JP2023145971A - 発電量予測装置、発電量予測方法および発電量予測プログラム - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測する。【解決手段】太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部とを備え、前記算出部は、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する。【選択図】図７

Description

本開示は、発電量予測装置、発電量予測方法および発電量予測プログラムに関する。

従来、太陽光発電システムにおける発電量を予測する技術が提案されている。

たとえば、特許文献１（特開２００６－３３９０８号公報）には、以下のような発電量予測方法が開示されている。すなわち、発電量予測方法は、太陽光発電システム予測装置において太陽光発電システムの発電量を予測する方法であって、日射量予測式導出手段が、太陽光発電システムの設置地域において過去に観測された天気現象と、該地域において過去に計測された日射量とを基に日射量予測式を導出するステップと、日射量予測計算手段が、該地域に対する予測対象日または予測対象時間帯についての天気予報と、予測対象日の予測実施時刻前に該地域において計測された日射量とを前記日射量予測式に入力することにより、該地域における日射量を予測するステップと、発電量予測計算手段が、予測された日射量と、前記地域に対する予測対象日または予測対象時間帯についての気温予報とを、日射量と気温の情報から発電量を計算することが可能な太陽光発電システムモデルに入力することにより、前記太陽光発電システムの発電量を予測するステップとを有する。

また、特許文献２（特開２０１５－３５５２０号公報）には、以下のような推定方法が開示されている。すなわち、推定方法は、太陽光発電システムによる発電電力を推定するための推定方法であって、発電電力を推定しようとしている推定対象時における推定対象時日射量、及び前記推定対象時における推定対象時気温を取得する取得ステップと、前記推定対象時日射量、及び前記推定対象時気温から、下記式（１）に基づいて、前記推定対象時における推定発電電力を演算する演算ステップとを含む。
推定発電電力＝日射量×ｆ（日射量，気温）・・・（１）
ただし、式（１）中、ｆ（日射量，気温）は、日射量及び気温を変数として含んだ関数を示す。

特開２００６－３３９０８号公報 特開２０１５－３５５２０号公報

特許文献１および２に記載の技術を超えて、太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測することが可能な技術が望まれる。

本開示は、上述の課題を解決するためになされたもので、その目的は、太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測することが可能な発電量予測装置、発電量予測方法および発電量予測プログラムを提供することである。

本開示の発電量予測装置は、太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部とを備え、前記算出部は、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する。

本開示の発電量予測装置は、太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部とを備え、前記算出部は、前記予測情報に基づいて前記発電部ごとの発電量の予測値を算出し、前記太陽光発電システムにおけるＰＣＳに接続された複数の前記発電部のうちの前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する１または複数の前記発電部以外の前記発電部、の発電量の前記予測値を加算することにより、前記ＰＣＳの発電容量を上限とする前記ＰＣＳの発電量の予測値であるＰＣＳ予測値を算出し、前記ＰＣＳごとの前記ＰＣＳ予測値を加算することにより前記予測発電量を算出する。

本開示の発電量予測方法は、発電量予測装置における発電量予測方法であって、太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得するステップと、前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得するステップと、取得した前記予測情報および前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出するステップとを含み、前記予測発電量を算出するステップにおいては、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する。

本開示の発電量予測プログラムは、発電量予測装置において用いられる発電量予測プログラムであって、コンピュータを、太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部、として機能させるためのプログラムであり、前記算出部は、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する。

本開示の一態様は、このような特徴的な処理部を備える発電量予測装置として実現され得るだけでなく、発電量予測装置の一部または全部を実現する半導体集積回路として実現され得たり、発電量予測装置を含む発電量予測システムとして実現され得る。

本開示によれば、太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測することができる。

図１は、本開示の実施の形態に係る太陽光発電システムの構成を示す図である。 図２は、本開示の実施の形態に係るＰＣＳユニットの構成を示す図である。 図３は、本開示の実施の形態に係る集電ユニットの構成を示す図である。 図４は、本開示の実施の形態に係る太陽電池ユニットの構成を示す図である。 図５は、本開示の実施の形態に係る発電量予測システムの構成を示す図である。 図６は、本開示の実施の形態に係る判定システムにおける監視装置の構成を示す図である。 図７は、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置の構成を示す図である。 図８は、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置による予測発電量の算出結果の一例を示す図である。 図９は、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置が学習モデルＭｄの作成を行う際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。 図１０は、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置が予測発電量Ｐｘの算出を行う際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。

最初に、本開示の実施形態の内容を列記して説明する。

（１）本開示の実施の形態に係る発電量予測装置は、太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部とを備え、前記算出部は、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する。

このように、太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得し、検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された予測発電量を算出する構成により、太陽光発電システムにおいて異常が発生した場合において、異常の発生に伴う発電量の低下が考慮された予測発電量を算出することができる。したがって、太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測することができる。

（２）前記検知情報取得部は、前記発電部の故障の検知結果を示す前記検知情報を取得してもよく、前記算出部は、前記検知情報が示す故障した前記発電部の発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出してもよい。

このような構成により、発電部の故障に伴う発電量の低下が考慮された予測発電量を算出することができる。

（３）前記検知情報取得部は、前記太陽光発電システムにおけるＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）の故障の検知結果を示す前記検知情報を取得してもよく、前記算出部は、前記検知情報が示す故障した前記ＰＣＳに接続された前記発電部の発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出してもよい。

このような構成により、ＰＣＳの故障に伴う発電量の低下が考慮された予測発電量を算出することができる。

（４）本開示の実施の形態に係る発電量予測装置は、太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部とを備え、前記算出部は、前記予測情報に基づいて前記発電部ごとの発電量の予測値を算出し、前記太陽光発電システムにおけるＰＣＳに接続された複数の前記発電部のうちの前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する１または複数の前記発電部以外の前記発電部、の発電量の前記予測値を加算することにより、前記ＰＣＳの発電容量を上限とする前記ＰＣＳの発電量の予測値であるＰＣＳ予測値を算出し、前記ＰＣＳごとの前記ＰＣＳ予測値を加算することにより前記予測発電量を算出する。

このように、予測情報に基づいて発電部ごとの発電量の予測値を算出し、検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電部以外の発電部の発電量の予測値を加算する構成により、正常な発電部の発電量の予測値に基づいて予測発電量を算出することができる。また、ＰＣＳごとに算出したＰＣＳ予測値を加算して予測発電量を算出する構成により、ＰＣＳの発電容量の上限値を考慮して予測発電量を算出することができる。したがって、太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測することができる。

（５）前記算出部は、前記発電部ごとの発電量の予測値を出力する学習モデルを用いて、前記発電部ごとの発電量の予測値を算出してもよい。

このような構成により、発電部ごとの発電量の予測値を簡単に算出することができる。

（６）本開示の実施の形態に係る発電量予測方法は、発電量予測装置における発電量予測方法であって、太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得するステップと、前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得するステップと、取得した前記予測情報および前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出するステップとを含み、前記予測発電量を算出するステップにおいては、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する。

このように、太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得し、検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された予測発電量を算出する方法により、太陽光発電システムにおいて異常が発生した場合において、異常の発生に伴う発電量の低下が考慮された予測発電量を算出することができる。したがって、太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測することができる。

（７）本開示の実施の形態に係る発電量予測プログラムは、発電量予測装置において用いられる発電量予測プログラムであって、コンピュータを、太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部、として機能させるためのプログラムであり、前記算出部は、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する。

このように、太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得し、検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された予測発電量を算出する構成により、太陽光発電システムにおいて異常が発生した場合において、異常の発生に伴う発電量の低下が考慮された予測発電量を算出することができる。したがって、太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測することができる。

以下、本開示の実施の形態について図面を用いて説明する。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。また、以下に記載する実施の形態の少なくとも一部を任意に組み合わせてもよい。

＜構成および基本動作＞
［太陽光発電システムの構成］
図１は、本開示の実施の形態に係る太陽光発電システムの構成を示す図である。

図１を参照して、太陽光発電システム４０１は、４つのＰＣＳユニット８０と、キュービクル６とを備える。キュービクル６は、銅バー７３を含む。

図１では、４つのＰＣＳユニット８０を代表的に示しているが、さらに多数または少数のＰＣＳユニット８０が設けられてもよい。

図２は、本開示の実施の形態に係るＰＣＳユニットの構成を示す図である。

図２を参照して、ＰＣＳユニット８０は、４つの集電ユニット６０と、ＰＣＳ（電力変換装置）８とを備える。ＰＣＳ８は、銅バー７と、電力変換部９とを含む。

図２では、４つの集電ユニット６０を代表的に示しているが、さらに多数または少数の集電ユニット６０が設けられてもよい

図３は、本開示の実施の形態に係る集電ユニットの構成を示す図である。

図３を参照して、集電ユニット６０は、４つの太陽電池ユニット７４と、集電箱７１とを含む。集電箱７１は、銅バー７２を有する。

図３では、４つの太陽電池ユニット７４を代表的に示しているが、さらに多数または少数の太陽電池ユニット７４が設けられてもよい。

図４は、本開示の実施の形態に係る太陽電池ユニットの構成を示す図である。

図４を参照して、太陽電池ユニット７４は、４つの発電部７８Ａ，７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄと、接続箱７６とを含む。以下、発電部７８Ａ，７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄの各々を発電部７８とも称する。発電部７８は、太陽電池パネル７９を有する。接続箱７６は、銅バー７７を有する。

図４では、４つの発電部７８を代表的に示しているが、さらに多数または少数の発電部７８が設けられてもよく、たとえば２０個の発電部７８が設けられてもよい。

発電部７８は、この例では４つの太陽電池パネル７９が直列接続されたストリングである。

図４では、１つの発電部７８に対して、４つの太陽電池パネル７９を代表的に示しているが、さらに多数または少数の太陽電池パネルが設けられてもよい。

太陽光発電システム４０１では、複数の発電部７８からの出力ライン１および集約ライン２，５すなわち電力線が、図２に示すＰＣＳ８に電気的に接続される。

より詳細には、発電部７８の出力ライン１は、発電部７８に接続された第１端と、銅バー７７に接続された第２端とを有する。各出力ライン１は、銅バー７７を介して集約ライン５に集約される。銅バー７７は、たとえば接続箱７６の内部に設けられている。

発電部７８は、太陽光を受けると、受けた太陽光のエネルギーを直流電力に変換し、変換した直流電力を出力ライン１へ出力する。

図３および図４を参照して、集約ライン５は、対応の太陽電池ユニット７４における銅バー７７に接続された第１端と、銅バー７２に接続された第２端とを有する。各集約ライン５は、銅バー７２を介して集約ライン２に集約される。銅バー７２は、たとえば集電箱７１の内部に設けられている。

図１～図４を参照して、太陽光発電システム４０１では、上述のように複数の発電部７８からの各出力ライン１が集約ライン５に集約され、各集約ライン５が集約ライン２に集約され、各集約ライン２がＰＣＳ８に電気的に接続される。

より詳細には、各集約ライン２は、対応の集電ユニット６０における銅バー７２に接続された第１端と、銅バー７に接続された第２端とを有する。ＰＣＳ８において、内部ライン３は、銅バー７に接続された第１端と、電力変換部９に接続された第２端とを有する。

ＰＣＳ８において、電力変換部９は、たとえば、各発電部７８において発電された直流電力を出力ライン１、銅バー７７、集約ライン５、銅バー７２、集約ライン２、銅バー７および内部ライン３経由で受けると、受けた直流電力を交流電力に変換して集約ライン４へ出力する。

集約ライン４は、電力変換部９に接続された第１端と、銅バー７３に接続された第２端とを有する。

キュービクル６において、各ＰＣＳ８における電力変換部９から各集約ライン４へ出力された交流電力は、銅バー７３を介して系統へ出力される。

［発電量予測システムの構成］
図５は、本開示の実施の形態に係る発電量予測システムの構成を示す図である。

図５を参照して、発電量予測システム３０１は、太陽光発電システム４０１に用いられる。発電量予測システム３０１は、発電量予測装置１６１と、複数の監視装置１１１と、複数の収集装置１５１とを含む。

図５では、１つの集電ユニット６０に対応して設けられた４つの監視装置１１１を代表的に示しているが、１つの集電ユニット６０に対応してさらに多数または少数の監視装置１１１が設けられてもよい。

発電量予測システム３０１では、子機である監視装置１１１におけるセンサの情報が、親機である収集装置１５１へ定期的または不定期に伝送される。

監視装置１１１は、たとえば集電ユニット６０に設けられている。より詳細には、監視装置１１１は、４つの太陽電池ユニット７４にそれぞれ対応して４つ設けられている。各監視装置１１１は、たとえば、対応の出力ライン１および集約ライン５に電気的に接続されている。

監視装置１１１は、対応の太陽電池ユニット７４における発電部７８を監視する。たとえば、監視装置１１１は、対応の太陽電池ユニット７４における各出力ライン１の電流をセンサにより計測する。また、たとえば、監視装置１１１は、対応の太陽電池ユニット７４における各出力ライン１の電圧をセンサにより計測する。

収集装置１５１は、各監視装置１１１からの監視結果を収集する。収集装置１５１は、たとえばＰＣＳ８の近傍に設けられている。より詳細には、収集装置１５１は、ＰＣＳユニット８０に対応して設けられ、信号線４６を介してＰＣＳ８における銅バー７に電気的に接続されている。収集装置１５１は、対応のＰＣＳユニット８０における集電ユニット６０に設けられた監視装置１１１からの監視結果を収集する。

監視装置１１１および収集装置１５１は、集約ライン２，５を介して電力線通信（ＰＬＣ：Ｐｏｗｅｒ Ｌｉｎｅ Ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ）を行うことにより情報の送受信を行う。

より詳細には、各監視装置１１１は、所定の計測周期Ｃｍに従う計測タイミングにおいて、対応の出力ライン１の電流および電圧を計測し、計測結果を含む監視結果を送信する。

収集装置１５１は、集約ライン２，５経由で情報を送受信することが可能である。具体的には、収集装置１５１は、たとえば、信号線４６および集約ライン２，５を介して監視装置１１１と電力線通信を行い、監視装置１１１からの監視結果を受信する。

収集装置１５１は、たとえばＶＰＮ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｒｉｖａｔｅ Ｎｅｔｗｏｒｋ）を介して、発電量予測装置１６１と情報の送受信を行う。

［監視装置の構成］
図６は、本開示の実施の形態に係る判定システムにおける監視装置の構成を示す図である。図６では、接続箱７６の内部がより詳細に示されている。

図６を参照して、出力ライン１の各々は、プラス側出力ライン１ｐと、マイナス側出力ライン１ｎとを含む。集約ライン５は、プラス側集約ライン５ｐと、マイナス側集約ライン５ｎとを含む。銅バー７７は、プラス側銅バー７７ｐと、マイナス側銅バー７７ｎとを含む。

図示しないが、図３に示す集電箱７１における銅バー７２は、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎにそれぞれ対応して、プラス側銅バー７２ｐおよびマイナス側銅バー７２ｎを含む。

プラス側出力ライン１ｐは、対応の発電部７８に接続された第１端と、プラス側銅バー７７ｐに接続された第２端とを有する。マイナス側出力ライン１ｎは、対応の発電部７８に接続された第１端と、マイナス側銅バー７７ｎに接続された第２端とを有する。

プラス側集約ライン５ｐは、プラス側銅バー７７ｐに接続された第１端と、集電箱７１におけるプラス側銅バー７２ｐに接続された第２端とを有する。マイナス側集約ライン５ｎは、マイナス側銅バー７７ｎに接続された第１端と、集電箱７１におけるマイナス側銅バー７２ｎに接続された第２端とを有する。

監視装置１１１は、取得部１１と、通信部１４と、４つの電流センサ１６と、電圧センサ１７と、記憶部１８とを備える。なお、監視装置１１１は、出力ライン１の数に応じて、さらに多数または少数の電流センサ１６を備えてもよく、たとえば２０個の電流センサ１６を備えてもよい。

監視装置１１１は、たとえば、発電部７８の近傍に設けられている。具体的には、監視装置１１１は、たとえば、計測対象の出力ライン１が接続された銅バー７７が設けられた接続箱７６の内部に設けられている。なお、監視装置１１１は、接続箱７６の外部に設けられてもよい。

監視装置１１１は、たとえば、プラス側集約ライン５ｐおよびマイナス側集約ライン５ｎとそれぞれプラス側電源線２６ｐおよびマイナス側電源線２６ｎを介して電気的に接続されている。以下、プラス側電源線２６ｐおよびマイナス側電源線２６ｎの各々を、電源線２６とも称する。

取得部１１は、発電部７８の電流の計測結果を取得する。より詳細には、取得部１１は、電流センサ１６により計測された出力ライン１の出力電流を示す計測結果を取得する。また、取得部１１は、電圧センサ１７により計測された出力ライン１の出力電圧を示す計測結果を取得する。

具体的には、電流センサ１６は、たとえば、ホール素子タイプの電流プローブである。電流センサ１６は、発電部７８とＰＣＳ８との間に接続され、監視装置１１１の図示しない電源回路から受けた電力を用いて、対応のマイナス側出力ライン１ｎを通して流れる電流を、計測周期Ｃｍに従う計測タイミングごとに計測し、計測結果を取得部１１へ出力する。なお、電流センサ１６は、プラス側出力ライン１ｐを通して流れる電流を計測してもよい。

電圧センサ１７は、出力ライン１の出力電圧を計測する。より詳細には、電圧センサ１７は、プラス側銅バー７７ｐおよびマイナス側銅バー７７ｎ間の電圧を、計測周期Ｃｍに従う計測タイミングごとに計測し、計測結果を取得部１１へ出力する。

取得部１１は、たとえば、複数の電流センサ１６および電圧センサ１７から受けた各々の計測結果、複数の電流センサ１６および電圧センサ１７の各々の計測時刻、ならびに対応する電流センサ１６および電圧センサ１７の各々のＩＤ等を含む監視結果を、記憶部１８に保存する。

通信部１４は、集約ライン２，５を介した電力線通信を、複数の監視装置１１１からの監視結果を収集する収集装置１５１と行うことが可能である。具体的には、通信部１４は、たとえば、記憶部１８に保存されている最新の監視結果を定期的または不定期に取得し、取得した監視結果に監視装置１１１のＩＤを含めて、ＰＣＳ８経由で収集装置１５１へ送信する。

収集装置１５１は、各監視装置１１１から監視結果を受信する。より詳細には、収集装置１５１は、各監視装置１１１から受信した複数の監視結果に収集装置１５１のＩＤを含めて、収集装置１５１のＩＤを含む当該複数の監視結果を発電量予測装置１６１へ送信する。

［発電量予測装置の構成］
図７は、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置の構成を示す図である。

図７を参照して、発電量予測装置１６１は、監視結果取得部３１と、気象情報取得部３２と、発電実績算出部３３と、モデル作成部３４と、予測部３５と、異常検知部３６と、算出部３７と、記憶部３８とを備える。予測部３５は、予測情報取得部の一例である。異常検知部３６は、検知情報取得部の一例である。監視結果取得部３１、気象情報取得部３２、発電実績算出部３３、モデル作成部３４、予測部３５、異常検知部３６および算出部３７の一部または全部は、たとえば、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）およびＤＳＰ（Ｄｉｇｉｔａｌ Ｓｉｇｎａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ）等のプロセッサにより実現される。記憶部３８は、たとえば不揮発性メモリである。

たとえば、発電量予測装置１６１の機能の一部または全部は、クラウドコンピューティングによって提供される。すなわち、発電量予測装置１６１は、複数のクラウドサーバ等によって構成される。なお、発電量予測装置１６１は、クラウドサーバ等によって構成される代わりに、たとえば収集装置１５１に内蔵されてもよい。

（監視結果取得部）
監視結果取得部３１は、各監視装置１１１から送信された監視結果を、対応するＰＣＳ８、収集装置１５１およびＶＰＮ経由で受信する。監視結果取得部３１は、受信した複数の監視結果を記憶部３８に保存する。

（気象情報取得部）
気象情報取得部３２は、定期的に、現在時刻から所定時間後までの気象の予測結果を示す気象情報を取得する。たとえば、気象情報取得部３２は、気象情報として、メソ数値予報モデル（ＭＳＭ：Ｍｅｓｏ Ｓｃａｌｅ Ｍｏｄｅｌ）ＧＰＶ（Ｇｒｉｄ Ｐｏｉｎｔ Ｖａｌｕｅ）を一般財団法人気象業務支援センターから取得する。メソ数値予報モデルＧＰＶは、３９時間後まで１時間単位での、日本近郊における５ｋｍの格子領域ごとの気象予測データを含む。当該気象予測データは、気温、および水平面における全天日射量等の気象の予測結果を示す。

メソ数値予報モデルＧＰＶは、一般財団法人気象業務支援センターにより３時間ごとに更新される。気象情報取得部３２は、メソ数値予報モデルＧＰＶが更新されるたびに、更新されたメソ数値予報モデルＧＰＶを一般財団法人気象業務支援センターから取得し、取得したメソ数値予報モデルＧＰＶを記憶部３８に保存する。

なお、気象情報取得部３２は、メソ数値予報モデルＧＰＶの代わりに、またはメソ数値予報モデルＧＰＶに加えて、他の気象情報を取得する構成であってもよい。

（発電実績算出部）
発電実績算出部３３は、発電部７８ごとに、発電部７８の発電量の実績値である発電実績値を算出する。

たとえば、記憶部３８には、収集装置１５１のＩＤと、監視装置１１１のＩＤと、電流センサ１６のＩＤと、発電部７８のＩＤと、ＰＣＳ８のＩＤとの対応関係を示す対応テーブルＴａ１が保存されている。

発電実績算出部３３は、監視結果取得部３１により記憶部３８に監視結果が保存されるたびに、当該監視結果および対応テーブルＴａ１を参照して、当該監視結果に含まれる電流センサ１６ごとの計測結果と、当該監視結果に１つ含まれる電圧センサ１７の計測結果とを乗じることにより、電流センサ１６の計測時刻における発電部７８ごとの発電実績値を算出する。発電実績算出部３３は、算出した発電部７８ごとの発電実績値を、発電部７８のＩＤに対応付けて記憶部３８に保存する。

（モデル作成部）
モデル作成部３４は、発電部７８ごとの発電量の予測値である予測発電量Ｐｖを出力する学習モデルＭｄを作成する。

より詳細には、モデル作成部３４は、気温の計測結果である実測気温Ｍｔ、および太陽電池パネル７９の受光面と平行な面における全天日射量の計測結果である実測全天日射量Ｍｓを取得する。たとえば、モデル作成部３４は、太陽光発電システム４０１における太陽電池パネル７９の近傍に設けられた図示しない温度計および日射計から、所定の取得周期に従う取得タイミングにおいて、実測気温Ｍｔおよび実測全天日射量Ｍｓを取得する。当該日射計は、受光部が太陽電池パネル７９の受光面と平行になるように配置される。モデル作成部３４は、温度計および日射計から実測気温Ｍｔおよび実測全天日射量Ｍｓを取得するたびに、取得した実測気温Ｍｔおよび実測全天日射量Ｍｓを記憶部３８に蓄積する。

なお、モデル作成部３４は、太陽電池パネル７９の受光面と平行ではない面における全天日射量の計測結果に基づいて、実測全天日射量Ｍｓを算出する構成であってもよい。より詳細には、モデル作成部３４は、受光部が太陽電池パネル７９の受光面と平行ではない日射計から全天日射量の計測結果を取得し、取得した全天日射量の計測結果に基づいて、太陽電池パネル７９の受光面と平行な面における実測全天日射量Ｍｓを算出する。また、モデル作成部３４は、太陽光発電システム４０１における一部の太陽電池パネル７９の受光面が他の太陽電池パネル７９の受光面と平行ではない場合、受光面の傾斜角および方位角が一致する太陽電池パネル７９ごとに実測全天日射量Ｍｓを取得または算出する構成であってもよい。

モデル作成部３４は、たとえば所定の作成周期Ｃｃに従う作成タイミングにおいて、直前の作成タイミングから現在の作成タイミングまでの対象期間Ｔｔにおいて記憶部３８に蓄積した実測気温Ｍｔおよび実測全天日射量Ｍｓを説明変数として用い、かつ発電実績算出部３３により記憶部３８に蓄積された対象期間Ｔｔにおける発電部７８ごとの発電実績値を目的変数として用いて回帰分析を行うことにより、学習モデルＭｄを作成する。モデル作成部３４は、作成した学習モデルＭｄを記憶部３８に保存する。作成周期Ｃｃは、１日であってもよいし、１か月であってもよいし、２か月であってもよいし、半年であってもよい。モデル作成部３４は、学習モデルＭｄを作成するたびに、記憶部３８における学習モデルＭｄを新たに作成した学習モデルＭｄに更新する。

ここで、ＰＣＳ８から系統への電力供給が過剰となる場合、発電部７８における発電量の出力抑制制御が行われる。出力抑制制御が行われると、発電部７８ごとの発電実績値は、実測気温Ｍｔおよび実測全天日射量Ｍｓとの相関関係が低くなる場合があるので、出力抑制制御の実施期間における発電実績値を用いて回帰分析を行うことは好ましくない。

たとえば、モデル作成部３４は、出力抑制制御の実施期間における発電実績値を、回帰分析に用いるデータから除外する。

より詳細には、モデル作成部３４は、たとえば発電実績値の時間変化のパターンに基づいて、出力抑制制御が実施されたか否か、および出力抑制制御の実施期間を判定する。モデル作成部３４は、出力抑制制御が実施されたと判定した場合、対象期間Ｔｔのうちの出力抑制制御の実施期間を除く期間Ｔｘにおいて記憶部３８に蓄積した実測気温Ｍｔおよび実測全天日射量Ｍｓを説明変数として用い、かつ期間Ｔｘにおける発電部７８ごとの発電実績値を目的変数として用いて回帰分析を行うことにより、学習モデルＭｄを作成する。

（異常検知部）
異常検知部３６は、太陽光発電システム４０１における異常の検知結果を示す検知情報を作成する。

より詳細には、異常検知部３６は、検知情報として、発電部７８の故障の検知結果を示す検知情報Ｄｓｔｒを作成する。たとえば、異常検知部３６は、所定周期に従う検知タイミングにおいて、直近の３時間の発電部７８ごとの発電実績値を記憶部３８から取得し、取得した発電実績値に基づいて、発電部７８が故障しているか否かを判定する。より詳細には、異常検知部３６は、直近の３時間における発電実績値が所定値未満である発電部７８が存在する場合、当該発電部７８が故障していると判定する。発電部７８の故障とは、たとえば、発電部７８における複数の太陽電池パネル７９を直列接続する直流ケーブルの断線等が挙げられる。

異常検知部３６は、発電部７８が故障していると判定した場合、当該発電部７８のＩＤを含む検知情報Ｄｓｔｒを作成する。異常検知部３６は、作成した検知情報Ｄｓｔｒを記憶部３８に保存する。

たとえば、異常検知部３６は、記憶部３８に検知情報Ｄｓｔｒを保存した後の検知タイミングにおいて、当該検知情報Ｄｓｔｒが示す発電部７８が故障していないと判定した場合、すなわち発電部７８が復旧したと判定した場合、記憶部３８から当該検知情報Ｄｓｔｒを消去する。

なお、異常検知部３６は、検知情報Ｄｓｔｒを記憶部３８に保存する代わりに、記憶部３８における、発電部７８ごとの異常の有無を示す異常フラグをオンする構成であってもよい。この場合、異常検知部３６は、当該発電部７８が復旧したと判定した場合、記憶部３８における当該発電部７８の異常フラグをオフする。

また、異常検知部３６は、検知情報として、ＰＣＳ８の故障の検知結果を示す検知情報Ｄｐｃｓを作成する。たとえば、異常検知部３６は、所定周期に従う検知タイミングにおいて、直近の３時間の発電部７８ごとの発電実績値を記憶部３８から取得し、取得した発電実績値に基づいて、ＰＣＳ８が故障しているか否かを判定する。より詳細には、異常検知部３６は、対応テーブルＴａ１を参照して、あるＰＣＳ８の配下のすべての発電部７８の直近の３時間における発電実績値が所定値未満である場合、当該ＰＣＳ８が故障していると判定する。ＰＣＳ８の故障とは、たとえば、ＰＣＳ８の、意図しない停止等が挙げられる。

異常検知部３６は、ＰＣＳ８が故障していると判定した場合、当該ＰＣＳ８のＩＤを含む検知情報Ｄｐｃｓを作成する。異常検知部３６は、作成した検知情報Ｄｐｃｓを記憶部３８に保存する。

たとえば、異常検知部３６は、記憶部３８に検知情報Ｄｐｃｓを保存した後の検知タイミングにおいて、当該検知情報Ｄｐｃｓが示すＰＣＳ８が故障していないと判定した場合、すなわちＰＣＳ８が復旧したと判定した場合、記憶部３８から当該検知情報Ｄｐｃｓを消去する。

なお、異常検知部３６は、検知情報Ｄｐｃｓを記憶部３８に保存する代わりに、記憶部３８における、ＰＣＳ８ごとの異常の有無を示す異常フラグをオンする構成であってもよい。この場合、異常検知部３６は、当該ＰＣＳ８が復旧したと判定した場合、記憶部３８における、当該ＰＣＳ８の異常フラグをオフする。

（予測部）
予測部３５は、太陽光発電システム４０１における、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を作成する。

より詳細には、記憶部３８には、太陽光発電システム４０１が設けられる発電所の所在地の緯度および経度、ＰＣＳ８ごとの発電容量であるＰＣＳ発電容量、太陽電池パネル７９の傾斜角および方位角、ならびに発電所の所在地における時間帯ごとの太陽の仰角および方位角等を示す発電所情報が保存されている。

予測部３５は、気象情報取得部３２により記憶部３８にメソ数値予報モデルＧＰＶが保存されると、当該メソ数値予報モデルＧＰＶから、記憶部３８における発電所情報が示す発電所の所在地に最も近い格子領域の気象予測データを抽出する。具体的には、予測部３５は、メソ数値予報モデルＧＰＶから、発電所の所在地を含む格子領域の気象予測データを抽出する。

そして、予測部３５は、抽出した気象予測データが示す水平面における全天日射量、発電所情報が示す太陽電池パネル７９の傾斜角および方位角、ならびに発電所情報が示す太陽の仰角および方位角に基づいて、太陽電池パネル７９の受光面と平行な面における全天日射量である予測全天日射量Ｐｓを算出する。予測全天日射量Ｐｓは、太陽光発電システム４０１における日射量の予測結果の一例である。

予測部３５は、気象情報取得部３２により記憶部３８にメソ数値予報モデルＧＰＶが保存されるたびに、気象予測データの抽出および予測全天日射量Ｐｓの算出を行い、抽出した気象予測データが示す気温である予測気温Ｐｔおよび予測全天日射量Ｐｓを示す予測情報を作成し、作成した予測情報を算出部３７へ出力する。予測気温Ｐｔは、太陽光発電システム４０１における気温の予測結果の一例である。

たとえば、予測部３５は、発電所の所在地がメソ数値予報モデルＧＰＶにおける複数の格子領域にまたがっている場合、発電所の所在地を含む複数の格子領域の気象予測データをそれぞれ抽出する。予測部３５は、抽出した各気象予測データに基づいて、格子領域ごとに太陽電池パネル７９の受光面と平行な面における全天日射量を算出し、格子領域ごとに算出した全天日射量の平均値を予測全天日射量Ｐｓとして算出する。また、予測部３５は、抽出した各気象予測データが示す気温の平均値を予測気温Ｐｔとして算出する。そして、予測部３５は、算出した予測全天日射量Ｐｓおよび予測全天日射量Ｐｓを示す予測情報を作成して算出部３７へ出力する。

（算出部）
算出部３７は、予測部３５により作成された予測情報および異常検知部３６により作成された検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓに基づいて、検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の全部が除外された、太陽光発電システム４０１における発電量の予測値である予測発電量Ｐｘを算出する。

たとえば、算出部３７は、予測情報に基づいて発電部７８ごとの発電量の予測値を算出する。より詳細には、算出部３７は、学習モデルＭｄを用いて、発電部７８ごとの予測発電量Ｐｖを算出する。

そして、算出部３７は、ＰＣＳ８ごとに、当該ＰＣＳ８に接続された複数の発電部７８のうちの検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが示す異常の発生部分に対応する１または複数の発電部７８以外の発電部７８、の予測発電量Ｐｖを加算することにより、ＰＣＳ８ごとの発電量の予測値である予測発電量Ｐｐを算出する。予測発電量Ｐｐは、ＰＣＳ予測値の一例である。

より詳細には、算出部３７は、予測部３５から予測情報を受けて、記憶部３８から学習モデルＭｄを取得する。算出部３７は、予測情報が示す予測気温Ｐｔおよび予測全天日射量Ｐｓを説明変数として学習モデルＭｄに入力することにより、３９時間後まで１時間単位での発電部７８ごとの予測発電量Ｐｖを取得する。

また、算出部３７は、記憶部３８に検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが保存されているか否かを確認する。

算出部３７は、記憶部３８に検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが保存されていない場合、ＰＣＳ８に接続された発電部７８の予測発電量Ｐｖの合計値を当該ＰＣＳ８の予測発電量Ｐｐとして算出する。そして、算出部３７は、ＰＣＳ８ごとに算出した予測発電量Ｐｐの合計値を予測発電量Ｐｘとして算出する。

一方、算出部３７は、記憶部３８に検知情報Ｄｓｔｒが保存されている場合、検知情報Ｄｓｔｒが示す故障した発電部７８の発電量の予測値の少なくとも一部が除外された予測発電量Ｐｘを算出する。一例として、算出部３７は、ＰＣＳ８に接続されたすべての発電部７８のうちの、当該検知情報Ｄｓｔｒが示す１または複数の発電部７８を除く発電部７８の予測発電量Ｐｖの合計値を、当該ＰＣＳ８の予測発電量Ｐｐとして算出する。そして、算出部３７は、ＰＣＳ８ごとに算出した予測発電量Ｐｐの合計値を予測発電量Ｐｘとして算出する。

一方、算出部３７は、記憶部３８に検知情報Ｄｐｃｓが保存されている場合、検知情報Ｄｐｃｓが示す故障したＰＣＳ８に接続された発電部７８の発電量の予測値の少なくとも一部が除外された予測発電量Ｐｘを算出する。一例として、算出部３７は、太陽光発電システム４０１におけるすべてのＰＣＳ８のうちの、当該検知情報Ｄｐｃｓが示す１または複数のＰＣＳ８を除くＰＣＳ８の予測発電量Ｐｐを算出し、算出した予測発電量Ｐｐの合計値を、予測発電量Ｐｘとして算出する。

算出部３７は、ＰＣＳ８の発電容量を上限とする予測発電量Ｐｐを算出してもよい。より詳細には、算出部３７は、記憶部３８における発電所情報が示すＰＣＳ発電容量を参照し、予測発電量ＰｐがＰＣＳ発電容量以下の値となるように予測発電量Ｐｐを調整する。より詳細には、算出部３７は、算出した予測発電量Ｐｐが発電容量を超える場合、予測発電量Ｐｐを発電容量と等しい値に調整する。そして、算出部３７は、調整後の予測発電量Ｐｐの合計値を予測発電量Ｐｘとして算出する。

算出部３７は、算出した予測発電量Ｐｘを示す予測結果を、音声または表示により太陽光発電システム４０１の管理者へ通知する。

図８は、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置による予測発電量の算出結果の一例を示す図である。図８において、横軸は時間であり、縦軸は発電量［ｋＷ］である。図８は、５００ｋＷのＰＣＳ８を４基備える２ＭＷ（メガワット）級の太陽光発電システム４０１において、午前１１時頃に１基のＰＣＳ８が故障した場合における予測発電量および実績発電量を示している。より詳細には、図８は、５時３０分から１時間ごとの算出タイミングにおいて算出部３７により算出された１時間後の予測発電量Ｐｘと、比較例に係る算出方法により当該算出タイミングにおいて算出された１時間後の予測発電量Ｐｃｏｍと、太陽光発電システム４０１における実績発電量Ａｐとを示している。比較例に係る算出方法では、太陽光発電システム４０１の予測発電量Ｐｃｏｍを出力する学習モデルを用いて、異常の発生部分に対応する発電量の予測値を除外することなく、予測発電量Ｐｃｏｍを算出した。

図８を参照して、午前１１時頃に１基のＰＣＳ８が故障したことに伴い、１１時３０分以降の実績発電量Ａｐは低下している。一方、予測発電量Ｐｃｏｍは、ＰＣＳ８の故障の影響が反映されていないので、１１時３０分以降において予測発電量Ｐｃｏｍと実績発電量Ａｐとが乖離している。

これに対して、算出部３７により算出された予測発電量Ｐｘは、ＰＣＳ８の故障の影響が反映されているので、ＰＣＳ８が故障した後の１１時３０分以降においても、実績発電量Ａｐと概ね一致する。

［動作の流れ］
本開示の実施の形態に係る発電量予測システムにおける各装置は、メモリを含むコンピュータを備え、当該コンピュータにおけるＣＰＵ等の演算処理部は、以下のフローチャートおよびシーケンスの各ステップの一部または全部を含むプログラムを当該メモリから読み出して実行する。これら複数の装置のプログラムは、それぞれ、外部からインストールすることができる。これら複数の装置のプログラムは、それぞれ、記録媒体に格納された状態でまたは通信回線を介して流通する。

図９は、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置が学習モデルＭｄの作成を行う際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。

図９を参照して、まず、発電量予測装置１６１は、作成周期Ｃｃに従う作成タイミングの到来を待ち受け（ステップＳ１１でＮＯ）、作成タイミングが到来すると（ステップＳ１１でＹＥＳ）、直前の作成タイミングから現在の作成タイミングまでの対象期間Ｔｔのうちの、出力抑制制御の実施期間を除く期間Ｔｘにおける実測気温Ｍｔおよび実測全天日射量Ｍｓを記憶部３８から取得する（ステップＳ１２）。

次に、発電量予測装置１６１は、期間Ｔｘにおける発電部７８ごとの発電実績値を記憶部３８から取得する（ステップＳ１３）。

次に、発電量予測装置１６１は、取得した実測気温Ｍｔおよび実測全天日射量Ｍｓを説明変数として用い、かつ取得した発電部７８ごとの発電実績値を目的変数として用いて回帰分析を行うことにより、学習モデルＭｄを作成する（ステップＳ１４）。

次に、発電量予測装置１６１は、記憶部３８における学習モデルＭｄを新たに作成した学習モデルＭｄに更新する（ステップＳ１５）。

次に、発電量予測装置１６１は、新たな作成タイミングの到来を待ち受ける（ステップＳ１１でＮＯ）。

図１０は、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置が予測発電量Ｐｘの算出を行う際の動作手順の一例を定めたフローチャートである。発電量予測装置１６１は、たとえば３時間周期で、図１０に示すフローチャートの処理を実行する。

図１０を参照して、まず、発電量予測装置１６１は、メソ数値予報モデルＧＰＶを一般財団法人気象業務支援センターから取得し、取得したメソ数値予報モデルＧＰＶを記憶部３８に保存する（ステップＳ２１）。

次に、発電量予測装置１６１は、メソ数値予報モデルＧＰＶから、発電所の所在地を含む格子領域の気象予測データを抽出する（ステップＳ２２）。

次に、発電量予測装置１６１は、抽出した気象予測データが示す水平面における全天日射量、記憶部３８における発電所情報が示す太陽電池パネル７９の傾斜角および方位角、ならびに発電所情報が示す太陽の仰角および方位角に基づいて、予測全天日射量Ｐｓを算出する（ステップＳ２３）。

次に、発電量予測装置１６１は、抽出した気象予測データが示す予測気温Ｐｔおよび算出した予測全天日射量Ｐｓを示す予測情報を作成する（ステップＳ２４）。

次に、発電量予測装置１６１は、記憶部３８から学習モデルＭｄを取得し、予測情報が示す予測気温Ｐｔおよび予測全天日射量Ｐｓを説明変数として学習モデルＭｄに入力することにより、３９時間後まで１時間単位での発電部７８ごとの予測発電量Ｐｖを取得する（ステップＳ２５）。

次に、発電量予測装置１６１は、直近の３時間の発電部７８ごとの発電実績値を記憶部３８から取得する（ステップＳ２６）。

次に、発電量予測装置１６１は、取得した発電実績値に基づいて、太陽光発電システム４０１における異常が発生しているか否かを判定する（ステップＳ２７）。

次に、発電量予測装置１６１は、太陽光発電システム４０１における異常が発生していると判定した場合（ステップＳ２８でＹＥＳ）、検知情報を作成して記憶部３８に保存する。より詳細には、発電量予測装置１６１は、発電部７８が故障していると判定した場合、検知情報Ｄｓｔｒを作成して記憶部３８に保存する。また、ＰＣＳ８が故障していると判定した場合、検知情報Ｄｐｃｓを作成して記憶部３８に保存する（ステップＳ２９）。

次に、発電量予測装置１６１は、検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値が除外された予測発電量Ｐｘを算出する。より詳細には、発電量予測装置１６１は、記憶部３８に検知情報Ｄｓｔｒが保存されている場合、ＰＣＳ８ごとに、当該検知情報Ｄｓｔｒが示す１または複数の発電部７８を除く発電部７８の予測発電量Ｐｖの合計値を、予測発電量Ｐｐとして算出する。そして、発電量予測装置１６１は、ＰＣＳ８ごとに、ＰＣＳ発電容量を上限として算出した予測発電量Ｐｐの合計値を予測発電量Ｐｘとして算出する。また、発電量予測装置１６１は、記憶部３８に検知情報Ｄｐｃｓが保存されている場合、当該検知情報Ｄｐｃｓが示す１または複数のＰＣＳ８を除くＰＣＳ８の予測発電量Ｐｐを、ＰＣＳ発電容量を上限として算出し、算出した予測発電量Ｐｐの合計値を、予測発電量Ｐｖとして算出する（ステップＳ３０）。

一方、発電量予測装置１６１は、太陽光発電システム４０１における異常が発生していないと判定した場合（ステップＳ２８でＮＯ）、ＰＣＳ８ごとに、ＰＣＳ８に接続された発電部７８の予測発電量Ｐｖの合計値を当該ＰＣＳ８の予測発電量Ｐｐとして算出する。そして、発電量予測装置１６１は、ＰＣＳ８ごとに、ＰＣＳ発電容量を上限として算出した予測発電量Ｐｐの合計値を予測発電量Ｐｘとして算出する（ステップＳ３０）。

次に、発電量予測装置１６１は、予測発電量Ｐｘを示す予測結果を、音声または表示により太陽光発電システム４０１の管理者へ通知する（ステップＳ３１）。

なお、上記ステップＳ２１，Ｓ２２，Ｓ２３，Ｓ２４，Ｓ２５とＳ２６，Ｓ２７，Ｓ２８，Ｓ２９との順番は、上記に限らず、順番を入れ替えてもよい。

また、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置１６１では、予測部３５は、気象情報取得部３２により記憶部３８にメソ数値予報モデルＧＰＶが保存されるたびに、気象予測データの抽出および予測全天日射量Ｐｓの算出を行い、予測気温Ｐｔおよび予測全天日射量Ｐｓを示す予測情報を作成する構成であるとしたが、これに限定するものではない。予測部３５は、予測情報を作成する代わりに、発電量予測装置１６１の外部の装置により作成された予測情報を当該装置から受信する構成であってもよいし、太陽光発電システム４０１の管理者から予測情報を受け付ける構成であってもよい。

また、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置１６１では、予測部３５は、発電所の所在地がメソ数値予報モデルＧＰＶにおける複数の格子領域にまたがっている場合、格子領域ごとの全天日射量の平均値を予測全天日射量Ｐｓとして算出し、格子領域ごとに抽出した各気象予測データが示す気温の平均値を予測気温Ｐｔとして算出し、算出した予測全天日射量Ｐｓおよび予測全天日射量Ｐｓを示す予測情報を作成する構成であるとしたが、これに限定するものではない。予測部３５は、発電所の所在地がメソ数値予報モデルＧＰＶにおける複数の格子領域にまたがっている場合、格子領域ごとに、予測気温Ｐｔおよび予測全天日射量Ｐｓを示す予測情報作成する構成であってもよい。この場合、たとえば、モデル作成部３４は、発電所の所在地を含む格子領域ごとに、学習モデルＭｄを作成する。

また、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置１６１では、異常検知部３６は、検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓを作成する構成であるとしたが、これに限定するものではない。異常検知部３６は、検知情報Ｄｓｔｒを作成しない構成であってもよいし、検知情報Ｄｐｃｓを作成しない構成であってもよい。

また、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置１６１では、異常検知部３６は、直近の３時間の発電部７８ごとの発電実績値に基づいて、発電部７８が故障しているか否か、およびＰＣＳ８が故障しているか否かを判定し、判定結果に応じて検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓを作成する構成であるとしたが、これに限定するものではない。異常検知部３６は、検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓを作成する代わりに、発電量予測装置１６１の外部の装置により作成された検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓを当該装置から受信する構成であってもよいし、太陽光発電システム４０１の管理者から検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓを受け付ける構成であってもよい。

また、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置１６１では、算出部３７は、検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが示す異常の発生部分に対応する１または複数の発電部７８以外の、発電部７８の予測発電量Ｐｖを加算することにより予測発電量Ｐｘを算出する構成であるとしたが、これに限定するものではない。算出部３７は、予測情報に基づいて算出される太陽光発電システム４０１における予測発電量から、検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが示す異常の発生部分に対応する１または複数の発電部７８の予測発電量Ｐｖを減算することにより予測発電量Ｐｘを算出する構成であってもよい。

また、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置１６１では、算出部３７は、検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが示す１または複数の発電部７８の予測発電量Ｐｖの全部が除外された予測発電量Ｐｘを算出する構成であるとしたが、これに限定するものではない。算出部３７は、検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが示す１または複数の発電部７８の予測発電量Ｐｖの一部が除外された予測発電量Ｐｘを算出する構成であってもよい。より詳細には、算出部３７は、検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが示す発電部７８を除く発電部７８の予測発電量Ｐｖの合計値に、検知情報Ｄｓｔｒ，Ｄｐｃｓが示す発電部７８の予測発電量Ｐｖの一部が加算された予測発電量Ｐｘを算出する構成であってもよい。

また、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置１６１では、算出部３７は、学習モデルＭｄを用いて発電部７８ごとの予測発電量Ｐｖを算出する構成であるとしたが、これに限定するものではない。算出部３７は、学習モデルＭｄを用いることなく、たとえば以下の式（１）に従って、発電部７８ごとの予測発電量Ｐｖを算出する構成であってもよい。
Ｐｖ＝（Ｒｐｇ×Ｐｓ／Ｐｓｒ）×（１＋β×（Ｔｂｃ－２５））・・・式（１）

ここで、Ｒｐｇは、太陽電池パネル７９の定格発電量である。Ｐｓｒは、太陽電池パネル７９の受光面と平行な面における定格全天日射量である。βは、太陽電池パネル７９の温度係数である。Ｔｂｃは、太陽電池パネル７９の裏面の温度［℃］である。算出部３７は、太陽電池パネル７９の裏面の温度として予測気温Ｐｔを用いて、式（１）に従って予測発電量Ｐｖを算出する。

また、算出部３７は、学習モデルＭｄを用いた予測発電量Ｐｖの算出方法と、式（１）に従う予測発電量Ｐｖの算出方法とを併用する構成であってもよい。一例として、算出部３７は、太陽光発電システム４０１の稼働開始から所定時間が経過するまでは式（１）に従って予測発電量Ｐｖを算出し、太陽光発電システム４０１の稼働開始から所定時間経過後は学習モデルＭｄを用いて予測発電量Ｐｖを算出する。所定時間は、１か月であってもよいし、１年であってもよい。これにより、モデル作成部３４による学習モデルＭｄの作成に必要なデータが蓄積されるまでの期間において、学習モデルＭｄを用いる代わりに式（１）に従って予測発電量Ｐｖを算出することができる。

ところで、太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測することが可能な技術が望まれる。

より詳細には、たとえば自己託送を行う太陽光発電システムにおいて、発電機会を損失することなく、発電量不足によるペナルティを回避するために、約２時間後の発電量を正確に予測することが望まれる。

特許文献１および２に記載の技術は、たとえば発電部の故障およびＰＣＳの故障等の、太陽光発電システムにおける突発的な異常が発生した場合、発電量を正確に予測することができない場合がある。

これに対して、本開示の実施の形態に係る発電量予測装置１６１では、予測部３５は、太陽電池パネル７９を含む複数の発電部７８を備える太陽光発電システム４０１における、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を作成する。異常検知部３６は、太陽光発電システム４０１における異常の検知結果を示す検知情報を作成する。算出部３７は、予測部３５により作成された予測情報および異常検知部３６により作成された検知情報に基づいて、太陽光発電システム４０１における発電量の予測値である予測発電量Ｐｘを算出する。算出部３７は、検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された予測発電量Ｐｘを算出する。

このように、太陽光発電システム４０１における異常の検知結果を示す検知情報を作成し、検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された予測発電量Ｐｘを算出する構成により、太陽光発電システム４０１において異常が発生した場合において、異常の発生に伴う発電量の低下が考慮された予測発電量Ｐｘを算出することができる。したがって、太陽光発電システムにおける発電量をより正確に予測することができる。また、たとえば、太陽光発電システム４０１の一例である、１０ｋＷ～２０ｋＷ程度の小型のＰＣＳ８により構成される分散パワコンシステムおいても、発電量をより正確に予測することができる。

上記実施の形態は、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、上記説明ではなく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。

以上の説明は、以下に付記する特徴を含む。
［付記１］
太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、
前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、
前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部と、
前記発電部ごとの発電量の実績値、日射量の実測結果および気温の実測結果を用いて、前記発電部ごとの発電量の予測値を出力する学習モデルを作成するモデル作成部とを備え、
前記算出部は、前記モデル作成部により作成された前記学習モデルおよび前記予測情報に基づいて前記発電部ごとの発電量の予測値を算出し、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する１または複数の前記発電部以外の前記発電部、の発電量の前記予測値を加算することにより前記予測発電量を算出する、発電量予測装置。

１ 出力ライン
１ｐ プラス側出力ライン
１ｎ マイナス側出力ライン
２，４，５ 集約ライン
３ 内部ライン
５ｐ プラス側集約ライン
５ｎ マイナス側集約ライン
６ キュービクル
７ 銅バー
８ ＰＣＳ
９ 電力変換部
１１ 取得部
１４ 通信部
１６ 電流センサ
１７ 電圧センサ
１８ 記憶部
２６ 電源線
２６ｐ プラス側電源線
２６ｎ マイナス側電源線
３１ 監視結果取得部
３２ 気象情報取得部
３３ 発電実績算出部
３４ モデル作成部
３５ 予測部
３６ 異常検知部
３７ 算出部
３８ 記憶部
４６ 信号線
６０ 集電ユニット
７１ 集電箱
７２，７３，７７ 銅バー
７４ 太陽電池ユニット
７６ 接続箱
７７ｐ プラス側銅バー
７７ｎ マイナス側銅バー
７８，７８Ａ，７８Ｂ，７８Ｃ，７８Ｄ 発電部
７９ 太陽電池パネル
８０ ＰＣＳユニット
１１１ 監視装置
１５１ 収集装置
１６１ 発電量予測装置
３０１ 発電量予測システム
４０１ 太陽光発電システム
Ａｐ 実績発電量
Ｐｘ，Ｐｃｏｍ 予測発電量

Claims (7)

1. 太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、
   前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、
   前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部とを備え、
   前記算出部は、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する、発電量予測装置。
2. 前記検知情報取得部は、前記発電部の故障の検知結果を示す前記検知情報を取得し、
   前記算出部は、前記検知情報が示す故障した前記発電部の発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する、請求項１に記載の発電量予測装置。
3. 前記検知情報取得部は、前記太陽光発電システムにおけるＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）の故障の検知結果を示す前記検知情報を取得し、
   前記算出部は、前記検知情報が示す故障した前記ＰＣＳに接続された前記発電部の発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する、請求項１または請求項２に記載の発電量予測装置。
4. 太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、
   前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、
   前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部とを備え、
   前記算出部は、前記予測情報に基づいて前記発電部ごとの発電量の予測値を算出し、前記太陽光発電システムにおけるＰＣＳに接続された複数の前記発電部のうちの前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する１または複数の前記発電部以外の前記発電部、の発電量の前記予測値を加算することにより、前記ＰＣＳの発電容量を上限とする前記ＰＣＳの発電量の予測値であるＰＣＳ予測値を算出し、前記ＰＣＳごとの前記ＰＣＳ予測値を加算することにより前記予測発電量を算出する、発電量予測装置。
5. 前記算出部は、前記発電部ごとの発電量の予測値を出力する学習モデルを用いて、前記発電部ごとの発電量の予測値を算出する、請求項４に記載の発電量予測装置。
6. 発電量予測装置における発電量予測方法であって、
   太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得するステップと、
   前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得するステップと、
   取得した前記予測情報および前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出するステップとを含み、
   前記予測発電量を算出するステップにおいては、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する、発電量予測方法。
7. 発電量予測装置において用いられる発電量予測プログラムであって、
   コンピュータを、
   太陽電池パネルを含む複数の発電部を備える太陽光発電システムにおける、日射量の予測結果および気温の予測結果を示す予測情報を取得する予測情報取得部と、
   前記太陽光発電システムにおける異常の検知結果を示す検知情報を取得する検知情報取得部と、
   前記予測情報取得部により取得された前記予測情報および前記検知情報取得部により取得された前記検知情報に基づいて、前記太陽光発電システムにおける発電量の予測値である予測発電量を算出する算出部、
   として機能させるためのプログラムであり、
   前記算出部は、前記検知情報が示す異常の発生部分に対応する発電量の予測値の少なくとも一部が除外された前記予測発電量を算出する、発電量予測プログラム。

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