JP7043661B1 - Information processing equipment, information processing methods, programs and power generation systems - Google Patents
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Abstract
【課題】発電所により発電される電力量を予測する。【解決手段】情報処理装置は、位置算出部と、電力量算出部と、出力部と、を備える。位置算出部は、1または複数の発電所により発電された電力量の複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値を含む第1サンプル群に対する、1または複数の発電所により発電された電力量の対象日における第1時間帯の実績値の対象位置を算出する。電力量算出部は、1または複数の発電所により発電された電力量の複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を含む第2サンプル群における、対象位置に対応する電力量を算出する。出力部は、対象位置に対応する電力量を、予測対象時間帯において1または複数の発電所により発電されると予測される予測電力量として出力する。【選択図】図1PROBLEM TO BE SOLVED: To predict the amount of electric power generated by a power plant. An information processing device includes a position calculation unit, a power amount calculation unit, and an output unit. The location calculator was generated by one or more power plants for a first sample group containing multiple actual values for the first time zone on multiple reference dates for the amount of power generated by one or more power plants. The target position of the actual value in the first time zone on the target day of the electric energy is calculated. The electric energy calculation unit calculates the electric energy corresponding to the target position in the second sample group including multiple actual values of the prediction target time zone on multiple reference dates of the electric power generated by one or more power plants. do. The output unit outputs the electric energy corresponding to the target position as the predicted electric energy predicted to be generated by one or a plurality of power plants in the predicted target time zone. [Selection diagram] Fig. 1
Description
本発明の実施形態は、情報処理装置、情報処理方法、プログラムおよび発電システムに関する。 Embodiments of the present invention relate to information processing devices, information processing methods, programs and power generation systems.
太陽光発電により発電された電力の買取方法が、固定価格の買取制度(FIT)から市場価格連動の買取制度(FIP)に移行する。市場価格連動の買取制度においては、発電量の計画値と実績値とを一致させるために、例えば、電力供給の1時間前に電力取引を行う1時間前市場の活用が検討されている。このため、市場価格連動の買取制度においては、比較的に近い将来に発電する電力量を予測する短時間予測技術の高精度化が求められている。 The method of purchasing electricity generated by solar power generation will shift from a fixed-price purchase system (FIT) to a market price-linked purchase system (FIP). In the market price-linked purchase system, in order to match the planned value and the actual value of the amount of power generation, for example, the utilization of the market one hour before the electric power is traded one hour before the electric power supply is considered. For this reason, in the purchase system linked to the market price, it is required to improve the accuracy of the short-time prediction technology for predicting the amount of electric power to be generated in the relatively near future.
従来、太陽光発電における短時間予測技術として、発電実績値のみを利用する方法、並びに、発電実績値に加えて気象衛星および気象予報を利用する方法が存在する。 Conventionally, as a short-time prediction technique in photovoltaic power generation, there is a method of using only the actual power generation value and a method of using a meteorological satellite and a weather forecast in addition to the actual power generation value.
発電実績値のみを利用する方法として、快晴指数の持続予測方式が知られている。しかし、快晴指数の持続予測方式は、日射強度と発電量との相互変換が複雑であり、誤差も大きい。 As a method of using only the actual power generation value, a continuous prediction method of the clear sky index is known. However, in the continuous prediction method of the clear sky index, the mutual conversion between the solar radiation intensity and the amount of power generation is complicated, and the error is large.
発電実績値に加えて気象衛星および気象予報を利用する方法として、気象の類似日を検索する方式が知られている。しかし、この方式は、外部から取得するデータが増加することに伴いデータ処理が複雑となり、この結果、データがリアルタイムで取得できない等の不具合が生じるリスクも増加する。 As a method of using a meteorological satellite and a weather forecast in addition to the actual power generation value, a method of searching for similar days of the weather is known. However, in this method, the data processing becomes complicated as the amount of data acquired from the outside increases, and as a result, the risk of problems such as the inability to acquire the data in real time increases.
本発明が解決しようとする課題は、発電所により発電される電力量を、少ない種類のデータを用いて簡易に精度良く予測する情報処理装置、情報処理方法、プログラムおよび発電システムを提供することにある。 An object to be solved by the present invention is to provide an information processing device, an information processing method, a program, and a power generation system that can easily and accurately predict the amount of electric power generated by a power plant using a small amount of data. be.
実施形態に係る情報処理装置は、位置算出部と、電力量算出部と、出力部と、を備える。前記位置算出部は、1または複数の発電所により発電された電力量の複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値を含む第1サンプル群に対する、前記1または複数の発電所により発電された電力量の対象日における前記第1時間帯の実績値の対象位置を算出する。前記電力量算出部は、前記1または複数の発電所により発電された電力量の前記複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を含む第2サンプル群における、前記対象位置に対応する電力量を算出する。前記出力部は、前記対象位置に対応する電力量を、前記予測対象時間帯において前記1または複数の発電所により発電されると予測される予測電力量として出力する。 The information processing apparatus according to the embodiment includes a position calculation unit, a power amount calculation unit, and an output unit. The position calculation unit generates power from the one or more power plants with respect to a first sample group including a plurality of actual values in the first time zone on a plurality of reference days of the amount of power generated by the one or a plurality of power plants. The target position of the actual value in the first time zone on the target day of the calculated electric energy is calculated. The electric energy calculation unit corresponds to the target position in the second sample group including a plurality of actual values of the power amount generated by the one or a plurality of power plants in the prediction target time zone on the plurality of reference dates. Calculate the amount of power. The output unit outputs the electric energy corresponding to the target position as the predicted electric energy predicted to be generated by the one or more power plants in the prediction target time zone.
以下、図面を参照しながら実施形態に係る予測装置10について説明する。予測装置10は、1または複数の発電所により発電された過去の電力量に基づき、1または複数の発電所により発電される予測対象時間帯における電力量を算出する。
Hereinafter, the
(第1実施形態)
図1は、第1実施形態に係る予測装置10の機能構成を示す図である。予測装置10は、例えば単体のコンピュータまたはサーバ装置等のコンピュータである。予測装置10は、1台のコンピュータであってもよいし、クラウドシステムのように複数台のコンピュータにより構成されていてもよい。コンピュータは、所定のプログラムを実行することにより、予測装置10として機能する。
(First Embodiment)
FIG. 1 is a diagram showing a functional configuration of the
予測装置10は、受信部22と、記憶部24と、入力部26と、対象サンプル取得部28と、第1サンプル群取得部30と、第2サンプル群取得部32と、実績値補正部34と、位置算出部36と、電力量算出部38と、出力部40とを備える。
The
受信部22は、発電所により発電された電力量の時間帯毎の実績値を受信する。発電所は、本実施形態においては、太陽光発電所である。なお、発電所は、水力発電所、風力発電所または地熱発電所等の他の種類の発電所であってもよい。また、発電所は、電力会社等の事業者により設置された設備であってもよいし、家庭等に設置された自家発電装置であってもよい。
The
また、受信部22は、発電する電力を同一の発電モデルにより推定可能な複数の発電所により発電された電力量の時間帯毎の実績値を受信してもよい。例えば、受信部22は、太陽光から得られるエネルギーがほぼ同一であり、気象条件も同一となる、所在地が近く同一の設備を用いた複数の太陽光発電所により発電された電力量の時間帯毎の実績値を受信してもよい。
Further, the
記憶部24は、受信部22により受信された時間帯毎の実績値を記憶する。例えば、記憶部24は、データベースにより管理され、年月日、時間帯および実績値をセットで記憶する。記憶部24は、年月日および時間帯を指定することにより、指定された年月日および時間帯の実績値を検索して出力する。記憶部24は、予測装置10内に実現されてもよいし、予測装置10の外部のデータベースサーバ等に実現されてもよい。
The
入力部26は、予測日における予測対象時間帯の入力を受け付ける。入力部26は、例えばユーザにより操作入力された予測対象時間帯を受け付けてもよいし、他の装置から受信した予測対象時間帯を受け付けてもよいし、定期的に自動入力された予測対象時間帯を受け付けてもよい。入力部26は、受け付けた予測対象時間帯を、第2サンプル群取得部32および実績値補正部34に与える。
The
対象サンプル取得部28は、記憶部24により記憶されている時間帯毎の実績値のうちの、現在時刻より前の時間帯であって、実質的な発電がされた1つの時間帯における実績値を取得する。例えば、対象サンプル取得部28は、記憶部24により記憶されている時間帯毎の実績値のうちの、実質的な発電がされた直近の時間帯における実績値を取得する。続いて、対象サンプル取得部28は、取得した実績値の時間帯を第1時間帯として特定する。また、対象サンプル取得部28は、取得した実績値の発電日を対象日として特定する。対象サンプル取得部28は、特定した第1時間帯を第1サンプル群取得部30および実績値補正部34に与える。また、対象サンプル取得部28は、取得した実績値を、対象日における第1時間帯の実績値として、位置算出部36に与える。
The target
第1サンプル群取得部30は、複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値を含む第1サンプル群を、記憶部24から取得する。複数の参照日は、予測日より前の予め定められた規則の下で選択される複数の日である。第1サンプル群取得部30は、第1サンプル群を実績値補正部34に与える。
The first sample
第2サンプル群取得部32は、複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を含む第2サンプル群を、記憶部24から取得する。第2サンプル群取得部32が実績値を取得する複数の参照日は、第1サンプル群取得部30が取得した第1時間帯の実績値と同一である。第2サンプル群取得部32は、第2サンプル群を実績値補正部34に与える。
The second sample
実績値補正部34は、第1サンプル群に含まれる複数の実績値のそれぞれを、予め定められた発電所モデルに基づき算出された対象日計算値と、発電所モデルに基づき算出された参照日計算値との比率により補正する。発電所モデルは、発電所により発電される電力、または、発電所により発電される電力に比例する値を算出するモデルである。また、対象日計算値は、発電所モデルに基づき算出された、対象日における対応する時間帯において発電所により発電される対象日電力または、対象日電力に比例する値である。また、参照日計算値は、発電所モデルに基づき算出された、複数の参照日のうちの対応する参照日における対応する時間帯において発電所により発電される参照日電力または参照日電力に比例する値である。
The actual
また、実績値補正部34は、第2サンプル群に含まれる複数の実績値のそれぞれを、発電所モデルに基づき算出された対象日計算値と、発電所モデルに基づき算出された参照日計算値との比率により補正する。実績値補正部34は、補正された第1サンプル群を、位置算出部36に与える。また、実績値補正部34は、補正された第2サンプル群を、電力量算出部38に与える。
Further, the actual
位置算出部36は、発電所により発電された電力量の複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値を含む第1サンプル群に対する、発電所により発電された電力量の対象日における第1時間帯の実績値の対象位置を算出する。本実施形態において、対象位置は、第1サンプル群に含まれる複数の実績値を昇順または降順のうちの何れかの第1順に並べたデータ列内における、対象日における第1時間帯の実績値に対応する電力量の順位である。
The
なお、順位は、自然数に限らず、実数値で表されてもよい。また、順位は、0%から100%の間に規格化したパーセンタイル順位であってもよい。位置算出部36は、算出した対象位置を電力量算出部38に与える。
The ranking is not limited to a natural number and may be represented by a real value. Further, the rank may be a percentile rank standardized between 0% and 100%. The
電力量算出部38は、発電所により発電された電力量の複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を含む第2サンプル群における、対象位置に対応する電力量を算出する。ここで、対象位置に対応する電力量は、第2サンプル群に含まれる複数の実績値を第1順に並べたデータ列内における、対象位置に対応する電力量である。
The electric
本実施形態においては、電力量算出部38は、対象位置に対応する電力量として、第2サンプル群に含まれる複数の実績値を第1順に並べたデータ列内における、対象位置(順位)に対応する電力量を算出する。電力量算出部38は、算出した電力量を出力部40に与える。
In the present embodiment, the electric
出力部40は、電力量算出部38から受け取った対象位置に対応する電力量を、発電される予測対象時間帯の予測電力量として出力する。
The
図2は、予測装置10の処理の流れを示すフローチャートである。予測装置10の処理の流れを、図2に示すフローチャート、および、図3から図7を参照しながら説明する。
FIG. 2 is a flowchart showing a processing flow of the
まず、記憶部24は、図3に示すように、発電所により発電された電力量の時間帯毎の実績値を記憶している。本実施形態において、記憶部24は、30分毎の電力量を記憶する。より詳しくは、本実施形態において、記憶部24は、各時間における00分00秒から29分59秒までおよび30分00秒から59分59秒までの電力量を記憶する。なお、時間帯は、30分毎に限らず、5分毎、10分毎または60分毎等、どのような時間単位であってもよい。
First, as shown in FIG. 3, the
S11において、入力部26は、予測日における予測対象時間帯の入力を受け付ける。予測対象時間帯は、発電所により発電された電力量を予測する対象となる時間帯である。入力部26は、現在時刻より未来の時間帯を、予測日における予測対象時間帯として受け付ける。予測対象時間帯は、実績値を取得する時間単位に対応する。例えば、入力部26は、図4に示すような現在時刻において、図4に示すような予測日における予測対象時間帯を受け付ける。
In S11, the
続いて、S12において、対象サンプル取得部28は、記憶部24により記憶されている時間帯毎の実績値のうちの、現在時刻より前の時間帯であって、実質的な発電がされた1つの時間帯における実績値を取得する。本実施形態において、対象サンプル取得部28は、記憶部24により記憶されている時間帯毎の実績値のうちの、実質的な発電がされた最新の時間帯における実績値を取得する。
Subsequently, in S12, the target
実質的な発電がされた時間帯とは、実績値が0または所定値以下である時間帯ではなく、実績値が0または所定値より大きい時間帯をいう。例えば、現在時刻が13時10分であり、予測日の12時30分から12時59分に所定値より大きい電力量で発電がされている場合、対象サンプル取得部28は、図5に示すように、予測日の12時30分から12時59分の実績値を取得する。また、例えば、現在時刻が8時00分であり、発電所による発電が17時00分から翌朝の8時59分まで停止されている場合、対象サンプル取得部28は、予測日の前日の16時30分から16時59分の時間帯の実績値を取得する。
The time zone in which actual power generation is performed is not a time zone in which the actual value is 0 or a predetermined value or less, but a time zone in which the actual value is 0 or larger than the predetermined value. For example, when the current time is 13:10 and power is generated with an electric energy larger than a predetermined value from 12:30 to 12:59 on the predicted day, the target
続いて、S13において、対象サンプル取得部28は、取得した実績値の時間帯を第1時間帯として特定する。また、対象サンプル取得部28は、取得した実績値の発電日を対象日として特定する。例えば、予測日の当日の実績値を取得した場合、対象サンプル取得部28は、予測日の当日を、対象日として特定する。また、例えば、予測日の前日の実績値を取得した場合、対象サンプル取得部28は、予測日の前日を、対象日として特定する。
Subsequently, in S13, the target
続いて、S14において、第1サンプル群取得部30は、複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値を含む第1サンプル群を、記憶部24から取得する。複数の参照日は、予測日より前の予め定められた規則の下で選択される複数の日である。本実施形態において、複数の参照日は、予測日の1日前から30日前までの期間に含まれる30個の日である。例えば、予測日が2021年5月25日である場合、第1サンプル群取得部30は、図6に示すような、2021年4月25日から2021年5月24日までの30個の日を複数の参照日として特定し、これらの日の第1時間帯の実績値を取得する。なお、複数の参照日は、このような期間に限られず、他の規則の下で選択された複数の日であってもよい。
Subsequently, in S14, the first sample
続いて、S15において、第2サンプル群取得部32は、複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を含む第2サンプル群を、記憶部24から取得する。第2サンプル群取得部32が実績値を取得する複数の参照日は、第1サンプル群取得部30が取得した第1時間帯の実績値と同一である。例えば、第1サンプル群取得部30が2021年4月25日から2021年5月24日までの30個の日の第1時間帯の実績値を取得した場合には、第2サンプル群取得部32は、図7に示すように、2021年4月25日から2021年5月24日までの30個の日の予測対象時間帯の実績値を取得する。
Subsequently, in S15, the second sample
続いて、S16において、実績値補正部34は、第1サンプル群に含まれる複数の実績値のそれぞれを、予め定められた発電所モデルに基づき算出された対象日計算値と、発電所モデルに基づき算出された参照日計算値との比率により補正する。より具体的には、実績値補正部34は、第1サンプル群に含まれる複数の実績値のそれぞれを、対象日における第1時間帯の対象日計算値と、対応する参照日における第1時間帯の参照日計算値との比率を乗じることにより補正する。
Subsequently, in S16, the actual
例えば、実績値補正部34は、式(1)のように補正をする。
For example, the actual
補正後の第1時間帯の実績値=補正前の第1時間帯の実績値×(対象日における第1時間帯の対象日計算値÷対応する参照日における第1時間帯の参照日計算値)…(1) Actual value of the first time zone after correction = Actual value of the first time zone before correction x (Calculated value of the target day of the first time zone on the target day ÷ Calculated value of the reference date of the first time zone on the corresponding reference date ) ... (1)
ここで、発電所モデルは、発電所により発電される電力、または、発電所により発電される電力に比例する値を算出するモデルである。また、対象日計算値は、発電所モデルに基づき算出された、対象日における対応する時間帯において発電所により発電される対象日電力、または、対象日電力に比例する値である。また、参照日計算値は、発電所モデルに基づき算出された、複数の参照日のうちの対応する参照日における対応する時間帯において発電所により発電される参照日電力、または、参照日電力に比例する値である。 Here, the power plant model is a model that calculates the electric power generated by the power plant or the value proportional to the electric power generated by the power plant. The target day calculation value is a value calculated based on the power plant model and is proportional to the target day power generated by the power plant in the corresponding time zone on the target day or the target day power. In addition, the reference date calculation value is the reference date power generated by the power plant in the corresponding time zone on the corresponding reference date among the plurality of reference dates calculated based on the power plant model, or the reference date power. It is a proportional value.
発電所が太陽光発電所である場合、発電所モデルは、一例として、設備情報および気象情報に基づき、対象日または参照日における指定された時刻において発電所により発電される電力を、対象日計算値または参照日計算値として算出する。 If the power plant is a solar power plant, the power plant model, for example, calculates the power generated by the power plant at the specified time on the target date or reference date based on facility information and weather information on the target date. Calculated as a value or a reference date calculated value.
設備情報は、レイアウト角、モジュール容量、および、インバータ容量を含む。レイアウト角は、太陽光発電所に設置される太陽電池モジュールの法線方向である。レイアウト角は、例えば、太陽電池モジュールの方位および傾斜角度により表されてもよい。モジュール容量は、太陽光発電所に設置される太陽電池モジュールの最大出力である。インバータ容量は、太陽光発電所の直流交流変換器の最大出力である。 Equipment information includes layout angle, module capacity, and inverter capacity. The layout angle is the normal direction of the solar cell module installed in the photovoltaic power plant. The layout angle may be represented by, for example, the orientation and tilt angle of the solar cell module. The module capacity is the maximum output of the solar cell module installed in the photovoltaic power plant. Inverter capacity is the maximum output of a DC / AC converter in a photovoltaic power plant.
設備情報は、日毎および時間帯毎に変化が無く、対象日計算値と参照日計算値との比率に影響を与えない。従って、発電所モデルは、レイアウト角、モジュール容量、および、インバータ容量を予め定められた規格化された値を用いてもよい。この場合、発電所モデルは、太陽電池モジュールの方位を南向き(0°)とし、太陽電池モジュールの傾斜角度を30°~40°程度としてもよい。また、発電所モデルは、太陽電池モジュールの容量を1.0~2.0程度とし、インバータ容量を1.0程度としてもよい。なお、発電所の設置位置の緯度が高い場合、発電所モデルは、太陽電池モジュールの傾斜角度を30°~40°より大きくしてもよい。 The equipment information does not change day by day or time zone, and does not affect the ratio between the calculated value on the target day and the calculated value on the reference date. Therefore, the power plant model may use predetermined standardized values for the layout angle, the module capacity, and the inverter capacity. In this case, in the power plant model, the orientation of the solar cell module may be southward (0 °), and the inclination angle of the solar cell module may be about 30 ° to 40 °. Further, in the power plant model, the capacity of the solar cell module may be about 1.0 to 2.0, and the capacity of the inverter may be about 1.0. In addition, when the latitude of the installation position of the power plant is high, the tilt angle of the solar cell module may be larger than 30 ° to 40 ° in the power plant model.
気象情報は、例えば、全天水平面日射強度、大気上端水平面日射強度、太陽方向、地表アルベド、気温および風速等を含む。 Meteorological information includes, for example, all-sky plane solar radiation intensity, atmospheric top horizontal plane solar radiation intensity, sun direction, surface albedo, temperature and wind speed, and the like.
全天水平面日射強度は、水平面に対する日射強度である。大気上端水平面日射強度は、大気上端での水平面の日射強度である。太陽方向は、発電所の設置位置に対する太陽の方向の立体角であり、発電所の設置位置に対する太陽の方位および高度により表される。地表アルベドは、地表面が太陽光を反射する割合である。 The total illuminance plane solar intensity is the solar radiation intensity with respect to the horizontal plane. The horizontal solar radiation intensity at the upper end of the atmosphere is the solar radiation intensity of the horizontal plane at the upper end of the atmosphere. The direction of the sun is a solid angle of the direction of the sun with respect to the installation position of the power plant, and is represented by the direction and altitude of the sun with respect to the installation position of the power plant. The surface albedo is the rate at which the surface of the earth reflects sunlight.
実績値補正部34は、太陽方向に代えて、発電所の所在地の緯度および経度および時刻を取得し、発電所の所在地の緯度および経度および時刻に基づき太陽方向を算出してもよい。また、実績値補正部34は、全天水平面日射強度、大気上端水平面日射強度および地表アルベドを、気象データベースまたは気象提供サービスサーバ等から取得することができる。また、実績値補正部34は、気温および風速を、発電所に設けられた計測機器から取得することができる。また、実績値補正部34は、気温および風速を、気象データベースまたは気象提供サービスサーバから取得してもよい。
The actual
なお、発電所モデルは、地表アルベドを取得できない場合、地表アルベドとして予め設定された値を用いて、発電所により発電される電力を算出してもよい。また、発電所モデルは、全天水平面日射強度または大気上端水平面日射強度を取得できない場合、全天水平面日射強度または大気上端水平面日射強度として、発電所が設けられた地域の平均的な値等の予め設定された値を用いて、発電所により発電される電力を算出してもよい。また、発電所モデルは、気温または風速を取得できない場合、過去の平均値を用いて、発電所により発電される電力を算出してもよい。 If the power plant model cannot acquire the surface albedo, the power generated by the power plant may be calculated using a value preset as the surface albedo. In addition, when the power plant model cannot obtain the total sky plane solar radiation intensity or the atmosphere upper surface horizontal plane solar radiation intensity, the total sky plane solar radiation intensity or the atmosphere upper surface horizontal plane solar radiation intensity is the average value of the area where the power plant is installed, etc. The power generated by the power plant may be calculated using a preset value. Further, the power plant model may calculate the electric power generated by the power plant by using the past average value when the temperature or the wind speed cannot be obtained.
また、太陽光発電所に設けられた太陽電池モジュールに対する日射強度を、傾斜面日射強度という。傾斜面日射強度は、太陽光発電所により発電される電力に対して、ほぼ比例する。従って、発電所モデルは、太陽光発電所により発電される電力に比例する値として、傾斜面日射強度を算出してもよい。この場合、発電所モデルは、対象日または参照日における指定された時刻における傾斜面日射強度を、対象日計算値または参照日計算値として算出する。 Further, the solar radiation intensity for the solar cell module installed in the photovoltaic power plant is referred to as the inclined surface solar radiation intensity. The intensity of sunshine on the slope is approximately proportional to the power generated by the photovoltaic power plant. Therefore, the power plant model may calculate the sunshine intensity on the inclined surface as a value proportional to the electric power generated by the photovoltaic power plant. In this case, the power plant model calculates the illuminance intensity of the inclined surface at the specified time on the target day or the reference date as the target day calculation value or the reference date calculation value.
傾斜面日射強度を算出する場合、太陽電池モジュールは、設備情報、並びに、気象情報のうちの全天水平面日射強度、大気上端水平面日射強度、太陽方向および地表アルベドを用いる。この場合においても、発電所モデルは、地表アルベドを取得できない場合、地表アルベドとして予め設定された値を用いて、傾斜面日射強度を算出してもよい。また、発電所モデルは、全天水平面日射強度または大気上端水平面日射強度を取得できない場合、全天水平面日射強度または大気上端水平面日射強度として、発電所が設けられた地域の平均的な値等の予め設定された値を用いて、傾斜面日射強度を算出してもよい。 When calculating the sloping surface solar intensity, the solar cell module uses the facility information as well as the all-sky horizontal solar intensity, the upper-atmospheric horizontal solar intensity, the sun direction, and the surface albedo of the meteorological information. Even in this case, if the power plant model cannot acquire the surface albedo, the inclined surface solar radiation intensity may be calculated using a value preset as the surface albedo. In addition, if the power plant model cannot obtain the total illuminance plane solar intensity or the illuminance top horizontal plane solar radiation intensity, the average value of the area where the power plant is installed, etc. The illuminance intensity of the inclined surface may be calculated using a preset value.
なお、発電所モデルの一例については、図10~図18を参照して詳細を後述する。 An example of the power plant model will be described in detail later with reference to FIGS. 10 to 18.
続いて、S17において、実績値補正部34は、第2サンプル群に含まれる複数の実績値のそれぞれを、発電所モデルに基づき算出された対象日計算値と、発電所モデルに基づき算出された参照日計算値との比率により補正する。より具体的には、実績値補正部34は、第2サンプル群に含まれる複数の実績値のそれぞれを、対象日における予測対象時間帯の対象日計算値と、対応する参照日における予測対象時間帯の参照日計算値との比率を乗じることにより補正する。
Subsequently, in S17, the actual
例えば、実績値補正部34は、式(2)のように補正をする。
For example, the actual
補正後の予測対象時間帯の実績値=補正前の予測対象時間帯の実績値×(対象日における予測対象時間帯の対象日計算値÷対応する参照日における予測対象時間帯の参照日計算値)…(2) Actual value of the forecast target time zone after correction = Actual value of the forecast target time zone before correction x (Calculated value of the target day of the forecast target time zone on the target day ÷ Calculated value of the reference date of the forecast target time zone on the corresponding reference date ) ... (2)
なお、発電所モデルは、S16において第1サンプル群に含まれる複数の実績値を補正したモデルと同一である。 The power plant model is the same as the model in which a plurality of actual values included in the first sample group are corrected in S16.
続いて、S18において、位置算出部36は、補正された第1サンプル群に対する、発電所により発電された電力量の対象日における第1時間帯の実績値の対象位置を算出する。
Subsequently, in S18, the
ここで、対象位置は、補正された第1サンプル群に含まれる複数の実績値を昇順または降順のうちの何れかの第1順に並べたデータ列内における、対象日における第1時間帯の実績値に対応する電力量の順位である。本実施形態において、位置算出部36は、対象位置として、第1サンプル群に含まれる複数の実績値を昇順に並べたデータ列内における、対象日における第1時間帯の実績値に対応する電力量の順位を算出する。
Here, the target position is the actual value of the first time zone on the target day in the data string in which a plurality of actual values included in the corrected first sample group are arranged in the first order of either ascending order or descending order. It is the order of the amount of power corresponding to the value. In the present embodiment, the
例えば、第1サンプル群がN個の実績値(Nは2以上の整数)を含む場合、位置算出部36は、式(3)のように、N個の実績値を並べたデータ列を生成する。
For example, when the first sample group includes N actual values (N is an integer of 2 or more), the
Y[1]≦Y[2]≦Y[3]≦…≦Y[N-2]≦Y[N-1]≦Y[N]…(3) Y [1] ≤ Y [2] ≤ Y [3] ≤ ... ≤ Y [N-2] ≤ Y [N-1] ≤ Y [N] ... (3)
ここで、Y[・]は、第1サンプル群に含まれる実績値を表す。Y[・]のカッコの中は、順位を表す。 Here, Y [·] represents the actual value included in the first sample group. The number in parentheses of Y [・] indicates the ranking.
位置算出部36は、例えば、このように並べたデータ列と、対象日における第1時間帯の実績値とを比較して、対象位置である順位を算出する。
The
一例として、位置算出部36は、データ列内における、対象日における第1時間帯の実績値に最も近い値を検出する。そして、位置算出部36は、検出した値の順位を対象位置としてもよい。また、データ列内に、対象日における第1時間帯の実績値と同一の値が複数個含まれる場合には、位置算出部36は、複数の同一の値の中点の順位を、対象位置としてもよい。この場合、位置算出部36は、実数値により表される順位を、対象位置とする。
As an example, the
他の一例として、位置算出部36は、データ列に含まれる複数の値のうちの、対象日における第1時間帯の実績値以下の最大の順位の値と、対象日における第1時間帯の実績値以上の最小の順位の値とを取得する。そして、位置算出部36は、取得した2つの値に基づき直線補間して得られる順位を、対象位置としてもよい。
As another example, the
具体的には、対象日における第1時間帯の実績値をXとし、第1サンプル群に含まれる対象日における第1時間帯の実績値以下の最大の順位の値をY[n]とし、第1サンプル群に含まれる対象日における第1時間帯の実績値以上の最小の順位の値をY[n+1]とする。この場合、X、Y[n]およびY[n+1]の大小関係は、式(4)のようになる。
Y[n]≦X≦Y[n+1]…(4)
Specifically, the actual value of the first time zone on the target day is X, and the value of the highest rank equal to or less than the actual value of the first time zone on the target day included in the first sample group is Y [n]. Let Y [n + 1] be the value of the lowest rank equal to or higher than the actual value in the first time zone on the target day included in the first sample group. In this case, the magnitude relation of X, Y [n] and Y [n + 1] is as shown in the equation (4).
Y [n] ≤ X ≤ Y [n + 1] ... (4)
そして、位置算出部36は、式(5)を演算することにより、対象日における第1時間帯の実績値に対応する順位であるnrを算出する。
nr=n×{(Y[n+1]-X)/(Y[n+1]-Y[n])}+(n+1)×{X-(Y[n])/(Y[n+1]-Y[n])}…(5)
Then, the
nr = n × {(Y [n + 1] -X) / (Y [n + 1] -Y [n])} + (n + 1) × {X- (Y [n]) / (Y [n + 1] -Y [n] ])} ... (5)
なお、順位は、0%から100%の間に規格化したパーセンタイル順位であってもよい。 The rank may be a percentile rank standardized between 0% and 100%.
また、さらに、他の一例として、位置算出部36は、最新の時間帯以前の2以上の所定数の時間帯のそれぞれを第1時間帯とし、2以上の所定数の時間帯のそれぞれについて対象位置を算出してもよい。また、位置算出部36は、過去の予測電力量の予測処理において、既に他の時間帯の対象位置を算出している場合には、過去の過去の予測電力量の予測処理で用いた対象位置を読み出してもよい。そして、位置算出部36は、算出した所定数の対象位置の平均値を算出し、算出した所定数の対象位置の平均値を、対象日における第1時間帯の実績値の対象位置として出力する。これにより、位置算出部36は、直近の時間帯における実績値が急激に変化した場合であっても、精度良く予測電力量を算出させることができる。位置算出部36は、例えば、直近の時間帯の実績値が、直近の時間帯のさらに1つ前の時間帯から所定値以上変動した場合、このような平均値を、対象日における第1時間帯の実績値の対象位置として出力してもよい。
Further, as another example, the
続いて、S19において、電力量算出部38は、補正された第2サンプル群における、対象位置に対応する電力量を算出する。ここで、対象位置に対応する電力量は、第2サンプル群に含まれる複数の実績値を第1順に並べたデータ列内における、対象位置に対応する電力量である。
Subsequently, in S19, the electric
本実施形態においては、電力量算出部38は、対象位置に対応する電力量として、第2サンプル群に含まれる複数の実績値を昇順に並べたデータ列内における、対象位置(順位)に対応する電力量を算出する。
In the present embodiment, the electric
例えば、第2サンプル群がN個の実績値を含む場合、電力量算出部38は、式(6)のように、N個の実績値を並べたデータ列を生成する。
For example, when the second sample group includes N actual values, the electric
Z[1]≦Z[2]≦Z[3]≦…≦Z[N-2]≦Z[N-1]≦Z[N]…(6) Z [1] ≤ Z [2] ≤ Z [3] ≤ ... ≤ Z [N-2] ≤ Z [N-1] ≤ Z [N] ... (6)
ここで、Z[・]は、第2サンプル群に含まれる実績値を表す。Z[・]のカッコの中は、順位を表す。 Here, Z [·] represents the actual value included in the second sample group. The number in parentheses of Z [・] indicates the ranking.
電力量算出部38は、例えば、このように並べたデータ列と、対象位置(順位)とを比較して、対象位置(順位)に対応する電力量を算出する。
The electric
一例として、電力量算出部38は、データ列内における、対象位置に最も近い順位の実績値を検出する。そして、電力量算出部38は、検出した実績値を対象位置(順位)に対応する電力量としてもよい。
As an example, the electric
他の一例として、電力量算出部38は、データ列に含まれる複数の値のうちの、対象位置(順位)以下の最大の順位の実績値と、対象位置(順位)以上の最小の順位の実績値とを取得する。そして、電力量算出部38は、取得した2つの実績値に基づき直線補間して得られる電力量を、対象位置に対応する電力量としてもよい。
As another example, the electric
具体的には、対象位置(順位)をnrとし、第2サンプル群に含まれる対象位置(順位)以下の最大の順位の実績値をZ[n]とし、第2サンプル群に含まれる対象位置(順位)以上の最小の順位の実績値をZ[n+1]とする。この場合、nr、nおよび(n+1)の大小関係は、式(7)のようになる。
n≦nr≦(n+1)…(7)
Specifically, the target position (rank) is nr, the actual value of the maximum rank below the target position (rank) included in the second sample group is Z [n], and the target position included in the second sample group is set. Let Z [n + 1] be the actual value of the lowest rank above (rank). In this case, the magnitude relation of nr, n and (n + 1) is as shown in equation (7).
n ≦ nr ≦ (n + 1) ... (7)
そして、電力量算出部38は、式(8)を演算することにより、対象位置(順位)に対応する電力量であるX[nr]を算出する。
X[nr]=Z[n]×{(n+1)-nr}+Z[n+1]×{nr-n}…(8)
Then, the electric
X [nr] = Z [n] x {(n + 1) -nr} + Z [n + 1] x {nr-n} ... (8)
なお、S19においても、順位は、0%から100%の間に規格化したパーセンタイル順位であってもよい。 In S19 as well, the rank may be a percentile rank standardized between 0% and 100%.
続いて、S20において、出力部40は、S19で算出した対象位置(順位)に対応する電力量を、予測日における予測対象時間帯において発電所により発電されると予測される予測電力量として出力する。
Subsequently, in S20, the
予測装置10は、以上のS11からS20までの処理を、予測対象時間帯が入力される毎に繰り返す。
The
なお、S18において、位置算出部36は、対象日における第1時間帯が、現在時刻から予め設定された時間以上前である場合、予め設定された位置(順位)を、対象位置としてもよい。
In S18, when the first time zone on the target day is earlier than the preset time from the current time, the
例えば、発電所の1日における発電期間が9時00分から16時59分までであり、現在時刻が8時00分である場合、対象日における第1時間帯は、前日の16時30分から17時59分となる。このような場合、対象日における第1時間帯は、現在時刻から予め設定された時間以上前となる。また、予め設定された時間以上の通信不良等により、受信部22が実績値を受信することができない場合、対象日における第1時間帯は、現在時刻から予め設定された時間以上前となる。
For example, if the power generation period of a power plant in one day is from 9:00 to 16:59 and the current time is 8:00, the first time zone on the target day is from 16:30 to 17 on the previous day. It will be
このような場合、対象日における第1時間帯の実績値と、予測対象時間帯の予想電力量との間の相関性が小さくなり、予測装置10は、精度良く予想電力量を算出することができない可能性がある。従って、対象日における第1時間帯が現在時刻から予め設定された時間以上前である場合、予測装置10は、予め設定された位置(順位)を、対象位置とすることにより、電力量の予測精度を高めることができる。
In such a case, the correlation between the actual value of the first time zone on the target day and the expected power amount of the prediction target time zone becomes small, and the
また、S18において、位置算出部36は、対象日における第1時間帯が、現在時刻から予め設定された時間以上前である場合、第1サンプル群に含まれる複数の実績値における最も頻度が高い位置(順位)を、対象位置としてもよい。このようにしても、予測装置10は、精度良く予想電力量を算出することができない可能性がある場合において、電力量の予測精度を高めることができる。
Further, in S18, when the first time zone on the target day is earlier than the preset time from the current time, the
図8は、複数の参照日のそれぞれの実績値の変化、および、対象日の実績値の変化の一例を示す図である。 FIG. 8 is a diagram showing an example of a change in the actual value of each of the plurality of reference days and a change in the actual value of the target day.
太陽光発電所により発電された電力量は、日毎に異なるが、例えば直近の30日間等の近い季節での1日における変化の傾向は近似する。従って、例えば直近の30日間等の複数の参照日における、第1時間帯の電力量を昇順に並べた順位と、予測対象時間帯の電力量を昇順に並べた順位とは、近似する。 The amount of power generated by a photovoltaic power plant varies from day to day, but the tendency of change in one day in the near season, for example, the last 30 days, is similar. Therefore, the order in which the electric energy in the first time zone is arranged in ascending order and the order in which the electric energy in the prediction target time zone is arranged in ascending order in a plurality of reference days such as the last 30 days are similar.
そこで、予測装置10は、複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値に対する、対象日における第1時間帯の実績値の対象位置(順位)を算出し、複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値における、対象位置(順位)に対応する電力量を算出する。そして、予測装置10は、対象位置に対応する電力量を、予測対象時間帯において発電されると予測される予測電力量として出力する。
Therefore, the
このような予測装置10によれば、発電所により発電された電力量の実績値から、予測電力量を算出するので、少ない種類のデータを用いて簡易に精度良く予測電力量を算出することができる。
According to such a
また、予測装置10は、発電所モデルを用いて、複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値および複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を補正する。これにより、予測装置10は、太陽方向等を含む気象情報に基づき実績値を補正することができるので、より精度の良い予測電力量を出力することができる。
Further, the
(第2実施形態)
つぎに、第2実施形態に係る予測装置10について説明する。なお、第2実施形態の説明では、それまでの実施形態おいて説明した構成要素と略同一の構成および機能を有する構成要素については、同一の符号を付けて、相違点を除き詳細な説明を省略する。
(Second Embodiment)
Next, the
図9は、第2実施形態に係る予測装置10の機能構成を示す図である。第2実施形態に係る予測装置10は、第1実施形態と比較して、位置補正部52をさらに備える。
FIG. 9 is a diagram showing a functional configuration of the
位置補正部52は、気象情報等の付加情報に基づき、位置算出部36により算出された対象位置(順位)を補正して、電力量算出部38に与える。例えば、位置補正部52は、対象日における第1時間帯における位置に対する、予測対象時間帯における位置の予想変化率に基づき、対象位置(順位)を補正する。
The
位置補正部52は、例えば、対象日における第1時間帯における気象情報と、予測日における予測対象時間帯における予想気象情報とを受け取り、予想変化率を算出してもよい。例えば、位置補正部52は、対象日における第1時間帯は晴天であるが、天候が急激に変化して、予測対象時間帯において雨天となるような場合、対象位置(順位)を低くするように補正する。また、例えば、位置補正部52は、対象日における第1時間帯は雨天であるが、天候が急激に変化して、予測対象時間帯において晴天となるような場合、対象位置(順位)を高くするように補正する。
The
このような第2実施形態に係る予測装置10は、第1時間帯の気象情報と予測対象時間帯との気象情報との違い等により、対象位置(順位)を補正するので、より精度の良い予測電力量を出力することができる。
Since the
(発電所モデル)
つぎに、太陽光発電所の発電所モデルについて説明する。
(Power plant model)
Next, the power plant model of the photovoltaic power plant will be described.
図10は、太陽光発電所の発電所モデルのブロック構成を示す図である。発電所モデルは、設備情報として、レイアウト角、モジュール容量およびインバータ容量を受け取る。さらに、発電所モデルは、気象情報として、対象時刻における、全天水平面日射強度、大気上端水平面日射強度、太陽方向、および、地表アルベドを受け取る。そして、発電所モデルは、対象時刻において、太陽光発電所により発電される電力(kW)を算出する。 FIG. 10 is a diagram showing a block configuration of a power plant model of a photovoltaic power plant. The power plant model receives the layout angle, module capacity and inverter capacity as equipment information. In addition, the power plant model receives as meteorological information the total sky level solar radiation intensity, the atmospheric top horizontal plane solar radiation intensity, the sun direction, and the surface albedo at the target time. Then, the power plant model calculates the electric power (kW) generated by the photovoltaic power plant at the target time.
なお、対象時刻は、電力を推定する時刻である。本実施形態においては、対象時刻は、第1時間帯の中の何れかの時刻、または、予測対象時間帯の中の何れかの時刻となる。例えば、対象時刻は、第1時間帯または予測対象時間帯の中心時刻であってもよい。 The target time is the time for estimating the power. In the present embodiment, the target time is any time in the first time zone or any time in the prediction target time zone. For example, the target time may be the central time of the first time zone or the prediction target time zone.
発電所モデルは、日射変換部112と、温度補正部114と、電力変換部116とを含む。
The power plant model includes a solar
日射変換部112は、レイアウト角、全天水平面日射強度、大気上端水平面日射強度、太陽方向および地表アルベドを受け取る。日射変換部112は、これらの情報に基づき、直達散乱分離処理および傾斜面変換処理を実行して、傾斜面日射強度を算出する。
The solar
温度補正部114は、気温、風速、および、日射変換部112により算出された傾斜面日射強度を受け取る。温度補正部114は、これらの情報に基づき、温度補正係数を算出する。
The
電力変換部116は、モジュール容量、インバータ容量、日射変換部112により算出された傾斜面日射強度、および、温度補正部114により算出された温度補正係数を受け取る。電力変換部116は、これらの情報に基づき、太陽光発電所により発電される電力(kW)を算出する。
The
(直達散乱分離処理)
発電所モデルは、太陽電池モジュールの傾斜面に対する日射強度である傾斜面日射強度を取り扱う。気象予測および気象観測で取り扱う日射強度は、水平面に対する日射強度である全天水平面日射強度である。このため、発電所モデルは、全天水平面日射強度を傾斜面日射強度に変換する。
(Direct scattering separation processing)
The power plant model deals with the sloping surface illuminance intensity, which is the illuminance intensity with respect to the sloping surface of the solar cell module. The solar radiation intensity handled in meteorological prediction and meteorological observation is the total illuminance plane solar radiation intensity, which is the solar radiation intensity with respect to the horizontal plane. Therefore, the power plant model converts the total illuminance plane solar intensity into the inclined surface solar radiation intensity.
全天水平面日射強度を傾斜面日射強度に変換するために、まず、日射変換部112は、直散分離モデルを用いて、全天水平面日射強度を、直達光成分と、散乱光成分とに分離する直達散乱分離処理を実行する。全天水平面日射強度をG、直達光成分をGb、散乱光成分をGdと表した場合、G、GbおよびGdの関係は、式(11)のように表される。
直散分離モデルは、全天水平面日射強度における散乱光成分の割合を算出する。直散分離モデルは、晴天時は散乱光成分が小さく、すなわち直達光成分が大きく、且つ、曇天時は散乱光成分が大きい、すなわち直達光成分が小さい、という定性的な傾向を表現する経験式である。 The direct scattering separation model calculates the proportion of scattered light components in the total illuminance plane solar intensity. The direct scattering separation model is an empirical formula that expresses the qualitative tendency that the scattered light component is small in fine weather, that is, the direct light component is large, and that the scattered light component is large, that is, the direct light component is small in cloudy weather. Is.
全天水平面日射強度は、雲量以外に、太陽高度に依存する。直散分離モデルは、太陽高度の影響を取り除くため、全天水平面日射強度を、大気上端における水平面日射強度である大気上端水平面日射強度により規格化した快晴指数を用いる。快晴指数をk、大気上端水平面日射強度をG0と表した場合、快晴指数は、式(12)のように表される。kは、0以上、1以下の実数となる。
直散分離モデルは、式(13)により表される。
fd(k)は、快晴指数に基づき全天水平面日射強度における散乱光成分の割合を算出する関数であり、kが小さい場合にはkdが大きく、kが大きい場合にはkdが小さいという傾向を表す関数である。 f d (k) is a function for calculating the ratio of scattered light components in the total illuminance plane solar intensity based on the fine weather index. When k is small, k d is large, and when k is large, k d is small. It is a function that expresses the tendency.
また、直達光成分は、式(14)により表される。
以上から、日射変換部112は、直達散乱分離処理において、式(15-1)、式(15-2)および式(15-3)の演算を実行して、直達光成分および散乱光成分を算出する。
図11は、直散分離モデルであるErbs、OrgillおよびReindlの数値例を示す図である。Erbs、OrgillおよびReindlの何れの直散分離モデルも近似した数値を算出する。従って、日射変換部112は、何れの直散分離モデルを用いても近似した計算結果を出力することができる。
FIG. 11 is a diagram showing numerical examples of Erbs, Orgill, and Reindl, which are direct dispersion models. All direct dispersal separation models of Erbs, Orgill and Reindl calculate approximate values. Therefore, the solar
図12は、Orgillを用いた場合の直散分離モデルの演算例を示す図である。日射変換部112は、例えば、Orgillの直散分離モデルを用いる場合、図12に示すような演算を実行する。
FIG. 12 is a diagram showing an operation example of a direct dispersion model when Orgill is used. The solar
(傾斜面変換処理)
傾斜面日射強度における直達光成分および散乱光成分の依存度は、太陽電池モジュールのレイアウト角と太陽方向との関係によって変化する。式(16)は、太陽電池モジュールのレイアウト角と太陽方向との角度関係を考慮した、傾斜面日射強度を表す関係式である。
The dependence of the direct light component and the scattered light component on the sunshine intensity of the inclined surface changes depending on the relationship between the layout angle of the solar cell module and the direction of the sun. Equation (16) is a relational expression representing the illuminance intensity of the inclined surface in consideration of the angular relationship between the layout angle of the solar cell module and the direction of the sun.
Sは、傾斜面日射強度を表す。n^は、太陽電池モジュールの法線方向の立体角(レイアウト角)を表す単位ベクトルである。s^は、太陽方向の立体角を表す単位ベクトルである。z^は、鉛直方向の立体角を表す単位ベクトルである。なお、n^、s^およびz^は、数式においてはアルファベットの直上にハット記号が設けられている。また、ρは、地表アルベドを表し、地表面の反射率である。 S represents the illuminance intensity of the inclined surface. n ^ is a unit vector representing a solid angle (layout angle) in the normal direction of the solar cell module. s ^ is a unit vector representing a solid angle in the direction of the sun. z ^ is a unit vector representing a solid angle in the vertical direction. In the mathematical formulas, n ^, s ^, and z ^ are provided with hat symbols directly above the alphabet. Further, ρ represents the surface albedo and is the reflectance of the ground surface.
式(16)の右辺の第1項は、太陽電池モジュールの傾斜面に対する直達光成分を表す。式(16)の右辺の第2項は、太陽電池モジュールの傾斜面に対する散乱光成分を表す。式(16)の右辺の第3項は、太陽電池モジュールの傾斜面に対する反射光成分を表す。 The first term on the right side of the equation (16) represents the direct light component with respect to the inclined surface of the solar cell module. The second term on the right side of the equation (16) represents a scattered light component with respect to the inclined surface of the solar cell module. The third term on the right side of the equation (16) represents the reflected light component with respect to the inclined surface of the solar cell module.
傾斜面に対する直達光成分は、指向性のある日射成分であり、太陽電池モジュールの法線方向(n^)が、太陽方向(s^)一致する場合に最大となる。つまり、水平面に対する直達光成分(Gb)を、鉛直方向に対する太陽方向の立体角(s^,z^)で規格化した値(Gb/(s^,z^))が直達光成分の最大値となる。従って、式(16)の右辺の第1項は、直達光成分の最大値に、太陽電池モジュールの法線方向に対する太陽方向の立体角(s^,n^)を乗算した値となる。 The direct light component with respect to the inclined surface is a directional solar radiation component, and becomes maximum when the normal direction (n ^) of the solar cell module coincides with the sun direction (s ^). That is, the value (G b / (s ^, z ^)) obtained by normalizing the direct light component (G b ) with respect to the horizontal plane by the solid angle (s ^, z ^) in the sun direction with respect to the vertical direction is the direct light component. It becomes the maximum value. Therefore, the first term on the right side of the equation (16) is a value obtained by multiplying the maximum value of the direct light component by the solid angle (s ^, n ^) in the sun direction with respect to the normal direction of the solar cell module.
傾斜面に対する散乱光成分は、指向性のない日射成分であり、天球の各方向(r^)から同じ強度で太陽電池モジュールに入射する成分(r^,n^)を、立体角平均した立体角に比例する。従って、傾斜面に対する散乱光成分は、式(17)に表される値に比例する。
なお、式(17)において、<・>r^は、天球の各方向(r^)により立体角平均した値を表す。従って、式(16)の右辺の第2項は、式(17)の右辺にGdを乗算した値となる。 In the equation (17), <・> r ^ represents a value obtained by averaging the solid angles in each direction (r ^) of the celestial sphere. Therefore, the second term on the right side of the equation (16) is a value obtained by multiplying the right side of the equation (17) by G d .
傾斜面に対する反射光成分は、指向性のない日射成分であり、地表からの反射光をρGdの散乱光の強度の散乱光と解釈すれば散乱光成分と同様である。従って、式(16)の右辺の第3項は、式(17)の右辺にρGdを乗算した値となる。 The reflected light component for the inclined surface is a non-directional solar radiation component, and is the same as the scattered light component if the reflected light from the ground surface is interpreted as the scattered light having the intensity of the scattered light of ρG d . Therefore, the third term on the right side of the equation (16) is a value obtained by multiplying the right side of the equation (17) by ρG d .
以上から、日射変換部112は、太陽光発電所の緯度および経度、時刻およびレイアウト角に基づき、n^、s^およびz^を算出する。そして、日射変換部112は、式(16)の関係式に基づき、傾斜面日射強度を算出する。
From the above, the solar
図13は、太陽方向の数値例を示す図である。図14は、図13に示すように太陽方向が変化する場合における傾斜面日射強度の数値例を示す図である。 FIG. 13 is a diagram showing a numerical example in the direction of the sun. FIG. 14 is a diagram showing a numerical example of the intensity of solar radiation on an inclined surface when the direction of the sun changes as shown in FIG.
図13および図14の例においては、kを0.8とし、発電所の緯度および経度を35.00N,135.00Eとしている。また、図13および図14の例においては、南から西までの方位を0°から90°までで表し、水平から天頂までの高度を0°から90°までで表している。図14においては、太陽電池モジュールの傾斜角度を0°、30°および60°で変化させ、太陽電池モジュールの方位を30°としている。従って、図14の例においては、傾斜角度が大きい場合、早朝に直達光成分が届かず、傾斜面日射強度は、小さくなる。 In the examples of FIGS. 13 and 14, k is 0.8, and the latitude and longitude of the power plant are 35.00N and 135.00E. Further, in the examples of FIGS. 13 and 14, the direction from south to west is represented by 0 ° to 90 °, and the altitude from horizontal to zenith is represented by 0 ° to 90 °. In FIG. 14, the tilt angle of the solar cell module is changed by 0 °, 30 °, and 60 °, and the orientation of the solar cell module is set to 30 °. Therefore, in the example of FIG. 14, when the inclination angle is large, the direct light component does not reach in the early morning, and the illuminance intensity of the inclined surface becomes small.
図15は、太陽方向の演算例を示す図である。太陽方向は、緯度、経度および時刻に依存する関数により算出することが可能である。発電所モデルは、太陽光発電所の緯度、経度および対象時刻に基づき、図15に示されるような関数を用いて、太陽方向を算出してもよい。 FIG. 15 is a diagram showing an example of calculation in the direction of the sun. The direction of the sun can be calculated by functions that depend on latitude, longitude and time. The power plant model may calculate the sun direction using a function as shown in FIG. 15 based on the latitude, longitude and target time of the photovoltaic power plant.
(温度補正係数の算出)
太陽光発電所の効率は、主に、太陽電池モジュールの変換効率に依存する。一般に、太陽電池モジュールは、モジュール温度が低いほど変換効率が高くなる。モジュール温度は、周囲の気温、風速および傾斜面日射強度の影響を受ける。モジュール温度は、傾斜面日射強度が弱いと周囲の気温に近くなるが、傾斜面日射強度が強いと周囲の気温より高くなる。また、モジュール温度は、風速が大きいと日射による温度上昇が抑えられる。
(Calculation of temperature correction coefficient)
The efficiency of a photovoltaic power plant mainly depends on the conversion efficiency of the solar cell module. Generally, the lower the module temperature of a solar cell module, the higher the conversion efficiency. The module temperature is affected by the ambient temperature, wind speed and insolation intensity on the slope. The module temperature is close to the ambient air temperature when the inclined surface solar radiation intensity is weak, but is higher than the ambient temperature when the inclined surface solar radiation intensity is strong. Further, as for the module temperature, when the wind speed is high, the temperature rise due to solar radiation is suppressed.
傾斜面日射強度をS、傾斜面日射強度の吸収率をa、熱伝達効率をh、周囲の気温をT、モジュール温度をTmとした場合、太陽電池モジュールから逃げる熱流束であるqは、式(18-1)のように表される。従って、モジュール温度であるTmは、式(18-2)のように表される。
熱伝達効率であるhは、一般に風速に応じて大きくなるが、流れの状態および設置条件に依存するので、容易に計算することができない。そこで、温度補正部114は、モジュール温度を、傾斜面日射強度、気温および風速を含む式(19)に示す経験式に基づき、算出してもよい。なお、式(19)において、Vは、風速である。また、式(19)において、AおよびBは、定数である。例えば、式(19)において、Aは約50であり、Bは約0.4である。
図16は、式(19)を用いて算出されたモジュール温度と周囲の気温との差を表す図である。温度補正部114は、例えば、図16に示す数値に基づき、傾斜面日射強度および風速から、モジュール温度を算出する。
FIG. 16 is a diagram showing the difference between the module temperature calculated using the equation (19) and the ambient air temperature. The
また、太陽電池モジュールの出力電流-出力電圧特性は、主に、短絡電流と開放電圧とにより特徴付けられる。短絡電流は、傾斜面日射強度に応じて増加する。しかし、開放電圧は、モジュール温度の上昇に伴い減少する。太陽電池モジュールの変換効率は、発生電力を傾斜面日射強度で割り算した値であり、温度上昇に伴い減少する。太陽電池モジュールの温度補正係数は、モジュール温度が25.0℃で規格化された変換効率である。 Further, the output current-output voltage characteristic of the solar cell module is mainly characterized by the short circuit current and the open circuit voltage. The short-circuit current increases with the intensity of solar radiation on the inclined surface. However, the open circuit voltage decreases as the module temperature rises. The conversion efficiency of the solar cell module is a value obtained by dividing the generated power by the illuminance intensity of the inclined surface, and decreases as the temperature rises. The temperature correction coefficient of the solar cell module is the conversion efficiency standardized when the module temperature is 25.0 ° C.
温度補正係数とモジュール温度との関係は、温度係数を用いた経験式により近似することができる。温度補正係数をKPVとした場合、温度補正係数は、式(20)により表される。なお、αは、-0.4/100程度の値となる。
以上から、温度補正部114は、モジュール温度を算出した後、式(20)に基づき温度補正係数を算出する。例えば、温度補正係数は、モジュール温度が55℃の場合、発電効率が12%程度低下させる数値となる。
From the above, the
(電力の算出処理)
太陽光発電所の主要パラメータは、モジュール容量およびインバータ容量ある。インバータ容量に対するモジュール容量の比率は、過積載率と呼ばれており、稼働率を高めるために、1.0~2.0程度の値に設定される。この場合、太陽電池モジュールの直流出力電力は、式(21-1)により表され、インバータの交流出力電力は、式(21-2)により表される。
The main parameters of a photovoltaic power plant are module capacity and inverter capacity. The ratio of the module capacity to the inverter capacity is called an overload rate, and is set to a value of about 1.0 to 2.0 in order to increase the operating rate. In this case, the DC output power of the solar cell module is represented by the formula (21-1), and the AC output power of the inverter is represented by the formula (21-2).
YDCは、太陽電池モジュールの直流出力電力である。YACは、インバータの交流出力電力である。CPVは、モジュール容量である。CPCSは、インバータ容量である。KPVは、インバータ変換効率である。ηは、過積載率である。min(x,y)は、xおよびyのうち小さい方の値を選択する関数である。 Y DC is the DC output power of the solar cell module. Y AC is the AC output power of the inverter. C PV is the module capacity. C PCS is the inverter capacity. K PV is the inverter conversion efficiency. η is the overload rate. min (x, y) is a function that selects the smaller value of x and y.
なお、モジュール容量は、通常、モジュール温度が25℃および傾斜面日射強度が1.0kW/m2の標準条件の下の出力電力と定義されている。従って、太陽電池モジュールの直流出力電力は、傾斜面日射強度に比例する簡単な計算式で表される。 The module capacity is usually defined as the output power under the standard conditions of a module temperature of 25 ° C. and an inclined surface solar intensity of 1.0 kW / m 2 . Therefore, the DC output power of the solar cell module is expressed by a simple calculation formula proportional to the illuminance intensity of the inclined surface.
太陽光発電所の最終出力電力は、インバータの交流出力電力である。インバータの交流出力電力は、太陽電池モジュールの直流出力電力を、インバータ容量で制限した値となる。 The final output power of the photovoltaic power plant is the AC output power of the inverter. The AC output power of the inverter is a value obtained by limiting the DC output power of the solar cell module by the inverter capacity.
図17は、負荷率に対する、ンバータの変換効率を表す図である。発電所モデルは、インバータの変換効率を、近似的に定数である1.0とみなしてもよい。しかし、発電所モデルは、経験的パラメータを含む関数を用いて、インバータ変換効率を算出してもよい。例えば、発電所モデルは、式(22-1)および式(22-2)の関数を用いて、インバータ変換効率を算出してもよい。
xは、負荷率を表す。式(22-2)において、A、BおよびCは、経験的パラメータを表す。Aは、0.05程度である。Bは、1.0程度である。Cは、0.02程度である。式(22-2)の関数は、負荷率が0.63(x=√(C/A))の場合に、最大値が0/97(KPCS(x)=1/(B+2√AC))となる。発電所モデルは、式(22-2)の関数を用いてインバータ変換効率を算出することにより、低負荷時における電力の推定精度を良くすることができる。 x represents a load factor. In equation (22-2), A, B and C represent empirical parameters. A is about 0.05. B is about 1.0. C is about 0.02. The function of equation (22-2) has a maximum value of 0/97 (K PCS (x) = 1 / (B + 2√AC)) when the load factor is 0.63 (x = √ (C / A)). ). The power plant model can improve the power estimation accuracy at low load by calculating the inverter conversion efficiency using the function of Eq. (22-2).
(発電所モデルの処理フロー)
図18は、発電所モデルの処理の流れを示すフローチャートである。以上の説明をまとめると、発電所モデルは、図18に示す流れで処理を実行する。
(Processing flow of power plant model)
FIG. 18 is a flowchart showing a processing flow of the power plant model. To summarize the above description, the power plant model executes the process according to the flow shown in FIG.
まず、S51において、発電所モデルは、以下の式(23)に示す設備情報を取得する。
なお、発電所モデルは、レイアウト角、モジュール容量、および、インバータ容量を予め定められた規格化された値を取得してもよい。 The power plant model may acquire predetermined standardized values for the layout angle, the module capacity, and the inverter capacity.
続いて、S52において、発電所モデルは、以下の式(24)に示す気象情報を取得する。
なお、発電所モデルは、地表アルベドを取得できない場合、地表アルベドとして予め設定された値を取得してもよい。また、発電所モデルは、全天水平面日射強度または大気上端水平面日射強度を取得できない場合、全天水平面日射強度または大気上端水平面日射強度として、発電所が設けられた地域の平均的な値等の予め設定された値を取得してもよい。また、発電所モデルは、気温または風速を取得できない場合、過去の平均値を用いて、発電所により発電される電力を算出してもよい。 If the power plant model cannot acquire the surface albedo, the power plant model may acquire a value preset as the surface albedo. In addition, when the power plant model cannot obtain the total illuminance plane solar radiation intensity or the atmospheric top horizontal plane solar radiation intensity, the average value of the area where the power plant is installed is used as the total illuminance plane solar radiation intensity or the atmospheric top horizontal plane solar radiation intensity. You may get a preset value. Further, the power plant model may calculate the electric power generated by the power plant by using the past average value when the temperature or the wind speed cannot be obtained.
続いて、S53において、発電所モデルは、以下の式(25-1)、式(25-2)、式(25-3)および式(25-4)を演算して、直達散乱分離処理を実行する。
続いて、S54において、発電所モデルは、以下の式(26-1)、式(26-2)、式(26-3)および式(26-4)を演算して、傾斜面変換処理を実行する。これにより、発電所モデルは、傾斜面日射強度(S)を算出することができる。
続いて、S55において、発電所モデルは、以下の式(27-1)および式(27-2)を演算して、温度補正係数を算出する。
続いて、S56において、発電所モデルは、以下の式(28-1)および式(28-2)を演算して、太陽光発電所から出力される電力を算出する。
そして、S57において、発電所モデルは、式(29)に示す電力を、対象日計算値または参照日計算値として出力する。
なお、発電所モデルは、S51からS54までの処理を実行し、傾斜面日射強度(S)を、対象日計算値または参照日計算値として出力してもよい。この場合、発電所モデルは、S52において気温および風速を取得しなくてよい。 The power plant model may execute the processes from S51 to S54 and output the inclined surface solar radiation intensity (S) as a target date calculated value or a reference date calculated value. In this case, the power plant model does not have to acquire the temperature and wind speed at S52.
以上のように、発電所モデルは、第1サンプル群および第2サンプル群に含まれる複数の実績値を補正するための計算値を算出することができる。 As described above, the power plant model can calculate the calculated value for correcting the plurality of actual values included in the first sample group and the second sample group.
(ハードウェア構成)
図19は、実施形態に係る予測装置10のハードウェア構成の一例を示す図である。本実施形態に係る予測装置10は、例えば図19に示すようなハードウェア構成の情報処理装置により実現される。予測装置10は、CPU(Central Processing Unit)201と、RAM(Random Access Memory)202と、ROM(Read Only Memory)203と、操作入力装置204と、記憶装置206と、通信装置207とを備える。そして、これらの各部は、バスにより接続される。
(Hardware configuration)
FIG. 19 is a diagram showing an example of the hardware configuration of the
CPU201は、プログラムに従って演算処理および制御処理等を実行するプロセッサである。CPU201は、RAM202の所定領域を作業領域として、ROM203および記憶装置206等に記憶されたプログラムとの協働により各種処理を実行する。
The CPU 201 is a processor that executes arithmetic processing, control processing, and the like according to a program. The CPU 201 executes various processes in cooperation with a program stored in the ROM 203, the
RAM202は、SDRAM(Synchronous Dynamic Random Access Memory)等のメモリである。RAM202は、CPU201の作業領域として機能する。ROM203は、プログラムおよび各種情報を書き換え不可能に記憶するメモリである。
The
操作入力装置204は、マウスおよびキーボード等の入力デバイスである。操作入力装置204は、ユーザから操作入力された情報を指示信号として受け付け、指示信号をCPU201に出力する。
The
記憶装置206は、フラッシュメモリ等の半導体による記憶媒体、または、磁気的若しくは光学的に記録可能な記憶媒体等にデータを書き込みおよび読み出しをする装置である。記憶装置206は、CPU201からの制御に応じて、記憶媒体にデータの書き込みおよび読み出しをする。通信装置207は、CPU201からの制御に応じて外部の機器とネットワークを介して通信する。
The
本実施形態の予測装置10で実行されるプログラムは、受信モジュールと、入力モジュールと、対象サンプル取得モジュールと、第1サンプル群取得モジュールと、第2サンプル群取得モジュールと、実績値補正モジュールと、位置算出モジュールと、電力量算出モジュールと、出力モジュールとを備える。さらに、プログラムは、位置補正モジュールを含んでもよい。このプログラムは、CPU201(プロセッサ)によりRAM202上に展開して実行されることにより、情報処理装置を受信部22、入力部26、対象サンプル取得部28、第1サンプル群取得部30、第2サンプル群取得部32、実績値補正部34、位置算出部36、電力量算出部38、および、出力部40として機能させる。さらに、このプログラムは、情報処理装置を位置補正部52として機能させてもよい。なお、予測装置10は、受信部22、入力部26、対象サンプル取得部28、第1サンプル群取得部30、第2サンプル群取得部32、実績値補正部34、位置算出部36、電力量算出部38、出力部40および位置補正部52の少なくとも一部をハードウェア回路(例えば半導体集積回路)により実現した構成であってもよい。
The program executed by the
また、本実施形態の予測装置10で実行されるプログラムは、コンピュータにインストール可能な形式または実行可能な形式のファイルで、CD-ROM、フレキシブルディスク、CD-R、DVD(Digital Versatile Disk)等のコンピュータで読み取り可能な記録媒体に記録されて提供される。
Further, the program executed by the
また、本実施形態の予測装置10で実行されるプログラムを、インターネット等のネットワークに接続されたコンピュータ上に格納し、ネットワーク経由でダウンロードさせることにより提供するように構成してもよい。また、本実施形態の予測装置10で実行されるプログラムをインターネット等のネットワーク経由で提供または配布するように構成してもよい。また、予測装置10で実行されるプログラムを、ROM203等に予め組み込んで提供するように構成してもよい。
Further, the program executed by the
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。 Although some embodiments of the present invention have been described, these embodiments are presented as examples and are not intended to limit the scope of the invention. These novel embodiments can be implemented in various other embodiments, and various omissions, replacements, and changes can be made without departing from the gist of the invention. These embodiments and modifications thereof are included in the scope and gist of the invention, and are also included in the scope of the invention described in the claims and the equivalent scope thereof.
10 予測装置
22 受信部
24 記憶部
26 入力部
28 対象サンプル取得部
30 第1サンプル群取得部
32 第2サンプル群取得部
34 実績値補正部
36 位置算出部
38 電力量算出部
40 出力部
52 位置補正部
10
Claims (20)
前記1または複数の発電所により発電された電力量の前記複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を含む第2サンプル群における、前記対象位置に対応する電力量を算出する電力量算出部と、
前記対象位置に対応する電力量を、前記予測対象時間帯において前記1または複数の発電所により発電されると予測される予測電力量として出力する出力部と、
を備える情報処理装置。 Target of the amount of power generated by the one or more power plants for the first sample group including a plurality of actual values in the first time zone on a plurality of reference days of the amount of power generated by one or more power plants. A position calculation unit that calculates the target position of the actual value of the first time zone on the day, and
The electric energy for calculating the electric energy corresponding to the target position in the second sample group including a plurality of actual values of the predicted target time zone on the plurality of reference days of the electric energy generated by the one or a plurality of power plants. Calculation unit and
An output unit that outputs the amount of power corresponding to the target position as the predicted amount of power predicted to be generated by the one or more power plants in the prediction target time zone.
Information processing device equipped with.
前記対象位置に対応する電力量は、前記第2サンプル群に含まれる複数の実績値を前記第1順に並べたデータ列内における、前記対象位置に対応する電力量である
請求項1に記載の情報処理装置。 The target position is the actual value of the first time zone on the target day in the data string in which a plurality of actual values included in the first sample group are arranged in the first order of either ascending order or descending order. It is the order of the corresponding electric energy,
The electric energy corresponding to the target position is the electric energy corresponding to the target position in a data string in which a plurality of actual values included in the second sample group are arranged in the first order. Information processing device.
前記発電所モデルは、前記1または複数の発電所により発電される電力、または、前記1または複数の発電所により発電される電力に比例する値を算出するモデルであり、
前記対象日計算値は、前記発電所モデルに基づき算出された、前記対象日における対応する時間帯において前記1または複数の発電所により発電される対象日電力または前記対象日電力に比例する値であり、
前記参照日計算値は、前記発電所モデルに基づき算出された、前記複数の参照日のうちの対応する参照日における対応する時間帯において前記1または複数の発電所により発電される参照日電力または前記参照日電力に比例する値である
請求項1または2に記載の情報処理装置。 Each of the plurality of actual values included in the first sample group and each of the plurality of actual values included in the second sample group are the target date calculation value calculated based on a predetermined power plant model and the said. It is further equipped with an actual value correction unit that corrects by the ratio with the reference date calculation value calculated based on the power plant model.
The power plant model is a model for calculating a value proportional to the electric power generated by the one or more power plants or the electric power generated by the one or a plurality of power plants.
The target day calculation value is a target day power generated by the one or more power plants in the corresponding time zone on the target day or a value proportional to the target day power calculated based on the power plant model. can be,
The reference date calculation value is the reference date power generated by the one or more power plants in the corresponding time zone on the corresponding reference date among the plurality of reference dates calculated based on the power plant model. The information processing apparatus according to claim 1 or 2, which is a value proportional to the reference day power generation.
前記第1サンプル群に含まれる複数の実績値のそれぞれを、前記対象日における前記第1時間帯の前記対象日計算値と、対応する前記参照日における前記第1時間帯の前記参照日計算値との比率を乗じることにより補正し、
前記第2サンプル群に含まれる複数の実績値のそれぞれを、前記対象日における前記第1時間帯の前記対象日計算値と、対応する前記参照日における前記第1時間帯の前記参照日計算値との比率を乗じることにより補正する
請求項3に記載の情報処理装置。 The actual value correction unit
Each of the plurality of actual values included in the first sample group is the calculated value of the target day in the first time zone on the target day and the calculated value of the reference date in the first time zone on the corresponding reference date. Corrected by multiplying by the ratio with
Each of the plurality of actual values included in the second sample group is the calculated value of the target day in the first time zone on the target day and the calculated value of the reference date in the first time zone on the corresponding reference date. The information processing apparatus according to claim 3, which is corrected by multiplying the ratio with.
前記発電所モデルは、太陽電池モジュールの法線方向を示すレイアウト角、全天水平面日射強度、大気上端水平面日射強度、太陽方向および地表アルベドに基づき、前記太陽電池モジュールの傾斜面に対する日射強度である傾斜面日射強度を算出する
請求項4に記載の情報処理装置。 Each of the one or more power plants is a photovoltaic power plant capable of estimating the power generated using the same power plant model.
The power plant model is a solar cell module with respect to an inclined surface based on a layout angle indicating the normal direction of the solar cell module, an all-sky horizontal plane solar radiation intensity, an atmospheric upper horizontal plane solar radiation intensity, a sun direction and a surface albedo. The information processing apparatus according to claim 4, which calculates the intensity of solar radiation on an inclined surface.
請求項5に記載の情報処理装置。 The information processing device according to claim 5, wherein the power plant model calculates the inclined surface solar radiation intensity using a value preset as the surface albedo when the surface albedo cannot be acquired.
請求項5または6に記載の情報処理装置。 If the power plant model cannot obtain the all-sky plane solar radiation intensity or the atmosphere top water plane solar radiation intensity, the inclined surface solar radiation uses a preset value as the all-sky plane solar radiation intensity or the atmosphere top water plane solar radiation intensity. The information processing apparatus according to claim 5 or 6, wherein the intensity is calculated.
前記発電所モデルは、太陽電池モジュールの法線方向を示すレイアウト角、全天水平面日射強度、大気上端水平面日射強度、太陽方向、地表アルベド、気温および風速に基づき、前記1または複数の発電所により発電される電力を算出する
請求項4に記載の情報処理装置。 Each of the one or more power plants is a photovoltaic power plant capable of estimating the power generated using the same power plant model.
The power plant model is based on the layout angle indicating the normal direction of the solar cell module, all-sky plane solar radiation intensity, atmospheric top horizontal plane solar radiation intensity, sun direction, surface albedo, temperature and wind velocity, and is based on the one or more power plants. The information processing apparatus according to claim 4, wherein the electric power to be generated is calculated.
請求項8に記載の情報処理装置。 The information processing according to claim 8, wherein the power plant model calculates the electric power generated by the one or a plurality of power plants by using a value preset as the surface albedo when the surface albedo cannot be acquired. Device.
請求項8または9に記載の情報処理装置。 If the power plant model cannot obtain the total sky plane solar radiation intensity or the atmosphere upper surface horizontal plane solar radiation intensity, the power plant model may use one or more preset values as the total sky plane solar radiation intensity or the atmospheric upper surface horizontal plane solar radiation intensity. The information processing apparatus according to claim 8 or 9, wherein the electric power generated by the power plant of the above is calculated.
請求項8から10の何れか1項に記載の情報処理装置。 The power plant model according to any one of claims 8 to 10, wherein when the temperature or the wind speed cannot be obtained, the electric power generated by the one or a plurality of power plants is calculated by using the past average value. Information processing equipment.
前記予測対象時間帯は、前記対象日における前記第1時間帯よりも後の時間帯である
請求項2から11の何れか1項に記載の情報処理装置。 The first time zone is the latest time zone in which electric power is generated by the one or more power plants.
The information processing apparatus according to any one of claims 2 to 11, wherein the prediction target time zone is a time zone after the first time zone on the target day.
請求項12に記載の情報処理装置。 The information processing according to claim 12, wherein the position calculation unit sets a preset value as the target position when the first time zone on the target date is earlier than a preset time from the current time. Device.
請求項12に記載の情報処理装置。 When the first time zone on the target day is earlier than a preset time from the current time, the position calculation unit determines the most frequent position among the plurality of actual values included in the first sample group. The information processing apparatus according to claim 12, which is the target position.
請求項2から11の何れか1項に記載の情報処理装置。 The position calculation unit sets each of two or more predetermined time zones before the latest time zone in which electric power is generated by the one or a plurality of power plants as the first time zone, and sets the predetermined number of target positions. The information processing apparatus according to any one of claims 2 to 11, which is calculated and outputs the average value of the calculated predetermined number of the target positions as the target position of the actual value of the first time zone on the target day. ..
請求項2から15の何れか1項に記載の情報処理装置。 6. The information processing device described.
請求項16に記載の情報処理装置。 The information according to claim 16, wherein the position correction unit calculates the predicted change rate based on the weather information in the first time zone on the target day and the predicted weather information in the predicted target time zone on the predicted date. Processing equipment.
前記情報処理装置が、1または複数の発電所により発電された電力量の複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値を含む第1サンプル群に対する、前記1または複数の発電所により発電された電力量の対象日における前記第1時間帯の実績値の対象位置を算出し、
前記情報処理装置が、記1または複数の発電所により発電された電力量の前記複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を含む第2サンプル群における、前記対象位置に対応する電力量を算出し、
前記情報処理装置が、前記対象位置に対応する電力量を、前記予測対象時間帯において前記1または複数の発電所により発電されると予測される予測電力量として出力する
情報処理方法。 An information processing method executed by an information processing device.
The information processing device generates power from the one or more power plants for a first sample group including a plurality of actual values in the first time zone on a plurality of reference days of the amount of power generated by the one or a plurality of power plants. The target position of the actual value in the first time zone on the target day of the calculated electric energy is calculated.
The power corresponding to the target position in the second sample group including a plurality of actual values of the predicted target time zone on the plurality of reference dates of the amount of power generated by the information processing apparatus according to the description 1 or the plurality of power plants. Calculate the amount,
An information processing method in which the information processing apparatus outputs an electric power corresponding to the target position as a predicted electric energy predicted to be generated by the one or a plurality of power plants in the predicted target time zone.
前記情報処理装置を、
1または複数の発電所により発電された電力量の複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値を含む第1サンプル群に対する、前記1または複数の発電所により発電された電力量の対象日における前記第1時間帯の実績値の対象位置を算出する位置算出部と、
前記1または複数の発電所により発電された電力量の前記複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を含む第2サンプル群における、前記対象位置に対応する電力量を算出する電力量算出部と、
前記対象位置に対応する電力量を、前記予測対象時間帯において前記1または複数の発電所により発電されると予測される予測電力量として出力する出力部と、
して機能させるプログラム。 A program for making an information processing device function as a predictor for predicting electric power.
The information processing device
Target of the amount of power generated by the one or more power plants for the first sample group including a plurality of actual values in the first time zone on a plurality of reference days of the amount of power generated by one or more power plants. A position calculation unit that calculates the target position of the actual value of the first time zone on the day, and
The electric energy for calculating the electric energy corresponding to the target position in the second sample group including a plurality of actual values of the predicted target time zone on the plurality of reference days of the electric energy generated by the one or a plurality of power plants. Calculation unit and
An output unit that outputs the amount of power corresponding to the target position as the predicted amount of power predicted to be generated by the one or more power plants in the prediction target time zone.
A program that makes it work.
前記1または複数の発電所により発電される電力量を予測する情報処理装置と、
を備え、
前記情報処理装置は、
1または複数の発電所により発電された電力量の複数の参照日における第1時間帯の複数の実績値を含む第1サンプル群に対する、前記1または複数の発電所により発電された電力量の対象日における前記第1時間帯の実績値の対象位置を算出する位置算出部と、
前記1または複数の発電所により発電された電力量の前記複数の参照日における予測対象時間帯の複数の実績値を含む第2サンプル群における、前記対象位置に対応する電力量を算出する電力量算出部と、
前記対象位置に対応する電力量を、前記予測対象時間帯において前記1または複数の発電所により発電されると予測される予測電力量として出力する出力部と、
を有する発電システム。 With one or more power plants
An information processing device that predicts the amount of power generated by the one or more power plants, and
Equipped with
The information processing device is
Target of the amount of power generated by the one or more power plants for the first sample group including a plurality of actual values in the first time zone on a plurality of reference days of the amount of power generated by one or more power plants. A position calculation unit that calculates the target position of the actual value of the first time zone on the day, and
The electric energy for calculating the electric energy corresponding to the target position in the second sample group including a plurality of actual values of the predicted target time zone on the plurality of reference days of the electric energy generated by the one or a plurality of power plants. Calculation unit and
An output unit that outputs the amount of power corresponding to the target position as the predicted amount of power predicted to be generated by the one or more power plants in the prediction target time zone.
Power generation system with.
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