JP2010011388A - Photovoltaic generation system, communication apparatus, communication program, and method of controlling the photovoltaic generation system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、太陽光発電システム、通信装置、当該通信装置に用いられる通信プログラム及び太陽光発電システムの制御方法に関する。 The present invention relates to a solar power generation system, a communication device, a communication program used for the communication device, and a control method for the solar power generation system.
近年の環境意識の高まりから、環境に優しい太陽光発電装置が需要家の住宅や工場などに備えられるケースが増えている。このような太陽光発電装置は、様々な地域において広く用いられている。 Due to the recent increase in environmental awareness, there are an increasing number of cases where environmentally friendly solar power generation devices are provided in consumer homes and factories. Such a solar power generation device is widely used in various regions.
ここで、各住宅や工場など複数の太陽光発電装置それぞれにおける発電状況(例えば、太陽光発電装置の電流、電圧、電力、日射量など)を示す集計データを管理サーバによって取得可能な太陽光発電システムの利用が検討されている。このような集計データを利用することによって、例えば各太陽光発電装置の発電状況を各需要家に知らせるサービスや、各太陽光発電装置によって発電された電力の環境価値に関する付加価値(いわゆる、「グリーン電力」)の活用を行うことができる。 Here, the photovoltaic power generation capable of acquiring aggregate data indicating the power generation status (for example, the current, voltage, power, solar radiation amount, etc. of the photovoltaic power generation device) in each of a plurality of photovoltaic power generation devices such as houses and factories by the management server The use of the system is under consideration. By using such aggregated data, for example, a service that informs each customer of the power generation status of each photovoltaic power generation device, or an added value related to the environmental value of the power generated by each photovoltaic power generation device (so-called “green” Electricity ") can be used.
このような太陽光発電システムでは、各太陽光発電装置に接続される通信装置が、各太陽光発電装置の発電状況に関する、少なくとも電流、電圧、電力、日射量の一つである発電状況データを、所定期間(例えば、5分間)ごとに管理サーバへ送信する。各通信装置は、各太陽光発電装置に接続されるとともに、通信回線を介して管理サーバと接続される。管理サーバは、各通信装置から受信した発電状況データを時系列順に合成することによって、各太陽光発電装置ごとに集計データを取得する。 In such a photovoltaic power generation system, a communication device connected to each photovoltaic power generation device has at least one of current, voltage, power, and solar radiation amount data regarding the power generation status of each photovoltaic power generation device. , And transmitted to the management server every predetermined period (for example, 5 minutes). Each communication device is connected to each photovoltaic power generation device and is connected to a management server via a communication line. The management server acquires aggregated data for each photovoltaic power generation device by synthesizing the power generation status data received from each communication device in chronological order.
しかしながら、所定期間ごとに、各通信装置から管理サーバへ発電状況データが一斉に送信されると、管理サーバ側で輻輳が生じ、管理サーバ側通信回線容量の超過やサーバ処理能力の超過により、管理サーバから各通信装置に正常な応答が返らない場合がある。この場合、各通信装置は、管理サーバから正常な応答が返されるまで、所定期間(例えば、1分)ごとに発電状況データの再送信を繰り返し行う。その結果、各通信装置からの再送信によって、管理サーバ側で再び輻輳が生じるおそれがある。 However, if power generation status data is transmitted from each communication device to the management server at a predetermined interval, congestion occurs on the management server side, and the management server side communication line capacity or server processing capacity is exceeded. A normal response may not be returned from the server to each communication device. In this case, each communication device repeatedly retransmits the power generation status data every predetermined period (for example, 1 minute) until a normal response is returned from the management server. As a result, the retransmission from each communication device may cause congestion on the management server side again.
ここで、コンテンツ提供装置が各通信装置からのコンテンツ提供要求に対して輻輳が生じるため、その結果要求に応じることができない場合、各通信装置が、コンテンツ提供装置から受信するエラーメッセージに応じて、コンテンツ提供要求の再送信を行う期間を輻輳が生じないように変化させる手法が提案されている(特許文献1参照)。この手法によれば、コンテンツ提供装置側で再び輻輳が発生することを低減できる。
しかしながら、特許文献1に記載の手法では、各通信装置から再送信が発生する前段階の最初のコンテンツ提供要求がコンテンツ提供装置に対して送信される際、コンテンツ提供装置側における輻輳の発生を回避することはできない。従って、上記太陽光発電システムに特許文献1に記載の手法を適用すれば、各通信装置から管理サーバへ発電状況データが送信される際、管理サーバ側で輻輳が生じるおそれがある。そのため、管理サーバ側における輻輳の発生を低減させるには余地が残されている。 However, in the technique described in Patent Document 1, when the first content provision request before the retransmission from each communication device is transmitted to the content providing device, the occurrence of congestion on the content providing device side is avoided. I can't do it. Therefore, if the method described in Patent Document 1 is applied to the solar power generation system, there is a possibility that congestion occurs on the management server side when power generation status data is transmitted from each communication device to the management server. Therefore, there is room for reducing the occurrence of congestion on the management server side.
そこで、本発明は、上述の状況に鑑みてなされたものであり、複数の太陽光発電装置それぞれの発電状況データを管理サーバに送信する場合、管理サーバ側における輻輳の発生を低減可能とする太陽光発電システム、通信装置、通信プログラム及び太陽光発電システムの制御方法を提供することを目的とする。 Therefore, the present invention has been made in view of the above-described situation, and when transmitting the power generation status data of each of the plurality of solar power generation devices to the management server, the solar that can reduce the occurrence of congestion on the management server side. An object is to provide a photovoltaic power generation system, a communication device, a communication program, and a control method for a photovoltaic power generation system.
本発明の一の特徴に係る太陽光発電システムは、複数の太陽光発電装置と、複数の太陽光発電装置それぞれに接続された複数の通信装置と、複数の通信装置それぞれに通信回線を介して接続された管理サーバとを含む太陽光発電システムであって、複数の通信装置それぞれは、所定期間内における複数の太陽光発電装置それぞれの発電状況に関する、少なくとも電流、電圧、電力、日射量の一つである発電状況データを取得する発電状況データ取得部と、管理サーバへ通信回線を介して発電状況データを送信する送信部と、管理サーバへ発電状況データを送信する時刻である送信時刻を決定する送信時刻決定部とを備え、送信時刻決定部は、複数の太陽光発電装置それぞれの前記発電状況データが第1所定値以下となる第1時刻、及び複数の太陽光発電装置それぞれの前記発電状況データが第2所定値より大きくなる第2時刻の少なくとも一方の時刻に基づいて、送信時刻を決定することを要旨とする。 A photovoltaic power generation system according to one aspect of the present invention includes a plurality of photovoltaic power generation apparatuses, a plurality of communication apparatuses connected to each of the plurality of photovoltaic power generation apparatuses, and a plurality of communication apparatuses via communication lines. A plurality of communication devices each including at least one of current, voltage, power, and amount of solar radiation regarding a power generation status of each of the plurality of solar power generation devices within a predetermined period. A power generation status data acquisition unit that acquires power generation status data, a transmission unit that transmits power generation status data to the management server via a communication line, and a transmission time that is a time for transmitting the power generation status data to the management server A transmission time determination unit, wherein the transmission time determination unit includes a first time when the power generation status data of each of the plurality of photovoltaic power generation devices is equal to or less than a first predetermined value, and a plurality of The power generation status data of each sunlight power generation apparatus based on at least one of the time of the second time is larger than the second predetermined value, and summarized in that determining the transmission time.
本発明の一の特徴に係る太陽光発電システムによれば、各太陽光発電装置の設置場所の経度及び緯度の差に応じて第1時刻又は第2時刻にバラツキが生じることを利用して、管理サーバへのアクセスを分散させることができる。その結果、発電状況データを受信する管理サーバ側における輻輳の発生を低減することができる。 According to the photovoltaic power generation system according to one feature of the present invention, utilizing the variation that occurs at the first time or the second time according to the difference between the longitude and latitude of the installation location of each photovoltaic power generation device, Access to the management server can be distributed. As a result, the occurrence of congestion on the management server side that receives the power generation status data can be reduced.
本発明の一の特徴に係る太陽光発電システムにおいて、第1所定値又は第2所定値の少なくとも一方は、複数の太陽光発電装置それぞれの前記発電状況データが実質的に0であることを示す値であってもよい。 In the solar power generation system according to one aspect of the present invention, at least one of the first predetermined value or the second predetermined value indicates that the power generation status data of each of the plurality of solar power generation devices is substantially zero. It may be a value.
本発明の一の特徴に係る太陽光発電システムにおいて、送信時刻決定部は、第1時刻、または、第2時刻と、所定の基準時刻との差に基づいて、送信時刻を決定してもよい。 In the photovoltaic power generation system according to one aspect of the present invention, the transmission time determination unit may determine the transmission time based on a difference between the first time or the second time and a predetermined reference time. .
本発明の一の特徴に係る太陽光発電システムにおいて、送信時刻は、第1時刻から、第2時刻までの間であってもよい。 In the solar power generation system according to one aspect of the present invention, the transmission time may be from the first time to the second time.
本発明の一の特徴に係る太陽光発電システムにおいて、送信時刻決定部は、複数の太陽光発電装置それぞれが設けられる地域に特有の情報に基づいて、決定された送信時刻を更新してもよい。 In the photovoltaic power generation system according to one aspect of the present invention, the transmission time determination unit may update the determined transmission time based on information unique to an area where each of the plurality of photovoltaic power generation devices is provided. .
本発明の一の特徴に係る太陽光発電システムにおいて、送信時刻決定部は、過去に検出された前記一方の時刻のうち最も特徴的な時刻を今回の前記一方の時刻としてもよい。 In the photovoltaic power generation system according to one aspect of the present invention, the transmission time determination unit may set the most characteristic time among the one time detected in the past as the one time of the current time.
本発明の一の特徴に係る通信装置は、太陽光発電装置に接続され、太陽光発電装置の発電状況に関する、少なくとも電流、電圧、電力、日射量の一つである発電状況データを管理サーバへ通信回線を介して送信する通信装置であって、発電状況データを取得する発電状況データ取得部と、管理サーバへ発電状況データを送信する送信部と、管理サーバへ発電状況データを送信する時刻である送信時刻を決定する送信時刻決定部とを備え、送信時刻決定部は、太陽光発電装置の発電状況データが第1所定値以下となる第1時刻、及び太陽光発電装置の発電状況データが第2所定値より大きくなる第2時刻の少なくとも一方の時刻に基づいて、送信時刻を決定することを要旨とする。 A communication device according to one aspect of the present invention is connected to a solar power generation device, and generates power generation status data that is at least one of current, voltage, power, and amount of solar radiation regarding a power generation status of the solar power generation device to a management server. A communication device that transmits via a communication line, a power generation status data acquisition unit that acquires power generation status data, a transmission unit that transmits power generation status data to the management server, and a time at which the power generation status data is transmitted to the management server A transmission time determination unit that determines a certain transmission time, and the transmission time determination unit includes a first time when the power generation status data of the solar power generation device is equal to or lower than a first predetermined value, and the power generation status data of the solar power generation device. The gist is to determine the transmission time based on at least one of the second times that is greater than the second predetermined value.
本発明の一の特徴に係る通信プログラムは、太陽光発電装置に接続され、太陽光発電装置の発電状況に関する、少なくとも電流、電圧、電力、日射量の一つである発電状況データを管理サーバへ通信回線を介して送信する通信装置として機能するコンピュータに、発電状況データを取得する工程Aと、太陽光発電装置の発電状況データが第1所定値以下となる第1時刻、及び太陽光発電装置の発電状況データが第2所定値より大きくなる第2時刻の少なくとも一方の時刻に基づいて、管理サーバへ発電状況データを送信する時刻である送信時刻を決定する工程Bと、管理サーバへ発電状況データを送信時刻に送信する工程Cとを実行させることを要旨とする。 A communication program according to one aspect of the present invention is connected to a photovoltaic power generation apparatus, and generates power generation status data that is at least one of current, voltage, power, and solar radiation amount regarding the power generation status of the photovoltaic power generation apparatus to a management server. A step of acquiring power generation status data in a computer functioning as a communication device that transmits via a communication line, a first time when the power generation status data of the solar power generation device is equal to or lower than a first predetermined value, and the solar power generation device Determining a transmission time, which is a time for transmitting the power generation status data to the management server, based on at least one of the second times when the power generation status data of the power generation is greater than the second predetermined value; and the power generation status to the management server The gist is to execute the step C of transmitting data at a transmission time.
本発明の一の特徴に係る制御方法は、複数の太陽光発電装置と、複数の太陽光発電装置それぞれに接続された複数の通信装置と、複数の通信装置それぞれに通信回線を介して接続された管理サーバとを含む太陽光発電システムの制御方法であって、複数の通信装置それぞれが、複数の太陽光発電装置それぞれの発電状況に関する、少なくとも電流、電圧、電力、日射量の一つである発電状況データを取得する工程Aと、複数の通信装置それぞれが、複数の太陽光発電装置それぞれの発電状況データが第1所定値以下となる第1時刻、及び複数の太陽光発電装置それぞれの発電状況データが第2所定値より大きくなる第2時刻の少なくとも一方の時刻に基づいて、管理サーバへ発電状況データを送信する時刻である送信時刻を決定する工程Bと、複数の通信装置それぞれが、管理サーバへ通信回線を介して発電状況データを送信する工程Cとを備えることを要旨とする。 A control method according to one aspect of the present invention includes a plurality of photovoltaic power generation apparatuses, a plurality of communication apparatuses connected to each of the plurality of photovoltaic power generation apparatuses, and a plurality of communication apparatuses connected via communication lines. A plurality of communication devices, each of which is at least one of current, voltage, power, and amount of solar radiation related to the power generation status of each of the plurality of solar power generation devices. Step A for acquiring power generation status data, each of the plurality of communication devices, a first time when the power generation status data of each of the plurality of solar power generation devices is equal to or less than a first predetermined value, and power generation of each of the plurality of solar power generation devices Determining a transmission time, which is a time for transmitting the power generation status data to the management server, based on at least one of the second times when the status data is greater than the second predetermined value; Each of the plurality of communication devices, and summarized in that and a step C of transmitting the power status data via the communication line to the management server.
本発明によれば、複数の太陽光発電装置それぞれの発電状況データを管理サーバに送信する場合に、管理サーバ側における輻輳の発生を低減可能とする太陽光発電システム、通信装置、当該通信装置に用いられる通信プログラム及び太陽光発電システムの制御方法を提供することができる。 According to the present invention, when transmitting power generation status data of each of a plurality of photovoltaic power generation apparatuses to the management server, the photovoltaic power generation system, the communication apparatus, and the communication apparatus that can reduce the occurrence of congestion on the management server side are provided. It is possible to provide a communication program to be used and a control method for the photovoltaic power generation system.
次に、図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。以下の実施形態における図面の記載において、同一又は類似の部分には同一又は類似の符号を付している。 Next, an embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings. In the description of the drawings in the following embodiments, the same or similar parts are denoted by the same or similar reference numerals.
[第1実施形態]
本実施形態では、(1)太陽光発電システムの概略構成、(2)通信装置の詳細構成、(3)通信装置の動作、(4)作用・効果について説明する。
[First Embodiment]
In the present embodiment, (1) a schematic configuration of the photovoltaic power generation system, (2) a detailed configuration of the communication device, (3) an operation of the communication device, and (4) an operation / effect will be described.
(1)太陽光発電システムの概略構成
以下において、第1実施形態に係る太陽光発電システムの概略構成について、図面を参照しながら説明する。図1は、第1実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示す概略図である。
(1) Schematic Configuration of Solar Power Generation System A schematic configuration of the solar power generation system according to the first embodiment will be described below with reference to the drawings. FIG. 1 is a schematic diagram illustrating a configuration of a photovoltaic power generation system according to the first embodiment.
図1に示すように、太陽光発電システムは、複数の需要家10(需要家10A〜需要家10X)、ネットワーク20及び管理サーバ30を備える。
As shown in FIG. 1, the photovoltaic power generation system includes a plurality of customers 10 (customers 10 </ b> A to 10 </ b> X), a
各需要家10は、経度及び緯度の異なる広範な地域に分散して位置する。従って、日の出及び日の入りの時刻は、各需要家10ごとに異なる。各需要家10は、太陽光発電装置100、パワーコンディショナー110、電力計120、通信装置130、分電盤140及び負荷150を有する。
Each customer 10 is distributed and located in a wide area with different longitude and latitude. Therefore, the sunrise and sunset times are different for each customer 10. Each consumer 10 includes a solar
太陽光発電装置100は、日の出から日の入りまでの時間帯において、太陽光を受光することによって直流電力を出力する。ここで、日の出及び日の入りの時刻が各需要家10において異なるため、需要家10Aと需要家10Xとでは、太陽光発電装置100が直流電力を出力する出力時間帯が異なることに留意すべきである。なお、出力時間帯は、太陽光発電装置100の設置環境や設置場所の高度などによっても左右される。しかしながら、本発明の目的は、後述するように、各通信装置130において送信時刻を分散させることであり、日の出及び日の入り時刻を正確に算出することではない。従って、以下の説明では、説明の簡略化のために、出力時間帯は経度及び緯度によって決まるものとする。
The solar
電力計120は、パワーコンディショナー110から出力される交流電力をリアルタイムに計測する。すなわち、電力計120は、間接的に、太陽光発電装置100の出力電力をリアルタイムに計測することができる。
The
パワーコンディショナー110は、太陽光発電装置100から出力される直流電力を交流電力に変換する機能を有する。パワーコンディショナー110は、太陽光発電装置100から出力される直流電力が所定値より大きい場合に駆動する。従って、太陽光発電装置100から出力される直流電力が所定値より小さい場合、パワーコンディショナー110から交流電力は出力されない。このように、パワーコンディショナー110から出力される交流電力を測定する場合、太陽光発電装置100から微小な直流電力が出力されていたとしても、パワーコンディショナー110から交流電力は出力されない。以下の説明では、パワーコンディショナー110から交流電力が出力されない場合には、太陽光発電装置100の出力電力が実質的に0なので単に“0”と記載する。
The
通信装置130は、電力計120に接続されており、太陽光発電装置100の発電状況に関する発電状況データを取得し記憶する。通信装置130は、後述の方法により発電状況データを送信する時刻である送信時刻を決定する。通信装置130は、決定された送信時刻において、発電状況データを管理サーバ30へ送信する。第1実施形態では、通信装置130は、所定期間に一度、発電状況データを送信する。通信装置130の機能については後述する。なお、本実施形態では、通信装置130は、発電状況データを1日に1回送信するため、所定期間は略24時間である。
The
ここで、発電状況データとは、太陽光発電装置100の発電状況に関する、少なくとも電流、電圧、電力、日射量の一つである。具体的には、発電状況データは、太陽光発電装置100から流れる直流電流、太陽光発電装置100の電圧、太陽光発電装置100の出力電力、または、日射量それぞれの推移、或いは太陽光発電装置100の出力電力、日射量それぞれの積算量などである。なお、日射量とは、太陽光発電装置100の単位面積において単位時間当たりに太陽から受ける放射エネルギーの量のことであり、光電素子などを用いて日射量を電気信号に変換して計測するのが一般的である。ここで、本実施形態では、発電状況データの一例として、太陽光発電装置100の出力電力の推移データについて説明する。
Here, the power generation status data is at least one of current, voltage, power, and amount of solar radiation related to the power generation status of the photovoltaic
分電盤140は、電力系統と送電線35を介して接続される。分電盤140は、送電線35を介して送電される潮流電力を負荷150に供給する。分電盤140は、太陽光発電装置100の出力電力を負荷150に供給する。なお、分電盤140は、太陽光発電装置100の出力電力を逆潮流電力として送電線35に送電することができる。
負荷150は、送電線35を介して送電される潮流電力、又は、太陽光発電装置100の出力電力を消費しながら動作する家電などである。
The
ネットワーク20は、携帯電話網、802.11x準拠の無線LAN網、インターネットなどである。ネットワーク20は、接続線15を介して複数の通信装置130と接続される。ネットワーク20は、接続線25を介して管理サーバ30と接続される。ここで、接続線15、ネットワーク20及び接続線25は、複数の通信装置130と管理サーバ30とを接続する通信回線を構成することに留意すべきである。太陽光発電装置100おのおのは、パワーコンディショナー110、電力計120を介して通信装置130に接続されている。
The
管理サーバ30は、複数の通信装置130それぞれから所定期間(略24時間)ごとに発電状況データを受信する。管理サーバ30は、各通信装置130から受信した発電状況データを時系列順に繋ぎ合わせることによって、各太陽光発電装置100の出力電力の推移を継続的に示す集計データを取得する。このような集計データは、各需要家へのフィードバックや、各太陽光発電装置100の出力電力のグリーン電力としての活用に供される。
The
(2)通信装置の詳細構成
次に、通信装置130の詳細構成について、図面を参照しながら説明する。図2は、第1実施形態に係る通信装置130の機能ブロック構成図である。図2に示すように、通信装置130は、メモリ131、発電状況データ取得部132、発電開始時刻決定部133、発電終了時刻決定部134、基準時刻・分散幅算出部135、送信時刻算出部136及び送信部137を有する。
(2) Detailed Configuration of Communication Device Next, a detailed configuration of the
ここで、発電開始時刻決定部133、発電終了時刻決定部134、基準時刻・分散幅算出部135及び送信時刻算出部136は、本実施形態に係る送信時刻決定部130aを構成する。送信時刻決定部130aは、電力計120によって計測された太陽光発電装置100の出力電力が第1所定値(≒0)以下となる第1時刻、及び、出力電力が第2所定値(≒0)より大きくなる第2時刻に基づいて、発電状況データを管理サーバ30へ送信する送信時刻を決定する。すなわち、送信時刻決定部130aは、出力電力(発電状況データ)に相当する閾値を設けて、それとの大小を比較する。
Here, the power generation start
メモリ131は、電力計120によってリアルタイムに計測された太陽光発電装置100の出力電力を記憶する。メモリ131に記憶された出力電力は、発電状況データが送信部137によって送信された後に消去される。
The
発電状況データ取得部132は、所定期間(略24時間)内における太陽光発電装置100の出力電力の推移を示す発電状況データを取得する。図3は、発電状況データの一例を示す模式図である。なお、今回送信される発電状況データは、前回送信された発電状況データと時間的に連続するものである。また、発電状況データは、数値データのリストや波形図などであってもよい。
The power generation status
発電開始時刻決定部133は、太陽光発電装置100による発電が開始される時刻である発電開始時刻を決定する。具体的には、発電開始時刻決定部133は、現在、メモリ131に記憶されている出力電力の値が“0”より大きくなった時刻を仮発電開始時刻TS1として検出する。この時の出力電力を実質0より大きくなったと判断した所定値が第2所定値であり、TS1が第2時刻である。発電開始時刻決定部133は、前回の送信処理までにおいて検出された仮発電開始時刻TS1のうち、時刻が最も早かった仮発電開始時刻TS0を記憶している。発電開始時刻決定部133は、記憶されている仮発電開始時刻TS0と、今回検出された仮発電開始時刻TS1とのうち時刻の早い方を発電開始時刻TS2に決定する。
The power generation start
図3では、記憶されている仮発電開始時刻TS0が今回検出された仮発電開始時刻TS1よりも早い時刻であった場合を示している。なお、仮発電開始時刻TS0は、概ね「夏至」の日に最も早い時刻となるため、その日以降では、その日に設定された仮発電開始時刻TS0が発電開始時刻TS2となる。このように、発電開始時刻決定部133は、過去に検出された仮発電開始時刻TS0のうち最も特徴的な時刻を発電開始時刻TS2とする。
FIG. 3 shows a case where the stored temporary power generation start time T S0 is earlier than the temporary power generation start time T S1 detected this time. The temporary power generation start time T S0 is generally the earliest time on the day of “summer solstice”, and from that day onward, the temporary power generation start time T S0 set on that day becomes the power generation start time T S2 . As described above, the power generation start
発電終了時刻決定部134は、太陽光発電装置100による発電が終了する時刻である発電終了時刻を決定する。具体的には、発電終了時刻決定部134は、現在、メモリ131に記憶されている出力電力の値が“0”になった時刻を仮発電終了時刻TE1として検出する。この時の出力電力を実質0になったと判断した所定値が第1所定値であり、TE1が第1時刻である。発電終了時刻決定部134は、前回の送信処理までにおいて検出された仮発電終了時刻TE1のうち、時刻が最も遅かった仮発電終了時刻TE0を記憶している。発電終了時刻決定部134は、記憶されている仮発電終了時刻TE0と、今回検出された仮発電終了時刻TE1とのうち時刻の遅い方を発電終了時刻TE2に決定する。
The power generation end
図3では、記憶されている仮発電終了時刻TE0が今回検出された仮発電終了時刻TE1よりも早い時刻であった場合を示している。なお、仮発電終了時刻TE0は、概ね「夏至」の日に最も遅い時刻となるため、その日以降では、その日に検出された仮発電終了時刻TE0が発電終了時刻TE2となる。このように、発電終了時刻決定部134は、過去に検出された仮発電終了時刻TE0のうち最も特徴的な時刻を発電終了時刻TE2とする。
FIG. 3 shows a case where the stored temporary power generation end time T E0 is earlier than the temporary power generation end time T E1 detected this time. The temporary power generation end time T E0 is generally the latest time on the day of “summer solstice”, and from that date onward, the temporary power generation end time T E0 detected on that day becomes the power generation end time T E2 . As described above, the power generation end
基準時刻・分散幅算出部135は、発電終了時刻TE2から発電開始時刻TS2までの時間帯を送信分散幅W2として算出する。各通信装置130が発電状況データを送信する時刻である送信時刻は、送信分散幅W2の時間帯に分散される。また、基準時刻・分散幅算出部135は、発電終了時刻TE2と発電開始時刻TS2との中間の時刻を送信基準時刻TC2とする。
The reference time / dispersion
送信時刻算出部136は、送信部137が発電状況データを送信する時刻である送信時刻TTを算出する。具体的には、送信時刻算出部136は、予め設定されている発電終了幅W1の中間の時刻である分散基準時刻TC1から発電終了時刻TE2までの時間を終了差D1として算出する。
Transmission
ここで、発電終了幅W1は、各太陽光発電装置100が発電を終了すると予測される時刻を含む時間帯に予め設定されている。従って、各太陽光発電装置100の発電終了時刻TE2は、発電終了幅W1内で分散する。
Here, the power generation termination width W 1 is preset to a time zone including the time at which the
次に、送信時刻算出部136は、発電終了幅W1に対する終了差D1の比と、送信分散幅W2に対する送信差D2の比とが等しくなるように、送信差D2を算出する。すなわち、W1:D1=W2:D2の関係を満たす送信差D2を算出する。
Then, the transmission
次に、送信時刻算出部136は、送信基準時刻TC2と送信差D2とに基づいて、送信時刻TTを算出する。具体的には、図3に示すように、発電終了時刻TE2が分散基準時刻TC1よりも遅い時刻である場合、送信時刻算出部136は、送信基準時刻TC2に送信差D2を加えることによって送信時刻TTを算出する。一方で、発電終了時刻TE2が分散基準時刻TC1よりも早い時刻である場合、送信時刻算出部136は、送信基準時刻TC2から送信差D2を引くことによって送信時刻TTを算出する。以上のように、送信時刻決定部130aは、発電状況データを管理サーバ30へ送信する時刻である送信時刻TTを決定する。
Then, the transmission
送信部137は、決定された送信時刻TTにおいて、送信時刻TTまでの発電状況データを管理サーバ30へ送信する。
The
(3)通信装置の動作
次に、図4に示すフローチャートを参照して、本実施形態に係る通信装置130の動作について説明する。
(3) Operation of Communication Device Next, the operation of the
ステップS101において、通信装置130は、電力計120によってリアルタイムに計測された太陽光発電装置100の出力電力を取得する。
In step S <b> 101, the
ステップS102において、通信装置130は、太陽光発電装置100の出力電力が“0”より大きくなったか否かを判定する。太陽光発電装置100の出力電力が“0”より大きくなった場合、処理はステップS103に進む。一方で、太陽光発電装置100の出力電力が“0”より大きくない場合、処理はステップS101に戻る。
In step S <b> 102, the
ステップS103において、通信装置130は、出力電力の値が“0”より大きくなった時刻を仮発電開始時刻TS1として検出する。
In step S103, the
ステップS104において、通信装置130は、今回検出された仮発電開始時刻TS1が、記憶されている仮発電開始時刻TS0よりも早い時刻であるか否かを判定する。仮発電開始時刻TS1の方が早い時刻である場合、処理はステップS105に進む。一方で、仮発電開始時刻TS0の方が早い時刻である場合、処理はステップS106に進む。
In step S104, the
ステップS105において、通信装置130は、仮発電開始時刻TS1を発電開始時刻TS2に設定する。
In step S105, the
ステップS106において、通信装置130は、仮発電開始時刻TS0を発電開始時刻TS2に設定する。
In step S106, the
ステップS107において、通信装置130は、太陽光発電装置100の出力電力が“0”になったか否かを判定する。太陽光発電装置100の出力電力が“0”になった場合、処理はステップS108に進む。一方で、太陽光発電装置100の出力電力が“0”になっていない場合、処理はステップS107を繰返す。
In step S107, the
ステップS108において、通信装置130は、出力電力の値が“0”になった時刻を仮発電終了時刻TE1として検出する。
In step S108, the
ステップS107において、通信装置130は、今回検出された仮発電終了時刻TE1が、記憶されている仮発電終了時刻TE0よりも遅い時刻であるか否かを判定する。仮発電終了時刻TE1の方が遅い時刻である場合、処理はステップS110に進む。一方で、仮発電終了時刻TE0の方が遅い時刻である場合、処理はステップS111に進む。
In step S107, the
ステップS110において、通信装置130は、仮発電終了時刻TE1を発電終了時刻TE2に設定する。
In step S110, the
ステップS111において、通信装置130は、仮発電終了時刻TE0を発電終了時刻TE2に設定する。
In step S111, the
ステップS112において、通信装置130は、発電終了時刻TE2と発電開始時刻TS2とに基づいて、送信分散幅W2を算出する。
In step S112, the
ステップS113において、通信装置130は、発電終了時刻TE2と発電開始時刻TS2とに基づいて、送信基準時刻TC2を算出する。
In step S113, the
ステップS114において、通信装置130は、発電終了時刻TE2と分散基準時刻TC1とに基づいて、終了差D1を算出する。
In step S114, the
ステップS115において、通信装置130は、発電終了幅W1に対する終了差D1の比と、送信分散幅W2に対する送信差D2の比とが等しくなるように、送信差D2を算出する。
In step S115, the
ステップS116において、通信装置130は、送信基準時刻TC2と送信差D2とに基づいて、送信時刻TTを算出する。
In step S116, the
ステップS117において、通信装置130は、送信時刻TTにおいて、送信時刻TTまでの発電状況データを管理サーバ30へ送信する。
In step S117, the
(作用及び効果)
第1実施形態に係る通信装置130によれば、送信時刻決定部130aは、計測された太陽光発電装置100の出力電力が“0”となる時刻、及び出力電力が“0”より大きくなる時刻に基づいて、発電状況データの送信時刻TTを決定する。
(Function and effect)
According to the
ここで、日の出時刻及び日の入り時刻は各太陽光発電装置100が位置する経度及び緯度に応じて異なるため、各太陽光発電装置100の出力電力が“0”となる時刻及び出力電力が“0”より大きくなる時刻は異なる。従って、各太陽光発電装置100が位置する経度及び緯度が同じでない限り、各通信装置130における送信時刻TTを送信分散幅W2の時間帯に分散させることができる。すなわち、各太陽光発電装置100の設置場所の経度及び緯度の差に応じて発電終了時刻TE2及び発電開始時刻TS2にバラツキが生じることを利用して、管理サーバ30へのアクセスを分散させている。その結果、発電状況データを受信する管理サーバ側における輻輳の発生を低減することができる。
Here, since the sunrise time and sunset time differ according to the longitude and latitude at which each photovoltaic
また、第1実施形態に係る通信装置130によれば、送信時刻TTは、発電終了時刻TE2から発電開始時刻TS2までの時間帯内に発電状況データが送信される。従って、各通信装置130は、各需要家10の通信リソースに余裕がある時間帯に発電状況データを送信することができる。
Further, according to the
[第2実施形態]
以下において、第2実施形態について図面を参照しながら説明する。以下においては、上述した第1実施形態と第2実施形態との相違点について主として説明する。
[Second Embodiment]
The second embodiment will be described below with reference to the drawings. In the following, differences between the first embodiment and the second embodiment described above will be mainly described.
具体的には、上述した第1実施形態では、送信分散幅W2は、発電終了時刻TE2及び発電開始時刻TS2に基づいて算出されるが、第2実施形態では、送信分散幅W2として予め設定された固定値が用いられる。従って、第2実施形態に係る通信装置130は、発電開始時刻決定部133及び基準時刻・分散幅算出部135を備えない。
Specifically, in the first embodiment described above, the transmission dispersion width W 2 is calculated based on the power generation end time T E2 and the power generation start time T S2 , but in the second embodiment, the transmission dispersion width W 2. A fixed value set in advance is used. Therefore, the
(1)通信装置の詳細構成
通信装置130の詳細構成について、図面を参照しながら説明する。図5は、第2実施形態に係る通信装置130の機能ブロック構成図である。図5に示すように、通信装置130は、メモリ131、発電状況データ取得部132、発電終了時刻決定部134、送信分散幅メモリ138、送信時刻算出部136及び送信部137を有する。
(1) Detailed Configuration of Communication Device The detailed configuration of the
ここで、発電終了時刻決定部134、送信分散幅メモリ138及び送信時刻算出部136は、第2実施形態に係る送信時刻決定部130aを構成する。
Here, the power generation end
発電終了時刻決定部134は、現在、メモリ131に記憶されている出力電力の値が“0”になった時刻を記憶する。発電終了時刻決定部134は、出力電力の値が“0”になった時刻が発電限界時刻TL以降である場合には、当該時刻を発電終了時刻TE2として設定する。ここで、発電限界時刻TLは、天候不順によらない限り発電終了時刻TE2が到来することのない時刻である。従って、発電終了時刻決定部134は、出力電力の値が“0”になった時刻が発電限界時刻TL以前である場合には、当該時刻を発電終了時刻TE2として設定しない。なお、発電限界時刻TLは発電終了幅W1の開始時刻である。
The power generation end
送信分散幅メモリ138は、予め設定された固定値である送信分散幅W2を記憶している。第2実施形態に係る送信分散幅W2は、図6に示すように、0:00〜4:00の時間帯である。 Submit dispersion width memory 138 stores the transmission dispersion width W 2 is a preset fixed value. Transmitting the dispersion width W 2 of the second embodiment, as shown in FIG. 6, 0:00 to 4:00 of the time zone.
送信時刻算出部136は、予め設定された発電終了幅W1の終了時刻である発電状況データの送信処理は、送信処理開始時刻TMにおいて開始される。
The transmission
送信時刻算出部136は、発電終了幅W1の中間の時刻である分散基準時刻TC1から発電終了時刻TE2までの時間を終了差D1として算出する。次に、送信時刻算出部136は、W1:D1=W2:D2の関係を満たす送信差D2を算出する。次に、送信時刻算出部136は、送信基準時刻TC2と送信差D2とに基づいて、図6に示すように、送信時刻TTを算出する。
The transmission
一方で、送信時刻算出部136は、発電終了時刻決定部134が発電終了時刻TE2を設定できなかった場合、前回の送信処理における発電終了時刻TE2を今回の送信処理における発電終了時刻TE2として設定したり、発電終了幅W1の時間帯のランダムな時刻に発電終了時刻TE2を設定できる。
On the other hand, transmission
以上のように、第2実施形態に係る送信時刻決定部130aは、発電状況データを管理サーバ30へ送信する送信時刻TTを決定する。
As described above, the transmission
送信部137は、決定された送信時刻TTにおいて、送信時刻TTまでの発電状況データを管理サーバ30へ送信する。
The
(2)通信装置の動作
次に、図7に示すフローチャートを参照して、本実施形態に係る通信装置130の動作について説明する。
(2) Operation of Communication Device Next, the operation of the
ステップS201において、通信装置130は、電力計120によってリアルタイムに計測された太陽光発電装置100の出力電力を随時取得する。
In step S <b> 201, the
ステップS202において、通信装置130は、送信処理開始時刻TMが到来したか否かを判定する。送信処理開始時刻TMが到来した場合、処理はステップS203に進む。送信処理開始時刻TMが到来していない場合、処理はステップS201に戻る。
In step S202, the
ステップS203において、通信装置130は、メモリ131に記憶されている出力電力の値が“0”になった時刻を記憶する。
In step S203, the
ステップS204において、通信装置130は、出力電力の値が“0”になった時刻が発電限界時刻TL以降であるか否かを判定する。発電限界時刻TL以降である場合には、処理はステップS205に進む。発電限界時刻TL以前である場合には、処理はステップS209に進む。
In step S204, the
ステップS205において、通信装置130は、発電終了時刻TE2と分散基準時刻TC1とに基づいて、終了差D1を算出する。
In step S205, the
ステップS206において、通信装置130は、発電終了幅W1に対する終了差D1の比と、送信分散幅W2に対する送信差D2の比とが等しくなるように、送信差D2を算出する。
In step S206, the
ステップS207において、通信装置130は、送信基準時刻TC2と送信差D2とに基づいて、送信時刻TTを算出する。
In step S207, the
ステップS208において、通信装置130は、送信時刻TTにおいて、送信時刻TTまでの発電状況データを管理サーバ30へ送信する。
In step S208, the
一方、ステップS209において、通信装置130は、前回の送信処理における発電終了時刻TE2が保存されているか否かを判定する。前回の送信処理における発電終了時刻TE2が保存されている場合、処理はステップS210に進む。前回の送信処理における発電終了時刻TE2が保存されていない場合、処理はステップS211に進む。
On the other hand, in step S209, the
ステップS210において、通信装置130は、前回の送信処理における発電終了時刻TE2を今回の送信処理における発電終了時刻TE2として設定する。
In step S210, the
ステップS211において、通信装置130は、送信分散幅W2の間において発電終了時刻TE2をランダムに設定する。
In step S211, the
(作用及び効果)
第2実施形態に係る通信装置130によれば、送信時刻決定部130aは、計測された太陽光発電装置100の出力電力が“0”となる時刻に基づいて、発電状況データの送信時刻TTを決定する。
(Function and effect)
According to the
ここで、日の入り時刻は、各太陽光発電装置100の設置場所の経度及び緯度に応じて異なるため、各太陽光発電装置100の出力電力が“0”となる時刻は、各太陽光発電装置100の設置場所に特有の時刻である。従って、このような時刻に基づいて決定される送信時刻TTは、各通信装置130に特有の時刻とできるため、発電状況データが各通信装置130から管理サーバ30へ一斉に送信されることを抑制できる。その結果、発電状況データを受信する管理サーバ30側における輻輳の発生を低減することができる。
Here, since the sunset time differs depending on the longitude and latitude of the installation location of each photovoltaic
また、第2実施形態に係る通信装置130によれば、送信分散幅W2として予め設定された固定値を用いることができる。従って、通信装置130において送信分散幅W2を算出する必要が無いため、通信装置130における処理負荷を軽減することができる。
Further, according to the
[その他の実施形態]
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。
[Other Embodiments]
Although the present invention has been described with reference to the above-described embodiments, it should not be understood that the descriptions and drawings constituting a part of this disclosure limit the present invention. From this disclosure, various alternative embodiments, examples and operational techniques will be apparent to those skilled in the art.
例えば、上述した実施形態では、通信装置130は、電力計120に接続されることとしたが、通信装置130は、パワーコンディショナー110に接続されていてもよい。パワーコンディショナー110によっても、太陽光発電装置100の出力電力を計測することは可能である。また、通信装置130は、太陽光発電装置100とパワーコンディショナー110との間に設けられる電流計に接続されていてもよい。電流計によっても、太陽光発電装置100の出力電力を間接的に計測することが可能である。なお、通信装置130を電流計に接続する場合には、出力電力の値が所定値(≠0)より大きくなった時刻に基づいて発電開始時刻TS2を設定し、出力電力の値が所定値(≠0)以下になった時刻に基づいて発電終了時刻TE2を設定することが好ましい。夜中であっても僅かな明かりがあれば電流が計測されるため、所定値以下なったことをもって日没と判断する必要があるためである。この場合、所定値は、太陽光発電装置の出力電力が実質的に0であることを示す値であればよい。
For example, in the above-described embodiment, the
また、上述した実施形態では、メモリ131に記憶されている出力電力の値が“0”より大きくなった時刻に基づいて、発電開始時刻TS2を設定することとしたが、これに限定されるものではない。メモリ131に記憶されている出力電力の値が“所定期間0”より大きい場合に、発電開始時刻TS2を設定することとしてもよい。同様に、上述した実施形態では、メモリ131に記憶されている出力電力の値が“0”となった時刻に基づいて、発電終了時刻TE2を設定することとしたが、出力電力の値が“所定期間0”であった場合に、発電終了時刻TE2を設定することとしてもよい。
In the above-described embodiment, the power generation start time T S2 is set based on the time when the value of the output power stored in the
また、上述した実施形態では、送信分散幅W2は、各需要家10の通信環境に与える影響が比較的小さいと予想される夜間に設定されているが、これに限定されるものではない。送信分散幅W2は、昼間に設定されてもよい。 Further, in the above embodiment, transmission dispersion width W 2 has been set at night impact on the communication environment of each customer 10 are expected to be relatively small, but is not limited thereto. Transmitting the dispersion width W 2 may be set in the daytime.
また、上述した実施形態では特に触れていないが、発電状況データは、通信装置130によって暗号化されてもよい。
Further, although not particularly mentioned in the above-described embodiment, the power generation status data may be encrypted by the
また、上述した第1実施形態では、過去最も遅かった第1時刻、及び過去最も早かった第2時刻を「最も特徴的な時刻」としたが、過去最も早かった第1時刻、及び過去最も遅かった第2時刻を「最も特徴的な時刻」としてもよい。 In the first embodiment described above, the first time that was the latest in the past and the second time that was the earliest in the past were set as the “most characteristic time”, but the first time that was the earliest in the past and the latest that was the latest in the past. The second time may be the “most characteristic time”.
また、上述した第2実施形態では、太陽光発電装置100の出力電力が“0”となる時刻に基づいて、発電状況データの送信時刻TTを決定したが、これに限られるものではない。送信時刻TTは、太陽光発電装置100の出力電力が“0”より大きくなる時刻に基づいて決定されてもよい。
In the second embodiment described above, the output power of the photovoltaic
また、上述した第2実施形態では、太陽光発電装置100の出力電力が“0”になった時刻を発電終了時刻TE2として設定したが、これに限定されるものではない。上述した第1実施形態と同様に、今回の送信処理までに検出された仮発電開始時刻のうち最も早い時刻である仮発電開始時刻TE0を基準として発電終了時刻TE2を設定してもよい。
Moreover, in 2nd Embodiment mentioned above, although the time when the output electric power of the solar
また、上述した第2実施形態では特に触れていないが、送信時刻決定部130aは、「太陽光発電装置100が設けられる地域に特有の情報」に基づいて、送信時刻TTを更新することが好ましい。
Although not particularly mentioned in the second embodiment described above, the transmission
ここで、「太陽光発電装置100が設けられる地域に特有の情報」とは、当該地域における人口、人口密度、地域気質、地域施策などである。例えば、人口密度の高い地域では、略同等の経度及び緯度上に多数の太陽光発電装置100が位置する場合がある。そのため、特定の時間帯において、多数の通信装置130から一斉に発電状況データが送信されるおそれがある。
Here, “information peculiar to the area where the photovoltaic
そこで、このような特定の時間帯に発電状況データを送信する通信装置130において、所定の変換方法を用いて送信時刻TTを変更することが好ましい。具体的には、120分後に輻輳の発生が予測される場合には、X分後に送信時刻TTが到来する通信装置130の送信時刻TTを、次の式(1)に基づいて、新たな送信時刻TT´に更新する。
Therefore, the
TT´=120+(X−120)×k ・・・式(1)
上記式(1)によれば、適宜、係数kを設定することによって、特定の時間帯において一斉に発電状況データが送信されることを抑制することができる。また、係数kの大きさに応じて、抑制度合いを調整することができる。
T T ′ = 120 + (X−120) × k (1)
According to the above formula (1), by appropriately setting the coefficient k, it is possible to suppress power generation status data from being transmitted all at once in a specific time zone. Further, the degree of suppression can be adjusted according to the magnitude of the coefficient k.
また、発電終了時刻はその日の天候によっても大きく左右される。このような天候の影響は、過去最も遅い発電終了時刻を保存することにより、或いは、発電終了時刻が所定の時刻より早い場合をエラーとしてイレギュラー処理を行うことにより軽減される。 In addition, the power generation end time greatly depends on the weather of the day. The influence of such weather can be reduced by storing the latest power generation end time in the past or by performing an irregular process with an error when the power generation end time is earlier than a predetermined time.
なお、上述した各実施形態で説明した各処理・手順をコンピュータプログラムとして実装し、PC等に実行させることが可能である。 It should be noted that each process / procedure described in each embodiment described above can be implemented as a computer program and executed by a PC or the like.
このように本発明は、ここでは記載していない様々な実施形態等を包含するということを理解すべきである。すなわち、特許請求の範囲の発明特定事項は上記開示から把握される妥当な範囲を含むものである。 Thus, it should be understood that the present invention includes various embodiments and the like not described herein. That is, the invention specific matter of a claim includes the reasonable range grasped | ascertained from the said indication.
10…需要家
15…接続線
20…ネットワーク
25…接続線
30…管理サーバ
35…送電線
100…太陽光発電装置
110…パワーコンディショナー
120…電力計
130…通信装置
130a…送信時刻決定部
131…メモリ
132…発電状況データ取得部
133…発電開始時刻決定部
134…発電終了時刻決定部
135…基準時刻・分散幅算出部
136…送信時刻算出部
137…送信部
138…送信分散幅メモリ
140…分電盤
150…負荷
DESCRIPTION OF SYMBOLS 10 ...
Claims (9)
前記複数の太陽光発電装置それぞれに接続された複数の通信装置と、
前記複数の通信装置それぞれに通信回線を介して接続された管理サーバと
を含む太陽光発電システムであって、
前記複数の通信装置それぞれは、
所定期間内における前記複数の太陽光発電装置それぞれの発電状況に関する、少なくとも電流、電圧、電力、日射量の一つである発電状況データを取得する発電状況データ取得部と、
前記管理サーバへ前記通信回線を介して前記発電状況データを送信する送信部と、
前記管理サーバへ前記発電状況データを送信する時刻である送信時刻を決定する送信時刻決定部と
を備え、
前記送信時刻決定部は、前記複数の太陽光発電装置それぞれの前記発電状況データが第1所定値以下となる第1時刻、及び前記複数の太陽光発電装置それぞれの前記発電状況データが第2所定値より大きくなる第2時刻の少なくとも一方の時刻に基づいて、前記送信時刻を決定する
ことを特徴とする太陽光発電システム。 A plurality of solar power generation devices;
A plurality of communication devices connected to each of the plurality of photovoltaic power generation devices;
A photovoltaic power generation system including a management server connected to each of the plurality of communication devices via a communication line,
Each of the plurality of communication devices
A power generation status data acquisition unit that acquires power generation status data that is at least one of current, voltage, power, and amount of solar radiation regarding the power generation status of each of the plurality of photovoltaic power generation devices within a predetermined period;
A transmission unit for transmitting the power generation status data to the management server via the communication line;
A transmission time determination unit that determines a transmission time that is a time for transmitting the power generation status data to the management server;
The transmission time determination unit includes a first time when the power generation status data of each of the plurality of photovoltaic power generation devices is equal to or lower than a first predetermined value, and the power generation status data of each of the plurality of solar power generation devices is a second predetermined The transmission time is determined based on at least one of the second times that is greater than the value.
ことを特徴とする請求項1に記載の太陽光発電システム。 The at least one of the first predetermined value or the second predetermined value is a value indicating that the power generation status data of each of the plurality of photovoltaic power generation devices is substantially zero. The photovoltaic power generation system described in 1.
ことを特徴とする請求項1又は2に記載の太陽光発電システム。 3. The transmission time determination unit according to claim 1, wherein the transmission time determination unit determines the transmission time based on a difference between the first time or the second time and a predetermined reference time. 4. Solar power system.
ことを特徴とする請求項1乃至3の何れかに記載の太陽光発電システム。 The solar power generation system according to any one of claims 1 to 3, wherein the transmission time is between the first time and the second time.
ことを特徴とする請求項1乃至4の何れかに記載の太陽光発電システム。 5. The transmission time determination unit updates the determined transmission time based on information specific to an area where each of the plurality of photovoltaic power generation devices is provided. 6. The described solar power generation system.
ことを特徴とする請求項1乃至5の何れかに記載の太陽光発電システム。 The sunlight according to any one of claims 1 to 5, wherein the transmission time determination unit sets the most characteristic time among the one time detected in the past as the one time of the current time. Power generation system.
前記発電状況データを取得する発電状況データ取得部と、
前記管理サーバへ前記発電状況データを送信する送信部と、
前記管理サーバへ前記発電状況データを送信する時刻である送信時刻を決定する送信時刻決定部と
を備え、
前記送信時刻決定部は、前記太陽光発電装置の前記発電状況データが第1所定値以下となる第1時刻、及び前記太陽光発電装置の前記発電状況データが第2所定値より大きくなる第2時刻の少なくとも一方の時刻に基づいて、前記送信時刻を決定する
ことを特徴とする通信装置。 The communication device is connected to a solar power generation device and transmits power generation status data, which is at least one of current, voltage, power, and amount of solar radiation, related to the power generation status of the solar power generation device, to a management server via a communication line. And
A power generation status data acquisition unit for acquiring the power generation status data;
A transmission unit for transmitting the power generation status data to the management server;
A transmission time determination unit that determines a transmission time that is a time for transmitting the power generation status data to the management server;
The transmission time determination unit includes a first time when the power generation status data of the solar power generation device is equal to or less than a first predetermined value, and a second time when the power generation status data of the solar power generation device is greater than a second predetermined value. The communication apparatus, wherein the transmission time is determined based on at least one of the times.
前記発電状況データを取得する工程Aと、
前記太陽光発電装置の前記発電状況データが第1所定値以下となる第1時刻、及び前記太陽光発電装置の前記発電状況データが第2所定値より大きくなる第2時刻の少なくとも一方の時刻に基づいて、前記管理サーバへ前記発電状況データを送信する時刻である送信時刻を決定する工程Bと、
前記管理サーバへ前記発電状況データを前記送信時刻に送信する工程Cと
を実行させる
ことを特徴とする通信プログラム。 Connected to a solar power generation device, and functions as a communication device that transmits power generation status data that is at least one of current, voltage, power, and solar radiation amount to the management server via a communication line regarding the power generation status of the solar power generation device To the computer
Step A for acquiring the power generation status data;
At least one of the first time when the power generation status data of the solar power generation device is equal to or less than a first predetermined value and the second time when the power generation status data of the solar power generation device is greater than a second predetermined value. Based on the process B for determining a transmission time, which is a time for transmitting the power generation status data to the management server,
A communication program that causes the management server to execute the step C of transmitting the power generation status data at the transmission time.
前記複数の通信装置それぞれが、前記複数の太陽光発電装置それぞれの発電状況に関する、少なくとも電流、電圧、電力、日射量の一つである発電状況データを取得する工程Aと、
前記複数の通信装置それぞれが、前記複数の太陽光発電装置それぞれの前記発電状況データが第1所定値以下となる第1時刻、及び前記複数の太陽光発電装置それぞれの前記発電状況データが第2所定値より大きくなる第2時刻の少なくとも一方の時刻に基づいて、前記管理サーバへ前記発電状況データを送信する時刻である送信時刻を決定する工程Bと、
前記複数の通信装置それぞれが、前記管理サーバへ前記通信回線を介して前記発電状況データを送信する工程Cと
を備えることを特徴とする太陽光発電システムの制御方法。 A solar power generation system including a plurality of solar power generation devices, a plurality of communication devices connected to each of the plurality of solar power generation devices, and a management server connected to each of the plurality of communication devices via a communication line Control method,
Each of the plurality of communication devices acquires a power generation status data that is at least one of current, voltage, power, and amount of solar radiation regarding the power generation status of each of the plurality of solar power generation devices, and
Each of the plurality of communication devices has a first time when the power generation status data of each of the plurality of solar power generation devices is equal to or lower than a first predetermined value, and the power generation status data of each of the plurality of solar power generation devices is second. Determining a transmission time that is a time for transmitting the power generation status data to the management server based on at least one of the second times that is greater than a predetermined value; and
Each of the plurality of communication devices includes a step C of transmitting the power generation status data to the management server via the communication line.
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