JP2020178516A - 出力制御装置、発電システム、出力制御方法、制御プログラム、および、記録媒体 - Google Patents

Abstract

【課題】連系契約容量を超えずに複数の発電設備の総出力をより大きくする。【解決手段】出力制御装置（１１０）は、第１発電設備（Ｐ１）の発電電力値を取得するデータ取得部（１１１）と、第１発電設備（Ｐ１）および第２発電設備（Ｐ２）から連系点（２１０）までの各電線（Ｃ１、Ｃ２）におけるロスを考慮して、連系点（２１０）における電力値の総和が連系契約容量を上回らず、かつ、第１発電設備（Ｐ１）および第２発電設備（Ｐ２）の発電電力値の総和が連系契約容量を上回るように、第２発電設備（Ｐ２）が出力すべき電力値を算出する計算部（１１２）とを備える。【選択図】図１

Description

本発明は、複数の発電設備が連系した発電システムの出力を制御する出力制御装置等に関する。

自然界に存在する再生可能エネルギーを電力エネルギーに変換する方法として、例えば太陽光発電や風力発電があり、設備利用率の向上等を目的としてこれらの再生可能エネルギーを組み合わせて発電する方法（以下、ハイブリッド発電システム）がある。発電事業者がこの再生可能エネルギー発電装置を例えば電力供給会社の電力系統と連系させる場合には、事前にこれらの発電装置の合計最大出力電力値（以下、連系契約容量という）が定められる。そして、これらの発電装置は、連系契約容量を超える電力を商用電力系統へ供給することができない。これらの再生可能エネルギーによる発電を行う複数の発電設備の出力を、そのうちの１の発電設備の出力を制御することによって連系契約容量を超えないようにする従来技術が知られている。

特開２０１８−７４２３号公報（２０１８年１月１１日公開） 特開２０１８−４２２９５号公報（２０１８年３月１５日公開）

しかしながら、上述のような従来技術は、各発電設備から電力供給会社との連系点までの電線の抵抗等による電力のロスを考慮しておらず、連系契約容量を十分に活用できていないという問題がある。

本発明の一態様は、連系契約容量を超えずに複数の発電設備の総出力をより大きくすることができる出力制御装置等を実現することを目的とする。

前記の課題を解決するために、本発明の一態様に係る出力制御装置は、１以上の第１発電設備、および第２発電設備から出力されたそれぞれの発電電力を、前記第１発電設備および前記第２発電設備から商用電力系統の連系点へそれぞれ供給する発電システムの出力制御装置であって、前記発電システムは、前記連系点における供給電力値の総和の上限値として連系契約容量が設定されており、前記第１発電設備の発電電力値を取得し、各発電設備と前記連系点とを接続する各電線における送電ロスを考慮して、前記連系点における供給電力値の総和が前記連系契約容量を上回らず、かつ、前記第１発電設備および前記第２発電設備における発電電力値の総和が前記連系契約容量を上回るように、前記第２発電設備が出力すべき発電電力値を算出する。

また、本発明の一態様に係る出力制御方法は、１以上の第１発電設備、および第２発電設備から出力されたそれぞれの発電電力を、前記第１発電設備および前記第２発電設備から商用電力系統の連系点へそれぞれ供給する発電システムの出力制御方法であって、前記発電システムは、前記連系点における電力値の総和の上限値として連系契約容量が設定されており、前記第１発電設備の発電電力値を取得し、各発電設備と前記連系点とを接続する各電線におけるロスを考慮して、前記連系点における電力の総和が前記連系契約容量を上回らず、かつ、前記第１発電設備および前記第２発電設備の発電電力の総和が前記連系契約容量を上回るように、前記第２発電設備が出力すべき電力値を算出する。

本発明の一態様によれば、連系契約容量を超えずに複数の発電設備の総出力をより大きくすることができる。

本発明の実施形態に係るハイブリッド発電システムの全体的な構成に係るブロック図の一例である。 本発明の実施形態のうち計算方法１に係るフローチャートである。 本発明の実施形態のうち計算方法２に係るフローチャートである。 本発明の実施形態のうち計算方法２に係る表である。 本発明の実施形態のうち計算方法３に係るフローチャートである。 本発明の実施形態のうち計算方法３に係る表である。

〔実施形態１〕
以下、本発明の一実施形態について、詳細に説明する。

（ハイブリッド発電システムの構成の概要）
図１は、本実施形態におけるハイブリッド発電システム１００（発電システム）の構成の例を示した図である。ハイブリッド発電システム１００で発電された電力は、商用電力系統２００へ送電される。詳細には、第１発電設備Ｐ１から出力される第１発電電力が電線Ｃ１を介して、第２発電設備Ｐ２から出力された第２発電電力が電線Ｃ２を介して、それぞれ商用電力系統２００の連系点２１０まで送電される。なお、本実施形態では、第１発電設備Ｐ１を風力発電システム、第２発電設備Ｐ２を太陽光発電システムとして説明するが、他の種類の発電設備であってもよい。さらに、第１発電設備Ｐ１および第２発電設備Ｐ２の発電設備の種類は異なっていてもよいし、同一であってもよい。

ハイブリッド発電システム１００は、第１発電設備Ｐ１と、第２発電設備Ｐ２と、出力制御装置１１０と、第１発電設備Ｐ１を監視する計測監視装置１２０と、第２発電設備Ｐ２を監視する計測監視装置１３０と、第１発電設備Ｐ１から出力される第１発電電力値、電圧、抵抗値及び力率を計測可能なメータＭ１と、第２発電設備Ｐ２から出力される第２発電電力値、電圧、抵抗値及び力率を計測可能なメータＭ２と、を含む。

また、商用電力系統２００は、ハイブリッド発電システム１００で発電された電力が供給される連系点２１０と、連系点２１０で供給される電力値、電圧、抵抗値及び力率を計測可能なメータＭ３と、を含む。そして、ハイブリッド発電システム１００は、メータＭ３が測定した測定値を取得する。なお、図１には、第１発電設備Ｐ１から出力された第１発電電力と、第２発電設備Ｐ２から出力された第２発電電力とが、一つの連系点２１０に供給され、電力値等の計測のために一つのメータＭ３が設けられた構成を示すが、本発明はこの構成に限定されない。すなわち、第１発電電力と、第２発電電力とが、それぞれ別個の連系点に供給されてもよい。その場合、各連系点に設けたメータによって計測したそれぞれのデータに基づいて計算することにより、図１と同様の結果が得られる。

また、ハイブリッド発電システム１００は、商用電力系統２００に供給することのできる電力容量（以下、連系契約容量とする）が定められており、連系契約容量以上の電気を連系点２１０に供給することはできない。

本実施形態では、出力制御がなされるのはハイブリッド発電システム１００に含まれる発電設備のうち１つ（本実施形態では第２発電設備Ｐ２）であり、他の発電設備（本実施形態では第１発電設備Ｐ１）は、該発電設備がその時点で可能である最大出力で発電するものとし、連系点２１０における供給電力の合計は、連系契約容量を超えないものとする。

出力制御装置１１０は、データ取得部１１１と、計算部１１２と、記憶部１１３と、出力制御部１１４とを含む。データ取得部１１１は、計測監視装置１２０および計測監視装置１３０などから各発電設備に関する、例えば出力等の情報を取得する。メータＭ１は計測監視装置１２０に、メータＭ２は計測監視装置１３０に、メータＭ３はデータ取得部１１１にそれぞれの計測データを渡す。計算部１１２は、必要なパラメータを計算する。記憶部１１３は、例えば、連系契約容量等の定数や、計算部１１２によって算出されたパラメータ等を保持する。出力制御部１１４は、例えば、計測監視装置１３０を通じて、計算されたパラメータに基づき第２発電設備Ｐ２の出力を制御する。

以上のように、出力制御装置１１０は、１以上の第１発電設備Ｐ１、および第２発電設備Ｐ２から出力されたそれぞれの発電電力を、各発電設備Ｐ１及びＰ２から商用電力系統２００の連系点２１０へそれぞれ供給するハイブリッド発電システム１００の出力制御装置であって、前記ハイブリッド発電システム１００は、前記連系点２１０における供給電力値の総和の上限値として連系契約容量が設定されており、第１発電設備Ｐ１から出力される第１発電電力値を取得するデータ取得部１１１と、各発電設備Ｐ１およびＰ２と前記連系点２１０とを接続する各電線Ｃ１およびＣ２における送電ロスを考慮して、前記連系点２１０における供給電力値の総和が前記連系契約容量を上回らず、かつ、前記第１発電設備Ｐ１および前記第２発電設備Ｐ２における発電電力値の総和が前記連系契約容量を上回るように、前記第２発電設備Ｐ２が出力すべき発電電力値を算出する計算部１１２とを備える。この構成により、連系契約容量を超えずに第１発電設備Ｐ１および第２発電設備Ｐ２の総出力をより大きくすることができる。

さらに、出力制御装置１１０は、第２発電設備Ｐ２が出力する電力値が計算部１１２が算出した電力値になるように、第２発電設備Ｐ２が出力する電力を制御する。

以下、計算部１１２が、第２発電設備Ｐ２が出力すべき電力値を算出する計算方法の例を説明する。

（計算方法１）
図２は、第１の計算方法に基づいて第２発電設備Ｐ２の出力を算出する場合のフローチャートである。

（ステップＳ３０１）
ステップＳ３０１において、データ取得部１１１は、メータＭ１、メータＭ２及びメータＭ３にて測定された電力値をそれぞれ取得して計算部１１２に渡す。なお、データ取得部１１１は、メータＭ１及びメータＭ２にて測定された電力値に代えて、それぞれ計測監視装置１２０及び１３０が第１発電設備Ｐ１及び第２発電設備Ｐ２にそれぞれ設定した出力電力値を取得してもよい。

（ステップＳ３０２）
ステップＳ３０２において、計算部１１２は、メータＭ１での電力値とメータＭ２での電力値を加算した値からメータＭ３での電力値を減算し、電線Ｃ１および電線Ｃ２におけるロス見込み電力値を算出する。

（ステップＳ３０３）
ステップＳ３０３において、計算部１１２は、記憶部１１３から連系契約容量を読み込む。

（ステップＳ３０４）
ステップＳ３０４において、計算部１１２は、連系契約容量とロス見込み電力値を加算した値からメータＭ１における電力値を減算することで、第２発電設備Ｐ２の出力上限値を算出する。算出された第２発電設備Ｐ２の出力上限値は、例えば記憶部１１３に保持されてもよい。

（ステップＳ３０５）
ステップＳ３０５において、出力制御部１１４は、計測監視装置１３０を通じ、第２発電設備Ｐ２の出力を前記出力上限値に設定する。

以上のように、計算方法１を用いる場合、出力制御装置１１０は、データ取得部１１１が、前記第１発電設備Ｐ１の発電電力値とともに、前記第２発電設備Ｐ２の発電電力値、および前記連系点２１０におけるそれぞれの供給電力値を取得し、計算部１１２が、前記第１発電設備Ｐ１の発電電力値と前記連系点２１０における電力値との差から、前記第１発電設備Ｐ１から前記連系点２１０までの電線Ｃ１においてロスする電力値を算出するとともに、前記第２発電設備Ｐ２の発電電力値と前記連系点２１０における電力値との差から、前記第２発電設備Ｐ２から前記連系点２１０までの電線Ｃ２においてロスする電力値を算出し、前記連系契約容量と前記各電線Ｃ１及びＣ２においてロスする電力値との和から、前記第１発電設備Ｐ１の発電電力を減算して、前記第２発電設備Ｐ２が出力すべき電力値を算出する。この構成により、電力値の実測値に応じて、電線Ｃ１、Ｃ２によるロスを考慮した第１発電設備Ｐ１および第２発電設備Ｐ２の出力制御ができる。

（計算方法２）
図３は、第２の計算方法に基づいて第２発電設備Ｐ２の出力を算出する場合のフローチャートである。なお、前出のステップと同じステップについては、説明を繰り返さない。

（ステップＳ３０１１）
ステップＳ３０１１において、データ取得部１１１は、メータＭ１及びメータＭ２から、各メータでの電力値、電圧をそれぞれ取得して計算部１１２に渡す。なお、データ取得部１１１は、メータＭ１及びメータＭ２にて測定された電力値及び電圧に代えて、それぞれ計測監視装置１２０及び１３０が第１発電設備Ｐ１及び第２発電設備Ｐ２にそれぞれ設定した出力電力値及び電圧を取得してもよい。

（ステップＳ３０３２）
ステップＳ３０３２において、計算部１１２は、電線Ｃ１および電線Ｃ２におけるロス見込み電力値をそれぞれ算出する。ここでは、一例として、電線Ｃ１におけるロス率を算出する。計算部１１２は、記憶部１１３に保存された電線Ｃ１の設計値を読み込む。電線Ｃ１の設計値は、抵抗が１ｋｍあたり０．１２４Ω、長さが５ｋｍであるとする。また、メータＭ１での計測値は、電力値が１０ＭＷ、電圧が２２ｋＶであるとする。この場合、第１発電設備Ｐ１から連系点２１０までの電線Ｃ１におけるロス見込み電力値は以下のように算出される。

幹線電流は、１０ＭＷ÷(２２ｋＶ×√３)＝２６２Ａである。抵抗値は、０.１２４(Ω/ｋｍ)×５(ｋｍ)＝０.６２Ωである。そこで、電圧降下は、０.６２(Ω)×２６２(Ａ)×√３＝２８１.３５Ｖである。したがって、ロス見込み電力値は、２８１.３５×２６２(Ａ)×√３＝１２７６７６Ｗとなる。

（ステップＳ３０３〜Ｓ３０５）
ステップＳ３０３からステップＳ３０５までは、図２と同様である。

なお、上記の計算例では、力率を１.０とした。しかし、ステップＳ３０１１において、データ取得部１１１がメータＭ１及びメータＭ２にて計測された各力率を取得し、ステップＳ３０２１において、計算部１１２が各力率を考慮して計算を行ってもよい。このように力率を考慮することで、電線Ｃ１、Ｃ２におけるロス見込み電力値および第２発電設備Ｐ２の出力上限値をより正確に算出することができる。

また、メータＭ１、Ｍ２での計測値に対応するロス見込み電力値は、図４のように、あらかじめ算出しておくことができる。そこで、図４のようなデータを記憶部１１３に保存しておき、メータＭ１、Ｍ２での計測値に応じて基づいてロス見込み電力値を読み取っても良い。図４の「第１発電設備Ｐ１」の１行目が、上記の計算例にあたる。

以上のように、計算方法２を用いる場合、出力制御装置１１０は、データ取得部１１１が、前記第１発電設備Ｐ１の発電電力値とともに、前記第２発電設備Ｐ２の発電電力値を取得し、計算部１１２が、前記第１発電設備Ｐ１の発電電力値、前記第２発電設備Ｐ２の発電電力値、および、前記各電線Ｃ１及びＣ２の設計値に基づいて、前記各電線Ｃ１及びＣ２においてロスする電力値を算出し、前記連系契約容量と前記各電線Ｃ１及びＣ２においてロスする電力値との和から、前記第１発電設備Ｐ１の発電電力値を減算して、前記第２発電設備Ｐ２が出力すべき電力値を算出する。この構成により、メータＭ３を利用できない場合でも、電線Ｃ１、Ｃ２によるロスを考慮した第１発電設備Ｐ１および第２発電設備Ｐ２の出力制御ができる。

（計算方法３）
図５は、第３の計算方法に基づいて第２発電設備Ｐ２の出力を算出する場合のフローチャートである。なお、前出のステップと同じステップについては、説明を繰り返さない。

（ステップＳ３０１２）
ステップＳ３０１２において、データ取得部１１１は、メータＭ１にて測定された電力値、電圧、並びにメータＭ２にて測定された電圧の値をそれぞれ取得して計算部１１２に渡す。なお、データ取得部１１１は、メータＭ１及びメータＭ２にて測定された電力値及び電圧に代えて、それぞれ計測監視装置１２０及び１３０が第１発電設備Ｐ１及び第２発電設備Ｐ２にそれぞれ設定した出力電力値及び電圧を取得してもよい。

（ステップＳ３０３２）
ステップＳ３０３２において、計算部１１２は、記憶部１１３から連系契約容量及び電線Ｃ１、Ｃ２の抵抗値を読み込む。

なお、電線Ｃ１、Ｃ２の抵抗値は、メータＭ１、Ｍ２以外のハイブリッド発電システム１００の外部に設けられたセンサーによる計測値を用いて算出してもよい。これにより、より精度の高い抵抗値を用いて、第２発電設備Ｐ２の出力上限値を算出することが可能となる。

（ステップＳ３０４２）
ステップＳ３０４２において、計算部１１２は、以下の数式（１０）（１１）を演算することにより、第２発電設備Ｐ２の出力上限値を算出する。

なお、上記数式（１０）（１１）は、以下の数式によって導出される。数式中の記号は以下のとおりである。
Ｓ：連系契約容量[Ｗ]
Ｓ_ｗ：第１発電設備Ｐ１の発電設備の出力[Ｗ]
Ｓ_ｐ：第２発電設備Ｐ２の発電設備の出力[Ｗ]
Ｖ_Ｗ：第１発電設備Ｐ１の発電設備の電圧[Ｖ]
Ｖ_ｐ：第２発電設備Ｐ２の発電設備の電圧[Ｖ]
Ｌ_Ｗ：第１発電設備Ｐ１から連系点２１０までのロス[Ｗ]
Ｌ_ｐ：第２発電設備Ｐ２から連系点２１０までのロス[Ｗ]
Ｉ_Ｗ：第１発電設備Ｐ１から流れる電流[Ａ]
Ｉ_ｐ：第２発電設備Ｐ２から流れる電流[Ａ]
Ｒ_Ｗ：第１発電設備Ｐ１から連系点２１０までの電線の抵抗値[Ω]
Ｒ_ｐ：第２発電設備Ｐ２から連系点２１０までの電線の抵抗値[Ω]
なお、電線Ｃ１、Ｃ２の導体温度の変化速度は極めて遅いため、温度変化による抵抗値の変化は無視するものとする。

数式(６)及び(７)を数式(１)に代入して、変形する。

数式（９）を解の公式に当てはめると、数式(１０)及び(１１)が得られる。

（ステップＳ３０５）
ステップＳ３０５は、図２と同様である。

なお、上記の計算例では、力率を１.０とした。しかし、ステップＳ３０１２において、データ取得部１１１がメータＭ１及びメータＭ２にて計測された各力率を取得し、ステップＳ３０４２において、計算部１１２が各力率を考慮して計算を行ってもよい。このように力率を考慮することで、電線Ｃ１、Ｃ２におけるロス見込み電力値および第２発電設備Ｐ２の出力上限値をより正確に算出することができる。

以上のように、計算方法３を用いる場合、出力制御装置１１０は、データ取得部１１１が、前記第１発電設備Ｐ１の発電電力値とともに、前記第１発電設備Ｐ１の発電電圧、前記第２発電設備Ｐ２の発電電圧を取得し、計算部１１２が、前記第１発電設備Ｐ１の発電電力値、前記第１発電設備Ｐ１の発電電圧、前記第２発電設備Ｐ２の発電電圧、前記各電線Ｃ１及びＣ２の抵抗値に基づいて、前記第２発電設備Ｐ２が出力すべき電力値を算出する。この構成により、ロス見込み量を算出することなく、ロスを見込んだ出力上限値を直接算出して、電線Ｃ１、Ｃ２によるロスを考慮した第１発電設備Ｐ１および第２発電設備Ｐ２の出力制御ができる。よって、より厳密な出力上限値を設定できる。

図６は、第３の計算方法による計算結果を示す表である。図５のステップＳ３０４２において、計算部１１２は、上記計算の代わりに、記憶部１１３からこのような計算済みの表を読み込んで第２発電設備Ｐ２の出力上限値を算出してもよい。例えば、連系契約容量が１００００ｋＷであるとして、図６のパターン１においては、第１発電設備Ｐ１の出力が９０００ｋＷのとき、第２発電設備Ｐ２の出力上限値を１２０９．３９４３ｋＷに設定すれば、連系点における合計出力は９９９９．３９４３ｋＷとなり、連系契約容量を超えない最大出力となる。

〔変形例〕
本実施形態では、データ取得部１１１が第１発電設備Ｐ１の発電電力値をメータＭ１から取得する場合について説明した。しかし、第１発電設備Ｐ１の発電電力値を記憶部１１３に予め格納しておき、データ取得部１１１は記憶部１１３から第１発電設備Ｐ１の発電電力値を取得してもよい。このように、Ｐ１の発電設備の電力を固定値とし、記憶部１１３に予め格納しておくことで、メータからの読み取りが不要になる。なお、この場合でも、第２発電設備Ｐ２の電力値、電圧、抵抗値及び力率は、メータＭ２から取得される。

また、ハイブリッド発電システム１００は、第１発電設備Ｐ１を複数含んでいてもよい。さらに、該複数の発電設備および第２発電設備Ｐ２の発電設備の種類は異なっていてもよいし、すべて同一であってもよい。第１発電設備Ｐ１が複数である場合、該複数の第１発電設備Ｐ１からのそれぞれの出力を測定した値を１つにまとめることで、図１のメータＭ１での測定値と等価な値を得ることができる。また、該複数の第１発電設備Ｐ１からそれぞれの連系点に供給される出力を測定した値を１つにまとめることで、図１のメータＭ３での測定値と等価な値を得ることができる。そして、これら等価な値を用いることで、上述した計算方法１〜３により、第２発電設備Ｐ２の出力を算出することができる。

〔ソフトウェアによる実現例〕
出力制御装置１１０（特に計算部１１２及び出力制御部１１４）は、集積回路（ＩＣチップ）等に形成された論理回路（ハードウェア）によって実現してもよいし、ソフトウェアによって実現してもよい。

後者の場合、出力制御装置１１０は、各機能を実現するソフトウェアであるプログラムの命令を実行するコンピュータを備えている。このコンピュータは、例えば少なくとも１つのプロセッサ（制御装置）を備えていると共に、前記プログラムを記憶したコンピュータ読み取り可能な少なくとも１つの記録媒体を備えている。そして、前記コンピュータにおいて、前記プロセッサが前記プログラムを前記記録媒体から読み取って実行することにより、本発明の目的が達成される。前記プロセッサとしては、例えばＣＰＵ（Central Processing Unit）を用いることができる。前記記録媒体としては、「一時的でない有形の媒体」、例えば、ＲＯＭ（Read Only Memory）等の他、テープ、ディスク、カード、半導体メモリ、プログラマブルな論理回路などを用いることができる。また、前記プログラムを展開するＲＡＭ（Random Access Memory）などをさらに備えていてもよい。また、前記プログラムは、該プログラムを伝送可能な任意の伝送媒体（通信ネットワークや放送波等）を介して前記コンピュータに供給されてもよい。なお、本発明の一態様は、前記プログラムが電子的な伝送によって具現化された、搬送波に埋め込まれたデータ信号の形態でも実現され得る。

〔まとめ〕
本発明の態様１に係る出力制御装置は、１以上の第１発電設備、および第２発電設備から出力されたそれぞれの発電電力を、前記第１発電設備および前記第２発電設備から商用電力系統の連系点へそれぞれ供給する発電システムの出力制御装置であって、前記発電システムは、前記連系点における供給電力値の総和の上限値として連系契約容量が設定されており、前記第１発電設備の発電電力値を取得し、各発電設備と前記連系点とを接続する各電線における送電ロスを考慮して、前記連系点における供給電力値の総和が前記連系契約容量を上回らず、かつ、前記第１発電設備および前記第２発電設備における発電電力値の総和が前記連系契約容量を上回るように、前記第２発電設備が出力すべき発電電力値を算出する。

前記の構成によれば、電線によるロスを考慮して、連系契約容量を超えずに各発電設備の出力の合計をより大きくできる。

本発明の態様２に係る出力制御装置は、前記態様１において、前記第１発電設備の発電電力値とともに、前記第２発電設備の発電電力値、および前記連系点におけるそれぞれの供給電力値を取得し、前記第１発電設備の発電電力値と前記連系点における電力値との差から、前記第１発電設備から前記連系点までの電線においてロスする電力値を算出するとともに、前記第２発電設備の発電電力値と前記連系点における電力値との差から、前記第２発電設備から前記連系点までの電線においてロスする電力値を算出し、前記連系契約容量と前記各電線においてロスする電力値との和から、前記第１発電設備の発電電力を減算して、前記第２発電設備が出力すべき電力値を算出してもよい。

前記の構成によれば、実測値に応じて、電線によるロスを考慮した発電設備の出力制御ができる。

本発明の態様３に係る出力制御装置は、前記態様１において、前記第１発電設備の発電電力値とともに、前記第２発電設備の発電電力値を取得し、前記第１発電設備の発電電力値、前記第２発電設備の発電電力値、および、前記各電線の設計値に基づいて、前記各電線においてロスする電力値を算出し、前記連系契約容量と前記各電線においてロスする電力値との和から、前記第１発電設備の発電電力値を減算して、前記第２発電設備が出力すべき電力値を算出してもよい。

前記の構成によれば、連系点にて電力値を取得することができない場合でも、電線によるロスを考慮した発電設備の出力制御ができる。

本発明の態様４に係る出力制御装置は、前記態様１において、前記第１発電設備の発電電力値とともに、前記第１発電設備の発電電圧、前記第２発電設備の発電電圧を取得し、前記第１発電設備の発電電力値、前記第１発電設備の発電電圧、前記第２発電設備の発電電圧、前記各電線の抵抗値に基づいて、前記第２発電設備が出力すべき電力値を算出してもよい。

前記の構成によれば、計算過程を抑えつつ電線によるロスを正確に考慮した発電設備の出力制御ができる。

本発明の態様５に係る出力制御装置は、前記態様１から４において、前記算出した前記電力値に、前記第２発電設備が出力する電力を制御してもよい。

前記の構成によれば、電線によるロスを考慮して、連系契約容量を超えずに各発電設備の出力の合計をより大きくできる。

本発明の態様６に係る出力制御装置は、前記態様１から５において、前記第２発電設備は、太陽光発電設備であってもよい。

本発明の態様７に係る発電システムは、前記態様１から６の、出力制御装置と、前記第１発電設備と、前記第２発電設備と、前記第１発電設備の発電電力値を計測するメータと、を備えていてもよい。

前記の構成によれば、前記態様１と同様の効果を奏する。

本発明の態様８に係る出力制御方法は、１以上の第１発電設備、および第２発電設備から出力されたそれぞれの発電電力を、前記第１発電設備および前記第２発電設備から商用電力系統の連系点へそれぞれ供給する発電システムの出力制御方法であって、前記発電システムは、前記連系点における電力値の総和の上限値として連系契約容量が設定されており、前記第１発電設備の発電電力値を取得し、各発電設備と前記連系点とを接続する各電線におけるロスを考慮して、前記連系点における電力の総和が前記連系契約容量を上回らず、かつ、前記第１発電設備および前記第２発電設備の発電電力の総和が前記連系契約容量を上回るように、前記第２発電設備が出力すべき電力値を算出してもよい。前記の構成によれば、前記態様１と同様の効果を奏する。

本発明の各態様に係る出力制御装置は、コンピュータによって実現してもよく、この場合には、コンピュータを前記出力制御装置が備える各部（ソフトウェア要素）として動作させることにより前記出力制御装置をコンピュータにて実現させる発電設備の出力制御プログラム、およびそれを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体も、本発明の範疇に入る。

本発明は上述した各実施形態に限定されるものではなく、請求項に示した範囲で種々の変更が可能であり、異なる実施形態にそれぞれ開示された技術的手段を適宜組み合わせて得られる実施形態についても本発明の技術的範囲に含まれる。さらに、各実施形態にそれぞれ開示された技術的手段を組み合わせることにより、新しい技術的特徴を形成することができる。

１００ ハイブリッド発電システム（発電システム）
１１０ 出力制御装置
１１１ データ取得部
１１２ 計算部
１１４ 出力制御部
２００ 商用電力系統
２１０ 連系点
Ｃ１、Ｃ２ 電線
Ｍ１、Ｍ２、Ｍ３ メータ
Ｐ１ 第１発電設備
Ｐ２ 第２発電設備

Claims (10)

1. １以上の第１発電設備、および第２発電設備から出力されたそれぞれの発電電力を、前記第１発電設備および前記第２発電設備から商用電力系統の連系点へそれぞれ供給する発電システムの出力制御装置であって、
   前記発電システムは、前記連系点における供給電力値の総和の上限値として連系契約容量が設定されており、
   前記第１発電設備の発電電力値を取得し、
   各発電設備と前記連系点とを接続する各電線における送電ロスを考慮して、前記連系点における供給電力値の総和が前記連系契約容量を上回らず、かつ、前記第１発電設備および前記第２発電設備における発電電力値の総和が前記連系契約容量を上回るように、前記第２発電設備が出力すべき発電電力値を算出する、出力制御装置。
2. 前記第１発電設備の発電電力値とともに、前記第２発電設備の発電電力値、および前記連系点におけるそれぞれの供給電力値を取得し、
   前記第１発電設備の発電電力値と前記連系点における電力値との差から、前記第１発電設備から前記連系点までの電線においてロスする電力値を算出するとともに、
   前記第２発電設備の発電電力値と前記連系点における電力値との差から、前記第２発電設備から前記連系点までの電線においてロスする電力値を算出し、
   前記連系契約容量と前記各電線においてロスする電力値との和から、前記第１発電設備の発電電力を減算して、前記第２発電設備が出力すべき電力値を算出する、請求項１に記載の出力制御装置。
3. 前記第１発電設備の発電電力値とともに、前記第２発電設備の発電電力値を取得し、
   前記第１発電設備の発電電力値、前記第２発電設備の発電電力値、および、前記各電線の設計値に基づいて、前記各電線においてロスする電力値を算出し、
   前記連系契約容量と前記各電線においてロスする電力値との和から、前記第１発電設備の発電電力値を減算して、前記第２発電設備が出力すべき電力値を算出する、請求項１に記載の出力制御装置。
4. 前記第１発電設備の発電電力値とともに、前記第１発電設備の発電電圧、前記第２発電設備の発電電圧を取得し、
   前記第１発電設備の発電電力値、前記第１発電設備の発電電圧、前記第２発電設備の発電電圧、前記各電線の抵抗値に基づいて、前記第２発電設備が出力すべき電力値を算出する、請求項１に記載の出力制御装置。
5. 前記算出した前記電力値に、前記第２発電設備が出力する電力を制御する、請求項１から４のいずれか１項に記載の出力制御装置。
6. 前記第２発電設備は、太陽光発電設備である、請求項１から５のいずれか１項に記載の出力制御装置。
7. 請求項１から６のいずれか１項に記載の出力制御装置と、前記第１発電設備と、前記第２発電設備と、前記第１発電設備の発電電力値を計測するメータと、を備える発電システム。
8. １以上の第１発電設備、および第２発電設備から出力されたそれぞれの発電電力を、前記第１発電設備および前記第２発電設備から商用電力系統の連系点へそれぞれ供給する発電システムの出力制御方法であって、
   前記発電システムは、前記連系点における供給電力値の総和の上限値として連系契約容量が設定されており、
   前記第１発電設備の発電電力値を取得し、
   各発電設備と前記連系点とを接続する各電線におけるロスを考慮して、前記連系点における電力の総和が前記連系契約容量を上回らず、かつ、前記第１発電設備および前記第２発電設備の発電電力の総和が前記連系契約容量を上回るように、前記第２発電設備が出力すべき電力値を算出する、出力制御方法。
9. 請求項１に記載の出力制御装置としてコンピュータを機能させるための制御プログラムであって、コンピュータに請求項１の処理を実行させるための制御プログラム。
10. 請求項９に記載の制御プログラムを記録した、コンピュータ読み取り可能な記録媒体。

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