(57)【要約】【課題】本発明は、自然エネルギー発電機から系統へ流れ込む電力を通告値と一致させることができる系統安定化装置を提供することを目的とする。【解決手段】本発明に係わる系統安定化装置１は、予測誤差分析装置１３と需給制御装置１２とを備えている。ここで、予測誤差分析装置１３は、自然エネルギー２から過去に出力された自然エネルギー出力２１と、過去に予め設定された自然エネルギー出力の予測値４１とに基づいて、予測値４１の各値毎に、予測値４１に対する自然エネルギー出力４１の誤差の分布を示す予測誤差分布１３１を生成する。また、需給制御装置１２は、予測誤差分布１３１と、出力補償装置１１における補償出力２２の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅２２１とを用いて、合成出力電力２３の目標値１２１を設定する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
出力補償装置である第１の電源部から出力される第１の出力電力と、自然エネルギー発電機である第２の電源部から出力される第２の出力電力とを組み合わせた、合成出力電力の出力値を略一定にすることが可能な系統安定化装置であって、
前記第２の電源部から過去に出力された前記第２の出力電力と、前記過去に予め設定された前記第２の出力電力の予測値とに基づいて、前記予測値の各値毎に、前記予測値に対する前記第２の出力電力の誤差の分布を示す予測誤差分布を生成する予測誤差分析装置と、
前記予測誤差分布と、前記第１の電源部における前記第１の出力電力の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、前記合成出力電力の目標値を設定する、需給制御装置とを、備えている、
ことを特徴とする系統安定化装置。
【請求項２】
前記需給制御装置は、
前記出力補償装置における前記第１の電源部の所定の属性に応じて決定される、前記自然エネルギー発電機における前記第２の出力電力の最大出力制限値を、前記自然エネルギー発電機に対して送信する、
ことを特徴とする請求項１に記載の系統安定化装置。
【請求項３】
前記第１の電源部は、
電力貯蔵装置と内燃力発電機とから構成されている、
ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の系統安定化装置。
【請求項４】
前記第１の電源部は、
性能の異なる少なくとも２以上の電力貯蔵装置から構成されている、
ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の系統安定化装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、系統安定化装置に係る発明であり、特に、安定した出力電力の供給を可能にすることができる系統安定化装置に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーを対象とした従来の系統安定化装置では、たとえば特許文献１に記載されているように、自然エネルギーの出力変動を補償するために蓄電池や内燃力焼発電機等の出力を指令している。そして、電力系統に流出する自然エネルギーと補償出力との合成出力電力が、予め決められた目標値（一定値）と一致するように制御されている。
【０００３】
また、特許文献２には、需要設備に対して２台以上の発電設備で電力を供給する場合に、需要予測誤差を想定して確率的にコスト最小となる運転台数を決定する、発電設備の運転計画方法が記載されている。
【０００４】
【特許文献１】特開２００４−３１２７９７号公報
【特許文献２】特開２００５−１２９１２号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
特許文献１に係わる自然エネルギーの系統安定化装置では、合成出力電力の目標値を事前に決定する必要がある。ここで、特許文献１に係わる技術では、当該目標値は、気象予測情報に基づく自然エネルギーの発電予測値のみに基づいて決定される。
【０００６】
しかし、自然エネルギーの発電予測値は、必ずしも正確に予測されるとは言えない。したがって、当該自然エネルギーの発電予測値のみに基づいて上記目標値を決定しただけでは、実際の自然エネルギー発電電力と上記予測値との間で誤差（予測誤差）が発生した場合（特に、当該予測誤差が大きい場合）に、蓄電池や内燃力発電機を調節しても予め電力会社に通告した目標値を保つことができなくなる可能性があった。
【０００７】
ここで、蓄電池等を調節しても予め通告した目標値を保つことができなくなると、系統に悪影響を与えるため、電力会社にペナルティー料金を支払う必要がある。したがって、合成出力電力が頻繁に、上記目標値を保つことができなくなると、これに応じて上記ペナルティー料金が増加する。換言すれば、系統安定化装置を備える企業における電力売電の売り上げ（売電収入）が減少する。
【０００８】
なお、特許文献２に係わる技術は、需要予測誤差が発生した場合に、確率的にコスト最小となるよう発電機の運転台数をに決める方法に関する発明である。当該特許文献２に係わる技術においても、上記したように、実際の自然エネルギー発電電力と上記予測値との間で誤差（予測誤差）が発生した場合（特に、当該予測誤差が大きい場合）に、蓄電池や内燃力発電機を調節しても予め電力会社に通告した目標値を保つことができなくなる可能性があった（結果として、売電収入の減少を引き起こす）。
【０００９】
そこで、本発明は、上記のような問題点を解決するためになされたものであり、自然エネルギー発電機から系統へ流れ込む電力を通告値と一致させることができる、系統安定化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に、本発明に係る請求項１に記載の系統安定化装置は、出力補償装置である第１の電源部から出力される第１の出力電力と、自然エネルギー発電機である第２の電源部から出力される第２の出力電力とを組み合わせた、合成出力電力の出力値を略一定にすることが可能な系統安定化装置であって、前記第２の電源部から過去に出力された前記第２の出力電力と、前記過去に予め設定された前記第２の出力電力の予測値とに基づいて、前記予測値の各値毎に、前記予測値に対する前記第２の出力電力の誤差の分布を示す予測誤差分布を生成する予測誤差分析装置と、前記予測誤差分布と、前記第１の電源部における前記第１の出力電力の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、前記合成出力電力の目標値を設定する、需給制御装置とを、備えている。
【発明の効果】
【００１１】
本発明の請求項１に記載の系統安定化装置は、出力補償装置である第１の電源部から出力される第１の出力電力と、自然エネルギー発電機である第２の電源部から出力される第２の出力電力とを組み合わせた、合成出力電力の出力値を略一定にすることが可能な系統安定化装置であって、前記第２の電源部から過去に出力された前記第２の出力電力と、前記過去に予め設定された前記第２の出力電力の予測値とに基づいて、前記予測値の各値毎に、予測誤差分布を生成する所定の分析装置と、前記予測誤差分布と、前記第１の電源部における前記第１の出力電力の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、前記合成出力電力の目標値を設定する、需給制御装置とを、備えている。
【００１２】
つまり、自然エネルギー発電機から系統へ流れ込む電力を通告値と一致させることができる系統安定化装置を提供することができる。したがって、合成出力電力が目標値から大きく外れることにより発生し得るペナルティー料金の発生を考慮した、目標値の設定が可能となる。換言すれば、売電収入が最大となるような目標値を設定することができる。したがって、請求項１に係わる発明を適用することにより、売電収入の減少を抑制することができる系統安定化装置を提供することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１３】
以下、この発明をその実施の形態を示す図面に基づいて具体的に説明する。
【００１４】
＜実施の形態１＞
図１は、本発明の実施の形態１係わる系統安定化装置等の構成を示すブロック図である。
【００１５】
図１に示すように、系統安定化装置１は、出力補償装置１１、需給制御装置１２、および予測誤差分析装置１３から構成されている。また図１には、系統安定化装置１の他に、自然エネルギー発電機２、電力系統３、自然エネルギー予測装置４、および電力会社５をも図示している（つまり、系統安定化装置１、自然エネルギー発電機２、電力系統３、自然エネルギー予測装置４、および電力会社５により、系統安定化システムが構築されている）。
【００１６】
出力補償装置（第１の電源部と把握できる）１１は、指令による補償出力（第１の出力電力と把握できる）２２の制御がかのうである。つまり、出力補償装置１１から出力される補償出力２２は、出力値が指令値に一致する。なお、出力補償装置１１として、電力貯蔵装置や内燃力発電機等を採用できる。ここで、電力貯蔵装置には、蓄電池、キャパシタ、フライホイール等を含む（以下、電力貯蔵装置が蓄電池であるとして話を進める）。
【００１７】
他方、自然エネルギー発電機（第２の電源部と把握できる）２は、自然エネルギー出力（第２の出力電力と把握できる）２１を出力する。ここで、自然エネルギー出力２１は、補償出力２２と比べて出力を制御できない（つまり、自然の成り行き任せであり制御不能である）。なお、自然エネルギー発電機２として、風力発電や太陽光発電等を採用することができる。
【００１８】
系統安定化装置１は、自然エネルギーを電力系統に連系する際に用いられる。つまり、当該系統安定化装置１は、補償出力２２と自然エネルギー出力２１とを組み合わせた合成出力（合成出力電力と把握できる）２３の、当該出力を略一定（略安定）にすることが可能な装置である。
【００１９】
また、系統安定化装置１内に配設される予測誤差分析装置１３は、自然エネルギー発電機２から出力された自然エネルギー出力２１と、自然エネルギー予測装置４において予め設定された自然エネルギー予測値４１とに基づいて、当該予測値４１に対する自然エネルギー出力２１のズレの確率を示す予測誤差分布（以下、予測誤差分析結果１３１と称する）を生成する。
【００２０】
ここで、自然エネルギー予測値４１は、たとえば、季節、天候、風速、風向、気温などの自然エネルギー予測値と相関関係のあるデータ、および地形データ等に基づいて決定される。
【００２１】
また、系統安定化装置１内に配設される需給制御装置１２は、自然エネルギー予測値４１および予測誤差分析結果１３１を用いて、合成出力２３の目標値を設定する。より具体的には、需給制御装置１２は、自然エネルギー予測値４１と、予測誤差分析結果１３１と、出力補償装置１１における補償出力２２の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、合成出力２３の目標値を設定する。
【００２２】
図１に示す系統安定化装置１は、将来（たとえば当日および翌日）の自然エネルギー予測値４１を、自然エネルギー予測装置４から入力される。より具体的には、この自然エネルギー予測値４１は、需給制御装置１２および予測誤差分析装置１３に入力される。なお、需給制御装置１２には、予測誤差分析装置１３から出力される予測誤差分析結果１３１も入力される。
【００２３】
需給制御装置１２は、入力された自然エネルギー予測値４１、予測誤差分析結果１３１、および上記補償出力２２の出力変化可能幅等に基づいて、将来（たとえば当日および翌日）の１時間ごとの通告電力値１２２を決定し電力会社５に事前通告する。また、需給制御装置１２は、１時間ごとの当該通告電力値１２２に基づき、現在の目標出力値（以下、単に目標値と称する）１２１を出力補正装置１１に送信する。
【００２４】
つまり、需給制御装置１２は、予測誤差分析結果１３１等に基づいて、将来の目標値１２１となる値を決定する。そして、需給制御装置１２は、当該目標値１２１に基づいて合成出力電力２３の出力制御に先立って、電力会社５に当該目標値１２１を事前に送信する（当該事前に電力会社５に送信される目標値を、通告電力値１２２と称している）。そして、当該電力値１２２の事前送信後、需給制御装置１２は、目標値１２１に基づいて合成出力電力２３の出力を制御する。
【００２５】
出力補償装置１１は、自然エネルギー発電機２の自然エネルギー出力２１と自己の補償出力２２との合計値である合成出力２３が、目標出力値１２１と一致するよう補償出力２２を調整する。
【００２６】
次に、本実施の形態１に係わる予測誤差分析装置１３の詳細な構成および動作について説明する。図２は、予測誤差分析装置１３の内部構成の一例を示すブロック図である。
【００２７】
図２に示すように、予測誤差分析装置１３は、実績分析装置１３２、分析結果出力装置１３３、出力実績値蓄積装置１３４、予測値蓄積装置１３５、および分析結果蓄積装置１３６により構成されている。
【００２８】
出力実績値蓄積装置１３４には、たとえば合成出力電力制御当日の１日分の自然エネルギー出力２１の情報である出力実績値が蓄積される（図３参照）。また、予測値蓄積装置１３５には、合成出力電力制御前日に、たとえば１日分の自然エネルギー予測値４１が蓄積される（図４参照）。ここで、自然エネルギー予測値４１は、通常３０分ないし１時間程度の時間間隔ごとに変化し、当該時間間隔の間は一定である。
【００２９】
実績分析装置１３２では、出力実績値１３４１と予測実績値１３５１とに基づいて、各自然エネルギー予測値４１に対する自然エネルギー出力２１の誤差の分布を分析する。当該分析は、周期的に実施される。
【００３０】
ここで、分析の対象となる、出力実績値１３４１と予測実績値１３５１とは共に、過去におけるデータである。たとえば、出力実績値１３４１は過去における１日分の自然エネルギー出力２１の出力実績値であり、予測実績値１３５は事前に予測した過去の１日分の自然エネルギー予測値４１である。また、実績分析装置１３２では、たとえば１日に一度、上記誤差の分布の分析を行う。図５は、実績分析装置１３２における分析結果の一例を示す図である。図５に示すように、自然エネルギー予測値４１が異なると、当該自然エネルギー予測値に対する自然エネルギー出力２１の分布の仕方が異なる（つまり、予測値４１の各値毎に、前記予測値に対する自然エネルギー出力２１の誤差の分布を作成する。換言すれば、後述する図６の集まりのデータと把握できる）。
【００３１】
実績分析装置１３２は、当該誤差の分布の分析結果である実績分析情報１３２１を、分析結果蓄積装置１３６に向けて送信する。分析結果蓄積装置１３６では、たとえば１年分の上記実績分析情報１３２１が蓄積される。
【００３２】
分析結果出力装置１３３には、分析結果蓄積装置１３５から送信される、たとえば１年分の実績分析情報１３２１である分析結果蓄積情報１３６１と、自然エネルギー予測値４１とが入力される。そして、分析結果出力装置１３３では、上記分析結果蓄積情報１３６１の中から、入力された自然エネルギー予測値４１に最も近い自然エネルギー予測値４１と、当該最も近い自然エネルギー予測値４１に対する自然エネルギー出力２１の誤差の分布を抽出する。そして、分析結果出力装置１３３は、当該抽出した前記データから構成される分析結果を予測誤差分析結果１３１として、需給制御装置１２に向けて送信する。
【００３３】
図６に予測誤差分析結果（予測誤差分布）１３１の一例を示す。図６に示す予測誤差とは、自然エネルギー予測値４１に対する自然エネルギー出力２１の誤差である。図６に示すように、一般的に、自然エネルギー予測値４１と自然エネルギー出力２１とが一致する確率が最も高く、上記予測誤差が大きくなるつれて、当該予測誤差が発生する確率は減少する。
【００３４】
以上のように、予測誤差分析装置１３では、事前に決定された自然エネルギー予測値４１と実際の自然エネルギー出力２１とに基づいて、予測誤差分布結果１３１（図６）を導出し、当該予測誤差分布結果１３１を需給制御装置１２に向けて送信する。
【００３５】
なお、上記予測誤差分析結果１３１は、図６に示すように予測誤差に対する分析結果であっても、各時刻の電力値（ｋＷ）を用いた分析結果であっても、あるいは、ある一定の時間の電力量値（ｋＷｈ）を用いた分析の分析結果であっても良い。つまり、図６の横軸は、予測誤差であっても、電力値（ｋＷ）であっても、あるいは電力量値（ｋＷｈ）であっても良い。
【００３６】
たとえば、予測誤差分析装置（出力電力分布分析装置と把握できる）１３は、自然エネルギー発電機２から過去に出力された出力電力（出力実績値蓄積装置１３４に格納される過去の自然エネルギー出力２１の出力実績値）と、過去に予め設定された上記予測値（予測値蓄積装置１３５に格納されている自然エネルギー予測値４１）４１とに基づいて、前記予測値４１の各値毎に、自然エネルギー発電機２からの出力電力の分布を示す出力電力分布を生成する。当該生成された出力電力分布を図７（横軸がｋＷ表示）に示す。
【００３７】
つまり、予測誤差分析装置（出力電力分布分析装置と把握できる）１３は、出力実績値蓄積装置１３４に格納される過去の自然エネルギー出力２１の出力実績値と、予測値蓄積装置１３５に格納されている過去の自然エネルギー予測値４１とに基づいて、図５に示すようなデータを作成する。そして、図５に示すようデータを参照して、出力電力分布分析装置１３は、現在希望する予測値４１に対する出力２１の分布を求める。これが図７（横軸がｋＷ表示）である。
【００３８】
次に、本実施の形態１に係わる需給制御装置１２の動作について説明する。
【００３９】
蓄電池等の出力補償装置１１を調節しても、合成出力２３が予め通告した目標値１２１から大きくズレると、系統安定化装置１を有する企業は、電力会社５にペナルティー料金を支払う必要が生じる得る（結果的に、売電収入が減少する）。したがって、出力補償装置１１を調節して極力、合成出力２３を予め通告した目標値１２１に保つことが重要である。
【００４０】
そのために、上記目標値１２１を決定するに際して、出力補償装置１１の出力変化可能幅（図７の符号２２１）および、ペナルティー料金の発生を極力抑制をすること（換言すると、売電収入の期待値を最大にすること）を考慮する必要がある。
【００４１】
そこで、本実施の形態１に係わる需給制御装置１２では、予測誤差分析結果１３１（上記期待値計算の観点から必要）と、出力補償装置（第１の電源部と把握できる）１１における出力電力の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、合成出力電力２３の目標値１２１を設定する。
【００４２】
ここで、当該目標値１２１は、予測誤差分析結果１３１と出力補償装置１１の出力変化可能幅とを用いて、売電収入の期待値が最大になるように、決定される。また、上述したように、当該目標値は、電力会社５等へ事前に通告される通告電力値１２２であるとも把握できる。
【００４３】
さらに詳述すると、当該需給制御装置１２では、自然エネルギー予測値４１、予測誤差分析結果１３１、電力を売電するときの単価、通告電力に不足する場合のペナルティー単価、通告電力より余剰となる場合のペナルティー単価、および出力補償装置１１の運転条件（最大出力値や最大出力量、蓄電池の場合充放電効率）の情報を用いて、売電収入の期待値を最大とするように、目標値１２１を決定する。
【００４４】
ここで、合成出力電力２３は、電力会社、ＰＰＳ事業者、取引スポットへ売電される。また、電力を売電するときの単価、ペナルティー単価、運転条件等は、予め需給制御装置１２に記録されている。
【００４５】
図７および図８を用いて、目標値１２１決定までの処理の流れを示す。ここで、図７，８では、予測誤差分析結果１３１として電力値［ｋＷ］の分析結果を用いている。
【００４６】
図７は、出力補償装置１１の出力制御可能な範囲が出力変化可能幅２２１の時に、自然エネルギー出力予測４１が与えられ、ある目標出力１２１に対する収入計算を行うことを説明した図である。
【００４７】
自然エネルギー発電機２の出力２１が出力補償装置１１の出力変化可能幅２２１の範囲内であれば、目標値１２１通りに電力を売電し、出力変化可能幅２２１の範囲を超えれば、不足もしくは余剰のペナルティー料金が発生する。
【００４８】
売電金額は、予測誤差分析結果１３１のうち出力変化可能幅２２１の範囲の面積（確率）に、売電単価を乗じた金額である。目標値１２１を変化させた場合の当該売電金額の変化を図示すると、図８の売電金額カーブ１２６１のようになる。
【００４９】
また、自然エネルギー発電機２からの自然エネルギー出力２１が出力変化可能幅２２１の最小値Ａよりも小さい確率は、図７の不足確率（出力補償装置１１では、合成出力電力２３を目標値１２１に一致させることができない領域）１２４である。したがって、不足ペナルティー金額は、上記領域１２４に不足時ペナルティー単価を乗じることにより、得られる。目標値１２１を変化させた場合の当該不足ペナルティー金額の変化を図示すると、図８の不足ペナルティー金額カーブ１２６２となる。
【００５０】
また、自然エネルギー発電機２からの自然エネルギー出力２１が出力変化可能幅２２１の最大値Ｂよりも大きい確率は、図７の余剰確率（出力補償装置１１では、合成出力電力２３を目標値１２１に一致させることができない領域）１２５である。したがって、余剰ペナルティー金額は、上記領域１２５に余剰時ペナルティー単価を乗じることにより、得られる。目標値１２１を変化させた場合の当該余剰ペナルティー金額の変化を図示すると、図８の不足ペナルティー金額カーブ１２６３となる。
【００５１】
売電収入（売電収入の期待値）は、売電金額と二つのペナルティー金額との合計であるので、図８の各カーブ１２６１，１２６２，１２６３より、売電収入の期待値は、図８の売電収入期待値カーブ１２６となる。
【００５２】
需給制御装置１２は、上述のように、売電収入期待値が最大となるような目標値１２１を選択し、事前に電力会社５等へ当該決定した目標値１２１を通告電力値１２２として通告すると共に、合成出力電力の制御当日には当該決定した目標値１２１を出力補償装置１１へ送信する。
【００５３】
なお、図７の例は、不足ペナルティー単価の方が余剰ペナルティー単価よりも大きな場合である。したがって、不足が発生する確率を小さくするために、売電収入期待値を最大とする目標値１２１は、自然エネルギー予測値４１よりも小さくなっている。
【００５４】
上述の説明は、単独の時刻断面での説明であり、実際には時間のつながりや出力補償装置１１の運転条件等のさまざまな運用制約がある。したがって、二次計画法、組合せ法、または最適化手法などを用いて、複数時刻断面の目標値１２１を一括して求める。
【００５５】
たとえば、出力補償装置１１が蓄電池から構成される場合は、次のような数式（１）〜（５）を二次計画法等の最適化手法で解くことにより、各時刻の目標値（ｘ（ｔ））を求めることができる。ここで、予測誤差分析結果１３１として電力値［ｋＷ］の分析結果を用いている。
【００５６】
ｘ（ｔ）＋Ｃ＜ｐ（ｔ）＋ｎσ                                      （１）
ｘ（ｔ）−Ｃ＞ｐ（ｔ）−ｎσ                                      （２）
ｙ（ｔ）＝ｙ（ｔ−１）＋{ｐ（ｔ）−ｘ（ｔ）｝×Ｋ（ｘ（ｔ））     （３）
Ｙｍｉｎ＜ｙ（ｔ）＜Ｙｍａｘ                                      （４）
ｍａｘｉｍｉｎｚｅΣｆ（ｘ（ｔ））                                （５）
ここで、数式（１）から（４）は、目標値１２１を決定する際に考慮する制約条件である。また、数式（５）により、たとえば図８に示した売電収入期待値カーブ１２６の最大値となる目標値１２１が決定される。
【００５７】
なお、上式において、ｔは、時刻を示す。ｘ（ｔ）は、目標値１２１である。ｐ（ｔ）は、自然エネルギー予測値４１である。Ｃは、蓄電池の出力変化可能幅２２１であり、当該出力変化可能幅２２１は、予め需給制御装置１２に記憶されている。σは、予測誤差分析結果１３１の電力値［ｋＷ］分布情報である。ｎは、リスク考慮のための係数であり、当該係数は、予め需給制御装置１２に記憶されている。
【００５８】
さらに、ｙ（ｔ）は、蓄電池残量であり、需給制御装置１２は、当該蓄電池残量に関する情報を出力補償装置１１から受信する。Ｋ（ｘ（ｔ））は、蓄電池充放電効率であり、当該蓄電池充放電効率は、予め需給制御装置１２に記憶されている。Ｙｍｉｎは、蓄電池の最低蓄電電力量であり、Ｙｍａｘは、蓄電池の最大蓄電電力量である。当該蓄電池の最低（最大）蓄電電力量は、予め需給制御装置１２に記憶されている。また、ｆ（ｘ（ｔ））は、図６で例示した売電収入期待値カーブ１２６である。
【００５９】
なお、上記（出力補償装置１１が蓄電池の場合）において、予測誤差分析結果１３１として電力量情報［ｋＷｈ］と電力情報［ｋＷ］と合わせて用いる場合、制約条件式である（１）〜（４）は、たとえば下式（６）〜（９）のようになる。
【００６０】
ｘ（ｔ）＋Ｃ＜ｐ（ｔ）＋ｎσ１                                    （６）
ｘ（ｔ）−Ｃ＞ｐ（ｔ）−ｎσ１                                    （７）
ｙ（ｔ）＝ｙ（ｔ−１）＋{ｐ（ｔ）−ｘ（ｔ）｝×Ｋ（ｘ（ｔ））     （８）
Ｙｍｉｎ＋ｎσ２＜ｙ（ｔ）＜Ｙｍａｘ−ｎσ２                      （９）
ここで、σ１は、予測誤差分析結果１３１の電力値［ｋＷ］分布情報である。σ２は、予測誤差分析結果１３１の電力量値［ｋＷｈ］分布情報である。
【００６１】
また、出力補償装置１１が内燃力発電機から構成される場合は、次のような数式（１０）〜（１３）を二次計画法等の最適化手法で解くことにより、各時刻の目標値（ｘ（ｔ））を求めることができる。ここで、予測誤差分析結果１３１として電力値［ｋＷ］の分析結果を用いている。
【００６２】
ｘ（ｔ）＋Ｄｍａｘ＜ｐ（ｔ）＋ｎσ                                （１０）
ｘ（ｔ）＋Ｄｍｉｎ＞ｐ（ｔ）−ｎσ                                （１１）
ｐ（ｔ−１）−ｘ（ｔ）−Ｅ＜ｐ（ｔ）−ｘ（ｔ）＜
ｐ（ｔ−１）−ｘ（ｔ）＋Ｅ                                （１２）    
ｍａｘｉｍｉｎｚｅΣｆ（ｘ（ｔ））                                （１３）
ここで、数式（１０）から（１２）は、目標値１２１を決定する際に考慮する制約条件である。また、数式（１３）により、たとえば図８に示した売電収入期待値カーブ１２６の最大値となる目標値１２１が決定される。
【００６３】
なお、上式において、Ｄｍａｘは、内燃力発電機の最大出力である。Ｄｍｉｎは、内燃力発電機の最小出力である。Ｅは、内燃力発電機の単位時間あたりの最大出力変化可能幅である。ここで、上記Ｄｍａｘ、ＤｍｉｎおよびＥは、予め需給制御装置１２に記憶されている。
【００６４】
なお、需給制御装置１２から送信された目標値１２１を受信する出力補償装置１１では、当該受信した目標値１２１と合成出力電力２３との差を検出し、たとえば比例積分回路を用いたフィードバック制御を行うことで、補償出力２２を決定する。
【００６５】
以上のように、本実施の形態に係わる系統安定化装置１では、需給制御装置１２は、予測誤差分析結果（予測誤差分布）１３１と出力補償装置１の出力変化可能幅２２１とを用いて、前記合成出力電力の目標値１２１を設定（決定）している。
【００６６】
したがって、不確定な自然エネルギー予測値に対して予測誤差の発生するリスク（たとえばペナルティー料金が発生するリスク）を考慮して、目標値１２１を決定することができる。よって、売電収入（売電収入期待値）の減少を抑制することができる系統安定化装置１を提供することができる。
【００６７】
＜実施の形態２＞
本実施の形態２に係わる系統安定化装置１を含むシステムの構成を、図９に示す。図１の構成と図９の構成との比較から分かるように、図１と図９とは、下記の点において相違している。
【００６８】
つまり、本実施の形態２では、需給制御装置１２は、出力補償装置（第１の電源部と把握できる）１１の種類および／または出力性能等の所定の属性に応じて、自然エネルギー出力（第２の出力電力と把握できる）の最大出力制限値を決定する。そして、自然エネルギー発電機（第２の電源部と把握できる）２に対して、当該決定した自然エネルギー出力の最大出力制限値を送信する。
【００６９】
したがって、図９に示す構成では、需給制御装置１２と自然エネルギー発電機２とは所定の伝達手段により接続されている。そして、当該伝達手段を介して、需給制御装置１２から自然エネルギー発電機２へと、上記自然エネルギー出力の最大出力制限値１２３が伝達される。
【００７０】
上記のように、自然エネルギー出力の最大出力制限値１２３が伝達されることにより、本実施の形態２に係わる系統安定化装置１（より具体的には、需給制御装置１２）は、自然エネルギー発電機２の出力の最大出力制限値を外部から制御することができる。
【００７１】
その他の構成は、実施の形態１に係わる系統安定化装置と同じである。したがって、当該同じ構成については、ここでの詳細な説明は省略する。
【００７２】
次に、需給制御装置１２における最大出力制限値１２３の決定方法について説明する。
【００７３】
まず、図９に示す構成において、出力補償装置１１が蓄電池である場合について説明する。
【００７４】
蓄電池が満充電状態でない場合には、蓄電池は自然エネルギー発電機２からの電力を充電できるので、需給制御装置１２では、自然エネルギーの最大出力制限値１２３は次のように決定される。つまり、自然エネルギーの最大出力制限値１２３＝目標値１２１＋蓄電池の出力変化可能幅、である。
【００７５】
また、蓄電池が満充電状態である場合には、蓄電池は自然エネルギー発電機２からの電力を充電できないので、需給制御装置１２では、自然エネルギーの最大出力制限値１２３は次のように決定される。つまり、自然エネルギーの最大出力制限値１２３＝目標値１２１、である。
【００７６】
次に、図９に示す構成において、出力補償装置１１が内燃力発電機である場合について説明する。
【００７７】
当該場合には、需給制御装置１２では、自然エネルギーの最大出力制限値１２３は次のように決定される。つまり、自然エネルギーの最大出力制限値１２３＝ｍｉｎ（目標値１２１−内燃力発電機最低出力値，自然エネルギー現在出力＋内燃力発電機単位時間変化量）、である。ここで、前式ｍｉｎ（Ａ，Ｂ）とは、Ａ，Ｂのうち、最小のものという意味である。
【００７８】
自然エネルギー発電機２は、入力された自然エネルギーの最大出力制限値１２３と、当該入力時における自己の自然エネルギー出力２１とを比較する。そして、当該自然エネルギー出力２１が入力された自然エネルギーの最大出力制限値１２３よりも大きい場合には、自然エネルギー発電機２において以下の制御がなされる。
【００７９】
たとえば、自然エネルギー発電機２が風力発電装置である場合には、たとえば風車羽のピッチ角度の調整や運転台数の調整等により、自然エネルギー出力２１が減少するように、当該自然エネルギー発電機２が抑制される。また、たとえば、自然エネルギー発電機２が太陽光発電装置の場合には、たとえば運転電圧調整による出力抑制等により、自然エネルギー出力２１が減少するように、当該自然エネルギー発電機２が抑制される。
【００８０】
以上のように本実施の形態２に係わる系統安定化装置１は構成されているので、事前に決定された目標値１２１よりも合成出力２３が大きくなることによる余剰ペナルティー（電力会社より受けるペナルティーであり、図７の領域１２５）の発生を考慮する必要がなくなる。したがって、系統安定化装置１の構成要素である出力補償装置１１の設備容量を小さくすることができる。
【００８１】
＜実施の形態３＞
本実施の形態３に係わる系統安定化装置１では、当該系統安定化装置１内部に配設されている出力補償装置１１（第１の電源部と把握できる）は、蓄電池と内燃力発電機とから構成されている。つまり、本実施の形態では、自然エネルギー発電機２の出力変動を補償する出力補償装置１１として、蓄電池と内燃力発電機とを併用する。その他の構成は、実施の形態１，２（図１，９）と同じである。
【００８２】
出力補償装置１１は、合成出力２３と目標値１２１との差分を０とするように補償出力２２を出力（制御）する。ここで、たとえば図１０に示すように、この制御を比例積分制御とし、比例制御を蓄電池１１２、積分制御を内燃力発電機１１３に分担させる（もしくは、比例制御を主として蓄電池に、積分制御を主として内燃力発電機に分担させる）。
【００８３】
本実施の形態では、出力補償装置１１は、蓄電池と内燃力発電機とで構成されている。したがって、たとえば補償出力２２の制御が比例積分制御である場合には、上記出力分担を行う（つまり、短時間の応答は蓄電池、長時間の応答は内燃力発電機に分担させる）ことにより、蓄電池の設置コストを抑えることが可能となる（つまり、制御性能を悪化させることなく蓄電池容量を削減することが可能となる）。なぜなら、比例制御を主に蓄電池が分担することにより、当該蓄電池は瞬間的な電力容量は必要であるが、時間的な電力量容量は少なくて済むからである。
【００８４】
＜実施の形態４＞
本実施の形態４に係わる系統安定化装置１では、当該系統安定化装置１内部に配設されている出力補償装置１１（第１の電源部と把握できる）は、性能の異なる少なくとも２以上の蓄電池から構成されている。その他の構成は、実施の形態１，２（図１，９）と同じである。
【００８５】
本実施の形態４に係わる出力補償装置１１において、電力容量としてｘ[ｋＷ]（図１１の符号１１６）、電力量容量としてｙ[ｋＷｈ]（図１１の符号１１５）が必要となる場合を想定する。さらに、蓄電池としては、電力量容量は小さいが電力容量の大きな蓄電池Ａ（図１１の符号１１４）と、電力量容量の大きな蓄電池Ｂ（図１１の符号１１５）が存在し、蓄電池Ｂは電力容量ｘを提供すれば、当該蓄電池Ｂの電力量容量は上記ｙに対して十分に大きくなる場合を想定する。
【００８６】
当該場合において、もし蓄電池Ｂだけで出力補償装置１１を構成すると、電力量容量には余剰が発生する。したがって、蓄電池Ａと蓄電池Ｂとで電力容量ｘを満たし、蓄電池Ｂは電力量容量ｙを満たすように、性能の異なる蓄電池Ａ，Ｂを組み合わせる。
【００８７】
このような組合せを行えば、必要以上に大きな蓄電池Ｂを構成要素として持つことなく、出力補償装置１１を構成することができる。換言すれば、蓄電池の特性（性能）に応じて、短時間の応答と長時間の応答とを切り替えることにより、長時間の応答に必要な蓄電池の容量を削減することが可能となる。したがって、蓄電池の設置コストを抑えることが可能となる。
【００８８】
上述の考察から明白なように、電力容量および電力量容量の観点から、本実施の形態に係わる出力補償装置１１を、性能の異なる３つ以上の蓄電池を組み合わせて構成することもできる。
【００８９】
なお、上記各実施の形態において、系統安定化装置１内には、出力補償装置１１、需給制御装置１２、および予測誤差分析装置１３が配設されていた。しかし、系統安定化装置１内に需給制御装置１２および予測誤差分析装置１３を配設し、系統安定化装置１からの遠隔の場所において出力補償装置１１を設置しても良い。この場合、系統安定化装置１と出力補償装置１１とは、無線、有線等伝達手段を用いて接続される。
【図面の簡単な説明】
【００９０】
【図１】実施の形態１に係わる系統安定化装置の構成およびその周辺の構成を示す図である。
【図２】予測誤差分析装置の内部構成を示す図である。
【図３】出力実績値蓄積装置に格納されるデータの一例を示す図である。
【図４】予測値蓄積装置に格納されるデータの一例を示す図である。
【図５】分析結果蓄積装置に格納されるデータの一例を示す図である。
【図６】予測誤差分析結果（予測誤差分布）の一例を示す図である。
【図７】予測誤差分析結果および出力変化可能幅に基づいて、目標値を決定する方法を説明するための図である。
【図８】売電収入期待値カーブを求めることを説明するための図である。
【図９】実施の形態２に係わる系統安定化装置の構成およびその周辺の構成を示す図である。
【図１０】実施の形態３に係わる系統安定化装置の動作を説明するための図である。
【図１１】実施の形態４に係わる系統安定化装置の動作を説明するための図である。
【符号の説明】
【００９１】
１  系統安定化装置、２  自然エネルギー発電機、３  電力系統、４  自然エネルギー予測装置、５  電力会社、１１  出力補償装置、１２  需給制御装置、１３  予測誤差分析装置、２１  自然エネルギー出力、２２  補償出力、２３  合成出力電力、４１  自然エネルギー予測値、１１２  蓄電池出力、１１３  内燃力発電機出力、１１４，１１５  蓄電池の電力量、１１６  必要電力値、１２１  目標値、１２２  通告電力値、１２３  （自然エネルギーの）最大出力制限値、１２４  不足確率、１２５  余剰確率、１２６  売電収入期待値カーブ、１３１  予測誤差分布（予測誤差分析結果）、１３２  実績分析装置、１３３  分析結果出力装置、１３４  出力実績値蓄積装置、１３５  予測値蓄積装置、１３６  分析結果蓄積装置、２２１  出力変化可能幅、１２６１  売電金額カーブ、１２６２  不足ペナルティー金額カーブ、１２６３  余剰ペナルティー金額カーブ、１３２１  実績分析情報、１３４１  出力実績値、１３５１  予測実績値、１３６１  分析結果蓄積情報。
【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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