JP2023095550A - 電力制御システム及び電力制御機器 - Google Patents

Abstract

【課題】発電する電力の自己託送を実現し得る電力制御システム及び電力制御機器を提供する。【解決手段】電力制御システムは、第１拠点において電力を発電する発電部と、第１拠点において電力の充電及び放電の少なくとも一方を行う電力調整部と、発電部による発電を制御するとともに電力調整部による電力の充電及び放電の少なくとも一方を制御する制御部と、を備える。制御部は、所定の時間区分ごとに、第１時限において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも大きくなるように制御し、かつ、第１時限の後の第２時限において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも小さくなるように制御する。【選択図】図４

Description

本開示は、電力制御システム及び電力制御機器に関する。

従来、発電施設から出力される電力を、第三者エンティティによって管理される電力系統を介して、発電施設から需要施設に対して送電する仕組みとして、自己託送が知られている。自己託送を行うシステムにおいて、自己託送の電力を適切に把握する技術が提案されている（例えば、特許文献１参照）。

太陽光発電を行う場合、例えば発電量が多い時又は電力需要が少ない時期などには、電力系統に供給される電力が電気事業者の接続可能量を超えないように、発電の出力を抑制する必要がある（出力制御）。また、電力需要が多い時期などに太陽光発電が更に加わることにより、電力線が過熱すること防ぐため、出力制御が必要になることもある。電気事業者から電力に関する指令（電力指令）が発せられる場合、発電設備において、電力指令を満たすように電力の出力制御を行うことが求められる。出力制御において、出力制御の指令値及び異常検出結果に基づいて、電力指令の値を算出してパワーコンディショナに送信する技術が提案されている（例えば、特許文献２参照）。

特開２０２１－５２５５７号公報 特開２０１７－２２９２１３号広報

上述したようなシステムにおいて、発電する電力の自己託送を好適に実現することが望まれている。

本開示の目的は、発電する電力の自己託送を実現し得る電力制御システム及び電力制御機器を提供することにある。

一実施形態に係る電力制御システムは、
第１拠点において電力を発電する発電部と、
前記第１拠点において電力の充電及び放電の少なくとも一方を行う電力調整部と、
前記発電部による発電を制御するとともに、前記電力調整部による電力の充電及び放電の少なくとも一方を制御する制御部と、
を備える。
前記制御部は、所定の時間区分ごとに、第１時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも大きくなるように制御し、かつ、前記第１時限の後の第２時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも小さくなるように制御する。

また、一実施形態に係る電力制御機器は、
第１拠点における発電部による発電を制御するとともに、前記第１拠点における電力調整部による電力の充電及び放電の少なくとも一方を制御する。
前記電力制御機器は、
所定の時間区分ごとに、第１時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも大きくなるように制御し、かつ、前記第１時限の後の第２時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも小さくなるように制御する。

一実施形態によれば、発電する電力の自己託送を実現し得る電力制御システム及び電力制御機器を提供することができる。

一実施形態に係る電力制御システムの構成例を示す図である。 一実施形態に係る電力制御システムの構成例の主要部分を示す図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作における時間区分の例を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明する図である。 一実施形態に係る電力制御システムの動作を説明するフローチャートである。

本開示において、電力制御システム及び／又は電力制御機器は、電力によって動作するシステム及び／又は機器としてよい。また、電力制御システム及び／又は電力制御機器は、電力を制御する機能を含むものとしてよい。電力制御システム及び／又は電力制御機器の機能は、電力を制御する機能に限定されず、他の機能を有してもよい。

また、本開示において、「自己託送」とは、例えば、経済産業省の外局である資源エネルギー庁によって制定された「自己託送に係る指針」（平成２６年４月１日施行、令和３年１１月１８日改正）に規定されたものとしてよい。すなわち、自己託送とは、自家用発電設備を設置する者が、当該自家用発電設備を用いて発電した電力を一般電気事業者が維持し、及び運用する送配電ネットワークを介して、当該自家用発電設備を設置する者の別の場所にある工場等に送電する際に、当該一般電気事業者が提供する送電サービスのこととしてよい。また、近年改正されたように、自己託送とは、自己のみならず組合とすれば密接な関係として他己にも託送できるよう適用範囲が拡大されたものとしてもよい。

以下、一実施形態に係る電力制御システムについて、図面を参照して説明する。

図１は、一実施形態に係る電力制御システムの構成例を示す図である。図１に示すように、一実施形態において、電力制御システム１Ａは第１拠点に設置されるシステムとしてよく、電力制御システム１Ｂは第２拠点に設置されるシステムとしてよい。以下、電力制御システム１Ａと電力制御システム１Ｂとを特に区別しない場合、単に「電力制御システム１」と総称する。

図１において、第１拠点は、図１の上側に示す一点鎖線よりも上の領域に模式的に示される拠点とし、第２拠点は、図１の下側に示す一点鎖線よりも下の領域に模式的に示される拠点とする。第１拠点及び／又は第２拠点は、例えば、いわゆる野立て太陽光発電を行う場所、各事業者の事業所又は営業所、工場、及び集合住宅など、電力の発電及び／又は消費が想定される任意の地点としてよい。また、図１において、第１拠点と第２拠点との間の領域は、例えば第１拠点又は第２拠点以外の他の拠点としてもよいし、第１拠点及び／又は第２拠点の一部としてもよいし、任意の拠点としてよい。

図１において、送電及び／又は受電の際の経路、すなわち電力の経路を、主として実線により示す。一方、図１において、情報の送信及び／又は受信の際の経路、すなわち電気信号の経路を、主として破線により示す。

また、図１に示す各機能部同士は、適宜、有線及び無線の少なくとも一方により接続されてよい。図１において、各機能部同士の間を有線及び無線の少なくとも一方により接続する通信インタフェース及び各種の中継器（中継機）などは、図示を省略してある。また、各機能部は、各種の情報及び／又はプログラムなどを記憶する例えば半導体メモリなどの記憶部を、適宜備えてもよい。図１において、半導体メモリなどの記憶部は、図示を省略してある。

図１に示すように、第１拠点の電力制御システム１Ａは、発電部１０Ａ、電力調整部２０Ａ、負荷３０Ａ、スマートメータ４０Ａ、需要算出部５０Ａ、同時同量算出部６０Ａ、及び出力制御部７０Ａを含んで構成されてよい。電力制御システム１Ａは、前述の機能部の一部を含まなくてもよいし、前述の機能部以外の他の機能部を含んでもよい。

また、図１に示すように、第２拠点の電力制御システム１Ｂは、発電部１０Ｂ、電力調整部２０Ｂ、負荷３０Ｂ、スマートメータ４０Ｂ、需要算出部５０Ｂ、同時同量算出部６０Ｂ、及び出力制御部７０Ｂを含んで構成されてよい。電力制御システム１Ｂは、前述の機能部の一部を含まなくてもよいし、前述の機能部以外の他の機能部を含んでもよい。

以下、発電部１０Ａと発電部１０Ｂとを特に区別しない場合、単に「発電部１０」と記す。また、他の機能部についても同様に、電力制御システム１Ａの機能部と電力制御システム１Ｂの機能部とを特に区別しない場合、単に当該機能部の参照番号を記す（すなわちＡ又はＢのような記号を省略する）。例えば、電力調整部２０Ａと電力調整部２０Ｂとを特に区別しない場合、単に「電力調整部２０」と記す。

電力制御システム１Ａの機能部に対応する電力制御システム１Ｂの各機能部は、それぞれ電力制御システム１Ａの機能部と同じ構成又は同様の構成としてもよいし、異なる構成としてもよい。以下、説明の簡略化のために、電力制御システム１Ａの機能部に対応する電力制御システム１Ｂの各機能部は、それぞれ電力制御システム１Ａの機能部と同じものとして説明する。

以下、特に明記しない限り、基本的に、電力制御システム１Ａについて、より詳細に説明する。しかしながら、電力制御システム１Ｂについても、電力制御システム１Ａと同様又は類似の主旨に基づく説明が適用可能なものとしてもよい。

発電部１０は、例えば太陽電池を備えることにより太陽光発電などのような発電を行う機能部としてよい。発電部１０は、発電した電力を外部に出力可能なものとしてよい。発電部１０は、発電部１０が発電して外部に出力する電力を制御するパワーコンディショナ（以下、ＰＣＳ(Power Conditioning Subsystem)とも記す）などを適宜含んでもよい。以下、発電部１０は、太陽光発電を行うものとして説明する。しかしながら、一実施例において、発電部１０が行う発電は、太陽光発電に限定されない。例えば、発電部１０は、風力発電、水力発電、火力発電、燃料電池による発電、又はプラグインハイブリッド車による発電などを行うものとしてもよい。一実施形態において、発電部１０は、電力系統に逆潮流することができる電力を発電してよい。発電部１０は、既知の各種技術により構成することができる。したがって、発電部１０のより詳細な説明は省略する。

発電部１０が発電する電力は、（発電部１０が備えるＰＣＳを経て）スマートメータ４０に供給されてよい。このため、図１に示すように、発電部１０は、スマートメータ４０と電力ラインによって接続されてよい。発電部１０からスマートメータ４０に供給される電力は、電力系統に逆潮流する電力としてもよい。また、このようにして逆潮流する電力は、自己託送の電力として利用されてもよい。また、発電部１０からスマートメータ４０に供給される電力は、電力系統によって余剰インバランスの電力として買電されてもよい。発電部１０は、出力制御部７０から送信される出力制御値（例えば％）に基づいて、出力する電力を制御してよい。また、発電部１０が発電する電力の情報（出力される電力量など）は、需要算出部５０に送信されてよい。

電力調整部２０Ａは、第１拠点における電力を調整する機能としてよい。また、電力調整部２０Ｂは、第２拠点における電力を調整する機能としてよい。電力調整部２０は、電力を外部に出力可能にする機能、及び、外部から電力を入力可能にする機能の少なくとも一方を備えてよい。具体的には、電力調整部２０は、例えば蓄電池を備えてよい。電力調整部２０は、電力調整部２０が出力する電力及び電力調整部２０に入力される電力の少なくとも一方を制御するＰＣＳなどを適宜含んでもよい。すなわち、この場合、電力調整部２０のＰＣＳは、電力調整部２０の蓄電池が放電する電力及び当該蓄電池に充電される電力の少なくとも一方を制御してよい。電力調整部２０が充放電する電力によって、電力制御システム１は、後述する計画値の同時同量を達成するための調整力を得ることができる。

電力調整部２０は、例えば定置型の蓄電池を備えてもよいし、例えばＥＶなどのような電気自動車又はプラグインハイブリッド車などの蓄電池（バッテリ）を備えてもよい。電力調整部２０は、既知の各種技術により構成することができる。したがって、電力調整部２０のより詳細な説明は省略する。

電力調整部２０が放電する電力は、（電力調整部２０が備えるＰＣＳを経て）スマートメータ４０に供給されてよい。また、電力調整部２０は、発電部１０から（電力調整部２０が備えるＰＣＳを経て）供給される電力の少なくとも一部を充電してよい。このため、図１に示すように、電力調整部２０は、スマートメータ４０と電力ラインによって接続されてよい。電力調整部２０は、出力制御部７０から送信される調整値（例えば％）に基づいて、充放電する電力を制御してよい。また、電力調整部２０は、電力系統から供給される電力の充電ができないように制御されてよい。

負荷３０Ａは、第１拠点において電力を消費する各種機器としてよい。また、負荷３０Ｂは、第２拠点において電力を消費する各種機器としてよい。負荷３０は、任意の電子機器により構成されるものとしてよい。

負荷３０は、発電部１０が発電する電力の少なくとも一部を消費してもよい。また、負荷３０は、電力調整部２０が放電する電力の少なくとも一部を消費してもよい。また、負荷３０は、系統電力から買電した電力の少なくとも一部を消費してもよい。図１に示すように、負荷３０は、発電部１０、電力調整部２０、及びスマートメータ４０と、電力ラインによって接続されてよい。

スマートメータ４０は、電力の情報をデジタルで計測するとともに、計測された情報を通信する機能を備える機能部としてよい。ここで、電力の情報とは、例えば、買電する電力量、逆潮流する電力量、及び／又は、電力に関連する時刻などの情報としてもよい。図１に示すように、スマートメータ４０は、発電部１０、電力調整部２０、及び負荷３０と、電力ラインによって接続されてよい。スマートメータ４０は、既知の各種技術により構成することができる。したがって、スマートメータ４０のより詳細な説明は省略する。

図１に示すように、第１拠点のスマートメータ４０Ａと、第２拠点のスマートメータ４０Ｂとは、電力ライン（電力系統）によって接続されてよい。このように、スマートメータ４０同士が電力ラインによって接続されることにより、一方の拠点から他方の拠点に電力の自己託送を行うことができる。図１において、第１拠点の発電部１０Ａが発電する電力を、第２拠点の負荷３０Ｂに自己託送してもよい。また、図１において、第２拠点の発電部１０Ｂが発電する電力を、第１拠点の負荷３０Ａに自己託送してもよい。このように双方向の自己託送を実現する場合、自己託送の方向を判断する機能部（以下、「判断部」と記す）を設けてもよい。このような判断部は、電力制御システム１Ａの一部として第１拠点に設けてもよいし、電力制御システム１Ｂの一部として第２拠点に設けてもよいし、第１拠点又は第２拠点とは異なる場所に設けてもよい。

スマートメータ４０Ａは、需要算出部５０及び出力制御部７０に通信可能に接続されてよい。スマートメータ４０Ａは、第１拠点において買電及び／又は逆潮流する電力の情報（例えば電力量）を、需要算出部５０に送信してよい。また、スマートメータ４０は、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力の情報（例えば電力量）を、出力制御部７０に送信してよい。また、スマートメータ４０は、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力の情報（例えば電力量）を、出力制御部７０に送信してもよい。ここで、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力の少なくとも一部は、自己託送する電力としてもよい。

需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０は、それぞれ、電力制御システム１の動作を制御するコントローラとしてよい。このコントローラは、種々の機能を実行するための制御及び処理能力を提供するために、例えば、ＣＰＵ(Central Processing Unit)又はＤＳＰ(Digital Signal Processor)のような、少なくとも１つのプロセッサを含んでよい。コントローラは、１つのプロセッサで実現してよいし、複数のプロセッサで実現してよい。コントローラは、単一の集積回路として実現されてよい。プロセッサは、通信可能に接続された複数の集積回路及びディスクリート回路として実現されてよい。コントローラは、ＣＰＵ又はＤＳＰ、及び当該ＣＰＵ又はＤＳＰで実行されるプログラムのようなソフトウェアとして構成されてよい。コントローラにおいて実行されるプログラム及びコントローラにおいて実行された処理の結果などは、それぞれ任意の記憶部に記憶されてよい。

需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０は、それぞれ別個の機能部としてもよいし、少なくとも一部が併合した機能部としてもよいし、全てが併合した機能部としてもよい。需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０は、それぞれハードウェア資源として構成されてもよいし、ソフトウェアとして構成されてもよいし、ソフトウェアとハードウェア資源とが協働することによって構築されてもよい。需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０のそれぞれの機能については、さらに後述する。

電力サーバ２００は、例えば電力会社のような電気事業者の各種情報を配信するサーバとしてよい。一実施形態において、電力サーバ２００は、第１拠点及び／又は第２拠点のような各拠点に対し、電力に関する指令（電力指令）を送信してよい。ここで、電力指令とは、電力系統において電力の需要と供給のバランスが取れなくなるような場合に、発電による電力の出力の制御（例えば抑制など）を求めるような指令としてよい。以下、このような電力の抑制を求めるような指令を、「出力抑制」とも記す。また、上述のような電力指令は、例えば電力制御システム１における任意の機器によって、電力サーバ２００から取得されてもよい。電力サーバ２００は、例えば、電力制御システム１の同時同量算出部６０及び／又は出力制御部７０などに、電力指令を送信してよい。また、電力サーバ２００は、例えば、電力指令を、出力制御部７０を経由して、同時同量算出部６０に送信してよい。また、電力制御システム１の同時同量算出部６０及び／又は出力制御部７０などが、電力サーバ２００から電力指令を取得してもよい。このため、電力サーバ２００は、電力制御システム１の同時同量算出部６０及び／又は出力制御部７０などに通信可能に接続されてよい。

一実施形態において、電力サーバ２００は、同時同量算出部６０及び／又は出力制御部７０などに、発電の抑制量（例えば％）の値を含む電力指令を送信してよい。また、一実施形態において、電力サーバ２００は、所定の１日における電力指令を、当該所定の１日の前日までに送信してもよいし、当該所定の１日の当日に送信してもよい。

電力サーバ２００は、例えば通常のクライアントサーバシステムに用いられるようなサーバ（コンピュータ）としてよい。サーバとして使用されるコンピュータは、既知の各種技術により構成することができる。したがって、サーバとして使用されるコンピュータのより詳細な説明は省略する。

広域機関サーバ３００は、例えば電力広域的運営推進機関（Organization for Cross-regional Coordination of Transmission Operators, JAPAN：ＯＣＣＴＯ）のような機関が運営及び／又は利用するサーバ（コンピュータ）などの電子機器としてよい。電力広域的運営推進機関は、電気事業法（昭和３９年７月１１日法律第１７０号）に基づき、日本の電気事業の広域的運営を推進することを目的として設立された団体である。日本の全ての電気事業者が機関の会員となることを義務付けられている。この機関は、会員各社の電気の需給状況を監視し、需給状況が悪化した会員に対する電力の融通を他の会員に指示する。広域機関サーバ３００は、例えば通常のクライアントサーバシステムに用いられるようなサーバ（コンピュータ）としてよい。

一実施形態において、例えば第１拠点の電力制御システム１Ａ及び／又は第２拠点の電力制御システム１Ｂのような各拠点の電力制御システムは、各拠点の発電計画を立案（生成）して、その発電計画を広域機関サーバ３００に送信するものとしてよい。ここで、「発電計画」とは、例えば、発電施設（例えば第１拠点）から需要施設（例えば第２拠点）に対して送電する、所定の時間区分ごとの電力量の計画値としてよい。例えば、一実施形態において、電力制御システム１の同時同量算出部６０は、広域機関サーバ３００に通信可能に接続されてよい。一実施形態において、電力制御システム１の同時同量算出部６０は、立案された電力制御システム１の発電計画を、広域機関サーバ３００に送信してよい。本明細書において、所定の１日の発電計画に基づく所定の時間区分ごとの「電力量の計画値」は、「電力量の予定」とも記載する。例えば、一実施形態において、電力制御システム１の同時同量算出部６０は、立案された電力制御システム１の所定の１日の発電計画を、当該所定の１日の前日まで（例えば当該所定の１日の前日の正午まで）に、広域機関サーバ３００に送信してよい。

気象サーバ４００は、各種気象情報（気象データ）などを配信するサーバとしてよい。気象サーバ４００は、例えば気象庁のような行政機関によって運営されるサーバとしてもよいし、民間の情報提供会社などによって運営されるサーバとしてもよい。一実施形態において、気象サーバ４００は、例えば第１拠点の電力制御システム１Ａ及び／又は第２拠点の電力制御システム１Ｂのような各拠点の電力制御システムに、各種の気象情報（気象データ）を配信してよい。また、各種の気象情報（気象データ）は、例えば電力制御システム１における任意の機器によって、気象サーバ４００から取得されてもよい。各種の気象情報（気象データ）は、例えば、所定の地点における、所定の時刻又は所定の時間区分の天候、気温、湿度、日照時間、日射量、雲量、降水量、及び／又は積雪量などの少なくともいずれかを含むものとしてよい。

一実施形態において、電力制御システム１の需要算出部５０及び同時同量算出部６０は、気象サーバ４００に通信可能に接続されてよい。一実施形態において、気象サーバ４００は、電力制御システム１の需要算出部５０及び／又は同時同量算出部６０に、各種の気象情報を送信してよい。気象サーバ４００は、例えば通常のクライアントサーバシステムに用いられるようなサーバ（コンピュータ）としてよい。

一実施形態において、気象サーバ４００は、実際の各種気象データを配信するのみならず、例えば各種気象データの予測を配信してもよい。また、一実施形態において、気象サーバ４００は、各種気象データの予測として、当日の予測データ、及び、以後の予測のような所定時間後の予測データなど、各種の予測を配信してもよい。

次に、一実施形態に係る電力制御システム１における、需要算出部５０、同時同量算出部６０、及び出力制御部７０のそれぞれについて、より詳細に説明する。

需要算出部５０は、電力制御システム１における電力の需要を算出する。一実施形態において、需要算出部５０Ａは、電力制御システム１Ａにおける電力の需要、例えば負荷３０Ａに供給する電力の需要を算出する。一実施形態において、需要算出部５０は、電力制御システム１における実際の電力需要（電力需要の実績値）のみならず、電力制御システム１における電力の予測値も算出してよい。

一実施形態において、需要算出部５０は、発電部１０から送信される情報、電力調整部２０から送信される情報、及びスマートメータ４０から送信される情報に基づいて、電力需要の実績値を算出してよい。この場合、発電部１０から送信される情報は、発電部１０の発電により実際に出力される電力量などのデータとしてよい。発電部１０から送信される情報は、例えば発電部１０のＰＣＳから送信されたものとしてよい。また、電力調整部２０から送信される情報は、電力調整部２０の充放電により実際に充放電される電力量などのデータとしてよい。電力調整部２０から送信される情報は、例えば電力調整部２０のＰＣＳから送信されたものとしてよい。また、スマートメータ４０から送信される情報は、各拠点の電力制御システム１において実際に逆潮流及び／又は買電する電力のデータとしてよい。

一実施形態において、需要算出部５０は、例えば次の式（１）に基づいて、電力需要の実績値を算出してよい。
（電力需要）＝（発電部１０の出力電力）＋（電力調整部２０の充放電電力）－（売電電力）＋（買電電力） （１）
式（１）において、電力調整部２０の充放電電力は、放電はプラスの電力とし、充電はマイナスの電力とする。このようにして算出された電力需要の実績値は、需要算出部５０が備える記憶部などの任意の記憶部に記憶されてよい。

また、一実施形態において、需要算出部５０は、上述のように、気象サーバ４００から、例えば気温及び／又は湿度などの気象データを受信してよい。また、需要算出部５０は、例えば気象サーバ４００から受信した気象データを、需要算出部５０が備える記憶部などの任意の記憶部に記憶してよい。

一実施形態において、需要算出部５０は、例えば上述の気象データなどに基づいて、電力需要の予測値を算出してよい。この場合、需要算出部５０は、電力需要の予測値を、例えば、記憶部に記憶された過去の電力需要の実績値と気象データとの関係をモデル化して、重回帰分析などによって算出してよい。また、一実施形態において、需要算出部５０は、電力需要の予測値として、例えば翌日の予測又は数時間後の予測のような所定時間後の予測データ、及び当日の予測データなど、各種の電力需要の予測を算出してもよい。このようにして需要算出部５０によって算出された電力需要の予測値は、同時同量算出部６０に供給されてよい。

このように、一実施形態において、需要算出部５０Ａは、第１拠点の電力需要を算出してよい。

同時同量算出部６０は、同時同量を満たす発電計画を生成する。ここで、同時同量とは、自己託送元の電力の逆潮流よりも自己託送先の電力の需要（買電）が大きいことを前提に、発電計画と逆潮流電力の実績とが、同じ時点で同じ量になっていることとしてよい。一実施形態において、同時同量算出部６０は、需要算出部５０から供給される電力需要の予測値に基づいて、逆潮流電力の予測値を算出してもよい。

上述のように、同時同量算出部６０は、需要算出部５０から電力需要の予測値を受信してよい。同時同量算出部６０は、電力需要の予測値として、例えば前日に出された予測又は数時間前に出された予測のような所定時間前の予測データ、及び当日の予測データなど、各種の電力需要の予測を受信してもよい。

また、同時同量算出部６０は、気象サーバ４００から、例えば日射量などを含む気象データを受信してよい。特に、同時同量算出部６０は、気象サーバ４００から、各種気象データの予測を受信してもよい。上述のように、同時同量算出部６０は、気象サーバ４００から、例えば前日に出された予測又は数時間前に出された予測のような所定時間前の予測データ、当日の予測データ、及び、以後の予測のような所定時間後の予測データなど、各種の予測を受信してもよい。

一実施形態において、同時同量算出部６０は、気象サーバ４００から受信する気象データなどに基づいて、発電部１０による発電量の予測を算出してよい。この場合、同時同量算出部６０は、例えば次の式（２）に基づいて、発電部１０による発電量の予測を算出してよい。
（発電部１０の発電量）＝（日射量）×（係数） （２）
ここで、日本産業規格（ＪＩＳ）による「太陽光発電システムの発電電力量推定方法」（ＪＩＳ Ｃ８９０７：２００５）において、各種のパラメータから太陽光発電システムが発電する電力量を推定する式が規定されている。一実施形態において、その式を使用しても構わない。これらは、ＪＩＳ Ｃ８９０７：２００５において規定されているため、より詳細な説明は省略する。

また、一実施形態において、同時同量算出部６０は、例えば、次の式（３）に基づいて電力制御システム１が設置された拠点における逆潮流電力を算出してよい。ここで、逆潮流する電力が発生するのは、発電する電力が電力需要の電力よりも大きくなる場合である。このため、式（３）に基づいて逆潮流電力を算出するのは、例えば発電する電力が需要電力よりも大きくなる場合としてよい。
（逆潮流電力）＝（発電部１０の発電）－（電力需要） （３）
同時同量算出部６０は、この算出結果に基づき、その拠点における発電計画として生成してよい。例えば、この算出結果をそのまま発電計画として生成してもよいし、この算出結果にある係数を掛けた値を発電計画として生成してもよい。一実施形態において、同時同量算出部６０は、このようにして生成された逆潮流電力の発電計画を、例えば出力制御部７０及び／又は広域機関サーバ３００に送信してよい。一実施形態において、同時同量算出部６０は、生成された逆潮流電力の発電計画として、例えば前日の発電計画又は数時間前の発電計画のような所定時間前の発電、及び当日の発電計画などを、出力制御部７０に送信してよい。

さらに、一実施形態において、同時同量算出部６０は、電力サーバ２００から送信される電力指令を受信してよい。一実施形態において、同時同量算出部６０は、発電の抑制量（例えば％）の値を含む電力指令を、電力サーバ２００から受信してよい。また、一実施形態において、同時同量算出部６０は、電力サーバ２００から送信される電力指令として、所定の１日の前日までに送信される電力指令を受信してもよいし、当該所定の１日の当日に送信される電力指令を受信してもよい。この場合、同時同量算出部６０は、電力サーバ２００から送信される電力指令を加味した上で生成された逆潮流電力の発電計画を、出力制御部７０に送信してよい。

このように、同時同量算出部６０は、その拠点における電力需要及び日射量などの入力に基づいて、その拠点における発電計画を生成してよい。このようにして生成された発電計画は、同時同量算出部６０が備える記憶部などの任意の記憶部に記憶されてよい。また、同時同量算出部６０は、このようにして生成された発電計画を、広域機関サーバ３００に提出（送信）してよい。また、同時同量算出部６０は、上述のようにして生成された発電計画を、出力制御部７０に送信してよい。

上述のように、同時同量算出部６０は、需要算出部５０から供給される電力需要の予測値に基づいて、逆潮流電力の予測値を算出してよい。この場合、同時同量算出部６０は、発電を合理的に予測した発電計画を、広域機関サーバ３００及び／又は出力制御部７０に事前に登録してよい。そして、同時同量算出部６０は、発電計画と、当日の発電の実績とを、例えば３０分単位（３０分の時間区分）で一致させてよい（同時同量）。ここで、発電計画とは、電力系統に逆潮流する電力量としてよい。

一実施形態において、同時同量算出部６０は、例えば以下の式（４）に基づいて、発電計画の電力量を算出してよい。
（発電計画の電力量）＝（発電部１０の出力電力量）－（負荷３０の消費電力量） （４）
すなわち、発電計画の電力量とは、（発電部１０の発電量（ＰＣＳから出力される発電量））－（その拠点において自家消費する電力量）として算出することができる。
ここで、その拠点において自家消費する電力量は、発電部１０の発電量（ＰＣＳから出力される発電量）、及びその拠点における電力需要から算出することができる。また、発電部１０の発電量（ＰＣＳから出力される発電量）は、日射量などのデータから算出することができる。

このように、一実施形態において、例えば同時同量算出部６０Ａは、第１拠点の電力需要及び第１拠点の発電部１０Ａが発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を算出してよい。

出力制御部７０は、発電部１０の発電による電力の出力を制御する。この場合、出力制御部７０は、例えば発電部１０が備えるＰＣＳを制御することにより、発電部１０から出力される電力の出力を制御してよい。また、出力制御部７０は、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を制御してもよい。この場合も、出力制御部７０は、例えば電力調整部２０が備えるＰＣＳを制御することにより、電力調整部２０が放電する電力及び／又は電力調整部２０に充電される電力を制御してよい。

一実施形態において、出力制御部７０は、同時同量算出部６０から受信する発電計画及び／又は電力サーバ２００から受信する電力指令に基づいて、発電部１０の発電による電力の出力を制御してよい。また、出力制御部７０は、同時同量算出部６０から受信する発電計画及び／又は電力サーバ２００から受信する電力指令に基づいて、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を制御してよい。

この場合、出力制御部７０は、同時同量算出部６０から送信される逆潮流電力の発電計画を受信してよい。ここで、出力制御部７０が同時同量算出部６０から受信する発電計画は、例えば前日に立てられた発電計画又は数時間前に立てられた発電計画のような所定時間前の発電、及び当日の発電計画などとしてよい。

また、出力制御部７０は、電力サーバ２００から送信される電力指令を受信してよい。一実施形態において、出力制御部７０は、発電の抑制量（例えば％）の値を含む電力指令を、電力サーバ２００から受信してよい。また、一実施形態において、出力制御部７０は、電力サーバ２００から送信される電力指令として、所定の１日の前日までに送信される電力指令を受信してもよいし、当該所定の１日の当日に送信される電力指令を受信してもよい。

さらに、一実施形態において、出力制御部７０は、スマートメータ４０から送信される電力の情報を受信してよい。ここで、スマートメータ４０から送信される電力の情報とは、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力の情報（例えば電力量）としてよい。

出力制御部７０は、以上のように受信した情報の入力に基づいて、発電部１０から出力される電力の出力を制御してよい。例えば、出力制御部７０は、発電部１０が出力する電力を制御する際に、電気事業者による電力指令が満たされるようにしてよい。さらに、例えば、出力制御部７０は、発電部１０が出力する電力を制御する際に、電力制御システム１が設置された拠点における電力需要に基づいて、当該拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるようにしてよい。

このように、例えば出力制御部７０Ａは、電気事業者による電力指令を満たすとともに、電力需要に基づいて、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、発電部１０が出力する電力を制御してよい。

また、出力制御部７０は、前述のように受信した情報の入力に基づいて、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を制御してもよい。例えば、出力制御部７０は、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を制御する際に、電気事業者による電力指令が満たされるようにしてよい。さらに、例えば、出力制御部７０は、電力調整部２０に入力される電力を制御する際に、電力制御システム１が設置された拠点における電力需要に基づいて、当該拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるようにしてよい。また、例えば、出力制御部７０は、電力調整部２０から出力される電力を制御する際に、電力制御システム１が設置された拠点における電力需要に基づいて、当該拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるようにしてよい。

このように、例えば出力制御部７０Ａは、電気事業者による電力指令を満たすとともに、電力需要に基づいて、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように、第１拠点の蓄電池の充電及び放電の少なくとも一方を制御してもよい。

出力制御部７０は、発電部１０によって出力される電力を制御するための出力制御値（例えば％）を発電部１０に送信してよい。このようにして、出力制御部７０は、発電部１０に出力制御値を設定してよい。また、出力制御部７０は、電力調整部２０に入力される電力及び／又は電力調整部２０から出力される電力を調整するための調整値（例えば％）を電力調整部２０に送信してよい。このようにして、出力制御部７０は、電力調整部２０に調整値を設定してよい。

出力制御部７０が発電部１０及び／又は電力調整部２０を制御する際、電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差がゼロになるようにするのが理想である。つまり、出力制御部７０が制御を行う際、電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績とが同じ時点で同じ量になるようにするのが理想である（同時同量）。要するに、自己託送として逆潮流させる電力の計画（予定）が、自己託送として実際に逆潮流させる電力に等しくようにするのが望ましい。しかしながら、例えば発電計画（予定）に対して実際の発電（実績）が同じにならないような状況も想定される。したがって、一実施形態において、出力制御部７０が制御を行う際、電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が少しでも低減されるようにしてよい。電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績とが完全に一致しない場合、その差をインバランス料金として精算してもよい。

次に、図１に示した電力制御システム１Ａ及び電力制御システム１Ｂを利用する自己託送について、さらに説明する。

以下、例として、第１拠点の電力制御システム１Ａ及び第２拠点の電力制御システム１Ｂともに、ある会社Ｘ（以下、適宜、Ｘ社と記す）が所有及び／又は管理する設備であるものとして説明する。ここで、Ｘ社は、自社以外の他社、例えば自社と親密な関係がある共同で設立した組合などとしてもよい。特に、第１拠点の電力制御システム１Ａは、例として、Ｘ社が所有及び／又は管理する太陽光発電設備を含むものとする。また、第２拠点の電力制御システム１Ｂは、例として、Ｘ社が所有及び／又は管理する生産工場設備を含むものとする。そして、第１拠点の電力制御システム１Ａ（例えば発電部１０Ａ）において発電された電力が、電力系統に逆潮流されて第２拠点に送電され、電力制御システム１Ｂ（例えば負荷３０Ｂ）において消費される状況（自己託送）について説明する。この場合、発電部１０Ａを有する第１拠点と、負荷３０Ｂを有する第２拠点とは、異なる受電場所とする。一実施形態において、自己託送を実現するに際し、出力抑制を加味しつつ、発電の計画値の同時同量の算出を試みる。また、一実施形態において、電力制御システム１Ａは、電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が少しでも低減されるように、発電部１０Ａ及び／又は電力調整部２０Ａを制御してよい。

自己託送において、発電の計画値の同時同量の条件として、電力系統に逆潮流する電力量の計画（予定）と、実際に逆潮流する電力量（実績）とが、（極力）一致することが求められる。すなわち、図１において、スマートメータ４０から出力制御部７０に送信される情報であって、発電部１０が発電する電力のうち逆潮流する電力の情報（例えば電力量）の計画（予定）と、実際に逆潮流する電力量（実績）とが、（極力）一致することが求められる。

例えば、生成した発電計画の電力量（予定）よりも、実際に発電した電力量（実績）が少なくなる場合、その差として足りない電力量は、不足インバランスとなる。この場合、電力系統に逆潮流する電力量の計画（予定）と、実際に逆潮流する電力量（実績）とが一致するという条件は満たされない（発電インバランス）。一方、例えば、生成した発電計画の電力量（予定）よりも、実際に発電した電力量（実績）が多くなる場合、その差として余る電力量は、余剰インバランスとなる。この場合も、電力系統に逆潮流する電力量の計画（予定）と、実際に逆潮流する電力量（実績）とが一致するという条件は満たされない（発電インバランス）。したがって、一実施形態に係る電力制御システム１は、このような発電インバランスが低減されるように電力を制御する。

図２は、一実施形態に係る電力制御システムの構成例の主要部分を示す図である。すなわち、図２は、図１に示すような電力制御システム１において自己託送を行う際に、主要な機能部のみを示す図である。

図２に示すように、第１拠点における電力制御システム１Ａ’は、発電部１０Ａ、電力調整部２０Ａ、負荷３０Ａ、及びスマートメータ４０Ａを備えてよい。また、図２に示すように、第１拠点における電力制御システム１Ａ’は、制御部８０Ａを備えてよい。図２に示す電力制御システム１Ａ’は、前述の機能部の一部を含まなくてもよいし、前述の機能部以外の他の機能部を含んでもよい。

一実施形態において、制御部８０Ａは、図１に示した出力制御部７０Ａと同じものとしてもよいし、異なるものとしてもよい。一実施形態において、制御部８０Ａは、図１に示した電力制御システム１Ａに含まれる任意の機能部の少なくとも一部を含んで構成してもよい。また、一実施形態において、制御部８０Ａは、図１に示した電力制御システム１Ａに含まれる機能部とは異なる機能部として構成されてもよい。

一実施形態において、制御部８０Ａは、発電部１０Ａによる発電を制御する。また、一実施形態において、制御部８０Ａは、電力調整部２０Ａによる電力の充電及び放電の少なくとも一方を制御する。ここで、発電部１０Ａは、第１拠点において電力を発電する。また、発電部１０Ａは、例えば太陽電池を備え、第１拠点において太陽光発電を行うものとしてもよい。さらに、電力調整部２０Ａは、第１拠点において電力の充電及び放電の少なくとも一方を行う。また、電力調整部２０Ａは、例えば第１拠点における電力の充電及び放電の少なくとも一方を行う蓄電池を備えてもよい。

図２に示すように、第２拠点における電力制御システム１Ｂ’は、負荷３０Ａ及びスマートメータ４０Ａを備えてよい。図２に示す電力制御システム１Ｂ’は、前述の機能部の一部を含まなくてもよいし、前述の機能部以外の他の機能部を含んでもよい。

以下、図２に示すように、第１の拠点を自己託送元とし、第２の拠点を自己託送先とする例について、さらに説明する。すなわち、図２に示すように、第１拠点における発電部１０Ａが発電する電力を、第２拠点における負荷３０Ｂに自己託送する態様について、以下、さらに説明する。

自己託送においては、１日を３０分ごとに４８の時間区分に分割し、これらの時間区分における電力の計画値に応じた同時同量の送電が必要とされることがある。このため、自己託送において、太陽光発電を採用する場合、前日の時点における気象予測から翌日の発電量を推定し、発電の計画値を作成してもよい。しかしながら、当日に発電可能な電力は、当日の天候に左右される。したがって、天候などの要因によっては、実際に第１拠点から系統電力に送電する際の電力は、インバランス（計画値との誤差）を含むことがある。

上述のように、逆潮流する電力は、天候などの要因に影響を受けるため、インバランスが発生し得る。このため、従来、実際に発電する電力が計画値を超えるような場合、発電する電力に出力制限をかけて対処していた。すなわち、例えば電力制御システム１Ａ’において、太陽光発電を行う発電部１０ＡのＰＣＳに出力制御をかけて発電する電力を抑えることにより、インバランスを低減し得る。しかしながら、このような対処方によっても、例えば急に天候が悪化するような場面に対応することは困難であった。

そこで、例えば、電力調整部２０Ａが備える蓄電池などを用いることで、上述のようなインバランスを低減する方法も考えられる。しかしながら、例えば蓄電池を設置する場合、その容量を大きくすると、設置にコストがかかり、また設置スペースも要することになる。このため、蓄電池を設置するにしても、大容量化を避けることが望ましい。また、このような蓄電池を利用する場合、効率的に活用することが望ましい。

このため、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’の制御部８０Ａは、例えば３０分の時間区分の前半において、電力調整部２０Ａが定格に近い放電を行うように制御してもよい。このような制御により、３０分の時間区分において一部の充放電量のみで補填可能な蓄電容量に抑えることができる。

図３は、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’の動作における時間区分の例を説明する図である。図３に示すように、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’の制御部８０Ａは、１日の２４時間を、３０分ごとの４８の時間区分として電力の制御を行ってよい。図３において、横軸は３０分単位の時間区分を示し、縦軸は例として発電部１０Ａによる発電の予定（予測又は計画値）を示している。このように、１つの時間区分における電力は、一定値として予定されるものとしてよい。図３に示す横軸の時間区分は、午前０時から１コマ目が開始して、２５コマ目は正午から開始するものとしてよい。太陽光による発電のため、日の出とともに発電する電力が生じ、正午の前後に発電する電力は大きくなっている。また、図３に示す縦軸は、電力制御システム１Ａ’による電力の出力の最大を１として示してある。

太陽光発電は、出力抑制が可能である。このため、一実施形態において、制御部８０Ａは、３０分の時間区分ごとに電力制御システム１Ａ’から電力系統に逆潮流する電力の積算をリアルタイムに計測してもよい。このような動作により、例えば気象予測及び／又は電力の市場価格情報を利用して、電力制御システム１Ａ’から電力系統に逆潮流する電力を制御することができる。また、このように制御することにより、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’は、前日に立案した電力の計画（予定）に対し、当日実際に発電する電力を合わせこむことができる。より詳細には、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’は、１つの時間区分の電力の積算値の計画（予定）に対し、当日実際に発電する電力の積算値を合わせこむことができ、全て時間区分において同様の制御をしている。これにより、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’によれば、インバランスの発生を低減し得る。

一実施形態において、制御部８０Ａは、３０分の時間区分のそれぞれにおいて、第１時限及び第２時限を設定することにより、電力の制御を実行してよい。ここで、第２時限は、第１時限よりも後に設定してよい。典型的には、例えば、制御部８０Ａは、３０分の時間区分のそれぞれにおける前半を第１時限とし、後半を第２時限としてもよい。しかしながら、第１時限及び第２時限は、必ずしも同じ長さの時限としなくてもよい。各時間区分において、第１時限は、第２時限よりも前のタイミングで、任意の時間の時限としてよい。また、各時間区分において、第２時限は、第１時限よりも後のタイミングで、任意の時間の時限としてよい。

一実施形態において、制御部８０Ａは、例えば、第１時限において、電力系統に逆潮流する電力量の実績が、電力系統に逆潮流する電力量の計画値（予定）よりも大きくなるように制御してよい。また、制御部８０Ａは、例えば、第２時限において、電力系統に逆潮流する電力量の計画値（予定）が、電力系統に逆潮流する電力量の実績よりも大きくなるように制御してよい。このような制御を行うに際し、制御部８０Ａは、発電部１０Ａによる発電の制御、及び、電力調整部２０Ａによる電力の充放電の制御の少なくとも一方を実行してよい。つまり、第１時限において、電力量の計画値に対して多く出力された電力量と、第２時限において、電力量の計画値に対して不足している電力量が同じになるように制御してよい。

すなわち、一実施形態において、電力制御システム１Ａ’は、第１時限において、計画よりも多くの電力を送電する。このため、電力制御システム１Ａ’は、電力系統に逆潮流する電力量の計画値が実際に発電する電力量よりも大きくなる場合には、電力調整部２０Ａの蓄電池を放電することにより電力を賄ってよい。ここで、制御部８０Ａは、電力調整部２０Ａから電力を放電する際には、定格に近い大きな出力として、放電される電力量を時間で調整してよい。このように、蓄電池の効率が高くなる領域で放電することにより、蓄電池の損失を低減することができる。

また、一実施形態において、制御部８０Ａは、第２時限において、次の第１時限の放電に備えて、電力調整部２０Ａを充電してよい。ここで、最新の気象予測に基づいて、第２時限に充電することにより、電力制御全体としてのバランスをとるようにしてもよい。電力制御システム１Ａ’は、発電の計画は前日に提出していたとしても、実際に動作中の気象予測を取得することにより、各時間帯において充電可能か放電可能かを判断してよい。すなわち、制御部８０Ａは、天候変化の安定度によって、電力の余剰及び／又は抑制の時間的な幅を変更してよい。

このように、一実施形態において、制御部８０Ａは、所定の時間区分ごとに、第１時限において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも大きくなるように制御してよい。この場合、制御部８０Ａは、第１時限において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも大きくなるように、電力調整部２０Ａによって電力が放電されるように制御してもよい。一実施形態において、上述の制御とともに、制御部８０Ａは、第１時限の後の第２時限において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも小さくなるように制御してよい。この場合、制御部８０Ａは、第２時限において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも小さくなるように、電力調整部２０Ａによって電力が充電されるように制御してもよい。

一実施形態によれば、このように制御することで、３０分などの各時間区分のそれぞれにおいて、天候の変動に起因するリスクを低減することができる。また、電力調整部２０Ａは、３０分などの各時間区分のそれぞれにおいて一部の時限のみに充放電を行う。このため、一実施形態によれば、電力調整部２０Ａが備える蓄電池の容量は比較的少ないものとすることができる。さらに、一実施形態によれば、電力調整部２０Ａが備える蓄電池を市場電力価格の高い時間に利用することにより、インバランスを低減し得る。

次に、図４乃至図７を参照して、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’による電力制御について、さらに具体的に説明する。図４乃至図７は、図３に示す棒グラフにおいて、塗りつぶした時間区分（つまり１５番目及び１６番目の時間区分）における電力制御を例示したものである。すなわち、図４乃至図７において、始めの時間区分においては実際の発電として定格の０．３程度が見込まれ、次の時間区分においては実際の発電として定格の０．４程度が見込まれるものとしてよい。以下、図４乃至図７に示す始めの時間区分を「時間区分１５」と記し、図４乃至図７に示す次の時間区分（時間区分１５の次の時間区分）を「時間区分１６」と記す。

また、図４乃至図７において、実際に電力制御システム１Ａ’が出力可能な発電を、「実際の発電」として折れ線グラフで示してある。さらに、図４乃至図７において、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量を、「送電量」として示してある。さらに、図４乃至図７において、電力系統に逆潮流する電力量の計画値（予定）は、破線により示してある。

図４に示す例では、時間区分１５及び時間区分１６において、実際の発電が、電力系統に逆潮流する電力量の計画値（予定）を超えている。一方、図４に示す例では、時間区分１５及び時間区分１６において、出力制御が課されている。このような場合、制御部８０Ａは、電力制御システム１Ａ’の出力として、出力制御を超えない程度の出力を設定してよい。したがって、図４に示すように、時間区分１５の第１時限において、制御部８０Ａは、見込まれる定格の出力０．３を超える電力を出力してよい。すなわち、時間区分１５の第１時限においては実発電の方が多いため、計画値以上の逆潮流を出力してよい。一方、時間区分１５の第２時限における抑制とのバランスをとる必要があるため、出力制御により上限を設定してよい。このように出力制御を行うことで、蓄電池の容量を低減し得る。ここで、出力制御は、電力会社によって課される指令ではなく、インバランス抑制を行うための制御としてよい。例えば電力会社によって出力抑制の指令が課されている場合は、その値を計画値としてよい。また、時間区分１６の第１時限において、制御部８０Ａは、見込まれる定格の出力０．４を超える電力を出力してよい。

この場合、図４に示すように、時間区分１５の第２時限において、制御部８０Ａは、電力量の計画値に整合させるために、電力調整部２０Ａの充電を行ってよい。また、時間区分１６の第２時限において、制御部８０Ａは、電力量の計画値に整合させるために、出力制御を行ってよい。また、時間区分１５及び時間区分１６の第１時限の終了時において、計画値よりも多く出力した余剰電力量を算出してよい。そして、余剰電力量に基づき、時間区分１５及び時間区分１６の第２時限に、電力系統に逆潮流する電力の目標値を設定し、目標値に合わせるように制御してよい。この場合、時間区分１５及び時間区分１６の第２時限において、時間の経過とともに、電力系統に逆潮流する電力が小さくなるように目標値を設定してよい。

図５に示す例でも、時間区分１５及び時間区分１６において、実際の発電が、実際の発電として見込まれる定格の出力を超えている。このような場合、制御部８０Ａは、時間区分１５の第１時限及び時間区分１６の第１時限において、それぞれ見込まれる定格の出力を超える電力を出力してよい。ここで、制御部８０Ａは、図５に示すように、時間区分１５の第１時限において、実際の発電として足りない電力を、電力調整部２０Ａの放電により賄ってよい。すなわち、図５に示す時間区分１５のように、発電部１０ａによる発電量と計画値にあまり差がない場合、第１時限において予め余分に放電してよい。例えば、第１時限において電力系統に逆潮流する電力が定格の出力に1を超える所定比率（例えば、１．１等）を掛け合わせた所定電力となるように設定し、所定電力に対して実際の発電として足りない電力を、電力調整部２０Ａの放電により賄ってよい。この場合、電力調整部２０Ａの蓄電容量が減少することから、制御部８０Ａは、図５に示すように、時間区分１５の第２時限において、電力調整部２０Ａを充電してよい。

図６に示す例では、時間区分１５及び時間区分１６において、実際の発電が、実際の発電として見込まれる定格の出力を下回る部分がある。このような場合、制御部８０Ａは、時間区分１５の第１時限において、それぞれ見込まれる定格の出力を超える電力を出力してよい。ここで、制御部８０Ａは、図６に示すように、時間区分１５の第１時限において、実際の発電として足りない電力を、電力調整部２０Ａの放電により賄ってよい。例えば、第１時限において電力系統に逆潮流する電力が定格の出力に1を超える所定比率（例えば、１．１等）を掛け合わせた所定電力となるように設定し、所定電力に対して実際の発電として足りない電力を、電力調整部２０Ａの放電により賄ってよい。この場合、電力調整部２０Ａの蓄電容量が減少することから、制御部８０Ａは、図６に示すように、時間区分１５の第２時限及び時間区分１６の第２時限において、電力調整部２０Ａを充電してよい。また、時間区分１５の第２時限において、実際の発電が、実際の発電として見込まれる定格の出力を下回る部分がある場合には、実際の発電に合わせて電力系統に逆潮流してよい。その後、電力量の計画値を捉えることができると判断した場合、電力調整部２０Ａを充電してよい。制御部８０Ａは、図６に示すように、時間区分１６の前半において、実際の発電が、実際の発電として見込まれる定格の出力を下回る部分と、時間区分１６の後半において、実際の発電が、実際の発電として見込まれる定格の出力を上回る部分が生じると予測される場合には、以下のように制御してもよい。すなわち、時間区分１６の時間内において、上回る部分の電力量が下回る部分の電力量よりも多いと判断できる場合、第１時限において、実際の発電に合わせて電力系統に逆潮流してよい。そして、上回る部分の電力量と下回る部分の電力量が同じになった時点で、第１時限が終了して第２時限に移行し、電力調整部２０Ａを充電してよい。

図７に示す例では、時間区分１６において、実際の発電が、実際の発電として見込まれる定格の出力を下回る部分がある。このような場合、制御部８０Ａは、時間区分１５の第１時限及び時間区分１６の第１時限において、それぞれ見込まれる定格の出力を超える電力を出力してよい。ここで、制御部８０Ａは、図７に示すように、時間区分１５の第２時限において、電力調整部２０Ａを充電してよい。制御部８０Ａは、図７に示すように、時間区分１６の第１時限において、実際の発電として足りない電力を、電力調整部２０Ａの放電により賄ってよい。つまり、時間区分１６の後半において、実際の発電が、実際の発電として見込まれる定格の出力を下回る部分が生じると予測される場合には、時間区分１６の第１時限において、実際の発電に合わせて電力系統に逆潮流する。そして、時間区分１６の第２時限において、電力量の計画値を捉えることができないと判断した場合、電力調整部２０Ａを放電して賄ってよい。

次に、電力制御システム１Ａ’の動作について、さらに説明する。図８は、電力制御システム１Ａ’の動作を説明するフローチャートである。

図８に示す動作が開始すると、電力制御システム１Ａ’の制御部８０Ａは、第１拠点において発電される電力の予定の情報を取得する（ステップＳ１１）。次に、制御部８０Ａは、第１拠点において次の時間区分に逆潮流できる電力量の予測値の情報を取得する（ステップＳ１２）。次に、制御部８０Ａは、第１拠点において電力会社のような電気事業者などから出力抑制が発されている場合、電力の出力制御の情報を取得する（ステップＳ１３）。ステップＳ１１乃至ステップＳ１３は、任意の順に実行されてもよい。

次に、制御部８０Ａは、取得した情報に基づいて、第1時限において逆潮流する電力量の実績が予定よりも大きくなるように、電力制御を立案する（ステップＳ１４）。また、制御部８０Ａは、取得した情報に基づいて、第２時限において逆潮流する電力量の実績が予定よりも小さくなるように、電力制御を立案する（ステップＳ１５）。ここで、ステップＳ１５の動作の前に、最新の逆潮流できる電力量の予測値の情報を取得するとともに、第１時限において逆潮流した電力量の実績を取得して、第２時限における電力制御を立案してもよい。ステップＳ１２、ステップＳ１４及びステップＳ１５の動作は、上述のように、例えば３０分などの時間区分のそれぞれについて実行されてよい。また、立案した目標値に対して、逆潮流した電力の実績が大きく乖離する場合には、再度、ステップＳ１４及びステップＳ１５の動作を実行してもよい。

次に、制御部８０Ａは、ステップＳ１４及びステップＳ１５において設定された通りに、発電部１０Ａによる発電の制御、及び電力調整部２０Ａによる出力（又は充放電）を制御する（ステップＳ１６）。

以上説明したように、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’において、制御部８０Ａは、前記所定の時間区分ごとに前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように制御してもよい。また、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’において、制御部８０Ａは、電気事業者による電力指令を満たすように制御してもよい。また、一実施形態に係る電力制御システム１Ａ’において、制御部８０Ａは、所定の時間区分を、１日において４８区分された３０分単位の時間区分として制御してもよい。

上述した実施形態は、第１拠点の電力制御システム１Ａ及び第２拠点の電力制御システム１Ｂのようなシステムとしての実施について説明した。しかしながら、一実施形態に係るシステムは、第１拠点の電力制御システム１Ａ及び第２拠点の電力制御システム１Ｂのみならず、さらに第３拠点の電力制御システム１Ｃを含んでもよいし、それ以上の電力制御システムを含んでもよい。この場合、例えば同時同量算出部６０Ａは、第１拠点の電力需要及び第１拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点と異なる複数の拠点に供給される電力量を算出してもよい。また、出力制御部７０Ａは、電気事業者による電力指令を満たすとともに、電力需要に基づいて、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点と異なる複数の拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御を行ってもよい。

また、一実施形態において、制御部８０Ａは、所定の時間区分ごとに、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点と異なる第２拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御してもよい。また、一実施形態において、制御部８０Ａは、所定の時間区分ごとに、第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点と異なる複数の拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御してもよい。

上述した実施形態は、第１拠点の発電部１０Ａが発電する電力を、第２拠点の負荷３０Ｂに自己託送する態様を想定して説明した。しかしながら、上述したように、一実施形態において、第２拠点の発電部１０Ｂが発電する電力を、第１拠点の負荷３０Ａに自己託送してもよい。この場合、同時同量算出部６０Ａは、第２拠点の電力需要及び第２拠点の発電部が発電する電力量に基づいて、所定の時間区分において第２拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点に供給される電力量を算出してもよい。また、出力制御部７０Ａは、電気事業者による電力指令を満たすとともに、第２拠点の電力需要に基づいて、第２拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって第１拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御を行ってもよい。

上述した実施形態において、電力制御システム１のようなシステムは、太陽光発電などを行う発電部１０を含むものとしてもよい。この場合、例えば、電力制御システム１Ａは、第１拠点に設置された発電部１０Ａを含むものとし、電力制御システム１Ｂは、第２拠点に設置された発電部１０Ｂを含むものとしてもよい。一方、電力制御システム１のようなシステムは、太陽光発電などを行う発電部１０を制御するシステムとして、発電部１０を含まないものとしてもよい。

また、上述した実施形態は、例えば、上述したシステム又は機器の制御方法として実施してもよい。また、上述した実施形態は、例えば、上述したシステム又は機器のコンピュータにおいて実行されるプログラムとして実施してもよい。さらに、上述した実施形態は、例えば、上述したシステム又は機器のコンピュータにおいて実行されるプログラムを記録した記録媒体、すなわちコンピュータ読み取り可能な記録媒体として実施してもよい。

１ 電力制御システム
１０ 発電部
２０ 電力調整部
３０ 負荷
４０ スマートメータ
５０ 需要算出部
６０ 同時同量算出部
７０ 出力制御部
８０ 制御部
２００ 電力サーバ
３００ 広域機関サーバ
４００ 気象サーバ

Claims (11)

1. 第１拠点において電力を発電する発電部と、
   前記第１拠点において電力の充電及び放電の少なくとも一方を行う電力調整部と、
   前記発電部による発電を制御するとともに、前記電力調整部による電力の充電及び放電の少なくとも一方を制御する制御部と、
   を備え、
   前記制御部は、所定の時間区分ごとに、第１時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも大きくなるように制御し、かつ、前記第１時限の後の第２時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも小さくなるように制御する、電力制御システム。
2. 前記制御部は、前記所定の時間区分ごとに前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の予定と実績との差が低減されるように制御する、請求項１に記載の電力制御システム。
3. 前記制御部は、電気事業者による電力指令を満たすように制御する、請求項１又は２に記載の電力制御システム。
4. 前記制御部は、前記所定の時間区分を、１日において４８区分された３０分単位の時間区分として制御する、請求項１から３のいずれかに記載の電力制御システム。
5. 前記制御部は、前記第１時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも大きくなるように、前記電力調整部によって電力が放電されるように制御する、請求項１から４のいずれかに記載の電力制御システム。
6. 前記制御部は、前記第２時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも小さくなるように、前記電力調整部によって電力が充電されるように制御する、請求項１から５のいずれかに記載の電力制御システム。
7. 前記制御部は、前記所定の時間区分ごとに、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって前記第１拠点と異なる第２拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御する、請求項１から６のいずれかに記載の電力制御システム。
8. 前記制御部は、前記所定の時間区分ごとに、前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量であって前記第１拠点と異なる複数の拠点に供給される電力量の予定と実績との差が低減されるように制御する、請求項１から６のいずれかに記載の電力制御システム。
9. 前記電力調整部は、前記第１拠点における電力の充電及び放電の少なくとも一方を行う蓄電池を備える、請求項１から８のいずれかに記載の電力制御システム。
10. 前記発電部は、前記第１拠点において太陽光発電を行う、請求項１から９のいずれかに記載の電力制御システム。
11. 第１拠点における発電部による発電を制御するとともに、前記第１拠点における電力調整部による電力の充電及び放電の少なくとも一方を制御する電力制御機器であって、
    所定の時間区分ごとに、第１時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも大きくなるように制御し、かつ、前記第１時限の後の第２時限において前記第１拠点から電力系統に逆潮流する電力量の実績が予定よりも小さくなるように制御する、電力制御機器。

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