JP2023023114A - 電力管理システム、電力管理サーバ、および、電力管理方法 - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電装置の発電電力の予測精度を向上させる。【解決手段】ＣＥＭＳサーバは、予測開始条件が成立すると（Ｓ１００にてＹＥＳ）、風向き予測結果を取得するステップ（Ｓ１０２）と、風上側地点を特定するステップ（Ｓ１０４）と、風下側地点を特定するステップ（Ｓ１０６）と、風上側地点の日射量の予測値と実測値とを用いて係数Ａを算出するステップ（Ｓ１１０）と、予測対象地域の日射量の予測値と実測値とを用いて係数Ｂを算出するステップ（Ｓ１１４）と、風下側地点の日射量の予測値と実測値を用いて係数Ｃを算出するステップ（Ｓ１１８）と、補正係数Ｄを算出するステップ（Ｓ１２０）と、予測対象地域の予測対象時刻における日射量の予測値を補正係数Ｄを用いて補正するステップ（Ｓ１２４）と、補正後の日射量の予測値を用いて予測対象時刻の発電電力を予測するステップ（Ｓ１２６）とを含む、処理を実行する。【選択図】図３

Description

本開示は、太陽光発電装置を用いた発電電力の管理に関する。

マイクログリッド等の電力網の電力調整リソースとして、たとえば、発電機、自然変動電源、電力貯蔵システム、充電設備、あるいは、電源を搭載した車両等が列挙される。そのうち自然変動電源としては、ソーラパネルなどの太陽光発電装置が列挙される。マイクログリッドの対象となる地域内に太陽光発電装置が設置される場合において、電力調整を精度高く行なうためには、その太陽光発電装置を用いた発電電力を精度高く予測することが求められる。

たとえば、特開２０１１－１２４２８７号公報（特許文献１）には、日射量を予測して、予測された日射量の情報から太陽光発電装置の発電電力を計算する技術が開示される。

特開２０１１－１２４２８７号公報

上述した日射量の予測情報としては、気象庁などの様々な機関から地域単位で提供されているが、予測の対象となる時刻（以下、予測対象時刻と記載する）における予測の対象となる地域（以下、予測対象地域と記載する）内の雲の量や風向き等により日射量が予測値よりも変動する場合がある。そのため、日射量が予測値から大きく変動すると、太陽光発電装置を用いた発電電力の予測精度も低下し、電力調整リソースが利用しにくくなる場合がある。

本開示は、上述した課題を解決するためになされたものであって、その目的は、太陽光発電装置の発電電力の予測精度を向上させる電力管理システム、電力管理サーバ、および、電力管理方法を提供することである。

本開示のある局面に係る電力管理システムは、予め定められた地域に設置される電力網の電力を管理する電力管理システムである。この電力管理システムは、予め定められた地域に設置され、電力網に接続される太陽光発電装置と、予め定められた地域内の太陽光発電装置が設置された基準地点における風向きを取得する取得装置と、予測対象時刻での基準地点における日射量の予測値を算出し、予測値を用いて太陽光発電装置の発電電力を算出する演算装置とを備える。演算装置は、現在時刻以前の基準地点の風上側の地点における日射量についての第１情報に対して、現在時刻以前の基準地点以外の他の地点における日射量についての第２情報よりも大きい重み付けで予測対象時刻での基準地点における日射量の予測値を補正する。

このようにすると、雲などの影響により日射量が当初の予測値よりも変動する場合、風上の地点における日射量についての第１情報を他の地点における日射量についての第２情報よりも大きい重み付けにすることにより、予測対象時刻での太陽光発電装置における日射量の予測値を精度高く補正することができる。そのため、太陽光発電装置の発電電力の予測精度を向上させることができる。

ある実施の形態においては、演算装置は、風上側の地点における日射量の実測値と予測値とを用いて第１補正量を算出する。演算装置は、他の地点における日射量の実測値と予測値とを用いて第２補正量を算出する。演算装置は、第１補正量を第２補正量よりも大きい重み係数を設定して予測対象時刻での基準地点における日射量の予測値を補正するための補正量を算出する。

このようにすると、予測対象時刻での基準地点における日射量の予測値を精度高く補正することができるため、太陽光発電装置の発電電力の予測精度を向上させることができる。

さらにある実施の形態においては、日射量の実測値は、日射計、カメラ、雨滴センサおよび温度センサのうちの少なくともいずれかを用いて取得される。

このようにすると、実測値を精度高く取得することができるとともに、取得した実測値を用いて予測対象時刻での太陽光発電装置における日射量の予測値を精度高く算出することができる。

さらにある実施の形態においては、日射量の予測値は、実測値の履歴を用いて算出される。

このようにすると、予測対象時刻での太陽光発電装置における日射量の予測値を精度高く算出することができる。

さらにある実施の形態においては、演算装置は、電力管理システムの外部のサーバから実測値および予測値のうちの少なくともいずれかを取得する。

このようにすると、外部のサーバから取得した実測値と予測値とを用いて予測対象時刻での太陽光発電装置における日射量の予測値を精度高く算出することができる。

本開示の他の局面に係る電力管理サーバは、予め定められた地域に設置される電力網の電力を管理する電力管理サーバである。予め定められた地域には、電力網に接続される太陽光発電装置が設置される。電力管理サーバは、予め定められた地域内の太陽光発電装置が設置された基準地点における風向きを取得し、予測対象時刻での基準地点における日射量の予測値を算出し、予測値を用いて太陽光発電装置の発電電力を算出する。電力管理サーバは、現在時刻以前の基準地点の風上側の地点における日射量についての第１情報に対して、現在時刻以前の基準地点以外の他の地点における日射量についての第２情報よりも大きい重み付けで予測対象時刻での前記基準地点における日射量の予測値を補正する。

本開示のさらに他の局面に係る電力管理方法は、予め定められた地域に設置される電力網の電力を管理する電力管理方法である。予め定められた地域には、電力網に接続される太陽光発電装置が設置される。この電力管理方法は、予め定められた地域内の太陽光発電装置が設置された基準地点における風向きを取得するステップと、予測対象時刻での基準地点における日射量の予測値を算出し、予測値を用いて太陽光発電装置の発電電力を算出するステップと、現在時刻以前の基準地点の風上側の地点における日射量についての第１情報に対して、現在時刻以前の基準地点以外の他の地点における日射量についての第２情報よりも大きい重み付けで予測対象時刻での基準地点における日射量の予測値を補正するステップとを含む。

本開示によると、太陽光発電装置の発電電力の予測精度を向上させる電力管理システム、電力管理サーバ、および、電力管理方法を提供することができる。

本実施の形態に係る電力管理システムの概略的な構成を示す図である。 予測対象地域での日射量を予測する構成の一例について説明するための図である。 ＣＥＭＳサーバで実行される処理の一例を示すフローチャートである。 基準地点を中心とした複数の方角に設定される複数の地点の一例を示す。 基準地点および複数の地点の各々における同時刻の日射量の実測値と予測値と方角とを表形式で示した図である。 現在時刻の風上側地点と予測対象地域の基準地点と風下側地点との各々における予測値と実測値と係数との関係の一例を示す。 予測対象時刻の予測対象地域の基準地点における予測値と補正後の予測値との関係の一例を示す。

以下、本開示の実施の形態について、図面を参照しながら詳細に説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。

図１は、本実施の形態に係る電力管理システムの概略的な構成を示す図である。電力管理システム１００は、たとえば、ＣＥＭＳ１と、ＣＥＭＳサーバ２と、受変電設備３と、電力系統４と、送配電事業者サーバ５とを備える。ＣＥＭＳとは、コミュニティエネルギー管理システム（Community Energy Management System）または街エネルギー管理システム（City Energy Management System）を意味する。

ＣＥＭＳ１は、工場エネルギー管理システム（ＦＥＭＳ：Factory Energy Management System）１１と、ビルエネルギー管理システム（ＢＥＭＳ：Building Energy Management System）１２と、ホームエネルギー管理システム（ＨＥＭＳ：Home Energy Management System）１３と、発電機１４と、自然変動電源１５と、電力貯蔵システム（ＥＳＳ：Energy Storage System）１６と、充電設備（ＥＶＳＥ：Electric Vehicle Supply Equipment）１７と、車両１８とを含む。ＣＥＭＳ１では、これらの構成要素によってマイクログリッドＭＧが構築されている。なお、マイクログリッドＭＧは、本開示に係る「電力網」の一例に相当する。

ＦＥＭＳ１１は、工場で使用される電力の需給を管理するシステムである。ＦＥＭＳ１１は、マイクログリッドＭＧから供給される電力によって動作する工場建屋（照明器具、空調設備等を含む）、産業設備（生産ライン等）などを含む。図示しないが、ＦＥＭＳ１１は、工場に設置された発電設備（発電機等）を含み得る。これらの発電設備により発電された電力がマイクログリッドＭＧに供給される場合もある。ＦＥＭＳ１１は、ＣＥＭＳサーバ２と双方向通信が可能なＦＥＭＳサーバ１１０をさらに含む。

ＢＥＭＳ１２は、オフィスまたは商業施設等のビルで使用される電力の需給を管理するシステムである。ＢＥＭＳ１２は、ビルに設置された照明器具および空調設備を含む。ＢＥＭＳ１２は、発電設備を含んでもよいし、冷熱源システム（廃熱回収システム、蓄熱システム等）を含んでもよい。ＢＥＭＳ１２は、ＣＥＭＳサーバ２と双方向通信が可能なＢＥＭＳサーバ１２０をさらに含む。

ＨＥＭＳ１３は、家庭で使用される電力の需給を管理するシステムである。ＨＥＭＳ１３は、マイクログリッドＭＧから供給される電力によって動作する家庭用機器（照明機器、空調装置、他の電気製品等）を含む。また、ＨＥＭＳ１３は、家庭用ヒートポンプシステム、家庭用コージェネレーションシステム、家庭用蓄電池などを含んでもよい。ＨＥＭＳ１１は、ＣＥＭＳサーバ２と双方向通信が可能なＨＥＭＳサーバ１３０をさらに含む。

発電機１４は、気象条件に依存しない発電設備であり、発電された電力をマイクログリッドＭＧに出力する。発電機１４は、蒸気タービン発電機、ガスタービン発電機、ディーゼルエンジン発電機、ガスエンジン発電機、バイオマス発電機、定置式の燃料電池などを含み得る。発電機１４は、発電時に発生する熱を活用するコージェネレーションシステムを含んでもよい。

自然変動電源１５は、気象条件によって発電出力が変動する発電設備であり、発電された電力をマイクログリッドＭＧに出力する。図１にはソーラパネルなどの太陽光発電装置１５Ａ（図２）が例示されているが、自然変動電源１５は、太陽光発電装置１５Ａに加えて、風力発電装置を含んでもよい。

電力貯蔵システム１６は、自然変動電源１５などにより発電された電力を蓄える定置式電源である。電力貯蔵システム１６は、二次電池であり、たとえば車両で使用されたバッテリ（リサイクル品）のリチウムイオン電池またはニッケル水素電池である。ただし、電力貯蔵システム１６は、二次電池に限られず、余剰電力を用いて気体燃料（水素、メタン等）を製造するパワー・ツー・ガス（Power to Gas）機器であってもよい。

充電設備１７は、マイクログリッドＭＧに電気的に接続され、マイクログリッドＭＧとの間で充電および放電（給電）が可能に構成されている。

車両１８は、具体的には、プラグインハイブリッド車（ＰＨＶ：Plug-in Hybrid Vehicle）、電気自動車（ＥＶ：Electric Vehicle）等である。車両１８は、外部充電および外部給電のうちの一方または両方が可能に構成されている。すなわち、車両１８は、充電ケーブルが車両１８のインレット（図示せず）に接続された場合に、マイクログリッドＭＧから車両１８へと電力を供給することが可能に構成されている（外部充電）。また、車両１８は、充電ケーブルが車両１８のアウトレット（図示せず）に接続された場合に、車両１８からマイクログリッドＭＧへと電力を供給することが可能に構成されていてもよい（外部給電）。

なお、図１に示す例では、ＣＥＭＳ１に含まれるＦＥＭＳ１１、ＢＥＭＳ１２、ＨＥＭＳ１３、発電機１４、自然変動電源１５、電力貯蔵システム１６の数が１個ずつであるが、これらのシステムまたは設備の含有数は任意である。ＣＥＭＳ１は、これらのシステムまたは設備を複数含んでもよい、また、ＣＥＭＳ１に含まれないシステムまたは設備があってもよい。ＣＥＭＳ１に含まれるＦＥＭＳ１１（工場建屋、産業設備等）、ＢＥＭＳ１２（照明器具、空調設備等）、ＨＥＭ１３（家庭用機器等）、発電機１４、自然変動電源１５、電力貯蔵システム１６、充電設備１７、車両１８の各々は、本開示に係る「電力調整リソース」に相当するため、これらのシステムまたは設備を特に区別しない場合には以下、「電力調整リソース」とも記載する。

ＣＥＭＳサーバ２は、ＣＥＭＳ１内の電力調整リソースを管理するコンピュータである。ＣＥＭＳサーバ２は、制御装置２１と、記憶装置２２と、通信装置２３とを含む。制御装置２１は、プロセッサを含み、所定の演算処理を実行するように構成されている。記憶装置２２は、制御装置２１により実行されるプログラムを記憶するメモリを含み、そのプログラムで使用される各種情報（マップ、関係式、パラメータ等）を記憶している。通信装置２３は、通信インターフェースを含み、外部（他のサーバ等）と通信するように構成されている。

ＣＥＭＳサーバ２は、アグリゲータサーバであってもよい。アグリゲータとは、複数の電力調整リソースを束ねてエネルギーマネジメントサービスを提供する電気事業者である。ＣＥＭＳサーバ２は、本開示に係る「電力管理サーバ」に相当する。

受変電設備３は、マイクログリッドＭＧの連系点（受電点）に設けられ、マイクログリッドＭＧと電力系統４との並列（接続）／解列（切り離し）を切り替え可能に構成されている。受変電設備３は、いずれも図示しないが、高圧側（一次側）の開閉装置、変圧器、保護リレー、計測機器および制御装置を含む。マイクログリッドＭＧが電力系統４と連系しているときに、受変電設備３は、電力系統４から、たとえば特別高圧（７０００Ｖを超える電圧）の交流電力を受電し、受電した電力を降圧してマイクログリッドＭＧに供給する。

電力系統４は、発電所および送配電設備によって構築された電力網である。この実施の形態では、電力会社が発電事業者と送配電事業者とを兼ねる。電力会社は、一般送配電事業者に相当するとともに、電力系統４の管理者に相当し、電力系統４を保守および管理する。

送配電事業者サーバ５は、電力会社に帰属し、電力系統４の電力需給を管理するコンピュータである。送配電事業者サーバ５もＣＥＭＳサーバ２と双方向通信が可能に構成されている。

以上のような構成を有する電力管理システム１００において、上述したとおり、マイクログリッドＭＧの電力調整リソースとして用いられる自然変動電源１５としては、ソーラパネルなどの太陽光発電装置１５Ａが列挙される。マイクログリッドＭＧの対象となる予め定められた地域内に太陽光発電装置１５Ａが設置される場合において、電力調整を精度高く行なうためには、その太陽光発電装置１５Ａを用いた発電電力を精度高く予測することが求められる。そのため、たとえば、日射量を予測して、予測された日射量の情報から太陽光発電装置１５Ａの発電量を算出することが考えられる。

図２は、予測対象地域１０２での日射量を予測する構成の一例について説明するための図である。予測対象地域１０２は、自然変動電源１５に含まれる太陽光発電装置１５Ａが設置される地点を含む地域であって、たとえば、市町村単位であってもよいし、基準地点を中心とした円形あるいは矩形の地域であってもよい。図２においては、予測対象地域１０２は、たとえば、基準地点を中心とした矩形の地域である場合を一例として説明する。基準地点は、太陽光発電装置１５Ａが設置される位置である。なお、基準地点と太陽光発電装置１５Ａの設置地点とは、同一の地点であることに限定されるものではなく、少なくとも日射量の予測値の差がしきい値以下となる範囲で異なる地点であってもよい。

図２に示すように、ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、予測対象地域１０２内に設定される基準地点における日射量の実測値を示す情報と、現在時刻よりも後の時点における日射量の予測値を示す情報と、基準地点における現在時刻よりも後の時点に予測される風向を示す情報とを外部サーバ２００から取得する。外部サーバ２００は、たとえば、気象庁のサーバや、日射量に関する情報を外部に提供する機関のサーバなどを含む。

予測対象地域１０２の基準地点には、風向計１１６と日射計１１８とが設置される。風向計１１６は、風向きを検出し、検出結果を示す情報を外部サーバ２００に送信する。日射計１１８は、日射量を検出し、検出結果を示す情報を外部サーバ２００に送信する。さらに予測対象地域１０２の周辺に設定される複数の地点には、日射計１１９．１～１１９．ｎが設置される。日射計１１９．１～１１９．ｎの各々は、日射量を検出し、検出結果を示す情報を外部サーバ２００に送信する。

外部サーバ２００は、たとえば、基準地点における現在時刻よりも後の時点の風向きを基準地点に設けられる風向計１１６の実測値、気圧配置や気圧配置の変化予測等に基づいて予測する。外部サーバ２００は、日射計１１８，１１９．１～１１９．ｎから取得される日射量の実測値の履歴を用いて現在時刻よりも後の時点の日射量の予測値を算出する。予測方法としては公知の技術を用いればよくその詳細な説明は行なわない。外部サーバ２００は、各地点の同時刻の日射量の実測値と予測値とを対応づけて記憶装置（図示せず）に記憶させる。外部サーバ２００は、ＣＥＭＳサーバ２からの予測対象地域１０２における日射量に関する情報についての要求に応じて日射量の実測値と予測値とに関する情報をＣＥＭＳサーバ２に送信する。

ＣＥＭＳサーバ２は、予測対象時刻での予測対象地域１０２における太陽光発電装置１５Ａの発電電力を日射量の予測値を用いて算出することができる。予測対象時刻は、たとえば、現在時刻から予め定められた時間（たとえば、３０分や１時間）が経過した後の時刻であってもよいし、電力調整が実施される時刻であってもよい。

上述した日射量の予測情報としては、外部サーバ２００から地域単位で提供されているが、予測対象時刻における予測対象地域１０２内の雲の量や風向き等により日射量が予測値よりも変動する場合がある。そのため、日射量が予測値から大きく変動すると、太陽光発電装置１５Ａを用いた発電電力の予測精度も低下し、電力調整リソースが利用しにくくなる場合がある。

そこで、本実施の形態においては、電力管理システム１００における「演算装置」に相当するＣＥＭＳサーバ２が、現在時刻以前の基準地点の風上側の地点における日射量についての第１情報に対して、現在時刻以前の他の地点における日射量についての第２情報よりも大きい重み付けで予測対象時刻での基準地点における日射量の予測値を補正するものとする。

このようにすると、雲などの影響により日射量が当初の予測値よりも変動する場合、風上側の地点における日射量についての第１情報を他の地点における日射量についての第２情報よりも大きい重み付けにすることにより、予測対象時刻での太陽光発電装置１５Ａにおける日射量の予測値を精度高く補正することができる。そのため、太陽光発電装置１５Ａの発電電力の予測精度を向上させることができる。

以下、図３を参照して、ＣＥＭＳサーバ２で実行される処理の一例について説明する。図３は、ＣＥＭＳサーバ２で実行される処理の一例を示すフローチャートである。このフローチャートに示される一連の処理は、所定の周期毎に繰り返し実行される。

ステップ（以下、ステップをＳと記載する）１００にて、ＣＥＭＳサーバ２は、予測開始条件が成立するか否かを判定する。予測開始条件は、たとえば、太陽光発電装置１５Ａに対して予測対象時刻における発電電力の予測が要求されるという条件を含む。ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、送配電事業者サーバ５からの予測対象時刻に発電電力を用いた電力調整（たとえば、電力系統４に対する電力の供給）が要求される場合に予測対象時刻における発電電力の予測が要求されるという条件が成立したと判定する。予測開始条件が成立すると判定される場合（Ｓ１００にてＹＥＳ）、処理はＳ１０２に移される。

Ｓ１０２にて、ＣＥＭＳサーバ２は、風向き予測結果を取得する。ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、外部サーバ２００から予測対象時刻において予測される基準地点における風向きについての情報を風向き予測結果として取得する。

Ｓ１０４にて、ＣＥＭＳサーバ２は、風上側地点を特定する。基準地点の風上方向にある地点を風上側地点として特定する。

ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、基準地点を中心とした複数の方角の各々に１以上の地点を予め設定しておき、風向き予測結果から得られる風向きに対して風上側に対応する方角の地点を風上側地点として特定する。本実施の形態においては、たとえば、８方向に分かれて設定される方角の各々に計８カ所の地点Ａ１～Ａ８が設定されるものとする。

図４は、基準地点を中心とした複数の方角に設定される複数の地点Ａ１～Ａ８の一例を示す。複数の地点Ａ１～Ａ８は、予測対象地域１０２内に設定される基準地点を中心として、北、北西、西、南西、南、南東、東、北東の各方角に予め設定される地点である。各方角に設定される地点は、各方角として設定される範囲内であればよく、特に図４に示す複数の地点Ａ１～Ａ８の位置に限定されるものではない。

複数の地点Ａ１～Ａ８には、日射計が設置されている。上述の日射計１１９．１～１１９．ｎは、複数の地点Ａ１～Ａ８に設置される日射計を含む。すなわち、基準地点を含む各地点おける日射量の実測値と予測値とは外部サーバ２００から取得可能となる。ＣＥＭＳサーバ２には、各地点と同時刻の日射量の実測値と予測値とが対応づけて記憶されるとともに、各地点と現在時刻よりも後の予測対象時刻における日射量の予測値とが対応付けて記憶される。その後に時刻が予測対象時刻に到達すると日射量の検出結果を示す値が実測値として外部サーバ２００から取得され、ＣＥＭＳサーバ２に記憶される同時刻の予測値に対応づけて記憶される。これらの情報は、ＣＥＭＳサーバ２において表形式（後述）で記憶され、ＣＥＭＳサーバ２は、これらの情報から各地点に対応する日射量の実測値および予測値を取得する。

ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、予測対象時刻での基準地点における風向きが南向きである場合には、基準地点よりも北側の地点Ａ１を風上側地点として特定する。

Ｓ１０６にて、ＣＥＭＳサーバ２は、風下側地点を特定する。ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、予測対象時刻における風向きが南向きである場合には、基準地点よりも南側の地点Ａ５を風下側地点として特定する。

Ｓ１０８にて、ＣＥＭＳサーバ２は、風上側地点の現在時刻における日射量の予測値と実測値とを取得する。

Ｓ１１０にて、ＣＥＭＳサーバ２は、係数Ａを算出する。ＣＥＭＳサーバ２は、風上側地点の現在時刻における日射量の予測値に対する実測値の比（＝実測値／予測値）を係数Ａとして算出する。

Ｓ１１２にて、ＣＥＭＳサーバ２は、予測対象地域１０２（基準地点）の現在時刻における日射量の予測値と実測値とを取得する。

Ｓ１１４にて、ＣＥＭＳサーバ２は、係数Ｂを算出する。ＣＥＭＳサーバ２は、予測対象地域１０２の現在時刻における日射量の予測値に対する実測値の比を係数Ｂとして算出する。

Ｓ１１６にて、ＣＥＭＳサーバ２は、風下側地点の現在時刻における日射量の予測値と実測値とを取得する。

Ｓ１１８にて、ＣＥＭＳサーバ２は、係数Ｃを算出する。ＣＥＭＳサーバ２は、風下側地点の現在時刻における日射量の予測値に対する実測値の比を係数Ｃとして算出する。

Ｓ１２０にて、ＣＥＭＳサーバ２は、補正係数Ｄを算出する。補正係数Ｄは、予測対象時刻での予測対象地域１０２（基準地点）における予測値を補正するための係数である。ＣＥＭＳサーバ２は、係数Ａと、係数Ｂと、係数Ｃとを用いて補正係数Ｄを算出する。ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、係数Ａと、係数Ｂと係数Ｃとの加重平均により補正係数Ｄを算出する。すなわち、ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、Ｄ＝（ｗ１×Ａ＋ｗ２×Ｂ＋ｗ３×Ｃ）／（ｗ１＋ｗ２＋ｗ３）の式を用いて補正係数Ｄを算出する。ｗ１，ｗ２，ｗ３は、係数Ａ，Ｂ，Ｃにそれぞれ設定される重み係数を示す。このとき、重み係数ｗ１は、他の地点の重み係数ｗ２，ｗ３の各々よりも大きい値が設定される。なお、重み係数ｗ１，ｗ２，ｗ３としては、予め定められた値であってもよいし、あるいは、季節等を示す月日や風速などによって設定してもよい。たとえば、風速が大きい場合や、風が強い季節を示す月日である場合には、重み係数ｗ１を風速が小さい場合よりも大きくしてもよい。

Ｓ１２２にて、ＣＥＭＳサーバ２は、予測対象地域１０２の予測対象時刻における日射量の予測値を取得する。ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、外部サーバ２００から予測対象地域１０２の予測対象時刻における日射量の予測値を取得する。

Ｓ１２４にて、ＣＥＭＳサーバ２は、予測対象地域１０２の予測対象時刻における日射量の予測値を補正する。具体的には、ＣＥＭＳサーバ２は、外部サーバ２００から取得した予測対象地域１０２の予測対象時刻における日射量の予測値に補正係数Ｄを乗算して算出された値を補正後の予測値とする。

Ｓ１２６にて、ＣＥＭＳサーバ２は、予測対象地域１０２の予測対象時刻における発電電力を予測する。具体的には、ＣＥＭＳサーバ２は、補正後の日射量の予測値と、所定の日射量当たりの太陽光発電装置１５Ａにおける発電電力とを用いて予測対象地域１０２の予測対象時刻における発電電力を算出する。

以上のような構造およびフローチャートに基づく本実施の形態におけるＣＥＭＳサーバ２の動作の一例について図５～図７を参照しつつ説明する。

図５は、基準地点および複数の地点Ａ１～Ａ８の各々における同時刻の日射量の実測値と予測値と方角とを表形式で示した図である。ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、外部サーバ２００からの情報を用いて、図５に示すように、基準地点および複数の地点Ａ１～Ａ８の各々における同時刻の日射量の実測値と予測値とを対応づけて記憶している。ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、現在時刻における各地点の日射量の実測値を外部サーバ２００から取得すると、事前に取得していた現在時刻における各地点における日射量の予測値と対応づけて記憶している。図５には、たとえば、現在時刻において、基準地点における日射量の実測値がＩａ（０）であって、日射量の予測値がＩｂ（０）であり、複数の地点Ａ１～Ａ８における日射量に実測値がそれぞれＩａ（１）～Ｉａ（８）であって、日射量の予測値がそれぞれＩｂ（１）～Ｉｂ（８）であることが示されている。図６は、現在時刻の風上側地点（Ａ１）と予測対象地域１０２の基準地点と風下側地点（Ａ５）との各々における予測値と実測値と係数との関係の一例を示す。図７は、予測対象時刻の予測対象地域１０２の基準地点における予測値と補正後の予測値との関係の一例を示す。

たとえば、現在時刻から予め定められた時間経過した後の予測対象時刻において、太陽光発電装置１５Ａの発電電力の予測が要求されることによって予測開始条件が成立すると（Ｓ１００にてＹＥＳ）、外部サーバ２００から予測対象時刻における基準地点での風向きの予測結果が取得される（Ｓ１０２）。そして、風向きの予測結果を用いて風上側地点が特定される（Ｓ１０４）。たとえば、風向きの予測結果が南向きである場合には、北の方角の地点Ａ１が風上側地点として特定される。さらに、風向きの予測結果を用いて風下側地点が特定される（Ｓ１０６）。たとえば、風向きの予測結果が南向きである場合には、南の方角の地点Ａ５が風下側地点として特定される。

特定された風上側地点の現在時刻における日射量の実測値Ｉａ（１）と予測値Ｉｂ（１）とが取得される（Ｓ１０８）。取得された地点Ａ１における予測値に対する実測値の比Ｃａ（１）（＝Ｉａ（１）／Ｉｂ（１））が係数Ａ（図６参照）として算出される（Ｓ１１０）。

次に予測対象地域１０２の基準地点での現在時刻における日射量の実測値Ｉａ（０）と予測値Ｉｂ（０）とが取得される（Ｓ１１２）。そして、予測対象地域１０２の現在時刻における日射量の予測値Ｉｂ（０）に対する実測値Ｉａ（０）の比Ｃａ（０）（＝Ｉａ（０）／Ｉｂ（０））が係数Ｂ（図６参照）として算出される（Ｓ１１４）。

さらに特定された風下側地点の現在時刻における日射量の実測値Ｉａ（５）と予測値Ｉｂ（５）とが取得される（Ｓ１１６）。取得された地点Ａ５における予測値に対する実測値の比Ｃａ（５）（＝Ｉａ（５）／Ｉｂ（５））が係数Ｃ（図６参照）として算出される（Ｓ１１８）。

算出された係数Ａ，ＢおよびＣを用いて補正係数Ｄが算出される（Ｓ１２０）。具体的には、上述したとおり、Ｄ＝（ｗ１×Ａ＋ｗ２×Ｂ＋ｗ３×Ｃ）／（ｗ１＋ｗ２＋ｗ３）の式により、補正係数Ｄが算出される。このとき、重み係数ｗ１は、ｗ２，ｗ３のいずれよりも大きい値であるため、補正係数Ｄの算出において、係数Ａの方が係数Ｂ，Ｃよりも重み付けが大きく設定されていることになる。

そして、予測対象地域１０２の予測対象時刻における日射量の予測値Ｉｂが取得され（Ｓ１２２）、取得された予測値Ｉｂに算出された補正係数Ｄ（図７参照）が乗算されて補正後の予測値Ｉｂ’（＝Ｉｂ×Ｄ）が算出される（Ｓ１２４）。算出された補正後の予測値Ｉｂ’を用いて予測対象地域１０２の予測対象時刻における発電電力が予測される（Ｓ１２６）。

以上のようにして、本実施の形態に係る電力管理システム１００によると、雲などの影響により日射量が当初の予測値よりも変動する場合、風上側地点における係数Ａの重み係数Ｗ１を他の地点における係数Ｂ，Ｃの重み係数ｗ２，ｗ３よりも大きい値に設定することにより、予測対象時刻での太陽光発電装置１５Ａにおける日射量の予測値を精度高く補正することができる。そのため、太陽光発電装置１５Ａの発電電力の予測精度を向上させることができる。したがって、太陽光発電装置の発電電力の予測精度を向上させる電力管理システム、電力管理サーバ、および、電力管理方法を提供することができる。

さらに日射量の実測値は、各地点に設置される日射計を用いて取得されるので、日射量の実測値を精度高く取得することができる。そのため、外部サーバ２００から取得した実測値や実測値の履歴を用いて予測対象時刻での太陽光発電装置１５Ａにおける日射量の予測値を精度高く算出することができる。

以下、変形例について記載する。
上述の実施の形態では、日射計を用いて日射量の実測値が検出されるものとして説明したが、日射計に代えてまたは加えてカメラ、雨滴センサおよび温度センサのうちの少なくともいずれかを用いて日射量の実測値が検出されてもよい。たとえば、カメラを用いて取得される光量により日射量の実測値を検出してもよいし、雨滴センサによる降雨の有無や温度センサによって雲の量を予測し、予測結果に基づいて雲の量が多い場合などにおいては日射量の実測値の急変を抑制するなどの徐変処理を行なうようにしてもよい。

さらに上述の実施の形態では、方角として８方向に分割し、各方角に日射量の実測値と予測値とを取得可能な地点を設定する場合を一例として説明したが、方角として４方向（東、西、南、北）に分割し、各方角に日射量の実測値と予測値とを取得可能な地点を設定してもよいし、あるいは、方角として１６方向以上に細分化して分割し、各方角に日射量の実測値と予測値とを取得可能な地点を設定してもよい。

さらに上述の実施の形態では、風上側地点および風下側地点は、予測対象地域１０２外の地点である場合を一例として説明したが、たとえば、風上側地点および風下側地点は、それぞれ予測対象地域１０２の基準地点に対して風上側および風下側の地点であればよく、予測対象地域１０２内の地点であってもよい。

さらに上述の実施の形態では、ＣＥＭＳサーバ２は、基準地点および予測対象地域１０２外の複数の地点の各々における日射量に関する情報を外部サーバ２００から取得するものとして説明したが、ＣＥＭＳサーバ２は、各地点に設置された日射計等を用いて日射量に関する情報を直接的に取得するようにしてもよい。

さらに上述の実施の形態では、係数Ａ，ＢおよびＣを用いて補正係数Ｄを算出し、予測対象時刻での予測対象地域１０２における日射量の予測値に算出した補正係数Ｄを乗算することによって、補正後の予測値を算出するものとして説明したが、たとえば、各地点の実測値と予測値との差分を算出し、算出された各地点の差分の加重平均を補正量として算出し、予測対象時刻での予測対象地域１０２における日射量の予測値に、算出された補正量を加算することによって、補正後の予測値を算出してもよい。この場合、風上側地点の差分の重み係数を他の地点の差分の重み係数よりも大きい値が設定される。

さらに上述の実施の形態では、予測対象地域１０２の周囲の各方角に対して１地点が設定されるものとして説明したが、各方角に対して複数の地点が設定されてもよい。この場合、ＣＥＭＳサーバ２は、風上側あるいは風下側として特定された方角の複数の地点における日射量の実測値の平均値と、予測値の平均値を用いて補正係数Ｄを算出してもよいし、同一方角の複数の地点のうち、より風上側あるいは風下側に近い一方の地点の実測値と予測値とを用いて補正係数Ｄを算出してもよい。

さらに上述の実施の形態では、風上側地点における係数Ａに対して、基準地点と風下側地点とを含む他の地点における係数Ｂ，Ｃよりも重み係数を大きく設定するものとして説明したが、他の地点としては、基準地点と風下側地点とに限定されるものではなく、たとえば、基準地点のみであってもよいし、あるいは、風下側地点のみであってもよい。

さらに上述の実施の形態では、ＣＥＭＳサーバ２において予測対象時刻における発電電力が予測されるものとして説明したが、ＣＥＭＳサーバ２とは別のサーバにより予測対象時刻における発電電力が予測され、予測結果がＣＥＭＳサーバ２に送信されるようにしてもよい。

さらに上述の実施の形態において、ＣＥＭＳサーバ２において予測対象時刻における発電電力が予測されるものとして説明したが、たとえば、電力調整予定期間中の発電電力量が予測されるようにしてもよい。ＣＥＭＳサーバ２は、たとえば、予測される発電電力に制御周期を乗算し、電力調整予定期間分（あるいは、予め定められた期間）を積算して電力調整予定期間中の発電電力量を予測してもよい。

さらに上述の実施の形態において、ＣＥＭＳサーバ２は、外部サーバ２００から各地点の日射量の予測値を取得するものとして説明したが、ＣＥＭＳサーバ２において各地点の日射量の実測値の履歴を用いて各地点の日射量の予測値を算出してもよい。たとえば、ＣＥＭＳサーバ２は、各地点（基準地点および地点Ａ１～Ａ８の各々）の日射計から日射量の実測値を取得し、取得した日射量の実測値の履歴を用いて各地点の日射量の予測値を算出してもよい。

さらに上述の実施の形態において、ＣＥＭＳサーバ２は、基準地点の風上側の地点における日射量の実測値と予測値とを用いて算出される係数Ａの重み係数ｗ１が、他の地点における人社量の実測値と予測値とを用いて算出される係数Ｂ，Ｃの重み係数ｗ２，ｗ３よりも大きい値に設定して、予測対象時刻での基準地点における日射量の予測値を補正するものとして説明したが、重み係数ｗ１，ｗ２，ｗ３のうちの少なくともいずれかは、予め定められた値であってもよいし、あるいは、基準地点における風速を用いて設定されてもよい。あるいは、重み係数ｗ１は、風上側の地点における風速を用いて設定され、重み係数ｗ２は、基準地点における風速を用いて設定され、重み係数ｗ３は、風下側の地点における風速を用いて設定されてもよい。あるいは、基準地点における風速を用いて係数Ａ，ＢおよびＣが補正されてもよいし、風上側の地点における風速を用いて係数Ａが補正され、基準地点における風速を用いて係数Ｂが補正され、風下側の地点における風速を用いて係数Ｃが補正されてもよい。

なお、上記した変形例は、その全部または一部を適宜組み合わせて実施してもよい。
今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１ ＣＥＭＳ、２ ＣＥＭＳサーバ、３ 受変電設備、４ 電力系統、５ 送配電事業者サーバ、１１ ＦＥＭＳ、１２ ＢＥＭＳ、１３ ＨＥＭＳ、１４ 発電機、１５ 自然変動電源、１５Ａ 太陽光発電装置、１６ 電力貯蔵システム、１７ 充電設備、１８ 車両、２１ 制御装置、２２ 記憶装置、２３ 通信装置。１００ 電力管理システム、１０２ 予測対象地域、１１０ ＦＥＭＳ サーバ、１２０ ＢＥＭＳサーバ、１３０ ＨＥＭＳサーバ、１１６ 風向計、１１８ 日射計、２００ 外部サーバ。

Claims (7)

1. 予め定められた地域に設置される電力網の電力を管理する電力管理システムであって、
   前記予め定められた地域に設置され、前記電力網に接続される太陽光発電装置と、
   前記予め定められた地域内の前記太陽光発電装置が設置された基準地点における風向きを取得する取得装置と、
   予測対象時刻での前記基準地点における日射量の予測値を算出し、前記予測値を用いて前記太陽光発電装置の発電電力を算出する演算装置とを備え、
   前記演算装置は、現在時刻以前の前記基準地点の風上側の地点における日射量についての第１情報に対して、前記現在時刻以前の前記基準地点以外の他の地点における日射量についての第２情報よりも大きい重み付けで前記予測対象時刻での前記基準地点における日射量の予測値を補正する、電力管理システム。
2. 前記演算装置は、
   前記風上側の地点における日射量の実測値と予測値とを用いて第１補正量を算出し、
   前記他の地点における日射量の実測値と予測値とを用いて第２補正量を算出し、
   前記第１補正量を前記第２補正量よりも大きい重み係数を設定して前記予測対象時刻での前記基準地点における日射量の予測値を補正するための補正量を算出する、請求項１に記載の電力管理システム。
3. 前記日射量の実測値は、日射計、カメラ、雨滴センサおよび温度センサのうちの少なくともいずれかを用いて取得される、請求項２に記載の電力管理システム。
4. 前記日射量の予測値は、前記実測値の履歴を用いて算出される、請求項２または３に記載の電力管理システム。
5. 前記演算装置は、前記電力管理システムの外部のサーバから前記実測値および前記予測値のうちの少なくともいずれかを取得する、請求項２～４のいずれかに記載の電力管理システム。
6. 予め定められた地域に設置される電力網の電力を管理する電力管理サーバであって、前記予め定められた地域には、前記電力網に接続される太陽光発電装置が設置され、
   前記電力管理サーバは、
   前記予め定められた地域内の前記太陽光発電装置が設置された基準地点における風向きを取得し、
   予測対象時刻での前記基準地点における日射量の予測値を算出し、前記予測値を用いて前記太陽光発電装置の発電電力を算出し、
   現在時刻以前の前記基準地点の風上側の地点における日射量についての第１情報に対して、前記現在時刻以前の前記基準地点以外の他の地点における日射量についての第２情報よりも大きい重み付けで前記予測対象時刻での前記基準地点における日射量の予測値を補正する、電力管理サーバ。
7. 予め定められた地域に設置される電力網の電力を管理する電力管理方法であって、前記予め定められた地域には、前記電力網に接続される太陽光発電装置が設置され、
   前記予め定められた地域内の前記太陽光発電装置が設置された基準地点における風向きを取得するステップと、
   予測対象時刻での前記基準地点における日射量の予測値を算出し、前記予測値を用いて前記太陽光発電装置の発電電力を算出するステップと、
   現在時刻以前の前記基準地点の風上側の地点における日射量についての第１情報に対して、前記現在時刻以前の前記基準地点以外の他の地点における日射量についての第２情報よりも大きい重み付けで前記予測対象時刻での前記基準地点における日射量の予測値を補正するステップとを含む、電力管理方法。

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