JP2013186756A - 発電効率保証値算出装置及び発電効率保証値算出方法並びに発電効率保証値算出装置を備えた発電システム - Google Patents

発電効率保証値算出装置及び発電効率保証値算出方法並びに発電効率保証値算出装置を備えた発電システム Download PDF

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亮 中井
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Abstract

【課題】実情を反映して適切な発電効率保証値を算出することができる発電効率保証値算出装置を提供する。
【解決手段】発電効率保証値算出装置は、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムの所定単位での第１回目の所定期間の発電効率保証値を前記発電システムの実稼動前に算出する第１算出部と、前記発電システムの前記所定単位での発電量データ及び前記発電システムの設置場所の気象データを用いて気象補正された発電効率を前記所定期間毎に算出する第２算出部と、第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出する第３算出部とを備える。
【選択図】図２

Description

本発明は、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システム（以下、「再生可能エネルギー発電システム」と称することがある）の所定単位での発電効率保証値を算出する技術に関する。
近年、地球環境保護の重要性の高まりとともに太陽光発電などの再生可能エネルギーへの期待が大きくなっており、種々の再生可能エネルギー発電システムが積極的に導入あるいは計画されている。
特開２００３−２９４７９２号公報
再生可能エネルギー発電システムを導入する導入者は、銀行から融資を受けて事業化することが多い。再生可能エネルギー発電システム導入者にとって、事業化には採算性の検討が重要であるが、再生可能エネルギー発電システム販売者から高い発電効率が保証されれば、銀行からの融資を受けやすく、導入者にとってメリットがある。販売者は、個々の再生可能エネルギー発電システムの設置場所での、より正確な発電効率を算出することが求められるが、未知な要素が多いため、低い発電効率保証値を提示している場合が多い。
ところが、発電量保証値や発電効率保証値を算出する具体的な手法について、十分な検討さえなされていのが現状である。なお、特許文献１には発電量保証値に関する記載はあるが、発電量保証値や発電効率保証値を算出する具体的な手法に関する記載はない。
本発明は、上記の状況に鑑み、実情を反映して適切な発電効率保証値を算出することができる発電効率保証値算出装置及び発電効率保証値算出方法を提供することを目的とする。また、当該発電効率保証値算出装置を備えた発電システムを提供することを目的とする。
上記目的を達成するために本発明に係る発電効率保証値算出装置は、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムの所定単位での第１回目の所定期間の発電効率保証値を前記発電システムの実稼動前に算出する第１算出部と、前記発電システムの前記所定単位での発電量データ及び前記発電システムの設置場所の気象データを用いて気象補正された発電効率を前記所定期間毎に算出する第２算出部と、第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出する第３算出部とを備える構成（第１の構成）とする。なお、前記第２算出部は、前記所定期間の全期間に渡る発電量データ及び気象データを用いて前記所定期間の前記気象補正された発電効率を算出してもよく、前記所定期間の一部期間のみの発電量データ及び気象データを用いて前記所定期間の前記気象補正された発電効率を算出してもよい。
このような構成によると、第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出するので、第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を、実情を反映して適切な発電効率保証値にすることができる。
また、上記第１の構成の発電効率保証値算出装置において、前記第１算出部は、第２回目以降の前記所定期間の初期発電効率保証値を前記所定期間毎に実稼動前に算出し、前記第３算出部は、第ｎ（ｎは自然数）回目の前記所定期間の前記気象補正された発電効率が第ｎ回目の前記所定期間の前記初期発電効率保証効率（ただし、ｎが１の場合には第１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値）以下であれば、第ｎ＋１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値を、第ｎ＋１回目の前記所定期間の前記初期発電効率保証値とし、第ｎ回目の前記所定期間の前記気象補正された発電効率が第ｎ回目の前記所定期間の前記初期発電効率保証値（ただし、ｎが１の場合には第１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値）を上回れば、第ｎ＋１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出する構成（第２の構成）にすることが望ましい。
このような構成によると、第ｎ（ｎは自然数）回目の前記所定期間の前記気象補正された発電効率が第ｎ回目の前記所定期間の前記初期発電効率保証値以下であれば、第ｎ＋１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値を、第ｎ＋１回目の前記所定期間の前記初期発電効率保証値とするので、第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値が前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に引きずられて前記初期発電効率保証値よりも低くなることを防止することができる。
また、上記第１または第２の構成の発電効率保証値算出装置において、前記第３算出部は、第ｂ＋１（ｂはｍ以上の自然数、ｍは２以上の自然数である固定値）回目の前記所定期間の前記発電効率保証値を、第ｂ回目の前記所定期間の前記気象補正された発電効率と、第ｂ−ａ（ａはｍ−１より小さい自然数である固定値）回目から第ｂ回目までの前記所定期間の前記気象補正された発電効率から求まる劣化率とに基づいて算出する構成（第３の構成）にすることが望ましい。
このような構成によると、劣化率も実情を反映して適切となるので、第ｂ＋１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値がより一層高くなり得る。
また、上記第１〜第３のいずれかの構成の発電効率保証値算出装置において、前記発電システムの監視状態に応じて前記所定期間の前記発電効率保証値を補正する構成（第４の構成）にすることが望ましい。
このような構成によると、前記発電システムが細かく監視されていれば、それに応じて前記所定期間の前記発電効率保証値がより一層高くなり得る。
また、上記第１〜第４のいずれかの構成の発電効率保証値算出装置において、前記所定期間が１年である構成（第５の構成）にすることが望ましい。
このような構成によると、第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を１年の四季に渡る実情（雨による汚れの浄化等）を反映した発電効率保証値にするので、第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値の精度が向上する。
また、上記目的を達成するために本発明に係る発電効率保証値算出方法は、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムの所定単位での第１回目の所定期間の発電効率保証値を前記発電システムの実稼動前に算出する第１算出ステップと、前記発電システムの前記所定単位での発電量データ及び前記発電システムの設置場所の気象データを用いて気象補正された発電効率を前記所定期間毎に算出する第２算出ステップと、第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出する第３算出ステップとを備えるようにする。なお、前記第２算出ステップにおいて、前記所定期間の全期間に渡る発電量データ及び気象データを用いて前記所定期間の前記気象補正された発電効率を算出してもよく、前記所定期間の一部期間のみの発電量データ及び気象データを用いて前記所定期間の前記気象補正された発電効率を算出してもよい。
また、上記目的を達成するために本発明に係る発電システムは、再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットと、前記発電ユニットで生成した電力を変換する電力変換部と、発電効率保証値算出装置とを備える発電システムであって、前記発電効率保証値算出装置が、前記発電システムの所定単位での第１回目の所定期間の発電効率保証値を前記発電システムの実稼動前に算出する第１算出部と、前記発電システムの前記所定単位での発電量データ及び前記発電システムの設置場所の気象データを用いて気象補正された発電効率を前記所定期間毎に算出する第２算出部と、第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出する第３算出部とを備える構成とする。なお、前記第２算出部は、前記所定期間の全期間に渡る発電量データ及び気象データを用いて前記所定期間の前記気象補正された発電効率を算出してもよく、前記所定期間の一部期間のみの発電量データ及び気象データを用いて前記所定期間の前記気象補正された発電効率を算出してもよい。
なお、本発明に係る発電効率保証値算出装置、本発明に係る発電効率保証値算出方法、本発明に係る発電システムそれぞれにおいて、前記発電システムとして、例えば太陽光発電システムを挙げることができる。
本発明によると、実情を反映して適切な発電効率保証値を算出することができる。
本発明の一実施形態に係る発電効率保証値算出装置の概略構成を示す図である。 本発明の一実施形態に係る発電効率保証値算出装置の動作を示すフローチャートである。 本発明の前提の算出方法に基づく発電効率保証値ラインを示す図である。 第１の設定での発電効率保証値ラインを示す図である。 第１の設定及び第２の設定での発電効率保証値ラインを示す図である。 太陽光発電システムの概略構成例を示す図である。 太陽光発電システムの概略配置例を示す図である。 接続箱の一構成例を示す図である。 集電箱の一構成例を示す図である。 電力変換装置の一構成例を示す図である。 太陽光発電システムの実際の出力電力量に影響を与える各種の変動因子を示す図である。 モジュール劣化補正がないと考えた場合の発電効率保証値を示す図である。 モジュール劣化補正を考慮した場合の発電効率保証値を示す図である。
本発明の実施形態について図面を参照して以下に説明する。
まず、はじめに本発明の前提として考える算出方法について説明する。
ここで、太陽光発電システムを例にとり、発電効率保証値の算出方法について説明する。図１１に示すように、太陽光発電システムの実際の出力電力量Ｄは、ロスが全く無い場合の出力電力量Ｃを種々の変動因子で補正することで求めることができる。なお、図１１で示した変動因子は例示であり、変動因子に関しては設計者によって様々な切り口が存在する（ＪＩＳ Ｃ ８９０７等参照）。また、太陽光発電システム全体の実際の出力電力量を求めるのではなく、例えば、インバータの入力端に供給される電力量（インバータの入力端単位での出力電力量）を求めるのであれば、インバータロス補正、ＡＣケーブルロス補正、トランスロス補正は変動因子に含まないようにし、インバータの出力端から出力される電力量（インバータの出力端単位での出力電力量）を求めるのであれば、ＡＣケーブルロス補正、トランスロス補正は変動因子に含まないようにすればよい。
太陽光発電システム全体の発電効率ＳＥは、下記（１）式の通り、太陽光発電システム全体の実際の出力電力量Ｄ［Wh］を、アレイ面日射量Ａ［Wh/m2］とアレイ公称出力Ｂ［W］で除した値である。なお、公称出力は便宜上［W］で表しているが、正確には１［kW/m2］の日射強度時の出力という定義であるため、［m2/1000］という次元である。発電効率は、図１１に示すように、変動因子によってどれだけ発電電力が減少したかを示す指標であり、各変動因子の係数が理論的に求められれば、各変動因子の補正係数を掛け合わせることでも求める事ができるが、現実的には困難なため、測定可能または既知であるＤ、Ａ、Ｂを使用して計算している。
Figure 2013186756
例えば、公称出力２００［W］の太陽電池モジュールを５０台備えたアレイ公称出力１０［kW］（＝１０［m2］）の太陽光発電システムを考える。１年間を基本単位とし、１年
間の出力電力量が１２０００［kWh］、１年間のアレイ面日射量が１５００［kWh/m2］で
あったとする。この場合の発電効率ＳＥは、下記（２）式の通り、０．８となる。
Figure 2013186756
発電効率ＳＥは、太陽電池の発電性能に大きく影響を及ぼす因子の１つである日射量に対して補正をかけているが、太陽電池の発電性能に大きく影響を及ぼすもう１つの因子である温度の影響を補正していない。このため、発電効率ＳＥは、異なる年度毎の比較など、気温条件が異なった場合に、発電が正常であるかどうかの比較値としてふさわしくない。例えば、太陽電池の発電性能が同一であるにもかかわらず、温度が高かった年は発電効率ＳＥが０．７５となり、温度が低かった年は発電効率ＳＥが０．８５となる事態が生じ得る。そこで、このような不具合を解消するために、補正発電効率が利用される。
太陽光発電システム全体の補正発電効率ＣＥは、下記（３）式の通り、太陽光発電システム全体の実際の出力電力量Ｄ［Wh］を、アレイ面日射量Ａ［Wh/m2］とアレイ公称出力Ｂ［W］、さらに温度補正係数ＣＴで除した値である。
Figure 2013186756
温度補正係数ＣＴは、１年間の平均温度などから決まるものではなく、できる限り細かな測定単位ごとに補正をかけなければならない性質のものである。また、温度補正係数ＣＴは、下記（４）式で定義される。ただし、αは太陽電池モジュールの温度係数であり、Ｔmod［℃］は太陽電池モジュールの温度である。太陽電池モジュールの温度係数αの一例であるシリコン結晶系の太陽電池モジュールの温度係数はおおよそ−０．５［％/℃］である。
ＣＴ＝１＋α×（Ｔmod−２５） ・・・（４）
上記（４）式では、太陽電池モジュールの温度Ｔmodを用いて温度補正係数ＣＴを求めているが、さらに正確を期す場合は太陽電池セルの温度Ｔcellを用いるようにすればよい。この場合、一般的には下記（５）式の相関式を適用する。ただし、Ｅ［kW/m2］はアレイ面日射強度であり、βはアレイ面日射強度Ｅが１［kW/m2］時の太陽電池セルと太陽電
池モジュール裏面との温度差を示す相関係数である。相関係数βはラボで理論的あるいは実験的に求める値である。
Ｔcell＝Ｔmod＋β×Ｅ ・・・（５）
例えば、上述したアレイ公称出力１０［kW］の太陽光発電システムで１分単位の測定（記録）を実施しているとする。１分間の補正発電効率ＣＥ1MINは以下の手順で求めることができる。実際に発電サイト（太陽光発電システムの設置場所）で測定を実施している（測定が可能である）のは、出力電力量、アレイ面日射強度、太陽電池モジュール裏面温度である事が多い。１分値での計算であるが、測定がもっと細かく実施されている項目は、その平均値とすることが望ましい。例えば日射強度が６秒単位で測定されている場合は、１分間で１０回の測定が実施されているので、その平均値を１分値として代表させることが望ましい。
ここで、一例として、１分間の出力電力量が０．０７［kWh］であり、１分間のアレイ面日射強度が０．６［kW/m2］であり、１分間の太陽電池モジュール裏面温度が７５［℃
］である場合を考える。まず、１分間のアレイ日射面強度を１分間のアレイ面日射量に変換するために６０で除する。この例では、１分間のアレイ面日射量は０．０１［kWh/m2］
となり、１分間の補正発電効率ＣＥ1MINは下記（６）式に示す通り０．９３となる。
Figure 2013186756
補正発電効率の算出は、１分単位、１０分単位、３０分単位、１時間単位など任意であるが、誤差を少なくする観点から細かい時間単位の方が望ましい。測定時間単位での補正発電効率ＣＥ（Δｔ）は下記（７）式で表すことができる。ただし、Ｄ(Δt) ［Wh］は
測定単位期間での出力電力量であり、Ａ(Δt) ［Wh/m2］は測定単位期間でのアレイ面
日射量であり、Ｂ［m2/1000］はアレイ公称出力であり、ＣＴ(Δt)は測定単位期間で
の温度補正係数である。
Figure 2013186756
また、インバータロス補正などは簡単のために一定値（カタログ記載のインバータ効率や、第三者機関によって所定の方法で測定されたインバータ効率など）として計算する事が多いが、正確にはその時の発電状態に依存するため、上記（７）式の右辺に影響因子として入れるほうが正確な計算となる。その他、その時の発電状態に依存する変動因子は、上記（７）式の右辺に影響因子として入れるほうが良い。
ある１日の補正発電効率ＣＥ（ｎ）は、ある時刻（瞬間）ｔの補正発電効率ＣＥ（ｔ）を１日にわたって積算すればよいが、その際に出力電力量による重み付けが必要となる。したがって、ある１日の補正発電効率ＣＥ（ｎ）は、下記（８）式で表すことができる。ただし、Ｄ(t) はある時刻での出力電力量であり、Ｄ(ｎ) はある１日の総出力電力量である。なお、下記（８）式中のシグマは、実際のデータは断続的であることから、上記（７）式の例で示したように、ある測定間隔ごとに取得、計算したデータを積算していることを表している。
Figure 2013186756
同様にして、１年間の補正発電効率ＣＥ（ｙ）は下記（９）式で表すことができる。ただし、Ｄ(ｙ) は１年間の総出力電力量である。
Figure 2013186756
上述した補正発電効率は、日射量と気温（モジュール温度に影響）の影響を取り除いているので、純粋にその他の変動因子が、発電にどのように影響を及ぼしているかの指標となる。
モジュール劣化補正が無いと考えた場合、理想的には補正発電効率ＣＥは図１２に示すように一定値になる。また、モジュール劣化補正を考慮した場合、補正発電効率ＣＥは図１３に示すように稼働年数の増加に従って減少する。
上記のような発電効率保証値の算出方法では、太陽光発電システムの設置時点すなわち太陽光発電システムの実稼働前において、補正発電効率ＣＥに影響を及ぼす各変動因子を過去の経験や、ある仮定に基づき算出する。例えば、汚れ補正は、雨の少ない地域では0.95、雨の多い地域では0.98にするなどである。そして、各変動因子の算出結果や測定誤差、安全率を用いて、実稼働前の発電データ及び設置場所の気象データに基づいて算出した補正発電効率ＣＥよりも低めに設定される発電効率保証値Ｅguaを算出する。またこの発電効率保証値Ｅguaは固定値として複数年にわたって適用されることも多い。なお、図１３では、補正発電効率ＣＥ及び発電効率保証値Ｅguaは線形的に減少しているが、線形的に減少するとは限らず、例えば指数関数的に減少する場合もある。
この算出方法では、太陽光発電システムの設置時点すなわち太陽光発電システムの実稼働前においては不明確な変動因子や測定誤差を推測しているに他ならず、保証をする側は、発電効率保証値Ｅguaを保守的な値（発電効率保証値が低めになる値）にせざるを得ないという課題がある。なお、本明細書において、「実稼働」とは試運転などを除くことを意図しており、異常発生などにより実稼働後に運転を休止することがあった場合、運転休止期間も実稼働期間に含まれる。
また、上述した発電効率保証値の算出方法では、太陽光発電システムの設置時点すなわち太陽光発電システムの実稼働前において実際どの程度経年劣化していくのか不明であるため、劣化率を保守的な値（発電効率保証値が低めになる値）にせざるを得ないという課題がある。
本発明は、上記の前提に鑑み、実情を反映してこれよりも高くなり得る発電効率保証値を算出することができる発電効率保証値算出装置及び発電効率保証値算出方法を提供することを目的とする。また、当該発電効率保証値算出装置を備えた発電システムを提供することを目的とする。
引き続き、本発明の実施形態について説明する。
図１は、本発明の一実施形態に係る発電効率保証値算出装置の概略構成を示す図である。図１に示す本発明の一実施形態に係る発電効率保証値算出装置１００（以下、「発電効率保証値算出装置１００」という）は、通信インターフェース部１０１と、制御部１０２と、メモリ１０３と、出力部１０４とを備えており、通信ネットワーク２００を介して太陽光発電システム３００から各種データを取得する。出力部１０４としては、例えばモニタ、プリンタ、コンピュータ読み取り可能な記憶媒体にデータを書き込む記憶媒体インターフェースなどを挙げることができる。
通信ネットワーク２００は有線通信のみで構築されていてもよく、無線通信のみで構築されていてもよく、有線通信と無線通信との組み合わせで構築されていてもよい。
また、本実施形態とは異なり、本発明に係る発電効率保証値算出装置は発電システムとネットワーク接続されていなくてもよい。発電システムとネットワーク接続されていない場合には例えば本発明に係る発電効率保証値算出装置が発電システムに関する各種データを入力する入力部を備えるようにすればよい。なお、入力部は、例えばキーボードとポインティングデバイスとによって構成される。
また、本実施形態とは異なり、本発明に係る発電効率保証値算出装置は発電システムの内部に設けられてもよい。
次に、発電効率保証値算出装置１００の動作について図２のフローチャートを参照して説明する。
まず、太陽光発電システム３００の実稼働前に、発電効率保証値算出装置１００の制御部１０２は、太陽光発電システム３００の所定単位（例えば、システム全体、インバータ単位、集電箱単位、接続箱単位など）での第１回目の所定期間の発電効率保証値、第２回目以降の所定期間の初期発電効率保証値を、各変動因子の過去の経験やある仮定に基づく算出結果、測定誤差、及び安全率を用いて、算出する（ステップＳ１０）。なお、後述するステップＳ７０やステップＳ８０で１年の四季に渡る実情を反映した発電効率保証値を設定することができるように、本実施形態では所定期間を１年とするが、他の値であっても構わない。「第２回目以降の所定期間の初期発電効率保証値」中の「初期」は後述するステップＳ７０やステップＳ８０で設定する発電効率保証値と区別するためのものであり、各変動因子の過去の経験やある仮定に基づく算出結果、測定誤差、及び安全率を用いて算出することができる。
第１回目の所定期間の発電効率保証値４０１、第２〜１０回目の所定期間の初期発電効率保証値４０２〜４１０を図３に示す。図３中の実線Ｌ０が上記前提の算出方法に基づく発電効率保証値ラインとなる。
太陽光発電システム３００が実稼働を開始すると同時に、発電効率保証値算出装置１００は発電効率保証を開始する。第１回目の所定期間の発電効率保証値は上記前提の算出方法に基づく場合と同様であるため、第１回目の所定期間の発電効率保証値４０１のままである。
発電効率保証値算出装置１００は、通信ネットワーク２００及び通信インターフェース部１０１を介して、太陽光発電システム３００の所定単位での発電データ及び太陽光発電システム３００の設置場所の気象データを太陽光発電システム３００から取得し、メモリ１０３に蓄積する（ステップＳ２０）。制御部１０２は、メモリ１０３に蓄積されたデータを用いて、上記（９）式で用いるＤ（ｎ）・ＣＥ（ｎ）の積算値とＤ（ｎ）の積算値を算出してメモリ１０３に蓄積する（ステップＳ３０）。
そして、制御部１０２は、カレンダー機能を有しており、所定期間（本実施形態では１年）が経過したか否かを判定し（ステップＳ４０）、所定期間が経過していなければ上述したステップＳ２０及びＳ３０の処理を継続し、所定期間が経過すればステップＳ５０に移行する。
ステップＳ５０において、制御部１０２は、今回の所定期間の気象補正された補正発電効率が今回の所定期間の初期発電効率保証値（ただし、今回が第１回目である場合には第１回目の所定期間の発電効率保証値）を上回っているか否かを判定する。
今回の所定期間の気象補正された補正発電効率が今回の所定期間の初期発電効率保証値（ただし、今回が第１回目である場合には第１回目の所定期間の発電効率保証値）を上回っていなければ（ステップＳ５０のＮＯ）、制御部１０２は、次回の所定期間の発電効率保証値を、次回の所定期間の初期発電効率保証値とし、ステップＳ２０に戻り次回の所定期間のデータ蓄積を開始する。このような処理により、次回の所定期間の発電効率保証値が今回の所定期間の気象補正された補正発電効率に引きずられて初期発電効率保証値よりも低くなることを防止することができる。
一方、今回の所定期間の気象補正された補正発電効率が今回の所定期間の初期発電効率保証値（ただし、今回が第１回目である場合には第１回目の所定期間の発電効率保証値）を上回っていれば（ステップＳ５０のＹＥＳ）、制御部１０２は、太陽光発電システムの実稼働期間（＝発電効率保証開始からの経過期間）が所定値（本実施形態では５年）以上であるか否かを判定する（ステップＳ６０）。
太陽光発電システムの実稼働期間が所定値以上でなければ（ステップＳ６０のＮＯ）、制御部１０２は、第１の設定で次回の所定期間の発電効率保証値を算出し、ステップＳ２０に戻り次回の所定期間のデータ蓄積を開始する。第１の設定では、次回の所定期間の発電効率保証値を、今回の所定期間の気象補正された補正発電効率に基づいて算出する。例えば、次回の所定期間の発電効率保証値を、今回の所定期間の気象補正された補正発電効率ＣＥ（ｙ）に安全率Ｓfと劣化率Ｃ［deg］とをかけたものとする。安全率Ｓｆは固定値ではなく、例えば初回は０．９５とし、複数回後はデータが蓄積されそのデータ精度の信頼性がわかってくることから、信頼性が高ければ０．９７としたり、信頼性が低ければ０．９３とすることもある。
第１回目の所定期間の発電効率保証値４０１、第２〜１０回目の所定期間の初期発電効率保証値４０２〜４１０、第１回目の所定期間の気象補正された発電効率５０１を図４に示す。図４中の実線Ｌ０が上記前提の算出方法に基づく発電効率保証値ラインとなり、点線Ｌ１が第１の設定での発電効率保証値ラインとなる。第１の設定により、次回の所定期間の発電効率保証値を、今回の所定期間の気象補正された発電効率に基づいて算出することになるので、第２回目以降の所定期間の発電効率保証値を、実情を反映して上記前提の算出方法よりも高くなり得る適切な発電効率保証値にすることができる。
太陽光発電システムの実稼働期間が所定値以上であれば（ステップＳ６０のＹＥＳ）、制御部１０２は、第２の設定で次回の所定期間の発電効率保証値を算出し、ステップＳ２０に戻り次回の所定期間のデータ蓄積を開始する。第２の設定では、次回の所定期間の発電効率保証値を、今回の所定期間の気象補正された補正発電効率と、今回を含む過去所定回数分（本実施形態では５回分）の所定期間の気象補正された補正発電効率から求まる劣化率とに基づいて算出する。例えば、次回の所定期間の発電効率保証値を、今回の所定期間の気象補正された補正発電効率ＣＥ（ｙ）に安全率Ｓfと過去所定回数分の所定期間の気象補正された補正発電効率から求まる劣化率とをかけたものとする。劣化率は、例えば、過去所定回数分の所定期間の気象補正された補正発電効率を用いて最小２乗法などで求めた傾きを採用することができる。
第１回目の所定期間の発電効率保証値４０１、第２〜１０回目の所定期間の初期発電効率保証値４０２〜４１０、第１〜６回目の所定期間の気象補正された発電効率５０１〜５０６を図５に示す。図５中の実線Ｌ０が上記前提の算出方法に基づく発電効率保証値ラインとなり、点線Ｌ１が第１の設定での発電効率保証値ラインとなり、実線Ｌ２が第２の設定での発電効率保証値ラインとなる。第２の設定により、太陽光発電システムの実稼働期間が所定値以上である場合に、劣化率も実情を反映して上記前提の算出方法よりも高くなり得るので、所定期間の前記発電効率保証値がより一層高くなり得る。
なお、図２に示すフローチャートの動作では、太陽光発電システム３００の監視状態に応じて所定期間の発電効率保証値を補正する処理を行っていないが、太陽光発電システム３００の監視状態に応じて所定期間の発電効率保証値を補正する処理を行うようにしてもよい。例えば、太陽光発電システム３００が細かく監視されているほど、安全率Ｓfを小さくするようにすればよい。これにより、太陽光発電システム３００が細かく監視されていれば、所定期間の発電効率保証値がより一層高くなり得る。
太陽光発電システム３００が細かく監視する手法として、監視する単位に属する太陽電池モジュールの数を少なくする手法（例えば、インバータ毎に異常を監視するより集電箱毎に異常を監視する方が細かな監視になり、集電箱毎に異常を監視するより接続箱毎に異常を監視する方が細かな監視になる）や監視する時間間隔を短くする手法などが挙げられる。
＜太陽光発電システム＞
ここで、太陽光発電システム３００の一例として、太陽電池ストリング毎に異常を監視することができる太陽光発電システムについて説明する。太陽電池ストリング毎に異常を監視することができる太陽光発電システムの概略構成例を図６に示す。
図６に示す太陽光発電システムは、５００ｋＷ級の太陽光発電システムであって、１６０個の太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０と、２０台の接続箱２＿＃１〜２＿＃２０と、４台の集電箱３＿＃１〜３＿＃４と、２台の電力変換装置４＿＃１〜４＿＃２と、変電設備５と、日照計群６Ａ及び６Ｂと、気温計群７Ａ及び７Ｂと、２台の通信機器８＿＃１〜８＿＃２とを備えている。なお、以下の説明では、太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０について、個々の区分けが不要な場合は太陽電池ストリング１と称することがある。同様に以下の説明では、接続箱２、集電箱３、電力変換装置４、通信機器８と称することがある。また、図６に示す太陽光発電システムの概略配置例は図７の通りである。
太陽電池ストリング１＿＃１〜１＿＃１６０はそれぞれ最大出力２４０Ｗの多結晶太陽電池モジュールＭ１を１３個直列に接続した構成である。
接続箱２＿＃１〜２＿＃２０はそれぞれ８回路入力の接続箱である。接続箱２＿＃ｉは、８個の太陽電池ストリング１＿＃（８ｉ−７）〜１＿＃８ｉから供給される電力を一つにまとめて出力する（ｉは２０以下の自然数）。
図８に示す構成例では、接続箱２は、太陽電池ストリング１１側に電流が逆流することを防止する逆流防止用ダイオードＤ１〜Ｄ８と、電流センサＳ１〜Ｓ８と、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器２１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー２２と、電流センサＳ１〜Ｓ８の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器２３と、電源部２４とを備えている。接続箱２＿＃１の電流センサＳ１は太陽電池ストリング１＿＃１の出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。また、接続箱２＿＃１の電流センサＳ２は太陽電池ストリング１＿＃２の出力電流値を取得し、その取得結果を出力する。接続箱２＿＃１の電流センサＳ３〜Ｓ８も同様である。また、接続箱２＿＃２〜２＿＃２０も各電流センサに対応する太陽電池ストリングの番号が変わるだけであり、基本的に接続箱２＿＃１と同様である。電源部２４は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、電流センサＳ１〜Ｓ８及びＡ／Ｄ変換器２３の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、電流センサＳ１〜Ｓ８及びＡ／Ｄ変換器２３に供給する。なお、２０台の接続箱２それぞれにＡ／Ｄ変換器２３及び電源部２４を設けてもよいが、複数台の接続箱２で１つのＡ／Ｄ変換器２３を共用してもよく、同様に複数台の接続箱２で１つの電源部２４を共用してもよい。
集電箱３＿＃１〜３＿＃４はそれぞれ５回路入力の集電箱である。集電箱３＿＃ｊは、５台の接続箱２＿＃（５ｊ−４）〜２＿＃５ｊから供給される電力を一つにまとめて出力する（ｊは４以下の自然数）。
集電箱３の一構成例を図９に示す。図９に示す構成例では、集電箱３は、落雷時のサージ電圧を抑える避雷器３１と、過電流が流れると電路を開放するブレーカー３２とを備えている。
電力変換装置４＿＃１〜４＿＃２はそれぞれ最大出力が２４０ｋＷであって２回路入力の電力変換装置である。電力変換装置４＿＃ｋは、集電箱３＿＃（２ｋ−１）から供給される電力と集電箱３＿＃２ｋから供給される電力との合計電力であるＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する（ｋは２以下の自然数）。
電力変換装置４の一構成例を図１０に示す。図１０に示す構成例では、電力変換装置４は、２台の集電箱３から受け取ったＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力するＤＣ／ＡＣインバータ４１と、電力変換装置４に入力されるＤＣ電力値を取得し、その取得結果を出力する電力センサＰＳ１と、電力変換装置４から出力されるＡＣ電力値を取得し、その取得結果を出力する電力センサＰＳ２と、日照計群６Ａ及び気温計群７Ａの出力信号（アナログ信号）又は日照計群６Ｂ及び気温計群７Ｂの出力信号（アナログ信号）、電力センサＰＳ１の出力信号（アナログ信号）、及び電力センサＰＳ２の出力信号（アナログ信号）をデジタル信号に変換して出力するＡ／Ｄ変換器４２と、Ａ／Ｄ変換器２３及び４２の出力信号を中継して通信機器８に伝送する中継器４３と、電源部４４とを備えている。電源部４４は、外部から供給される商用交流電圧（例えば、ＡＣ１００Ｖ電圧、ＡＣ２００Ｖ電圧など）を、Ａ／Ｄ変換器４２及び中継器４３の駆動電圧となる所定のＤＣ電圧（例えば、ＤＣ１２Ｖ電圧、ＤＣ２４Ｖ電圧など）に変換して、Ａ／Ｄ変換器４２及び中継器４３に供給する。なお、２台の電力変換装置４それぞれにＡ／Ｄ変換器４２、中継器４３、及び電源部４４を設けてもよいが、２台の電力変換装置４で１つのＡ／Ｄ変換器４２を共用してもよく、同様に２台の電力変換装置４で１つの中継器４３を共用してもよく、２台の電力変換装置４で１つの電源部４４を共用してもよい。
い。
変電設備５は２回路入力の変電設備である。変電設備５は、電力変換装置４＿＃１から供給されるＡＣ電力と電力変換装置４＿＃２から供給されるＡＣ電力との合計電力を高圧（例えば６６００Ｖ）や特別高圧（７０００Ｖ以上）昇圧して電力系統（不図示）に出力する。
日照計群６Ａは１０個の日照計を有し、日照計群６Ａの各日照計は接続箱２＿＃１〜２＿＃１０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群７Ａは１０個の気温計を有し、気温群７Ａの各気温計は接続箱２＿＃１〜２＿＃１０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。
同様に、日照計群６Ｂは１０個の日照計を有し、日照計群６Ｂの各日照計は接続箱２＿＃１１〜２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。気温計群７Ｂは１０個の気温計を有し、気温群７Ｂの各気温計は接続箱２＿＃１１〜２＿＃２０それぞれに１個ずつ割り当てられて設置される。
尚、日照計群６Ａ及び６Ｂの配置については太陽電池ストリング１それぞれの代表する日射量を測定できれば良く、日射計の個数については、少なくとも日照計群６Ａと６Ｂを合わせて複数以上あれば好ましい。この際に日射計を相互に比較できる位置に設置すれば、日射計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。また、太陽電池ストリング１の配置によっては日照計群６Ａもしくは６Ｂの片方で構成されても構わない。
同様に、気温計群７Ａ及び７Ｂの配置については太陽電池ストリング１それぞれの代表する気温を測定できれば良く、気温計の個数については、少なくとも気温計群７Ａと７Ｂを合わせて複数以上あれば好ましい。この際に温度計を相互に比較できる位置に設置すれば、温度計の適切な校正時期の管理が行え保守が精度よく行える。また、太陽電池ストリング１の配置によっては気温計群７Ａもしくは７Ｂの片方で構成されても構わない。
また、気温計群７Ａもしくは７Ｂは任意の太陽電池モジュールＭ１の温度を計測するのが好ましく、例えば発電を妨げない太陽電池モジュールの裏面に熱電対素子などを貼り付けて、太陽電池モジュール裏面温度を計測しても構わない。
通信機器８＿＃１は電力変換装置４＿＃１の中継器４３から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従って通信ネットワーク２００を経由して発電効率保証値算出装置１００に送信する。同様に、通信機器８＿＃２は電力変換装置４＿＃２の中継器４３から伝送されてきたデジタル信号を所定の通信プロトコルに従ってネットワークを経由して発電効率保証値算出装置１００に送信する。発電効率保証値算出装置１００は太陽光発電システムの監視装置としても機能するようにしてもよい。
＜その他＞
また、図６に示す太陽光発電システムでは、接続箱と集電箱とが別体であるが、接続箱と集電箱とが一体構造になっていても構わない。
また、図６に示す太陽光発電システムでは、電力変換装置がＤＣ／ＡＣインバータを備える構成であったが、太陽光発電システムがＤＣ電力系統に電力を供給する場合には、電力変換装置を、或る電圧値のＤＣ電力を異なる電圧値のＤＣ電力に変換するＤＣ／ＤＣコンバータを備える構成にし、変電設備を、ＤＣ電圧を昇圧する設備にするとよい。
また、発電効率保証値算出装置１００が算出した発電効率保証値は、例えば出力部１０４が出力してもよく、通信インターフェース部１０１及び通信ネットワーク２００を介して太陽光発電システム３００に伝達してもよい。
また、図２のフローチャートからステップＳ５０を取り除いたフロー動作にしても構わない。この場合、ステップＳ１０において第１回目の所定期間の発電効率保証値のみを算出し、第２回目以降の所定期間の初期発電効率保証値は算出しないようにすればよい。
また、図２のフローチャートでは、ステップＳ２０〜Ｓ４０において、所定期間の全期間に渡る発電量データ及び気象データを用いて所定期間の気象補正された発電効率を算出しているが、所定期間の一部期間のみの発電量データ及び気象データを用いて所定期間の気象補正された発電効率を算出してもよい。例えば、所定期間を１年とし、各月の最初の５日間のみの発電量データ及び気象データを用いる、あるいは、季節変動が少ない場合には最初の１ヶ月間のみの発電量データ及び気象データを用いるようにしてもよい。これにより、測定器を常設しなくてもよくなり、一時的に測定器を持ち込んで短期間測定を行うことが可能となり、測定器に関するコストを低減することができる。
再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムとして、太陽光発電システムを例に実施例を説明したが、風力発電システムの場合は風車の回転運動から電力を生成する誘導発電機を上記発電ユニットとして、電力系統に高圧連系するために必要な高圧変電設備や特別高圧変電設備を電力変換部としても構わない。もしくは風車および増速機を上記発電ユニットとして、回転運動から電力を生成する誘導発電機を電力変換部としても構わない。
再生可能エネルギーとしては潮力発電、地熱発電、太陽熱発電などが挙げられ、タービンの回転運動から電力を生成する発電機を再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットとしても構わない。もしくはタービン自体を再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットとしてタービンの回転運動から電力を生成する発電機を電力変換部としても構わない。
再生可能エネルギーは自然エネルギーを利用するため、発電電力量が日毎に不規則になりがちであり、発電効率保証値を実情を反映して設定することが重要になる。
１＿＃１〜１＿＃１６０ 太陽電池ストリング
２＿＃１〜２＿＃２０ 接続箱
３＿＃１〜３＿＃４ 集電箱
４＿＃１〜４＿＃２ 電力変換装置
５ 変電設備
６Ａ、６Ｂ 日照計群
７Ａ、７Ｂ 気温計群
８＿＃１〜８＿＃２ 通信機器
２１、３１ 避雷器
２２、３２ ブレーカー
２３、４２ Ａ／Ｄ変換器
２４、４４ 電源部
４１ ＤＣ／ＡＣインバータ
４３ 中継器
１００ 発電効率保証値算出装置
１０１ 通信インターフェース部
１０２ 制御部
１０３ メモリ
１０４ 出力部
２００ 通信ネットワーク
３００ 太陽光発電システム
４０１ 第１回目の所定期間の発電効率保証値
４０２〜４１０ 第２〜１０回目の所定期間の初期発電効率保証値
５０１〜５０６ 第１〜６回目の所定期間の気象補正された発電効率
Ｄ１〜Ｄ８ 逆流防止用ダイオード
Ｌ０ 前提の発電効率保証値ライン
Ｌ１ 第１の設定での発電効率保証値ライン
Ｌ２ 第１の設定での発電効率保証値ライン
ＰＳ１、ＰＳ２ 電力センサ
Ｓ１〜Ｓ８ 電流センサ

Claims (10)

  1. 再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムの所定単位での第１回目の所定期間の発電効率保証値を前記発電システムの実稼動前に算出する第１算出部と、
    前記発電システムの前記所定単位での発電量データ及び前記発電システムの設置場所の気象データを用いて気象補正された発電効率を前記所定期間毎に算出する第２算出部と、
    第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出する第３算出部とを備えることを特徴とする発電効率保証値算出装置。
  2. 前記第１算出部は、
    第２回目以降の前記所定期間の初期発電効率保証値を前記所定期間毎に実稼動前に算出し、
    前記第３算出部は、
    第ｎ（ｎは自然数）回目の前記所定期間の前記気象補正された発電量が第ｎ回目の前記所定期間の前記初期発電効率保証値（ただし、ｎが１の場合には第１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値）以下であれば、第ｎ＋１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値を、第ｎ＋１回目の前記所定期間の前記初期発電効率保証値とし、
    第ｎ回目の前記所定期間の前記気象補正された発電効率が第ｎ回目の前記所定期間の前記初期発電効率保証値（ただし、ｎが１の場合には第１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値）を上回れば、第ｎ＋１回目の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出する請求項１に記載の発電効率保証値算出装置。
  3. 前記第３算出部は、
    第ｂ＋１（ｂはｍ以上の自然数、ｍは２以上の自然数である固定値）回目の前記所定期間の前記発電効率保証値を、第ｂ回目の前記所定期間の前記気象補正された発電効率と、第ｂ−ａ（ａはｍ−１より小さい自然数である固定値）回目から第ｂ回目までの前記所定期間の前記気象補正された発電効率から求まる劣化率とに基づいて算出する請求項１または請求項２に記載の発電効率保証値算出装置。
  4. 前記発電システムの監視状態に応じて前記所定期間の前記発電効率保証値を補正する請求項１〜３のいずれか１項に記載の発電効率保証値算出装置。
  5. 前記所定期間が１年である請求項１〜４のいずれか１項に記載の発電効率保証値算出装置。
  6. 前記発電システムが太陽光発電システムである請求項１〜５のいずれか１項に記載の発電効率保証値算出装置。
  7. 再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットを備える発電システムの所定単位での第１回目の所定期間の発電効率保証値を前記発電システムの実稼動前に算出する第１算出ステップと、
    前記発電システムの前記所定単位での発電量データ及び前記発電システムの設置場所の気象データを用いて気象補正された発電効率を前記所定期間毎に算出する第２算出ステップと、
    第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出する第３算出ステップとを備えることを特徴とする発電効率保証値算出方法。
  8. 前記発電システムが太陽光発電システムである請求項７に記載の発電効率保証値算出方法。
  9. 再生可能エネルギーから電力を生成する発電ユニットと、
    前記発電ユニットで生成した電力を変換する電力変換部と、
    発電効率保証値算出装置とを備える発電システムであって、
    前記発電効率保証値算出装置が、
    前記発電システムの所定単位での第１回目の所定期間の発電効率保証値を前記発電システムの実稼動前に算出する第１算出部と、
    前記発電システムの前記所定単位での発電量データ及び前記発電システムの設置場所の気象データを用いて気象補正された発電効率を前記所定期間毎に算出する第２算出部と、
    第２回目以降の前記所定期間の前記発電効率保証値を、前回の前記所定期間の前記気象補正された発電効率に基づいて算出する第３算出部とを備えることを特徴とする発電システム。
  10. 前記発電システムが太陽光発電システムである請求項９に記載の発電システム。
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