(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、
前記系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、前記内燃力発電装置のガバナフリー制御及び前記電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部
を備え、
前記制御部は、前記系統の周波数が前記第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、前記系統に接続される前記内燃力発電装置の台数を増加又は減少させる需給制御装置。
【請求項２】
前記制御部は、前記電力貯蔵装置の一部の容量を用いて充放電制御を実行させる請求項１に記載の需給制御装置。
【請求項３】
前記制御部は、前記系統の周波数が前記第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、前記電力貯蔵装置のすべての容量を用いて充放電制御を実行させる請求項２に記載の需給制御装置。
【請求項４】
各種データに基づいて需要予測値と前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算する予測部を備え、
前記制御部は、所定時間後の前記需要予測値及び前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値から導かれる所定時間後の前記内燃力発電装置の出力目標値が所定値に近くなるように、前記系統に接続される前記内燃力発電装置の台数を増加又は減少させる請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の需給制御装置。
【請求項５】
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、
各種データに基づいて需要予測値と前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算する予測部と、
前記系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、前記内燃力発電装置のガバナフリー制御及び前記電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部と、
を備え、
前記制御部は、前記予測部で演算された前記需要予測値と前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて前記内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した前記出力目標値が前記内燃力発電装置の規定出力範囲以上となる場合、前記規定出力範囲以上の電力量を含むように、予め前記電力貯蔵装置の充電率を所定量上昇させる需給制御装置。
【請求項６】
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、
各種データに基づいて需要予測値と前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算する予測部と、
前記系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、前記内燃力発電装置のガバナフリー制御及び前記電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部と、
を備え、
前記制御部は、前記予測部で演算された前記需要予測値と前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて前記内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した前記出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、前記出力目標値から前記最低出力値までの電力量を除くように、予め前記電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる需給制御装置。
【請求項７】
前記制御部は、前記内燃力発電装置の出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる期間において、前記内燃力発電装置の出力を前記最低出力値又はその値に近い出力値に制御し、余剰分の電力量を前記電力貯蔵装置に充電する請求項６に記載の需給制御装置。
【請求項８】
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、
需要実績データ及び気象データの少なくともいずれか１つに基づいて需要予測値を演算する第１予測部と、
前記気象データに基づいて前記再生可能エネルギー発電装置の複数の出力予測値を演算し、演算した前記複数の出力予測値に基づいて所定確率以上の出力予測値の幅を演算する第２予測部と、
前記系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、前記内燃力発電装置のガバナフリー制御及び前記電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部と、
を備え、
前記制御部は、前記第１予測部で演算された前記需要予測値と、前記第２予測部で演算された前記出力予測値及びその幅とに基づいて、前記内燃力発電装置の出力量、前記再生可能エネルギー発電装置の出力量、及び前記電力貯蔵装置の充放電量を決定し、
前記需要予測値と前記出力予測値及びその幅とに基づいて、前記内燃力発電装置の出力目標値を算出し、
前記内燃力発電装置の出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、予め前記電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる需給制御装置。
【請求項９】
前記第２予測部は、前記複数の出力予測値の確率分布に基づいて標準偏差を演算し、演算した標準偏差から所定確率以上の出力予測値の幅を演算する請求項８に記載の需給制御装置。
【請求項１０】
前記第２予測部は、観測装置から送信される気象データに基づいて、前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算する請求項８または請求項９に記載の需給制御装置。
【請求項１１】
前記第１予測部は、異なる複数の期間の需要予測値を演算し、前記第２予測部は、前記再生可能エネルギー発電装置の異なる複数の期間の出力予測値及びそれらの幅を演算し、
前記制御部は、前記第１予測部で演算された各期間の需要予測値と、前記第２予測部で演算された各期間の出力予測値及びそれらの幅とに基づいて、それぞれ異なる出力量及び充電量を決定する請求項８から請求項１０のいずれか１項に記載の需給制御装置。
【請求項１２】
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、
前記系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、前記内燃力発電装置のガバナフリー制御及び前記電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させること
を含み、
前記周波数制御において、前記系統の周波数が前記第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、前記系統に接続される前記内燃力発電装置の台数を増加又は減少させる需給制御方法。
【請求項１３】
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、
各種データに基づいて需要予測値と前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算することと、
前記系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、前記内燃力発電装置のガバナフリー制御及び前記電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることと、
を含み、
前記周波数制御において、前記需要予測値と前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて前記内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した前記出力目標値が前記内燃力発電装置の規定出力範囲以上となる場合、前記規定出力範囲以上の電力量を含むように、予め前記電力貯蔵装置の充電率を所定量上昇させる需給制御方法。
【請求項１４】
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、
各種データに基づいて需要予測値と前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算することと、
前記系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、前記内燃力発電装置のガバナフリー制御及び前記電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることと、
を含み、
前記周波数制御において、前記需要予測値と前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて前記内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した前記出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、前記出力目標値から前記最低出力値までの電力量を除くように、予め前記電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる需給制御方法。
【請求項１５】
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、
需要実績データ及び気象データの少なくともいずれか１つに基づいて需要予測値を演算することと、
前記気象データに基づいて前記再生可能エネルギー発電装置の複数の出力予測値を演算し、演算した前記複数の出力予測値に基づいて所定確率以上の出力予測値の幅を演算することと、
前記系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、前記内燃力発電装置のガバナフリー制御及び前記電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることと、
を含み、
前記周波数制御において、前記需要予測値と、前記出力予測値及びその幅とに基づいて、前記内燃力発電装置の出力量、前記再生可能エネルギー発電装置の出力量、及び前記電力貯蔵装置の充放電量を決定し、
前記需要予測値と前記出力予測値及びその幅とに基づいて、前記内燃力発電装置の出力目標値を算出し、
前記内燃力発電装置の出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、予め前記電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる需給制御方法。
【請求項１６】
分散型電源の発電量を受給状況に応じて制御する電力供給システムであって、
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置
を備え、
前記需給制御装置は、
前記系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、前記内燃力発電装置のガバナフリー制御及び前記電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部
を有し、
前記制御部は、前記系統の周波数が前記第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、前記系統に接続される前記内燃力発電装置の台数を増加又は減少させる電力供給システム。
【請求項１７】
需要地内で複数の前記分散型電源を組み合わせる請求項１６に記載の電力供給システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、需給制御装置、需給制御方法及び電力供給システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、風力発電機や太陽光発電機などの再生可能エネルギー（自然エネルギー）の導入が積極的に進められている。また、ディーゼル発電機などの内燃力発電装置の小型化が可能となっている。また、風力発電機などの再生可能エネルギー発電装置は出力変動が大きいので、出力平準化のために電力貯蔵装置が配置される。これらの発電機などは電力を必要とする場所ごとに分散して配置されることから分散型電源と呼ばれる。需要地内で複数の分散型電源を組み合わせ、電力の地域自給を可能とする電力供給網をマイクログリッドという。また、マイクログリッドにおける分散型電源の発電量を需要状況に応じて制御する装置を需給制御装置という。
【０００３】
例えば下記特許文献１には、需給制御装置が気象予報値や需要実績から需要予測値を演算し、演算した需要予測値に基づいて内燃力発電装置の出力や電力貯蔵装置の出力を制御することが記載されている。この需給制御装置は、系統の周波数や、予め決められた周波数と継続時間との関係から、再生可能エネルギー発電装置の出力抑制、再生可能エネルギー発電装置の解列、負荷出力抑制、負荷遮断を行う。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特許第５４０２５６６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
しかしながら、上記特許文献１に記載された需給制御装置は、内燃力発電装置と電力貯蔵装置とがどのように連携して系統の周波数制御を行うかについて記載されておらず、依然として改善の余地がある。
【０００６】
本発明は、前述した事情に鑑みてなされたものであり、系統の周波数制御を行う際に内燃力発電装置の並解列回数の削減や発電機の効率的な運転を通じて運転コストを抑制することができる需給制御装置、需給制御方法及び電力供給システ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】
【０００７】
上記目的を達成するために、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部を備え、制御部は、系統の周波数が第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、系統に接続される内燃力発電装置の台数を増加又は減少させる。
【０００８】
また、制御部は、電力貯蔵装置の一部の容量を用いて充放電制御を実行させる構成でもよい。また、制御部は、系統の周波数が第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、電力貯蔵装置のすべての容量を用いて充放電制御を実行させる構成でもよい。また、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算する予測部を備え、制御部は、所定時間後の需要予測値及び再生可能エネルギー発電装置の出力予測値から導かれる所定時間後の内燃力発電装置の出力目標値が所定値に近くなるように、系統に接続される内燃力発電装置の台数を増加又は減少させる構成でもよい。
【０００９】
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算する予測部と、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部と、を備え、制御部は、予測部で演算された需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した出力目標値が内燃力発電装置の規定出力範囲以上となる場合、規定出力範囲以上の電力量を含むように、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量上昇させる。
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算する予測部と、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部と、を備え、制御部は、予測部で演算された需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した出力目標値が内燃力発電装置の規定出力範囲以上となる場合、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量上昇させる。
【００１０】
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算する予測部と、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部と、を備え、制御部は、予測部で演算された需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、出力目標値から最低出力値までの電力量を除くように、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる。
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算する予測部と、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部と、を備え、制御部は、予測部で演算された需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる。
【００１１】
また、制御部は、内燃力発電装置の出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる期間において、内燃力発電装置の出力を最低出力値又はその値に近い出力値に制御し、余剰分の電力量を電力貯蔵装置に充電する構成でもよい。
【００１２】
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、需要実績データ及び気象データの少なくともいずれか１つに基づいて需要予測値を演算する第１予測部と、気象データに基づいて再生可能エネルギー発電装置の複数の出力予測値を演算し、演算した複数の出力予測値に基づいて所定確率以上の出力予測値の幅を演算する第２予測部と、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部と、を備え、制御部は、第１予測部で演算された需要予測値と、第２予測部で演算された出力予測値及びその幅とに基づいて、内燃力発電装置の出力量、再生可能エネルギー発電装置の出力量、及び電力貯蔵装置の充放電量を決定し、需要予測値と出力予測値及びその幅とに基づいて、内燃力発電装置の出力目標値を算出し、内燃力発電装置の出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる。
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置であって、需要実績データ及び気象データの少なくともいずれか１つに基づいて需要予測値を演算する第１予測部と、気象データに基づいて再生可能エネルギー発電装置の複数の出力予測値を演算し、演算した複数の出力予測値に基づいて所定確率以上の出力予測値の幅を演算する第２予測部と、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部と、を備え、制御部は、第１予測部で演算された需要予測値と、第２予測部で演算された出力予測値及びその幅とに基づいて、内燃力発電装置の出力量、再生可能エネルギー発電装置の出力量、及び電力貯蔵装置の充放電量を決定する。
【００１３】
また、第２予測部は、複数の出力予測値の確率分布に基づいて標準偏差を演算し、演算した標準偏差から所定確率以上の出力予測値の幅を演算してもよい。また、制御部は、需要予測値と出力予測値及びその幅とに基づいて、内燃力発電装置の出力目標値を算出し、内燃力発電装置の出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる構成でもよい。
【００１４】
また、第２予測部は、観測装置から送信される気象データに基づいて、再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算してもよい。また、第１予測部は、異なる複数の期間の需要予測値を演算し、第２予測部は、再生可能エネルギー発電装置の異なる複数の期間の出力予測値及びそれらの幅を演算し、制御部は、第１予測部で演算された各期間の需要予測値と、第２予測部で演算された各期間の出力予測値及びそれらの幅とに基づいて、それぞれ異なる出力量及び充電量を決定してもよい。
【００１５】
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることを含み、周波数制御において、系統の周波数が第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、系統に接続される内燃力発電装置の台数を増加又は減少させる。
【００１６】
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算することと、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることと、を含み、周波数制御において、需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した出力目標値が内燃力発電装置の規定出力範囲以上となる場合、規定出力範囲以上の電力量を含むように、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量上昇させる。
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算することと、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることと、を含み、周波数制御において、需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した出力目標値が内燃力発電装置の規定出力範囲以上となる場合、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量上昇させる。
【００１７】
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算することと、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることと、を含み、周波数制御において、需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、出力目標値から最低出力値までの電力量を除くように、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる。
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を演算することと、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることと、を含み、周波数制御において、需要予測値と再生可能エネルギー発電装置の出力予測値に基づいて内燃力発電装置の出力目標値を演算し、演算した出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる。
【００１８】
内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、需要実績データ及び気象データの少なくともいずれか１つに基づいて需要予測値を演算することと、気象データに基づいて再生可能エネルギー発電装置の複数の出力予測値を演算し、演算した複数の出力予測値に基づいて所定確率以上の出力予測値の幅を演算することと、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることと、を含み、周波数制御において、需要予測値と、出力予測値及びその幅とに基づいて、内燃力発電装置の出力量、再生可能エネルギー発電装置の出力量、及び電力貯蔵装置の充放電量を決定し、需要予測値と出力予測値及びその幅とに基づいて、内燃力発電装置の出力目標値を算出し、内燃力発電装置の出力目標値が該内燃力発電装置の最低出力値以下となる場合、予め電力貯蔵装置の充電率を所定量低下させる。
また、本発明は、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給制御方法であって、需要実績データ及び気象データの少なくともいずれか１つに基づいて需要予測値を演算することと、気象データに基づいて再生可能エネルギー発電装置の複数の出力予測値を演算し、演算した複数の出力予測値に基づいて所定確率以上の出力予測値の幅を演算することと、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させることと、を含み、周波数制御において、需要予測値と、出力予測値及びその幅とに基づいて、内燃力発電装置の出力量、再生可能エネルギー発電装置の出力量、及び電力貯蔵装置の充放電量を決定する。また、本発明は、分散型電源の発電量を受給状況に応じて制御する電力供給システムであって、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統における電力の需給を制御する需給制御装置を備え、需給制御装置は、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部を有し、制御部は、系統の周波数が第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、系統に接続される内燃力発電装置の台数を増加又は減少させる。また、需要地内で複数の分散型電源を組み合わせる構成でもよい。
【発明の効果】
【００１９】
本発明によれば、系統の周波数が基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置の充放電制御のいずれか一方又は両方により周波数制御を実行させる制御部を備えるので、周波数の範囲により内燃力発電装置や電力貯蔵装置の周波数制御を組み合わせて制御することができる。その結果、内燃力発電装置の並解列回数の削減や発電装置の効率的な運転を通じて運転コストを抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２０】
【図１】実施形態に係る電力供給システムの一例を示す構成図である。
【図２】図１に示す需給制御装置の構成を示すブロック図である。
【図３】第１実施形態の予測部が実行する予測処理を示すフローチャートである。
【図４】風力発電機の出力予測値及びその予測幅の一例を示す波形図である。
【図５】系統における需要予測値及びその予測幅の一例を示す波形図である。
【図６】負荷周波数制御部が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。
【図７】負荷周波数制御部が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。
【図８】負荷周波数制御部が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。
【図９】負荷周波数制御部が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。
【図１０】負荷周波数制御部が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。
【図１１】負荷周波数制御部が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。
【図１２】負荷周波数制御部が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。
【図１３】負荷周波数制御部が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。
【図１４】負荷周波数制御部が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。
【図１５】９時間分の蓄電池の充放電量の一例を示すグラフである。
【図１６】需給制御装置の周辺に配置される観測装置を示す図である。
【図１７】第２実施形態の予測部が実行する予測処理を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００２１】
以下、本発明の実施形態について図面を参照して説明する。ただし、本発明はこれに限定されるものではない。また、図面においては実施形態を説明するため、一部分を大きく又は強調して記載するなど適宜縮尺を変更して表現する場合がある。
【００２２】
＜第１実施形態＞
図１は、実施形態に係る電力供給システムＳＹＳの一例を示す構成図である。図１に示す電力供給システムＳＹＳは、需要地内で複数の分散型電源を組み合わせ、分散型電源の発電量を需要状況に応じて制御して電力の地域自給を可能とするシステムである。本実施形態においては、電力供給システムＳＹＳは、例えば離島などの隔離された地域に設けられている。この電力供給システムＳＹＳは、需給制御装置１００、ディーゼル発電機（内燃力発電装置）２００、風力発電機３１０や太陽光発電機３２０という再生可能エネルギー発電装置３００、蓄電池（電力貯蔵装置）４００、及び周波数計測器５５０を備えている。なお、気象データ提供装置６００は、電力供給システムＳＹＳを構成する装置であってもよく、電力供給システムＳＹＳとは異なる別の装置であってもよい。
【００２３】
図１に示すように、ディーゼル発電機２００、風力発電機３１０、太陽光発電機３２０、蓄電池４００、負荷５００、及び周波数計測器５５０は、それぞれ、電力系統（以下、系統という。）７００に接続されている。本実施形態では、系統７００の基準周波数は５０Ｈｚであるものとする。ただし、系統７００の基準周波数は６０Ｈｚやその他の周波数でもよい。また、本実施形態では、系統７００は、外部の電力系統（系統）と接続されていないものとする。
【００２４】
また、図１に示すように、需給制御装置１００、ディーゼル発電機２００、風力発電機３１０、太陽光発電機３２０、蓄電池４００、負荷５００、周波数計測器５５０、及び気象データ提供装置６００は、それぞれ、例えばインターネットや光通信網、移動体通信網などの通信網８００に接続されている。
【００２５】
需給制御装置１００は、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、蓄電池４００、及び負荷５００が接続された系統７００における電力の需給を制御する装置である。すなわち、需給制御装置１００は、気象の変化による再生可能エネルギー発電装置３００の出力変動や需要家の需要変動（負荷変動）などによって系統７００の電力変動が生じる場合に、その電力変動を吸収するように分散型電源の発電量を制御する装置である。図１に示すように、需給制御装置１００は、通信網８００を介して、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００との間で情報をやり取りすることにより、これらの装置を制御する。また、需給制御装置１００は、通信網８００を介して、負荷５００から電力の消費量に関する負荷情報を取得する。また、需給制御装置１００は、通信網８００を介して、周波数計測器５５０から系統７００の周波数の計測信号を取得する。また、需給制御装置１００は、通信網８００を介して、気象データ提供装置６００から気象データを取得する。なお、需給制御装置１００の構成の詳細については後述する（図２参照）。
【００２６】
ディーゼル発電機２００は、ディーゼルエンジンで駆動する発電機であり、内燃力発電装置の一種である。本実施形態の電力供給システムＳＹＳにおいては、系統７００に接続可能な複数台のディーゼル発電機２００が設けられている。なお、複数台のディーゼル発電機２００の定格出力は、それぞれ同一であっても異なっていてもよい。複数台のディーゼル発電機２００は、それぞれ、系統７００の周波数の変動に応じて、発電機ガバナ（スピードガバナ、調速機）の働きにより発電機出力を自動的に増減するガバナフリー制御を行う。つまり、複数のディーゼル発電機２００は、周波数が上昇した場合に発電機出力を減らすように制御し、周波数が低下した場合に発電機出力を増やすように制御する。
【００２７】
風力発電機３１０は、風力を利用して発電する発電機であり、再生可能エネルギー発電装置３００の一種である。本実施形態の電力供給システムＳＹＳにおいては、系統７００に接続可能な１台又は複数台の風力発電機３１０が設けられている。太陽光発電機３２０は、太陽電池で太陽光を直流電力に変換し、パワーコンディショナーで直流電力を交流電力に変換する発電機であり、再生可能エネルギー発電装置３００の一種である。本実施形態の電力供給システムＳＹＳにおいては、系統７００に接続可能な１台又は複数台の太陽光発電機３２０が設けられている。
【００２８】
蓄電池４００は、電力を充放電可能な装置であり、電力貯蔵装置の一種である。蓄電池４００は、二次電池やバッテリーとも呼ばれる。本実施形態の電力供給システムＳＹＳにおいては、系統７００に接続可能な１台又は複数台の蓄電池４００が設けられている。系統７００内の負荷５００は、需要家の需要要求に応じて変動する。周波数計測器５５０は、系統７００の周波数を常時又は短時間の間隔で計測し、計測した周波数の計測信号を通信網８００を介して需給制御装置１００に送信する。
【００２９】
気象データ提供装置６００は、需給制御装置１００に対して気象データを提供する装置である。例えば、気象データ提供装置６００は、過去の天気や各地の現在の天気、気圧、風向、風速、気温、湿度などの大気の状態に関する情報を収集する。そして、気象データ提供装置６００は、収集した情報に基づいて、特定の地域（ここでは電力供給システムＳＹＳが設けられている地域）や、その特定の地域を含む広範囲の地域についての所定時間後（例えば、数十分後、数時間後、数日後）の天気、気圧などの大気の状態を予測する。気象データ提供装置６００は、予測した所定時間後の大気の状態に関する気象データを通信網８００を介して需給制御装置１００に送信する。
【００３０】
気象データは、風力発電に関するデータ、例えば、風向、風速、気圧などのデータを含む。また、気象データは、太陽光発電に関するデータ、例えば、天気、雲量（空全体に占める雲の割合）、日射量（太陽放射の量）などのデータを含む。また、気象データは、所定時間後の大気の状態に関するデータだけでなく、現在の大気に関するデータ（天気、気圧、風向、風速、気温など）を含む。
【００３１】
図２は、図１に示す需給制御装置１００の構成を示すブロック図である。図１に示す需給制御装置１００は、通信部１１０、予測部（第１予測部、第２予測部）１２０、運転計画部（制御部）１３０、経済負荷配分制御部（制御部）１４０、負荷周波数制御部（制御部）１５０、及びデータベース１６０を有している。需給制御装置１００は例えばコンピュータで実現される。通信部１１０、予測部１２０、運転計画部１３０、経済負荷配分制御部１４０、及び負荷周波数制御部１５０は、それぞれ、コンピュータが制御プログラムに従って実行する制御や処理に相当する。
【００３２】
通信部１１０は、通信網８００を介して、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、蓄電池４００、負荷５００、及び周波数計測器５５０との間でデータ通信を行う処理部である。例えば、通信部１１０は、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００の出力を指示する指令信号を、通信網８００を介してディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００にそれぞれ送信する。また、通信部１１０は、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００の運転に関する運転データを通信網８００を介して受信する。運転データとしては、ディーゼル発電機２００や再生可能エネルギー発電装置３００の発電量を示すデータ、蓄電池４００の放電量や充電量、充電率などを示すデータ等が含まれる。
【００３３】
予測部１２０は、所定時間後（例えば、数十分後、数時間後、数日後）の需要予測と、所定時間後（例えば、数十分後、数時間後、数日後）の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を行う処理部である。
【００３４】
例えば、予測部１２０は、過去の需要実績を示す需要実績データや、所定時間分（例えば、数十分分、数時間分、数日分）の気象データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、系統７００における所定時間後の需要予測値及びその予測幅（需要予測値の上限値と下限値の幅）を算出する。
【００３５】
また、予測部１２０は、所定時間分の風力発電に関する気象データや所定地域（ここでは風力発電機３１０が設けられている地域）の地形データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、所定時間後の風力発電機３１０の出力予測値及びその予測幅（出力予測値の上限値と下限値の幅）を算出する。そして、予測部１２０は、過去の風力発電に関する気象データと現在の風力発電に関する気象データとの関係から、所定時間後の風力発電機３１０の複数の出力予測値を算出し、算出した複数の出力予測値に基づいて所定確率以上の出力予測値の予測幅（出力予測値の上限値と下限値の幅）を算出する。
【００３６】
また、予測部１２０は、所定時間分の太陽光発電に関する気象データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、所定時間後の太陽光発電機３２０の出力予測値及びその予測幅（出力予測値の上限値と下限値の幅）を算出する。また、予測部１２０は、過去の太陽光発電に関する気象データと現在の太陽光発電に関する気象データとの関係から、所定時間後の太陽光発電機３２０の複数の出力予測値を算出し、算出した複数の出力予測値に基づいて所定確率以上の出力予測値の予測幅（出力予測値の上限値と下限値の幅）を算出する。
【００３７】
なお、２４時間程度の需要予測を長期需要予測といい、数時間程度の需要予測を中期需要予測といい、数十分程度の需要予測を短期需要予測という。また、２４時間程度の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を長期出力予測といい、数時間程度の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を中期出力予測といい、数十分程度の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を短期出力予測という。
【００３８】
運転計画部１３０は、予測部１２０で予測された再生可能エネルギー発電装置３００の数日分の出力予測値の予測幅に入り、予測部１２０で予測された数日分の需要予測値の予測幅に入るように、最も経済的な運転となる、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００の運転計画（スケジュール）を作成する処理部である。例えば、運転計画部１３０は、１時間の間隔で２４時間分の運転計画を作成する。
【００３９】
経済負荷配分制御部１４０は、各発電機２００，３００の経済性（ディーゼル発電機２００の燃料費など）等を考慮した上で、数時間程度の周期の負荷変動に応じて、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００の出力を制御する処理部である。例えば、経済負荷配分制御部１４０は、運転計画部１３０で作成された再生可能エネルギー発電装置３００の出力目標値と、予測部１２０で予測された再生可能エネルギー発電装置３００の数時間後の出力予測値（又はその予測幅）とのずれ量を算出する。また、経済負荷配分制御部１４０は、運転計画部１３０で想定された需要想定量と、予測部１２０で予測された数時間後の需要予測値（又はその予測幅）とのずれ量を算出する。そして、経済負荷配分制御部１４０は、それらのずれ量を小さくするように、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００に指令信号を出力して、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００の出力を制御（補正）する。
【００４０】
負荷周波数制御部１５０は、数分から数十分程度の周期の負荷変動に応じて、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００の出力を制御する処理部である。例えば、負荷周波数制御部１５０は、経済負荷配分制御部１４０の制御に基づく再生可能エネルギー発電装置３００の数十分後の出力目標値と、予測部１２０で予測された再生可能エネルギー発電装置３００の数十分後の出力予測値（又はその予測幅）とのずれ量を算出する。また、負荷周波数制御部１５０は、予測部１２０で予測された数時間後の需要予測値又はその予測幅（中期的な需要予測値又はその予測幅）と、予測部１２０で予測された数十分後の需要予測値又はその予測幅（短期的な需要予測値又はその予測幅）とのずれ量を算出する。そして、負荷周波数制御部１５０は、それらのずれ量を小さくするように、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００に指令信号を出力して、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び蓄電池４００の出力を制御（補正）する。
【００４１】
また、負荷周波数制御部１５０は、周波数計測器５５０からの計測信号に基づいて系統７００における現在の周波数を認識し、その周波数が基準周波数を含む所定範囲内に入るように周波数制御を行う。系統７００の周波数は、系統７００全体の需要と供給のバランスによって決まる。電力供給量が負荷５００の消費量（需要量）を上回る場合は、その余剰エネルギーが発電機（例えばディーゼル発電機２００）の回転エネルギーとして蓄えられるため、系統７００の周波数が上昇する。一方、電力供給量が負荷５００の消費量を下回る場合は、発電機が回転エネルギーを放出しようとするため、系統７００の周波数は低下する。このように需要と供給のバランスが崩れると、周波数変動等により電力品質が低下して電気機器に悪影響を及ぼす。そこで、負荷周波数制御部１５０は、時々刻々と変化する負荷変動に対して電力供給量を追従させることで、系統７００の周波数を基準周波数又はその基準周波数付近の周波数に維持する周波数制御を行う。
【００４２】
本実施形態では、後述するように、負荷周波数制御部１５０は、ディーゼル発電機２００の出力と蓄電池４００の出力を連携させて制御することで、内燃力発電装置２００の並解列回数が少なくなるとともに発電機２００，３００の効率的な運転を実現する。
【００４３】
データベース１６０は、過去の需要実績を示す需要実績データ、過去の風力発電に関する気象データ、及び過去の太陽光発電に関する気象データを記憶する。また、データベース１６０は、気象データ提供装置６００から送信される現在及び所定時間後の気象データを記憶する。また、データベース１６０は、予測部１２０で予測された所定時間後の需要予測値及びその予測幅、所定時間後の風力発電機３１０の出力予測値及びその予測幅、所定時間後の太陽光発電機３２０の出力予測値及びその予測幅を記憶する。また、データベース１６０は、負荷５００から送信される負荷情報を記憶する。
【００４４】
次に、需給制御装置１００の動作について説明する。
【００４５】
（１）予測部１２０による予測処理；
図３は、第１実施形態の予測部１２０が実行する予測処理を示すフローチャートである。図３に示す処理において、まず、予測部１２０は、短期的な再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を行う（ステップＳ１）。この処理において、上述したように、予測部１２０は、数十分分の気象データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、数十分後の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値及びその予測幅を算出する。また、予測部１２０は、過去の気象データと現在の気象データとの関係から、数十分後の再生可能エネルギー発電装置３００の複数の出力予測値を算出する。そして、予測部１２０は、複数の出力予測値の確率分布に基づいて標準偏差σを算出し、算出した標準偏差σから所定確率以上の出力予測値の幅を予測幅として算出する。
【００４６】
ステップＳ１の処理の具体例について図４を参照して説明する。図４は、風力発電機３１０の出力予測値及びその予測幅の一例を示す波形図である。図４に示す真中の波形は風力発電機３１０の出力予測値の中央値（出力予測中央値）であり、一番上の波形は風力発電機３１０の出力予測値の上限値（出力予測上限値）であり、一番下の波形は風力発電機３１０の出力予測値の下限値（出力予測下限値）である。
【００４７】
予測部１２０は、気象予報データ提供装置６００から送信される気象データ（ここでは、風力発電に関する気象データ）を通信部１１０を通じて取得する。気象データにおける風向、風速、気圧などのデータには、それらのデータの中央値と、予測誤差の範囲を示す上限値及び下限値とが含まれる。予測誤差の範囲は、風向、風速、気圧などのデータが所定以上の確率（高い確率）でその範囲内に入ることを示している。
【００４８】
予測部１２０は、気象データの中央値をシミュレーションモデルに入力することで、風力発電機３１０の出力予測中央値を算出する。また、予測部１２０は、気象データの上限値をシミュレーションモデルに入力することで、風力発電機３１０の出力予測上限値を算出する。また、予測部１２０は、気象データの下限値をシミュレーションモデルに入力することで、風力発電機３１０の出力予測下限値を算出する。ここで求めた出力予測上限値と出力予測下限値の幅が出力予測値の予測幅Ｗ１である。
【００４９】
また、予測部１２０は、データベース１６０に記憶されている過去の風力発電に関する複数の気象データを読み出す。そして、予測部１２０は、現在の風力発電に関する気象データに対応する複数の過去の気象データを特定する。予測部１２０は、特定した複数の気象データについての数十分後の気象データの変化に基づき風力発電装置３１０の複数の出力予測値を算出する。予測部１２０は、複数の出力予測値の確率分布に基づいて標準偏差σを算出し、算出した標準偏差σから所定確率以上の出力予測値の幅を予測幅として算出する。本実施形態では、予測部１２０は、３σの値を出力予測値の予測幅とする。標準偏差σは、データの散らばり具合（ばらつき）を表す数値である。３σの値を予測幅とすることにより、３σの値の中に複数の出力予測値のほぼすべてが入ることになる。ここで求めた出力幅が出力予測値の予測幅Ｗ２である。
【００５０】
図４に示す例では、予測幅Ｗ２は、シミュレーションモデルを用いて算出された予測幅Ｗ１よりも相対的に狭い幅（範囲）となっている。この場合、予測幅Ｗ２内の出力予測値は、予測幅Ｗ１内の出力予測値よりも相対的に信頼度が低くなる。しかし、予測幅Ｗ１は、電力供給システムＳＹＳの安全な運転を確実に行うことができるように信頼度が高い予測幅とされているので、出力予測値が予測幅Ｗ２以上で予測幅Ｗ１以下になる可能性は高くない。仮に、出力予測値が予測幅Ｗ２以上になった場合には、本実施形態においては、可能な限り蓄電池４００の充放電を用いて出力予測値のずれ量を是正するように構成している。
【００５１】
図４に示す例では、予測幅Ｗ２は予測幅Ｗ１よりも狭い幅となっているが、反対に予測幅Ｗ１が予測幅Ｗ２よりも狭い幅となる場合もある。この場合は、狭い方の幅を出力予測値の予測幅とする。
【００５２】
なお、予測部１２０が太陽光発電機３２０の出力予測値及びその予測幅を算出する場合も、風力発電機３１０の出力予測値及びその予測幅を算出する場合と同様の方法により行うことができる。すなわち、予測部１２０は、気象データをシミュレーションモデルに入力することで、太陽光発電機３２０の出力予測値（中央値、上限値、下限値）を算出する。予測部１２０は、データベース１６０に記憶されている過去の太陽光発電に関する気象データと現在の太陽光発電に関する気象データとを読み出す。そして、予測部１２０は、それらの気象データから複数の出力予測値を算出するとともに、複数の出力予測値の標準偏差σを算出する。そして、予測部１２０は、３σの値を出力予測値の予測幅とする。
【００５３】
図３の説明に戻り、予測部１２０は、中期的な再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を行う（ステップＳ２）。この処理において、上述したように、予測部１２０は、数時間分の気象データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、数時間後の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値及びその予測幅を算出する。そして、予測部１２０は、過去の気象データと現在の気象データとの関係から、数時間後の再生可能エネルギー発電装置３００の複数の出力予測値を算出する。そして、予測部１２０は、複数の出力予測値の確率分布に基づいて標準偏差σを算出し、算出した標準偏差σから所定確率以上の出力予測値の幅を予測幅として算出する。
【００５４】
なお、予測部１２０が中期的な再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値及びその予測幅を算出する場合も、短期的な再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値及びその予測幅を算出する場合と同様の方法により行うことができる。すなわち、予測部１２０は、気象データをシミュレーションモデルに入力することで、中期的な再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値（中央値、上限値、下限値）を算出する。予測部１２０は、データベース１６０に記憶されている過去の気象データと現在の太陽光発電に関する気象データとを読み出す。そして、予測部１２０は、それらの気象データから複数の出力予測値を算出するとともに、複数の出力予測値の標準偏差σを算出する。そして、予測部１２０は、３σの値を出力予測値の予測幅とする。
【００５５】
予測部１２０は、長期的な再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を行う（ステップＳ３）。この処理において、上述したように、予測部１２０は、数日分の気象データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、数日後の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値及びその予測幅を算出する。そして、予測部１２０は、過去の気象データと現在の気象データとの関係から、数日後の再生可能エネルギー発電装置３００の複数の出力予測値を算出する。そして、予測部１２０は、複数の出力予測値の確率分布に基づいて標準偏差σを算出し、算出した標準偏差σから所定確率以上の出力予測値の幅を予測幅として算出する。
【００５６】
なお、予測部１２０が長期的な再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値及びその予測幅を算出する場合も、短期的及び中期的な再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値及びその予測幅を算出する場合と同様の方法により行うことができる。すなわち、予測部１２０は、気象データをシミュレーションモデルに入力することで、長期的な再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値（中央値、上限値、下限値）を算出する。予測部１２０は、データベース１６０に記憶されている過去の気象データと現在の太陽光発電に関する気象データとを読み出す。そして、予測部１２０は、それらの気象データから複数の出力予測値を算出するとともに、複数の出力予測値の標準偏差σを算出する。そして、予測部１２０は、３σの値を出力予測値の予測幅とする。
【００５７】
なお、予測部１２０は、ステップＳ１〜Ｓ３において、複数の出力予測値の標準偏差（出力予測値の正規分布を示す）を用いて予測幅を算出することに代えて、シミュレーションモデルで算出した予測幅の所定割合の幅を予測幅としてもよい。
【００５８】
次に、予測部１２０は、短期的な需要予測を行う（ステップＳ４）。この処理において、上述したように、予測部１２０は、過去の需要実績を示す需要実績データや、数十分分の気象データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、系統７００における数十分後の需要予測値及びその予測幅を算出する。
【００５９】
ステップＳ４の処理の具体例について図５を参照して説明する。図５は、系統７００における需要予測値及びその予測幅の一例を示す波形図である。図５に示す真中の波形は需要予測値の中央値（需要予測中央値）であり、一番上の波形は需要予測値の上限値（需要予測上限値）であり、一番下の波形は需要予測値の下限値（需要予測下限値）である。
【００６０】
予測部１２０は、需要実績データと、数十分分の気象データの中央値とをシミュレーションモデルに入力することで、需要予測中央値を算出する。また、予測部１２０は、需要実績データと、数十分分の気象データの上限値とをシミュレーションモデルに入力することで、需要予測上限値を算出する。また、予測部１２０は、需要実績データと、数十分分の気象データの下限値とをシミュレーションモデルに入力することで、需要予測下限値を算出する。ここで求めた需要予測上限値と需要予測下限値の幅が需要予測値の予測幅Ｗｄである。
【００６１】
図３の説明に戻り、予測部１２０は、中期的な需要予測を行う（ステップＳ５）。この処理において、上述したように、予測部１２０は、過去の需要実績を示す需要実績データや、数時間分の気象データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、系統７００における数時間後の需要予測値及びその予測幅を算出する。また、予測部１２０は、長期的な需要予測を行う（ステップＳ６）。この処理において、上述したように、予測部１２０は、過去の需要実績を示す需要実績データや、数日分の気象データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、系統７００における数日後の需要予測値及びその予測幅を算出する。なお、ステップＳ４〜Ｓ６では、予測部１２０は、需要予測値とともに予測幅を算出していたが、需要予測値だけを算出してもよい。
【００６２】
（２）運転計画部１３０による制御；
上述したように、運転計画部１３０は、再生可能エネルギー発電装置３００の予測値が予測部１２０で予測された数日分の出力予測値の予測幅内に属し、需要予測値が予測部１２０で予測された数日分の需要予測値の予測幅内に属するように、最も経済的な運転となる各発電機２００，３００や蓄電池４００の２４時間分の運転計画を１時間ごとに作成する。
【００６３】
（３）経済負荷配分制御部１４０による制御；
上述したように、経済負荷配分制御部１４０は、運転計画部１３０で作成された再生可能エネルギー発電装置３００の出力目標値と実際の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値とのずれ量や、運転計画部１３０で想定された需要想定量と実際の需要予測値とのずれ量が小さくなるように、各発電機２００，３００や蓄電池４００に指令信号を出力する。各発電機２００，３００や蓄電池４００は、経済負荷配分制御部１４０からの指令信号に基づいて出力を制御する。
【００６４】
（４）負荷周波数制御部１５０による制御；
図６〜図１４は、負荷周波数制御部１５０が実行する需給制御処理を示すフローチャートである。なお、図６〜図１４に示す需給制御処理の一部の処理は、運転計画部１３０にて実行される。また、図６〜図１４に示す需給制御処理は例えば数ｍｓごとに繰り返し実行される。
【００６５】
なお、図６〜図１４の需給制御処理において、図６〜図８のステップＳ１１〜Ｓ３７の処理を周波数応動処理といい、図９のステップＳ４０〜Ｓ４７の処理をスケジュール作成・修正処理といい、図１０〜図１２のステップＳ５０〜Ｓ７６の処理を並解列中処理といい、図１３及び図１４のステップＳ８１〜Ｓ１０２の処理をディーゼル発電機２００の余剰分対策処理という。
【００６６】
図６〜図１４に示す処理において、負荷周波数制御部１５０は、周波数計測器５５０で計測された系統７００の周波数ｆを認識する（ステップＳ１１）。なお、周波数計測器５５０は所定の計測間隔（サンプリング間隔）で計測する。次に、負荷周波数制御部１５０は、系統７００の周波数ｆが４９．８０Ｈｚ以上から５０．２０Ｈｚ以下の範囲（この範囲を第１範囲という。）内であるか否かを判定する（ステップＳ１２）。系統７００の周波数ｆが４９．８０Ｈｚ以上から５０．２０Ｈｚ以下の範囲内である場合は（ステップＳ１２のＹＥＳ）、ステップＳ１３の処理に移行し、系統７００の周波数ｆが４９．８０Ｈｚ以上から５０．２０Ｈｚ以下の範囲外である場合は（ステップＳ１２のＮＯ）、図７のステップＳ２４の処理に移行する。
【００６７】
本実施形態においては、系統７００の周波数ｆが４９．８０Ｈｚ以上から５０．２０Ｈｚ以下の範囲内（第１範囲内）である場合、何らの周波数制御も行われない。ただし、系統７００の周波数ｆが４９．８０Ｈｚ以上から５０．２０Ｈｚ以下の範囲内である場合に、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御又は蓄電池４００の充放電制御により周波数制御を行ってもよい。例えば、系統７００の周波数ｆが４９．８５Ｈｚ以上から５０．１５Ｈｚ以下の範囲内である場合は、周波数制御を行わず、系統７００の周波数ｆが４９．８０Ｈｚ以上から４９．８５Ｈｚ未満の範囲内である場合又は系統７００の周波数ｆが５０．１５超過から５０．２０Ｈｚ以下の範囲内である場合は、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御又は蓄電池４００の充放電制御により周波数制御を行ってもよい。なお、周波数制御が行われない周波数の範囲を不感帯という。
【００６８】
ステップＳ１３において、負荷周波数制御部１５０は、周波数逸脱タイマーＴの値をリセットする。この周波数逸脱タイマーＴは、周波数ｆが４９．７０Ｈｚ以上から５０．３０Ｈｚ以下の範囲を逸脱する時間を計測するタイマーである（後述するステップＳ２９，Ｓ３０参照）。次に、負荷周波数制御部１５０は、再生エネルギーの抑制解除のスケジュールがあるか否か、つまり、運転計画部１３０で作成された運転計画（スケジュール）において再生可能エネルギー発電装置３００の出力の抑制を解除するタイミングであるか否かを判定する（ステップＳ１４）。再生エネルギーの抑制解除のスケジュールがある場合は（ステップＳ１４のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１５０は、再生可能エネルギー発電装置３００に指令信号を出力して、再生可能エネルギー発電装置３００の出力の抑制を解除する（ステップＳ１５）。これにより、再生可能エネルギー発電装置３００が発電可能なすべての電力が系統７００に供給される。
【００６９】
次に、負荷周波数制御部１５０は、ディーゼル発電機２００の並解列の開始スケジュールがあるか否か、つまり、運転計画部１３０で作成された運転計画（スケジュール）においてディーゼル発電機２００の並解列を開始するタイミングであるか否かを判定する（ステップＳ１６）。ディーゼル発電機２００の並解列の開始スケジュールがある場合は（ステップＳ１６のＹＥＳ）、図１０のステップＳ５０に移行し、ディーゼル発電機２００の並解列の開始スケジュールがない場合は（ステップＳ１６のＮＯ）、ステップＳ１７の処理に移行する。
【００７０】
ステップＳ１７において、負荷周波数制御部１５０は、ディーゼル発電機２００の余剰分対策のスケジュールがあるか否か、つまり、運転計画部１３０で作成された運転計画（スケジュール）においてディーゼル発電機２００の余剰分対策を実行するタイミングであるか否かを判定する。ここで、ディーゼル発電機２００の余剰分対策とは、再生可能エネルギー発電装置３００の発電量が多いため、ディーゼル発電機２００の規定出力範囲内の最低出力に制御しても余剰分の電力（下げ代）が発生することがあり、この場合に、余剰分の電力を積極的に蓄電池４００に充電させることをいう。これにより、系統７００における電力の供給が過剰となった場合でも、ディーゼル発電機２００を解列させることなく蓄電池４００の充電を利用して周波数制御を行うことができる。
【００７１】
ディーゼル発電機２００の余剰分対策のスケジュールがある場合は（ステップＳ１７のＹＥＳ）、図１３のステップＳ８１の処理に移行し、ディーゼル発電機２００の余剰分対策のスケジュールがない場合は（ステップＳ１７のＮＯ）、ステップＳ１８の処理に移行する。ステップＳ１８において、負荷周波数制御部１５０は、現時点から９時間分の運転計画における蓄電池４００の充放電量（出力予測値）の積分値α％（蓄電池ｋＷｈ容量ベース）を算出する。ここで、αは蓄電池４００の充電率を表すパラメータである。蓄電池４００において予め充電率α％分の電力を充放電するための容量を確保しておく。このような構成により、将来、蓄電池４００の充放電が不可能となる事態を回避することができる。
【００７２】
図１５は、９時間分の蓄電池４００の充放電量の一例を示すグラフである。図１５において、横軸は時間を示し、縦軸は各時間の蓄電池４００の充放電量を示す。また、縦軸のプラスは蓄電池４００の放電量を示し、マイナスは蓄電池４００の充電量を示す。上述したように、負荷周波数制御部１５０は、９時間分の蓄電池４００の充放電量を積分し、その積分値をαとする。例えば、運転計画において再生可能エネルギー発電装置３００の出力が高く、系統７００において電力量が余るという予測である場合、その余剰分の電力量を蓄電池４００に充電することができるようにするために、蓄電池４００の充電率を予めα％シフトさせる。
【００７３】
図６の説明に戻り、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の充電率が４０％−α以上から６０％−α以下の範囲内であるか否かを判定する（ステップＳ１９）。なお、蓄電池４００の充電率４０％〜６０％は、蓄電池４００が充放電を行いやすい充電率の範囲という意味である。蓄電池４００の充電率が４０％−α以下から６０％−α以下の範囲内である場合は（ステップＳ１９のＹＥＳ）、ステップＳ２３の処理に移行し、蓄電池４００の充電率が４０％−α以上から６０％−α以下の範囲外である場合は（ステップＳ１９のＮＯ）、ステップＳ２０の処理に移行する。
【００７４】
ステップＳ２０において、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の充電率が５０％−α未満であるか否か判定する。蓄電池４００の充電率が５０％−α未満である場合（ステップＳ２０のＹＥＳ）、つまり、蓄電池４００の充電率が４０％−α未満である場合は、蓄電池４００の充電率が低すぎることを意味する。この場合、負荷周波数制御部１５０は、一定電力（蓄電池４００の電力Ｐ＝−５０ｋＷ）を充電する定電力充電制御を実行する（ステップＳ２１）。これにより、蓄電池４００の充電率が一定量上昇する。
【００７５】
蓄電池４００の充電率が５０％−α未満でない場合は（ステップＳ２０のＮＯ）、つまり、蓄電池４００の充電率が６０％−α超過である場合は、蓄電池４００の充電率が高すぎることを意味する。この場合、負荷周波数制御部１５０は、一定電力（蓄電池４００の電力Ｐ＝５０ｋＷ）を放電する定電力放電制御を実行する（ステップＳ２２）。これにより、蓄電池４００の充電率が一定量低下する。その後、ステップＳ４０の処理に移行する。なお、ステップＳ２１，Ｓ２２のように蓄電池４００の充電率を調整する処理をＳＯＣ調整処理(ＳＯＣ；State Of Charge)という。また、本実施形態における蓄電池４００の容量は５００ｋＷであるものとする。
【００７６】
ステップＳ２３において、負荷周波数制御部１５０は、系統７００の周波数の時差を補正する時差補正処理を実行する。系統７００の周波数で駆動される電気時計は周波数変動によって標準時間からずれてくる。従って、時差補正処理で標準時間からのずれを補正する。上記ステップＳ１８〜Ｓ２３の処理によって、負荷周波数制御部１５０は、系統７００の周波数が安定しているときに、ＳＯＣ調整処理と時差補正処理を実行する。
【００７７】
図７のステップＳ２４において、負荷周波数制御部１５０は、系統７００の周波数ｆが４９．７０Ｈｚ以上から４９．８０Ｈｚ未満の範囲内であるか、又は系統７００の周波数ｆが５０．２０Ｈｚ超過から５０．３０Ｈｚ以下の範囲内であるかを判定する。系統７００の周波数ｆが４９．７０Ｈｚ以上から５０．３０Ｈｚ以下の範囲を第２範囲という。この第２範囲が電力品質が低下したと判断される周波数の範囲である。
【００７８】
系統７００の周波数ｆが４９．７０Ｈｚ以上から４９．８０Ｈｚ未満の範囲内である場合、又は系統７００の周波数ｆが５０．２０Ｈｚ超過から５０．３０Ｈｚ以下の範囲内である場合は（ステップＳ２４のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１５０は、周波数逸脱タイマーＴの値をリセットするとともに（ステップＳ２５）、周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満であるか否か判定する（ステップＳ２６）。
【００７９】
そして、周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満である場合（ステップＳ２６のＹＥＳ）、つまり、周波数ｆが４９．７０Ｈｚ以上から４９．８０Ｈｚ未満の範囲内である場合は、負荷周波数制御部１５０は、４９．７０Ｈｚ以上から４９．８０Ｈｚ未満の範囲内の周波数を基準周波数（５０Ｈｚ）の方向に戻すために、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御とともに蓄電池４００の放電制御を行う（ステップＳ２７）。このとき、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の放電制御として、Ｐ＝Ｋ（４９．８−ｆ）［ｋＷ］の電力を蓄電池４００に放電させる。ここで、Ｋはゲインを表す係数であり、本実施形態においてはＫ＝２５０／０．１の値とされている。蓄電池４００が放電する電力Ｐ＝Ｋ（４９．８−ｆ）［ｋＷ］は、０ｋＷ以上で２５０ｋＷ以下の範囲の値である。すなわち、ステップＳ２７における蓄電池４００の放電制御では、蓄電池４００の半分以下の容量の電力を用いて周波数制御を行う。このように、蓄電池４００の放電制御が蓄電池４００の一部の容量の電力を用いて行われるので、蓄電池４００に電力を残しておくことができる。
【００８０】
周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満でない場合（ステップＳ２６のＮＯ）、つまり、周波数ｆが５０．２０Ｈｚ超過から５０．３０Ｈｚ以下の範囲内である場合は、負荷周波数制御部１５０は、５０．２０Ｈｚ超過から５０．３０Ｈｚ以下の範囲内の周波数を基準周波数（５０Ｈｚ）の方向に戻すために、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御とともに蓄電池４００の充電制御を行う（ステップＳ２８）。このとき、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の充電制御として、Ｐ＝−Ｋ（ｆ−５０．２）［ｋＷ］の電力を蓄電池４００に充電させる。この式のＫの値もＫ＝２５０／０．１とされている。蓄電池４００が充電する電力Ｐ＝−Ｋ（ｆ−５０．２）［ｋＷ］は、−２５０ｋＷ以上で０ｋＷ以下の範囲の値である。すなわち、ステップＳ２８における蓄電池４００の充電制御では、蓄電池４００の半分以下の容量の電力を用いて周波数制御を行う。なお、ステップＳ２７及びＳ２８では、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御及び蓄電池４００の放電制御の両方により周波数制御を行っているが、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御及び蓄電池４００の放電制御のいずれか一方により周波数制御を行ってもよい。
【００８１】
系統７００の周波数ｆが４９．７０Ｈｚ以上から４９．８０Ｈｚ未満の範囲内でも５０．２０Ｈｚ超過から５０．３０Ｈｚ以下の範囲内でもない場合は（ステップＳ２４のＮＯ）、つまり、系統７００の周波数ｆが４９．７０Ｈｚ未満又は５０．３０Ｈｚ超過である場合は、負荷周波数制御部１５０は、周波数逸脱タイマーＴの値をカウントアップする（ステップＳ２９）。そして、負荷周波数制御部１５０は、周波数逸脱タイマーＴが計測している時間が１秒を超えたか否か判定する（ステップＳ３０）。周波数逸脱タイマーＴが計測している時間が１秒を超えていない場合（ステップＳ３０のＮＯ）、上記したステップＳ２６の処理に移行する。このように、系統７００の周波数ｆが第２範囲（４９．７０Ｈｚから５０．３０Ｈｚ）を瞬間的に逸脱した場合は、第２範囲を逸脱していないものとみなして、第２範囲を逸脱したときの処理（ステップＳ３１〜Ｓ３７の処理）を実行させないようにしている。周波数逸脱タイマーＴが計測している時間が１秒を超えた場合は（ステップＳ３０のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１５０は、系統７００の周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満であるか否か判定する（ステップＳ３１）。
【００８２】
系統７００の周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満である場合（ステップＳ３１のＹＥＳ）、つまり、周波数ｆが４９．７０Ｈｚ未満である場合は、負荷周波数制御部１５０は、４９．７０Ｈｚ未満の周波数を基準周波数（５０Ｈｚ）の方向に戻すために、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御とともに蓄電池４００の放電制御を行う（ステップＳ３２）。このとき、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の放電制御として、Ｐ＝２５０［ｋＷ］＋Ｋ（４９．７−ｆ）［ｋＷ］の電力を蓄電池４００に放電させる。すなわち、２５０［ｋＷ］の定電力放電と周波数ｆに応じた電力の放電とを行う。Ｋはゲインを表す係数であり、この処理ではＫ＝２５０／０．０５の値とされている。Ｐ＝Ｋ（４９．７−ｆ）［ｋＷ］は、０ｋＷ以上で２５０ｋＷ以下の範囲の値である。ステップＳ３２における蓄電池４００の放電制御では、周波数ｆが基準周波数から大きく外れているので、蓄電池４００のすべての容量の電力を用いて周波数制御を行う。その後、ステップＳ３６の処理に移行する。
【００８３】
系統７００の周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満でない場合（ステップＳ３１のＮＯ）、つまり、周波数ｆが５０．３０Ｈｚ超過である場合は、負荷周波数制御部１５０は、５０．３０Ｈｚ超過の周波数を基準周波数（５０Ｈｚ）の方向に戻すために、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御とともに蓄電池４００の充電制御を行う（ステップＳ３３）。このとき、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の充電制御として、Ｐ＝−２５０［ｋＷ］−Ｋ（ｆ−５０．３）［ｋＷ］の電力を蓄電池４００に充電させる。すなわち、−２５０［ｋＷ］の定電力充電と周波数ｆに応じた電力の充電とを行う。この式のＫの値もＫ＝−２５０／０．０５とされている。Ｐ＝−Ｋ（ｆ−５０．３）［ｋＷ］は、−２５０ｋＷ以上で０ｋＷ以下の範囲の値である。ステップＳ３３における蓄電池４００の充電制御においても、周波数ｆが基準周波数から大きく外れているので、蓄電池４００のすべての容量の電力を用いて周波数制御を行う。なお、ステップＳ３２及びＳ３３では、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御及び蓄電池４００の放電制御の両方により周波数制御を行っているが、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御及び蓄電池４００の放電制御のいずれか一方により周波数制御を行ってもよい。その後、ステップＳ３４の処理に移行する。
【００８４】
ステップＳ３４において、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の充電率が９５％よりも高いか否か判定する。蓄電池４００の充電率が９５％よりも高い場合は（ステップＳ３４のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１５０は、再生可能エネルギー発電装置３００に指令信号を出力して、再生可能エネルギー発電装置３００の出力を抑制させる（ステップＳ３５）。つまり、負荷周波数制御部１５０は、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御とともに蓄電池４００の全容量を用いて蓄電池４００の充電制御を実行しても、系統７００の電力供給が過剰となる場合は、再生可能エネルギー発電装置３００の出力を抑制する。その後、ステップＳ３６の処理に移行する。
【００８５】
ステップＳ３６において、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の充放電を行わずに、ディーゼル発電機２００を並解列しなかった場合の１０分後の並列中のディーゼル発電機２００の合計出力目標値Ｐｇ［ｋＷ］と、蓄電池４００の充放電を行わずに、ディーゼル発電機２００を１台並解列した場合の１０分後の並列中のディーゼル発電機２００の合計出力目標値Ｐｇ［ｋＷ］とを算出する。なお、合計出力目標値Ｐｇは、１０分後の需要予測値から１０分後の風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０の出力予測値を引くことにより算出される。
【００８６】
そして、負荷周波数制御部１５０は、それらの算出した合計出力目標値のうち、いずれの値が最大値Ｐｇｍａｘの７５％出力値に近いかを判定する。ここで、最大値Ｐｇｍａｘは、ディーゼル発電機２００を並解列しなかった場合又はディーゼル発電機２００を１台並解列した場合における並列中のディーゼル発電機２００の最大出力値を合計した値である。負荷周波数制御部１５０は、ディーゼル発電機２００を並解列しなかった場合の１０分後の並列中のディーゼル発電機２００の合計出力目標値Ｐｇが最大値Ｐｇｍａｘの７５％に近い場合は、ディーゼル発電機２００を並解列させないと判断する。一方、負荷周波数制御部１５０は、ディーゼル発電機２００を１台並解列した場合の１０分後の並列中のディーゼル発電機２００の合計出力目標値Ｐｇが最大値Ｐｇｍａｘの７５％に近い場合は、ディーゼル発電機２００を並解列させると判断する。なお、並解列可能な複数のディーゼル発電機２００の定格出力が異なる場合は、負荷周波数制御部１５０は、１０分後の並列中のディーゼル発電機２００の合計出力目標値Ｐｇが最大値Ｐｇｍａｘの７５％に最も近くなるようなディーゼル発電機２００を選択する。
【００８７】
その後、負荷周波数制御部１５０は、ステップＳ３６で並解列指令を行うと決定したか否か判定する（ステップＳ３７）。並解列指令を行わないと決定した場合は（ステップＳ３７のＮＯ）、図９のステップＳ４０の処理に移行する。並解列指令を行うと決定した場合は（ステップＳ３７のＹＥＳ）、図１０のステップＳ５０の処理に移行する。
【００８８】
図９のステップＳ４０において、負荷周波数制御部１５０は、運転計画部１３０で作成された再生可能エネルギー発電装置３００の出力目標値と実際の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値とのずれ量が所定量以上となったか否か、運転計画部１３０で想定された需要想定量と実際の需要予測値とのずれ量が所定量以上となったか否かを判定して、予測（再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測、需要予測）を変更する必要があるか否か判定する。予測を変更する必要がある場合（ステップＳ４０のＹＥＳ）、ステップＳ４１の処理に移行する。予測を変更する必要がない場合（ステップＳ４０のＮＯ）、ステップＳ４８の処理に移行する。
【００８９】
ステップＳ４１において、運転計画部１３０は、２４時間分の予測値（需要予測値、再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値）に基づき、第１条件を満たし、さらにコスト（燃料費など）が最小となる最適運転計画を検索する。ここで、第１条件としては、例えば、（ａ）蓄電池４００の充電率１０％ｈ分の充放電制御を許容した上で、（ｂ）Ｐｇｍａｘ×６５％≦Ｐｇ≦Ｐｇｍａｘ×８５％、（ｃ）需要予測値≦Ｐｇｍａｘ、（ｄ）並解列回数≦２回／時間、（ｅ）並解列回数≦４回／２４時間、（ｆ）４０％−α＞５％、を満足する条件とする。この第１条件は、ディーゼル発電機２００が規定出力範囲（Ｐｇｍａｘの６５％〜８５％）内で運転可能な運転計画を作成するための条件である。
【００９０】
なお、「（ａ）蓄電池４００の充電率１０％ｈ分のＳＯＣ調整を許容」は、一時、ディーゼル発電機２００の合計出力目標値Ｐｇが最大出力値Ｐｇｍａｘの６５％〜８５％から外れてしまったとしても、蓄電池４００の充放電で制御可能であれば、蓄電池４００の所定量の充放電制御を許容することを意味する。「（ｃ）需要予測値≦Ｐｇｍａｘ」は、安全のためにディーゼル発電機２００だけで需要をまかなうことができるようにするための条件である。「（ｆ）４０％−α＞５％」は、蓄電池４００の放電制御による周波数制御が不可能になる事態を回避するために充電率５％分残していくための条件である。
【００９１】
次に、運転計画部１３０は、ステップＳ４１で最適解があるか否か判定する（ステップＳ４２）。最適解がある場合は（ステップＳ４２のＹＥＳ）、ステップＳ１１の処理に戻る。最適解がない場合は（ステップＳ４２のＮＯ）、運転計画部１３０は、２４時間分の予測値（需要予測値、再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値）に基づき、第２条件を満たし、さらにコスト（燃料費など）が最小となる最適運転計画を検索する（ステップＳ４３）。ここで、第２条件としては、例えば、（ａ）ディーゼル発電機２００が最低出力（Ｐｇｍａｘの５０％）の組合せで並列している時間帯については、Ｐｇｍａｘ×５０％≦Ｐｇを満足し、（ｂ）他の時間帯については、蓄電池４００の充電率１０％ｈ分の充放電制御を許容した上で、（ｃ）Ｐｇｍａｘ×６５％≦Ｐｇ≦Ｐｇｍａｘ×８５％、（ｄ）需要予測値≦Ｐｇｍａｘ、（ｅ）並解列回数≦２回／時間、（ｆ）並解列回数≦４回／２４時間、（ｇ）４０％−α＞５％、を満足する条件とする。この第２条件は、ある時間帯において、再生可能エネルギー発電装置３００の出力が過剰になると予測される場合、その時間帯においてディーゼル発電機２００の合計出力目標値ＰｇがＰｇｍａｘ×６５％を下回ることを許容した条件である。
【００９２】
運転計画部１３０は、ステップＳ４３で最適解があるか否か判定する（ステップＳ４４）。最適解がある場合は（ステップＳ４４のＹＥＳ）、ステップＳ１１の処理に戻る。最適解がない場合は（ステップＳ４４のＮＯ）、運転計画部１３０は、２４時間分の予測値（需要予測値、再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値）に基づき、第３条件を満たし、さらにコスト（燃料費など）が最小となる最適運転計画を策定する（ステップＳ４５）。ここで、第３条件は、ディーゼル発電機２００の合計出力目標値Ｐｇが最低出力（Ｐｇｍａｘ×５０％）を下回る時間帯においては、合計出力目標値Ｐｇを最低出力（Ｐｇｍｉｎ＝Ｐｇｍａｘ×５０％）とし、その時間帯におけるディーゼル発電機２００の余剰分の出力値（Ｐｇｍｉｎ−Ｐｇ）を蓄電池４００に充電させる条件とされている。このとき、運転計画部１３０は、余剰分対策スケジュールを作成する。余剰分対策スケジュールが作成されると、ステップＳ１７で余剰分対策スケジュールありと判定されることとなる。
【００９３】
運転計画部１３０は、ステップＳ４５で最適解があるか否か判定する（ステップＳ４６）。最適解がある場合は（ステップＳ４６のＹＥＳ）、ステップＳ１１の処理に戻る。最適解がない場合は（ステップＳ４６のＮＯ）、運転計画部１３０は、再生可能エネルギー発電装置３００の出力の抑制を考慮して運転計画を作成し（ステップＳ４７）、ステップＳ１１の処理に戻る。このとき、運転計画部１３０は、再生エネ抑制スケジュールを作成する。再生エネ抑制スケジュールが作成されると、負荷周波数制御部１５０が再生可能エネルギー発電装置３００の出力を抑制する時間帯になったときに、再生エネ抑制指令を再生可能エネルギー発電装置３００に出力する。
【００９４】
ステップＳ４８において、負荷周波数制御部１５０は、予測値（需要予測値、再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値）と実績値との差（ずれ量）が需要量の３％より大きいか否か判定する。そして、予測値と実績値との差が需要量の３％より大きい場合（ステップＳ４８のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１５０は、経済負荷配分制御部１４０に予測の修正を要求する（ステップＳ４９）。負荷周波数制御部１５０は、その予測の修正の要求に基づいて、あらためて中期的な予測値を算出する。予測値と実績値との差が需要量の３％より小さい場合（ステップＳ４８のＮＯ）、ステップＳ１１の処理に戻る。
【００９５】
図１０のステップＳ５０において、負荷周波数制御部１５０は、図８のステップＳ３６で選択したディーゼル発電機２００の並解列を指示する並解列指令をディーゼル発電機２００に出力する。その後、負荷周波数制御部１５０は、図１０のステップＳ５１〜図１２のＳ７５の処理を実行する。ステップＳ５１〜Ｓ７５の処理は、ディーゼル発電機２００の並列又は解列が行われている最中に実行される処理である。ディーゼル発電機２００の並列又は解列が完了するまで１０分〜３０分程度の時間がかかることを想定している。ステップＳ５１〜Ｓ７５の処理は、ステップＳ１１〜Ｓ３５の処理と略同様である。従って、重複する説明を省略する。ただし、ステップＳ１７及びＳ１８に相当する処理は設けられていない。また、ステップＳ３６に相当する処理も設けられていない。
【００９６】
図１３のステップＳ８１から図１４のステップＳ１０２の処理がディーゼル発電機２００の余剰分対策処理である。この処理では、ディーゼル発電機２００の出力を最低出力とした場合でも余剰分の電力が発生する時間帯における処理である。従って、この処理中、通常、系統７００の周波数ｆは５０Ｈｚ以上となる。しかし、再生可能エネルギー発電装置３００の出力値が予定出力値よりも大幅に下回り、余剰分対策処理の時間帯においてディーゼル発電機２００の出力の余剰分が発生しないこともあり得る。このため、図１３及び図１４では、系統７００の周波数ｆが５０Ｈｚを下回る場合も考慮した処理としている。
【００９７】
ステップＳ８１において、負荷周波数制御部１５０は、運転計画部１３０で作成された再生可能エネルギー発電装置３００の出力目標値と実際の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値とのずれ量が所定量以上となったか否か、運転計画部１３０で想定された需要想定量と実際の需要予測値とのずれ量が所定量以上となったか否かを判定して、予測（再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測、需要予測）を変更する必要があるか否か判定する。予測を変更する必要がある場合（ステップＳ８１のＹＥＳ）、図９のステップＳ４１の処理に移行する。これにより、スケジュール作成・修正処理（ステップＳ４１〜Ｓ４７）が実行される。
【００９８】
予測を変更する必要がない場合（ステップＳ８１のＮＯ）、負荷周波数制御部１５０は、予測値（需要予測値、再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値）と実績値との差（ずれ量）が需要量の３％より大きいか否か判定する（ステップＳ８２）。そして、予測値と実績値との差が需要量の３％より大きい場合（ステップＳ８２のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１５０は、経済負荷配分制御部１４０に予測の修正を要求し（ステップＳ８３）、ステップＳ１１の処理に戻る。負荷周波数制御部１５０は、その予測の修正の要求に基づいて、あらためて中期的な予測値を算出する。予測値と実績値との差が需要量の３％より小さい場合（ステップＳ８２のＮＯ）、負荷周波数制御部１５０は、ディーゼル発電機２００の余剰分対策スケジュール（ここでは余剰分対策処理を終了するタイミングであることを示すスケジュール）があるか否か判定する（ステップＳ８４）。余剰分対策スケジュールがある場合は（ステップＳ８４のＹＥＳ）、ステップＳ１１の処理に移行する。
【００９９】
余剰分対策スケジュールがない場合は（ステップＳ８４のＮＯ）、負荷周波数制御部１５０は、系統７００の周波数ｆが４９．８５Ｈｚ以上から５０．１５Ｈｚ以下の範囲内であるか否かを判定する（ステップＳ８５）。この範囲が不感帯であるが、ステップＳ１２で示した範囲よりも狭くしている。余剰分対策処理では、不感帯を狭めることにより、周波数が不感帯を外れたときに積極的に蓄電池４００の充電制御による周波数制御を行う。これにより、蓄電池４００の満充電を回避させる。系統７００の周波数ｆが４９．８５Ｈｚ以上から５０．１５Ｈｚ以下の範囲内である場合は（ステップＳ８５のＹＥＳ）、ステップＳ８６の処理に移行し、系統７００の周波数ｆが４９．８５Ｈｚ以上から５０．１５Ｈｚ以下の範囲外である場合は（ステップＳ８５のＮＯ）、図１４のステップＳ９５の処理に移行する。
【０１００】
なお、系統７００の周波数ｆが４９．８５Ｈｚ以上から５０．１５Ｈｚ以下の範囲内である場合は、周波数制御を行わない。ただし、系統７００の周波数ｆが４９．８５Ｈｚ以上から５０．１５Ｈｚ以下の範囲内である場合に、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御又は蓄電池４００の充放電制御で周波数制御を行ってもよい。
【０１０１】
ステップＳ８６において、負荷周波数制御部１５０は、周波数逸脱タイマーＴの値をリセットする。次に、負荷周波数制御部１５０は、再生エネルギーの抑制解除のスケジュールがあるか否か、つまり、運転計画部１３０で作成された運転計画（スケジュール）において再生可能エネルギー発電装置３００の出力の抑制を解除するタイミングであるか否かを判定する（ステップＳ８７）。再生エネルギーの抑制解除のスケジュールがある場合は（ステップＳ８７のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１５０は、再生可能エネルギー発電装置３００に指令信号を出力して、再生可能エネルギー発電装置３００の出力の抑制を解除する（ステップＳ８８）。
【０１０２】
次に、負荷周波数制御部１５０は、現時点から９時間分の運転計画における蓄電池４００の出力予測値の積分値α％（蓄電池ｋＷｈ容量ベース）を算出する（ステップＳ８９）。上述したように、αは蓄電池４００の充電率を表すパラメータである。
【０１０３】
負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の充電率が４０％−α以上から６０％−α以下の範囲内であるか否かを判定する（ステップＳ９０）。蓄電池４００の充電率が４０％−α以下から６０％−α以下の範囲内である場合は（ステップＳ９０のＹＥＳ）、ステップＳ９４の処理に移行し、蓄電池４００の充電率が４０％−α以上から６０％−α以下の範囲外である場合は（ステップＳ９０のＮＯ）、ステップＳ９１の処理に移行する。
【０１０４】
ステップＳ９１において、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の充電率が５０％−α未満であるか否か判定する。蓄電池４００の充電率が５０％−α未満である場合（ステップＳ９１のＹＥＳ）、つまり、蓄電池４００の充電率が４０％−α未満である場合は、蓄電池４００の充電率が低すぎることを意味する。この場合、負荷周波数制御部１５０は、一定電力（蓄電池４００の電力Ｐ＝−２０ｋＷ）を充電する定電力充電制御を実行する（ステップＳ９２）。これにより、蓄電池４００の充電率が一定量上昇する。
【０１０５】
蓄電池４００の充電率が５０％−α未満でない場合は（ステップＳ９１のＮＯ）、つまり、蓄電池４００の充電率が６０％−α超過である場合は、蓄電池４００の充電率が高すぎることを意味する。この場合、負荷周波数制御部１５０は、一定電力（蓄電池４００の電力Ｐ＝２０ｋＷ）を放電する定電力放電制御を実行する（ステップＳ９３）。これにより、蓄電池４００の充電率が一定量低下する。その後、ステップＳ８１の処理に移行する。ステップＳ９４において、負荷周波数制御部１５０は、系統７００の周波数の時差を補正する時差補正処理を実行する。その後、ステップＳ８１の処理に移行する。
【０１０６】
図１４のステップＳ９５において、負荷周波数制御部１５０は、周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満であるか否か判定する。周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満である場合（ステップＳ９５のＹＥＳ）、つまり、周波数ｆが４９．８５Ｈｚ未満の範囲内である場合は、負荷周波数制御部１５０は、４９．８５Ｈｚ未満の周波数を基準周波数（５０Ｈｚ）の方向に戻すために、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御とともに蓄電池４００の放電制御を行う（ステップＳ９６）。このとき、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の放電制御として、Ｐ＝Ｋ（４９．８５−ｆ）［ｋＷ］の電力を蓄電池４００に放電させる。Ｋはゲインを表す係数であり、Ｋ＝５００／０．１５の値とされている。蓄電池４００が放電する電力Ｐ＝Ｋ（４９．８５−ｆ）［ｋＷ］は、０ｋＷ以上で５００ｋＷ以下の範囲の値である。このように、ディーゼル発電機２００の余剰分対策処理においては、蓄電池４００のすべての容量の電力を用いて蓄電池４００の放電制御が行われる。
【０１０７】
周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満でない場合（ステップＳ９５のＮＯ）、つまり、周波数ｆが５０．１５Ｈｚ超過である場合は、負荷周波数制御部１５０は、５０．１５Ｈｚ超過の周波数を基準周波数（５０Ｈｚ）の方向に戻すために、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御とともに蓄電池４００の充電制御を行う（ステップＳ９８）。このとき、負荷周波数制御部１５０は、蓄電池４００の充電制御として、Ｐ＝−Ｋ（ｆ−５０．１５）［ｋＷ］の電力を蓄電池４００に充電させる。この式のＫの値もＫ＝２５０／０．１５とされている。蓄電池４００が充電する電力Ｐ＝−Ｋ（ｆ−５０．１５）［ｋＷ］は、−５００ｋＷ以上で０ｋＷ以下の範囲の値である。このように、ディーゼル発電機２００の余剰分対策処理においては、蓄電池４００のすべての容量の電力を用いて積極的に蓄電池４００の充電制御が行われる。
【０１０８】
次いで、負荷周波数制御部１５０は、系統７００の周波数ｆが５０．３０Ｈｚ以下であるか否か判定する（ステップＳ９９）。周波数ｆが５０．３０Ｈｚ以下である場合は（ステップＳ９９のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１５０は、ステップＳ９７で周波数逸脱タイマーＴの値をリセットする。周波数ｆが５０．３０Ｈｚ以下でない場合（ステップＳ９９のＮＯ）、負荷周波数制御部１５０は、周波数逸脱タイマーＴの値をカウントアップする（ステップＳ１００）。そして、負荷周波数制御部１５０は、周波数逸脱タイマーＴが計測している時間が１秒を超えたか否か判定する（ステップＳ１０１）。周波数逸脱タイマーＴが計測している時間が１秒を超えていない場合（ステップＳ１０１のＮＯ）、上記したステップＳ８１の処理に移行する。周波数逸脱タイマーＴが計測している時間が１秒を超えた場合は（ステップＳ１０１のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１５０は、再生可能エネルギー発電装置３００に指令信号を出力して、再生可能エネルギー発電装置３００の出力を抑制させる（ステップＳ１０２）。つまり、負荷周波数制御部１５０は、ディーゼル発電機２００のガバナフリー制御とともに蓄電池４００の全容量を用いて蓄電池４００の充電制御を実行しても、系統７００の電力供給が過剰となる場合は、再生可能エネルギー発電装置３００の出力を抑制する。その後、ステップＳ８１の処理に移行する。
【０１０９】
以上に説明したように、第１実施形態では、系統７００の周波数ｆが基準周波数を含む第１範囲外の周波数となった場合、内燃力発電装置２００のガバナフリー制御及び電力貯蔵装置４００の充放電制御により周波数制御を実行させる制御部１５０を備える。このような構成によれば、周波数ｆの範囲により内燃力発電装置２００や電力貯蔵装置４００の周波数制御を組み合わせて制御することができる。その結果、内燃力発電装置２００の並解列回数の削減や発電装置２００，３００の効率的な運転を通じて電力供給システムＳＹＳの運転コストを抑制することができる。
【０１１０】
また、第１実施形態では、制御部１５０は、電力貯蔵装置４００の一部の容量（例えば半分の容量）を用いて充放電制御を実行させる。このような構成によれば、電力貯蔵装置４００に電力を残しておくことができ、その後の周波数制御において電力貯蔵装置４００の残りの電力を利用することができる。また、制御部１５０は、系統７００の周波数ｆが第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、電力貯蔵装置４００のすべての容量を用いて充放電制御を実行させる。このような構成によれば、系統７００の周波数ｆが第２範囲外となった場合であっても電力貯蔵装置４００の充放電により系統７００の周波数ｆを基準周波数又はその付近の周波数に戻すことができる。また、制御部１５０は、系統７００の周波数ｆが第１範囲を含む第２範囲外の周波数となった場合、系統７００に接続される内燃力発電装置２００の台数を増加又は減少させる。このような構成によれば、電力貯蔵装置４００の充放電により系統７００の周波数ｆを基準周波数又はその付近の周波数に戻すことができなかった場合でも、内燃力発電装置２００の台数の増加又は減少により系統７００の周波数ｆを基準周波数又はその付近の周波数に戻すことができる。
【０１１１】
また、第１実施形態では、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値を演算する予測部１２０と、予測部１２０で演算された需要予測値と再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値に基づいて内燃力発電装置２００の出力目標値（合計出力目標値Ｐｇ）を演算し、演算した出力目標値が内燃力発電装置２００の規定出力範囲以上となる場合、予め電力貯蔵装置４００の充電率を所定量（例えば充電率１０％ｈ分）上昇させる制御部１３０と、を備える。このような構成によれば、内燃力発電装置２００の出力目標値が規定出力範囲以上となる期間において予め電力貯蔵装置４００に蓄えられた電力を放出することで、内燃力発電装置２００の並列を行うことなく内燃力発電装置２００の出力を規定出力範囲内に収めることができる。
【０１１２】
また、第１実施形態では、各種データに基づいて需要予測値と再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値を演算する予測部１２０と、予測部１２０で演算された需要予測値と再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値に基づいて内燃力発電装置２００の出力目標値（合計出力目標値Ｐｇ）を演算し、演算した出力目標値が該内燃力発電装置２００の最低出力値以下となる場合、予め電力貯蔵装置４００の充電率を所定量（例えば充電率１０％ｈ分）低下させる制御部１３０と、を備える。このような構成によれば、内燃力発電装置２００の出力目標値が最低出力値以下となる期間において、予め電力貯蔵装置４００に確保された所定量の充電率に相当する容量だけ電力を充電することができる。従って、内燃力発電装置２００の解列を行うことなく内燃力発電装置２００の出力を最低出力値以上に維持することができる。
【０１１３】
また、制御部１５０は、内燃力発電装置２００の出力目標値が該内燃力発電装置２００の最低出力値以下となる期間において、内燃力発電装置２００の出力を最低出力値又はその値に近い出力値に制御し、余剰分の電力量を電力貯蔵装置４００に充電する。このような構成によれば、電力貯蔵装置４００に余剰分の電力量を充電することを考慮した柔軟な運転計画に基づいて電力供給システムＳＹＳを運用することができる。
【０１１４】
また、第１実施形態では、需要実績データ及び気象データの少なくともいずれか１つに基づいて需要予測値を演算する第１予測部１２０と、気象データに基づいて再生可能エネルギー発電装置３００の複数の出力予測値を演算し、演算した複数の出力予測値に基づいて所定確率以上の出力予測値の幅を演算する第２予測部１２０と、第１予測部１２０で演算された需要予測値と、第２予測部１２０で演算された出力予測値及びその幅とに基づいて、内燃力発電装置２００の出力量、再生可能エネルギー発電装置３００の出力量、及び電力貯蔵装置４００の充放電量を決定する制御部１３０〜１５０と、を備える。このような構成によれば、制御部１３０〜１５０は、再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値の予測幅を統計的に確率の高い予測幅に狭めた上で運転計画を作成し、また運転計画に基づく需給制御を行うことができるので、電力供給システムＳＹＳの運用コストを抑制することができる。
【０１１５】
また、第２予測部１２０は、複数の出力予測値の確率分布に基づいて標準偏差を演算し、演算した標準偏差から所定確率以上の出力予測値の幅を演算するので、所定確率以上の出力予測を行うことができる。また、制御部１３０〜１５０は、需要予測値と出力予測値及びその幅とに基づいて、内燃力発電装置２００の出力目標値を算出し、内燃力発電装置２００の出力目標値が該内燃力発電装置２００の最低出力値以下となる場合、予め電力貯蔵装置４００の充電率を所定量低下させる。このような構成によれば、上記したように出力予測値の予測幅を狭めたとしても、予め電力貯蔵装置４００に確保された所定量の充電率に相当する容量だけ電力を充電することができる。従って、内燃力発電装置２００の出力を最低出力値以上に維持することができる。
【０１１６】
また、第１予測部１２０は、異なる複数の期間の需要予測値を演算し、第２予測部１２０は、再生可能エネルギー発電装置３００の異なる複数の期間の出力予測値及びそれらの幅を演算し、制御部１３０〜１５０は、第１予測部１２０で演算された各期間の需要予測値と、第２予測部１２０で演算された各期間の出力予測値及びそれらの幅とに基づいて、それぞれ異なる出力量及び充電量を決定する。このような構成によれば、予測値と実際の値とのずれが大きくなった場合でも、柔軟の予測値を変更（修正）して系統７００の周波数制御を行うことができる。
【０１１７】
＜第２実施形態＞
上記した第１実施形態では、予測部１２０は、気象予報データ提供装置６００から提供される気象データなどに基づいて、需要予測や再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を行っていた。これに対して、第２実施形態では、予測部１２０は、観測装置から送信される気象データに基づいて、再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を行う。
【０１１８】
図１６は、需給制御装置１００の周辺に配置される観測装置９０１ａ，９０２ａを示す図である。図１６に示す例では、需給制御装置１００は島９０３に設置されている。また、島９０３の周辺の島９０１，９０２には、それぞれ、観測装置９０１ａ，９０２ａが設けられている。また、観測装置９０１ａ，９０２ａは、無線回線などで需給制御装置１００と通信可能に構成されている。需給制御装置１００と無線回線などで通信可能な観測装置９０１ａ，９０２ａを観測網という。
【０１１９】
観測装置９０１ａ，９０２ａは、不図示の全天カメラによって雲Ｃ１の動きや雲量を観測する。また、観測装置９０１ａ，９０２ａは、風向風速計によって風向及び風速を観測する。また、観測装置９０１ａ，９０２ａは、日射量計によって日射量を観測する。そして、観測装置９０１ａ，９０２ａは、観測した雲の動き、雲量、風向、風速、日射量などの観測データを需給制御装置１００に送信する。
【０１２０】
図１７は、第２実施形態の予測部１２０が実行する予測処理を示すフローチャートである。図１７に示す処理において、予測部１２０は、観測網の観測結果に基づく再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を行う（ステップＳ１Ａ）。具体的には、予測部１２０は、観測装置９０１ａ，９０２ａから送信される日射量、雲量、風向、風速などの気象データを収集する。そして、予測部１２０は、収集した気象データに基づいて、どれぐらいの時間で（例えば何分後に）雲Ｃ１が島９０３の上空に到達するか、その雲Ｃ１によって雲量や日射量などがどの程度になるか、などを予測する。また、予測部１２０は、収集した気象データに基づいて、所定時間後の風向や風速なども予測する。予測部１２０は、そのような予測値に基づいて、風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０の出力予測値を算出する。なお、図１７におけるステップＳ４〜Ｓ６の処理は、図３におけるステップＳ４〜Ｓ６の処理と同様であるため、重複する説明を省略する。
【０１２１】
このように、予測部１２０は、所定地域内の観測装置９０１ａ，９０２ａから送信される気象データに基づいて、再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値を算出するので、出力予測値の予測精度を向上させることができる。
【０１２２】
以上、本発明を実施の形態を用いて説明したが、本発明の技術的範囲は、上記実施形態に記載の範囲には限定されない。本発明の趣旨を逸脱しない範囲で、上記実施形態に多様な変更又は改良を加えることが可能である。また、上記の実施形態で説明した要件の１つ以上は、省略されることがある。そのような変更又は改良、省略した形態も本発明の技術的範囲に含まれる。また、上記した実施形態を適宜組み合わせて適用することも可能である。
【０１２３】
例えば、領域電力供給システムＳＹＳは離島などの隔離された地域に設けられることとしていたが、隔離されていない地域に設けられてもよい。また、系統７００は、外部の系統に接続されていないものとしていたが、外部の系統と接続されていてもよい。
【０１２４】
また、内燃力発電装置は、ディーゼル発電機２００に限らず、ガスタービン発電機などであってもよい。また、上記の各実施形態では、予測部１２０が気象データに基づいて再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を行っていたが、気象予報データ提供装置６００が気象データに基づいて再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測を行い、その出力予測のデータを需給制御装置１００に提供してもよい。
【０１２５】
また、経済負荷配分制御部１４０と負荷周波数制御部１５０は１つの処理部であってもよい。また、運転計画部１３０、経済負荷配分制御部１４０及び負荷周波数制御部１５０も１つの処理部であってもよい。
【０１２６】
また、上記の第１実施形態では、予測部１２０は、過去の需要実績を示す需要実績データや、所定時間分の気象データなどを条件としたシミュレーションモデルを用いて、系統７００における所定時間後の需要予測値及びその需要予測値の予測幅を算出していた。しかし、予測部１２０は、過去の需要実績を示す需要実績データや、所定時間分の気象データなどを条件とした統計モデルを用いて、系統７００における所定時間後の需要予測値及びその予測幅を確率論的に算出してもよい。
【０１２７】
また、上記の第１実施形態では、予測部１２０は、再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値及びその予測幅を、シミュレーションモデルを用いた方法と過去の気象データ等に基づく確率分布を用いた方法（統計モデルを用いた方法）とを組み合わせて算出していたが、いずれか一方の方法を用いて算出してもよい。
【０１２８】
また、上記の第１実施形態では、予測部１２０は、シミュレーションモデルで算出した所定時間後の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値の予測幅を、標準偏差を用いて相対的に狭い予測幅に補正していた。しかし、予測部１２０は、シミュレーションモデルで算出した所定時間後の需要予測値の予測幅を、標準偏差を用いて相対的に狭い予測幅に補正してもよい。
【０１２９】
また、予測部１２０は、複数の予測幅の標準偏差σを算出し、３σの値を出力予測値の予測幅としていた。しかし、短期、中期、長期の予測値の予測幅の精度が異なるので、短期、中期、長期の予測値の予測幅ごとに異なる標準偏差を適用してもよい。また、上記の第１実施形態における予測部１２０の予測と、上記の第２実施形態における予測部１２０の予測とを組み合わせてもよい。例えば、予測部１２０は、図３に示すステップＳ１〜３の処理を行った上で、さらに予測精度を高めるため図１７のステップＳ１Ａの処理を行ってもよい。
【０１３０】
また、上記した各実施形態において示した数値、範囲等は一例であって、これらの数値、範囲等に限定されない。例えば、第１範囲を４９．８０Ｈｚから５０．２０Ｈｚとしていたが、４０．８５Ｈｚから５０．１５Ｈｚや、４０．７５Ｈｚから５０．２５Ｈｚであってもよい。また、第２範囲を４９．７０Ｈｚから５０．３０Ｈｚとしていたが、４９．７５Ｈｚから５０．２５Ｈｚや、４９．６５Ｈｚから５０．３５Ｈｚであってもよい。また、長期予測、中期予測、短期予測の期間も上記した期間（数日、数時間、数十分）に限定されない。また、需要予測及び再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測も一定期間後の予測だけてあってもよく、また２つの期間、４つ以上の期間の予測であってもよい。
【符号の説明】
【０１３１】
ＳＹＳ  電力供給システム
１００  需給制御装置
１１０  通信部
１２０  予測部（第１予測部、第２予測部）
１３０  運転計画部（制御部）
１４０  経済負荷配分制御部（制御部）
１５０  負荷周波数制御部（制御部）
１６０  データベース
２００  ディーゼル発電機
３００  再生可能エネルギー発電装置
３１０  風力発電機（再生可能エネルギー発電装置）
３２０  太陽光発電機（再生可能エネルギー発電装置）
４００  蓄電池
５００  負荷
６００  気象データ提供装置
７００  電力系統（系統）
８００  通信網
９０１ａ，９０２ａ  観測装置
【図１】
0006623514.tif 000002
【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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【図１６】
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【図１７】
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