JP5415507B2 - 太陽光発電出力推定装置及び太陽光発電出力推定方法 - Google Patents

Description

本発明は、太陽光発電の出力を推定する装置及び方法に関する。

電力会社では、効率的かつ経済的に発電を行うために、翌日の電力需要を予測し、その電力需要に合わせて各種発電機（水力、火力、原子力等）の運転計画を作成している。太陽光発電システムが大量に導入された場合、需要家は、まず太陽光発電による電力を使用し、不足分を電力会社から受電することになるので、電力会社に対する電力需要を予測するには、太陽光発電による発電量を把握することが肝要になる。

これに関連して、特許文献１には、地域別・天候別に予め計測した大気透過率に基づいて、太陽光発電システムによる発電量を予測する方法（太陽光発電システムの発電量予測方法）が開示されている。

特許第２９７２５９６号公報

しかしながら、特許文献１の発電量予測方法では、天候（雲量）別に大気透過率（日射量割合）を計算しているため、統計処理が煩雑になってしまう。また、大気透過率の計算過程において、天候ごとに各日の大気透過率の平均値を計算し、使用しているため、図１０に示すように、太陽高度の低い領域では、実測値が推定値より高い方に乖離し、太陽高度の高い領域では、低い方に乖離する。

本発明は、上記課題を鑑みてなされたものであり、その主たる目的は、太陽光発電による出力を精度よく推定することにある。

上記課題を解決するために、本発明は、太陽光発電設備により出力される電力である太陽光発電出力を推定する太陽光発電出力推定装置であって、各地域及び各期間における、１日の時刻ごとの大気圏外日射量と、各地域、各期間及び各天気における、太陽高度ごとの、大気圏外日射量に対する地表面日射量の割合である日射量割合と、を記憶する記憶手段と、前記太陽光発電出力を推定すべき地域、期間及び天気を取得する手段と、前記取得した地域及び期間における前記大気圏外日射量を前記記憶手段から抽出する手段と、前記取得した地域、期間及び天気における前記日射量割合を前記記憶手段から抽出する手段と、前記抽出した、各時刻の大気圏外日射量と、前記抽出した、各時刻における太陽高度の日射量割合とを乗算することにより、各時刻の水平面日射量を算出する手段と、前記太陽光発電設備の傾斜面の角度に基づいて、前記算出した水平面日射量から傾斜面日射量を計算し、前記太陽光発電設備の性能に基づいて、前記計算した傾斜面日射量から太陽光発電出力を計算する手段と、を備えることを特徴とする。

この構成によれば、大気圏外日射量に対する地表面日射量の割合（日射量割合）は、大気圏を通る太陽光の減衰率を意味し、大気の状況に影響を受けるので、地域（緯度、経度）及び期間（１年を複数に分けた期間。月、季節等）によって変わる。次に、日射量割合は、上空にある雲の状態で変化し、すなわち、天気に応じて異なる。そして、日射量割合は、太陽高度（放射角度）の変化に伴って時々刻々変動する。そこで、各地域、各期間及び各天気について、１日に変化する太陽高度ごとに日射量割合を予め記憶するとともに、その日射量割合に基づいて、大気圏外日射量から水平面日射量を計算し、さらに、その水平面日射量に基づいて太陽光発電出力を計算する。以上によれば、大気や太陽の状況（地域、期間、天気、太陽高度）に応じた日射量割合を用いるので、太陽光発電出力を精度よく推定することができる。

また、本発明の上記太陽光発電出力推定装置において、各地域及び各期間において、太陽高度ごとに計測した複数の地表面日射量を取得する手段と、各地域及び各期間において、太陽高度ごとに計算した大気圏外日射量を取得する手段と、各地域及び各期間において、太陽高度ごとに、前記取得した地表面日射量を、前記取得した大気圏外日射量で除算することにより、前記日射量割合を算出する手段と、各地域及び各期間の、太陽高度ごとの前記日射量割合の度数分布における、各天気に対応付けた数値のパーセンタイルを、当該天気における、当該太陽高度に対する日射量割合として特定する手段と、前記特定した日射量割合を前記記憶手段に記憶させる手段と、をさらに備え、前記各天気に対応付けた数値は、地域ごと及び期間ごとに設定されることとしてもよい。

この構成によれば、地域、期間及び太陽高度ごとに、当該地域内の複数の地点や、当該期間内の複数の日付において計測した日射量を取得することになるが、実際に計測した当日の天気を決めるのは難しい。例えば、当日の天気が「晴のち曇り一時雨」だとすると、その日の天気を一つに特定できない。そこで、実際の天気に関係なく、日射量割合の度数分布における所定値のパーセンタイルを、所定の天気に対応付ける。例えば、１０パーセンタイルの日射量割合を雨に対応付け、５０パーセンタイルの日射量割合を曇に対応付け、９０パーセンタイルの日射量割合を晴れに対応付ける。これによれば、同じ地域、同じ期間及び同じ太陽高度であっても、ばらつきのある日射量割合の中から、各天気の日射量割合を決定し、太陽光発電出力を計算する際の基礎データとして提供することができる。

なお、本発明は、太陽光発電出力推定方法を含む。その他、本願が開示する課題及びその解決方法は、発明を実施するための形態の欄、及び図面により明らかにされる。

本発明によれば、太陽光発電による出力を精度よく推定することができる。

ＰＶ出力推定装置１のハードウェア構成を示す図である。 ＰＶ出力推定装置１の記憶部１５に記憶されるデータの構成を示す図であり、（ａ）は統計データ１５Ａの構成を示し、（ｂ）は変換係数データ１５Ｂの構成を示す。 ＰＶ出力推定装置１の記憶部１５に記憶されるデータの構成を示す図であり、（ａ）は発電容量データ１５Ｃの構成を示し、（ｂ）は対象データ１５Ｄの構成を示す。 ＰＶ出力推定装置１の処理を示すフローチャートである。 大気圏外日射量を説明するための図である。 日射量割合を説明するためのデータであり、（ａ）は、ある地点における、大気圏外日射量と計測値の１日の変化を示すグラフであり、（ｂ）は、ある地点の、ある月について、所定の太陽高度における、日射量割合のヒストグラムである。 都道府県別の太陽高度と日射量割合の関係を示す図であり、（ａ）は春（３〜５月の平均値）の例を示し、（ｂ）は夏（６〜８月の平均値）の例を示し、（ｃ）は秋（９〜１１月の平均値）の例を示し、（ｄ）は冬（１２〜２月の平均値）の例を示し、（ｅ）は凡例を示す。 大気圏外日射量からＰＶ出力を計算する手順を示す図であり、（ａ）は大気圏外日射量から水平面全天日射量を計算する方法を示し、（ｂ）は水平面全天日射量から傾斜面全天日射量を計算する方法を示し、（ｃ）は傾斜面全天日射量からＰＶ出力を計算する方法を示す。 ＰＶ出力推定方法の検証及び結果を示す図であり、（ａ）は評価結果を示し、（ｂ）、（ｃ）、（ｄ）、（ｅ）は、３月、６月、９月、１２月におけるＰＶ出力の推定値と、計測値とを比較したものを示す。 従来技術の問題点を説明するための図である。

以下、図面を参照しながら、本発明を実施するための形態を説明する。本発明の実施の形態に係る太陽光発電（Photo Voltaic：ＰＶ）出力推定装置は、大気の状況（水分、雲の状態、黄砂の影響等）によって、大気圏外から地表面までに届く太陽エネルギーが決まることから、地域ごと、月ごとに計測した地表面日射量を取得し、各天気（晴、曇、雨）の日射量割合（地表面日射量／大気圏外日射量）を含む統計データを作成し、その統計データを用いて、大気圏外日射量から各地域、各月、各天気における水平面日射量を計算し、その水平面日射量に基づいて太陽光発電出力（以下、ＰＶ出力という）を計算するものである。各天気の日射量割合には、天気ごとに対応付けた、日射量割合の度数分布におけるパーセンタイル値を用いる。
なお、ＰＶ出力の計算手順は、以下のようになる。
（１）大気圏外日射量×日射量割合＝水平面日射量
（２）水平面日射量を傾斜面変換して、傾斜面日射量を計算
（３）傾斜面日射量×変換係数×各地の発電容量＝各地域のＰＶ出力
これによれば、各地域、各月、各天気におけるＰＶ出力を精度よく推定することができる。

≪装置の構成と概要≫
図１は、ＰＶ出力推定装置１のハードウェア構成を示す図である。ＰＶ出力推定装置１は、通信部１１、表示部１２、入力部１３、処理部１４及び記憶部１５を備え、各部がバス１６を介してデータを送受信可能なように構成される。通信部１１は、ネットワークを介して他の装置とＩＰ（Internet Protocol）通信等を行う部分であり、例えば、ＮＩＣ（Network Interface Card）等によって実現される。表示部１２は、処理部１４からの指示によりデータを表示する部分であり、例えば、液晶ディスプレイ（ＬＣＤ：Liquid Crystal Display）等によって実現される。入力部１３は、オペレータがデータ（例えば、地域ごとの発電容量のデータ）や指示（ＰＶ出力の計算）を入力する部分であり、例えば、キーボードやマウス、タッチパネル等によって実現される。処理部１４は、所定のメモリを介して各部間のデータの受け渡しを行うととともに、ＰＶ出力推定装置１全体の制御を行うものであり、ＣＰＵ（Central Processing Unit）が所定のメモリに格納されたプログラムを実行することによって実現される。記憶部１５は、処理部１４からデータを記憶したり、記憶したデータを読み出したりするものであり、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）やＳＳＤ（Solid State Drive）等の不揮発性記憶装置によって実現される。なお、ＰＶ出力推定装置１は、スタンドアロンの装置（ＰＣ（Personal Computer）等）であってもよいし、ネットワークを介して複数の端末と通信可能な装置（サーバ等）であってもよい。

≪データの構成≫
図２及び図３は、ＰＶ出力推定装置１の記憶部１５に記憶されるデータの構成を示す図である。

図２（ａ）は、統計データ１５Ａの構成を示す。統計データ１５Ａは、地域及び月ごとに、各天気における日射量の割合を示すデータであり、地域名１５Ａ１、月１５Ａ２及び日射量割合１５Ａ３を含む、地域及び月ごとのレコードからなる。地域名１５Ａ１は、電力会社が管轄する地域内であって、日射量割合１５Ａ３の特性を得るために、実際に日射量を計測した地点の地名である。月１５Ａ２は、日射量割合１５Ａ３の特性を得るために、実際に日射量を計測した月である。日射量割合１５Ａ３は、当該地域で当該月に計測した日射量の、大気圏外日射量に対する割合であり、各天気（晴、曇、雨）における太陽高度ごとの割合を示すデータである。なお、日射量は、例えば、過去１年間１日ごとに計測したデータを用いるものとする。詳細は、後記する。

図２（ｂ）は、変換係数データ１５Ｂの構成を示す。変換係数データ１５Ｂは、傾斜面全天日射量からＰＶ出力を算出する際に用いられる変換係数を計算するためのデータであり、インバータの直流から交流への変換効率、気温等に依存するパラメータであり、インバータ変換効率１５Ｂ１、表面汚損・経年劣化に伴う損失１５Ｂ２、直流配線損失１５Ｂ３、その他の損失１５Ｂ４、温度上昇に伴う損失率１５Ｂ５及びパネル表面温度１５Ｂ６を含む。インバータ変換効率１５Ｂ１は、例えば、９０〜９５％である。表面汚損・経年劣化に伴う損失１５Ｂ２は、例えば、５〜１０％である。直流配線損失１５Ｂ３は、例えば、５％程度である。温度上昇に伴う損失率１５Ｂ５は、例えば、０．３〜０．５％／℃である。なお、全天日射量とは、全天空からの日射量を測定したものである。

詳細には、変換係数は、式１により計算される。

変換係数＝ａ×（１−ｂ）×（１−ｃ）×（１−ｄ）×
｛１−Г×（Ｔ−２５）｝ ・・・式１
(ａ：インバータ変換効率、ｂ：表面汚損・経年劣化に伴う損失、ｃ：直流配線損失、ｄ：その他の損失、Г：温度上昇に伴う損失率、Ｔ：パネル表面温度）

なお、変換係数は、各月の任意の値を用いてもよい。

図３（ａ）は、発電容量データ１５Ｃの構成を示す。発電容量データ１５Ｃは、傾斜面全天日射量からＰＶ出力を算出する際に用いられ、地域ごとに、太陽光パネル全体の発電容量を示すデータであり、地域名１５Ｃ１及び容量１５Ｃ２を含む、地域ごとのレコードからなる。地域名１５Ｃ１は、ＰＶ出力を推定する対象地域を示す。容量１５Ｃ２は、当該地域内に設置された太陽光パネル全体の発電容量を示し、太陽光発電設備の性能に係るデータである。

以上の、統計データ１５Ａ、変換係数データ１５Ｂ及び発電容量データ１５Ｃは、ＰＶ出力を計算する際に、地域及び月ごとの係数として用いられる基礎データである。

図３（ｂ）は、対象データ１５Ｄの構成を示す。対象データ１５Ｄは、地域及び月ごとに日射量からＰＶ出力を求める過程で参照、算出されるデータであり、大気圏外日射量１５Ｄ１、水平面全天日射量１５Ｄ２、傾斜面全天日射量１５Ｄ３及びＰＶ出力１５Ｄ４を含む、地域及び月ごとのレコードからなる。大気圏外日射量１５Ｄ１は、場所（緯度・経度）、月及び時刻により特定される太陽高度αから算出される大気圏外日射量の、１日の時刻ごとの変化を示す。水平面全天日射量１５Ｄ２は、各天気（晴、曇、雨）における水平面全天日射量の、１日の時刻ごとの変化を示す。傾斜面全天日射量１５Ｄ３は、各天気における傾斜面全天日射量の、１日の時刻ごとの変化を示す。ＰＶ出力１５Ｄ４は、各天気におけるＰＶ出力の、１日の時刻ごとの変化を示す。

≪装置の処理≫
図４は、ＰＶ出力推定装置１の処理を示すフローチャートである。本処理は、ＰＶ出力推定装置１において、主として処理部１４が、記憶部１５のデータを参照、更新しながら、地域及び月ごとに、各天気におけるＰＶ出力（１日の変化）を推定するものである。従って、図４の処理は、地域及び月ごとに繰り返されるものとする。

まず、ＰＶ出力推定装置１は、統計データを作成し、統計データ１５Ａとして記憶部１５に記憶する（Ｓ４０１）。統計データ１５Ａのうち、日射量割合１５Ａ３は、大気圏外日射量に対する実際に計測した日射量の割合である。以下に、その詳細を説明する。

図５は、大気圏外日射量を説明するための図である。図５に示すように、地球は、公転しながら、公転面の垂線から２３．４°傾いた地軸を中心に自転している。これにより、地上のある地点における太陽高度（角度）αは、当該地点の位置（緯度、経度）、月及び時刻により特定される。大気圏外における単位面積あたりの輻射エネルギーは約１．３７［ｋＷ／ｍ^２］であり、太陽高度αの地点に対する大気圏外日射量は、その輻射エネルギーの鉛直成分なので、１．３７×ｓｉｎα［ｋＷ／ｍ^２］となる。これを用いて、地域及び月ごとの、大気圏外日射量の１日の変化を計算し、大気圏外日射量１５Ｄ１として記憶する。

図６及び図７は、日射量割合を説明するためのデータである。まず、地点別に、太陽高度ごと（１°単位）に日射量割合（日射量計測値／大気圏外日射量）の平均値を計算する。図６（ａ）は、ある地点における、大気圏外日射量と日射量計測値の1日の変化を示すグラフである。これに基づいて、同じ時刻における大気圏外日射量に対する日射量計測値の割合が日射量割合として計算される。そして、その日射量割合が、同じ時刻における太陽高度に対応付けられる。実際には、１秒ごとに日射量を計測し、日射量割合を計算するとともに、１度刻みで太陽高度を設定し、同じ太陽高度（例えば、２０度であれば、１９．５度以上２０．５度未満）に対する日射量割合の平均値を、当該太陽高度の日射量割合として設定する。

次に、複数の地点について太陽高度別に、日射量割合のデータを小さい順に並べたとき、最小値のデータから全体の１００β％に位置する値（０≦β≦１）を１００βパーセンタイルとする。図６（ｂ）は、ある地点の、ある月について、所定の太陽高度α°における、日射量割合のヒストグラムであり、例えば、県域あたり２〜３箇所の計測地点における、当該月の３０日分の日射量割合の度数分布である。そして、例えば、１０パーセンタイルの日射量割合を雨、日射量割合の平均値（５０パーセンタイルの日射量割合）を曇、９０パーセンタイルの日射量割合を晴に対応付ける。あるいは、６０パーセンタイルの日射量割合を、晴ときどき曇りに対応付けてもよい。図６（ｂ）の例では、太陽高度α°については、雨の日射量割合が約０．２であり、晴の日射量割合が０．６強である。

図７は、月ごとの日射量割合を季節ごとにまとめた例を示す図である。図７（ａ）は春（３〜５月の平均値）の例を示し、図７（ｂ）は夏（６〜８月の平均値）の例を示し、図７（ｃ）は秋（９〜１１月の平均値）の例を示し、図７（ｄ）は冬（１２〜２月の平均値）の例を示す。この例では、図７（ｅ）の凡例に示すように、鳥取県、島根県、岡山県、広島県及び山口県の各地点における日射量割合の９５パーセンタイル、平均値、５パーセンタイルをそれぞれ晴、曇、雨に対応付けている。

なお、太陽高度ごとの、日射量割合の度数分布は、地域における地形の特性や季節の変化により異なるので、各天気に対応付ける日射量割合のパーセンタイルは、日射量の計測値及び実際の天気に応じた調整を行って、地域別、月別に設定することが考えられる。

次に、ＰＶ出力推定装置１は、記憶部１５の統計データ１５Ａに基づいて、大気圏外日射量１５Ｄ１から水平面全天日射量１５Ｄ２を計算し、記憶部１５に記憶する（Ｓ４０２）。詳細には、図８（ａ）に示すように、大気圏外日射量の１日の変化に対して、各時刻における太陽高度を特定し、その太陽高度から各天気における日射量割合を特定し、当該時刻における大気圏外日射量に特定した日射量割合を乗算することにより、水平面全天日射量を算出する。このとき、日射量割合については、Ｙ＝ａＬｏｇＸ＋ｂで近似した式を用いてもよい。（Ｙ：日射量割合、Ｘ：太陽高度、ａ：定数、ｂ：定数） 図８（ａ）の水平面全天日射量は、天気が曇の例を示す。

そして、ＰＶ出力推定装置１は、傾斜面への変換により、水平面全天日射量１５Ｄ２から傾斜面全天日射量１５Ｄ３を計算し、記憶部１５に記憶する（Ｓ４０３）。詳細には、図８（ｂ）に示すように、まず、直散分離式を用いて、各時刻における水平面全天日射量から水平面直達日射量及び水平面散乱日射量を計算する。次に、太陽高度α、太陽方位β及び傾斜面の角度θに基づいて、式２により水平面直達日射量から傾斜面直達日射量を計算し、式３により水平面散乱日射量から傾斜面散乱日射量を計算する。傾斜面反射日射量は、地上面からの反射日射量である。そして、式４により傾斜面直達日射量、傾斜面散乱日射量及び傾斜面反射日射量から傾斜面全天日射量を計算する。

傾斜面直達日射量＝水平面直達日射量×
｛ｃｏｓθ＋ｓｉｎθ×ｃｏｓα×ｃｏｓ（β−θ）｝ ・・・式２

傾斜面散乱日射量＝水平面散乱日射量×（１＋ｃｏｓθ）／２ ・・・式３

傾斜面全天日射量＝傾斜面直達日射量＋傾斜面散乱日射量＋傾斜面反射日射量
・・・式４

さらに、ＰＶ出力推定装置１は、記憶部１５の変換係数データ１５Ｂ及び発電容量データ１５Ｃに基づいて、傾斜面全天日射量１５Ｄ３からＰＶ出力１５Ｄ４を計算し、記憶部１５に記憶する（Ｓ４０４）。詳細には、図８（ｃ）に示すように、傾斜面全天日射量に、変換係数データ１５Ｂから計算した変換係数及び該当する地域名１５Ｃ１の容量１５Ｃ２（各地域の容量）を乗算することにより、各地域のＰＶ出力を算出する。

なお、Ｓ４０１で作成した統計データ１５Ａを、ＰＶ出力の推定以外の用途に使うことが考えられる。例えば、統計データ１５Ａのうち、平均値である曇の日射量割合１５Ａ３を用いて、地域名１５Ａ１及び月１５Ａ２ごとの日射量の平均値を計算する。そして、実際の日射量が平均値より大きい場合に、太陽光パネルで発電した余剰電力を用いて揚水を行い、実際の日射量が平均値より小さい場合に、電力不足を補うために水力発電を行う。

≪実施例≫
図９は、ＰＶ出力推定方法の検証及び結果を示す図である。評価方法は、３月、６月、９月、１２月において、（１）水平面日射量が最も多い日、（２）各月の平均水平面日射量に最も近い日、（３）水平面日射量が最も少ない日を抽出する。そして、各月のＰＶ出力について、（１）の計測値及び晴の推定値、（２）の計測値及び曇の推定値、（３）の計測値及び雨の推定値に対して、９時〜１５時の２乗平均誤差により評価する。

図９（ａ）は、その評価結果を示す。図９（ｂ）、（ｃ）、（ｄ）、（ｅ）は、３月、６月、９月、１２月における、太陽光パネル１台あたりのＰＶ出力の推定値と、計測値とを比較したものである。

なお、上記実施の形態では、図１に示すＰＶ出力推定装置１内の各部を機能させるために、処理部１４で実行されるプログラムをコンピュータにより読み取り可能な記録媒体に記録し、その記録したプログラムをコンピュータに読み込ませ、実行させることにより、本発明の実施の形態に係るＰＶ出力推定装置１が実現されるものとする。この場合、プログラムをインターネット等のネットワーク経由でコンピュータに提供してもよいし、プログラムが書き込まれた半導体チップ等をコンピュータに組み込んでもよい。

以上説明した本発明の実施の形態によれば、まず、Ｓ４０１に示すように、ＰＶ出力推定装置１が、統計データ１５Ａを作成し、記憶することにより、各地域、各月における、各天気（晴、曇、雨）の、太陽高度と、日射量割合との関係を提供することができる。特に、日射量割合の度数分布における所定のパーセンタイルを、各天気に対応付けることにより、天気を明確に特定できない（天気の記録がない）データから、天気ごとのデータを抽出することができる。

次に、Ｓ４０２〜Ｓ４０４に示すように、地域ごと、月ごと、天気ごとに、統計データ１５Ａ、変換係数データ１５Ｂ及び発電容量データ１５Ｃを用いて、大気圏外日射量から、水平面全天日射量、傾斜面全天日射量及びＰＶ出力を順次計算する。これによれば、地域における地形の特性、季節の変化、対象日の天気に応じて、精度よくＰＶ出力を推定することができる。

そして、ＰＶ出力を精度よく推定できることで、電力の需給調整における長周期の変動量を正確に検討することができる。これにより、安定的な電力供給及び経済的な運用を図ることができる。

≪その他の実施の形態≫
以上、本発明を実施するための形態について説明したが、上記実施の形態は本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定して解釈するためのものではない。本発明はその趣旨を逸脱することなく変更、改良され得るとともに、本発明にはその等価物も含まれる。例えば、以下のような実施の形態が考えられる。

（１）上記実施の形態では、月ごとにデータ処理するように説明したが、月に限られることなく、他の期間でもよく、例えば、統計データ１５Ａを作成する際に、３ヶ月ごと（例えば、３〜５月）に計測した日射量の平均値をとることにより、季節（例えば、春）ごとにデータ処理するようにしてもよい。要するに、１年を複数の期間に分けたときに、当該期間における日射量の平均値がＰＶ出力の推定に有効な数値であればよい。換言すれば、当該期間における日射量の平均値と、最大値及び最小値との差によって生じる、ＰＶ出力の推定値の誤差が許容できるものであればよい。

（２）上記実施の形態では、ＰＶ出力推定装置１が、地域、月ごとに、各天気におけるＰＶ出力（１日の変化）を推定するように説明したが、ＰＶ出力を推定すべき地域及び日付のデータを取得し、そのデータに応じたＰＶ出力を計算してもよい。そのとき、当該日付を含む月を特定するとともに、インターネット上のサイトから気象情報を取得し、その気象情報により当該地域及び当該日付の天気を特定することにより、記憶部１５の統計データ１５Ａのうち、当該地域名１５Ａ１、当該月１５Ａ２及び当該天気に応じた日射量割合１５Ａ３を用いるものとする。なお、ＰＶ出力を推定すべき地域を取得するとともに、日付の代わりに、その日付を含む月と、その日付の天気とを取得してもよい。

１ ＰＶ出力推定装置（太陽光発電出力推定装置）
１４ 処理部
１５ 記憶部（記憶手段）
１５Ａ３ 日射量割合
１５Ｄ１ 大気圏外日射量
１５Ｄ２ 水平面全天日射量（水平面日射量）
１５Ｄ３ 傾斜面全天日射量（傾斜面日射量）
１５Ｄ４ ＰＶ出力（太陽光発電出力）

Claims (4)

1. 太陽光発電設備により出力される電力である太陽光発電出力を推定する太陽光発電出力推定装置であって、
   各地域及び各期間における、１日の時刻ごとの大気圏外日射量と、
   各地域、各期間及び各天気における、太陽高度ごとの、大気圏外日射量に対する地表面日射量の割合である日射量割合と、
   を記憶する記憶手段と、
   前記太陽光発電出力を推定すべき地域、期間及び天気を取得する手段と、
   前記取得した地域及び期間における前記大気圏外日射量を前記記憶手段から抽出する手段と、
   前記取得した地域、期間及び天気における前記日射量割合を前記記憶手段から抽出する手段と、
   前記抽出した、各時刻の大気圏外日射量と、前記抽出した、各時刻における太陽高度の日射量割合とを乗算することにより、各時刻の水平面日射量を算出する手段と、
   前記太陽光発電設備の傾斜面の角度に基づいて、前記算出した水平面日射量から傾斜面日射量を計算し、前記太陽光発電設備の性能に基づいて、前記計算した傾斜面日射量から太陽光発電出力を計算する手段と、
   を備えることを特徴とする太陽光発電出力推定装置。
2. 請求項１に記載の太陽光発電出力推定装置であって、
   各地域及び各期間において、太陽高度ごとに計測した複数の地表面日射量を取得する手段と、
   各地域及び各期間において、太陽高度ごとに計算した大気圏外日射量を取得する手段と、
   各地域及び各期間において、太陽高度ごとに、前記取得した地表面日射量を、前記取得した大気圏外日射量で除算することにより、前記日射量割合を算出する手段と、
   各地域及び各期間の、太陽高度ごとの前記日射量割合の度数分布における、各天気に対応付けた数値のパーセンタイルを、当該天気における、当該太陽高度に対する日射量割合として特定する手段と、
   前記特定した日射量割合を前記記憶手段に記憶させる手段と、
   をさらに備え、
   前記各天気に対応付けた数値は、地域ごと及び期間ごとに設定される
   ことを特徴とする太陽光発電出力推定装置。
3. コンピュータにより、太陽光発電設備により出力される電力である太陽光発電出力を推定する太陽光発電出力推定方法であって、
   前記コンピュータは、
   各地域及び各期間における、１日の時刻ごとの大気圏外日射量と、
   各地域、各期間及び各天気における、太陽高度ごとの、大気圏外日射量に対する地表面日射量の割合である日射量割合と、
   を記憶する記憶手段を備え、
   前記太陽光発電出力を推定すべき地域、期間及び天気を取得するステップと、
   前記取得した地域及び期間における前記大気圏外日射量を前記記憶手段から抽出するステップと、
   前記取得した地域、期間及び天気における前記日射量割合を前記記憶手段から抽出するステップと、
   前記抽出した、各時刻の大気圏外日射量と、前記抽出した、各時刻における太陽高度の日射量割合とを乗算することにより、各時刻の水平面日射量を算出するステップと、
   前記太陽光発電設備の傾斜面の角度に基づいて、前記算出した水平面日射量から傾斜面日射量を計算し、前記太陽光発電設備の性能に基づいて、前記計算した傾斜面日射量から太陽光発電出力を計算するステップと、
   を実行する
   ことを特徴とする太陽光発電出力推定方法。
4. 請求項３に記載の太陽光発電出力推定方法であって、
   前記コンピュータは、
   各地域及び各期間において、太陽高度ごとに計測した複数の地表面日射量を取得するステップと、
   各地域及び各期間において、太陽高度ごとに計算した大気圏外日射量を取得するステップと、
   各地域及び各期間において、太陽高度ごとに、前記取得した地表面日射量を、前記取得した大気圏外日射量で除算することにより、前記日射量割合を算出するステップと、
   各地域及び各期間の、太陽高度ごとの前記日射量割合の度数分布における、各天気に対応付けた数値のパーセンタイルを、当該天気における、当該太陽高度に対する日射量割合として特定するステップと、
   前記特定した日射量割合を前記記憶手段に記憶させるステップと、
   をさらに実行し、
   前記各天気に対応付けた数値は、地域ごと及び期間ごとに設定される
   ことを特徴とする太陽光発電出力推定方法。