JP5344614B2 - 太陽光発電システムの発電量予測方法及び予測装置 - Google Patents
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Description
1.1前提
単位時間当たりの太陽光発電の発電量Epは以下で表すことができる。
Ep=K×Pas×Ii/Gs ・・・(1.1式)
ここで、
Ep:太陽光発電システム11発電電力[kWh・m-2]
K:補正係数
Pas:標準太陽電池出力[kW]
Ii:傾斜面日射量[kWh・m-2]
Gs:標準試験条件における日射強度[kW・m-2]
K=Ks×Kt ・・・(1.2式)
ここで、
Ks:太陽光発電システム11固有の係数であって、インバータ変換効率、モジュール個別製造係数及び経時変化補正係数等を含む。
Kt:温度補正係数
Kt=1+αpmax(Te−25)/100 ・・・(1.3式)
ここで、
αpmax:最大出力温度係数[%・℃-1]
Te:太陽電池モジュール周囲温度
また、標準太陽電池出力Pasは以下で表すことができる。
Pas=PMS×n ・・・(1.4式)
ここで、
PMS:太陽電池モジュール1枚当たりの標準試験条件における出力[kW]
n:太陽電池モジュール数量[枚]
(1)システム仕様の確認
太陽光発電システム11の技術資料(製造元が作成した資料等)より以下を確認する。
PMS:太陽電池モジュール1枚当たりの標準試験条件における出力
Gs:標準試験条件における日射強度
αpmax:最大出力温度係数
また、設置仕様より以下を確認する。
n:太陽電池モジュール数量
(2)太陽光発電システム11設置時の確認
太陽光発電システム11設置時に以下を確認する。
Ks:太陽光発電システム11固有の係数
(1)入力データ
太陽光発電測定部4での入力データは以下の2点である。
Ep:単位時間当たりの太陽光発電システム11発電電力
Te:太陽光発電システム11環境温度
(2)温度補正係数の算出
以下の式により温度補正係数を算出する。
Kt=1+αpmax(Te−25)/100 ・・・(1.5式)
(3)傾斜面日射量の算出
以下の式により傾斜面日射量を算出する。
2.1.発電量推定パラメータの算出事前準備
(1)太陽光発電システム11設置時の確認
太陽光発電システム11設置時に以下を確認する。
φ:設置場所の緯度[°]
L:設置場所の経度[°]
α:太陽電池モジュール設置方位角α[°]、ここで、方位角αは、真南を0°とし、東向きを−、西向きを+とする。
β:太陽電池モジュール設置傾斜角β[°]
算出時点のパラメータとして以下を定義する。
N:日付、日付は1月1日からの日数とする。
T:時刻(中央標準時刻)
太陽位置を高度h[rad]と方位角A[rad]で求める。hとAは緯度φ[°]、日赤緯δ[rad]、時角t[rad]で決まる。
(1)元旦を起点として測った地球上の公転軌道上の角度ω[rad]を求める。
ω=2π(N−1)/365[rad] ・・・(2.1式)
(2)日赤緯δはωより近似的に次式で求められる。
δ=0.006918−0.399912cosω+0.070257sinω−0.006758cos(2ω)+0.000907sin(2ω)−0.002697cos(3ω)+0.001480sin(3ω)[rad] ・・・(2.2式)
(3)時角を求めるために、まず均時差e[h]を次式で近似する。
e=0.000075+0.001868cosω−0.032077sinω−0.014615cos(2ω)−0.040849sin(2ω)[h] ・・・(2.3式)
(4)時角t[rad]を次式で求める。
t=π[(T+L/15-9+e)-12]/12(午前)[rad] ・・・(2.4式)
t=π[(T+L/15-9+e)+12]/12(午後)[rad] ・・・(2.5式)
sinh=sinφsinδ+cosφcosδcost ・・・(2.6式)
coshsinA=cosδsint ・・・(2.7式)
coshcosA=−sinAcosδ+cosδsinφcost ・・・(2.8式)
(6)大気外日射量IOを次式より求める。
IO=1367.0(1.000110+0.034221cosω+0.001280sinω+0.000719cos(2ω)
+0.000077sin(2ω))[W/m2] ・・・(2.9式)
(7)法線面直達日射量を次式で求める。
IND=IO×Pcosech ・・・(2.10式)
(8)水平面直達日射量を次式で求める。
ID=IND×sinh ・・・(2.11式)
(9)晴天時の散乱日射量ISを求める式は次式となる。
IS={IO×sinh×(1−Pcosech)}/{2×(1−1.4lnP)} ・・・(2.12式)
(10)水平面全天日射量を求める式は次式となる。
IHT=IND+IS ・・・(2.13式)
IiD=IND×cosi
=IO×Pcosech×cosi ・・・(2.14式)
cosi=sinh×cosβ+cosh×cosA×sinβ×cosα+cosh×sinA×sinβ×sinα ・・・(2.15式)
(12)傾斜面散乱日射量を求める式は次式となる。
IiS=IS×(1+cosβ)/2
=[{IO×sinh×(1−Pcosech)}/{2×(1−1.4lnP)}]
×(1+cosβ)/2 ・・・(2.16式)
(13)地面からの反射日射量を求める式は次式となる。
IiR=ρ×IHT×(1−cosβ)/2
=ρ×{IO×Pcosech+IO×sinh×(1−Pcosech)/2
×(1−1.4lnP)}×(1−cosβ)/2 ・・・(2.17式)
ここで、ρ:地面の反射率
(14)傾斜面日射量を求める式は次式となる。
Ii=IiD+IiS+IiR
=IO×Pcosech×cosi
+[{Io×sinh×(1−Pcosech)}/{2×(1−1.4lnP)}]×(1+cosβ)/2+ρ×{IO×Pcosech+IO×sinh×(1−Pcosech)/2
×(1−1.4lnP)}×(1−cosβ)/2 ・・・(2.18式)
まず、Pを0.5とする(擬似P)
(1)2.18式で擬似Iiを算出する。
(2)擬似Iiと真Iiの差を求める。
(3)擬似Pの1/2を擬似Pに対し、擬似Iiと真Iiの差が負ならば加算、正ならば減算して、新たな擬似Pとする。そして、擬似IHTと真IHTの差が小数点以下となるまで、(1)〜(3)を繰り返す。概ね10回で小数点以下となる。
(4)最終的な擬似PをPとする。
3.1.事前準備
日射量統計データより、月毎の時間変動量平均値ak並びに標準偏差σaを求める。
(1)状態方程式の導出
時刻kにおけるPの値Xkを以下の式で表す。
x:Pの値
c:P値の時間微分すなわち変化量である。
時刻k−1と時刻kの間に時間変動akが発生する。時間変動は平均0で標準偏差σaの正規分布をしているものとする。また、後述する他システムからの発電量推定パラメータ変位データを以下の式で表す。
各々の時刻に、Pの値を観測する。観測誤差をvkとし、平均0で標準偏差σZの正規分布とすると、以下のように観測方程式を表すことができる。
X^k|k-1=FkX^k-1|k-1・・・(3.6式)
Pk|k-1=FkPk-1|k-1Fk T+Qk・・・(3.7式)
Y^k=Zk−HkX^k|k-1・・・(3.8式)
Sk=HkPk|k-1Hk T+Rk・・・(3.9式)
Kk=Pk|k-1Hk TSk -1・・・(3.10式)
X^k|k=X^k|k-1+KkY^k・・・(3.11式)
Pk|k=(I−KkHk)Pk|k-1・・・(3.12式)
ここで、
X^k|k-1:時刻k−1で時刻kの状態を推定したXの値
Pk|k-1:時刻k−1で時刻kの誤差行列を推定したPの値
Y^k:観測残差
Sk:残差の共分散
Kk:最適カルマンゲイン
X^k|k:更新されたXの値
Pk|k:更新された誤差の共分散
I:単位行列
(1)初期条件
s=1、2、・・・とする時、
X^k+s|k=Fk+sX^k+s-1|k ・・・(3.22式)
Pk+s|k=Fk+sPk+s-1|kFk+s TQk+s ・・・(3.23式)
具体的には、以下の手順で予測する。
X^k|k→X^k+1|k→X^k+2|k
(1)観測残差Y^kの絶対値が一定以上の値となった時に統計データでは処理しきれない変化があったものとして、その時点のKkY^kを発電量推定パラメータ変位値とする。
(2)発電量推定パラメータ変位値KkY^kは、観測された位置情報と時刻と共に、他の太陽光発電システム(以下「他システム」という)へ通知する。位置情報としては、緯度と経度が基本であるが、緯度と経度との対応が定義されていればこの太陽光発電システム11(以下「自システム」という)のIDでもよい。他システムへの通知は個別に通知してもよく、センター局で一括して受信し、再配送してもよい。
(1)図3に示すように、他システムは、自システム11から同心円圏と真北を0とし、時計回りに45°毎に区切ったゾーンで分別して管理する。同図の例では、自システム11から20km単位の同心円圏を、自システム11に近い方よりAゾーン、Bゾーン・・・Dゾーンとし、真北より1から8で番号付けを行っている。
(2)他システムの発電量推定パラメータ変位値KkY^kを通信回線を通して入手する。入手方法は、個別通信による受信でもよいし、センター局から配信される仕組みでもよい。
(3)他システムの発電量推定パラメータ変位値KkY^kの自システム11への取り込みについては、発電量推定パラメータ変位値KkY^kの選別より行う。選別方法は以下による。
(4)遠方で発生した発電量推定パラメータ変位値KkY^kは、取り込み対象とする。図3の例では、Dゾーンが対象となる。
(6)他システムの発電量推定パラメータ変位値KkY^kが、自システム11へ影響する時間推定は、検出されたシステムと自システム11の距離と、検出時間の比により推定する。図5の例で、現在D71システム31での発電量推定パラメータ変位値KkY^kの検出時間をt1、C71システム32で検出された時間をt2、D71システム31からC71システム32までの距離をn、C71システム32から自システム11までの距離をmとすると、
te=t2+m×(t2−t1)/n・・・(3.24式)
ここで、teは、自システム11に影響する時間であり、他システム発電量推定パラメータ変位値KkY^kをカルマンフィルターの予測計算で取り込む時刻となる。
(7)他システムの発電量推定パラメータ変位値KkY^kは、複数発生する場合がある。同時に、遠方で発生した変位の、自システム11に対する影響有無も確定値ではないため、他システム発電量推定パラメータ変位値KkY^kは、重み付け平均を取って使用する。重みについては、距離と繰り返しデータによる経験則より算出する。
4.1.推定傾斜面日射量の算出
推定されたPを元に、次式により推定傾斜面日射量を算出する。
Iei=IiD+IiS+IiR=Io×Pcosech×cosi
+[{Io×sinh×(1−Pcosech)}/{2×(1−1.4lnp)}]
×(1+cosβ)/2+ρ×{Io×Pcosech+Io×sinh×(1−Pcosech)/2×(1−1.4lnp)}×(1−cosβ)/2 ・・・(4.1式)
(1)太陽電池モジュール周囲温度の推定
直近の3単位時間における太陽光発電システム11環境温度Teより、最小二乗法により太陽電池モジュール周囲温度Teeを推定する。
推定される温度補正係数Ketを以下で算出する。
Ket=1+αpmax(Tee−25)/100 ・・・(4.2式)
ここで、αpmax:最大出力温度係数[%・℃-1]
推定された傾斜面日射量を元に、次式により推定予測発電量を算出する。
Eep=Ks×Ket×Pas×Iei/Gs ・・・(4.3式)
ここで、Eep:推定される太陽光発電システム11発電電力
Ks:太陽光発電システム11固有の係数
Ket:温度補正係数
Pas:標準太陽電池出力
Iei:推定される傾斜面日射量
Gs:標準試験条件における日射強度
3 データベース
4 太陽光発電測定部
5 発電量推定パラメータ抽出部
6 発電量推定パラメータ予測部
7 発電量予測計算部
8 発電量予測出力部
9 発電量推定パラメータ変位受信部
10 発電量推定パラメータ変位出力部
11 太陽光発電システム
12 温度センサ
13 通信装置
14 太陽光発電制御部
15 通信装置
21 太陽光発電システム発電量測定値
22 発電量算出式
23 傾斜面日射量算出式
24 推定遮蔽率
25 予測フィルター
26 気象統計データ
27 予測遮蔽率
28 太陽光発電システム発電量予測値
31 D71システム
32 C71システム
Claims (6)
- 太陽光発電システムの発電量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、
太陽光発電システムの現在発電量を測定するステップと、
該測定した現在発電量に基づいて現在傾斜面日射量を算出するステップと、
該算出した現在傾斜面日射量から、大気外日射に対して、該大気外日射が大気中で減衰されて地上に到達する日射となる割合を示す遮蔽率における、推定される現在遮蔽率を示す推定遮蔽率を算出するステップと、
該算出した推定遮蔽率と、該太陽光発電システムの設置地域の気象統計データに基づいて単位時間後の遮蔽率を示す予測遮蔽率を算出するステップと、
該算出した予測遮蔽率から予測傾斜面日射量を算出するステップと、
該算出した予測遮蔽率から該太陽光発電システムの発電量の予測値を算出するステップとを備えることを特徴とする太陽光発電システムの発電量予測方法。 - 前記算出した推定遮蔽率と、該太陽光発電システムの設置地域の気象統計データに基づいて予測遮蔽率を算出するステップを、カルマンフィルターを用いて行うことを特徴とする請求項1に記載の太陽光発電システムの発電量予測方法。
- 前記予測遮蔽率を算出するステップにおいて、観測残差の絶対値が一定以上の値となったときに、該観測残差と最適カルマンゲインとの積を発電量推定パラメータ変位値とし、該発電量推定パラメータ変位値を外部の太陽光発電システムの発電量予測装置に通知することを特徴とする請求項2に記載の太陽光発電システムの発電量予測方法。
- 該太陽光発電システムの外部の太陽光発電システムの発電量予測装置で発生した、観測残差と最適カルマンゲインとの積である発電量推定パラメータ変位値を該太陽光発電システムの発電量予測装置に取り込み、前記予測遮蔽率を算出することを特徴とする請求項2又は3に記載の太陽光発電システムの発電量予測方法。
- 請求項1乃至4のいずれかに記載の太陽光発電システムの発電量予測方法をコンピュータで実行するためのプログラム。
- 太陽光発電システムの発電量を予測する装置であって、
該太陽光発電システムの設置地域の気象統計データを格納するデータベースと、
該太陽光発電システムの現在発電量を測定する太陽光発電測定部と、
該測定した現在発電量に基づいて現在傾斜面日射量を算出した後、該算出した現在傾斜面日射量から、大気外日射に対して、該大気外日射が大気中で減衰されて地上に到達する日射となる割合を示す遮蔽率における、推定される現在遮蔽率を示す推定遮蔽率を算出する発電量推定パラメータ抽出部と、
該算出された推定遮蔽率と、前記データベースに格納された気象統計データに基づいて単位時間後の遮蔽率を示す予測遮蔽率を算出する発電量推定パラメータ予測部と、
該算出した予測遮蔽率から予測傾斜面日射量を算出し、該算出した予測遮蔽率から該太陽光発電システムの発電量の予測値を算出する発電量予測計算部とを備えることを特徴とする太陽光発電システム発電量予測装置。
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