JP2021191162A - 発電制御システム及び発電制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】時間的に変動する消費電力に対応して、効率的に負荷へ供給する電力を制御する制御プログラム及びその制御プログラムを実行する発電制御システムの提供。【解決手段】複数の発電装置の発電電力をそれぞれ制御する各発電制御装置に発電指令値を送信するための発電制御プログラムであり、各発電制御装置からの出力電力を取得するステップと、消費電力の値を取得するステップと、総発電電力の値と消費電力の値の差分の変動に追随して、一部の発電制御装置に選択的に制御指令値を送信する。【選択図】 図１

Description

本発明は、発電制御プログラム及びそれを実行する発電制御システムに関する。

従来、例えば太陽光発電システムにおいては、電力会社との売買契約に基づいて、発電電力の内の余剰電力を商用電力線に逆潮流させていた。しかし、太陽光発電のような分散電源の増加に伴い、逆潮流による電力系統の電圧変動という弊害が生じることがあり、太陽電池の発電量を制御する必要が生じてきた。例えば特許文献１〜３には、パワーコンディショナ（ＰＣＳと呼ばれる発電制御装置）を用いて、太陽電池の発電量を制御する方法が開示されている。
一般に、小規模の発電システムにおいては、単一の発電制御装置によって発電装置の発電量を制御するが、中規模以上の発電システムの場合、複数の発電装置を複数の発電制御装置によって制御する発電制御システムを採用することが一般的である。

特開２０１７−０９３１２７号公報 特開２０１２−１７５８５８号公報 特許６３６４５６７号公報

発電制御システムに求められる要件は、いかなる場合においても逆潮流を回避できるような発電量に制御しつつ、可能な限り多くの発電量を得ることである。一方、発電量の制御を困難にする原因の一つは、消費電力の急激な変動である。特に、発電電力と消費電力のバランスがとれている状態で、消費電力のみが急激に減少した場合、余剰電力が発生し、逆潮流が発生しうる状態となる。なお、蓄電池を有する発電システムにおいては、余剰電力を充電に回して吸収する場合もあるが、蓄電池の充電量が満量となれば以後は消費電力の急激な減少が逆潮流の発生原因となる。

第２の問題として、消費電力の予測精度がそれほど高くないという点が挙げられる。仮に、消費電力は秒単位で急激に変動しうるため、過去の消費電力の変化から現在よりも数秒先の消費電力を高い精度で予測することができれば、仮に 消費電力が急変しても、発電量を的確に制御することが可能となる。しかし、このような「予測制御」をしようとしても、その精度は、現状ではそれほど高くないのが実情である。

この原因の一つは、発電制御システムにおける「サンプリング間隔」にあると考えられる。すなわち、従来の一般的な発電制御システムでは、制御に必要な種々のデータ（例えば、各発電装置の発電電力、負荷の消費電力）を監視するため常時所定の間隔（サンプリング間隔）で取得している。予測制御を行うシステムでは、気象データのような発電量に影響を及ぼすデータなども含まれる。そして、これら全てのデータを取得するサンプリング間隔は、従来は一定の間隔で一律に行われることが通常であった。日本においては、歴史的な経緯から、６秒間隔でサンプリングを行うシステムがデファクト・スタンダードとして普及している。

比較的規模の大きな発電制御システムでは、故障以外の原因で発電電力が秒単位で急激に変動することは少ないが、電力を供給する負荷での時々刻々変化する消費電力に追随するには、さらにきめ細かな制御をする必要がある。

しかし、サンプリング間隔を単に短くするだけでは、急激な消費電力の変化に追随して発電量を制御することはできない。この理由は、発電制御装置に発電量を制御する指令を送っても、所望の発電量となるまでには「タイムラグ」が生じ、発電量の急激な変化に追随させることはできないからである。このタイムラグは、規模の大きな発電システムほど大きくなる。

例えば、１０台の太陽光発電装置を１０台の発電制御システムで運転している発電システムにおいて、発電量７０％で運転していたところ、消費電力が増大したために、発電量を８０％に増大させる必要が生じた場合を想定する。この場合、１０台の発電制御装置のそれぞれに対して発電量を８０％まで増加させる制御指令値を送信する。しかし、その直後、消費電力が急激に低下したため発電量を４０％に低下しなければならない状態になったとする。最初の制御指令値によって発電量が８０％になるにはタイムラグがあるため、消費電力の急激な低下に追随できず、逆潮流が発生しうる状態が発生することになる。

発電制御装置の数が多いより規模の大きい発電システムほど、タイムラグが大きくなるため、このような問題の影響は深刻となる。このような問題は、太陽光発電に限らず、風力発電等の他の発電システム、特に複数の発電装置を複数の発電制御装置によって制御するタイプの分散型発電システムにおいても同様である。

ところで、発電制御には、「逆潮流を回避する」ことを目的として発電量を低下させる制御（第１の制御）と、電力会社から購入すべき発電量を減らすために発電装置の発電量を増大させる制御（第２の制御）の２種類が存在する。第１の制御は逆潮流発生を回避するために必須の制御であり、この制御が失われた場合、非常装置が作動して発電がストップしてしまう。他方、第２の制御は「より好ましい」制御であり、仮にタイムラグによって発電量の増大が遅れても、発電装置の性能を活かす機会を失うに止まり、発電がストップするといった深刻な事態には至らない。したがって、２つの制御において重視すべきは第１の制御ということになる。

上記課題を鑑み、本発明は、複数の発電装置と複数の発電制御装置を備えた発電制御システムにおいて、時間的に変動する消費電力に対応して、効率的に負荷へ供給する電力を制御する制御プログラム及びその制御プログラムを実行する発電制御システムの提供を課題とする。

発電制御指令値を送信してから指定した発電量に至るまでの「タイムラグ」は、発電制御装置（ＰＣＳ）の数が多くなるほど大きくなり、反応が遅くなる。したがって、発電量を低下させる「第１の制御」において、タイムラグを小さくするには、制御指令値を送信する発電制御装置の数を減らせばよい。

本発明に係る発電制御プログラムは、
複数の発電装置の発電電力をそれぞれ制御する各発電制御装置に発電指令値を送信するための発電制御プログラムであって、
各発電制御装置からの出力電力を取得する発電力取得ステップと、
消費電力の値を取得する消費電力取得ステップと、
前記出力電力を合計した総発電電力の値と前記消費電力の値の差分値の変動に追随して、一部の前記発電制御装置のみに対して選択的に制御指令値を送信する指令送信ステップとを実行し、前記消費電力取得ステップの間隔は前記指令送信ステップの間隔より短いことを特徴とする。

このような構成とすることで、発電制御の対象となる発電制御装置の制御台数を減らすことで、より制御指令値を受け取ってから指定された発電量に至るまでのタイムラグが小さくなり、消費電力に追随して迅速な発電量の制御が可能となる。

なお、本発電制御プログラムは、逆潮流の回避が求められる自家消費型の発電制御システムに用いられることが前提であり、特に、「消費電力取得ステップ」を実行する間隔とは、「消費電力の変動に対して迅速な発電量の制御が可能となるのに十分短い間隔」であることが重要となる。一方、発電電力は消費電力の変化に比べて緩やかであり、秒単位というような短時間で急激に変動することは少なく、また万一これらのデータの取得が遅れたとしても、逆潮流発生といった深刻な影響には至らないため、発電量を取得する間隔や気象データといった他のデータを取得する間隔については従来どおりとして差し支えない。結果として、「発電量制御の基となる消費電力取得の間隔」を、消費電力の変化に対して迅速に追随できる時間間隔を採用することとした。

また、上記構成は、上述した「第１の制御」を実施する場合の制御アルゴリズムの基本構成であるが、「第２の制御」を実施する制御アルゴリズムは別途準備してもよい。そして、第１の制御と第２の制御のいずれを実施すべきかは、「総発電電力の値と消費電力の値の差分値の変動に追随して」行うことが好ましい。もっとも、第１の制御のみでも、第１の制御によって発電量の制御性が高められることは、制御が働かないときはできるだけ大きな出力で運転できることを意味するため、結果として第２の制御を行わなくてもシステム全体としての発電効率は高められると考えられる。

上記構成において、前記制御指令値は、送信先の前記発電制御装置ごとに必ずしも同一値である必要はない。「送信先ごとに必ずしも同一値でない」とは、一部の値が同じで他は異なる場合と、全てが異なる場合の両方を含む。

例えば、発電制御装置が４台（Ａ，Ｂ，Ｃ，Ｄ）存在している場合に、上記構成のアルゴリズムを適用した結果、制御対象をＡ，Ｂのみに選択したとする。このとき、制御対象から除外されたＣ，Ｄは、制御指令値の送信によって発電電力が変化することはないが、制御対象となったＡ，Ｂに対して一律に同じ制御指令値（例えば、現在のＡの出力が７０％で現在のＢの出力が４０％である場合に、Ａ及びＢの両方に対して一律に４５％に低下させる）を送信するのではなく、異なる制御指令値（例えば、Ａの出力を６０％に低下させる一方、Ｂの出力を３０％とする）を送信してもよい。各発電制御装置に対して、現在の発電量に近い値を送信すれば、より追随性が高まることが期待されるからである。あるいは、Ａの出力を０％にしてＢのみを制御対象とするといったアルゴリズムも考えられる。

逆に、上記基本構成において、前記制御指令値は、送信先ごとに同一の値としてもよい。同一の値とする場合の利点は、制御対象とする発電制御装置（ＰＣＳ）の稼働台数を絞ったことによって制御性（応答特性）が十分に高められている場合は、同一値で制御することでも制御性は十分に高められることになる。

上記「送信先ごとに必ずしも同一値でない」構成を採用した場合の前記指令送信ステップにおいて、発電指令値を最大出力値に設定した１台又は複数台の発電制御装置と、最大出力に満たない発電指令値に設定した１台の発電制御装置を選択し、かつ、非選択の発電制御装置に対する発電指令値をゼロに設定するように構成してもよい。

上記「送信先ごとに同一の値」とする構成を採用した場合の前記選択ステップにおいて、１台又は複数台の発電制御装置に対する発電指令値をゼロに設定し、他の全ての発電制御装置に対する発電指令値を０より大きく１００％よりも小さい同一値に設定するように構成しても良い

また、上記いずれかの構成における前記サンプリング間隔は、例えば６秒であってもよい。６秒とは、上記の通り、わが国におけるデファクト・スタンダードの数値であり、消費電力以外のデータについては急激な変化が少ないため、特に変更する必要がないからである。

上記いずれかの構成における前記サンプリング間隔よりも短い間隔は１秒以下であってもよい。下限値は発電制御装置の制御性が維持できる最小値であり、ゼロよりも大きい値であることは当然である。
なお、上記のとおり、発電制御装置の制御性が改善するためには、少なくとも、「発電量制御の基となる消費電力取得の間隔」（消費電力のサンプリング間隔）を、消費電力の変化に対して迅速に追随できる時間間隔に（端的には従来よりも短く）設定することが重要であるが、消費電力以外の各種データ取得のサンプリング間隔は、従来どおり（消費電力取得の間隔より長いまま）でもよいし、一律に全ての間隔を消費電力取得の間隔と同じにしても差し支えない。例えば、全てのサンプリング間隔を１秒にすることも可能である。これは、本発明の構成を採用ることで発電制御装置の制御性が改善するためである。

上記いずれかの構成おいて、前記消費電力は、現在の測定値に代えて過去の時間的推移に基づいて予測された予測値としてもよい。消費電力の予測は比較的難しいが、種々の改良により精度は向上してきており、本発明の発電制御プログラムと組み合わせることもできる。

本発明の発電制御システムは、複数の発電装置と前記発電装置の発電電力を制御する発電制御装置と計測制御端末とを備え、前記計測制御端末は、上記いずれかの前記発電制御プログラムを実行し、前記発電制御装置からの出力電力を制御することを特徴とする。

本発明によれば、発電制御システムの制御性が高まり、時間的に変動する消費電力に対応して、効率的に負荷へ供給する電力を制御することが可能となる。

発電制御システムの主要構成を示す図。 発電制御システムを制御する計測制御端末の主要構成を示す図。 消費電力の時間的推移を示すグラフ。 複数の発電制御装置の出力電力の制御状況を示す図。 発電制御プログラムの主要フローを示す図。 予測制御を組み合わせた自家消費型発電制御システムの制御フローを示す図。

以下、図面を参照して実施形態について説明する。但し、以下の実施形態は、いずれも本発明の要旨の認定において限定的な解釈を与えるものではない。また、同一又は同種の部材については同じ参照符号を付して、説明を省略することがある。

（第１の実施形態）
以下、太陽電池を発電装置として用いた発電制御システム１００を例に説明する。
図１は、発電制御システム１００の一実施形態の主要構成を示す。
風力発電等の他の発電装置を用いた場合にも同様に応用可能である。

発電制御システム１００は、複数の（例えば太陽電池等の、）発電装置１（１ａ、１ｂ、１ｃ）及び各発電装置１（１ａ、１ｂ、１ｃ）に対応して、その発電量を制御する複数の発電制御装置２（２ａ、２ｂ、２ｃ）（例えばパワーコンデショナ）を備えている。
なお、発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃは、発電装置１ａ、１ｂ、１ｃの発電電力量を制御することができる。
例えば、発電装置１として太陽電池の発電量を制御する場合、発電制御装置２であるパワーコンデショナは、Ｉ−Ｖ特性に従って、ＭＰＰＴ法等を応用して、出力電力を制御することができる。
また、発電装置１の出力が直流電力である場合、発電制御装置２は交流電力に変換できる。
受変電部３は、発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃから電力線Ｌ２及びそれから分岐する電力線Ｌｂ２ａ、Ｌｂ２ｂ、Ｌｂ２ｃを介して電力供給を受けるとともに、電力会社等の商用電源４から電力線Ｌ４を介して電力供給を受け、電力線Ｌ５を介して負荷５ａ、５ｂ、５ｃへ電力を供給する。

計測制御端末６は、発電制御装置２からの出力電力、商用電源４からの供給電力及び負荷５（５ａ、５ｂ、５ｃ）の消費電力、商用電源４からの供給電力、及び個々の発電制御装置２（２ａ、２ｂ、２ｃ）からの出力電力を取得する。
なお、消費電力は、後述のとおり計算により求めることが可能であるが、図１に示すように、電力線Ｌ４やＬ５にそれぞれ電力計７、９を設け、直接計測してもよい。

計測制御端末６は、上記発電制御装置２（及び各電力計７、９）と通信を行うための計測用入出力部６１、演算部６２、記憶部６３及び発電制御装置２との通信を行う制御用入出力部６４を備えている。（図２）
なお、計測制御端末６は、気象データを取得してもよい。例えば発電装置１又は発電制御装置２に別途日照計、温度計、湿度計を設置し、計測用入出力部６１を介してこれらの計器からのデータを取得してもよい。

商用電源４（系統）からの供給電力と発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃからの総出力電力との合計が、負荷５ａ、５ｂ、５ｃの消費電力に等しくなる。
従って、消費電力は、商用電源４（系統）からの供給電力（以下商用電力と称す。）と発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃからの総出力電力（以下、総発電電力と称す。）とから算出可能であるが、特に変動の激しい消費電力を正確に計測するために電力計９を用いて消費電力を直接計測してもよい。

なお、逆潮流を回避するたに電力線Ｌ２に逆電力継電器（ＲＰＲ）１０を設置してもよい。

逆電力継電器１０が解列することなく逆潮流を回避するためには、総発電電力が消費電力を超えないように総発電電力の上限値（以下、総発電上限値と称することがある。）を公知の方法（例えば特許文献１〜３に開示されている方法等）により決定し、総発電電力が総発電上限値以下になるように発電制御装置２が発電装置１を制御する必要がある。
すなわち、総発電電力と消費電力との差分が減少すると、逆潮流のリスクが増大するため、総発電上限値を減少させる。一方、総発電電力と消費電力との差分が増大すると、逆潮流のリスクが低減するため、総発電上限値を増大させる。
そのため、計測制御端末６は、消費電力を取得し、演算部６２で消費電力を基に総発電電力の総発電上限値を設定し、総発電上限値に基づき各発電制御装置２を制御する。

計測制御端末６は、総発電電力が総発電上限値以下になるように、各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃに対して、個々の出力電力の上限値（以下、個別上限値と称することがある。）を指定する制御指令値（以下、個別指令値と称することがある。）を制御用入出力部６４を介して送信する。

各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃは、個別指令値に基づいて指定されたそれぞれの個別上限値以下の範囲で最大の発電電力を出力するよう、例えばＭＰＰＴ法等による制御を行う。各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃは、有限の応答速度を有しており、出力電力の個別上限値が指定されてから、個別上限値以下で最大の発電電力を出力するまでに有限の時間（以下応答時間）を必要とする。
各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃは、応答時間で決定される間隔（周期）より長い間隔（周期）で制御することで、確実にその最大電力を出力することができる。

なお、ＰＣＳが、ＭＰＰＴ法等により、発電力の最大値を探索途中に、すなわち応答時間より短い周期で、新しい指令値を設定することが許容される場合、ＰＣＳは新しい指令値に基づき再度出力値の制御を行うように構成してもよいし、ＭＰＰＴ法での探索中は、ＰＣＳは指令値の変更を受け付けないように構成してもよい。

各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃの制御能力は、必ずしも同一ではなく、例えば製造者、使用条件、使用年数等に依存する。
複数の発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃを一律に制御する場合は、各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃの応答時間の最大値を指令間隔（周期）とすることができる。

一方、消費電力は時々刻々変化し、上記指令間隔より速く変動する。そのため、計測制御端末６は、消費電力を取得するサンプリング間隔（周期）（以下、検知間隔と称することがある）と、各発電制御装置２を制御するための指令間隔（又は指令値の送信間隔）を独立して設定することができ、消費電力を取得する検知間隔を指令間隔より短く設定する。例えば、各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃの応答時間の最小値Ｔｍｉｎのｎ分の１に設定する。なお、ここでｎは２以上の自然数である。

計測制御端末６は、指令間隔の間にｎ個の複数の消費電力の計測データを取得できる。
そのため、計測用入出力部６１を介して取得した計測データを記憶部６３に記憶しておき、演算部６２は、複数の消費電力の計測データから、近々の消費電力の予測することも可能となる。例えば、応答時間経過後の消費電力の予測も可能になる。
なお、ｎ＝２の場合、一次関数による予測となるため単調な増加又は減少の予測に限定されてしまうため、より好適にはｎは３以上の自然数とすることができる。

このように計測制御端末６は、消費電力の検知間隔と発電制御装置２を制御する指令間隔を独立に設定し、消費電力の検知間隔を短く設定できる。例えば、指令間隔を６秒、検知間隔を１秒に設定する。その結果、計測制御端末６は、消費電力の変動を素早く検出して迅速な発電制御が可能となり、精緻な制御が可能である。

計測制御端末６は、全ての発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃのそれぞれに対して、発電の上限値（以下個別上限値と称す）を指定する指令値（以下、個別指令値と称す）として、一律に送信している。
例えば、消費電力に基づいて決定された総発電電力の上限値に対して、各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃに等しい個別指令値を送信することができる。すなわち、発電量を各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃに当配分する。例えば発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃの総数がＮｃである場合、各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃに［総発電電力の上限値］／Ｎｃを、個別上限値として指定することができる。

また、各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃの定格電力が異なる場合、その定格電力に比例した個別上限値を指定してもよい。
発電制御装置２ｉの定格電力をＰＲｉとし個別上限値を
［個別上限値］＝［総発電電力の上限値］ＰＲｉ／ＳＰＲとしてもよい。
ここでＳＰＲは、全ての発電制御装置２の定格電力の総和（ΣＰＲｉ）である。
すなわち、上記等配分を補正して、各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃに発電量を配分することになる。

なお、いずれの場合も発電制御装置２の安定動作のため、発電制御装置２の定格電力を超えて発電電力を出力しないことは言うまでもない。

以下では、さらに効率的に発電量を制御するための制御方法について説明する。
各発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃから出力される発電力は、発電装置１ａ、１ｂ、１ｃの設置状況、周囲環境、時間に依存するため、時々刻々変化する。そのため、現実の発電状況に合わせて、個別上限値を設定する。

消費電力の変動に合わせながら逆潮流を回避して発電量を制御するため、消費電力の変動傾向、すなわち減少傾向及び増大傾向、に合わせて制御を行う。

ケース１：総発電電力の制御を強化する場合（総発電電力上限値の減少）
消費電力が減少すると逆潮流を回避するため、消費電力の減少に追随して総発電電力を低減する必要がある。
なお、図３の領域Ｂに示すように消費電力が減少する場合、消費電力は時間に対して負の勾配を有する。また、ケース１に該当するか否かの判断は、消費電力が減少したか否かのみにより判断するものとし、発電量が同時に低下したとしても制御値には影響しない。
ケース２：総発電電力の制御を緩和する場合（総発電電力上限値の増大）
消費電力が増大すると総発電電力を増大させることが可能となる。それにより自家消費電力量の割合を増大させることができる。
なお、図３の領域Ａに示すように消費電力が増大する場合、消費電力は時間に対して正の勾配を有する。

一般に発電制御装置２は、発電装置１の出力電力が高く、定格電力に近い程、変換効率（出力電力/入力電力の比率）が高い。
そのため、複数の発電制御装置２が存在する場合には、出力電力の大きな発電制御装置２を選択して、総発電電力の上限値に近づける制御を行う。
さらに、制御する発電制御装置２の台数が少ない方が、計測制御端末６により制御する制御回数が低減する。そのため、複数の発電制御装置２が存在する発電制御システム１００全体の発電電力の制御性が向上する。

ケース１の場合には、消費電力が減少するため、逆潮流が発生するリスクが増加する。そのため、迅速な発電電力の制御、すなわち低減が必要になる。
特に、消費電力の変動が増大から減少に変化した場合（例えば図３中Ｐ１）や消費電力の減少量の絶対値が増大した場合（例えば図３中Ｐ２）、指令間隔に関係なく、その変化を検出した時点で選択された発電制御装置２に対して指令値を送信することで、制御の迅速性を向上させることができる。
消費電力の検知間隔は指令間隔より短く、迅速な対応が可能である。

また、消費電力の減少を検知した時点で、発電電力が高い順に優先的に発電制御装置２を選択することで、制御する発電制御装置２の台数を限定し、応答性能を向上させることができる。
以下、発電制御装置２の選択手順について、具体例を挙げて詳細に説明する。

図４に示すように、時刻ｔ_０において、総発電電力の上限値が８０ｋＷであり、４台の発電制御装置２（図４中、ＰＣＳ１、ＰＣＳ２、ＰＣＳ３、ＰＣＳ４）の電力出力が全て２０ｋＷであるとする。

時刻ｔ_１において、総発電電力の上限値が３５ｋＷに低減した場合、計測制御端末６は、最大の電力出力値２０ｋＷを出力する発電制御装置２の１つであるＰＣＳ３を選択し、２０ｋＷの電力を出力するよう指令する。
計測制御端末６は、総発電電力の上限値に近づけるため、もう１台の発電制御装置２の１つであるＰＣＳ４を選択して、１５ｋＷの電力を出力するよう指令する。さらに、その他の発電制御装置２は発電出力量を０ｋＷに指令する。すなわち、その他の発電制御装置２から発電電力を出力しないように指令し、実質的に制御を停止する。実際に出力電力の制御を行う発電制御装置２の台数が減少するため、応答性が向上する。
なお、上記の場合、ＰＣＳ１、ＰＣＳ２、ＰＣＳ３、ＰＣＳ４のいずれの発電制御装置２を選択してもよいが、過去の累積発電量の最も少ない発電制御装置２を選択することができる。そのため、計測制御端末６は、記憶部６３に全ての発電制御装置２の累積発電量を記憶しておく。記憶された累積発電量を参照することで、計測制御端末６は特定の発電制御装置２を選択できる。

発電制御装置２には有限の応答時間を有するが、応答時間以下の間隔（周期）で発電制御装置２に指令値を送信することは、発電制御装置２が最大電力を出力できない場合がある、しかし、消費電力が減少する場合には逆潮流の発生リスクが増加するため、上記計測制御端末６の制御方法は、逆潮流回避を優先する制御方法である。

時刻ｔ_２において、総発電電力の上限値が２５ｋＷに低減した場合、計測制御端末６は、最大の電力出力値１５ｋＷを出力する発電制御装置２の１つであるＰＣＳ４を選択する。

時刻ｔ_３において、総発電電力の上限値が１０ｋＷに低減した場合、ＰＣＳ４は総発電力の１０ｋＷを超えるため、指令値を０ｋＷに設定し、実質的に制御を停止する。残りの発電制御装置２であるＰＣＳ３の出力電力が１０ｋＷであるため、ＰＣＳ３を選択する。なお、ＰＣＳ３の出力電力が１０ｋＷ未満であれば、計測制御端末６は、ＰＣＳ３以外の発電制御装置２から選択された発電制御装置２に乖離分（１０ｋＷとＰＣＳ３の出力電力との差分）の電力を出力するように指令する。

時刻ｔ_４において、総発電電力の上限値が２５ｋＷに増大した場合、その時点で電力を出力しているＰＣＳ３では、総発電電力の上限値に対して乖離があるため、出力が０ｋＷに制御されている残りの発電制御装置２に乖離分の出力電力を均等に分配する。即ち同じ個別上限値を残りの発電制御装置２に指令する。
この時、計測制御端末６が発電制御装置２に指令を出す指令間隔は、発電制御装置２の応答時間以上の値、好適には応答時間と等しくする。それにより、総発電量の増大を緩慢にすることができる。
また、発電制御装置２の中で、気象条件等の理由で設定された個別上限値（図４中５ｋＷ）に発電電力が到達し得ない発電制御装置２が存在した場合、すなわちその発電制御装置２の最大出力（例えば３ｋＷ）が個別上限値未満（３ｋＷ＜５ｋＷ）であることが判明した場合、その発電制御装置２（例えばＰＣＳ１とする）の個別上限値をその最大出力に設定しなおし（個別上限値＝３ｋＷ）、ＰＣＳ３とＰＣＳ１出力電力と総発電電力の上限値との差分（２５ｋＷ−（１０ｋＷ＋３ｋＷ）＝１２ｋＷ）を、その他の発電制御装置２（ＰＣＳ２、ＰＣＳ４の２台のＰＣＳ）に均等に分配した値（１２ｋＷ／２＝６ｋＷ）をその他の発電制御装置２（ＰＣＳ２、ＰＣＳ４）の個別上限値（６ｋＷ）にする。

このように、消費電力が増大し、総発電量の上限値を増大できる場合は、計測制御端末６が発電制御装置２に指令を出す指令間隔は、発電制御装置２の応答時間以上の値であるため、監視装置６は各発電制御装置２が出力する電力が、それぞれの個別上限値に実際に到達し得るかどうかを監視し、判定しながら、各発電制御装置２の個別上限値を修正して、出力電力を制御することができる。

また、出力制御されていなかった全ての発電制御装置２に均等に出力電力を割り当てることで、各発電制御装置２が実際に指定された個別上限値の電力を出力可能かの検証ができる。環境変化により、複数の発電制御装置２の中で、電力の出力能力が変化するため、高い電力を出力可能な発電制御装置２を探索することも可能となる。

以上のように、発電制御システム１００の発電量を制御するため、逆潮流を回避しながら、発電制御システム１００の総合的な発電効率を向上させることができる。

図５は発電制御システム１００のための発電制御プログラムのフローを示す。
このプログラムは、計測制御端末６の記憶部６３に保存され、演算部６２によって読み取られ、実行される。

Ｓ１：第１のステップ
各発電制御装置２からの出力電力を取得する発電力取得ステップと、消費電力の値を取得する消費電力取得ステップとを含む。
各発電制御装置２からの出力電力（発電力）は、計測制御端末６に出力される。また、消費電力は、総発電電力と商用電力の和として算出するか、電力計７や電力計９を設けている場合には直接取得する。

消費電力取得ステップは、例えば１秒間隔で実行する。発電電力取得ステップは、消費電力取得ステップと同じ間隔で実行してもよいが、発電制御装置２の応答速度に合わせて例えば６秒とすることができる。後者の場合、発電制御装置２からの出力電力が確定し、発電制御装置２による制御範囲内での発電装置１による最大の出力電力を取得することができる。発電電力と消費電力とを比較する場合、必ずしも同時刻に取得した発電電力を用いる必要はない。発電電力と消費電力と取得周期が異なる場合、それぞれ直近の取得値を用いればよい。

Ｓ２：第２のステップ
取得された消費電力から、全ての発電制御装置２の出力電力の合計である総発電電力に対する上限値（総発電上限値）を算出する。

Ｓ３：第３のステップ
各発電制御装置２からの出力電力を合計して総発電電力（実測値）を算出し、総発電電力と総発電上限値（算出値）とを比較する。
（１）総発電電力＝総発電上限値の場合、ステップ１へ
（２）総発電電力＜総発電上限値の場合、発電制御装置の台数の増大と個別上限値変更後ステップ１へ
（３）総発電電力＞総発電上限値の場合、発電制御装置の選択（台数減）と個別上限値変更後ステップ１へ

計測制御端末６が以上のステップを実行することにより、発電制御システム１００の発電制御が可能となる。

なお、第２のステップにおいて、総発電上限値を算出するため、発電制御装置２の応答時間を考慮し、指令間隔経過後、又は次に制御指令値を送信する時刻の消費電力の予測値を算出してもよい。消費電力を予測する場合、数点の消費電力のデータが必要となる。
消費電力は、単調に増加又は減少するものではなく、増減するものであるから、消費電力を予測するための回帰曲線は、消費電力に対して少なくとも２次以上の次数を持った関数が必要である。そのため、３点以上の過去の消費電力値が必要となる。
消費電力の検知間隔は、好適には発電制御装置２の指令間隔のｎ分の１であり、ｎは３以上の整数である。

（実施例）
図６は、予測制御を組み合わせた自家消費型発電制御システムの制御フローを示す図である。なお、このフローにおいては、１秒後の消費電力及び発電力の値を二次関数により予測した値を用いている。

ステップＳｂ１で制御を開始する。ステップＳｂ２で消費電力を計測する。ステップＳｂ３で１秒後の消費電力の予測値を計算すると共に、この予測値に基づいて発電可能電力を計算する。予測ステップＳｂ４で、発電量を低下させるすなわち「制御を強める」必要があるか否かを判断する。１秒後の発電可能電力が１秒後の予測消費電力を上回っている場合、余剰電力が生じて逆潮流が生じうることになる。このような場合、「制御を強める」必要があると判断する。なお、例えば蓄電池が接続され、余剰電力を蓄電池の充電に割り当てることができる場合などは、逆潮流が生じうる条件は異なるものとなるが、このような場合は追加のアルゴリズムを用いて発電可能電力を算出する。

ステップＳｂ４で「制御を強める」と判断した場合、ステップＳｂ５で「送信するＰＣＳを絞った緊急制御電文」のリストを生成する。次いでステップＳｂ６でＰＣＳごとの制御値を再計算する。次いでステップＳｂ７で緊急制御電文を１つ送信する。ステップＳｂ８で全ての緊急制御電文の送信が終了したか否かを判定する。未終了であればステップＳｂ７を再度実行する。終了であればステップＳｂ２を再度実行する。

ステップＳｂ４で「制御を強める必要がない」と判断した場合、６秒間隔を維持すると共に、ステップＳｂ９を実行する。ステップＳｂ９では、６秒値が確定したタイミング制御であるか否かを判断する。ここで、Ｙｅｓの場合はステップＳｂ１０を実行し、ＰＣＳ毎の制御値を再計算する。Ｎｏの場合はステップＳｂ１１を実行し、計測・制御電文を１つ送信する。

この実施例に示すような「予測」を用いた制御は必須ではないが、従来よりも間隔が短い分、予測精度は向上することが期待されるため、本発明に予測を用いた制御を組み合わせれば、発電制御システムの制御性が一層高められる効果が期待される。

本発明によれば、発電制御システムの制御性が高まり、時間的に変動する消費電力に対応して、効率的に負荷へ供給する電力を制御することが可能となる。複数の発電制御装置を備えた発電システムの発電効率を向上させながら、逆潮流の回避も可能となり、産業上の利用可能性は大きい。

１００ 発電制御システム
１、１ａ、１ｂ、１ｃ 発電装置
２、２ａ、２ｂ、２ｃ 発電制御装置
Ｌ２、Ｌ４、Ｌｂ２ａ、Ｌｂ２ｂ、Ｌｂ２ｃ、Ｌ５ 電力線
３ 受変電部
４ 商用電源
５、５ａ、５ｂ、５ｃ 負荷
６ 計測制御端末
７、９ 電力計（任意）
１０ 逆電力継電器（ＲＰＲ）
６１ 計測用入出力部
６２ 演算部
６３ 記憶部
６４ 制御用入出力部

Claims (9)

1. 複数の発電装置の発電電力をそれぞれ制御する各発電制御装置に発電指令値を送信するための発電制御プログラムであって、
   前記各発電制御装置からの出力電力を取得する発電力取得ステップと、
   消費電力の値を取得する消費電力取得ステップと、
   前記出力電力を合計した総発電電力の値と前記消費電力の値の差分値の変動に追随して、一部の前記発電制御装置のみに対して選択的に制御指令値を送信する指令送信ステップとを実行し、前記消費電力取得ステップの間隔は前記指令送信ステップの間隔より短いことを特徴とする、発電制御プログラム。
2. 前記制御指令値は、送信先の前記発電制御装置ごとに必ずしも同一値でないことを特徴とする、請求項１記載の発電制御プログラム。
3. 前記制御指令値は、送信先ごとに同一の値であることを特徴とする、請求項１記載の発電制御プログラム。
4. 前記指令送信ステップにおいて、発電指令値を最大出力値に設定した１台又は複数台の発電制御装置と、最大出力に満たない発電指令値に設定した１台の発電制御装置を選択し、かつ、非選択の発電制御装置に対する発電指令値をゼロに設定することを特徴とする請求項２記載の発電制御プログラム。
5. 前記選択ステップにおいて、１台又は複数台の発電制御装置に対する発電指令値をゼロに設定し、他の全ての発電制御装置に対する発電指令値を０より大きく１００％よりも小さい同一値に設定することを特徴とする請求項３記載の発電制御プログラム。
6. 前記指令送信ステップの間隔は６秒であることを特徴とする請求項１乃至５のいずれか１項記載の発電制御プログラム。
7. 前記消費電力取得ステップの間隔は１秒以下であることを特徴とする請求項１乃至６のいずれか１項記載の発電制御プログラム。
8. 前記消費電力は、現在の測定値に代えて過去の時間的推移に基づいて予測された予測値とすることを特徴とする請求項１乃至７のいずれか１項記載の発電制御プログラム。
9. 複数の発電装置と前記発電装置の発電電力を制御する発電制御装置と計測制御端末とを備え、
   前記計測制御端末は、請求項１乃至８のいずれか１項記載の前記発電制御プログラムを実行し、前記発電制御装置からの出力電力を制御することを特徴とする発電制御システム。

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