WO2016147456A1 - 発電装置監視制御システム、電力系統システム、制御装置、管理装置、方法及びプログラム - Google Patents

Abstract

　余剰電力問題の解決に貢献する。発電装置監視制御システムは、少なくとも１つの発電装置と接続されている制御装置と、前記制御装置と通信可能に接続される管理装置と、により構成される。前記管理装置は、電力系統へ電力を出力する発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて、前記発電装置が発電すべき出力発電量を算出する算出手段と、前記算出した出力発電量を前記制御装置に送信する送信手段と、を備える。前記制御装置は、前記管理装置により送信された出力電力量に基づいて前記発電装置を制御する制御手段を備える。

Description

発電装置監視制御システム、電力系統システム、制御装置、管理装置、方法及びプログラム

　［関連出願についての記載］
　本発明は、日本国特許出願：特願２０１５－０５１２２６号（２０１５年　３月１３日出願）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、発電装置監視制御システム、電力系統システム、制御装置、管理装置、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の発電装置監視制御システム、電力系統システム、制御装置、管理装置、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。そのため、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。

　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、上記した余剰電力問題の解決に貢献できる発電装置監視制御システム、電力系統システム、制御装置、管理装置、管理方法、発電装置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、少なくとも１つの発電装置と接続されている制御装置と、前記制御装置と通信可能に接続される管理装置と、により構成される発電装置監視制御システムが提供される。前記管理装置は、電力系統へ電力を出力する発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて、前記発電装置が発電すべき出力発電量を算出する算出手段と、前記算出した出力発電量を前記制御装置に送信する送信手段と、を備える。また、前記制御装置は、前記管理装置により送信された出力電力量に基づいて前記発電装置を制御する制御手段を備える。

　第２の視点によれば、前記制御装置と接続されている管理装置と、前記発電装置から電力が出力される電力系統と、により構成された電力系統システムが提供される。前記管理装置は、前記電力系統へ電力を出力する発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて、前記発電装置の出力発電量を算出する算出手段と、前記算出した出力発電量を前記制御装置に送信する送信手段と、を備える。また、前記制御装置は、前記管理装置により送信された出力発電量に基づいて前記発電装置を制御する制御手段を備える。

　第３の視点によれば、上記した発電装置監視制御システムを構成する制御装置及び管理装置が提供される。

　第４の視点によれば、上述した管理装置を作動させる方法であって、前記電力系統へ電力を出力できる発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて前記発電装置の出力発電量を算出する算出ステップと、前記制御装置に対して、前記出力発電量を送信する送信ステップとを含む方法が提供される。

　第５の視点によれば、上述した制御装置を作動させる方法であって、前記管理装置からの出力発電量を受信する受信ステップと、前記受信ステップで受信した出力発電量に基づいて前記発電装置を制御する制御ステップと、を含む方法が提供される。
　なお、上記した各方法は、それぞれ制御装置及び管理装置という、特定の機械に結びつけられている。

　第６の視点によれば、上記した制御装置及び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。

　本発明によれば、余剰電力問題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。 本発明の一実施形態の管理装置と制御装置の構成例を示す図である。 本発明の一実施形態の基本システム構成の変形例を示す図である。 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の例を示す図である。 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の実施形態の動作（発電量報告処理）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（発電量制御処理）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２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の実施形態の動作を説明するための図である。 本発明の第８の実施形態の別の動作を説明するための図である。 本発明の一実施形態の基本システム構成の変形例を示す図である。 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１２０を制御する制御装置群１１０と、前記制御装置１１０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、前記制御装置１１０は、各装置が接続されたエリアを管轄する管理装置２００に対して、自装置に接続された少なくとも１つの発電装置１２０の出力発電量を報告する。

　管理装置２００は、電力系統３００から受信した発電装置１２０の接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて、前記発電装置が発電すべき出力発電量を算出する算出手段２０３と、前記算出した出力発電量を前記制御装置に送信する送信手段２０４と、を備える。ここで、接続情報とは、発電装置が配電網内のどの配電経路に接続されているか、即ち、電力系統３００へ電力を出力する発電装置１２０を示す情報であり、配電自動化システムより作成される。また、前記接続情報として、制御装置１１０と配電経路との対応関係を取得してもよい。

　また、前記した接続情報は、管理装置２００に発電装置が自装置の制御対象になっているか否かを判断させる情報として用いることができる。例えば、発電装置１２０ｃが自装置の制御対象となる配電網から外れている場合、管理装置２００は、以後、発電装置１２０ｃを制御対象から外すことになる。反対に、別の発電装置が自装置の制御対象となる配電網に接続された場合、管理装置２００は、以後、当該発電装置を制御対象に加えることになる。

　また、前記出力指示とは、電力系統３００から送信される管理装置２００に対する発電量の制御指示である。具体的には、前記出力指示としては、管理装置２００の管理対象となる発電装置のグループの抑制発電量や抑制発電率、目標発電量、目標発電率、停止信号等が考えられる。なお、前記グループは、配電経路だけでなく、特定エリア（東京都、港区などの地域）や、特定のグループ（総発電量が５００ｋｗ以下となる発電装置群）などで発電装置をグループ分けするものであってもよい。

　管理装置２００は、前記電力系統３００側から、接続情報と、出力指示を受信すると、これらに基づいて自装置が管轄する制御装置１１０に対して、出力発電量を指示する。例えば、電力系統３００から、発電装置１２０が、自装置の管理対象の配電網Ａに接続されているとの接続情報と、配電経路Ａの発電量を○○ｋＷ・ｈにせよ、との出力指示を受けた場合、管理装置２００は、これらに基づいて、制御装置１１０に対して発電装置１２０の出力発電量を△△ｋＷ・ｈに変更するよう指示する。

　制御装置１１０は、管理装置２００により送信された出力電力量に基づいて発電装置１２０を制御する制御手段（図２の符号１１６参照）を備え、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、制御装置１１０は、出力発電量の抑制制御を実施する。

　なお、図２に示したように、管理装置２００は、電力系統３００から発電装置１２０の接続情報を取得する第１取得手段２０１と、電力系統３００から出力指示を取得する第２取得手段２０２とを備える構成とすることもできる。この場合、第１取得手段２０１と第２取得手段２０２の双方又は一方を、電力系統３００側から接続情報又は／及び出力指示を受信して管理装置２００に送信する別の装置として構成することもできる。また、第１取得手段２０１と第２取得手段２０２は、図２に示したように、機能として独立であればよく、装置として独立している必要はない。例えば、所定のプロトコルで電力系統３００側から前記２つの情報を取得可能なメッセージ受信部として実現することも可能である。

　以上のように、電力系統側からの接続情報と、出力指示とに基づいて出力発電量の指示を行うことで、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、上記した例では、管理装置２００が１台の制御装置１１０に対して出力発電量を指示する例を挙げて説明したが、図３に示すように、管理装置２００が複数台の制御装置１１０ａ～１１０ｃに対して発電装置１２０ａ～１２０ｃの出力発電量の指示を行うことも可能である。同様に、図２１に示すように、１台の制御装置１１０が複数台の発電装置１２０ａ、１２０ｂを制御する構成も採用可能である。

［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の実施形態の基本システム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、制御装置１１０及び発電装置群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、制御装置１１０と接続されている。また、管理装置２００は、配電網の任意の単位で分割したエリア毎に配置される。

　制御装置１１０は、各地に配置された発電装置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、個々の制御装置１１０に対し抑制信号を送信する。また、管理装置２００は、制御装置１１０から受信した個々のＰＶの発電量情報（個別発電量）を集約して中給システム３１０に送信する。

　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と制御装置１１０とは、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）、発電装置１２０及び制御装置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、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、上述の中給システム３１０に相当し、電力の需給バランスを調整し、発電スケジュールの計画を行う。また、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（出力指示の一形態）を送信する機能を有している。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にエリア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。

　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（発電装置の接続情報）を送信する機能を有している。

　管理装置２００は、電力系統側のシステムと通信するための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。

　制御部２３２は、管理情報記憶部２３４に保持されたＰＶ接続情報と、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、各制御装置１１０に送信する。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。

　管理情報記憶部２３４は、電力系統側から送信された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。

　制御装置１１０は、ＰＶの稼働状態等を表示する表示部１１３を備え、発電装置１２０を監視する端末である。本実施形態の制御装置１１０は、管理装置２００から抑制スケジュールを受信すると、発電装置１２０に対して、ＰＶ抑制制御を指示する。また、制御装置１１０は、発電装置１２０にて出力される交流電力をＰＶの発電量として管理装置２００に報告する。

　発電装置１２０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ー（ＰＣＳ）とも呼ばれる機器を含む。また、本実施形態の発電装置１２０は、制御装置１１０から受信した抑制スケジュールに基づいて、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。本実施形態の発電装置１２０は、制御装置１１０に対して、所定の周期でＰＶの発電量等を送信する機能を備えている。前記ＰＶの発電量等は、制御装置１１０が発電装置１２０に要求し、発電装置１２０から取得する形態であってもよい。なお、発電装置１２０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。この場合においても制御装置１１０は、ＰＣＳを介して発電装置を制御することになる。

　なお、図６に示した管理装置２００や制御装置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２２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。はじめに管理装置による電力系統側へのＰＶ発電量報告処理について説明する。図７は、本発明の第１の実施形態の動作（発電量報告処理）を説明するための図である。図７に示したとおり、発電装置１２０は、所定の時間間隔で制御装置１１０にＰＶ発電情報を送信する。

　制御装置１１０は、発電装置１２０から受信したＰＶ発電量を一定期間集約した後、管理装置２００に送信する。例えば、制御装置１１０は、３０秒間隔で発電装置１２０から受信したＰＶ発電量を３０分毎に集計し、管理装置２００に対して、３０分間の累計発電量（発電量の３０分積算値）を送信する（ステップＳ００１）。なお、図７の例では、制御装置１１０が能動的に管理装置２００に対してＰＶ発電量を送信しているが、管理装置２００からの要求に応じて制御装置１１０がＰＶ発電量を送信することでもよい。

　前記ＰＶ発電量を受信した管理装置２００は、管理情報記憶部２３４にＰＶ発電量を保存する（ステップＳ００２）。また管理装置２００は、各ＰＶの平均ＰＶ発電量を算出する（ステップＳ００３）。この平均ＰＶ発電量は、管理装置２００に送信する情報に含めることができる。

　前記ＰＶ発電量を受信した管理装置２００は、所定の時間間隔で、電力系統側に対してＰＶ発電量を送信する。なお、図７の例では、管理装置２００が能動的に電力系統側にＰＶ発電量を送信しているが、電力系統側からの要求に応じて管理装置がＰＶ発電量を送信することでもよい。

　以上のようにすることで、電力系統側に対して、管理対象のＰＶの発電量を報告することができる。

　続いて、管理装置によるＰＶの発電量抑制制御について説明する。図８は、本発明の第１の実施形態の動作（発電量制御処理）を説明するための図である。図８に示すとおり、電力系統側のＰＶ接続情報管理部３２１が、管理装置２００に対し、ＰＶの接続情報を送信する。管理装置２００は、ＰＶの接続情報を受信すると、管理情報記憶部２３４に、前記受信したＰＶの接続情報を保存する（ステップＳ１０１）。

　また、前記ＰＶの接続情報の送信とは独立して、電力系統側の需給情報管理部３１１が、電力の需給バランスを考慮して、管理装置２００に対して、エリア抑制スケジュールを送信する。管理装置２００は、エリア抑制スケジュールを受信すると、管理情報記憶部２３４に受信したエリア抑制スケジュールを保存する（ステップＳ１０２）。なお、管理装置における接続情報の受信と、エリア抑制スケジュールの受信も独立して非同期に行うようにすることができる。

　次に、管理装置２００は、電力系統側から受信したエリア抑制スケジュールと、ＰＶの接続情報を基に、ＰＶの抑制スケジュールを作成する（ステップＳ１０３）。この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ＰＶ（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、管理装置２００が、需給情報管理部３１１に対して、作成した抑制スケジュールをアンサーバックしているが、アンサーバックを省略することも可能である。

　次に、管理装置２００は、前記作成したＰＶの抑制スケジュールに従って、抑制対象のＰＶを管理する制御装置１１０に対して、ＰＶ抑制制御情報（出力発電量の指示）を送信する（ステップＳ１０４）。図８の例では、管理装置２００が、ＰＶ抑制実施時刻になったＰＶを管理する制御装置１１０に対してＰＶ抑制制御情報を送信している。あるいは、ＰＶ抑制制御情報に、抑制開始時刻と、抑制終了時刻（又は抑制継続時間）を含めることで、管理装置２００が、すべての抑制対象ＰＶに対して、一括してＰＶ抑制制御情報を送信する方法も採用可能である。

　ＰＶ抑制制御情報を受信した制御装置１１０は、表示部１１３に抑制実施の有無を表示する（ステップＳ１０５）。さらに、制御装置１１０は、発電装置１２０に対して、抑制制御情報を送信する。抑制制御情報を受信した発電装置１２０は、ＰＶ出力電力の抑制制御を実施する。なお、図６の例では、発電装置１２０が、制御装置１１０に対して、抑制制御の成功可否をアンサーバックし、電力系統側まで伝達させているが、アンサーバックを省略することも可能である。

　以上のようにすることで、電力系統側で作成したエリア抑制スケジュールを満足するＰＶの抑制制御を実施することが可能となる。その理由は、管理装置２００が、接続情報と抑制スケジュールに基づいて、抑制制御を指示するためである。より具体的には、配自システム３２０が配電網の中で、事故復旧、設備保守、過負荷の解消といった配電という観点で、配電経路を変化させる、特定の配電経路に、発電装置が接続されていると、逆潮流が発生してしまう可能性が生じるが、上記管理装置２００を配置した構成によれば、接続情報を用いて抑制スケジュールを実施するため、前記特定の配電経路に逆潮流が発生する事態を回避することが可能となる。

　続いて、上記ステップＳ１０３における抑制スケジュールの作成方法について説明する。図９は、上述のラウンドロビン方式で抑制制御の発電装置（ＰＶ）を切り替えていく方法を表している図である。図９の例では、電力系統側から受信したエリア抑制スケジュールにおける抑制指示期間を４つの発電装置（ＰＶ）に振り分けている例である。

　なお、同時に２以上の発電装置１２０を抑制対象としてもよい。例えば、図１０に示すように、個々の発電装置１２０に指示する抑制発電量を減らすことで、各発電装置（ＰＶ）において必要な発電が行われるようにすることも可能である。

　また図９、図１０では、各発電装置１２０に均等に抑制時間を振り分けているが、その他の要素を考慮して、各発電装置１２０の抑制制御期間を決定してもよい。例えば、抑制量や抑制期間を小さく、短くする特約を結んだオーナーのＰＶの抑制発電量や抑制制御時間を短くしたり、逆に、抑制制御を優先的に適用する特約を結んだオーナーのＰＶの抑制制御時間を長くしたり、抑制量を増やすこと等の変形が考えられる。

［第２の実施形態］
　続いて、上記ＰＶ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。第２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１１は、本発明の第２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。図６に示した第１の実施形態との相違点は、制御装置１１０に日射計１１４が追加されている点である。本実施形態における制御装置１１０は、例えば、図７のステップＳ００１のＰＶ発電量とともに、管理装置２００に対して、日射計１１４のセンサ値を送信する。

　図１２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、抑制スケジュールの作成の前に、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発電装置１２０（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１２０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１２０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１２の例では、発電装置４の日射量が０であるため、抑制対象外となり、残る発電装置１～発電装置３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、制御装置１１０に日射計１１４が備えられているものとして説明したが、必ずしも制御装置１１０に日射計１１４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。第３の実施形態は、上記第１の実施形態（図６）又は第２の実施形態（図１１）と同様の構成（図６、図１１）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３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３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、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１３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（制御装置）が、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。第４の実施形態は、上記第１の実施形態（図６）又は第２の実施形態（図１１）と同様の構成（図６、図１１）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１４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１４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、各発電装置（制御装置）が、抑制指示による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。第５の実施形態は、上記第１の実施形態（図６）又は第２の実施形態（図１１）と同様の構成（図６、図１１）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１５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制御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１５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。また、第６の実施形態は、上記第２の実施形態（図１１）と同様の構成（図１１）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１６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１６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、各発電装置１２０に蓄電装置１１５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。

　図１７は、本発明の第７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。図６に示した第１の実施形態との相違点は、蓄電装置１１５が備えられている制御装置１１０及び発電装置１２０が存在する点（図１７の例では上２つ）である。本実施形態における管理装置２００は、発電装置１２０の仕様として蓄電装置１１５（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１１５としては、ＰＶ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１１５（又は負荷）を持っている発電装置を選出する。

　図１８の例では、発電装置３、発電装置４は、蓄電装置１１５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、発電装置１２０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、発電装置１２０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１１５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１１５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ＰＶ）の発電容量という順序で発電装置の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１～３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１～３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１～３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、発電容量が大きい順に、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際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発電装置／制御装置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の視点による発電装置監視制御システム参照）
［第２の形態］
　第１の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　前記管理装置は、前記制御装置から取得した前記発電装置で発電されている出力発電量を前記電力系統へ送信する発電装置監視制御システム。
［第３の形態］
　第２の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　前記制御装置は、前記発電装置から前記発電装置で発電されている出力発電量を取得し、取得した前記発電装置で発電されている出力発電量を前記管理装置に送信する発電装置監視制御システム。
［第４の形態］
　第１から第３いずれか一の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　前記出力発電量は、前記発電装置に対する抑制発電量、抑制発電率、目標発電量、目標発電率、及び停止信号のうち少なくとも１つを含む発電装置監視制御システム。
［第５の形態］
　第１から第４いずれか一の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　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、及び停止信号のうち少なくとも１つを含む発電装置監視制御システム。
［第６の形態］
　第１から第５いずれか一の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　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た発電装置と電力系統との関係を示す情報である発電装置監視制御システム。
［第７の形態］
　第１から第６いずれか一の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　前記管理装置は、前記発電装置における抑制スケジュールを作成して前記発電装置の出力発電量を抑制する発電装置監視制御システム。
［第８の形態］
　第７の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　前記制御装置は、複数の発電装置に接続されており、
　前記管理装置は、複数の前記発電装置の中から、所定条件で抑制制御を指示する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して出力発電量を抑制する発電装置監視制御システム。
［第９の形態］
　第８の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　前記所定条件は、前記発電装置の累積抑制時間又は累積発電量が所定値以下の発電装置を選択するものである発電装置監視制御システム。
［第１０の形態］
　第８又は第９の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　前記所定条件は、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するものである発電装置監視制御システム。
［第１１の形態］
　第８から第１０いずれか一の形態の発電装置監視制御システムにおいて、
　前記所定条件は、抑制電力を蓄積可能な蓄電装置又は抑制電力を消費可能な負荷が備えられている制御装置に接続された発電装置を選択するものである発電装置監視制御システム。
［第１２の形態］
　（上記第２の視点による電力系統システム参照）
［第１３の形態］
　（上記第３の視点による制御装置及び管理装置参照）
［第１４の形態］
　（上記第４の視点による方法参照）
［第１５の形態］
　（上記第５の視点による方法参照）
［第１６の形態］
　（上記第６の視点によるコンピュータプログラム参照）
　なお、上記第１２～第１６の形態は、第１の形態と同様に、第２～第１１の形態に展開することが可能である。

　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　制御装置
　１１３　表示部
　１１４　日射計
　１１５　蓄電装置
　１１６　制御手段
　１２０、１２０ａ～１２０ｃ　発電装置
　２００　管理装置
　２０１　第１取得手段
　２０２　第２取得手段
　２０３　算出手段
　２０４　送信手段
　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
　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
　２３４０　記憶装置

Claims (18)

1. 　少なくとも１つの発電装置と接続されている制御装置と、
   　前記制御装置と通信可能に接続される管理装置と、により構成され、
   　前記管理装置は、電力系統へ電力を出力する発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて、前記発電装置が発電すべき出力発電量を算出する算出手段と、
   　前記算出した出力発電量を前記制御装置に送信する送信手段と、を備え、
   　前記制御装置は、前記管理装置により送信された出力電力量に基づいて前記発電装置を制御する制御手段を備える、
   　ことを特徴とする発電装置監視制御システム。
2. 　前記管理装置は、前記制御装置から取得した前記発電装置で発電されている出力発電量を前記電力系統へ送信する請求項１の発電装置監視制御システム。
3. 　前記制御装置は、前記発電装置から前記発電装置で発電されている出力発電量を取得し、取得した前記発電装置で発電されている出力発電量を前記管理装置に送信することを特徴とする請求項２に記載の発電装置監視制御システム。
4. 　前記出力発電量は、前記発電装置に対する抑制発電量、抑制発電率、目標発電量、目標発電率、及び停止信号のうち少なくとも１つを含むことを特徴とする請求項１から３いずれか一に記載の発電装置監視制御システム。
5. 　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、及び停止信号のうち少なくとも１つを含むことを特徴とする請求項１から４いずれか一に記載の発電装置監視制御システム。
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た発電装置と電力系統との関係を示す情報である請求項１から５いずれか一の発電装置監視制御システム。
7. 　前記管理装置は、前記発電装置における抑制スケジュールを作成して前記発電装置の出力発電量を抑制する請求項１から６いずれか一の発電装置監視制御システム。
8. 　前記制御装置は、複数の発電装置に接続されており、
   　前記管理装置は、複数の前記発電装置の中から、所定条件で抑制制御を指示する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して出力発電量を抑制する請求項７の発電装置監視制御システム。
9. 　前記所定条件は、前記発電装置の累積抑制時間又は累積発電量が所定値以下の発電装置を選択するものである請求項８の発電装置監視制御システム。
10. 　前記所定条件は、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するものである請求項８又は９の発電装置監視制御システム。
11. 　前記所定条件は、抑制電力を蓄積可能な蓄電装置又は抑制電力を消費可能な負荷が備えられている制御装置に接続された発電装置を選択するものである請求項８から１０いずれか一の発電装置監視制御システム。
12. 　少なくとも１つの発電装置と接続されている制御装置と、
    　前記制御装置と接続されている管理装置と、
    　前記発電装置から電力が出力される電力系統と、により構成され、
    　前記管理装置は、前記電力系統へ電力を出力する発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて、前記発電装置の出力発電量を算出する算出手段と、
    　前記算出した出力発電量を前記制御装置に送信する送信手段と、を備え、
    　前記制御装置は、前記管理装置により送信された出力発電量に基づいて前記発電装置を制御する制御手段を備える、
    　ことを特徴とする電力系統システム。
13. 　少なくとも１つの制御装置が接続される管理装置であって、
    　前記電力系統へ電力を出力できる発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて、前記発電装置の出力発電量を算出する算出手段と、
    　前記制御装置に対して、前記出力発電量を送信する送信手段と、を備える、
    　ことを特徴とする管理装置。
14. 　少なくとも１つの制御装置が接続される管理装置であって、
    　電力系統へ電力を出力できる少なくとも一つ以上の発電装置を示す接続情報を取得する第１取得手段と、
    　電力系統へ出力電力量を指示する出力指示を取得する第２取得手段と、
    　前記接続情報と前記出力指示とから算出される、前記各発電装置の出力発電量を送信する送信手段と、
    　を備える管理装置。
15. 　電力系統へ電力を出力できる発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて発電装置の出力発電量を算出する算出手段と、前記算出した出力発電量を制御装置に送信する送信手段と、を備える管理装置と、少なくとも１つの発電装置と、通信可能に接続され、
    　前記管理装置により送信された出力発電量に基づいて前記発電装置を制御する制御手段を備える、
    　ことを特徴とする制御装置。
16. 　管理装置を作動させる方法であって、
    　前記電力系統へ電力を出力できる発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて前記発電装置の出力発電量を算出する算出ステップと、
    　制御装置に対して、前記出力発電量を送信する送信ステップと、
    　を含む方法。
17. 　電力系統へ電力を出力できる発電装置を示す接続情報と前記電力系統へ出力電力量を指示する出力指示とに基づいて発電装置の出力発電量を算出する算出手段と、前記算出した出力発電量を制御装置に送信する送信手段と、を備える管理装置と、少なくとも１つの発電装置と、通信可能に接続される制御装置を作動させる方法であって、
    　前記管理装置からの出力発電量を受信する受信ステップと、
    　前記受信ステップで受信した出力発電量に基づいて前記発電装置を制御する制御ステップと、
    　を含む方法。
18. 　少なくとも１つの発電装置を制御する制御装置と、
    　前記制御装置と通信可能に接続される管理装置と、により構成され、
    　前記管理装置は、前記発電装置が電力系統の管理する配電網に接続されている経路を示す接続情報と前記配電網の少なくとも一部に対する抑制発電量または抑制発電率である出力指示とを取得する取得手段と、
    　前記発電装置の抑制発電量又は抑制発電率を前記制御装置に送信する送信手段と、を備え、
    　前記制御装置は、前記管理装置により送信された前記抑制発電量又は前記抑制発電率に基づいて前記発電装置を制御する制御手段を備える、
    　ことを特徴とする発電装置監視制御システム。

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