JP2022008764A - 太陽光発電所の日射量推定方法 - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電所の日射量推定方法を開示する。
【解決手段】当該方法は、測定時間内における太陽光発電所の各第１ソーラーモジュールの個々の発電量を取得するステップＳ１１と、当該複数の個々の発電量が異常か否かを判断するステップＳ１２と、当該太陽光発電所の第１推定日射量を算出するステップＳ１３であって、第１推定日射量の公式から当該第１推定日射量を算出するステップと、当該第１推定日射量を修正するステップＳ１４、を含む。本発明では、各第１ソーラーモジュールの当該個々の発電量に当該第１推定日射量の公式を組み合わせることで、当該太陽光発電所の日射量を正確に推測可能としている。
【選択図】図２

Description

本発明は、太陽光発電所の日射量推定方法に関し、特に、各第１ソーラーモジュールの個々の発電量を利用して当該太陽光発電所の現在の日射量を推計する方法に関する。

日射計とは、太陽に向かって太陽光発電所に常設され、太陽光発電所が受ける日射量を専門的に測定するものである。一般的に、太陽光発電所の発電量は日射量に比例する。日射量が大きいほど太陽光発電所の発電効率は向上し、逆の場合には発電効率が低下する。そのため、日射計で測定する日射量を太陽光発電所の発電量と組み合わせることで、当該太陽光発電所の発電効率を評価することが可能となる。太陽光発電所の発電量が日射量に見合わない場合には、太陽光発電所のソーラーパネルに異常が生じていると推測される。

大多数の太陽光発電所には、発電効率を評価するための根拠として日射計が設置されているが、実際の応用場面では問題に直面することがある。その一例が精度である。日射量を正確に測定するために、日射計は太陽光発電所に設置される。即ち、日射計は外部環境に直に晒された状況で動作するため、直射日光を受けて高温となったり、雨に濡れたりといった外部環境の影響を極めて受けやすく、頻繁に故障が発生する。よって、日射計の精度を維持するには継続的な修繕や校正が必須となり、メンテナンスコストが増大する。また、日射計は非常に高価であり、故障した日射計の代わりに新たなものを購入しようとすると、設置コストが大幅に増加する。

一方で、日射計で測定した日射量に基づき発電効率を判断する場合には、判断を誤る恐れもある。例えば、日射量が十分であるにも関わらず太陽光発電所の発電効率が低い場合には、ソーラーパネル自体が埃や木の葉、枯れ枝、ゴミ等で覆われて発電量が低下している可能性がある。実際に、太陽光発電所の管理者は発電効率が低下したという事実のみを知り得、発電効率が低下した原因については把握できない。そのため、現場に人員を派遣してソーラーパネルの外側が外界からの物質で覆われていないかを観察したり、ソーラーパネルの回路構成の損傷有無を検証したりしなければ、クリーニング要員を招聘してソーラーパネルを洗浄させるのか、或いは専門のエンジニアを派遣してソーラーパネルを検査・修理するのかを決定できない。また、発電効率を上げるために、一般的に太陽光発電所は辺鄙且つ遮蔽物のない地域に設置されている。そのため、作業員による訪問メンテナンスの時間や交通費及び人件費が嵩んでしまう。上述したように、日射計で測定した日射量のみを発電効率評価の唯一の根拠とした場合には、精度の低下や派生的なコストの高騰といった問題に直面することになる。

日射計で測定した日射量のみに基づいて評価を行う際には、その後の発電効率の評価精度に支障をきたす恐れがあるとの事態を回避するために、本発明は、太陽光発電所のソーラーモジュール個々の発電量を利用して当該太陽光発電所が受けた日射量を推定するとともに、精密に校正済みの日射計で測定した日射量を修正の基準値として組み合わせることで、現在の日射量をより正確に測定且つ推定可能とする太陽光発電所の日射量推定方法を提供する。

上記の目的を達成するための、本発明における太陽光発電所の日射量推定方法は、測定時間内における太陽光発電所の各第１ソーラーモジュールの個々の発電量を取得するステップと、当該複数の個々の発電量が異常か否かを判断するステップと、当該太陽光発電所の第１推定日射量を算出するステップであって、第１推定日射量の公式から当該第１推定日射量を算出するステップを含む。当該第１推定日射量の公式は下記の通りである。

当該定格発電容量とは当該太陽光発電所の定格発電容量である。また、標準日射量は１０００Ｗ／ｍ^２であり、ＲＡ１は予め設定された運転指標である。

また、当該方法は、当該第１推定日射量を修正するステップであって、基準太陽光発電所の発電効率と当該太陽光発電所の発電効率との差を回帰演算することで当該第１推定日射量を修正するステップ、を含む。

更に、本発明は、未知の太陽光発電所の位置と当該第１推定日射量を用い、逆距離の公式から当該未知の太陽光発電所の第２推定日射量を算出するステップであって、当該未知の太陽光発電所は複数の第２ソーラーモジュールを含むステップを含む。

更に、本発明は、当該未知の太陽光発電所の座標位置を取得するステップと、当該未知の太陽光発電所と隣接する複数の太陽光発電所各々の当該第１推定日射量及び当該複数の太陽光発電所各々の位置を読み取るステップと、各第１推定日射量に対応する当該複数の第１ソーラーモジュールの設置方向が当該複数の第２ソーラーモジュールと同じか否かを判断し、同じ場合には続けて次のステップを実行し、同じでない場合には推定フローを停止するステップと、当該複数の太陽光発電所の数が閾値以上か否かを判断し、閾値以上の場合には続けて次のステップを実行し、閾値以上でない場合には推定フローを停止するステップと、当該逆距離の公式から、当該未知の太陽光発電所の当該第２推定日射量を算出するステップ、を含む。

本発明では、各ソーラーモジュールの当該個々の発電量を取得し、当該第１推定日射量の公式と組み合わせて当該第１推定日射量を算出し修正することで、比較的正確な当該第１推定日射量を取得可能である。当該第１推定日射量は、現時点の発電量を推測するために、当該太陽光発電所の現在の日射量を予測するために適用可能である。

また、個々の発電量を取得不可能な未知の太陽光発電所について、本発明では第２推定日射量を別途算出することが可能である。当該第１推定日射量、及び当該複数の太陽光発電所と当該未知の太陽光発電所との距離を利用し、当該逆距離の公式で算出及び修正することで、当該未知の太陽光発電所の当該第２推定日射量を取得可能である。これにより、当該未知の太陽光発電所に日射計が設置されていない状態であっても、当該第２推定日射量を比較的正確に予測可能となる。

当該第１推定日射量及び当該第２推定日射量を予測することで、本発明では、日射計が設置されていない太陽光発電所において現在の日射量を予測可能としている。これにより、発電スケジュールの計画や、異常検出診断の検討及びソーラーモジュールの汚染有無、優劣、劣化等の検討が迅速になされる。

本発明の回路ブロック図である。 本発明のフローチャートである。 本発明における個々の発電量が異常か否かを判断する際のフローチャートである。 本発明における第１推定日射量を修正する際のフローチャートである。 本発明における東向き及び西向きの推定日射量のグラフである。 本発明における東向き及び西向きの推定日射量と実際の日射量のグラフである。 本発明における未知の太陽光発電所の位置と第１推定日射量を用いて、逆距離の公式から未知の太陽光発電所の第２推定日射量を算出する際のフローチャートである。 本発明における未知の太陽光発電所及び太陽光発電所の位置分布を示す図である。

本発明は、太陽光発電所の発電量に基づいて、当該太陽光発電所が受けた現在の日射量を推定する太陽光発電所の日射量推定方法を開示する。
図１を参照する。当該太陽光発電所１は、複数の第１ソーラーモジュール１０、複数の電流センサ２０及び演算サーバ３０を含む。各第１ソーラーモジュール１０は、１又は複数のソーラーパネル１１を含む。各電流センサ２０は、各第１ソーラーモジュール１０にそれぞれ電気的に接続されて、各第１ソーラーモジュール１０の発電量を測定する。当該演算サーバ３０は、有線又は無線方式で各電流センサ２０に接続可能であり、各第１ソーラーモジュール１０の当該発電量を受信して本発明の方法を実行する。当該演算サーバ３０は、演算機能を有するコンピュータ又は演算機能を有するクラウドサーバとする。各電流センサ２０は、無線方式で当該発電量を当該クラウドサーバに伝送することが可能である。当該複数の電流センサ２０と当該複数の第１ソーラーモジュール１０との接続関係及び測定方式は、当業者が熟知する技術であるため、ここではこれ以上詳述しない。

図２を参照する。本発明の第１実施例は以下のステップを含む。

Ｓ１１：測定時間内における各第１ソーラーモジュールの個々の発電量を取得する。

Ｓ１２：当該複数の個々の発電量が異常か否かを判断する。

Ｓ１３：当該太陽光発電所の第１推定日射量を算出する。

Ｓ１４：当該第１推定日射量を修正する。

ステップＳ１１において、当該測定時間とは１つの時点であり、当該時点において、当該演算サーバ３０は各第１ソーラーモジュール１０の当該個々の発電量を取得する。例えば、当該演算サーバ３０は、２０１９年１２月１日１２：００ｐｍ現在における当該複数の個々の発電量を取得する。更に、太陽光発電所１において、当該複数の第１ソーラーモジュール１０の設置方向は一致しているとは限らない。例えば、当該太陽光発電所１の発電効率を上げるために、一部の第１ソーラーモジュール１０は東向きに設置されるが、一部の第１ソーラーモジュール１０は西向きに設置される。東向きの第１ソーラーモジュール１０は午前中の当該発電量が高く、西向きの第１ソーラーモジュール１０は午後に当該発電量が高くなる。そのため、当該複数の第１ソーラーモジュール１０は、複数の東向きの第１ソーラーモジュールと複数の西向きの第１ソーラーモジュールを含み得る。且つ、各東向きの第１ソーラーモジュールはそれぞれ東向きの個々の発電量を発生させ、各西向きの第１ソーラーモジュールはそれぞれ西向きの個々の発電量を発生させる。

更に、図３を参照する。ステップＳ１２は、更に以下のステップを含む。

Ｓ１２１：個々の発電量の変動係数を算出する。

Ｓ１２２：当該個々の発電量の変動係数が個々の発電量の変動係数の閾値よりも小さいか否かを判断する。

ステップＳ１２１において、当該演算サーバ３０は、まず当該複数の個々の発電量の平均値と標準偏差を算出し、標準偏差を平均値で割ることで当該個々の発電量の変動係数を取得する。

ステップＳ１２２において、当該演算サーバ３０は、当該個々の発電量の変動係数と当該個々の発電量の変動係数の閾値とで大きさを比較する。当該個々の発電量の変動係数の閾値は、当該演算サーバ３０に予め定め設定しておく。当該個々の発電量の変動係数が当該個々の発電量の変動係数の閾値よりも大きい場合には、個々の発電量同士の差が大きすぎることを意味し、当該複数の第１ソーラーモジュール１０の発電異常が原因の可能性がある。個々の発電量に誤差がある場合には参照する価値がないため、当該推定日射量の算出を停止する。

一方、当該個々の発電量の変動係数が当該個々の発電量の変動係数の閾値よりも小さい場合には、当該複数の第１ソーラーモジュール１０の発電状況が正常であり、個々の発電量同士の差が大きくないことを意味するため、続いてステップＳ１３を実行する。

ステップＳ１３において、当該演算サーバ３０は、当該複数の第１ソーラーモジュール１０の総発電量を取得する。当該総発電量は、当該複数の電流センサ２０が測定周期内に当該複数の第１ソーラーモジュール１０の電流を測定することで取得する。且つ、当該総発電量は当該複数の個々の発電量の総和に等しい。当該測定周期は、１時間、４時間（半日）又は８時間（１日）とすればよいが、上記の時間に限らない。以下では、いずれも１日の場合を例として説明する。当該演算サーバ３０は、当該総発電量及び第１推定日射量の公式に基づいて当該第１推定日射量を算出する。当該第１推定日射量の公式は次の通りである。

当該定格発電容量とは、当該太陽光発電所１の定格発電容量である。また、標準日射量は１０００Ｗ／ｍ^２とする。ＲＡ１は予め設定された運転指標（ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ ｉｎｄｉｃａｔｏｒ）であり、直流発電比（Ａｒｒａｙ Ｒａｔｉｏ）とも称され、当該太陽光発電所１の発電効率指標を表す。実際の測定では、ＲＡ１＝０．９の場合に当該第１推定日射量を最も正確な数値で算出可能であるが、０．９に限らない。

定格発電容量、標準日射量、ＲＡ１及び当該総発電量を当該第１推定日射量の公式に代入することで、当該第１推定日射量を取得可能である。ステップＳ１２において、当該複数の個々の発電量の数値が正常なことは確認済みのため、定格発電容量、標準日射量及びＲＡ１はいずれも既知の定数となる。よって、上記の数値を当該第１推定日射量の公式に代入することで、比較的正確な当該第１推定日射量を取得できる。

複数の第１ソーラーモジュール１０の発電効率は温度や日照の変化といった環境要因に伴って変動する。そのため、ステップＳ１４において当該第１推定日射量を修正する手順を行わなければ、より正確な当該第１推定日射量を得ることはできない。

図４を参照する。ステップＳ１４は、更に以下のステップを含む。

Ｓ１４１：複数の基準ソーラーモジュールを含む基準太陽光発電所において、当該測定周期内に測定した総基準発電量及び基準日射量を取得する。当該総基準発電量とは、当該基準太陽光発電所の全基準ソーラーモジュールで発生した総発電量のことである。当該基準日射量は、一定時間内に当該基準太陽光発電所が受けた日射量を基準日射計で予め測定することで得られる。毎回の測定が正確となるよう、当該基準日射計には定期的な検査及び校正を実施する。

Ｓ１４２：基準運転指標と実際の運転指標を算出する。当該基準運転指標は、当該基準太陽光発電所の発電効率指標を表し、当該実際の運転指標は、当該太陽光発電所１の実際の発電効率指標を表す。

Ｓ１４３：日照公差値を増加させるごとに当該基準運転指標と当該実際の運転指標との差を比較する。

Ｓ１４４：各基準運転指標と各実際の運転指標との差分値を線形回帰演算することで回帰モデルを取得する。

ステップＳ１４１では、当該演算サーバ３０が当該総基準発電量を取得する。当該総基準発電量は、基準太陽光発電所が当該測定周期内に発生させた総発電量である。当該基準太陽光発電所は当該太陽光発電所１ではない。また、当該基準太陽光発電所は当該複数の基準ソーラーモジュールを含む。当該複数の基準ソーラーモジュールの数は当該太陽光発電所１の第１ソーラーモジュール１０の数及び向きと一致している。且つ、当該演算サーバ３０は、当該複数の基準ソーラーモジュールが発生させた総発電量を総基準発電量として収集する。

ステップＳ１４２では、基準運転指標の公式から当該複数の基準ソーラーモジュールの基準運転指標ＲＡ２を算出する。また、実際の運転指標の公式から当該複数の第１ソーラーモジュール１０の実際の運転指標ＲＡ３を算出する。当該基準運転指標の公式は次の通りである。

当該基準定格発電容量とは、当該基準太陽光発電所の定格発電容量である。また、標準日射量は１０００Ｗ／ｍ^２とする。ＲＡ２は基準運転指標であり、当該基準太陽光発電所の発電効率指標を表す。

当該実際の運転指標の公式は次の通りである。

当該定格発電容量とは、当該太陽光発電所１の定格発電容量である。また、標準日射量は１０００Ｗ／ｍ^２とする。ＲＡ３は当該実際の運転指標であり、当該太陽光発電所１の実際の発電効率指標を表す。また、当該実際の日射量は、当該太陽光発電所１に設置されている当該日射計で当該測定周期内に測定して得た日射量である。且つ、日射計の設置方向は、当該複数の第１ソーラーモジュール１０の設置方向と同じである。

ステップＳ１４３において、当該演算サーバ３０は、当該基準日射量及び当該実際の日射量を当該日照公差値で順に増加させることにより、対応する当該基準運転指標ＲＡ２及び実際の運転指標ＲＡ３を取得する。初期基準日射量として９００Ｗ／ｍ^２を用い、且つ、当該日照公差値が１００Ｗ／ｍ^２の場合を例示すると、当該演算サーバ３０が順に算出する当該基準日射量は、９００±１００（即ち、８００Ｗ／ｍ^２、１０００Ｗ／ｍ^２）、９００±１００＊２（７００Ｗ／ｍ^２、１１００Ｗ／ｍ^２）、９００±１００＊３（６００Ｗ／ｍ^２、１２００Ｗ／ｍ^２）・・・・・・となり、これらに対応する当該基準運転指標は下表の通りとなる。
また、当該基準日射量の範囲を５００～１３００Ｗ／ｍ^２とした場合には、同様に、当該基準日射量が５００、６００、・・・・・・１２００、１３００（Ｗ／ｍ^２）のときに対応する各当該基準運転指標ＲＡ２を取得可能である。また、同様に、当該実際の日射量に当該日照公差値１００Ｗ／ｍ^２を組み合わせることで、対応する各当該実際の運転指標ＲＡ３を取得可能である。最後に、同一の当該測定周期における当該基準運転指標ＲＡ２と当該実際の運転指標ＲＡ３との差分値、及び当該日照公差値で増減して得られる各当該基準日射量と実際の日射量との差分値Δ１、Δ２・・・Δ９を算出する。

ステップＳ１４４では、各基準運転指標ＲＡ２と各実際の運転指標ＲＡ３との差分値Δ１、Δ２・・・Δ９を線形回帰演算することで当該回帰モデルを取得し、当該回帰モデルを当該演算サーバ３０に導入して演算を行う。これにより、現在の当該推定日射量を予測する際に、より正確な当該推定日射量を取得可能となる。線形回帰演算は当業者が熟知する演算方式であるため、ここではこれ以上詳述しない。線形回帰演算により得られる当該回帰モデルによれば、やや異常な当該実際の日射量に直面した場合であっても比較的正確な当該推定日射量を得ることが可能である。

図５を参照する。上記の方法によって、当該太陽光発電所１が、東向きに設置された複数の第１ソーラーモジュール１０と、西向きに設置された複数の第１ソーラーモジュール１０を含む場合には、異なる向きに設置された第１ソーラーモジュール１０について、上記の方法により東向きの推定日射量曲線５１及び西向きの推定日射量曲線５２をそれぞれ算出可能である。当該東向きの推定日射量曲線５１は、当該太陽光発電所１に東向きに設置された当該複数のソーラーモジュール１０が１日のうちに推定した日射量の変化を表す。また、当該西向きの推定日射量曲線５２は、当該太陽光発電所１に西向きに設置された当該複数のソーラーモジュール１０が１日のうちに推定した日射量の変化を表す。理論的には、午前中は東側から太陽光が射し込むため、東向きに設置された当該日射計が高い日射量を示し、午後になると、西向きに設置された当該日射計が高い日射量を示すはずである。

更に、図６を参照する。図５の東向きの推定日射量曲線５１及び西向きの推定日射量曲線５２の正確さを検証するために、本発明では、当該太陽光発電所１に隣接する別の太陽光発電所でも１日の日射量の変化を実際に測定した。当該隣接する太陽光発電所には日射計が設置されており、当該日射計によって、当該隣接する太陽光発電所における西向きのソーラーモジュールの日射量を実際に測定した。当該日射計で測定した日射量は図６中の実際の日射量曲線５３となった。当該実際の日射量曲線５３で検証したところ、日射量から測定した当該実際の日射量曲線５３と、本発明で算出した当該西向きの推定日射量曲線５２は重なり度合が高いことが分かった。即ち、上記の方法で予測した当該西向きの推定日射量曲線５２と当該実際の日射量曲線５３はほぼ一致しており、予測精度が高かった。

上記の日射量を予測する実施例は、発電情報を取得可能な太陽光発電所１に適用され、各第１ソーラーモジュール１０の当該個々の発電量を利用して当該太陽光発電所１の現在の日射量を予測する。
更に、図２及び図７を参照する。本発明の他の好ましい実施例では、発電情報を取得不可能な太陽光発電所（以下、未知の太陽光発電所と称する）について、当該未知の太陽光発電所の日射量を予測するステップＳ１５を更に含む。

Ｓ１５：未知の太陽光発電所の位置と当該第１推定日射量を用い、逆距離の公式から当該未知の太陽光発電所の第２推定日射量を算出する。当該未知の太陽光発電所は、複数の第２ソーラーモジュールを含む。

ステップＳ１５は、更に以下のステップを含む。

Ｓ１５１：当該未知の太陽光発電所の座標位置を取得する。

Ｓ１５２：複数の太陽光発電所各々の当該第１推定日射量及び当該複数の太陽光発電所各々の位置を読み取る。当該複数の太陽光発電所は当該未知の太陽光発電所と隣接している。

Ｓ１５３：各第１推定日射量に対応する当該複数の第１ソーラーモジュールの設置方向が当該複数の第２ソーラーモジュールの設置方向と同じか否かを判断し、同じ場合には続けてステップＳ１５４を実行し、同じでない場合には推定フローを停止する。

Ｓ１５４：当該複数の太陽光発電所の数が閾値以上か否かを判断し、閾値以上の場合には続けてステップＳ１５５を実行し、閾値以上でない場合には推定フローを停止する。

Ｓ１５５：当該逆距離の公式から、当該未知の太陽光発電所の当該第２推定日射量を算出する。

ステップＳ１５１では、当該演算サーバ３０が当該未知の太陽光発電所の当該座標位置を取得する。当該座標位置は経度と緯度で表してもよいし、その他の座標系で表してもよい。直角座標の場合を例示すると、当該未知の太陽光発電所の当該座標位置Ｇ_ｉは、（Ｇ_ｘｉ，Ｇ_ｙｉ）で表すことが可能である。

更に、図８を参照する。ステップＳ１５２において、当該演算サーバ３０は、各複数の太陽光発電所１の第１推定日射量と、当該複数の太陽光発電所１各々の位置を取得する。各第１推定日射量（以下の説明ではＺｉで表す）は、当該複数の太陽光発電所１がステップＳ１１～Ｓ１４で算出して得た日射量である。各太陽光発電所１の位置Ｐｉは経度と緯度で表してもよいし、その他の座標系で表してもよい。直角座標の場合を例示すると、各太陽光発電所１の位置は、（Ｘ_ｉ，Ｙ_ｉ）で表すことが可能である。図８には合計４つの太陽光発電所１が存在し、各太陽光発電所１をそれぞれＰ_１、Ｐ_２、Ｐ_３、Ｐ_４で表している。このうち、Ｐ_１の位置は（Ｘ_１，Ｙ_１）、Ｐ_２の位置は（Ｘ_２，Ｙ_２）で表される。その他についても同様である。

ステップＳ１５３において、当該未知の太陽光発電所は、設置方向が同一又は異なる複数の第２ソーラーモジュールを有している。当該複数の第２ソーラーモジュールが受けた各第２推定日射量を正確に予測するために、当該演算サーバ３０は、各第２ソーラーモジュールと同じ向きに設置された各第１ソーラーモジュールを取得する必要がある。即ち、東向きの第２ソーラーモジュールが受けた当該第２推定日射量を算出するために、東向きの第１ソーラーモジュールが受けた当該第１推定日射量を用いる必要がある。西向き、南向き、北向きの第２ソーラーモジュールについても同様である。参考とする当該第１ソーラーモジュールの設置方向と当該第２ソーラーモジュールの設置方向が異なっていると、当該第２推定日射量を誤って予測してしまう。そのため、当該第１ソーラーモジュールと当該第２ソーラーモジュールの方向が異なっている場合には、当該演算サーバ３０は続く算出及び判断のステップを実行しない。

ステップＳ１５４において、当該複数の太陽光発電所１の数が少なすぎると、取得可能な当該第１推定日射量の数も少なくなり、予測時にサンプルが少なすぎることで当該第２推定日射量を正確に予測できなくなる。そこで、当該第２推定日射量が高い精度を有するよう、当該第１推定日射量を取得可能な当該複数の太陽光発電所の数は当該閾値よりも大きいことが好ましい。一実施例において、好ましい当該閾値は４とする。即ち、当該第１推定日射量を提供可能な太陽光発電所１が４つ存在する状態であれば、当該第２推定日射量の精度が最も高くなり、且つ、当該第１推定日射量の数が多すぎて当該演算サーバ３０が演算に多くの時間を要することもない。ただし、当該閾値は４に限らず、３、５、６としてもよい。また、同様に、当該複数の太陽光発電所１の数が当該閾値よりも少ない場合、当該演算サーバ３０は続く算出及び判断のステップを実行しない。

ステップＳ１５５では、まず、各太陽光発電所１と当該未知の太陽光発電所との相対距離を算出する。

式中のＤｉは、ｉ番目の当該太陽光発電所１と当該未知の太陽光発電所との相対距離である。

次に、当該第２推定日射量を算出する。

式中のＧ_ｚｉは当該第２推定日射量である。

換言すれば、各太陽光発電所１の各第１推定日射量Ｚｉと、各太陽光発電所１から当該未知の太陽光発電所までの距離Ｄｉとで修正することにより、当該未知の太陽光発電所の当該第２推定日射量を取得可能である。更に説明すると、全ての太陽光発電所１の各第１推定日射量Ｚｉを各太陽光発電所１から当該未知の太陽光発電所までの距離Ｄｉで割ったあと合計することで、第１総和

を取得する。また、各太陽光発電所１から当該未知の太陽光発電所までの距離Ｄｉの逆数を合計することで第２総和

を取得する。そして、当該第１総和を第２総和で割ることで、当該未知の太陽光発電所の当該第２推定日射量を得ることが可能である。

１ 太陽光発電所
１０ 第１ソーラーモジュール
２０ 電流センサ
３０ 演算サーバ
５１ 東向きの推定日射量曲線
５２ 西向きの推定日射量曲線
５３ 実際の日射量曲線
Ｇｉ 座標位置
Ｐ_１、Ｐ_２、Ｐ_３、Ｐ_４ 太陽光発電所の位置

Claims (9)

1. 太陽光発電所の日射量推定方法であって、
   測定時間内における太陽光発電所の各第１ソーラーモジュールの個々の発電量を取得するステップと、
   当該複数の個々の発電量が異常か否かを判断するステップと、
   当該太陽光発電所の第１推定日射量を算出するステップであって、第１推定日射量の公式から当該第１推定日射量を算出し、当該第１推定日射量の公式は下記の通りであり、
   [数１]
   

   

   当該定格発電容量とは当該太陽光発電所の定格発電容量であり、標準日射量は１０００Ｗ／ｍ^２であり、ＲＡ１は予め設定された運転指標であり、当該総発電量とは当該複数の個々の発電量の総和であるステップと、
   当該第１推定日射量を修正するステップであって、基準太陽光発電所の発電効率と当該太陽光発電所の発電効率との差に基づき回帰演算を行うことで当該第１推定日射量を修正するステップと、を含む、
   方法。
2. 未知の太陽光発電所の座標位置と当該第１推定日射量を用い、逆距離の公式から当該未知の太陽光発電所の第２推定日射量を算出するステップであって、当該未知の太陽光発電所は複数の第２ソーラーモジュールを含むステップ、を更に含む請求項１に記載の太陽光発電所の日射量推定方法。
3. 当該第２推定日射量を算出するステップは、更に、当該未知の太陽光発電所の当該座標位置を取得するステップと、複数の太陽光発電所各々の当該第１推定日射量及び当該複数の太陽光発電所各々の位置を読み取るステップであって、当該複数の太陽光発電所は当該未知の太陽光発電所と隣接しているステップと、各第１推定日射量に対応する当該複数の第１ソーラーモジュールの設置方向が当該複数の第２ソーラーモジュールの設置方向と同じか否かを判断し、同じ場合には続けて次のステップを実行し、同じでない場合には当該第２推定日射量の算出を停止するステップと、当該複数の太陽光発電所の数が閾値以上か否かを判断し、閾値以上の場合には続けて次のステップを実行し、閾値以上でない場合には第２推定日射量の算出を停止するステップと、当該逆距離の公式から、当該未知の太陽光発電所の当該第２推定日射量を算出するステップ、を含む請求項２に記載の太陽光発電所の日射量推定方法。
4. 当該第１推定日射量を修正するステップは、更に、複数の基準ソーラーモジュールを含む当該基準太陽光発電所において、当該測定周期内に測定した総基準発電量及び基準日射量を取得するステップであって、当該総基準発電量とは、当該複数の第１ソーラーモジュールと設置方向が同じ当該複数の基準ソーラーモジュールで発生したものであり、当該基準日射量は、一定時間内に当該基準太陽光発電所が受けた日射量を当該基準太陽光発電所に設置された基準日射計で予め測定することで得られるステップと、基準運転指標と実際の運転指標を算出するステップと、日照公差値を増加させるごとに、対応する当該基準運転指標と当該実際の運転指標との差分値を算出するステップと、対応する基準運転指標と実際の運転指標との差分値を線形回帰演算することで回帰モデルを取得するステップ、を含む請求項１～３のいずれかに記載の太陽光発電所の日射量推定方法。
5. 当該複数の個々の発電量が異常か否かを判断するステップは、更に、個々の発電量の変動係数を算出するステップと、当該個々の発電量の変動係数と発電量の変動係数の閾値を比較し、当該個々の発電量の変動係数が当該個々の発電量の変動係数の閾値よりも大きい場合には、当該第１推定日射量の算出を停止し、当該個々の発電量の変動係数が当該個々の発電量の変動係数の閾値よりも小さい場合には、当該太陽光発電所の当該第１推定日射量を算出するステップを続いて実行する請求項４に記載の太陽光発電所の日射量推定方法。
6. 当該太陽光発電所の日射量推定方法は、当該太陽光発電所の当該複数の第１ソーラーモジュール、複数の電流センサ及び演算サーバにより実行され、各当該第１ソーラーモジュールは１又は複数のソーラーパネルを含み、各電流センサは、各第１ソーラーモジュールにそれぞれ電気的に接続されて、各第１ソーラーモジュールの個々の発電量を測定し、当該演算サーバは、有線又は無線方式で各電流センサに接続され、各電流センサを通じて各第１ソーラーモジュールの当該個々の発電量を受信する請求項５に記載の太陽光発電所の日射量推定方法。
7. 当該基準運転指標の公式は下記の通りであり、
   [数２]
   

   

   当該基準定格発電容量とは当該基準太陽光発電所の定格発電容量であり、標準日射量は１０００Ｗ／ｍ^２である請求項６に記載の太陽光発電所の日射量推定方法。
8. 当該実際の運転指標の公式は下記の通りであり、
   [数３]
   

   

   当該定格発電容量とは当該太陽光発電所の定格発電容量であり、標準日射量は１０００Ｗ／ｍ^２であり、当該実際の運転指標は当該太陽光発電所の実際の発電効率指標を表し、当該実際の日射量は、当該太陽光発電所に設置されている日射計で当該測定周期内に測定して得た日射量であり、当該日射計の設置方向は、当該複数の第１ソーラーモジュールの設置方向と同じである請求項７に記載の太陽光発電所の日射量推定方法。
9. 当該複数の個々の発電量が異常か否かを判断するステップでは、当該複数の個々の発電量の平均値と標準偏差を算出し、当該標準偏差を当該平均値で割ることで当該個々の発電量の変動係数を取得する請求項８に記載の太陽光発電所の日射量推定方法。

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