(57)【要約】【課題】事前に策定された計画電力量と実際の発電量との差（インバランス）をより小さくすることができる発電システムを提供する。【解決手段】第１の発電機と、前記第１の発電機より出力安定性が高い第２の発電機と、前記第１の発電機の出力および前記第２の発電機の出力を制御する制御部と、を備え、前記制御部は、単位時間を複数の制御期間に切り分け、一の制御期間内での前記第１の発電機の計画発電量と実績発電量との差を検出し、検出した差に相当する発電量を、次制御期間内での前記第２の発電機の発電量の増減量として設定する、発電システムである。【選択図】図１
2018143045.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１の発電機と、
前記第１の発電機より出力安定性が高い第２の発電機と、
前記第１の発電機の出力および前記第２の発電機の出力を制御する制御部と、
を備え、
前記制御部は、
単位時間を複数の制御期間に切り分け、一の制御期間内での前記第１の発電機の計画発電量と実績発電量との差を検出し、検出した差に相当する発電量を、次制御期間内での前記第２の発電機の発電量の増減量として設定する、
発電システム。
【請求項２】
前記次制御期間の長さは、
前記一の制御期間の長さと等しい、
請求項１に記載の発電システム。
【請求項３】
前記次制御期間の長さは、
前記一の制御期間の長さよりも長い、
請求項１に記載の発電システム。
【請求項４】
前記次制御期間の長さは、
前記単位時間の終わりに近くなった場合に、前記一の制御期間の長さよりも短い、
請求項１から請求項３の何れか一項に記載の発電システム。
【請求項５】
前記制御部は、
前記一の制御期間内での前記実績発電量の変化率に基づいて、前記次制御期間内での前記第２の発電機の発電量の増減量を設定する、
請求項１から請求項４の何れか一項に記載の発電システム。
【請求項６】
前記次制御期間は、
前記第２の発電機による電力の補正に必要な時間に基づいて設定される、
請求項１から請求項５の何れか一項に記載の発電システム。
【請求項７】
前記第１の発電機は複数備えられ、
前記第２の発電機は１つのみ備えられる、
請求項１から請求項６の何れか一項に記載の発電システム。
【請求項８】
第１の発電機と、前記第１の発電機より出力安定性が高い第２の発電機と、を備える発電システムの制御方法であって、
単位時間を複数の制御期間に切り分け、一の制御期間内での前記第１の発電機の計画発電量と実績発電量との差を検出し、検出した差に相当する発電量を、次制御期間内での前記第２の発電機の発電量の増減量として設定し、前記第２の発電機の出力を制御すること、
を含む発電システムの制御方法。
【請求項９】
第１の発電機と、前記第１の発電機より出力安定性が高い第２の発電機と、を備える発電システムのコンピュータに、
単位時間を複数の制御期間に切り分け、一の制御期間内での前記第１の発電機の計画発電量と実績発電量との差を検出し、検出した差に相当する発電量を、次制御期間内での前記第２の発電機の発電量の増減量として設定し、前記第２の発電機の出力を制御すること、
を実行させるプログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、発電システム、発電システムの制御方法及びプログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
消費者の需要に合った電力を発電し供給することは重要である。そこで、計画発電量や需要量と実際の発電量との差を小さくすることは、発電効率やコストの観点から重要となる。
例えば、特許文献１には、計画発電量や需要量と実際の発電量との差を小さくする技術が記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特許第４１４８６６８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
ところで、小売電力の自由化が進み、消費者は電力の小売事業者を選択することができるようになった。この小売電力の自由化に伴い、既定時間（３０分）単位で例えば発電事業者（発電者）が事前に策定した発電計画における電力量と同量の電力を実際に発電する同時同量制度が導入されている。発電事業者（発電者）は、この同時同量制度を守る必要がある。
【０００５】
そのため、事前に策定された電力量と実際の発電量との差（インバランス）をより小さくする技術が求められていた。
【０００６】
本発明は、上記の課題を解決することのできる発電システム、発電システムの制御方法及びプログラムを提供することを目的としている。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明の第１の態様によれば、発電システムは、第１の発電機と、前記第１の発電機より出力安定性が高い第２の発電機と、前記第１の発電機の出力および前記第２の発電機の出力を制御する制御部と、を備え、前記制御部は、単位時間を複数の制御期間に切り分け、一の制御期間内での前記第１の発電機の計画発電量と実績発電量との差を検出し、検出した差に相当する発電量を、次制御期間内での前記第２の発電機の発電量の増減量として設定する。
【０００８】
本発明の第２の態様によれば、第１の態様における発電システムにおいて、前記次制御期間の長さは、前記一の制御期間の長さと等しくてもよい。
【０００９】
本発明の第３の態様によれば、第１の態様における発電システムにおいて、前記次制御期間の長さは、前記一の制御期間の長さよりも長くてもよい。
【００１０】
本発明の第４の態様によれば、第１の態様から第３の態様の何れかにおける発電システムにおいて、前記次制御期間の長さは、前記単位時間の終わりに近くなった場合に、前記一の制御期間の長さよりも短くてもよい。
【００１１】
本発明の第５の態様によれば、第１の態様から第４の態様の何れかにおける発電システムにおいて、前記制御部は、前記一の制御期間内での前記実績発電量の変化率に基づいて、前記次制御期間内での前記第２の発電機の発電量の増減量を設定してもよい。
【００１２】
本発明の第６の態様によれば、第１の態様から第５の態様の何れかにおける発電システムにおいて、前記次制御期間は、前記第２の発電機による電力の補正に必要な時間に基づいて設定されてもよい。
【００１３】
本発明の第７の態様によれば、第１の態様から第６の態様の何れかにおける発電システムにおいて、前記第１の発電機は複数備えられ、前記第２の発電機は１つのみ備えられていてもよい。
【００１４】
本発明の第８の態様によれば、発電システムの制御方法は、第１の発電機と、前記第１の発電機より出力安定性が高い第２の発電機と、を備える発電システムの制御方法であって、単位時間を複数の制御期間に切り分け、一の制御期間内での前記第１の発電機の計画発電量と実績発電量との差を検出し、検出した差に相当する発電量を、次制御期間内での前記第２の発電機の発電量の増減量として設定し、前記第２の発電機の出力を制御すること、を含む。
【００１５】
本発明の第９の態様によれば、プログラムは、第１の発電機と、前記第１の発電機より出力安定性が高い第２の発電機と、を備える発電システムのコンピュータに、単位時間を複数の制御期間に切り分け、一の制御期間内での前記第１の発電機の計画発電量と実績発電量との差を検出し、検出した差に相当する発電量を、次制御期間内での前記第２の発電機の発電量の増減量として設定し、前記第２の発電機の出力を制御すること、を実行させる。
【発明の効果】
【００１６】
本発明の実施形態による発電システムによれば、事前に策定された計画発電量と実際の発電量との差（インバランス）をより小さくすることができる。
【図面の簡単な説明】
【００１７】
【図１】本発明の第１の実施形態による電力システムの構成の一例を示す図である。
【図２】本発明の第１の実施形態による発電システムの処理フローを示す図である。
【図３】本発明の第１の実施形態による発電システムの処理を説明するための第１の図である。
【図４】本発明の第１の実施形態による発電システムの処理を説明するための第２の図である。
【図５】本発明の第１の実施形態による電力システムの構成の別の例を示す図である。
【図６】本発明の第２の実施形態における所定時間を説明するための第１の図である。
【図７】本発明の第２の実施形態における所定時間を説明するための第２の図である。
【図８】本発明の第２の実施形態における所定時間を説明するための第３の図である。
【図９】本発明の別の実施形態による電力システムの構成の例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１８】
＜第１の実施形態＞
以下、本発明の第１の実施形態による発電システムを含む電力システムの構成について説明する。
電力システム１は、図１に示すように、発電システム１０と、電力系統２０と、を備える。なお、電力系統２０には、需要家３０が接続されている。
【００１９】
発電システム１０は、第１の発電機１０１と、第２の発電機１０２と、制御部１０３と、を備える。発電システム１０は、電力の発電事業者（発電者）が発電に用いるシステムの一例であり、単位時間（例えば、３０分）ごとの計画発電量と、発電システム１０から電力系統２０へ実際に供給する単位時間ごとの電力量とを一致させるシステムである。計画発電量とは、電力の発電事業者（発電者）が事前に策定した電力量である。
【００２０】
第１の発電機１０１は、例えば、ゴミ焼却炉などごみや汚泥、バイオマスなどを燃料として発電する発電機である。
第１の発電機１０１は、発電した電力を電力系統２０を介して需要家３０に送電する。
【００２１】
第２の発電機１０２は、第１の発電機１０１が発電した電力よりも出力の安定性が高い発電機であり、例えば、化石燃料を用いた火力、および、水力などを用いて発電する発電機である。
第２の発電機１０２は、後述する制御部１０３が生成する指令信号に基づいて発電する。
第２の発電機１０２は、発電した電力を電力系統２０を介して需要家３０に送電する。
【００２２】
制御部１０３は、事前に策定した計画発電量と第１の発電機１０１が実際に発電した発電量とに基づいて、第２の発電機１０２へ発電を指示する指令信号を生成する。
具体的には、制御部１０３は、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の電力量との合計が計画発電量よりも少ない場合に、第２の発電機１０２の基準の発電量にその不足分の発電量を加えた電力量の発電を第２の発電機１０２に実行させる指令信号を生成し、第２の発電機１０２に送信する。
また、具体的には、制御部１０３は、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が計画発電量よりも多い場合に、第２の発電機１０２の基準の発電量にその過剰分の発電量を減じた電力量の発電を第２の発電機１０２に実行させる指令信号を生成し、第２の発電機１０２に送信する。
【００２３】
発電事業者（発電者）は、電力の発電事業者（発電者）が事前に策定した計画発電量、すなわち、単位時間（例えば３０分）ごとの計画発電量を発電システム１０に報知する。
【００２４】
次に、第１の実施形態による発電システム１０の処理について説明する。
ここでは、図２に示す発電システム１０の処理フローについて説明する。
【００２５】
発電事業者（発電者）は、単位時間（例えば３０分）ごとの計画発電量の計画値を策定する。例えば、電力の発電事業者（発電者）の社員がごみや汚泥、バイオマスなどの供給量や発熱量などから策定された計画発電量の情報を取得し、取得した情報を、キーボードなどの入力装置などを介して制御部１０３に送信する。
【００２６】
制御部１０３は、例えば、電力の発電事業者（発電者）の社員がごみや汚泥、バイオマスなどの供給量や発熱量などから計画発電量の情報を受信することによって取得する（ステップＳ１）。
【００２７】
制御部１０３は、例えば、図３に示すような、計画発電量を単位時間（例えば３０分）で除算した平均値である発電計画値を特定する。制御部１０３は、所定時間（例えば１分）の計画発電量を特定する。
【００２８】
また、制御部１０３は、所定時間ごとに第１の発電機１０１の実際の発電量の情報を取得する（ステップＳ２）。
具体的には制御部１０３は、例えば第１の発電機１０１の出力に設けられた電力量計から所定時間ごとに実際の発電量の情報を取得する。
【００２９】
制御部１０３は、取得した計画発電量の情報と、取得した第１の発電機１０１の実際の発電量とに基づいて、所定時間ごとに指令信号を生成する（ステップＳ３）。
より具体的には、制御部１０３は、図４に示すように、単位時間のうち最初の所定時間（０から１分まで）では、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が事前に策定された計画発電量よりも少ないため、第２の発電機１０２の基準の発電量にその不足分の電力量を加えた電力量の発電を次の制御期間の間に第２の発電機１０２に実行させる指令信号を生成する。
また、より具体的には、制御部１０３は、図４に示すように、次の所定時間（１分から２分まで）では、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が事前に策定された計画発電量よりも多いため、第２の発電機１０２の基準の発電量にその過剰分の発電量を減じた電力量の発電を次の制御期間の間に第２の発電機１０２に実行させる指令信号を生成する。
制御部１０３は、生成した指令信号を第２の発電機１０２に送信する。
【００３０】
第２の発電機１０２は、制御部１０３から指令信号を受信する。
第２の発電機１０２は、受信した指令信号に基づいて発電する（ステップＳ４）。
具体的には、
第２の発電機１０２は、指令信号に含まれる発電量の情報が示す発電量、すなわち、１つ前の所定時間内で計画発電量に対して発電できなかった場合には不足分の発電量を次の所定時間内で補うように発電し、１つ前の所定時間内で計画発電量に対して過剰に発電した場合には余剰分の発電量を次の所定時間内で吸収するように発電する。
【００３１】
発電システム１０は、単位時間ごとに上記のステップＳ２〜ステップＳ４（ステップＳ１は初回のみ行えばよい）の処理を行うことにより、発電期間中の計画発電量と第１の発電機１０１と第２の発電機１０２との合計の実際の発電量とを一致させることができる。
【００３２】
以上、本発明の第１の実施形態による発電システム１０を備える電力システム１について説明した。
第１の発電機１０１と、第１の発電機１０１より出力安定性が高い第２の発電機１０２とを備える本発明の第１の実施形態による発電システム１０において、制御部１０３は、第２の発電機１０２の出力を制御する。制御部１０３は、単位時間を複数の制御期間に切り分け、一の制御期間内での第１の発電機１０１の計画発電量と実績発電量との差を検出する。制御部１０３は、検出した差に相当する発電量を、次制御期間内での第２の発電機１０２の発電量の増減量として設定する。言い換えると、制御部１０３は、単位時間内における所定時間（ｔ〜ｔ＋Δｔ）内での第１の発電機１０１の計画発電量と実績発電量との差を検出し、検出した差に相当する発電量を、所定時間（ｔ〜ｔ＋Δｔ）に続く所定時間（ｔ＋Δｔ〜ｔ＋ｎΔｔ）内での第２の発電機１０２の発電量の増減量として設定し、第２の発電機１０２の出力を制御する。なお、ｔは、単位時間における時刻を表す。Δｔは、一の制御期間を表す。ｎは１よりも大きい実数であり、（ｎ−１）Δｔは、次制御期間を表す。
こうすることで、発電システム１０は、事前に策定された計画発電量と実際の発電量との差（インバランス）をより小さくすることができる。
【００３３】
例えば、具体的には、小売電力の自由化が進み、消費者は電力の小売事業者を選択することができるようになった。この小売電力の自由化に伴い、例えば、２０１７年４月からは、既定時間（３０分）単位で発電事業者（発電者）が事前に策定した発電計画における電力量と同量の電力を実際に発電する同時同量制度が導入されている。発電事業者（発電者）は、この同時同量制度を守る必要がある。なお、２０１７年４月から導入された同時同量制度では、３つの要件をいずれも満たす発電設備（系統への連系点単位で判断）について、発電設備ごとの託送契約上の同時最大受電電力の値を亊業者単位で合計し、その値が１万ｋＷを超える事業者を「発電事業者」とすることとされている。ここで、３つの要件のうちの１つは、「当該発電設備の発電容量（ｋＷ）に占める託送契約上の同時最大受電電力（ｋＷ）の割合が５割を超えること。ただし、発電容量が１０万ｋＷを超える場合には、上記の値が１割を超えること。」という要件である。また、３つの要件のうちの別の１つは、「当該発電設備の年間の発電量（ｋＷｈ）（所内消費量を除く）に占める系統への逆潮流量（ｋＷｈ）（特定供給等分を除く）の割合が５割を超えることが見込まれること。ただし、発電容量が１０万ｋＷを超える場合には、上記の値が１割を超えることが見込まれること。」という要件である。また、３つの要件のうちの残りの１つは、「当該発電設備の発電容量が１０００ｋＷ以上であること。」という要件である。
ところで、バイオマス（ごみや汚泥などの廃棄物を含む）を燃料とした場合、計画発電量の策定は、原料となるバイオマスの投入量、性状、運転パターンおよび過去の実績データ等により決定される。そのため、発電システム１０のように、第１の発電機１０１がバイオマスを燃料とする発電機である場合、原料となるバイオマスの性状が均一でないことや一時的な焼却不適物の混入等により出力が安定しない（インバランスが生じやすい）。
このような場合に、本発明の第１の実施形態による発電システム１０のような構成とすることにより、例えば性状が不安定なバイオマスを原料とする出力が不安定な第１の発電機１０１の出力の変動を、例えば燃料として化石燃料などを用いる出力安定性が高い第２の発電機１０２の出力を調整することで打ち消す。その結果、計画値通りの発電が可能であり、事前に策定された計画電力量と実際の発電量との差（インバランス）をより小さくすることができる。
【００３４】
なお、発電システム１０は、第１の発電機１０１の発電量のばらつきが想定の範囲を超えても大丈夫なように、図５に示すように、蓄電装置１０４を備え、制御部１０３の指令により蓄電装置１０４に過剰電力を吸収させてもよい。また、発電システム１０は、第１の発電機１０１の発電量のばらつきが想定の範囲を超えても大丈夫なように、蓄電装置１０４を備え、電力不足時に制御部１０３の指令により蓄電装置１０４から電力を補填するものであってもよい。
【００３５】
＜第２の実施形態＞
以下、本発明の第２の実施形態による発電システム１０を含む電力システムの構成について説明する。
本発明の第２の実施形態による電力システム１は、本発明の第１の実施形態による電力システム１と同様に、発電システム１０と、電力系統２０と、を備える。なお、電力系統２０には、需要家３０が接続されている。
ただし、本発明の第１の実施形態における所定時間は一定の時間であったのに対して、本発明の第２の実施形態における所定時間は、変化する。
【００３６】
具体的には、例えば、制御部１０３は、図６に示すように、単位時間内の後半に近づくにつれて所定時間を短くする。
また、具体的には、例えば、制御部１０３は、図７に示すように、第１の発電機１０１の発電量の変化、すなわち、傾きに従って所定時間を変化させてもよい。より具体的には、制御部１０３は、第１の発電機１０１の発電量の変化を予測し、変化が小さい場合には、第２の発電機１０２の発電量の変化が小さくなるため所定時間を短くし、第１の発電機１０１の発電量の変化が大きい場合には、第２の発電機１０２の発電量の変化が大きくなるため所定時間を長くしてもよい。
また、具体的には、例えば、制御部１０３は、図８に示すように、第１の発電機１０１の実際の発電量に従って所定時間を変化させてもよい。より具体的には、制御部１０３は、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が所定時間の計画発電量を超えている場合には、第２の発電機１０２の発電量は小さくなり変化に対応しやすくなるため所定時間を短くし、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が所定時間の計画発電量未満である場合には、第２の発電機１０２の発電量は大きくなり変化に対応しづらくなるため所定時間を長くする。
また、所定時間を変化させる場合に、所定時間を長くするか短くするかのどちらかのみを採用してもよい。具体的には、例えば第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が所定時間の計画発電量を超えている場合には所定時間を変化させず、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が所定時間の計画発電量未満である場合だけ、所定時間を長くしてもよい。また、具体的には、例えば第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が所定時間の計画発電量未満である場合には次の所定時間を変化させず、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が所定時間の計画発電量を超えている場合のみ、所定時間を短くしてもよい。
こうすることで、発電システム１０において、第２の発電機１０２による発電量を安定させることができると共に、第１の発電機１０１の発電量と第２の発電機１０２の実際の発電量との合計と、計画発電量との差が所定の範囲内の差を小さくするための追従性とを両立することができる。
なお、制御部１０３は、第１の発電機１０１と第２の発電機１０２の実際の発電量との合計と、計画発電量とを一致させるという観点から、最終調整量が小さくなるように、単位時間の終わりに近くなった場合には、所定時間を短くすることが望ましい。具体的には、制御部１０３は、例えば、単位時間の残り１０パーセントにおいては、所定時間を設定可能な最小の時間とする。
なお、所定時間が変化する以外は、本発明の第２の実施形態による発電システム１０の処理は、本発明の第１の実施形態による発電システム１０の処理と同様であるため、処理の説明は省略する。
【００３７】
以上、本発明の第２の実施形態による発電システム１０を備える電力システム１について説明した。
本発明の第２の実施形態による電力システム１は、本発明の第１の実施形態による電力システム１と同様に、発電システム１０と、電力系統２０と、を備える。なお、電力系統２０には、需要家３０が接続されている。
ただし、本発明の第１の実施形態における所定時間は一定の時間であったのに対して、本発明の第２の実施形態における所定時間は変化する。
制御部１０３は、単位時間内における所定時間（ｔ〜ｔ＋Δｔ）内での第１の発電機１０１の計画発電量と実績発電量との差を検出し、検出した差に相当する発電量を、所定時間（ｔ〜ｔ＋Δｔ）に続く所定時間（ｔ＋Δｔ〜ｔ＋ｎΔｔ）内での第２の発電機１０２の発電量の増減量として設定し、第２の発電機１０２の出力を制御する。制御部１０３は、単位時間内の後半に近づくにつれてｎを２よりも小さくする。
または、制御部１０３は、第１の発電機１０１の発電量の変化、すなわち、傾きに従ってｎを変化させる。具体的には、制御部１０３は、第１の発電機１０１の発電量の変化を予測し、変化が小さい場合には、第２の発電機１０２の発電量の変化が小さくなるためｎを大きくし、第１の発電機１０１の発電量の変化が大きい場合には、第２の発電機１０２の発電量の変化が大きくなるためｎを小さくする。
または、制御部１０３は、第１の発電機１０１の実際の発電量に従ってｎを変化させる。制御部１０３は、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が計画発電量を超えている場合には、第２の発電機１０２の発電量は小さくなり変化に対応しやすくなるためｎを小さくし、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の基準の発電量との合計が計画発電量未満である場合には、第２の発電機１０２の発電量は大きくなり変化に対応しづらくなるためｎを大きくする。
こうすることで、発電システム１０において、第２の発電機１０２による発電量を安定させることができると共に、第１の発電機１０１の発電量と第２の発電機１０２の実際の発電量との合計と、計画発電量との差が所定の範囲内の差を小さくするための追従性とを両立することができる。
また、制御部１０３は、最終調整量が小さくなるように、単位時間の終わりに近くなった場合には、所定時間を短くする。
こうすることで、発電システム１０において、第１の発電機１０１と第２の発電機１０２の実際の発電量との合計と、計画発電量とをより近づけることができる。
【００３８】
なお、本発明の実施形態により発電システム１０は、図９に示すように、第１の発電機１０１を複数備え、第２の発電機１０２を単数備えるものであってもよい。
こうすることで、バランシンググループを形成する廃棄物・バイオマス発電施設を含めた複数の発電者の計画値同時同量において、第１の発電機１０１により発電した電力と第２の発電機１０２の実際の発電量とを全量送配電事業者へ給電することができ、かつ蓄電装置を用いず電力を直接需要家３０に供給することができるため、第１の発電機１０１の実際の発電量と第２の発電機１０２の実際の発電量との合計を損失なく最小限にすることができる。
【００３９】
なお、本発明の実施形態による第２の発電機１０２は、バイオガスを燃料としたガスエンジン（メタンガスの濃度計測と流量調整）あるいは水素ガスを燃料とした燃料電池による発電機であってもよい。この場合、発電システム１０は、メタンガス（あるいは水素ガス）の濃度計測と流量制御により、計画値に対し、ほぼ安定した出力が可能であり、メタンガス（あるいは水素ガス）は貯留できることから、補正に必要な電力量のみをリアルタイムに発電することができる。
【００４０】
なお、本発明の実施形態において、所定時間は、第２の発電機１０２による電力の補正に必要な時間に基づいて設定されてもよい。例えば、第２の発電機１０２が指令信号を読み取り、その指令信号が示す発電を実行するまでに１秒かかる場合には、所定時間を１秒以上に設定する。
こうすることで、第２の発電機１０２による電力の補正の追従性を確保することができる。
【００４１】
なお、本発明の実施形態における処理は、適切な処理が行われる範囲において、処理の順番が入れ替わってもよい。
【００４２】
記憶部のそれぞれは、適切な情報の送受信が行われる範囲においてどこに備えられていてもよい。また、記憶部のそれぞれは、適切な情報の送受信が行われる範囲において複数存在しデータを分散して記憶していてもよい。
【００４３】
本発明の実施形態について説明したが、上述の発電システム１０は内部に、コンピュータシステムを有していてもよい。そして、上述した処理の過程は、プログラムの形式でコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記憶されており、このプログラムをコンピュータが読み出して実行することによって、上記処理が行われる。ここでコンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、半導体メモリ等をいう。また、このコンピュータプログラムを通信回線によってコンピュータに配信し、この配信を受けたコンピュータがそのプログラムを実行するようにしてもよい。
【００４４】
また、上記プログラムは、前述した機能の一部を実現してもよい。さらに、上記プログラムは、前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるファイル、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。
【００４５】
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例であり、発明の範囲を限定しない。これらの実施形態は、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の追加、省略、置き換え、変更を行ってよい。
【符号の説明】
【００４６】
１・・・電力システム
１０・・・発電システム
２０・・・電力系統
３０・・・需要家
１０１、１０１ａ、１０１ｂ・・・第１の発電機
１０２・・・第２の発電機
１０３・・・制御部
１０４・・・蓄積装置
【図１】
2018143045.tif 000003
【図２】
2018143045.tif 000004
【図３】
2018143045.tif 000005
【図４】
2018143045.tif 000006
【図５】
2018143045.tif 000007
【図６】
2018143045.tif 000008
【図７】
2018143045.tif 000009
【図８】
2018143045.tif 000010
【図９】
2018143045.tif 000011