JP2016152644A - Estimation method for photovoltaic power generation output, and device - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、電力会社が電力を供給する管轄内に設置された太陽光発電設備の発電出力を推定する方法、及び装置に関する。 The present invention relates to a method and an apparatus for estimating a power generation output of a photovoltaic power generation facility installed in a jurisdiction where an electric power company supplies power.
太陽光発電（以下、「ＰＶ」とも言う。）の普及が拡大している。そしてＰＶ用の設備（以下、「ＰＶ設備」とも言う。）が大量に電力系統に連系されたときには、需要と供給の関係を調整するため、電力会社は、自社の管轄内に設置された各ＰＶ設備の現時点における発電出力（以下、「ＰＶ出力」とも言う。）の合計値（以下、「ＰＶ総出力」とも言う。）を把握することが必要となる。 The spread of solar power generation (hereinafter also referred to as “PV”) is expanding. When PV equipment (hereinafter also referred to as “PV equipment”) is connected to the power system in large quantities, the electric power company was set up in its own jurisdiction to adjust the relationship between supply and demand. It is necessary to grasp the total value (hereinafter also referred to as “PV total output”) of the power generation output (hereinafter also referred to as “PV output”) of each PV facility.
日射量からＰＶ総出力を算出する方法としては、ＰＶ設備の太陽電池パネルの設置傾斜や設置方位、設備容量、パワーコンディショナーの特性等の多数の変数を用いる方法が知られている。しかしＰＶ総出力を算出するために、各ＰＶ設備についてこのような多数の変数を把握することは現実的ではない。 As a method for calculating the PV total output from the amount of solar radiation, a method using a large number of variables such as the installation inclination and installation orientation of the PV panel of the PV equipment, the equipment capacity, and the characteristics of the power conditioner is known. However, it is not realistic to grasp such a large number of variables for each PV facility in order to calculate the total PV output.
そこでこのような多数の変数ではなく、より少数の変数を用いる方法として、管轄内を複数の地域に便宜上分け、各地域に設置した日射計の測定データ（日射量データ）、電力会社が所有している各ＰＶ設備におけるＰＶ出力の測定データ（ＰＶ出力データ）等から、ＰＶ総出力を推定する方法が提案されている（非特許文献１）。 Therefore, as a method of using a smaller number of variables instead of such a large number of variables, the jurisdiction is divided into a plurality of regions for convenience, and the measurement data (irradiation amount data) of the pyranometer installed in each region is owned by the electric power company. A method for estimating the total PV output from PV output measurement data (PV output data) or the like in each PV facility has been proposed (Non-Patent Document 1).
この方法は、各地域のＰＶ設備におけるＰＶ出力の測定データ（ＰＶ出力データ）と、ＰＶ設備の設置箇所における日射計の日射量データとを用い、ＰＶ出力と日射量との間に相関関係があることを発見したことに基づくものであり、各地域のＰＶ出力を一次関数（各地域の日射量と、それに乗算する係数との一次関数）により算出し、各地域のＰＶ出力を合計してＰＶ総出力を求めるものである。 This method uses the PV output measurement data (PV output data) of PV facilities in each region and the solar radiation data of the pyranometer at the installation location of the PV equipment, and there is a correlation between the PV output and the solar radiation. It is based on the discovery of a certain thing. The PV output of each region is calculated by a linear function (a linear function of the amount of solar radiation of each region and a coefficient multiplied by it), and the PV output of each region is summed. The total PV output is obtained.
ちなみにこの非特許文献１では、ＰＶ設備と日射計の設置地点のことを観測地点と表記しており、この観測地点は、非特許文献の図１において黒丸で各地域（各県）に１つずつ示されている。したがって非特許文献においても、ＰＶ設備と日射計とは、同一地点に設置されていると判断するのが妥当である。
By the way, in this
しかしながらＰＶ設備が設置された地点毎に日射計を設置することは設置場所の確保や費用等の観点から現実的ではない。ちなみにＰＶ出力を把握するためにロードサーベイメータを各ＰＶ設備に取り付けると共に、監視所で全てのＰＶ出力を把握する手法を採用すれば、日射計は不要となるが、このような手法も現実的ではない。 However, it is not realistic to install a pyranometer at each point where the PV equipment is installed from the viewpoint of securing the installation location and cost. By the way, if you install a load survey meter in each PV facility to grasp the PV output and adopt a method that grasps all the PV outputs at the monitoring station, the pyranometer becomes unnecessary, but such a method is also not realistic. Absent.
またこの非特許文献の方法で検証したのは、各地域に設置された多数のＰＶ設備のうち１つのＰＶ設備のＰＶ出力と、日射計の日射量との同一期間内における相関関係であり、各地域の全てのＰＶ設備のＰＶ出力と日射計の日射量との相関関係ではない。したがってこの方法が、管轄内の全てのＰＶ設備のＰＶ総出力に適用できるとは言い難い。 Moreover, what was verified by the method of this non-patent document is the correlation within the same period between the PV output of one PV facility among a large number of PV facilities installed in each region and the solar radiation amount of the pyranometer, It is not a correlation between the PV output of all PV facilities in each region and the solar radiation amount of the pyranometer. Therefore, it cannot be said that this method can be applied to the total PV output of all PV facilities in the jurisdiction.
本発明は上記実情を考慮して創作されたもので、その目的は、日射計とＰＶ設備の設置地点が同一地点（１対１の関係に設置された地点）の場合に限らず異なる地点であったとしても、日射計の現時点の日射量データに基づいて管轄内の現時点のＰＶ総出力を推定できるようにすることである。 The present invention was created in consideration of the above circumstances, and the purpose thereof is not limited to the case where the installation point of the pyranometer and the PV equipment is the same point (a point installed in a one-to-one relationship), but at different points. Even if there is, it is to be able to estimate the current PV total output in the jurisdiction based on the current solar radiation amount data of the pyranometer.
本発明の太陽光発電出力の推定方法は、太陽光発電設備のうちモニタリング設備を含む余剰電力買取契約設備と、太陽光発電設備のうち全量買取契約設備と、日射計とをそれぞれ複数地点に設置してある管轄内において、全ての太陽光発電設備を対象とするものである。そして本発明の太陽光発電出力の推定方法は、各日射計が現在の日射量を自動的に測定する日射量測定ステップ、各地点で測定された現在の日射量に基づいて管轄内の単位時間及び単位面積あたりの現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出ステップ、全ての太陽光発電設備における現在の発電出力の推定値を現在の平均日射量から推定関数に基づいて自動的に算出する発電出力推定ステップを備える。また推定関数は、単位時間及び単位設備容量当たりのモニタリング設備の平均発電出力の基準値を現在の平均日射量に基づいて算出する基準関数と、単位時間及び単位設備容量当たりの全ての太陽光発電設備における平均発電出力の基準値を算出する変換関数に基準関数を補正するための補正係数と、全ての太陽光発電設備の設備容量の全容量であって変換関数に乗ずる既知数と、に基づく関数である。そして補正係数は、過去の同一期間内における、全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値と、基準関数及び全ての全量買取契約設備の設備容量の全容量に基づいて算出した全量買取契約設備の発電電力量の推定値と、に基づく係数である。 The solar power generation output estimation method of the present invention includes a surplus power purchase contract facility including a monitoring facility among solar power generation facilities, a total purchase contract facility among solar power generation facilities, and a pyranometer at each of a plurality of points. Within a given jurisdiction, all photovoltaic power generation facilities are targeted. And the solar power generation output estimating method of the present invention comprises a solar radiation amount measuring step in which each solarimeter automatically measures the current solar radiation amount, a unit time within the jurisdiction based on the current solar radiation amount measured at each point. And the average solar radiation amount calculation step that automatically calculates the current average solar radiation amount per unit area, the estimated value of the current power generation output in all photovoltaic power generation facilities is automatically based on the estimation function from the current average solar radiation amount The power generation output estimation step is calculated. In addition, the estimation function includes a reference function for calculating the reference value of the average power output of the monitoring equipment per unit time and unit capacity based on the current average solar radiation amount, and all photovoltaic power generation per unit time and unit capacity. Based on a conversion coefficient for correcting the reference function to the conversion function for calculating the reference value of the average power generation output in the facility, and a known number that is the total capacity of all the photovoltaic power generation facilities and multiplied by the conversion function It is a function. The correction factor is the total purchase contract calculated based on the actual value of the generated power of all full purchase contract facilities and the total capacity of the base function and all full purchase contract facilities within the same period in the past. It is a coefficient based on the estimated value of the amount of power generated by the facility.
日射計と全量買取契約設備とは必ず同一地点へ設置するものであっても良いが、より現実的な対応として、次のようにすることが望ましい。
すなわち日射計を設置した全地点と、全量買取契約設備を設置した全地点とには、異なる地点が存在することである。
The pyranometer and the total purchase contract facility may be installed at the same point, but as a more realistic measure, it is desirable to do the following.
That is, there are different points between all points where the pyranometer is installed and all points where the total purchase contract facility is installed.
また日射計とモニタリング設備とは必ず同一地点へ設置するものであっても良いが、より現実的な対応として、次のようにすることが望ましい。
すなわち日射計を設置した全地点と、モニタリング設備を設置した全地点とには、異なる地点が存在することである。
The pyranometer and the monitoring equipment may be installed at the same point, but as a more realistic measure, it is desirable to do the following.
That is, there are different points between all points where the pyranometer is installed and all points where the monitoring equipment is installed.
日射計には、全天日射計と直達日射計が存在するが、次のようにすることが望ましい。 すなわち日射計には、全天日射計を用いることである。 There are two types of pyranometers: a direct solar radiation meter and a direct solar radiation meter. In other words, the global solar radiation meter is used as the solar radiation meter.
また本発明の太陽光発電出力の推定方法に対応する推定装置は、太陽光発電設備のうち複数地点に設置されたモニタリング設備を含む余剰電力買取契約設備と、太陽光発電設備のうち複数地点に設置された全量買取契約設備と、現在の日射量を自動的に測定するために複数地点に設置された日射計と、各日射計から送信される日射量データを受信する監視所とを管轄内に備えるものとする。そして監視所は、各地点の日射計で測定された現在の日射量データに基づいて単位時間及び単位面積あたりの管轄内の現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出手段と、全ての太陽光発電設備における現在の発電出力の推定値を現在の平均日射量から推定関数に基づいて自動的に算出する発電出力推定手段とを備える。そして推定関数は、単位時間及び単位設備容量当たりのモニタリング設備の平均発電出力の基準値を現在の平均日射量に基づいて算出する基準関数と、単位時間及び単位設備容量当たりの全ての太陽光発電設備における平均発電出力の基準値を算出する変換関数に基準関数を補正するための補正係数と、全ての太陽光発電設備の設備容量の全容量であって変換関数に乗ずる既知数と、に基づく関数である。また補正係数は、過去の同一期間内における、全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値と、基準関数及び全ての全量買取契約設備の設備容量の全容量に基づいて算出した全量買取契約設備の発電電力量の推定値と、に基づく係数である。 Moreover, the estimation apparatus corresponding to the solar power generation output estimation method of the present invention includes a surplus power purchase contract facility including monitoring facilities installed at a plurality of points in the solar power generation facility, and a plurality of points in the solar power generation facility. Within the jurisdiction are installed full-scale purchase contract facilities, solarimeters installed at multiple points to automatically measure the current solar radiation amount, and monitoring stations that receive solar radiation data transmitted from each solar radiation meter To prepare for. And the monitoring station, the average solar radiation amount calculating means for automatically calculating the current average solar radiation amount within the jurisdiction per unit time and unit area based on the current solar radiation amount data measured with the solar radiation meter of each point, Power generation output estimating means for automatically calculating an estimated value of the current power generation output in all the solar power generation facilities based on an estimation function from the current average solar radiation amount. The estimation function includes a reference function for calculating the reference value of the average power output of the monitoring equipment per unit time and unit capacity based on the current average solar radiation amount, and all the photovoltaic power generation per unit time and unit capacity. Based on a conversion coefficient for correcting the reference function to the conversion function for calculating the reference value of the average power generation output in the facility, and a known number that is the total capacity of all the photovoltaic power generation facilities and multiplied by the conversion function It is a function. The correction factor is the total purchase contract calculated based on the actual value of the power generation amount of all the full purchase contract facilities and the total capacity of the base function and all the full purchase contract facilities in the same period in the past. It is a coefficient based on the estimated value of the amount of power generated by the facility.
本発明の太陽光発電出力の推定方法及び推定装置によれば、日射計と太陽光発電設備（モニタリング設備又は全量買取契約設備）の設置地点が同一地点（１対１の関係に設置された地点）の場合に限らず異なる地点の場合であったとしても、日射計の現時点の日射量データに基づいて管轄内の現時点の太陽光発電設備の発電出力を推定できる。しかも太陽光発電設備の発電出力を推定する推定関数は、モニタリング設備の平均発電出力の基準値を全量買取契約設備の発電電力量の実績値等に基づいて補正した変換関数を利用するものなので、太陽光発電出力の推定値が精度の高いものになる。 According to the estimation method and the estimation device of the photovoltaic power generation output of the present invention, the installation point of the solar radiation meter and the photovoltaic power generation facility (monitoring facility or total purchase contract facility) is the same point (the point where the one-to-one relationship is installed) ), The power generation output of the current photovoltaic power generation facility in the jurisdiction can be estimated based on the current solar radiation amount data of the pyranometer. In addition, the estimation function for estimating the power generation output of the photovoltaic power generation facility uses a conversion function in which the reference value of the average power generation output of the monitoring facility is corrected based on the actual value of the power generation amount of the total purchase contract facility, The estimated value of the photovoltaic power generation output is highly accurate.
また日射計と太陽光発電設備の設置地点が異なる地点の場合であっても、日射計の現時点の日射量データに基づいて管轄内の現時点の太陽光発電設備の発電出力を推定できるので、実用性の高いものである。 In addition, even if the location of the solar radiation meter and the photovoltaic power generation facility is different, the power generation output of the current photovoltaic power generation facility in the jurisdiction can be estimated based on the current amount of solar radiation data of the solar radiation meter. It is highly probable.
本発明は、＜１＞日射計およびＰＶ設備で測定した過去の特定年度の測定データに基づいてＰＶ総出力を算出する推定関数を導出すること（以下、「推定関数の導出」と言う。）、からなされたものである。 The present invention derives an estimation function for calculating the total PV output based on measurement data of a specific year in the past measured by <1> a pyranometer and PV equipment (hereinafter referred to as “derivation of an estimation function”). , Was made from.
＜１＞推定関数の導出にあたって、まず＜１．１＞ＰＶ出力の測定地点および測定データを特定する。
＜１．１．1＞測定地点の特定
ところでＰＶは、再生可能エネルギーの固定価格買取制度において、対象エネルギーの一つとなっている。そしてこの制度では、ＰＶ設備で発生した電気の全てを電力会社が買い取るという契約が締結された設備（以下、「全量買取契約設備」と言う。）と、ＰＶ設備で発生した電気のうち余剰分（ＰＶ設備の保有者が使用しない分）の電気を電力会社が買い取るという契約が締結された設備（以下、「余剰買取契約設備」と言う。）とが存在する。そして図１には、管轄内の余剰買取契約設備のうちロードサーベイメータを設置している設備（以下、「モニタリング設備」と言う。）のＰＶ出力及び日射量の各測定地点、つまり、モニタリング設備及び日射計の設置地点が示されている。測定地点は、富山・石川・福井の３県にまたがっており、日射量（ここでは全天日射量）の測定地点（図中での丸表示）が２０１３年４月〜２０１３年９月までは２０地点、２０１３年１０月からは１地点廃止した関係上、２０１３年１０月〜２０１４年３月までは、１９地点となっている。またモニタリング設備のＰＶ出力の測定地点（図中での四角表示）が３０地点である。図から分かるように、日射計の全天日射量の測定地点とモニタリング設備のＰＶ出力の測定地点は異なっている。なお全量買取契約設備は、管轄内に多数点在しており、図１には示していないが、日射計及びモニタリング設備の設置地点とも異なっている。
<1> In deriving the estimation function, first, <1.1> PV output measurement points and measurement data are specified.
<1.1.1> Identification of measurement points By the way, PV is one of the target energies in the feed-in tariff system for renewable energy. In this system, the power company has signed a contract to purchase all the electricity generated by the PV equipment (hereinafter referred to as the “total purchase contract equipment”) and the surplus of the electricity generated by the PV equipment. There is a facility (hereinafter referred to as “excess purchase contract facility”) for which an electric power company has purchased electricity (which is not used by the PV facility owner). FIG. 1 shows the PV output and solar radiation measurement points of the surplus purchase contract equipment in the jurisdiction where the load survey meter is installed (hereinafter referred to as “monitoring equipment”), that is, the monitoring equipment and The location of the pyranometer is shown. The measurement points span the three prefectures of Toyama, Ishikawa, and Fukui, and the measurement points (indicated by circles in the figure) for solar radiation (here, total solar radiation) are from April 2013 to September 2013. There are 19 points from October 2013 to March 2014 due to the abolition of 20 points from October 2013. Further, the PV output measurement points (square display in the figure) of the monitoring facility are 30 points. As can be seen from the figure, the measurement point of the total solar radiation amount of the pyranometer is different from the measurement point of the PV output of the monitoring facility. Note that there are a large number of all purchase contract facilities in the jurisdiction, which are not shown in FIG. 1, but are different from the installation points of the pyranometer and monitoring facilities.
＜１．１．２＞測定データの特定
測定データのうち日射量データ（全天日射量データ）は、水平面に設置された日射計（全天日射計）の測定データ（測定周期１秒）を使用する。
また測定データのうち、モニタリング設備のＰＶ出力の測定データ（ＰＶ出力データ）は、３０分ごとの発電電力量として自動的に測定されたデータを使用する。日射量データおよびＰＶ出力データは、後述する監視所のコンピュータに自動的に保存されたものである。またＰＶ出力データは、下記式（１）を用いて、設備容量に対する倍数で当該発電電力量を表示するＰＵ法での３０分間の平均出力として、以後、取り扱う。
Ｗ：３０分の発電電力量（kWh）
Ｃ：設備容量（kW）
設備容量とは、ＰＶ設備から出力される最大電力の理論値のことであり、より具体的な例を挙げて説明すれば、ＰＶ設備が太陽電池パネルとパワーコンディショナーとを備える構成の場合には、太陽電池パネルの定格容量と、パワーコンディショナーの定格容量のうち、小さい方である。なお両方の定格容量が同じ場合には、どちらを設備容量としても良い。
<1.1.2> Identification of measurement data Among the measurement data, the solar radiation data (global solar radiation data) is the measurement data (
Of the measurement data, the PV output measurement data (PV output data) of the monitoring facility uses data automatically measured as the amount of generated power every 30 minutes. The solar radiation amount data and the PV output data are automatically stored in a computer of a monitoring station described later. Further, the PV output data is handled as an average output for 30 minutes in the PU method in which the generated power is displayed as a multiple of the equipment capacity using the following formula (1).
W: Generated power for 30 minutes (kWh)
C: Equipment capacity (kW)
The equipment capacity is a theoretical value of the maximum power output from the PV equipment. If a more specific example is described, the PV equipment is configured to include a solar cell panel and a power conditioner. The smaller one of the rated capacity of the solar cell panel and the rated capacity of the power conditioner. If both rated capacities are the same, either may be used as the installed capacity.
次に＜１．２＞日射計の全天日射量とモニタリング設備のＰＶ出力との関係性を求める。ただし図１に示すように、日射計とモニタリング設備の設置地点が異なるため、１つの日射計が測定した全天日射量データと、１つのモニタリング設備が測定したＰＶ出力データとの関係性を求めることはできない。したがって＜１．２．１＞全天日射量データの処理方法の特定、＜１．２．２＞モニタリング設備のＰＶ出力データの処理方法の特定、を行ったうえで、＜１．２．３＞全天日射量データとモニタリング設備のＰＶ出力データの関係性を求める。 Next, the relationship between the total solar radiation amount of the <1.2> pyranometer and the PV output of the monitoring facility is obtained. However, as shown in FIG. 1, since the installation points of the pyranometer and the monitoring facility are different, the relationship between the total solar radiation amount data measured by one pyranometer and the PV output data measured by one monitoring facility is obtained. It is not possible. Therefore, after <1.2.1> specifying the method of processing global solar radiation data, <1.2.2> specifying the method of processing PV output data of the monitoring facility, <1.2.3 > Find the relationship between global solar radiation data and PV output data of monitoring equipment.
＜１．２．１＞全天日射量データの処理方法
全天日射量データの処理方法として２通りの方法について比較した。１つ目は、日射計を設置した２０地点の全天日射量データをもとに、モニタリング設備の設置地点である３０地点のならし効果を考慮した日射量を、遷移仮説により推定し、この推定した日射量を３０分平均するという手法である。遷移仮説とは、本願の出願人によって示された説であり、太陽光発電等の再生可能エネルギーが広範囲に分散して設置されるほど、全体の出力変動（総合出力変動）が平滑化されるという、ならし効果を考慮し、その総合出力変動を高精度で予測する説である。もう少し説明すれば、総合出力変動特性は遅い出力変動では同期し、早い出力変動ではランダムとなり、遷移仮説は同期変動からランダム変動への遷移を表現するものである。一方、２つ目は、２０地点の単位時間（測定周期１秒当たり）及び単位面積（１m2当たり）の日射量を単純に平均し、その平均値をさらに３０分平均する（１秒当たりの日射量の平均値を３０分間ぶん合計し、その合計値を３０で割って１分当たりの平均日射量を算出する）という方法である。
１つ目の方法は３０地点分のならし効果を考慮しており、２つ目の方法は２０地点分のならし効果しか考慮していない。ここで３０分平均するのは、モニタリング設備のＰＶ出力との時間の整合をとるためである。
この２通りの方法により３０分平均した日射量（kW/m2）で比較した一例（２０１３年４月８日の測定データ）を図２に示す。図２から分かるように、両方法で算出した特性カーブは、ほとんど重なっている。これは３０分平均では日射量の変動にならし効果の影響が現れないためであると考えられる。したがって全天日射量データは算出の容易さを考慮して、２つ目の方法により処理する。
<1.2.1> Processing method of global solar radiation data Two methods were compared as processing methods of global solar radiation data. The first is to estimate the amount of solar radiation considering the leveling effect of 30 monitoring equipment installation points based on the global solar radiation data at 20 points where the pyranometer is installed. This is a method of averaging the estimated amount of solar radiation for 30 minutes. The transition hypothesis is a theory presented by the applicant of the present application, and the more the renewable energy such as photovoltaic power generation is dispersed and installed, the smoother the overall output fluctuation (total output fluctuation). It is a theory that predicts the total output fluctuation with high accuracy in consideration of the leveling effect. More specifically, the overall output fluctuation characteristic is synchronized with a slow output fluctuation and random with a fast output fluctuation, and the transition hypothesis represents a transition from a synchronous fluctuation to a random fluctuation. On the other hand, the second is to simply average the amount of solar radiation at 20 points per unit time (measurement cycle per second) and unit area (per 1 m 2 ), and then average the average value for another 30 minutes (per second) The average amount of solar radiation is totaled for 30 minutes, and the total value is divided by 30 to calculate the average amount of solar radiation per minute).
The first method considers the leveling effect for 30 points, and the second method considers only the leveling effect for 20 points. The reason for averaging for 30 minutes is to keep the time consistent with the PV output of the monitoring facility.
FIG. 2 shows an example (measured data on April 8, 2013) compared with the solar radiation amount (kW / m 2 ) averaged for 30 minutes by these two methods. As can be seen from FIG. 2, the characteristic curves calculated by both methods almost overlap. This is considered to be because the influence of the effect of the leveling effect does not appear on the average of 30 minutes. Accordingly, the global solar radiation amount data is processed by the second method in consideration of the ease of calculation.
＜１．２．２＞モニタリング設備のＰＶ出力データの処理方法
モニタリング設備は全部で３０地点であり、全てのモニタリング設備のＰＶ出力は、式（１）に準拠する下記式（２）により算出される。
Ｗｉ：ｉ地点のモニタリング設備のＰＶ出力（３０分の発電電力量（kWh））
Ｃｉ：ｉ地点のモニタリング設備の設備容量（kW）
上記式（２）により、全てのモニタリング設備のＰＶ出力を算出することにより、太陽電池パネルの設置傾斜や設置方位等の条件を用いることなく、単位設備容量（１kW）あたりのおおよそのＰＶ出力を把握することが可能である。したがって上記式（２）を用いて、この後に求める全天日射量とモニタリング設備のＰＶ出力の関係性は、太陽電池パネルの設置傾斜や設置方位等の影響を含んだものとなる。
<1.2.2> Method of processing PV output data of monitoring facility There are 30 monitoring facilities in total, and PV output of all monitoring facilities is calculated by the following equation (2) based on equation (1). The
W i : PV output of monitoring equipment at point i (30 minutes of generated power (kWh))
C i : Equipment capacity (kW) of i-point monitoring equipment
By calculating the PV output of all monitoring facilities using the above formula (2), the approximate PV output per unit facility capacity (1 kW) can be obtained without using conditions such as the installation inclination and installation orientation of the solar cell panel. It is possible to grasp. Therefore, the relationship between the total solar radiation amount obtained later using the above formula (2) and the PV output of the monitoring facility includes the influence of the installation inclination and installation orientation of the solar cell panel.
＜１．２．３＞全天日射量データとモニタリング設備のＰＶ出力データの関係性
図３の（ａ）〜（ｄ）は、横軸を全天日射量の２０地点の３０分平均値（以下、単に「平均全天日射量」と言う。）、縦軸を上記式（２）より求めた全てのモニタリング設備のＰＶ出力のp.u.値として、両者の関係を季節毎に表したグラフである。また各グラフには、各季節の月ごとに、両者の関係が示されている。なお同時刻において平均全天日射量またはモニタリング設備のＰＶ出力のどちらか一方でも０となるデータについては除外した。図３により、月別に比較した場合、同じ平均全天日射量でも、モニタリング設備のＰＶ出力に差があることが分かる。これは太陽電池パネルの温度が違うことが一因として考えられる。また１２月〜２月のデータでは、平均全天日射量が大きくてもモニタリング設備のＰＶ出力が小さい領域のデータが多数存在するが、これは太陽電池パネルへの積雪により、太陽光が太陽光パネルに到達しないことによるものであると考えられる。
<1.2.3> Relationship between global solar radiation data and PV output data of monitoring equipment In FIGS. 3 (a) to (d), the horizontal axis is the 30-minute average value of 20 global solar radiation ( Hereinafter, it is simply referred to as “average total solar radiation amount”.), And the vertical axis is a pu value of PV output of all monitoring facilities obtained from the above formula (2), and the relationship between the two is shown for each season. . In each graph, the relationship between the two is shown for each month of each season. It should be noted that data that is zero at either the average global solar radiation amount or the PV output of the monitoring facility at the same time is excluded. FIG. 3 shows that there is a difference in the PV output of the monitoring facility even with the same average global solar radiation when compared by month. This may be due to the difference in the temperature of the solar panel. In addition, in the data from December to February, there are many data in the region where the PV output of the monitoring facility is small even if the average global solar radiation amount is large. This is thought to be due to not reaching the panel.
ここで全天日射量データと全てのモニタリング設備のＰＶ出力データの関係性を回帰分析により求めることにする。図３（ａ）に示すように全天日射量が１kW/m2に近い領域では、モニタリング設備のＰＶ出力に飽和傾向が見られるため、関係性を二次曲線で表すことにする。回帰分析では最小二乗法を用いて、二次曲線を求めた。月別に回帰分析した結果のうち、以下の３つの条件（１）、（２）、（３）を考慮し、全天日射量とモニタリング設備のＰＶ出力との間の飽和傾向が把握できる二次曲線を選出した。
（１）太陽電池パネルへの積雪の影響がないデータが使われていること。全天日射量と積雪は無関係であるため、積雪の影響を含んでいないデータを使用する必要がある。
（２）全天日射量が１kW/m2に近い領域にもデータが十分存在すること。
（３）データのばらつきが少ないこと。ばらつきが少ないほうが関係性をより表していると言えるからである。
これらの条件を月ごとの回帰分析結果の評価を下記の表１に示す。
(1) Data that does not affect snow cover on the solar cell panel is used. Since total solar radiation and snow cover are unrelated, it is necessary to use data that does not include the effect of snow cover.
(2) Sufficient data exists in the area where the total solar radiation is close to 1 kW / m 2 .
(3) There is little variation in data. This is because it can be said that the smaller the variation, the more the relationship is expressed.
Table 1 below shows the evaluation of monthly regression analysis results under these conditions.
次に＜１．３＞特性曲線に基づく全量買取契約設備の発電電力量の推定値の算出方法、を特定する。
全量買取契約設備の測定データは、設備毎に検針期間は明確であるが、検針時刻は不明なものである。そこで検針時刻は一律に正午と仮定した。１つの全量買取契約設備における１ケ月間のＰＶ出力の推定値Ｗｓは、下記式（４）で表される。
Ｃｚ：全量買取契約設備の設備容量
ｍ：検針期間初日の正午から最終日正午までの平均全天日射量の測定回数
ｘj：ｊ回目に測定された平均全天日射量（kW/m2）
ただし設備容量は、モニタリング設備と同様に、太陽光発電設備から出力される最大電力の理論値のことであり、より具体的に言えば太陽光発電設備の太陽電池パネルの定格容量と、パワーコンディショナーの定格容量のうち、小さい方である。なお両方の定格容量が同じ場合には、どちらを設備容量としても良い。
全量買取契約設備の発電電力量の測定データは、当該設備の電力量計を作業員が検針することにより、取得する。つまり今回の検針日とその直前の検針日との間の期間（以下、「検針期間」と言う。）に発電した電力量の積算値（検針期間中に電力会社が買い取りした電力量）を検針員は、電力量計に表示された電力量から把握することができ、当該積算値が測定データとなる。つまり当該積算値は買取電力量であり、発電電力量の実績値でもある。
Next, the calculation method of the estimated value of the electric power generation amount of the whole quantity purchase contract facility based on the <1.3> characteristic curve is specified.
The measurement data of all quantity purchase contract facilities has a clear meter reading period for each facility, but the meter reading time is unknown. Therefore, the meter reading time was assumed to be noon. The estimated value Ws of PV output for one month in one full quantity purchase contract facility is expressed by the following formula (4).
However, the facility capacity is the theoretical value of the maximum power output from the photovoltaic power generation facility, as is the case with the monitoring facility. More specifically, the rated capacity of the solar panel of the photovoltaic power generation facility and the power conditioner Is the smaller of the rated capacities. If both rated capacities are the same, either may be used as the installed capacity.
The measurement data of the power generation amount of the total purchase contract facility is acquired by the operator reading the watt hour meter of the facility. In other words, the meter reading the integrated value (the amount of power purchased by the electric power company during the meter reading period) of the amount of power generated during the period between the current meter reading date and the previous meter reading date (hereinafter referred to as the “meter reading period”). The person can grasp from the electric energy displayed on the watt-hour meter, and the integrated value becomes the measurement data. That is, the integrated value is the purchased power amount, and is also the actual value of the generated power amount.
次に＜１．４＞全量買取契約設備における発電電力量の推定値と実績値との比較、を行う。
全ての全量買取契約設備について、１ケ月間の発電電力量の推定値と実績値を比較し、月ごとに特性曲線から求めた発電電力量の推定値が、同じ月における全量買取契約設備の発電電力量の実績値の合計値に一致するかどうかを確認する。
ここで全量買取契約設備の発電電力量の実績値は、設備毎に検針日が異なることに留意する必要がある。より詳しく言えば、数人の検針員が管轄内に自分の検針領域を割り当てられており、ひと月に１回、各検針員が自分の検針領域に存在する全ての全量買取契約設備を実際に見て、検針を行っている。１日に検針できる全量買取契約設備の数は、移動時間を含めると、限られており、各検針員に割り当てられた全量買取契約設備の数は、とても数日で検針できるような数ではない。したがって全ての全量買取契約設備が同一日に検針されるわけではない。また発電電力量の実績値は前述したように検針期間中に電力会社が買い取りした電力量であるが、その検針期間は上記したように設備によって異なり、その多くが月を跨いだ値となり、ひと月分（その月の初日である１日から末日（例えば３１日）までの分）の正確な発電電力量の実績値を知ることはできない。そこで何らかの指標を元に、月を跨いだ発電電力量の実績値をひと月分ごとに分類する方法を決定する必要がある。
Next, <1.4> Comparison between the estimated value of the amount of generated power and the actual value in the total purchase contract facility is performed.
Compare the estimated value and actual value of the power generation amount for one month for all the total purchase contract facilities, and the estimated power generation amount calculated from the characteristic curve for each month is the power generation of the full purchase contract facility in the same month. Check if it matches the total value of the actual power consumption.
Here, it is necessary to note that the actual value of the amount of power generated by the total purchase contract facility has a different meter reading date for each facility. More specifically, several meter readers are assigned their own meter reading area within the jurisdiction, and once a month, each meter operator actually sees all the full purchase contract equipment that exists in his meter reading area. The meter reading is performed. The number of all purchase equipment that can be metered per day is limited, including travel time, and the number of all purchase equipment that is allocated to each meter reader is not so large that it can be read in a few days. . Therefore, not all full purchase contract facilities are read on the same day. The actual power generation value is the amount of power purchased by the electric power company during the meter reading period as described above, but the meter reading period varies depending on the equipment as described above, and most of it is across the moon. It is not possible to know the actual value of the amount of generated power in minutes (the minute from the first day of the month to the last day (for example, 31st)). Therefore, it is necessary to determine a method for classifying the actual value of the amount of generated power across the month for each month based on some index.
たとえば（１）月を跨いだ検針期間中の発電実電力量の実績値を検針期間の日数で分割（除算）して平均化し、平均化した１日当たりの実績値にひと月ごとの日数を乗算する方法、（２）検針期間中の月ごとに日射量の合計値を求め、その月毎の合計値に応じて発電電力量の実績値を分割する方法、（３）月を跨いだ検針期間中の各月に含まれる日数を計算し、日数の多い月の発電電力量の実績値として分類する方法が挙げられる。
このうち（１）、（２）の方法は、ふた月に跨る発電電力量の実績値を分割しているので、分割して求めた電力量は推定値となる。
一方、（３）の方法は、発電電力量の実績値は検針期間中に発電した電力量の正確な値であるが、分類後の全設備の合計値には通常ふた月分のデータが含まることになる。
これら３つの方法から、ＰＶ出力の推定値と正確な発電電力量の実績値を比較できる点を考慮して、（３）の方法によって分類することとする。
For example, (1) dividing the actual value of the actual power generation amount during the meter reading period across the month by the number of days in the meter reading period and averaging it, and multiplying the averaged actual value per day by the number of days per month Method, (2) A method of calculating the total amount of solar radiation for each month during the meter reading period, and dividing the actual value of the generated power according to the total value of the month, (3) During the meter reading period across the months The number of days included in each month is calculated and classified as the actual value of the amount of power generated in the month with many days.
Among these, the methods (1) and (2) divide the actual value of the generated power amount over the two months, so the power amount obtained by the division is an estimated value.
On the other hand, in the method of (3), the actual value of the amount of generated power is an accurate value of the amount of power generated during the meter reading period, but the total value of all facilities after classification usually includes data for two months. Will be.
From these three methods, classification is made by the method (3) in consideration of the fact that the estimated PV output value can be compared with the actual actual power generation value.
図５は（３）の方法を示したものである。検針周期は新規に設置されてから最初の検針日までを除いて設備毎に決まっており、図５に示すように大きく分けて５パターンある。（３）の方法を、図５に示すデータ（検針期間がＡ月とＢ月を跨ぐデータ）を例に取って説明する。
ａ）当該データの検針期間に含まれるＡ月およびＢ月の日数を計算する。
ｂ）当該データの検針期間に含まれるＡ月の日数が１５日（月の半分）以上の場合、当該データをＡ月のデータに分類する。図５での設備１、３の場合、当該データはＡ月のデータに分類する。
ｃ）当該データのＢ月の検針期間に含まれるＢ月の日数が１５日（月の半分）以上の場合、当該データをＢ月のデータに分類する。図５での設備２，４の場合、当該データはＢ月のデータに分類する。
ｄ）当該データの検針期間に含まれるＡ月とＢ月の日数が同じ場合にはＢ月のデータに分類する。図５での設備５の場合、当該データはＢ月のデータに分類する。なお各設備について、ふた月に跨るデータを、Ａ月、Ｂ月の何れかのデータに決めれば、その月以降のデータは、必然的に定まる。
FIG. 5 shows the method (3). The meter reading cycle is determined for each equipment except for the first meter reading date after the new meter setting, and is roughly divided into five patterns as shown in FIG. The method (3) will be described by taking the data shown in FIG. 5 (data in which the meter reading period spans months A and B) as an example.
a) Calculate the number of days A and B included in the meter reading period of the data.
b) When the number of days of A month included in the meter reading period of the data is 15 days (half of the month) or more, the data is classified as data of A month. In the case of
c) When the number of days in month B included in the meter reading period in month B of the data is 15 days (half the month) or more, the data is classified as data in month B. In the case of
d) If the A month and the B month included in the meter reading period of the data are the same, the data is classified into the B month data. In the case of the
以上により全ての全量買取契約設備について分類し、同じ月に分類された全量買取契約設備の発電電力量の実績値を合計すると、その合計値は前述したように分類された月を基準におよそ前後０．５ケ月間を加えた期間の電力量も含んだ値となる。しかし全ての全量買取契約設備の設備容量の合計値に対して、設備１，２が占める割合は約７５％である。そして設備１の検針期間は月の初めから翌月の初めまでであり、設備２の検針期間は月の終わりから翌月の終わりまでであり、何れも分類された月とほぼ一致する検針期間である。したがって発電電力量の実績値の合計値のうち、設備１，２の分の発電電力量が占める割合も大きくなるため、前後０．５ケ月間の分（設備３〜５の分）の発電電力量が占める割合は小さいと考えられる。
By classifying all purchase equipment for all purchases as described above, and summing the actual power generation value of purchase purchase purchase equipment classified in the same month, the total value is approximately around the month classified as described above. This value also includes the amount of power for a period that includes 0.5 months. However, the ratio of the
（３）の方法によって分類したデータをもとに各月における全ての全量買取契約設備の発電電力量に関する実績値の合計値を算出する。ここで全ての全量買取契約設備の発電電力量の推定値ＷSTおよび発電電力量の実績値ＷRTは、下記（５）、（６）式で表される。
ＷＲＴ：全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値（kWh）
ＷＳｋ：各全量買取契約設備の発電電力量の推定値（kWh）
ＷＲｋ：各全量買取契約設備の発電電力量の実績値（kWh）
ｌ：同じ月に分類された全量買取契約設備の数
式（５）、（６）から算出した発電電力量の推定値と、発電電力量の実績値とを比較した結果を図６に示す。容易に比較できるように各月の発電電力量の実績値を１とし、その実績値に対する推定値の割合を図示した。図６より、どの月においても推定値よりも実績値が大きくなっており、特性曲線が全ＰＶの合計発電実績電力量に不一致であることが分かる。この原因の一つとして、モニタリング設備と全量買取契約設備の経年の違いが考えられる。モニタリング設備の多くは２０１３年度時点において経年１０年程度であり、全量買取契約設備は、２０１２年７月以降に設置されたものである。太陽電池パネルは経年により発電効率が低下するため、効率が低下したモニタリング設備の特性曲線から算出した全ての全量買取契約設備の発電電力量の推定値が発電電力量の実績値より小さくなることは考えられる。
Based on the data classified by the method of (3), the total value of the actual values related to the power generation amount of all the total purchase contract facilities in each month is calculated. Here, the estimated value W ST and the actual value W RT of the generated power amount of all the total purchase contract facilities are expressed by the following formulas (5) and (6).
W RT : Actual value of power generation (kWh) for all all purchase contract facilities
W Sk : Estimated power generation amount (kWh) for each total purchase contract facility
WRk : Actual value (kWh) of the amount of power generated by each total purchase contract facility
l: Number of all quantity purchase contract facilities classified in the same month Fig. 6 shows the result of comparing the estimated power generation amount calculated from Equations (5) and (6) with the actual value of the generated power amount. For the sake of easy comparison, the actual value of the generated power amount in each month is set to 1, and the ratio of the estimated value to the actual value is illustrated. FIG. 6 shows that the actual value is larger than the estimated value in any month, and the characteristic curve is inconsistent with the total actual power generation amount of all PVs. One reason for this is the difference in the aging of the monitoring equipment and the total purchase contract equipment. Most of the monitoring facilities are about 10 years old as of FY2013, and the total purchase contract facilities were installed after July 2012. Since the power generation efficiency of solar panels declines over time, the estimated power generation amount of all purchase equipment purchased from the characteristic curve of the monitoring equipment whose efficiency has been reduced will not be smaller than the actual power generation amount. Conceivable.
（５）ＰＶ出力の推定値を発電電力量の実績値に合せるための補正係数の算出
特性曲線から算出した推定値と、発電電力量の実績値とが異なるので、推定値と実績値を等しくなるように、特性曲線を表す基準関数Ｐ（ｘ）を補正係数αにより定数倍する。この補正した二次関数αＰ（ｘ）は、全てのＰＶ設備（余剰買取契約設備および全量買取契約設備）の現状に近似した関数と考えることができる。したがって、この二次関数αＰ（ｘ）を、全天日射量から全てのＰＶ設備のＰＶ出力（発電電力量）の基準値を算出する変換関数Ｃ（ｘ）とする。ここで補正係数αは、式（４）、（５）、（６）を用いると下記式（７）で表される。
式（７）から月別に算出した補正係数αの定数を表２に、また図７に月別の変換関数Ｃ（ｘ）を示す。また月別の補正係数を適用した変換関数Ｃ（ｘ）に、全量買取契約設備の設備容量の全容量を乗算して算出した推定値と実績値とを比較した結果を図８に示す。図８から分かるように、推定関数ＰＡを用いて算出した推定値と、実績値とは等しくなる。また、設備容量を全てのＰＶ設備の設備容量の全容量（既知数）ＣＡとし、その設備容量ＣＡを変換関数Ｃ（ｘ）に乗算した関数が、全てのＰＶ設備のＰＶ出力の推定値を算出する推定関数ＰＡとなり、下記式（８）で表される。
ここで注意が必要なのは今回算出した変換関数は、太陽電池パネル上の積雪の影響を考慮していないことである。太陽電池パネル上に積雪がある場合、日射があるにも関わらずＰＶ出力が著しく低い（もしくはＰＶ出力が０）という事象が発生する。この事象を考慮せずＰＶ出力の推定値を算出した場合、推定値が本来推定されるべき値より大きくなる可能性がある。推定値が変化すれば、それに伴って補正係数αの値も変化する。したがって積雪の影響が考えられる１２月から３月までの補正係数αについては、今後さらに検討する必要がある。
ＣＡ：全てのＰＶ設備の設備容量の全容量（kW）
It should be noted here that the conversion function calculated this time does not consider the influence of snow on the solar cell panel. When there is snow on the solar cell panel, an event occurs in which the PV output is extremely low (or the PV output is 0) in spite of solar radiation. When an estimated value of PV output is calculated without considering this phenomenon, the estimated value may be larger than the value that should be estimated. If the estimated value changes, the value of the correction coefficient α also changes accordingly. Therefore, it is necessary to further examine the correction coefficient α from December to March when the influence of snow is considered.
上記した＜１＞の過程により、日射量から全てのＰＶ設備におけるＰＶ発電出力の推定値を自動的に算出する方法として、推定関数ＰＡを利用することの根拠を示した。そして本発明の太陽光発電出力の推定方法を実現する具体的な推定装置の一実施形態は、図９に示すように、複数のモニタリング設備を含む余剰買取契約設備と、複数の全量買取契約設備と、複数の日射計と、日射計及びモニタリング設備の各々から送信される測定データを自動的に受信する監視所と、日射計と監視所の間並びにモニタリング設備と監視所の間を接続する通信回線であって測定データを含む各種のデータを送信する通信回線とを備える。そしてモニタリング設備と、余剰買取契約設備のうちモニタリング設備以外と、全量買取契約設備と、日射量計を設置した各地点は、いずれも異なる地点となっている。 By a process of the aforementioned <1>, as a method for automatically calculating the estimated value of the PV power output in all PV installation from solar radiation, it showed evidence of utilizing the estimation function P A. Then, as shown in FIG. 9, one embodiment of a specific estimation device that realizes the photovoltaic power generation output estimation method of the present invention includes a surplus purchase contract facility including a plurality of monitoring facilities, and a plurality of full purchase contract facilities. And a plurality of pyranometers, a monitoring station that automatically receives measurement data transmitted from each of the pyranometers and the monitoring equipment, and a communication that connects between the pyrometer and the monitoring station, and between the monitoring equipment and the monitoring station And a communication line for transmitting various data including measurement data. The monitoring equipment and the surplus purchase contract equipment other than the monitoring equipment, the whole quantity purchase contract equipment, and the points where the solar radiation meter is installed are all different points.
余剰買取契約設備のうちモニタリング設備は、太陽電池パネルと、太陽光電池パネルで発生した直流の電力を交流電力へ変換するインバータ回路（パワーコンディショナー）と、パワーコンディショナーから電力系統及び負荷（ＰＶ設備の保有者自身の負荷）へ供給する交流電流の発電電力量を測定し、その測定結果を所定時（例えば３０分毎）に監視所へ送信するロードサーベイメータとを備える。 Among surplus purchase contract facilities, monitoring facilities are solar panels, inverter circuits (power conditioners) that convert DC power generated by photovoltaic panels into AC power, and power systems and loads from power conditioners (owning PV facilities) A load survey meter that measures the amount of power generated by alternating current supplied to the load of the person himself / herself and transmits the measurement result to a monitoring station at a predetermined time (for example, every 30 minutes).
余剰買取契約設備のうちモニタリング設備以外は、太陽電池パネルと、太陽光電池パネルで発生した直流の電力を交流電力へ変換するインバータ回路（パワーコンディショナー）と、パワーコンディショナーから電力系統へ供給する交流電流の発電電力量を積算し計量する電力量計とを備える。そして電力量計では、ＰＶ設備の保有者自身が使用する電力量を把握できないものとなっている。 Except for monitoring facilities among surplus purchase contract facilities, a solar panel, an inverter circuit (power conditioner) that converts DC power generated by the photovoltaic panel into AC power, and AC current supplied from the power conditioner to the power system A watt-hour meter that integrates and measures the amount of generated power. And the watt-hour meter cannot grasp the amount of electric power used by the owner of the PV facility.
全量買取契約設備は、太陽電池パネルと、太陽光電池パネルで発生した直流の電力を交流電力へ変換するインバータ回路（パワーコンディショナー）と、パワーコンディショナーから電力系統へ供給する交流電流の発電電力量を積算し計量する電力量計とを備えている。 Total purchase contract facility integrates solar panel, inverter circuit (power conditioner) that converts DC power generated by solar panel into AC power, and AC power generated from power conditioner to power system And a watt hour meter for weighing.
日射計は、単位時間及び単位面積あたりに太陽から放射されるエネルギー量を日射量として測定する日射計本体と、日射計本体で測定した日射量を日射量データとして監視所へ所定時間毎に（例えば単位時間としての一例である１秒毎に）自動的に送信する通信装置とを備えている。この実施形態では、日射計には全天日射計が用いられるものとし、全天日射計は水平に設置して使用される。 The pyranometer measures the amount of energy radiated from the sun per unit time and unit area as the amount of insolation, and the amount of insolation measured with the amount of insolation to the monitoring station as the amount of insolation at predetermined intervals ( For example, a communication device that automatically transmits (for example, every second as an example of unit time) is provided. In this embodiment, the solar radiation meter is assumed to be used as the solar radiation meter, and the solar radiation meter is used by being installed horizontally.
通信回線は、有線又は無線であって、この通信回線を利用して発電電力量や日射量をデータとして監視所へ送信する。 The communication line is wired or wireless, and uses this communication line to transmit the amount of generated power and the amount of solar radiation as data to the monitoring station.
監視所には、コンピュータが設置されており、このコンピュータが通信回線に接続されている。またコンピュータは標準的なもので、キーボードやマウス等からなる入力装置、ディスプレイ等からなる出力装置、記憶装置、ＣＰＵを備えている。記憶装置には、本発明の太陽光発電出力の推定方法の一例を実施するための推定プログラムや推定プログラムの実行に必要なデータおよび計算結果が保存される。そして推定プログラムをコンピュータに実行させることにより、以下（１）〜（３）のように、コンピュータ又は日射計が各種の手段として機能し、各種のステップが順番に行われる。 A computer is installed at the monitoring station, and this computer is connected to a communication line. The computer is a standard computer, and includes an input device such as a keyboard and a mouse, an output device such as a display, a storage device, and a CPU. The storage device stores an estimation program for implementing an example of the solar power generation output estimation method of the present invention, data necessary for execution of the estimation program, and calculation results. Then, by causing the computer to execute the estimation program, as in the following (1) to (3), the computer or the pyranometer functions as various means, and various steps are performed in order.
（１）まず各日射計が日射量測定手段として機能し、現在の日射量を自動的に測定する日射量測定ステップが行われる。このステップでは、日射量データを送信するように監視所のコンピュータから各日射計に指令が送信される。この指令を受けて、各日射計から所定時間毎（この例では毎秒）に現在の日射量データが送信される。そして送信された現在の日射量データを監視所のコンピュータが記憶装置に、測定地点、測定時間と関連付けて記憶する。なお日射量データは、単位時間（測定周期）を１秒、単位面積を１ｍ2とする日射量データ（kW/ｍ2）である。 (1) First, each pyranometer functions as a solar radiation amount measuring means, and a solar radiation amount measuring step for automatically measuring the current solar radiation amount is performed. In this step, a command is transmitted from the computer at the monitoring station to each of the pyranometers so as to transmit the solar radiation amount data. In response to this instruction, the current solar radiation amount data is transmitted from each solar radiation meter every predetermined time (in this example, every second). Then, the computer of the monitoring station stores the transmitted current solar radiation amount data in the storage device in association with the measurement point and the measurement time. Incidentally solar radiation data, one second unit time (measurement cycle), a solar radiation amount data for a unit area 1m 2 (kW / m 2) .
（２）次に各地点で測定された現在の日射量に基づいて管轄内の単位時間及び単位面積あたりの現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出ステップが所定周期（推定周期）で行われる。このため監視所のコンピュータが、平均日射量算出手段として機能し、複数地点で測定された日射量データから管轄内全体の現在の平均日射量を推定周期ごとに算出し、その平均日射量を記憶装置に保存する。
より具体的な算出手法として、単位時間１分、単位面積１ｍ2、推定周期１分の例を述べる。
まず複数地点で測定された１分間の日射量データから、地点ごとに日射量データの１秒当たりの平均値を算出する。つまり地点毎に、現在までに測定された６０秒分の日射量データを合計し、その合計値を６０で割る。なお、当該６０秒分の日射量データには、現在の日射量データを含む６０秒分の日射量データ、又は現在測定された日射量データを含まないがその直前の６０秒分の日射量データを用いる。これにより、単位時間を１分とし、単位面積１ｍ2とする、地点毎の現在の平均日射量が１分毎に算出される。
次に、算出したばかりの地点毎での現在の平均日射量から、管轄内での現在の平均日射量を算出する。例えば、全地点の平均日射量を合計し、その合計値を地点数で割る。これにより単位時間１分、単位面積１ｍ2、推定周期１分の管轄内全体の現在の平均日射量ｘが算出される。
(2) Next, an average solar radiation amount calculating step for automatically calculating the current average solar radiation amount per unit time and unit area in the jurisdiction based on the current solar radiation amount measured at each point is a predetermined cycle (estimated cycle). ). For this reason, the computer at the monitoring station functions as means for calculating the average solar radiation amount, calculates the current average solar radiation amount for the entire jurisdiction from the solar radiation amount data measured at multiple points for each estimated period, and stores the average solar radiation amount. Save to device.
As a more specific calculation method, an example in which the unit time is 1 minute, the unit area is 1 m 2 , and the estimation period is 1 minute will be described.
First, the average value per second of the solar radiation amount data is calculated for each point from the solar radiation amount data measured for one minute at a plurality of points. That is, for each point, the solar radiation amount data for 60 seconds measured so far are totaled, and the total value is divided by 60. Note that the solar radiation data for 60 seconds includes the solar radiation data for 60 seconds including the current solar radiation data, or the solar radiation data for 60 seconds immediately before it, which does not include the currently measured solar radiation data. Is used. As a result, the current average solar radiation amount for each point, where the unit time is 1 minute and the unit area is 1 m 2 , is calculated every minute.
Next, the current average solar radiation amount in the jurisdiction is calculated from the current average solar radiation amount at each point just calculated. For example, the average amount of solar radiation at all points is summed, and the total value is divided by the number of points. As a result, the current average solar radiation amount x of the entire jurisdiction within the jurisdiction with the unit time of 1 minute, the unit area of 1 m 2 and the estimated period of 1 minute is calculated.
（３）続いて、全てのＰＶ設備における現在の発電出力の推定値を、算出したばかりの管轄内全体の現在の平均日射量ｘから、前記した推定関数ＰＡ＝Ｃ(x)×ＣＡ＝αＰ（ｘ）×ＣＡに基づいて自動的に算出する発電出力推定ステップが行われる。Ｃ(x)：変換関数、ＣＡ：全てのＰＶ設備の設備容量の全容量（変換関数に乗ずる既知数）。このため監視所のコンピュータが、発電出力推定手段として機能する。
まず記憶装置に保存されている前記した基準関数Ｐ（ｘ）、つまり特性曲線の式（３）を用いて、モニタリング設備における単位時間１分(minute)及び単位設備容量１kW当たりの平均発電出力kWに関する基準値（p.u.値）を算出する。
続いて基準関数Ｐ（ｘ）から得られた基準値（モニタリング設備の平均発電出力の基準値）に補正係数αを乗ずることにより、変換関数Ｃ（ｘ）の結果、つまり全てのＰＶ設備における平均発電出力の基準値が算出される。なおこのとき補正係数αには、表２で用いた、現在の月の定数を用いることとする。
またこの基準値にＣＡを乗ずることにより、全てのＰＶ設備における現在の発電出力の推定値が算出され、その算出結果が出力装置に出力され、記憶装置に保存される。
(3) Subsequently, the estimated value P A = C (x) × C A described above is obtained from the current average solar radiation amount x of the entire jurisdiction just calculated, with the estimated value of the current power generation output in all PV facilities. = A power generation output estimation step of automatically calculating based on αP (x) × C A is performed. C (x): Conversion function, CA : Total capacity of all PV facilities (a known number multiplied by the conversion function). For this reason, the computer of the monitoring station functions as a power generation output estimating means.
First, using the above-mentioned reference function P (x) stored in the storage device, that is, the characteristic curve equation (3), the average power generation output kW per
Subsequently, by multiplying the reference value obtained from the reference function P (x) (reference value of the average power generation output of the monitoring equipment) by the correction coefficient α, the result of the conversion function C (x), that is, the average of all PV equipment A reference value for the power generation output is calculated. At this time, the current month constant used in Table 2 is used as the correction coefficient α.
Further, by multiplying this reference value by C A , an estimated value of the current power generation output in all PV facilities is calculated, and the calculation result is output to the output device and stored in the storage device.
上記した本発明の太陽光発電出力の推定装置の一実施形態を実行したものが、本発明の太陽光発電出力の推定方法の一実施形態となる。そしてこれら推定装置及び推定方法の一実施形態によれば、日射計とＰＶ設備（モニタリング設備又は全量買取契約設備）の設置地点が異なっているにも関わらず、日射計の現時点の日射量データに基づいて管轄内の現時点の太陽光発電設備の発電出力を推定できるので、実用性の高いものである。しかも太陽光発電設備の発電出力を推定する推定関数ＰＡは、モニタリング設備の平均発電出力の基準値を全量買取契約設備の発電電力量の実績値等に基づいて補正する変換関数C(x)を利用するものなので、ＰＶ出力の推定値が精度の高いものになる。 What carried out one embodiment of the above-mentioned estimation device of the photovoltaic power generation output of the present invention becomes one embodiment of the estimation method of the photovoltaic power generation output of the present invention. According to one embodiment of the estimation device and the estimation method, the current solar radiation data of the solar radiation meter is obtained even though the installation points of the solar radiation meter and the PV equipment (monitoring equipment or total purchase contract equipment) are different. Since it is possible to estimate the power generation output of the current solar power generation facility in the jurisdiction based on this, it is highly practical. Moreover estimation function P A to estimate the power output of the solar power generation facility, the conversion function is corrected on the basis of the reference value of the average power output of the monitoring equipment power generation amount of the actual value or the like of the entire amount purchase contract facility C (x) Therefore, the estimated PV output is highly accurate.
本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、その趣旨を逸脱しない範囲において適宜変更可能である。例えば前記した例では、推定周期を１分とする場合の推定方法であったが、推定周期はｎ分（ｎ：正の整数、たとえば５分や１０分）とするものであっても良い。この場合、（２）のステップを測定周期をｎ分に対応させるものとしても良いし、（２）と（３）のステップの間に別のステップを挿入するものであっても良い。
たとえば前者の例であれば、単位時間をｎ分とし、単位面積１ｍ2とする、地点毎の現在の平均日射量がｎ分毎に算出されるようにし、その算出したばかりの地点毎での現在の平均日射量から、管轄内での現在の平均日射量として、単位時間ｎ分、単位面積１ｍ2、推定周期ｎ分の管轄内全体の現在の平均日射量ｘが算出されるようにする。
また後者の例であれば、（２）のステップでは、単位時間を１分とし、単位面積１ｍ2とする、地点毎の現在の平均日射量が１分毎に算出されるので、地点毎にこの１分毎の平均日射量をｎ分ぶん合計し、その合計値をｎで割ることにより、単位時間を１分とし、単位面積１ｍ2とする、地点毎の現在の平均日射量がｎ分毎に算出されるようにする。
The present invention is not limited to the above-described embodiment, and can be modified as appropriate without departing from the spirit of the present invention. For example, in the example described above, the estimation method is an estimation method when the estimation period is 1 minute, but the estimation period may be n minutes (n: a positive integer, for example, 5 minutes or 10 minutes). In this case, the step (2) may correspond to the measurement cycle of n minutes, or another step may be inserted between the steps (2) and (3).
For example, in the former example, the unit time is n minutes, the unit area is 1 m 2 , the current average solar radiation amount for each point is calculated every n minutes, From the current average solar radiation amount, the current average solar radiation amount x for the entire jurisdiction for the unit time n minutes, the unit area 1 m 2 , and the estimated period n is calculated as the current average solar radiation amount in the jurisdiction. .
In the case of the latter, in step (2), the current average solar radiation amount for each point, where the unit time is 1 minute and the unit area is 1 m 2 , is calculated every minute. The average amount of solar radiation per minute is totaled by n minutes, and the total value is divided by n, so that the unit time is 1 minute and the unit area is 1 m 2. It is calculated every time.
Claims (5)
各日射計が現在の日射量を自動的に測定する日射量測定ステップ、
各地点で測定された現在の日射量に基づいて管轄内の単位時間及び単位面積あたりの現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出ステップ、
全ての太陽光発電設備における現在の発電出力の推定値を現在の平均日射量から推定関数に基づいて自動的に算出する発電出力推定ステップを備え、
推定関数は、単位時間及び単位設備容量当たりのモニタリング設備の平均発電出力の基準値を現在の平均日射量に基づいて算出する基準関数と、単位時間及び単位設備容量当たりの全ての太陽光発電設備における平均発電出力の基準値を算出する変換関数に基準関数を補正するための補正係数と、全ての太陽光発電設備の設備容量の全容量であって変換関数に乗ずる既知数と、に基づく関数であり、
補正係数は、過去の同一期間内における、全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値と、基準関数及び全ての全量買取契約設備の設備容量の全容量に基づいて算出した全量買取契約設備の発電電力量の推定値と、に基づく係数であることを特徴とする太陽光発電出力の推定方法。 All photovoltaic power generation facilities within the jurisdiction where surplus power purchase contract facilities including monitoring facilities among solar power generation facilities, all purchase contract facilities among solar power generation facilities, and a pyranometer are installed at multiple points. A method for estimating photovoltaic power generation output for equipment,
A solar radiation measuring step in which each solar radiation meter automatically measures the current solar radiation,
An average solar radiation amount calculating step for automatically calculating the current average solar radiation amount per unit time and unit area within the jurisdiction based on the current solar radiation amount measured at each point;
A power generation output estimation step for automatically calculating an estimated value of the current power generation output in all photovoltaic power generation facilities based on an estimation function from the current average solar radiation amount,
The estimation function includes a reference function for calculating the reference value of the average power output of the monitoring equipment per unit time and unit capacity based on the current average solar radiation amount, and all the photovoltaic power generation equipment per unit time and unit capacity. A function based on a correction coefficient for correcting the reference function to the conversion function for calculating the reference value of the average power generation output in, and a known number that is the total capacity of all the photovoltaic power generation facilities and multiplied by the conversion function And
The correction factor is the total purchase contract equipment calculated based on the actual value of the power generation amount of all full purchase contract equipment in the past period and the total capacity of the base function and the total capacity of all full purchase contract equipment. A method for estimating a photovoltaic power generation output, wherein the coefficient is a coefficient based on an estimated value of the amount of generated power.
監視所は、
各地点の日射計で測定された現在の日射量データに基づいて単位時間及び単位面積あたりの管轄内の現在の平均日射量を自動的に算出する平均日射量算出手段と、
全ての太陽光発電設備における現在の発電出力の推定値を現在の平均日射量から推定関数に基づいて自動的に算出する発電出力推定手段とを備え、
推定関数は、単位時間及び単位設備容量当たりのモニタリング設備の平均発電出力の基準値を現在の平均日射量に基づいて算出する基準関数と、単位時間及び単位設備容量当たりの全ての太陽光発電設備における平均発電出力の基準値を算出する変換関数に基準関数を補正するための補正係数と、全ての太陽光発電設備の設備容量の全容量であって変換関数に乗ずる既知数と、に基づく関数であり、
補正係数は、過去の同一期間内における、全ての全量買取契約設備の発電電力量の実績値と、基準関数及び全ての全量買取契約設備の設備容量の全容量に基づいて算出した全量買取契約設備の発電電力量の推定値と、に基づく係数であることを特徴とする太陽光発電出力の推定装置。 Automatic measurement of surplus power purchase contract equipment including monitoring equipment installed at multiple points of solar power generation equipment, total purchase contract equipment installed at multiple points of solar power generation equipment, and current solar radiation In order to do so, there will be a practitioner with pneumometers installed at multiple points and a monitoring station that receives the amount of solar radiation data sent from each pneometer.
The monitoring station
Average solar radiation amount calculating means for automatically calculating the current average solar radiation amount within the jurisdiction per unit time and unit area based on the current solar radiation amount data measured with the solar radiation meter at each point;
A power generation output estimating means for automatically calculating an estimated value of the current power generation output in all photovoltaic power generation facilities based on an estimation function from the current average solar radiation amount;
The estimation function includes a reference function for calculating the reference value of the average power output of the monitoring equipment per unit time and unit capacity based on the current average solar radiation amount, and all the photovoltaic power generation equipment per unit time and unit capacity. A function based on a correction coefficient for correcting the reference function to the conversion function for calculating the reference value of the average power generation output in, and a known number that is the total capacity of all the photovoltaic power generation facilities and multiplied by the conversion function And
The correction factor is the total purchase contract equipment calculated based on the actual value of the power generation amount of all full purchase contract equipment in the past period and the total capacity of the base function and the total capacity of all full purchase contract equipment. And an estimated value of the amount of generated power of the solar power generation output estimation device.
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