(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
天候によって発電電力が変動する発電装置を有する発電システムと、
蓄電池を有する蓄電池システムと、
前記発電システムと蓄電池システムと電力系統とを接続する設備内電線とを備え、
前記電力系統に供給される電力の１制御周期あたりの変化が、定格出力の規定割合以内に収まるように、前記発電システムが前記設備内電線に供給する電力の一部を前記蓄電池システムに充電させる発電設備であって、
前記発電システムが前記設備内電線に供給する電力の現在値から前記蓄電池システムが充電する電力の現在値を減じた値に、前記定格出力の前記規定割合に応じた電力値と、前記蓄電池システムの前記１制御周期あたりの充電電力の最大値とを加えた発電許容電力値を算出する発電許容電力値算出手段と、
次制御周期において、前記発電装置から供給される電力が前記発電許容電力値よりも大きい場合に、前記発電システムが前記設備内電線に供給する電力を前記発電許容電力値以下に抑制する出力抑制手段と、を有する発電制御装置を備えること、
を特徴とする発電設備。
【請求項２】
前記蓄電池システムの定格出力は、前記発電システムの定格出力よりも小さいこと、
を特徴とする請求項１記載の発電設備。
【請求項３】
天候によって発電電力が変動する発電装置を有する発電システムと、
蓄電池を有する蓄電池システムと、
前記発電システムと蓄電池システムと電力系統とを接続する設備内電線とを備え、
前記電力系統に供給される電力の１制御周期あたりの変化が、定格出力の規定割合以内に収まるように、前記発電システムが供給する電力の一部を前記蓄電池システムに充電させる発電設備に設けられる発電制御装置であって、
前記発電システムが前記設備内電線に供給する電力の現在値から前記蓄電池システムが充電する電力の現在値を減じた値に、前記定格出力の前記規定割合に応じた電力値と、前記蓄電池システムの前記１制御周期あたりの充電電力の最大値とを加えた発電許容電力値を算出する発電許容電力値算出手段と、
次制御周期において、前記発電装置から供給される電力が前記発電許容電力値よりも大きい場合に、前記発電システムが前記設備内電線に供給する電力を前記発電許容電力値以下に抑制する出力抑制手段と、
を備えることを特徴とする発電制御装置。
【請求項４】
前記蓄電池システムの定格出力は、前記発電システムの定格出力よりも小さいこと、
を特徴とする請求項３記載の発電制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、発電システムと、蓄電池システムと、発電システムと蓄電池システムと電力系統とを接続する設備内電線とを備える発電設備、および発電設備に設けられる発電制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統は、発電設備と負荷設備とを送配電設備によって接続することで構築されている。電力系統には、複数の大規模発電所と多数の工場や商業施設及び家庭とを接続する大規模なシステムから、特定の施設内で構築される小規模なシステムまで様々な規模のものが存在する。【０００３】
発電設備の１つとして、太陽光や風力等の自然エネルギーを利用した発電システムを備えるものがある。自然エネルギーを利用した発電システムは、昨今のエネルギー問題或いは環境問題に対する意識の高まりをうけて広く導入されつつある。しかし、自然エネルギーを利用した発電システムには、季節や天候等の自然的要因によって発電電力が左右されやすいために安定した電力供給を行えないという短所がある。この短所を補うために、発電システムと蓄電池システムと組み合わせた発電設備が考えられている。【０００４】
蓄電池システムは、発電設備が電力系統に供給する電力を安定させるための１つの手段として用いられる。かつては、大量の電力の貯蔵は困難であるとされていたが、リチウムイオン電池やナトリウム硫黄電池のような大容量の蓄電池が実用化されたことによって、大量の電力の貯蔵が可能になった。このような蓄電池を備えた蓄電池システムを発電システムに接続することにより、電力の需要に対して供給が過剰なときには、過剰な電力を蓄電池に充電し、電力の需要に対して供給が不足するときには、蓄電池からの放電により電力の不足を補填する運用が可能である。自然エネルギーを利用した発電システムに蓄電池システムを組み合わせることで、季節や天候等によって変動する発電電力を蓄電池の充放電により平準化させて、電力系統に安定した電力供給を行うことが可能になる。【０００５】
なお、出願人は、本発明に関連するものとして、以下に記載する文献を認識している。特許文献１には、太陽光発電システムと蓄電池システムとが接続され、太陽光発電の発電電力の変動を蓄電池の充放電制御で抑制する構成が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】日本特開２０１４−１１７００３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
ところで、発電設備には、電力系統に安定した電力供給を行うために、発電設備の定格出力（発電設備が電力系統に供給可能な最大電力）に対する電力系統に供給される電力の電力変化率（以下、系統供給電力変化率という。）を、±ｎ％／分の範囲内に制御することが要求されている。蓄電池システムの定格出力（蓄電池システムが充放電可能な最大電力）が発電システムの定格出力（発電システムが供給可能な最大電力）よりも大きければ、発電システムから設備内電線に供給される電力が急激に増大しても、急激に増大した電力を蓄電池システムに充電させることで、系統供給電力変化率を±ｎ％／分の範囲内に制御することができる。そのため、電力系統に供給される電力の急激な変化を抑制できる。【０００８】
しかし、そのためには発電システムと同等の定格出力を有する蓄電池システムを用意する必要があり、蓄電池システムの定格出力が発電システムの定格出力よりも低い場合には、蓄電池システムの充電能力が足りずに系統供給電力変化率を守れない場合がある。コスト低減の観点から、発電システムよりも低い定格出力の蓄電池システムを備える発電設備において、系統供給電力変化率を規定の範囲内に制御して、電力系統に安定した電力供給を行えることが望まれる。【０００９】
本発明は、上述のような課題を解決するためになされたもので、発電システムよりも低い定格出力の蓄電池システムを備える発電設備において、急峻な発電電力の増大があっても、電力系統に安定した電力供給を行うことができる発電設備および発電制御装置を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
上記の目的を達成するため、本発明に係る発電設備は以下のように構成される。発電設備は電力系統に接続され、発電システムと、蓄電池システムと、設備内電線と、発電制御装置とを備える。【００１１】
発電システムは、天候によって発電電力が変動する発電装置を有する。発電システムは、例えば太陽光発電システムや風力発電システムである。蓄電池システムは、蓄電池を有する。蓄電池は単一の蓄電池セルで構成されていてもよいし、複数の蓄電池セルの集合体として構成されていてもよい。蓄電池の種類としては、リチウムイオン電池やナトリウム硫黄電池やニッケル水素電池等の大容量の蓄電池が好ましい。設備内電線は、発電システムと蓄電池システムと電力系統とを接続する。なお、蓄電池システムの定格出力は、発電システムの定格出力よりも小さい。【００１２】
発電設備は、電力系統に供給される電力の１制御周期あたりの変化が、定格出力の規定割合以内に収まるように、発電システムが設備内電線に供給する電力の一部を蓄電池システムに充電させる。制御周期は、例えば数ミリ秒〜数十ミリ秒に設定される。【００１３】
発電制御装置は、発電許容電力値算出手段と、出力抑制手段とを有する。発電許容電力値算出手段は、発電システムが設備内電線に供給する電力の現在値から蓄電池システムが充電する電力の現在値を減じた値に、発電設備の定格出力の規定割合に応じた電力値と、蓄電池システムの１制御周期あたりの充電電力の最大値とを加えた発電許容電力値を算出する。【００１４】
出力抑制手段は、次制御周期において、発電装置から供給される電力が発電許容電力値よりも大きい場合に、発電システムが設備内電線に供給する電力を発電許容電力値以下に抑制する。
【発明の効果】
【００１５】
本発明によれば、発電制御装置は、制御周期毎に、次制御周期における最適な発電許容電力値を算出できる。そして、次制御周期において、発電装置から供給される電力が発電許容電力値よりも大きい場合に、発電システムが設備内電線に供給する電力を発電許容電力値以下に抑制する。制御周期毎に次制御周期における最適な発電許容電力値が算出されるため、蓄電池システムの定格出力が発電システムの定格出力より低い発電設備において、急峻な発電電力の変化があった場合にも、電力系統に供給される電力の１制御周期あたりの変化を発電設備の定格出力の規定割合以内に収めることができる。すなわち、蓄電池システムの能力が低い、コストが低い発電設備において、電力系統に安定した電力供給を行うことができる。
【図面の簡単な説明】
【００１６】
【図１】本発明の実施の形態１に係るシステム構成を説明するための概念構成図である。
【図２】本発明の実施の形態１に係るシステムのブロック図である。
【図３】太陽光発電システムによる時刻毎の発電電力の変動について説明するための図である。
【図４】制御周期毎の発電システム３０の出力と、発電許容電力値の算出について説明するための図である。
【図５】本発明の実施の形態１における出力抑制制御について説明するための図である。
【図６】発電制御装置１の充放電指令部６０および発電許容電力値算出部６１の処理について説明するためのフローチャートである。
【図７】発電制御装置１の出力抑制部６２の処理について説明するためのフローチャートである。
【図８】発電制御装置１のハードウェア構成を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１７】
以下、図面を参照して本発明の実施の形態について詳細に説明する。尚、各図において共通する要素には、同一の符号を付して重複する説明を省略する。
【００１８】
実施の形態１．
［実施の形態１のシステム構成］
図１は、本発明の実施の形態１に係るシステム構成を説明するための概念構成図である。図１に示す発電設備１０は、電力系統の送電設備２０に接続する。電力系統には、送電設備２０の他、送電設備２０に接続された他の発電設備（図示省略）、送電設備２０に接続された負荷設備（図示省略）が含まれる。
【００１９】
また、発電設備１０は、天候によって発電電力が変動する発電システム３０と、蓄電池を有する蓄電池システム４０と、発電システム３０と蓄電池システム４０と電力系統とを接続する設備内電線２１を備える。なお、発電設備１０において、蓄電池システム４０の定格出力（蓄電池システム４０が充放電可能な最大電力）は、発電システム３０の定格出力（発電システム３０が供給可能な最大電力）よりも小さい。
【００２０】
さらに、発電設備１０は、統括制御装置５０を備える。統括制御装置５０は、コンピュータネットワーク２２を介して発電システム３０および蓄電池システム４０と接続する。発電設備１０と電力系統との連系点には電力計２５が設けられる。電力計２５は、信号線により統括制御装置５０に接続する。
【００２１】
（発電システム）
図１に示す発電システム３０は、太陽光発電（ＰＶ）システムである。なお、発電システム３０は、風力発電システム等であってもよい。発電システム３０は、太陽光発電装置３１、太陽光発電用のパワーコンディショニングシステム（以下、ＰＶ−ＰＣＳ）３２、電力計３３を備える。太陽光発電装置３１は、複数のＰＶモジュール３１１、複数のＰＶモジュール３１１が接続する接続箱３１２、複数の接続箱３１２が接続する集電箱３１３を備える。集電箱３１３はＰＶ−ＰＣＳ３２に接続する。複数のＰＶモジュール３１１で発電された電力は、集電箱３１３を介してＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される。
【００２２】
ＰＶ−ＰＣＳ３２は、太陽光発電装置３１から供給される直流電力を交流電力に変換する機能を備える。また、ＰＶ−ＰＣＳ３２は、電流センサと電圧センサとを備え、これらのセンサの出力値を参照して電力の調整を実施する。ＰＶ−ＰＣＳ３２は設備内電線２１に接続する。電力計３３は、信号線により統括制御装置５０に接続する。発電システム３０は、コンピュータネットワーク２２を介して蓄電池システム４０、統括制御装置５０に接続する。
【００２３】
電力計３３は、発電システム３０から設備内電線２１に供給される供給電力を常時検出する。ただし、本実施の形態でいう常時検出とは、センサから絶え間のない連続した信号を取り込む動作だけでなく、所定の短い周期でセンサの信号を取り込む動作を含む概念である。電力計３３で検出された供給電力値は統括制御装置５０に入力される。
【００２４】
（蓄電池システム）
蓄電池システム４０は、蓄電池装置４１、蓄電池用のパワーコンディショニングシステム（以下、蓄電池用ＰＣＳ）４２を備える。図１に示す蓄電池システム４０は、１つの蓄電池用ＰＣＳ４２に対して１つの蓄電池装置４１が接続されているが、これは単なる一例である。一般に、１つの蓄電池用ＰＣＳ４２に対して複数の蓄電池装置４１が並列に接続される。蓄電池装置４１の並列数は蓄電池用ＰＣＳ４２の仕様に基づいて定められる。蓄電池システム４０は、コンピュータネットワーク２２を介して発電システム３０、統括制御装置５０に接続する。
【００２５】
蓄電池装置４１は、蓄電池モジュール４１１、及び蓄電池監視装置（以下、ＢＭＵ：Ｂａｔｔｅｒｙ  Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ  Ｕｎｉｔ）４１２を備える。蓄電池モジュール４１１は、複数のセルが直列に接続されたモジュールである。各セルはリチウムイオン電池（ＬｉＢ）である。蓄電池モジュール４１１は、コンタクタ及びヒューズを介して送電線により蓄電池用ＰＣＳ４２に接続する。また、蓄電池モジュール４１１は、信号線によりＢＭＵ４１２に接続する。ＢＭＵ４１２は、コンピュータネットワーク２２を介して統括制御装置５０に接続する。
【００２６】
ＢＭＵ４１２は、蓄電池モジュール４１１の状態を監視する。具体的には、ＢＭＵ４１２は、蓄電池モジュール４１１の状態量を計測する手段として電流センサ、電圧センサ、及び温度センサを備える。電流センサによって蓄電池モジュール４１１に流れる電流が計測される。電圧センサによって各セルの電圧が計測される。そして、温度センサによって蓄電池モジュール４１１の温度が計測される。ＢＭＵ４１２による蓄電池モジュール４１１の監視は常時行われる。ただし、本実施の形態でいう常時監視とは、センサから絶え間のない連続した信号を取り込む動作だけでなく、所定の短い周期でセンサの信号を取り込む動作を含む概念である。ＢＭＵ４１２は、各センサによる計測で得られた情報を含む蓄電池情報を統括制御装置５０に送信する。
【００２７】
蓄電池用ＰＣＳ４２は、変圧器を介して送電線により設備内電線２１に接続される。蓄電池用ＰＣＳ４２は、発電システム３０が出力した交流電力を直流電力に変換して蓄電池モジュール４１１に充電する充電機能と、蓄電池モジュール４１１の直流電力を交流電力に変換して電力系統に放電する放電機能とを備える。蓄電池モジュール４１１への充電電力量、及び蓄電池モジュール４１１からの放電電力量は、蓄電池用ＰＣＳ４２によって調整される。蓄電池用ＰＣＳ４２による充放電電力量の調整は、統括制御装置５０から供給される充放電指令に従って行われる。充放電指令は、蓄電池用ＰＣＳ４２に充放電させる有効電力と無効電力に関する要求を含む。蓄電池用ＰＣＳ４２は電流センサと電圧センサとを備え、蓄電池用ＰＣＳ４２はこれらのセンサの出力値を参照して充放電電力量の調整を実施する。
【００２８】
（統括制御装置）
統括制御装置５０は、コンピュータネットワーク２２を介して発電システム３０、蓄電池システム４０に接続する。統括制御装置５０は、電力系統と発電設備１０との間の電力需給を制御する。例えば、統括制御装置５０は、後述する充放電指令部６０や発電許容電力値算出部６１を備える。
【００２９】
電力計２５は、発電設備１０から電力系統に供給される合成電力を常時検出する。合成電力は、発電システム３０が供給する電力と蓄電池システム４０の充放電電力とを合算した電力である。ただし、本実施の形態でいう常時検出とは、センサから絶え間のない連続した信号を取り込む動作だけでなく、所定の短い周期でセンサの信号を取り込む動作を含む概念である。電力計２５で検出された合成電力値は統括制御装置５０に入力される。
【００３０】
［実施の形態１の特徴的構成］
図２は、本発明の実施の形態１に係るシステムのブロック図である。本発明に係る発電制御装置１は、統括制御装置５０と発電システム３０の一部を含みうる概念である。
【００３１】
統括制御装置５０を示すブロック内には、発電制御装置１が備える種々の機能のうちの一部がブロックで表されている。同様に、発電システム３０を示すブロック内には、発電制御装置１が備える種々の機能のうちの一部がブロックで表わされている。
【００３２】
（充放電指令部）
発電制御装置１は、充放電指令機能を有し、その機能は充放電指令部６０が受け持つ。発電制御装置１は、電力計２５から合成電力値を受信し、電力計３３から供給電力値を受信し、蓄電池システム４０（ＢＭＵ４１２）から蓄電池情報を受信する。充放電指令部６０は、合成電力値と供給電力値と蓄電池情報とに基づいて充放電指令を決定し、充放電指令を蓄電池システム４０に送信する。
【００３３】
図３は、太陽光発電システムによる時刻毎の発電電力の変動について説明するための図である。太陽光発電システムの出力は日射量によって変動する。典型的なのが、晴天時に雲が流れている場合で、雲の影が太陽光パネルの上を通過する過程で、出力が短時間で激しく変動する。太陽光発電の出力変動を打ち消すように蓄電池システム４０に充放電させることで、急峻な変動を平準化する必要がある。
【００３４】
図３に示す例では、破線３０１に示す太陽光発電システムの出力を相殺するように、蓄電池システム４０に充放電させることで、実線３０２のように出力変動が緩和される。充放電指令部６０は、太陽光発電の急峻な出力変動を、蓄電池システム４０の充放電制御により平準化させるように充放電指令を決定する。
【００３５】
具体的には、発電設備１０には、電力系統に安定した電力供給を行うために、発電設備１０の定格出力（発電設備１０が電力系統に供給可能な最大電力）に対する電力系統に供給される電力の変化率（以下、系統供給電力変化率という。）を、±ｎ％／分の範囲内に制御することが要求されている。そのため、充放電指令部６０は、電力系統に供給される電力の１制御周期あたりの変化が、発電設備の定格出力の規定割合以内に収まるように、蓄電池システム４０に対する充放電指令を決定する。例えば、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力が増大する制御周期においては、充放電指令部６０は、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力の一部を蓄電池システム４０に充電させる充放電指令を決定する。なお、制御周期は数ミリ秒〜数十ミリ秒に設定される。一例として、制御周期が２０ミリ秒の場合、上記規定割合は、ｎ％の３０００分の１である。
【００３６】
（発電許容電力値算出部）
図４は、制御周期毎の発電システム３０の出力と、発電許容電力値の算出について説明するための図である。実線７１は、制御周期毎の発電システム３０の出力を示す。点７２は、現制御周期におけるサイト出力（発電設備１０が電力系統に供給する電力）である。点７４は、次制御周期におけるサイト出力である。また、点７２は、現制御周期におけるサイト出力上限許容値であり、点７３は、現制御周期におけるサイト出力下限許容値である。サイト出力上限許容値は、系統供給電力変化率の最大値（＋ｎ％／分）に対応する値である。サイト出力下限許容値は、系統供給電力変化率の最小値（−ｎ％／分）に対応する値である。また、図４に示す（Ａ）〜（Ｅ）は以下のように定義される。
（Ａ）は、現制御周期において、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力の現在値であり、電力計３３により検出される。
（Ｂ）は、蓄電池システム４０が充電する電力の現在値であり、充放電指令部６０により算出される充放電指令に含まれる。
（Ｃ）は、発電設備１０の定格出力の規定割合に応じた電力値である。規定割合は、系統供給電力変化率の最大値と制御周期に応じて予め設定された固定値である。
（Ｄ）は、蓄電池システム４０の１制御周期あたりの充電電力の最大値であり、蓄電池用ＰＣＳ４２の定格出力として予め設定された固定値である。
（Ｅ）は、次制御周期における発電許容電力値であり、次制御周期における発電許容電力値は、上記（Ａ）〜（Ｅ）を用いて次式（１）で表わされる。
（Ｅ）＝（Ａ）−（Ｂ）＋（Ｃ）＋（Ｄ）      ・・・（１）
【００３７】
発電制御装置１は、発電許容電力値算出機能を有し、その機能は発電許容電力値算出部６１が受け持つ。発電許容電力値算出部６１は、式（１）を用いて、次制御周期における発電許容電力値を算出する。算出された発電許容電力値は、出力抑制部６２に送信される。
【００３８】
（出力抑制部）
発電制御装置１は、出力抑制機能を有し、その機能は出力抑制部６２が受け持つ。出力抑制部６２は、制御周期毎に、太陽光発電装置３１からＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される発電電力が発電許容電力値よりも大きいかを判定する。太陽光発電装置３１からＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される発電電力は、ＰＶ−ＰＣＳ３２内の電流センサと電圧センサの出力値から算出される。判定に用いられる発電許容電力値は、出力抑制部６２の処理が実行される１つ前の制御周期において発電許容電力値算出部６１により算出された値である。
【００３９】
太陽光発電装置３１からＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される発電電力が発電許容電力値以下である場合には、急激に増大した電力を蓄電池システム４０に充電させることで、系統供給電力変化率を±ｎ％／分以内に制御することが可能である。一方、太陽光発電装置３１からＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される発電電力が発電許容電力値よりも大きい場合には、蓄電池システム４０の充電能力不足のため、急激に増大した電力を蓄電池システム４０に充電させるだけでは、系統供給電力変化率を±ｎ％／分以内に制御することができない。
【００４０】
図５は、本発明の実施の形態１における出力抑制制御について説明するための図である。次制御周期において、太陽光発電装置３１からＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される発電電力が発電許容電力値よりも大きい場合には、破線７５で示すような発電システム３０の出力を回避するため、出力抑制部６２は、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力を発電許容電力値以下に抑制する出力抑制制御を実行する（矢印７６）。具体的には、出力抑制部６２は、ＰＶ−ＰＣＳ３２に対して、ＰＶ−ＰＣＳ３２が設備内電線２１に供給する電力を発電許容電力値以下に抑制させる制御を実行する。
【００４１】
（フローチャート）
図６は、発電制御装置１の充放電指令部６０および発電許容電力値算出部６１の処理について説明するためのフローチャートである。図６に示す制御ルーチンは制御周期毎に実行される。
【００４２】
電力計３３は、発電システム３０から設備内電線２１に供給される供給電力を常時検出する。統括制御装置５０は、電力計３３により検出された供給電力値を制御周期毎に取得する（ステップＳ１０１）。
【００４３】
電力計２５は、発電設備１０から電力系統に供給される合成電力を常時検出する。統括制御装置５０は、電力計２５により検出された合成電力値を制御周期毎に取得する（ステップＳ１０２）。
【００４４】
蓄電池システム４０は、蓄電池情報を統括制御装置５０に送信する（ステップＳ３０１）。蓄電池情報には、蓄電池モジュール４１１に流れる電流、各セルの電圧、蓄電池モジュール４１１の温度が含まれる。統括制御装置５０は、蓄電池システム４０から送信された蓄電池情報を制御周期毎に受信する（ステップＳ１０３）。
【００４５】
ステップＳ１０１〜Ｓ１０３の処理後、充放電指令部６０は充放電指令を決定する（ステップＳ１０４）。具体的には、充放電指令部６０は、ステップＳ１０１において取得した供給電力と、ステップＳ１０２において取得した合成電力と、ステップＳ１０３において取得した蓄電池情報とに基づいて、系統供給電力変化率が±ｎ％／分の変動範囲内に収まるように充放電指令を決定する。例えば、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力が増大する制御周期においては、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力の一部を蓄電池システム４０に充電させる充放電指令が決定される。
【００４６】
ステップＳ１０４の処理後、充放電指令部６０は、充放電指令を蓄電池システム４０に送信する（ステップＳ１０５）。蓄電池システム４０は、統括制御装置５０から送信された充放電指令を受信する（ステップＳ３０２）。蓄電池用ＰＣＳ４２は、受信した充放電指令に従って充放電操作を実行する（ステップＳ３０３）
【００４７】
ステップＳ１０４の処理後、発電許容電力値算出部６１は、現制御周期においてステップＳ１０１、Ｓ１０３、Ｓ１０４で得られた値と、上述した式（１）を用いて、次制御周期における発電許容電力値を算出する（ステップＳ１０６）。
【００４８】
ステップＳ１０６の処理後、統括制御装置５０は、発電許容電力値を発電システム３０に送信する（ステップＳ１０７）。発電システム３０は、統括制御装置５０から送信された発電許容電力値を受信する（ステップＳ２０１）。
【００４９】
図７は、発電制御装置１の出力抑制部６２の処理について説明するためのフローチャートである。図７に示す制御ルーチンは制御周期毎に実行される。ここでは、図６に示す制御ルーチンが実行された制御周期の次の制御周期における処理について説明する。
【００５０】
出力抑制部６２は、太陽光発電装置３１からＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される発電電力を取得する（ステップＳ２１０）。また、出力抑制部６２は、図７に示す制御ルーチンが実行される１つ前の制御周期において図６のステップＳ２０１において受信した発電許容電力値を、出力抑制部６２に設定する。
【００５１】
ステップＳ２１０およびＳ２１１の処理後、出力抑制部６２は、太陽光発電装置３１からＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される発電電力が発電許容電力値よりも大きいかを判定する（ステップＳ２１２）。
【００５２】
太陽光発電装置３１からＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される発電電力が発電許容電力値よりも大きい場合には、出力抑制部６２は、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力を発電許容電力値以下に抑制する（ステップＳ２１３）。
【００５３】
一方、太陽光発電装置３１からＰＶ−ＰＣＳ３２に供給される発電電力が発電許容電力値以下である場合には、出力抑制部６２は、出力を抑制する制御を実行しない（ステップＳ２１４）。
【００５４】
以上説明したように、本実施形態のシステムによれば、発電制御装置１は、制御周期毎に、次制御周期における最適な発電許容電力値を算出できる。そして、次制御周期において、太陽光発電装置３１から供給される電力が発電許容電力値よりも大きい場合に、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力を発電許容電力値以下に抑制する。制御周期毎に次制御周期における最適な発電許容電力値が算出されるため、蓄電池システム４０の定格出力が発電システム３０の定格出力より低い発電設備１０において、急峻な発電電力の変化（１制御周期で上述した（Ｃ）＋（Ｄ）を超える電力変化）があった場合にも、電力系統に供給される電力の１制御周期あたりの変化を発電設備１０の定格出力の規定割合以内に収めることができる。すなわち、蓄電池システム４０の能力が低い、コストが低い発電設備１０において、電力系統に安定した電力供給を行うことができる。
【００５５】
また、本発明によれば、制御周期毎に最適な発電許容電力値が算出されるため、各制御周期において出力抑制を必要最低限とすることができる。そのため、出力抑制スケジュールが予め定められている場合に比して、不必要な発電電力の抑制が少なく、発電効率を高めることが可能である。
【００５６】
尚、実施の形態１において、符号６０〜６２に示す各部は、発電制御装置１が有する機能を示す。図８は、発電制御装置１のハードウェア構成を示す図である。発電制御装置１は、ハードウェア資源として、各種情報を入出力する入出力インタフェース（図示省略）、各種情報および各種プログラムを記憶するメモリ２０１、メモリ２０１に記憶された各種情報および各種プログラムに基づいて演算処理を実行可能なプロセッサ２００を含む回路を備える。発電制御装置１は、メモリ２０１に記憶されたプログラムをプロセッサ２００によって実行することにより各部６０〜６２が有する各機能を実現する。発電制御装置１は、複数のプロセッサ２００を備えても良い。発電制御装置１は、複数のメモリ２０１を備えても良い。発電制御装置１は、複数の入出力インタフェースを備えても良い。即ち、複数のプロセッサ２００と複数のメモリ２０１と複数の入出力インタフェースが連携して各部６０〜６２が有する各機能を実現しても良い。また、各部６０〜６２が有する各機能の一部又は全部は、回路によって構成されてもよい。
【００５７】
なお、図２に示すように、発電制御装置１は、統括制御装置５０と発電システム３０とがコンピュータネットワーク２２で接続されて構成されてもよい。この場合、統括制御装置５０、発電システム３０がそれぞれプロセッサ、メモリ、入出力インタフェースを有する。
【符号の説明】
【００５８】
１  発電制御装置
１０  発電設備
２０  電力系統の送電設備
２１  設備内電線
２２  コンピュータネットワーク
２５  電力計
３０  発電システム
３１  太陽光発電装置
３２  ＰＶ−ＰＣＳ
３３  電力計
４０  蓄電池システム
４１  蓄電池装置
４２  蓄電池用ＰＣＳ
５０  統括制御装置
６０  充放電指令部
６１  発電許容電力値算出部
６２  出力抑制部
２００  プロセッサ
２０１  メモリ
３１１  ＰＶモジュール
３１２  接続箱
３１３  集電箱
４１１  蓄電池モジュール
４１２  ＢＭＵ
【要約】
発電設備１０は、発電システム３０と蓄電池システム４０と設備内電線２１とを備える。発電設備１０は、電力系統に供給される電力の１制御周期あたりの変化が、発電設備１０の定格出力の規定割合以内に収まるように、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力の一部を蓄電池システム４０に充電させる。発電制御装置１は、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力の現在値から蓄電池システム４０が充電する電力の現在値を減じた値に、前記定格出力の前記規定割合に応じた電力値と、蓄電池システム４０の１制御周期あたりの充電電力の最大値とを加えた発電許容電力値を算出する。また、発電制御装置１は、次制御周期において、発電装置１０から供給される電力が前記発電許容電力値よりも大きい場合に、発電システム３０が設備内電線２１に供給する電力を前記発電許容電力値以下に抑制する。【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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