(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
日射量を計測する日射計と、
太陽光によって電力を発電し負荷に供給可能な太陽光発電部と、
前記太陽光発電部が発電する発電電力を予測する制御部と、
を備え、
前記制御部は、前記発電電力の予測に必要となる快晴時日射量を算出する際の算出用大気透過率を、前記快晴時日射量と前記日射計が計測した実測日射量とに基づいて算出する独立電源システムであって、
前記制御部は、
前記快晴時日射量と前記実測日射量との比率が予め設定された誤差範囲内に入る場合の一致数を、複数の大気透過率について算出し、前記一致数が最大となるときの前記大気透過率を前記算出用大気透過率とし、
前記算出用大気透過率に基づいて算出される予測時刻の算出快晴時日射量に、所定の時刻における快晴時日射量と実測日射量との比率を乗算して、予測時刻の実測日射量を予測する、
ことを特徴とする独立電源システム。
【請求項２】
日射量を計測する日射計と、太陽光によって電力を発電し負荷に供給可能な太陽光発電部と、前記太陽光発電部が発電する発電電力を予測する制御部と、を備え、前記制御部は、前記発電電力の予測に必要となる快晴時日射量を算出する際の算出用大気透過率を、前記快晴時日射量と前記日射計が計測した実測日射量とに基づいて算出する独立電源システムの制御方法であって、
前記制御部は、
前記快晴時日射量と前記実測日射量との比率が予め設定された誤差範囲内に入る場合の一致数を、複数の大気透過率について算出し、前記一致数が最大となるときの前記大気透過率を前記算出用大気透過率とし、
前記算出用大気透過率に基づいて算出される予測時刻の算出快晴時日射量に、所定の時刻における快晴時日射量と実測日射量との比率を乗算して、予測時刻の実測日射量を予測する手順、
を含むことを特徴とする独立電源システムの制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、独立電源システム及び独立電源システムの制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電装置と蓄電池と燃料電池とを用いた独立電源システムが知られている。このような独立電源システムにおいては、燃料電池の起動停止を予測負荷電力量、蓄電池容量、予測太陽光発電量に応じて最適に制御することにより、燃料の節約が可能となる。例えば、蓄電池容量が一日当たりの負荷電力量よりも小さい場合に、当日の日射量の快晴時日射量に対する実測日射量の時系列的推移を計算することにより、燃料電池の起動停止を判定することができる。
【０００３】
斜面全天日射量計の快晴時日射量は一般に知られている式によって計算することができるが、この時必要となる大気透過率は地点、季節ごとに変動するためこの値は別途入手する必要がある。特許文献１には、例えば、太陽光発電の発電量を、大気透過率と直達日射強度と散乱日射強度とから求める全天日射強度と、該全天日射強度と気象台による地域別日最低気温とから求める太陽電池動作温度と、該太陽電池動作温度から求める太陽電池の動作温度発電量と、を用い、発電量を任意の時間間隔毎に予測する太陽光発電システムの発電量予測方法が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開平１０−１０８４８６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
しかしながら、特許文献１に記載の太陽光発電システムでは、予め入手しておくべき、全天日射強度を求めるために用いるパラメータが多いので、太陽光発電における発電量を容易に予測することができないという問題がある。
【０００６】
本発明は、上記した事情に鑑みてなされたもので、太陽光発電における発電量を容易に予測することができる独立電源システム及び独立電源システムの制御方法を提供することを目的の一つとする。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明の独立電源システムの一態様は、日射量を計測する日射計と、太陽光によって電力を発電し負荷に供給可能な太陽光発電部と、前記太陽光発電部が発電する発電電力を予測する制御部と、を備え、前記制御部は、前記発電電力の予測に必要となる快晴時日射量を算出する際の算出用大気透過率を、前記快晴時日射量と前記日射計が計測した実測日射量とに基づいて算出する独立電源システムであって、前記制御部は、前記快晴時日射量と前記実測日射量との比率が予め設定された誤差範囲内に入る場合の一致数を、複数の大気透過率について算出し、前記一致数が最大となるときの前記大気透過率を前記算出用大気透過率とし、前記算出用大気透過率に基づいて算出される予測時刻の算出快晴時日射量に、所定の時刻における快晴時日射量と実測日射量との比率を乗算して、予測時刻の実測日射量を予測する、ことを特徴とする。
【００１０】
本発明の独立電源システムの制御方法の一態様は、日射量を計測する日射計と、太陽光によって電力を発電し負荷に供給可能な太陽光発電部と、前記太陽光発電部が発電する発電電力を予測する制御部と、を備え、前記制御部は、前記発電電力の予測に必要となる快晴時日射量を算出する際の算出用大気透過率を、前記快晴時日射量と前記日射計が計測した実測日射量とに基づいて算出する独立電源システムの制御方法であって、前記制御部は、前記快晴時日射量と前記実測日射量との比率が予め設定された誤差範囲内に入る場合の一致数を、複数の大気透過率について算出し、前記一致数が最大となるときの前記大気透過率を前記算出用大気透過率とし、前記算出用大気透過率に基づいて算出される予測時刻の算出快晴時日射量に、所定の時刻における快晴時日射量と実測日射量との比率を乗算して、予測時刻の実測日射量を予測する手順、を含むことを特徴とする。
【発明の効果】
【００１１】
本発明によれば、太陽光発電における発電量を容易に予測することができる独立電源システム及び独立電源システムの制御方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１２】
【図１】本実施形態に係る快晴時日射量ＩＴＳと日射量実測値ＩＴＳＣとの関係を説明する図である。
【図２】快晴時日射量ＩＴＳの計算値が誤りである場合の快晴時日射量ＩＴＳと日射量実測値ＩＴＳＣ等との関係を説明する図である。
【図３】本実施形態に係る独立電源システムのブロック図である。
【図４】本実施形態に係る大気透過率を説明する図である。
【図５】本実施形態に係る制御部が行う処理手順のフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１３】
まず、本発明の実施形態の概要を説明する。本実施形態における独立電源システムは、太陽光発電における発電量予測の精度を高めることを目的とする。
図１は、本実施形態に係る快晴時日射量ＩＴＳと日射量実測値ＩＴＳＣとの関係を説明する図である。また、図２は、快晴時日射量ＩＴＳの計算値が誤りである場合の快晴時日射量ＩＴＳと日射量実測値ＩＴＳＣ等との関係を説明する図である。なお、図１および図２において、横軸は時刻であり、縦軸は日射量である。
一日の中で雲量変化がなければ、当日日射量は図１に破線で示す理想晴天日射量（以下、快晴時日射量ＩＴＳと言う）と実線で示す実測日射量（日射量実測値ＩＴＳＣと言う）又は実測日射量の予測値の比率がほぼ一定になる。すなわち、図１に示すように、早朝の快晴時日射量ＩＴＳ（図１において時刻ｔｏにおける快晴時日射量Ａで示す）と日射量実測値ＩＴＳＣ（図１において時刻ｔｏにおける日射量実測値Ｂで示す）との比率Ａ／Ｂと、その後日没までの時刻における快晴時日射量ＩＴＳ（図１において時刻ｔｘにおける快晴時日射量Ａ’で示す）と日射量実測値ＩＴＳＣ（図１において時刻ｔｘにおける日射量実測値Ｂ’で示す）との比率Ａ’／Ｂ’とが、ほぼ一定の値となる。
このことを利用して当日早朝からの日射量実測値Ｂを利用してその日の全体の日射量実測値Ｂ’を予測することが出来る。実際、１日スケールで見た場合雲量はあまり変わらない場合が多いので、この方法で日射量を予測することが可能となる。
【００１４】
しかしながら、この予測のためには図１および図２において破線で示す快晴時日射量（正）が得られず、図２に一点鎖線で示す快晴時日射量（誤）のようになれば、図２に一点鎖線で示す日射量予測値は図２に実線で示す日射量実測値から大きく外れてしまう。
すなわち、図２に示すように、早朝の快晴時日射量ＩＴＳ（図２において時刻ｔｏにおける快晴時日射量Ａで示す）と日射量実測値ＩＴＳＣ（図２において時刻ｔｏにおける日射量実測値Ｂで示す）との比率Ａ／Ｂと、その後日没までの時刻における快晴時日射量ＩＴＳ（図２において時刻ｔｘにおける快晴時日射量Ａ’で示す）と日射量実測値ＩＴＳＣの予測値（図２において時刻ｔｘにおける日射量予測値Ｂ’で示す）との比率Ａ’／Ｂ’とが、一定にならず、比率Ａ’／Ｂ’が大き目な値となってしまう。
このため、詳細は後述するが、本実施形態の独立電源システムにおける制御部は、快晴時日射量を算出する際の算出用大気透過率を、快晴時日射量と日射計が計測した実測日射量とに基づいて算出する。
【００１５】
図３は、本実施形態に係る独立電源システム１のブロック図である。図３に示すように、独立電源システム１は、太陽光発電装置１０、燃料電池２０、日射計３０、制御部４０、記憶部５０、計時部６０、及び蓄電池７０を含んで構成される。太陽光発電装置１０、燃料電池２０、及び蓄電池７０は、母線８０に接続される。
【００１６】
太陽光発電装置１０は、太陽光を太陽光パネルで受けて電力を生成し、生成した電力を母線８０に供給する。太陽光発電装置１０は、例えば、太陽電池を含んで構成される。太陽電池は、太陽の光エネルギーを電力（直流）に変換し、変換した電力を母線８０に出力する。なお、太陽電池の最大発電量は、例えば負荷の消費電力の２倍程度である。このように容量を設定しておくことで、日中の日射量が多い期間、発電された電力は、負荷に供給し、かつ余剰な電力を発生させることができる。
【００１７】
燃料電池２０は、制御部４０の制御に応じて発電の開始と停止とが行われる。燃料電池２０は、発電した電力（直流）を母線８０に供給する。例えば蓄電池に充電された電力を夜間使用する場合、充電された容量が負荷の消費電力より少ないときに、燃料電池の電力が使用される。
【００１８】
日射計３０は、日射量を測定し、測定した日射量を示す値を制御部４０に出力する。日射計３０は、太陽光パネルと同じ傾斜をしている斜面全天日射量計である。
【００１９】
制御部４０は、記憶部５０に記憶されている情報を用いて快晴時斜面全天日射量ＩＴＳを算出する。制御部４０は、算出した快晴時斜面全天日射量ＩＴＳ（図１において時刻ｔｏにおける快晴時斜面全天日射量Ａ，時刻ｔｘにおける算出快晴時斜面全天日射量Ａ’で示す）、及び日射計３０から入力された斜面全天日射量ＩＴＳＣ（図１において時刻ｔｏにおける斜面全天日射量Ｂで示す）を示す値を用いて、任意の時刻（ｔｘ）における斜面全天日射量ＩＴＳＣの予測値（図１において時刻ｔｘにおける斜面全天日射量Ｂ’で示す）を算出する。制御部４０は、斜面全天日射量ＩＴＳＣの予測値（斜面全天日射量Ｂ’）に基づいて、当日の太陽光による最大発電電力である予測発電電力Ｅ（ｔｘ）を時系列的に算出する。制御部４０は、算出した予測発電電力Ｅ（ｔｘ）に基づいて、燃料電池２０の使用開始と使用停止の制御、及び蓄電池７０の充電と放電の制御を行う。なお、快晴時斜面全天日射量ＩＴＳとは、雲や塵などの影響を受けない晴天時の全天日射量である。
制御部４０は、発電された電力を、母線８０を介して負荷に供給し、発電された電力に余剰分がある場合、蓄電池７０に供給して充電するように制御する。また、制御部４０は、燃料電池２０から電力を負荷に供給する時間が連続するように、後述するように太陽光発電装置１０の発電量と蓄電池７０の残容量とに基づいて制御する。
【００２０】
記憶部５０には、独立電源システム１に接続される負荷の消費電力が記憶されている。記憶部５０には、太陽光発電装置１０が有する太陽電池の発電量などに関する定格を示す情報が記憶されている。記憶部５０には、快晴時斜面全天日射量ＩＴＳ（Ａ，及びＡ’）、及び予測発電電力Ｅ（ｔｘ）を算出するために必要な各種の情報が記憶されている。各種の情報については後述する。記憶部５０には、独立電源システム１が設置される場所の日照時間に関する情報、設置される場所の情報（緯度、経度）が記憶されている。ここで、日照時間に関する情報とは、十二ヶ月の各月または１年間の各日の日の出時刻及び日没時刻（日の入り時刻）を示す情報である。
【００２１】
計時部６０は、発振部を有し、発振部が発振した発振信号である基準クロックの計時を行う。計時部６０は、計時した計時結果を制御部４０に出力する。なお、計時結果は、年月日日時を表す情報であってもよい。
蓄電池７０は、制御部４０の制御に応じて、母線８０から供給を受けた電力を充電し、または充電された電力を母線８０に供給する。なお、蓄電池７０の容量は、例えば負荷の一日の消費電力量の半分程度である。
母線８０に供給された電力は、負荷に供給される。
【００２２】
＜快晴時斜面全天日射量ＩＴＳ＞
次に、制御部４０が行う快晴時斜面全天日射量ＩＴＳの計算手法について説明する。以下では、日射計３０（通常使われる斜面全天日射量計）を用いた場合について示す。
制御部４０は、快晴時斜面全天日射量ＩＴＳを、次式（１）を用いて算出する。
【００２３】
快晴時斜面全天日射量ＩＴＳ＝快晴時斜面直達日射量ＩＤＳ＋快晴時斜面散乱日射量ＩｄＳ＋快晴時斜面反射日射量ＩｒＳ  …（１）
【００２４】
式（１）において、快晴時斜面直達日射量ＩＤＳは、次式（２）のように表され、快晴時斜面散乱日射量ＩｄＳは、次式（３）のように表され、快晴時斜面反射日射量ＩｒＳは、次式（４）のように表される。
【００２５】
快晴時斜面直達日射量ＩＤＳ＝快晴時水平面直達日射量ＩＤＨ×ｃｏｓ（斜面入射角）／ｓｉｎ（太陽高度）  …（２）
【００２６】
快晴時斜面散乱日射量ＩｄＳ＝快晴時水平面散乱日射量ＩｄＨ×（１＋ｃｏｓ（斜面傾斜角））／２  …（３）
【００２７】
快晴時斜面反射日射量ＩｒＳ＝アルベド（ａｌｂｅｄｏ）×（快晴時水平面直達日射量ＩＤＨ＋快晴時水平面散乱日射量ＩｄＨ）×（１−ｃｏｓ（斜面傾斜角））／２  …（４）
【００２８】
式（４）において、アルベド（ａｌｂｅｄｏ）とは、全天日射量に対する地表反射光の比である。また、式（２）において、斜面入射角とは、斜面への太陽光の入射角である。また、式（２）、式（４）において、快晴時水平面直達日射量ＩＤＨは、次式（５）のように表される。また、式（３）及び式（４）において、快晴時水平面散乱日射量ＩｄＨは、ベルラーゲ（Ｂｅｒｌａｇｅ）の式により次式（６）のように表される。
【００２９】
快晴時水平面直達日射量ＩＤＨ＝大気外法線面日射量Ｉｏ×大気透過率Ｐ地点通過大気質量×ｓｉｎ（太陽高度）  …（５）
【００３０】
快晴時水平面散乱日射量ＩｄＨ＝０．５×大気外法線面日射量Ｉｏ×ｓｉｎ（太陽高度）×（１−大気透過率Ｐ地点通過大気質量）／（１−１．４×ｌｎ（大気透過率Ｐ））  …（６）
【００３１】
ただし、日没後の水平面散乱日射量は０とする。また、式（５）及び式（６）において、大気外法線面日射量Ｉｏは、大気外における日射量である。制御部４０は、記憶部５０に記憶されている独立電源システム１の設置場所の緯度と経度、任意に日時における太陽の赤緯、地心太陽距離、均時差、太陽定数を用いて周知の手法により大気外法線面日射量Ｉｏを算出する。また、式（５）及び式（６）において、地点通過大気質量は、次式（７）のように表される。
【００３２】
地点通過大気質量＝（１／（ｓｉｎ（太陽高度）＋０．１５×（太陽高度＋３．８８５）−１．２５３））×（１−標高／４４３０８）５．５２７  …（７）
【００３３】
制御部４０が行う快晴時斜面全天日射量ＩＴＳの計算に用いる数値のうち、大気透過率Ｐが唯一計算で求まることのなかった数値である。快晴時斜面全天日射量ＩＴＳの計算に用いる数値のうち大気透過率Ｐは、通常理科年表等によって得られる経験値であるが、地域、季節によって大幅に変動する。この大気透過率Ｐを年表によらず現地にて実測した斜面全天日射量ＩＴＳＣにより求める方法が本実施形態における特徴である。
【００３４】
すなわち、昼間の斜面全天日射量ＩＴＳＣと快晴時斜面全天日射量ＩＴＳとを比較して斜面全天日射量ＩＴＳＣ／快晴時斜面全天日射量ＩＴＳを所定間隔（例えば３０分間隔）でプロットする。これを、所定期間（例えば１ヶ月の期間）行うと、必ず晴天の時間帯があるはずであり、その場合は、斜面全天日射量ＩＴＳＣ／快晴時斜面全天日射量ＩＴＳは誤差数%以内で１００％に一致する。ここで、誤差は予め設定された値（例えば±１．５％）であり、過去１ヶ月の誤差１．５％以内の数（斜面全天日射量ＩＴＳＣと快晴時斜面全天日射量ＩＴＳとの一致数）は、斜面全天日射量ＩＴＳＣと快晴時斜面全天日射量ＩＴＳとが一致する数を表す。
図４は、本実施形態に係る大気透過率を説明する図である。図４において、横軸は大気透過率であり、縦軸は斜面全天日射量ＩＴＳＣと快晴時斜面全天日射量ＩＴＳとの一致数である。図４は、独立電源システム１を配置した現地において、ある１ヶ月において、斜面全天日射量ＩＴＳＣと快晴時斜面全天日射量ＩＴＳとの比較を行った結果を表している。すなわち、過去１ヶ月間の誤差１．５％以内の数(一致数)を大気透過率の値によってプロットすると、図４に示すように、山形状のグラフが得られる。この時の一致数が最大となる大気透過率の値を現在の大気透過率Ｐ（算出用大気透過率）とする。図４に示す例の場合、大気透過率Ｐを０．７５として快晴時斜面全天日射量ＩＴＳを計算すると、図２に示すように快晴時斜面全天日射量ＩＴＳが誤って計算されることなく、図１に示すように斜面全天日射量ＩＴＳＣの実測値と予測値を一致させることができる。
【００３５】
すなわち、図１に示す様に、早朝の快晴時日射量ＩＴＳ（図１において時刻ｔｏにおける快晴時日射量Ａで示す）と日射量実測値ＩＴＳＣ（図１において時刻ｔｏにおける日射量実測値Ｂで示す）との比率Ａ／Ｂと、その後日没までの時刻における快晴時日射量ＩＴＳ（図１において時刻ｔｘにおける快晴時日射量Ａ’で示す）と日射量実測値ＩＴＳＣ（図１において時刻ｔｘにおける日射量実測値Ｂ’で示す）との比率Ａ’／Ｂ’とが、ほぼ一定の値となる。
制御部４０は、このことを利用して当日早朝からの日射量の実測値Ｂを利用してその日の全体の日射量Ｂ’を予測することが出来る。なお、制御部４０がこの予測方法に使用する際の上記の所定間隔、所定期間、予め設定された値は、独立電源システム１を配置した現地に応じて設定される。
【００３６】
＜当日の日没までの太陽光発電量の予測方法の説明＞
制御部４０は、日の出後の昼間の任意の時刻（ｔｘ）の日射量Ｂ’（ｔｘ）、すなわち斜面全天日射量ＩＴＳＣ（予測値）を、次式（８）の計算によって予測する。
【００３７】
Ｂ’（ｔｘ）＝Ａ’（ｔｘ）×Ｂ（ｔｏ）／Ａ（ｔｏ）  …（８）
【００３８】
式（８）において、Ａ’（ｔｘ）は、昼間の予測時刻（ｔｘ）における快晴時斜面全天日射量ＩＴＳ（計算値）、Ｂ（ｔｏ）は、日の出後における現在（ｔｏ）の斜面全天日射量ＩＴＳＣ（実測値）、Ａ（ｔｏ）は、日の出後における現在（ｔｏ）の快晴時斜面全天日射量ＩＴＳ（計算値）である。制御部４０は、計時部６０の計時結果に基づいて、独立電源システム１が設置されている場所における当日の日の出時刻及び日没時刻を示す情報を記憶部５０から読み出して計算に用いる。なお、制御部４０は、記憶部５０に記憶されている当日の太陽高度を用いて、当日の日の出時刻と日没時刻とを算出するようにしてもよい。
【００３９】
なお、Ａ（ｔｏ）が０もしくは０に近い値の場合、式（８）では誤差が大きい。このため、現在（ｔｏ）が日没後、日の出前の夜間の場合、制御部４０は、次式（９）を用いて夜間の任意の時刻（ｔｘ）の日射量Ｂ’（ｔｘ）を計算する。
【００４０】
Ｂ’（ｔｘ）＝Ａ’（ｔｘ）×α  …（９）
【００４１】
式（９）において、αは、独立電源システム１を最適に運用できるようにあらかじめ決定した数値（０＜α＜１）である。
次に、制御部４０は、式（８）または式（９）で算出した日射量Ｂ’を用いて次式（１０）にて予測発電電力Ｅ（ｔｘ）を計算する。
【００４２】
Ｅ（ｔｘ）＝ＰＶ定格×ε（Ｂ’（ｔｘ））  …（１０）
【００４３】
式（１０）において、ＰＶ定格は、太陽光発電装置１０における太陽電池のパネル温度２５℃、日射強度１ｋＷ／ｍ２のときの最大発電電力であり、ε（Ｂ’（ｔｘ））は、日射量がＢ’（ｔｘ）のときの最大発電効率であり、これらは例えば実測によって予め決定しておく。
【００４４】
以上説明したように、独立電源システム１は、日射量を計測する日射計３０と、太陽光によって電力を発電し負荷に供給可能な太陽光発電部（太陽光発電装置１０）と、太陽光発電部が発電する発電電力を予測する制御部４０と、を備える。制御部４０は、発電電力の予測に必要となる快晴時日射量（ＡおよびＡ’）を算出する際の算出用大気透過率（大気透過率Ｐ）を、快晴時日射量と日射計が計測した実測日射量とに基づいて算出する。
制御部４０は、快晴時日射量と実測日射量との比率が予め設定された誤差範囲内に入る場合の一致数を、複数の大気透過率について算出し、一致数が最大となるときの大気透過率を算出用大気透過率とし、算出用大気透過率に基づいて算出される予測時刻の算出快晴時日射量Ａ’に、所定の時刻における快晴時日射量Ａと実測日射量Ｂとの比率を乗算して、予測時刻の実測日射量Ｂ’を予測する。
【００４５】
すなわち、独立電源システム１では、快晴の時間帯が直近１ヶ月以内にある程度（図４の例では４０回×３０分）ある場合は、この方式で独立電源システム１が設置される場所の大気透過率Ｐを自動的に求めることが可能となる。この方法では、独立電源システム１が設置される場所が理科年表等に無い場所でも、季節によらず同じ方法でより正確な大気透過率Ｐを日射計３０（斜面全天日射量計）により容易に得ることができ、太陽光発電電力の予測の精度を向上させることが可能となる。これにより、本発明によれば、太陽光発電における発電量を容易に高精度で予測することができる独立電源システム及び独立電源システムの制御方法を提供することができる。
【００４６】
また、独立電源システム１は、蓄電池７０と燃料電池２０とを備えている。このような独立電源システム１においては、燃料電池２０の起動停止を予測負荷電力量、蓄電池容量、精度が向上された予測太陽光発電量に応じて最適に制御することにより、燃料の節約が可能となる。続いて、制御部４０が行う燃料電池制御について説明する。図５は、本実施形態に係る制御部４０が行う燃料電池制御を含む処理手順のフローチャートである。
まず、図５における用語について定義する。ｔｘ,ｔｙは予測時刻、ｔｏは現在時刻、Δｔは制御時間間隔、ＳＯＣ（ｔｏ）は現在の蓄電池７０の充電量（以下、蓄電池充電量という）、ＳＯＣ（ｔｘ）は予測時刻ｔｘの予測蓄電池充電量である。ＳＯＣ（ｔｙ）は予測時刻ｔｙの予測蓄電池充電量である。また、ＳＯＣｍｉｎは予め記憶部５０に記憶されている蓄電池７０の最小の充電量（以下、最小蓄電池充電量という）、ＳＯＣｍａｘは予め記憶部５０に記憶されている蓄電池７０の最大の充電量（最大蓄電池充電量）、ＳＥ（ｔｘ）は現在から予測時刻（ｔｘ）までの予測最大発電電力量、ＳＥ（ｔｙ）は現在から予測時刻（ｔｙ）までの予測最大発電電力量、ＳＬ（ｔｘ）は現在から予測時刻（ｔｘ）までの予測消費電力量、ＳＬ（ｔｙ）は現在から予測時刻（ｔｙ）までの予測消費電力量である。
μｃは蓄電池７０の母線８０からの充電効率、μｄは蓄電池７０の母線８０への放電効率であり、あらかじめ実験値等から設定し記憶部５０に記憶しておくものである。
【００４７】
（ステップＳ１１）制御部４０は、計時部６０から取得した計時情報に基づいて現在時刻ｔｏを算出し、蓄電池７０の現在の蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｏ）を取得する。次に、制御部４０は、予測時刻ｔｘに現在時刻ｔｏを設定し、予測時刻ｔｘの蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｘ）に現在の蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｏ）を設定する。
【００４８】
（ステップＳ１２）制御部４０は、予測時刻ｔｘの蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｘ）が最小蓄電池充電量ＳＯＣｍｉｎより上であるか否かを判別する。制御部４０は、予測時刻ｔｘの蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｘ）が最小蓄電池充電量ＳＯＣｍｉｎより上であると判別した場合（ステップＳ１２；ＹＥＳ）、ステップＳ１３に進み、予測時刻ｔｘの蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｘ）が最小蓄電池充電量ＳＯＣｍｉｎより上ではないと判別した場合（ステップＳ１２；ＮＯ）、ステップＳ２２に進む。
【００４９】
（ステップＳ１３）制御部４０は、予測時刻ｔｘが現在時刻ｔｏに２４時間を足した値未満であるか否かを判別する。制御部４０は、予測時刻ｔｘが現在時刻ｔｏに２４時間を足した値未満であると判別した場合（ステップＳ１３；ＹＥＳ）、ステップＳ１４に進み、予測時刻ｔｘが現在時刻ｔｏに２４時間を足した値以上であると判別した場合（ステップＳ１３；ＮＯ）、ステップＳ２２に進む。なお、ステップＳ１３の処理では、現在時刻ｔｏから２４時間分の予測処理が終わったか否かを判別している。
【００５０】
（ステップＳ１４）制御部４０は、予測時刻ｔｘに制御時間間隔Δｔを加算した値を、予測時刻ｔｙに代入する。制御時間間隔Δｔは、例えば３０分である。
【００５１】
（ステップＳ１５）制御部４０は、予測時刻ｔｘから予測時刻ｔｙまでの予測最大発電電力量を式（２１）または、式（２２）を用いて計算し、それぞれＳＥ（ｔｘ）、ＳＥ（ｔｙ）を得る。また、記憶部５０に記憶されている時刻ごとの負荷データにより、現在から予測時刻ｔｘ、あるいは予測時刻ｔｙまでにおける予測消費電力量ＳＬ（ｔｘ）、ＳＬ（ｔｙ）を算出する。そして、制御部４０は、得られた予測最大発電電力量ＳＥ（ｔｘ）、ＳＥ（ｔｙ）から、差分ＳＥ（ｔｙ）−ＳＥ（ｔｘ）を算出して差分ΔＳＥを算出するとともに、予測消費電力量ＳＬ（ｔｘ）、ＳＬ（ｔｙ）から、差分ＳＬ（ｔｙ）−ＳＬ（ｔｘ）を算出して差分ΔＳＬを算出する。
【００５２】
（ステップＳ１６）制御部４０は、ステップＳ１５で計算した差分ΔＳＥの値と差分ΔＳＬの値を比較し、差分ΔＳＥの値が差分ΔＳＬの値以上の場合（ステップＳ１６；ＹＥＳ）ステップＳ１７へ進み、差分ΔＳＥの値が差分ΔＳＬ未満の場合（ステップＳ１６；ＮＯ）ステップＳ１８へ進む。
【００５３】
（ステップＳ１７）制御部４０は余剰電力すなわち差分ΔＳＥ−差分ΔＳＬの値に充電効率μｃをかけた値をＳＯＣ（ｔｘ）に足し、その値をＳＯＣ（ｔｙ）とする。
（ステップＳ１８）制御部４０は不足電力すなわちΔＳＬ−ΔＳＥの値を放電効率で割った値をＳＯＣ（ｔｘ）から引いてその値を予測時刻ｔｙの予測蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｙ）とする。
【００５４】
（ステップＳ１９）制御部４０は予測時刻ｔｙを予測時刻ｔｘに代入し、予測時刻ｔｙの予測蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｙ）を予測時刻ｔｘの予測蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｘ）に代入する。
【００５５】
（ステップＳ２０）制御部４０は、ステップＳ１５で計算した予測時刻ｔｘの予測蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｘ）が最大蓄電池充電量ＳＯＣｍａｘ以上であるか否かを判別する。制御部４０は、予測時刻ｔｘの予測蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｘ）が最大蓄電池充電量ＳＯＣｍａｘ以上であると判別した場合（ステップＳ２０：ＹＥＳ）、ステップＳ２１に進み、予測時刻ｔｘの予測蓄電池充電量ＳＯＣ（ｔｘ）が最大蓄電池充電量ＳＯＣｍａｘ未満であると判別した場合（ステップＳ２０：ＮＯ）、ステップＳ１２に移行する。すなわち、制御部４０は、蓄電池７０の状態が満充電である場合、ステップＳ２１に進み、蓄電池７０の状態が満充電ではない場合、ステップＳ１２に移行する。
【００５６】
（ステップＳ２１）制御部４０は、燃料電池２０がオフ状態になるように制御し、処理を終了する。
（ステップＳ２２）制御部４０は、燃料電池２０がオン状態になるように制御し、処理を終了する。
なお、制御部４０は、制御時間間隔Δｔ毎にステップＳ１１からステップＳ２２の処理を繰り返す。
【００５７】
以上のように、本実施形態の独立電源システム１は、電池（燃料電池２０）と、太陽光発電部によって発電された電力が充電される蓄電池７０と、を備える。制御部４０は、予測された実測日射量に基づいて予測発電電力を計算し、計算した予測発電電力に基づいて、電池からの電力の負荷への供給を制御し、計算した予測発電電力に基づいて、蓄電池へ太陽光発電部によって発電された電力を充電するように制御し、計算した予測発電電力と蓄電池に充電される容量とに基づいて、負荷に充電された電力を供給するように制御する。
【００５８】
これにより、蓄電池充電量を予測に基づいて評価することにより、予め燃料電池２０の稼働状態を決めることができるため、燃料電池２０を連続した時間で使用でき、燃料電池２０を効率よく使用するように制御することも可能となる。
また、本実施形態の独立電源システム１は、日射計３０が計測した日射量に基づいて燃料電池２０のオン状態とオフ状態とを制御する。これにより、本実施形態では、燃料電池２０を日射量に基づいて制御することで、燃料電池２０の燃料を効率よく使用するように制御できる。この結果、本実施形態によれば、独立電源システムの運用コストを低減することができる。
【００５９】
なお、独立電源システム１の機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより課金を行ってもよい。なお、ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。
また、「コンピュータシステム」は、ＷＷＷシステムを利用している場合であれば、ホームページ提供環境（あるいは表示環境）も含むものとする。
また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムが送信された場合のサーバーやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリ（ＲＡＭ）のように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであっても良く、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであってもよい。
【００６０】
以上、この発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の変更等も含まれる。
【符号の説明】
【００６１】
１…独立電源システム、１０…太陽光発電装置、２０…燃料電池、３０…日射計、４０…制御部、５０…記憶部、６０…計時部、７０…蓄電池、８０…母線
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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