JP2016093050A - 需給制御装置、電力供給システム及び需給制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】系統の需給制御を行う際に内燃力発電装置の発電量や並列及び解列の頻度を減らすことで、運転コストを抑制する。【解決手段】需給制御装置１００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１３１と、所定時間後の需要予測値から再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値を引いた値が所定時間後の内燃力発電装置２００の出力目標値の所定範囲内にある場合は、新たに内燃力発電装置２００を系統７００に並列又は解列させないように制御する制御部１３４と、を備える。【選択図】図２

Description

本発明は、系統における電力の需給を制御する需給制御装置、電力供給システム及び需給制御方法に関する。

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高出力化・高効率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。

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。

特許第５４０２５６６号公報

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需給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。

本発明は、前述した事情に鑑みてなされたものであり、系統の需給制御を行う際に内燃力発電装置の発電量や並列及び解列の頻度を減らすことで、運転コストを抑制することができる需給制御装置、電力供給システム及び需給制御方法を提供することを目的とする。

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、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、所定時間後の需要予測値から再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を引いた値が所定時間後の内燃力発電装置の出力目標値の所定範囲内にある場合は、新たに内燃力発電装置を系統に並列又は解列させないように制御する制御部と、を備えることを特徴とする。

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、予測部で演算された需要予測値以上の電力を供給可能で、予測部で演算された再生可能エネルギー発電装置の出力予測値における出力変動を吸収可能なパラメータを有する内燃力発電装置及び電力貯蔵装置を選択し、選択した内燃力発電装置及び電力貯蔵装置と再生可能エネルギー発電装置との運転計画を作成する運転計画部と、を備えることを特徴とする。

また、パラメータは、内燃力発電装置及び電力貯蔵装置の応答速度を含んでいてもよい。また、運転計画部は、選択した内燃力発電装置及び電力貯蔵装置と再生可能エネルギー発電装置と系統と負荷とをモデル化したシミュレーションモデルを用いて系統の周波数、安定度及び経済性の評価を行い、そのシミュレーション結果に基づいて運転計画を作成してもよい。

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電力を供給する電力供給システムであって、再生可能エネルギー発電装置の運転に関する運転データを所定時間間隔で計測する計測部と、計測部で計測した複数の運転データをまとめて集合データとし、その集合データを送信する通信部と、通信部から送信された集合データに含まれる複数の運転データを時系列順に配列し、配列した複数の運転データを用いて再生可能エネルギー発電装置の出力による系統への影響を解析する解析部と、を備えることを特徴とする。

また、系統の状態に関する系統状態データを所定時間間隔で計測し、計測した複数の系統状態データをまとめて集合データとし、その集合データを送信する系統監視装置を備え、解析部は、系統監視装置から送信された集合データに含まれる複数の系統状態データを時系列順に配列し、配列した複数の系統状態データを用いて系統における状態に応じた影響を解析してもよい。また、通信部又は系統監視装置は、データの計測時刻を特定可能な情報を集合データに付加して送信してもよい。

また、本発明は、複数の分散型電源と負荷と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、複数の分散型電源のうちの再生可能エネルギー発電装置の出力予測値とを演算する予測部と、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、複数のグループに区分けされた複数の分散型電源の出力をグループごとに制御する制御部と、複数のグループに対応つけられ、各グループ内に含まれる一又は複数の分散型電源の出力を制御する複数の監視部と、を備えることを特徴とする。

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、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及びその予測幅を算出する予測部と、再生可能エネルギー発電装置の出力計測値により予測部で算出された予測幅を補正する予測補正部と、予測補正部で補正された予測幅に基づいて、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、及び電力貯蔵装置の出力を制御する制御部と、を備えることを特徴とする。

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、第１電力貯蔵装置、第２電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統に電力を供給する電力供給システムであって、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、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、再生可能エネルギー発電装置、及び第１電力貯蔵装置の出力を制御する制御部と、を備え、第２電力貯蔵装置は、再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を貯蔵し、制御部からの指令に応じた電力を系統に出力することを特徴とする。

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、所定時間後の需要予測値から再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を引いた値が所定時間後の内燃力発電装置の出力目標値の所定範囲内にある場合は、新たに内燃力発電装置を系統に並列又は解列させないように制御することと、を含むことを特徴とする。

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、需要予測値以上の電力を供給可能で、再生可能エネルギー発電装置の出力予測値における出力変動を吸収可能なパラメータを有する内燃力発電装置及び電力貯蔵装置を選択することと、選択した内燃力発電装置及び電力貯蔵装置と再生可能エネルギー発電装置との運転計画を作成することと、を含むことを特徴とする。

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、再生可能エネルギー発電装置の運転に関する運転データを所定時間間隔で計測することと、計測した複数の運転データをまとめて集合データとし、その集合データを送信することと、集合データに含まれる複数の運転データを時系列順に配列し、配列した複数の運転データを用いて再生可能エネルギー発電装置の出力による系統への影響を解析することと、を含むことを特徴とする。

また、本発明は、複数の分散型電源と負荷と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、複数の分散型電源のうちの再生可能エネルギー発電装置の出力予測値とを演算することと、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、複数のグループに区分けされた複数の分散型電源の出力をグループごとに制御することと、グループ内に含まれる一又は複数の分散型電源の出力を制御することと、を含むことを特徴とする。

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、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及びその予測幅を算出することと、再生可能エネルギー発電装置の出力計測値により予測幅を補正することと、補正された予測幅に基づいて、内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、及び電力貯蔵装置の出力を制御することと、を備えることを特徴とする。

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、第１電力貯蔵装置、第２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、予測部が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し、制御部が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、再生可能エネルギー発電装置、及び第１電力貯蔵装置の出力を制御し、第２電力貯蔵装置が再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を貯蔵し、制御部からの指令に応じた電力を系統に出力することを特徴とする。

本発明によれば、制御部が所定時間後の需要予測値から再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を引いた値が所定時間後の内燃力発電装置の出力目標値の所定範囲内にある場合は、新たに内燃力発電装置を系統に並列又は解列させないように制御する。このような構成によれば、系統の需給制御を行う際に内燃力発電装置の発電量や並列及び解列の頻度を減らすことで、運転コストを抑制することができる。

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１に示す小型風力発電機及び小型太陽光発電機の構成を示すブロック図である。 小型の分散型電源によるデータ収集タイミングとデータ送信タイミングを示すタイミングチャートである。 集合データのデータ構造の一例を示す図である。 ＳＣＡＤＡが実行するデータ配列処理を示すフローチャートである。 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。 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。 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。 電力品質に関するパラメータを示す図である。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 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。 ディーゼル発電機を並列せずに需要予測値に応じた電力を供給させる状況を説明する図である。 ディーゼル発電機を並列して需要予測値に応じた電力を供給させる状況を説明する図である。 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。 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。 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。 第３実施形態の需給制御装置の構成を示すブロック図である。 第４実施形態のローカル蓄電池の構成を示すブロック図である。 第４実施形態のローカル蓄電池が実行する制御処理を示すフローチャートである。

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。

＜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、再生可能エネルギー発電装置３００、電力貯蔵装置（第１電力貯蔵装置）４００、及び系統監視装置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。

図１に示すように、再生可能エネルギー発電装置３００は、風力発電機３１０、太陽光発電機３２０、小型風力発電機３３０、及び小型太陽光発電機３４０を含んでいる。また、電力貯蔵装置４００は、蓄電池４１０及び小型蓄電池４２０を含んでいる。

また、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、小型風力発電機３３０、小型太陽光発電機３４０、蓄電池４１０、小型蓄電池４２０、負荷５００、及び系統監視装置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。

また、図１に示すように、需給制御装置１００とディーゼル発電機２００とが通信回線８１０で接続されている。また、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４１０、及び系統監視装置５５０は、それぞれ、光伝送路８２０に接続されている。また、需給制御装置１００、小型風力発電機３３０、小型太陽光発電機３４０、小型蓄電池４２０、及び負荷５００は、それぞれ、携帯電話やスマートフォンなどの移動体の無線通信網である移動体通信網８３０に接続されている。なお、負荷５００は、移動体通信網８３０以外の通信網８００（例えば光伝送路８２０や公衆通信網８４０）に接続されていてもよい。また、需給制御装置１００と気象予報データ提供装置６００とがインターネットなどの公衆通信網８４０で接続されている。なお、通信回線８１０、光伝送路８２０、移動体通信網８３０、及び公衆通信網８４０を通信網８００という。

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、電力貯蔵装置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、及び電力貯蔵装置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、系統監視装置５５０から系統７００の周波数や電圧、電流などのような系統７００の状態に関する系統状態データを取得する。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）。

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（つまりディーゼル発電機２００が指定条件下で安全に達成できる最大出力）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。

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。

蓄電池４１０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４１０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４１０が設けられている。

小型風力発電機３３０は、風力発電機３１０よりも小型の風力発電機であり、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台又は複数台の小型風力発電機３３０が設けられている。小型太陽光発電機３４０は、太陽光発電機３２０よりも小型の太陽光発電機であり、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台又は複数台の小型太陽光発電機３４０が設けられている。

小型蓄電池４２０は、蓄電池４１０よりも小型の蓄電池であり、電力貯蔵装置の一種である。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１台又は複数台の小型蓄電池４２０が設けられている。本実施形態においては、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の出力は、風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０の出力よりも小さく、系統７００の周波数や電圧などの影響が小さいものとする。また、小型蓄電池４２０の出力も、風力発電機３１０の出力よりも小さく、系統７００の周波数や電圧などの影響も小さいものとする。

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。系統監視装置５５０は、系統７００の周波数や電圧などの系統状態データを常時又は短時間の間隔で計測し、計測した系統状態データを通信網８００（光伝送路８２０）を介して需給制御装置１００に送信する。

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（公衆通信網８４０）を介して需給制御装置１００に送信する。

気象データは、風力発電に関わるデータ、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、太陽光発電に関わるデータ、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。

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、ＳＣＡＤＡ（Supervisory Control And Data Acquisition）１２０、ＥＭＳ（Energy Management System）１３０、及びデータベース１４０を有している。ＳＣＡＤＡ１２０にて監視部を構成し、ＥＭＳ１３０にて解析部を構成する。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、電力貯蔵装置４００、負荷５００、及び系統監視装置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、及び電力貯蔵装置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、及び電力貯蔵装置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、及び電力貯蔵装置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（出力計測値）を示すデータ、電力貯蔵装置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。

ＳＣＡＤＡ１２０は、ディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び電力貯蔵装置４００から送信される運転データを収集し監視する処理部である。ＳＣＡＤＡ１２０はＣＰＵを備え、このＣＰＵが制御プログラムに基づいて運転データの収集・監視を行う。

ＥＭＳ１３０は、系統７００における電力の需給を管理する処理部である。ＥＭＳ１３０はＣＰＵを備えている。図２に示すように、ＥＭＳ１３０は、予測部（予測補正部）１３１、運転計画部（制御部）１３２、経済負荷配分制御部（制御部）１３３、及び負荷周波数制御部（制御部）１３４を含む。予測部１３１、運転計画部１３２、経済負荷配分制御部１３３、及び負荷周波数制御部１３４は、それぞれ、ＣＰＵ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。

予測部１３１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。

例えば、予測部１３１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。

また、予測部１３１は、所定時間分の風力発電に関わ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１３１は、過去の風力発電に関わる気象データと現在の風力発電に関わ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。また、予測部１３１は、風力発電機３１０の出力計測値（発電量）に基づいて、風力発電機３１０の出力予測値の予測幅を補正する。

また、予測部１３１は、所定時間分の太陽光発電に関わ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１３１は、過去の太陽光発電に関わる気象データと現在の太陽光発電に関わ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。また、予測部１３１は、太陽光発電機３２０の出力計測値（発電量）に基づいて、太陽光発電機３２０の出力予測値の予測幅を補正する。

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３１０，３２０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３１０，３２０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３１０，３２０の出力予測を短期出力予測という。

本実施形態においては、上述したように、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の出力は、系統７００の周波数や電圧などの影響が小さい。このため、予測部１３１は、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の出力予測を行わない。ただし、予測部１３１は、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の出力予測を行ってもよい。

運転計画部１３２は、予測部１３１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１３１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４１０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１３２は、１時間の間隔で２４時間分の運転計画を作成する。

経済負荷配分制御部１３３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３１０，３２０、及び蓄電池４１０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１３３は、運転計画部１３２で作成された再生可能エネルギー発電装置３１０，３２０の出力目標値と、予測部１３１で予測された再生可能エネルギー発電装置３１０，３２０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１３３は、運転計画部１３２で想定された需要想定量と、予測部１３１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１３３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３１０，３２０、及び蓄電池４１０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３１０，３２０、及び蓄電池４１０の出力を制御（補正）する。

負荷周波数制御部１３４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３１０，３２０、及び蓄電池４１０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１３４は、経済負荷配分制御部１３３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１３１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１３４は、予測部１３１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１３１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１３４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３１０，３２０、及び蓄電池４１０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３１０，３２０、及び蓄電池４１０の出力を制御（補正）する。

また、負荷周波数制御部１３４は、系統監視装置５５０からの系統状態データに基づいて系統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１３４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。

データベース１４０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わる気象データ、及び過去の太陽光発電に関わる気象データを記憶する。また、データベース１４０は、気象予報データ提供装置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１４０は、予測部１３１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１４０は、負荷５００から送信される負荷情報を記憶する。また、データベース１４０は、ＳＣＡＤＡ１２０が収集するディーゼル発電機２００、再生可能エネルギー発電装置３００及び電力貯蔵装置４００の運転データを記憶する。

図３は、図１に示す小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の構成を示すブロック図である。また、図４は、小型の分散型電源３３０，３４０によるデータ計測タイミングとデータ送信タイミングを示すタイミングチャートである。また、図５は、集合データ１０００のデータ構造の一例を示す図である。

図３に示すように、小型風力発電機３３０は、計測部３３１、ＧＰＳ（Global Positioning System）３３２、及び通信部３３３を備えている。計測部３３１は、小型風力発電機３３０の運転データ（発電量を示すデータなど）を計測する。本実施形態では、計測部３３１は、例えば図４に示すように１秒ごとに運転データを計測して取得する。ＧＰＳ３３２は、衛星と通信することにより時刻情報を取得する。通信部３３３は、運転データを計測するごとに時刻情報をＧＰＳ３３２から取得する。

通信部３３３は、計測部３３１で所定時間にわたって１秒ごとに計測された複数の運転データをまとめることにより１つの集合データ１０００を生成する。図４に示す例では、通信部３３３は、計測部３３１で１０分間にわたって１秒ごとに計測された複数の運転データをまとめることにより１つの集合データ１０００を生成する。この場合、図５に示すように、集合データ１０００は６００秒分（１０分間分）の運転データＤ１〜Ｄ６００が含まれる。通信部３３３は、集合データ１０００における最初の運転データＤ１の計測タイミングの時刻（図４に示す例では１０：３０）を示すタイムスタンプ（図５に示す「ＴＳ」）を集合データ１０００に付加する。また、通信部３３３は、集合データ１０００を複数のパケットに分割する場合は、各パケットを識別するための識別符号を各パケットに付加する。そして、通信部３３３は、所定時間ごと（１０分ごと）に集合データ１０００のパケットを移動体通信網８３０を通じて需給制御装置１００に送信する。

また、図３に示すように、小型太陽光発電機３４０は、計測部３４１、ＧＰＳ３４２、及び通信部３４３を備えている。計測部３４１は、小型太陽光発電機３４０の運転データ（発電量を示すデータなど）を計測する。本実施形態では、計測部３４１は、計測部３３１と同様に、例えば図４に示すように１秒ごとに運転データを計測して取得する。ＧＰＳ３４２は、衛星と通信することにより時刻情報を取得する。通信部３４３は、運転データを計測するごとに時刻情報をＧＰＳ３４２から取得する。

通信部３４３は、計測部３４１で所定時間にわたって１秒ごとに計測された複数の運転データをまとめることにより１つの集合データ１０００を生成する。図４に示す例では、通信部３４３は、計測部３４１で１０分間にわたって１秒ごとに計測された複数の運転データをまとめることにより１つの集合データ１０００を生成する。この場合、図５に示すように、集合データ１０００は６００秒分（１０分間分）の運転データＤ１〜Ｄ６００が含まれる。通信部３４３は、集合データ１０００における最初の運転データＤ１の計測タイミングの時刻（図４に示す例では１０：３０）を示すタイムスタンプ（図５に示す「ＴＳ」）を集合データ１０００に付加する。また、通信部３４３は、集合データ１０００を複数のパケットに分割する場合は、各パケットを識別するための識別符号を各パケットに付加する。そして、通信部３４３は、所定時間ごと（１０分ごと）に集合データ１０００のパケットを移動体通信網８３０を通じて需給制御装置１００に送信する。

図６は、ＳＣＡＤＡ１２０が実行するデータ配列処理を示すフローチャートである。図６に示す処理において、ＳＣＡＤＡ１２０は、通信部１１０で受信された集合データ１０００を受け取ると、集合データ１０００に付加されているタイムスタンプ（時刻情報）に基づき運転データの時刻（最初の運転データの計測タイミングの時刻）を確認する（ステップＳ１）。そして、ＳＣＡＤＡ１２０は、集合データ１０００の各パケットに付加されている識別符号に基づいて、各パケットに含まれる運転データを時系列順に配列する（ステップＳ２）。ＳＣＡＤＡ１２０は、時系列順に配列した運転データをタイムスタンプとともにデータベース１４０に格納する（ステップＳ３）。

風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０も、発電量などを示す運転データを所定時間ごとに計測する計測部と、計測部で計測された運転データを光伝送路８２０を通じて需給制御装置１００に送信する通信部とを備えている。ＳＣＡＤＡ１２０は、風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０から送信される運転データをリアルタイム（つまり瞬時又は即時）に収集し、収集した運転データをＥＭＳ１３０に渡すとともにデータベース１４０に時刻情報とともに格納する。ＥＭＳ１３０は、ＳＣＡＤＡ１２０で収集された運転データに基づいてリアルタイムに風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０の出力を制御する。また、ＥＭＳ１３０は、データベース１４０に格納されている風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０の運転データと、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の運転データとを読み出す。そして、ＥＭＳ１３０は、読み出した運転データを時刻情報に基づいて突き合わせて、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の出力による、系統７００の電力品質（周波数や電圧など）への影響を解析する。ＥＭＳ１３０は、解析結果をシミュレーションモデル（予測部１３１が出力予測に用いるシミュレーションモデル）のパラメータなどに反映させる。これにより、シミュレーションモデルの精度を向上させることができる。

上述したように、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の出力は系統７００の周波数などへの影響が小さい。従って、需給制御装置１００は、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の運転データに基づいて、リアルタイムに小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の出力を制御する必要がない。また、移動体通信網８３０は輻輳状態（込み具合）によって回線接続が完了するまでの時間が変化する。従って、ＳＣＡＤＡ１２０がリアルタイムに運転データを収集することが困難である。また、需給制御装置１００がリアルタイムに小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の運転データを収集しようとすると、通信時間が長くなり通信料が高くなってしまう。そこで、本実施形態では、ＳＣＡＤＡ１２０は、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０で計測された運転データを所定時間ごとにまとまった形のデータとして収集する。

本実施形態では、系統監視装置５５０は、上述したように、系統７００の周波数や電圧、電流などの系統７００の状態に関する系統状態データを常時又は短時間の間隔で計測し、計測した系統状態データを光伝送路８２０を介して需給制御装置１００に送信する。しかし、系統監視装置５５０は、一部の系統状態データ（例えば周波数以外の系統７００の状態に関するデータ）については移動体通信網８３０を介して需給制御装置１００に送信してもよい。この場合、系統監視装置５５０は、小型風力発電機３３０や小型太陽光発電機３４０と同様に、不図示の計測部、ＧＰＳ及び通信部を備えている。計測部は、系統状態データを所定時間間隔で計測する。ＧＰＳは、衛星と通信することにより時刻情報を取得する。通信部は、系統状態データを計測するごとに時刻情報をＧＰＳから取得する。

通信部は、計測部で所定時間にわたって計測された複数の系統状態データをまとめることにより１つの集合データを生成する。通信部は、集合データにおける最初の系統状態データの計測タイミングの時刻を示すタイムスタンプを集合データに付加する。また、通信部は、集合データを複数のパケットに分割する場合は、各パケットを識別するための識別符号を各パケットに付加する。そして、通信部は、所定時間ごと（例えば１０分ごと）に集合データのパケットを移動体通信網８３０を通じて需給制御装置１００に送信する。

ＳＣＡＤＡ１２０は、通信部１１０で受信された系統監視装置５５０からの集合データを受け取ると、集合データに付加されているタイムスタンプ（時刻情報）に基づき系統状態データの時刻（最初の系統状態データの計測タイミングの時刻）を確認する。そして、ＳＣＡＤＡ１２０は、集合データの各パケットに付加されている識別符号に基づいて、各パケットに含まれる系統状態データを時系列順に配列する。ＳＣＡＤＡ１２０は、時系列順に配列した系統状態データをタイムスタンプとともにデータベース１４０に格納する。

ＥＭＳ（解析部）１３０は、データベース１４０に格納されている風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０の運転データと、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の運転データと、系統状態データとを読み出す。そして、ＥＭＳ１３０は、読み出した運転データ及び系統状態データを時刻情報に基づいて突き合わせて、小型風力発電機３３０及び小型太陽光発電機３４０の出力による系統７００の電力品質（周波数や電圧など）への影響や、系統７００における状態に応じた影響を解析する。ＥＭＳ１３０は、解析結果をシミュレーションモデル（予測部１３１が出力予測に用いるシミュレーションモデル）のパラメータなどに反映させる。これにより、シミュレーションモデルの精度をより一層向上させることができる。

次に、需給制御装置１００の動作について説明する。

（１）予測部１３１による予測処理；
図７は、第１実施形態の予測部１３１が実行する予測処理を示すフローチャートである。図７に示す処理において、まず、予測部１３１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Ｓ１１）。この処理において、上述したように、予測部１３１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１３１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１３１は、複数の出力予測値の確率分布に基づいて標準偏差σを演算し、演算した標準偏差σから所定確率以上の出力予測値の幅を予測幅として演算する。

ステップＳ１１の処理の具体例について図８を参照して説明する。図８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８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。

予測部１３１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。

予測部１３１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１３１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１３１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。

また、予測部１３１は、データベース１４０に記憶されている過去の風力発電に関わる複数の気象データを読み出す。そして、予測部１３１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１３１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１３１は、複数の出力予測値の確率分布に基づいて標準偏差σを演算し、演算した標準偏差σから所定確率以上の出力予測値の幅を予測幅として演算する。本実施形態では、予測部１３１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。

図８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４１０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。

図８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。

さらに、予測部１３１は、風力発電機３１０における現在（又は所定時間前の時点から現在までの期間）の出力計測値の傾きなどに基づいて、数十分後の風力発電機３１０の出力予測値の予測幅Ｗ１又はＷ２を狭い幅に絞り込むように補正する。

なお、予測部１３１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１３１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１３１は、データベース１４０に記憶されている過去の太陽光発電に関わる気象データと現在の太陽光発電に関わる気象データとを読み出す。そして、予測部１３１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１３１は、３σの値を出力予測値の予測幅とする。さらに、予測部１３１は、太陽光発電機３２０における現在（又は所定時間前の時点から現在までの期間）の出力計測値の傾きなどに基づいて、数十分後の太陽光発電機３２０の出力予測値の予測幅Ｗ１又はＷ２を狭い幅に絞り込むように補正する。

図７の説明に戻り、予測部１３１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Ｓ１２）。この処理において、上述したように、予測部１３１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１３１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１３１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。

なお、予測部１３１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１３１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１３１は、データベース１４０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わる気象データとを読み出す。そして、予測部１３１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１３１は、３σの値を出力予測値の予測幅とする。さらに、予測部１３１は、再生可能エネルギー発電装置３００における現在（又は所定時間前の時点から現在までの期間）の出力計測値の傾きなどに基づいて、数時間後の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値の予測幅を狭い幅に絞り込むように補正する。

予測部１３１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Ｓ１３）。この処理において、上述したように、予測部１３１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１３１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１３１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。

なお、予測部１３１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１３１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１３１は、データベース１４０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わる気象データとを読み出す。そして、予測部１３１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１３１は、３σの値を出力予測値の予測幅とする。さらに、予測部１３１は、再生可能エネルギー発電装置３００における現在（又は所定時間前の時点から現在までの期間）の出力計測値の傾きなどに基づいて、数日後の再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値の予測幅を狭い幅に絞り込むように補正する。

なお、予測部１３１は、ステップＳ１１〜Ｓ１３において、標準偏差（予測幅の正規分布を示す）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。

次に、予測部１３１は、短期的な需要予測を行う（ステップＳ１４）。この処理において、上述したように、予測部１３１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。

ステップＳ１４の処理の具体例について図９を参照して説明する。図９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９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。

予測部１３１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１３１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１３１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。

図７の説明に戻り、予測部１３１は、中期的な需要予測を行う（ステップＳ１５）。この処理において、上述したように、予測部１３１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１３１は、長期的な需要予測を行う（ステップＳ１６）。この処理において、上述したように、予測部１３１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Ｓ１４〜Ｓ１６では、予測部１３１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。

（２）運転計画部１３２による制御；
上述したように、運転計画部１３２は、再生可能エネルギー発電装置３００の予測値が予測部１３１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１３１で予測された数日分の需要予測値の予測幅内に属する各発電機２００，３００や蓄電池４１０の運転計画のうち、最も経済的な運転となる運転計画を作成する。ここで、運転計画部１３２は、例えば、各発電機２００，３００や蓄電池４１０の２４時間分の運転計画を１時間ごとに作成する。

図１０は、電力品質に関するパラメータを示す図である。運転計画部１３２は、図１０に示す電力品質に関するパラメータに基づいて運転計画を作成する。図１０に示すように、電力品質に関するディーゼル発電機（ＤＧ）２００のパラメータは、「慣性定数」、自端出力調整力（微小変動調整力）としての「ガバナ伝達関数」、遠隔出力調整力（運転予備力）としての「最大出力調整速度（ｋＷ／秒）」、緊急対応時間（待機予備力）としての「指令信号による並列時間（ホット、コールド状態からの対応力）」がある。また、電力品質に関する蓄電池４１０のパラメータは、「慣性定数」、自端出力調整力（微小変動調整力）としての「自端出力調整速度（ｋＷ／秒）」、遠隔出力調整力（運転予備力）としての「最大出力調整速度（ｋＷ／秒）」、緊急対応時間（待機予備力）としての「指令信号による充放電制御時間と容量」がある。また、電力品質に関する風力発電機３１０のパラメータは、「慣性定数」、出力変動（不安定供給力）としての「最大出力変動速度（ｋＷ／秒）」がある。また、電力品質に関する太陽光発電機３２０のパラメータは、出力変動（不安定供給力）としての「最大出力変動速度（ｋＷ／秒）」がある。

ディーゼル発電機２００及び蓄電池４１０の「慣性定数」、自端出力調整力（微小変動調整力）、遠隔出力調整力（運転予備力）、緊急対応時間（待機予備力）が応答速度についてのパラメータである。なお、風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０は、出力抑制により出力調整を行うことも可能であるが、出力抑制は極力回避するように制御される。

運転計画部１３２は、ディーゼル発電機２００及び蓄電池４１０が予測部１３１で算出された需要予測値以上の電力を供給可能であること、また、ディーゼル発電機２００及び蓄電池４１０が予測部１３１で演算された再生可能エネルギー発電装置３１０，３２０の出力変動を吸収可能なパラメータを有すること、という条件を満たす１台又は複数台のディーゼル発電機２００及び蓄電池４１０を選択する。そして、運転計画部１３２は、選択したディーゼル発電機２００及び蓄電池４１０と再生可能エネルギー発電装置３１０，３２０と系統７００と負荷５００とをモデル化したシミュレーションモデルを用いて、系統７００の周波数、安定度及び経済性の評価を行う。そして、運転計画部１３２は、シミュレーション結果に基づいて運転計画を作成する。

（３）経済負荷配分制御部１３３による制御；
上述したように、経済負荷配分制御部１３３は、運転計画部１３２で予め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作成された再生可能エネルギー発電装置３００の供給力算定値と実際の再生可能エネルギー発電装置３００の出力実績値とのずれ量や、運転計画部１３２で想定された需要想定量と実際の需要実績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４１０に指令信号を出力する。各発電機２００，３００や蓄電池４１０は、経済負荷配分制御部１３３からの指令信号に基づいて出力を制御する。

（４）負荷周波数制御部１３４による制御；
図１１〜図１９は、負荷周波数制御部１３４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１１〜図１９に示す需給制御処理の一部の処理は、運転計画部１３２にて実行される。また、図１１〜図１９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。

なお、図１１〜図１９の需給制御処理において、図１１〜図１３のステップＳ１１１〜Ｓ１３７の処理を周波数応動処理といい、図１４のステップＳ１４０〜Ｓ１４７の処理をスケジュール作成・修正処理といい、図１５〜図１７のステップＳ１５０〜Ｓ１７６の処理を並解列中処理といい、図１８及び図１９のステップＳ１８１〜Ｓ２０２の処理をディーゼル発電機２００の余剰分対策処理という。

図１１〜図１９に示す処理において、負荷周波数制御部１３４は、系統監視装置５５０で計測された系統７００の周波数ｆを認識する（ステップＳ１１１）。なお、系統監視装置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１３４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Ｓ１１２）。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Ｓ１１２のＹＥＳ）、ステップＳ１１３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Ｓ１１２のＮＯ）、図１２のステップＳ１２４の処理に移行する。

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４１０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４１０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。

ステップＳ１１３において、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１２９，Ｓ１３０参照）。次に、負荷周波数制御部１３４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１３２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Ｓ１１４）。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Ｓ１１４のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１１５）。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。

次に、負荷周波数制御部１３４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１３２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Ｓ１１６）。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Ｓ１１６のＹＥＳ）、図１５のステップＳ１５０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Ｓ１１６のＮＯ）、ステップＳ１１７の処理に移行する。

ステップＳ１１７において、負荷周波数制御部１３４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１３２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、その余剰分の電力を積極的に蓄電池４１０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４１０の充電を利用して周波数制御を行うことができる。

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Ｓ１１７のＹＥＳ）、図１８のステップＳ１８１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Ｓ１１７のＮＯ）、ステップＳ１１８の処理に移行する。ステップＳ１１８において、負荷周波数制御部１３４は、現時点から９時間分の運転計画における蓄電池４１０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４１０の充電率を表すパラメータである。蓄電池４１０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４１０の充放電が不可能となる事態を回避することができる。

図２２は、９時間分の蓄電池４１０の充放電量の一例を示すグラフである。図２２において、横軸は時間を示し、縦軸は各時間の蓄電池４１０の充放電量を示す。また、縦軸のプラスは蓄電池４１０の放電量を示し、マイナスは蓄電池４１０の充電量を示す。上述したように、負荷周波数制御部１３４は、９時間分の蓄電池４１０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４１０に充電することができるようにするために、蓄電池４１０の充電率を予めα％シフトさせる。

図１１の説明に戻り、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０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Ｓ１１９）。なお、蓄電池４１０の充電率４０％〜６０％は、蓄電池４１０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４１０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Ｓ１１９のＹＥＳ）、ステップＳ１２３の処理に移行し、蓄電池４１０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Ｓ１１９のＮＯ）、ステップＳ１２０の処理に移行する。

ステップＳ１２０において、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の充電率が５０％−α未満であるか否か判定する。蓄電池４１０の充電率が５０％−α未満である場合（ステップＳ１２０のＹＥＳ）、つまり、蓄電池４１０の充電率が４０％−α未満である場合は、蓄電池４１０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１３４は、一定電力（蓄電池４１０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Ｓ１２１）。これにより、蓄電池４１０の充電率が一定量上昇する。

蓄電池４１０の充電率が５０％−α未満でない場合は（ステップＳ１２０のＮＯ）、つまり、蓄電池４１０の充電率が６０％−α超過である場合は、蓄電池４１０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１３４は、一定電力（蓄電池４１０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Ｓ１２２）。これにより、蓄電池４１０の充電率が一定量低下する。その後、ステップＳ１４０の処理に移行する。なお、ステップＳ１２１，Ｓ１２２のように蓄電池４１０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４１０の容量は５００ｋＷｈであるものとする。

ステップＳ１２３において、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１１８〜Ｓ１２３の処理によって、負荷周波数制御部１３４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。

図１２のステップＳ１２４において、負荷周波数制御部１３４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。

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Ｓ１２４のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１２５）、周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満であるか否か判定する（ステップＳ１２６）。

そして、周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満である場合（ステップＳ１２６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１３４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４１０の放電制御を行う（ステップＳ１２７）。このとき、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の放電制御として、Ｐ＝Ｋ（４９．８−ｆ）［ｋＷ］の電力を蓄電池４１０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４１０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Ｓ１２７における蓄電池４１０の放電制御では、蓄電池４１０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４１０の放電制御が蓄電池４１０の一部の容量の電力を用いて行われるので、蓄電池４１０に電力を残しておくことができる。

周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満でない場合（ステップＳ１２６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１３４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４１０の充電制御を行う（ステップＳ１２８）。このとき、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の充電制御として、Ｐ＝−Ｋ（ｆ−５０．２）［ｋＷ］の電力を蓄電池４１０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４１０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Ｓ１２８における蓄電池４１０の充電制御では、蓄電池４１０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Ｓ１２７及びＳ１２８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４１０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４１０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。

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Ｓ１２４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１３４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Ｓ１２９）。そして、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１３０）。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Ｓ１３０のＮＯ）、上記したステップＳ１２６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Ｓ１３０のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１３１）。

系統７００の周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満である場合（ステップＳ１３１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１３４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４１０の放電制御を行う（ステップＳ１３２）。このとき、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の放電制御として、Ｐ＝２５０［ｋＷ］＋Ｋ（４９．７−ｆ）［ｋＷ］の電力を蓄電池４１０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Ｓ１３２における蓄電池４１０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４１０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Ｓ１３６の処理に移行する。

系統７００の周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満でない場合（ステップＳ１３１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１３４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４１０の充電制御を行う（ステップＳ１３３）。このとき、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の充電制御として、Ｐ＝−２５０［ｋＷ］−Ｋ（ｆ−５０．３）［ｋＷ］の電力を蓄電池４１０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Ｓ１３３における蓄電池４１０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４１０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Ｓ１３２及びＳ１３３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４１０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４１０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Ｓ１３４の処理に移行する。

ステップＳ１３４において、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の充電率が９５％よりも高いか否か判定する。蓄電池４１０の充電率が９５％よりも高い場合は（ステップＳ１３４のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１３５）。つまり、負荷周波数制御部１３４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４１０の全容量を用いて蓄電池４１０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Ｓ１３６の処理に移行する。

ステップＳ１３６の処理を図２０及び図２１を参照して説明する。図２０は、ディーゼル発電機２００を並列せずに需要予測値に応じた電力を供給させる状況を説明する図である。また、図２１は、ディーゼル発電機２００を並列して需要予測値に応じた電力を供給させる状況を説明する図である。

ステップＳ１３６において、負荷周波数制御部１３４は、１０分後の需要予測値と、１０分後の風力発電機３１０及び太陽光発電機３２０の出力予測値とに基づいて、系統７００に並列中のディーゼル発電機２００の１０分後の合計出力目標値Ｐｇ［ｋＷ］を算出する。すなわち、負荷周波数制御部１３４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の出力予測値を引いた値を、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として算出する。

図２０に示すように、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、１０分後の並列中のディーゼル発電機２００の規定出力範囲（ディーゼル発電機２００の最大出力値Ｐｇｍａｘ（定格出力）の６５％〜８５％）内にある場合は、負荷周波数制御部１３４は、ディーゼル発電機２００を並列又は解列させないように制御する。一方、図２１に示すように、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、１０分後の並列中のディーゼル発電機２００の規定出力範囲内にない場合は、負荷周波数制御部１３４は、新たに１台のディーゼル発電機２００を並列又は解列させることに決定する。そして、負荷周波数制御部１３４は、１台のディーゼル発電機２００を並列又は解列させた場合に、上記した合計出力目標値Ｐｇが最大出力値Ｐｇｍａｘ（１台のディーゼル発電機２００を並列又は解列させた後における並列中のディーゼル発電機２００の合計の最大出力値）の７５％出力値に最も近くなるようなディーゼル発電機２００を、並列又は解列するディーゼル発電機２００として選択する。

このように、ステップＳ１３６の処理では、負荷周波数制御部１３４は、１０分後の系統７００における電力の需給状況を見据えてディーゼル発電機２００を並列又は解列させる必要があるか否か判定する。そして、負荷周波数制御部１３４は、ディーゼル発電機２００を並列又は解列させる必要があると判定した場合は、合計出力目標値Ｐｇが最大出力値Ｐｇｍａｘの７５％出力値に最も近くなるような定格出力のディーゼル発電機２００を、解列又は並列させるディーゼル発電機２００として選択する。本実施形態では、負荷周波数制御部１３４は、ディーゼル発電機２００を最大出力値Ｐｇｍａｘの５０％〜１００％の範囲内で制御する。従って、ディーゼル発電機２００の最大出力値Ｐｇｍａｘの７５％出力値付近に合計出力目標値Ｐｇを調整すれば、最も安定したディーゼル発電機２００の制御が可能となる。

上記したステップＳ１３６の処理の説明では、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０を考慮せずに、ディーゼル発電機２００を並列又は解列させる必要があるか否かを判定していた。しかし、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の電力量を考慮した上で、ディーゼル発電機２００を並列又は解列させる必要があるか否かを判定してもよい。すなわち、負荷周波数制御部１３４は、並列中のディーゼル発電機２００の合計出力目標値Ｐｇが規定出力範囲の上限を上回る場合は、合計出力目標値Ｐｇが１０分間における規定出力範囲を上回る部分（面積）を算出する。そして、負荷周波数制御部１３４は、その部分に相当する電力量が蓄電池４１０に充電させているか否か判定する。負荷周波数制御部１３４は、規定出力範囲を上回る部分に相当する電力量が蓄電池４１０に充電されている場合は、ディーゼル発電機２００を並列させないように制御する。負荷周波数制御部１３４は、規定出力範囲を上回る部分に相当する電力量が蓄電池４１０に充電されていない場合は、ディーゼル発電機２００を並列させるように制御する。

また、負荷周波数制御部１３４は、並列中のディーゼル発電機２００の合計出力目標値Ｐｇが規定出力範囲の下限を下回る場合は、合計出力目標値Ｐｇが１０分間における規定出力範囲を下回る部分（面積）を算出する。そして、負荷周波数制御部１３４は、その部分に相当する電力量を蓄電池４１０から放電可能であるか否か判定する。負荷周波数制御部１３４は、規定出力範囲を下回る部分に相当する電力量が蓄電池４１０から放電可能である場合は、ディーゼル発電機２００を解列させないように制御する。負荷周波数制御部１３４は、規定出力範囲を下回る部分に相当する電力量を蓄電池４１０から放電可能でない場合は、ディーゼル発電機２００を解列させるように制御する。

その後、負荷周波数制御部１３４は、ステップＳ１３６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Ｓ１３７）。並解列指令を行わないと決定した場合は（ステップＳ１３７のＮＯ）、図１４のステップＳ１４０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Ｓ１３７のＹＥＳ）、図１５のステップＳ１５０の処理に移行する。

図１４のステップＳ１４０において、負荷周波数制御部１３４は、運転計画部１３２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１３２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Ｓ１４０のＹＥＳ）、ステップＳ１４１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Ｓ１４０のＮＯ）、ステップＳ１４８の処理に移行する。

ステップＳ１４１において、運転計画部１３２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４１０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。

なお、「（ａ）蓄電池４１０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４１０の充放電で制御可能であれば、蓄電池４１０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４１０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。

次に、運転計画部１３２は、ステップＳ１４１で最適解があるか否か判定する（ステップＳ１４２）。最適解がある場合は（ステップＳ１４２のＹＥＳ）、ステップＳ１１１の処理に戻る。最適解がない場合は（ステップＳ１４２のＮＯ）、運転計画部１３２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Ｓ１４３）。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４１０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。

運転計画部１３２は、ステップＳ１４３で最適解があるか否か判定する（ステップＳ１４４）。最適解がある場合は（ステップＳ１４４のＹＥＳ）、ステップＳ１１１の処理に戻る。最適解がない場合は（ステップＳ１４４のＮＯ）、運転計画部１３２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Ｓ１４５）。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４１０に充電させる条件とされている。このとき、運転計画部１３２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Ｓ１１７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。

運転計画部１３２は、ステップＳ１４５で最適解があるか否か判定する（ステップＳ１４６）。最適解がある場合は（ステップＳ１４６のＹＥＳ）、ステップＳ１１１の処理に戻る。最適解がない場合は（ステップＳ１４６のＮＯ）、運転計画部１３２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Ｓ１４７）、ステップＳ１１１の処理に戻る。このとき、運転計画部１３２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１３４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。

ステップＳ１４８において、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１４８のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１３４は、経済負荷配分制御部１３３に予測の修正を要求する（ステップＳ１４９）。経済負荷配分制御部１３３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。このとき、中期的な予測値だけでなく短期的な予測値及び長期的な予測値についてもあらためて算出してもよい。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Ｓ１４８のＮＯ）、ステップＳ１１１の処理に戻る。

図１５のステップＳ１５０において、負荷周波数制御部１３４は、図１３のステップＳ１３６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１３４は、図１５のステップＳ１５１〜図１７のＳ１７５の処理を実行する。ステップＳ１５１〜Ｓ１７５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Ｓ１５１〜Ｓ１７５の処理は、ステップＳ１１１〜Ｓ１３５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Ｓ１１７及びＳ１１８に相当する処理は設けられていない。また、ステップＳ１３６に相当する処理も設けられていない。

図１８のステップＳ１８１から図１９のステップＳ２０２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１８及び図１９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。

ステップＳ１８１において、負荷周波数制御部１３４は、運転計画部１３２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１３２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Ｓ１８１のＹＥＳ）、図１４のステップＳ１４１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Ｓ１４１〜Ｓ１４７）が実行される。

予測を変更する必要がない場合（ステップＳ１８１のＮＯ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１８２）。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Ｓ１８２のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１３４は、経済負荷配分制御部１３３に予測の修正を要求し（ステップＳ１８３）、ステップＳ１１１の処理に戻る。経済負荷配分制御部１３３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。このとき、中期的な予測値だけでなく短期的な予測値及び長期的な予測値についてもあらためて算出してもよい。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Ｓ１８２のＮＯ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１８４）。余剰分対策スケジュールがある場合は（ステップＳ１８４のＹＥＳ）、ステップＳ１１１の処理に移行する。

余剰分対策スケジュールがない場合は（ステップＳ１８４のＮＯ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１８５）。この範囲が不感帯であるが、ステップＳ１１２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４１０の充放電制御による周波数制御を行う。これにより、蓄電池４１０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Ｓ１８５のＹＥＳ）、ステップＳ１８６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Ｓ１８５のＮＯ）、図１９のステップＳ１９５の処理に移行する。

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４１０の充放電制御で周波数制御を行ってもよい。

ステップＳ１８６において、負荷周波数制御部１３４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１３４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１３２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Ｓ１８７）。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Ｓ１８７のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１８８）。

次に、負荷周波数制御部１３４は、現時点から９時間分の運転計画における蓄電池４１０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Ｓ１８９）。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。

負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０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Ｓ１９０）。蓄電池４１０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Ｓ１９０のＹＥＳ）、ステップＳ１９４の処理に移行し、蓄電池４１０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Ｓ１９０のＮＯ）、ステップＳ１９１の処理に移行する。

ステップＳ１９１において、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の充電率が５０％−α未満であるか否か判定する。蓄電池４１０の充電率が５０％−α未満である場合（ステップＳ１９１のＹＥＳ）、つまり、蓄電池４１０の充電率が４０％−α未満である場合は、蓄電池４１０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１３４は、一定電力（蓄電池４１０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Ｓ１９２）。これにより、蓄電池４１０の充電率が一定量上昇する。

蓄電池４１０の充電率が５０％−α未満でない場合は（ステップＳ１９１のＮＯ）、つまり、蓄電池４１０の充電率が６０％−α超過である場合は、蓄電池４１０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１３４は、一定電力（蓄電池４１０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Ｓ１９３）。これにより、蓄電池４１０の充電率が一定量低下する。その後、ステップＳ１８１の処理に移行する。ステップＳ１９４において、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１８１の処理に移行する。

図１９のステップＳ１９５において、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１９５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１３４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４１０の放電制御を行う（ステップＳ１９６）。このとき、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の放電制御として、Ｐ＝Ｋ（４９．８５−ｆ）［ｋＷ］の電力を蓄電池４１０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４１０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４１０のすべての容量の電力を用いて蓄電池４１０の放電制御が行われる。

周波数ｆが５０．００Ｈｚ未満でない場合（ステップＳ１９５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１３４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４１０の充電制御を行う（ステップＳ１９８）。このとき、負荷周波数制御部１３４は、蓄電池４１０の充電制御として、Ｐ＝−Ｋ（ｆ−５０．１５）［ｋＷ］の電力を蓄電池４１０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４１０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４１０のすべての容量の電力を用いて積極的に蓄電池４１０の充電制御が行われる。

次いで、負荷周波数制御部１３４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Ｓ１９９）。周波数ｆが５０．３０Ｈｚ以下である場合は（ステップＳ１９９のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１３４は、ステップＳ１９７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Ｓ１９９のＮＯ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ２００）。そして、負荷周波数制御部１３４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Ｓ２０１）。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Ｓ２０１のＮＯ）、上記したステップＳ１８１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Ｓ２０１のＹＥＳ）、負荷周波数制御部１３４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Ｓ２０２）。つまり、負荷周波数制御部１３４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４１０の全容量を用いて蓄電池４１０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Ｓ１８１の処理に移行する。

以上に説明したように、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１３１と、所定時間後の需要予測値から再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値を引いた値が所定時間後の内燃力発電装置２００の出力目標値の所定範囲内にある場合は、新たに内燃力発電装置２００を系統７００に並列又は解列させないように制御する制御部１３４と、を備える。このような構成によれば、系統７００の需給制御を行う際に内燃力発電装置２００の発電量や並列及び解列の頻度を減らすことで、運転コストを抑制することができる。

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１３１と、予測部１３１で演算された需要予測値以上の電力を供給可能で、予測部１３１で演算された再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値における出力変動を吸収可能なパラメータを有する内燃力発電装置２００及び電力貯蔵装置４００を選択し、選択した内燃力発電装置２００及び電力貯蔵装置４００と再生可能エネルギー発電装置３００との運転計画を作成する運転計画部１３２と、を備える。このような構成によれば、再生可能エネルギー発電装置３００の出力変動を見込んだ運転計画を作成することができる。

また、第１実施形態では、パラメータは、内燃力発電装置２００及び電力貯蔵装置４００の応答速度を含んでいる。このような構成によれば、再生可能エネルギー発電装置３００の最大出力変動速度に対応した応答速度の内燃力発電装置２００及び電力貯蔵装置４００を選択することで、再生可能エネルギー発電装置３００の出力変動を内燃力発電装置２００及び電力貯蔵装置４００の調整力により吸収することができる。また、第１実施形態では、運転計画部１３２は、選択した内燃力発電装置２００及び電力貯蔵装置４００と再生可能エネルギー発電装置３００と系統７００と負荷５００とをモデル化したシミュレーションモデルを用いて系統７００の周波数、安定度及び経済性の評価を行い、そのシミュレーション結果に基づいて運転計画を作成する。このような構成によれば、系統７００の周波数、安定度及び経済性の評価を事前に定量的に行うことができる。

また、第１実施形態では、再生可能エネルギー発電装置３００の運転に関する運転データを所定時間（例えば１秒）間隔で計測する計測部３３１，３４１と、計測部３３１，３４１で計測した複数の運転データをまとめて集合データ１０００とし、その集合データ１０００を送信する通信部３３３，３４３と、通信部３３３，３４３から送信された集合データ１０００に含まれる複数の運転データを時系列順に配列し、配列した複数の運転データを用いて再生可能エネルギー発電装置３００の出力による系統７００への影響を解析する解析部１３０と、を備える。このような構成によれば、解析部１３０の解析結果をシミュレーションモデルのパラメータなどに反映させることができる。よって、シミュレーションモデルの精度を向上させることができる。

また、第１実施形態では、系統７００の状態に関する系統状態データを所定時間間隔で計測し、計測した複数の系統状態データをまとめて集合データとし、その集合データを送信する系統監視装置５５０を備え、解析部１３０は、系統監視装置５５０から送信された集合データに含まれる複数の系統状態データを時系列順に配列し、配列した複数の系統状態データを用いて系統７００における状態に応じた影響を解析する。このような構成によれば、解析部１３０による系統７００の状態の解析結果をシミュレーションモデルのパラメータなどに反映させることができ、より一層シミュレーションモデルの精度を向上させることができる。

また、第１実施形態では、通信部３３３，３４３又は系統監視装置５５０は、データの計測時刻を特定可能な情報（例えばタイムスタンプ）を集合データ１０００に付加して送信する。このような構成によれば、解析部１３０は、遅れて収集された運転データとリアルタイムに収集された運転データとを突き合わせてデータの解析を行うことができる。

また、第１実施形態では、気象データに基づいて再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値及びその予測幅を算出する予測部１３１と、再生可能エネルギー発電装置３００の出力計測値により予測部１３１で算出された予測幅を補正する予測補正部１３１と、予測補正部１３１で補正された予測幅に基づいて、内燃力発電装置２００、再生可能エネルギー発電装置３００、及び電力貯蔵装置４００の出力を制御する制御部１３２〜１３４と、を備える。このような構成によれば、制御部１３２〜１３４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相対的に狭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。

＜第２実施形態＞
上記した第１実施形態では、予測部１３１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１３１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。

図２３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２３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。

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。

図２４は、第２実施形態の予測部１３１が実行する予測処理を示すフローチャートである。図２４に示す処理において、予測部１３１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Ｓ１１Ａ）。具体的には、予測部１３１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１３１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１３１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１３１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２４におけるステップＳ１４〜Ｓ１６の処理は、図７におけるステップＳ１４〜Ｓ１６の処理と同様であるため、重複する説明を省略する。

このように、予測部１３１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。

＜第３実施形態＞
上記した第１実施形態では、ＳＣＡＤＡ１２０は、分散型電源２００，３００，４００から送信される運転データを収集し監視する制御を行っていた。これに対して、第３実施形態では、ＳＣＡＤＡは、分散型電源２００，３００，４００から送信される運転データを収集し監視する制御だけでなく、ＥＭＳ１３０が行う分散型電源２００，３００，４００の一部の制御を行う。

図２５は、第３実施形態の需給制御装置１００Ａの構成を示すブロック図である。本実施形態では、分散型電源は、種別ごとのグループに区分けされているものとする。すなわち、分散型電源は、太陽光発電機３２０のグループと、風力発電機３１０のグループと、蓄電池４１０のグループとに区分けされているものとする。

図２５に示す需給制御装置１００Ａにおいて、制御部１３３，１３４は、３つのグループに区分けされた複数の分散型電源３１０，３２０，４１０の出力をグループごとに制御する。すなわち、制御部１３４は、複数台の風力発電機３１０を１つの分散型電源とみなして指令信号を出力する。また、制御部１３４は、複数台の太陽光発電機３２０を１つの分散型電源とみなして指令信号を出力する。また、制御部１３４は、複数台の蓄電池４１０を１つの分散型電源とみなして指令信号を出力する。

ＳＣＡＤＡ（監視部）１２０Ａは、ＰＶ−ＳＣＡＤＡ１２１、ＷＴ−ＳＣＡＤＡ１２２、及びＢＡＴＴ−ＳＣＡＤＡ１２３を有している。ＰＶ−ＳＣＡＤＡ１２１は、太陽光発電機のグループに対する指令信号に基づいて、当該グループに含まれる複数台の太陽光発電機３２０の出力配分を決定し、決定した出力配分に基づいて各太陽光発電機３２０の出力を制御する。ＷＴ−ＳＣＡＤＡ１２２は、風力発電機のグループに対する指令信号に基づいて、当該グループに含まれる複数台の風力発電機３１０の出力配分を決定し、決定した出力配分に基づいて各風力発電機３１０の出力を制御する。ＢＡＴＴ−ＳＣＡＤＡ１２３は、蓄電池のグループに対する指令信号に基づいて、当該グループに含まれる複数台の蓄電池４１０の出力配分を決定し、決定した出力配分に基づいて各蓄電池４１０の出力を制御する。太陽光発電機３２０は、ＰＶ−ＳＣＡＤＡ１２１からの指令信号で指示された電力を出力する。風力発電機３１０は、ＷＴ−ＳＣＡＤＡ１２２からの指令信号で指示された電力を出力する。蓄電池４１０は、ＢＡＴＴ−ＳＣＡＤＡ１２３からの指令信号で指示された電力を放電し又は充電する。

以上のように、第３実施形態では、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、複数のグループに区分けされた複数の分散型電源２００，３００，４００の出力をグループごとに制御する制御部１３２〜１３４と、複数のグループに対応つけられ、各グループ内に含まれる一又は複数の分散型電源２００，３００，４００の出力を制御する複数の監視部１２１〜１２３と、を備える。このような構成によれば、監視部１２１〜１２３が制御部１３４の制御の一部を実行するので、制御部１３４の制御負担を低減させることができる。

＜第４実施形態＞
上記した第１実施形態では、再生可能エネルギー発電装置３００から出力される電力は直接、系統７００に伝送されていた。これに対して、第４実施形態では、各再生可能エネルギー発電装置３００に対応つけて電力貯蔵装置を設置し、電力貯蔵装置が再生可能エネルギー発電装置３００から出力される電力を貯蔵し、需給制御装置１００からの再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値の情報に応じた電力を系統７００に伝送する。

図２６は、第４実施形態のローカル蓄電池３１０Ａの構成を示すブロック図である。図２６に示すように、ローカル蓄電池（第２電力貯蔵装置）３１０Ａは、風力発電機３１０に対応つけて設置されている。ローカル蓄電池３１０Ａは、電力線で風力発電機３１０と接続されている。従って、風力発電機３１０で発電された電力はローカル蓄電池３１０Ａに導かれる。ローカル蓄電池３１０Ａは、風力発電機３１０で発電された電力を充電する。変流器３１１及びＤＣ／ＡＣ変換器３１２が風力発電機３１０及びローカル蓄電池３１０Ａと系統７００との間に設けられている。

図２６に示すように、ローカル蓄電池３１０Ａは、制御装置３１０Ｂを有している。また、ローカル蓄電池３１０Ａは、需給制御装置１００と光伝送路８２０で接続されている。制御装置３１０Ｂは、需給制御装置１００からの風力発電機３１０の出力予測値の情報を受信する。そして、制御装置３１０Ｂは、風力発電機３１０の出力予定値に応じた電力を放電する。ローカル蓄電池３１０Ａから放電された電力は、変流器３１１及びＤＣ／ＡＣ変換器３１２を介して系統７００に伝送される。

図２７は、第４実施形態のローカル蓄電池３１０Ａが実行する制御処理を示すフローチャートである。なお、ローカル蓄電池３１０Ａは、風力発電機３１０から出力される電力を常に充電している。図２７に示すように、ローカル蓄電池３１０Ａの制御装置３１０Ｂは、需給制御装置１００（例えば負荷周波数制御部１３４）から送信される風力発電機３１０の出力予定値の情報を受信する（ステップＳ３０１）。制御装置３１０Ｂは、受信した情報に基づいて風力発電機３１０の出力予定値を認識する。制御装置３１０Ｂは、出力予定値の電力量を放電する（ステップＳ３０２）。ローカル蓄電池３１０Ａから放電された電力は、変流器３１１で変流され、ＤＣ／ＡＣ変換器３１２で直流から交流に変換された後、系統７００に伝送される。

制御装置３１０Ｂは、出力予定値と風力発電機３１０の実際の出力値との差、つまり、充電している電力量と放電している電力量との差を検出する（ステップＳ３０３）。制御装置３１０Ｂは、所定時間後（例えば１０分後）における出力予定値の電力量の出力が不可能であるか否か判定する（ステップＳ３０４）。具体的には、制御装置３１０Ｂは、風力発電機３１０の実際の出力値よりも出力予定値が大きい場合に、所定時間後に充電率が所定値よりも低くなるか否か判定する。制御装置３１０Ｂは、所定時間後における出力予定値の電力量の出力が不可能であると判定した場合（ステップＳ３０４のＹＥＳ）、需給制御装置１００に対して出力予定値の変更を要求する（ステップＳ３０５）。これにより、需給制御装置１００は、風力発電機３１０における出力予定値を変更する。なお、図２６では、ローカル蓄電池が風力発電機３１０に対応つけて設けられているが、ローカル蓄電池は太陽光発電機３２０にも対応つけて設けられる。

以上のように、第４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１３１と、予測部１３１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、再生可能エネルギー発電装置３００、及び第１電力貯蔵装置４１０の出力を制御する制御部１３２〜１３４と、を備え、第２電力貯蔵装置３１０Ａは、再生可能エネルギー発電装置３００で発電された電力を貯蔵し、制御部１３２〜１３４からの指令に応じた電力を系統７００に出力する。このような構成によれば、再生可能エネルギー発電装置３００に対応する第２電力貯蔵装置３１０Ａが予測部１３１で予測された再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値に応じた電力を放電することができるので、制御部１３２〜１３４が再生可能エネルギー発電装置３００の出力予測値に応じた電力の需給制御を実行することができる。

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。

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。

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１３１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。

また、経済負荷配分制御部１３３と負荷周波数制御部１３４は１つの処理部であってもよい。また、運転計画部１３２、経済負荷配分制御部１３３及び負荷周波数制御部１３４も１つの処理部であってもよい。

また、上記の第１実施形態では、予測部１３１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１３１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。

また、上記の第１実施形態では、予測部１３１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。

また、上記の第１実施形態では、予測部１３１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１３１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。

また、予測部１３１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１３１の予測と、上記の第２実施形態における予測部１３１の予測とを組み合わせてもよい。例えば、予測部１３１は、図７に示すステップＳ１１〜１３の処理を行った上で、さらに予測精度を高めるため図２４のステップＳ１１Ａの処理を行ってもよい。

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。また、需給制御装置１００の運転計画部１３２、経済負荷配分制御部１３３及び負荷周波数制御部１３４により、負荷５００の一部に対し、通信網８００を介して制御をおこなってもよい。

ＳＹＳ 電力供給システム
１００ 需給制御装置
１１０ 通信部
１２０ ＳＣＡＤＡ（監視部）
１２１ ＰＶ−ＳＣＡＤＡ（監視部）
１２２ ＷＴ−ＳＣＡＤＡ（監視部）
１２３ ＢＡＴＴ−ＳＣＡＤＡ（監視部）
１３０ ＥＭＳ（解析部）
１３１ 予測部（予測補正部）
１３２ 運転計画部（制御部）
１３３ 経済負荷配分制御部（制御部）
１３４ 負荷周波数制御部（制御部）
１４０ 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）
３１０Ａ ローカル蓄電池（電力貯蔵装置、第２電力貯蔵装置）
３２０ 太陽光発電機（再生可能エネルギー発電装置）
３３０ 小型風力発電機（再生可能エネルギー発電装置）
３３１，３４１ 計測部
３３３，３４３ 通信部
３４０ 小型太陽光発電機（再生可能エネルギー発電装置）
４００ 電力貯蔵装置
４１０ 蓄電（電力貯蔵装置、第１電力貯蔵装置）
４２０ 小型蓄電池（電力貯蔵装置）
５００ 負荷
５５０ 系統監視装置
６００ 気象データ提供装置
７００ 電力系統（系統）
８００ 通信網
８１０ 通信回線（通信網）
８２０ 光伝送路（通信網）
８３０ 移動体通信網（通信網）
８４０ 公衆通信網（通信網）
９０１ａ，９０２ａ 観測装置
１０００ 集合データ

Claims (16)

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、
   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、
   所定時間後の前記需要予測値から前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を引いた値が所定時間後の前記内燃力発電装置の出力目標値の所定範囲内にある場合は、新たに前記内燃力発電装置を前記系統に並列又は解列させないように制御する制御部と、を備える需給制御装置。
2. 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、
   前記予測部で演算された前記需要予測値以上の電力を供給可能で、前記予測部で演算された前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値における出力変動を吸収可能なパラメータを有する前記内燃力発電装置及び前記電力貯蔵装置を選択し、選択した前記内燃力発電装置及び前記電力貯蔵装置と前記再生可能エネルギー発電装置との運転計画を作成する運転計画部と、を備える需給制御装置。
3. 前記パラメータは、前記内燃力発電装置及び前記電力貯蔵装置の応答速度を含む請求項２に記載の需給制御装置。
4. 前記運転計画部は、選択した前記内燃力発電装置及び前記電力貯蔵装置と前記再生可能エネルギー発電装置と前記系統と前記負荷とをモデル化したシミュレーションモデルを用いて前記系統の周波数、安定度及び経済性の評価を行い、そのシミュレーション結果に基づいて運転計画を作成する請求項２または請求項３に記載の需給制御装置。
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電力を供給する電力供給システムであって、
   前記再生可能エネルギー発電装置の運転に関する運転データを所定時間間隔で計測する計測部と、
   前記計測部で計測した複数の運転データをまとめて集合データとし、その集合データを送信する通信部と、
   前記通信部から送信された前記集合データに含まれる複数の運転データを時系列順に配列し、配列した複数の運転データを用いて前記再生可能エネルギー発電装置の出力による前記系統への影響を解析する解析部と、を備える電力供給システム。
6. 前記系統の状態に関する系統状態データを所定時間間隔で計測し、計測した複数の系統状態データをまとめて集合データとし、その集合データを送信する系統監視装置を備え、
   前記解析部は、前記系統監視装置から送信された前記集合データに含まれる複数の系統状態データを時系列順に配列し、配列した複数の系統状態データを用いて前記系統における状態に応じた影響を解析する請求項５に記載の電力供給システム。
7. 前記通信部又は前記系統監視装置は、データの計測時刻を特定可能な情報を前記集合データに付加して送信する請求項６に記載の電力供給システム。
8. 複数の分散型電源と負荷と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、前記複数の分散型電源のうちの再生可能エネルギー発電装置の出力予測値とを演算する予測部と、
   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、複数のグループに区分けされた前記複数の分散型電源の出力を前記グループごとに制御する制御部と、
   前記複数のグループに対応つけられ、前記各グループ内に含まれる一又は複数の分散型電源の出力を制御する複数の監視部と、を備える需給制御装置。
9. 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、
   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及びその予測幅を算出する予測部と、
   前記再生可能エネルギー発電装置の出力計測値により前記予測部で算出された前記予測幅を補正する予測補正部と、
   前記予測補正部で補正された予測幅に基づいて、前記内燃力発電装置、前記再生可能エネルギー発電装置、及び前記電力貯蔵装置の出力を制御する制御部と、を備える需給制御装置。
10. 内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、第１電力貯蔵装置、第２電力貯蔵装置、及び負荷が接続された系統に電力を供給する電力供給システムであって、
    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、前記再生可能エネルギー発電装置、及び前記第１電力貯蔵装置の出力を制御する制御部と、を備え、
    前記第２電力貯蔵装置は、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を貯蔵し、前記制御部からの指令に応じた電力を前記系統に出力する電力供給システム。
11. 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、
    所定時間後の前記需要予測値から前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値を引いた値が所定時間後の前記内燃力発電装置の出力目標値の所定範囲内にある場合は、新たに前記内燃力発電装置を前記系統に並列又は解列させないように制御することと、を含む需給制御方法。
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、
    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、
    前記需要予測値以上の電力を供給可能で、前記再生可能エネルギー発電装置の出力予測値における出力変動を吸収可能なパラメータを有する前記内燃力発電装置及び前記電力貯蔵装置を選択することと、
    選択した前記内燃力発電装置及び前記電力貯蔵装置と前記再生可能エネルギー発電装置との運転計画を作成することと、を含む需給制御方法。
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、
    前記再生可能エネルギー発電装置の運転に関する運転データを所定時間間隔で計測することと、
    計測した複数の運転データをまとめて集合データとし、その集合データを送信することと、
    前記集合データに含まれる複数の運転データを時系列順に配列し、配列した複数の運転データを用いて前記再生可能エネルギー発電装置の出力による前記系統への影響を解析することと、を含む需給制御方法。
14. 複数の分散型電源と負荷と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、前記複数の分散型電源のうちの再生可能エネルギー発電装置の出力予測値とを演算することと、
    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、複数のグループに区分けされた前記複数の分散型電源の出力を前記グループごとに制御することと、
    前記グループ内に含まれる一又は複数の分散型電源の出力を制御することと、を含む需給制御方法。
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、
    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及びその予測幅を算出することと、
    前記再生可能エネルギー発電装置の出力計測値により前記予測幅を補正することと、
    補正された予測幅に基づいて、前記内燃力発電装置、前記再生可能エネルギー発電装置、及び前記電力貯蔵装置の出力を制御することと、を備える需給制御方法。
16. 内燃力発電装置、再生可能エネルギー発電装置、第１電力貯蔵装置、第２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、
    予測部が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し、
    制御部が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、前記再生可能エネルギー発電装置、及び前記第１電力貯蔵装置の出力を制御し、
    前記第２電力貯蔵装置が前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を貯蔵し、前記制御部からの指令に応じた電力を前記系統に出力する需給制御方法。

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