(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）―Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第１−５処理過程では、
第１−４処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第１−６処理過程では、
第１−５処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ１−Ｉ１の値）を保持し、
第１−７処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第１−２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第１−３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第１−６処理過程で保持している数十組の動作点の電圧−電流値（Ｖ１−Ｉ１）を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−８処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量をオフピーク時間帯（日出〜13時など）について積算し、該太陽電池設備の月ごとオフピーク時間帯の１日当りの電力量として保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している月ごとの電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮した必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法
【請求項２】
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
次の太陽電池基本特性式
Ｉ＝ＩＬ−Ｉ０｛exp（q（Ｖ＋ＲＳＩ）/nＫ0Ｔ）−１｝−（Ｖ＋ＲＳＩ）/ＲＳｈ
Ｉ０＝Ｃ０Ｔ３exp（−qＥg/nＫ０Ｔ）
（q；電子の電荷量、Ｋ０；ボルツマン定数、n；接合定数；Ｃ０；飽和電流温度係数、
ＩＬ；光起電流、Ｅg；エネルギーギャップ、ＲＳｈ；並列抵抗）
を使い、短絡電流、開放電圧、最適電圧・電流の各値および最適電圧・電流の点が最大電力であることの４条件に、該設置太陽電池の基準温度（２５℃）におけるＲＳ（直列抵抗）と、基準状態におけるＶＯＰ（最適電圧）、ＩＯＰ（最適電流）、ＩＳＣ（短絡電流）、ＶＯＣ（開放電圧）の各値を適用し、ｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を未知数とする4個の非線形連立方程式をたて、
第１−５処理過程では、
この４個の非線形連立方程式を解くことにより、基準状態におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求めｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’とし、
第１−６処理過程では、
動作温度（例えば５５℃）におけるＲＳ、ＶＯＰ、ＩＯＰ、ＩＳＣ、ＶＯＣを使い、第１−４処理過程と同様の手順でｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求め、ｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’とし、
第１−７処理過程では、
第１−３処理過程の太陽電池温度（Ｔ２）におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を、第１−５処理過程で求めた２５℃のｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’と第１−６処理過程で求めた動作温度のｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’から温度補間により求め、またＲＳについても２５℃の値を太陽電池温度（Ｔ２）の値に補正し、
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で求めたｎ、ＲＳｈ、Ｃ０、ＲＳと日射強度（Ｅ２）により補正したＩＬおよび基本定数q、Ｋ０、Ｅgを、第１−４処理過程で使用した太陽電池基本式に再び適用し、Ｖ（電圧）に対するＩ（電流）の数十組の値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
第１−９処理過程では、
第１−８処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位の各値を該太陽電池設備容量の各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−９処理過程で保持している該太陽電池設備容量の数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量をオフピーク時間帯（日出〜13時など）について積算し、該太陽電池設備の月ごとオフピーク時間帯の１日当りの電力量として保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法
【請求項３】
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）―Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第１−５処理過程では、
第１−４処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第１−６処理過程では、
第１−５処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ１−Ｉ１の値）を保持し、
第１−７処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第１−２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第１−３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第１−６処理過程で保持している数十組の動作点の電圧−電流値（Ｖ１−Ｉ１）を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−８処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量からそれぞれの時間の消費（需要）電力量を減じた電力量をオフピーク時間帯（日出〜13時など）について積算し、月ごとオフピーク時間帯の該太陽電池設備の電力量として保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法
【請求項４】
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
次の太陽電池基本特性式
Ｉ＝ＩＬ−Ｉ０｛exp（q（Ｖ＋ＲＳＩ）/nＫ0Ｔ）−１｝−（Ｖ＋ＲＳＩ）/ＲＳｈ
Ｉ０＝Ｃ０Ｔ３exp（−qＥg/nＫ０Ｔ）
（q；電子の電荷量、Ｋ０；ボルツマン定数、n；接合定数；Ｃ０；飽和電流温度係数、
ＩＬ；光起電流、Ｅg；エネルギーギャップ、ＲＳｈ；並列抵抗）
を使い、短絡電流、開放電圧、最適電圧・電流の各値および最適電圧・電流の点が最大電力であることの４条件に、該設置太陽電池の基準温度（２５℃）におけるＲＳ（直列抵抗）と、基準状態におけるＶＯＰ（最適電圧）、ＩＯＰ（最適電流）、ＩＳＣ（短絡電流）、ＶＯＣ（開放電圧）の各値を適用し、ｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を未知数とする4個の非線形連立方程式をたて、
第１−５処理過程では、
この４個の非線形連立方程式を解くことにより、基準状態におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求めｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’とし、
第１−６処理過程では、
動作温度（例えば５５℃）におけるＲＳ、ＶＯＰ、ＩＯＰ、ＩＳＣ、ＶＯＣを使い、第１−４処理過程と同様の手順でｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求め、ｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’とし、
第１−７処理過程では、
第１−３処理過程の太陽電池温度（Ｔ２）におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を、第１−５処理過程で求めた２５℃のｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’と第１−６処理過程で求めた動作温度のｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’から温度補間により求め、またＲＳについても２５℃の値を太陽電池温度（Ｔ２）の値に補正し、
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で求めたｎ、ＲＳｈ、Ｃ０、ＲＳと日射強度（Ｅ２）により補正したＩＬおよび基本定数q、Ｋ０、Ｅgを、第１−４処理過程で使用した太陽電池基本式に再び適用し、Ｖ（電圧）に対するＩ（電流）の数十組の値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
第１−９処理過程では、
第１−８処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位の各値を該太陽電池設備容量の各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−９処理過程で保持している該太陽電池設備容量の数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量からそれぞれの時間の消費（需要）電力量を減じた電力量をオフピーク時間帯（日出〜13時など）について積算し、月ごとオフピーク時間帯の該太陽電池設備の電力量として保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法
【請求項５】
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）―Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第１−５処理過程では、
第１−４処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第１−６処理過程では、
第１−５処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ１−Ｉ１の値）を保持し、
第１−７処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第１−２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第１−３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第１−６処理過程で保持している数十組の動作点の電圧−電流値（Ｖ１−Ｉ１）を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−８処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量を一定時間（1〜２時間）後ろの時間帯へシフトするのに必要な電力量を算出し、保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法
【請求項６】
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
次の太陽電池基本特性式
Ｉ＝ＩＬ−Ｉ０｛exp（q（Ｖ＋ＲＳＩ）/nＫ0Ｔ）−１｝−（Ｖ＋ＲＳＩ）/ＲＳｈ
Ｉ０＝Ｃ０Ｔ３exp（−qＥg/nＫ０Ｔ）
（q；電子の電荷量、Ｋ０；ボルツマン定数、n；接合定数；Ｃ０；飽和電流温度係数、
ＩＬ；光起電流、Ｅg；エネルギーギャップ、ＲＳｈ；並列抵抗）
を使い、短絡電流、開放電圧、最適電圧・電流の各値および最適電圧・電流の点が最大電力であることの４条件に、該設置太陽電池の基準温度（２５℃）におけるＲＳ（直列抵抗）と、基準状態におけるＶＯＰ（最適電圧）、ＩＯＰ（最適電流）、ＩＳＣ（短絡電流）、ＶＯＣ（開放電圧）の各値を適用し、ｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を未知数とする4個の非線形連立方程式をたて、
第１−５処理過程では、
この４個の非線形連立方程式を解くことにより、基準状態におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求めｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’とし、
第１−６処理過程では、
動作温度（例えば５５℃）におけるＲＳ、ＶＯＰ、ＩＯＰ、ＩＳＣ、ＶＯＣを使い、第１−４処理過程と同様の手順でｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求め、ｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’とし、
第１−７処理過程では、
第１−３処理過程の太陽電池温度（Ｔ２）におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を、第１−５処理過程で求めた２５℃のｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’と第１−６処理過程で求めた動作温度のｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’から温度補間により求め、またＲＳについても２５℃の値を太陽電池温度（Ｔ２）の値に補正し、
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で求めたｎ、ＲＳｈ、Ｃ０、ＲＳと日射強度（Ｅ２）により補正したＩＬおよび基本定数q、Ｋ０、Ｅgを、第１−４処理過程で使用した太陽電池基本式に再び適用し、Ｖ（電圧）に対するＩ（電流）の数十組の値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
第１−９処理過程では、
第１−８処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位の各値を該太陽電池設備容量の各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−９処理過程で保持している該太陽電池設備容量の数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量を一定時間（1〜２時間）後ろへシフトするのに必要な電力量を算出し、保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法
【請求項７】
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均−標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）―Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第１−５処理過程では、
第１−４処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第１−６処理過程では、
第１−５処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ１−Ｉ１の値）を保持し、
第１−７処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第１−２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第１−３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第１−６処理過程で保持している数十組の動作点の電圧−電流値（Ｖ１−Ｉ１）を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−８処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
該太陽電池設置の需要家又は標準的な消費電力の需要家の月ごと時刻別需用電力から、第２処理過程で算出した月ごと時刻別の太陽光発電量を減じ、深夜時間帯（２３時〜7時）以外の時間帯について積算することにより、深夜時間帯以外の需要電力量で太陽光発電電力で賄いきれない１日当りの電力量を算出し、月ごとに保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法
【請求項８】
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均−標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
次の太陽電池基本特性式
Ｉ＝ＩＬ−Ｉ０｛exp（q（Ｖ＋ＲＳＩ）/nＫ0Ｔ）−１｝−（Ｖ＋ＲＳＩ）/ＲＳｈ
Ｉ０＝Ｃ０Ｔ３exp（−qＥg/nＫ０Ｔ）
（q；電子の電荷量、Ｋ０；ボルツマン定数、n；接合定数；Ｃ０；飽和電流温度係数、
ＩＬ；光起電流、Ｅg；エネルギーギャップ、ＲＳｈ；並列抵抗）
を使い、短絡電流、開放電圧、最適電圧・電流の各値および最適電圧・電流の点が最大電力であることの４条件に、該設置太陽電池の基準温度（２５℃）におけるＲＳ（直列抵抗）と、基準状態におけるＶＯＰ（最適電圧）、ＩＯＰ（最適電流）、ＩＳＣ（短絡電流）、ＶＯＣ（開放電圧）の各値を適用し、ｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を未知数とする4個の非線形連立方程式をたて、
第１−５処理過程では、
この４個の非線形連立方程式を解くことにより、基準状態におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求めｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’とし、
第１−６処理過程では、
動作温度（例えば５５℃）におけるＲＳ、ＶＯＰ、ＩＯＰ、ＩＳＣ、ＶＯＣを使い、第１−４処理過程と同様の手順でｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求め、ｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’とし、
第１−７処理過程では、
第１−３処理過程の太陽電池温度（Ｔ２）におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を、第１−５処理過程で求めた２５℃のｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’と第１−６処理過程で求めた動作温度のｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’から温度補間により求め、またＲＳについても２５℃の値を太陽電池温度（Ｔ２）の値に補正し、
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で求めたｎ、ＲＳｈ、Ｃ０、ＲＳと日射強度（Ｅ２）により補正したＩＬおよび基本定数q、Ｋ０、Ｅgを、第１−４処理過程で使用した太陽電池基本式に再び適用し、Ｖ（電圧）に対するＩ（電流）の数十組の値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
第１−９処理過程では、
第１−８処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位の各値を該太陽電池設備容量の各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−９処理過程で保持している該太陽電池設備容量の数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
該太陽電池設置の需要家又は標準的な消費電力の需要家の月ごと時刻別需用電力から、第２処理過程で算出した月ごと時刻別の太陽光発電量を減じ、深夜時間帯（２３時〜7時）以外の時間帯について積算することにより、深夜時間帯以外の需要電力量で太陽光発電電力で賄いきれない１日当りの電力量を算出し、月ごとに保持し、

第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法
【請求項９】
太陽光発電設備に請求項３の容量の蓄電池を組合せた設備において、
第１処理過程では、
気象台の発表する時間帯別天気予報（「地域時系列予報」）による予想天気（晴、曇、雨）別、月・時刻別に全天日射量（水平面日射量）の実積値を入手し、月ごとに天気・時刻別の水平面日射量の平均値を算出し、平年値と地点補正を実施し、保持し
第２処理過程では、
第１処理過程で保持した水平面日射量に、あらかじめ算出している該太陽光発電設備の設置地点の月・時刻別の傾斜面日射強度比率（受光面日射強度/水平面日射強度）を乗じて、地点別・月別・時刻別の太陽電池受光面の日射強度を算出し、さらに天気別・地点別・月別・時刻別の太陽電池受光面の日射強度（Ｅ２）を算出し、保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと最高気温・最低気温の平均値から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごとの平均風速を説明変数とした、太陽電池温度を計算する重回帰式により、月ごと時刻別太陽電池温度を算出し、さらに天気別・地点別・月別・時刻別の太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、保持し、
一方、第４−１処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）−Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第４−２処理過程では、
第４−１処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第４−３処理過程では、
第４−２処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を保持し、
第４−４処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第４−３処理過程により、保持している数十組の動作点の電圧−電流値を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）をそれぞれ算出し、時刻別に保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第４−５処理過程では、
第４−４処理過程で保持している時刻別の該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第４−６処理過程では、
第４−５処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量とし、さらに月ごと時間帯別に保持し、
第５処理過程では
地点別、月ごと時間帯別、天気別の該太陽電池発電量の一覧表を作成し、保持し、
そして、第６処理過程では、
請求項３により算出した容量の蓄電池を使い、気象台の発表する時間帯別天気予報（「地域時系列予報」）による翌日の天気により、第５処理過程であらかじめ作成した予想発電量の一覧表から、翌日午前中の各時間帯別の発電量を算出し、各時間帯の需要電力量を減じ、そして午前中の発電量を積算して算出し、請求項３で算出した蓄電池容量から減じた電力量を前日深夜充電する蓄電池の運用方法
【請求項１０】
請求項７の方法により算出した容量の蓄電池と組合わされた太陽光発電設備を使い、毎日深夜に蓄電池を満充電し、深夜時間帯以外の時間帯（７時〜２３時）の時刻別需要電力を、まず太陽光発電電力により賄い、賄いきれない電力を該蓄電池の放電電力、次に電力会社からの買電電力で補う蓄電池の運用方法
【請求項１１】
請求項８の方法により算出した容量の蓄電池と組合わされた太陽光発電設備を使い、毎日深夜に蓄電池を満充電し、深夜時間帯以外の時間帯（７時〜２３時）の時刻別需要電力を、まず太陽光発電電力により賄い、賄いきれない電力を該蓄電池の放電電力、次に電力会社からの買電電力で補う蓄電池の運用方法
【請求項１２】
請求項７の方法により算出した容量の蓄電池と組合わされた太陽光発電設備を使い、毎日深夜に蓄電池を満充電し、深夜時間帯以外の時間帯（７時〜２３時）の時刻別需要電力を、まず深夜の安い電気料金により充電した蓄電池電力の放電で賄い、賄いきれない電力を太陽光発電電力、次に電力会社からの買電電力により賄うことにより、より多くの太陽光発電電力を逆潮流（電力会社に売電）することができる、需要家の経済性の向上がはかれる蓄電池の運用方法
【請求項１３】
請求項８の方法により算出した容量の蓄電池と組合わされた太陽光発電設備を使い、毎日深夜に蓄電池を満充電し、深夜時間帯以外の時間帯（７時〜２３時）の時刻別需要電力を、まず深夜の安い電気料金により充電した蓄電池電力の放電で賄い、賄いきれない電力を太陽光発電電力、次に電力会社からの買電電力により賄うことにより、より多くの太陽光発電電力を逆潮流（電力会社に売電）することができる、需要家の経済性の向上がはかれる蓄電池の運用方法
【発明の詳細な説明】
【０００１】
【発明の属する技術分野】
太陽電池は太陽の光エネルギーを電気エネルギーに直接変換するものである。すなわち光電効果の一種である光起電力効果を応用しており、太陽電池中に適当なエネルギー（光子）が入射すると自由な電子と正孔が発生し、それぞれ半導体のｎ型p型半導体側に拡散し、両電極部に集まるので電力が取り出せ、電圧および電流が発生するというわけである。本発明はこの太陽電池を使った太陽光発電システムに蓄電池を組合せたシステムに関するものである。電力供給側である電力会社においては、近年夏場の冷房需要の増加などによって電力需要の電力負荷率が低下している（昭和６年59.1％、平成10年58.3％）。負荷率の低下は電力コストを押し上げる要因になっており、電力コストを低減し、低価格の電気料金を達成するため、負荷率改善のため、電力各社では種々の負荷平準化方策に取り組んでいる。たとえば、ほとんどの電力会社では深夜電力料金と昼間電力料金に格差を設けた「時間帯別料金」を設けて電力料金面から負荷平準化をはかっている。また一方、近年一般住宅への太陽光発電の普及が顕著である。さらに、蓄電池性能向上・価格低下により、太陽光発電と蓄電池を組合せたシステムを使って、太陽光発電電力や深夜の安い料金の電力を使い需要家の経済性の向上（メリット）をはかろうとする動きも顕在化してきている。すなわち、住宅において、太陽光発電と蓄電池を、(1)電力負荷平準化 (2)需要家の経済性向上（メリット）を目指して、太陽光発電に最適容量の蓄電池を組合せ、蓄電池充放電運用を工夫することが望まれ、実施されはじめている。本発明はこれら技術分野に属する。
【０００２】
【従来の技術】
近年、電力会社などでは、電力用蓄電池を使い、深夜等のオフピーク時間帯の電力で蓄電池を充電し、ピーク時間帯に放電することにより負荷平準化を達成しようという方法が検討されている。この方法は直接的で効果も大きいため電力会社などが中心になって実用化に向けた検討をしている。他方、需要家（電気の使用者）の立場に立って、設置した蓄電池を安い深夜電力で充電した電力により、昼間の高い電力料金の時間帯の需要電力を賄なったり、場合によっては電力会社に売り、需要家の経済性（メリット）を得ようとする考え方も検討されている（ただ現状では、各電力会社の料金制度の中では電力会社にこのような蓄電電力を売る方法は認められていない）。一方、電力負荷のピーク時間帯と太陽光発電電力発生の時間帯の間にはかなり共通な部分がみられるため、太陽光発電システムの普及は電力負荷平準化に寄与しているとされている。太陽光発電と蓄電池を組合せたシステムにおいて、太陽光発電の発生電力をより電力負荷平準化に役立てるために、例えば(1)午前中などのオフピーク時間帯の太陽光発電電力を蓄電池に充電し、電力負荷のピーク時間帯に放電し電力負荷平準化をはかる方法や、(2)太陽光発電電力のピーク時間帯を電力負荷ピーク時間帯と一致するよう、すなわち太陽光発電発生電力を後へ２時間程度シフトするよう蓄電池を充放電して負荷平準化をはかる方法（「２時間程度後へシフト」単に「２時間シフト」という）が既に検討されている。
【０００３】
しかし、太陽光発電と蓄電池の最適な組合せと運用方法を具体的に検討する場合、月ごと時刻別の発電量を正確かつ汎用的に計算する技術が必須であるが、従来の技術では十分とはいえない。そして、太陽光発電設備と蓄電池容量を組合せる場合、どのようにして蓄電池容量を決定し、運用すれば最も負荷平準化や需要家のメリットに結びつくかがわからなかった。また、太陽光発電量は、月、日により大きい差があり、太陽光発電量が多い日の時刻別発電量を正確かつ汎用的に予測計算する技術がなかった。さらに、太陽電池と蓄電池を組合せたシステムを有効に働かせるには、前日の深夜充電量を最適な値にするため、天気予報等による発電量予測の技術が必要である。この技術についても十分といえない。すなわち翌日の時刻別太陽光発電量を予測し、適用する蓄電池容量いっぱいまで蓄電池を有効に活用する技術がなかった。
ここで、「午前中」と「オフピーク時間帯」という言葉の使い分けについて述べる。１日のうち日射がピークとなるのは正午であるが、外気温、需要電力量がピークとなるのは１４時頃である。そのため、本発明では１３時ごろを境に蓄電池の充電と放電が区分されることが多い。そこで、日出〜１２時は一般には午前中であるため特にことわらないかぎり、「午前中」と表現する。また、日出〜１３時頃については「午前中（日出〜１３時）」とするが、明確に区分する必要がある場合は「オフピーク時間帯」、「オフピーク時間帯（日出〜１３時など）」という言葉を使うこととする。
【０００４】
【発明が解決しようとする課題】
前記の従来技術のもとで、本発明が解決しようとする課題について具体的に述べる。
(1) 電力負荷平準化に重点を置いたシステムの蓄電池容量決定
前記のとおり太陽光発電電力は電力負荷平準化に寄与すると言われている。そしてその効果をさらに効果的なものとするために、電力需要のオフピーク時間帯の太陽光発電電力を蓄電池に充電し、電力需要のピーク時間帯に放電することにより電力負荷平準化をはかろうとするものである。蓄電池の充放電の方法・方式としては次の方法がある。なお下記方法・方式には発明者の発明に関わる事項が含まれている。
ａ．「午前中（日出〜１３時）充電・ピーク時放電」システム
午前中（日出〜１３時）の太陽光発電電力を蓄電し、午後のピーク時間帯に放電して負荷平準化をはかる。
ｂ．「太陽光発電電力を（２時間）後へシフト」システム
太陽光発電電力の蓄電池への充放電により、１日の太陽光発電電力の曲線を後へシフトし、負荷曲線（カーブ）に近づけて負荷平準化をはかる。
ｃ．「朝方充電・ピーク時放電」システム
朝方のオフピーク時間帯の太陽光発電電力を蓄電池に充電し、午後のピーク時間帯に放電し負荷平準化をはかる。ａよりさらに効果的な負荷平準化がはかられることも考えられる。
ｄ．「深夜充電・朝ピーク時放電＋午前中（日出〜１３時）充電・ピーク時放電」システム
深夜に蓄電池に充電した電力を朝方に放電し、その後、午前中（日出〜１３時）充電した電力を午後のピーク時間帯に放電し、負荷平準化とともに需要家の経済性向上をはかる。
ｅ．「太陽光発電余剰電力による負荷平準化」システム
太陽光発電電力からその住宅で使用する電力を除いた電力について、「午前中（日出〜１３時）充電・ピーク時放電」などを実施して負荷平準化をはかる。太陽光発電電力を直接需要電力として利用することにより、蓄電池の充放電損失をより少なくする。
本特許出願の請求項では、これらの方法のうち、ａ、ｂ、ｅのシステムの最適な蓄電池容量の算出方法と運用方法、および需要家の経済性の大きいシステム（太陽光発電優先、蓄電池優先・・・下記（３）参照）の蓄電池容量算出方法と運用方法に関して述べる。
これらのいずれのシステムでも前述のとおり、月ごと時刻別の発電量を正確に計算する技術がベースになっており、そのためには次のような技術が必要である。
１．月ごと１日合計日射量から１日の時刻別の日射量（傾斜面日射量）を求める技術
２．水平面日射量から太陽電池受光面日射量を求める技術
３．太陽電池の温度を外気温、太陽電池受光面日射量などから予測する技術
４．時刻別の太陽電池受光面日射量（日射強度）、太陽電池温度、風速および太陽電池特性値からその発電電力を求める技術
これらの技術の課題に加え、本発明が解決しようとする共通の課題は、月ごと時間帯別の平均発電量に相当する蓄電池容量では、天気が良く日射量の多い月、日には蓄電池容量が不足する。そのために蓄電池容量をどのような日に合わせて決めればよいかも課題である。すなわちａ〜ｅの各方式で年間のほとんどの日に対応できる蓄電池容量の決定方法が課題である。
【０００５】
(2) 電力負荷平準化に重点を置いたシステムの蓄電池充放電運用方法（上記ａ〜ｅ）の各システムの蓄電池容量は、天気が良く日射量が多い日にあわせ、年間のほとんどの日に対応できるよう大き目の蓄電池容量に決めている。そのため、必ずしも蓄電池が常にいっぱいの量まで活用されていないという課題がある。この課題に対しては前述のように翌日の太陽光発電電力量を予測する技術が必要である。
【０００６】
(3) 需要家のメリットに重点を置いたシステムの蓄電池容量決定・運用方法
需要家の使用電力を太陽光発電電力と深夜電力の蓄電池充電の放電電力をどのように組合せて賄えば需要家メリットが大きいシステムとなり、どう運用するかが課題である。例えば需要家の使用電力のうち太陽光発電電力で賄いきれない電力を電気料金の安い深夜電力で蓄電池に充電した電力で賄おうとするものがある。システムとしては考えられるが、各月ごとの時刻別太陽光発電電力量と需要電力量が正確に把握でき難いことから、具体的な適正蓄電池容量の決定方法やその運用方法の検討は実施されていないという課題があった。
【０００７】
【課題を解決するための手段】
請求項１は、
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）―Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第１−５処理過程では、
第１−４処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第１−６処理過程では、
第１−５処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ１−Ｉ１の値）を保持し、
第１−７処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第１−２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第１−３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第１−６処理過程で保持している数十組の動作点の電圧−電流値（Ｖ１−Ｉ１）を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−８処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量をオフピーク時間帯（日出〜13時など）について積算し、該太陽電池設備の月ごとオフピーク時間帯の１日当りの電力量として保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している月ごとの電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮した必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法であることに特徴がある
【０００８】
請求項２は、
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
次の太陽電池基本特性式
Ｉ＝ＩＬ−Ｉ０｛exp（q（Ｖ＋ＲＳＩ）/nＫ0Ｔ）−１｝−（Ｖ＋ＲＳＩ）/ＲＳｈ
Ｉ０＝Ｃ０Ｔ３exp（−qＥg/nＫ０Ｔ）
（q；電子の電荷量、Ｋ０；ボルツマン定数、n；接合定数；Ｃ０；飽和電流温度係数、
ＩＬ；光起電流、Ｅg；エネルギーギャップ、ＲＳｈ；並列抵抗）
を使い、短絡電流、開放電圧、最適電圧・電流の各値および最適電圧・電流の点が最大電力であることの４条件に、該設置太陽電池の基準温度（２５℃）におけるＲＳ（直列抵抗）と、基準状態におけるＶＯＰ（最適電圧）、ＩＯＰ（最適電流）、ＩＳＣ（短絡電流）、ＶＯＣ（開放電圧）の各値を適用し、ｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を未知数とする4個の非線形連立方程式をたて、
第１−５処理過程では、
この４個の非線形連立方程式を解くことにより、基準状態におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求めｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’とし、
第１−６処理過程では、
動作温度（例えば５５℃）におけるＲＳ、ＶＯＰ、ＩＯＰ、ＩＳＣ、ＶＯＣを使い、第１−４処理過程と同様の手順でｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求め、ｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’とし、
第１−７処理過程では、
第１−３処理過程の太陽電池温度（Ｔ２）におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を、第１−５処理過程で求めた２５℃のｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’と第１−６処理過程で求めた動作温度のｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’から温度補間により求め、またＲＳについても２５℃の値を太陽電池温度（Ｔ２）の値に補正し、
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で求めたｎ、ＲＳｈ、Ｃ０、ＲＳと日射強度（Ｅ２）により補正したＩＬおよび基本定数q、Ｋ０、Ｅgを、第１−４処理過程で使用した太陽電池基本式に再び適用し、Ｖ（電圧）に対するＩ（電流）の数十組の値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
第１−９処理過程では、
第１−８処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位の各値を該太陽電池設備容量の各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−９処理過程で保持している該太陽電池設備容量の数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量をオフピーク時間帯（日出〜13時など）について積算し、該太陽電池設備の月ごとオフピーク時間帯の１日当りの電力量として保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法であることに特徴がある
【０００９】
請求項３は、
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）―Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第１−５処理過程では、
第１−４処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第１−６処理過程では、
第１−５処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ１−Ｉ１の値）を保持し、
第１−７処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第１−２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第１−３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第１−６処理過程で保持している数十組の動作点の電圧−電流値（Ｖ１−Ｉ１）を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−８処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量からそれぞれの時間の消費（需要）電力量を減じた電力量をオフピーク時間帯（日出〜13時など）について積算し、月ごとオフピーク時間帯の該太陽電池設備の電力量として保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法であることに特徴がある
【００１０】
請求項４は、
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
次の太陽電池基本特性式
Ｉ＝ＩＬ−Ｉ０｛exp（q（Ｖ＋ＲＳＩ）/nＫ0Ｔ）−１｝−（Ｖ＋ＲＳＩ）/ＲＳｈ
Ｉ０＝Ｃ０Ｔ３exp（−qＥg/nＫ０Ｔ）
（q；電子の電荷量、Ｋ０；ボルツマン定数、n；接合定数；Ｃ０；飽和電流温度係数、
ＩＬ；光起電流、Ｅg；エネルギーギャップ、ＲＳｈ；並列抵抗）
を使い、短絡電流、開放電圧、最適電圧・電流の各値および最適電圧・電流の点が最大電力であることの４条件に、該設置太陽電池の基準温度（２５℃）におけるＲＳ（直列抵抗）と、基準状態におけるＶＯＰ（最適電圧）、ＩＯＰ（最適電流）、ＩＳＣ（短絡電流）、ＶＯＣ（開放電圧）の各値を適用し、ｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を未知数とする4個の非線形連立方程式をたて、
第１−５処理過程では、
この４個の非線形連立方程式を解くことにより、基準状態におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求めｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’とし、
第１−６処理過程では、
動作温度（例えば５５℃）におけるＲＳ、ＶＯＰ、ＩＯＰ、ＩＳＣ、ＶＯＣを使い、第１−４処理過程と同様の手順でｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求め、ｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’とし、
第１−７処理過程では、
第１−３処理過程の太陽電池温度（Ｔ２）におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を、第１−５処理過程で求めた２５℃のｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’と第１−６処理過程で求めた動作温度のｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’から温度補間により求め、またＲＳについても２５℃の値を太陽電池温度（Ｔ２）の値に補正し、
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で求めたｎ、ＲＳｈ、Ｃ０、ＲＳと日射強度（Ｅ２）により補正したＩＬおよび基本定数q、Ｋ０、Ｅgを、第１−４処理過程で使用した太陽電池基本式に再び適用し、Ｖ（電圧）に対するＩ（電流）の数十組の値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
第１−９処理過程では、
第１−８処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位の各値を該太陽電池設備容量の各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−９処理過程で保持している該太陽電池設備容量の数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量からそれぞれの時間の消費（需要）電力量を減じた電力量をオフピーク時間帯（日出〜13時など）について積算し、月ごとオフピーク時間帯の該太陽電池設備の電力量として保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法であることに特徴がある
【００１１】
請求項５は、
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）―Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第１−５処理過程では、
第１−４処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第１−６処理過程では、
第１−５処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ１−Ｉ１の値）を保持し、
第１−７処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第１−２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第１−３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第１−６処理過程で保持している数十組の動作点の電圧−電流値（Ｖ１−Ｉ１）を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−８処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量を一定時間（1〜２時間）後ろの時間帯へシフトするのに必要な電力量を算出し、保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法であることに特徴がある
【００１２】
請求項６は、
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均＋標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
次の太陽電池基本特性式
Ｉ＝ＩＬ−Ｉ０｛exp（q（Ｖ＋ＲＳＩ）/nＫ0Ｔ）−１｝−（Ｖ＋ＲＳＩ）/ＲＳｈ
Ｉ０＝Ｃ０Ｔ３exp（−qＥg/nＫ０Ｔ）
（q；電子の電荷量、Ｋ０；ボルツマン定数、n；接合定数；Ｃ０；飽和電流温度係数、
ＩＬ；光起電流、Ｅg；エネルギーギャップ、ＲＳｈ；並列抵抗）
を使い、短絡電流、開放電圧、最適電圧・電流の各値および最適電圧・電流の点が最大電力であることの４条件に、該設置太陽電池の基準温度（２５℃）におけるＲＳ（直列抵抗）と、基準状態におけるＶＯＰ（最適電圧）、ＩＯＰ（最適電流）、ＩＳＣ（短絡電流）、ＶＯＣ（開放電圧）の各値を適用し、ｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を未知数とする4個の非線形連立方程式をたて、
第１−５処理過程では、
この４個の非線形連立方程式を解くことにより、基準状態におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求めｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’とし、
第１−６処理過程では、
動作温度（例えば５５℃）におけるＲＳ、ＶＯＰ、ＩＯＰ、ＩＳＣ、ＶＯＣを使い、第１−４処理過程と同様の手順でｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求め、ｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’とし、
第１−７処理過程では、
第１−３処理過程の太陽電池温度（Ｔ２）におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を、第１−５処理過程で求めた２５℃のｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’と第１−６処理過程で求めた動作温度のｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’から温度補間により求め、またＲＳについても２５℃の値を太陽電池温度（Ｔ２）の値に補正し、
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で求めたｎ、ＲＳｈ、Ｃ０、ＲＳと日射強度（Ｅ２）により補正したＩＬおよび基本定数q、Ｋ０、Ｅgを、第１−４処理過程で使用した太陽電池基本式に再び適用し、Ｖ（電圧）に対するＩ（電流）の数十組の値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
第１−９処理過程では、
第１−８処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位の各値を該太陽電池設備容量の各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−９処理過程で保持している該太陽電池設備容量の数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で保持した月ごと時刻別発電量を一定時間（1〜２時間）後ろへシフトするのに必要な電力量を算出し、保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法であることに特徴がある
【００１３】
請求項７は、
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均−標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）―Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第１−５処理過程では、
第１−４処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第１−６処理過程では、
第１−５処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ１−Ｉ１の値）を保持し、
第１−７処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第１−２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第１−３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第１−６処理過程で保持している数十組の動作点の電圧−電流値（Ｖ１−Ｉ１）を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−８処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
該太陽電池設置の需要家又は標準的な消費電力の需要家の月ごと時刻別需用電力から、第２処理過程で算出した月ごと時刻別の太陽光発電量を減じ、深夜時間帯（２３時〜7時）以外の時間帯について積算することにより、深夜時間帯以外の需要電力量で太陽光発電電力で賄いきれない１日当りの電力量を算出し、月ごとに保持し、
第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法であることに特徴がある
【００１４】
請求項８は、
第１−１処理過程では、
該太陽電池設置地点の月ごと１日合計の（水平面）日射量に替え[月平均−標準偏差（σ）]の日射量が、日出・日入時刻の日射強度を零とする正弦波曲線内の面積と一致する正弦波曲線、およびこの曲線の２倍周期の正弦波曲線を作成し、これらの正弦波曲線を合成した曲線を作成し、この曲線により月ごと時刻別の水平面日射強度を算出し、
第１−２処理過程では、
第１−１処理過程で算出した月ごと時刻別の水平面日射強度を、該太陽電池設置地点の月平均直達比率により直達光と散乱光に分離した後、該太陽電池設置地点の緯度・設置方位・設置傾斜角、太陽赤緯を使い受光面の直達光と散乱光の強さを計算し、これらの光を合成して該太陽電池受光面の月ごと時刻別日射強度（Ｅ２）を算出し、
第１−３処理過程では、
第１−２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと平均最高気温・最低気温から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごと平均風速を説明変数として太陽電池温度を被説明変数とする重回帰式から、該太陽電池の月ごと時刻別太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、
一方、第１−４処理過程では、
次の太陽電池基本特性式
Ｉ＝ＩＬ−Ｉ０｛exp（q（Ｖ＋ＲＳＩ）/nＫ0Ｔ）−１｝−（Ｖ＋ＲＳＩ）/ＲＳｈ
Ｉ０＝Ｃ０Ｔ３exp（−qＥg/nＫ０Ｔ）
（q；電子の電荷量、Ｋ０；ボルツマン定数、n；接合定数；Ｃ０；飽和電流温度係数、
ＩＬ；光起電流、Ｅg；エネルギーギャップ、ＲＳｈ；並列抵抗）
を使い、短絡電流、開放電圧、最適電圧・電流の各値および最適電圧・電流の点が最大電力であることの４条件に、該設置太陽電池の基準温度（２５℃）におけるＲＳ（直列抵抗）と、基準状態におけるＶＯＰ（最適電圧）、ＩＯＰ（最適電流）、ＩＳＣ（短絡電流）、ＶＯＣ（開放電圧）の各値を適用し、ｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を未知数とする4個の非線形連立方程式をたて、
第１−５処理過程では、
この４個の非線形連立方程式を解くことにより、基準状態におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求めｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’とし、
第１−６処理過程では、
動作温度（例えば５５℃）におけるＲＳ、ＶＯＰ、ＩＯＰ、ＩＳＣ、ＶＯＣを使い、第１−４処理過程と同様の手順でｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を求め、ｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’とし、
第１−７処理過程では、
第１−３処理過程の太陽電池温度（Ｔ２）におけるｎ、ＲＳｈ、ＩＬ、Ｃ０を、第１−５処理過程で求めた２５℃のｎ’、ＲＳｈ’、ＩＬ’、Ｃ０’と第１−６処理過程で求めた動作温度のｎ’’、ＲＳｈ’’、ＩＬ’’、Ｃ０’’から温度補間により求め、またＲＳについても２５℃の値を太陽電池温度（Ｔ２）の値に補正し、
第１−８処理過程では、
第１−７処理過程で求めたｎ、ＲＳｈ、Ｃ０、ＲＳと日射強度（Ｅ２）により補正したＩＬおよび基本定数q、Ｋ０、Ｅgを、第１−４処理過程で使用した太陽電池基本式に再び適用し、Ｖ（電圧）に対するＩ（電流）の数十組の値（Ｖ２−Ｉ２）を算出し、保持し、
第１−９処理過程では、
第１−８処理過程で保持している該太陽電池モジュール単位の各値を該太陽電池設備容量の各値に換算し、保持し、
第２処理過程では、
第１−９処理過程で保持している該太陽電池設備容量の数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量として月ごとに保持し、
第３処理過程では、
該太陽電池設置の需要家又は標準的な消費電力の需要家の月ごと時刻別需用電力から、第２処理過程で算出した月ごと時刻別の太陽光発電量を減じ、深夜時間帯（２３時〜7時）以外の時間帯について積算することにより、深夜時間帯以外の需要電力量で太陽光発電電力で賄いきれない１日当りの電力量を算出し、月ごとに保持し、

第４処理過程では、
第３処理過程で保持している電力量を蓄電池に蓄える場合、蓄電池の直流充放電効率・放電深度を考慮して必要な蓄電池容量を算出し、最大月の蓄電池容量を該太陽電池設備に必要な蓄電池容量とする蓄電池容量の算出方法であることに特徴がある
【００１５】
請求項９は、
太陽光発電設備に請求項３の容量の蓄電池を組合せた設備において、
第１処理過程では、
気象台の発表する時間帯別天気予報（「地域時系列予報」）による予想天気（晴、曇、雨）別、月・時刻別に全天日射量（水平面日射量）の実積値を入手し、月ごとに天気・時刻別の水平面日射量の平均値を算出し、平年値と地点補正を実施し、保持し
第２処理過程では、
第１処理過程で保持した水平面日射量に、あらかじめ算出している該太陽光発電設備の設置地点の月・時刻別の傾斜面日射強度比率（受光面日射強度/水平面日射強度）を乗じて、地点別・月別・時刻別の太陽電池受光面の日射強度を算出し、さらに天気別・地点別・月別・時刻別の太陽電池受光面の日射強度（Ｅ２）を算出し、保持し、
第３処理過程では、
第２処理過程で算出した時刻別日射強度（Ｅ２）と、該太陽電池設置地点の月ごと最高気温・最低気温の平均値から計算した月ごと時刻別外気温と、月ごとの平均風速を説明変数とした、太陽電池温度を計算する重回帰式により、月ごと時刻別太陽電池温度を算出し、さらに天気別・地点別・月別・時刻別の太陽電池温度（Ｔ２）を算出し、保持し、
一方、第４−１処理過程では、
標準太陽電池を基準状態（日射強度１ｋＷ/ｍ２、太陽電池温度２５℃）に保った時の太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ（短絡電流）、ＩＯＰ（最適電流）、ＶＯＰ（最適電圧）、ＶＯＣ（開放電圧）、ＦＦ（＝（ＩＯＰ・ＶＯＰ）/（ＩＳＣ・ＶＯＣ））（曲線因子）のうち、ＦＦを該設置太陽電池モジュールのＦＦに一致するようＶ（電圧）−Ｉ（電流）値を移動、すなわち最大出力の動作点を移動し、
第４−２処理過程では、
第４−１処理過程で移動した最大出力動作点の移動にともなって（沿って）、標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を移動（変換）し、
第４−３処理過程では、
第４−２処理過程で変換した標準太陽電池の各動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を該太陽電池モジュールの特性値（ＩＳＣ、ＩＯＰ、ＶＯＰ、ＶＯＣ）と一致するよう各動作点を再度変換した動作点（数十組のＶ−Ｉの値）を保持し、
第４−４処理過程では、
該設置太陽電池モジュールの特性値（α（短絡電流温度係数）、β（開放電圧温度係数）、ＲＳ（直列抵抗）、Ｋ（曲線補正因子））および、第２処理過程で算出した日射強度（Ｅ２）、第３処理過程で算出した太陽電池温度（Ｔ２）を使い、第４−３処理過程により、保持している数十組の動作点の電圧−電流値を次式により再び変換し、数十組の電圧−電流値（Ｖ２−Ｉ２）をそれぞれ算出し、時刻別に保持し、
Ｉ２＝Ｉ１＋ＩＳＣ｛（Ｅ２/Ｅ１）−１｝＋α（Ｔ２−Ｔ１）
Ｖ２＝Ｖ１＋β（Ｔ２―Ｔ１）―ＲＳ（Ｉ２―Ｉ１）―Ｋ・Ｉ２（Ｔ２−Ｔ１）
（但し、Ｅ１，Ｔ１は基準状態の日射強度（1ｋＷ/ｍ２）、太陽電池温度（２５℃））
第４−５処理過程では、
第４−４処理過程で保持している時刻別の該太陽電池モジュール単位での各値を該太陽電池設備容量での各値に換算し、保持し、
第４−６処理過程では、
第４−５処理過程で保持している数十組のＶ−Ｉの値から電力（Ｖ＊Ｉ）の最大値を算出し、この値を該太陽電池設備の時刻別太陽電池発電量とし、さらに月ごと時間帯別に保持し、
第５処理過程では
地点別、月ごと時間帯別、天気別の該太陽電池発電量の一覧表を作成し、保持し、
そして、第６処理過程では、
請求項３により算出した容量の蓄電池を使い、気象台の発表する時間帯別天気予報（「地域時系列予報」）による翌日の天気により、第５処理過程であらかじめ作成した予想発電量の一覧表から、翌日午前中の各時間帯別の発電量を算出し、各時間帯の需要電力量を減じ、そして午前中の発電量を積算して算出し、請求項３で算出した蓄電池容量から減じた電力量を前日深夜充電する蓄電池の運用方法に特徴がある
【００１６】
請求項１０は、
請求項７の方法により算出した容量の蓄電池と組合わされた太陽光発電設備を使い、毎日深夜に蓄電池を満充電し、深夜時間帯以外の時間帯（７時〜２３時）の時刻別需要電力を、まず太陽光発電電力により賄い、賄いきれない電力を該蓄電池の放電電力、次に電力会社からの買電電力で補う蓄電池の運用方法であることに特徴がある
【００１７】
請求項１１は、
請求項８の方法により算出した容量の蓄電池と組合わされた太陽光発電設備を使い、毎日深夜に蓄電池を満充電し、深夜時間帯以外の時間帯（７時〜２３時）の時刻別需要電力を、まず太陽光発電電力により賄い、賄いきれない電力を該蓄電池の放電電力、次に電力会社からの買電電力で補う蓄電池の運用方法であることに特徴がある
【００１８】
請求項１２は、
請求項７の方法により算出した容量の蓄電池と組合わされた太陽光発電設備を使い、毎日深夜に蓄電池を満充電し、深夜時間帯以外の時間帯（７時〜２３時）の時刻別需要電力を、まず深夜の安い電気料金により充電した蓄電池電力の放電で賄い、賄いきれない電力を太陽光発電電力、次に電力会社からの買電電力により賄うことにより、より多くの太陽光発電電力を逆潮流（電力会社に売電）することができる、需要家の経済性の向上がはかれる蓄電池の運用方法であることに特徴がある
【００１９】
請求項１３は、
請求項８の方法により算出した容量の蓄電池と組合わされた太陽光発電設備を使い、毎日深夜に蓄電池を満充電し、深夜時間帯以外の時間帯（７時〜２３時）の時刻別需要電力を、まず深夜の安い電気料金により充電した蓄電池電力の放電で賄い、賄いきれない電力を太陽光発電電力、次に電力会社からの買電電力により賄うことにより、より多くの太陽光発電電力を逆潮流（電力会社に売電）することができる、需要家の経済性の向上がはかれる蓄電池の運用方法であることに特徴がある
【００２０】
ここで月ごと時刻別の平均太陽光発電電力を算出する方法のベースとなっている「太陽光発電シミュレーション計算プログラム」について説明をする。
1256516874109_0
は既に開発し、各地の月・年間発電量などの計算に使っている「太陽光発電量シミュレーション計算プログラム」のブロック図である（論文１（伊賀他；「Ｉ−Ｖカーブ作成法を用いた太陽光発電量シミュレーション計算プログラムの開発」、電学論Ｄ、115巻6号、1995））。プログラムは３つのサブプログラム（「受光面日射エネルギー算出サブプログラム」「太陽電池モジュール温度算出サブプログラム」「太陽電池出力算出サブプログラム」）より構成されている。本発明においては、「太陽電池出力算出サブプログラム」における月ごと時刻別（実際には30分ごと・・・以下同様）太陽電池出力値（途中経過データ）などをアウトプットして活用する。またこのプログラムを適宜改善・修正しながら活用している。なお、本「太陽光発電シミュレーション計算プログラム」は全国各地における諸条件による計算が効率的に実施できるよう、プログラムはＥＸＣＥＬのＶＢＡにより実施できるよう機能追加している。
【００２１】
【発明の実施の形態】
次に、本発明の実施の形態を図面にもとづき説明する。
図１は本発明の「午前中（日出〜１３時）充電・ピーク時放電システム」（“発明が解決しようとする課題”のａのシステム・・・請求項１，２に相当）の場合における蓄電池容量算出（図１の左部分）および、翌日午前中の太陽電池発電量の予測と深夜蓄電池充電量の算出方法（請求項９に相当）を示すフローチャートである。なお他のシステム（同ｂ〜ｅのシステム）についても月ごと時刻別発電量は同様の方法で算出し使用している。また、図１などにおける午前中充電の時間帯として日出〜13時をとっており（ａのシステム）、太陽光発電出力のシフト時間として２時間をとっている（ｃのシステム）。これらの時間・時間帯はｂ，ｄ，ｅのシステムを含み限定された値ではなく、その状況により時間・時間帯は適宜変化させてもよい。
【００２２】
蓄電池容量の算出では、月ごとの午前中（日出〜１３時）の太陽光発電量についてその月のほとんどの日に対応できるよう月平均１日当りの水平面日射量にその月間標準偏差を加えた日射量[「平均＋標準偏差（σ）」]をベースに（標準偏差の２倍などを適用する場合はさらにほとんどの日が対応できる）、午前中の太陽光発電量を求め、最大月の日の値を蓄電池容量決定に使用している。月ごと時刻別の日射強度は、各地の月平均１日当り日射量および［月ごと１日当り平均日射量＋標準偏差（σ）］（図２参照）から時刻ごと（実際は30分ごと…以下同様）の日射強度を、複合サインカーブ（周期の異なるサインカーブを組合せ実際の日射強度の動きに近づけたカーブ（図５））を使い求めている。そしてそれぞれの時刻の水平面日射強度から太陽電池の受光面の日射強度を求める（図６）。またその時刻の太陽電池温度を日射強度、外気温（月平均最高・最低気温から計算）、風速（固定入力値を含）を使った次の回帰式で求める。
Y ＝ AX1 ＋ BX2 ＋ CX3 ＋ D……………(1)
ここに、Y：太陽電池温度（℃）、X1：日射強度（kW／ｍ２）、X2：風速（m／s）、X3：外気温度（℃）、Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｄ：重回帰係数である。
このようにして求めた時刻ごとの受光面日射強度、太陽電池温度と太陽電池特性値（Isc, Iop, Vop, Voc, α, β, Rs, K）を使い「実用的I−Vカーブ作成法」（図７）（論文１参照）で計算する。又は「理論的なI−Vカーブ作成法」（図８）（論文２（伊賀；「太陽電池の光照射状態での電圧−電流特性を用いたI−Vカーブ作成方法とその活用」、電学論116巻10号、1996）参照）でその時刻の太陽電池出力を計算する。この時刻ごとの太陽電池出力を積算して午前中（日出〜13時）の発電量を月ごとに求め、最大月の発電量に対応した電力量を蓄電池容量とする。一方、「太陽光発電電力を（２時間）後へシフト」システムでは図10に示す斜線部分の電力量が蓄電池の充電に必要な電力量で、例えば13時までの発電量から11時までの発電量を減算することにより求められる。なお本来の太陽光発電量シミュレーション計算プログラムはこのようにして求めた月ごと時刻別太陽光発電量を積算して年間発電量を求めている。すなわち本発明では本プログラムの算出過程での値を出力して使用している。（論文１，図４参照）。
【００２３】
ここで蓄電池容量の決定に関しては、使用する日射量はが天気の良い日（日射量の多い日）の太陽光発電量でも対応できる蓄電池容量となるよう、月ごとの日射量は平均値でなく[「平均＋標準偏差（σ）」]の日射量を使い算出している（図２、図３参照）。
図１の右半分には、上記で算出した蓄電池容量から、翌日の日出から13時までの太陽電池発電量を減じることにより、前日の深夜充電の電力量を求めるフロー図である。翌日午前中の太陽電池発電量は、全国各地の代表的な気象台で１日３回（６時、12時、18時）作成している「地域時系列予報」（図１のS11）（図16）のうち、18時に作成した３時間ごとの天気予報のデータと同一時間の全天日射量（水平面日射量）（図１のS14）の実績データをもとに、月・時間帯・天気（晴、くもり、雨）別に水平面日射量の平均値を求め（図１のS15）、次にその値の平年値換算および地点換算をする。ここでは高松地点での各天気（晴、くもり、雨）ごとの水平面日射量の平年値を求めているが、他の地点でも同様の手順により作成できる。このようにして求めた各天気の水平面日射量を地点・月・時刻によって決まった係数（「太陽光発電量シミュレーション計算プログラム」（図４）により求めた傾斜面日射量／水平面日射量の比率）を掛けて３時間の各天気の平均傾斜面日射強度を求める（図１のS18）（水平面日射量から傾斜面日射量の算出の基本は図６参照）。この傾斜面日射強度（１時間当りの日射量）と太陽電池温度（同様に「太陽光発電量シミュレーション計算プログラム」により、地点・月・時刻ごとに求めた値）および太陽電池特性値（Isc, Iop, Vop, Voc, α, β, Rs, K）から「実用的I−Vカーブ作成法」（論文１）又は「理論的なI―Vカーブ作成法」（論文２（伊賀；「太陽電池の光照射状態での電圧―電流特性を用いたI−Vカーブ作成法とその活用」、電学論116巻10号、1996））を使い、地点・月・天気・時間ごとの太陽電池出力を求める（図１のS20）。地点・月・天気・時間帯別に求めた太陽電池出力（発電量）が図17（図１のS21）である。図17を使い、午前中（ここでは日出〜12時）の天気予報がすべて晴、くもり、雨の場合の発電量および深夜受電量（蓄電池容量−午前中発電量）を月ごとに示したのが図18である。実際の運用時には地域時系列予報（図16）を使い、既に作成した地点・月・天気別の３時間ごとの太陽光発電出力（発電量）（図17）を使い蓄電池深夜充電量を算出することになる。この場合同一個所で、個々の太陽光発電システムごとに翌日発電量を計算し、そして深夜充電量を算出して、通信回線を使い、各システムを制御することもできる。
【００２４】
図２は各日の水平面日射量の月間平均値と標準偏差を示したものである。各月ごとの毎日の水平面日射量はほぼ正規分布していることから、蓄電池設備容量を決定するときは[平均]日射量でなく、[「平均＋標準偏差（σ）」]、[「平均−標準偏差（σ）」]の日射量で決めることを示している。図３は水平面日射量が[平均]と[「平均＋標準偏差（σ）」]の場合の時刻別太陽光発電量（７月）を示したものである。図４は月・年間の太陽光発電量を算出する太陽光発電量シミュレーション計算プログラムのフロー図である（論文１）。本発明では、上記のように本プログラムの月ごと時刻別発電量の算出に活用している。図５は月ごとの１日合計水平面日射量から時刻別の日射量を算出する方法を示している。図６は水平面日射量から太陽電池受光面日射量を算出する方法を示している。図７は月ごと時刻別の太陽電池出力（発電量）を算出するため、時刻別の日射強度、太陽電池温度および太陽電池特性値から電圧−電流曲線（「I−Vカーブ」という）を描く「実用的I−Vカーブ作成法」を示している。（論文１）。また図８は同様に太陽電池の基本特性式を使ってI−Vカーブを描く方法を示している（論文２）。
【００２５】
図９は前記の課題で示した負荷平準化に重点を置いたシステムのうち、ａ．「午前中（日出〜１３時）充電・ピーク時放電」システムの場合の蓄電池充電電力とピーク時放電電力の例を示している。図10は同様にｂ．「太陽光発電電力を（２時間）後へシフト」システムすなわち、太陽電池出力を（２時間）後へシフトするために必要な蓄電池容量（斜線部）を示したもので、斜線部は前記のように差を求めることにより簡単に算出できる。この図でも蓄電池容量の算出には月ごとの日射量は平均値でなく[平均＋σ]を使用して算出する。図11は同様にｃ．「朝方充電・ピーク時放電」システムにおける蓄電池容量、放電電力量を示している。図12はｅ．「太陽光発電余剰電力による負荷平準化」システムにおける充電電力量、放電電力量を示している。図13は高松で測定した月ごとの１日平均日射量とその標準偏差の測定例を示している。図14は前記ａシステムの場合に、日射量が平均値および[平均＋σ]の場合における、太陽電池１モジュール当りの午前中（日出〜１３時）発電量、および太陽電池設備１kW，３kW当りに必要な蓄電池容量の計算結果例を示す。図15は同様に前記ｂのシステムの場合に、日射量が平均値および[平均＋σ]の場合の、太陽電池１モジュールおよび１kW設備、３kW設備当りに必要な蓄電池容量の計算結果の例を示す。
【００２６】
図16は高松地点における18時の「地域時系列予報」の例である。３時間ごとの天気予報の他に外気温、風速・風向の予報も含まれているが翌日の日射量には直接結びつきにくいため、天気予報のデータのみを使用することとした。なお、日射量の予報にはこの「地域時系列予報」の他に気圧変動、湿度などの情報も活用することが考えられるが、実際に信頼性の面からは、各地気象台で作成するこの予報が中心となるべきと考える。しかし将来、他の情報の追加も考えておく必要がある。特に特殊な地形の地点地域などについてはきめの細かい天気予報を使うよう配慮すべきと考える。図17は高松における月・天気別３時間ごと（１部１時間ごと）の太陽電池発電量である。この図の数値は代表的単結晶太陽電池モジュール（昭和シェル石油GL136・・・標準時最大出力52.36W）の場合の太陽電池設備１kW当りの値である。このような図は、それぞれの地点について一度作成すればそのシステムについては汎用的に使用できる。図18は天気予報を使った運用方法による効果を確認するための図である。この図から天気の区分（予報）により、前夜の充電電力量が大きく変化し、この運用方法の効果が大きいことが予想される。図19は天気予報を使った運用方法による効果の試算例を示す。年間２〜４万円程度（３〜５kW設備）が期待できることがわかる。図20、図21は上記天気予報により発電量に妥当な値が得られることを検証するため、天気の実績値と発電量による結果を使った例である。図20はその方法のフロー図を、図21は結果を示しており、結果の検証が実施できた。
【００２７】
図22は前記ｂ．「太陽光発電電力を（２時間）後へシフト」システムの高松における実際の例（７月）である。図23は前記ｄ．「深夜充電・朝ピーク時放電＋午前中充電・ピーク時放電」システムにおける各月の計算例である。午前中充電電力は午前中の太陽光発電電力の60〜80％程度となっている。図24は一戸建住宅の季節ごとの平均負荷曲線から太陽光発電電力を除いた部分を蓄電池の深夜電力で賄う部分を斜線で示している。ここでは日射量は[平均−標準偏差（σ）]を使うこととなる。すなわち、前記「需要家メリットに重点を置いたシステム」において、１月における太陽光発電量（[平均]および[平均−σ]）および平均需要電力量を示すグラフである。蓄電池容量を算出する場合はこの場合日射量の少ない日でも対応できるよう[平均−σ]のカーブ（[平均−２σ]の場合もある）を使用する。したがってこの斜線部分がこの平均日（１月）における蓄電池の深夜充電電力の放電量になるように蓄電池容量を決める必要がある。このように各月の平均カーブから蓄電池の必要容量を算出したのが図25である。各月の容量は太陽電池設備容量と月ごとに異なるが、それぞれの太陽電池容量について最大の月の容量（太枠）が必要な蓄電池容量（放電深度が70％の場合）となる。図26は同様に４月（春）、８月（夏）の例である。図27、図28はそれぞれ太陽電池設備が３kW、5kWの場合の「需要家のメリットに重点を置いたシステム」の各種電力量の計算結果を示す。図29は図27、図28の場合の各種システムによる年間支払う電気料金の計算例で図30、図31はその結果である。
【００２８】
【効果】
太陽光発電電力が電力負荷平準化に役立つことは一般に知られているとおりである。また、太陽光発電システムの設備費が低下の傾向にあり、それにつれ、需要家メリット（経済性の向上）がさらにはかられている。一方、最近は蓄電池関係の技術の進展が顕著であり、その性能向上と価格の低下が進んでいる。本発明では、住宅に太陽光発電設備とともに蓄電池を設置することにより、負荷平準化と需要家メリットの向上がさらに進み、大きい効果が生じることを示している。ここでは〈発明が解決しようとする課題〉に沿ってそれぞれのシステムと運用方法に関連したその効果を示す。本発明では、下記のように月ごと時刻別の発電量が詳細に計算できるため、負荷平準化効果を明確に図示できる。
(1) 電力負荷平準化に重点を置いたシステム
ａ．「午前中（日出〜１３時）充電・ピーク時放電」システム
午前中の太陽光発電電力量を蓄電池に充電し、ピーク時間帯に放電する本システムでは、各月の晴天日など午前中日射量の多い日の発電量でもほとんど対応できるよう蓄電池容量を決定している。その蓄電池容量を使い、例えば図９に示すように、電力ピーク時間帯（13〜17時など）に、太陽光発電による蓄電池充電電力量を放電することにより大きい負荷平準化効果があらわれている。
ｂ．「太陽光発電電力を（２時間）後へシフト」システム
太陽光発電の発電電力のカーブを電力負荷のカーブに近づけることにより負荷平準化をはかるもので上記ａのシステムに比べて蓄電池容量は1/2〜1/3程度でよいが、電力負荷のピーク時間帯（14時頃）での効果が比較的少ないものの17時頃までに除々に大きくなっている（図22）。
ｃ．「朝方充電・ピーク時放電」システム
朝方のオフピーク時間帯の電力で蓄電池を充電し、特にピーク時間帯で放電することにより、負荷平準化効果をさらに高めようとするものである。上記ａシステムに比べて、蓄電池容量の減少と負荷平準化効果がさらに向上する（図11）。
ｄ．「深夜充電・朝ピーク時放電＋午前中（日出〜１３時）充電・ピーク時放電」システム
上記ａシステムに蓄電池の深夜充電・昼間時間帯での放電による需要家の経済性向上（メリット）をさらにはかろうとするもので蓄電池の活用という面でも効果がある。すなわちこのシステムでは1日２回の蓄電池充放電を実施することによる蓄電池の有効活用、および深夜充電昼間放電による需要家メリットが生じる。
ｅ．「太陽光発電余剰電力による充電」システム
図12のように需要家側にとっては、各時間帯の需要電力のうち太陽光発電で賄える電力はそのまま使うことにより充放電ロスを少なくする。しかも電力側にとっても上記ａシステムに比較して小さい蓄電池で効果的な負荷平準化がはかれる。
(2) 電力負荷平準化に重点を置いたシステムの蓄電池充放電運用方法
上記ａ〜ｅのシステムによると午前中などに日射量が比較的少ない日には蓄電池が容量いっぱいまで利用されていることにならず、設備利用の観点からは不充分なこととなる。そこで、このシステムの運用方法では、翌日午前中の太陽光発電充電量を予測し、蓄電池容量と午前中発電量の差すなわち蓄電池の空き部分を予め深夜充電しておこうとするものである。図18は月ごとの天気別太陽光発電量予測と蓄電池深夜充電量の図（太陽電池設備１kW当り）である。この図を使いこの方法の効果を説明する。図18では日出〜13時までの天気予報がすべて晴、くもり、雨の場合の発電量の予想と蓄電池の深夜充電電力量を月ごとに示している。前述のとおり、例えば午前中の３時間ごとの天気予報が晴―くもり―晴など、晴とくもりにより構成されている場合は図18の白色部分の中に存在する。この図18などから日出〜13時における発電量（予想）は天気、月により明確な差が出ており、天気による発電量の差は大きいことがわかる。すなわち月ごと、天気予報ごとに蓄電池深夜充電量をかえることによる大きい効果が期待できることをあらわしている。図19によると負荷平準化に寄与する電力はこの方式により、約60％程度増加すると共に、需要家にとっても2.0万円／年〜4.0万円／年の経済的メリットを生じる。また深夜電力で蓄電池を充電することにより、深夜電力負荷造成による負荷平準化にもなる。なお図20、図21によりこの方法による効果が確かであることを示している。
(3) 需要家の経済性向上（メリット）を目指したシステム
各種システムによる年間支払電気料金の計算過程と結果を図29に示している。なお図の太線で囲ったのは比較・評価する場合の評価対象である。各種システムの一般システム（太陽光・蓄電池設備共になし）に対する年間経済性の向上効果（メリット）をあらわしたのが図30である。図31は太陽光発電設備、蓄電池設備の設備償却費用を含んだ、経済効果である。
図30より次のことがわかる。
・ 太陽光発電に蓄電池を組合せたシステムでは蓄電池充電電力の逆潮流が可能であればメリットが生じているが、この場合は6〜10％程度の増加である。これは太陽光発電では既に逆潮流が可能であるため、蓄電池システムの場合のみの場合より小さくなっている。
・  太陽光発電と蓄電池の組合せシステムでは、蓄電池の容量が蓄電池設備のみの場合よりかなり小さくても、太陽電池との組合せにより効果的に働いていることがわかる。すなわち太陽光発電と蓄電池を組合せたシステムにおいては、それぞれを単独に設置した効果を合わせたものと同様の大きさの効果が得られる。このことは次の利点にも結びつく。
・  太陽光発電と蓄電池の組合せシステムでは太陽光発電の組合せの影響により逆潮流が可能かどうかの影響は少なくなっており、特に太陽光発電の設備容量が大きいほど少なくなっている。これは深夜充電の逆潮流が認められていない現状からは、組合せシステムが現実に即したシステムともいえる。
図31より次のことがわかる。
・  太陽光発電又は蓄電池のみでは経済性が少ない場合でも、蓄電池と組合せることにより、総合的に経済性が向上している。
・  蓄電池設備のみの場合、蓄電池設備費を考慮した経済性向上は逆潮流が可能かどうかにより大きくかわっている。すなわち逆潮流可能なら70％程度の経済性の向上がみられる。しかし、太陽光発電と蓄電池を組合せたシステムの経済性向上効果は太陽電池価格が下がるほど、太陽電池設備が大きいほど、また逆潮流が可能になるほど大きい。
以上より、このシステムでは蓄電池のみのシステムに比べて組合せる蓄電池容量を大幅に減少（約半減）できるため、設置・運用面・設置スペース面でも有利になる。そしてその経済効果は太陽電池価格の低下とともに増し、また逆潮流の可否による影響を受けることが少ないため、現状では実際的なシステムといえる。また、太陽光発電のみ、および蓄電池との組合せシステムにおいて、太陽電池価格が低下すれば規模の増大とともにメリットも大となるが、価格が高くなれば逆になる。さらにこの組合せシステムは需要家の経済性の向上効果に限らず、電力会社の負荷平準化にも大きく結びつく。
【図面の簡単な説明】
【図１】「午前中充電・ピーク時放電」システム（ａ）における蓄電池容量算出フロー、および翌日午前中太陽光発電量予測・前日深夜充電電力量計算フロー図である。
【図２】月平均の水平面日射量の平均値と標準偏差（σ）を説明している。
【図３】時刻別太陽光発電量（高松の７月）であり、[平均]日射量と[平均＋σ]日射量のときの発電量を示す。
【図４】太陽光発電シミュレーション計算プログラムのブロック図（文献１参照）である。
【図５】  １日合計日射量を時刻別に按分する方法である。
【図６】  水平面日射量から受光面日射量を算出する概要である。
【図７】各時刻の発電量の算出方法Ｉ（「実用的Ｉ−Ｖカーブ作成方法」）の内容を示す。
【図８】各時刻の発電量の算出方法II（「理論的なＩ−Ｖカーブ作成方法」）の内容を示す。
【図９】「午前中充電・ピーク時放電」システムの負荷平準化効果（７月）である。
【図１０】「太陽光発電電力を（２時間）後へシフト」する場合の必要蓄電池容量をあらわしている。
【図１１】「朝方充電・ピーク時放電」システムの負荷平準化効果を示す（８月）。
【図１２】「太陽光発電余剰電力による負荷平準化」システムの負荷平準化効果である（７月）。
【図１３】高松地区の月ごとの水平面日射量とその標準偏差（σ）である。
【図１４】「午前中充電・ピーク時放電」システムの月ごとの発電量と蓄電池必要容量の算出結果である。
【図１５】「太陽光発電電力を（２時間）後へシフト」システムの月ごとの発電量と蓄電池必要容量の算出結果である。
【図１６】気象台で発表する「地域時系列予報」である。
【図１７】月・天気・時間帯別太陽光発電量一覧（太陽光発電設備１kW当り、高松地区）である。
【図１８】月ごと天気による発電量予測・蓄電池深夜充電量の算出例を示している。
【図１９】「午前中充電・ピーク時放電」システムに天気予報を適用した場合の効果である。
【図２０】「地域時系列予報」を使い翌日の太陽光発電量を予測し深夜充電量を算出する方法の妥当性を確認するフロー図である。
【図２１】同上の妥当性の確認図（１月）である。
【図２２】「太陽光発電電力を（２時間）後へシフト」システムの負荷平準化効果（７月）を示す図である（充放電効率を考慮した場合）。
【図２３】「深夜充電・朝ピーク時放電」システムの月ごとの蓄電池必要容量等の算出結果である。
【図２４】需要家メリット重点システムのおける蓄電池容量の算出方法（冬期：１月）の例である。
【図２５】  需要家の需用電力を太陽光発電優先的に賄うシステムに必要な蓄電池容量の算出結果例
【図２６】月別の太陽光発電量と需要電力量（４月、８月）の関係図である。
【図２７】月別１日合計・月合計の各種電力量（太陽光発電設備３kW）である。
【図２８】月別１日合計・月合計の各種電力量（太陽光発電設備５kW）である。
【図２９】各種システムにより年間支払う電気料金の算出過程を示す。
【図３０】一般システムに対する各種システムの電気料金支払額の減少額の試算例（太陽光発電・蓄電池等設備費を考慮しない場合）（蓄電池優先運転）
【図３１】一般システムに対する各種システムの電気料金支払額の減少額の試算例（太陽光発電・蓄電池等設備費を考慮した場合）（太陽光発電優先運転）
【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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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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【図２５】
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【図２６】
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【図２７】
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【図２８】
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【図２９】
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【図３０】
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【図３１】
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