(57)【要約】  本発明にかかる配電系統管理装置（１）は、日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられる通信ネットワークおよびメータデータ管理装置（２０）を介して取得する通信部（１６）と、日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量推定部（１１）と、を備える。
2017090152.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークを介して取得する取得部と、
前記日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量推定部と、
を備えることを特徴とする配電系統管理装置。
【請求項２】
前記取得部は、さらに、前記配電線に接続される複数の太陽光発電設備のうち全量買取契約の対象である全量買取太陽光発電設備の発電量を計測するスマートメータである全量買取スマートメータの計測値を、前記スマートメータネットワークを介して取得し、
前記発電量推定部は、前記日射量と前記全量買取スマートメータの計測値とに基づいて、前記配電線に接続されるそれぞれの前記太陽光発電設備の発電量を推定することを特徴とする請求項１に記載の配電系統管理装置。
【請求項３】
前記全量買取スマートメータに接続する前記全量買取太陽光発電設備の設置位置と前記日射計の設置位置とを計測点とし、
前記発電量推定部は、前記太陽光発電設備の発電量を、該太陽光発電設備との距離が短い順に選択した３点の前記計測点の計測値に基づいて推定することを特徴とする請求項２に記載の配電系統管理装置。
【請求項４】
前記配電線に接続される前記太陽光発電設備による発電量の総和である総太陽光発電量を推定する総発電量算出部と、
前記総太陽光発電量と前記配電線の上流側の端点において計測された潮流とに基づいて前記配電線に接続される総負荷量を推定する総負荷算出部と、
を備えることを特徴とする請求項１、２または３に記載の配電系統管理装置。
【請求項５】
過去の前記総負荷量に基づいて、当日の総負荷量を算出する負荷算出部、
を備えることを特徴とする請求項４に記載の配電系統管理装置。
【請求項６】
前記当日の総負荷量に基づいて、前記配電線に接続される電圧制御機器の制御量を決定する電圧制御部、
を備えることを特徴とする請求項５に記載の配電系統管理装置。
【請求項７】
前記発電量推定部は、前記日射量に前記日射量を発電効率に変換するための係数を乗算することにより前記発電効率を算出し、前記発電効率に基づいて発電量の推定対象の前記太陽光発電設備の発電量を推定し、同一条件の過去の前記日射量に基づいて、該日射量を計測した前記日射計が劣化したと判断した場合、該日射計に対応する前記日射量に乗算する前記係数を変更することを特徴とする請求項１から６のいずれか１つに記載の配電系統管理装置。
【請求項８】
前記日射計は、電柱に設置されることを特徴とする請求項１から７のいずれか１つに記載の配電系統管理装置。
【請求項９】
前記日射計は、移動体通信システムの中継塔に設置されることを特徴とする請求項１から８のいずれか１つに記載の配電系統管理装置。
【請求項１０】
高圧系統の配電線と、
前記配電線に接続される複数の太陽光発電設備と、
電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークと、
日射量を計測する日射計と、
配電系統管理装置と、を備え、
前記配電系統管理装置は、
前記日射量を、前記スマートメータネットワークを介して取得する取得部と、
前記日射量に基づいて、前記複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量推定部と、
を備えることを特徴とする配電系統管理システム。
【請求項１１】
日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークを介して取得する第１のステップと、
前記日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する第２のステップと、
を備えることを特徴とする発電量推定方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、配電系統内の発電量を算出する配電系統管理装置、配電系統管理システムおよび発電量推定方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
配電系統は、一般に高圧系統と低圧系統とから構成され、一般需要家の受電端はこの低圧系統に接続されている。高圧系統は通常は６６００Ｖであり、低圧系統は一般には１００Ｖ〜２００Ｖである。なお、以下では、特に断らない限り、配電系統は高圧系統を指す。【０００３】
配電系統の設備計画のためには、配電系統の負荷量をできるだけ正確に把握することが望ましい。また、近年、検討されているスマートコミュニティーにおいては、コミュニティー内に分散して設置される電源装置やエネルギー貯蔵装置の運用計画、および電力会社等からの買電計画のために、配電系統の負荷量および発電量を把握することが望ましい。【０００４】
一方、一般に、配電線の送り出し点付近には電圧、電流等を把握するセンサーが設置される。したがって、配電系統内の発電量がわかれば、センサーの計測値と発電量を用いて負荷量を把握することができる。【０００５】
昨今、配電系統へは住宅用太陽光発電システムまたはメガソーラー等、大小様々な太陽光発電システムが連系されてきている。太陽光発電システムによる発電量は日射量により変動する。下記特許文献１には、太陽光発電システムによる日射量を日射計により計測する負荷推定装置が記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２０１３−１６２６６６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
しかしながら、上記のように日射量を計測することにより発電量を求める場合、負荷推定装置と日射計との間に通信回線を設ける必要ありコストが増加する、という問題があった。また、負荷量の推定対象となる全ての需要家の近傍に日射計を配置して発電量を求める必要があり、コストが増加するという問題があった。【０００８】
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、コストの増加を抑えて配電系統内の発電量を把握することができる配電系統管理装置を得ることを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明にかかる配電系統管理装置は、日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークを介して取得する取得部を備える。また、配電系統管理装置は、日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量推定部、を備える。
【発明の効果】
【００１０】
本発明にかかる配電系統管理装置は、コストの増加を抑えて配電系統内の発電量を把握することができるという効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】実施の形態１の配電系統管理システムの一例を示す図
【図２】実施の形態１の配電系統管理装置の構成例を示す図
【図３】実施の形態１のメータデータ管理装置の構成例を示す図
【図４】実施の形態１の計算機システムの構成例を示す図
【図５】実施の形態１のスマートメータの構成例を示す図
【図６】実施の形態１の通信ユニットの構成例を示す図
【図７】実施の形態１のスマートメータが送信する計測データの一例を示す図
【図８】実施の形態１の計測装置が送信する計測データの一例を示す図
【図９】メータデータ管理装置におけるスマートメータの計測値の処理手順の一例を示すフローチャート
【図１０】実施の形態１のＳＭ番号データの一例を示す図
【図１１】実施の形態１のメータデータ管理装置の記憶部に保持されている契約データの一例を示す図
【図１２】実施の形態１の配電系統管理装置における負荷データ算出処理手順の一例を示すフローチャート
【図１３】実施の形態１の太陽光発電設備データの構成例を示す図
【図１４】実施の形態１の日射計位置データの構成例を示す図
【図１５】実施の形態１の全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量の推定方法の一例を示す図
【図１６】実施の形態１の２４時間分の総負荷量の概念を示す図
【図１７】実施の形態１の電圧制御手順の一例を示すフローチャート
【図１８】実施の形態１の当日の総負荷量の算出方法の概念を示す図
【図１９】実施の形態１の日射計の計測値の変化の一例を示す図
【図２０】実施の形態２にかかる配電系統電圧制御システムの構成例を示す図
【図２１】実施の形態３にかかる配電系統電圧制御システムの構成例を示す図
【発明を実施するための形態】
【００１２】
以下に、本発明の実施の形態にかかる配電系統管理装置、配電系統管理システム、計測装置および配電系統管理方法を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。
【００１３】
実施の形態１．
図１は、本発明にかかる実施の形態１の配電系統管理システムの一例を示す図である。図１において、電圧制御機器７は、例えば変電所に設置された配電用変圧器としてのＬＲＴ（Load  Ratio  Control  Transformer：負荷時タップ切替器付変圧器）である。電圧制御機器７の二次側には母線８が接続されている。母線８には２本の配電線９−１，９−２が並列に接続されている。配電線９−１，９−２は、高圧系統の配電線である。なお、図１では、２本の配電線が接続される例を示しているが、母線８に接続される配電線の数は２本に限定されない。
【００１４】
配電線９−１は、一端が遮断器６−１を介して母線８に接続されている。配電線９−１には、上流側の端点に配電線９−１の送り出しの電圧および潮流を計測する計測装置である高圧センサー５−１が設置されている。配電線９−２は、一端が遮断器６−２を介して母線８に接続されている。配電線９−２には、上流側の端点に配電線９−２の送り出しの電圧および潮流を計測する計測装置である高圧センサー５−２が設置されている。遮断器６−１と高圧センサー５−１は一体化して構成されてもよく、遮断器６−２と高圧センサー５−２は一体化して構成されてもよい。
【００１５】
高圧センサー５−１，５−２は、電圧、および潮流を例えば一定周期ごとに計測し、計測した結果の一定時間の平均値を計測情報として送信する。高圧センサー５−１，５−２の計測周期および平均値を算出する際の一定時間はどのような値を用いてもよいが、例えば、計測周期を１秒とし、平均値を算出する際の一定時間を１分とする。高圧センサー５−１，５−２は通信機能を有し、通信ネットワーク２に接続されている。高圧センサー５−１，５−２は、通信ネットワーク２を介して、定期的に計測情報を配電系統管理装置１に送信する。なお、高圧センサー５−１，５−２が、定期的に計測情報を送信するのではなく、配電系統管理装置１から計測情報の送信を要求する指示を受信した場合に、計測情報を送信するようにしてもよい。
【００１６】
配電線９−１には、負荷３−１〜３−３および太陽光発電設備４−１，４−２が接続されている。負荷３−１，３−２，３−３は、それぞれ需要家単位の負荷を示す。負荷３−１は、需要家３０−１の負荷であり、負荷３−２は、需要家３０−２の負荷であり、負荷３−３は、需要家３０−３の負荷である。なお、図１では、配電線９−１に接続される負荷および太陽光発電設備の一部を示しており、配電線９−１には、図１に図示した以外の負荷および太陽光発電設備も接続されている。また、図１では、図の簡略化のため配電線９−２に接続される負荷および太陽光発電設備を省略しているが、配電線９−２にも負荷および太陽光発電設備が接続される。
【００１７】
図１に示すように、需要家３０−１は、太陽光発電設備４−１を有し、需要家３０−２は、太陽光発電設備４−２を有する。需要家３０−３は、太陽光発電設備を有していない。需要家３０−１は、電気事業者との間で、太陽光発電設備４−１による全発電量を売電する全量買取契約を結んでいる。すなわち、太陽光発電設備４−１は全量買取契約の対象となる発電設備である。需要家３０−２は、電気事業者との間で太陽光発電設備４−２による発電量から負荷３−２を差し引いた余剰分を売電する余剰買取契約を結んでいる。
【００１８】
スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３は、自動検針のための電力計であり通信機能を有する。なお、図では、スマートメータをＳＭ（Smart  Meter）と略す。全量買取契約を結んでいる需要家３０−１の太陽光発電設備４−１には、太陽光発電設備４−１の発電量を計測するスマートメータ３２が接続される。また、太陽光発電設備４−１の負荷３−１には、スマートメータ３１−１が接続される。余剰買取契約を結んでいる需要家３０−２の負荷３−２および太陽光発電設備４−２には、スマートメータ３３が接続される。需要家３０−３の負荷３−３には、スマートメータ３１−２が接続される。スマートメータ３１−１，３１−２は、下り方向、すなわち電気事業者から需要家へ向かう方向の電力量を計測する。スマートメータ３２は、上り方向、すなわち需要家から電気事業者へ向かう方向の電力量を計測する。スマートメータ３３は、上り方向の電力から下り方向の電力量を引いた電力量を計測する。なお、スマートメータ３１−１，３１−２を区別せずに示す場合には、スマートメータ３１とも記載する。
【００１９】
スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３は、通信ネットワーク２１を介してメータデータ管理装置２０に接続される。スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３は、一定の計測周期で電力量を計測し、計測した電力量をメータデータ管理装置２０へ送信する。すなわち、通信ネットワーク２１は、スマートメータにより計測された計測データが送受信されるための通信ネットワークである。本実施の形態では、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３の計測周期は、３０分とする。なお、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３の計測周期は３０分に限定されない。
【００２０】
配電系統管理装置１は、全量買取契約を結んでいる需要家の太陽光発電設備、すなわち全量買取契約の対象である太陽光発電設備の発電量を計測するスマートメータの計測値を用いて配電系統内の負荷量を推定する。以下、全量買取契約を結んでいる需要家の太陽光発電設備の発電量を計測するスマートメータを全量買取スマートメータと省略して記載する。図１のスマートメータ３２は全量買取スマートメータである。配電系統管理装置１は、管理の対象とする配電系統を所管する営業所または制御所等に設置することができる。
【００２１】
電圧制御機器７は、電圧制御機器７を制御する電圧制御装置８０に接続される。配電系統管理装置１は、電圧制御装置８０に対して、通信ネットワーク２経由で電圧制御量として、例えば、電圧制御範囲の上下限を示す情報を送信する。電圧制御装置８０は、配電系統管理装置１から受信した情報に基づいて電圧制御機器７を制御する。配電線９−１，９−２には、図示しない複数の電圧制御機器が接続され、これらの電圧制御機器はそれぞれ電圧制御装置により制御される。これらの電圧制御装置のうち少なくとも一部が、電圧制御装置８０と同様に、配電系統管理装置１から通信ネットワーク２経由で受信した電圧制御量に基づいて制御を行ってもよい。このように、本実施の形態では、配電系統管理装置１が、配電系統の電圧制御を行う集中電圧制御方式を前提として説明する。なお、ここでは、配電系統管理装置１が電圧の集中制御を行う集中電圧制御装置としての機能も有する例を説明するが、配電系統管理装置１と別に、集中電圧制御装置を設けてもよい。
【００２２】
また、通信ネットワーク２１には、日射量を計測する計測装置５３−１および計測装置５３−２が接続される。以下、計測装置５３−１，５３−２を区別せずに示す場合、計測装置５３と記載する。図１では、２台の計測装置を図示しているが、実際には、計測装置５３は、地理的に分散して複数配置されればよく、例えば、概ね１ｋｍ四方あたりに１つ設置される。計測装置５３は、日蔭となる時間帯が少ない場所に設置されることが望ましく、例えば、道路の北側、建物の屋上、住宅の屋根、電柱、携帯電話網など移動体通信システムの中継塔に設定される。計測装置５３の設置場所はこれらに限定されない。
【００２３】
計測装置５３は、通信ネットワーク２１と接続するための通信処理を行う通信ユニット５１と、日射量を計測する日射計５２とを備える。通信ユニット５１は、日射計５２により計測された計測値すなわち計測データを通信ネットワーク２１へ送信する。通信ユニット５１は、後述するスマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３における通信ユニットと共通化することができる。
【００２４】
図２は、本実施の形態の配電系統管理装置１の構成例を示す図である。配電系統管理装置１は、発電量推定部１１、総発電量算出部１２、総負荷算出部１３、負荷／発電量算出部１４、電圧制御部１５、通信部１６および記憶部１７を備える。
【００２５】
発電量推定部１１は、過去の全量買取スマートメータによる計測値と日射計すなわち計測装置５３による計測値とを用いて、配電系統内の太陽光発電設備ごとの過去の発電量を推定する。総発電量算出部１２は、太陽光発電設備ごとの過去の発電量に基づいて、配電線単位の過去の総発電量を推定する。なお、ここでは、後述するように、配電系統管理装置１は、全量買取スマートメータによる計測値と計測装置５３による計測値とを通信ネットワーク２１およびメータデータ管理装置２０を介して一日ごとに取得することを前提としている。このため、全量買取スマートメータによる計測値と計測装置５３による計測値とは過去すなわち前日のものである前提である。しかしながら、配電系統管理装置１が、全量買取スマートメータによる計測値と計測装置５３による計測値とを、ほぼリアルタイムに取得できるように構成されていてもよい。この場合、発電量推定部１１により推定される太陽光発電設備ごとの発電量、および総発電量算出部１２により算出される総発電量は前日のものではなくほぼリアルタイムのものとなる。
【００２６】
総負荷算出部１３は、過去の高圧センサー５−１，５−２の計測値と過去の発電量とに基づいて、過去の総負荷量を算出し、記憶部１７に負荷データとして格納する。このとき、負荷データは、気温、時刻、曜日のうち少なくとも一つと関連付けて格納されてもよい。このように、負荷データを気温、時刻、曜日のうち少なくとも一つと関連付けて格納しておくと、過去の負荷データを用いて、現在または将来の負荷量を推定する際に、気温、時刻、曜日など応じた負荷量を推定することができる。
【００２７】
通信部１６は、通信ネットワーク２を介して高圧センサー５−１，５−２の計測値を受信する。また、通信部１６は、電圧制御装置８０、または電圧制御装置８０および他の電圧制御装置に対して、電圧制御部１５により算出された電圧制御量を示す情報を送信する。通信部１６は、受信した高圧センサー５−１，５−２の計測値を記憶部１７にセンサー計測データとして格納する。また、通信部１６は、メータデータ管理装置２０との通信を行う。通信部１６は、メータデータ管理装置２０から受信した日射量計測データおよび発電量計測データを記憶部１７へ格納する。
【００２８】
図３は、メータデータ管理装置２０の構成例を示す図である。メータデータ管理装置２０は、ＳＭ管理部２２、データ管理部２３、記憶部２４および通信部２５を備える。通信部２５は、通信ネットワーク２１を介してスマートメータおよび計測装置５３との通信を行う。また、通信部２５は、発電量推定部１１および料金管理装置４０との通信を行う。料金管理装置４０は、電気事業者が各需要家へ請求する電気料金を示す請求書の作成、電気事業者が各需要家から買電する買電量の通知の作成、を含む電力の売買のための処理を行う装置である。
【００２９】
メータデータ管理装置２０は、ＭＤＭＳ(Meter  Data  Management  System)と呼ばれる管理装置であり、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３から電力量の計測値である計測データ、すなわち自動検針データを受信し、受信した計測データであるＳＭ計測データを記憶部２４に格納する。さらに、メータデータ管理装置２０は、計測装置５３から受信した計測データすなわち日射計５２により計測された計測データである日射量計測データを記憶部２４に格納する。また、メータデータ管理装置２０は、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３の起動、停止等を制御する。また、メータデータ管理装置２０は、計測装置５３の起動、停止等を制御してもよい。
【００３０】
ＳＭ管理部２２は、スマートメータの起動と停止の制御等を行う。また、ＳＭ管理部２２は、計測装置５３の起動、停止等を制御してもよい。データ管理部２３は、スマートメータから受信したＳＭ計測データの管理を行う。データ管理部２３は、記憶部２４に記憶されたスマートメータの計測データであるＳＭ計測データを、通信部２５を介して料金管理装置４０および配電系統管理装置１へ送信する。また、データ管理部２３は、記憶部２４に記憶されたＳＭ計測データのうち全量買取のスマートメータの計測データである発電量計測データと記憶部２４に記憶された計測装置５３の計測データである日射量計測データとを、通信部２５を介して配電系統管理装置１へ送信する。
【００３１】
配電系統管理装置１は、具体的には、計算機システム、すなわちコンピュータである。この計算機システム上で配電系統管理プログラムが実行されることにより、計算機システムが配電系統管理装置１として機能する。図４は、本実施の形態の計算機システムの構成例を示す図である。図４に示すように、この計算機システムは、制御部１０１と入力部１０２と記憶部１０３と表示部１０４と通信部１０５と出力部１０６とを備え、これらはシステムバス１０７を介して接続されている。
【００３２】
図４において、制御部１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central  Processing  Unit）等であり、本実施の形態の配電系統管理プログラムを実行する。入力部１０２は、たとえばキーボードやマウスなどで構成され、計算機システムのユーザーが、各種情報の入力を行うために使用する。記憶部１０３は、ＲＡＭ（Random  Access  Memory），ＲＯＭ（Read  Only  Memory）などの各種メモリおよびハードディスクなどのストレージデバイスを含み、上記制御部１０１が実行すべきプログラム，処理の過程で得られた必要なデータ，などを記憶する。また、記憶部１０３は、プログラムの一時的な記憶領域としても使用される。表示部１０４は、ＬＣＤ（液晶表示パネル）などで構成され、計算機システムのユーザーに対して各種画面を表示する。通信部１０５は、通信処理を実施する。なお、図４は、一例であり、計算機システムの構成は図４の例に限定されない。
【００３３】
ここで、本実施の形態の配電系統管理プログラムが実行可能な状態になるまでの計算機システムの動作例について説明する。上述した構成をとる計算機システムには、たとえば、図示しないＣＤ（Compact  Disc）−ＲＯＭまたはＤＶＤ（Digital  Versatile  Disc）−ＲＯＭドライブにセットされたＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭから、配電系統管理プログラムが記憶部１０３にインストールされる。そして、配電系統管理プログラムの実行時に、記憶部１０３から読み出された配電系統管理プログラムが記憶部１０３の所定の場所に格納される。この状態で、制御部１０１は、記憶部１０３に格納されたプログラムに従って、本実施の形態の配電系統管理処理を実行する。
【００３４】
なお、本実施の形態においては、ＣＤ−ＲＯＭまたはＤＶＤ−ＲＯＭを記録媒体として、配電系統管理処理を記述したプログラムを提供しているが、これに限らず、計算機システムの構成、提供するプログラムの容量などに応じて、たとえば、通信部１０５を経由してインターネットなどの伝送媒体により提供されたプログラムを用いることとしてもよい。
【００３５】
図２の発電量推定部１１、総発電量算出部１２、総負荷算出部１３、負荷／発電量算出部１４および電圧制御部１５は、図４の制御部１０１に含まれる。図２の記憶部１７は、図４の記憶部１０３の一部である。図２の通信部１６は、図４の通信部１０５に相当する。
【００３６】
メータデータ管理装置２０も、配電系統管理装置１と同様に、具体的には、計算機システムである。メータデータ管理装置２０が、図４に示した計算機システムに実装される場合、図３のＳＭ管理部２２およびデータ管理部２３は、図４の制御部１０１に含まれる。図３の記憶部２４は、図４の記憶部１０３の一部であり、図３の通信部２５は、図４の通信部１０５に相当する。本実施の形態のメータデータ管理装置２０を実現するためのプログラムであるメータデータ管理プログラムが実行可能な状態になるまでの計算機システムの動作例は、配電系統管理プログラムが実行可能な状態になるまでの計算機システムの動作例と同様である。
【００３７】
図５は、本実施の形態のスマートメータ３１の構成例を示す図である。スマートメータ３１は、通信ネットワーク２１と接続するための通信処理を行う通信ユニット５１と、電力量を計測する電力量計３４とを備える。図６は、通信ユニット５１の構成例を示す図である。通信ユニット５１は、通信処理を行う送受信機５１１と、通信ユニット５１の動作を制御し、電力量計３４の計測データを一定時間ごとに送受信機５１１を介してメータデータ管理装置２０へ送信する処理回路５１２とを備える。処理回路５１２は、例えば、ＣＰＵおよびメモリを備える制御回路である。この通信ユニット５１は、前述した計測装置５３の通信ユニット５１として用いることができる。
【００３８】
スマートメータ３２，３３は、スマートメータ３１と同様の構成を有する。ただし、スマートメータ３２の電力量計３４は上り方向、すなわち需要家から電気事業者へ向かう方向の電力量を計測する。また、スマートメータ３３の電力量計３４は、配電線から供給される上り方向の電力量から下り方向の電力量を引いた電力量を計測する。
【００３９】
次に、本実施の形態の動作について説明する。本実施の形態の配電系統管理装置１は、自動検針のために設置されている全量買取スマートメータの計測値および計測装置５３による計測値を用いて、太陽光発電設備ごとの発電量を推定する。そして、配電系統管理装置１は、太陽光発電設備ごとの発電量に基づいて配電線ごとの総発電量を求め、配電線ごとの総負荷量を求める。なお、以下では、総発電量として、太陽光発電設備による発電量のみを考慮する例を説明するが、配電線に、太陽光発電設備以外の発電設備が接続される場合、これらの発電量を加えて総発電量としてもよい。この場合、太陽光発電設備以外の発電設備による発電量は既知であるとする。
【００４０】
また、ここでは、全量買取スマートメータの計測値および計測装置５３による計測値を用いて、太陽光発電設備ごとの発電量を推定する例を説明するが、全量買取スマートメータの計測値および計測装置５３による計測値のうちいずれか一方に基づいて、太陽光発電設備ごとの発電量を推定してもよい。
【００４１】
全量買取スマートメータは、自動検針のために設置されるものである。全量買取スマートメータの計測値を用いると、対応する太陽光発電設備の発電量を、日射計等の設備を追加することなく求めることができる。一方で、全量買取スマートメータに対応していない太陽光発電設備については、スマートメータの計測値から発電量を把握することができない。太陽光発電設備の発電量は日射量に依存し、日射量は気象条件によって変わるため、全量買取スマートメータに対応していない太陽光発電設備の発電量を、地理的に近い位置に存在する全量買取スマートメータの計測値を用いて推定することが考えられる。しかしながら、近くに全量買取スマートメータが存在しない太陽光発電設備も存在する。このため、本実施の形態では、日射量を計測する計測装置５３を、なるべく地理的に均等に配置し、計測装置５３による計測値をスマートメータネットワークを構成する通信ネットワーク２１経由で収集する。なお、スマートメータネットワークは、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであり、通信ネットワーク２１およびメータデータ管理装置２０を含む。そして、近くに全量買取スマートメータが存在しない太陽光発電設備については計測装置５３による計測値を用いて発電量を推定する。これにより、日射計用に新たなネットワークを設ける必要がなく、コストの増加を防いで配電線の総発電量を求めることができる。
【００４２】
スマートメータには、スマートメータを識別するための番号であるＳＭ番号が割り振られるが、本実施の形態では、計測装置５３についても、スマートメータと同様にＳＭ番号が割り振られるとする。ここでは、このように、スマートメータと計測装置５３にＳＭ番号を割り振ることにしたが、スマートメータと計測装置５３とに対してそれぞれ別の番号体系の番号を割り振ってもよい。
【００４３】
図７は、スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３が送信する計測データの構成例を示す図である。スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３が送信する計測データは、図７に示すように、スマートメータを識別するための番号であるＳＭ番号と、計測結果である使用電力量および発電量とを含む。使用電力量、発電量は、一般には積算値であり、３０分ごとに値が更新される。すなわち、使用電力量は直近３０分間に使用した電力量が順次加算されていく値であり、発電量は直近３０分間に発電した発電量が順次加算されていく値である。
【００４４】
なお、負荷のみまたは太陽光発電設備のみに接続されるスマートメータについては、計測データに発電量または使用電力量を含める必要はないが、ここではフォーマットの統一のために、全てのスマートメータが図７の計測データを送信するとする。また、計測データのフォーマットは図７に限定されず、スマートメータの計測対象に応じてフォーマットを分けるようにしてもよい。また、計測データには、図７に示した情報以外の情報が含まれていてもよい。
【００４５】
図８は、計測装置５３が送信する計測データの構成例を示す図である。計測装置５３が送信する計測データは、図８に示すように、ＳＭ番号と、計測結果である日射量とを含む。計測装置５３では、日射計５２による計測値をそのまま、または平滑化処理を行って、図８に示す計測データとして、一定時間ごと、例えば１０分ごとに通信ネットワーク２１を介してメータデータ管理装置２０へ送信する。計測装置５３が実施する平滑化処理としては、一次遅れフィルタを用いた処理、例えば３０分などの一定期間の測定値の移動平均または区間平均を用いる処理を用いることができる。平滑化処理は、計測装置５３の通信ユニット５１の処理回路５１２により実施される。計測装置５３の通信ユニット５１は、上述したように、スマートメータの通信ユニット５１と共通のものを用いる。上記の平滑化処理を行う場合、処理回路５１２に平滑化処理を行う機能を追加するが、この機能の追加は簡易なソフトウェアまたは簡易な専用回路の追加で済む。または、処理回路５１２とは別に平滑化処理を行う別の回路を設けてもよい。
【００４６】
図９は、メータデータ管理装置２０におけるスマートメータの計測値の処理手順の一例を示すフローチャートである。メータデータ管理装置２０は、スマートメータおよび計測装置５３から、計測値を受信する（ステップＳ１）。具体的には、通信部２５が通信ネットワーク２１を介してスマートメータおよび計測装置５３の計測値を受信し、通信部２５は、記憶部２４に格納されているＳＭ番号データに基づいて、受信したデータがスマートメータから送信されたものであるか、または計測装置５３から送信されたものであるかを判別する。図１０は、ＳＭ番号データの一例を示す図である。図１０に示すように、ＳＭ番号データは、ＳＭ番号と種別で構成される。種別は、スマートメータであるか計測装置５３であるかを示す情報であり、図１０では計測装置５３を日射計と記載している。ＳＭ番号データは、記憶部２４にあらかじめ格納されている。通信部２５は、スマートメータから受信した計測データをＳＭ計測データとして記憶部２４へ格納し、計測装置５３から受信した計測データを日射量計測データとして記憶部２４へ格納する。
【００４７】
メータデータ管理装置２０は、２４時間分、受信した計測データを蓄積する（ステップＳ２）。具体的には、２４時間分、受信した計測データを記憶部２４にＳＭ計測データおよび日射量計測データとして蓄積する。その後、メータデータ管理装置２０のデータ管理部２３は、２４時間分蓄積したＳＭ計測データから全量買取スマートメータの計測値を抽出する（ステップＳ３）。
【００４８】
メータデータ管理装置２０は、記憶部２４に、契約データとしてＳＭ番号と該ＳＭ番号に対応する需要家の契約情報との対応を保持している。契約情報としては、太陽光発電量に関する契約種別を示す情報であるＰＶ（PhotoVoltaics）契約種別を含む。ＰＶ契約種別は、全量買取契約であるか、または余剰買取契約であるか、または太陽光発電に関しては未契約すなわち太陽光発電設備を有していないか、を示す情報である。図１１は、記憶部２４に保持されている契約データの一例を示す図である。契約データは、ＳＭ番号と該ＳＭ番号に対応する需要家の顧客番号と該顧客番号に対応するＰＶ契約種別とスマートメータの計測が上り方向であるか下り方向であるかを示す情報であるＳＭ種別とを含む。ここでは、計測装置５３に対してもスマートメータと同様に扱ってＳＭ番号を割り振っているため、計測装置５３も広義のＳＭとして扱う。このため、ここでは、データ管理部２３は、契約データを用いて計測データから全量買取スマートメータの計測値を抽出する（ステップＳ３）。そして、データ管理部２３は、一日分の全量買取スマートメータの計測値および日射計の計測値である日射量データを、通信部２５を介して配電系統管理装置１へ送信する（ステップＳ４）。
【００４９】
配電系統管理装置１では、通信部１６が、メータデータ管理装置２０から受信した全量買取スマートメータの計測値をＳＭ計測データとして記憶部１７に格納し、メータデータ管理装置２０から受信した日射計の計測値を日射量計測データとして記憶部１７に格納する。なお、ここでは、配電系統管理装置１は、メータデータ管理装置２０から通信回線によりＳＭ計測データおよび日射量計測データを受信するようにしたが、配電系統管理装置１は、通信回線以外の媒体を介してＳＭ計測データおよび日射量計測データを取得するようにしてもよい。すなわち、通信部１６は、ＳＭ計測データおよび日射量計測データを取得する取得部の一形態であり、取得部は、媒体を読み取る入力部などであってもよい。
【００５０】
図１２は、配電系統管理装置１における負荷データ算出処理手順の一例を示すフローチャートである。配電系統管理装置１では、発電量推定部１１が、ＳＭ計測データとして格納されている２４時間分の全量買取スマートメータの計測値および日射計の計測値を用いて太陽光発電設備ごとの発電量を推定する（ステップＳ１１）。
【００５１】
具体的には、発電量推定部１１は、まず、契約データを参照して、太陽光発電設備を全量買取スマートメータに接続する太陽光発電設備にとそれ以外に分類する。発電量推定部１１は、全量買取スマートメータに接続する太陽光発電設備については、全量買取スマートメータの計測値をそのまま該太陽光発電設備の発電量の推定値として用いる。一方、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備については、スマートメータの計測値からは直接発電量を求めることができない。全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量を、他の太陽光発電設備に接続する全量買取スマートメータおよび計測装置５３の計測値のうち少なくも一方を用いて推定する。
【００５２】
全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量を、他の太陽光発電設備に接続する全量買取スマートメータから推定する場合、新たな設備を必要としないため、コストを抑えることができる。一方で、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の数は限られているため、近くに全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備が存在しない場合には、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量の推定における推定誤差が大きくなる。太陽光発電設備による発電量は日射量に依存し、地理的な位置が離れていると日射量が異なる可能性が高くなるからである。
【００５３】
このため、本実施の形態では、計測装置５３の日射計５２を地理的に分散して配置し、計測装置５３の計測値を用いることができるようにすることで、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量の推定精度を向上させる。また、配電系統管理装置１が、計測装置５３による計測値をスマートメータネットワークである通信ネットワーク２１およびメータデータ管理装置２０を介して収集することにより、日射計の計測値を収集するための通信ネットワークの敷設を不要としている。これにより、コストを抑えて、発電量の推定精度を向上させることができる。計測装置５３の日射計５２は、例えば１ｋｍ四方あたり１つ配置されるように設置される。全量買取スマートメータが近くにある場所には、計測装置５３の日射計５２を配置しなくてもよい。
【００５４】
本実施の形態の配電系統管理装置１には、記憶部１７に太陽光発電設備データおよび日射計位置データが格納されている。図１３は、太陽光発電設備データの構成例を示す図である。図１３に示すように、本実施の形態の太陽光発電設備データは、太陽光発電設備が接続されるスマートメータのＳＭ番号であるＳＭ番号と、太陽光発電設備の設置位置である緯度，経度と、太陽光発電設備のソーラーパネル（ＰＶ（PhotoVoltaics）パネル）の容量であるＰＶパネル容量とを含む。
【００５５】
図１４は、日射計位置データの構成例を示す図である。図１４に示すように、計測装置５３のＳＭ番号であるＳＭ番号と、計測装置５３の日射計５２の設置位置、すなわち計測装置５３の設置位置である緯度，経度とを含む。なお、以下では、計測装置５３の日射計５２のそれぞれの位置を、計測装置５３の位置と呼ぶ。また、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備および計測装置５３を、計測点とも呼ぶ。
【００５６】
発電量推定部１１は、例えば、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量を、該太陽光発電設備との距離が近い方から３つの全量買取スマートメータに接続する太陽光発電設備の発電量の計測値または日射計の計測値に基づいて推定する。図１５は、本実施の形態の全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量の推定方法の一例を示す図である。図１５では、太陽光発電設備４−２の発電量を推定する例を示している。図１５の例では、太陽光発電設備４−２の周囲に、全量買取スマートメータに接続する太陽光発電設備４−１と、計測装置５３−１〜５３−４とが存在している。
【００５７】
発電量推定部１１は、太陽光発電設備データを参照して、太陽光発電設備４−２に接続するスマートメータのＳＭ番号に対応する緯度，経度すなわち太陽光発電設備４−２の緯度，経度とＰＶパネル容量とを抽出する。次に、発電量推定部１１は、太陽光発電設備データおよび日射計位置データを参照して、太陽光発電設備４−２の緯度，経度と各全量買取スマートメータに接続している太陽光発電設備および各計測装置５３の位置のそれぞれとの距離を算出する。なお、ここでいう距離とは、実際の距離でなくてよく、緯度経度の平面における緯度経度座標系における距離のままでよい。太陽光発電設備４−２と全量買取スマートメータに接続している太陽光発電設備および各計測装置５３の位置との相対的な距離がわかればよいためである。
【００５８】
図１５の例では、太陽光発電設備４−２と太陽光発電設備４−１との間の距離をＲ1、太陽光発電設備４−２と計測装置５３−１との間の距離をＲ3、太陽光発電設備４−２と計測装置５３−２との間の距離をＲ2、太陽光発電設備４−２と計測装置５３−３との間の距離をＲ4、太陽光発電設備４−２と計測装置５３−４との間の距離をＲ5としている。図１５の例では、Ｒ1＜Ｒ2＜Ｒ3＜Ｒ4＜Ｒ5であったとする。この場合、発電量推定部１１は、太陽光発電設備４−２との距離の近い方から３つ、すなわち、太陽光発電設備４−１，計測装置５３−２、計測装置５３−１を選択し、選択した３つに対応する計測値に基づいて、太陽光発電設備４−２の発電量を推定する。
【００５９】
具体的には、発電量推定部１１は、ＳＭ計測データから太陽光発電設備４−１に対応するＳＭ番号の発電量の計測値Ｍ4-1を抽出するとともに、太陽光発電設備データから太陽光発電設備４−１，太陽光発電設備４−２に対応するＳＭ番号のＰＶパネル容量Ｐ4-1，Ｐ4-2を抽出する。また、発電量推定部１１は、日射量計測データから計測装置５３−２，計測装置５３−１のＳＭ番号に対応する計測値Ｌ53-2，Ｌ53-1をそれぞれ抽出する。発電量推定部１１は、以下の式（１）に従って、太陽光発電設備４−２の発電量の推定値Ｅ4-2を算出する。αは、日射量を太陽光発電設備のパネル容量に対する発電量の割合（以下、発電効率ともいう）に変換するための係数であり、あらかじめ定められる値である。αを季節ごとに変更してもよい。なお、ここでは、日射計によらずαを固定としたが、αを日射計ごとに設定してもよい。なお、日射計の計測値は、単位面積当たりの日射量であるとする。
Ｅ4-2＝（Ｍ4-1×Ｐ4-2／Ｐ4-1＋α×Ｐ4-2×（Ｌ53-2＋Ｌ53-1））／３
…（１）
【００６０】
一般化すると、次のような処理を行うことになる。選択した３つの計測点に全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備が含まれる場合、発電量推定部１１は、該太陽光発電設備の発電量の計測値から発電効率を求める。そして、求めた発電効率に推定対象の太陽光発電設備のＰＶパネル容量を乗算することにより個別推定値を求める。また、発電量推定部１１は、選択した３つの計測点に計測装置５３が含まれる場合、日射量を発電効率に変換するための係数と推定対象の太陽光発電設備のＰＶパネル容量と計測装置５３による計測値とを乗算することにより個別推定値を求める。そして、発電量推定部１１は、３つの計測点の個別推定値の平均値を、発電量の推定値として求める。発電量推定部１１は、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の全てに対して、上記のように、発電量の推定値を算出する。
【００６１】
なお、ここでは、距離の近い方から３つの計測点の計測値に基づいて、全量買取スマートメータに接続していない太陽光発電設備の発電量を推定するようにしたが、推定に用いる計測点の数は、３に限定されない。ただし、設置環境による個体差の影響を少なくするために、複数の計測点の計測値を用いることが望ましい。
【００６２】
図１２の説明に戻り、ステップＳ１１の後、総発電量算出部１２は、過去の総発電量を算出する（ステップＳ１２）。具体的には、総発電量算出部１２は、ステップＳ１１で推定値した太陽光発電設備ごとの発電量の、配電線に接続する全ての太陽光発電設備についての総和を求める。なお、以下では、配電線９−１に接続される負荷の総負荷量を求める例を説明する。配電線９−２についても同様に総負荷量を求めることができる。また、ここでは、総発電量として、太陽光発電設備による発電量を求めたが、上述したように、太陽光発電設備以外の発電設備による発電量を加算して総発電量を求めてもよい。
【００６３】
次に、総負荷算出部１３は、過去の総負荷量を算出する（ステップＳ１３）。具体的には、総負荷算出部１３は、まず、総発電量算出部１２により算出された総発電量ＰGに対応する時間帯の高圧センサー５−１よる潮流の計測値ＰFを記憶部１７のセンサー計測データから抽出する。総負荷算出部１３は、総発電量ＰGと抽出したＰFに基づいて、以下の式（２）により総負荷量ＰLを求める。
ＰL＝ＰF−総発電量ＰG    …（２）
【００６４】
総負荷算出部１３は、３０分ごとに算出した総負荷量を２４時間分、負荷データとして記憶部１７へ格納する（ステップＳ１４）。図１６は、２４時間分の総負荷量の概念を示す図である。図１６の上段は、３０分ごとの総ＰＶ発電量を示し、中段は３０分ごとの高圧センサーの潮流の計測値を示し、下段は３０分ごとの総負荷量を示す。総負荷算出部１３は、下段に示す２４時間分の３０分ごとの総負荷量を負荷データとして記憶部１７へ格納する。
【００６５】
配電系統管理装置１は、２４時間分の全量買取スマートメータおよび計測装置５３の計測値を受け取るたびに以上の処理を実施する。これにより、記憶部１７には、過去の総負荷量が負荷データとして蓄積されていく。
【００６６】
次に、本実施の形態の当日の負荷／発電量の推定、および電圧制御について説明する。負荷／発電量算出部１４は、蓄積された負荷データと、最新のセンサー計測データとに基づいて、現在の負荷／発電量を算出する。電圧制御部１５は、配電系統の電圧制御を実施する。図１７は、本実施の形態の電圧制御手順の一例を示す図である。負荷／発電量算出部１４は、負荷データと、最新のセンサー計測データとに基づいて、当日の負荷／発電量を算出する（ステップＳ２１）。具体的には、まず、負荷／発電量算出部１４は、負荷データから、現在と同一時間帯の総負荷量のうち直近の一定期間の総負荷量を抽出し、抽出した総負荷量の平均値を求め、求めた平均値を当日の総負荷量とする。図１８は、当日の総負荷量の算出方法の概念を示す図である。図１８の左側は、各時間帯の１か月分の総負荷量と平均値を示す。図１８の右側は、算出した現在の総負荷量を示す。
【００６７】
または、負荷／発電量算出部１４は、次のように、過去１年分の総負荷量に基づいて、気温ごと時間帯ごとの平均値を求めておき、現在の気温および時間帯に対応する平均値を現在の総負荷量としてもよい。気温は、例えば、…、０℃−５℃、５℃−１０℃、…といったように５度刻みで範囲を定めておく。そして、各気温の範囲と時間帯ごとに過去１年分の総負荷量の平均値を求めておく。
【００６８】
または、負荷／発電量算出部１４は、曜日区分として平日と休日とを定義して、曜日区分ごとの平均値を用いてもよい。平日は、祝日を除く月曜日から金曜日とし、休日は土曜日、日曜日および祝日とする。負荷／発電量算出部１４は、曜日区分ごとに、時間帯ごとの総負荷量の平均値を算出する。そして、負荷／発電量算出部１４は、現在の曜日区分に対応する平均値を現在の総負荷量とする。
【００６９】
または、各時間帯の１か月分の総負荷量の平均値を曜日区分ごとに求めておき、負荷／発電量算出部１４は、現在の曜日区分および時間帯に対応する平均値を、現在の総負荷量としてもよい。または、各気温の範囲と時間帯ごとの平均値を曜日区分ごとに求めておき、現在の曜日区分、気温および時間帯に対応する平均値を、現在の総負荷量としてもよい。
【００７０】
そして、負荷／発電量算出部１４は、ステップＳ２１で求めた当日の総負荷量と、現在の高圧センサー５−１の潮流の計測値とに基づいて当日の総発電量を求める。
【００７１】
次に、電圧制御部１５は、負荷／発電量算出部１４による負荷／発電量の算出値に基づいて最適電圧分布を決定する（ステップＳ２２）。最適電圧分布の求め方はどのような求め方を用いてもよいが、例えば、潮流計算を行って、配電線９−１の各点が適正電圧範囲に収まるような各点の電圧の最適解を算出する。最適解とは、予め定めた評価関数を最小にする解である。評価関数には、配電線９−１内の各点における適正電圧範囲と電圧との差などを含めることができる。
【００７２】
電圧制御部１５は、最適電圧分布に基づいて、電圧制御量を決定する（ステップＳ２３）。電圧制御部１５は、電圧制御量として、最適電圧分布として算出された電圧を日月するための制御量である最適制御量を制御するようにしてもよいし、最適制御量に基づいて定めた電圧制御範囲を示す上下限値を示す情報を電圧制御量として決定してもよい。最適制御量とは、最適電圧分布が実現されるように各電圧制御機器に指令される制御量である。電圧制御部１５は、決定した電圧制御量を通信部１６を介して、電圧制御装置８０へ送信する。なお、電圧制御装置８０以外に配電系統管理装置１により制御される電圧制御装置がある場合には、電圧制御部１５は、該電圧制御装置の制御量も決定して、決定した電圧制御量を通信部１６を介して、該電圧制御装置へ送信する。電圧制御部１５は、上記の動作を一定期間、例えば１時間ごとに実施する。
【００７３】
なお、以上の説明では、負荷／発電量算出部１４が当日の負荷量および発電量を求めるようにしたが、当日の負荷量を推定する負荷算出部と当日の発電量を求める発電量算出部とに分けて構成してもよい。また、ここでは、当日の負荷量および発電量を求める例を説明したが、電力計画を策定するために用いる場合などには、負荷／発電量算出部１４が翌日以降の負荷量および発電量を算出してもよい。
【００７４】
次に、日射計５２の劣化の補正について説明する。日射計５２は、一般に経年劣化により計測値に誤差が生じる。特に、安価な日射計では誤差が大きくなる。日射計５２の較正のためには、運用者が日射計５２を操作する必要があるが、日射計５２が多数ある場合には作業量が多くなる。したがって、本実施の形態の配電系統管理装置１において、各日射計５２の計測値を補正するようにしてもよい。これにより、運用者によるそれぞれの日射計５２に対する較正の作業が不要となる。
【００７５】
配電系統管理装置１における日射計５２の計測値の補正処理の一例を説明する。日射計５２が劣化すると、同一条件で計測した場合の計測装置５３すなわち日射計５２による計測値は変化する。図１９は、日射計５２の計測値の変化の一例を示す図である。図１９は同一条件における日射計５２の計測値の変化の一例を示している。
【００７６】
本実施の形態では、配電系統管理装置１は、同一条件において、日射計５２の較正用のデータを取得する。同一条件とは、実際の日射量が同一であることを示し、例えば、季節および時刻が同一で快晴の日の計測値を示す。または、気象庁などが発表している日射量など他の計測手段により日射量がわかっている場合、他の計測手段で同一の日射量となったときの日射量を抽出する方法でもよい。
【００７７】
これらの較正用のデータ、すなわち同一条件の計測値を、発電量推定部１１は、日射計５２ごとに、記憶部１７の日射量計測データの一部として記憶しておく。較正用のデータであるか否かを識別するための情報は、例えば、配電系統管理装置１に運用者が設定する。配電系統管理装置１の発電量推定部１１は、１年または半年に一度などのタイミングで、較正用のデータを参照して、日射計５２の計測値が変化しているか否かを判断する。例えば、発電量推定部１１は、図１９に示すように、計測値がしきい値Ｂ以下となるか否かを判断する。しきい値は、日射計５２の運用初期の較正用のデータ値の９０％とする等として定めておく。そして、発電量推定部１１は、計測値がしきい値Ｂ以下となった日射計５２が存在すると、該日射計５２に対応する日射量を発電効率に変換するための係数αをα´に変更する。上記のしきい値Ｂが運用初期の較正用のデータ値の９０％であった場合、α´はα１００／９０とすることができる。
【００７８】
以上のように、発電量推定部１１は、同一条件の過去の日射計５２の計測値に基づいて日射計５２が劣化したか否かを判断し、劣化したと判断した場合、該日射計５２に対応する計測値に乗算する係数αを変更する。これにより、日射計５２の設置場所に運用者が出向いて調整する作業を省略することができる。
【００７９】
また、さらに、２段階目のしきい値を設け、２段階目のしきい値以下となった日射計５２が存在する場合に、日射量を発電効率に変換するための係数α´´とするなど、段階的に日射量を発電効率に変換するための係数を変更していってもよい。上記のしきい値、および日射量を発電効率に変換するため係数を変化させる量は、日射計５２ごとに異ならせてもよい。
【００８０】
また、日射計５２のなかの劣化の少ない高精度の日射計が存在する場合、高精度の日射計の計測値を基準として較正を行ってもよい。具体的には、例えば、快晴の日の高精度の日射計の計測値をＬrefとする。この高精度の日射計の周囲、例えば５ｋｍ四方程度の範囲内に存在するｉ番目の日射計の計測値をＬsiとする。このとき、ｉ番目の日射計の日射量を発電効率に変換するための係数をＬref／Ｌsi倍することにより、発電量推定部１１は、ｉ番目の日射計の日射量を較正する。
【００８１】
以上のように、本実施の形態の配電系統管理システムは、日射計５２を備える計測装置５３を備え、計測装置５３による計測値を通信ネットワーク２１を介して送信するようにした。このため、コストを抑えて計測装置５３の計測値を収集することができる。また、計測装置５３の計測値を用いて太陽光発電設備の発電量を推定することにより、配電系統内の発電量を精度良く推定することができる。
【００８２】
実施の形態２．
図２０は、本発明の実施の形態２にかかる配電系統電圧制御システムの構成例を示す図である。図２０において、配電用変圧器７は、実施の形態１と同様に、配電用変圧器としてのＬＲＴである。電圧制御機器７の二次側には母線８が接続されている。母線８には２本の配電線９が接続されている。なお、図２０では、図を簡潔にするための１本の配電線が接続される例を示しているが、母線８に接続される配電線の数は一般には複数である。上流側の端点に配電線９の送り出しの電圧および潮流を計測する計測装置である高圧センサー５が設置されている。実施の形態１と同様の機能を有する構成要素は、実施の形態１と同一の符号を付して重複する説明を省略する。
【００８３】
配電線９には、協調型電圧計測装置（ＣＶＳ：Cooperative  Voltage  Sensor）６２−１，６２−２が接続されている。協調型電圧計測装置６２−１，６２−２は、各々の設置箇所すなわち自端における電圧を計測することができる。協調型電圧計測装置６２−１，６２−２は、無線回線またはネットワークケーブルを介して通信ネットワーク９０に接続されている。
【００８４】
配電線９には、電圧制御機器６０が接続されている。電圧制御機器６０には、これを制御する協調型電圧制御装置（ＣＶＣ：Cooperative  Voltage  Controller）６１−１が接続されている。協調型電圧制御装置６１−１は、電圧制御機器６０と一体的に構成されるまたは併設される。電圧制御機器６０は、配電線９におけるその設置箇所すなわち自端において電圧および有効電力を計測している。協調型電圧制御装置６１−２は、無線回線またはネットワークケーブルを介して通信ネットワーク９０に接続されている。
【００８５】
図２０では、図の簡略化のために電圧制御機器６０および協調型電圧制御装置６１−１を１つ示したが、配電線９には複数の電圧制御機器６０および協調型電圧制御装置６１−１が接続される。
【００８６】
配電線９には、実施の形態１と同様の需要家３０−１，３０−２，３０−３が接続される。すなわち、配電線９には、負荷３−１〜３−３および太陽光発電設備４−１，４−２が接続されている。実施の形態１と同様に、需要家３０−１は、電気事業者との間で、太陽光発電設備４−１による全発電量を売電する全量買取契約を結んでおり、需要家３０−２は、電気事業者との間で余剰買取契約を結んでいる。
【００８７】
太陽光発電設備４−１および４−２は、それぞれ電圧制御機器であるパワーコンディショナ（ＰＣＳ）４１−１と太陽光発電を実施する太陽電池（ＰＶ）４２−１とを備える。太陽光発電設備４−１のパワーコンディショナ４１−１には、協調型電圧制御装置６１−２が接続され、太陽光発電設備４−２のパワーコンディショナ４１−１には、協調型電圧制御装置６１−３が接続される。協調型電圧制御装置６１−２，６１−３は、パワーコンディショナ４１−１の制御量を調整することにより、具体的にはパワーコンディショナ４１−１が出力する無効電力を調整することにより、パワーコンディショナ４１−１を制御する。協調型電圧制御装置６１−２，６１−３は、無線回線またはネットワークケーブルを介して通信ネットワーク９０に接続されている。
【００８８】
スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３は、実施の形態１と同様に、通信ネットワーク２１を介してメータデータ管理装置２０に接続される。スマートメータ３１−１，３１−２，３２，３３は、一定の計測周期で電力量を計測し、計測した電力量をメータデータ管理装置２０へ送信する。また、通信ネットワーク２１には、実施の形態１と同様に計測装置５３−１，５３−２が接続される。
【００８９】
実施の形態１では、集中電圧制御方式により制御される配電系統における発電量推定方法について説明したが、実施の形態１で述べた発電量の推定方法は、分散型制御方式により制御される配電系統電圧制御システムにも適用できる。分散型電圧制御方式では、配電系統全体の電圧制御を行う装置を設けずに、各電圧制御装置が自律的に電圧制御を行う。分散型電圧制御方式の具体的な電圧制御方法に特に制約はないが、本実施の形態では、分散電圧制御の一例として、各電圧制御装置が他の電圧制御装置と協調して自律的に制御を行う例を説明する。
【００９０】
本実施の形態の協調型電圧制御装置６１−１〜６１−３は、各々が接続される電圧制御機器を、該電圧制御機器が接続する配電線の電圧があらかじめ定められた適正な電圧範囲となるよう制御する。そして、協調型電圧制御装置６１−１〜６１−３は、該電圧制御機器が接続する配電線の電圧が、一定期間以上適正な電圧範囲を逸脱した場合、または、適正な電圧範囲を余裕量分狭くした範囲を一定期間以上逸脱した場合、あらかじめ定められた他の協調型電圧制御装置および協調型電圧計測装置のうち少なくとも一方へ、上下限値変更依頼を通信ネットワーク９０を介して送信する。上下限値変更依頼は、電圧を変更する方向と電圧の変更量を含む。あらかじめ定められた他の協調型電圧制御装置は、例えば、上流側の最も隣接する協調型電圧制御装置である。
【００９１】
上下限値変更依頼を受信した協調型電圧制御装置は、上下限値変更依頼に基づいて、制御目標とする範囲を変更する。制御目標とする範囲の初期値は、適正な電圧範囲または適正な電圧範囲を余裕量分狭くした範囲である。また、上下限値変更依頼を受信した協調型電圧制御装置は、あらかじめ定められた他の協調型電圧制御装置および協調型電圧計測装置のうち少なくとも一方へ上下限変更依頼を転送する。また、協調型電圧計測装置６２−１，６２−２も、同様に、該電圧制御機器が接続する配電線の電圧が、一定期間以上適正な電圧範囲を逸脱した場合、または、適正な電圧範囲を余裕量分狭くした範囲を一定期間以上逸脱した場合、あらかじめ定められた他の協調型電圧制御装置および協調型電圧計測装置のうち少なくとも一方へ、上下限値変更依頼を通信ネットワーク９０を介して送信する。また、上下限値変更依頼を受信した協調型電圧制御装置は、あらかじめ定められた他の協調型電圧制御装置および協調型電圧計測装置のうち少なくとも一方へ上下限変更依頼を転送する。
【００９２】
本実施の形態では、以上のようにして、配電系統電圧制御システム内の電圧を適正範囲に維持するよう制御する。このような配電系統電圧制御システムでは、配線線９の総発電量は電圧制御のためには用いることはない。しかしながら、配電線の太さなど設備計画を策定するため、またはスマートコミュニティーにおいて買電の計画を策定するためなどに総発電量または総負荷量を求めることがある。本実施の形態では、配電系統管理装置である管理装置７０が、総発電量を推定する例を説明する。
【００９３】
管理装置７０は、図２に示した配電系統管理装置１の構成から電圧制御部１５を削除した構成を有する。管理装置７０は、高圧センサー５と任意の通信ネットワークを介して接続されており、高圧センサー５の計測値を取得する。また、管理装置７０は、スマートコミュニティーを管理する管理装置である場合、負荷／発電量算出部１４により予測された発電量および負荷量に基づいて、買電計画、売電計画、スマートコミュニティー内での蓄電池の充放電の計画などの電力計画を策定する機能を有していてもよい。管理装置７０を実現するハードウェアとしては、実施の形態１の配電系統管理装置１を実現するハードウェアと同様の計算機を用いることができる。
【００９４】
管理装置７０では、実施の形態１と同様に、全量買取スマートメータの計測値および計測装置５３の計測値をメータデータ管理装置２０から取得し、これらに基づいて、太陽光発電設備ごとの発電量を推定する。そして、管理装置７０は、配電線の総発電量に基づいて総負荷量を算出し、負荷データとして蓄積し、負荷データを用いて、当日の総発電量および総負荷量を予測する。管理装置７０は、当日の総発電量および総負荷量に基づいて、買電の計画を策定する。また、管理装置７０は、負荷データを用いて、翌日または２日以上先の総発電量および総負荷量を推定し、翌日または２日以上先の総発電量および総負荷量に基づいて、買電の計画を策定してもよい。
【００９５】
なお、管理装置７０は、設備計画の策定のために負荷データが取得できればよい場合、すなわち、当日の発電量および負荷量を予測しなくてよい場合には、負荷／発電量算出部１４を備えなくてもよい。
【００９６】
また、本実施の形態においても、実施の形態１と同様に、管理装置７０が、日射計５２の較正用のデータを取得して、日射計５２の劣化を補正するようにしてもよい。
【００９７】
以上のように、本実施の形態では、分散型電圧制御方式における配電系統電圧制御システムにおいて、実施の形態１と同様に計測装置５３による計測値を用いて発電量を推定する例を説明した。このように、分散型電圧制御方式における配電系統電圧制御システムにおいても、コストを抑えて発電量を精度良く推定することができる。
【００９８】
実施の形態３．
図２１は、本発明の実施の形態３にかかる配電系統電圧制御システムの構成例を示す図である。本実施の形態の配電系統電圧制御システムは、実施の形態１の配電系統電圧制御システムにサーバ装置７１を追加する以外は、実施の形態１の配電系統電圧制御システムと同様である。実施の形態１と同様の機能を有する構成要素は、実施の形態１と同一の符号を付して重複する説明を省略する。
【００９９】
本実施の形態の配電系統管理装置１は、実施の形態１と同様に、計測装置５３および全量買取のスマートメータの計測値を用いて太陽光発電設備ごとの発電量を推定する。一方、計測装置５３の計測値は、配電制御など以外にも有益な情報である。例えば、雲の分布を把握するなどの気象解析にも利用可能である。したがって、本実施の形態では、計測装置５３による計測値を他のシステムへ提供できるように構成する。他のシステムとは、電圧制御または電力管理を行うシステム以外のシステムであり、例えば気象解析を行うシステムであるが、気象解析を行うシステムに限定されない。
【０１００】
実施の形態１と同様にメータデータ管理装置２０が計測装置５３の計測値を収集した後に、他のシステムへ計測装置５３の計測値を提供するようにしてもよいが、本実施の形態では、図２１に示すように、サーバ装置７１は、通信ネットワーク２１から直接またはさらに他のネットワークを介して、計測装置５３の計測値を受信する。これにより、よりリアルタイムに近い計測値をサーバ装置７１が受信することができる。
【０１０１】
以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。
【符号の説明】
【０１０２】
１  配電系統管理装置、２，２１，９０  通信ネットワーク、３−１〜３−３  負荷、４−１，４−２  太陽光発電設備、５，５−１，５−２  高圧センサー、６−１，６−２  遮断器、７  電圧制御機器、８  母線、９，９−１，９−２  配電線、１１  発電量推定部、１２  総発電量算出部、１３  総負荷算出部、１４  負荷／発電量算出部、１５  電圧制御部、１６，２５，１０５  通信部、１７，２４，１０３  記憶部、２０  メータデータ管理装置、２２  ＳＭ管理部、２３  データ管理部、３０−１〜３０−３  需要家、３１−１，３１−２，３２，３３  スマートメータ、３４  電力量計、５１  通信ユニット、５２  日射計、５３−１〜５３−４  計測装置、６１−１〜６１−３  協調型電圧制御装置、６２−２，６２−２  協調型電圧計測装置、７０  管理装置、７１  サーバ装置、８０  電圧制御装置、１０１  制御部、１０２  入力部、１０４  表示部、１０６  出力部、１０７  システムバス。
【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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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【手続補正書】
【提出日】平成30年1月16日(2018.1.16)
【手続補正１】
【補正対象書類名】特許請求の範囲
【補正対象項目名】全文
【補正方法】変更
【補正の内容】
【特許請求の範囲】
【請求項１】
日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークを介して取得する取得部と、
前記日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量推定部と、
を備え、
前記発電量推定部は、前記日射量に前記日射量を発電効率に変換するための係数を乗算することにより前記発電効率を算出し、前記発電効率に基づいて発電量の推定対象の前記太陽光発電設備の発電量を推定し、同一条件の過去の前記日射量に基づいて、該日射量を計測した前記日射計が劣化したと判断した場合、該日射計に対応する前記日射量に乗算する前記係数を変更することを特徴とする配電系統管理装置。
【請求項２】
前記取得部は、さらに、前記配電線に接続される複数の太陽光発電設備のうち全量買取契約の対象である全量買取太陽光発電設備の発電量を計測するスマートメータである全量買取スマートメータの計測値を、前記スマートメータネットワークを介して取得し、
前記発電量推定部は、前記日射量と前記全量買取スマートメータの計測値とに基づいて、前記配電線に接続されるそれぞれの前記太陽光発電設備の発電量を推定することを特徴とする請求項１に記載の配電系統管理装置。
【請求項３】
前記全量買取スマートメータに接続する前記全量買取太陽光発電設備の設置位置と前記日射計の設置位置とを計測点とし、
前記発電量推定部は、前記太陽光発電設備の発電量を、該太陽光発電設備との距離が短い順に選択した３点の前記計測点の計測値に基づいて推定することを特徴とする請求項２に記載の配電系統管理装置。
【請求項４】
前記配電線に接続される前記太陽光発電設備による発電量の総和である総太陽光発電量を推定する総発電量算出部と、
前記総太陽光発電量と前記配電線の上流側の端点において計測された潮流とに基づいて前記配電線に接続される総負荷量を推定する総負荷算出部と、
を備えることを特徴とする請求項１、２または３に記載の配電系統管理装置。
【請求項５】
過去の前記総負荷量に基づいて、当日の総負荷量を算出する負荷算出部、
を備えることを特徴とする請求項４に記載の配電系統管理装置。
【請求項６】
前記当日の総負荷量に基づいて、前記配電線に接続される電圧制御機器の制御量を決定する電圧制御部、
を備えることを特徴とする請求項５に記載の配電系統管理装置。
【請求項７】
前記日射計は、電柱に設置されることを特徴とする請求項１から６のいずれか１つに記載の配電系統管理装置。
【請求項８】
前記日射計は、移動体通信システムの中継塔に設置されることを特徴とする請求項１から７のいずれか１つに記載の配電系統管理装置。
【請求項９】
地理的に分散して配置された日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークを介して取得する取得部と、
前記日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量推定部と、
を備えることを特徴とする配電系統管理装置。
【請求項１０】
全量買取スマートメータ、余剰買取スマートメータのいずれでもなく、各々が日射計を備え、各々がスマートメータネットワークを介して、前記日射計の計測データを送信する複数の計測装置、および、各々が発電量の計測データをスマートメータネットワークを介して送信する複数の全量買取スマートメータの中から、全量買取スマートメータに対応しない推定対象である太陽光発電設備に相対的に近い、前記計測装置および前記全量買取スマートメータの少なくともいずれかを計測点として選択し、選択した前記計測点が前記スマートメータネットワークを介して送信する前記計測データに基づいて、前記推定対象である太陽光発電設備の発電量を推定することを特徴とする配電系統管理装置。
【請求項１１】
全量買取スマートメータ、余剰買取スマートメータのいずれでもなく、日射計を備え、スマートメータネットワークを介して、前記日射計の計測データを配電系統管理装置へ送信する計測装置であって、
前記配電系統管理装置は、複数の前記計測装置、および、各々が発電量の計測データをスマートメータネットワークを介して送信する複数の全量買取スマートメータの中から、全量買取スマートメータに対応しない推定対象である太陽光発電設備に相対的に近い、前記計測装置および前記全量買取スマートメータの少なくともいずれかを計測点として選択し、選択した前記計測点が前記スマートメータネットワークを介して送信する前記計測データに基づいて、前記推定対象である太陽光発電設備の発電量を推定することを特徴とする計測装置。
【請求項１２】
前記計測装置は、前記全量買取スマートメータおよび前記余剰買取スマートメータと共通の通信ユニットを用いて構成されることを特徴とする請求項１１に記載の計測装置。
【請求項１３】
高圧系統の配電線と、
前記配電線に接続される複数の太陽光発電設備と、
電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークと、
日射量を計測する日射計と、
配電系統管理装置と、を備え、
前記配電系統管理装置は、
前記日射量を、前記スマートメータネットワークを介して取得する取得部と、
前記日射量に基づいて、前記複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量推定部と、
を備え、
前記発電量推定部は、前記日射量に前記日射量を発電効率に変換するための係数を乗算することにより前記発電効率を算出し、前記発電効率に基づいて発電量の推定対象の前記太陽光発電設備の発電量を推定し、同一条件の過去の前記日射量に基づいて、該日射量を計測した前記日射計が劣化したと判断した場合、該日射計に対応する前記日射量に乗算する前記係数を変更することを特徴とする配電系統管理システム。
【請求項１４】
日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークを介して取得する第１のステップと、
前記日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する第２のステップと、
を含み、
前記第２のステップでは、前記日射量に前記日射量を発電効率に変換するための係数を乗算することにより前記発電効率を算出し、前記発電効率に基づいて発電量の推定対象の前記太陽光発電設備の発電量を推定し、
同一条件の過去の前記日射量に基づいて、該日射量を計測した前記日射計が劣化したと判断した場合、該日射計に対応する前記日射量に乗算する前記係数を変更することを特徴とする発電量推定方法。
【手続補正３】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】０００９
【補正方法】変更
【補正の内容】
【０００９】
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明にかかる配電系統管理装置は、日射計により計測された計測値である日射量を、電力量を計測するスマートメータの計測値を収集するために用いられるネットワークであるスマートメータネットワークを介して取得する取得部を備える。また、配電系統管理装置は、日射量に基づいて、高圧系統の配電線に接続される複数の太陽光発電設備のそれぞれの発電量を推定する発電量推定部、を備える。発電量推定部は、日射量に日射量を発電効率に変換するための係数を乗算することにより発電効率を算出し、発電効率に基づいて発電量の推定対象の太陽光発電設備の発電量を推定し、同一条件の過去の日射量に基づいて、該日射量を計測した日射計が劣化したと判断した場合、該日射計に対応する日射量に乗算する係数を変更する。
【国際調査報告】
2017090152.tif 000024
2017090152.tif 000025
2017090152.tif 000026
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