JPWO2016147453A1 - 管理装置、電力系統システム、発電量の制御方法、及びプログラム - Google Patents

Abstract

本発明は、配電網の切替制御の時間的なギャップによる不安定性の解決に貢献する。管理装置は、電力系統から、発電装置の接続情報を取得する第１の取得手段と、前記電力系統から、前記発電装置の制御に関する出力指示を取得する第２の取得手段と、特定期間の中で前記発電装置の接続情報と前記出力指示の両方を取得した場合に、前記発電装置の接続情報と前記出力指示とに基づいて、前記発電装置を制御する制御手段と、を備える。

Description

（関連出願についての記載）
本発明は、日本国特許出願：特願２０１５−０５１２２７号（２０１５年３月１３日出願）の優先権主張に基づくものであり、同出願の全記載内容は引用をもって本書に組み込み記載されているものとする。
本発明は、管理装置、電力系統システム、発電量の制御方法、及びプログラムに関し、特に、主に再生可能エネルギーにより発電を行う発電装置を制御する管理装置、電力系統システム、発電量の制御方法、及びプログラムに関する。

特許文献１に、複数の太陽光発電の総発電量を考慮しつつ、各太陽光発電の出力抑制を個別に行なうことにより、太陽光発電を有効利用できるという発電システムが開示されている。同文献には、複数のパワーコンディショナを管理する出力抑制管理装置から発電量制限値に関する情報を受信するとともに、自装置の発電量に関する情報を送信する通信部と、前記発電量制限値に基づき、自装置の出力電力を抑制する抑制制御部とを備えたパワーコンディショナが開示されている。また、出力抑制管理装置は、自装置を管理する出力抑制管理装置により管理される複数のパワーコンディショナの各発電量の総和であるトータル発電電力が、当該複数のパワーコンディショナの各発電量の総和の上限値であるトータル発電電力上限値を超えないように発電量制限値を設定することが記載されている。

非特許文献１には、電力系統側における配電系統運用に用いられる配電自動化システムが開示されている。

特開２０１３−２０７８６２号公報

日立評論 １９８９年３月号、"特集 配電技術 配電自動化計算機制御システム"、［online］、［平成27年1月29日検索］、インターネット〈URL：http://digital.hitachihyoron.com/pdf/1989/03/1989_03_02.pdf〉

以下の分析は、本発明によって与えられたものである。近年、太陽光発電（ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃｓ、ｓｏｌａｒ ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃｓとも言う。以下、「ＰＶ」と記す）や風量に代表される再生可能エネルギーを用いた分散型電源（発電装置）の急増により、電力系統に逆潮流する余剰電力が増加し、電力系統が不安定となる問題が生じている。

非特許文献１に示すように、電力系統側で、事故復旧、設備保守、過負荷解消等さまざまな理由により配電網の切り替えが行われる（非特許文献１の２１１頁 表１ 「２ 制御」の項参照）。ここで、発電装置は、配電網に接続され、配電網を介して売電を実行する。配電網の切替が発生すると、異なる配電経路にて売電が行われるため、特定経路で、逆潮流が大きくなり、電力系統が不安定となる可能性が生じる。

上記余剰電力の発生を抑えるためには、発電装置に接続されたパワーコンディショニングシステム（以下、「ＰＣＳ」）に発電量の抑制制御を行わせることが考えられる。広範な地域に配置されたＰＣＳを、その接続先を考慮してグループ化し、エリア毎に抑制制御すると、抑制制御や給電を効率よく行うことができると考えられる。

しかしながら、上記配電自動化システムは、例えば、３０秒毎といった短い期間で配電網の切替を行っており、ある時点で特定のグループに属していたＰＣＳが、その次のタイミングでは、別のグループに接続されている可能性がある（図２参照）。

特許文献１は、上記した余剰電力の発生を抑制するものであるが、再生可能エネルギーを用いた発電装置が広範な地域に、分散されて多数配置される状況を想定しておらず、これら発電装置が配電自動化システムの影響を受ける点についても考慮されていない。

本発明は、上記した配電網の切替制御の時間的なギャップによる不安定性の解決に貢献できる管理装置、電力系統システム、発電量の制御方法、及びプログラムを提供することを目的とする。

第１の視点によれば、電力系統から、発電装置の接続情報を取得する第１の取得手段と、前記電力系統から、前記発電装置の制御に関する出力指示を取得する第２の取得手段と、特定期間の中で前記発電装置の接続情報と前記出力指示の両方を取得した場合に、前記発電装置の接続情報と前記出力指示とに基づいて、前記発電装置を制御する制御手段と、を備える管理装置が提供される。

第２の視点によれば、上記した管理装置に対し、前記発電装置の接続情報と、出力指示を送信する電力系統システムが提供される。

第３の視点によれば、電力系統から、発電装置の接続情報を取得するステップと、前記電力系統から、前記発電装置の制御に関する出力指示を取得するステップと、特定期間の中で前記発電装置の接続情報と前記出力指示の両方を取得した場合に、前記発電装置の接続情報と前記出力指示とに基づいて、前記発電装置を制御するステップと、を含む発電装置の制御方法が提供される。なお、上記方法は、上述の管理装置という、特定の機械に結びつけられている。

第４の視点によれば、上記したエリア管理装置の機能を実現するためのコンピュータプログラムが提供される。なお、このプログラムは、コンピュータが読み取り可能な（非トランジエントな）記憶媒体に記録することができる。即ち、本発明は、コンピュータプログラム製品として具現することも可能である。
なお、前記した管理装置、電力系統システム、発電量の制御方法、及びプログラムの各要素は、それぞれ上記した課題の解決に貢献する。

本発明によれば、配電網の切替制御の時間的なギャップによる不安定性の解決に貢献することが可能となる。

本発明の一実施形態の基本システム構成を示す図である。 配電自動化システムによるＰＣＳ（発電装置）の接続切替を説明するための図である。 本発明の一実施形態の管理装置の動作を説明するための図である。 本発明の第１の実施形態のシステム構成を示す図である。 本発明の第１の実施形態の別のシステム構成を示す図である。 本発明の第１の実施形態の発電装置監視制御システムの構成を示す図である。 本発明の第１の実施形態の管理装置によるグループ所属率の計算方法の一例を説明するための図である。 本発明の第１の実施形態の動作を説明するための図である。 本発明の第１の実施形態における発電抑制スケジュールの一例を示す図である。 本発明の第１の実施形態における発電抑制スケジュールの別の一例を示す図である。 本発明の第１の実施形態の効果を説明するための図である。 本発明の第１の実施形態の効果を説明するための別の図である。 本発明の第２の実施形態における発電抑制スケジュールの一例を示す図である。 本発明の第３の実施形態における発電抑制スケジュールの一例を示す図である。 本発明の第４の実施形態における発電抑制スケジュールの一例を示す図である。 本発明の第５の実施形態における発電抑制スケジュールの一例を示す図である。 本発明の第６の実施形態における発電抑制スケジュールの一例を示す図である。 本発明の第７の実施形態における発電抑制スケジュールの一例を示す図である。 本発明の第８の実施形態における発電抑制スケジュールの一例を示す図である。 本発明の第８の実施形態における発電抑制スケジュールの別の一例を示す図である。 本発明の第１の実施形態の管理装置のハードウェア構成の一例を示す図である。

はじめに本発明の一実施形態の概要について図面を参照して説明する。なお、この概要に付記した図面参照符号は、理解を助けるための一例として各要素に便宜上付記したものであり、本発明を図示の態様に限定することを意図するものではない。

本発明は、その一実施形態において、図１に示すように、発電装置１２０ａ〜１２０ｃを制御する発電制御装置１１０ａ〜１１０ｃと、前記発電制御装置１１０ａ〜１１０ｃを監視して制御する管理装置２００とを含む発電装置監視制御システムにて実現できる。

より具体的には、管理装置２００は、取得部２０１と、制御部２０２とを備える。取得部２０１は、電力系統から、発電装置の接続情報を取得する第１の取得手段として機能する。また、取得部２０１は、発電装置に対する出力指示を取得する第２の取得手段として機能する。

制御部２０２は、特定期間の中で前記発電装置の接続情報と前記出力指示の両方を取得した場合に、前記発電装置の接続情報と前記出力指示とに基づいて、発電装置を制御する制御手段として機能する。

電力系統（システム）３００側には、接続情報を送信する接続情報送信部３０１と、出力指示を送信する出力指示送信部３０２とが備えられている。出力指示送信部３０２は、全体の電力の需給バランスを考慮して、管理装置２００に対して、発電装置に対する指示を出力する場合、管理装置２００の制御部２０２は、制御対象の発電装置の総発電量が、前記指示された出力発電量となるよう、発電制御装置１１０ａ〜１１０ｃに対し出力発電量を指示する。

発電制御装置１１０ａ〜１１０ｃは、管理装置２００からの指示に従って出力発電量を調節する。ここで例えば、管理装置２００からの指示が出力発電量の抑制を指示するものであった場合、発電制御装置１１０ａ〜１１０ｃは、出力発電量の抑制制御を実施する。

例えば、図２の上段に示すように、ある時点で、接続情報によって特定されるグループＡに３台のＰＣＳ（発電装置）が所属し、グループＢに２台のＰＣＳ（発電装置）が所属し、グループＣに２台のＰＣＳ（発電装置）が所属していたとする。この状態を前提に上位系統（電力系統）側が、グループの発電量の抑制率を計算したとする。例えば、図２の例では、グループＡに対して、発電量を非抑制状態の４０％に削減するとの指示が行われている。同様にグループＢに対して、発電量を非抑制状態の６０％に削減するとの指示が行われ、グループＣに対して、発電量を非抑制状態の１００％、つまり、抑制不要との指示が行われたものとする。

なお、本実施形態ではＰＣＳに発電装置が備えられているものを発電装置（ＰＣＳ）と表記するが、発電装置はこの態様に限られない。例えば、ＰＣＳと発電装置が独立して構成されていてもよい。また、発電装置が発電機能のほかにＰＣＳとしての機能を備えていてもよい。

その後、配電自動化システムの処理により、図２の下段に示すように、グループＢのＰＣＳが１台となり、グループＣのＰＣＳが３台となったとする。この場合でも、管理装置２００は、グループＢ、ＣにおけるＰＣＳの数が従前のままであるとして、次のように、エリア毎の発電量の抑制率を算出し、指示する。例えば、グループＢにおいては、１台のＰＣＳで６０％の抑制を実現しなければならなくなってしまう。同様に、グループＣにおいては、３台のＰＣＳがあるにも拘わらず、抑制が不要との判断がなされてしまうことになる。

これに対して、本実施形態の管理装置２００は、図３に示すように、ＰＣＳ（発電装置）の接続状態を基に、各グループにＰＣＳ（発電装置）が存在した割合を計算し、この割合を用いて、発電量の制御を実施することが可能となる。例えば、前述のグループＢはＰＣＳ（発電装置）が１台別エリアに移動することが考慮される。この結果、グループＢの総発電量は２０ｋＷではなく１５ｋＷと算出されて、これをベースに抑制率又は目標発電量が計算される。同様に、グループＣの総発電量は２０ｋＷではなく２５ｋＷと算出されて、この値をベースに抑制率又は目標発電量が計算される。

以上のように、電力系統側からの指示を達成できるように、グループへの出力制御が正しく行われるため、上述した意図しない逆潮流や過負荷状況等の発生を抑制することが可能となる。

なお、電力系統側の出力指示としては種々の態様が考えられるが、抑制指示をするという観点では、抑制発電量、抑制発電率、目標発電量、目標発電率、及び停止信号のいずれかを含んでいることが好ましい。また、前記出力指示に、発電装置の発電量を制御する制御の開始時刻を含め、制御手段に、前記制御開始時刻の情報に基づいた制御を開始させることもできる。

［第１の実施形態］
続いて、太陽光発電装置（ＰＶ）の抑制制御を行う本発明の第１の実施形態について図面を参照して詳細に説明する。図４は、本発明の第１の実施形態の全体構成を示す図である。図４を参照すると、電力系統側の配電自動化システム３２０と、中央給電システム３１０と、発電制御装置１１０及び発電装置１２０との間に、管理装置２００が配置された構成が示されている。

中央給電システム（以下、「中給システム」）３１０は、各系統の系統集約発電量と、想定される電力需要とに基づいて、電力需給の過不足を計算し、管理装置２００に抑制スケジュールを送信する。

配電自動化システム（以下、「配自システム」）３２０は、事故復旧、設備保守、過負荷解消等の理由により配電網の切り替えを実施し、管理装置２００側に、発電装置の接続情報を送信する。

管理装置２００は、図示省略するネットワークを介して、発電制御装置１１０と接続されている。また、管理装置２００は、所定の基準によってグループ分けされたグループ毎に配置される。前記グループ分けの基準としては、地理的な位置や変電所との接続関係に基づいて、発電装置１１０をグループ分けするものが考えられるが、その他、電力会社の配電網の接続トポロジーに基づいたグループ分けや、発電装置１１０の規模に応じて発電装置１１０をグループ分けする方法等種々の態様が考えられる。

発電制御装置１１０は、各地に配置されたＰＶ（不図示）及び発電装置１２０を監視、制御する機器である。

管理装置２００は、中給システム３１０から受信した抑制スケジュールに基づいて、個々の発電制御装置１１０に対し抑制信号を送信する。

なお、図４に示した構成は本発明を簡単に説明するためのものであり、種々の変更を加えることが可能である。例えば、管理装置２００と発電制御装置１１０とが移動体通信網やインターネット等の通信網を介して接続されていてもよい。また例えば、ＰＶ（不図示）、ＰＣＳ及び発電制御装置１１０が多数、広範なエリアに配置されている場合、図５に示すように、管理装置を複数、階層的に配置し、上位の管理装置（親）２３０が、複数の管理装置（子）２２０に処理を分散できるよう構成することも可能である。また、図４、図５の上段に示した電力系統側のシステムもあくまで一例であり、各電力会社のシステム構成に応じて変更される。

続いて、上述した管理装置２００の構成及び機能について、より詳細に説明する。図６は、管理装置２００の構成及び機能を簡単に説明するために、図４を模式化した図である。図６を参照すると、電力系統側の需給情報管理部３１１と、ＰＶ接続情報管理部３２１と、発電制御装置１１０が接続された広域ネットワークとの間に、管理装置２００が配置された構成が示されている。

需給情報管理部３１１は、電力の需給バランスを調整し、抑制スケジュールの計画を行う。需給情報管理部３１１は、上述の中給システム３１０に相当する機能を担っているが、本実施形態の需給情報管理部３１１は、管理装置２００に対して、抑制スケジュールを送信する機能を有している（即ち、出力指示を送信する（第２の）手段に相当する）。なお、管理装置２００が複数配置されている場合、需給情報管理部３１１が、個々の管理装置２００にグループ単位の抑制スケジュールを作成して送信することとしてもよい。また、図５に例示されているように、上位の管理装置（親）２３０に系全体の抑制スケジュールを送信し、管理装置（親）２３０にエリア単位の抑制スケジュールを作成させ、管理装置（子）２２０に送信する構成を採用してもよい。また、前記抑制スケジュールの送信は、管理装置２００からの抑制スケジュールの送信要求に応じて需給情報管理部３１１が送信する形態であってもよい。

ＰＶ接続情報管理部３２１は、電力系統に接続している各ＰＶの配電ルートの管理及び配電ルートの変更のための開閉器を制御する。ＰＶ接続情報管理部３２１は、上述の配自システム３２０に相当し、電力系統に接続している各ＰＶの配電ルートの管理及び配電ルートの変更のための開閉器を制御する。また、ＰＶ接続情報管理部３２１は、管理装置２００に対して、ＰＶの接続情報（以降、「ＰＶ接続情報」とも記す。）を送信する機能を有している（即ち、発電装置の接続情報を送信する（第１の）手段に相当する）。

管理装置２００は、上位側双方向通信部２３１と、制御部２３２と、広域通信網を介して配下の発電制御装置１１０と通信するための下位側双方向通信部２３３と、管理情報記憶部２３４と、を備えている。

上位側双方向通信部２３１は、電力系統側のシステムと通信するための手段であり、前述の第１の取得手段と第２の取得手段として機能する。

管理情報記憶部２３４は、電力系統側から受信したＰＶの接続情報や抑制スケジュールを記憶する。また、管理情報記憶部２３４は、個々の発電制御装置１１０から受信した各ＰＶ／ＰＣＳの仕様や、各ＰＶのリアルタイムの発電量や、制御部２３２にて計算された各ＰＶの抑制スケジュール等の管理情報を記憶する。

制御部２３２は、ＰＶ抑制スケジュール計画部２３２１と、ＰＶ位置情報統計処理部２３２２と、グループＰＶ発電容量演算部２３２３とを備えている。

ＰＶ抑制スケジュール計画部２３２１は、電力系統側から受信したエリア抑制スケジュールに基づいて、各ＰＶの抑制スケジュールを作成し、各発電制御装置１１０に送信する。

ＰＶ位置情報統計処理部２３２２は、管理情報記憶部２３４に記憶されたＰＶの接続情報ログ（図７参照）を参照して、自装置に接続されているＰＶが各グループに所属した割合（グループ所属率）を計算する。

図７は、ＰＶ位置情報統計処理部２３２２によるＰＶのグループ所属率の計算方法の一例を説明するための図である。図７の例では、配電自動化システム（ＰＶ接続情報管理部３１２に相当）から所定時間ｔ１（図７の例では３０秒）毎の接続情報が記録されている。ＰＶ位置情報統計処理部２３２２は、このような接続情報の履歴を参照して、所定時間ｔ１より長い所定時間ｔ２を単位とするＰＶのグループ所属率を計算する。例えば、管理装置２００がグループＡを管轄している場合において、２０１５／２／５ １１：００：００〜２０１５／２／５ １１：２９：３０の間に、２４回グループＡに接続しているとの接続情報が得られている場合、このＰＶの３０分間におけるグループＡ所属率は４０％と計算される。同様に、例えば、管理装置２００がエリアＢを管轄している場合において、２０１５／２／５ １１：００：００〜２０１５／２／５ １１：２９：３０の間に、３６回エリアＢに接続しているとの接続情報が得られている場合、このＰＶのグループＢ所属率は６０％と計算される。

グループＰＶ発電容量演算部２３２３は、上記ＰＶのグループ所属率を用いてＰＶの発電量を計算し、これらを集計して電力系統側に報告する。例えば、ＰＶが定格どおりに発電していると仮定すると、ＰＶの発電量は、上記ＰＶのグループ所属率に、ＰＶの発電容量を乗ずることで計算することができる。このとき、ＰＶの付近に設置された日射計のデータ等を収集可能であれば、この日射量データを用いて、ＰＶの発電量を補正し、より正確な値を見積もってもよい。また、前記ＰＶの発電容量は、予め管理情報記憶部２３４に格納しておくことが好ましいが、もし管理情報記憶部２３４に該当するＰＶの情報が存在しない場合、発電制御装置１１０に対して、接続されているＰＶの発電容量を含むＰＶ情報を要求して取得するようにしてもよい。

また、グループＰＶ発電容量演算部２３２３が、管理情報記憶部２３４に記憶されたＰＶの接続情報ログ（図７参照）を用いて、グループ発電量の最大値、最小値、平均値等を求めて、電力系統側に報告するようにしてもよい。

また、発電制御装置１１０は、ＰＣＳ（発電装置）を制御する端末である。また、発電制御装置１１０は、ＰＶの稼働状態等を表示する表示部を備えている。本実施形態の発電制御装置１１０は、管理装置２００から抑制スケジュールを受信すると、ＰＣＳに対して、ＰＶ抑制制御を指示する。

ＰＣＳ（発電装置）は、インバータ等を備え、ＰＶから出力される直流電力を交流電力に変換する機能を備えているパワーコンディショナとも呼ばれる機器である。また、本実施形態のＰＣＳは、インバータを制御することにより、ＰＶにて発電される電力の変換効率を調整することにより、抑制制御を実施可能となっている。

なお、図６に示した管理装置２００や発電制御装置１１０の機能は、これらの装置を構成するコンピュータに、そのハードウェアを用いて、上記した各処理を実行させるコンピュータプログラムにより実現することもできる。例えば、管理装置２００は、図２１に示すように、ＣＰＵ２３２０、記憶装置２３４０、通信デバイス２３１０、入力デバイス２３１１及び出力デバイス２３１２を備える構成にて実現することができる。

続いて、本実施形態の動作について図面を参照して詳細に説明する。図８は、本発明の第１の実施形態の動作を説明するための図である。図８に示したとおり、配電自動化システム（ＰＶ接続情報管理部３２１に相当）から所定時間ｔ１の定周期で接続情報が送られてきている。

まず、管理装置２００は、所定の時間ｔ２毎に、各ＰＶの接続情報を百分率で表したグループ所属率を算出する。さらに、管理装置２００は、前記グループ所属率を用いて、各ＰＶの（推定）発電量を計算する。さらに、管理装置２００は、前記各ＰＶの（推定）発電量を集計して、自装置の管轄グループの総発電量を求め、需給情報管理部３１１に報告する（ステップＳ００１）。

需給情報管理部３１１は、管理装置２００から受信したグループの総発電量のほか、他の管理装置や総合制御システムから受信した総発電量と、所定の方法で予測された電力需要とに基づいて、電力の抑制制御の要否を含む抑制スケジュールを作成し、管理装置２００に送信する。

管理装置２００は、前記受信した抑制スケジュールを基に、管轄エリアの存在するＰＶの抑制スケジュールを作成し、これらＰＶを制御する発電制御装置１１０に送信する（ステップＳ００２）。抑制スケジュールとしては、例えば、図９、図１０に示すような順番に抑制対象の発電装置を選択するラウンドロビン方式が考えられるが、その他の発電装置（ＰＶオーナー）間での公平性や抑制効率性を考慮した種々の変形例を用いることができる。これらについては、別の実施形態として説明する。なお、図８の例では、発電制御装置１１０及び管理装置２００が送信元に対してアンサーバックをしているが、アンサーバックを省略することも可能である。

図１１の上段は、グループ所属率を考慮しない発電量に基づいて、上位系統側からの発電抑制指示の一例を示している。しかしながら、図２、図３を用いて説明したように、この発電抑制指示はＰＶのグループ移動を考慮に入れていない。一方、上記本実施形態によれば、例えば、グループＢに存在した１つのＰＶがグループＡに移動したこと、グループＡに存在した１つのＰＶがグループＣに移動したことを反映した発電量が上位系統側に報告される。この結果、図１１の下段に示すように、実質ＰＶが１台となったグループＢの発電抑制指示を７０％に変更させ、実質ＰＶが３台となったグループＣの発電抑制指示を９０％に変更させることが可能となる。

また、ステップＳ００１にて計算したグループ所属率を用いて計算したグループの総発電量を需給情報管理部３１１に送信することに代えて、管理装置２００側で、グループ所属率を用いて抑制スケジュールを補正してもよい。例えば、需給情報管理部３１１から１５ｋＷ・ｈの抑制を指示されている場合、管理装置２００は、グループ所属率を用いてグループ内の総発電量が１５ｋＷ・ｈの抑制を達成できるような抑制スケジュールを作成する。例えば、図１２のグループＡに示すように、グループ内の４台のＰＣＳのグループ所属率を計算済みである場合、管理装置２００は、４台のＰＣＳのうち、グループ所属率が１００％の２台の発電装置に対して、５ｋＷ・ｈの抑制（抑制率５０％）を指示し、グループ所属率が５０％の２台の発電装置に対して、２．５ｋＷ・ｈの抑制（抑制率７５％）を指示する。これにより、グループ全体で１５ｋＷ・ｈの抑制を実現できる。なお、上記のグループ所属率を用いた発電制御の方法は、上記した方法に限られない。例えば、電力系統側から指示値に、グループ所属率と必要に応じて補正係数を乗じて発電装置への制御パラメータを作成することも可能である。

［第２の実施形態］
続いて、管理装置２００における抑制スケジュールの作成方法に変更を加えた第２〜８の実施形態について図面を参照して詳細に説明する。以下、第２〜第８の実施形態は、上記第１の実施形態と同様の構成にて実現可能であるので、以下、その相違点を中心に説明する。

図１３は、本発明の第２の実施形態における抑制スケジュールの一例を示す図である。まず、第２の実施形態の管理装置２００は、ＰＶ抑制スケジュールの作成の前に、発電制御装置１１０から受信した日射計の値に基づいて、日射量が所定値を超えている、即ち、所定の発電量が見込まれるＰＶ（例えば日射量＞０）を選出する。ここで、日射量が所定値よりも大きい発電装置を選択する理由は、日射量が所定値よりも小さい発電装置は、そもそも発電量が少ないため、抑制の対象として選定しても、必要な抑制量の達成に貢献できないからである。

図１３の例では、ＰＶ４の日射量が０であるため、抑制対象外となり、残るＰＶ１〜ＰＶ３で抑制制御が行われている。

以上のように、本実施形態によれば、第１の実施形態と比較して、より確実性の高いＰＶ抑制スケジュールを作成できるという効果が奏される。なお、上記した説明では、発電制御装置１１０に日射計が備えられているものとして説明したが、必ずしも発電制御装置１１０に日射計が備えられている必要はない。例えば、ＰＶの近傍に配置済みの日射計の値を管理装置２００が直接入手するようにしたり、気象庁や民間気象会社のメッシュ日射量データ、局地ナウキャスト情報等を用いることもできる。

［第３の実施形態］
第３の実施形態は、第２の実施形態の日射量データに代えて、発電量を用いた例である。

図１４は、本発明の第３の実施形態におけるＰＶ抑制スケジュールの一例を示す図である。まず、第３の実施形態の管理装置２００は、ＰＶ抑制スケジュールの作成の前に、発電制御装置１１０から受信した発電量に基づいて、発電量が所定値を超えている発電装置を選出する。

図１４の例では、発電装置３の発電量が所定値以下であるため、抑制対象外となり、残る発電装置１、発電装置２、発電装置４で抑制制御が行われている。以上のように、本実施形態によれば、日射データを用いずに第２の実施形態と同等の効果を達成することができる。

［第４の実施形態］
第４の実施形態は、各発電装置の抑制対象となった累計時間を考慮して抑制制御の対象となる発電装置を選択して抑制スケジュールを作成する方法である。

図１５は、本発明の第４の実施形態における抑制スケジュールの一例を示す図である。まず、第４の実施形態の管理装置２００は、抑制スケジュールの作成の前に、管理情報記憶部２３４を参照し、これまでの累計抑制時間が所定値未満（例えば累計抑制時間＜所定値）である発電装置を選出する。

図１５の例では、発電装置２、発電装置３の累計抑制時間が所定値以上であるため、抑制対象外となり、残る発電装置１、発電装置４で抑制制御が行われている。

以上のように、本実施形態によれば、第１〜第３の実施形態と比較して、発電設備（ＰＶ）のオーナー間の公平性を考慮した抑制スケジュールを作成できるという効果が奏される。

［第５の実施形態］
第５の実施形態は、抑制指示による各発電装置の累計抑制発電量を考慮して抑制制御の対象となる発電装置を選択して抑制スケジュールを作成する方法である。

図１６は、本発明の第５の実施形態における抑制スケジュールの一例を示す図である。まず、第５の実施形態の管理装置２００は、抑制スケジュールの作成の前に、管理情報記憶部２３４を参照し、これまでの累計抑制発電量が所定値未満（例えば累計抑制時間＜所定値）である発電装置を選出する。なお、累計抑制発電量は、例えば、該当発電装置を抑制しなかった場合の発電量に、抑制率を乗じた抑制発電量を積算することで算出することができる。また、前記発電装置を抑制しなかった場合の発電量は、前述の日射計データから推定発電量を求めたり、抑制前の直近の報告発電量を用いることができる。

図１６の例では、発電装置１、発電装置３の累計抑制発電量が所定値以上であるため、抑制対象外となり、残る発電装置２、発電装置４で抑制制御が行われている。

以上のように、本実施形態によれば、第４の実施形態と同様に、発電設備（ＰＶ）のオーナー間の公平性を考慮した抑制スケジュールを作成できるという効果が奏される。

［第６の実施形態］
第６の実施形態は、第２の実施形態と第４の実施形態とを組み合わせ、日射量と累計抑制時間との双方を考慮して抑制制御の対象となる発電装置を選択して抑制スケジュールを作成する方法である。

図１７は、本発明の第６の実施形態における抑制スケジュールの一例を示す図である。まず、第６の実施形態の管理装置２００は、抑制スケジュールの作成の前に、日射計の値が所定値を超えており、かつ、これまでの累計抑制発電量が所定値未満（例えば累計抑制時間＜所定値）である発電装置を選出する。

図１７の例では、発電装置３は、累計抑制時間が所定値以上であるため抑制対象外となり、発電装置４は、日射量＝０のため抑制対象外となっている。このため、管理装置２００は、残る発電装置１、発電装置２で抑制制御を行うスケジュールを作成している。

以上のように、本実施形態によれば、抑制制御の実効性や、発電設備（ＰＶ）のオーナー間の公平性との双方を考慮した抑制スケジュールを作成できるという効果が奏される。なお、上記した第２の実施形態と第４の実施形態の組み合わせに限られず、第２〜第５の実施形態は、自由に組み合わせることが可能である。

［第７の実施形態］
第７の実施形態は、各発電制御装置１１０に蓄電装置又は電力消費可能な負荷が備えられているか否かを考慮して抑制制御の対象となる発電装置を選択して抑制スケジュールを作成する方法である。本実施形態における管理装置２００は、発電制御装置１１０の仕様として蓄電装置（又は負荷）の有無をその管理情報記憶部２３４に保持している。蓄電装置としては、専用の蓄電装置を用いることも可能であるが、例えば、家庭用の電源としても使用可能な電気自動車（ＥＶ）の蓄電池やピークシフト用の家庭用蓄電池を用いることができる。

図１８は、本発明の第７の実施形態における抑制スケジュールの一例を示す図である。まず、第７の実施形態の管理装置２００は、抑制スケジュールの作成の前に、管理情報記憶部２３４を参照し、蓄電装置（又は負荷）を持っているＰＶを選出する。

図１８の例では、発電装置３、発電装置４は、蓄電装置も電力消費可能な負荷を持っていないため抑制対象外となっている。このため、管理装置２００は、残る発電装置１、発電装置２で抑制制御を行うスケジュールを作成している。なお、本実施形態での抑制制御は、ＰＣＳによる出力発電量の減少制御に限られない。例えば、抑制指示を受けた発電量を、蓄電池に充電したり、負荷で消費することで発電量の抑制を達成することが可能となる。

以上のように、本実施形態によれば、ＰＣＳでの発電量の出力抑制を行わずに、指示された抑制発電量を達成することが可能となる。なお、抑制対象の発電装置を選択する際には、充電池や負荷の有無のみならず、蓄電装置の充電可能容量（ＳＯＣ；Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）状態や負荷の使用可否状態等を参照することができる。また、蓄電装置に蓄電した電力は、夜間等の発電できない時間に使用することができる。また、前述の負荷としてヒートポンプシステムや家庭用燃料水素システムの熱源ユニットを用いることで、管理装置２００から指示された抑制発電量を実現しながら、エネルギーを有効活用することができる。

また、以上の説明からも明らかなとおり、本実施形態は、ホームエネルギーマネジメントシステム（ＨＥＭＳ）やスマートグリッドを構成するシステムとも親和性の高いシステムを構築することができる。

［第８の実施形態］
第８の実施形態は、第６の実施形態を発展させ、３以上のパラメータを用い、それぞれ優先度を設定し、抑制対象の発電装置を選択して抑制スケジュールを作成する方法である。

図１９は、本発明の第８の実施形態における発電装置選定ロジックを説明するための図である。例えば、前述の日射量（天候情報）＞累積抑制時間＞（各発電装置の）発電容量という順序で選択パラメータに優先度が設定されているものとする。また、累積抑制時間の上限閾値として３６０時間（１日の発電可能な時間を１２時間として３０日分）が設定されているものとする。

図１９の例では、まず、管理装置２００は、日射量（天候情報）を基に、発電装置１〜発電装置３を抑制対象として選択する。

次に、管理装置２００は、発電装置１〜発電装置３の累積抑制時間（累積抑制日数）を参照し、抑制対象となる発電装置を選択する。図１９の例では、いずれも累積抑制時間（累積抑制日数）が３６０時間に到っていないので、発電装置１〜発電装置３のいずれもが抑制対象として残っている。

次に、管理装置２００は、発電装置１〜発電装置３の発電容量を参照し、抑制対象となる発電装置を選択する。例えば、電力系統側から指示されたエリア抑制発電量が１５０ｋＷ・ｈである場合、管理装置２００は、発電容量の大きい順に、発電装置を選択する。この場合、発電装置３と発電装置２を選択した段階で、電力系統側から指示されたエリア抑制発電量に到達したため、発電装置１は抑制対象外となる。

最終的に、管理装置２００は、発電装置２、発電装置３を選択して抑制スケジュールを作成する。

図２０は、同一の発電装置選定ロジックで累積抑制時間が上限に達してしまっている場合の動作を説明するための図である。図２０の例では、まず、管理装置２００は、日射量（天候情報）を基に、発電装置１〜発電装置３を抑制対象として選択する。ここまでは、図１９の例と同様である。

次に、管理装置２００は、発電装置１〜発電装置３の累積抑制時間（累積抑制日数）を参照し、抑制対象となる発電装置を選択する。図２０の例では、発電装置２の累積抑制時間（累積抑制日数）が３６０時間に達してしまっているため、発電装置１、発電装置３が抑制対象として選択される。次に、管理装置２００は、発電装置１、発電装置３の発電容量を参照し、抑制対象となる発電装置を選択する。例えば、電力系統側から指示されたエリア抑制発電量が９０ｋＷ・ｈである場合、管理装置２００は、発電容量の大きい順に発電装置を選択し、発電装置３を選択した段階で抑制対象の発電装置は決定する。なお、電力系統側から指示されたエリア抑制発電量が１５０ｋＷ・ｈである場合、発電装置３、発電装置１を選択した段階でなお４０ｋＷ・ｈの抑制不足が発生する。この場合は、例外的に発電装置２を抑制対象とする方法や、電力系統側に図８に示す抑制スケジュールをアンサーバックする等のスケジューリング不調である旨を応答し、電力系統側に再度調整を依頼する方法等が考えられる。

なお、図１９、図２０に示した例はあくまで一例であり、本実施形態は、種々の変更を加えることができる。例えば、上記第８の実施形態と第７の実施形態を組み合わせて、蓄電容量の大きい蓄電装置やエネルギーの蓄積可能な負荷を持つＰＶ／ＰＣＳを優先的に選択する方法も採用可能である。

以上、本発明の各実施形態を説明したが、本発明は、上記した実施形態に限定されるものではなく、本発明の基本的技術的思想を逸脱しない範囲で、更なる変形・置換・調整を加えることができる。例えば、各図面に示したネットワーク構成、各要素の構成、メッセージの表現形態は、本発明の理解を助けるための一例であり、これらの図面に示した構成に限定されるものではない。

また、上記した実施形態では、発電装置としてＰＶを採用した例を挙げて説明したが、本発明は、風力、水力、潮汐、地熱等の再生可能エネルギーにて発電を行う発電装置やこれらが混在する構成を備える場合にも同様に適用することが可能である。

最後に、本発明の好ましい形態を要約する。
［第１の形態］
（上記第１の視点による管理装置参照）
［第２の形態］
第１の形態の管理装置において、
前記出力指示は、抑制発電量、抑制発電率、目標発電量、目標発電率、及び停止信号の少なくとも１つを含む管理装置。
［第３の形態］
第１又は第２の形態の管理装置において、
前記出力指示は、前記発電装置の発電量を制御する制御開始時刻の情報を含む管理装置。
［第４の形態］
第１から第３いずれか一の形態の管理装置において、
前記発電装置の制御を行う発電制御装置と通信可能に接続する下位側双方向通信手段を備え、
前記制御手段は、前記発電制御装置の制御対象の前記発電装置の接続情報と前記出力指示とに基づいて、前記発電装置を制御する制御量を算出し、
前記下位側双方向通信手段は、前記制御量を前記発電制御装置へ送信する管理装置。
［第５の形態］
第３の形態の管理装置において、
前記制御手段は、前記制御開始時刻の情報に基づき、前記制御量を算出するタイミングを決定する管理装置。
［第６の形態］
第１から第５いずれか一の形態の管理装置において、
前記発電装置の接続情報は、前記電力系統の配電自動化システムによって作成される、前記発電装置と前記電力系統との接続関係を示す情報である管理装置。
［第７の形態］
第１から第６いずれか一の形態の管理装置において、
１つの発電装置から、複数の前記発電装置の接続情報を取得した場合に、前記発電装置と前記電力系統との接続関係の割合を計算する統計処理部を備え、
前記制御手段は、前記割合を用いて発電装置を制御する管理装置。
［第８の形態］
第１から第７いずれか一の形態の管理装置において、
前記電力系統へ前記割合の情報を送信する管理装置。
［第９の形態］
第７又は第８の形態の管理装置において、
前記制御手段は、前記発電装置から取得した発電容量に、前記割合を乗じることで前記発電装置の目標発電量を求め、
前記制御手段は、前記目標発電量を用いて発電装置を制御する管理装置。
［第１０の形態］
第１から第９いずれか一の形態の管理装置において、
前記電力系統側から受信した発電量の抑制指示に基づいて、前記発電装置に対して抑制制御を適用する抑制スケジュールを作成して出力発電量を抑制する管理装置。
［第１１の形態］
第１から第１０いずれか一の形態の管理装置において、
前記電力系統側から受信した発電量の抑制指示に基づいて、前記発電装置に対して抑制制御を適用する抑制スケジュールを作成して出力発電量を抑制する管理装置。
［第１２の形態］
第１１の形態の管理装置において、
前記発電装置の累積抑制時間又は累積発電量に基づいて、各発電装置の累積抑制時間又は累積抑制発電量が公平になるよう抑制対象の発電装置を所定の順序で抑制制御する抑制スケジュールを作成する管理装置。
［第１３の形態］
第１１の形態の管理装置において、
前記発電装置の中から、所定の発電量が見込まれる太陽光発電装置から抑制対象の太陽光発電装置を選択して抑制制御する抑制スケジュールを作成する管理装置。
［第１４の形態］
（上記第２の視点による電力系統システム参照）
［第１５の形態］
（上記第３の視点による発電装置の制御方法参照）
［第１６の形態］
（上記第４の視点によるコンピュータプログラム参照）

なお、上記の特許文献および非特許文献の各開示を、本書に引用をもって繰り込むものとする。本発明の全開示（請求の範囲を含む）の枠内において、さらにその基本的技術思想に基づいて、実施形態ないし実施例の変更・調整が可能である。また、本発明の開示の枠内において種々の開示要素（各請求項の各要素、各実施形態ないし実施例の各要素、各図面の各要素等を含む）の多様な組み合わせ、ないし選択が可能である。すなわち、本発明は、請求の範囲を含む全開示、技術的思想にしたがって当業者であればなし得るであろう各種変形、修正を含むことは勿論である。特に、本書に記載した数値範囲については、当該範囲内に含まれる任意の数値ないし小範囲が、別段の記載のない場合でも具体的に記載されているものと解釈されるべきである。

１１０、１１０ａ〜１１０ｃ 発電制御装置
１２０、１２０ａ〜１２０ｃ 発電装置
２００ 管理装置
２０１ 取得部
２０２ 制御部
２２０ 管理装置（子）
２３０ 管理装置（親）
２３１ 上位側双方向通信部
２３２ 制御部
２３３ 下位側双方向通信部
２３４ 管理情報記憶部
３００ 電力系統
３０１ 接続情報送信部
３０２ 出力指示送信部
３１０ 中央給電システム（中給システム）
３１１ 需給情報管理部
３２０ 配電自動化システム（配自システム）
３２１ ＰＶ接続情報管理部
２３１０ 通信デバイス
２３１１ 入力デバイス
２３１２ 出力デバイス
２３２０ ＣＰＵ
２３２１、２３２１ａ ＰＶ抑制スケジュール計画部
２３２２ ＰＶ位置情報統計処理部
２３２３、２３２３ａ グループＰＶ発電容量演算部
２３４０ 記憶装置

Claims (15)

1. 電力系統から、発電装置の接続情報を取得する第１の取得手段と、
   前記電力系統から、前記発電装置の制御に関する出力指示を取得する第２の取得手段と、
   特定期間の中で前記発電装置の接続情報と前記出力指示の両方を取得した場合に、前記発電装置の接続情報と前記出力指示とに基づいて、前記発電装置を制御する制御手段と、を備える管理装置。
2. 前記出力指示は、抑制発電量、抑制発電率、目標発電量、目標発電率、及び停止信号の少なくとも１つを含むことを特徴とする請求項１に記載の管理装置。
3. 前記出力指示は、前記発電装置の発電量を制御する制御開始時刻の情報を含むことを特徴とする請求項１または２に記載の管理装置。
4. 前記発電装置の制御を行う発電制御装置と通信可能に接続する下位側双方向通信手段を備え、
   前記制御手段は、前記発電制御装置の制御対象の前記発電装置の接続情報と前記出力指示とに基づいて、前記発電装置を制御する制御量を算出し、
   前記下位側双方向通信手段は、前記制御量を前記発電制御装置へ送信することを特徴とする請求項１乃至３のいずれか一に記載の管理装置。
5. 前記制御手段は、前記制御開始時刻の情報に基づき、前記制御量を算出するタイミングを決定することを特徴とする請求項３に記載の管理装置。
6. 前記発電装置の接続情報は、前記電力系統の配電自動化システムによって作成される、前記発電装置と前記電力系統との接続関係を示す情報である請求項１から５のいずれか一に記載の管理装置。
7. １つの発電装置から、複数の前記発電装置の接続情報を取得した場合に、前記発電装置と前記電力系統との接続関係の割合を計算する統計処理部を備え、
   前記制御手段は、前記割合を用いて発電装置を制御することを特徴とする請求項１から６のいずれか一に記載の管理装置。
8. 前記電力系統へ前記割合の情報を送信する請求項１から７のいずれか一に記載の管理装置。
9. 前記制御手段は、前記発電装置から取得した発電容量に、前記割合を乗じることで前記発電装置の目標発電量を求め、
   前記制御手段は、前記目標発電量を用いて発電装置を制御することを特徴とする請求項７又は８に記載の管理装置。
10. 前記電力系統側から受信した発電量の抑制指示に基づいて、前記発電装置に対して抑制制御を適用する抑制スケジュールを作成して出力発電量を抑制する請求項１から９のいずれか一に記載の管理装置。
11. 前記発電装置の累積抑制時間又は累積発電量に基づいて、各発電装置の累積抑制時間又は累積抑制発電量が公平になるよう抑制対象の発電装置を所定の順序で抑制制御する抑制スケジュールを作成する請求項１０の管理装置。
12. 前記発電装置の中から、所定の発電量が見込まれる太陽光発電装置から抑制対象の太陽光発電装置を選択して抑制制御する抑制スケジュールを作成する請求項１０の管理装置。
13. 特定期間の中で発電装置の接続情報と出力指示とに基づいて、前記発電装置を制御する制御手段を備える管理装置に対して、
    前記発電装置の接続情報を送信する第１の手段と、
    前記出力指示を送信する第２の手段と、
    を備える電力系統システム。
14. 電力系統から、発電装置の接続情報を取得するステップと、
    前記電力系統から、前記発電装置の制御に関する出力指示を取得するステップと、
    特定期間の中で前記発電装置の接続情報と前記出力指示の両方を取得した場合に、前記発電装置の接続情報と前記出力指示とに基づいて、前記発電装置を制御するステップと、を含む発電装置の制御方法。
15. 電力系統から、発電装置の接続情報を取得する処理と、
    前記電力系統から、前記発電装置の制御に関する出力指示を取得する処理と、
    特定期間の中で前記発電装置の接続情報と前記出力指示の両方を取得した場合に、前記発電装置の接続情報と前記出力指示とに基づいて、発電装置を制御する処理と、を前記発電装置を制御するコンピュータに実行させるプログラム。

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