JP2020141509A - 発電制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】発電制御システムは、制御内容に起因するメンテナンス費用が増大することを抑制する。【解決手段】複数の発電設備を制御する発電制御システムであって、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値に対する制御内容に応じて変動する、複数の発電設備のメンテナンス費用を算出する算出部と、前記算出部によって算出された前記メンテナンス費用に基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御する制御部と、を備える発電制御システムを提供する。【選択図】図２

Description

本発明は、発電制御システムに関する。

従来、複数の発電設備を制御する発電制御システムとして、特定種類の発電設備を優先して用いるように制御する技術が知られている。例えば、太陽光発電設備および風力発電設備といった複数種類の発電設備を含む発電制御システムにおいて、それぞれの電力出力値の合算値が閾値を超える場合に、太陽光発電を優先すべく太陽光発電設備の電力出力値を制限せずに風力発電設備の電力出力値を制限する技術が知られている。
［先行技術文献］
［特許文献］
［特許文献１］ 特許第６１０５１３８号公報
［特許文献２］ 特許第６１０８５１０号公報

しかしながら、特定種類の発電設備を優先して用いるように制御することによって、メンテナンス費用が増大してしまう場合もある。発電制御システムは、制御内容に起因するメンテナンス費用が増大することを抑制することが望ましい。

本発明の第１の態様においては、複数の発電設備を制御する発電制御システムを提供する。発電制御システムは、算出部および制御部を備えてよい。算出部は、複数の発電設備のメンテナンス費用を算出してよい。複数の発電設備のメンテナンス費用は、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値に対する制御内容に応じて変動してよい。制御部は、算出部によって算出されたメンテナンス費用に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御してよい。

複数の発電設備は、複数種類の発電設備を含んでよい。発電制御システムは、判定部を更に備えてよい。判定部は、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値の合算値が、予め定められた閾値を超えたか否かを判定してよい。制御部は、合算値が閾値を超えた場合に、算出部によって算出されたメンテナンス費用に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制限して合算値を閾値以下に抑制してよい。

発電制御システムは、損失金額推定部を備えてよい。損失金額推定部は、メンテナンス費用と、売電損失とに基づいて、それぞれの発電設備の電力出力値を制御部が制限することによって生じる損失金額を推定してよい。売電損失は、それぞれの発電設備の電力出力値を制御部が制限することによって生じてよい。制御部は、合算値が閾値を超えた場合に、推定された損失金額に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制限してよい。

制御部は、損失金額を抑制するように、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制限してよい。算出部は、合算値が閾値を超えた場合に、損失金額、損失金額を各発電設備の定格電力値で除算した値、または損失金額を各発電設備の制限前電力出力値で除算した値を、それぞれの発電設備の電力出力値を抑制するための共通の条件として算出してよい。制御部は、共通の条件に基づいて、それぞれの発電設備を制御して合算値を閾値以下に抑制してよい。

発電設備の電力出力値を制御部が制限することによって生じる損失電力値と、損失電力値によって変動する売電損失との関係を示す売電損失情報を記憶する記憶部を備えてよい。

複数種類の発電設備のうち特定種類の発電設備において制御部が電力出力値を制限する一回または単位時間あたりに生じるメンテナンス費用の増加分が、他の種類の発電設備において制御部が電力出力値を制限する一回または単位時間あたりに生じるメンテナンス費用の増加分より大きくてよい。

特定種類の発電設備は、機械的な駆動部を用いて発電してよい。制御部は、特定種類の発電設備について他の種類の発電設備よりも電力出力値の変動を抑制してよい。

発電制御システムは、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を抑制するための共通の条件を算出する条件算出部を更に備えてよい。制御部は、第１制御と第２制御とを併用して前記複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御してよい。第１制御においては、制御部は、共通の条件に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を一の水準まで制御してよい。第２制御においては、制御部は、メンテナンス費用に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を他の水準まで制御してよい。

制御部は、メンテナンス費用と、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値に対応する売電価格とに基づいて、複数の発電設備が電力出力することによって生じる利益を推定する利益推定部を備えてよい。制御部は、利益を増加させるように、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御してよい。

複数の発電設備のそれぞれは、１以上の部品を備えてよい。算出部は、部品ごとのメンテナンス費用を算出することによって、複数の発電設備のそれぞれのメンテナンス費用を算出してよい。

複数の発電設備のそれぞれは、１以上の部品を含んでよい。算出部は、それぞれの部品の寿命を予測する寿命予測部を有してよい。寿命予測部は、それぞれの部品についての現在および将来の消耗度を推定し、推定された現在および将来の消耗度と、予め定められた閾値とに基づいて、部品の寿命を予測してよい。

寿命予測部は、複数の発電設備のそれぞれの設けられた場所の気象情報と、複数の発電設備のそれぞれの過去の運転状況の情報に基づいて、それぞれの部品についての現在および将来の消耗度を推定してよい。

現在の気象情報および現在の運転状況に基づいて気象情報および過去の運転状況の情報は更新されてよい。

寿命予測は、複数の発電設備における物理量を検出するセンサによる検出結果に基づいて、それぞれの部品についての現在および将来の消耗度を推定してよい。

制御部は、複数の発電設備それぞれにおける部品の交換時期に応じて変化する部品交換費用情報と、予測された寿命とを用いて、交換時期を制御することによってメンテナンス費用を低減するように、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御してよい。

なお、上記の発明の概要は、本発明の必要な特徴の全てを列挙したものではない。また、これらの特徴群のサブコンビネーションもまた、発明となりうる。

本発明の発電制御システム１００が用いられる一例の発電システム２の概略を示す。 第１実施形態の発電制御システム１００を有する発電システム２の一例を示す。 風力発電機２１の概略構成を示す。 比較例の発電制御システムにおける制御内容を示す。 第１実施形態の発電制御システム１００における制御内容の一例を示す。 風力発電設備２０における運転停止理由の一例を示す。 風力発電設備２０における運転停止日数の一例を示す。 風力発電設備２０における保守点検の作業日数の一例を示す。 各部品におけるメンテナンス費用を抑制するための対策の一例を示す。 発電制御システム１００における算出部１２０の構成の一例を示す。 寿命予測部１２２の一例を示す。 風力発電設備２０の主軸ロータ２５についての寿命予測部の一例を示す。 寿命予測値１２２の計算の一例を示す。 風力発電設備２０のピッチ駆動部分２６についての寿命予測部の一例である。 太陽光発電設備１０の太陽電池モジュールについての寿命予測部の一例である。 部品の交換時期に応じた費用を示すテーブルの一例である。 発電制御システム１００の処理の一例を示す。 発電制御システム１００の処理の他の例を示す。 発電制御システム１００における算出部１２０の構成の他の例を示す。 太陽電池モジュールにおける電圧電流特性の一例を示す。 メンテナンス費用情報の一例を示す。 売電金額情報の一例を示す。 発電制御システム１００を有する発電システム２の変形例を示す。 変形例における発電制御システムの処理の一例を示す。 図２４における第１制御の一例を示す。

以下、発明の実施の形態を通じて本発明を説明するが、以下の実施形態は特許請求の範囲にかかる発明を限定するものではない。また、実施形態の中で説明されている特徴の組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。

以下、発明の実施の形態を通じて本発明を説明するが、以下の実施形態は特許請求の範囲にかかる発明を限定するものではない。また、実施形態の中で説明されている特徴の組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。

図１は、本発明の発電制御システム１００が用いられる一例の発電システム２の概略を示す。発電システム２は、複数の発電設備を含んでいる。なお、本明細書において、発電設備には、太陽光発電設備、風力発電設備、水力発電設備、火力発電設備等の他、二次電池も含まれる。複数の発電設備は、複数種類の発電設備を含んでよい。本例では、発電システム２は、複数種類の発電設備として、複数の太陽光発電設備１０−１、１０−２、１０−３、複数の風力発電設備２０−１、２０−２、２０−３を備えている。本例では、複数の太陽光発電設備１０−１、１０−２と風力発電設備２０−１とが連系点３０−１を介し電力系統６に接続される。また、太陽光発電設備１０−３と複数の風力発電設備２０−２、３とが連系点３０−２を介して電力系統６に接続される。電力系統６は、大規模電力系統であってよい。但し、複数の発電設備は、図１に示される場合に限定されない。連系点３０は、一つであってもよく、複数であってもよい。

各連系点３０に接続される発電設備の電力出力値の合算値は、連系容量に応じて定められた閾値以下に制御される。また、電力系統６に接続される負荷５と複数の発電設備である太陽光発電設備１０および風力発電設備２０との間の需給調整に起因する制約からも、発電設備の電力出力値の合算値が制限される場合がある。

発電制御システム１００は、複数の発電設備を含む発電システムにおいて、出力制限が必要なとき、各発電設備のメンテナンス費用を考慮し、メンテナンス費用を抑制するように出力制限量を各発電設備に配分する。発電制御システム１００は、メンテナンス費用を抑制するように各発電設備の電力出力値を制御する。メンテナンスには、発電所、各発電設備、及び各部品の点検、保守、及び修理が含まれてよい。メンテナンス費用とは、発電所、各発電設備、及び各部品のメンテナンスに対して発生する費用または当該費用に関係づけられた数値をいう。したがって、メンテナンス費用は、メンテナンスに対して発生する実際の金額であってもよく、金額に関係づけられる数値またはポイントであってもよい。例えば、部品の回転数に係数Ａを乗じて（Ａ×回転数）、メンテナンスに対して発生する実際の金額が算出できる場合に、部品の回転数に係数Ｂを乗じて算出される数値（Ｂ×回転数）を算出する場合も、数値が当該費用に関係づけられているので、発電制御システム１００は、部品の回転数に係数Ｂを乗じて算出される数値を、メンテナンス費用として制御に用いてよい。

メンテナンス費用には、交換部品費、修理作業費、人件費（技術者及び作業員等の派遣および宿泊費）、輸送費（発電設備を輸送する船舶または車両などを使用するための費用）、及びその他の建設機械のレンタル費等を含んでよい。例えば、風力発電設備のタワーの搬入、搬出、及び設置には、大型の車両、船舶、及び建設機械が必要である。但し、発電制御システム１００は、メンテナンス費用における交換部品費、修理作業費、人件費、輸送費、及びその他の建設機械のレンタル費等のすべての項目を考慮する場合に限定されない。発電制御システム１００は、一部の項目、例えば、交換部品費及び修理作業費をメンテナンス費用として考慮し、この一部の項目についてのメンテナンス費用を抑制するように各発電設備の電力出力値を制御してもよい。なお、発電制御システム１００は、基幹系統または需給バランシンググループから制御指令を受けて、各発電設備の電力出力値を制御してもよい。これと異なり、発電制御システム１００は、発電制御システム１００の内部に予め定められた制限値に基づいて、各発電設備の電力出力値を制御してもよい。

図２は、第１実施形態の発電制御システム１００を有する発電システム２の一例を示す。図２において、発電システム２は、複数の発電設備の一例として、太陽光発電設備１０および風力発電設備２０を含む。太陽光発電設備１０および風力発電設備２０の設置台数は、それぞれ１つであってもよく、複数であってもよい。

太陽光発電設備１０は、太陽電池モジュール１１と、パワーコンディショナー１２とを備える。太陽電池モジュール１１は、複数の太陽電池セルから構成されてよい。複数の太陽電池モジュール１１が太陽電池アレイを構成してよい。パワーコンディショナー１２は、ＰＣＳ（Power Conditioning System）と呼ばれる。パワーコンディショナー１２は、インバータ装置１４および出力制御部１６を含んでよい。インバータ装置１４は、太陽電池モジュール１１に接続される。インバータ装置１４は、太陽電池モジュール１１が発電した直流電力を交流電力に変換する。出力制御部１６は、発電制御システム１００から制御信号を受信する。出力制御部１６は、受信した制御信号に応じて、太陽光発電設備１０の電力出力値を制御する。具体的には、出力制御部１６は、インバータ装置１４を介して出力される交流電力を制御する。

風力発電設備２０は、風力発電機２１と、風力発電制御部２２を備える。風力発電制御部２２は、風力発電機２１の電力出力値を制御する。

図３は、風力発電機２１の概略構成を示す。風力発電機２１は、機械的な駆動部として、主軸ロータ２５、ピッチ駆動部分２６、およびヨー駆動部分２７を備えてよい。主軸ロータ２５は、風車の羽（ブレード）が風を受けることによって、風力に応じて回転する。主軸ロータ２５は、ギアボックス２８を介して発電機本体２９に回転を伝える。ピッチ駆動部分２６は、主軸方向に対する風車の羽の角度を調整する。ヨー駆動部分２７は、主軸ロータ２５が風向と正対するように風車のヨー角を調整する。一例において、風力発電制御部２２は、風車のブレードの角度を調整するピッチ制御によって、風力発電設備２０の電力出力値を制御する。

図２に示されるとおり、太陽光発電設備１０と連系点３０とは送電線１８で接続されてよい。太陽光発電設備１０と連系点３０との間には、変圧器３６が設けられてよい。連系点３０と電力系統６との間には、変圧器３７が設けられてよい。風力発電設備２０と連系点３０とは送電線２４で接続されてよい。発電システム２は、電力計３１を備えてよい。電力計３１は、太陽光発電設備１０および風力発電設備２０の発電電力が連系点３０において合算された合算値を計測する。

一例において、発電制御システム１００は、判定部１１０、算出部１２０、制御部１３０、および記憶部１４０を備える。発電制御システム１００は、ＰＬＣ（プログラマブルロジックコントローラ）等のコンピュータで構成されてよい。判定部１１０、算出部１２０、および制御部１３０等の各部は、制御プログラムを実行するＣＰＵの機能として実現されてよい。

判定部１１０は、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値の合算値が、予め定められた閾値を超えたか否かを判定する。例えば、判定部１１０は、１つの連系点３０に接続された太陽光発電設備１０と風力発電設備２０の電力出力値の合算値が閾値を超えるかを判定する。一方、判定部１１０は、電力系統６に接続される複数の発電設備の電力出力値の合算値が、需給バランスの観点から設けられた閾値を超えたかを判定してもよい。

算出部１２０は、複数の発電設備の各メンテナンス費用を算出する。各メンテナンス費用は、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値に対する制御内容に応じて変動する、算出部１２０は、発電システムにおいて出力制限が必要なとき、各発電設備のメンテナンス費用を考慮し、メンテナンス費用を抑制するように出力制御量を各発電設備に配分する。制御部１３０は、算出部１２０によって算出されたメンテナンス費用に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御する。特に、制御部１３０は、合算値が閾値を超えた場合に、算出部１２０によって算出されたメンテナンス費用に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制限して合算値を閾値以下に抑制してよい。

図４は、比較例の発電制御システムにおける制御内容を示す。図５は、第１実施形態の発電制御システム１００における制御内容の一例を示す。比較例の発電制御システムにおいては、太陽光発電設備（ＰＶ）１０を優先する。風力発電設備（ＷＴ）２０は、「連系容量未満に定められた閾値から太陽光発電の発電電力を差し引いた値」を制限値（出力抑制上限値）として制限される。したがって、出力制限による損失電力値（ロス）が風力発電設備に偏る。しかし、風力発電設備（ＷＴ）を出力制御するためには、ブレードのピッチ制御など機械的な動作が伴う。

一方、図５に示される第１実施形態の発電制御システム１００における制御内容によれば、適切に出力制限を分担することにより、発電出力および売電価格の最大化だけではなく、メンテナンス費用の最小化を図ることができる。

図６は、風力発電設備における運転停止理由の一例を示す。図６に示されるとおり、風力発電においては、機械系の摩擦疲労が、運転停止をもたらす最大の理由である。風力発電設備２０の機械的な駆動部分の動作が多すぎると故障につながる。機械的な駆動部として、主軸ロータ２５、ブレードのピッチ駆動をするピッチ駆動部分２６、およびナセルのヨー駆動をするヨー駆動部分２７が存在する。発電のために主軸ロータ２５が回転したり、発電の効率を高めるためにヨー駆動部分２７が回動したりする。これによって、主軸ロータ２５およびヨー駆動部分２７の摩耗が進む。また、電力出力値を制限するために、ブレードの角度を調整するピッチ制御を実施する場合に、ピッチ駆動部分２６の摩耗が進む。算出部１２０は、特定の発電設備に回転動作および回動動作が偏る運用を避けるように、出力制御量を各発電設備に配分してよい。これにより、特定の発電設備の故障を防止して、修理費用および売電機会の損失が発生することを防止する。

図７は、風力発電設備における運転停止日数の一例を示す。図８は、風力発電設備における保守点検の作業日数の一例を示す。図７に示されるように、故障または不具合が生じて修理が必要になると、風力発電設備が長期間にわたって停止するので、売電量が低下する。同様に、メンテナンス（保守作業）が発生した場合にも、長期間の点検により、売電量が低下する。算出部１２０は、部品の交換にかかる費用と、図７および図８に示される売電量の低下とを含むメンテナンス費用を算出してよい。一例において、図７および図８に示されるデータに基づいて、部品ごとに交換にかかる平均必要日数をテーブルとして記憶部１４０が記憶してよい。算出部１２０は、このテーブルを参照して、売電量の低下を算出してよい。

太陽発電設備においては、パワーコンディショナー１２の故障頻度は、電力出力値および電力出力値の制限によって、ほとんど影響をうけない。一方、太陽電池モジュール１１の劣化度は、太陽電池モジュール１１を流れる電流の大きさおよび流れる時間の影響を受ける。

具体的には、太陽電池モジュール１１に電流が流れると、太陽電池モジュール１１の内部抵抗に起因して発熱する。これにより太陽電池モジュール１１のパネルが高温になるため、劣化が進行するおそれがある。

図９は、各部品におけるメンテナンス費用を抑制するための対策の一例を示す。図９は、電力出力値および電力出力値の制限と、各部品のメンテナンス費用との関係の一例である。

風力発電設備２０に含まれる主軸ロータ２５は、風速が大きくなるにしたがって摩耗（消耗度）が進む。風速が急激に増加した場合にも、主軸ロータ２５へかかるトルクが増加する。電力出力制限を増加することによって、主軸ロータの回転数を減少させることで、主軸ロータ２５の摩耗の進行が抑制される。ヨー駆動部分２７は、風向の変化が大きい場合に摩耗が進む。電力出力制限を増加することによって、ヨー駆動部分２７にかかるトルクを減らすことで、ヨー駆動部分２７の摩耗の進行が抑制される。

風力発電設備２０に含まれるピッチ駆動部分２６は、電力出力制限が頻繁に実施される場合に、摩耗が進行しやすい。したがって、電力出力制限を減らすことによって、電力出力制限の頻度および時間を減らす。これによって、ピッチ駆動部分２６の摩耗の進行が抑制される。太陽光発電設備１０に含まれる太陽電池モジュール１１は、電流が流れることにより太陽電池モジュール１１のパネルが高温になることで、劣化が進行する可能性がある。したがって、電力出力制限をした方が、太陽電池モジュール１１のパネルが高温になることを防止することができるので、劣化が進行することを抑制することができる。

なお、図９に示した関係は一例であり、統計的モデルまたは機械学習を用いて、電力出力値および電力出力値の制限と、各部品のメンテナンス費用との関係を学習して構築していくことができる。

図１０は、発電制御システム１００における算出部１２０の構成の一例を示す。制御部１３０が複数の発電設備の電力出力値の合算値が閾値以下になるように制限する場合を例にとる。算出部１２０は、電力出力値の合算値を閾値以下にするために各発電設備の電力を出力制限することによって生じる増減するメンテナンス費用を算出する。複数の発電設備のそれぞれは、１以上の部品を備えている。算出部１２０は、部品ごとのメンテナンス費用を算出してよい。一例において、算出部１２０は、寿命予測部１２２およびメンテナンス費用算出部１２４を有する。

損失金額算出部１２８は、算出されたメンテナンス費用を算出部１２０から取得する。損失金額算出部１２８は、メンテナンス費用の増減と、各発電設備の電力出力値を制御部１３０が制限することによって生じる売電損失とに基づいて、損失金額を推定する。損失金額は、それぞれの発電設備の電力出力値を制御部１３０が制限することによって生じる損失金額であってよい。制御部１３０は、合算値が閾値を超えた場合に、推定された損失金額に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制限する。好ましくは、制御部１３０は、推定された損失金額が最小となるように、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制限する。なお、損失金額が最小となる場合には、損失金額が実際に最小額になる場合にのみならず、損失金額が、予め定められた金額以下であって最小額を含む予め定められた範囲となる場合を含んでよい。

なお、図１０に示される構成においては、合算値を閾値以下にするために各発電設備に出力制限を適用する場合が示された。しかしながら、発電制御システム１００が適用される場合は、各発電設備が出力制限される場合に限られない。一例において、制御部１３０は、複数の発電設備のそれぞれのメンテナンス費用と、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値に対応する売電額とに基づいて、複数の発電設備が電力出力することによって生じる利益を推定する利益推定部を備えてよい。例えば、利益推定部は、すべての発電設備のそれぞれについての売電額からそれぞれのメンテナンス費用を差し引くことによって利益を推定する。制御部１３０は、利益を増加させるように複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御する。特に、制御部１３０は、推定された利益が最大となるように、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御してよい。なお、利益が最大となる場合には、利益が実際に最大金額になる場合にのみならず、利益が、予め定められた金額以上であって最大金額を含む予め定められた範囲となる場合を含んでよい。

図１１は、寿命予測部１２２の一例を示す。寿命予測部１２２は、寿命予測モデルを用いて、それぞれの部品の寿命を予測する。但し、寿命予測部１２２は、各発電設備のすべての部品の寿命を予測しなくてよい。寿命予測部１２２は、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値に対する制御内容に応じてメンテナンス費用が変動する部品について寿命を予測してよい。

一例において、寿命予測部１２２は、消耗度計算部１５１および積分計算部１５２を備える。消耗度計算部１５１は、過去の運転状況を取得する。また、消耗度計算部１５１は、過去の気象情報を取得してよい。過去の運転状況と過去の気象情報のデータは、例えば、記憶部１４０にデータベースとして記憶されている。気象情報は、複数の発電設備のそれぞれの設けられた場所の気象情報であってよい。気象情報は、風速、風向、および気温情報（例えば、平均気温）のうちの少なくとも１つを含んでよい。運転状況は、例えば、主軸ロータ２５、ピッチ駆動部分２６、およびヨー駆動部分２７等の駆動部分の回転量または回動量を含む。運転状況は、電気部品への通電状況を含んでよい。

消耗度計算部１５１は、複数の発電設備のそれぞれの設けられた場所の気象情報と、複数の発電設備のそれぞれの過去の運転状況の情報に基づいて部品の消耗度を計算する。さらに、消耗度計算部１５１の出力を積分計算部１５２が積分計算することによって、過去から現在までの累積された消耗度が推定される。

運転状況予測部１５３は、将来の気象情報予測値と将来の出力制限指令値とを取得する。将来の気象情報予測値は、過去の気象情報からパターンマッチングの手法によって算出された値でもよく、外部からの気象予報情報であってもよい。運転状況予測部１５３は、将来の運転状況を予測する。さらに、消耗度推定部１５４は、運転状況予測部１５３と、将来の気象情報とから、将来の部品の消耗度を推定する。例えば、消耗度推定部１５４は、１週間ごとの将来の消耗度を推定する。

各部品の消耗度の限界値が閾値として予め定められており、例えば記憶部１４０に記憶されてよい。寿命予測部１２２は、以上のように、それぞれの部品についての現在および将来の消耗度を推定し、推定された現在および将来の消耗度と、予め定められた閾値とに基づいて、部品の寿命を予測する。特に、寿命予測部１２２は、複数の発電設備のそれぞれの設けられた場所の気象情報と、複数の発電設備のそれぞれの過去の運転状況の情報に基づいて、それぞれの部品についての現在および将来の消耗度を推定してよい。

本例では、差分部１５５が、予め定められた閾値と、現在まで累積された消耗度との差分を計算して、残りの消耗度を算出する。そして、比較部１５６が、残りの消耗度と、将来の消耗度とを比較して、将来の消耗度が残りの消耗度を超える時点を、部品の寿命予測値として算出する。但し、部品の寿命予測値の算出方法は、この場合に限られない。なお、過去の運転状況の情報と過去の気象情報は、現在の気象情報および現在の運転状況に基づいて更新されてよい。すなわち、寿命予測部１２２が用いる寿命予測モデルは、新たな運転状況の情報と気象情報に基づいて更新されてよい。

図１１に示される寿命予測部１２２は、寿命予測の対象とする部品ごとに設けられてよい。図１２は、風力発電設備２０の主軸ロータ２５についての寿命予測部１２２の一例を示す。寿命予測部１２２は、主軸ロータ２５についての摩耗度計算部１６１および積分計算部１６２を備える。摩耗度計算部１６１は、主軸ロータ２５の過去の回転数を取得する。また、摩耗度計算部１６１は、発電設備のそれぞれの設けられた場所の過去の平均気温を取得してよい。主軸ロータ２５の過去の回転数と過去の平均気温のデータは、例えば、記憶部１４０にデータベースとして記憶されている。

摩耗度計算部１６１は、複数の発電設備のそれぞれの設けられた場所の平均気温と主軸ロータ２５の過去の回転数に基づいて部品の摩耗度を計算する。さらに、摩耗度計算部１６１の出力を積分計算部１６２が積分計算することによって、過去から現在までの累積された主軸ロータ２５の摩耗度が推定される。主軸ロータ２５の回転数が多いほど、摩耗度が進行する。また、主軸ロータ２５の回転数が同じであっても、平均気温が高いほど摩耗度が高い。

回転数予測部１６３は、将来の風速予測値と将来の出力制限指令値とを取得する。将来の風速予測値は、過去の気象情報からパターンマッチングの手法によって算出された値でもよく、外部からの気象予報情報であってもよい。回転数予測部１６３は、将来の回転数を予測する。さらに、摩耗度推定部１６４は、回転数予測部１６３による将来の回転数予測値と、将来の平均気温予測値とから、将来の主軸ロータ２５の摩耗度を推定する。例えば、摩耗度推定部１６４は、１週間ごとの将来の摩耗度を推定する。

主軸ロータ２５の摩耗度の限界値が閾値として予め定められており、例えば記憶部１４０に記憶されてよい。寿命予測部１２２は、以上のように、主軸ロータ２５についての現在および将来の摩耗度を推定し、推定された現在および将来の摩耗度と、予め定められた閾値とに基づいて、主軸ロータ２５の寿命を予測する。特に、寿命予測部１２２は、複数の発電設備のそれぞれの設けられた場所の気象情報と、複数の発電設備のそれぞれの過去の運転状況の情報に基づいて、主軸ロータ２５についての現在および将来の摩耗度を推定してよい。

本例では、差分部１６５が、予め定められた閾値と、現在までの累積摩耗度との差分を計算して、残りの摩耗度を算出する。そして、比較部１６６が、残りの摩耗度と、将来の摩耗度とを比較して、将来の摩耗度が残りの摩耗度を超える時点を、主軸ロータ２５の寿命予測値として算出する。但し、主軸ロータ２５の寿命予測値の算出方法は、この場合に限られない。なお、過去の主軸の回転数の情報と過去の平均気温の情報は、現在の主軸の回転数の情報および現在の平均気温に基づいて更新されてよい。

図１３は、寿命予測値の計算の一例を示す。図１３は、図１２における風力発電設備２０の主軸ロータ２５の寿命予測値の計算の一例を示している。摩耗度推定部１６４は、将来の複数の時点における主軸ロータ２５の摩耗度を推定する。たとえば、摩擦度推定部１６４は、図１３に棒グラフで示すように１週間おきの摩耗度の変化、すなわち摩耗度／週を予測する。摩耗度推定部１６４は、摩耗度／週の値を累積して累積摩耗度を算出する。比較部１６６は、累積摩耗度と残りの摩耗度（限界値−現在までの累積摩耗度）とを比較する。寿命予測部１２２は、累積摩擦度が残りの摩擦度を超過する時期を、主軸ロータ２５の寿命予測値として算出する。図１３に示される例では、１７週間が期待される寿命予測値として算出される。なお、図１３は、２０週前後の短期間で寿命に達する場合が示されている。

図１４は、風力発電設備２０のピッチ駆動部分２６についての寿命予測部の一例である。図１４のピッチ駆動部分２６についての寿命予測部１２２は、過去の主軸回転数の代わりに過去のピッチ駆動部分２６の回動角度の合計が入力される。また、回転数予測部１６３に代えて回動角予測部１６７が設けられる。回動角予測部１６７は、ピッチ駆動部分２６の将来の回動角度合計予測値を算出する。これらの点を除いて、図１２および図１３に示された処理と共通する。したがって、繰り返しの説明を省略する。

図１５は、太陽光発電設備の太陽電池モジュール１１についての寿命予測部の一例である。寿命予測部１２２は、劣化度計算部１７１および積分計算部１７２を備える。劣化度計算部１７１は、太陽電池モジュール１１に流れた電流プロファイル、すなわち、各時刻における太陽電池モジュール１１を流れた電流値についての情報を取得する。また、劣化度計算部１７１は、発電設備のそれぞれの設けられた場所の過去の平均気温を取得してよい。劣化度計算部１７１は、平均気温および電流プロファイルに応じて、太陽電池モジュール１１が加熱された温度を算出してよい。加熱された温度が高く、加熱時間が長くなるほど、劣化が進行する。劣化度計算部１７１の出力を積分計算部１７２が積分計算することによって、太陽電池モジュール１１において過去から現在までの累積された劣化度が推定される。電流値が大きく電流値が流れる時間が長いほど、劣化度が高くなる。また平均気温が高くなるほど、劣化度が高くなる。

電流プロファイル予測部１７３は、将来の日射時間などの予想値と、将来の出力制限指令値に基づいて、各太陽電池モジュール１１における将来の電流プロファイルを予測する。すなわち、将来における複数時点において太陽電池モジュール１１に流れる電流値を予想する。劣化度推定部１７４は、電流プロファイル予測部１７３による将来の電流プロファイルと、将来の平均気温予測値とから、将来の太陽電池モジュール１１における劣化度を推定する。例えば、劣化度推定部１７４は、１週間ごとの将来の劣化度を推定する。

太陽電池モジュール１１の劣化度の臨界値が閾値として予め定められており、記憶部１４０に記憶されてよい。寿命予測部１２２は、太陽電池モジュール１１についての現在および将来の劣化度を推定し、推定された現在および将来の劣化度と、予め定められた閾値とに基づいて、太陽電池モジュール１１の寿命を予測する。特に、寿命予測部１２２は、複数の発電設備のそれぞれの設けられた場所の気象情報と、複数の発電設備のそれぞれの過去の運転状況の情報に基づいて、太陽電池モジュール１１についての現在および将来の劣化度を推定してよい。

図１６は、部品の交換時期に応じた費用を示すテーブルの一例である。上述したとおり、寿命予測部１２２は、部品の寿命予測値を算出する。メンテナンス費用算出部１２４は、部品の寿命予測値に基づいて、メンテナンス費用を算出する。但し、発電設備が設けられている地域、発電設備のメーカ、および時期によって、部品交換の費用が異なる場合がある。僻地の場合、部品の運搬費、交換作業に使用される重機の運搬費、および作業者の派遣費が増加する。また、寒冷地では冬季に作業ができなかったり、除雪および除氷を行なわないと作業ができなかったりすることに起因してメンテナンス費用が高額になる場合がある。また、作業ができない場合には、発電設備が発電停止となるため売電量が低下する。

一方、定期メンテナンスに合わせて作業を実施すれば、費用を節約できる。繁忙期にはメンテナンス費用が高額になるおそれがある。図１６に示されるように、複数の発電設備それぞれにおける部品の交換時期に応じて変化する部品交換費用情報を含むマトリックステーブルを記憶部１４０が記憶してよい。

制御部１３０は、部品交換費用情報と、予測された寿命予測値とを用いて、交換時期を制御することによってメンテナンス費用を低減するように、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御してよい。

図１７は、発電制御システム１００の処理の一例を示す。過去の運転状況および気象情報が寿命予測部１２２の消耗度計算部１５１に入力される。すなわち、過去の運転状況および気象情報に基づいて、寿命予測部１２２内のパラメータを更新する（ステップＳ１０１）。現在の運転状況および気象情報が得られるたびに、得られた運転状況および気象情報が過去の運転状況および気象情報に加えられる。新たに加えられた運転状況および気象情報を含むデータが寿命予測部１２２の消耗度計算部１５１に入力される。

各発電設備の出力制御指令値の候補値の初期値が運転状況予測部１５３に入力される（ステップＳ１０２）。図１０から図１５において説明したとおり、寿命予測部１２２は、出力制御指令値の候補値と将来の気象情報とから各部品の寿命予測値を算出する（ステップＳ１０３）。メンテナンス費用算出部１２４は、寿命予測値と、部品の交換時期に応じたる部品交換費用情報に基づいて、メンテナンス費用を算出する（ステップＳ１０４）。

算出部１２０は、メンテナンス費用が最小値となるか否かを判断する（ステップＳ１０５）。推定されたメンテナンス費用が最小となるように（ステップＳ１０５：ＹＥＳ）、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制限する。なお、メンテナンス費用が最小となる場合には、メンテナンス費用が実際に最小額になる場合にのみならず、メンテナンス費用が、予め定められた金額以下であって最小額を含む予め定められた範囲となる場合を含んでよい。メンテナンス費用が最小でない場合には（ステップＳ１０５：ＮＯ）、各発電設備の出力制御指令値の候補値を変更し（ステップＳ１０６）、ステップＳ１０３からステップＳ１０５の処理を繰り返す。

算出部１２０は、各発電設備に割り振られる出力制御指令値を算出するが、その出力制御指令値を原因の一つとする結果として、メンテナンス費用が得られる。したがって、算出部１２０は、結果であるメンテナンス費用が最小になるように原因を最適化することになり、いわゆる逆問題を解く必要がある。このような手法として、メタヒューリスティック手法（遺伝的アルゴリズム、粒子群最適化法（ＰＳＯ）など）を使うことができる。

図１８は、発電制御システム１００による処理の他の例を示す。図１８において、判定部１１０が、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値の合算値が、予め定められた閾値を超えた場合に（ステップＳ２０１：ＹＥＳ）、発電制御システム１００は、ステップＳ２０２以下の処理を実行する。また、メンテナンス費用のみならず、各発電設備の電力出力値を制御部１３０が制限することによって生じる売電損失についても考慮する。これらの点を除いて、図１８に示される処理は、図１７で示される処理と同様である。

ステップＳ２０２の処理は、図１７に示されるステップＳ２０１の処理と同様である。合算値が閾値以下となるように、各発電設備の出力制御指令値の候補値の初期値が運転状況予測部１５３に入力される（ステップＳ２０３）。合算値が閾値以下となるように限定されていることを除いて、ステップＳ２０３の処理は、図１７のステップＳ１０２の処理と同様である。ステップＳ２０４およびステップＳ２０５の処理は、図１７に示されるステップＳ１０３およびステップＳ１０４と同様である。

損失金額算出部１２８は、算出されたメンテナンス費用を算出部１２０から取得する。損失金額算出部１２８は、メンテナンス費用の増減と、各発電設備の電力出力値を制御部１３０が制限することによって生じる売電損失とに基づいて、損失金額を推定する。具体的には、損失金額算出部１２８は、出力制御指令値の候補値から売電損失を算出する（ステップＳ２０６）。損失金額算出部１２８は、メンテナンス費用と売電損失とを合計して損失金額を推定する（ステップＳ２０７）。損失金額は、それぞれの発電設備の電力出力値を制御部１３０が制限することによって生じる額に対応する。

算出部１２０は、損失金額が最小値となるか否かを判断する（ステップＳ２０８）。算出部１２０は、推定された損失金額が最小となるように（ステップＳ２０８：ＹＥＳ）、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制限する。なお、損失金額が最小となる場合には、損失金額が実際に最小額になる場合にのみならず、損失金額が、予め定められた金額以下であって最小額を含む予め定められた範囲となる場合を含んでよい。損失金額が最小でない場合には（ステップＳ２０８：ＮＯ）、各発電設備の出力制御指令値の候補値を変更し（ステップＳ２０９）、ステップＳ２０４からステップＳ２０８の処理が繰り返される。

図１９は、発電制御システム１００における算出部１２０の構成の他の例を示す。上述した図１０から図１５においては、場所の過去の気象情報と、複数の発電設備のそれぞれの過去の運転状況の情報に基づいて、それぞれの部品についての現在および将来の消耗度を推定した。しかし、発電制御システム１００は、この場合に限られない。図１９に示される発電制御システム１００は、複数の発電設備のそれぞれにおける物理量を検出するセンサを有している。センサは、各発電設備に設けられてよい。図１９に示される例では、振動センサ１８２および電流センサ１８４が設けられている。

振動センサ１８２は、それぞれの風力発電設備２０に設けられてよい。振動センサ１８２は、Ａｃｏｕｓｔｉｃ Ｅｍｉｓｓｉｏｎ（ＡＥ）センサであってよい。風力発電設備２０においてブレード等に損傷がある場合に、ＡＥ波が生じる場合がある。したがって、振動センサ１８２は、ＡＥ波を観察することによって、事前にブレードの摩耗度を検出することができる。一方、電流センサ１８４は、それぞれの太陽光発電設備１０に設けられてよい。太陽光発電設備１０における端子電圧と出力電流の関係を示す電圧電流パターンが得られる。

図２０は、太陽電池モジュールにおける電圧電流特性の一例を示す。黒丸が正常品のパターンを示す。白四角が劣化パターンＡを示す。白三角が劣化パターンＢを示す。黒三角が劣化パターンＣを示す。黒四角が劣化パターンＤを示す。太陽電池モジュールおよび二次電池において、劣化および熱は故障の原因になる。図２０に示されるとおり、太陽電池モジュール１１は、劣化すると、端子電圧が０．５Ｖから２Ｖの領域において、内部インピーダンスが増加する。この結果、出力電流が、０．５Ａ以上０．１Ａ以下にわたって低下する。したがって、電流センサ１８４によっても太陽電池モジュール１１の劣化度を検出することができる。

変形例として、算出部１２０は、複数の出力電圧値の合算値が閾値を超えた場合に、上述した損失金額を、それぞれの発電設備の電力出力値を抑制するための共通の条件として算出してもよい。この場合、複数の発電設備に対して、損失金額が平等になるように分配される。また、算出部１２０は、損失金額を各発電設備の定格電力値で除算した値、または損失金額を各発電設備の制限前電力出力値で除算した値を、それぞれの発電設備の記電力出力値を抑制するための共通の条件として算出してよい。

図２１は、例えば記憶部１４０に格納されるメンテナンス費用情報の一例を示す。一例において、メンテナンス費用情報は、発電設備ごとに、制御部１３０が電力出力値を制限する一回または単位時間あたりに生じるメンテナンス費用の増加分の情報を示す。本例では、Ｘ１１およびＸ１２が、機械的な駆動部を用いて発電する発電設備であり、Ｘ２１およびＸ２２が、機械的な駆動部を用いて発電しない発電設備である。特に、機械的な駆動部を用いて発電する発電設備Ｘ１１、Ｘ１２における単位回数（単位時間）の出力制限あたりのメンテナンス費用の増加分Ｙ１１、Ｙ１２は、機械的な駆動部を用いて発電しない発電設備Ｘ２１、Ｘ２２における単位回数（単位時間）の出力制限あたりのメンテナンス費用の増加分Ｙ２１、Ｙ２２に比べて大きい。実際の稼働時間に応じて、一回または単位時間あたりに生じるメンテナンス費用が変化するように構成してもよい。

機械的な駆動部を用いて発電する発電設備には、風力発電設備２０、水力発電設備、および火力発電設備が含まれてよい。風力発電設備２０の場合、風車のブレードの角度を調整するピッチコントロール制御によって、風力発電設備２０の電力出力値が制御される。したがって、出力制限の回数または時間が増えるのにともなって、ピッチコントロール制御用の機構部分に負担がかかるため、メンテナンス費用が増加する。水力発電機および火力発電機の場合には、ピッチコントロール制御は実行されない。しかし、水路や燃料路を機構部分の開閉を機械的に制御する構成が設けられているので、出力制限の回数または時間が増えるにしたがって、メンテナンス費用が増加する。

一方、太陽光発電設備１０は、機械的な駆動部を用いて発電する発電設備ではない。したがって、電気回路を利用して出力を制限することができる。したがって、機械的な駆動部を用いて発電する発電機でない場合に比べて、単位回数（単位時間）の出力制限あたりのメンテナンス費用の増加分が小さいか、メンテナンス費用の増加分が無視できる。

以上のように、複数種類の発電機のうち、機械的な駆動部を用いて発電する風力発電設備２０等の特定種類の発電機において制御部１３０が発電電力を制限する一回または単位時間あたりに生じるメンテナンス費用の増加分が、太陽光発電設備１０等の他種類の発電機において制御部１３０が発電電力を制限する一回または単位時間あたりに生じるメンテナンス費用の増加分より大きい。したがって、メンテナンス費用の観点からは、制御部１３０は、風力発電設備２０等の特定種類の発電機について太陽光発電設備１０等の他の種類の発電機よりも出力制御の頻度を抑えて、発電電力の変動を抑制してよい。

図２２は、売電金額情報の一例を示す。売電金額情報には、各発電設備の識別情報に関連づけて単位電力量あたりの売電価格が含まれてよい。また、ネットワークを通じて、最新の売電金額情報が取得されてよい。売電金額情報は、例えば、記憶部１４０に格納される。

算出部１２０は、それぞれの発電設備の電力出力の損失金額を、複数種類の発電設備のそれぞれに対して電力出力値を抑制するための共通の条件として算出する。上述したとおり、算出部１２０は、メンテナンス費用情報と売電金額情報とを用いて損失金額を算出してよい。制御部１３０は、決定された損失金額を共通の情報として取得する。制御部１３０は、共通の損失金額に基づいて、それぞれの発電設備を制御して合算値を閾値以下に制限する。具体的には、制御部１３０は、メンテナンス費用情報と売電損失金額情報とよって、共通の損失金額から、各発電設備の発電電力の制限値（ＭＷ）を算出してよい。制御部１３０は、算出された制限値（ＭＷ）を制御信号として複数種類の発電設備に対して送信する。

図２３は、発電制御システム１００を有する発電システム２の変形例を示す。制御部１３０が、算出部１２０によって算出されたメンテナンス費用に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御する場合には、部分的に他の制御を併用する場合も含まれる。

図２３に示されるとおり、発電制御システム１００は、条件算出部１９０を備える。条件算出部１９０は、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を抑制するための共通の条件を算出する。本例では、制御部１３０は、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を一の水準まで制御する第１制御を実行する。制御部１３０は、メンテナンス費用に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を他の水準まで制御する第２制御を実行する。これらの構成を除いて、変形例の発電システム２は、図２に示される発電システム２と同様の構成を有する。したがって、詳しい説明を省略する。

図２４は、変形例における発電制御システムの処理の一例を示す。制御部１３０は、第１制御および第２制御という複数種類の制御を実行する。制御部１３０が、複数の発電設備の電力出力値の合算値が閾値以下になるように制限する場合、合算値と閾値との差分のうち、第１の割合分について複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を第１制御によって制限し、第２の割合分について複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を第２制御によって制限してよい。制御部１３０は、第１制御および第２制御の双方の制御を通じて最終的に、複数の発電設備の電力出力値の合算値が閾値以下になるように制限してよい。

図２４に示される例では、判定部１１０が、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値の合算値が、予め定められた閾値を超えた場合に（ステップＳ３０１：ＹＥＳ）、発電制御システム１００は、ステップＳ３０２及びステップＳ３０３の処理を実行する。本例では、ステップＳ３０２において、条件算出部１９０は複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を抑制するための共通の条件を算出する。そして、制御部１３０は、共通の条件に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を第１水準（一の水準）まで制御する第１制御を実行する。例えば、制御部１３０は、合算値と閾値との差分のうち、予め定められた割合分について第１制御によって制限する。一例において、予め定められた割合は、１０％以上９０％以下の範囲で定められてよい。予め定められた割合は、例えば８０％である。

条件算出部１９０は、それぞれの発電設備における電力出力値の制限値を共通の条件として算出してよい。例えば、発電設備の定格電力値が１０ＭＷである場合に、発電設備の電力出力値が９ＭＷに制限されるならば、制限値は９ＭＷである。条件算出部１９０は、電力出力値の制限値を各発電設備の定格電力値で除算した値、または電力出力値の制限値を各発電設備の制限前電力出力値で除算した値を、共通の条件として算出してよい。

条件算出部１９０は、それぞれの発電設備における電力出力値を制御部１３０が制限することによって生じる損失電力値を共通の条件として算出してよい。例えば、制限前の電力出力値が９ＭＷである場合に、制限値６．７ＭＷに制限される場合には、２．３ＭＷが損失電力値（ロス）となる。条件算出部１９０は、損失電力値を各発電設備の定格電力値で除算した値、または電力出力値の制限値を各発電設備の制限前電力出力値で除算した値を、共通の条件として算出してよい。

条件算出部１９０は、それぞれの発電設備における電力出力値を制御部１３０が制限することによって生じる損失金額を共通の条件として算出してよい。条件算出部１９０は、損失金額を各発電設備の定格電力値で除算した値、または損失金額を各発電設備の制限前電力出力値で除算した値を、共通の条件として算出してよい。

図２５は、図２４における第１制御の一例を示す。図２５に示される例では、電力出力値の制限値を各発電設備の定格電力値で除算した値である制限比率を共通の条件として算出する場合を示す。発電制御システム１００は、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値の合算値が、予め定められた第１水準を超えたか否かを判断する（ステップＳ４０１）。

合算値が第１水準を超える場合には（ステップＳ４０１：ＹＥＳ）、発電制御システム１００は、予め定められた時間内において電力出力値を積分する（ステップＳ４０２）。積分値の絶対値が第１閾値Ｘ１以上である場合（ステップＳ４０３：ＹＥＳ）、条件算出部１９０は、制限比率（％）をＣ％減少させる（ステップＳ４０４）。これにより合算値が第１水準を超える場合には、定格電力値に対する制限値の比率である制限比率（％）を低くして、出力制限を大きくする。

一方、合算値が第１水準以下である場合には（ステップＳ４０１：ＮＯ）、発電制御システム１００は、予め定められた時間内において電力出力値を積分する（ステップＳ４０５）。積分値の絶対値が第２閾値Ｘ２以上である場合（ステップＳ４０６：ＹＥＳ）、条件算出部１９０は、制限比率（％）をＣ％増加させる（ステップＳ４０７）。これにより合算値が第１水準を超える場合には、定格電力値に対する制限値の比率である制限比率（％）を増加させて、出力制限を小さくする。制御部１３０は、共通の制限比率に基づいて、太陽光発電機１０および風力発電機２０等の複数種類の発電機のそれぞれを制御して、合算値を閾値以下に制限することができる。制御部１３０は、合算値が第１水準まで制限されるのを待って、図２４のステップＳ３０３の処理にリターンする。

図２４のステップＳ３０３において、制御部１３０は、メンテナンス費用に基づいて、複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を第２水準（他の水準）まで制御する第２制御を実行する。例えば、制御部１３０は、合算値と閾値との差分のうち、予め定められた割合分について第２制御によって制限する。一例において、予め定められた割合は、１０％以上９０％以下の範囲で定められてよい。予め定められた割合は、例えば２０％である。

第２制御の内容は、図１７または図１８等によって説明した内容と同様であってよい。したがって、繰り返しの説明を省略する。なお、図２４に示される例では、第１制御（ステップＳ３０２）を第２制御（ステップＳ３０３）より先に実行する場合が示された。しかし、変形例における発電制御システム１００は、この場合に限られない。変形例における発電制御システム１００は、第１制御と第２制御とを併用して複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御するものであればよく、第２制御を第１制御より先に実行するものであってもよい。

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の形態に記載の範囲には限定されない。上記実施の形態に、多様な変更又は改良を加えることが可能であることが当業者に明らかである。その様な変更又は改良を加えた形態も本発明の技術的範囲に含まれ得ることが、特許請求の範囲の記載から明らかである。

特許請求の範囲、明細書、および図面中において示した装置、システム、プログラム、および方法における動作、手順、ステップ、および段階等の各処理の実行順序は、特段「より前に」、「先立って」等と明示しておらず、また、前の処理の出力を後の処理で用いるのでない限り、任意の順序で実現しうることに留意すべきである。特許請求の範囲、明細書、および図面中の動作フローに関して、便宜上「まず、」、「次に、」等を用いて説明したとしても、この順序で実施することが必須であることを意味するものではない。

２・・発電システム、５・・負荷、６・・電力系統、１０・・太陽光発電設備、１１・・太陽電池モジュール、１２・・パワーコンディショナー、１４・・インバータ装置、１６・・出力制御部、１８・・送電線、２０・・風力発電設備、２１・・風力発電機、２２・・風力発電制御部、２４・・送電線、２５・・主軸ロータ、２６・・ピッチ駆動部分、２７・・ヨー駆動部分、２８・・ギアボックス、２９・・発電機本体、３０・・連系点、３１・・電力計、３６・・変圧器、３７・・変圧器、１００・・発電制御システム、１１０・・判定部、１２０・・算出部、１２２・・寿命予測部、１２４・・メンテナンス費用算出部、１２８・・損失金額算出部、１３０・・制御部、１４０・・記憶部、１５１・・消耗度計算部、１５２・・積分計算部、１５３・・運転状況予測部、１５４・・消耗度推定部、１５５・・差分部、１５６・・比較部、１６１・・摩耗度計算部、１６２・・積分計算部、１６３・・回転数予測部、１６４・・摩耗度推定部、１６５・・差分部、１６６・・比較部、１６７・・回動角予測部、１７１・・劣化度計算部、１７２・・積分計算部、１７３・・電流プロファイル予測部、１７４・・劣化度推定部、１８２・・振動センサ、１８４・・電流センサ、１９０・・、条件算出部

Claims (17)

1. 複数の発電設備を制御する発電制御システムであって、
   複数の発電設備のそれぞれの電力出力値に対する制御内容に応じて変動する、複数の発電設備のメンテナンス費用を算出する算出部と、
   前記算出部によって算出されたメンテナンス費用に基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御する制御部と、を備える
   発電制御システム。
2. 複数の発電設備は、複数種類の発電設備を含み、
   前記複数の発電設備のそれぞれの前記電力出力値の合算値が、予め定められた閾値を超えたか否かを判定する判定部を更に備えており、
   前記制御部は、前記合算値が前記閾値を超えた場合に、前記算出部によって算出された前記メンテナンス費用に基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれの前記電力出力値を制限して前記合算値を前記閾値以下に抑制する、
   請求項１に記載の発電制御システム。
3. 前記メンテナンス費用と、それぞれの前記発電設備の前記電力出力値を前記制御部が制限することによって生じる売電損失と、に基づいて、それぞれの前記発電設備の前記電力出力値を前記制御部が制限することによって生じる損失金額を推定する損失金額推定部を備え、
   前記制御部は、前記合算値が前記閾値を超えた場合に、推定された前記損失金額に基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれの前記電力出力値を制限する、
   請求項２に記載の発電制御システム。
4. 前記制御部は、前記損失金額を抑制するように、前記複数の発電設備のそれぞれの前記電力出力値を制限する、
   請求項３に記載の発電制御システム。
5. 前記算出部は、前記合算値が前記閾値を超えた場合に、前記損失金額、前記損失金額を各発電設備の定格電力値で除算した値、または前記損失金額を各発電設備の制限前電力出力値で除算した値を、それぞれの前記発電設備の前記電力出力値を抑制するための共通の条件として算出し、
   前記制御部は、前記共通の条件に基づいて、それぞれの前記発電設備を制御して前記合算値を前記閾値以下に抑制する、
   請求項３に記載の発電制御システム。
6. 前記発電設備の前記電力出力値を前記制御部が制限することによって生じる損失電力値と、前記損失電力値によって変動する売電損失との関係を示す売電損失情報を記憶する記憶部と、を更に備える、
   請求項３から５のいずれか一項に記載の発電制御システム。
7. 前記複数種類の発電設備のうち特定種類の発電設備において前記制御部が前記電力出力値を制限する一回または単位時間あたりに生じるメンテナンス費用の増加分が、他の種類の発電設備において前記制御部が前記電力出力値を制限する一回または単位時間あたりに生じるメンテナンス費用の増加分より大きい
   請求項６に記載の発電制御システム。
8. 前記特定種類の発電設備は、機械的な駆動部を用いて発電する、
   請求項７に記載の発電制御システム。
9. 前記制御部は、前記特定種類の発電設備について他の種類の発電設備よりも電力出力値の変動を抑制する、
   請求項７または８に記載の発電制御システム。
10. 前記複数の発電設備のそれぞれの前記電力出力値を抑制するための共通の条件を算出する条件算出部を更に備え、
    前記制御部は、前記共通の条件に基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれの前記電力出力値を一の水準まで制御する第１制御と、前記メンテナンス費用に基づいて、前記複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を他の水準まで制御する第２制御とを、併用して前記複数の発電設備のそれぞれの電力出力値を制御する、
    請求項１から９のいずれか一項に記載の発電制御システム。
11. 前記制御部は、前記メンテナンス費用と、前記複数の発電設備のそれぞれの前記電力出力値に対応する売電価格とに基づいて、前記複数の発電設備が電力出力することによって生じる利益を推定する利益推定部を備えており、
    前記制御部は、前記利益を増加させるように、前記複数の発電設備のそれぞれの前記電力出力値を制御する、
    請求項１に記載の発電制御システム。
12. 前記複数の発電設備のそれぞれは、１以上の部品を備えており、
    前記算出部は、前記部品ごとのメンテナンス費用を算出することによって、前記複数の発電設備のそれぞれのメンテナンス費用を算出する、
    請求項１から１１のいずれか一項に記載の発電制御システム。
13. 前記複数の発電設備のそれぞれは、１以上の部品を含んでおり、
    前記算出部は、それぞれの部品の寿命を予測する寿命予測部を有しており、
    前記寿命予測部は、それぞれの部品についての現在および将来の消耗度を推定し、推定された現在および将来の消耗度と、予め定められた閾値とに基づいて、前記部品の寿命を予測する、
    請求項１２に記載の発電制御システム。
14. 前記寿命予測部は、前記複数の発電設備のそれぞれの設けられた場所の気象情報と、前記複数の発電設備のそれぞれの過去の運転状況の情報に基づいて、それぞれの部品についての現在および将来の消耗度を推定する、
    請求項１３に記載の発電制御システム。
15. 現在の気象情報および現在の運転状況に基づいて前記気象情報および前記過去の運転状況の情報は更新される、
    請求項１４に記載の発電制御システム。
16. 前記寿命予測部は、前記複数の発電設備における物理量を検出するセンサによる検出結果に基づいて、それぞれの部品についての現在および将来の消耗度を推定する、
    請求項１３に記載の発電制御システム。
17. 前記制御部は、前記複数の発電設備それぞれにおける前記部品の交換時期に応じて変化する部品交換費用情報と、予測された前記寿命とを用いて、交換時期を制御することによって前記メンテナンス費用を低減するように、前記複数の発電設備のそれぞれの前記電力出力値を制御する、
    請求項１３から１６のいずれか一項に記載の発電制御システム。

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