JP2024022452A - 発電制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電により得られる再生可能エネルギーをより効率的に利用できる発電制御システムを提供する。【解決手段】発電制御システム１００は、最大電力追従（ＭＰＰＴ）装置を介して電力を出力する太陽電池と、太陽電池の電力を充電可能な蓄電池と、電力網及び負荷に接続している受変電設備と、ＭＰＰＴ装置及び蓄電池からの直流電力を、受変電設備を含む交流側に出力する片方向インバータを有するパワーコンディショナ（ＰＣＳ）と、ＰＣＳの出力を制御する監視制御装置と、を有する。監視制御装置は、ＭＰＰＴ装置からの電力をパＰＣＳに流入する電力で差し引いた差の電力が正の場合に差の電力が蓄電池の充電に用いられるように、又は、差の電力が負の場合に蓄電池が放電することで差の電力が蓄電池からＰＣＳに与えられるように、ＰＣＳから受変電設備へ出力される電力を制御する。【選択図】図１

Description

本発明は、発電制御システムに関する。

電力会社から供給される電力系統の電力に加えて、太陽光発電の電力を、家庭、オフィス、或いは工場などで用いることで、クリーンなエネルギーの利用を促進し、化石燃料の消費を抑制する技術開発の促進が求められている。

例えば、太陽電池の発電電力を制御するパワーコンディショナと、負荷に接続された受変電部と、負荷の消費電力を取得すると共にパワーコンディショナの出力を制御する発電制御装置と、を備え、発電制御装置は、発電電力の上限値を、発電電力の上限値と消費電力との差分が消費電力の一次関数となるよう設定して出力指令値を算出し、出力指令値に基づいてパワーコンディショナは発電電力が上限値以下となるよう制御することで逆潮流を回避する技術が存在する（例えば、特許文献１参照）。

電力網から受電する負荷を含む交流側と、再生可能エネルギー発電装置及び蓄電装置を含む直流側との間に接続される双方向インバータを制御可能に構成される制御部を備え、制御部は、再生可能エネルギー発電装置の発電電力量、及び、負荷の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得し、第２時刻における蓄電装置の目標充電量を仮定し、仮定した目標充電量に対して、第２時刻から第１時刻までさかのぼるように各時刻の予測値を適用して各時刻において目標充電量を更新することによって、第１時刻における目標充電量を算出し、第１時刻における目標充電量に基づいて、双方向インバータに、交流側から直流側への充電動作、又は、直流側から交流側への放電動作を実行させる技術が存在する（例えば、特許文献２参照）。

特許第６３６４５６７号公報 特許第６６６４６８０号公報

開示の技術は、簡便に構成されるシステムを用いて、逆潮流による系統への影響を抑制しつつ太陽光発電により得られる再生可能エネルギーをより効率的に利用できる技術を提供することを目的とする。

開示の技術は、最大電力追従装置を介して電力を出力する太陽電池と、前記最大電力追従装置と接続され前記太陽電池の電力を充電可能な蓄電池と、電力網及び負荷に接続している受変電部と、前記最大電力追従装置及び前記蓄電池からの直流電力を、前記受変電部を含む交流側に出力する、片方向インバータを有するパワーコンディショナと、前記パワーコンディショナの出力を制御する監視制御装置と、を有し、前記監視制御装置は、前記最大電力追従装置からの電力を前記パワーコンディショナに流入する電力で差し引いた差の電力が正の場合に前記差の電力が前記蓄電池の充電に用いられることが可能なように、又は、前記差の電力が負の場合に前記蓄電池が放電することで前記差の電力が前記蓄電池から前記パワーコンディショナに与えられることが可能なように、前記パワーコンディショナから前記受変電部へ出力される電力を制御する、発電制御システムを提供する。
また、開示の技術において、前記監視制御装置は、前記パワーコンディショナが前記最大電力追従装置からの電力で負荷に電力を与えることが可能な場合であっても、前記最大電力追従装置からの電力の一部の電力を前記パワーコンディショナが受け取ることを抑制し、前記抑制された電力に起因して前記パワーコンディショナから負荷に与えることができる電力が減じられた電力を補充するように、前記電力網から取得した電力を、前記負荷に与えることで、抑制された前記一部の電力が前記蓄電池の充電に用いられるよう記パワーコンディショナから前記受変電部へ出力される電力を制御してもよい。
また、開示の技術において、前記監視制御装置は、前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データとを含む情報に基づいて、前記電力網からの、一日における受電電力の最大値が、所定の値を超えないよう前記パワーコンディショナから前記受変電部へ出力される電力を制御してもよい。

また、開示の技術において、前記監視制御装置は、翌日における前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データとを含む情報に基づいて、翌日における前記電力網からの受電電力の最大値が減少するように、前記パワーコンディショナの出力を制御することで、前記翌日に持ち越される蓄電池に蓄積される電力量を調節してもよい。

また、開示の技術において、前記監視制御装置は、前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データとを含む情報に基づいて、前記蓄電池に充電可能な総電力量を超えないように、前記パワーコンディショナの出力を制御してもよい。

また、開示の技術において、前記監視制御装置は、前記負荷の消費電力が所定の値よりも大きい場合は、受電電力が前記所定の値を超えないようにパワーコンディショナの出力を制御してもよい。
また、開示の技術において、前記監視制御装置は、前記負荷の消費電力が所定の値よりも小さい場合は、前記最大電力追従装置からの電力が前記蓄電池の充電に用いられることが可能なように、パワーコンディショナの出力を抑制してもよい。
また、開示の技術において、前記監視制御装置は、１日の間に複数回、前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データを受け取り、前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データは、少なくとも１日間の情報を含んでもよい。

開示の技術によれば、簡便に構成されるシステムを用いて、逆潮流による系統への影響を抑制しつつ太陽光発電により得られる再生可能エネルギーをより効率的に利用できる技術を提供することができる。

図１は、実施形態の発電制御システム１００の構成を示すブロック図である。 図２Ａ乃至図２Ｃは、ＵＰＲ１２２（不足電圧継電器）の動作を契機として発電制御システム１００が各部の電力を制御することを説明する図である。 図３Ａ及び図３Ｂは、小さな逆潮流が発生したことを検知した場合において、電力網１４０への悪影響を回避し、又は軽減させる制御を示す図である。 図４Ａないし図４Ｃは、負荷電力、太陽光発電電力、蓄電池の充放電電力及び受電電力等の相互関係を示す図である。 図５は、実施形態のうち、主に各種のデータ収集、制御指令及びＡＩ処理に関連する処理を実行する各ハードウエア構成を示した図である。 図６は、太陽電池、ＭＰＰＴ、蓄電池及びＰＣＳの動作を示すための等価回路の一例を示す図である。

以下に、図面を参照して、開示の実施形態を説明する。以下の各実施形態は、それぞれが排他的なものではなく、ある実施形態の一部を他の実施形態に組み込んだり、ある実施形態の一部を他の実施形態の一部で代替したりすることができる。

また、開示の実施形態のそれぞれの構成は、ハードウエアによって実現されてもよく、或いはコンピュータにインストールされたプログラムにより実現されてもよい。
＜実施形態１＞
図１は、実施形態の発電制御システム１００の構成を示すブロック図である。

太陽電池１０２は、太陽光のエネルギーを電力に変換する。太陽電池は、通常、直列又は並列に接続される複数のセルを含む。太陽電池１０２は、複数のセルの集合体が太陽電池モジュールを形成し、更に太陽電池モジュールが複数用意されてもよい。

ＭＰＰＴ１０６は、最大電力追従（ＭＰＰＴ：Maximum Power Point Tracking）制御を行う。最大電力追従制御は、ＭＰＰＴ１０６の入力側の直流電圧を例えば一定時間の間隔でわずかに変動させて、そのときの太陽電池１０２の出力電力を計測する。そして、前回の太陽電池１０２の出力電力との比較を行い、太陽電池１０２から得られる電力が大きくなる方向に、ＭＰＰＴ１０６の入力側の直流電圧を変化させることにより、太陽電池１０２からより大きな出力電力を取り出す制御を行う。そして、ＭＰＰＴ１０６は、ＭＰＰＴ１０６の出力側の電圧に応じて出力電流を制御することで、太陽電池１０２から得られた電力を、効率的に出力側に供給することができる。
ＰＣＳ１０８は、パワーコンディショナであり、「ＰＣＳ」は、Power Conditioning System の略である。本明細書では、ＰＣＳ１０８を境として、太陽電池側を直流側と称し、電力網側を交流側と称する。直流側からの直流電力を交流電力に変換して、交流側の負荷１３０が利用できる交流電力を出力する。したがって、ＰＣＳ１０８は、直流を交流に変換する片方向インバータ１０９によって、直流から交流への変換を行うことができる。
なお、ＰＣＳ１０８は、直流と交流の双方向の変換機能をもつ双方向インバータ１０９を含んでいてもよい。双方向インバータ１０９を含むＰＣＳ１０８は、交流側からの交流電力を直流に変換して、直流側の蓄電池に直流電力を供給することもできる。
図６は、太陽電池１０２、ＭＰＰＴ１０６、蓄電池１０４及びＰＣＳ１０８の動作を示すための等価回路の一例を示す図である。
図６において、太陽電池１０２は、起電力Ｖｐにて電流Ｉｐを出力する。この場合、太陽電池から得られる電力は、ＶｐＩｐとなる。太陽電池１０２からの電力は、日照の程度及び気温などに影響されると共に、Ｖｐが変化することに応じてＩｐが変化する。太陽電池１０２から効率的に電力を得るためには、ＭＰＰＴ１０６により、ＶｐＩｐが最大になるＶｐとＩｐとの組み合わせを探索するとよい。
ＭＰＰＴ１０６の等価回路は、オンオフのデューティ比を変化させることができるＳＷ、ダイオードＤ１、コイルＬ、キャパシタンスＣ及び逆流防止のダイオードＤ２を含む。このＭＰＰＴ１０６に示される回路は、その動作を示すための等価回路の一例である。したがって、ＭＰＰＴ１０６は、この等価回路に限定されるものではないことに留意すべきである。太陽電池１０２、蓄電池１０４及びＰＣＳ１０８の等価回路も、同様に一例である。
蓄電池１０４は、一例として、電圧源Ｖと内部抵抗ｒが直列接続された等価回路で示される。
ＰＣＳ１０８は、一例として、入力インピーダンスＲが変化する等価回路で示す。
図６において、ＭＰＰＴ１０６のＳＷのオンオフのデューティ比を変化させることにより、太陽電池１０２の起電力Ｖｐと出力電流Ｉｐとが変化する。不図示の制御回路を用いて、太陽電池１０２からの電力ＶｐＩｐを最大にするように、例えば山登り法の手法を用いて、ＳＷのオンオフのデューティ比を変化させて、日照及び気温などの環境変化に応じて、太陽電池１０２から最大電力を取り出すことができる。
ＭＰＰＴ１０６の出力は、蓄電池１０４及びＰＣＳ１０８に接続されている。ＭＰＰＴ１０６の出力電圧は、蓄電池１０４の内部抵抗ｒが小さいため、蓄電池１０４の電圧源Ｖの電圧にほぼ支配される。したがって、ＭＰＰＴ１０６は、ＶｐＩｐを最大化する代わりに、ＭＰＰＴ１０６の出力電流Ｉｏｕｔを最大化するように動作してもよい。
ＰＣＳ１０８は、受変電設備１２０に与える電力に応じて、内部インピーダンスＲを変化させるように動作する。
図６に示す等価回路の場合、以下の式が成り立つ。

rIc+R(Iin+Ic)=V （式１）

Iout+Ic=Iin （式２）

ここで、Icは蓄電池１０４からＰＣＳ１０８に流れる電流、rは蓄電池１０４の内部抵抗、Vは蓄電池の開放電圧、IoutはＭＰＰＴ１０６の出力電流、RはＰＣＳ１０８の入力インピーダンスである。
上記式１及び式２から以下の関係が導かれる。

Ic=(V-RIout)/(2R+r) （式３）

したがって、V>RIoutであれば、Icは正となるので、蓄電池１０４からＰＣＳ１０８に電力が供給されると共にＭＰＰＴ１０６からもＰＣＳ１０８に電力が供給される。
また、V<RIoutであれば、Icは負となるので、蓄電池１０４にＭＰＰＴ１０６から電力が供給され蓄電が行われると共に、ＭＰＰＴ１０６からＰＣＳ１０８に電力が供給される。

太陽電池１０２は設置場所、天候、温度などにより最適動作点が変動するため、ＭＰＰＴ１０６により、太陽電池１０２からより多くの電力を取り出すことが可能となる。ＭＰＰＴ１０６は、以下に説明するＰＣＳ１０８（パワーコンディショナ）及び／又は蓄電池１０４と連携して、動作することが望ましい。

蓄電池１０４は、ＭＰＰＴ１０６を介して太陽電池１０２からの電力を得ることで、電力を蓄電することができる。また、蓄電池１０４は、蓄電された電力をＰＣＳ１０８に供給することができる。

ＰＣＳ１０８は、太陽電池１０２及び蓄電池１０４からの電力のいずれか又は双方を受け入れることができる。ＰＣＳ１０８は、受け入れた直流電力を交流に変換するインバータ１０９を有する。インバータ１０９により変換された交流の電力を受変電設備１２０に出力する。インバータ１０９は、直流を交流に変換する片方向インバータ１０９であってもよいし、更に交流を直流に変換する機能を備えた双方向インバータ１０９であってもよい。

受変電設備１２０は、電力を提供する送配電事業者などの電力系統が接続されている。受変電設備１２０は、電力網１４０から購入した電力及び／又はＰＣＳ１０８から供給された電力を負荷１３０等に供給することができる。
受変電設備１２０は、ＵＰＲ１２２（不足電力継電器）及びＲＰＲ１２４（逆電力継電器）を備える。
受電設備１２０等は、動作状態に関する情報を以下に説明する監視制御装置１１０に提供することができる。

監視制御装置１１０は、ＰＣＳ１０８の動作状態を受け取ることができ、ＰＣＳ１０８に対して、ＰＣＳ１０８の動作を制御するための指令をＰＣＳ１０８に伝達することができる。

また、監視制御装置１１０は、インターネットなどのネットワーク（不図示）を通じて、太陽電池１０２の発電電力予測値、負荷から要求される電力に関する負荷電力予測値などを受け取ることができる。また、気温・日照予測値等が受け取られてもよい。

また、監視制御装置１１０は、各種の装置に設けられた各種センサ１１２から、蓄電池１０４の蓄電可能電力量、太陽電池１０２が発電している発電電力量、各種装置の温度、大気の温度及び湿度などの天候の予測情報、日射量等を受け取ってもよい。

なお、発電予測値は、日射量の予測値、気温などの天候の予測情報から、監視制御装置１１０が自ら予測してもよいし、外部から、これらの情報が提供されてもよい。また、負荷予測値は、一定期間（１日、１週間、季節など）及びその他の要因（天候など）による負荷の過去の消費電力量をＡＩが学習することで、将来の予測が求められてもよい。負荷予測は、監視制御装置１１０によって予測されてもよいし、ネットワーク５１５（図５）を介して外部からこれらの情報が提供されてもよい。或いは、オペレータによって、例えば翌日、１週間、休日又は平日等の負荷予測の情報が提供されてもよい。また、工場などの設備の稼働予測が提供されることで、監視制御装置１１０が負荷予測値を予測してもよい。
また、監視制御装置１１０は、ＵＰＲ１２２及びＲＰＲ１２４の動作状況を受信してもよい

監視制御装置１１０は、受け入れたこれらの情報を基にして、ＰＣＳ１０８に動作指令を与える。ＰＣＳ１０８は、この動作指令に基づいて、受変電設備１２０へ供給する電力量を決定してもよい。

なお、ＰＣＳ１０８は、受変電設備１２０からの交流電力を直流に変換して蓄電池１０４に与えてもよい。この場合には、インバータ１０９は、双方向インバータ１０９であってもよい。なお、ＰＣＳ１０８に備えられるインバータ１０９を、直流から交流に変換する片方向インバータ１０９とすることで、ＰＣＳ１０８の構成を簡略化することができる。
なお、ＰＣＳ１０８が片方向インバータ１０９を有する場合、電力網１４０からの電力を蓄電池１０４に蓄電することができない。しかしながら、後述する実施形態においては、電力網１４０からの電力を負荷１３０に与えることで、太陽電池１０２で発電される電力のうち、一部（又は全部）の電力が負荷１０３に用いられることが抑制され、この抑制された電力が蓄電池１０４の充電に用いられるようにすることができる。このようにすることによって、ＰＣＳ１０８が片方向インバータ１０９のみを有する場合であっても、蓄電池１０４に蓄電される電力量の自由度を増大させることができる。
太陽電池１０２から蓄電池１０４への蓄電は、ＭＰＰＴ１０６を介して自律的に行われる。したがって、この蓄電の制御をＰＣＳ１０８等が直接的に行わなくてもよい構成を採用することができ、全体のハードウエア構成が簡素化される。
ＭＰＰＴ１０６は、既に述べたように最大電力追従制御を行うことで、太陽電池１０２から効率的に電力を取得する。ＭＰＰＴ１０６の出力電圧は、接続されている蓄電池１０４の起電力に支配される。なぜなら、既に述べたように蓄電池１０４の内部抵抗ｒは、小さな値だからである。太陽電池１０２の発電環境が同じ場合、蓄電池１０４の起電力が高くなれば、この起電力と同程度にＭＰＰＴ１０６の出力電圧が高くなると共に出力電流が小さくなる。
ＭＰＰＴ１０６の出力電力と、ＰＣＳ１０８の出力電力と、蓄電池１０４の充放電との関係は以下のとおりとなる。
（１）ＰＣＳ１０８の出力電力＜ＭＰＰＴ１０６の出力電力とする場合
上記の条件を満足する状態になるように、監視制御装置１１０がＰＣＳ１０８に対して、ＰＣＳ１０８の入力インピーダンスＲを調節する指令を出す。ＰＣＳ１０８の入力インピーダンスＲが調節されることにより、適切な電力が、ＭＰＰＴ１０６からＰＣＳ１０８に流入すると共に、余剰の電流Ｉｃは、蓄電池１０４に流入することで、蓄電池１０４が充電される。
なお、蓄電池１０４が満充電である場合には、保護回路（不図示）により、蓄電池１０４の過充電が防止されるようにすることが望ましい。この場合には、余剰の電流Ｉｃは、蓄電池１０４の蓄電に用いられなくてよい。
（２）ＰＣＳ１０８の出力電力＞ＭＰＰＴ１０６の出力電力とする場合
上記の条件を満足する状態になるように、監視制御装置１１０がＰＣＳ１０８に対して、ＰＣＳ１０８の入力インピーダンスを調節する指令を出す。ＰＣＳ１０８の入力インピーダンスが調節されることにより、ＭＰＰＴ１０６からの全ての電力がＰＣＳ１０８に流入すると共に、不足する電力に対応する電流Ｉｃが、蓄電池１０４からＰＣＳ１０８に流入する。
なお、蓄電池１０４の蓄電量が零である場合には、蓄電池１０４からＰＣＳ１０８に電流は流入しない。この場合には、負荷１３０にＰＣＳ１０８から供給される電力に対する不足分の電力は、電力網１４０から受変電設備１２０を介して、負荷１３０に供給されるよう、受変電部１２０が動作すればよい。

負荷１３０は、家庭であれば交流電力を消費する家電製品などであり、工場などであれば、交流電力を消費する機械類などが挙げられるが、これらに限定されるものではない。

なお、図１において、各ブロックが矢印付きの線で接続されている。この線は、主要な情報、電力などの流れ及びその流れの方向を示しているが、これらは例示であることに留意すべきである。矛盾のない限り、あるブロックとあるブロックの間に矢印線がつながれていなくても、各種情報又は電力が流れるようになっていてもよいことは言うまでもない。また、各ブロックは、ハードウエアで構成されてもよいし、ＣＰＵ及びメモリを備えるコンピュータがプログラムを実行することで、各ブロックが動作してもよい。或いは、複数のブロックが１つのハードウエア又はコンピュータで実現されていてもよいし、１つのブロックが複数のハードウエア又はコンピュータに分散されていてもよい。

図２Ａ乃至図２Ｃは、ＵＰＲ１２２（不足電圧継電器）の動作を契機として発電制御システム１００が各部の電力を制御することを説明する図である。図２Ａは、ＵＰＲ１２２が動作しない場合の例を示したグラフであり、ＵＰＲ１２２が動作する図２Ｂ及び図２Ｃの理解を助けるための図である。
図２Ａを用いて、ＵＰＲ１２２が動作しない場合の発電制御システム１００の動作を説明する。

ＰＣＳ２３０と受電電力２２０を足し合わせた電力が、受変電設備１２０を介して、負荷電力２１０に示されるように負荷１３０に供給される。この場合において、時刻ta1で、受電電力が所定の第１の値２４０を下回っている。この所定の第１の値２４０は、受電電力２２０がゼロに近い値にあらかじめ設定されている。時刻ta1において受電電力２２０がゼロに近い値である所定の第１の値２４０を下回ったことは、受電電力が低下していることを示している。この場合、さらに受電電力がゼロを下回って、マイナス値になる可能性が高いことを知ることができる。図２Ａでは、ＰＣＳ出力２３０は、一定値を保った形で描かれているが、分かりやすいようにするためであり、ＰＣＳ出力２３０が、ＰＣＳ１０８などの動作によって変動してもよいことは言うまでもない。この点は、他の図についても同様である。

なお、受電電力２２０がマイナス値になる場合は、発電制御システム１００から電力網に交流電流が流れだす逆潮流が発生していることになる。逆潮流を許容する場合には、受電電力２２０がマイナス値になることは、電力網に悪影響を与えることにならない。しかしながら逆潮流を許容するためには、逆潮流の電力を計測する機器の設置、電力網との技術的な調整及び契約上の調整などがなされておくことが必要である。このため、逆潮流を許容する場合は、逆潮流を許容しない場合よりも、多くのリソース（設備等）の準備及び運用が必要であり、売電価格と必要とされるリソースの費用とのバランスをも考慮することが求められる。このため、逆潮流を許容しないシステム構成を採用することで、発電制御システム１００をシンプル化できるメリットがある。

このため、本明細書の各実施形態では、逆潮流を未然に防止すること、或いは、わずかな逆潮流が発生した時点で、逆潮流を抑制するように制御することを前提に説明する。

図２Ａにおいて、時刻ta1から時刻ta2の期間では受電電力２２０が第１の値２４０を下回っている。このため、時刻ta1から時刻ta2の期間における受電電力がマイナスになる可能性を減ずるように、受電電力２２０を、第１の値２４０以上になるように制御することが望ましい。

図２Ｂは、受電電力２２０が、第１の値２４０を下回ったことを検知した後に、所定の期間t1の間、ＰＣＳ出力２３１を第２の値２３１ａにするグラフである。

図２Ｂにおいて、時刻ta1で、ＵＰＲ１２２によって、受電電力２２２の値が第１の値２４０を下回ったことを検知する。この検知に応答して、ＵＰＲ１２２は、第１の報知信号を監視制御装置１１０に伝達する。

監視制御装置１１０は、この第１の報知信号を受信したことに応答して、ＰＣＳ１０８に対して、所定の期間t1の間、ＰＣＳ出力２３１を（負荷電力２１０－第１の値２４０）とするよう、制御信号（第１の指令）を送出するとよい。そして、ＰＣＳ１０８は、所定の期間t1の間、受電設備１２０に（負荷電力２１０－第１の値２４０）の電力を与える。したがって、受電電力２２１は、t1の期間において、以下の電力となる。
受電電力２２１＝負荷電力２１０－ＰＣＳ出力２３１
＝負荷電力２１０－（負荷電力２１０－第１の値２４０）
＝第１の値２４０

図２Ｂにおいて、タイムラグdtは、受電電力２２１が第１の値２４０を下回った時刻ta1から、ＰＣＳ出力２３１が、（負荷電力２１０－第１の値２４０）になるまでの遅れ時間である。
そして、t1が経過すると、監視制御装置１１０は、ＰＣＳ１０８に対する上記制御信号を送出するのを止める。

図２Ｂにおいて、期間t1経過後に受電電力が再び第１の値２４０を下回るイベントが、５回発生しているため、ＰＣＳ出力２３１は、５つのt1の期間において、（負荷電力２１０－第１の値２４０）となっている。

図２Ｂにおいて、最後に受電電力２２１が第１の値２４０を下回って、タイムラグdtの期間に時刻ta2が到来し、受電電力２２１は、タイムラグdtの間において、第１の値以上となっている。この場合においても、ＰＣＳ出力は、最後のt1の間において、（負荷電力２１０－第１の値２４０）となるため、受電電力２２１は、第１の値２４０に保たれてもよい。

図２Ｂでは、以上のように、タイムラグdtの間を除き、受電電力は、第１の値２４０に保たれるため、受電電力がマイナスになり、逆潮流が発生してしまうことが、未然に防止できるようになる。ただし、負荷の消費電力の急激な低下により、負荷電力２１０の低下が発生した場合などには、受電電力２２１がマイナス値になる可能性はある。ただし、ＰＣＳ１０８からの出力が低下するため、受電電力２２１がマイナスとなり逆潮流によって、電力網１４０に影響が及ぶことを、効果的に減少させることができる。あるいは、瞬時的な逆潮流の場合には、電力網に１４０に何ら影響を与えない場合もある。したがって、上記のような構成を有する実施形態によって、発電制御システム１００が逆潮流によって電力網１４０に与える悪影響は、ほとんどの場合に回避できるか、軽減できることとなる。

図２Ｃは、図２Ｂの変形例を示すグラフである。図２Ｃの場合には、t1の期間におけるＰＣＳ出力２３２を（負荷電力２１０－第１の値２４０）よりも小さい値（２３１ｂ）とする場合のグラフである。
ＰＣＳ出力２３２＜負荷電力２１０－第１の値２４０
となるように制御がなされる。図２Ｃの場合には、t1における受電電力２２２は、図２Ｂの場合における受電電力２２１よりも高い値になる。
したがって、図２Ｃにおける受電電力２２２は、図２Ｂの場合における受電電力２２１よりも高い値になるため、より逆潮流が発生しにくい状態となる。

なお、既に述べたように、図２Ｃにおいて、ＰＣＳ出力２３２は、t1の終了後に、元の値に復帰している。しかしながら、図２Ｃは一例であって、監視制御装置１１０は、ＰＣＳ出力２３２と受電電力２２２と第１の値とを勘案して、再び受電電力が、第１の値を下回らないように、ＰＣＳ出力２３２を制御してもよい。この場合には、上記の報知信号（受電電力が第１の値を下回ることにより発生する報知信号）の発生が２回目以降に発生する可能性をより減少させることができる。

なお、実際の負荷電力２１０が、突発的に減少することはあり得ることである。このような場合においても、図２Ｂ又は図２Ｃに示した制御を、監視制御装置１１０が行うことによって、逆潮流の発生を未然に防止できる可能性が高くなる。或いは、逆潮流が発生したとしても、その逆潮流による電力網１４０への悪影響をより軽減させることができる。
なお、上記の実施形態の場合、インバータ１０９は、片方向インバータ又は双方向インバータのいずれであってもよい。なお、インバータ１０９が双方向インバータであって、ＰＣＳ１０８によって交流側から直流側に電力を供給されている場合には、そもそも逆潮流は発生しない。したがって、インバータ１０９が、双方向インバータである場合には、ＰＣＳ１０８から交流側に電力が供給されている場合に、上記の実施形態が適用されることになる点に留意すべきである。

図３Ａ及び図３Ｂは、小さな逆潮流が発生したことを検知した場合において、電力網１４０への悪影響を回避し、又は軽減させる制御を示す図である。

図３Ａは、受電電力３２０がマイナス値である第３の値３４０以下になった場合において、ＰＣＳ出力３３０を制御しない場合の例を示したグラフである。この場合、受電電力３２０は、負荷電力３１０－ＰＣＳ出力３３０となる。図３Ａに示されるように、時刻tb1において、受電電力３２０が第３の値以下となっており、逆潮流が発生している。

第３の値は、負の値であるが、逆潮流を起こしても、電力網１４０に悪影響を与えない程度の負の値に設定されることが望ましい。この第３の値よりも大きな逆潮流が発生することを効果的に防止する制御を行うことで、電力網１４０に対して悪影響を与えることを回避できる。また、以下に示す制御を行って、逆潮流の増大を抑制することで、発電制御システム１００の全体的な構成が簡素化される。
図３Ｂは、逆潮流を増大させないように効果的に制御した場合のグラフである。

受電電力３２１をＲＰＲ１２４が監視し、時刻tb1において、受電電力３２１が第３の値以下になった場合に、ＲＰＲ１２４が、ＰＣＳ１０８に対して、直接第２の指令を送出して、ＰＣＳ１０８を停止させるか、ＰＣＳ１０８の出力を零にさせる。この場合、タイムラグ（遅れ）を最小限にすることが望ましいため、監視制御装置１１０を介さずにＲＰＲ１２４から、直接にＰＣＳ１０８に第２の指令を送出して、ＰＣＳ１０８を制御させることが望ましい。ＰＣＳ１０８の出力は、零又は略零になることが望ましい。この制御によって、時刻tb1から所定の時間t2の間、ＰＣＳ出力３３１が零になる。このt2の期間において、ＰＣＳ出力が零になるため、受電電力３２１は、負荷電力３１０と等しくなる。

以上の制御によって、受電電力３２１がマイナスになり逆潮流が継続している時間を効果的に短縮でき、逆潮流の電力量を小さくすることができる。また、ＲＰＲ１２４が直接ＰＣＳ１０８を制御するため、ＰＣＳ出力３３１を零にするまでのタイムラグを小さくすることができる。

図３Ｂに示すように、時刻tb1から時間t2が経過した時刻tb2において、ＰＣＳ１０８の動作を自動的に復帰させることが望ましい。このようにすることによって、ＰＣＳ１０８が停止したままに留まる時間を短くすることができる。
第３の値は、逆潮流が発生しても、電力網１４０に与える影響を最小限に抑えることができる値、又は、悪影響を与えない負の値に設定することが望ましい。
以上のようにすることで、逆潮流が発生したとしても、その逆潮流が与える悪影響を減少させ、或いは無くすことができる。

なお、t2において、ＰＣＳ１０８の動作を復帰させる制御は、監視制御装置１１０が行ってもよい。したがって、ＲＰＲ１２４からの指令は、ＰＣＳ１０８と、監視制御装置１１０とに送られることが望ましい。

なお、理解を容易にするために、図３の説明においては、図２の制御が無いと仮定して、グラフが描かれている。また、図２の説明においては、図３の制御が無いと仮定して、グラフが描かれている。
しかしながら、実際の動作においては、図２と図３の制御が重畳して実行されてもよいことは言うまでもない。

また、図２のt1の期間、図３のt2の期間においては、ＰＣＳ１０８の出力が抑制又は停止するため、ＰＣＳ１０８から出力され得る電力に余剰の電力が存在することとなる。この場合には、太陽電池１０２からＭＰＰＴ１０６を経由してＰＣＳ１０８に流入していた電力の全て又は一部が、蓄電池１０４に蓄電されるようにすることが望ましい。

なお、ＭＰＰＴ１０６によって、この余剰電力は、蓄電池に効果的に充電されるようにＭＰＰＴ１０６が動作することが望ましい。ＭＰＰＴ１０６は、太陽電池１０２が発生する電力を最大限に引き出す機能を有しているから、交流側に対するＰＣＳ１０８の入力インピーダンスが高くなることで、太陽電池１０２からの一部の電力をＰＣＳ１０８に振り向ける代わりに、蓄電池１０４への蓄電に振り向けることで、蓄電がなされる。

以上のようにして、逆潮流を未然に防止するか、又は逆潮流の値を小さくして電力網１４０への悪影響を極力減少させると共に、その際に発生する余剰電力を、蓄電池１０４の蓄電に有効に利用することができる。

＜実施形態２＞

図４Ａないし図４Ｃは、負荷電力、太陽光発電電力、蓄電池の充放電電力及び受電電力等の相互関係を示す図である。なお、図４Ａないし図４Ｃにおいて、ＭＰＰＴ１０６、ＰＣＳ１０８、監視制御装置１１０、受変電設備１２０、各種センサ１１２等に使われる電力は零と仮定し、各種の設備における電力変換効率などに起因する電力の減少は零であると仮定して説明する。

例えば、太陽電池１０２の発電電力は損失の無いまま、負荷１３０に用いられたり、蓄電池１０４に充電されたりすると仮定する。また、例えば、蓄電池１０４に蓄電された電力は、損失の無いまま、負荷１３０に用いられると仮定する。また、例えば、蓄電池１０４に蓄電されるために蓄電池１０４に流入した電力量は、全て蓄電され、その蓄電された電力量は、全て蓄電池１０４から負荷１３０に提供できると仮定して、以下の説明を行う。

なお、現実の発電制御システムの各構成要素は、効率が１００％ではないが、以下の説明によって、当業者は、より容易に現実の発電制御システムの動作の理解をすることができ、かつ、当業者は、この仮定の下での理解によって得られた知識によって、本実施形態を現実の発電制御システムにより容易に適用することが可能となる。

図４Ａは、ある一日の負荷電力U1と、太陽電池１０２の発電電力S1とを示したグラフである。なお、１日における負荷電力U1のパターン及び総電力量は、家庭であれば、ウィークディ、休日、旅行などによる留守の日などによって変動する。工場であれば、１日における負荷電力U1のパターン及び総電力量は、工場の稼働日、工場の稼働停止日によって、変動する。
本実施形態は、発電制御システム１００において、逆潮流を抑制し、売電を行わない場合を想定している。また、本実施形態は、電力網１４０からの電力を蓄電池１０４に蓄電しない場合を想定している。したがって、ＰＣＳ１０８は、交流を直流に変換する片方向インバータのみを有している場合、或いは、双方向インバータを有していても、交流側から直流側への電力の流れが無い場合を想定している。

図１に示したように、発電制御システム１００において、逆潮流による売電を行わない場合には、１週間、１カ月、１年などの一定期間における太陽電池１０２の発電電力量は、負荷電力量を大きく超えないことが望ましい。なぜなら、余剰電力の蓄積が増大する傾向であれば、蓄電池１０４に蓄えられて、有効に利用されるとしても、余剰電力により蓄電池１０４に蓄えられる電力量が次第に増大し、蓄電池１０４の充電可能な総電力量を超える可能性が高くなり、結果的に、充電できずに利用されない発電電力量が発生することとなる可能性が高いからである。

蓄電池１０４が蓄電可能な電力量は、大きいことが望ましいが、コスト等との兼ね合いで、蓄電池１０４の蓄電可能な電力量が決定される。蓄電可能な電力量が大きいほど、より長期間における、消費電力量と発電電力量の予測のデータを用いることができる。例えば、蓄電池１０４の蓄電可能な電力量が、１日の平均的な負荷電力量の半日分である場合には、蓄電池１０４が満充電であったとしても、翌日が曇天で、１日の平均的な発電電力量の半分であれば、満充電の蓄電池１０４に充電された電力量を使い切る場合も想定される。例えば、蓄電池１０４の充電可能な電力量が、１日の平均的な負荷電力量の１週間分に相当し、蓄電池１０４が満充電であれば、翌日が曇天で、１日の平均的な発電電力量の半分であって、不足する負荷電力量を蓄電池１０４からまかなっても、蓄電池１０４には、蓄電された電力量が相当程度残っていることになる。

以上のことは、蓄電池１０４の蓄電可能な電力量が大きいほど、長い期間での消費電力量と発電電力量の予測のデータを用いることが可能であるということの理由を示していることになる。

発電制御システム１００における評価値としては、受電コストを下げることが挙げられる。受電コストを下げるより具体的な指標としては、受電における最大電力量を所定の値を超えないようにすることが挙げられる。受電のコストは、電力会社との契約において、最大電力が所定の値を超えないようにすることで、契約単価が上昇することを避けることができる。このためには、受電電力のピークが所定の値を超えないように制御することが望ましいといえる。或いは、受電コストを下げる他の具体的な指標としては、平均的な受電電力を下げることが挙げられる。このためには、蓄電池１０４が満充電になることを避けることで、発電電力を有効に使い切るように制御することが望ましいと言える。

これらの制御を行うためには、例えば、ピークの受電電力が所定の値を超えないようにすること、電力網１４０から購入する最大需要電力（デマンド電力）を一日のうちなるべく長い時間帯において一定にすること、及び／又は、発電電力量（太陽光発電）をより多く使うことを評価値とし、上記各種の予測値を入力値とし、上記各種の制御量を出力値として、ＡＩに学習させることにより、ＡＩが制御を行うことが可能となる。
その他、時間帯によって、電力網１４０からの電力単価が異なる場合には、例えば、電力単価の安い昼の時間帯において電力網１４０からの電力を増やし、電力単価の高い夜の時間帯において電力網１４０からの電力を減らして、蓄電池１０４からの電力消費を増やすことが挙げられる。この場合には、電力網１４０から購入する電力料金を評価値として採用して学習をＡｉに行わせることが挙げられる。あるいは、昼夜の電力単価が、上記とは逆の場合にも、その状況に応じて、ＡＩが適切な制御を行うことができる。
あるいは、太陽光からの電力及び電力網１４０から受け取る電力も含め、全体的な二酸化炭素（ＣＯ２）の排出量を削減する評価値を採用して、学習をＡＩに行わせることが挙げあれる。
以下に、１日の受電電力を制御する例を具体例として説明する。

図４Ａには、ある一日の負荷電力U1と、太陽電池１０２の発電電力S1とが示されている。蓄電池１０４が存在しない場合には、電力量U11と電力量U12は、太陽電池１０２の発電電力量で賄うことができないため、受電電力量で賄われることとなる。
蓄電池１０４が存在しない場合には、発電電力量S12は消費されずに捨てられる電力である。電力量S13は、負荷１３０によって消費される。

図４Ｂは、蓄電池１０４が利用される場合における、発電電力量と、受電電力量と、蓄電池１０４に蓄電される電力量と、蓄電池１０４から放電される電力量との関係を例示すグラフである。
図４Ｂは、ピークの受電電力が所定の値WSを超えないように、上記の各種の電力を制御したグラフである。
図４Ｂにおいて、領域で区切られた各電力量は以下のとおりである。
Ｓ１２：太陽電池１０２の発電電力量のうち、蓄電池１０４に蓄電される電力量。
Ｓ１３１ａ：負荷１３０に消費される受電電力量であり、この受電電力量によって余剰となった太陽電池１０２の発電電力量が蓄電池１０４に蓄電される電力量。この電力は、太陽電池１０２から負荷１３０に提供され得る電力であるが、太陽電池１０４２ら負荷１３０に与えられる代わりに、蓄電池１０４の充電に用いられる。このように、太陽電池１０２からの電力のうち一部の電力をＰＣＳ１０８に提供することを抑制することによって、この抑制された電力を蓄電１０４に用いることができるため、蓄電池１０４に蓄電される電力量を制御することができる。なお、Ｓ１３１ａは、太陽電池１０２が発電している時間帯のうちのどの時間帯においても監視制御装置１１０によって、その時間帯と電力が設定され得る。このような制御を行うことによって、ＰＣＳ１０８が片方向インバータ１０９のみを有する場合であっても、電力網１４０からの電力を負荷に与えることで、太陽電池１０２からの電力を蓄電池１０４に与えることの自由度が増大する。
Ｓ１３２：太陽電池１０２の発電電力量のうち、負荷に消費される電力量。
Ｕ１１１ａ：受電電力量であり、負荷に消費される電力量。
Ｕ１１２ａ：主に前日以前に蓄電された蓄電池１０４からの電力量であって、負荷１３０に消費される電力量。
Ｕ１２１ａ：受電電力量であり、負荷１３０に消費される電力量。
Ｕ１２２ａ：前日又はこの日に蓄電された蓄電池１０４からの電力量であって、負荷１３０に消費される電力量。

図４Ｃは、電力制御を行わない場合と、電力制御を行った場合における、受電電力を比較したグラフである。

図４Ｃにおいて、受電電力４１０は、図４Ａにおける電力量Ｕ１１と電力量Ｕ１２に対応する受電電力の推移である。そして、受電電力４２０は、図４Ｂにおける受電電力の推移である。図４Ｃにおける電力量Ｕ１１１ｂ、電力量Ｕ１１２ｂ、電力量Ｓ１３１ｂ、電力量１２２ｂ、電力量１２１ｂは、それぞれ図４Ｂにおける電力量Ｕ１１１ａ、電力量Ｕ１１２ａ、電力量Ｓ１３１ａ、電力量１２２ａ、電力量１２１ａに対応する。

図４Ｃに示されるように、電力制御を行わない場合には、受電電力４１０の電力ピークがW1であり、所定の値WSを超えているのに対して、電力制御を行った場合には、受電電力４２０の電力ピークがW2となり、所定の値WS以下となっていることがわかる。

図４Ｃに示される電力制御を行うためには、前日以前に蓄電池１０４に少なくとも略電力量Ｕ１１２ａの電力が蓄えられていることが前提となる。また、当日においては、蓄電池１０４に少なくとも略電力量Ｕ１２２ａの電力量が蓄えられるように、蓄電池１０４に蓄電する前日以前の蓄電量及び当日の電力量Ｓ１３１ａの制御が行われることになる。加えて、翌日における電力量U１１２ａに対応する電力量が、少なくとも本日において蓄電池１０４に蓄電されて、翌日に用いられるように準備されるよう制御することが望ましい。これらの電力制御を行うためには、発電制御システム１００の現在時刻における状態に関する情報、発電電力予測値、負荷電力予測値、蓄電可能電力量等が用いられる。

また、翌日の受電電力の最大値が所定の値WSよりも減少するように、ＰＣＳ１０８の出力を制御することで、翌日に持ち越される、蓄電池１０４に蓄積される電力量を制御してもよい。このようにすることによって、翌日においても、所定の値WSを超えないように、受電電力を制御することができる。

また、太陽電池１０２の発電電力量の予測データと負荷の電力消費予測データとを含む情報に基づいて、蓄電池１０４に充電可能な電力量を超えないようにＰＣＳ１０８の出力が制御されることが望ましい。

特に、負荷１３０の消費電力が、所定の値WSよりも大きい場合には、太陽電池１０２又は蓄電池１０４からの電力をＰＣＳ１０８が制御して、受電電力が、所定の値WSを超えないようにすることが望ましい。
例えば、受電電力が所定の値WSを超えた場合に、電力網１４０との電力契約単価が上昇する場合には、受電電力が所定の値WSを超えないように制御が行われることで、電力契約単価の上昇を防止することができる。なお、負荷１３０の消費電力が極端に大きくなる場合などにおいて、上記実施形態２を用いても、受電電力が所定の値WSを超えてしまうことは、当然に想定できることであるが、上記実施形態２によって、そのような事象が発生する確率を相当程度減少させることができる。

また、負荷１３０の消費電力が所定の値WSよりも小さい場合には、太陽電池１０２からの電力が蓄電池１０４に蓄電されるように、ＰＣＳ１０８を制御してもよい。

なお、上記各種の予測データは、少なくとも１日分以上の予測データを含んでいることが望ましい。また、上記各種の予測データは、１日のうちで、複数回更新されて提供されるか、発電制御システム１００が自ら予測してもよい。

図５は、実施形態のうち、主に各種のデータ収集、制御指令及びＡＩ処理に関連する処理を実行する各ハードウエア構成を示した図である。図５に示すハードウエア以外に、電力の各種制御を行う図１に示したハードウエアが存在することは言うまでもない。図５に示すハードウエア構成は、図１に示す監視制御装置１１０及び／又は監視制御装置１１０に外部から接続される不図示の装置内のコンピュータを備える装置の構成を示すものである。

ハードウエア構成は、ＣＰＵ５０１、本実施形態のプログラム及びデータが格納され得るＲＯＭ５０２及びＲＡＭ５０３、ネットワークインターフェース５０５、入力インタフェース５０６、表示インタフェース５０７、本実施形態のプログラム及びデータが格納され得る記憶媒体５１８を制御する外部メモリインタフェース５０８、出力インタフェース５０９を有する。これらのハードウエアは、バス５０４によって相互に接続されている。

また、学習を行うと共に学習結果を出力するＡＩ５２１は、ネットワーク５１２に接続され得る。なお、ＡＩ５２１は、例えばネットワーク５１５に接続される独立のハードウエアで構成されてもよいし、上記ＣＰＵ５０１の実行するプラグラムによって実現されてもよい。したがって、ＡＩ５２１の処理については、その実現形態及び他のハードウエアとの接続形態は、この例に限られるものではないことは言うまでもない。ＡＩ５２１の学習は、教師ありの学習であってもよいし、教師なしの学習であってもよい。

ネットワークインターフェース５０５は、ネットワーク５１５に接続されている。ネットワーク５１５には、有線ＬＡＮ、無線ＬＡＮ、インターネット、電話網などがある。入力インタフェース５０６には、入力部５１６が接続されている。入力部５１６には、各種のセンサからの信号などが接続されてもよい。表示インタフェース５０７には、表示部５１７が接続される。外部メモリインタフェース５０８には、記憶媒体５１８が接続される。記憶媒体５１８は、ＲＡＭ、ＲＯＭ、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、ハードディスク、メモリーカード等であってもよい。記憶媒体５１８には、本実施形態を実現するプログラムが格納され得る。出力インタフェース５０９には、出力部５１９が接続され、各種のハードウエアに対して制御指令の信号などが出力される。

上述の実施形態の少なくとも一部を実現するプログラムは、図５に示されるハードウエアにより実行され得る。また，実施形態のプログラムは，コンピュータに実行させる方法として，インプリメントされてもよい。本実施形態のプログラムの一部又は全部は、オペレーティングシステムにより実行されてもよい。また、プログラムの一部がハードウエアにより実現されてもよい。プログラムは記憶媒体５１８、ＲＯＭ５０２、又はＲＡＭ５０３に記憶されてもよい。

実施形態の一部のプログラムは，ハードウエアの装置、例えば図１における監視制御装置１１０としてインプリメントされ得る。
以上の実施形態は，請求項に記載された発明を限定するものではなく，例示として取り扱われることは言うまでもない。
以上の各実施形態は、特許請求の範囲に記載された発明の例示を示したものであって、限定するためのものではないことは言うまでもない。

１００ 発電制御システム
１０２ 太陽電池
１０４ 蓄電池
１０９ インバータ
１１０ 監視制御装置
１１２ 各種センサ
１２０ 受変電設備
１２２ ＵＰＲ（不足電圧継電器）
１２４ ＲＰＲ（逆電力継電器）
１３０ 負荷
１４０ 電力網

Claims (8)

1. 最大電力追従装置を介して電力を出力する太陽電池と、
   前記最大電力追従装置と接続され前記太陽電池の電力を充電可能な蓄電池と、
   電力網及び負荷に接続している受変電部と、
   前記最大電力追従装置及び前記蓄電池からの直流電力を、前記受変電部を含む交流側に出力する、片方向インバータを有するパワーコンディショナと、
   前記パワーコンディショナの出力を制御する監視制御装置と、
   を有し、
   前記監視制御装置は、
   前記最大電力追従装置からの電力を前記パワーコンディショナに流入する電力で差し引いた差の電力が正の場合に前記差の電力が前記蓄電池の充電に用いられることが可能なように、又は、前記差の電力が負の場合に前記蓄電池が放電することで前記差の電力が前記蓄電池から前記パワーコンディショナに与えられることが可能なように、前記パワーコンディショナから前記受変電部へ出力される電力を制御する、
   発電制御システム。
2. 前記監視制御装置は、
   前記パワーコンディショナが前記最大電力追従装置からの電力で負荷に電力を与えることが可能な場合であっても、前記最大電力追従装置からの電力の一部の電力を前記パワーコンディショナが受け取ることを抑制し、前記抑制された電力に起因して前記パワーコンディショナから負荷に与えることができる電力が減じられた電力を補充するように、前記電力網から取得した電力を、前記負荷に与えることで、抑制された前記一部の電力が前記蓄電池の充電に用いられるよう記パワーコンディショナから前記受変電部へ出力される電力を制御する、
   請求項１に記載の発電制御システム。
3. 前記監視制御装置は、
   前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データとを含む情報に基づいて、前記電力網からの、一日における受電電力の最大値が、所定の値を超えないよう前記パワーコンディショナから前記受変電部へ出力される電力を制御する、
   請求項１に記載の発電制御システム。
4. 前記監視制御装置は、
   翌日における前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データとを含む情報に基づいて、翌日における前記電力網からの受電電力の最大値が減少するように、前記パワーコンディショナの出力を制御することで、前記翌日に持ち越される蓄電池に蓄積される電力量を調節する、
   請求項１に記載の発電制御システム。
5. 前記監視制御装置は、
   前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データとを含む情報に基づいて、前記蓄電池に充電可能な総電力量を超えないように、前記パワーコンディショナの出力を制御する、
   請求項１に記載の発電制御システム。
6. 前記監視制御装置は、
   前記負荷の消費電力が所定の値よりも大きい場合は、受電電力が前記所定の値を超えないようにパワーコンディショナの出力を制御する。
   請求項１に記載の発電制御システム。
7. 前記監視制御装置は、
   前記負荷の消費電力が所定の値よりも小さい場合は、前記最大電力追従装置からの電力が前記蓄電池の充電に用いられることが可能なように、パワーコンディショナの出力を抑制する、
   請求項１に記載の発電制御システム。
8. 前記監視制御装置は、
   １日の間に複数回、前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データを受け取り、前記太陽電池の発電電力量予測データと前記負荷の電力消費予測データは、少なくとも１日間の情報を含む、
   請求項1ないし７のうちいずれか1項に記載の発電制御システム。
   
   

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