JP2018011494A - 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

Abstract

【課題】個々の需要家に装置を設置することなく、太陽光発電設備の発電出力を推定することができる太陽光発電出力推定装置を提供する。
【解決手段】電力系統４００に接続された負荷４１０に電力を供給する第一太陽光発電設備４２０の所定時点での発電出力である第一太陽光発電出力を推定する太陽光発電出力推定装置１００であって、所定時点以前の期間であって、第一太陽光発電設備４２０を含む所定領域内に配置された第二太陽光発電設備４３０の発電出力である第二太陽光発電出力と、電力系統４００の有効電力とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する発電出力推定部１３０を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統に接続された負荷に電力を供給する太陽光発電設備の発電出力を推定する太陽光発電出力推定装置及び太陽光発電出力推定方法に関する。

近年、太陽光発電設備などの分散型電源を設置し、商用電力系統（以下、単に電力系統という）に接続された負荷に当該太陽光発電設備からの電力を供給する需要家が増えてきている。このため、各需要家が設置した太陽光発電設備の発電出力を推定する装置が提案されている（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１４−９５９４１号公報

ここで、太陽光発電設備が大量に導入されれば、電力系統運用上、様々な問題が生じる。つまり、太陽光発電設備の発電出力を加味した見かけ上の電力系統の負荷は計測器で計測できるものの、太陽光発電設備の発電出力が未知であるため、実際の負荷（実負荷）を把握することができない。このため、太陽光発電設備が大量に導入されれば、需要想定の誤差が大きくなるという需給制御上のリスクが増大したり、事故時の復旧作業に支障が生じるという系統制御上のリスクが増大したりする。

このため、太陽光発電設備の発電出力を推定する必要があるが、上記従来の装置は、個々の需要家が設置した太陽光発電設備の発電出力を推定する装置であるため、太陽光発電設備が大量に導入されれば、全ての需要家に当該装置を設置する必要が生じる。しかしながら、全ての需要家に当該装置を導入するのは、技術的にもコスト的にも問題がある。

そこで、本発明は、このような問題に鑑みてなされたものであり、個々の需要家に装置を設置することなく、所望の太陽光発電設備の発電出力を推定することができる太陽光発電出力推定装置及び太陽光発電出力推定方法を提供することを目的とする。

上記目的を達成するために、本発明の一態様に係る太陽光発電出力推定装置は、電力系統に接続された負荷に電力を供給する第一太陽光発電設備の所定時点での発電出力である第一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、前記第一太陽光発電設備を含む所定領域内に配置された第二太陽光発電設備の発電出力である第二太陽光発電出力と、前記電力系統の有効電力とを用いて、前記第一太陽光発電出力を推定する発電出力推定部を備える。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第一太陽光発電設備を含む所定領域内の第二太陽光発電設備の第二太陽光発電出力と、電力系統の有効電力とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。つまり、例えば、第一太陽光発電設備に含まれる一部の太陽光発電設備または第一太陽光発電設備とは異なる当該所定領域内の太陽光発電設備を第二太陽光発電設備として、この第二太陽光発電設備の発電出力から第一太陽光発電設備の発電出力を推定する。これにより、太陽光発電出力推定装置によれば、ある太陽光発電設備の発電出力を用いることで、個々の需要家に装置を設置することなく、所望の太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、前記発電出力推定部は、前記所定時点以前の期間内の短時間における、前記第二太陽光発電出力の時系列データと前記有効電力の時系列データとを用いて、前記第一太陽光発電出力を推定することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第一太陽光発電出力を推定する所定時点以前の期間内の短時間における、第二太陽光発電出力と電力系統の有効電力との時系列データとを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。つまり、例えば所定時点より１〜２週間程度前の３０分〜２時間程度の短い期間におけるデータを用いて、第一太陽光発電出力を推定することができる。このため、太陽光発電出力推定装置によれば、長時間の時系列データを取得する必要がないため、簡易かつ迅速に、所望の太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、前記発電出力推定部は、前記電力系統に連系された前記第一太陽光発電設備の合計設備容量が前記所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間における、前記第二太陽光発電出力と前記有効電力とを用いて、前記第一太陽光発電出力を推定することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、電力系統に連系された第一太陽光発電設備の合計設備容量が所定範囲内の期間における、第二太陽光発電出力と電力系統の有効電力とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。つまり、太陽光発電出力推定装置は、所望の太陽光発電設備の合計設備容量が同等の期間におけるデータを用いることで、より正確に当該太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、さらに、前記第二太陽光発電出力と前記有効電力との時系列データの共分散である第一共分散を取得する第一共分散取得部と、遅延時間ずれた２つの前記第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第二共分散を取得する第二共分散取得部とを備え、前記発電出力推定部は、取得された前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて、前記第一太陽光発電出力を推定することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第二太陽光発電出力と電力系統の有効電力との時系列データの共分散である第一共分散と、遅延時間ずれた２つの第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第二共分散とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。このため、太陽光発電出力推定装置は、当該第一共分散と第二共分散とを用いて、簡易に所望の太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、前記発電出力推定部は、前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて得られる係数に、前記第二太陽光発電出力を乗じることで、前記第一太陽光発電出力を算出することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数に、第二太陽光発電出力を乗じることで、第一太陽光発電出力を算出することができるため、簡易な計算で第一太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、前記発電出力推定部は、前記第一共分散を前記第二共分散で除してマイナスを乗じた値を前記係数として、前記第一太陽光発電出力を算出することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じた値を上記の係数として、第一太陽光発電出力を算出することができるため、さらに簡易な計算で第一太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、前記発電出力推定部は、複数の期間における複数の前記係数の平均値を算出し、前記平均値を、前記第一太陽光発電出力の算出に用いる前記係数として、前記第一太陽光発電出力を算出することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、計算に用いる係数を平均化して第一太陽光発電出力を算出することで、当該係数にばらつきがある場合でも、精度良く第一太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、前記第二共分散取得部は、前記第二太陽光発電設備の設置地点と前記第一太陽光発電設備の設置地点との間を日射変動が伝播する時間を前記遅延時間として、前記第二共分散を取得することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第二太陽光発電設備の設置地点と第一太陽光発電設備の設置地点との間を日射変動が伝播する時間を遅延時間として第二共分散を算出することで、第一太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、前記第一共分散取得部は、所定期間における前記第二太陽光発電出力と前記有効電力との時系列データの共分散である前記第一共分散を取得し、前記第二共分散取得部は、前記所定期間における前記第二太陽光発電出力と前記有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを前記遅延時間として、前記第二共分散を取得することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、当該所定期間における第二太陽光発電出力と電力系統の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを遅延時間として第二共分散を算出することで、簡易に第二共分散を取得することができる。

また、前記第一共分散取得部は、第一期間における前記第二太陽光発電出力の時系列データと前記有効電力の時系列データとを取得し、前記第二太陽光発電出力の時系列データと前記有効電力の時系列データとの共分散を前記第一共分散として算出し、前記第二共分散取得部は、前記第一期間における前記第二太陽光発電出力の時系列データと、前記第一期間より前記遅延時間ずれた期間である第二期間における前記第二太陽光発電出力の時系列データとを取得し、当該２つの第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散を前記第二共分散として算出し、前記発電出力推定部は、前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて得られる係数に、前記所定時点から前記遅延時間ずれた時点における前記第二太陽光発電出力を乗じることで、前記第一太陽光発電出力を算出することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと電力系統の有効電力の時系列データとの共分散を第一共分散として算出し、第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと、第一期間より遅延時間ずれた第二期間における第二太陽光発電出力の時系列データとの自己共分散を第二共分散として算出する。そして、太陽光発電出力推定装置は、算出した第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数に、所定時点から遅延時間ずれた時点における第二太陽光発電出力を乗じることで、第一太陽光発電出力を算出する。これにより、太陽光発電出力推定装置は、第一太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を前記第一期間として、前記第一共分散取得部は、前記第一共分散を算出し、前記第二共分散取得部は、前記第二共分散を算出することにしてもよい。

これによれば、太陽光発電出力推定装置は、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を第一期間として、第一共分散と第二共分散とを算出する。つまり、太陽光発電出力推定装置は、第一太陽光発電出力を推定する期間の特徴が顕著にあらわれた期間を第一期間として、第一共分散と第二共分散とを算出することで、より正確に第一太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、本発明は、上記の太陽光発電出力推定装置に含まれる処理部が行う特徴的な処理をステップとする太陽光発電出力推定方法としても実現することができる。また、当該太陽光発電出力推定方法に含まれる特徴的な処理をコンピュータに実行させるプログラムや集積回路として実現したりすることもできる。そして、そのようなプログラムは、ＣＤ−ＲＯＭ等の記録媒体及びインターネット等の伝送媒体を介して流通させることができるのは言うまでもない。

本発明によれば、個々の需要家に装置を設置することなく、所望の太陽光発電設備の発電出力を推定することができる太陽光発電出力推定装置を提供することができる。

本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置を備える太陽光発電出力推定システムの構成を示す図である。 本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置の機能的な構成を示すブロック図である。 本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置が第一太陽光発電出力を推定する処理（太陽光発電出力推定方法）の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態に係る第一共分散取得部が第一共分散を取得する処理の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態に係る第二共分散取得部が第二共分散を取得する処理の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態に係る発電出力推定部が第一太陽光発電出力を推定する処理の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態に係る第二共分散取得部が遅延時間を取得する処理を説明する図である。 本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の太陽光発電出力推定システムの構成を示す図である。 本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の第一太陽光発電設備の構成を示す図である。 本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の第一太陽光発電設備の構成を示す図である。 本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の第一太陽光発電設備の構成を示す図である。 本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。 本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。 本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。 本発明の実施の形態の変形例に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。 本発明の実施の形態の変形例に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。 本発明の実施の形態の変形例に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。 本発明の実施の形態の変形例に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。 本発明の実施の形態の変形例に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。 本発明の実施の形態の変形例に係る太陽光発電出力推定装置が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。

以下、図面を参照しながら、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置及び太陽光発電出力推定システムについて、説明する。

なお、以下で説明する実施の形態は、いずれも本発明の好ましい一具体例を示すものである。以下の実施の形態で示される数値、形状、構成要素、構成要素の配置位置及び接続形態、ステップ、ステップの順序などは、一例であり、本発明を限定する主旨ではない。また、以下の実施の形態における構成要素のうち、本発明の最上位概念を示す独立請求項に記載されていない構成要素については、より好ましい形態を構成する任意の構成要素として説明される。

（実施の形態）
図１は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置１００を備える太陽光発電出力推定システム１０の構成を示す図である。

同図に示すように、太陽光発電出力推定システム１０は、太陽光発電出力推定装置１００と、計測器３００とを備えている。

太陽光発電出力推定装置１００は、電力系統に接続された負荷に電力を供給する太陽光発電設備（後述の第一太陽光発電設備４２０）の所定時点での発電出力である太陽光発電出力（後述の第一太陽光発電出力）を推定するコンピュータである。ここで、所定時点とは、現在の時点のみならず、過去または未来の時点も含まれる。なお、この太陽光発電出力推定装置１００は、パーソナルコンピュータ等の汎用のコンピュータシステムがプログラムを実行することによって実現されてもよいし、専用のコンピュータシステムによって実現されてもよい。太陽光発電出力推定装置１００の詳細な構成については、後述する。

計測器３００は、電力系統４００の有効電力を計測する計測器である。つまり、計測器３００は、電力系統４００の有効電力及び無効電力のうち、少なくとも電力系統４００の有効電力を計測する。具体的には、計測器３００は、電力系統４００の近傍に設置されており、一定時間間隔で、電力系統４００の有効電力を計測し、計測した当該有効電力を太陽光発電出力推定装置１００に出力する。

計測器３００が当該有効電力を計測する時間間隔は、１秒、１０秒、１分など特に限定されず、ユーザによって適切な数値が定められる。また、計測器３００は、一定時間間隔で当該有効電力を計測するのではなく、ユーザによって任意に定められたタイミングで当該有効電力を計測することにしてもよい。また、計測器３００が計測した当該有効電力を太陽光発電出力推定装置１００に出力するタイミングについても特に限定されず、当該有効電力を計測するたびに出力してもよいし、ユーザによって定められた所定のタイミングで出力することにしてもよい。

なお、計測器３００として、例えば、有効電力（Ｐ）、無効電力（Ｑ）、電圧（Ｖ）及び周波数（Ｆ）の変動の記録を目的として、変電所等に設置されているＰＱＶＦ記録装置（系統情報記録装置）や、給電制御所等にテレメータを送信する遠隔監視制御システム（テレコン）、電柱上に設置されているセンサ付き区間開閉器（ＶＳ）等を用いることができる。

ここで、電力系統４００は、電力会社等の発電設備５００から変電所（Ｓ／Ｓ）を介して電力が供給される商用電力系統である。また、電力系統４００には、複数の負荷４１０が接続され、また、複数の太陽光発電設備（同図では、第一太陽光発電設備４２０等）が連系されている。

負荷４１０は、需要家が消費している電力負荷であり、例えば、エアコンなどの家電機器の消費電力や、工場で機械を稼動するための消費電力などである。なお、負荷４１０は、電力系統４００に接続されている電力負荷であれば、どのようなものであってもかまわない。

第一太陽光発電設備４２０は、太陽光発電出力推定装置１００が発電出力を推定する対象となる太陽光発電設備であり、複数（ｎ個）の太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎ（ｎは２以上の自然数）を有している。

太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎのそれぞれは、例えば、需要家が有する建築物の屋根等に設置されている太陽光発電（ＰＶ）設備であり、小規模な太陽光発電設備のみならず、大規模太陽光発電所（いわゆるメガソーラー）も含まれる。太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎのそれぞれは、発生した電力を、電力系統４００に接続された負荷４１０に供給する、または、電力系統４００に供給する。つまり、第一太陽光発電設備４２０（太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎ）は、直接的または間接的に電力系統４００に連系された発電設備である。

このように、電力系統４００に接続されている全ての負荷４１０の大きさと、電力系統４００に連系されている第一太陽光発電設備４２０など全ての太陽光発電設備の発電出力の大きさとによって、電力系統４００の見かけ上の負荷は、変動することになる。なお、この電力系統４００の見かけ上の負荷は、電力潮流（または線路潮流）と言うこともでき、以下では、電力潮流とも呼ぶこととする。

また、同図に示す第二太陽光発電設備４３０は、第一太陽光発電設備４２０を含む所定領域内に配置された太陽光発電設備であり、太陽光発電出力推定装置１００と接続されている。これにより、太陽光発電出力推定装置１００は、第二太陽光発電設備４３０の発電出力（後述の第二太陽光発電出力）を取得することができる。

ここで、当該所定領域とは、特に限定されないが、例えば、第一太陽光発電設備４２０から数ｋｍ以内（例えば２〜３ｋｍ以内）の領域をいう。つまり、第一太陽光発電設備４２０外の第一太陽光発電設備４２０から数ｋｍ以内の領域に配置された太陽光発電設備を第二太陽光発電設備４３０としてもよいし、第一太陽光発電設備４２０内の太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎの少なくとも１つの太陽光発電設備を第二太陽光発電設備４３０としてもよい。例えば、複数の太陽光発電設備を第二太陽光発電設備４３０とした場合には、それら複数の太陽光発電設備の発電出力の合計が第二太陽光発電出力となる。本実施の形態では、説明の簡略化のため、第二太陽光発電設備４３０は、第一太陽光発電設備４２０内に含まれる太陽光発電設備ＰＶ１であることとする。

次に、太陽光発電出力推定装置１００の詳細な機能構成について、説明する。

図２は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置１００の機能的な構成を示すブロック図である。

太陽光発電出力推定装置１００は、電力系統４００に接続された負荷４１０に電力を供給する第一太陽光発電設備４２０の所定時点での発電出力である第一太陽光発電出力を推定する装置である。同図に示すように、太陽光発電出力推定装置１００は、第一共分散取得部１１０と、第二共分散取得部１２０と、発電出力推定部１３０と、記憶部１４０とを備えている。

記憶部１４０は、第一太陽光発電設備４２０の所定時点での発電出力を推定するためのデータなどを記憶しているメモリである。具体的には、記憶部１４０は、計測器３００から入力されるデータ（電力系統４００の有効電力など）や後述の第二太陽光発電出力、及び、第一共分散取得部１１０、第二共分散取得部１２０または発電出力推定部１３０が算出したデータなどを含む推定用データ１４０ａを記憶している。

なお、図示していないが、太陽光発電出力推定装置１００は、キーボードやマウスなどの入力部や液晶ディスプレイなどの表示部を備えていてもよい。

発電出力推定部１３０は、第二太陽光発電出力と電力系統４００の有効電力（以下、電力潮流の有効電力ともいう）とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。ここで、第一太陽光発電出力とは、電力系統４００に接続された負荷４１０に電力を供給する第一太陽光発電設備４２０の所定時点での発電出力である。また、第二太陽光発電出力とは、第二太陽光発電設備４３０（本実施の形態では、太陽光発電設備ＰＶ１）の発電出力である。

なお、第一太陽光発電設備４２０（太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎ）や第二太陽光発電設備４３０の発電出力には、有効電力と無効電力とが存在するが、一般的に、（特に家庭用の）太陽光発電設備は、力率１で運転されており、有効電力しか出さないものが多い。このため、以下では、第一太陽光発電設備４２０（太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎ）や第二太陽光発電設備４３０の発電出力というと、当該太陽光発電設備の発電出力の有効電力を指すものとする。

ここで、発電出力推定部１３０は、所定の期間における第二太陽光発電出力と電力潮流の有効電力とを用いて第一太陽光発電出力を推定するが、この期間は、第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間であるのが好ましい。つまり、発電出力推定部１３０は、電力系統４００に連系された第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間における、第二太陽光発電出力と当該電力潮流の有効電力とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。なお、ある時点において電力系統４００に連系されている第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量とは、言い換えれば、当該時点において電力系統４００に導入されている第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量である。

このように、当該期間とは、第一太陽光発電出力を推定する所定時点以前の期間であって、第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間である。例えば、当該期間は、第一太陽光発電出力を推定する所定時点から遡って１〜２週間程度までにおける期間であり、具体的には、第一太陽光発電出力を推定する日の前日などである。

さらに具体的には、発電出力推定部１３０は、当該期間内の短時間における、第二太陽光発電出力の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。ここで、当該短時間とは、例えば、３０分〜２時間程度の短い期間であり、好ましくは１時間である。つまり、発電出力推定部１３０は、第一太陽光発電出力を推定する所定時点から遡って１〜２週間程度までにおける期間内の３０分〜２時間程度の短時間における、第二太陽光発電出力及び当該電力潮流の有効電力の時系列データを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。なお、当該短時間は、以下の第一期間に相当する。

ここで、発電出力推定部１３０は、以下で説明する第一共分散取得部１１０と第二共分散取得部１２０とが取得した第一共分散と第二共分散とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。

第一共分散取得部１１０は、第二太陽光発電出力と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散である第一共分散を取得する。具体的には、第一共分散取得部１１０は、第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとを取得し、第二太陽光発電出力の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとの共分散を第一共分散として算出する。

例えば、第二太陽光発電出力の時系列データが記憶部１４０の推定用データ１４０ａに記憶されており、第一共分散取得部１１０は、推定用データ１４０ａを参照することで、第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データを取得する。なお、第二太陽光発電出力は、第二太陽光発電設備４３０に設置されたＰＣＳ（Power Conditioning System、パワーコンディショナ）などの機器から取得することができる。

つまり、第二太陽光発電設備４３０としての太陽光発電設備ＰＶ１のＰＣＳが第一共分散取得部１１０と記憶部１４０とに接続されており、第一共分散取得部１１０が当該ＰＣＳから読み取った第二太陽光発電出力を記憶部１４０の推定用データ１４０ａに随時記憶させていく。そして、第一共分散取得部１１０は、第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データを、推定用データ１４０ａから読み出すことで取得する。

ここで、第一共分散取得部１１０が第二太陽光発電出力を読み取り推定用データ１４０ａに記憶させる時間間隔は、１秒、１０秒、１分など特に限定されず、ユーザによって適切な数値が定められる。また、第一共分散取得部１１０は、一定時間間隔で第二太陽光発電出力を読み取るのではなく、ユーザによって任意に定められたタイミングで第二太陽光発電出力を読み取ることにしてもよい。また、第一共分散取得部１１０が読み取った第二太陽光発電出力を推定用データ１４０ａに記憶させるタイミングについても特に限定されず、第二太陽光発電出力を読み取るたびに記憶させてもよいし、ユーザによって定められた所定のタイミングで記憶させることにしてもよい。

また、計測器３００が計測した電力系統４００の有効電力（電力潮流の有効電力）の時系列データも記憶部１４０の推定用データ１４０ａに記憶されており、第一共分散取得部１１０は、推定用データ１４０ａを参照することで、第一期間における当該電力潮流の有効電力の時系列データを取得する。そして、第一共分散取得部１１０は、取得した第二太陽光発電出力の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとの共分散である第一共分散を算出する。

ここで、当該第一期間は、上記の短時間に相当する期間であり、例えば上述のように、第一太陽光発電出力を推定する所定時点から遡って１〜２週間程度までにおける期間内の３０分〜２時間程度の期間である。また、当該第一期間は、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間であるのが好ましい。なお、一般的に、１２時から１３時の間は、負荷が一時的に低下する傾向にあるため、当該第一期間は、１２時から１３時を除いた期間であるのがさらに好ましい。このように、第一共分散取得部１１０は、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を第一期間として、第一共分散を算出する。

そして、第一共分散取得部１１０は、算出した第一共分散を、記憶部１４０の推定用データ１４０ａに書き込むことで、記憶させる。

第二共分散取得部１２０は、遅延時間ずれた２つの第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第二共分散を取得する。具体的には、第二共分散取得部１２０は、上記の第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと、当該第一期間より遅延時間ずれた期間である第二期間における第二太陽光発電出力の時系列データとを取得し、当該２つの第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散を第二共分散として算出する。

例えば、第一期間及び第二期間における第二太陽光発電出力の時系列データが記憶部１４０の推定用データ１４０ａに記憶されており、第二共分散取得部１２０は、推定用データ１４０ａを参照することで、第一期間及び第二期間における第二太陽光発電出力の時系列データを取得する。そして、第二共分散取得部１２０は、取得した当該２つの第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第二共分散を算出する。なお、遅延時間がゼロの場合には、第一期間と第二期間とは同じ期間となるため、第二共分散取得部１２０は、第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データの分散を、第二共分散として算出する。

ここで、遅延時間とは、第二太陽光発電設備４３０の設置地点と第一太陽光発電設備４２０の設置地点との間を日射変動が伝播（日射強度が移動）する時間であり、具体的には、第二太陽光発電設備４３０の設置地点に存在する雲が、第一太陽光発電設備４２０の設置地点に到達するまでの期間である。第二共分散取得部１２０は、例えば、第二太陽光発電出力と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを、当該遅延時間として算出することができる。なお、第二共分散取得部１２０は、気象データを参照する等により、当該遅延時間を取得することもできる。

このように、第二共分散取得部１２０は、第二太陽光発電設備４３０の設置地点と第一太陽光発電設備４２０の設置地点との間を日射変動が伝播する時間を当該遅延時間として、第二共分散を取得する。この際、第二共分散取得部１２０は、所定期間における第二太陽光発電出力と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを、当該遅延時間として取得することができる。ここで、当該所定期間とは、上記の第一期間と同じ期間であるのが好ましい。

そして、第二共分散取得部１２０は、算出した第二共分散を、記憶部１４０の推定用データ１４０ａに書き込むことで、記憶させる。

そして、発電出力推定部１３０は、第一共分散取得部１１０と第二共分散取得部１２０とが取得した第一共分散と第二共分散とを、推定用データ１４０ａから読み出して、第一太陽光発電出力を推定する。具体的には、発電出力推定部１３０は、第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数に、所定時点から上記の遅延時間ずれた時点における第二太陽光発電出力を乗じることで、第一太陽光発電出力を算出する。

ここで、当該係数とは、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じた値である。つまり、発電出力推定部１３０は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じた値を係数として、第一太陽光発電出力を算出する。なお、当該係数は短期間では変化しにくいものの、風向や風速の変化によって遅延時間は短期間で変化しやすいため、この第一太陽光発電出力を推定（算出）する際の遅延時間は、気象データ等を考慮してリアルタイムで変更されたものが用いられるのが好ましい。

そして、発電出力推定部１３０は、算出した第一太陽光発電出力を、記憶部１４０の推定用データ１４０ａに書き込むことで、記憶させる。

次に、太陽光発電出力推定装置１００が第一太陽光発電出力を推定する処理について、説明する。

図３は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置１００が第一太陽光発電出力を推定する処理（太陽光発電出力推定方法）の一例を示すフローチャートである。

同図に示すように、まず、第一共分散取得部１１０は、第二太陽光発電出力と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散である第一共分散を取得する（Ｓ１０２）。具体的には、第一共分散取得部１１０は、当該第一共分散を算出することで取得し、取得（算出）した第一共分散を、記憶部１４０の推定用データ１４０ａに書き込む。なお、この第一共分散取得部１１０が第一共分散を取得する処理の詳細な説明については、後述する。

そして、第二共分散取得部１２０は、遅延時間ずれた２つの第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第二共分散を取得する（Ｓ１０４）。具体的には、第二共分散取得部１２０は、当該第二共分散を算出することで取得し、取得（算出）した第二共分散を、記憶部１４０の推定用データ１４０ａに書き込む。なお、この第二共分散取得部１２０が第二共分散を取得する処理の詳細な説明については、後述する。

そして、発電出力推定部１３０は、第一太陽光発電設備４２０を含む所定領域内に配置された第二太陽光発電設備４３０の発電出力である第二太陽光発電出力と、電力潮流の有効電力とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する（Ｓ１０６）。具体的には、発電出力推定部１３０は、第一共分散取得部１１０が取得した第一共分散と、第二共分散取得部１２０が取得した第二共分散とを推定用データ１４０ａから読み出し、当該第一共分散と第二共分散とを用いて、第一太陽光発電出力を算出することで推定する。なお、この発電出力推定部１３０が第一太陽光発電出力を推定する処理の詳細な説明については、後述する。

以上のようにして、太陽光発電出力推定装置１００が第一太陽光発電出力を推定する処理（太陽光発電出力推定方法）は、終了する。

次に、第一共分散取得部１１０が第一共分散を取得する処理（図３のＳ１０２）について、詳細に説明する。

図４は、本発明の実施の形態に係る第一共分散取得部１１０が第一共分散を取得する処理の一例を示すフローチャートである。

同図に示すように、まず、第一共分散取得部１１０は、第二太陽光発電出力の時系列データを取得する（Ｓ２０２）。具体的には、ＰＣＳなどによって計測された第二太陽光発電出力の時系列データが、記憶部１４０の推定用データ１４０ａに記憶されており、第一共分散取得部１１０は、推定用データ１４０ａから、第二太陽光発電出力の時系列データを読み出すことで、取得する。

なお、第一共分散取得部１１０は、第二太陽光発電出力の時系列データの実測値ではなく、第二太陽光発電出力の時系列データの推定値を取得することにしてもよい。この場合、第一共分散取得部１１０は、例えば本実施の形態の手法または他の手法を用いて第二太陽光発電出力を推定し、推定用データ１４０ａに記憶させていくことで、当該推定値を取得することができる。または、ユーザの入力により第二太陽光発電出力の実測値または推定値を推定用データ１４０ａに記憶させ、第一共分散取得部１１０が当該データを取得することにしてもよい。

さらに具体的には、第一共分散取得部１１０は、第一太陽光発電出力を推定する所定時点以前の期間であって、第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間における第二太陽光発電出力の時系列データを取得する。この第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間については、例えば、当該合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から±約５％以内など、ユーザによって適宜定められる。

なお、上記の期間は、予め定められ、第一共分散取得部１１０に予め入力されていてもよいし、ユーザによって適宜変更されてもよいし、第一共分散取得部１１０が当該期間を算出して決定することにしてもよい。本実施の形態では、第一共分散取得部１１０は、当該期間を、例えば、第一太陽光発電出力を推定する日の前日とし、当該前日における第二太陽光発電出力の時系列データを取得する。

そして、図４に戻り、第一共分散取得部１１０は、第一期間を探索する（Ｓ２０４）。具体的には、第一共分散取得部１１０は、取得した第二太陽光発電出力の時系列データを参照し、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を探索する。例えば、第一共分散取得部１１０は、第一太陽光発電出力を推定する日の前日のうち、第二太陽光発電出力が大きくかつ第二太陽光発電出力の変動が大きい３０分〜２時間程度の短い期間を探索する。そして、第一共分散取得部１１０は、探索した期間を、第一期間と決定する。なお、第一共分散取得部１１０は、１２時から１３時を除いた期間から、当該第一期間を探索するのが好ましい。

なお、第一共分散取得部１１０は、上記の期間（例えば、第一太陽光発電出力を推定する日の前日）の中から、第一期間を探索するのではなく、上記の期間自体を探索してから、当該期間の中から第一期間を探索することにしてもよい。

そして、第一共分散取得部１１０は、当該第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと電力潮流の有効電力の時系列データとを取得する（Ｓ２０６）。具体的には、第一共分散取得部１１０は、推定用データ１４０ａから、当該第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと、当該第一期間における電力潮流の有効電力の時系列データとを読み出すことで、取得する。

そして、第一共分散取得部１１０は、第二太陽光発電出力の時系列データと当該電力潮流の有効電力の時系列データとの共分散を第一共分散として算出する（Ｓ２０８）。そして、第一共分散取得部１１０は、算出した第一共分散を、推定用データ１４０ａに書き込む。

以上のようにして、第一共分散取得部１１０が第一共分散を取得する処理（図３のＳ１０２）は、終了する。

次に、第二共分散取得部１２０が第二共分散を取得する処理（図３のＳ１０４）について、詳細に説明する。

図５は、本発明の実施の形態に係る第二共分散取得部１２０が第二共分散を取得する処理の一例を示すフローチャートである。

同図に示すように、まず、第二共分散取得部１２０は、第二太陽光発電設備４３０の設置地点と第一太陽光発電設備４２０の設置地点との間の遅延時間を取得する（Ｓ３０２）。なお、第一太陽光発電設備４２０は、複数の太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎを有しているが、この遅延時間を取得する際の第一太陽光発電設備４２０の設置地点とは、第一太陽光発電設備４２０の中心位置、つまり、当該複数の太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎの中心位置となるような地点である。また、第一太陽光発電設備４２０の中心位置とは、当該複数の太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎの設置地点の中心位置、または、当該複数の太陽光発電設備ＰＶ１〜ＰＶｎの設備容量もしくは発電出力の重心位置である。

具体的には、第二共分散取得部１２０は、上記の第一期間における第二太陽光発電出力と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを、当該遅延時間として取得する。そして、第二共分散取得部１２０は、取得した遅延時間を、推定用データ１４０ａに書き込む。この第二共分散取得部１２０が当該遅延時間を取得する処理の具体的な説明については、後述する。

そして、第二共分散取得部１２０は、遅延時間ずれた２つの第二太陽光発電出力の時系列データを取得する（Ｓ３０４）。つまり、第二共分散取得部１２０は、上記の第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと、当該第一期間より遅延時間ずれた第二期間における第二太陽光発電出力の時系列データとを取得する。具体的には、第二共分散取得部１２０は、推定用データ１４０ａから、第一期間及び第二期間における第二太陽光発電出力の時系列データを読み出す。

そして、第二共分散取得部１２０は、遅延時間ずれた２つの第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第二共分散を算出する（Ｓ３０６）。具体的には、第二共分散取得部１２０は、第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと、第二期間における第二太陽光発電出力の時系列データとの自己共分散を算出する。そして、第二共分散取得部１２０は、算出した第二共分散を、推定用データ１４０ａに書き込む。

以上のようにして、第二共分散取得部１２０が第二共分散を取得する処理（図３のＳ１０４）は、終了する。

次に、発電出力推定部１３０が第一太陽光発電出力を推定する処理（図３のＳ１０６）について、詳細に説明する。

図６は、本発明の実施の形態に係る発電出力推定部１３０が第一太陽光発電出力を推定する処理の一例を示すフローチャートである。

同図に示すように、まず、発電出力推定部１３０は、第一共分散、第二共分散及び遅延時間を取得する（Ｓ４０２）。具体的には、発電出力推定部１３０は、推定用データ１４０ａから、第一共分散、第二共分散及び遅延時間を読み出す。

そして、発電出力推定部１３０は、第一共分散と第二共分散とを用いて、係数を算出する（Ｓ４０４）。具体的には、発電出力推定部１３０は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じることで、当該係数を算出する。

そして、発電出力推定部１３０は、算出した係数に、所定時点から上記の遅延時間ずれた時点における第二太陽光発電出力を乗じることで、第一太陽光発電出力を算出する（Ｓ４０６）。なお、上述の通り、この第一太陽光発電出力を算出する際の遅延時間として、リアルタイムで変更されたものが用いられるのが好ましい。このため、発電出力推定部１３０は、気象データ等を考慮してリアルタイムで変更された遅延時間を用いて、第一太陽光発電出力を算出するのが好ましい。そして、発電出力推定部１３０は、算出した第一太陽光発電出力を、推定用データ１４０ａに書き込む。

以上のようにして、発電出力推定部１３０が第一太陽光発電出力を推定する処理（図３のＳ１０６）は、終了する。

ここで、発電出力推定部１３０が第一太陽光発電出力を算出する方法について、以下に具体的に説明する。

まず、電力系統４００の電力潮流（見かけ上の負荷）の有効電力をＰ（ｔ）、電力系統４００に接続された負荷４１０の合算値（実際の負荷、電力需要ともいう）をＰ_Ｌ（ｔ）、第一太陽光発電設備４２０の発電出力の合算値（第一太陽光発電出力）をＰ_ＰＶ（ｔ）、第二太陽光発電設備４３０の発電出力（第二太陽光発電出力）をＰ_ＰＶ１（ｔ）とすると、以下の式１のようにＰ（ｔ）の式が成り立ち、またＰ_ＰＶ（ｔ）の式を仮定できる。

ここで、αは係数（第二太陽光発電出力を第一太陽光発電出力に変換する係数）であり、ε（ｔ）はゆらぎ（ノイズ、時間的外乱ともいう）であり、τ_ｓは遅延時間（第二太陽光発電設備４３０の設置地点と第一太陽光発電設備４２０の設置地点との間を日射変動が伝播（日射強度が移動）する時間）である。

そして、上記の式１から、以下の式２を導くことができる。なお、ｔが３０分〜２時間程度の短時間である場合には、Ｐ_Ｌ（ｔ）とε（ｔ）の変動が、それぞれＰ_ＰＶ１（ｔ）の変動と相関がないと仮定することができる。また、上記の式１における（１）式と（２）式において、時間的な定常性が成立すると仮定している。

ここで、Ｃｏｖ_ｔ［］は共分散関数を示しており、上記の式２におけるＣｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ）、Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ＋τ_ｓ）］は、τ＝−τ_ｓのときに最大値をとる。このため、第二太陽光発電出力と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数Ｃｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ）、Ｐ（ｔ＋τ）］が最小値（マイナス側の絶対値の最大値）をとるときのラグが、遅延時間−τ_ｓである。

このように、第二共分散取得部１２０は、上記の第一期間における第二太陽光発電出力と電力潮流の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを、当該遅延時間として取得する。なお、この遅延時間については、以下のようにも考えることができる。図７は、本発明の実施の形態に係る第二共分散取得部１２０が遅延時間を取得する処理を説明する図である。

同図に示すように、第二共分散取得部１２０は、例えば、同図の（ａ）で示されるような第二太陽光発電設備４３０の設置地点における日射強度の時系列データと、同図の（ｂ）で示されるような第一太陽光発電設備４２０の設置地点における日射強度の時系列データとを取得した場合には、同図の（ｃ）で示されるような二つの日射強度の時系列データの共分散関数を算出することができる。この場合、第二共分散取得部１２０は、同図の（ｃ）で示されるような共分散関数において最大値をとる場合のラグ（同図では、τ_ｓ秒）を、遅延時間として取得することができる。つまり、同図の（ｃ）は、同図の（ａ）で示されるような日射強度の時系列データからτ_ｓ秒遅延して、同図の（ｂ）で示されるような日射強度の時系列データが伝えられていることを示している。

また、上記の式２にτ＝０を代入すると、以下の式３が得られる。

そして、上記の式３を以下の式４に変形することで、係数αの推定値を得ることができる。

つまり、第二太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）と電力潮流の有効電力Ｐ（ｔ）との共分散であるＣｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ）、Ｐ（ｔ）］が第一共分散であり、遅延時間−τ_ｓずれた２つの第二太陽光発電出力であるＰ_ＰＶ１（ｔ）とＰ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）との自己共分散であるＣｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ）、Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）］が第二共分散である。そして、係数αは、第一共分散Ｃｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ）、Ｐ（ｔ）］を第二共分散Ｃｏｖ_ｔ［Ｐ_ＰＶ１（ｔ）、Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）］で除してマイナスを乗じた（−１を掛け合わせた）ものである。

また、ε（ｔ）は微小であり無視できると仮定すれば、上記の式１から、以下の式５の近似式を得ることができる。

以上のようにして、発電出力推定部１３０は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じることで得られる係数αの推定値に、所定時点ｔから遅延時間−τ_ｓずれた時点における第二太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ＋τ_ｓ）を乗じることで、第一太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ（ｔ）の推定値を算出することができる。

次に、太陽光発電出力推定装置１００が奏する効果の検証を行った結果について、以下に説明する。

図８は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置１００が奏する効果を説明する際の太陽光発電出力推定システム１０の構成を示す図である。また、図９〜図１１は、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置１００が奏する効果を説明する際の第一太陽光発電設備４２０の構成を示す図である。具体的には、図９は、実施例１における第一太陽光発電設備４２０の構成を示す図であり、図１０は、実施例２における第一太陽光発電設備４２０の構成を示す図であり、図１１は、実施例３における第一太陽光発電設備４２０の構成を示す図である。

また、図１２Ａ〜図１２Ｃは、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置１００が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。具体的には、図１２Ａは、実施例１における太陽光発電出力推定装置１００が奏する効果の検証結果を示す図であり、図１２Ｂは、実施例２における太陽光発電出力推定装置１００が奏する効果の検証結果を示す図であり、図１２Ｃは、実施例３における太陽光発電出力推定装置１００が奏する効果の検証結果を示す図である。

まず、図８に示すように、電力系統４００には、複数の負荷４１０が接続されるとともに、１つの大規模（約１０ＭＷ）な第一太陽光発電設備４２０が連系されている。また、第一太陽光発電設備４２０は、複数の太陽光発電設備ＰＶ１１１〜ＰＶ３４４を有している。また、太陽光発電設備ＰＶ１１１〜ＰＶ３４４のそれぞれは、ＰＣＳを有しており、発電出力（第二太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ））が計測可能な構成となっている。また、第一太陽光発電設備４２０の発電出力（第一太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ（ｔ））を計測する計測器も配置されている。また、計測器３００によって、電力系統４００の有効電力Ｐ（ｔ）も計測可能となっている。

また、図９〜図１１に示すように、第一太陽光発電設備４２０は、複数の太陽光発電設備からなる３つのセクション１〜３に分かれている。つまり、セクション１は太陽光発電設備ＰＶ１１１〜ＰＶ１４４からなり、セクション２は太陽光発電設備ＰＶ２１１〜ＰＶ２４２からなり、セクション３は太陽光発電設備ＰＶ３１１〜ＰＶ３４４からなる。

また、図９に示すように、実施例１においては、１つの太陽光発電設備ＰＶ２３３を第二太陽光発電設備４３０として、第一太陽光発電出力を推定した。また、図１０に示すように、実施例２においては、３つの隣り合った（狭域に配置された）太陽光発電設備ＰＶ２３３、ＰＶ２３１、ＰＶ２３４を第二太陽光発電設備４３０として、第一太陽光発電出力を推定した。つまり、太陽光発電設備ＰＶ２３１、ＰＶ２３３、ＰＶ２３４の発電出力の合計を、第二太陽光発電出力とした。また、図１１に示すように、実施例３においては、３つの広域に配置された太陽光発電設備ＰＶ２３３、ＰＶ３２１、ＰＶ１４３を第二太陽光発電設備４３０として、第一太陽光発電出力を推定した。つまり、太陽光発電設備ＰＶ２３３、ＰＶ３２１、ＰＶ１４３の発電出力の合計を、第二太陽光発電出力とした。

以上の構成において、過去１年間のうちの日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きかった８５日間について分析を行った。具体的には、各日の１０時〜１５時の内、１２時〜１３時を除く、日射強度が強く、かつ、日射強度の変動が大きかった１時間の第二太陽光発電出力及び電力潮流の有効電力の時系列データ（計測周期１０秒）を用いて、係数αを算出し、翌日の８時から１６時までの第一太陽光発電出力を推定した。

この結果、実施例１においては、８５日間におけるＲＭＳＥ（Root Mean Square Error）が０．８５０ＭＷと、非常に小さな誤差となった。また、実施例２においては、８５日間におけるＲＭＳＥが０．８０９ＭＷと、実施例１よりも小さな誤差となった。また、実施例３においては、８５日間におけるＲＭＳＥが０．７４９ＭＷと、実施例２よりも小さな誤差となった。このように、太陽光発電出力推定装置１００による第一太陽光発電出力の推定精度は、非常に高いことを確認できた。なお、係数αは、季節による変動はなく、年間を通じてほぼ一定の値であった。

ここで、図１２Ａ〜図１２Ｃに、実施例１〜３における一例を示している。具体的には、図１２Ａには、実施例１における代表の日での検証結果のグラフを示している。また、図１２Ｂには、実施例２における当該代表の日での検証結果のグラフを示している。また、図１２Ｃには、実施例３における当該代表の日での検証結果のグラフを示している。これらの図からも、実施例１（図１２Ａ）よりも実施例２（図１２Ｂ）の方が、実施例２（図１２Ｂ）よりも実施例３（図１２Ｃ）の方が、小さな誤差となっており、推定精度が高くなっていることがわかる。なお、上記の代表の日においては、実施例１（図１２Ａ）及び実施例２（図１２Ｂ）では推定精度が比較的低く、実施例３（図１２Ｃ）では推定精度が比較的高い結果となっているが、検証対象の日によっては、実施例１、２についても推定精度が高い日が多く確認できている。

これらのように、太陽光発電出力推定装置１００は、第一太陽光発電設備４２０の発電出力を精度良く推定できていることが分かった。特に、第二太陽光発電設備４３０として、１つより複数の、つまりより多くの太陽光発電設備を用いた方が推定精度が向上し、狭域よりも広域に配置された太陽光発電設備を用いた方がさらに推定精度が向上することが分かった。これは、推定に使用される第二太陽光発電設備４３０の配置領域が広いほど、その平滑化効果が、第一太陽光発電設備４２０の平滑化効果により近くなるためであると推測される。なお、平滑化効果とは、多数の太陽光発電設備が面的に分布することにより、その出力変動が相殺されることで平滑化される効果のことである。

なお、図１０及び図１１において、３つの太陽光発電設備の発電出力の合計を第二太陽光発電出力として第一太陽光発電出力を推定するのではなく、３つの太陽光発電設備のそれぞれを第二太陽光発電設備として３つの第一太陽光発電出力を算出し、当該３つの第一太陽光発電出力の平均をとることで第一太陽光発電出力を推定することにしてもよい。これによっても、上記と同様の効果を得ることができる。

また、上記では、第二太陽光発電設備４３０として、３つの太陽光発電設備が選定される例を示したが、３つ以外の複数の太陽光発電設備を選定してもかまわない。また、第二太陽光発電設備４３０の選定方法は、上記の通り複数の太陽光発電設備が広域に配置されるのが好ましいが、この広域に配置されるとは、場所が離れて配置されている場合や、配電線上の距離が離れて配置されている（つまり配電線上に均等の距離で配置されている）場合なども含まれる。

以上のように、本発明の実施の形態に係る太陽光発電出力推定装置１００によれば、第一太陽光発電設備４２０を含む所定領域内の第二太陽光発電設備４３０（太陽光発電設備ＰＶ１）の第二太陽光発電出力と、電力系統４００の有効電力とを用いて、第一太陽光発電設備４２０の発電出力である第一太陽光発電出力を推定する。つまり、第一太陽光発電設備４２０の一部の発電出力を用いて、第一太陽光発電設備４２０の全部の発電出力を推定することができる。これにより、太陽光発電出力推定装置１００によれば、ある太陽光発電設備の発電出力を用いることで、個々の需要家に装置を設置することなく、所望の太陽光発電設備の発電出力を推定することができる。

また、太陽光発電出力推定装置１００は、第一太陽光発電出力を推定する所定時点以前の期間内の短時間における、第二太陽光発電出力と電力系統４００の有効電力との時系列データとを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。つまり、例えば所定時点より１〜２週間程度前の３０分〜２時間程度の短い期間におけるデータを用いて、第一太陽光発電出力を推定することができる。このため、太陽光発電出力推定装置１００によれば、長時間の時系列データを取得する必要がないため、簡易かつ迅速に、第一太陽光発電設備４２０の発電出力を推定することができる。

また、太陽光発電出力推定装置１００は、電力系統４００に連系された第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量が所定範囲内の期間における、第二太陽光発電出力と電力系統４００の有効電力とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。つまり、太陽光発電出力推定装置１００は、第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量が同等の期間におけるデータを用いることで、より正確に第一太陽光発電設備４２０の発電出力を推定することができる。

また、太陽光発電出力推定装置１００は、第二太陽光発電出力と電力系統４００の有効電力との時系列データの共分散である第一共分散と、遅延時間ずれた２つの第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第二共分散とを用いて、第一太陽光発電出力を推定する。このため、太陽光発電出力推定装置１００は、当該第一共分散と第二共分散とを用いて、簡易に第一太陽光発電設備４２０の発電出力を推定することができる。

また、太陽光発電出力推定装置１００は、第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数αに、第二太陽光発電出力を乗じることで、第一太陽光発電出力を算出することができるため、簡易な計算で第一太陽光発電設備４２０の発電出力を推定することができる。

また、太陽光発電出力推定装置１００は、第一共分散を第二共分散で除してマイナスを乗じた値を上記の係数αとして、第一太陽光発電出力を算出することができるため、さらに簡易な計算で第一太陽光発電設備４２０の発電出力を推定することができる。

また、太陽光発電出力推定装置１００は、第二太陽光発電設備４３０の設置地点と第一太陽光発電設備４２０の設置地点との間を日射変動が伝播（日射強度が移動）する時間を遅延時間として第二共分散を算出することで、第一太陽光発電設備４２０の発電出力を推定することができる。

また、太陽光発電出力推定装置１００は、第二太陽光発電出力と電力系統４００の有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを遅延時間として第二共分散を算出することで、簡易に第二共分散を取得することができる。

また、太陽光発電出力推定装置１００は、第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと電力系統４００の有効電力の時系列データとの共分散を第一共分散として算出し、第一期間における第二太陽光発電出力の時系列データと、第一期間より遅延時間ずれた第二期間における第二太陽光発電出力の時系列データとの自己共分散を第二共分散として算出する。そして、太陽光発電出力推定装置１００は、算出した第一共分散と第二共分散とを用いて得られる係数αに、所定時点から遅延時間ずれた時点における第二太陽光発電出力を乗じることで、第一太陽光発電出力を算出する。これにより、太陽光発電出力推定装置１００は、第一太陽光発電設備４２０の発電出力を推定することができる。

また、太陽光発電出力推定装置１００は、日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を第一期間として、第一共分散と第二共分散とを算出する。つまり、太陽光発電出力推定装置１００は、第一太陽光発電出力を推定する期間の特徴が顕著にあらわれた期間を第一期間として、第一共分散と第二共分散とを算出することで、より正確に第一太陽光発電設備４２０の発電出力を推定することができる。

（変形例）
上記実施の形態では、太陽光発電出力推定装置１００は、１つの期間において算出した係数αを用いて第一太陽光発電出力を推定することとしたが、係数αは、計算対象となる期間によって若干のばらつきがあることが推測される。例えば、上記では、電力需要Ｐ_Ｌ（ｔ）の変動が、それぞれ第二太陽光発電出力Ｐ_ＰＶ１（ｔ）の変動と相関がないと仮定したが、稀に、この仮定が成立しない時間帯があり、この場合には、係数αの推定精度が低下するため、上述のようなばらつきが発生する。

ただし、本願発明者らは、鋭意研究の結果、係数αは、若干のばらつきはあるものの、年間を通してほぼ一定となることを見出した。これは、太陽光発電設備の効率には温度依存性があるが、第一太陽光発電設備４２０及び第二太陽光発電設備４３０ともに、同様の影響を受けると想定されるからである。

このことから、本願発明者らは、複数の期間における複数の係数αを取得して、当該複数の係数αの平均値を算出し、当該平均値を、第一太陽光発電出力の算出に用いることで、第一太陽光発電出力の推定精度を向上させることができることを見出した。つまり、発電出力推定部１３０は、複数の期間における複数の係数αの平均値を算出し、当該平均値を、第一太陽光発電出力の算出に用いる係数αとして、第一太陽光発電出力を算出する。具体的には、発電出力推定部１３０は、過去の複数の期間のそれぞれにおいて係数αを算出し、算出した複数の係数αの平均値を算出する。なお、平均値の算出方法については、特に限定されず、複数の係数αの合計値を係数αの個数で除して平均値を算出する手法だけでなく、期間ごとに重み付けをして、複数の係数αの加重平均を算出する手法などでもよい。また、平均値の代わりに中央値を利用することにしてもよい。

次に、本変形例において、太陽光発電出力推定装置１００が奏する効果の検証を行った結果について、以下に説明する。

図１３Ａ〜図１５Ｂは、本発明の実施の形態の変形例に係る太陽光発電出力推定装置１００が奏する効果を説明する際の検証結果を示す図である。具体的には、図１３Ａは、ある１期間における係数αを用いて第一太陽光発電出力の推定を行った結果を示すグラフであり、図１３Ｂは、図１３Ａにおける誤差（推定値−実測値）のヒストグラムを示している。また、図１４Ａは、当該１期間までの１ヶ月間における係数αの平均値を用いて第一太陽光発電出力の推定を行った結果を示すグラフであり、図１４Ｂは、図１４Ａにおける誤差（推定値−実測値）のヒストグラムを示している。また、図１５Ａは、当該１期間までの１年間における係数αの平均値を用いて第一太陽光発電出力の推定を行った結果を示すグラフであり、図１５Ｂは、図１５Ａにおける誤差（推定値−実測値）のヒストグラムを示している。

図１３Ａ及び図１３Ｂに示すように、ある１期間における係数αを用いて第一太陽光発電出力の推定を行った場合、ＲＭＳＥが１．６９ＭＷと大きな誤差となった。なお、同図は、Ｐ_Ｌ（ｔ）の変動がＰ_ＰＶ１（ｔ）の変動と相関がないとの仮定が成立しない場合の一例である。

そして、図１４Ａ及び図１４Ｂに示すように、当該１期間までの１ヶ月間における係数αの平均値を用いて第一太陽光発電出力の推定を行った場合、ＲＭＳＥが０．２７９ＭＷと非常に小さな誤差となった。なお、同図では、当該１ヶ月間中の１２日間における係数αの平均値（１２個の係数αの平均値）を用いて、第一太陽光発電出力の計算を行った。このように、係数αを平均化する期間が１ヶ月程度（平均化する個数が１０数個程度）の比較的短期間でも、大幅に精度向上させることができた。

また、図１５Ａ及び図１５Ｂに示すように、当該１期間までの１年間における係数αの平均値を用いて第一太陽光発電出力の推定を行った場合、ＲＭＳＥが０．１６９ＭＷとさらに小さな誤差となった。なお、同図では、当該１年間中の８４日間における係数αの平均値（８４個の係数αの平均値）を用いて、第一太陽光発電出力の計算を行った。このように、係数αを平均化する期間が長期間になる（平均化する個数が多くなる）方が、精度が向上することが分かった。

以上のように、太陽光発電出力推定装置１００は、計算に用いる係数αを平均化して第一太陽光発電出力を算出することで、係数αにばらつきがある場合でも、精度良く第一太陽光発電設備４２０の発電出力を推定することができる。なお、係数αを平均化する期間は、長期間になる方が精度が向上するが、１ヶ月程度の比較的短期間でも大幅に精度向上させることができる。

また、本発明は、このような太陽光発電出力推定装置１００として実現することができるだけでなく、当該太陽光発電出力推定装置１００と、電力系統４００の有効電力を計測する計測器３００とを備える太陽光発電出力推定システム１０としても実現することができる。また、太陽光発電出力推定システム１０は、さらに、第一太陽光発電設備４２０、第二太陽光発電設備４３０、または第二太陽光発電設備４３０のＰＣＳを備えていることにしてもよい。

また、本発明は、太陽光発電出力推定装置１００に含まれる処理部が行う特徴的な処理をステップとする太陽光発電出力推定方法としても実現することができる。また、当該太陽光発電出力推定方法に含まれる特徴的な処理をコンピュータに実行させるプログラムや集積回路として実現したりすることもできる。また、当該プログラムが記録されたコンピュータ読み取り可能な非一時的な記録媒体、例えば、フレキシブルディスク、ハードディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＭＯ、ＤＶＤ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＡＭ、ＢＤ（Ｂｌｕ−ｒａｙ（登録商標） Ｄｉｓｃ）、半導体メモリとして実現したりすることもできる。そして、そのようなプログラムは、ＣＤ−ＲＯＭ等の記録媒体及びインターネット等の伝送媒体を介して流通させることができるのは言うまでもない。

以上、本発明の実施の形態及びその変形例に係る太陽光発電出力推定装置１００及び太陽光発電出力推定システム１０について説明したが、本発明は、この実施の形態及びその変形例に限定されるものではない。

つまり、今回開示された実施の形態及びその変形例は全ての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。また、上記実施の形態及びその変形例における任意の構成要素を組み合わせて構築される形態も、本発明の範囲内に含まれる。

例えば、上記実施の形態及びその変形例では、発電出力推定部１３０は、１時間のような短時間における第二太陽光発電出力と電力系統４００の有効電力との時系列データを用いて、第一太陽光発電出力を推定することとしたが、短時間の時系列データを用いることには限定されない。例えば、発電出力推定部１３０は、１０時間、１日、１週間、１ヶ月のデータなど、中長期の時系列データを用いることにしてもかまわない。

また、上記実施の形態及びその変形例では、発電出力推定部１３０は、電力系統４００に連系された第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量が所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間におけるデータを用いて、第一太陽光発電出力を推定することとした。しかし、発電出力推定部１３０は、第一太陽光発電設備４２０の合計設備容量が所定範囲内となる期間を考慮することなく、第一太陽光発電出力を推定することにしてもよい。

また、上記実施の形態及びその変形例では、第二太陽光発電設備４３０は、電力系統４００に接続されて、需要家が有する建築物の屋根等に設置されている太陽光発電設備を例示した。しかし、第二太陽光発電設備４３０は、電力系統４００には接続されていなくてもよいし、非常に発電電力の小さい小型の発電装置（例えばデータ収集のみを目的とした発電装置）であってもよい。

なお、上記実施の形態及びその変形例において、各構成要素は、専用のハードウェアで構成されるか、各構成要素に適したソフトウェアプログラムを実行することによって実現されてもよい。各構成要素は、ＣＰＵまたはプロセッサなどのプログラム実行部が、ハードディスクまたは半導体メモリなどの記録媒体に記録されたソフトウェアプログラムを読み出して実行することによって実現されてもよい。

本発明は、個々の需要家に装置を設置することなく、太陽光発電設備の発電出力を推定することができる太陽光発電出力推定装置等に適用できる。

１０ 太陽光発電出力推定システム
１００ 太陽光発電出力推定装置
１１０ 第一共分散取得部
１２０ 第二共分散取得部
１３０ 発電出力推定部
１４０ 記憶部
１４０ａ 推定用データ
３００ 計測器
４００ 電力系統
４１０ 負荷
４２０ 第一太陽光発電設備
４３０ 第二太陽光発電設備
５００ 発電設備

Claims (13)

1. 電力系統に接続された負荷に電力を供給する第一太陽光発電設備の所定時点での発電出力である第一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、
   前記第一太陽光発電設備を含む所定領域内に配置された第二太陽光発電設備の発電出力である第二太陽光発電出力と、前記電力系統の有効電力とを用いて、前記第一太陽光発電出力を推定する発電出力推定部を備える
   太陽光発電出力推定装置。
2. 前記発電出力推定部は、前記所定時点以前の期間内の短時間における、前記第二太陽光発電出力の時系列データと前記有効電力の時系列データとを用いて、前記第一太陽光発電出力を推定する
   請求項１に記載の太陽光発電出力推定装置。
3. 前記発電出力推定部は、前記電力系統に連系された前記第一太陽光発電設備の合計設備容量が前記所定時点での当該合計設備容量から所定範囲内の期間における、前記第二太陽光発電出力と前記有効電力とを用いて、前記第一太陽光発電出力を推定する
   請求項１または２に記載の太陽光発電出力推定装置。
4. さらに、
   前記第二太陽光発電出力と前記有効電力との時系列データの共分散である第一共分散を取得する第一共分散取得部と、
   遅延時間ずれた２つの前記第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散である第二共分散を取得する第二共分散取得部とを備え、
   前記発電出力推定部は、取得された前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて、前記第一太陽光発電出力を推定する
   請求項１〜３のいずれか１項に記載の太陽光発電出力推定装置。
5. 前記発電出力推定部は、前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて得られる係数に、前記第二太陽光発電出力を乗じることで、前記第一太陽光発電出力を算出する
   請求項４に記載の太陽光発電出力推定装置。
6. 前記発電出力推定部は、前記第一共分散を前記第二共分散で除してマイナスを乗じた値を前記係数として、前記第一太陽光発電出力を算出する
   請求項５に記載の太陽光発電出力推定装置。
7. 前記発電出力推定部は、複数の期間における複数の前記係数の平均値を算出し、前記平均値を、前記第一太陽光発電出力の算出に用いる前記係数として、前記第一太陽光発電出力を算出する
   請求項５または６に記載の太陽光発電出力推定装置。
8. 前記第二共分散取得部は、前記第二太陽光発電設備の設置地点と前記第一太陽光発電設備の設置地点との間を日射変動が伝播する時間を前記遅延時間として、前記第二共分散を取得する
   請求項４〜７のいずれか１項に記載の太陽光発電出力推定装置。
9. 前記第一共分散取得部は、所定期間における前記第二太陽光発電出力と前記有効電力との時系列データの共分散である前記第一共分散を取得し、
   前記第二共分散取得部は、前記所定期間における前記第二太陽光発電出力と前記有効電力との時系列データの共分散関数が最小値をとる場合のラグを前記遅延時間として、前記第二共分散を取得する
   請求項８に記載の太陽光発電出力推定装置。
10. 前記第一共分散取得部は、第一期間における前記第二太陽光発電出力の時系列データと前記有効電力の時系列データとを取得し、前記第二太陽光発電出力の時系列データと前記有効電力の時系列データとの共分散を前記第一共分散として算出し、
    前記第二共分散取得部は、前記第一期間における前記第二太陽光発電出力の時系列データと、前記第一期間より前記遅延時間ずれた期間である第二期間における前記第二太陽光発電出力の時系列データとを取得し、当該２つの第二太陽光発電出力の時系列データの自己共分散を前記第二共分散として算出し、
    前記発電出力推定部は、前記第一共分散と前記第二共分散とを用いて得られる係数に、前記所定時点から前記遅延時間ずれた時点における前記第二太陽光発電出力を乗じることで、前記第一太陽光発電出力を算出する
    請求項４〜９のいずれか１項に記載の太陽光発電出力推定装置。
11. 日射強度が強くかつ日射強度の変動が大きい期間を前記第一期間として、
    前記第一共分散取得部は、前記第一共分散を算出し、
    前記第二共分散取得部は、前記第二共分散を算出する
    請求項１０に記載の太陽光発電出力推定装置。
12. 電力系統に接続された負荷に電力を供給する第一太陽光発電設備の所定時点での発電出力である第一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、
    前記第一太陽光発電設備を含む所定領域内に配置された第二太陽光発電設備の発電出力である第二太陽光発電出力と、前記電力系統の有効電力とを用いて、前記第一太陽光発電出力を推定する発電出力推定ステップを含む
    太陽光発電出力推定方法。
13. 請求項１２に記載の太陽光発電出力推定方法に含まれるステップをコンピュータに実行させるためのプログラム。

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