(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
配電系統に連系した太陽光発電機の発電を要因とする三相交流の不平衡率と、非太陽光発電時における該系統の三相交流の正相電流と逆送相流との関係式である近似関数と、予測対象時点における該系統の三相交流の正相電流および逆相電流の現在値とに基づいて、該系統に連系した太陽光発電機の不平衡予測総発電量を求める第１ステップと、
予測対象地域の位置情報および日時に基づき算出された快晴時の日射量と、前記太陽光発電機の総定格発電容量とに基づいて、該太陽光発電機の快晴時の総発電量である日射予測総発電量を求める第２ステップと、
前記不平衡予測総発電量が前記日射予測総発電量以上の場合に、該不平衡予測総発電量が小さくなるように補正する第３ステップと、
を含むことを特徴とする太陽光発電量予測方法。
【請求項２】
前記第３ステップは、予測対象時点以前の前記不平衡予測総発電量に対する前記日射予測総発電量の比に基づいて、補正を行うことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電量予測方法。
【請求項３】
前記第１ステップにおける近似関数は、日没後の負荷変動率が所定以下の範囲の正相電流および逆相電流から導出することを特徴とする請求項１または２に記載の太陽光発電量予測方法。
【請求項４】
配電系統に連系した太陽光発電機の発電を要因とする三相交流の不平衡率と、非太陽光発電時における該系統の三相交流の正相電流と逆送相流との関係式である近似関数と、予測対象時点における該系統の三相交流の正相電流および逆相電流の現在値とに基づいて、該系統に連系した太陽光発電機の不平衡予測総発電量を求め、該系統の運用を行う配電系統制御システムであって、
快晴時の日射量と、系統に連系する太陽光発電機の総定格発電容量とに基づいて、該太陽光発電機の快晴時の総発電量である日射予測総発電量を算出する最大値算出部と、
予測対象時点以前の前記不平衡予測総発電量に対する日射予測総発電量の比に基づく補正式を導出する補正式導出部と、
前記不平衡予測総発電量が前記日射予測総発電量以上の場合に、前記補正式に基づき該不平衡予測総発電量を補正する補正部と、
前記補正された不平衡予測総発電量に基づいて、前記系統の運用を行う切替制御部と、を備えることを特徴とする配電系統制御システム。
【請求項５】
該配電系統制御システムは、前記不平衡予測総発電量に対する前記日射予測総発電量の比が所定時間ごとに記憶される相対比データテーブルをさらに備え、
前記補正式導出部は、前記相対比データテーブルを参照して、前記補正式を導出することを特徴とする請求項４に記載の配電系統制御システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、配電系統に連系した太陽光発電機の総発電量を予測する太陽光発電量予測方法およびこれを適用した配電系統制御システムに関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来から、無尽蔵な太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換して発電を行う太陽光発電機の導入が促進されている。太陽光発電機の導入により、エネルギー源として石油等の天然資源に依存する割合を低減でき、地球環境の保全につながるとして期待されている。
【０００３】
近年、太陽光発電機の導入価格の低下、環境保全意識の高まり、および石油価格の変動による代替エネルギーへの転換需要により、一般家庭等にも太陽光発電機が普及しつつある。特に、新規に開発された住宅地などでは、地域全体に計画的に太陽光発電機を導入し、大規模な太陽光発電が行われるケースも出現し始めている。
【０００４】
一般家庭等に取り付けられた太陽光発電機は、電気事業者の送電線（配電系統）に連系している。そして、太陽光発電機の発電量の余剰分を連系する系統に折り返し、所定の電気事業者に売却している。売却電気量は、各家庭に設置された売電メータに記録される。
【０００５】
太陽光発電機が連系した区間において、事故が発生して停電すると、太陽光発電機の発電も停止する。これは、太陽光発電機が系統に折り返した電力により、停電の復旧作業を行っている作業員が感電してしまうおそれを排除するためである。
【０００６】
停止した太陽光発電機は、停電から復旧してもすぐに発電を再開できず、数分程度遅れて系統に連系される。このため停電から復旧する当初は、通常時には太陽光発電機の発電によって賄われる電力分も併せて、電気事業者（変電所）から系統に送出された電力で地域全体の負荷（実負荷）を賄わなければならない。しかし、電気事業者（変電所）からは、系統から送り出す送出電力量しか把握することができず、太陽光発電機の発電により賄われていた分を把握することができない。そのため、停電から復旧した瞬間に過負荷に陥り、二次的な停電事故に連鎖するおそれがある。
【０００７】
そこで従来、電気事業者は、系統から送り出していた送出電力量に、系統に連系された太陽光発電機の定格発電容量を積算して、配電線負荷管理（系統の運用、すなわち系統の切替等）を行っていた。また、このときに系統に送り出す必要がある電力量を想定して、配電設備を構築していた。
【０００８】
しかし、実際に太陽光発電機が発電し得るのは、定格発電容量の７割〜８割程度でしかない。また、時間帯や天候に応じて、太陽光発電機が賄う電力分は増減する。したがって、上記の基準によって配電線負荷管理を行うと、過剰な容量を準備していることになる。
【０００９】
今後、太陽光発電機の系統への連系のさらなる増加が予想されることから、太陽光発電機の総発電量ひいては実負荷を把握し、適切な配電線負荷管理を行えるようにする技術が望まれている。そこで、特許文献１には、電流測定機能を有する自動開閉器の測定値から正相電流および逆相電流を算出して、系統に連系した太陽光発電機の総発電量を予測する技術が提案されている。
【００１０】
また、特許文献２には、位置情報と日時から算出される快晴時の日射量、太陽光発電機の総定格発電容量、所定の係数から、系統に連系する太陽光発電機の快晴時の総発電量を予測する技術が提案されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１１】
【特許文献１】特願２００９−１８５５４３号明細書
【特許文献２】特願２００９−０３４１３４号明細書
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１２】
特許文献１の技術では、天候に依存せずに、太陽光発電機の総発電量の細かな変動まで予測することができる（特許文献１、図６参照）。しかし、この技術では、ごく稀に一定以上の誤差を生じることがある。また、特許文献２の技術は、概して快晴時の総発電量を予測しているため、曇天時などは発電量がもっと低い可能性があり、さらに改善の余地がある。
【００１３】
そこで、本発明は、配電系統に連系した太陽光発電機の総発電量を正確に予測可能な太陽光発電量予測方法およびこれを適用した配電系統制御システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１４】
上記課題を解決するために本発明にかかる太陽光発電量予測方法の代表的な構成は、配電系統に連系した太陽光発電機の発電を要因とする三相交流の不平衡率と、非太陽光発電時におけるこの系統の三相交流の正相電流と逆送相流との関係式である近似関数と、予測対象時点におけるこの系統の三相交流の正相電流および逆相電流の現在値とに基づいて、この系統に連系した太陽光発電機の不平衡予測総発電量を求める第１ステップと、予測対象地域の位置情報および日時に基づき算出された快晴時の日射量と、太陽光発電機の総定格発電容量とに基づいて、太陽光発電機の快晴時の総発電量である日射予測総発電量を求める第２ステップと、不平衡予測総発電量が日射予測総発電量以上の場合に、この不平衡予測総発電量が小さくなるように補正する第３ステップと、を含むことを特徴とする。
【００１５】
この構成では、不平衡予測総発電量が快晴時の総発電量である日射予測総発電量以上の場合に、不平衡予測総発電量が小さくなるように補正する。そのため、不平衡予測総発電量が実際の総発電量を大幅に上回るおそれを排除することができる。なお、予測対象時点とは、太陽光発電時の任意の時である。
【００１６】
上記第３ステップは、予測対象時点以前の不平衡予測総発電量に対する日射予測総発電量の比に基づいて、補正を行うとよい。不平衡予測総発電量の実際の総発電量との誤差は、少なくとも同日の場合には、時刻に拘らず一定の割合で生じる（比例関係にある）傾向がある。これより、予測対象時点以前の不平衡予測総発電量に対する日射予測総発電量の比に基づき補正を行うことで、実際の総発電量に近づけることが可能となる。
【００１７】
上記第１ステップにおける近似関数は、日没後の負荷変動率が所定以下の範囲の正相電流および逆相電流から導出するとよい。これにより、第１ステップで求める不平衡予測総発電量の精度を向上させることができる。
【００１８】
上記課題を解決するために本発明にかかる配電系統制御システムの代表的な構成は、配電系統に連系した太陽光発電機の発電を要因とする三相交流の不平衡率と、非太陽光発電時におけるこの系統の三相交流の正相電流と逆送相流との関係式である近似関数と、予測対象時点におけるこの系統の三相交流の正相電流および逆相電流の現在値とに基づいて、この系統に連系した太陽光発電機の不平衡予測総発電量を求め、この系統の運用を行う配電系統制御システムであって、快晴時の日射量と、系統に連系する太陽光発電機の総定格発電容量とに基づいて、太陽光発電機の快晴時の総発電量である日射予測総発電量を算出する最大値算出部と、予測対象時点以前の不平衡予測総発電量に対する日射予測総発電量の比に基づく補正式を導出する補正式導出部と、不平衡予測総発電量が日射予測総発電量以上の場合に、補正式に基づきこの不平衡予測総発電量を補正する補正部と、補正された不平衡予測総発電量に基づいて、系統の運用を行う切替制御部と、を備えることを特徴とする。
【００１９】
この構成によれば、不平衡予測総発電量≧日射予測総発電量の場合には、補正された不平衡予測総発電量に基づいて系統の運用が行われる。不平衡予測総発電量が日射予測総発電量を下回った場合には、補正していない不平衡予測総発電量に基づいて系統の運用が行われる。故に、より正確な不平衡予測総発電量に基づき、系統を運用することができる。なお、上述した太陽光発電量予測方法における技術的思想に対応する構成要素やその説明は、当該配電系統制御システムにも適用可能である。
【００２０】
当該配電系統制御システムは、不平衡予測総発電量に対する日射予測総発電量の比が所定時間ごとに記憶される相対比データテーブルをさらに備え、補正式導出部は、相対比データテーブルを参照して、補正式を導出するとよい。これにより、好適に補正式を導出することができる。
【発明の効果】
【００２１】
本発明によれば、配電系統に連系した太陽光発電機の総発電量を正確に予測可能な太陽光発電量予測方法およびこれを適用した配電系統制御システムを提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２２】
【図１】配電系統について説明する図である。
【図２】配電系統制御システムの構成を例示する図である。
【図３】太陽光発電機データテーブルの概要を例示する図である。
【図４】配電系統の１日の負荷変動を例示する図である。
【図５】相対比データテーブルの概要を例示する図である。
【図６】太陽光発電量予測方法について説明する図である。
【図７】不平衡予測総発電量の算出について説明する図である。
【図８】予測値算出部が算出した不平衡予測総発電量を実際の総発電量と比較した図である。
【図９】不平衡予測総発電量の補正方法について説明する図である
【図１０】不平衡予測総発電量の他の補正方法について説明する図である。
【発明を実施するための形態】
【００２３】
以下に添付図面を参照しながら、本発明の好適な実施形態について詳細に説明する。かかる実施形態に示す寸法、材料、その他具体的な数値等は、発明の理解を容易とするための例示に過ぎず、特に断る場合を除き、本発明を限定するものではない。なお、本明細書及び図面において、実質的に同一の機能、構成を有する要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略し、また本発明に直接関係のない要素は図示を省略する。
【００２４】
[配電系統１００]
図１は、配電系統１００について説明する図である。特に、図１（ａ）は太陽光発電時における配電系統１００を示し、図１（ｂ）は非太陽光発電時における配電系統１００を示し、図１（ｃ）は太陽光発電機１３０の接続形態を例示的に示している。
【００２５】
配電系統１００は、三相交流であって、変電所１１０ａ（１１０ｂ）から送り出された電流を複数の一般家庭１４０等に供給する。図１（ａ）、（ｂ）に示すように、一般家庭１４０等では、太陽光発電時において配電系統１００と太陽光発電機１３０（図１中、ＰＶは太陽光発電（Photovoltaic power generation）を表す）の双方から電力が供給され、非太陽光発電時においては必要となる電力が配電系統１００のみで賄われる。なお、ここでは、太陽光発電機１３０が発電した電力は、一般家庭１４０等で全て消費されるものとして図示している。
【００２６】
図１（ｃ）に示すように、太陽光発電機１３０は、電灯変圧器１３２を介して配電系統１００における三相（Ｕ、Ｖ、Ｗ）のうち任意の二相に接続する。そのため、太陽光発電機１３０の発電量が三相交流の不平衡率に影響を与えることとなる。いずれの二相に接続するかは、太陽光発電機１３０を設置する際に、近隣の接続状況を勘案して決定する。太陽光発電機１３０の接続形態（接続相と定格発電容量）の情報は、電気事業者において管理する。
【００２７】
配電系統１００には、配電区間１２２ごとに計測機器としてのセンサ内蔵自動開閉器１２０が設けられている。センサ内蔵自動開閉器１２０は、線路の開閉（ＯＮ／ＯＦＦ）を行う電子制御式の開閉器であって、さらに電流や電圧、力率等の電気パラメータ計測機能を有している。複数のセンサ内蔵自動開閉器１２０を制御することにより、配電系統１００の経路を切り替えることもできる。
【００２８】
よって、例えば事故が発生した場合には、その配電区間１２２への電力供給を近傍のセンサ内蔵自動開閉器１２０の経路を切り替えることにより停止することができる。このような場合、事故区間に隣接する区間も一時的に電力が停止してしまうこともあるが、１つの配電区間１２２には１つの変電所１１０ａからしか電力が供給できないわけではなく、また順送電（通常の送電方向で送電）でしか電力を供給できないわけでもないので、他の変電所１１０ｂからの逆送電（通常と逆の送電方向で送電）等により早期に電力供給が復旧し得る。
【００２９】
センサ内蔵自動開閉器１２０は、計測した電気パラメータのデータを後述する配電系統制御システム２００（図２参照）に送信する。詳細には、計測された電流、電圧を、位相情報を含む複素ベクトルに変換して送信する。この変換方法については、当業者にとって周知であるため、説明を省略する。
【００３０】
[配電系統制御システム２００]
図２は、配電系統制御システム２００の構成を例示する図である。図２に例示するように、配電系統制御システム２００は、システム制御部２１０、入力部２１２、出力部２１４、記憶部２１６、予測値算出部２２０、最大値算出部２３０、補正式導出部２４０、補正部２５０、切替制御部２６０を包含する。
【００３１】
システム制御部２１０は、中央処理装置（ＣＰＵ：Central Processing Unit）を含んで構成されるコンピュータシステムであり、配電系統制御システム２００全体を制御する。
【００３２】
入力部２１２は、キーボードやマウス、タッチパネル、あるいはファイル入出力装置やネットワークを通じたデータ通信等により、外部から所定の情報を入力する。例えば後述する太陽光発電機データテーブル２１６ａに、配電系統１００に連系した太陽光発電機１３０のデータを入力する。
【００３３】
出力部２１４は、ディスプレイやプリンタ等で構成され、使用者に情報を表示したり、印刷を行ったりする。また、出力内容をデータとして記録媒体に保存したり、ネットワークを通じたデータ通信やウェブ表示などを行ったりすることも可能である。
【００３４】
記憶部２１６は、ＲＯＭ、ＲＡＭ、ＥＥＰＲＯＭ、不揮発性ＲＡＭ、フラッシュメモリ、ＨＤＤ等で構成される。記憶部２１６は、センサ内蔵自動開閉器１２０の計測データを記憶していて、太陽光発電機データテーブル２１６ａおよび後述する相対比データテーブル２１６ｂを有している。
【００３５】
図３は、太陽光発電機データテーブル２１６ａの概要を例示する図である。図３に例示するように、太陽光発電機データテーブル２１６ａには、配電系統１００に連系した太陽光発電機１３０の各々の接続相、定格発電容量が記憶されている。太陽光発電機データテーブル２１６ａは、随時更新可能なデータベースとすることが望ましく、例えばハードディスクやＣＤ−ＲＯＭなどの記憶媒体で構成される。
【００３６】
（不平衡予測総発電量を求めるための構成）
予測値算出部２２０は、第１演算部２２２、第２演算部２２４、第３演算部２２６、第４演算部２２８を有し、太陽光発電機１３０の不平衡予測総発電量を算出する。
【００３７】
第１演算部２２２は、太陽光発電機データテーブル２１６ａを参照して、配電系統１００の接続相ごと（ＰＷＵ,ＰＵＶ,ＰＶＷ）の総定格発電容量を取得し、各線間の定格発電電流値（ＩＷＵ,ＩＵＶ,ＩＶＷ）を算出する。そして、以下の式１〜式３に基づき線間の定格発電電流を単一相の定格発電電流（ＩＵ,ＩＶ,ＩＷ）に変換する。
ＩＵ＝ＩＷＵ−ＩＵＶ      …（式１）
ＩＶ＝ＩＵＶ−ＩＶＷ      …（式２）
ＩＷ＝ＩＶＷ−ＩＷＵ      …（式３）
【００３８】
さらに、第１演算部２２２は、定格発電電流（ＩＵ,ＩＶ,ＩＷ）を正相電流、逆相電流に換算して、太陽光発電機１３０の発電を要因とする三相交流の不平衡率αを算出する（すなわち、この太陽光発電機１３０による不平衡率は、机上計算による演算値である）。配電系統１００に連系した太陽光発電機１３０は概して同一に動き（晴天時には、総じて発電量が増加し、曇天時には総じて発電量が減少する）、三相交流のバランスが維持されるためこの不平衡率は常時一定であると考えることができる。なお、本実施形態での太陽光発電機１３０の発電を要因とするとは、太陽光発電機１３０の発電のみによるものとする。
【００３９】
第２演算部２２４は、負荷を要因とする三相交流の正相電流および逆相電流の近似関数を導出する。かかる近似関数は、不平衡予測総発電量の精度に直結するため、太陽光発電機１３０を配電系統１００から解列して、予測対象時点たる昼間の正相電流および逆相電流から導出できれば最適である。しかし、連係した太陽光発電機１３０を全て解列することは不可能である。
【００４０】
そのため、第２演算部２２４は、記憶部２１６に記憶されたセンサ内蔵自動開閉器１２０の非太陽光発電時の計測データを参照して、負荷を要因とする三相交流の正相電流および逆相電流の近似関数を導出する。需要家の生活パターンは特殊な電気機器が使用されていなければ総じて一定であり、昼夜問わず線間負荷の傾向を一律と考えることができるからである。
【００４１】
本実施形態において、第２演算部２２４は昼間の負荷傾向をできるだけ反映させるために、日没後の負荷変動率が所定以下の範囲の正相電流および逆相電流から近似関数を導出する。図４は、配電系統１００の１日の負荷変動を例示する図である。図４に例示するように、ここでの負荷変動率が所定以下の範囲は、２０時〜２３時となる。なお、この所定以下の範囲は、都合に応じて適宜選択する（任意に定める）ことができる。
【００４２】
詳述すると、非太陽光発電時としては、日没後（夜間）と雨天時が想定される。しかし雨天であることを知るためには別途に気象情報を取得して照らし合わせなくてはならず、また日によっては雨天の間に晴れ間が見えるなど、天候は不安定である。これに対し日没後は確実に太陽光発電していないといえるため、取り扱いやすい。
【００４３】
日没後であっても、昼間と同様の負荷傾向にある時間帯を選択することが好ましい。表１に示すように、２０時〜３時半までの正相電流および逆相電流から導出した近似関数に比して、２０時〜２３時までの正相電流および逆相電流から導出した近似関数を用いて、不平衡予測総発電量を求めた方が実際の総発電量との平均誤差が低くなる。これは、明朝近くになると貯湯式温水器等の電源が入るので、昼間とは異なる負荷傾向になってしまうためと考えられる。
【００４４】
また、表１に示すように、同曜日に導出した近似関数を用いて不平衡予測総発電量を求めた方が、実際の総発電量との平均誤差が低くなる。同曜日ならば、負荷傾向が類似しやすいためである。よって、好適な具体例としては、不平衡予測総発電量を求める一週間前の同曜日の２０時〜２３時までの正相電流および逆相電流から近似関数を導出するとよい。なお、表１中の平休日入替とは、平日の計測データから導出した近似関数を用いて休日の不平衡予測総発電量を求めた場合、または休日の計測データから導出した近似関数を用いて平日の不平衡予測総発電量を求めた場合である。
【００４５】
【表１】
0005477038.tif 000002
【００４６】
第３演算部２２６は、予測対象時点のセンサ内蔵自動開閉器１２０の計測データから、配電系統１００に連系した太陽光発電機１３０の発電および負荷を要因とし得る三相交流の正相電流および逆相電流の現在値を算出する。ここでいう「現在」とは、演算を行っているときとは限らず、太陽光発電量を知りたいとき（すなわち、予測対象時点）をいい、非太陽光発電時が過去の値であることとの対比において「現在」と表現している。
【００４７】
なお、配電系統１００が停電から復旧する時刻においては、当然ながら復旧時の正相電流および逆相電流の現在値は得られない。しかし、停電から数分の間に復旧する場合には、停電直前の正相電流および逆相電流の現在値を適用してよく、概ね良好な精度で不平衡予測総発電量を求めることができる。
【００４８】
第４演算部２２８は、第１演算部２２２が算出した不平衡率、第２演算部２２４が導出した近似関数、第３演算部２２６が算出した正相電流および逆相電流の現在値に基づいて、配電系統１００における太陽光発電機１３０の不平衡予測総発電量を求める。かかる不平衡予測総発電量の具体的な求め方については後述する。
【００４９】
（日射予測総発電量を求めるための構成）
最大値算出部２３０は、日射量演算部２３２、発電量演算部２３４を有し、太陽光発電機１３０の快晴時の総発電量である日射予測総発電量を算出する。
【００５０】
日射量演算部２３２は、式４に基づき快晴時の日射量を算出する。本実施形態では、南向きであって水平面に対して３０°の角度で太陽光発電機１３０が設置されていることを想定し、この太陽光発電機１３０に対する快晴時の日射量を算出する。なお、式４中の太陽高度、大気外日射強度、大気透過率、大気質量は、予測対象地域の位置情報（緯度、経度、標高）および日時から算出される。これらの算出方法は、当業者にとって周知であるため詳細な説明を省略する。
【００５１】
【数１】
0005477038.tif 000003
【００５２】
発電量演算部２３４は、日射量演算部２３２が算出した快晴時の日射量、太陽光発電機データテーブル２１６ａより取得した予測対象地域の太陽光発電機１３０の総定格発電容量、および所定の係数を用いて、式５に基づき日射予測総発電量を算出する。
日射予測総発電量＝日射量×総定格発電容量×係数      …（式５）
【００５３】
上記の所定の係数は、モデル地域等での実際のデータ（実測値）を用いて、式５に基づき回帰分析を行い決定される。かかる係数は、任意の単位期間（例えば月ごと）に設定されることで精度が保持される。なお、この所定の係数は予め記憶部２１６に記憶されていてもよいし、入力部２１２から入力されてもよい。
【００５４】
（不平衡予測総発電量を補正するための構成）
上述したように、予測値算出部２２０により不平衡予測総発電量が求められ、最大値算出部２３０により日射予測総発電量が求められる。図５は、相対比データテーブル２１６ｂの概要を例示する図である。図５に例示するように、相対比データテーブル２１６ｂには、所定時間ごと（例えば１分ごと）に、不平衡予測総発電量、日射予測総発電量が記憶される。
【００５５】
補正式導出部２４０は、不平衡予測総発電量≧日射予測総発電量の場合に、相対比データテーブル２１６ｂに不平衡予測総発電量に対する日射予測総発電量の比（日射予測総発電量／不平衡予測総発電量）を記憶させる。不平衡予測総発電量＜日射予測総発電量の場合には、比として１を記憶させる。
【００５６】
また、補正式導出部２４０は、相対比データテーブル２１６ｂを参照して、以下の補正式（式６）を導出する。ここでの、補正項Ａは、相対比データテーブル２１６ｂに記憶された予測対象時点（停電時）の比、または予測対象時点付近の比の平均値である。例えば、この比の予測対象時点直前の３０分間の比の平均値とすることができる。なお、式６は極めて簡略な比例式として例示しているが、さらに定数を加えたり、多元多項式を用いたりしてもよい。
補正後の不平衡予測総発電量＝不平衡予測総発電量×補正項Ａ      …（式６）
【００５７】
補正部２５０は、補正式導出部２４０が導出した補正式（式６）に基づき不平衡予測総発電量を補正する。ここで不平衡予測総発電量＜日射予測総発電量の場合には比として１を記憶していることから、結果的に、不平衡予測総発電量≧日射予測総発電量の場合にのみ不平衡予測総発電量が小さくなるように補正される。なお、補正部２５０が不平衡予測総発電量と日射予測総発電量とを比較して、不平衡予測総発電量の方が大きい場合にのみ補正を行うようにしてもよい。
【００５８】
これはすなわち、快晴時の日射量を超えて発電をすることは通常はないことから、日射量計算に基づく発電量を最大発電量と考えることができるため、不平衡予測総発電量であってこれを超えたものについては小さくするように補正するものである。また、不平衡予測総発電量が適切に予測できていれば、快晴時の日射量に基づく発電量以下となるため、不平衡予測総発電量をそのまま適用すればよい。これにより常に、発電量を超えて且つできるだけ小さめな適正値を予測することが可能となる。
【００５９】
切替制御部２６０は、補正された不平衡予測総発電量に基づいて、配電線負荷管理（配電系統１００の運用、すなわち配電系統１００の切替等）を行う。これにより、不必要に大きな電流量を確保する必要がないため、コスト低減や供給信頼度の向上といった効果を奏する。
【００６０】
[太陽光発電量予測方法]
以下、配電系統制御システム２００が適用する太陽光発電量予測方法について具体的に説明する。図６は、太陽光発電量予測方法について説明する図である。図７は、不平衡予測総発電量の算出について説明する図である。
【００６１】
図６に示すように、まず予測対象時点の不平衡予測総発電量と日射予測総発電量を求める。不平衡予測総発電量は、予測値算出部２２０がＳ３０２〜Ｓ３１４によって算出する。なお、以下では、特定の区間の不平衡予測総発電量を求める場合には、上流側から下流側を引いた区間電流を用いるものとする。
【００６２】
（不平衡率に基づく発電量の予測方法）
詳述すると、まず入力部２１２より予測対象地域および日時が入力される（Ｓ３０２）。そして、この予測対象地域に基づき、第１演算部２２２が、太陽光発電機データテーブル２１６ａを参照して、配電系統１００に連系した各太陽光発電機１３０の接続形態（接続相と定格発電容量）から、接続相ごとの総定格発電容量を取得する（Ｓ３０４）。そして第１演算部２２２が、上述した計算に基づき、太陽光発電機１３０の発電を要因とする三相交流の不平衡率αを算出する（Ｓ３０６）。この不平衡率αは、いわば太陽光発電機１３０が発電した場合にどのような軌跡で配電系統１００の負荷が変動するかを示すものである。
【００６３】
上記過程は、正相電流と逆相電流のグラフ上において、図７（ａ）のように表される。すなわち、各太陽光発電機１３０の接続相と定格発電容量から求められた正相電流、逆相電流をグラフ上にプロットして、０値（原点）と結んだ直線の傾き（比例定数）の逆数が不平衡率αとなる。
【００６４】
次に第２演算部２２４が、記憶部２１６に記憶されたセンサ内蔵自動開閉器１２０の計測データを参照して、配電系統１００の三相交流の正相電流と逆相電流から近似関数を導出する（Ｓ３０８）。本実施形態では、この近似関数の精度の向上を図るため、特に予測対象時点と同曜日であって、日没後の負荷変動率が所定以下の範囲の正相電流および逆相電流を用いて、近似関数を導出する。
【００６５】
上記過程は、正相電流と逆相電流のグラフ上において、図７（ｂ）のように表される。すなわち、Ｓ３０８で導出する近似関数は、日没後の負荷変動率が所定以下の範囲の正相電流および逆相電流のプロットに対する近似式である。なお、図７（ｂ）では、この近似関数を１次関数のように図示した。しかし、本実施形態はこれに限定するものではなく、近似関数をいかなる関数（１次関数、２次関数などの多次関数）にしてもよい。
【００６６】
次に第３演算部２２６が、予測対象時点におけるセンサ内蔵自動開閉器１２０の計測データに基づき、正相電流および逆相電流の現在値を算出する（Ｓ３１０）。
【００６７】
上記過程は、正相電流と逆相電流のグラフ上において、図７（ｃ）のように表される。すなわち、Ｓ３１０における正相電流、逆相電流の現在値はプロットＩとして表される。
【００６８】
次に第４演算部２２８が、上記の現在値を包含し、かつＳ３０６で算出した不平衡率αの逆数を傾き（比例定数）とする１次近似関数を導出して、この１次近似関数とＳ３０８で導出した近似関数との交点（プロットＭ）を決定する（Ｓ３１２）。そして、現在値からこの交点までのベクトルを算出して、不平衡予測総発電量を求める（Ｓ３１４）。
【００６９】
上記過程は、正相電流と逆相電流のグラフ上において、図７（ｄ）、図７（ｅ）のように表される。すなわち、不平衡率αの逆数を傾きとし、プロットＩを通過するように１次近似関数が導出され、Ｓ３１２における交点（プロットＭ）が決定される。そして、プロットＩからプロットＭまでのベクトルが算出され、Ｓ３１４における不平衡予測総発電量がこのベクトルの大きさとして求められる。なお、０値（原点）からプロットＭまでのベクトルの大きさは配電系統１００における実負荷を表し、０値（原点）からプロットＩまでのベクトルの大きさは配電系統１００から供給される電力を表す。
【００７０】
偶然にもＳ３０６で算出した不平衡率αの逆数（１次近似関数の傾き）と、Ｓ３０８の近似関数の傾き（不平衡率）とが一致してしまった場合には、ベクトルを算出することができない。このような場合には、予測対象となる区間を拡縮するようにセンサ内蔵自動開閉器１２０の設置位置を変更して、予測条件（各近似関数の傾きのいずれかの値）を変動させるとよい。これにより、三相交流のバランスが崩れるためベクトルの算出が可能となる。
【００７１】
（日射量に基づく発電量の予測方法）
一方、日射予測総発電量は、最大値算出部２３０がＳ３０２〜Ｓ３０４、Ｓ３２０〜Ｓ３２２によって算出する。詳述すると、まず入力部２１２により予測対象地域および日時が入力される（Ｓ３０２）。そして、発電量演算部２３４が、太陽光発電機データテーブル２１６ａを参照して、この予測対象地域の太陽光発電機１３０の総定格発電容量を取得する（Ｓ３０４）。
【００７２】
次にＳ３０２で入力された予測対象地域および日時に基づき、日射量演算部２３２が式４に基づき快晴時の日射量を算出する（Ｓ３２０）。
【００７３】
次に発電量演算部２３４が、Ｓ３２０で算出した快晴時の日射量、Ｓ３０４で取得した総定格発電容量を用いて、式５に基づき太陽光発電機１３０の日射予測総発電量を算出する（Ｓ３２２）。
【００７４】
なお、上述した不平衡予測総発電量の算出（Ｓ３０２〜Ｓ３１４）と、日射予測総発電量（Ｓ３０２〜Ｓ３０４、Ｓ３２０〜Ｓ３２２）の算出は、どちらを先に行ってもよい。
【００７５】
（不平衡予測総発電量の補正方法）
図８は、予測値算出部２２０が算出した不平衡予測総発電量を実際の総発電量と比較した図である。上述した方法で求めた不平衡予測総発電量は、図８（ａ）に示すように実際の総発電量をほぼ反映する。しかし、図８（ｂ）に示すように、ごく稀ではあるが、配電系統１００の負荷傾向がＳ３０６で導出した近似関数と大きく異なる場合には、一定以上の誤差を生じることがある。
【００７６】
不平衡予測総発電量の実際の総発電量との誤差は、少なくとも同日の場合には時刻に拘らず一定の割合で生じる傾向がある（比例関係にある。グラフ上においては、おおむね相似形となる）。すなわち、不平衡予測総発電量を上下に拡大・縮小すると、実際の総発電量にほぼ一致する。
【００７７】
本実施形態では、不平衡予測総発電量を算出する度に、補正式導出部２４０が不平衡予測総発電量と快晴時の総発電量である日射予測総発電量（すなわち最大値）を比較する（Ｓ３２４）。不平衡予測総発電量が日射予測総発電量以上の場合には（Ｓ３２４Ｙｅｓ）、相対比データテーブル２１６ｂに比（日射予測総発電量／不平衡予測総発電量）を記憶させる（Ｓ３２６）。不平衡予測総発電量が日射予測総発電量を下回った場合には（Ｓ３２４Ｎｏ）、比として１を記憶させる（Ｓ３２８）。
【００７８】
そして、補正式導出部２４０は、予測対象時点における補正式を導出する（Ｓ３３０）。次に補正部２５０が、不平衡予測総発電量にこの補正式を適用して、補正後の不平衡予測総発電量を算出する（Ｓ３３２）。
【００７９】
なお、補正式導出部２４０は相対比データテーブル２１６ｂへの所定時間ごとの比の記憶は随時行い、上記のＳ３３０、Ｓ３３２の補正の適用は特定の条件下で行うものとしてもよい。例えば、入力部２１２より、予測対象時点が入力され、その時刻における太陽光発電機１３０の総発電量を予測する指示がなされた場合にのみ、随時入力していた比を参照して補正を実行するものとする。
【００８０】
図９は、不平衡予測総発電量の補正方法について説明する図である。図９（ａ）は補正前の不平衡予測総発電量を示しており、図９（ｂ）では補正後の不平衡予測総発電量を示している。ここでは、補正項Ａを相対比データテーブル２１６ｂに記憶された比の予測対象時点直前の３０分間の平均値として、不平衡予測総発電量を補正する。
【００８１】
表２は、配電線許容電流が６００Ａの系統における補正前の不平衡予測総発電量と、上記の補正後の不平衡予測総発電量の平均誤差、最大誤差を示している。表２に示すように、かかる補正を行うと、平均誤差、最大誤差ともに低減される。ここでは、補正の結果、センサ内蔵自動開閉器１２０の誤差を５０Ａ程度見込むだけで、安全な配電線負荷管理を行えるようになることが分かる。
【００８２】
【表２】
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【００８３】
（不平衡予測総発電量の他の補正方法）
図１０は、不平衡予測総発電量の他の補正方法について説明する図である。上記実施形態においては、不平衡予測総発電量に、日射予測総発電量／不平衡予測総発電量の比をかけて補正するように説明した。これに対し図１０（ａ）、（ｂ）に示すように、不平衡予測総発電量が日射予測総発電量を超える時刻においては日射予測総発電量の値を用いる（カットする）ように補正してもよい。ただし、上記実施形態のように比を用いて補正した方が、不平衡予測総発電量が日射予測総発電量を下回る時刻における不平衡予測総発電量を小さくすることができるため、より小さめな適正値を予測することが可能である。
【００８４】
以上、添付図面を参照しながら本発明の好適な実施形態について説明した。上述した太陽光発電量予測方法（配電系統制御システム２００）によれば、不平衡予測総発電量≧日射予測総発電量の場合には不平衡予測総発電量の補正が行われるため、常時、所定の精度で太陽光発電機１３０の総発電量を求めることが可能となる。
【００８５】
なお、本発明は係る例に限定されないことは言うまでもない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇内において、各種の変更例または修正例に想到し得ることは明らかであり、それらについても当然に本発明の技術的範囲に属するものと了解される。
【００８６】
例えば、快晴時の日射量は、ＡＭＥＤＡＳ等の観測データを用いて算出してもよい。また、本実施形態にて開示した式を用いずに、各パラメータの算出に他の演算を採用してもよい。
【産業上の利用可能性】
【００８７】
本発明は、配電系統に連系した太陽光発電機の総発電量を予測する太陽光発電量予測方法およびこれを適用した配電系統制御システムに利用することができる。
【符号の説明】
【００８８】
１００…配電系統、１１０ａ、１１０ｂ…変電所、１２０…センサ内蔵自動開閉器、１２２…配電区間、１３０…太陽光発電機、１３２…電灯変圧器、１４０…一般家庭、２００…配電系統制御システム、２１０…システム制御部、２１２…入力部、２１４…出力部、２１６…記憶部、２１６ａ…太陽光発電機データテーブル、２１６ｂ…相対比データテーブル、２２０…予測値算出部、２２２…第１演算部、２２４…第２演算部、２２６…第３演算部、２２８…第４演算部、２３０…最大値算出部、２３２…日射量演算部、２３４…発電量演算部、２４０…補正式導出部、２５０…補正部、２６０…切替制御部
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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