(57)【要約】【課題】太陽光発電の出力抑制の公平性が損なわれるのを抑制すること。【解決手段】サーバ装置１０は、所定のエリア内における太陽光発電の発電量を抑制する抑制量を受け付け、太陽光発電の発電状況ごとに太陽光発電の抑制を開始するタイミングに時間差が設定された遅延時間と、抑制量から定まる前記太陽光発電の定格出力に対する抑制の割合とを前記エリア内に含まれる需要家の制御装置に同報配信する。ＰＣＳ３０は、太陽光発電の発電状況を算出し、同報配信された遅延時間のうち算出された発電状況に対応する遅延時間にしたがって同報配信されてから太陽光発電の抑制を開始する。【選択図】図１
2018196228.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
情報処理装置と、太陽光発電の出力を抑制する制御装置とを有する太陽光発電の出力抑制システムであって、
前記情報処理装置は、
所定のエリア内における太陽光発電の発電量を抑制する抑制量を受け付ける受付部と、
太陽光発電の発電状況ごとに前記太陽光発電の抑制を開始するタイミングに時間差が設定された遅延時間と、前記抑制量から定まる前記太陽光発電の定格出力に対する抑制の割合とを前記エリア内に含まれる需要家の制御装置に同報配信する配信部とを有し、
前記制御装置は、
太陽光発電の発電状況を算出する算出部と、
同報配信された遅延時間のうち前記算出部により算出された発電状況に対応する遅延時間にしたがって同報配信されてから前記太陽光発電の抑制を開始する抑止部とを有する、
ことを特徴とする太陽光発電の出力抑制システム。
【請求項２】
前記情報処理装置は、
太陽光発電の発電状況が階層化された複数のクラスのうち中央値となる階級値が含まれるクラスの下位のクラスに対応付けられた遅延時間に到達するまでに、当該下位のクラスよりも階級が上位のクラスに属する需要家の制御装置が実行する太陽光発電の抑制により前記抑制量に対応する発電量の削減が終了する抑制の割合を決定する決定部をさらに有することを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電の出力抑制システム。
【請求項３】
情報処理装置と、太陽光発電の出力を抑制する制御装置とを有する太陽光発電の出力抑制システムに用いる出力抑制方法であって、
前記情報処理装置が、
所定のエリア内における太陽光発電の発電量を抑制する抑制量を受け付け、
太陽光発電の発電状況ごとに前記太陽光発電の抑制を開始するタイミングに時間差が設定された遅延時間と、前記抑制量から定まる前記太陽光発電の定格出力に対する抑制の割合とを前記エリア内に含まれる需要家の制御装置に同報配信し、
前記制御装置が、
太陽光発電の発電状況を算出し、
同報配信された遅延時間のうち算出された発電状況に対応する遅延時間にしたがって同報配信されてから前記太陽光発電の抑制を開始する、
ことを特徴とする太陽光発電の出力抑制方法。
【請求項４】
所定のエリア内における太陽光発電の発電量を抑制する抑制量を受け付け、
太陽光発電の発電状況ごとに前記太陽光発電の抑制を開始するタイミングに時間差が設定された遅延時間と、前記抑制量から定まる前記太陽光発電の定格出力に対する抑制の割合とを前記エリア内に含まれる需要家の制御装置に同報配信する、
処理をコンピュータに実行させることを特徴とする太陽光発電の出力抑制プログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽光発電の出力抑制システム、出力抑制方法および出力抑制プログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電（ＰＶ：PhotoVoltaics）の普及に伴って発電量が需要量を上回るケースが起きるようになり、ＰＶの出力抑制を行う技術が検討されている。
【０００３】
例えば、太陽光発電を保有する需要家の発電状況を収集し、需要家ごとにＰＶの出力抑制を依頼する方式の実証が進められている。この方式の実現には、需要家の発電状況を個別に把握するための装置、その情報を収集し、各需要家にＰＶの出力制御を個別に行うシステムの構築が条件となる。このため、上記の方式には、装置コストやシステム開発費などのコストが大きくなり、通信量も大きくなるという一面もある。
【０００４】
このことから、電力会社によっては、需要家にＰＶの出力抑制を依頼する出力抑制量や出力抑制割合を均一とし、各需要家にＰＶの出力抑制の依頼を一斉に配信する一斉同報配信方式も検討されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１４−１３２８２７号公報
【特許文献２】国際公開第２０１２／１４４０４４号
【特許文献３】特開２０１１−１３０６３８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、上記の一斉同報配信方式では、各需要家の間で均一のＰＶの出力抑制量や出力抑制割合が決定されるので、ＰＶの出力抑制の公平性が損なわれる場合がある。
【０００７】
１つの側面では、本発明は、太陽光発電の出力抑制の公平性が損なわれるのを抑制できる太陽光発電の出力抑制システム、出力抑制方法および出力抑制プログラム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】
【０００８】
一態様では、情報処理装置と、太陽光発電の出力を抑制する制御装置とを有する太陽光発電の出力抑制システムであって、前記情報処理装置は、所定のエリア内における太陽光発電の発電量を抑制する抑制量を受け付ける受付部と、太陽光発電の発電状況ごとに前記太陽光発電の抑制を開始するタイミングに時間差が設定された遅延時間と、前記抑制量から定まる前記太陽光発電の定格出力に対する抑制の割合とを前記エリア内に含まれる需要家の制御装置に同報配信する配信部とを有し、前記制御装置は、太陽光発電の発電状況を算出する算出部と、同報配信された遅延時間のうち前記算出部により算出された発電状況に対応する遅延時間にしたがって同報配信されてから前記太陽光発電の抑制を開始する抑止部とを有する、ことを特徴とする。
【発明の効果】
【０００９】
太陽光発電の出力抑制の公平性が損なわれるのを抑制できる。
【図面の簡単な説明】
【００１０】
【図１】図１は、実施例１に係るＰＶ出力抑制システムの構成例を示す図である。
【図２】図２は、実施例１に係るサーバ装置の機能的構成を示すブロック図である。
【図３】図３は、気象情報の一例を示す図である。
【図４】図４は、発電量の推定結果の一例を示す図である。
【図５】図５は、ＰＶ抑制ルールの一例を示す図である。
【図６】図６は、発電量の時間経過の一例を示すグラフである。
【図７】図７は、ＰＶ抑制ルールの一例を示す図である。
【図８】図８は、ＰＶ抑制ルールの一例を示す図である。
【図９】図９は、発電量の時間経過の一例を示すグラフである。
【図１０】図１０は、実施例１に係るサーバ装置の全体処理の手順を示すフローチャートである。
【図１１】図１１は、実施例１に係る抑制指示決定処理の手順を示すフローチャートである。
【図１２】図１２は、実施例１に係るＰＣＳの機能的構成を示すブロック図である。
【図１３】図１３は、履歴蓄積部に記憶された情報の一例を示す図である。
【図１４】図１４は、実施例１に係るＰＶ抑制処理の手順を示すフローチャートである。
【図１５】図１５は、実施例１及び実施例２に係るＰＶ出力抑制プログラムを実行するコンピュータのハードウェア構成例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１１】
以下に添付図面を参照して本願に係る太陽光発電の出力抑制システム、出力抑制方法および出力抑制プログラムについて説明する。なお、この実施例は開示の技術を限定するものではない。そして、各実施例は、処理内容を矛盾させない範囲で適宜組み合わせることが可能である。
【実施例１】
【００１２】
［システム構成］
図１は、実施例１に係るＰＶ出力抑制システムの構成例を示す図である。図１に示すＰＶ（PhotoVoltaics）出力抑制システムでは、サーバ装置１０がＰＶの出力抑制の一斉同報配信により抑制指示を行うことにより、コストを抑制する。その上で、一斉同報配信を受信した需要家３側が、需要家３の発電状況と一斉同報配信を受信した後の時間経過に基づく、ＰＶ抑制ルールにしたがって動作するＰＶの出力抑制を実行することにより、ＰＶの出力抑制の公平性が損なわれるのを抑制する。
【００１３】
図１に示すように、ＰＶ出力抑制システムには、中央給電指令所１と、サーバ装置１０と、需要家３に設置されるＰＣＳ（Power  Conditioning  System）３０とが含まれる。図１には、１つの需要家３が抜粋して示されているが、システムに収容される需要家３の数は図示の例に限定されず、システムは任意の数の需要家３、例えば中央給電指令所１の管轄下にある需要家３を収容することができるのは言うまでもない。
【００１４】
これらのうち、中央給電指令所１及びサーバ装置１０は、双方向の通信が可能な通信網を介して接続される。例えば、有線または無線を問わず、インターネット、ＬＡＮ（Local  Area  Network）やＶＰＮ（Virtual  Private  Network）などの任意の種類の通信網を採用できる。
【００１５】
また、サーバ装置１０及びＰＣＳ３０は、少なくともサーバ装置１０からＰＣＳ３０への一方向の通信が可能な通信網を介して接続される。例えば、上記の一斉同報配信をサーバ装置１０からＰＣＳ３０へ放送波や衛星波を介して伝搬させることができる。これに限らず、インターネット、ＬＡＮやＶＰＮなどの任意の種類の通信網を採用できるのは言うまでもない。
【００１６】
中央給電指令所１は、電気の需要量と発電量のバランスを制御する指令所である。
【００１７】
一側面として、中央給電指令所１は、火力や原子力、水力、風力などの発電所の発電量を管理する。これと共に、中央給電指令所１は、管轄下にある送配電網、例えば変電所や柱状トランスを監視することにより管轄全体の電圧状況・電流状況から求める需要量を管理する。これら発電量および需要量は、所定の周期で中央給電指令所１からサーバ装置１０へ通知される。また、中央給電指令所１は、発電量と需要量のバランスに基づいてＰＶの抑制量を決定する。例えば、発電量が需要量を上回る場合、どのように発電量、言い換えれば供給量を削減するかが決定される。供給量を削減するには、電力会社の発電施設や需要家３側のＰＶなどの発電設備の発電量を削減することになるが、一例として、経済合理性に基づいて供給量の削減が実施される。例えば、ある設備Ｅｉの電力単位当たりの削減コストをＣｉとすると、下記の式（２）の制約を満たすという拘束条件の下、下記の式（１）を最小化する削減が実施される。これら式（１）及び式（２）の最適化問題を解くことにより、太陽光発電の抑制量Ｐｐｖを決定する。このように決定された太陽光発電の抑制量Ｐｐｖが中央給電指令所１からサーバ装置１０へ通知される。ここで、抑制量Ｐｐｖは、任意のタイミングでサーバ装置１０へ通知することができるが、一例として、所定の周期、例えば３０分間で抑制量Ｐｐｖに対応する供給量の削減を実現させる想定の下、抑制量Ｐｐｖが上記の周期で定期的に通知される場合を例示する。
【００１８】
【数１】
2018196228.tif 000003
【数２】
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【００１９】
サーバ装置１０は、ＰＶの出力抑制の一斉同報配信を行うコンピュータである。
【００２０】
一実施形態として、サーバ装置１０には、上記の一斉同報配信によりＰＶ出力を抑制する指示の内容を決定する抑制指示決定エンジンが搭載される。この抑制指示決定エンジンがソフトウェアとして実装される場合、抑制指示決定プログラムを所望のコンピュータにインストールさせることによって実装できる。例えば、サーバ装置１０は、Ｗｅｂサーバとして実装することとしてもよいし、アウトソーシングによって抑制指示決定サービスを提供するクラウドとして実装することとしてもかまわない。
【００２１】
需要家３は、電力を消費する消費者である。
【００２２】
ここで、図１には、一例として、ＰＶ設備を有する需要家３が例示されているが、中央給電指令所１の管轄下にＰＶ設備を有しない需要家が含まれることを妨げない。このようにＰＶ設備を有する需要家３には、ＰＣＳ３０と、分電盤３１と、ＰＶパネル３２とが含まれる。この他、図示は省略したが、負荷設備や蓄電設備などが含まれることを妨げない。このうち、ＰＣＳ３０は、ＰＶパネル３２で発電される電力を直流から交流へ変換する機能を有する。このような機能の他、ＰＣＳ３０は、上記の一斉同報配信が行われたＰＶ抑制ルールにしたがってＰＶの出力抑制を実行するＰＶ抑制エンジンを搭載する。このＰＶ抑制エンジンがソフトウェアとして実装される場合、ＰＶ抑制プログラムがＰＣＳ３０のプロセッサにより実行される。
【００２３】
［サーバ装置１０の構成］
次に、本実施例に係るサーバ装置１０の機能的構成について説明する。図２は、実施例１に係るサーバ装置１０の機能的構成を示すブロック図である。図２に示すように、サーバ装置１０は、通信Ｉ／Ｆ（InterFace）部１１と、記憶部１３と、制御部１５とを有する。なお、図１には、上記の抑制指示決定機能に関連するサーバ装置１０の機能部が抜粋して示されているに過ぎず、図示以外の機能部、例えば既存のコンピュータがデフォルトまたはオプションで装備する機能部がサーバ装置１０に備わることを妨げない。例えば、上記の一斉同報配信をサーバ装置１０からＰＣＳ３０へ放送波や衛星波を介して伝搬させる場合、放送波や衛星波の送信部をさらに有することとしてもかまわない。
【００２４】
通信Ｉ／Ｆ部１１は、他の装置との間で通信制御を行うインタフェースである。
【００２５】
一実施形態として、通信Ｉ／Ｆ部１１には、ＬＡＮカードなどのネットワークインタフェースカードが対応する。例えば、通信Ｉ／Ｆ部１１は、中央給電指令所１から供給量および需要量を含む需給情報、あるいは太陽光発電の抑制量Ｐｐｖを受信したり、また、ＰＶ出力の抑制指示をＰＣＳ３０へ一斉同報配信したりする。
【００２６】
記憶部１３は、制御部１５で実行されるＯＳ（Operating  System）を始め、上記の抑制指示決定機能を実現する抑制指示決定プログラムなどの各種プログラムに用いられるデータを記憶する記憶デバイスである。
【００２７】
一実施形態として、記憶部１３は、サーバ装置１０における補助記憶装置として実装される。例えば、補助記憶装置には、ＨＤＤ（Hard  Disk  Drive）、光ディスクやＳＳＤ（Solid  State  Drive）などが対応する。この他、ＥＰＲＯＭ（Erasable  Programmable  Read  Only  Memory)などのフラッシュメモリも補助記憶装置に対応する。
【００２８】
記憶部１３は、制御部１５で実行されるプログラムに用いられるデータの一例として、気象情報１３ａを記憶する。この気象情報１３ａ以外にも、他の電子データを記憶することもできる。例えば、記憶部１３には、供給量および需要量の履歴データなどを記憶することができる。
【００２９】
気象情報１３ａは、気象に関するデジタルデータである。
【００３０】
一実施形態として、気象情報１３ａは、地域ごとに当該地域の時間帯別の天気が対応付けられたデータを採用できる。例えば、気象情報の情報源、例えば気象庁からＸＭＬ（Extensible  Markup  Language）のフォーマットで記述された電子メールを取得した上で当該電子メールから中央給電指令所１の管轄下にある地域の時間帯別の天気を抽出することにより、気象情報１３ａを生成することができる。
【００３１】
制御部１５は、サーバ装置１０の全体制御を行う処理部である。
【００３２】
一実施形態として、制御部１５は、ＣＰＵ（Central  Processing  Unit）やＭＰＵ（Micro  Processing  Unit）などのハードウェアプロセッサにより実装することができる。ここでは、プロセッサの一例として、ＣＰＵやＭＰＵを例示したが、汎用型および特化型を問わず、任意のプロセッサにより実装することができる。この他、制御部１５は、ＡＳＩＣ（Application  Specific  Integrated  Circuit）やＦＰＧＡ（Field  Programmable  Gate  Array）などのハードワイヤードロジックによって実現されることとしてもかまわない。
【００３３】
制御部１５は、図示しない主記憶装置として実装されるＤＲＡＭ（Dynamic  Random  Access  Memory）やＳＲＡＭ（Static  Random  Access  Memory）などのＲＡＭのワークエリア上に、上記の視点選択支援機能を実現する視点選択支援プログラムを展開することにより、下記の処理部を仮想的に実現する。
【００３４】
制御部１５は、図２に示すように、受付部１５ａと、算出部１５ｂと、推定部１５ｃと、決定部１５ｄと、配信部１５ｅと、判定部１５ｆとを有する。
【００３５】
受付部１５ａは、ＰＶの抑制依頼を受け付ける処理部である。
【００３６】
一実施形態として、受付部１５ａは、中央給電指令所１から太陽光発電の抑制量Ｐｐｖを含むＰＶの抑制依頼を所定の周期で受け付ける。ここでは、一例として、３０分間の範囲で抑制量Ｐｐｖに対応する供給量の削減を実現させる想定の下、中央給電指令所１から抑制量Ｐｐｖが３０分間隔で通知される場合を例示する。このＰＶの抑制依頼とは並行して、受付部１５ａは、中央給電指令所１から供給量および需要量を含む需給情報も受け付ける。例えば、ＰＶの抑制指示の一斉同報配信の実行後に供給量および需給量のバランスをサーバ装置１０側でも監視する観点から、需給情報は、太陽光発電の抑制量Ｐｐｖよりも短い周期で通知される。
【００３７】
算出部１５ｂは、晴天割合を算出する処理部である。
【００３８】
一実施形態として、算出部１５ｂは、太陽光発電の抑制量Ｐｐｖが受け付けられた場合、ＰＶの抑制依頼が受け付けられた現在の発電量から抑制量を減算することにより、目標とする発電量を算出する。以下、目標とする発電量のことを「目標発電量」と記載する場合がある。また、算出部１５ｂは、記憶部１３に記憶された気象情報１３ａを用いて、中央給電指令所１の管轄下にある地域ごとに当該地域の晴天割合を算出する。例えば、算出部１５ｂは、気象情報１３ａに含まれる地域ごとに次のような処理を実行する。すなわち、算出部１５ｂは、天気が晴れである時間帯の数を計数すると共に、天気の観測が行われた時間帯の総数を計数する。その上で、算出部１５ｂは、時間帯の総数に占める晴れの時間帯の数の割合を晴天割合として算出する。
【００３９】
図３は、気象情報１３ａの一例を示す図である。図３には、中央給電指令所１が管轄するＡ地域、Ｂ地域、Ｃ地域、Ｄ地域およびＥ地域の天気が８時〜１７時の時間帯別に示されている。図３に示す気象情報１３ａの場合、Ａ地域の晴天割合は、次のようにして算出される。すなわち、天気の観測が行われた時間帯の総数は、８時から１７時までなので、「１０」となる。一方、Ａ地域は、全ての時間帯で晴れであるので、天気が晴れである時間帯の数も「１０」となる。よって、１０÷１０×１００の計算により、Ａ地域の晴天割合は「１００％」と算出される。次に、Ｂ地域では、天気が晴れである時間帯の数は「８」である。よって、８÷１０×１００の計算により、Ｂ地域の晴天割合は「８０％」と算出される。さらに、Ｃ地域では、天気が晴れである時間帯の数は「６」である。よって、６÷１０×１００の計算により、Ｃ地域の晴天割合は「６０％」と算出される。また、Ｄ地域では、天気が晴れである時間帯の数は「４」である。よって、４÷１０×１００の計算により、Ｄ地域の晴天割合は「４０％」と算出される。最後に、Ｅ地域では、天気が晴れである時間帯の数は「２」である。よって、２÷１０×１００の計算により、Ｅ地域の晴天割合は「２０％」と算出される。
【００４０】
推定部１５ｃは、太陽光発電の発電量を推定する処理部である。
【００４１】
一実施形態として、推定部１５ｃは、算出部１５ｂにより地域ごとに算出された晴天割合に基づいてＰＶの発電量を推定する。例えば、推定部１５ｃは、晴天割合が複数の階級に階層化されたクラスのうち、中央給電指令所１の管轄下にある需要家３が所属する晴天割合に対応するクラスに当該需要家３を分類する。例えば、晴天割合が８０％〜１００％、６０％〜８０％、４０％〜６０％、２０％〜４０％及び０％〜２０％の５つのクラスに階層化される場合を想定する。このクラスの階級の範囲は、一例として、下限値超過および上限値以下に対応するものとする。この場合、需要家３の晴天割合が１００％であれば、８０％〜１００％のクラスに分類される。また、需要家３の晴天割合が８０％であれば、６０％〜８０％のクラスに分類される。
【００４２】
このように需要家３を需要家３の晴天割合に対応するクラスに分類した上で、推定部１５ｃは、晴天割合のクラスごとに当該クラスに属する各需要家３の発電量の合計値を推定する。ここで、中央給電指令所１が管轄する各地域内の需要家３は、電力会社との契約時に需要家３に設置されたＰＶパネル３２の定格出力が登録されている。このように需要家３のＰＶパネル３２の定格出力が既知であれば、推定部１５ｃは、晴天割合のクラスに分類された需要家３ごとに、需要家３のＰＶパネル３２の定格出力に当該晴天割合のクラスの代表値、例えば階級値を乗算することにより、需要家３ごとに発電量を算出する。その上で、推定部１５ｃは、各需要家３の発電量を合計することにより、当該晴天割合のクラスにおける各需要家３の発電量の合計値を推定できる。
【００４３】
図４は、発電量の推定結果の一例を示す図である。図４には、図３に示す気象情報１３ａから算出された晴天割合にしたがって推定された各需要家３の発電量の合計値が５つのクラス別に示されている。図４に示す例で言えば、８０％〜１００％のクラスには、１００世帯の需要家３が属し、その発電量の合計値が「５２００ｋｗ」であることを意味する。また、６０％〜８０％のクラスには、２００世帯の需要家３が属し、その発電量の合計値が「３０００ｋｗ」であることを意味する。さらに、４０％〜６０％のクラスには、２００世帯の需要家３が属し、その発電量の合計値が「２０００ｋｗ」であることを意味する。また、２０％〜４０％のクラスには、５０世帯の需要家３が属し、その発電量の合計値が「５００ｋｗ」であることを意味する。さらに、０％〜２０％のクラスには、３００世帯の需要家３が属し、その発電量の合計値が「１２００ｋｗ」であることを意味する。
【００４４】
決定部１５ｄは、一斉同報配信によりＰＶ出力を抑制する指示の内容を決定する処理部である。
【００４５】
一側面として、決定部１５ｄは、晴天割合のクラスごとに、当該クラスに属する需要家３のＰＣＳ３０にＰＶ抑制を開始させるタイミングを決定する。このとき、決定部１５ｄは、ＰＶ抑制の開始タイミングには晴天割合のクラスごとに時間差を設定する。すなわち、決定部１５ｄは、クラスの階級が高いほどＰＶ抑制の開始タイミングを早く設定する一方で、クラスの階級が低いほどＰＶ抑制の開始タイミングを遅く設定する。これにより、晴天割合のクラスごとにＰＶ抑制の開始タイミングが対応付けられたＰＶ抑制ルールが生成される。
【００４６】
図５は、ＰＶ抑制ルールの一例を示す図である。図５に示すＰＶ抑制ルールの例で言えば、需要家３のＰＣＳ３０で算出されるＰＶ能力発揮度が晴天割合のクラス「８０％〜１００％」に対応する場合、ＰＣＳ３０でＰＶの抑制指示が受信されてから１秒後にＰＶ出力の抑制が開始される。ここで言う「ＰＶ能力発揮度」とは、ＰＣＳ３０におけるＰＶ出力の履歴のうち最大のＰＶ発電量に対する現在のＰＶ発電量の実績の割合を指す。一側面として、「ＰＶ能力発揮度」は、ＰＣＳ３０側でサーバ装置１０が算出する晴天割合と紐付けを行うための指標として、需要家３のＰＣＳ３０で算出される。例えば、ＰＶ能力発揮度においても、晴天割合と同様に、８０％〜１００％、６０％〜８０％、４０％〜６０％、２０％〜４０％及び０％〜２０％の５つのクラスに階層化される。このクラスのＰＶ能力発揮度の範囲は、下限値超過および上限値以下に対応するものとする。
【００４７】
また、需要家３のＰＣＳ３０で算出されるＰＶ能力発揮度が晴天割合のクラス「６０％〜８０％」に対応する場合、ＰＣＳ３０でＰＶの抑制指示が受信されてから５秒後にＰＶ出力の抑制が開始される。さらに、需要家３のＰＣＳ３０で算出されるＰＶ能力発揮度が晴天割合のクラス「４０％〜６０％」に対応する場合、ＰＣＳ３０でＰＶの抑制指示が受信されてから１０秒後にＰＶ出力の抑制が開始される。また、需要家３のＰＣＳ３０で算出されるＰＶ能力発揮が晴天割合のクラス「２０％〜４０％」に対応する場合、ＰＣＳ３０でＰＶの抑制指示が受信されてから１５秒後にＰＶ出力の抑制が開始される。さらに、需要家３のＰＣＳ３０で算出されるＰＶ能力発揮度が晴天割合のクラス「０％〜２０％」に対応する場合、ＰＣＳ３０でＰＶの抑制指示が受信されてから２０秒後にＰＶ出力の抑制が開始される。
【００４８】
さらに、決定部１５ｄは、推定部１５ｃにより晴天割合のクラスごとに推定された発電量の合計値に基づいて、晴天割合のクラスのうち中央値となる階級値が含まれるクラスの下位のクラスに対応付けられたＰＶ抑制の開始タイミングに到達するまでに、当該下位のクラスよりも階級が上位のクラスに属する需要家３のＰＣＳ３０が実行するＰＶ抑制により目標発電量を超えてマージンα分の発電量の削減が終了するＰＶの抑制割合及びマージンαを決定する。これらＰＶの抑制割合及びマージンαの決定は、天候等が一因となってＰＶの能力が低い水準でしか発揮できていない需要家３のＰＣＳ３０にＰＶ出力を抑制させる代わりに、ＰＶの能力が高い水準で発揮できている需要家３のＰＣＳ３０にＰＶ出力を抑制させるためである。
【００４９】
例えば、中央給電指令所１から依頼された太陽光発電の抑制量Ｐｐｖが「３０００ｋｗ」であるとしたとき、晴天割合のクラスごとの発電量の合計値の推定結果が図４に示す通りであるならば、次のようにマージンαが決定される。すなわち、全ての需要家３にＰＶ出力を抑制させると仮定した場合、全ての需要家３の発電量の合計値を各クラス間で総計すると「１１９００ｋｗ」であるので、３０００÷１１９００×１００の計算により、ＰＶの抑制割合は「２５％」となる。一方、晴天割合のクラス「８０％〜１００％」、「６０％〜８０％」及び「４０％〜６０％」に属する需要家３に絞ってＰＶ出力を抑制させると仮定した場合、３０００÷１０２００×１００の計算によりＰＶの抑制割合は「２９％」と決定される。このようにＰＶの抑制割合を「２９％」と決定する場合、マージンαは、「１１９００×０．２９−３０００」の計算により、「４５１ｋｗ」と決定できる。
【００５０】
図６は、発電量の時間経過の一例を示すグラフである。図６には、ＰＶ能力発揮度のクラスのうち中央値となる階級値「５０％」を含むクラス「４０％〜６０％」の下位のクラス「２０％〜４０％」に対応付けられたＰＶ抑制の開始タイミング「１５秒」に到達するまでに、下位のクラス「２０％〜４０％」よりも上位のクラス「８０％〜１００％」、「６０％〜８０％」及び「４０％〜６０％」に属する需要家３のＰＣＳ３０が実行するＰＶ抑制により目標発電量を超えてマージンα分の発電量の削減が終了するＰＶの抑制割合が決定された場合のグラフが示されている。
【００５１】
上記の例の通り、ＰＶの抑制割合を「２９％」と決定すると共に、マージンαを「４５１ｋｗ」と決定することにより、図６に示すように、晴天割合のクラスのうち中央値となる階級値「５０％」を含むクラス「４０％〜６０％」のＰＶ抑制が開始される一斉同報配信の１０秒後から、クラス「２０％〜４０％」のＰＶ抑制が開始される１５秒後までのターゲット区間Ｔ１で発電量を目標発電量−４５１ｋｗまで削減することができる。これにより、天候等が一因となってＰＶの能力が低い水準でしか発揮できていない需要家３のＰＣＳ３０にＰＶ出力を抑制させる代わりに、ＰＶの能力が高い水準で発揮できている需要家３のＰＣＳ３０にＰＶ出力を抑制させる抑制曲線を実現できる。この結果、各ＰＣＳ３０の間でＰＶ能力発揮度の分散を最小に近付けることができるので、ＰＶの出力抑制の公平性が損なわれるのを抑制できる。一方、発電量が目標発電量を超えて削減された場合、晴天割合のクラスのうち中央値となる階級値「５０％」を含むクラス「４０％〜６０％」のＰＶ抑制の解除が開始される一斉同報配信の１０秒後から、クラス「２０％〜４０％」のＰＶ抑制の解除が開始される１５秒後までのターゲット区間Ｔ２で発電量を目標発電量＋βまで削減することができる。
【００５２】
さらに、決定部１５ｄは、中央給電指令所１から受け付けたＰＶの抑制依頼が緊急であるか否かにより、晴天割合のクラスごとに設定するＰＶ抑制の開始タイミングの時間差を変更することもできる。例えば、中央給電指令所１から太陽光発電の抑制量Ｐｐｖと共に緊急度を含むＰＶの抑制依頼を受け付けることができる。例えば、「高」、「中」及び「低」の３段階の緊急度のうち緊急度が「中」である場合に図５に示したＰＶ抑制ルールが生成されるとしたとき、緊急度が「高」である場合には、図５に示したＰＶ抑制ルールよりも晴天割合のクラス間でＰＶ抑制の開始タイミングの時間差を小さくすることができる。このような緊急度「高」が中央給電指令所１により指定されるケースの一例として、日中、急激に気温が低下する場合は、エアコンを停止する需要家３が増え、急激に需要が減り、急激な発電抑制を行うケースが挙げられる。
【００５３】
図７は、ＰＶ抑制ルールの一例を示す図である。図７に示すＰＶ抑制ルールの例で言えば、図５に示すＰＶ抑制ルールと比べて、晴天割合のクラス「８０％〜１００％」及び晴天割合のクラス「６０％〜８０％」におけるＰＶ抑制の開始タイミングの時間差が４秒間から１秒間に狭められている。また、晴天割合のクラス「６０％〜８０％」及び晴天割合のクラス「４０％〜６０％」におけるＰＶ抑制の開始タイミングの時間差が５秒間から１秒間に狭められている。さらに、晴天割合のクラス「４０％〜６０％」及び晴天割合のクラス「２０％〜４０％」におけるＰＶ抑制の開始タイミングの時間差が５秒間から２秒間に狭められている。
【００５４】
また、緊急度が「小」である場合には、図５に示したＰＶ抑制ルールよりも晴天割合のクラス間でＰＶ抑制の開始タイミングの時間差を大きくすることができる。このような緊急度「低」が中央給電指令所１により指定されるケースの一例として、日中、緩やかに気温が低下する場合、段階的にエアコンを調整するために、緩やかに需要が減っていくために、ゆるやかな発電抑制を行うケースが挙げられる。図８は、ＰＶ抑制ルールの一例を示す図である。図８に示すＰＶ抑制ルールの例で言えば、図５に示すＰＶ抑制ルールと比べて、さらに、晴天割合のクラス「４０％〜６０％」及び晴天割合のクラス「２０％〜４０％」におけるＰＶ抑制の開始タイミングの時間差が５秒間から１０秒間に広げられている。さらに、晴天割合のクラス「２０％〜４０％」及び晴天割合のクラス「０％〜２０％」におけるＰＶ抑制の開始タイミングの時間差が５秒間から２０秒間に広げられている。
【００５５】
また、決定部１５ｄは、全ての需要家３の晴天割合が同一のクラスに分類される場合、マージンαをゼロと決定することもできる。すなわち、ＰＶ抑制の公平性は、地域の天候のばらつきによって損なわれる。よって、ＰＶ抑制の公平性が損なわれにくい場合、マージンαをゼロと決定することができる。図９は、発電量の時間経過の一例を示すグラフである。全ての需要家３の晴天割合が同一のクラスに分類される場合、図９に示すように、全ての需要家３のＰＣＳ３０でＰＶ制御が一斉に実施される。この場合、目標発電量を超えて発電量を削減せずともよいので、マージンαをゼロとすることができる。
【００５６】
他の側面として、決定部１５ｄは、ＰＶの抑制指示の一斉同報配信後に供給量が需要量を下回る場合、ＰＶ出力の抑制を解除する指示の内容を決定する。この解除指示の内容は、抑制指示と略同一のロジックで決定することができる。すなわち、ＰＶ抑制ルールに対応するＰＶ解除ルールを生成する場合、クラスの階級が低いほどＰＶ抑制の開始タイミングを早く設定する一方で、クラスの階級が高いほどＰＶ抑制の開始タイミングを遅く設定する。これにより、晴天割合のクラスごとにＰＶ抑制の解除の開始タイミングが対応付けられたＰＶ解除ルールが生成される。また、図６に示すように、決定部１５ｄは、推定部１５ｃにより晴天割合のクラスごとに推定された発電量の合計値に基づいて、晴天割合のクラスのうち中央値となる階級値が含まれるクラスの上位のクラスに対応付けられたＰＶ抑制の開始タイミングに到達するまでに、当該上位のクラスよりも階級が下位のクラスに属する需要家３のＰＣＳ３０が実行するＰＶ抑制の解除により目標発電量を超えてマージンβ分の発電量の削減が終了するＰＶの抑制割合及びマージンβを決定する。
【００５７】
配信部１５ｅは、ＰＶの抑制指示またはＰＶ抑制の解除指示の一斉同報配信を行う処理部である。
【００５８】
一実施形態として、配信部１５ｅは、決定部１５ｄによりＰＶ抑制ルール及びＰＶの抑制割合が決定された場合、各需要家３のＰＣＳ３０にＰＶ抑制ルール及びＰＶの抑制割合を含むＰＶの抑制指示の一斉同報配信を行う。また、配信部１５ｅは、決定部１５ｄによりＰＶ解除ルール及びＰＶの抑制割合が決定された場合、各需要家３のＰＣＳ３０にＰＶ解除ルール及びＰＶの抑制割合を含むＰＶ抑制の解除指示の一斉同報配信を行う。
【００５９】
判定部１５ｆは、供給量および需要量のバランスを判定する処理部である。
【００６０】
一実施形態として、判定部１５ｆは、ＰＶの抑制指示の一斉同報配信が行われた後、需給情報が取得される度に、当該需給情報を参照して、供給量が目標発電量を下回るか否かを判定する。このとき、供給量が目標発電量を下回る場合、決定部１５ｄによりＰＶ抑制を解除する指示の内容が決定される。また、判定部１５ｆは、ＰＶ抑制の解除指示の一斉同報配信が行われた後、需給情報が取得される度に、当該需給情報を参照して、供給量が目標発電量を上回るか否かを判定する。このとき、供給量が目標発電量を上回る場合、決定部１５ｄによりＰＶ出力を抑制する指示の内容が決定される。
【００６１】
［全体処理］
図１０は、実施例１に係るサーバ装置１０の全体処理の手順を示すフローチャートである。この処理は、一例として、中央給電指令所１から太陽光発電の抑制量Ｐｐｖを含むＰＶの抑制依頼を受け付けた場合に開始される。
【００６２】
図１０に示すように、太陽光発電の抑制量Ｐｐｖを受け付けると（ステップＳ１０１）、ＰＶ出力を抑制する指示の内容、すなわちＰＶ抑制ルール、ＰＶの抑制割合及びマージンαを決定する「抑制指示決定処理」が算出部１５ｂ、推定部１５ｃ及び決定部１５ｄにより実行される（ステップＳ１０２）。その後、配信部１５ｅは、各需要家３のＰＣＳ３０にステップＳ１０２で決定されたＰＶ抑制ルール及びＰＶの抑制割合を含むＰＶの抑制指示の一斉同報配信を行う（ステップＳ１０３）。
【００６３】
その後、受付部１５ａは、供給量および需給量を含む需給情報を取得する（ステップＳ１０４）。そして、判定部１５ｆは、ステップＳ１０４で取得された需給情報を参照して、供給量が目標発電量を下回るか否かを判定する（ステップＳ１０５）。このとき、供給量が目標発電量を下回る場合（ステップＳ１０５Ｙｅｓ）、ＰＶ抑制を解除する指示の内容、すなわちＰＶ解除ルール、ＰＶの抑制割合及びマージンβを決定する「解除指示決定処理」が算出部１５ｂ、推定部１５ｃ及び決定部１５ｄにより実行される（ステップＳ１０６）。
【００６４】
そして、配信部１５ｅは、各需要家３のＰＣＳ３０にステップＳ１０６で決定されたＰＶ解除ルール及びＰＶの抑制割合を含むＰＶ抑制の解除指示の一斉同報配信を行う（ステップＳ１０７）。その後、受付部１５ａは、供給量および需給量を含む需給情報を取得する（ステップＳ１０８）。そして、判定部１５ｆは、ステップＳ１０８で取得された需給情報を参照して、供給量が目標発電量を上回るか否かを判定する（ステップＳ１０９）。このとき、供給量が目標発電量を上回る場合（ステップＳ１０９Ｙｅｓ）、ステップＳ１０２に戻り、ステップＳ１０２〜ステップＳ１０８までの処理を繰り返し実行する。
【００６５】
［抑制指示決定処理］
図１１は、実施例１に係る抑制指示決定処理の手順を示すフローチャートである。この処理は、図１０に示すステップＳ１０２の処理に対応する。図１１に示すように、算出部１５ｂは、ＰＶの抑制依頼が受け付けられた現在の発電量から抑制量を減算することにより、目標発電量を算出する（ステップＳ３０１）。続いて、算出部１５ｂは、記憶部１３に記憶された気象情報１３ａを用いて、中央給電指令所１の管轄下にある地域ごとに当該地域の晴天割合を算出する（ステップＳ３０２）。
【００６６】
その後、推定部１５ｃは、需要家３の晴天割合に対応するクラスに需要家３を分類した上で、晴天割合のクラスごとに当該クラスに属する各需要家３の発電量の合計値を推定する（ステップＳ３０３）。
【００６７】
そして、決定部１５ｄは、晴天割合のクラスごとに、当該クラスに属する需要家３のＰＣＳ３０にＰＶ抑制を開始させるタイミングを決定することにより、ＰＶ抑制ルールを生成する（ステップＳ３０４）。
【００６８】
さらに、決定部１５ｄは、ステップＳ３０３で晴天割合のクラスごとに推定された発電量の合計値に基づいて、晴天割合のクラスのうち中央値となる階級値が含まれるクラスの下位のクラスに対応付けられたＰＶ抑制の開始タイミングに到達するまでに、当該下位のクラスよりも階級が上位のクラスに属する需要家３のＰＣＳ３０が実行するＰＶ抑制により目標発電量を超えてマージンα分の発電量の削減が終了するＰＶの抑制割合及びマージンαを決定し（ステップＳ３０５及び３０６）、処理を終了する。
【００６９】
なお、図１０に示すステップＳ１０６の処理も略同様のロジックで実行される。すなわち、ステップＳ３０４でＰＶ抑制ルールに対応するＰＶ解除ルールが生成される。また、ステップＳ３０５及びステップＳ３０６で晴天割合のクラスのうち中央値となる階級値が含まれるクラスの上位のクラスに対応付けられたＰＶ抑制の開始タイミングに到達するまでに、当該上位のクラスよりも階級が下位のクラスに属する需要家３のＰＣＳ３０が実行するＰＶ抑制の解除により目標発電量を超えてマージンβ分の発電量の削減が終了するＰＶの抑制割合及びマージンβが決定される。
【００７０】
［ＰＣＳ３０の構成］
次に、本実施例に係るＰＣＳ３０の機能的構成について説明する。図１２は、実施例１に係るＰＣＳ３０の機能的構成を示すブロック図である。図１２に示すように、ＰＣＳ３０は、取得部３０Ａと、履歴蓄積部３０Ｂと、受付部３０Ｃと、指示記憶部３０Ｄと、算出部３０Ｅと、抑制部３０Ｆとを有する。
【００７１】
図１２に示す取得部３０Ａ、受付部３０Ｃ、算出部３０Ｅ及び抑制部３０Ｆなどの機能部は、ＭＰＵやＣＰＵなどのハードウェアプロセッサにより仮想的に実現される。すなわち、プロセッサがＲＡＭ等のメモリ上に上記のＰＶ抑制処理を実行するＰＶ抑制プログラムをプロセスとして展開することにより、上記の機能部が仮想的に実現される。ここでは、プロセッサの一例として、ＣＰＵやＭＰＵを例示したが、汎用型および特化型を問わず、任意のプロセッサにより上記の機能部が実現されることとしてもかまわない。この他、上記の機能部は、ＡＳＩＣやＦＰＧＡなどのハードワイヤードロジックによって実現されることとしてもかまわない。
【００７２】
また、上記の履歴蓄積部３０Ｂや各処理部が用いる主記憶装置には、一例として、各種の半導体メモリ素子、例えばＲＡＭやフラッシュメモリを採用できる。また、上記の各処理部が参照する記憶装置は、必ずしも主記憶装置でなくともよく、補助記憶装置であってもかまわない。この場合、ＮＡＮＤ型フラッシュメモリなどを採用できる。
【００７３】
また、図１２に示す機能部は、あくまで例示であり、ＰＣＳ３０の機能的構成が図２に示す例以外の機能的構成を有することを妨げない。すなわち、ＰＣＳ３０は、上記の機能部以外の他の機能部を有することとしてもかまわない。例えば、ＰＣＳ３０は、図１２では図示が省略されているが、ネットワークＮＷに接続する通信インタフェースなどを有することができる。
【００７４】
また、図１２に示す機能部に対する信号やデータの入出力の関係を表す実線が例示されているが、これはデータの入出力の関係は、少なくとも一方から他方へデータが伝送されることが示されており、必ずしも双方向にデータの授受が行われずともかまわない。
【００７５】
取得部３０Ａは、ＰＶパネル３２の発電量を取得する処理部である。この発電量の取得を所定の期間、例えば１日間にわたって継続することにより、取得部３０Ａは、１日分の発電量の時系列データをＰＶ発電量の履歴として取得できる。その後、取得部３０Ａは、このようにして取得した１日分の発電量の時系列データと、履歴蓄積部３０Ｂに蓄積された１日分の発電量の時系列データとの間で前者の発電量と後者の発電量を時刻ごとに比較する。そして、取得部３０Ａは、前者の発電量が後者の発電量を上回る場合、履歴蓄積部３０Ｂに蓄積された発電量のうち当該時刻の発電量を前者の発電量に更新する。このような更新により、履歴蓄積部３０Ｂには、時刻ごとの最大ＰＶ発電量が記憶されることになる。また、１日分の発電量の時系列データが蓄積されるまでは、時刻ごとの最大ＰＶ発電量とは別に、発電量の時系列データが履歴蓄積部３０Ｂに蓄積される。
【００７６】
受付部３０Ｃは、ＰＶ出力の抑制指示およびＰＶ抑制の解除指示を受け付ける処理部である。例えば、受付部３０Ｃは、ＰＶ出力の抑制指示またはＰＶ抑制の解除指示を受け付けると、ＰＶ出力の抑制指示またはＰＶ抑制の解除指示を指示記憶部３０Ｄに保存する。
【００７７】
算出部３０Ｅは、ＰＶ抑制の開始時間およびＰＶ抑制の解除の開始時間を算出する処理部である。図１３は、履歴蓄積部３０Ｂに記憶された情報の一例を示す図である。図１３に示すように、算出部３０Ｅは、履歴蓄積部３０Ｂに蓄積された最大ＰＶ発電量のうち取得部３０ＡによりＰＶ発電量の実績が取得された時刻に対応する最大ＰＶ発電量を読み出す。その上で、算出部３０Ｅは、履歴蓄積部３０Ｂから読み出した最大ＰＶ発電量に対する、取得部３０Ａにより取得されるＰＶ発電量の実績の割合をＰＶ能力発揮度として算出する。その後、算出部３０Ｅは、指示記憶部３０ＤにＰＶ出力の抑制指示が保存されている場合、当該抑制指示を受け付けた時刻にＰＶ抑制の開始タイミングとして指定された遅延時間を加算することにより、ＰＶ抑制の開始時間を算出する。また、算出部３０Ｅは、指示記憶部３０ＤにＰＶ抑制の解除指示が保存されている場合、当該解除指示を受け付けた時刻にＰＶ抑制の開始タイミングとして指定された遅延時間を加算することにより、ＰＶ抑制の解除の開始時間を算出する。
【００７８】
抑制部３０Ｆは、ＰＶ出力の抑制制御を行う処理部である。例えば、抑制部３０Ｆは、ＰＶ抑制の開始時間になるまでにＰＶ抑制の解除指示が受け付けられなければ、指示記憶部３０Ｄに記憶されたＰＶの抑制割合にしたがってＰＶパネル３２の出力をＰＶパネル３２の定格出力に対するＰＶの抑制割合まで抑制する。また、抑制部３０Ｆは、ＰＶ抑制の解除の開始時間になるまでにＰＶ出力の抑制指示が受け付けられなければ、指示記憶部３０Ｄに記憶されたＰＶの抑制割合にしたがってＰＶパネル３２の出力をＰＶパネル３２の定格出力に対するＰＶの抑制割合まで抑制する。
【００７９】
［処理の流れ］
図１４は、実施例１に係るＰＶ抑制処理の手順を示すフローチャートである。この処理は、一例として、サーバ装置１０からのＰＶ出力の抑制指示が受け付けられた場合に開始される。図１４に示すように、ＰＶ出力の抑制指示が受け付けられると（ステップＳ５０１）、算出部３０Ｅは、履歴蓄積部３０Ｂに蓄積された最大ＰＶ発電量に対する、取得部３０Ａにより取得されるＰＶ発電量の実績の割合をＰＶ能力発揮度として算出する（ステップＳ５０２）。
【００８０】
続いて、算出部３０Ｅは、ステップＳ５０１で抑制指示を受け付けた時刻に当該抑制指示に含まれるＰＶ抑制の開始タイミングとして指定された遅延時間を加算することにより、ＰＶ抑制の開始時間を算出する（ステップＳ５０３）。
【００８１】
その後、抑制部３０Ｆは、現時刻がＰＶ抑制の開始時間になったか否かを判定する（５０４）。そして、現時刻がＰＶ抑制の開始時間になった場合（ステップＳ５０４Ｙｅｓ）、指示記憶部３０Ｄに記憶されたＰＶの抑制割合にしたがってＰＶパネル３２の出力をＰＶパネル３２の定格出力に対するＰＶの抑制割合まで抑制する（ステップＳ５０５）。その後、抑制部３０Ｆは、ＰＶ抑制の解除指示を待機する（ステップＳ５０６）。
【００８２】
一方、現時刻がＰＶ抑制の開始時間になっていない場合（ステップＳ５０４Ｎｏ）、抑制部３０Ｆは、ＰＶ抑制の解除指示が受け付けられたか否かを判定する（ステップＳ５０７）。このとき、ＰＶ抑制の解除指示が受け付けられていない場合（ステップＳ５０７Ｎｏ）、ステップＳ５０４の処理へ移行する。一方、ＰＶ抑制の解除指示が受け付けられた場合（ステップＳ５０７Ｙｅｓ）、算出部３０Ｅは、履歴蓄積部３０Ｂに蓄積された最大ＰＶ発電量に対する、取得部３０Ａにより取得されるＰＶ発電量の実績の割合をＰＶ能力発揮度として算出する（ステップＳ５０８）。
【００８３】
続いて、算出部３０Ｅは、ステップＳ５０７で解除指示を受け付けた時刻に当該解除指示に含まれるＰＶ抑制の解除の開始タイミングとして指定された遅延時間を加算することにより、ＰＶ抑制の解除の開始時間を算出する（ステップＳ５０９）。
【００８４】
その後、抑制部３０Ｆは、現時刻がＰＶ抑制の解除の開始時間になったか否かを判定する（ステップＳ５１０）。そして、現時刻がＰＶ抑制の開始時間になった場合（ステップＳ５１０Ｙｅｓ）、抑制部３０Ｆは、指示記憶部３０Ｄに記憶されたＰＶの抑制割合にしたがってＰＶパネル３２の出力をＰＶパネル３２の定格出力に対するＰＶの抑制割合まで抑制する（ステップＳ５１１）。その後、抑制部３０Ｆは、ＰＶ出力の抑制指示を待機する（ステップＳ５１２）。
【００８５】
一方、現時刻がＰＶ抑制の解除の開始時間になっていない場合（ステップＳ５１０Ｎｏ）、抑制部３０Ｆは、ＰＶ出力の抑制指示が受け付けられたか否かを判定する（ステップＳ５１３）。このとき、ＰＶ出力の抑制指示が受け付けられていない場合（ステップＳ５１３Ｎｏ）、ステップＳ５１０の処理へ移行する。一方、ＰＶ出力の抑制指示が受け付けられた場合（ステップＳ５１３Ｙｅｓ）、ステップＳ５０２の処理へ移行する。
【００８６】
［効果の一側面］
上述してきたように、本実施例に係るＰＶ出力抑制システムは、ＰＶの能力が発揮される度合いに応じてＰＶ抑制の開始タイミングに時間差を設定したＰＶの抑制指示を各需要家のＰＣＳに同報配信する。したがって、本実施例に係るＰＶ出力抑制システムによれば、ＰＶの出力抑制の公平性が損なわれるのを抑制できる。
【実施例２】
【００８７】
さて、これまで開示の装置に関する実施例について説明したが、本発明は上述した実施例以外にも、種々の異なる形態にて実施されてよいものである。そこで、以下では、本発明に含まれる他の実施例を説明する。
【００８８】
［ＰＶ出力抑制プログラム］
また、上記の実施例で説明した各種の処理は、予め用意されたプログラムをパーソナルコンピュータやワークステーションなどのコンピュータで実行することによって実現することができる。そこで、以下では、図１５を用いて、上記の実施例と同様の機能を有するＰＶ出力抑制プログラムを実行するコンピュータの一例について説明する。
【００８９】
図１５は、実施例１及び実施例２に係るＰＶ出力抑制プログラムを実行するコンピュータのハードウェア構成例を示す図である。図１５に示すように、コンピュータ１００は、操作部１１０ａと、スピーカ１１０ｂと、カメラ１１０ｃと、ディスプレイ１２０と、通信部１３０とを有する。さらに、このコンピュータ１００は、ＣＰＵ１５０と、ＲＯＭ１６０と、ＨＤＤ１７０と、ＲＡＭ１８０とを有する。これら１１０〜１８０の各部はバス１４０を介して接続される。
【００９０】
ＨＤＤ１７０には、図１５に示すように、上記の実施例１で示した受付部１５ａ、算出部１５ｂ、推定部１５ｃ、決定部１５ｄ、配信部１５ｅ及び判定部１５ｆと同様の機能を発揮するＰＶ出力抑制プログラム１７０ａが記憶される。このＰＶ出力抑制プログラム１７０ａは、図２に示した受付部１５ａ、算出部１５ｂ、推定部１５ｃ、決定部１５ｄ、配信部１５ｅ及び判定部１５ｆの各構成要素と同様、統合又は分離してもかまわない。すなわち、ＨＤＤ１７０には、必ずしも上記の実施例１で示した全てのデータが格納されずともよく、処理に用いるデータがＨＤＤ１７０に格納されればよい。
【００９１】
このような環境の下、ＣＰＵ１５０は、ＨＤＤ１７０からＰＶ出力抑制プログラム１７０ａを読み出した上でＲＡＭ１８０へ展開する。この結果、ＰＶ出力抑制プログラム１７０ａは、図１５に示すように、ＰＶ出力抑制プロセス１８０ａとして機能する。このＰＶ出力抑制プロセス１８０ａは、ＲＡＭ１８０が有する記憶領域のうちＰＶ出力抑制プロセス１８０ａに割り当てられた領域にＨＤＤ１７０から読み出した各種データを展開し、この展開した各種データを用いて各種の処理を実行する。例えば、ＰＶ出力抑制プロセス１８０ａが実行する処理の一例として、図１０及び図１１に示す処理などが含まれる。なお、ＣＰＵ１５０では、必ずしも上記の実施例１で示した全ての処理部が動作せずともよく、実行対象とする処理に対応する処理部が仮想的に実現されればよい。
【００９２】
なお、上記のＰＶ出力抑制プログラム１７０ａは、必ずしも最初からＨＤＤ１７０やＲＯＭ１６０に記憶されておらずともかまわない。例えば、コンピュータ１００に挿入されるフレキシブルディスク、いわゆるＦＤ、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤディスク、光磁気ディスク、ＩＣカードなどの「可搬用の物理媒体」にＰＶ出力抑制プログラム１７０ａを記憶させる。そして、コンピュータ１００がこれらの可搬用の物理媒体からＰＶ出力抑制プログラム１７０ａを取得して実行するようにしてもよい。また、公衆回線、インターネット、ＬＡＮ、ＷＡＮなどを介してコンピュータ１００に接続される他のコンピュータまたはサーバ装置などにＰＶ出力抑制プログラム１７０ａを記憶させておき、コンピュータ１００がこれらからＰＶ出力抑制プログラム１７０ａを取得して実行するようにしてもよい。
【符号の説明】
【００９３】
１    中央給電指令所
３    需要家
１０    サーバ装置
１１    通信Ｉ／Ｆ部
１３    記憶部
１３ａ  気象情報
１５    制御部
１５ａ  受付部
１５ｂ  算出部
１５ｃ  推定部
１５ｄ  決定部
１５ｅ  配信部
１５ｆ  判定部
３０    ＰＣＳ
３０Ａ  取得部
３０Ｂ  履歴蓄積部
３０Ｃ  受付部
３０Ｄ  指示記憶部
３０Ｅ  算出部
３０Ｆ  抑制部
３１    分電盤
３２    ＰＶパネル
【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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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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