JP2006210750A - System and method for predicting production of electricity - Google Patents

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Yasuhiro Yagi
康宏 八木
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Abstract

<P>PROBLEM TO BE SOLVED: To provide a system for predicting a production of electricity capable of estimating the production of electricity in the vicinity of a projected site without actually measuring the insolation in the vicinity of the estimating site. <P>SOLUTION: The system 1 for predicting the production of electricity comprises an actual measurement horizontal-plane-insolation data base 5 including actual measurement horizontal-plane-insolation data at the actual measurement site, and an estimation horizontal-plane-insolation data base 6 including the estimation horizontal-plane-insolation data comprising satellite image insolation data in the predetermined area calculated on the basis of the satellite image data. The insloation at the estimated site for estimating the production of a solar cell is calculated on the basis of the horizontal-plane-insolation data read out from the data base 6, and the production of the solar cell is estimated on the basis of the calculated insolation at the estimation site. <P>COPYRIGHT: (C)2006,JPO&NCIPI

Description

本発明は、発電量予測システムおよび発電量予測方法に関し、特に、日射量から発電量を推定する発電量予測システムおよび発電量予測方法に関する。   The present invention relates to a power generation amount prediction system and a power generation amount prediction method, and more particularly to a power generation amount prediction system and a power generation amount prediction method for estimating a power generation amount from a solar radiation amount.

従来、日射量から発電量を推定する発電量予測システムや日射量を推定するシステムが知られている（たとえば、特許文献１および特許文献２参照）。   Conventionally, a power generation amount prediction system that estimates a power generation amount from a solar radiation amount and a system that estimates a solar radiation amount are known (see, for example, Patent Document 1 and Patent Document 2).

上記特許文献１には、予め設定された複数の地点（実測地点）の日射量（実測日射量）データに基づいて、実測地点と気象条件が同一とみなせる所定の範囲内に位置する任意の推定地点における太陽電池で発電される電力量（発電量）を推定する太陽光発電量予測装置が開示されている。   In the above-mentioned patent document 1, based on the solar radiation amount (actual solar radiation amount) data of a plurality of preset points (actual measurement points), an arbitrary estimation that is located within a predetermined range in which the actual measurement point and the weather condition can be regarded as the same. A solar power generation amount prediction device that estimates the amount of power (power generation amount) generated by a solar cell at a point is disclosed.

また、上記特許文献２には、日射量を推定しようとする地点における日射量（推定日射量）を推定するために、予め日射量を推定しようとする地点が含まれる所定のエリア内の任意の地点の日射量を実測するとともに、この実測した日射量（実測日射量）の値を用いて、衛星画像データから推定日射量を求めるためのパラメータを補正し、かつ、この補正されたパラメータを用いて衛星画像データから日射量を推定しようとする地点における日射量を推定する日射量推定システムが開示されている。   Moreover, in the said patent document 2, in order to estimate the solar radiation amount (estimated solar radiation amount) in the point which is going to estimate the solar radiation amount, the arbitrary points in the predetermined area where the point which presumes the solar radiation amount is included beforehand are included. Measure the amount of solar radiation at the location, and use the measured amount of solar radiation (measured amount of solar radiation) to correct the parameters for obtaining the estimated amount of solar radiation from the satellite image data, and use the corrected parameters. A solar radiation amount estimation system for estimating the solar radiation amount at a point where the solar radiation amount is to be estimated from satellite image data is disclosed.

特開平１１−６５６８６号公報Japanese Patent Laid-Open No. 11-65686 特開平１１−２１１５６０号公報JP-A-11-212560

しかしながら、上記特許文献１に開示されたシステムを用いる場合、日射量を測定する実測地点（たとえば、日本国内では気象官署）は、日本国内において７０箇所程度であり、世界的には、アジアやアフリカなど実測地点が不足している地域が多い。この場合、上記特許文献１に開示されたシステムでは、実測地点と気象条件が同一とみなせる所定の範囲内に存在する推定地点における日射量を、実測地点の日射量データに基づいて推定するので、実測地点が不足している地点における日射量を推定するのが困難であるという問題点がある。この場合、実測地点が不足している地点における日射量を推定すると、実際の日射量に対する推定日射量の誤差が大きくなるという不都合がある。   However, when the system disclosed in Patent Document 1 is used, there are about 70 actual measurement points for measuring the amount of solar radiation (for example, the meteorological office in Japan). There are many areas where there are insufficient measurement points. In this case, in the system disclosed in Patent Document 1, the amount of solar radiation at an estimated point existing within a predetermined range in which the actual measurement point and the weather condition can be regarded as the same is estimated based on the solar radiation amount data of the actual measurement point. There is a problem that it is difficult to estimate the amount of solar radiation at a point where the actual measurement points are insufficient. In this case, if the amount of solar radiation at a point where the actual measurement point is insufficient is estimated, there is a disadvantage that an error in the estimated amount of solar radiation with respect to the actual amount of solar radiation becomes large.

また、上記特許文献２に開示されたシステムでは、予め日射量を推定しようとする地点が含まれる所定のエリア内の任意の地点の日射量を実測する必要があるため、実測地点から離れた地点における日射量を推定する場合には、新たに日射計を設置する必要があるという問題点がある。   Further, in the system disclosed in Patent Document 2, it is necessary to measure the amount of solar radiation at an arbitrary point in a predetermined area including the point where the amount of solar radiation is to be estimated in advance. When estimating the amount of solar radiation in Japan, there is a problem that it is necessary to newly install a solar radiation meter.

この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の１つの目的は、推定地点付近の日射量を実測することなく、推定地点における発電量を推定することが可能な発電量予測システムを提供することである。   The present invention has been made to solve the above-described problems, and one object of the present invention is to estimate the amount of power generation at an estimated point without actually measuring the amount of solar radiation near the estimated point. It is to provide a possible power generation prediction system.

課題を解決するための手段および発明の効果Means for Solving the Problems and Effects of the Invention

この発明の第１の局面による発電量予測システムは、所定の地点の実測日射量データを含む実測日射量データベースと、衛星写真データに基づいて算出された所定の区域の衛星写真日射量データからなる推定日射量データを少なくとも含む推定日射量データベースとを備え、太陽電池の発電量を推定しようとする推定地点の日射量は、実測日射量データベースおよび推定日射量データベースの少なくとも一方から読み出された日射量データに基づいて算出され、太陽電池の発電量は、算出された推定地点の日射量に基づいて推定される。   The power generation amount prediction system according to the first aspect of the present invention comprises an actually measured solar radiation amount database including actually measured solar radiation amount data at a predetermined point, and satellite photograph solar radiation amount data of a predetermined area calculated based on the satellite photograph data. An estimated solar radiation database including at least estimated solar radiation data, and the solar radiation amount at the estimated point where the power generation amount of the solar cell is to be estimated is calculated from at least one of the measured solar radiation database and the estimated solar radiation database. It is calculated based on the amount data, and the power generation amount of the solar cell is estimated based on the solar radiation amount at the calculated estimated point.

この発明の第１の局面による発電量予測システムでは、上記のように、実測日射量データを含む実測日射量データベースと、衛星写真データに基づいて算出された所定の区域の衛星写真日射量データからなる推定日射量データを少なくとも含む推定日射量データベースとの少なくとも一方から読み出された日射量データに基づいて、推定地点の日射量を算出することによって、たとえば、推定地点付近に実測日射量データがない場合に、推定地点が含まれる区域の衛星写真日射量データからなる推定日射量データのみに基づいてその推定地点の日射量を算出するようにすれば、太陽電池の発電量を推定しようとする推定地点が含まれる区域の日射量を実測することなく、推定地点の発電量を推定することができる。   In the power generation amount prediction system according to the first aspect of the present invention, as described above, from the actually measured solar radiation amount database including the actually measured solar radiation amount data and the satellite photograph solar radiation amount data of a predetermined area calculated based on the satellite photograph data. By calculating the solar radiation amount of the estimated point based on the solar radiation amount data read from at least one of the estimated solar radiation amount database including at least the estimated solar radiation amount data, for example, the measured solar radiation amount data near the estimated point If there is no estimated solar radiation data based on the estimated solar radiation data consisting of the satellite photo solar radiation data of the area where the estimated spot is included, it will attempt to estimate the amount of power generated by the solar cell. The power generation amount at the estimated point can be estimated without actually measuring the amount of solar radiation in the area including the estimated point.

この発明の第１の局面による発電量予測システムにおいて、好ましくは、推定地点の日射量は、推定日射量データベースから読み出された推定日射量データに基づいて算出される。このように構成すれば、推定地点が含まれる区域の衛星写真日射量データからなる推定日射量データなどを用いて、容易に、推定地点の日射量を算出することができる。   In the power generation amount prediction system according to the first aspect of the present invention, preferably, the amount of solar radiation at the estimated point is calculated based on the estimated amount of solar radiation data read from the estimated amount of solar radiation database. If comprised in this way, the solar radiation amount of an estimated point can be easily calculated using the estimated solar radiation data etc. which consist of the satellite photograph solar radiation amount data of the area where an estimated point is included.

この発明の第１の局面による発電量予測システムにおいて、好ましくは、推定日射量データベースに含まれる所定の区域の推定日射量データは、地表を複数の区域に分割するとともに、所定の区域における衛星写真日射量データと、所定の区域に隣接する区域における実測日射量データおよび既に設定された推定日射量データの少なくとも一方とに基づいて設定される。このように構成すれば、所定の区域の推定日射量データを設定する際に、所定の区域に隣接する区域における実測日射量データおよび既に設定された推定日射量データを考慮して設定することができるので、高精度な日射量の推定を行うことができる。その結果、発電量の予測精度を向上させることができる。   In the power generation amount prediction system according to the first aspect of the present invention, preferably, the estimated solar radiation amount data of the predetermined area included in the estimated solar radiation amount database divides the ground surface into a plurality of areas, and satellite photographs in the predetermined area. The solar radiation amount data is set based on at least one of the measured solar radiation amount data and the already set estimated solar radiation amount data in an area adjacent to the predetermined area. With this configuration, when setting the estimated solar radiation data of a predetermined area, it is possible to set it taking into account the actually measured solar radiation data and the already set estimated solar radiation data in the area adjacent to the predetermined area. Therefore, it is possible to estimate the amount of solar radiation with high accuracy. As a result, the prediction accuracy of the power generation amount can be improved.

この発明の第１の局面による発電量予測システムにおいて、好ましくは、衛星写真日射量データからなる推定日射量データは、推定地点の気候区分を考慮して算出した衛星写真日射量データを含む。このように構成すれば、推定地点の実際の日射量に対する衛星写真日射量データの誤差を小さくすることができるので、より高精度な日射量の推定を行うことができる。   In the power generation amount prediction system according to the first aspect of the present invention, preferably, the estimated amount of solar radiation data including the satellite photograph solar radiation amount data includes satellite photograph solar radiation amount data calculated in consideration of the climate classification of the estimated point. With this configuration, it is possible to reduce the error of the satellite photo solar radiation amount data with respect to the actual solar radiation amount at the estimated point, so that it is possible to estimate the solar radiation amount with higher accuracy.

この発明の第１の局面による発電量予測システムにおいて、好ましくは、推定された発電量を表示するための表示部をさらに備える。このように構成すれば、推定された発電量を容易に確認することができる。   The power generation amount prediction system according to the first aspect of the present invention preferably further includes a display unit for displaying the estimated power generation amount. If comprised in this way, the estimated electric power generation amount can be confirmed easily.

この発明の第１の局面による発電量予測システムにおいて、所定の区域の衛星写真日射量データを、実測日射量データに基づくことなく算出してもよい。   In the power generation amount prediction system according to the first aspect of the present invention, the satellite photo solar radiation amount data in a predetermined area may be calculated without being based on the actually measured solar radiation amount data.

この発明の第２の局面による発電量予測方法は、衛星写真データに基づいて所定の区域の衛星写真日射量データを算出するステップと、所定の区域の衛星写真日射量データを含む推定日射量データと、所定の地点の実測日射量データとの少なくとも一方に基づいて、太陽電池の発電量を推定しようとする推定地点の日射量を算出するステップと、算出された推定地点の日射量に基づいて、太陽電池の発電量を推定するステップとを備える。   The power generation amount prediction method according to the second aspect of the present invention includes a step of calculating satellite photo solar radiation data of a predetermined area based on satellite photo data, and estimated solar radiation data including satellite photo solar radiation data of the predetermined area. And the step of calculating the solar radiation amount of the estimated point where the power generation amount of the solar cell is to be estimated based on at least one of the measured solar radiation data of the predetermined point and the solar radiation amount of the calculated estimated point And estimating a power generation amount of the solar cell.

この発明の第２の局面による発電量予測方法では、上記のように、実測日射量データと、衛星写真データに基づいて算出された所定の区域の衛星写真日射量データを含む推定日射量データとの少なくとも一方に基づいて、推定地点の日射量を算出するステップを備えることによって、たとえば、推定地点付近に実測日射量データがない場合に、推定地点が含まれる区域の衛星写真日射量データからなる推定日射量データのみに基づいてその推定地点の日射量を算出するようにすれば、太陽電池の発電量を推定しようとする推定地点が含まれる区域の日射量を実測することなく、推定地点の発電量を推定することができる。   In the power generation amount prediction method according to the second aspect of the present invention, as described above, measured solar radiation data, estimated solar radiation data including satellite photograph solar radiation data of a predetermined area calculated based on satellite photograph data, and By including a step of calculating the solar radiation amount at the estimated point based on at least one of the above, for example, when there is no actually measured solar radiation data in the vicinity of the estimated point, it comprises satellite photograph solar radiation amount data of the area including the estimated point If the amount of solar radiation at the estimated point is calculated based only on the estimated amount of solar radiation data, the estimated point of the estimated point can be calculated without actually measuring the amount of solar radiation in the area that includes the estimated point where the power generation amount of the solar cell is estimated. The amount of power generation can be estimated.

この発明の第２の局面による発電量予測方法において、好ましくは、推定地点の日射量を算出するステップは、推定日射量データに基づいて推定地点の日射量を算出するステップを含む。このように構成すれば、推定地点が含まれる区域の衛星写真日射量データからなる推定日射量データなどを用いて、容易に、推定地点の日射量を算出することができる。   In the power generation amount prediction method according to the second aspect of the present invention, preferably, the step of calculating the solar radiation amount at the estimated point includes a step of calculating the solar radiation amount at the estimated point based on the estimated solar radiation amount data. If comprised in this way, the solar radiation amount of an estimated point can be easily calculated using the estimated solar radiation data etc. which consist of the satellite photograph solar radiation amount data of the area where an estimated point is included.

この発明の第２の局面による発電量予測方法において、好ましくは、推定地点の日射量を算出するステップに先立って、所定の区域の推定日射量データを設定するステップをさらに備え、所定の区域の推定日射量データを設定するステップは、地表を複数の区域に分割するとともに、所定の区域における衛星写真日射量データと、所定の区域に隣接する区域における実測日射量データおよび既に設定された推定日射量データの少なくとも一方とに基づいて、所定の区域の推定日射量データを設定するステップを含む。このように構成すれば、所定の区域の推定日射量データを設定する際に、所定の区域に隣接する区域における実測日射量データおよび既に設定された推定日射量データを考慮して設定することができるので、高精度な日射量の推定を行うことができる。その結果、発電量の予測精度を向上させることができる。   In the power generation amount prediction method according to the second aspect of the present invention, preferably, prior to the step of calculating the solar radiation amount at the estimated point, the method further includes the step of setting the estimated solar radiation amount data of the predetermined area, In the step of setting the estimated solar radiation data, the ground surface is divided into a plurality of areas, and the satellite photo solar radiation data in the predetermined area, the actually measured solar radiation data in the area adjacent to the predetermined area, and the estimated solar radiation already set. Setting estimated solar radiation amount data for a predetermined area based on at least one of the amount data. With this configuration, when setting the estimated solar radiation data of a predetermined area, it is possible to set it taking into account the actually measured solar radiation data and the already set estimated solar radiation data in the area adjacent to the predetermined area. Therefore, it is possible to estimate the amount of solar radiation with high accuracy. As a result, the prediction accuracy of the power generation amount can be improved.

この発明の第２の局面による発電量予測方法において、好ましくは、衛星写真日射量データを算出するステップは、推定地点の気候区分を考慮して衛星写真日射量データを算出するステップを含む。このように構成すれば、推定地点の実際の日射量に対する衛星写真日射量データの誤差を小さくすることができるので、より高精度な日射量の推定を行うことができる。   In the power generation amount prediction method according to the second aspect of the present invention, preferably, the step of calculating the satellite photo solar radiation data includes the step of calculating the satellite photo solar radiation data in consideration of the climate classification of the estimated point. With this configuration, it is possible to reduce the error of the satellite photo solar radiation amount data with respect to the actual solar radiation amount at the estimated point, so that it is possible to estimate the solar radiation amount with higher accuracy.

この発明の第２の局面による発電量予測方法において、好ましくは、推定された発電量を表示部に表示するステップをさらに備える。このように構成すれば、推定された発電量を容易に確認することができる。   The power generation amount prediction method according to the second aspect of the present invention preferably further includes a step of displaying the estimated power generation amount on the display unit. If comprised in this way, the estimated electric power generation amount can be confirmed easily.

以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。   Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.

図１は、本発明の一実施形態による発電量予測システムの全体構成を説明するためのブロック図である。まず、図１を参照して、本実施形態の発電量予測システムの構成について説明する。   FIG. 1 is a block diagram for explaining the overall configuration of a power generation amount prediction system according to an embodiment of the present invention. First, with reference to FIG. 1, the structure of the electric power generation prediction system of this embodiment is demonstrated.

本実施形態による発電量予測システム１は、図１に示すように、発電量を予測しようとする地点名などを入力するためのキーボードやマウスからなる入力部２と、エリア情報データベース３と、地域特性データベース４と、実測水平面日射量データベース５と、推定水平面日射量データベース６と、衛星写真データベース７と、演算部８と、制御部９と、予測した発電量を表示するための表示部１０とを含んでいる。なお、実測水平面日射量データベース５は、本発明の「実測日射量データベース」の一例であり、推定水平面日射量データベース６は、本発明の「推定日射量データベース」の一例である。また、エリア情報データベース３には、以下の表１に示すように、地表全体が緯度および経度に沿って約０．１度毎に分割された各エリア（区域）に対して付与されるエリア番号と、各エリアの範囲を示す緯度および経度と、各エリア内に存在する代表的な地点（都市）名と、その地点が存在する緯度および経度と、その地点の気候区分とが格納されている。   As shown in FIG. 1, the power generation amount prediction system 1 according to the present embodiment includes an input unit 2 including a keyboard and a mouse for inputting a name of a place where power generation amount is to be predicted, an area information database 3, a region A characteristic database 4, an actually measured horizontal solar radiation database 5, an estimated horizontal solar radiation database 6, a satellite photograph database 7, a calculation unit 8, a control unit 9, and a display unit 10 for displaying the predicted power generation amount; Is included. The measured horizontal solar radiation database 5 is an example of the “actual solar radiation database” in the present invention, and the estimated horizontal solar radiation database 6 is an example of the “estimated solar radiation database” in the present invention. In the area information database 3, as shown in Table 1 below, the area number given to each area (section) obtained by dividing the entire ground surface by about 0.1 degrees along the latitude and longitude. The latitude and longitude indicating the range of each area, the name of a representative point (city) existing in each area, the latitude and longitude at which the point exists, and the climate classification of the point are stored. .

Figure 2006210750
また、地域特性データベース４（図１参照）には、以下の表２に示すように、気候区分（都市、海岸、砂漠、湖など）に対応するＡ（地面反射率）、τ０（オゾンの吸収に関する透過率）、τＲ（レイリー散乱に関する透過率）、τＡ（エアロゾルに関する透過率）、αＷ（水蒸気による日射吸収率）およびＦＣ（エアロゾルによる前方散乱の割合）が格納されている。
Figure 2006210750
 In addition, as shown in Table 2 below, the regional characteristic database 4 (see FIG. 1) includes A (ground reflectance) corresponding to a climate classification (city, coast, desert, lake, etc.), τ0 (absorption of ozone). ΤR (transmittance related to Rayleigh scattering), τA (transmittance related to aerosol), αW (solar absorption rate due to water vapor) and FC (ratio of forward scattering due to aerosol) are stored.

Figure 2006210750
また、実測水平面日射量データベース５（図１参照）には、以下の表３に示すように、気象庁、観測会社または自らなどが水平面日射量の計測を行っている計測地点名（実測地点名）と、その実測地点が存在するエリア番号と、１月〜１２月の各月毎の実測水平面日射量データ（実測日射量データ）とが格納されている。
Figure 2006210750
 In addition, in the measured horizontal plane solar radiation database 5 (see FIG. 1), as shown in Table 3 below, the name of the measurement spot (measurement spot name) where the Japan Meteorological Agency, an observation company, or the like is measuring the horizontal solar radiation And the area number where the actual measurement point exists and the actual horizontal solar radiation data (actual solar radiation data) for each month from January to December are stored.

Figure 2006210750
また、推定水平面日射量データベース６（図１参照）には、以下の表４に示すように、エリア番号と、１月〜１２月の各月毎の推定水平面日射量データ（推定日射量データ）とが格納されている。
Figure 2006210750
 Further, in the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1), as shown in Table 4 below, the area number and the estimated horizontal solar radiation data (estimated solar radiation data) for each month from January to December are shown. And are stored.

Figure 2006210750
また、衛星写真データベース７（図１参照）には、衛星写真データにより求められた雲量が格納されている。また、演算部８は、推定水平面日射量データベース６、エリア情報データベース３および地域特性データベース４などに基づいて発電量を算出する機能を有する。また、制御部９は、入力部２、エリア情報データベース３、地域特性データベース４、実測水平面日射量データベース５、推定水平面日射量データベース６、衛星写真データベース７、演算部８および表示部１０を制御する機能を有する。
Figure 2006210750
 The satellite photograph database 7 (see FIG. 1) stores the cloud amount obtained from the satellite photograph data. Moreover, the calculating part 8 has a function which calculates electric power generation amount based on the estimated horizontal surface solar radiation amount database 6, the area information database 3, the regional characteristic database 4, etc. FIG. In addition, the control unit 9 controls the input unit 2, the area information database 3, the regional characteristic database 4, the measured horizontal plane solar radiation database 5, the estimated horizontal solar radiation database 6, the satellite photograph database 7, the calculation unit 8, and the display unit 10. It has a function.

図２は、図１に示した発電量予測システムの推定水平面日射量データベースの作成方法を説明するためのフローチャートであり、図３および図４は、図１に示した発電量予測システムの推定水平面日射量データベースを作成する方法を説明するための図である。次に、図１〜図４を参照して、推定水平面日射量データベースの作成方法について説明する。   FIG. 2 is a flowchart for explaining a method of creating the estimated horizontal plane solar radiation amount database of the power generation amount prediction system shown in FIG. 1, and FIGS. 3 and 4 are estimated horizontal surfaces of the power generation amount prediction system shown in FIG. It is a figure for demonstrating the method of creating a solar radiation amount database. Next, a method for creating an estimated horizontal solar radiation database will be described with reference to FIGS.

まず、図２に示したステップＳ１において、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアが選択される。そして、ステップＳ２において、そのエリアに対応する衛星写真データに基づいて、日射量データが算出される。なお、衛星写真データに基づく日射量データの算出方法としては、衛星写真データに基づいて日射量データを推定するための次の式（１）〜式（６）を用いて算出される。なお、式（１）〜式（６）は、Ｃ．Ｇａｕｔｉｅｒ他による文献“Ａ Ｓｉｍｐｌｅ Ｐｈｙｓｉｃａｌ Ｍｏｄｅｌ ｔｏ Ｅｓｔｉｍａｔｅ Ｉｎｃｉｄｅｎｔ Ｓｏｌａｒ Ｒａｄｉａｔｉｏｎ ａｔ ｔｈｅ Ｓｕｒｆａｃｅ ｆｒｏｍ ＧＯＳＥ Ｓａｔｅｌｌｉｔｅ Ｄａｔａ”、Ｊ．Ａｐｐｌ．Ｍｅｔｅｏｒ．，１９，１００５−１０１２，１９８０年、および、“Ａｎ Ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ Ｅｆｆｅｃｔｓ ｏｆ Ｓｐａｔｉａｌｌｙ Ａｖｅｒａｇｉｎｇ Ｓａｔｅｌｌｉｔｅ Ｂｒｉｇｈｔｎｅｓｓ Ｍｅａｓｕｒｅｍｅｎｔｓ ｏｎ ｔｈｅ Ｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎｓ ｏｆ Ｉｎｓｏｌａｔｉｏｎ”、Ｊ．Ａｐｐｌ．Ｍｅｔｅｏｒ．，２３，１３８０−１３８６，１９８４年と、Ｓ．Ｋｉｚｕによる“Ａ Ｓｔｕｄｙ ｏｎ Ｔｈｅｒｍａｌ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ ｏｆ Ｏｃｅａｎ Ｓｕｒｆａｃｅ Ｌａｙｅｒ ｔｏ Ｓｏｌａｒ Ｒａｄｉａｔｉｏｎ Ｕｓｉｎｇ Ｓａｔｅｌｌｉｔｅ Ｓｅｎｓｉｎｇ”、Ｄｏｃｔｒａｌ Ｔｈｅｓｉｓ，Ｔｏｈｏｋｕ Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，１００ｐｐ，１９９５年に記載された物理モデルを基に定義されている。   First, in step S1 shown in FIG. 2, an area for which estimated horizontal plane solar radiation amount data is to be calculated is selected. In step S2, the solar radiation amount data is calculated based on the satellite photograph data corresponding to the area. In addition, as a calculation method of solar radiation amount data based on satellite photograph data, it calculates using the following formula | equation (1)-Formula (6) for estimating solar radiation amount data based on satellite photograph data. In addition, Formula (1)-Formula (6) are C.I. Gautier et al., “A Simple Physical Model to Estimate Incident Solar Radiation at the Surface from GOSE Satelite Data”, J. et al. Appl. Meteor. , 19, 1005-1012, 1980, and "An Investigation of the Effects of Spatally Averaging Satellite Brightness Measurements on the Calculations of Insolation". Appl. Meteor. 23, 1380-1386, 1984; Kizu's “A Study on Thermal Response of Ocean Surface Layer to Solar Radiation Using Satellite Sensing”, documented in Physical Thesis, Tokyo Universe, 19

ＳＳ ＝(ＳＩ＋ＳＲ＋ＳＡ)(１−ａ・Ａ) ・・・(１)
ＳＩ＝Ｓ・τ０・τＲ(１−αＷ)・τＡ ・・・(２)
ＳＲ＝Ｓ・τ０・(０．５・(１−τＲ))・τＡ ・・・(３)
ＳＡ＝Ｓ・τ０・τＲ(１−αＷ)・ＦＣ・ω０(１−τＡ)・・・(４)
Ｓ＝Ｉ・(ｄＭ／ｄ)２・ｃｏｓθ ・・・(５)
Ａ＝Ｒ／ｃｏｓθ ・・・(６)
θ：太陽天頂角
Ｉ：太陽定数
ｄＭ：太陽−地球間の平均距離
ｄ：太陽−地球間の距離
τ０：オゾンの吸収に関する透過率
τＲ：レイリー散乱に関する透過率
τＡ：エアロゾルに関する透過率
αＷ：水蒸気による日射吸収率
ＦＣ：エアロゾルによる前方散乱の割合
ω０：単一散乱アルベド
Ｒ：衛星が観測した反射率
Ａ：地面反射率
ａ：雲の日射吸収係数
衛星写真データに基づいて所定のエリアのＲ（衛星が観測した反射率）が算出されるとともに、Ｒ（衛星が観測した反射率）と、所定のエリアの気候区分（表２参照）（都市、海岸、砂漠、湖など）に対応するＡ（地面反射率）、τ０（オゾンの吸収に関する透過率）、τＲ（レイリー散乱に関する透過率）、τＡ（エアロゾルに関する透過率）、αＷ（水蒸気による日射吸収率）およびＦＣ（エアロゾルによる前方散乱の割合）となどを用いて、上記の式（１）〜（６）により日射量データが算出される。すなわち、本実施形態では、式（１）〜式（６）により、所定のエリアの衛星写真日射量データとして、推定地点の気候区分を考慮して算出した衛星写真日射量データを用いる。 SS = (SI + SR + SA) (1-a · A) (1)
SI = S · τ0 · τR (1-αW) · τA (2)
SR = S · τ0 · (0.5 · (1-τR)) · τA (3)
SA = S · τ0 · τR (1-αW) · FC · ω0 (1-τA) (4)
S = I · (dM / d) 2 · cos θ (5)
A = R / cos θ (6)
θ: solar zenith angle I: solar constant dM: average distance between the sun and the earth d: distance between the sun and the earth τ0: transmittance for absorption of ozone τR: transmittance for Rayleigh scattering τA: transmittance for aerosol αW: water vapor FC: Ratio of forward scattering by aerosol ω0: Single scattering albedo R: Reflectance observed by satellite A: Ground reflectance a: Solar radiation absorption coefficient R (R) of a given area based on satellite photograph data The reflectance observed by the satellite) is calculated, and R (the reflectance observed by the satellite) and A (corresponding to the climate classification (see Table 2) of the predetermined area (city, coast, desert, lake, etc.) Ground reflectivity), τ0 (transmittance related to ozone absorption), τR (transmittance related to Rayleigh scattering), τA (transmittance related to aerosol), αW (solar absorption rate due to water vapor) and F By using a (the forward ratio of scattered by aerosol), the above equation (1) solar radiation data is calculated to (6). That is, in this embodiment, the satellite photo solar radiation data calculated in consideration of the climate classification of the estimated point is used as the satellite photo solar radiation data of the predetermined area by the equations (1) to (6).

また、本実施形態では、ステップＳ２の後、ステップＳ３において、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアに実測地点が含まれているか否かが判断される。ステップＳ３において、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアに実測地点（図３参照）が含まれていると判断された場合（たとえば、エリア３および９（図４参照）の場合）には、ステップＳ４に進み、衛星写真データに基づいて算出された日射量データが、実測水平面日射量データの９０％以上１１０％以下の範囲にあるか否かが判断される。   In this embodiment, after step S2, in step S3, it is determined whether or not an actual measurement point is included in an area for which estimated horizontal plane solar radiation amount data is to be calculated. In step S3, when it is determined that the measurement point (see FIG. 3) is included in the area for which the estimated horizontal plane solar radiation amount data is to be calculated (for example, in the case of areas 3 and 9 (see FIG. 4)). In step S4, it is determined whether or not the solar radiation amount data calculated based on the satellite photograph data is in the range of 90% to 110% of the actually measured horizontal solar radiation amount data.

また、本実施形態では、ステップＳ４において、衛星写真データに基づく日射量データが、実測水平面日射量データの９０％以上１１０％以下の範囲にあると判断された場合には、ステップＳ５において、衛星写真データに基づく日射量データが推定水平面日射量データとして設定されて推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納される。次に、ステップＳ６において、全てのエリアについて日射量データが設定されたか否かが判断され、設定されていない場合は、ステップＳ１に戻り、次のエリアが選択される。また、ステップＳ４において、衛星写真データに基づく日射量データが、実測水平面日射量データの９０％以上１１０％以下の範囲にないと判断された場合には、ステップＳ７において、実測水平面日射量データが推定水平面日射量データとして設定されて推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納される。なお、ステップＳ４において、衛星写真データに基づく日射量データが、実測水平面日射量データの９０％以上１１０％以下の範囲にないと判断された場合に、衛星写真データに基づく日射量データを推定水平面日射量データとして用いないのは、衛星から送られてくる写真が気象予報に使えないほどノイズが多い場合があり、この場合に衛星写真データを推定水平面日射量として用いると、日射量の推定誤差が大きくなるためである。ステップＳ７の後、ステップＳ６において、全てのエリアについて日射量データが設定されたか否かが判断され、設定されていない場合は、ステップＳ１に戻り、次のエリアが選択される。また、ステップＳ６において、全てのエリアについて推定水平面日射量データが設定されたと判断された場合には、そのまま終了する。   In this embodiment, if it is determined in step S4 that the solar radiation amount data based on the satellite photograph data is in the range of 90% to 110% of the actually measured horizontal plane solar radiation amount data, in step S5, the satellite data The solar radiation data based on the photograph data is set as the estimated horizontal solar radiation data and stored in the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1). Next, in step S6, it is determined whether or not the solar radiation amount data has been set for all areas. If not, the process returns to step S1 to select the next area. If it is determined in step S4 that the solar radiation data based on the satellite photo data is not in the range of 90% to 110% of the actual horizontal solar radiation data, the actual horizontal solar radiation data is determined in step S7. It is set as estimated horizontal plane solar radiation amount data and stored in the estimated horizontal solar radiation amount database 6 (see FIG. 1). In step S4, if it is determined that the solar radiation data based on the satellite photograph data is not in the range of 90% to 110% of the actually measured horizontal solar radiation data, the solar radiation data based on the satellite photograph data is calculated as the estimated horizontal plane. The reason for not using it as solar radiation data is that the photos sent from satellites may be so noisy that they cannot be used in weather forecasts.In this case, if satellite photo data is used as the estimated horizontal solar radiation, there is an error in estimating solar radiation. This is because of the increase. After step S7, in step S6, it is determined whether or not the solar radiation amount data has been set for all areas. If not, the process returns to step S1 to select the next area. If it is determined in step S6 that the estimated horizontal plane solar radiation amount data has been set for all the areas, the process ends as it is.

また、ステップＳ３において、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアに実測地点が含まれていないと判断された場合には、ステップＳ８に進み、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアに隣接するエリアに実測地点が含まれているか否かが判断される。ステップＳ８において、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアに隣接するエリアに実測地点（図３参照）が含まれていると判断された場合（たとえば、エリア６、７および１０（図４参照）などの場合）には、ステップＳ９に進み、隣接エリアの実測水平面日射量データに基づいて日射量データが算出される。このとき、たとえば、エリア３および９（図４参照）の実測水平面日射量データ（たとえば、それぞれ７３ｋＷｈ／ｍ２および６１ｋＷｈ／ｍ２（表３参照））が実測水平面日射量データベース５（図１参照）に格納されているとすると、エリア６（図４参照）の日射量データＺ６（ｋＷｈ／ｍ２）は、たとえば、次の式（７）のようにエリア３および９の２つのエリアの実測水平面日射量データを平均（単純平均）して算出される。 If it is determined in step S3 that the area for which the estimated horizontal plane solar radiation data is to be calculated does not include the actual measurement point, the process proceeds to step S8, where the estimated horizontal plane solar radiation data is calculated. It is determined whether or not an actual measurement point is included in an adjacent area. In step S8, when it is determined that the measurement point (see FIG. 3) is included in the area adjacent to the area for which the estimated horizontal plane solar radiation amount data is to be calculated (for example, areas 6, 7 and 10 (see FIG. 4). )), The process proceeds to step S9, and the solar radiation amount data is calculated based on the actually measured horizontal solar radiation amount data of the adjacent area. At this time, for example, the measured horizontal plane solar radiation data (for example, 73 kWh / m 2 and 61 kWh / m 2 (see Table 3)) of areas 3 and 9 (see FIG. 4) are measured horizontal plane solar radiation database 5 (see FIG. 1). ) Is stored in the area 6 (see FIG. 4), the solar radiation amount data Z6 (kWh / m 2 ) is measured in two areas 3 and 9, for example, as in the following equation (7): Calculated by averaging (simple average) the horizontal solar radiation data.

Ｚ６（ｋＷｈ／ｍ２）＝（７３ｋＷｈ／ｍ２＋６１ｋＷｈ／ｍ２）／２＝６７ｋＷｈ／ｍ２・・・（７）
そして、ステップＳ１０において、衛星写真データに基づく日射量データが、隣接エリアの実測水平面日射量データに基づく日射量データＺ６（６７ｋＷｈ／ｍ２）の９０％以上１１０％以下の範囲にあるか否かが判断される。ステップＳ１０において、衛星写真データに基づく日射量データが、隣接エリアの実測水平面日射量データに基づく日射量データＺ６（６７ｋＷｈ／ｍ２）の９０％以上１１０％以下の範囲にあると判断された場合には、ステップＳ１１において、衛星写真データに基づく日射量データが推定水平面日射量データとして設定されて推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納される。そして、ステップＳ６において、全てのエリアについて日射量データが設定されたか否かが判断され、設定されていない場合は、ステップＳ１に戻り、次のエリアが選択される。また、ステップＳ１０において、衛星写真データに基づく日射量データが、隣接エリアの実測水平面日射量データに基づく日射量データＺ６（６７ｋＷｈ／ｍ２）の９０％以上１１０％以下の範囲にないと判断された場合には、ステップＳ１２において、隣接エリアの実測水平面日射量データに基づく日射量データが推定水平面日射量データとして設定されて推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納される。そして、ステップＳ６において、全てのエリアについて日射量データが設定されたか否かが判断され、設定されていない場合は、ステップＳ１に戻り、次のエリアが選択される。 Z6 (kWh / m 2) = (73kWh / m 2 + 61kWh / m 2) / 2 = 67kWh / m 2 ··· (7)
In step S10, whether the solar radiation amount data based on the satellite photograph data is within a range of 90% to 110% of the solar radiation amount data Z6 (67 kWh / m 2 ) based on the actually measured horizontal solar radiation amount data of the adjacent area. Is judged. When it is determined in step S10 that the solar radiation data based on the satellite photograph data is in the range of 90% to 110% of the solar radiation data Z6 (67 kWh / m 2 ) based on the measured horizontal solar radiation data of the adjacent area. In step S11, the solar radiation data based on the satellite photo data is set as the estimated horizontal solar radiation data and stored in the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1). In step S6, it is determined whether or not the solar radiation amount data has been set for all areas. If not, the process returns to step S1 to select the next area. In step S10, it is determined that the solar radiation data based on the satellite photograph data is not in the range of 90% to 110% of the solar radiation data Z6 (67 kWh / m 2 ) based on the measured horizontal solar radiation data of the adjacent area. If this is the case, in step S12, the solar radiation data based on the measured horizontal solar radiation data of the adjacent area is set as the estimated horizontal solar radiation data and stored in the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1). In step S6, it is determined whether or not the solar radiation amount data has been set for all areas. If not, the process returns to step S1 to select the next area.

また、ステップＳ８において、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアに隣接するエリアに実測地点が含まれていないと判断された場合には、ステップＳ１３に進む。ステップＳ１３では、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアに隣接するエリアに対応する推定水平面日射量データが既に設定されて推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納されているか否かが判断される。ステップＳ１３において、推定水平面日射量データを算出しようとするエリア（たとえば、エリア１１（図４参照）などの場合）に隣接するエリアに対応する推定水平面日射量データが既に設定されて推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納されていると判断された場合には、ステップＳ１４に進み、隣接エリアに対応する推定水平面日射量データに基づいて日射量データが算出される。このとき、たとえば、推定エリアであるエリア１１に隣接するエリア６、７および１０（図４参照）の推定水平面日射量データ（たとえば、それぞれ６７ｋＷｈ／ｍ２、６９ｋＷｈ／ｍ２および６２ｋＷｈ／ｍ２（表４参照））が推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納されているとすると、エリア１１（図４参照）の日射量データＺ１１（ｋＷｈ／ｍ２）は、次の式（８）のようにエリア６、７および１０の３つのエリアの推定水平面日射量データを平均（単純平均）して算出される。 In Step S8, when it is determined that the measurement point is not included in the area adjacent to the area for which the estimated horizontal plane solar radiation amount data is to be calculated, the process proceeds to Step S13. In step S13, whether or not estimated horizontal plane solar radiation data corresponding to an area adjacent to an area for which estimated horizontal plane solar radiation data is to be calculated has already been set and stored in the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1). Is judged. In step S13, estimated horizontal plane solar radiation data corresponding to an area adjacent to an area for which estimated horizontal plane solar radiation data is to be calculated (for example, in the case of area 11 (see FIG. 4), etc.) has already been set, and the estimated horizontal solar radiation amount is set. If it is determined that the data is stored in the database 6 (see FIG. 1), the process proceeds to step S14, and the solar radiation data is calculated based on the estimated horizontal solar radiation data corresponding to the adjacent area. At this time, for example, estimated horizontal plane solar radiation data (for example, 67 kWh / m 2 , 69 kWh / m 2, and 62 kWh / m 2 (see FIG. 4) adjacent to the area 11 that is the estimated area, respectively) )) Is stored in the estimated horizontal plane solar radiation amount database 6 (see FIG. 1), the solar radiation amount data Z11 (kWh / m 2 ) of the area 11 (see FIG. 4) is expressed by the following formula (8 ), The estimated horizontal plane solar radiation data of the three areas 6, 7 and 10 are averaged (simple average).

Ｚ１１（ｋＷｈ／ｍ２）＝（６７ｋＷｈ／ｍ２＋６９ｋＷｈ／ｍ２＋６２ｋＷｈ／ｍ２）／３＝６６ｋＷｈ／ｍ２・・・（８）
そして、ステップＳ１５において、たとえば、エリア１１の衛星写真データに基づいて算出された日射量データが、上記式（８）により算出された隣接エリアの推定水平面日射量データに基づくエリア１１の日射量データＺ１１（６６ｋＷｈ／ｍ２）の９０％以上１１０％以下の範囲にあるか否かが判断される。たとえば、エリア１１（図４参照）の衛星写真データに基づく日射量データが６５ｋＷｈ／ｍ２の場合には、ステップＳ１５において、エリア１１（図４参照）の隣接エリアの推定水平面日射量データに基づく日射量データ（６６ｋＷｈ／ｍ２（上記の式（８）参照））の９０％以上１１０％以下の範囲にあると判断されてステップＳ１６に進む。そして、ステップＳ１６では、上記表４に示したように、衛星写真データに基づく日射量データ（６５ｋＷｈ／ｍ２）が推定水平面日射量データとして設定されて推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納される。そして、ステップＳ６において、全てのエリアについて日射量データが設定されたか否かが判断され、設定されていない場合は、ステップＳ１に戻り、次のエリアが選択される。また、ステップＳ１５において、衛星写真データに基づく日射量データが、隣接エリアに対応する推定水平面日射量データに基づく日射量データの９０％以上１１０％以下の範囲にないと判断された場合には、ステップＳ１７において、隣接エリアの推定水平面日射量データに基づく日射量データ（Ｚ１１＝６６ｋＷｈ／ｍ２）が推定水平面日射量データとして設定されて推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納される。そして、ステップＳ６において、全てのエリアについて日射量データが設定されたか否かが判断され、設定されていない場合は、ステップＳ１に戻り、次のエリアが選択される。また、ステップＳ１３において、推定水平面日射量データを設定しようとするエリアに隣接するエリアの推定水平面日射量データが推定水平面日射量データベース６（図１参照）に１つも格納されていないと判断された場合には、推定水平面日射量データを設定しようとするエリアの設定は行わずに、ステップＳ６に進む。そして、ステップＳ６において、全てのエリアについて日射量データが設定されたか否かが判断され、設定されていない場合は、ステップＳ１に戻り、次のエリアが選択される。そして、全てのエリアに対応する推定水平面日射量データが設定されて推定水平面日射量データベース６（図１参照）に格納されるまで上記の演算が繰り返される。上記のようにして、本実施形態による推定水平面日射量データベースが作成される。 Z11 (kWh / m 2) = (67kWh / m 2 + 69kWh / m 2 + 62kWh / m 2) / 3 = 66kWh / m 2 ··· (8)
In step S15, for example, the solar radiation amount data calculated based on the satellite photograph data of the area 11 is the solar radiation amount data of the area 11 based on the estimated horizontal plane solar radiation amount data of the adjacent area calculated by the above formula (8). It is determined whether it is in the range of 90% to 110% of Z11 (66 kWh / m 2 ). For example, when the solar radiation amount data based on the satellite photograph data of the area 11 (see FIG. 4) is 65 kWh / m 2 , based on the estimated horizontal plane solar radiation data of the adjacent area of the area 11 (see FIG. 4) in step S15. The solar radiation amount data (66 kWh / m 2 (see the above equation (8))) is determined to be in the range of 90% to 110%, and the process proceeds to step S16. In step S16, as shown in Table 4 above, the solar radiation data (65 kWh / m 2 ) based on the satellite photograph data is set as the estimated horizontal solar radiation data, and the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1). Stored in In step S6, it is determined whether or not the solar radiation amount data has been set for all areas. If not, the process returns to step S1 to select the next area. In step S15, if it is determined that the solar radiation data based on the satellite photograph data is not within the range of 90% to 110% of the solar radiation data based on the estimated horizontal solar radiation data corresponding to the adjacent area, In step S17, solar radiation data (Z11 = 66 kWh / m 2 ) based on the estimated horizontal solar radiation data of the adjacent area is set as the estimated horizontal solar radiation data and stored in the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1). . In step S6, it is determined whether or not the solar radiation amount data has been set for all areas. If not, the process returns to step S1 to select the next area. Further, in step S13, it is determined that no estimated horizontal plane solar radiation data of an area adjacent to the area where the estimated horizontal solar radiation data is to be set is stored in the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1). In this case, the process proceeds to step S6 without setting the area for which the estimated horizontal plane solar radiation amount data is to be set. In step S6, it is determined whether or not the solar radiation amount data has been set for all areas. If not, the process returns to step S1 to select the next area. The above calculation is repeated until estimated horizontal plane solar radiation data corresponding to all areas is set and stored in the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1). As described above, the estimated horizontal solar radiation amount database according to the present embodiment is created.

図５は、図１に示した発電量予測システムの処理フローの概要を示したフローチャートである。図６〜図９は、図１に示した発電量予測システムの表示部の表示画面を示した図である。次に、図１および図５〜図９を参照して、本実施形態による発電量予測システムの処理方法について説明する。   FIG. 5 is a flowchart showing an outline of a processing flow of the power generation amount prediction system shown in FIG. 6 to 9 are diagrams showing display screens of the display unit of the power generation amount prediction system shown in FIG. Next, a processing method of the power generation amount prediction system according to the present embodiment will be described with reference to FIGS. 1 and 5 to 9.

図５に示したステップＳ２１において、キーボードやマウスなどの入力部２（図１参照）によって、図６に示す表示画面（入力画面）の所定の位置に、発電量を算出しようとする地点名（たとえば、フランスのベルサイユ）がユーザーにより入力される。そして、ステップＳ２２において、図７に示す表示画面（入力画面）の所定の位置に、その地点に設置される太陽電池を含む太陽光発電システム（図１参照）の構成品名がユーザーにより入力される。その後、ステップＳ２３において、図８に示す表示画面（入力画面）の所定の位置に、太陽電池の設置方位、傾斜角度および容量がユーザーにより入力される。そして、ステップＳ２４において、入力された地点名に対応するエリア番号および気候区分などのエリア情報データがエリア情報データベース３（図１参照）から読み込まれる。その後、ステップＳ２５において、読み込まれたエリア番号に対応するエリアの推定水平面日射量データが推定水平面日射量データベース６（図１参照）から読み込まれる。そして、ステップＳ２６において、読み込まれた地点に対応する地域特性データが地域特性データベース４（図１参照）から読み込まれる。その後、ステップＳ２７において、推定水平面日射量データ、地域特性データおよび太陽電池の設置条件などにより、太陽電池に入射する傾斜面日射量が算出される。そして、ステップＳ２８において、傾斜面日射量および太陽電池のシステム構成品に基づいて、発電量が算出される。その後、ステップＳ２９において、図９に示すように、地点名、太陽電池の設置条件、太陽電池の容量および１月〜１２月の１ヶ月毎の発電量などが表示される。   In step S21 shown in FIG. 5, the name of the point where the power generation amount is to be calculated at a predetermined position on the display screen (input screen) shown in FIG. 6 by the input unit 2 (see FIG. 1) such as a keyboard or a mouse. For example, French Versailles) is entered by the user. In step S22, the component name of the solar power generation system (see FIG. 1) including the solar cell installed at the point is input by the user at a predetermined position on the display screen (input screen) shown in FIG. . Thereafter, in step S23, the installation direction, inclination angle, and capacity of the solar cell are input by the user at a predetermined position on the display screen (input screen) shown in FIG. In step S24, area information data such as an area number and a climate classification corresponding to the input point name is read from the area information database 3 (see FIG. 1). Thereafter, in step S25, the estimated horizontal plane solar radiation data of the area corresponding to the read area number is read from the estimated horizontal solar radiation database 6 (see FIG. 1). In step S26, the regional characteristic data corresponding to the read point is read from the regional characteristic database 4 (see FIG. 1). Thereafter, in step S27, the amount of solar radiation on the inclined surface incident on the solar cell is calculated based on the estimated horizontal plane solar radiation data, the regional characteristic data, the installation conditions of the solar battery, and the like. In step S28, the amount of power generation is calculated based on the amount of solar radiation on the inclined surface and the system components of the solar cell. Thereafter, in step S29, as shown in FIG. 9, the name of the spot, the installation condition of the solar cell, the capacity of the solar cell, and the amount of power generated every month from January to December are displayed.

上記のような本実施形態による発電量予測システムの処理フローにおけるステップＳ２７の傾斜面日射量の算出方法およびステップＳ２８の発電量の算出方法について以下に詳細に説明する。   In the process flow of the power generation amount prediction system according to the present embodiment as described above, the slope solar radiation amount calculation method in step S27 and the power generation amount calculation method in step S28 will be described in detail below.

図１０は、図４に示したエリア１１の都市Ｌ（たとえば、フランスのベルサイユ）における７月の推定水平面日射の分布を示す図である。次に、図４および図１０を参照して、上記ステップＳ２７における太陽光発電システムによる太陽電池に入射する傾斜面日射量の算出方法について説明する。なお、本実施形態では、太陽電池に入射する傾斜面日射量は、推定水平面日射量データベース６の推定水平面日射量データのみに基づいて算出される。   FIG. 10 is a diagram illustrating the distribution of estimated horizontal solar radiation in July in the city L of the area 11 shown in FIG. 4 (for example, Versailles, France). Next, with reference to FIG. 4 and FIG. 10, the calculation method of the solar radiation amount of the inclined surface which injects into the solar cell by the solar power generation system in the said step S27 is demonstrated. In the present embodiment, the inclined surface solar radiation amount incident on the solar cell is calculated based only on the estimated horizontal solar radiation amount data in the estimated horizontal solar radiation amount database 6.

エリア１１（図４参照）における７月の傾斜面日射量を求める場合、７月の水平面日射量を（６５ｋＷｈ／ｍ２）、太陽が昇っている時間（４時〜２０時）における任意の時刻Ｔの水平面日射を用いて、以下のように算出する。図１０を参照して、水平面日射量（６５ｋＷｈ／ｍ２）を、たとえば、次の式（９）のように表わすとする。 When calculating the solar radiation amount in July in the area 11 (see FIG. 4), the solar radiation amount in July is (65 kWh / m 2 ), any time in the time when the sun is rising (4 o'clock to 20 o'clock) Using the horizontal solar radiation of T, the calculation is as follows. Referring to FIG. 10, it is assumed that the horizontal solar radiation amount (65 kWh / m 2 ) is expressed by the following equation (9), for example.

６５（ｋＷｈ／ｍ２）＝３１日×∫α×ｓｉｎ（（Ｔ−４）×π／１６）・・・（９）
上記、式（９）において、α（ｋＷｈ／ｍ２）は、１日のうちの水平面日射の最大値であり、α×ｓｉｎ（（Ｔ−４）×π／１６）は、時刻Ｔにおける水平面日射を意味する。また、∫α×ｓｉｎ（（Ｔ−４）×π／１６）は、１日の水平面日射量（図１０の斜線（ハッチング）領域の面積）を意味する。 65 (kWh / m 2 ) = 31 days × ∫α × sin ((T-4) × π / 16) (9)
In the above formula (9), α (kWh / m 2 ) is the maximum value of horizontal solar radiation in one day, and α × sin ((T−4) × π / 16) is the horizontal surface at time T. Means solar radiation. Further, ∫α × sin ((T−4) × π / 16) means a daily horizontal solar radiation amount (area of the hatched area in FIG. 10).

また、上記の式（９）において、Ｔに４時〜２０時を代入して積分してαを求めると、水平面日射の最大値α（ｋＷ／ｍ２）＝１．０となる。これにより、時刻Ｔにおける水平面日射は、次の式（１０）により表わされる。 Further, in the above formula (9), when 4 to 20:00 is substituted for T and integration is performed to obtain α, the maximum value α (kW / m 2 ) of horizontal solar radiation is 1.0. Thereby, the horizontal solar radiation in the time T is represented by following Formula (10).

時刻Ｔにおける水平面日射＝１．０×ｓｉｎ（（Ｔ−４）×π／１６）・・・（１０）
次に、時刻Ｔにおける水平面日射を直達日射と散乱日射とに分離する。たとえば、エリア１１の７月２１日の１５時における水平面日射は、上記の式（１０）から、０．７４４ｋＷ／ｍ２と算出される。また、任意の緯度φおよび経度λの地点における太陽高度βは、一般的に次の式（１１）〜（１５）を用いて求められる。 Horizontal solar radiation at time T = 1.0 × sin ((T−4) × π / 16) (10)
Next, horizontal solar radiation at time T is separated into direct solar radiation and scattered solar radiation. For example, the horizontal solar radiation at 15:00 on July 21 in area 11 is calculated as 0.744 kW / m 2 from the above equation (10). In addition, the solar altitude β at a point of arbitrary latitude φ and longitude λ is generally obtained using the following equations (11) to (15).

θｏ＝２π（ｄｎ−１）／３６５・・・（１１）
δ＝０．００６９１８−０．３９９９１２ｃｏｓ（θｏ）＋０．０７０２５７ｓｉｎ（θｏ）−０．００６７５８ｃｏｓ（２θｏ）＋０．０００９０７ｓｉｎ（２θｏ）−０．００２６９７ｃｏｓ（３θｏ）＋０．００１４８０ｓｉｎ（３θｏ）・・・（１２）
Ｅｑ＝０．００００７５＋０．００１８６８ｃｏｓ（θｏ）−０．０３２０７７ｓｉｎ（θｏ）−０．０１４６１５ｃｏｓ（２θｏ）−０．０４０８４９ｓｉｎ（２θｏ）・・・（１３）
ｈ＝（標準時−１２）π／１２＋標準子午線からの経度差＋Ｅｑ・・・（１４）
β＝ａｒｃｓｉｎ｛ｓｉｎ（φ）ｓｉｎ（δ）＋ｃｏｓ（φ）ｃｏｓ（δ）ｃｏｓ（ｈ）｝・・・（１５）
ｄｎ：元旦からの通し日数（７月はｄｎ＝１９８を用いる）
θｏ：地球の太陽に対する公転軌道の位置
δ：太陽赤緯
Ｅｑ：均時差
ｈ：時角
φ：緯度
上記の式（１１）〜（１５）から、エリア１１における７月２１日の１５時における太陽高度βが６７°と算出される。水平面日射（０．７４４ｋＷ／ｍ２）および太陽高度β（６７°）を用いて、たとえば、宇田川光弘，「パーソナルコンピュータによる空気調和計算法」，オーム社，１９８６年（参考文献１）のｐ．４８およびｐ．６２に記載の式に基づいて直達日射および散乱日射が下記の式（１６）および（１７）のように算出される。 θo = 2π (dn−1) / 365 (11)
δ = 0.006918−0.399912 cos (θo) +0.070257 sin (θo) −0.006758 cos (2θo) +0.000907 sin (2θo) −0.002697 cos (3θo) +0.001480 sin (3θo) (12)
Eq = 0.000075 + 0.001868cos (θo) −0.032077sin (θo) −0.014615cos (2θo) −0.040849sin (2θo) (13)
h = (standard time −12) π / 12 + longitude difference from standard meridian + Eq (14)
β = arcsin {sin (φ) sin (δ) + cos (φ) cos (δ) cos (h)} (15)
dn: Number of days since New Year's Day (use dn = 198 in July)
θo: Position of the orbit of the earth relative to the sun δ: Solar declination Eq: Time difference h: Time angle φ: Latitude From the above equations (11) to (15), the sun at 15:00 on July 21 in area 11 The altitude β is calculated as 67 °. Using horizontal solar radiation (0.744 kW / m 2 ) and solar altitude β (67 °), for example, Mitsuhiro Udagawa, “Air Conditioning Calculation Method Using a Personal Computer”, Ohmsha, 1986 (reference 1), p. 48 and p. Based on the formula described in 62, direct solar radiation and scattered solar radiation are calculated as in the following formulas (16) and (17).

・直達日射（ｋＷ／ｍ２）＝（２．２７７−１．２５８×ｓｉｎ（β）＋０．２３９６×ｓｉｎ２（β））×（水平面日射／（太陽定数×ｓｉｎ（β）））３×太陽定数
＝（２．２７７−１．２５８×ｓｉｎ６７°＋０．２３９６×ｓｉｎ２６７°）×（０．７４４（ｋＷ／ｍ２）／（１．３６７（ｋＷ／ｍ２）×ｓｉｎ６７°））３×１．３６７（ｋＷ／ｍ２）
＝０．３７４ｋＷ／ｍ２・・・（１６）
・散乱日射（ｋＷ／ｍ２）＝水平面日射−直達日射×ｓｉｎ（β）
＝０．７４４ｋＷ／ｍ２−０．３７４ｋＷ／ｍ２×ｓｉｎ６７°
＝０．４００ｋＷ／ｍ２・・・（１７）
β：太陽高度
次に、太陽電池が、エリア１１の都市Ｌ（フランスのベルサイユ）にある西北西の壁面に設置される場合に太陽電池に入射する傾斜面日射を算出する。また、直達日射（０．３７４ｋＷ／ｍ２）と、散乱日射（０．４００ｋＷ／ｍ２）と、地面反射率（たとえば、０．２）（表２参照）と、太陽高度β（６７°）などにより算出される日射の太陽電池への入射角γ（たとえば、８１°）とを用いて、たとえば、上記参考文献１のｐ．５０に記載の式に基づいて、以下のように、太陽電池への直達日射と、太陽電池への天空からの日射と、太陽電池への地面からの反射日射とを算出し、太陽電池に入射する日射を算出する。 Direct solar radiation (kW / m 2 ) = (2.277−1258 × sin (β) + 0.2396 × sin 2 (β)) × (horizontal solar radiation / (solar constant × sin (β))) 3 × Solar constant
= (2.277-1.258 × sin67 ° + 0.2396 × sin 2 67 °) × (0.744 (kW / m 2 ) / (1.367 (kW / m 2 ) × sin 67 °)) 3 × 1.367 (kW / m 2 )
= 0.374 kW / m 2 (16)
・ Scattered solar radiation (kW / m 2 ) = horizontal solar radiation−direct solar radiation × sin (β)
= 0.744 kW / m 2 −0.374 kW / m 2 × sin 67 °
= 0.400 kW / m 2 (17)
[beta]: Solar altitude Next, when the solar cell is installed on the northwest wall surface in the city L of the area 11 (Versailles, France), the inclined surface solar radiation incident on the solar cell is calculated. In addition, direct solar radiation (0.374 kW / m 2 ), diffuse solar radiation (0.400 kW / m 2 ), ground reflectance (for example, 0.2) (see Table 2), and solar altitude β (67 °) Using the incident angle γ (for example, 81 °) of solar radiation calculated by the above method, for example, p. Based on the formula described in 50, the direct solar radiation to the solar cell, the solar radiation from the sky to the solar cell, and the reflected solar radiation from the ground to the solar cell are calculated and incident on the solar cell as follows: Calculate the solar radiation.

・太陽電池への直達日射＝直達日射×ｃｏｓ（γ）
＝０．３７４ｋＷ／ｍ２×ｃｏｓ８１°
＝０．０５９ｋＷ／ｍ２
・太陽電池への天空からの日射＝０．５×（１＋ｃｏｓ（太陽電池の傾斜角））×散乱日射
＝０．５×（１＋ｃｏｓ９０°）×０．４００ｋＷ／ｍ２
＝０．２０ｋＷ／ｍ２
・太陽電池への地面からの反射日射＝地面反射率×｛１−０．５×（１＋ｃｏｓ（太陽電池の傾斜角））｝×（直達日射×ｓｉｎ（β）＋散乱日射）
＝０．２×０．５×（０．３７４ｋＷ／ｍ２×ｓｉｎ６７°＋０．４００ｋＷ／ｍ２）
＝０．０７４ｋＷ／ｍ２
・太陽電池に入射する日射＝太陽電池への直達日射＋太陽電池への天空からの日射＋太陽電池への地面からの反射日射
＝０．０５９ｋＷ／ｍ２＋０．２０ｋＷ／ｍ２＋０．０７４ｋＷ／ｍ２
＝０．３３３ｋＷ／ｍ２
β：太陽高度
γ：日射の太陽電池への入射角
上記の計算により、エリア１１の７月２１日の１５時における太陽電池に入射する日射（０．３３３ｋＷ／ｍ２）が算出される。そして、以上の計算を太陽が昇っている時間（４時〜２０時）において１時間毎に行うことにより算出した各時間の太陽電池に入射する日射（各１時間毎の日射量）を合計することによって、太陽電池に入射する日射量を算出する。そして、その日射量に７月の日数（３１日）をかけることによって、太陽電池の７月の傾斜面日射量（たとえば、１３０ｋＷｈ／ｍ２）が得られる。 ・ Direct solar radiation to solar cells = direct solar radiation x cos (γ)
= 0.374kW / m 2 × cos 81 °
= 0.059 kW / m 2
・ Solar radiation from the sky to the solar cell = 0.5 × (1 + cos (inclination angle of solar cell)) × scattered solar radiation
= 0.5 × (1 + cos 90 °) × 0.400 kW / m 2
= 0.20 kW / m 2
Reflected solar radiation from the ground to the solar cell = ground reflectance × {1−0.5 × (1 + cos (inclination angle of solar cell))} × (direct solar radiation × sin (β) + scattered solar radiation)
= 0.2 × 0.5 × (0.374 kW / m 2 × sin 67 ° + 0.400 kW / m 2 )
= 0.074 kW / m 2
・ Solar radiation incident on solar cells = direct solar radiation to solar cells + solar radiation from the sky to solar cells + reflected solar radiation from the ground to solar cells
= 0.059 kW / m 2 +0.20 kW / m 2 +0.074 kW / m 2
= 0.333 kW / m 2
β: Solar altitude γ: Incident angle of solar radiation to solar cell Solar radiation (0.333 kW / m 2 ) incident on the solar cell at 15:00 on July 21 in area 11 is calculated by the above calculation. And the solar radiation which injects into the solar cell of each time computed by performing the above calculation for every hour in the time when the sun rises (4 o'clock to 20 o'clock) (the amount of solar radiation for every hour) is totaled. Thus, the amount of solar radiation incident on the solar cell is calculated. Then, the solar radiation amount in July (for example, 130 kWh / m 2 ) of the solar cell is obtained by multiplying the solar radiation amount by the number of days in July (31 days).

次に、上記ステップＳ２８における太陽電池の傾斜面日射量および太陽電池のシステム構成品に基づく発電量の算出方法について説明する。太陽電池の１ヶ月（７月）の発電量は、たとえば、太陽電池の７月の傾斜面日射量を１３０ｋＷｈ／ｍ２、太陽電池の面積を２０ｍ２、太陽電池の変換効率を０．１８、パワーコンディショナ変換効率を０．９４５、温度係数を−０．５％／℃、７月の太陽電池の温度を３５℃とすると、次の式（１８）のように算出される。なお、温度係数は、太陽電池の温度特性を示すとともに、単結晶太陽電池の場合は、−０．５％／℃の値を有する。 Next, the method of calculating the amount of solar radiation on the inclined surface of the solar cell and the power generation amount based on the system components of the solar cell in step S28 will be described. Power generation amount of 1 month (July) of solar cells, for example, 130kWh / m 2 an inclined surface solar radiation in July of the solar cell, 20 m 2 the area of the solar cell, 0.18 conversion efficiency of the solar cell, When the inverter conversion efficiency is 0.945, the temperature coefficient is −0.5% / ° C., and the temperature of the solar cell in July is 35 ° C., the following equation (18) is calculated. The temperature coefficient indicates the temperature characteristics of the solar cell and has a value of −0.5% / ° C. in the case of a single crystal solar cell.

発電量＝傾斜面日射量×太陽電池の面積×太陽電池の変換効率×パワーコンディショナ変換効率×（１＋温度係数×（太陽電池の温度−２５）／１００）・・・（１８）
＝１３０ｋＷｈ／ｍ２×２０ｍ２×０．１８×０．９４５×（１−０．５×（３５−２５）／１００）＝４２０ｋＷｈ
以上の計算を１月〜１２月について行い、一年間の発電量を算出する。 Power generation amount = inclined solar radiation amount × solar cell area × solar cell conversion efficiency × power conditioner conversion efficiency × (1 + temperature coefficient × (solar cell temperature−25) / 100) (18)
= 130 kWh / m 2 × 20 m 2 × 0.18 × 0.945 × (1-0.5 × (35-25) / 100) = 420 kWh
The above calculation is performed for January to December, and the power generation amount for one year is calculated.

本実施形態では、上記のように、実測水平面日射量データに基づくことなく衛星写真データに基づいて算出された所定のエリアの衛星写真日射量データからなる推定水平面日射量データを含む推定水平面日射量データベース６から読み出された日射量データに基づいて、推定地点の水平面日射量を決定することによって、推定地点がエリア１１の都市Ｌの場合のように付近に実測水平面日射量データがない場合にも、エリア１１の衛星写真日射量データからなる推定水平面日射量データのみに基づいてエリア１１の水平面日射量を決定するので、太陽電池の発電量を推定しようとする都市Ｌが含まれるエリア１１の水平面日射量を実測することなく、都市Ｌの発電量を推定することができる。   In the present embodiment, as described above, the estimated horizontal plane solar radiation amount including the estimated horizontal plane solar radiation data composed of the satellite photograph solar radiation data of the predetermined area calculated based on the satellite photograph data without being based on the measured horizontal solar radiation data. By determining the horizontal solar radiation amount of the estimated point based on the solar radiation amount data read from the database 6, when there is no actually measured horizontal plane solar radiation data in the vicinity as in the case of the city L of the area 11. In addition, since the horizontal plane solar radiation amount of the area 11 is determined based only on the estimated horizontal solar radiation amount data including the satellite photograph solar radiation amount data of the area 11, the area 11 including the city L in which the power generation amount of the solar cell is to be estimated is determined. The power generation amount of the city L can be estimated without actually measuring the horizontal solar radiation amount.

また、本実施形態では、推定水平面日射量データベース６に含まれる所定のエリアの推定水平面日射量データを、地表全体を緯度および経度に沿って約０．１度毎に分割するとともに、所定のエリアにおける衛星写真日射量データと、所定のエリアに隣接するエリアの実測水平面日射量データおよび既に設定された推定水平面日射量データの一方とに基づいて設定することによって、所定のエリアの推定水平面日射量データを設定する際に所定のエリアに隣接するエリアの実測水平面日射量データおよび既に設定された推定水平面日射量データを考慮して設定することができるので、高精度な水平面日射量の推定を行うことができる。その結果、発電量の予測精度を向上することができる。   In the present embodiment, the estimated horizontal plane solar radiation amount data of the predetermined area included in the estimated horizontal plane solar radiation amount database 6 is divided into approximately 0.1 degrees along the latitude and longitude of the entire ground surface, and the predetermined area Estimated horizontal solar radiation amount of a given area by setting based on one of the satellite photo solar radiation data and the measured horizontal solar radiation data of the area adjacent to the predetermined area and the estimated horizontal solar radiation data already set When setting the data, it can be set in consideration of the measured horizontal plane solar radiation data of the area adjacent to the predetermined area and the estimated horizontal plane solar radiation data already set, so highly accurate estimation of horizontal solar radiation be able to. As a result, the power generation prediction accuracy can be improved.

また、本実施形態では、実測水平面日射量データに基づくことなく衛星写真データに基づいて算出される所定のエリアの衛星写真日射量データとして、推定地点の気候区分を考慮して算出された衛星写真日射量データを用いることによって、推定地点の実際の水平面日射量に対する衛星写真日射量データの誤差を小さくすることができるので、より高精度な水平面日射量の推定を行うことができる。   Further, in the present embodiment, the satellite photograph calculated in consideration of the climate classification of the estimated point as the satellite photograph solar radiation data of the predetermined area calculated based on the satellite photograph data without being based on the measured horizontal plane solar radiation data. By using the solar radiation amount data, the error of the satellite photo solar radiation amount data with respect to the actual horizontal solar radiation amount at the estimated point can be reduced, so that the horizontal solar radiation amount can be estimated with higher accuracy.

また、本実施形態では、予測した発電量を表示するための表示部１０を設けることによって、予測した発電量を容易に確認することができる。   In the present embodiment, the predicted power generation amount can be easily confirmed by providing the display unit 10 for displaying the predicted power generation amount.

なお、今回開示された実施形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。   The embodiment disclosed this time should be considered as illustrative in all points and not restrictive. The scope of the present invention is shown not by the above description of the embodiment but by the scope of claims for patent, and all modifications within the meaning and scope equivalent to the scope of claims for patent are included.

たとえば、上記実施形態では、入力された地点を含むエリアが実測地点を含む場合にも、推定水平面日射量データを用いて発電量を算出する例を示したが、本発明はこれに限らず、入力された地点を含むエリアが実測地点を含む場合に、実測水平面日射量データを用いて発電量を算出してもよいし、入力された地点が実測地点と一致する場合にのみ実測水平面日射量データを用いて発電量を算出してもよい。これらの場合に、使用者が、推定水平面日射量データを用いるか、または、実測水平面日射量データを用いるかを選択できるようにしてもよい。   For example, in the above-described embodiment, the example in which the power generation amount is calculated using the estimated horizontal plane solar radiation amount data even when the area including the input point includes the actual measurement point, the present invention is not limited thereto, When the area including the input point includes the actual measurement point, the power generation amount may be calculated using the actual horizontal plane solar radiation amount data, or the actual horizontal surface solar radiation amount only when the input point matches the actual measurement point The power generation amount may be calculated using the data. In these cases, the user may be able to select whether to use estimated horizontal plane solar radiation data or actually measured horizontal solar radiation data.

また、上記実施形態では、推定水平面日射量データベースに含まれる推定水平面日射量データを設定する際に、隣接エリアの複数の実測水平面日射量データまたは複数の推定水平面日射量データを単純平均することによって、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアに隣接するエリアの実測水平面日射量データまたは推定水平面日射量データに基づく日射量データを算出した例を示したが、本発明はこれに限らず、たとえば、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアと同じ気候区分の隣接エリアの実測水平面日射量データまたは推定水平面日射量データに対しては、１を掛けるとともに、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアと異なる気候区分の隣接エリアの実測水平面日射量データまたは推定水平面日射量データに対しては、０．５を掛けるなどのように隣接エリアの気候区分などにより、隣接エリアの実測水平面日射量データまたは推定水平面日射量データに対して重み付けを行った後平均化することによって、推定水平面日射量データを算出しようとするエリアに隣接するエリアの実測水平面日射量データまたは推定水平面日射量データに基づく日射量データを算出してもよい。具体的には、上記実施形態１において、エリア１１の日射量データＺ１１（ｋＷｈ／ｍ２）を、エリア６、７および１０の３つのエリアの推定水平面日射量データ（それぞれ、６７ｋＷｈ／ｍ２、６９ｋＷｈ／ｍ２および６２ｋＷｈ／ｍ２）を用いて算出する場合、たとえば、エリア６はエリア１１と同じ気候区分であり、エリア７および１０はエリア１１と異なる気候区分であるとすると、エリア１１の日射量データＺ１１（ｋＷｈ／ｍ２）は、上記式（８）に代えて、次の式（１９）を用いて算出してもよい。 In the above embodiment, when setting the estimated horizontal plane solar radiation amount data included in the estimated horizontal plane solar radiation amount database, by simply averaging a plurality of actually measured horizontal plane solar radiation data or a plurality of estimated horizontal plane solar radiation data in the adjacent area In addition, an example of calculating the solar radiation data based on the measured horizontal solar radiation data or the estimated horizontal solar radiation data of the area adjacent to the area where the estimated horizontal solar radiation data is to be calculated is shown, but the present invention is not limited thereto, For example, multiply the measured horizontal solar radiation data or the estimated horizontal solar radiation data in an adjacent area of the same climate classification as the area where the estimated horizontal solar radiation data is to be calculated by multiplying by 1 and calculate the estimated horizontal solar radiation data Measured horizontal solar radiation data or estimated horizontal solar radiation in an adjacent area with a different climate category from the designated area The data is weighted with respect to the measured horizontal plane solar radiation data or the estimated horizontal plane solar radiation data of the adjacent area according to the climate classification of the adjacent area, such as 0.5, and then averaged. The solar radiation amount data based on the measured horizontal solar radiation data or the estimated horizontal solar radiation data of the area adjacent to the area where the estimated horizontal solar radiation data is to be calculated may be calculated. Specifically, in the first embodiment, the solar radiation amount data Z11 (kWh / m 2 ) of the area 11 is converted into the estimated horizontal plane solar radiation amount data (67 kWh / m 2 , respectively) of the three areas 6, 7 and 10. 69 kWh / m 2 and 62 kWh / m 2 ), for example, if area 6 has the same climate classification as area 11 and areas 7 and 10 have a different climate classification from area 11, The solar radiation amount data Z11 (kWh / m 2 ) may be calculated using the following equation (19) instead of the above equation (8).

Ｚ１１（ｋＷｈ／ｍ２）＝（６７ｋＷｈ／ｍ２×１＋６９ｋＷｈ／ｍ２×０．５＋６２ｋＷｈ／ｍ２×０．５）／（１＋０．５＋０．５）＝６６．２５ｋＷｈ／ｍ２・・・（１９）
また、上記実施形態では、発電量を推定しようとする地点名を特定する際に都市名を入力する例を示したが、本発明はこれに限らず、発電量を推定しようとする地点名を、緯度および経度、または、図６に示すように郵便番号、住所、電話番号、電子メールアドレスなどを入力することにより特定してもよいし、入力画面に地図を表示させるとともに、表示された地図から地点を特定してもよい。 Z11 (kWh / m 2) = (67kWh / m 2 × 1 + 69kWh / m 2 × 0.5 + 62kWh / m 2 × 0.5) / (1 + 0.5 + 0.5) = 66.25kWh / m 2 ··· (19 )
In the above embodiment, an example is shown in which the city name is input when specifying the name of the spot where the power generation amount is to be estimated. However, the present invention is not limited to this, and the name of the spot where the power generation amount is to be estimated is shown. , Latitude and longitude, or a zip code, address, telephone number, e-mail address, etc., as shown in FIG. 6, may be specified, and a map is displayed on the input screen and displayed. You may specify a point from.

また、上記実施形態では、推定水平面日射量データベースの作成時に、衛星写真データに基づく所定のエリアの日射量データが、そのエリアに隣接するエリアの実測水平面日射量データまたは推定水平面日射量データから算出された日射量データ、または、そのエリアの実測水平面日射量データの９０％以上１１０％以下の範囲にある場合に衛星写真データに基づく日射量データを推定水平面日射量データとして設定する例を示したが、本発明はこれに限らず、９０％以上１１０％以下の範囲以外の範囲を設定して、その範囲にある場合に、衛星写真データに基づく日射量データを推定水平面日射量データとして設定してもよい。   In the above embodiment, when the estimated horizontal plane solar radiation database is created, the solar radiation data of a predetermined area based on the satellite photograph data is calculated from the measured horizontal plane solar radiation data or the estimated horizontal solar radiation data of the area adjacent to the area. An example is shown in which the solar radiation data based on the satellite photograph data is set as the estimated horizontal solar radiation data when the solar radiation data is within the range of 90% to 110% of the measured solar radiation data or the measured horizontal solar radiation data of the area. However, the present invention is not limited to this, and a range other than 90% or more and 110% or less is set. If the range is within the range, the solar radiation data based on the satellite photograph data is set as the estimated horizontal plane solar radiation data. May be.

本発明の一実施形態による発電量予測システムの全体構成を説明するためのブロック図である。It is a block diagram for demonstrating the whole structure of the electric power generation amount prediction system by one Embodiment of this invention. 図１に示した発電量予測システムの推定水平面日射量データベースの作成方法を説明するためのフローチャートである。It is a flowchart for demonstrating the production method of the estimated horizontal surface solar radiation amount database of the electric power generation amount prediction system shown in FIG. 本発明の一実施形態による発電量予測システムの推定水平面日射量データベースを作成する方法を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the method to produce the estimated horizontal surface solar radiation amount database of the electric power generation amount prediction system by one Embodiment of this invention. 本発明の一実施形態による発電量予測システムの推定水平面日射量データベースを作成する方法を説明するための図である。It is a figure for demonstrating the method to produce the estimated horizontal surface solar radiation amount database of the electric power generation amount prediction system by one Embodiment of this invention. 図１に示した発電量予測システムの処理フローの概要を示したフローチャートである。It is the flowchart which showed the outline | summary of the processing flow of the electric power generation amount prediction system shown in FIG. 図１に示した発電量予測システムのステップＳ２１における表示部の表示画面を示した図である。It is the figure which showed the display screen of the display part in step S21 of the electric power generation amount prediction system shown in FIG. 図１に示した発電量予測システムのステップＳ２２における表示部の表示画面を示した図である。It is the figure which showed the display screen of the display part in step S22 of the electric power generation amount prediction system shown in FIG. 図１に示した発電量予測システムのステップＳ２３における表示部の表示画面を示した図である。It is the figure which showed the display screen of the display part in step S23 of the electric power generation amount prediction system shown in FIG. 図１に示した発電量予測システムのステップＳ２９における表示部の表示画面を示した図である。It is the figure which showed the display screen of the display part in step S29 of the electric power generation amount prediction system shown in FIG. 図４に示したエリア１１の都市Ｌにおける７月の推定水平面日射の分布を示す図である。It is a figure which shows distribution of the estimated horizontal surface solar radiation of July in the city L of the area 11 shown in FIG.

符号の説明Explanation of symbols

１ 発電量予測システム
２ 入力部
３ エリア情報データベース
４ 地域特性データベース
５ 実測水平面日射量データベース（実測日射量データベース）
６ 推定水平面日射量データベース（推定日射量データベース）
７ 衛星写真データベース
８ 演算部
９ 制御部
１０ 表示部 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 Power generation amount prediction system 2 Input part 3 Area information database 4 Regional characteristic database 5 Measured horizontal surface solar radiation database (actual solar radiation database)
6 Estimated horizontal solar radiation database (Estimated solar radiation database)
7 Satellite Photo Database 8 Arithmetic Unit 9 Control Unit 10 Display Unit

Claims (11)

所定の地点の実測日射量データを含む実測日射量データベースと、
衛星写真データに基づいて算出された所定の区域の衛星写真日射量データからなる推定日射量データを少なくとも含む推定日射量データベースとを備え、
太陽電池の発電量を推定しようとする推定地点の日射量は、前記実測日射量データベースおよび前記推定日射量データベースの少なくとも一方から読み出された日射量データに基づいて算出され、
前記太陽電池の発電量は、前記算出された推定地点の日射量に基づいて推定される、発電量予測システム。 An actual solar radiation amount database including actual solar radiation amount data at a predetermined point;
An estimated solar radiation database including at least estimated solar radiation data composed of satellite photograph solar radiation data of a predetermined area calculated based on satellite photograph data;
The solar radiation amount at the estimated point where the power generation amount of the solar cell is to be estimated is calculated based on the solar radiation data read from at least one of the measured solar radiation database and the estimated solar radiation database,
The power generation amount prediction system in which the power generation amount of the solar cell is estimated based on the solar radiation amount at the calculated estimated point. 前記推定地点の日射量は、前記推定日射量データベースから読み出された推定日射量データに基づいて算出される、請求項１に記載の発電量予測システム。   The solar power generation amount prediction system according to claim 1, wherein the solar radiation amount at the estimated point is calculated based on estimated solar radiation amount data read from the estimated solar radiation amount database. 前記推定日射量データベースに含まれる所定の区域の推定日射量データは、地表を複数の区域に分割するとともに、前記所定の区域における前記衛星写真日射量データと、前記所定の区域に隣接する区域における前記実測日射量データおよび既に設定された前記推定日射量データの少なくとも一方とに基づいて設定される、請求項１または２に記載の発電量予測システム。   The estimated solar radiation data of the predetermined area included in the estimated solar radiation database divides the ground surface into a plurality of areas, and the satellite photo solar radiation data in the predetermined area and in the area adjacent to the predetermined area. The power generation amount prediction system according to claim 1, wherein the power generation amount prediction system is set based on at least one of the actually measured solar radiation amount data and the already set estimated solar radiation amount data. 前記衛星写真日射量データからなる推定日射量データは、前記推定地点の気候区分を考慮して算出した衛星写真日射量データを含む、請求項１〜３のいずれか１項に記載の発電量予測システム。   The estimated solar radiation amount data comprising the satellite photograph solar radiation amount data includes power generation amount prediction according to any one of claims 1 to 3, including satellite photograph solar radiation amount data calculated in consideration of a climate classification of the estimated point. system. 推定された前記発電量を表示するための表示部をさらに備える、請求項１〜４のいずれか１項に記載の発電量予測システム。   The power generation amount prediction system according to any one of claims 1 to 4, further comprising a display unit for displaying the estimated power generation amount. 前記所定の区域の前記衛星写真日射量データは、前記実測日射量データに基づくことなく算出される、請求項１〜５のいずれか１項に記載の発電量予測システム。   The power generation amount prediction system according to any one of claims 1 to 5, wherein the satellite photograph solar radiation amount data of the predetermined area is calculated without being based on the measured solar radiation amount data. 衛星写真データに基づいて所定の区域の衛星写真日射量データを算出するステップと、
前記所定の区域の衛星写真日射量データを含む推定日射量データと、所定の地点の前記実測日射量データとの少なくとも一方に基づいて、太陽電池の発電量を推定しようとする推定地点の日射量を算出するステップと、
前記算出された推定地点の日射量に基づいて、前記太陽電池の発電量を推定するステップとを備える、発電量予測方法。 Calculating satellite photo solar radiation data for a predetermined area based on the satellite photo data;
Based on at least one of estimated solar radiation data including satellite photo solar radiation data of the predetermined area and the measured solar radiation data of the predetermined point, the solar radiation amount of the estimated point where the power generation amount of the solar cell is to be estimated Calculating steps,
Estimating the amount of power generated by the solar cell based on the amount of solar radiation calculated at the estimated point. 前記推定地点の日射量を算出するステップは、前記推定日射量データに基づいて前記推定地点の日射量を算出するステップを含む、請求項７に記載の発電量予測方法。   The power generation amount prediction method according to claim 7, wherein the step of calculating the amount of solar radiation at the estimated point includes the step of calculating the amount of solar radiation at the estimated point based on the estimated amount of solar radiation data. 前記推定地点の日射量を算出するステップに先立って、前記所定の区域の推定日射量データを設定するステップをさらに備え、
前記所定の区域の推定日射量データを設定するステップは、地表を複数の区域に分割するとともに、前記所定の区域における前記衛星写真日射量データと、前記所定の区域に隣接する区域における前記実測日射量データおよび既に設定された前記推定日射量データの少なくとも一方とに基づいて、前記所定の区域の推定日射量データを設定するステップを含む、請求項７または８に記載の発電量予測方法。 Prior to the step of calculating the amount of solar radiation at the estimated point, the method further comprises the step of setting estimated solar radiation amount data of the predetermined area,
The step of setting the estimated solar radiation data of the predetermined area divides the ground surface into a plurality of areas, and the satellite photo solar radiation data in the predetermined area and the actually measured solar radiation in the area adjacent to the predetermined area. The power generation amount prediction method according to claim 7 or 8, further comprising a step of setting estimated solar radiation amount data of the predetermined area based on amount data and at least one of the already set estimated solar radiation amount data. 前記衛星写真日射量データを算出するステップは、前記推定地点の気候区分を考慮して前記衛星写真日射量データを算出するステップを含む、請求項７〜９のいずれか１項に記載の発電量予測方法。   The power generation amount according to any one of claims 7 to 9, wherein the step of calculating the satellite photo solar radiation data includes a step of calculating the satellite photo solar radiation data in consideration of a climate classification of the estimated point. Prediction method. 推定された前記発電量を表示部に表示するステップをさらに備える、請求項７〜１０のいずれか１項に記載の発電量予測方法。   The power generation amount prediction method according to claim 7, further comprising a step of displaying the estimated power generation amount on a display unit.
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