JP5806132B2 - 発電量予測装置、発電量予測補正方法、および自然エネルギー発電システム - Google Patents

発電量予測装置、発電量予測補正方法、および自然エネルギー発電システム Download PDF

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Description

本発明は、自然エネルギーにより発電を行う発電装置の発電量の予測値を算出する発電量予測装置、発電量予測補正方法、および自然エネルギー発電システムに関するものである。
近年、需要家毎に設けられる電力管理装置（例えば、ＨＥＭＳ；Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）によって、需要家に設けられる負荷や需要家に設けられる分散電源などを制御する技術が知られている（特許文献１参照）。
分散電源として、例えば太陽光発電装置などの自然エネルギーにより発電を行う発電装置を用いることが考えられている。自然エネルギーによる発電における発電量は様々な要因により変動し得るが、電力管理装置による各機器の制御のためには、発電量の予測が必要となることがある。
そこで、過去の日射強度および気象情報などに基づいて日射強度を予測し、予測した日射強度を太陽光発電の発電量に換算し、予測値として算出することが提案されている（特許文献２参照）。
特開２００３−３０９９２８号公報 特開２００５−０８６９５３号公報
日射強度以外にも、太陽光発電による発電量に影響を与えるパラメータは非常に多い。例えば太陽電池の種類、定格容量、直並列数、設置方位、傾斜角度、パネル温度、配線ロス、電力変換装置の変換効率、パネル面の汚れ、影の入る傾向などが挙げられる。これらのパラメータは、個々の需要家に設けられる太陽光発電装置毎に異なっている。
それゆえ、日射強度から発電量に換算するためには、多くのパラメータを正確に検出し、最適な換算式を事前に求める必要がある。しかし、一般的に、これらのパラメータを正確に検出することは煩雑で困難であるため、個別の需要家に設けられる太陽光発電装置の発電量を高い精度で予測することは困難であった。
特許文献２には、発電量の一般的な予測値を求めることは開示されているが、これらのパラメータを正確に検出することは開示されていない。それゆえ、日射強度を高い精度で予測できたとしても、発電量の高精度の予測は困難である。
また、太陽光発電のみならず、例えば風力発電のように自然エネルギーを利用する他の発電装置においても、太陽光発電と同様に多くのパラメータによって影響を受ける。それゆえ、自然エネルギーを利用した発電装置においても、パラメータを正確に検出することは困難であり、発電量の高精度の予測が困難である。
したがって、かかる事情に鑑みてなされた本発明の目的は、発電装置の発電量を簡易かつ従来よりも高い精度で予測する発電量予測装置、発電量予測補正方法、および自然エネルギー発電システムを提供することにある。
上述した諸課題を解決すべく、本発明による発電量予測装置は、
自然エネルギーにより発電を行う第１の発電装置の発電量の実測値を検出する検出部と、
第１の発電装置の発電量の特定の時刻毎の予測値を取得する取得部と、
実測値と予測値とを、特定の時刻別に複数日分記憶する記憶部と、
一定の日数の実測値および予測値の特定の時刻別の最大値である最大実測値および最大予測値と、取得部が新規に取得する予測値とに基づいて特定の時刻毎の補正予測値を算出する制御部とを備え、
制御部は、取得部が新規に取得する予測値に、最大実測値と最大予測値の逆数とを乗じることによって補正予測値を算出する
ことを特徴とするものである。
また、
記憶部は、取得部が新規に予測値を取得するたびに、記憶している予測値を更新する
ことが好ましい。
また、
取得部は公衆通信網を介して予測値を受信する受信部である
ことが好ましい。
また、本発明による発電量予測装置は、
自然エネルギーにより発電を行う第１の発電装置の発電量の実測値を検出する検出部と、
特定の時刻毎の天気予報または日照量の遷移予測の予報データを取得する取得部と、
天気または日照量と前記発電量との関係が対応付けられた対応テーブルが予め記憶され、前記対応テーブルおよび前記予報データに基づいて算出された前記発電量の予測値を記憶し、前記実測値および前記予測値を、前記特定の時刻別に複数日分記憶する記憶部と、
前記記憶部に記憶した一定の日数の前記実測値および前記予測値の前記特定の時刻別の最大値である最大実測値および最大予測値と、前記取得部が新規に取得する予測値とに基づいて前記特定の時刻毎の補正予測値を算出する制御部とを備え、
前記制御部は、前記取得部が新規に取得する前記予測値に、前記最大実測値と前記最大予測値の逆数とを乗じることによって前記補正予測値を算出する
ことを特徴とするものである。
また、本発明による発電量予測補正方法は、
自然エネルギーにより発電を行う第１の発電装置の発電量の実測値と第１の発電装置の発電量の特定の時刻毎の予測値とを、特定の時刻別に、複数日分蓄積する蓄積ステップと、
一定の日数の実測値および予測値の特定の時刻毎の最大値を、それぞれ最大実測値および最大予測値として検索する検索ステップと、
第１の発電装置の発電量の予測値を新規に取得する取得ステップと、
最大実測値と最大予測値と取得ステップにおいて新規に取得した予測値とに基づいて、特定の時刻毎の補正予測値を算出する算出ステップとを備え、
算出ステップにおいて、新規に取得した予測値に、最大実測値と最大予測値の逆数とを乗じることによって補正予測値を算出する
ことを特徴としている。
また、本発明による自然エネルギー発電システムは、
発電量予測装置と自然エネルギーにより発電を行う第１の発電装置とを有する自然エネルギー発電システムであって、
発電量予測装置が、
第１の発電装置の発電量の実測値を検出する検出部と、
第１の発電装置の発電量の特定の時刻毎の予測値を取得する取得部と、
実測値および前記予測値を、特定の時刻別に複数日分記憶する記憶部と、
一定の日数の実測値および予測値の前記特定の時刻別の最大値である最大実測値および最大予測値と、取得部が新規に取得する予測値とに基づいて特定の時刻毎の補正予測値を算出する制御部とを備え、
制御部は、取得部が新規に取得する予測値に、最大実測値と最大予測値の逆数とを乗じることによって補正予測値を算出する
ことを特徴としている。
なお、
第２の発電装置あるいは蓄電池をさらに備え、
前記発電量予測装置は、第２の発電装置および蓄電池の少なくとも一方の運転計画を補正予測値に基づいて作成する
ことが好ましい。
上記のように構成された本発明に係る発電量予測装置、発電量予測補正方法、および自然エネルギー発電システムによれば、自然エネルギーにより発電を行う発電装置の発電量を簡易かつ高い精度で予測することが可能である。
本発明の一実施形態に係る発電量予測装置を含む電力制御システムの概略構成を示す図である。 制御部が実行する実測値蓄積処理を説明するフローチャートである。 制御部が実行する予測値蓄積処理を説明するフローチャートである。 時刻毎の定格発電量に対する発電量の割合を示す第１のグラフである。 時刻毎の定格発電量に対する発電量の割合を示す第２のグラフである。
以下、本発明の実施形態について、図面を参照して説明する。
図１は、本実施形態に係る発電量予測装置を含む電力制御システムの概略構成を示す機能ブロック図である。図１に示すように、本実施形態に係る電力制御システムは、太陽光発電装置１０、蓄電装置１１、燃料電池装置１２、パワーコンディショナ１３、分電盤１４、第１の検出部１５、第２の検出部１６、取得部１７、および制御部１８を含んで構成される。
図１において、各機能ブロックを結ぶ実線は、電力の流れを表す。また、図１において、各機能ブロックを結ぶ破線は、制御信号または通信される情報の流れを表し、当該破線は有線としてもよいし、無線としてもよい。
図１に示す電力制御システムでは、商用電源１００から供給される電力の他、太陽光発電装置１０が発電する電力、および蓄電装置１１から放電された電力を、負荷機器１９に供給することができる。
図１において、電力制御システムに接続される負荷機器１９は、例えば、テレビ、エアコン、冷蔵庫など、種々の電化製品などである。これらの負荷機器１９には、分電盤１４を介して接続されるパワーコンディショナ１３が電力を供給する。
太陽光発電装置１０は、太陽光を利用して発電する。このため、太陽光発電装置１０は、太陽電池パネルを備えており、太陽光のエネルギーを直流の電力に変換する。本実施形態において、太陽光発電装置１０は、例えば家の屋根などに太陽電池パネルを設置して、太陽光を利用して発電するような態様を想定している。しかしながら、本発明において、太陽光発電装置１０は、太陽光のエネルギーを電力に変換できるものであれば、任意のものを採用することができる。
蓄電装置１１は、蓄電池を備えており、この蓄電池に充電された電力を放電することにより、電力を供給することができる。また、蓄電装置１１は、商用電源１００、太陽光発電装置１０、または燃料電池装置１２等から供給される電力を充電することもできる。
燃料電池装置１２は、燃料電池を備えており、水素を用いて空気中の酸素との化学反応により直流の電力を発電する。燃料電池は、ＳＯＦＣ（Ｓｏｌｉｄ Ｏｘｉｄｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）が挙げられるが、ＰＥＦＣ（Ｐｏｌｙｍｅｒ Ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）、ＭＣＦＣ（Ｍｏｌｔｅｎ Ｃａｒｂｏｎａｔｅ Ｆｕｅｌ Ｃｅｌｌ）などの他の方式により水素と空気中の酸素との化学反応により発電を行う。発電に用いる水素に関しては、直接貯蔵して燃料電池に供給する形態でも、炭化水素ガスとして貯蔵して改質により水素を生成して燃料電池に供給する形態であってもよい。
燃料電池装置１２における発電量は、燃料電池に供給する水素および空気の量に応じて変化する。燃料電池装置１２は、制御部１８の制御に基づいて、燃料電池に供給する水素および空気の量を調整することにより、発電量を調整する。
パワーコンディショナ１３は、太陽光発電装置１０、蓄電装置１１、および燃料電池装置１２から供給される直流の電力を、交流の電力に変換する。また、パワーコンディショナ１３は、商用電源１００から供給される交流の電力を、蓄電装置１１に充電するための直流の電力に変換する。
パワーコンディショナ１３は、変換した交流の電力および商用電源１００から供給される交流の電力を分電盤１４に供給可能である。また、パワーコンディショナ１３は、太陽光発電装置１０および燃料電池装置１２が発電した直流の電力および商用電源１００から供給され直流に変換された電力を、蓄電装置１１に供給可能である。また、パワーコンディショナ１３は、変換した交流の電力を、第２の検出部１６を介して電力会社に売電可能である。パワーコンディショナ１３は、制御部１８の制御に基づいて、電力の供給を行う。
分電盤１４は、供給される電力を、各負荷機器１９に分配する。
第１の検出部１５は、太陽光発電装置１０に接続される。第１の検出部１５は、太陽光発電装置１０が発電した電力の発電量の実測値を検出する。第１の検出部１５は、検出した発電量の実測値を制御部１８に通知する。第１の検出部１５と制御部１８との通信には、例えばＺｉｇＢｅｅ（登録商標）などの近距離通信方式による通信を採用することができる。第１の検出部１５は、パワーコンディショナ１３に内蔵されていてもよい。
第２の検出部１６は、例えばスマートメータであって、商用電源１００に接続されて、商用電源１００から供給される電力を検出する。また、第２の検出部１６は、パワーコンディショナ１３にも接続されて、太陽光発電装置１０が発電して電力会社に売電する電力を検出する。第２の検出部１６は、パワーコンディショナ１３に内蔵されていてもよい。
第２の検出部１６は、検出した商用電源１００から供給される電力および電力会社に売電する電力を制御部１８に通知する。第２の検出部１６と制御部１８との通信にも、例えばＺｉｇＢｅｅなどの近距離通信方式による通信を採用することができる。
取得部１７はネットワーク２００に接続される受信器であって、太陽光発電による発電量の予測値を含む多様な情報を受信する。取得部１７は、制御部１８に接続され、受信により取得した情報を制御部１８に通知する。
制御部１８は、例えばＨＥＭＳに代表されるＥＭＳ（Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）などにより構成することができ、パワーコンディショナ１３、第１の検出部１５、第２の検出部１６、取得部１７、および負荷機器１９から情報を取得する。制御部１８は、取得した情報に基づいて、電力制御システムにおける構成機器を制御および管理する。
具体的には、例えば、制御部１８は、負荷機器１９に有線または無線で接続されることにより、これら負荷機器１９の消費電力を制御する。制御部１８と負荷機器１９とを無線により接続する際には、例えば赤外線通信、電力線搬送通信（ＰＬＣ；Ｐｏｗｅｒ Ｌｉｎｅ Ｃｏｍｍｕｎｉｃａｔｉｏｎ）、ＺｉｇＢｅｅなど、種々の方式を用いることができる。
また、制御部１８は、パワーコンディショナ１３に有線または無線で接続されることにより、パワーコンディショナ１３から分電盤１４を介して負荷機器１９に供給される電力を監視する。
また、制御部１８は、パワーコンディショナ１３を介して、蓄電装置１１に充電される電力も監視する。さらに、制御部１８は、第２の検出部１６を介して、例えば電力会社などから需要応答（Ｄｅｍａｎｄ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ：ＤＲ）の情報を受信することができる。
また、制御部１８は、前述のように、太陽光発電装置１０が発電する電力、蓄電装置１１が放電する電力、燃料電池装置１２が発電する電力、および商用電源１００からの電力の負荷機器１９への供給と、太陽光発電装置１０、燃料電池装置１２、および商用電源１００からの電力の蓄電装置１１への供給と、太陽光発電装置１０および燃料電池装置１２が発電する電力の電力会社への売電とを制御する。
さらに、制御部１８は、第１の検出部１５、取得部１７、データベース２０と共に発電量予測装置として機能し、太陽光発電装置１０により発電される電力の補正予測値を算出する。補正予測値の算出については、後に詳細に説明する。また、制御部１８は、補正予測値に基づいて蓄電装置１１への充電および放電と、燃料電池装置１２の発電量の調整と、電力会社への売電とを含む運転計画を作成する。
また、制御部１８は、収集した各種の情報を蓄積するために、データベース２０（記憶部）を有している。データベース２０は、任意のメモリ装置などにより構成することができる。
制御部１８による補正予測値の算出について以下に詳細に説明する。制御部１８は、前述のように取得部１７を介して太陽光発電の発電量の予測値をネットワーク２００から取得する。制御部１８は、取得した予測値をデータベース２０に格納する。
データベース２０は、複数日数分、例えば３０日分の発電量の予測値を格納可能である。翌日の予測値の取得前に、データベース２０は、２９日前から本日までの予測値を格納している。翌日の予測値を取得部１７が新規に取得すると、後述する補正予測値の算出後に予測値を更新する。なお、格納する予測値は３０日に限定されない。
なお、発電量の予測値を提供する事業者が、太陽光発電の発電量の予測値を提供する。当該事業者は、例えば翌日の太陽光発電の発電量の予測値を毎日求める。求めた予測値をサーバ上に記録することにより、予測値がネットワーク２００を介して個別の需要家の取得部１７に送信される。
当該事業者が提供する太陽光発電の発電量の予測値は、汎用の予測値であって、太陽光発電装置１０が設置される地域毎の日射強度に基づく予測値である。太陽光発電の発電量は日射強度に大きく依存するので、一日の中の時刻毎に変動する。それゆえ、汎用の予測値は、特定の時刻毎、例えば０時から２３時３０までの間の３０分間隔の時刻毎に求められる。上述のデータベース２０は、３０日分の予測値を特定の時刻別に格納する。なお、汎用の予測値が求められる特定の時刻は、このような時刻に限定されず、他の時刻であってもよい。
汎用の予測値は、日射強度予測そのもの、あるいは、例えば１ｋＷ定格あたりの予測発電量として提供される。この場合、日射強度以外の太陽光発電による発電量に影響を与えるパラメータは平均的な代表値として計算されている。
前述のように、制御部１８は第１の検出部１５から太陽光発電装置１０の発電電力の実測値を取得する。制御部１８は、予測値と同じ日数分の、予測値と同じ特定の時刻毎の発電電力の実測値をデータベース２０に格納する。
データベース２０に格納される発電電力の実測値は、特定の時刻を基準とした一定の時間の発電電力の平均値である。例えば、０時の発電電力の実測値は、２３時４５分〜０時１５分までの３０分間の発電電力の平均値である。
第１の検出部１５は、例えば３０秒毎に、その瞬間の発電電力を検出し、制御部１８に通知する。制御部１８は、第１の検出部１５から通知された３０分間の発電量の平均値を算出する。制御部１８は、算出した平均値を当該時刻における発電電力の実測値として、データベース２０に格納する。
データベース２０に３０日分の予測値と実測値とが格納されている状態で新規な予測値を取得部１７が取得すると、制御部１８はデータベース２０に格納された３０日分の予測値および実測値の中の最大値を別々に検索する。なお、最大値は、特定の時刻別に検索される。したがって、０時、０時半、１時、・・・、２３時半それぞれの予測値および実測値の最大値が検索される。
最大値を検索すると、制御部１８は、予測値および実測値の最大値をそれぞれ最大予測値および最大実測値として用い、取得部１７が新規に取得した予測値に基づいて補正予測値を算出する。前述のように、ネットワーク２００から取得する予測値は特定の時刻毎の予測値であり、制御部１８は特定の時刻毎の補正予測値を算出する。
制御部１８は、同じ特定の時刻の最大予測値、最大実測値、および新規に取得した予測値を用いて補正予測値を算出する。制御部１８は、補正予測値を、新規に取得した予測値と、最大実測値と、最大予測値の逆数とを乗じることによって、すなわち（Ａ×Ｂ）／Ｃ（Ａは新規に取得した予測値、Ｂは最大実測値、Ｃは最大予測値）の式により算出する。例えば、０時の新規に取得した予測値と、０時の最大実測値と、および０時の最大予測値の逆数とを乗じることにより、０時の補正予測値が算出される。同様に、他の特定の時刻に対しても補正予測値が算出される。
次に、制御部１８が実行する実測値蓄積処理について図２のフローチャートを用いて説明する。第１の検出部１５が特定の時刻に対して最初に検出すべき実測値、すなわち例えば特定の時刻を０時とする場合の２３時４５分の実測値を制御部１８が取得するときに、実測値蓄積処理を開始する。
ステップＳ１００において、制御部１８は取得した実測値を、制御部１８に設けられるバッファメモリに格納する。次のステップＳ１０１において、制御部１８は実測値蓄積処理の開始後３０分経過しているか否かを判別する。３０分経過していない場合には、ステップＳ１００に戻る。以後、３０分経過するまで、ステップＳ１００およびステップＳ１０１を繰返す。３０分経過している場合には、ステップＳ１０２に進む。
ステップＳ１０２では、制御部１８は、バッファメモリに格納された実測値の平均値を算出する。次のステップＳ１０３では、制御部１８は、ステップＳ１０２において算出した平均値を当該特定の時刻の実測値としてデータベース２０の対応するアドレスに格納する。実測値の格納後、バッファメモリに格納された実測値を消去して、実測値蓄積処理を終了する。
次に、制御部１８が実行する補正予測値算出を含む予測値蓄積処理について、図３のフローチャートを用いて説明する。取得部１７がネットワーク２００から取得した予測値を、制御部１８が取得するときに予測値蓄積処理を開始する。
ステップＳ２００では、制御部１８は、新規に取得した予測値を特定の時刻別にバッファメモリに格納する。次のステップＳ２０１では、制御部１８は、０時から２３時３０分までの特定の時間のいずれかに設定される対象時刻を０時にリセットする。対象時刻のリセット後、ステップＳ２０２に進む。
ステップＳ２０２では、制御部１８は、データベース２０に格納された３０日分の対象時刻の予測値および実測値の中の最大値を検索する。検索した最大値を最大予測値および最大実測値として選択する。選択後、ステップＳ２０３に進む。
ステップＳ２０３では、制御部１８は、ステップＳ２００においてバッファメモリに格納した新規の予測値の中から対象時刻の予測値を選択する。対象時刻の予測値の選択後、ステップＳ２０４に進む。
ステップＳ２０４では、制御部１８は、ステップＳ２０２において選択した最大予測値および最大実測値と、ステップＳ２０３において選択した対象時刻の予測値とに基づいて、対象時刻の補正予測値を算出する。次のステップＳ２０５では、制御部１８はステップＳ２０４において算出した補正予測値をデータベース２０の対応するアドレスに格納する。データベース２０への格納後、ステップＳ２０６に進む。
ステップＳ２０６では、制御部１８は、対象時刻の設定が２３時３０分であるか否かを判別する。対象時刻の設定が２３時３０分でない場合には、ステップＳ２０７に進む。一方、対象時刻の設定が２３時３０分である場合には、ステップＳ２０８に進む。
ステップＳ２０７では、制御部１８は対象時刻に３０分を加算して新規な対象時刻を再設定する。再設定後、ステップＳ２０２に戻る。以後、対象時刻が２３時３０分になるまで、ステップＳ２０２〜ステップＳ２０７の処理を繰返す。
ステップＳ２０８では、制御部１８は、ステップＳ２００においてバッファメモリに格納された予測値を用いて、データベース２０に格納されている予測値を更新する。更新後、予測値蓄積処理を終了する。
以上のような構成の本実施形態の発電量予測装置によれば、汎用の予測値から個々の太陽光発電装置１０に応じた補正予測値を算出することが可能である。このような効果について、図４を用いて、説明する。図４は、一日中快晴のような理想状態での発電量を示す第１のグラフである。
任意の地域における太陽光の日射強度が一様であったとしても、当該地域内に設置される個々の太陽光発電装置１０における発電量は異なっていることが一般的である。例えば、パネル面の汚れおよび傾斜角度などの違いにより、同じ日射強度の太陽光により発電する場合であっても個々の太陽光発電装置１０の発電量の実測値は互いに異なり（点線参照：図４においては２例）、汎用の予測値（実線参照）とそれぞれ異なる。
汎用の予測値を個別の太陽光発電装置１０それぞれの補正予測値に変換するためには、汎用の予測値に、過去の汎用の予測値に対する実測値の比を乗じて求める。ただし、この比の計算に用いる汎用の予測値および実測値に対応する日射強度が実質的に等しいことが、補正予測値の変換精度を向上させるために必要である。
そこで、本実施形態では、最大予測値および最大実測値を用いることにより、実質的に等しい日射強度から換算される予測値および実測値を用いることが可能となっている。本実施形態のように、例えば３０日間の中には快晴となる日があると考えられ、快晴であるときの予測値および実測値は、汎用の予測値および個別の太陽光発電装置１０の発電量の最大値となることが一般的である。したがって、最大予測値および最大実測値を用いることにより、補正予測値の変換精度が向上し、補正予測値の予測精度を向上させることが可能である。
また、本実施形態の発電量予測装置によれば、個々の太陽光発電装置１０の発電量の時刻による変動要因を除去することが可能である。このような効果について、図５を用いて説明する。図５は、快晴時の時刻毎の発電量を示す第２のグラフである。
事業者によって提供される汎用の予測値は前述のように日射強度に応じた予測値であって。図５に示すように、発電量の予測値（実線参照）は１２時に最大になると考えられる。
一方で、太陽光発電の発電量に影響を与えるパラメータの中には、時刻によって発電量に変動を与える設置方位および近隣の建造物の影などのパラメータが存在する。例えば、ソーラパネルの東側に建物などがあり、早朝にソーラパネルに日が当たらない場合には、汎用の予測値に比較して発電量は少なくなる（７時近辺参照）。また、ソーラパネルが東向きに設置されている場合には、発電量のピークが１２時より早められる。
そこで、本実施形態では、同じ最大予測値に対する最大実測値の比を特定の時刻毎に求め、同じ時刻の予測値に乗じることにより、補正予測値を算出している。このような方法で補正予測値を算出することにより、時刻による変動要因を除去することが可能である。
また、本実施形態の発電量予測装置によれば、過去の予測値と実測値とを用いて補正予測値を算出するので、太陽光発電の発電量に影響を与えるパラメータの検出が不要である。
また、本実施形態の発電量予測装置によれば、太陽光発電の発電量に影響を与えるパラメータの中の季節的変動要因の影響を除去することが可能である。
例えば、夏と冬とでは、パネル温度および太陽の高さなどが異なっている。これらの要因は太陽光発電の発電量に影響を与える。それゆえ、最大予測値および最大実測値を季節に応じて変えなければ、補正整予測値の予測精度は低下する。
一方で、本実施形態の発電量予測装置においては、現在を基準として一定の期間の予測値と実測値の中の最大値を用いるので、季節に応じた最大予測値と最大実測値を補正予測値の算出に用いることが可能である。したがって、季節変動要因の影響を除去することが可能である。
本発明を諸図面や実施形態に基づき説明してきたが、当業者であれば本開示に基づき種々の変形や修正を行うことが容易であることに注意されたい。従って、これらの変形や修正は本発明の範囲に含まれることに留意されたい。
例えば、本実施形態において、太陽光発電の発電量の予測値を取得部１７が受信する構成であるが、取得部１７は天気予報（あるいは日照量の遷移予測）を受信し、受信した天気予報などに基づいて、内部で予め記憶していた対応テーブルを参照して変換あるいは所定の計算式を用いて算出することにより太陽光発電の発電量の汎用の予測値を取得する構成であってもよい。
また、本実施形態において、発電量予測装置は、太陽光発電装置１０の発電量の補正予測値を算出する構成であるが、補正予測値を算出する発電装置は太陽光発電装置１０に限定されない。例えば、風力発電装置などのように、自然エネルギーにより発電を行う発電装置における風速予測値などに対応した発電量の補正予測値を算出する構成であってもよい。
１０ 太陽光発電装置
１１ 蓄電装置
１２ 燃料電池装置
１３ パワーコンディショナ
１４ 分電盤
１５ 第１の検出部
１６ 第２の検出部
１７ 受信部
１８ 制御部（発電量予測装置）
１９ 負荷機器
２０ データベース（記憶部）
１００ 商用電源
２００ ネットワーク

Claims (7)

  1. 自然エネルギーにより発電を行う第１の発電装置の発電量の実測値を検出する検出部と、
    前記第１の発電装置の発電量の特定の時刻毎の予測値を取得する取得部と、
    前記実測値および前記予測値を、前記特定の時刻別に複数日分記憶する記憶部と、
    前記記憶部に記憶した一定の日数の前記実測値および前記予測値の前記特定の時刻別の最大値である最大実測値および最大予測値と、前記取得部が新規に取得する予測値とに基づいて前記特定の時刻毎の補正予測値を算出する制御部とを備え、
    前記制御部は、前記取得部が新規に取得する前記予測値に、前記最大実測値と前記最大予測値の逆数とを乗じることによって前記補正予測値を算出する
    ことを特徴とする発電量予測装置。
  2. 請求項１に記載の発電量予測装置であって、前記記憶部は、前記取得部が新規に予測値を取得するたびに、記憶している前記予測値を更新することを特徴とする発電量予測装置。
  3. 請求項１または請求項２に記載の発電量予測装置であって、前記取得部は公衆通信網を介して前記予測値を受信する受信部であることを特徴とする発電量予測装置。
  4. 自然エネルギーにより発電を行う第１の発電装置の発電量の実測値を検出する検出部と、
    特定の時刻毎の天気予報または日照量の遷移予測の予報データを取得する取得部と、
    天気または日照量と前記発電量との関係が対応付けられた対応テーブルが予め記憶され、前記対応テーブルおよび前記予報データに基づいて算出された前記発電量の予測値を記憶し、前記実測値および前記予測値を、前記特定の時刻別に複数日分記憶する記憶部と、
    前記記憶部に記憶した一定の日数の前記実測値および前記予測値の前記特定の時刻別の最大値である最大実測値および最大予測値と、前記取得部が新規に取得する予測値とに基づいて前記特定の時刻毎の補正予測値を算出する制御部とを備え、
    前記制御部は、前記取得部が新規に取得する前記予測値に、前記最大実測値と前記最大予測値の逆数とを乗じることによって前記補正予測値を算出する
    ことを特徴とする発電量予測装置。
  5. 自然エネルギーにより発電を行う第１の発電装置の発電量の実測値と前記第１の発電装置の発電量の特定の時刻毎の予測値とを、前記特定の時刻別に、複数日分蓄積する蓄積ステップと、
    一定の日数の前記実測値および前記予測値の前記特定の時刻毎の最大値を、それぞれ最大実測値および最大予測値として検索する検索ステップと、
    前記第１の発電装置の発電量の予測値を新規に取得する取得ステップと、
    前記最大実測値と前記最大予測値と前記取得ステップにおいて新規に取得した前記予測値とに基づいて、前記特定の時刻毎の補正予測値を算出する算出ステップとを備え、
    前記算出ステップにおいて、新規に取得した前記予測値に、前記最大実測値と前記最大予測値の逆数とを乗じることによって前記補正予測値を算出する
    ことを特徴とする発電量予測補正方法。
  6. 発電量予測装置と自然エネルギーにより発電を行う第１の発電装置とを有する自然エネルギー発電システムであって、
    前記発電量予測装置が、
    前記第１の発電装置の発電量の実測値を検出する検出部と、
    前記第１の発電装置の発電量の特定の時刻毎の予測値を取得する取得部と、
    前記実測値および前記予測値を、前記特定の時刻別に複数日分記憶する記憶部と、
    一定の日数の前記実測値および前記予測値の前記特定の時刻別の最大値である最大実測値および最大予測値と、前記取得部が新規に取得する予測値とに基づいて前記特定の時刻毎の補正予測値を算出する制御部とを備え、
    前記制御部は、前記取得部が新規に取得する前記予測値に、前記最大実測値と前記最大予測値の逆数とを乗じることによって前記補正予測値を算出する
    ことを特徴とする自然エネルギー発電システム。
  7. 請求項６に記載の自然エネルギー発電システムであって、
    第２の発電装置あるいは蓄電池をさらに備え、
    前記制御部は、前記第２の発電装置および前記蓄電池の少なくとも一方の運転計画を前記補正予測値に基づいて作成する
    ことを特徴とする自然エネルギー発電システム。
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