JP7703471B2

JP7703471B2 - Actual load characteristic estimation method and device

Info

Publication number: JP7703471B2
Application number: JP2022028262A
Authority: JP
Inventors: 容子坂内; 好樹村上; 徹塚田; 祐一郎樺澤; 洋平英
Original assignee: Tohoku Electric Power Co Inc; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Current assignee: Tohoku Electric Power Co Inc; Toshiba Energy Systems and Solutions Corp
Priority date: 2022-02-25
Filing date: 2022-02-25
Publication date: 2025-07-07
Anticipated expiration: 2042-02-25
Also published as: JP2023124478A

Description

本発明は、太陽光発電装置が連系された配電系統における実負荷特性を推定する方法及びその装置に関する。 The present invention relates to a method and device for estimating the actual load characteristics in a power distribution system to which a photovoltaic power generation device is connected.

メガソーラなどの太陽光発電装置が連系された配電系統では、配電線事故が発生すると、安全確保のために事故区間の太陽光発電装置を停止する。停止した太陽光発電装置は自動復旧しない。従って、配電線事故復旧時に健全区間から電力供給をする場合には、事故区間内の太陽光発電装置の出力を考慮して区間負荷を推定し、融通や系統切り替えを行う必要がある。 In a power distribution system where mega solar and other photovoltaic power generation equipment is connected, if a power distribution line accident occurs, the photovoltaic power generation equipment in the accident section is shut down to ensure safety. A shut-down photovoltaic power generation equipment does not automatically recover. Therefore, when supplying power from a healthy section when the power distribution line accident is restored, it is necessary to estimate the section load taking into account the output of the photovoltaic power generation equipment in the accident section and to perform interchange and system switching.

しかし、実際に取得可能な物理量は、事故区間上流の開閉器で測定する潮流計測値のみであり、通常、太陽光発電装置の出力は不明である。そのため、取得した潮流計測値を、太陽光発電装置の出力と負荷とに分離した上で、太陽光発電装置の出力を推定しなくてはならない。 However, the only physical quantity that can actually be obtained is the tidal flow measurement value taken at a switch upstream of the fault section, and the output of the solar power generation system is usually unknown. Therefore, the obtained tidal flow measurement value must be separated into the output of the solar power generation system and the load, and the output of the solar power generation system must then be estimated.

潮流計測値から太陽光発電装置の出力を推定する際に、配電系統における実負荷特性が必要となる場合が多い。特に、負荷力率の想定値は、太陽光発電装置の出力推定精度を大きく左右する要因となっている。そこで従来より、潮流計測値のみから負荷力率を推定する技術が種々提案されている。 When estimating the output of a photovoltaic power generation system from tidal flow measurements, the actual load characteristics of the power distribution system are often required. In particular, the expected value of the load power factor is a factor that greatly affects the accuracy of the output estimation of a photovoltaic power generation system. Therefore, various technologies have been proposed to estimate the load power factor from tidal flow measurements alone.

既存の負荷力率推定手法としては、潮流計測値のＰＱ平面（有効電力Ｐと無効電力Ｑを座標軸とする平面）にプロットされたデータ点のうち、有効電力Ｐの最大値と無効電力Ｑの最小値を与える２点を結んだ直線から負荷特性を求めて推定する手法が存在する。この手法で抽出されるのは夜間の実負荷であり、日中と夜間では負荷の稼動状態は大きく違うと想定される。そのため、実際に求めたい負荷力率からは誤差があると考えられる。 One existing method for estimating the load power factor is to find and estimate the load characteristics from a straight line connecting two data points that give the maximum value of active power P and the minimum value of reactive power Q from among the data points plotted on the PQ plane (a plane with active power P and reactive power Q as coordinate axes) of the power flow measurement values. This method extracts the actual load at night, and it is assumed that the operating conditions of the load are significantly different between daytime and nighttime. Therefore, it is thought that there will be an error from the load power factor that is actually desired.

また、潮流計測値から快晴時の太陽光発電装置の出力を差し引いて負荷仮定値を算出し、負荷仮定値から負荷力率を推定する手法も提案されている。この手法では、ＰＱ平面にプロットした負荷仮定値から、夜間と快晴時の負荷仮定値が含まれるクラスタを抽出してその傾きを求める。そのため、日中を含む負荷力率を推定することが可能である。 A method has also been proposed in which an assumed load value is calculated by subtracting the output of a solar power generation device on a clear day from the tidal flow measurement value, and the load power factor is estimated from the assumed load value. In this method, a cluster that includes assumed load values at night and on a clear day is extracted from the assumed load values plotted on the PQ plane, and the slope is determined. This makes it possible to estimate the load power factor including during the day.

特許第６８９６６０１号
特開２０２１-３５０７６公報 Patent No. 6896601 JP 2021-35076 A

平成３０年電気学会全国大会「メガソーラが連系された配電系統における実負荷の力率推定手法」 The Institute of Electrical Engineers of Japan 2018 National Conference: "Methods for estimating the power factor of actual loads in distribution systems connected to mega solar power plants"

既存の実負荷特性推定手法を実系統へ適用した場合、推定結果に誤差が発生することがある。これは、欠測データや、予め想定された範囲を逸脱したデータの影響を受けて異常値が発生し、これらの異常値がＰＱ平面にプロットしたデータ点の中に混在するためと考えられる。つまり、異常値が推定結果の誤差原因となっていた。そのため、測定したデータの中から、誤差原因となる異常値を取り除いて、配電系統における実負荷特性の推定精度を高めることを課題となっている。 When existing methods for estimating actual load characteristics are applied to actual systems, errors can occur in the estimation results. This is thought to be because outliers occur due to missing data or data that falls outside a pre-estimated range, and these outliers are mixed in with the data points plotted on the PQ plane. In other words, the outliers are the cause of errors in the estimation results. Therefore, the challenge is to remove the outliers that cause errors from the measured data and improve the accuracy of estimating the actual load characteristics in a distribution system.

本発明では、太陽光発電装置が連系された配電系統における実負荷特性を推定する手法において、推定結果の誤差原因となる異常値を効率よく判定し、異常値を除去することにより、優れた精度で実負荷特性を推定することが可能な実負荷特性推定方法及びその装置を提供することを目的とする。 The present invention aims to provide a method and device for estimating actual load characteristics in a power distribution system to which a photovoltaic power generation device is connected, which is capable of estimating actual load characteristics with high accuracy by efficiently determining and removing abnormal values that cause errors in the estimation results.

上記課題を達成するために、本発明は、太陽光発電が連系した配電系統の任意区間の潮流計測値に基づくデータ点を、有効電力Ｐと無効電力Ｑを座標軸とするＰＱ平面にプロットして、プロットした前記データ点から前記任意区間における実負荷特性を推定する方法であって、下記のステップをコンピュータが実行する。
(１)欠測データ及び予め想定された範囲を逸脱したデータの影響を受けた異常値が前記データ点に含まれる場合に、予め設定された閾値又は系統状態に基づいたエラーフラグを用いることにより異常値判定を行うステップ。
(２)前記データ点から前記異常値を除去して前記実負荷特性を推定するステップ。
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実負荷特性推定装置としても捉えることができる。 In order to achieve the above object, the present invention provides a method for plotting data points based on power flow measurement values in an arbitrary section of a distribution system connected to a photovoltaic power generation system on a PQ plane with active power P and reactive power Q as coordinate axes, and estimating actual load characteristics in the arbitrary section from the plotted data points, in which a computer executes the following steps.
(1) When the data points contain outliers influenced by missing data and data outside a predetermined range, a step of determining whether the data points are outliers is performed by using a preset threshold or an error flag based on the system status.
(2) removing the outliers from the data points to estimate the actual load characteristic;
The present invention can also be understood as an actual load characteristic estimation device having components that execute the above steps.

本発明によれば、ＰＱ平面にプロットしたデータ点に対して異常値判定を行い、潮流計測値に含まれる異常値を効率強く除去してから実負荷特性推定を行うことにより、実負荷特性の推定精度が向上する。 According to the present invention, the accuracy of estimating the actual load characteristics is improved by performing an outlier determination for data points plotted on the PQ plane and efficiently removing outliers contained in the tidal flow measurement values before estimating the actual load characteristics.

第１の実施形態の概要を示すブロック図FIG. 1 is a block diagram showing an overview of a first embodiment; 第１の実施形態のフローチャートFlowchart of the first embodiment 潮流計測値のＰＱ平面上のプロット点の個数密度を示す図A diagram showing the number density of plot points on the PQ plane of tidal current measurement values. 潮流計測値のＰＱ平面上のデータ数の等高線を示す図(推定負荷力率の置き換え前)A diagram showing the contours of the number of data points on the PQ plane of tidal flow measurement values (before replacing the estimated load power factor) 潮流計測値のＰＱ平面上のデータ数の等高線を示す図(推定負荷力率の置き換え後)A diagram showing the contours of the number of data points on the PQ plane of tidal flow measurement values (after replacing the estimated load power factor) 第２の実施形態の概要を示すブロック図FIG. 11 is a block diagram showing an overview of a second embodiment. 第２の実施形態のフローチャートFlowchart of the second embodiment 第３の実施形態の概要を示すブロック図FIG. 13 is a block diagram showing an overview of a third embodiment. 第３の実施形態を説明するためのグラフGraph for explaining the third embodiment

(第１の実施形態)
第１の実施形態について、図１～図５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、太陽光発電装置、例えばメガソーラが連系された配電系統の任意区間における実負荷特性を、潮流計測値のみから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実負荷特性推定装置としても捉えることができる。また、実施形態の態様としては、実負荷特性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実負荷特性推定プログラムや、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。 First Embodiment
The first embodiment will be specifically described with reference to Figures 1 to 5. The first embodiment is a method for estimating actual load characteristics in an arbitrary section of a power distribution system to which a photovoltaic power generation device, for example, a mega solar power plant, is connected, from only power flow measurement values, by executing each step by a computer. The first embodiment can also be regarded as an actual load characteristics estimation device having components for executing each step. In addition to the actual load characteristics estimation method and device, aspects of the embodiment can also be regarded as an actual load characteristics estimation program that causes a computer to execute each step, or a recording medium on which the program is recorded.

（構成）
図１は、第１の実施形態の概要を示すブロック図である。実負荷特性推定装置１０は、メガソーラ９が連系した配電系統の任意区間に設置されている。実負荷特性推定装置１０は、配電系統の任意区間における潮流計測値に基づいたデータ点を、有効電力Ｐと無効電力Ｑを座標軸とするＰＱ平面にプロットし、プロットしたデータ点から、任意区間における実負荷特性を推定する装置である。 (composition)
Fig. 1 is a block diagram showing an overview of the first embodiment. An actual load characteristic estimation device 10 is installed in an arbitrary section of a power distribution system to which a mega solar power plant 9 is connected. The actual load characteristic estimation device 10 plots data points based on power flow measurement values in the arbitrary section of the power distribution system on a PQ plane with active power P and reactive power Q as coordinate axes, and estimates actual load characteristics in the arbitrary section from the plotted data points.

図１に示すように、第１の実施形態に係る実負荷特性推定装置１０には、潮流計測値取得部１と、データベース２と、判定部３１～３４と、推定部４と、が設けられている。潮流計測値取得部１は、任意区間の潮流計測値を取得する。潮流計測値取得部１は、例えば、開閉器や配電線センサーなどからなる。データベース２は、潮流計測値取得部１が取得したデータや、判定部３１～３４が異常値を判定するための閾値のデータ等を格納する。 As shown in FIG. 1, the actual load characteristic estimation device 10 according to the first embodiment includes a power flow measurement value acquisition unit 1, a database 2, judgment units 31-34, and an estimation unit 4. The power flow measurement value acquisition unit 1 acquires power flow measurement values for any section. The power flow measurement value acquisition unit 1 is composed of, for example, a switch or a distribution line sensor. The database 2 stores data acquired by the power flow measurement value acquisition unit 1, threshold data used by the judgment units 31-34 to judge abnormal values, etc.

ＰＱ平面にプロットしたデータ点に異常値が存在する場合がある。ここで、異常値とは、欠測データや予め想定された範囲を逸脱したデータの影響を受けたデータ点である。実負荷特性推定装置１０では、このような異常値がＰＱ平面上のデータ点に含まれていることを、判定部３１～３４が判定する。判定部３１～３４は、予め設定された閾値又は系統状態に基づいたエラーフラグを用いることによって、異常値判定を行うように構成されている。第１の実施形態には、判定部３１～３４として、超過判定部３１、欠測判定部３２、時間帯判定部３３、切替判定部３４が設けられている。 There may be abnormal values among the data points plotted on the PQ plane. Here, abnormal values are data points that are affected by missing data or data that deviates from a pre-estimated range. In the actual load characteristic estimation device 10, the determination units 31 to 34 determine whether such abnormal values are included in the data points on the PQ plane. The determination units 31 to 34 are configured to perform abnormal value determination by using a preset threshold value or an error flag based on the system state. In the first embodiment, the determination units 31 to 34 include an excess determination unit 31, a missing data determination unit 32, a time period determination unit 33, and a switching determination unit 34.

超過判定部３１は、潮流計測値の有効電力Ｐが負荷連系量を超過しているか否かを確認し、潮流計測値の有効電力Ｐが負荷連系量を超過していれば、当該潮流計測値を異常値判定とする。欠測判定部３２は、潮流計測値の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑが共にゼロかどうかを確認し、潮流計測値の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑが共にゼロであれば、当該潮流計測値を異常値判定とする。 The excess determination unit 31 checks whether the active power P of the tidal flow measurement value exceeds the load interconnection amount, and if the active power P of the tidal flow measurement value exceeds the load interconnection amount, the tidal flow measurement value is determined to be an abnormal value. The missing data determination unit 32 checks whether the active power P and reactive power Q of the tidal flow measurement value are both zero, and if the active power P and reactive power Q of the tidal flow measurement value are both zero, the tidal flow measurement value is determined to be an abnormal value.

時間帯判定部３３は、メガソーラ９が稼働を停止する時間帯つまり夜間時間帯での潮流計測値の有効電力Ｐの正負を確認し、夜間時間帯での前記潮流計測値の有効電力Ｐが負であれば、当該潮流計測値を異常値判定とする。これは、夜間時間帯での潮流計測値の有効電力Ｐは、メガソーラ９が稼働停止中であることから、正常であれば、正となるからである。 The time zone determination unit 33 checks whether the active power P of the tidal current measurement value is positive or negative during the time zone when the mega solar 9 stops operating, i.e., during the nighttime hours, and if the active power P of the tidal current measurement value during the nighttime hours is negative, the tidal current measurement value is determined to be an abnormal value. This is because the active power P of the tidal current measurement value during the nighttime hours is positive if it is normal, since the mega solar 9 is not operating.

第１の実施形態に係る実負荷特性推定装置１０においては、系統切替を行った場合、系統切替ありのフラグが立つように設定されている。例えば、系統切替により無効電力Ｑが変動するので、Ｑ切片の変動を判定することで、系統切替の有無を検知することが可能である。切替判定部３４は、前記フラグに基づいて系統切替の有無を確認するようになっている。そして切替判定部３４は、系統切替ありのフラグを持つ潮流計測値に対して異常値判定を下す。つまり、系統切替の有無を示すフラグが、切替判定部３４が異常値判定に用いる「系統状態に基づいたエラーフラグ」となる。 In the actual load characteristic estimation device 10 according to the first embodiment, a system switching flag is set when system switching is performed. For example, system switching causes a fluctuation in reactive power Q, so it is possible to detect the presence or absence of system switching by judging the fluctuation in the Q intercept. The switching determination unit 34 is configured to confirm the presence or absence of system switching based on the flag. The switching determination unit 34 then makes an abnormal value judgment for the power flow measurement value that has the system switching flag. In other words, the flag indicating the presence or absence of system switching becomes an "error flag based on system state" that the switching determination unit 34 uses for abnormal value judgment.

以上のように判定部３１～３４が異常値判定を行った潮流計測値のデータ点が異常値となる。推定部４は、ＰＱ平面上のデータ点から、判定部３１～３４が異常値判定を行った異常値を除去し、残ったデータ点に基づいて実負荷特性を推定するように構成されている。 As described above, the data points of the tidal current measurement values that have been determined to be abnormal by the determination units 31 to 34 are abnormal values. The estimation unit 4 is configured to remove the abnormal values determined to be abnormal by the determination units 31 to 34 from the data points on the PQ plane, and estimate the actual load characteristics based on the remaining data points.

（作用）
図２は、潮流計測値の異常値判定のフローチャートの一例である。図２に示すように、潮流計測値取得部１が任意区間の潮流計測値を取得する（ステップＳ０１）。ステップＳ０１にて取得される潮流計測値には、有効電力Ｐ、無効電力Ｑ、任意区間に付随する区間情報、データ取得時の日時データなどが含まれる。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。 (effect)
Fig. 2 is an example of a flowchart for determining an abnormal value of a power flow measurement value. As shown in Fig. 2, the power flow measurement value acquisition unit 1 acquires a power flow measurement value of an arbitrary section (step S01). The power flow measurement value acquired in step S01 includes active power P, reactive power Q, section information associated with the arbitrary section, date and time data at the time of data acquisition, etc. These power flow measurement values are measured by a switch or a distribution line sensor installed upstream of the fault section.

ステップＳ０２では、超過判定部３１が、潮流計測値の有効電力Ｐが負荷連系量以内であるかを超過しているか否かを確認し、負荷連系量以内であれば（ステップＳ０２のＹｅｓ）、次のステップＳ０３へと移行する。一方、負荷連系量を超過していれば（ステップＳ０２のＮｏ）、超過判定部３１は確認対象となった潮流計測値は異常値であると判定する（ステップＳ０４）。 In step S02, the excess determination unit 31 checks whether the active power P of the power flow measurement value is within the load interconnection amount or not, and if it is within the load interconnection amount (Yes in step S02), the excess determination unit 31 proceeds to the next step S03. On the other hand, if it exceeds the load interconnection amount (No in step S02), the excess determination unit 31 determines that the power flow measurement value being checked is an abnormal value (step S04).

ステップＳ０３では、欠測判定部３２が、潮流計測値の有効電力Ｐと無効電力Ｑがともに０かどうかを確認する。有効電力Ｐと無効電力Ｑがともに０ではない、つまり有効電力Ｐと無効電力Ｑのいずれか一方もしくは両方が０以外である場合には（ステップＳ０３のＮｏ）、次のステップＳ０５に進む。一方、潮流計測値の有効電力Ｐと無効電力Ｑがともに０である場合は（ステップＳ０３のＹｅｓ）、確認対象となった潮流計測値は欠測データであるとして、欠測判定部３２は異常値判定を行う（ステップＳ０６）。 In step S03, the missing data determination unit 32 checks whether the active power P and reactive power Q of the power flow measurement are both zero. If the active power P and reactive power Q are not both zero, that is, if either or both of the active power P and reactive power Q are other than zero (No in step S03), the process proceeds to the next step S05. On the other hand, if the active power P and reactive power Q of the power flow measurement are both zero (Yes in step S03), the power flow measurement being checked is deemed to be missing data, and the missing data determination unit 32 performs an abnormal value determination (step S06).

メガソーラ９が連系された系統では、メガソーラ９が稼働可能な時間帯によって、有効電力Ｐと無効電力Ｑの異常値判定の閾値が異なる。ステップＳ０５では、時間帯判定部３３が潮流計測値を取得した時間帯が、メガソーラ９が稼働しない夜間時間帯なのか、メガソーラ９が稼働する日中時間帯なのかを判定する。夜間時間帯の場合には（ステップＳ０５のＹｅｓ）、次のステップＳ０７へ移行し、日中時間帯の場合には（ステップＳ０５のＮｏ）、そのまま実負荷特性推定ステップへ移行する（ステップＳ０８）。 In a system to which a mega solar power plant 9 is connected, the thresholds for determining abnormal values of active power P and reactive power Q differ depending on the time period during which the mega solar power plant 9 is operable. In step S05, the time period determination unit 33 determines whether the time period during which the current measurement value was acquired is a nighttime period when the mega solar power plant 9 is not operating, or a daytime period when the mega solar power plant 9 is operating. If it is a nighttime period (Yes in step S05), the process proceeds to the next step S07. If it is a daytime period (No in step S05), the process proceeds directly to the actual load characteristics estimation step (step S08).

夜間時間帯の潮流計測値の有効電力Ｐは、メガソーラ９が連系された系統では、正の値を取るはずなので、時間帯判定部３３は夜間時間帯の有効電力Ｐの正負を確認する（ステップＳ０７）。ステップＳ０７において、夜間時間帯の有効電力Ｐが正の場合には（ステップＳ０７のＹｅｓ）、次のステップＳ０９へと進む。また、正であるはずの夜間時間帯の有効電力Ｐが負の場合には（ステップＳ０７のＮｏ）、時間帯判定部３３は確認対象となった潮流計測値を異常値判定とする（ステップＳ１０）。 The active power P of the tidal current measurement value during the nighttime hours should be a positive value in the system to which the mega solar 9 is connected, so the time zone determination unit 33 checks whether the active power P during the nighttime hours is positive or negative (step S07). In step S07, if the active power P during the nighttime hours is positive (Yes in step S07), the process proceeds to the next step S09. On the other hand, if the active power P during the nighttime hours, which should be positive, is negative (No in step S07), the time zone determination unit 33 determines that the tidal current measurement value being checked is an abnormal value (step S10).

ステップＳ０９では、切替判定部３４が系統切替の有無を確認する。系統切替なしの場合には（ステップＳ０９のＮｏ）、そのまま実負荷特性推定ステップへと移行する（ステップＳ１１）。系統切替ありの場合には（ステップＳ０９のＹｅｓ）、確認対象となった潮流計測値を異常値判定とする（ステップＳ１２）。 In step S09, the switching determination unit 34 checks whether or not a system switching has occurred. If a system switching has not occurred (No in step S09), the process proceeds directly to the actual load characteristics estimation step (step S11). If a system switching has occurred (Yes in step S09), the current measurement value being checked is determined to be an abnormal value (step S12).

上記のようにして判定部３１～３４は異常値判定を行い(ステップＳ０４,Ｓ０６,Ｓ１０,Ｓ１２)、推定部４は、ＰＱ平面上のデータ点から判定部３１～３４が判定した異常値を除去してから、任意区間における実負荷特性を推定する(ステップＳ０８,Ｓ１１)。 As described above, the determination units 31 to 34 perform abnormal value determination (steps S04, S06, S10, S12), and the estimation unit 4 removes the abnormal values determined by the determination units 31 to 34 from the data points on the PQ plane, and then estimates the actual load characteristics in an arbitrary section (steps S08, S11).

（効果）
第１の実施形態では、欠測データ及び予め想定された範囲を逸脱したデータの影響を受けた異常値がＰＱ平面にプロットしたデータ点に含まれている場合に、予め設定された閾値又は系統状態に基づいたエラーフラグを用いることにより異常値判定を行うステップと、データ点から異常値を除去して実負荷特性を推定するステップと、をコンピュータが実行する。第１の実施形態における異常値判定を行うステップには、超過判定ステップ(Ｓ０４)と、欠測判定ステップ(Ｓ０６)と、時間帯判定ステップ(Ｓ１０)と、切替判定ステップ(Ｓ１２)とが含まれている。 (effect)
In the first embodiment, when an abnormal value influenced by missing data and data outside a predetermined range is included in a data point plotted on a PQ plane, a computer executes a step of determining an abnormal value by using a preset threshold or an error flag based on a system state, and a step of estimating an actual load characteristic by removing the abnormal value from the data point. The step of determining an abnormal value in the first embodiment includes an excess determination step (S04), a missing data determination step (S06), a time period determination step (S10), and a switch determination step (S12).

そのため、第１の実施形態では、異常値判定を行う各ステップ(Ｓ０４,Ｓ０６,Ｓ１０,Ｓ１２)により、推定結果の誤差原因となる異常値の種類が多くとも、多岐にわたって異常値を判定することができる。そして、推定部４による実負荷特性推定ステップ(Ｓ０８,Ｓ１１)において、潮流計測値に含まれる異常値を効率良く除外することができ、推定誤差を軽減して、実負荷特性推定を高い精度で行うことが可能となる。 Therefore, in the first embodiment, the steps of determining abnormal values (S04, S06, S10, S12) can determine a wide range of abnormal values, even if there are many types of abnormal values that cause errors in the estimation results. Then, in the actual load characteristics estimation steps (S08, S11) by the estimator 4, abnormal values contained in the current measurement values can be efficiently excluded, reducing the estimation error and enabling the actual load characteristics to be estimated with high accuracy.

上記の効果について図３～図５を用いて具体的に説明する。図３は潮流計測値のＰＱ平面上のプロット点の個数密度を示す図、図４は潮流計測値のＰＱ平面上のデータ数の等高線を示す図(第１の実施形態による修正前)、図７は潮流計測値のＰＱ平面上のデータ数の等高線を示す図(第１の実施形態による修正後)である。 The above effects will be specifically explained using Figures 3 to 5. Figure 3 is a diagram showing the number density of plot points on the PQ plane of tidal current measurement values, Figure 4 is a diagram showing the contour lines of the number of data points on the PQ plane of tidal current measurement values (before correction according to the first embodiment), and Figure 7 is a diagram showing the contour lines of the number of data points on the PQ plane of tidal current measurement values (after correction according to the first embodiment).

図３に示した例では、潮流計測値のデータ点の中に異常値の集まりとして、想定していない個数密度のピークが発生したことを表している（図３中の円内部分）。この場合、潮流計測値のデータ点の中に異常値が混在したまま、推定部４が推定負荷力率を推定すると、図４中の点線にて示すように、推定負荷力率は負の値（右肩下がり）となってしまい、負荷力率の推定精度が低下する懸念がある。 In the example shown in Figure 3, an unexpected peak in number density has occurred as a collection of abnormal values among the data points of the tidal flow measurement values (circled area in Figure 3). In this case, if the estimator 4 estimates the estimated load power factor while abnormal values remain mixed in the data points of the tidal flow measurement values, the estimated load power factor will become a negative value (sloping downward to the right), as shown by the dotted line in Figure 4, and there is a concern that the estimation accuracy of the load power factor will decrease.

そこで第１の実施形態によって潮流計測値に含まれる異常値を除外することで、図５中の点線にて示すように、推定負荷力率は正の値（右肩上がり）となる。このように、第１の実施形態における推定部４においては、推定誤差が軽減して、実負荷特性推定を高い精度で行うことが可能となる。 Therefore, by removing abnormal values contained in the tidal flow measurement values in the first embodiment, the estimated load power factor becomes a positive value (rising to the right), as shown by the dotted line in Figure 5. In this way, in the estimator 4 in the first embodiment, the estimation error is reduced, making it possible to estimate the actual load characteristics with high accuracy.

以上述べたように、第１の実施形態によれば、実系統へ適用した場合であっても、潮流計測値のみから実負荷特性を高い精度で推定することが可能となる。これにより第１の実施形態では、推定誤差の軽減化を図ることができ、実負荷特性の推定精度向上に寄与することができる。これにより第１の実施形態においては、潮流計測値のみにて事故区間内のメガソーラの出力推定が可能となり、配電線事故復旧時の電力供給に際して融通や系統切替を、より安定して行うことができる。 As described above, according to the first embodiment, even when applied to a real system, it is possible to estimate the actual load characteristics with high accuracy from only the power flow measurement values. As a result, in the first embodiment, it is possible to reduce the estimation error and contribute to improving the estimation accuracy of the actual load characteristics. As a result, in the first embodiment, it is possible to estimate the output of the mega solar power plant in the fault section from only the power flow measurement values, and interchange and system switching can be performed more stably when supplying power when the distribution line fault is restored.

(第２の実施形態)
（構成と作用）
第２の実施形態について、図６～図７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。図６は第２の実施形態の概要を示すブロック図、図７は第２の実施形態のフローチャートである。 Second Embodiment
(Composition and Function)
The second embodiment will be specifically described with reference to Figures 6 and 7. The basic configuration of the second embodiment is similar to that of the first embodiment. Therefore, the same components are given the same reference numerals and the description will be omitted. Figure 6 is a block diagram showing an overview of the second embodiment, and Figure 7 is a flowchart of the second embodiment.

第２の実施形態における実負荷特性の推定部４では、推定結果の一次式の傾きである負荷力率を推定するようになっている。ここでは、推定部４が推定した負荷力率を推定負荷力率と呼ぶものとする。また、図６に示すように、第２の実施形態に係る推定部４には、推定負荷力率判定部５と、推定負荷力率置き換え部６とが、設けられている。 The actual load characteristic estimator 4 in the second embodiment estimates the load power factor, which is the slope of the linear expression of the estimation result. Here, the load power factor estimated by the estimator 4 is referred to as the estimated load power factor. As shown in FIG. 6, the estimator 4 according to the second embodiment is provided with an estimated load power factor determiner 5 and an estimated load power factor replacement unit 6.

推定負荷力率判定部５は、推定部４が推定した推定負荷力率に対して、負の値または無限大であるか否かを確認する。推定負荷力率判定部５は、推定負荷力率が負の値または無限大である場合、当該推定負荷力率を異常値判定とする。推定負荷力率判定部５が推定負荷力率に対し異常値判定を行った場合、推定負荷力率置き換え部６は、負の値または無限大であった推定負荷力率を、１もしくは１に近い値に置き換えるように構成されている。置き換えた負荷力率を１に近い値とするときの範囲は、０．４以上１未満が好適であり、基本的に、１を目標値とする値、つまり１に近ければ近いほうが望ましい。 The estimated load power factor determination unit 5 checks whether the estimated load power factor estimated by the estimation unit 4 is a negative value or infinity. When the estimated load power factor is a negative value or infinity, the estimated load power factor determination unit 5 determines that the estimated load power factor is an abnormal value. When the estimated load power factor determination unit 5 determines that the estimated load power factor is an abnormal value, the estimated load power factor replacement unit 6 is configured to replace the negative or infinity estimated load power factor with 1 or a value close to 1. The range for setting the replaced load power factor to a value close to 1 is preferably 0.4 or more and less than 1, and basically, a value with 1 as the target value, that is, the closer to 1, the better.

第２の実施形態では、図７のフローチャートに示すように、ステップＳ１３にて推定部４が負荷力率を推定した後、ステップＳ１４に移行する。ステップＳ１４では、推定負荷力率判定部５が、推定部４の推定した推定負荷力率が負の値または無限大であるか否かを確認する（ステップＳ１４）。 In the second embodiment, as shown in the flowchart of FIG. 7, after the estimation unit 4 estimates the load power factor in step S13, the process proceeds to step S14. In step S14, the estimated load power factor determination unit 5 checks whether the estimated load power factor estimated by the estimation unit 4 is a negative value or infinity (step S14).

推定負荷力率判定部５が推定負荷力率は負の値または無限大であるとした場合（ステップ１４のＹｅｓ）、推定負荷力率置き換え部６が当該推定負荷力率を１もしくは１に近い値に置き換える（ステップＳ１５）。推定負荷力率判定部５が推定負荷力率は負の値及び無限大ではないとした場合には（ステップ１４のＮｏ）、次のステップＳ１６へと移行し、推定部４の推定した推定負荷力率の置き換えを行うことなく、推定負荷力率を確定させる。 If the estimated load power factor determination unit 5 determines that the estimated load power factor is a negative value or infinity (Yes in step 14), the estimated load power factor replacement unit 6 replaces the estimated load power factor with 1 or a value close to 1 (step S15). If the estimated load power factor determination unit 5 determines that the estimated load power factor is neither a negative value nor infinity (No in step 14), the process proceeds to the next step S16, where the estimated load power factor is determined without replacing the estimated load power factor estimated by the estimation unit 4.

（効果）
第２の実施形態では、推定部４の推定した推定負荷力率が負の値または無限大であるか否かを判定するステップ（ステップ１４）と、推定負荷力率が負の値または無限大であった場合、当該推定負荷力率を１もしくは１に近い値に置き換えるステップ（ステップＳ１５）と、をコンピュータが実行する。そのため、第２の実施形態では、推定負荷力率が負の値や∞(無限大)などの異常値となったとしても、負荷力率の最大値である１、もしくは１に近い値に置き換えるので、異常値である負の値や∞(無限大)などを、そのまま推定負荷力率として用いることを回避できる。 (effect)
In the second embodiment, the computer executes a step (step S14) of determining whether the estimated load power factor estimated by the estimating unit 4 is a negative value or infinity, and a step (step S15) of replacing the estimated load power factor with 1 or a value close to 1 if the estimated load power factor is a negative value or infinity. Therefore, in the second embodiment, even if the estimated load power factor becomes an abnormal value such as a negative value or ∞ (infinity), it is replaced with 1, which is the maximum value of the load power factor, or a value close to 1, so that it is possible to avoid using the abnormal value such as a negative value or ∞ (infinity) as the estimated load power factor as it is.

従って、負荷力率の推定精度が低下する懸念を払拭することができ、実負荷特性推定結果の誤差を改善することが可能である。しかも第２の実施形態では、異常値となった推定負荷力率の負の値などを、予め設定された負荷力率１、もしくは負荷力率を１に近い値に置き換えるだけなので、異常値を補正するための計算などが不要である。そのため、異常値の除去を迅速に行うことができ、適切な推定負荷力率を所望のタイミングで得ることが可能である。 Therefore, it is possible to eliminate concerns about a decrease in the estimation accuracy of the load power factor, and to improve the error in the actual load characteristic estimation result. Moreover, in the second embodiment, since an abnormal value such as a negative value of the estimated load power factor is simply replaced with a preset load power factor of 1 or a value close to 1, calculations to correct the abnormal value are not required. Therefore, it is possible to quickly remove abnormal values and obtain an appropriate estimated load power factor at the desired timing.

(第３の実施形態)
（構成と作用）
第３の実施形態について、図８～図９を参照して具体的に説明する。第３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。図８は第３の実施形態の概要を示すブロック図、図９は第３の実施形態を説明するためのグラフである。 Third embodiment
(Composition and Function)
The third embodiment will be specifically described with reference to Figures 8 and 9. The basic configuration of the third embodiment is similar to that of the first embodiment. Therefore, the same components are denoted by the same reference numerals and the description will be omitted. Figure 8 is a block diagram showing an overview of the third embodiment, and Figure 9 is a graph for explaining the third embodiment.

第３の実施形態における実負荷特性の推定部４では、日中時間帯及び夜間時間帯の実負荷推定値を求めるようになっている。また、図８に示すように、第３の実施形態に係る実負荷特性推定装置１２の推定部４には、補正量算出部７と、補正部８とが設けられている。補正量算出部７は、夜間時間帯における実負荷推定値と潮流計測値との比較から当該実負荷推定値の補正量を算出する(補正量算出ステップ)。また、補正部８は、補正量算出部７の算出した補正量を用いて、日中時間帯の実負荷推定値及び推定部４が推定した実負荷特性の少なくとも一方を補正する(補正ステップ)。 The actual load characteristic estimator 4 in the third embodiment is configured to obtain actual load estimates for daytime and nighttime hours. As shown in FIG. 8, the estimator 4 of the actual load characteristic estimator 12 according to the third embodiment is provided with a correction amount calculator 7 and a correction unit 8. The correction amount calculator 7 calculates a correction amount for the actual load estimate by comparing the actual load estimate for the nighttime hours with the current measurement value (correction amount calculation step). The correction unit 8 uses the correction amount calculated by the correction amount calculator 7 to correct at least one of the actual load estimate for the daytime hours and the actual load characteristic estimated by the estimator 4 (correction step).

図９には、実負荷推定値と潮流計測値の関係を示す。夜間の潮流計測値は、太陽光発電が連系している系統では、実負荷と等しくなる。そこで、図９のグラフに示すように、夜間の実負荷推定点と夜間の潮流計測点の差分ΔPΔQを算出することができる。つまり、補正量算出部７は、夜間時間帯における実負荷推定値と潮流計測値とを比較して、比較結果から実負荷推定値の補正量ΔPΔQを算出する。そして、補正部８は、実負荷推定値の補正量ΔPΔQを用いて日中時間帯の実負荷推定値を補正する。 Figure 9 shows the relationship between the actual load estimate and the tidal flow measurement. In a system where photovoltaic power generation is connected, the tidal flow measurement value at night is equal to the actual load. Therefore, as shown in the graph in Figure 9, the difference ΔPΔQ between the actual load estimate point at night and the tidal flow measurement point at night can be calculated. In other words, the correction amount calculation unit 7 compares the actual load estimate and the tidal flow measurement value during the nighttime hours, and calculates the correction amount ΔPΔQ of the actual load estimate from the comparison result. Then, the correction unit 8 corrects the actual load estimate for the daytime hours using the correction amount ΔPΔQ of the actual load estimate.

また、補正部８は、この補正量ΔPΔQを用いて、推定部４が推定した実負荷特性の補正も可能である。この点について図９を用いて説明する。図９において、誤った実負荷推定値を与える実負荷特性（一次式F01）と、夜間の潮流計測値から求めた正しい実負荷特性（一次式F02）とを比較する。ここで、補正量ΔPΔQと、F01、F02とQ軸との交点Q1、Q2、計測潮流の力率角Θ、実負荷の力率角φの関係は以下の式で表現でき、ここから補正部８は実負荷特性であるφを補正することが可能である。 The correction unit 8 can also use this correction amount ΔPΔQ to correct the actual load characteristics estimated by the estimation unit 4. This point will be explained using Figure 9. In Figure 9, the actual load characteristics (linear equation F01) that give an incorrect actual load estimate value are compared with the correct actual load characteristics (linear equation F02) obtained from the nighttime tidal flow measurement value. Here, the relationship between the correction amount ΔPΔQ and the intersections Q1 and Q2 of F01 and F02 with the Q axis, the power factor angle Θ of the measured tidal flow, and the power factor angle φ of the actual load can be expressed by the following equation, from which the correction unit 8 can correct φ, which is the actual load characteristic.

ΔＰ＝(Ｑ_１－Ｑ_２)×１/ｔａｎθ＋ｔａｎφ
ΔＱ＝(Ｑ_１－Ｑ_２)×ｔａｎφ/ｔａｎθ＋ｔａｎφ ΔP=(Q ₁ - Q ₂ )×1/tanθ+tanφ
ΔQ=(Q ₁ - Q ₂ )×tanφ/tanθ+tanφ

（効果）
第３の実施形態では、夜間時間帯における実負荷推定値と潮流計測値との比較から実負荷推定値の補正量を算出するステップと、日中時間帯の実負荷推定値及び推定した実負荷特性の少なくとも一方を、算出した補正量を用いて補正するステップと、をコンピュータが実行する。このような第３の実施形態では、実負荷推定値の補正量を用いて、日中時間帯の実負荷推定値及び推定した実負荷特性の少なくとも一方を補正することができるので、実負荷特性の推定精度をより向上させることが可能である。 (effect)
In the third embodiment, a computer executes the steps of: calculating a correction amount for the actual load estimate from a comparison between the actual load estimate and the current measurement value during the nighttime; and correcting at least one of the actual load estimate and the estimated actual load characteristics during the daytime using the calculated correction amount. In the third embodiment, the correction amount for the actual load estimate can be used to correct at least one of the actual load estimate and the estimated actual load characteristics during the daytime, thereby making it possible to further improve the estimation accuracy of the actual load characteristics.

（他の実施形態）
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。 Other Embodiments
Although several embodiments of the present invention have been described, these embodiments are presented as examples and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, substitutions, and modifications can be made without departing from the spirit of the invention. These embodiments and their modifications are included in the scope of the invention and its equivalents described in the claims, as well as in the scope and spirit of the invention.

例えば、第１の実施形態では、異常値判定を行うステップとして、超過判定ステップ(Ｓ０４)と、欠測判定ステップ(Ｓ０６)と、時間帯判定ステップ(Ｓ１０)と、切替判定ステップ(Ｓ１２)とを順次行っているが、この順番に限られるものではなく、異常値判定を行うステップの中での順番は適宜変更可能である。また、第１の実施形態における欠測判定部３２は、潮流計測値の有効電力Ｐ及び無効電力Ｑが共にゼロであれば異常値判定としているが、欠測データの解析手法などは適宜採用可能である。 For example, in the first embodiment, the steps for determining abnormal values are an excess determination step (S04), a missing data determination step (S06), a time period determination step (S10), and a switch determination step (S12), which are performed in this order, but the order of the steps for determining abnormal values can be changed as appropriate. Also, the missing data determination unit 32 in the first embodiment determines that an abnormal value has been detected if both the active power P and reactive power Q of the current measurement value are zero, but any method for analyzing missing data can be adopted as appropriate.

配電系統の実負荷特性は一日を通して一定なわけではなく、曜日や天候、季節等によって変化すると想定される。また、系統によっては時間帯で特殊な動きをする負荷により、ある時間帯のみ実負荷特性が極端に変化する場合が想定される。上記の実施形態に示した手法は、データ点が極端に少なくなければ実施可能であるので、数ヶ月、１ヶ月、１週間、１日などのさまざまな時間単位での実負荷特性の推定が可能である。そこで、実負荷特の推定期間の時間単位を変更するステップを、コンピュータが実行するようにしてもよい。 The actual load characteristics of a power distribution system are not constant throughout the day, but are expected to change depending on the day of the week, weather, season, etc. In addition, depending on the system, it is expected that the actual load characteristics will change drastically only during certain time periods due to loads that behave in a special way depending on the time period. The method shown in the above embodiment can be implemented as long as there are not an extremely small number of data points, so it is possible to estimate the actual load characteristics in various time units such as several months, one month, one week, one day, etc. Therefore, the computer may execute a step of changing the time unit of the estimation period for the actual load characteristics.

また、データ点をＰＱ平面にプロットする場合、任意の時間帯のデータ点をプロットするようにして、その時間帯の実負荷特性を求めるといった使用方法も可能である。これらの実施形態によれば、目的に応じた期間についての負荷力率推定を実施することができる。例えば、PM3:00～PM4:00という時間帯に絞って潮流計測値を半年間集め、この時間帯の実負荷特性を推定することも可能である。 When plotting data points on the PQ plane, it is also possible to plot data points for any time period and obtain the actual load characteristics for that time period. According to these embodiments, it is possible to estimate the load power factor for a period according to the purpose. For example, it is possible to collect current measurement values for the time period from 3:00 PM to 4:00 PM for half a year and estimate the actual load characteristics for this time period.

さらに、第２の実施形態の推定負荷力率判定部５と、第３の実施形態における補正量算出部７と補正部８とを、推定部４に備えた実施形態も考えられる。この実施形態では、推定負荷力率判定部５が、推定部４が推定した推定負荷力率が異常値であると判定したとき、補正量算出部７の算出した補正量を用いて、補正部８が推定部４の推定負荷力率を補正することができる。従って、この実施形態によれば、推定負荷力率を１もしくは１に近い値に置き換えずに、適切な補正量に基づいた負荷力率の推定が可能である。これにより、誤差原因の更なる軽減化を図ることができ、実負荷特性の推定精度の向上により寄与することができる。 Furthermore, an embodiment is also conceivable in which the estimation unit 4 is provided with the estimated load power factor determination unit 5 of the second embodiment and the correction amount calculation unit 7 and correction unit 8 of the third embodiment. In this embodiment, when the estimated load power factor determination unit 5 determines that the estimated load power factor estimated by the estimation unit 4 is an abnormal value, the correction unit 8 can correct the estimated load power factor of the estimation unit 4 using the correction amount calculated by the correction amount calculation unit 7. Therefore, according to this embodiment, it is possible to estimate the load power factor based on an appropriate correction amount without replacing the estimated load power factor with 1 or a value close to 1. This can further reduce the cause of errors and contribute to improving the estimation accuracy of the actual load characteristics.

１潮流計測値取得部
２データベース
３１超過判定部
３２欠測判定部
３３時間帯判定部
３４切替判定部
４推定部
５推定負荷力率判定部
６推定負荷力率置き換え部
７補正量算出部
８補正部
９メガソーラ
１０,１１,１２実負荷特性推定装置 Reference Signs List 1: Current measurement value acquisition unit 2: Database 31: Excess determination unit 32: Missing value determination unit 33: Time period determination unit 34: Switching determination unit 4: Estimation unit 5: Estimated load power factor determination unit 6: Estimated load power factor replacement unit 7: Correction amount calculation unit 8: Correction unit 9: Mega solar 10, 11, 12: Actual load characteristic estimation device

Claims

A method for estimating actual load characteristics in an arbitrary section of a power distribution system to which photovoltaic power generation is interconnected, comprising: plotting data points based on power flow measurement values in the arbitrary section of the power distribution system on a PQ plane having active power P and reactive power Q as coordinate axes; and estimating actual load characteristics in the arbitrary section from the plotted data points,
a step of determining whether the data points include abnormal values influenced by missing data and data outside a predetermined range by using a preset threshold value or an error flag based on a system state;
removing the outliers from the data points to estimate the actual load characteristic;
The computer executes
In the step of determining an abnormal value, at least
an excess determination step of checking whether or not the active power P of the power flow measurement value exceeds the load interconnection amount, and determining that the active power P of the power flow measurement value exceeds the load interconnection amount as an abnormal value;
a missing data determination step of checking whether the active power P and reactive power Q of the power flow measurement value are both zero, and determining that the active power P and reactive power Q of the power flow measurement value are both zero as abnormal values;
a time zone determination step of checking whether the active power P of the tidal current measurement value is positive or negative during a nighttime zone when solar power generation is not in operation, and determining that the active power P of the tidal current measurement value during the nighttime zone is negative as an abnormal value;
a switching determination step of checking whether or not there is a system switching and determining that there is an abnormal value if there is a system switching;
The actual load characteristic estimation method is carried out by a computer .

In the step of estimating the actual load characteristic,
A step of estimating an estimated load power factor which is a slope of a linear expression of the estimation result;
a step of checking whether the estimated load power factor is a negative value or infinity, and determining that the estimated load power factor is an abnormal value when the estimated load power factor is a negative value or infinity;
replacing the estimated load power factor determined to be an abnormal value with a value of 1 or close to 1;
The method for estimating actual load characteristics according to claim 1 , wherein the method is executed by a computer.

3. The method for estimating actual load characteristics according to claim 2 , wherein the range in which the replaced load power factor is close to 1 is equal to or greater than 0.4 and less than 1.

In the step of estimating the actual load characteristic,
determining an actual load estimate for a daytime period when photovoltaic power generation is in operation and for a nighttime period when photovoltaic power generation is not in operation;
calculating a correction amount of the actual load estimate value from a comparison between the actual load estimate value during the nighttime period and the power flow measurement value;
correcting at least one of the actual load estimate value for the daytime period and the estimated actual load characteristic using the calculated correction amount;
The actual load characteristic estimating method according to any one of claims 1 to 3 , wherein the method is executed by a computer.

A device for estimating actual load characteristics in an arbitrary section of a power distribution system to which photovoltaic power generation is interconnected, by plotting data points based on power flow measurement values on a PQ plane having active power P and reactive power Q as coordinate axes, and estimating actual load characteristics in the arbitrary section from the plotted data points,
a determination unit that performs abnormal value determination by using a preset threshold value or an error flag based on a system state when the data points include abnormal values influenced by missing data and data outside a predetermined range;
an estimation unit that estimates the actual load characteristic by removing the abnormal value from the data points;
Equipped with
The determination unit includes at least
an excess determination unit that checks whether or not the active power P of the power flow measurement value exceeds the load interconnection amount, and determines that the active power P of the power flow measurement value exceeds the load interconnection amount as an abnormal value;
a missing data determination unit that checks whether the active power P and reactive power Q of the power flow measurement value are both zero, and determines that the active power P and reactive power Q of the power flow measurement value are both zero as abnormal values;
a time zone determination unit that checks whether the active power P of the tidal current measurement value is positive or negative during a nighttime zone when solar power generation is not in operation, and determines that the active power P of the tidal current measurement value during the nighttime zone is negative,
a switching determination unit that checks whether or not a system switching has occurred and determines that the system switching has occurred as an abnormal value;
An actual load characteristic estimation device comprising any one of the above .