JP2022012339A - 電力管理システム、電力管理方法、及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電設備全体における発電電力量の推定精度が向上され得る。【解決手段】電力管理システム１は、制御部１４０と、取得部１１０と、推定部１３０とを備える。制御部１４０は、太陽光の入射に応じて発電する複数の太陽光発電ユニット１０のうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニット１０ａにおける発電電力量の制御を行う。取得部１１０は、複数の太陽光発電ユニット１０のうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニット１０ａと異なる第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量を取得する。推定部１３０は、取得部１１０によって取得された第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量に基づいて、制御部１４０による制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニット１０の発電電力量の合計値を推定する。【選択図】図４

Description

本開示は、電力管理システム、電力管理方法、及びプログラムに関する。

自然界のエネルギを利用した発電に関し、太陽光発電の電力管理システムが知られている（例えば、特許文献１及び特許文献２）。太陽光発電には、太陽光発電パネルを有する太陽光発電設備が用いられる。特許文献１及び２には、この太陽光発電設備の発電電力量の変動を考慮し、太陽光発電設備の設備利用率を向上する電力管理システムが記載されている。

特開２００８－１５４３３４号公報 国際公開第２０１７／１７９１７８号

電力供給において電圧又は周波数などの品質を確保するため、太陽光発電設備における発電電力量の変動に対応した種々の調整が求められる。たとえば、太陽光発電設備自体の調整、太陽光発電設備に接続された蓄電装置及び電気ボイラなどの負荷設備の調整、並びに、太陽光発電設備に接続された他の電力系統の調整などが、太陽光発電設備における発電電力量の変動に応じて行われる。

太陽光発電設備が複数の太陽光発電ユニットを有している場合、上述した調整には、太陽光発電設備全体における発電電力量として、全ての太陽光発電ユニットにおける発電電力量の合計値を推定することが求められる。しかしながら、太陽光発電は、時間、天候、及び季節といった周囲環境の影響を受けやすい。例えば、各太陽光発電ユニットの発電電力量は、発電定格の５０％以上の変動が数秒で生じることもあり得る。気象予測を考慮して負荷設備及び他の電力系統を調整する場合に、気象予測が外れることもあり得る。これらの場合、負荷設備の許容量の超過又は意図しない他の電力系統への逆潮流のリスクは無視できない。このように、太陽光発電設備全体における発電電力量の厳密な推定は困難であり、逆潮流などのリスクを回避すると共に電力供給の品質を確保した上記調整は容易ではない。

上記リスクを懸念して、太陽光発電設備における複数の太陽光発電ユニットの稼働率を低減しすぎれば、太陽光発電設備全体の設備利用率が必要以上に低下する。特許文献１及び特許文献２に記載されている電力管理システムであっても、複数の太陽光発電設備全体における発電電力量の推定精度が低ければ、太陽光発電設備の設備利用率のさらなる向上は望めない。

本開示は、太陽光発電設備全体における発電電力量の推定精度が向上され得る電力管理システム、電力管理方法、及びプログラムを説明する。

本開示の電力管理システムは、太陽光の入射に応じて発電する複数の太陽光発電ユニットのうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の制御を行う制御部と、複数の太陽光発電ユニットのうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットと異なる第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量を取得する取得部と、取得部によって取得された第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、制御部による制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定する推定部と、を備える。

この電力管理システムでは、複数の太陽光発電ユニットのうちの第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定する。この場合、第２太陽光発電ユニットは複数の太陽光発電ユニットに含まれる太陽光発電ユニットであり、当該太陽光発電ユニット自体における発電電力量に基づいて複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値が推定されている。このため、複数の太陽光発電設備全体における発電電力量の推定精度が向上され得る。

上記電力管理システムでは、複数の太陽光発電ユニットは、複数の第１太陽光発電ユニットを含んでいてもよい。制御部は、複数の第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の合計値の抑制を制御してもよい。推定部は、取得部によって取得された第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、制御部による上記抑制が解除された場合における複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定してもよい。この構成によれば、複数の第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の合計値が抑制される構成において、太陽光発電設備全体における発電電力量の推定精度が向上され得る。

上記電力管理システムでは、第２太陽光発電ユニットは、複数の太陽光発電ユニットが配置された領域の中央に配置されていてもよい。この構成によれば、中央に配置された第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、複数の太陽光発電設備全体における発電電力量の推定が行われる。このため、第２太陽光発電ユニットが受ける日射量と他の太陽光発電ユニットが受ける日射量との差が、低減される。したがって、複数の太陽光発電設備全体における発電電力量の推定精度がより向上される。

上記電力管理システムでは、複数の太陽光発電ユニットは、１つのマイクログリッド内に配置されていてもよい。この構成によれば、複数の太陽光発電ユニットは、１つのマイクログリッドが実現可能な領域に配置される。このため、第２太陽光発電ユニットと他の太陽光発電ユニットとの間において、気候などの周囲の環境に応じた発電電力量の変動差が低減される。したがって、複数の太陽光発電設備全体における発電電力量の推定精度がより向上される。

上記電力管理システムでは、複数の太陽光発電ユニットは、半径１０キロメートル以下の領域に配置されていてもよい。この構成によれば、複数の太陽光発電ユニットは、限られた領域範囲に配置される。このため、第２太陽光発電ユニットと他の太陽光発電ユニットとの間において、気候などの周囲の環境に応じた発電電力量の変動差が低減される。したがって、複数の太陽光発電設備全体における発電電力量の推定精度がより向上される。

上記電力管理システムは、記憶部をさらに備えていてもよい。記憶部は、第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量と制御部による上記制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値との関係を示す情報を予め記憶していてもよい。推定部は、記憶部に記憶された情報と、取得部によって取得された第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量と記憶部に記憶された情報とに基づいて、制御部による制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定してもよい。この場合、複数の太陽光発電設備全体における発電電力量が容易に推定される。

本開示の電力管理方法は、太陽光の入射に応じて発電する複数の太陽光発電ユニットのうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の制御を行うことと、複数の太陽光発電ユニットのうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットと異なる第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量を取得することと、取得された第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、制御部による制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定することと、を有する。

本開示のプログラムは、太陽光の入射に応じて発電する複数の太陽光発電ユニットのうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の制御を行うことと、複数の太陽光発電ユニットのうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットと異なる第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量を取得することと、取得された第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、制御部による制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定することと、をコンピュータに実行させる。

本開示の電力管理システム、電力管理方法、及びプログラムによれば、太陽光発電設備全体における発電電力量の推定精度が向上され得る。

図１は、実施形態の電力管理システムの概略図である。 図２は、太陽光発電設備を説明するための図である。 図３は、複数の太陽光発電設備の配置を説明するための図である。 図４は、実施形態の電源管理システムのブロック図である。 図５は、管理装置が実施する処理のフローチャートである。 図６は、管理装置のハードウェア構成の一例を示す図である。

以下、添付図面を参照しながら本開示の電力管理システムを実施するための形態を詳細に説明する。図面の説明において同一の要素には同一の符号を付し、重複する説明を省略する。

まず、図１を参照して、電力管理システム１の概略構成について説明する。図１は、電力管理システム１の概略図である。電力管理システム１は、１又は複数のマイクログリッド１００に用いられる。本実施形態において、電力管理システム１は、図１に示されているように、１つのマイクログリッド１００に用いられる。電力管理システム１は、マイクログリッド１００において、管理装置２と、電力系統接続装置３と、太陽光発電設備４と、負荷設備５と、需要家６と、これらを接続する送電網と、を含む。マイクログリッド１００では、太陽光発電設備４が出力する電力を、負荷設備５及び需要家６が消費する。以下の説明において、このような電力の供給と需要との関係を、いわゆる「地産地消」と称する。

電力管理システム１は、例えば、太陽光発電設備４の発電電力と負荷設備５の負荷電力とを制御する。換言すれば、電力管理システム１は、発電電力量と負荷電力量との調整を行う。電力管理システム１は、例えば、マイクログリッド１００において、太陽光発電設備４が発電する発電電力量と、負荷設備５及び需要家６の負荷電力量と、が等しくなるように運用する。電力管理システム１は、基本的に、発電電力量が負荷電力量を上回ることがないように、発電電力量と負荷電力量とを調整する。本実施形態のマイクログリッド１００において、要求される電力が太陽光発電設備４によって賄われる。

本実施形態において、電力管理システム１は、電力系統２００に接続されている。この場合には、マイクログリッド１００は、不足する電力を電力系統２００から受けることができる。すなわち、マイクログリッド１００において要求される電力の一部が、電力系統２００から供給され得る。

マイクログリッド１００から電力系統２００への電力の流出（いわゆる逆潮流）は、電力系統２００の管理者との契約によって制限される場合がある。たとえば、電力系統２００における高圧配電系統の空き容量が不足しているという事情によって、逆潮流が禁止される。このため、本実施形態では、電力管理システム１は、基本的に逆潮流を発生させない。すなわち、マイクログリッド１００において、発電された全ての電力が、負荷設備５及び需要家６によって消費される。

本実施形態において、電力管理システム１は、マイクログリッド１００の運用形態を柔軟に変更できるように構成されている。電力管理システム１は、電力系統２００への逆潮流を発生することできるように構成されている。このため、電力管理システム１は、マイクログリッド１００の運用形態の変更によって、例外的に逆潮流を発生させることができる。例えば、マイクログリッド１００において発電された電力の一部が、電力系統２００に逆潮流されてもよい。

管理装置２は、種々の情報に基づいて、電力系統接続装置３と、太陽光発電設備４と、負荷設備５とを管理する。管理装置２は、電力系統接続装置３、太陽光発電設備４、及び、負荷設備５のそれぞれに接続されており、それぞれに制御指令を送信する。換言すれば、管理装置２は、送信する制御指令によって、電力系統接続装置３、太陽光発電設備４及び負荷設備５のそれぞれの動作を制御する。

電力系統接続装置３は、太陽光発電設備４と、負荷設備５と、需要家６と、管理装置２とに接続されている。電力系統接続装置３は、管理装置２からの制御指令に応じて、負荷設備５及び需要家６へ送る電力を中継する。本実施形態において、電力系統接続装置３は、さらに電力系統２００に接続されている。例えば、電力系統接続装置３は、管理装置２からの制御指令に応じて、電力系統２００から提供される電力を調整する。例えば、電力系統接続装置３は、管理装置２からの制御指令に応じて、太陽光発電設備４からの電力を電力系統２００へ送る。例えば、電力系統接続装置３は、太陽光発電設備４と負荷設備５との間の送電線に設けられている。電力系統接続装置３は、接続部３ａと、逆潮流測定部３ｂと、購入電力測定部３ｃと、を含む。

接続部３ａは、太陽光発電設備４と負荷設備５との間の送電線に設けられている。接続部３ａは、例えば、太陽光発電設備４からの電力を受ける入力端と、電力系統２００からの電力を受ける入力端と、負荷設備５へ電力を出力する出力端と、電力系統２００へ電力を出力する出力端と、を含む。

逆潮流測定部３ｂは、電力系統２００へ電力を出力する出力端に接続されている。逆潮流測定部３ｂは、太陽光発電設備４から電力系統２００への逆潮流の電力を測定する。逆潮流測定部３ｂは、逆潮流の電力を連続的に測定する。逆潮流測定部３ｂは、逆潮流の電力のデータを管理装置２に送信する。逆潮流測定部３ｂは、例えば電力計である。

購入電力測定部３ｃは、電力系統２００からの電力を受ける入力端に接続されている。購入電力測定部３ｃは、電力系統２００からの購入電力を測定する。購入電力測定部３ｃは、購入電力を連続的に測定する。購入電力測定部３ｃは、購入電力のデータを管理装置２へ送信する。購入電力測定部３ｃは、例えば電力計である。

太陽光発電設備４は、電力系統接続装置３を通して、負荷設備５と需要家６とに発電した電力を供給する。太陽光発電設備４は、複数の太陽光発電ユニット１０を含む。太陽光発電設備４は、管理装置２からの制御指令に応じて、複数の太陽光発電ユニット１０を制御する。例えば、太陽光発電設備４は、管理装置２からの制御指令に応じて、複数の太陽光発電ユニット１０の発電電力量を調整する。本実施形態において、複数の太陽光発電ユニット１０は、全て、１つのマイクログリッド１００内に配置されている。

負荷設備５及び需要家６は、電力系統接続装置３を介して、太陽光発電設備４に接続されている。負荷設備５は、蓄電装置２１と、水素製造装置２２と、熱発生装置２３と、を有している。負荷設備５は、太陽光発電設備４から受けた電力を利用して、蓄電装置２１と、水素製造装置２２と、熱発生装置２３において所望の動作を行う。需要家６は、太陽光発電設備４から受けた電力を所望の用途に使用する。負荷設備５及び需要家６は、それぞれの負荷電力を示す情報を管理装置２へ送信する。

蓄電装置２１は、太陽光発電設備４に接続されている。蓄電装置２１は、太陽光発電設備４により発電された電力を充放電する。蓄電装置２１は、管理装置２の制御指令に応じて充放電を行う。蓄電装置２１は、例えば定置型の蓄電装置である。蓄電装置２１は、例えばリチウムイオン電池（ＬｉＢ）である。

水素製造装置２２は、太陽光発電設備４により発電された電力によって水素を製造する。水素製造装置２２は、例えば水を電気分解することにより水素を製造する水電解装置と、製造された水素を貯蔵する貯蔵装置と、を有している。水素製造装置２２は、電力管理システム１の制御指令に応じて、水素の製造量を増減する。水素製造装置２２により製造された水素は、例えば燃料電池車Ｖ又は燃料電池発電装置Ｂ等へ供給される。水素製造装置２２により製造された水素は、例えば他のエネルギキャリアＣに転換及び貯蔵されてもよい。

熱発生装置２３は、太陽光発電設備４により発電された電力によって熱を発生する。熱発生装置２３は、例えば電気ボイラである。熱発生装置２３は、例えば水を加熱することにより水蒸気を生成する。熱発生装置２３は、電力管理システム１の制御指令に応じて、熱の発生量を増減する。熱発生装置２３により生成された水蒸気は、例えば熱として乾燥設備Ｗへ供給される。熱発生装置２３により生成された水蒸気は、バイオ燃料製造装置等へ供給されてもよい。

このように、負荷設備５は、蓄電装置２１、水素製造装置２２及び熱発生装置２３によって、太陽光発電設備４により発電された電力のエネルギを変換する。負荷設備５は、変換されたエネルギを貯蔵又は供給する。

次に、図２及び図３を参照して、太陽光発電設備４の構成についてさらに詳細に説明する。図２は、太陽光発電設備を説明するための概略図である。図３は、太陽光発電ユニットの配置を説明するための図である。図２に示すように、太陽光発電設備４は、複数の太陽光発電ユニット１０に加えて、接続線１１と、出力線１２と、を含む。各太陽光発電ユニット１０の出力端は、接続線１１にそれぞれ接続されている。また、接続線１１には、出力線１２の入力端も接続されている。太陽光発電ユニット１０の発電電力は、接続線１１を介して出力線１２の入力端に伝送され、太陽光発電設備４の出力端から送電網に出力される。

太陽光発電設備４の各太陽光発電ユニット１０は、管理装置２によって制御される。複数の太陽光発電ユニット１０は、少なくとも１つの第１太陽光発電ユニット１０ａと、少なくとも１つの第２太陽光発電ユニット１０ｂとを含む。第１太陽光発電ユニット１０ａと第２太陽光発電ユニット１０ｂとは、互いに異なる。換言すれば、第１太陽光発電ユニット１０ａと第２太陽光発電ユニット１０ｂとは、別体である。

本実施形態において、太陽光発電設備４における複数の太陽光発電ユニット１０は、第１太陽光発電ユニット１０ａと第２太陽光発電ユニット１０ｂとからなる。換言すれば、第２太陽光発電ユニット１０ｂは、複数の太陽光発電ユニット１０のうち、第１太陽光発電ユニット１０ａ以外の残りである。

本実施形態において、太陽光発電設備４における複数の太陽光発電ユニット１０は、複数の第１太陽光発電ユニット１０ａと複数の第２太陽光発電ユニット１０ｂとを含んでいる。本実施形態の変形例において、太陽光発電設備４は、１つのみの第２太陽光発電ユニット１０ｂを含んでいてもよい。

第１太陽光発電ユニット１０ａは、管理装置２によって発電電力量を制御される。換言すれば、第１太陽光発電ユニット１０ａは、管理装置２による発電電力量の増減又は停止が可能である。例えば、第１太陽光発電ユニット１０ａの発電電力量は、種々の状況に応じて、管理装置２によって、現在の環境下において発電可能な最大の発電電力量から抑制される。以下、現在の環境下において発電可能な最大の発電電力量を、単に「最大発電電力量」という。管理装置２による第１太陽光発電ユニット１０ａの発電電力量の抑制は、発電電力量を０にすることも含む。換言すれば、管理装置２による第１太陽光発電ユニット１０ａの発電電力量の抑制は、発電電力量の低減だけでなく、発電の停止も含む。

第２太陽光発電ユニット１０ｂは、基準発電ユニットであり、発電電力量を制御されない。例えば、管理装置２は、第２太陽光発電ユニット１０ｂに対して、発電電力量の調整に関する制御指令を送信しない。第２太陽光発電ユニット１０ｂは、最大発電電力量を出力する。第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電パネル１４における発電電力量は、抑制されない。第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量が調整されない場合であっても、日没後から日の出前など、十分な日射量が望めない場合には動作が停止されてもよい。このような場合に、第２太陽光発電ユニット１０ｂの動作が停止されれば、例えば、待機電力が削減される。

マイクログリッド１００内における第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量の合計値は、当該マイクログリッド１００の最低負荷電力以下である。この場合、第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電による電力系統２００への逆潮流が防止される。「最低負荷電力」とは、マイクログリッド１００内における負荷設備５及び需要家６から要求される電力量において、最も低いと考えられる値である。最低負荷電力は、例えば、電力管理システム１を設定する際に決定される。例えば、マイクログリッド１００における過去の電力需要実績値の最小値に所定の係数を乗じた値が、最低負荷電力として決定される。例えば、過去の電力需要実績値の最小値の１０％又は５０％が、最低負荷電力として決定される。

マイクログリッド１００の電力需要実績値が存在しない場合には、最低負荷電力は、マイクログリッド１００内の各要素の消費電力設計値から決定されてもよい。例えば、マイクログリッド１００の稼働に最低限必要な機器の最低負荷の合計値が、最低負荷電力として決定されてもよい。マイクログリッド１００の稼働に最低限必要な機器の最低負荷は、例えば、マイクログリッド１００内の各種制御装置、センサ機器、蓄電池の冷却機器、サーバ機器、サーバルームの空調機器、及び、マイクログリッド１００内において常時点灯している照明機器などの必要消費電力である。

本実施形態において、第１太陽光発電ユニット１０ａと第２太陽光発電ユニット１０ｂとは、予め決められた位置に設けられている。例えば、図３に示されているように、複数の太陽光発電ユニット１０は、領域α内に配置されている。領域αは、半径Ｒの範囲内に位置している。半径Ｒは、例えば、１０キロメートル以下である。換言すれば、領域αは、例えば、半径１０キロメートル以下の大きさである。領域αは、第２太陽光発電ユニット１０ｂが配置された領域βを含んでいる。領域βは、例えば、領域αの中央に位置する。したがって、第２太陽光発電ユニット１０ｂは、領域αの中央に配置されている。「中央」は、領域αにおける厳密な中央でなくてもよい。１つの領域β内に、１つの第２太陽光発電ユニット１０ｂが配置されてもよいし、複数の第２太陽光発電ユニット１０ｂが配置されてもよい。第１太陽光発電ユニット１０ａは、領域βの周囲に設けられている。例えば、少なくとも１つの第２太陽光発電ユニット１０ｂは、複数の第１太陽光発電ユニット１０ａに囲まれている。

本実施形態の変形例として、複数の領域βが、所定の規則によって領域α内において分散するように配置されていてもよい。例えば、複数の領域βが、領域α内に均一に配置されてもよい。複数の領域βが、領域α内に等ピッチで配置されてもよい。複数の領域βは、ユニット群の外周部に沿って等ピッチで配置されてもよい。

本実施形態の変形例として、太陽光発電設備４に配置された複数の第１太陽光発電ユニット１０ａのうち、第１太陽光発電ユニット１０ａとして機能する太陽光発電ユニット、及び、第２太陽光発電ユニット１０ｂとして機能する太陽光発電ユニットは、ユーザによって遠隔的に決定されてもよいし、管理装置２によって決定されてもよい。状況に応じて、第１太陽光発電ユニット１０ａ及び第２太陽光発電ユニット１０ｂとして機能する太陽光発電ユニットが変更されてもよい。例えば、収集されたデータに基づいて、太陽光発電設備４の全体における発電電力量に対して最も高い相関係数を有する太陽光発電ユニットが、第２太陽光発電ユニットと決定されてもよい。この場合、例えば、過去１週間のうち、制御部１４０による発電電力量の抑制が行われなかった時間帯における、複数の太陽光発電ユニット１０の発電電力量のデータが収集される。第２太陽光発電ユニット１０ｂとして機能していた太陽光発電ユニット１０が故障した場合などに、上記相関係数が２番目に高い太陽光発電ユニット１０が、第２太陽光発電ユニット１０ｂとして機能するように切り替えてもよい。

各太陽光発電ユニット１０は、例えば、発電パネル１４と、パワーコンディショナ１５と、電磁開閉器１６と、配線用遮断器１７と、を含んでいる。太陽光発電設備４は、出力している電力に関する情報と、電力を出力している発電パネル１４の台数に関する情報と、を管理装置２に送信する。発電パネル１４は、パワーコンディショナ１５の入力に接続されている。発電パネル１４は、太陽光を受けて電力を発生させる。発電パネル１４は、発生した電力をパワーコンディショナ１５に出力する。本実施形態において、第１太陽光発電ユニット１０ａと第２太陽光発電ユニット１０ｂとは、同一の構成を有している。本実施形態の変形例として、第２太陽光発電ユニット１０ｂは、発電電力量を制御できない構成であってもよい。

パワーコンディショナ１５は、発電パネル１４の出力及び電磁開閉器１６の入力に接続されている。パワーコンディショナ１５は、発電パネル１４から直流の電力を受ける。パワーコンディショナ１５は、当該直流の電力を所望の交流の電力に変換する。そして、パワーコンディショナ１５は、交流の電力を電磁開閉器１６に出力する。パワーコンディショナ１５は、管理装置２からの制御指令に応じて、出力する電力量を調整する。

電磁開閉器１６は、パワーコンディショナ１５の出力及び配線用遮断器１７の入力に接続されている。電磁開閉器１６は、電磁接触器（Electromagnetic Contactor: MC）を利用してパワーコンディショナ１５から配線用遮断器１７への電力の提供及び停止を行う。電磁開閉器１６は、管理装置２からの制御指令に応じて、電力の提供及び停止の切り替えを行う。例えば、負荷設備５側に電力を供給するとき、電磁開閉器１６は、閉状態とされる。一方、負荷設備５側に電力を供給しないとき、電磁開閉器１６は、開状態とされる。例えば、太陽光発電設備４の出力電力を増加させる場合には、閉状態の電磁開閉器１６の数を増やす。一方、太陽光発電設備４の出力電力を減少させる場合には、閉状態の電磁開閉器１６の数を減らす。

配線用遮断器１７（Molded Case Circuit Ｂreaker; MCCＢ）は、同一の太陽光発電ユニット１０に設けられた電磁開閉器１６に接続されている。配線用遮断器１７は、いわゆるブレーカである。配線用遮断器１７は、負荷側である負荷設備５及び需要家６の送電網に過電流が発生した場合に、発電パネル１４からの電力供給を遮断する。

次に、図４を参照して、電力管理システム１の動作についてさらに詳細に説明する。図４は、実施形態の電源管理システムのブロック図である。図４に示すように、管理装置２は、機能構成要素として、取得部１１０と、記憶部１２０と、推定部１３０と、制御部１４０と、を含む。

取得部１１０は、マイクログリッド１００を構成する装置及び設備から、必要な情報を取得する。取得部１１０は、電力系統接続装置３と、太陽光発電設備４と、負荷設備５と需要家６とから得られた情報を記憶部１２０、推定部１３０、及び、制御部１４０に出力する。取得部１１０は、第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量を取得し、取得された当該発電電力量を推定部１３０に出力する。本実施形態において、取得部１１０は、第１太陽光発電ユニット１０ａの発電電力量を取得しない。本実施形態の変形例として、取得部１１０は、各第１太陽光発電ユニット１０ａの発電電力量をフィードバック制御するために、各第１太陽光発電ユニット１０ａの発電電力量を取得してもよい。

記憶部１２０は、取得部１１０において取得された情報、及び、電力管理システム１の動作前に予め記憶された情報を格納している。例えば、記憶部１２０は、第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量と複数の太陽光発電ユニット１０の最大発電電力量の合計値との関係を示す情報を予め記憶している。

推定部１３０は、取得部１１０によって取得された第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量に基づいて、太陽光発電設備４の全体の発電電力量を推定する。推定部１３０は、推定した発電電力量を制御部１４０に出力する。例えば、推定部１３０は、太陽光発電設備４における最大発電電力量を推定する。取得部１１０によって複数の第２太陽光発電ユニット１０ｂの各々における発電電力量が取得されている場合には、推定部１３０は、それらの最大値、最小値、平均値、及び、中央値のいずれかに基づいて、太陽光発電設備４の全体の発電電力量を推定する。特に中央値に基づくことによって、外れ値に対する頑健性が向上される。

制御部１４０は、取得部１１０によって取得された情報と推定部１３０によって推定された情報とに基づいて、マイクログリッド１００を構成する各要素を制御するための制御指令φを生成する。制御部１４０は、制御指令φを各要素に出力する。例えば、制御部１４０は、電力系統接続装置３、太陽光発電設備４、及び、負荷設備５に、生成された制御指令φを出力する。制御部１４０は、負荷指令部１４１と、台数指令部１４２と、容量指令部１４３とを含んでいる。

負荷指令部１４１は、制御指令φとして、負荷設備５を制御するための負荷指令φ１を生成する。負荷指令部１４１は、推定部１３０において推定された最大発電電力量を受ける。負荷指令部１４１は、推定された最大発電電力量に基づいて負荷指令φ１を生成する。負荷指令部１４１は、生成された負荷指令φ１を負荷設備５に出力する。

負荷指令部１４１は、例えば、推定部１３０において推定された最大発電電力量に見合った稼働が負荷設備５において行われるように、負荷指令φ１を生成する。負荷指令部１４１は、例えば、太陽光発電設備４の設備利用率が最大となるように、負荷指令φ１を生成する。換言すれば、負荷指令部１４１は、太陽光発電設備４の最大発電電力量に見合った「地消」が実現されるように、負荷指令φ１を生成する。負荷指令部１４１は、例えば、推定された最大発電電力量θ１を用いて、次の式（１）が成り立つように負荷指令φ１を生成する。

最大発電電力量θ１＋最低購入電力量θ３_ｍｉｎ＝要求負荷電力量θ２＋固定負荷電力量θ４ ・・・（１）

要求負荷電力量θ２は、負荷指令φ１によって、負荷設備５に消費すべき値として要求される電力量である。最低購入電力量θ３_ｍｉｎは、購入電力量θ３が逆潮流しない最低の負荷である。固定負荷電力量θ４は、需要家６における負荷電力量である。最低購入電力量θ３_ｍｉｎ及び固定負荷電力量θ４は、既知の値である。したがって、最大発電電力量θ１及び既知の値が式（１）に代入されることによって、負荷指令φ１によって負荷設備５に要求される要求負荷電力量θ２が算出される。

式（１）は、逆潮流が許されない運用と逆潮流が許される運用とに対応可能である。逆潮流が許されない場合には、最低購入電力量θ３_ｍｉｎが正の数値に設定される。固定負荷電力量θ４が無視される場合、最大発電電力量θ１と要求負荷電力量θ２との大小関係は、下記式（２）によって表される。逆潮流が許されない場合とは、要求負荷電力量θ２が最大発電電力量θ１以上である。

最大発電電力量θ１≦要求負荷電力量θ２ ・・・（２）

逆潮流が許される場合には、最低購入電力量θ３_ｍｉｎが負の数値に設定される。固定負荷電力量θ４が無視される場合、最大発電電力量θ１と要求負荷電力量θ２との大小関係は、下記式（３）によって表される。逆潮流が許される場合とは、要求負荷電力量θ２が最大発電電力量θ１より小さい場合である。

最大発電電力量θ１＞要求負荷電力量θ２ ・・・・（３）

負荷指令部１４１は、負荷指令φ１によって、要求負荷電力量θ２そのものを負荷設備５に出力してもよいし、現在の要求負荷電力量θ２と１ステップ前の要求負荷電力量θ２との差分を負荷設備５に出力してもよい。例えば、当該差分の符号が正であった場合には、負荷指令φ１は負荷電力量を増加させる指令である。この場合、負荷指令φ１は、例えば、蓄電装置２１を充電させる指令、水素製造装置２２による水素の製造量を増加させる指令、及び熱発生装置２３による熱の発生量を増加させる指令の少なくとも一つを含む。上記差分の符号が負であった場合には、負荷指令φ１は負荷電力を減少させる指令である。この場合、負荷指令φ１は、例えば、蓄電装置２１を放電させる指令、水素製造装置２２による水素の製造量を減少させる指令、及び熱発生装置２３による熱の発生量を減少させる指令の少なくとも一つを含む。

負荷指令部１４１は、逆潮流電力量と逆潮流閾値とを用いて負荷指令φ１を生成してもよい。例えば、逆潮流閾値は、太陽光発電設備４において実際に発電される発電電力量を太陽光発電設備４において稼働中の発電パネル１４の台数で除した値に応じて設定される。この場合、逆潮流閾値は、発電パネル１４の一台あたりの発電電力量に相当する。したがって、発電パネル１４を一台だけ停止することによって上昇し得る購入電力が求められる。

逆潮流閾値は、太陽光発電設備４において稼働中の太陽光発電ユニット１０の台数に応じて設定されてもよい。この場合には、既設系統から常にゼロキロワット以上の電力を購入している状態において、逆潮流閾値の下限値がゼロキロワット以上とされてもよい。さらに、太陽光発電設備４における実際の発電電力量がゼロキロワットであるとして、マイクログリッド１００内の最低平均負荷相当電力が上限とされてもよい。

制御部１４０は、台数指令部１４２及び容量指令部１４３によって、少なくとも１つの第１太陽光発電ユニット１０ａにおける発電電力量の制御を行う。本実施形態において、制御部１４０は、パワーコンディショナ１５又は電磁開閉器１６に制御指令φを出力することによって、各第１太陽光発電ユニット１０ａにおける発電電力量の抑制、又は、当該発電電力量の抑制の解除を行う。これによって、制御部１４０は、複数の第１太陽光発電ユニット１０ａにおける発電電力量の合計値の抑制を制御する。例えば、制御部１４０は、各第１太陽光発電ユニット１０ａに関して、最大発電電力量から発電電力量を低減させる。制御部１４０による発電電力量の抑制が解除された場合、第１太陽光発電ユニット１０ａは最大発電電力量の電力を発電する。制御の解除は、抑制の解除に相当する。制御部１４０は、例えば、推定部１３０において推定された発電電力量をインデックスとし、負荷設備５へ制御指令φを出力することにより、太陽光発電設備４に対する「地産地消制御」を実現する。

台数指令部１４２は、制御指令φとして、太陽光発電設備４において稼働する太陽光発電ユニット１０の台数制御を行うための台数指令φ２を生成する。台数指令部１４２は、例えば、電力を出力する太陽光発電ユニット１０の数を制御することにより、マイクログリッド１００内における電力量のバランスを保つ。

例えば、台数指令部１４２は、台数指令φ２によって、各太陽光発電ユニット１０が有する電磁開閉器１６の開閉を制御する。台数指令φ２は、稼働させる（電力を出力する）太陽光発電ユニット１０の数に関する情報を含む。台数指令φ２は、稼働させない（電力を出力しない）太陽光発電ユニット１０の数に関する情報を含んでいてもよい。

台数指令部１４２は、取得部１１０において取得された購入電力量θ３及び推定部１３０において推定された最大発電電力量θ１を受ける。台数指令部１４２は、購入電力量θ３及び最大発電電力量θ１に基づいて、台数指令φ２を生成する。台数指令部１４２は、生成された台数指令φ２を太陽光発電設備４の電磁開閉器１６に出力する。例えば、台数指令φ２は、所定数の電磁開閉器１６を開状態とし、残りの電磁開閉器１６を閉じる状態とする。

台数指令部１４２は、例えば、購入電力量θ３と複数の台数閾値とを用いて、台数指令φ２を生成する。台数指令部１４２は、購入電力量θ３と複数の台数閾値とを比較する。台数指令部１４２は、各台数閾値との比較結果に応じて、稼働台数を増やすための指令と、稼働台数を維持するための指令と、稼働台数を減らすための指令とのうちいずれかを出力する。台数指令部１４２による太陽光発電設備４の発電電力量の制御によって、逆潮流が防止されながら、設備利用効率が向上され得る。

容量指令部１４３は、制御指令φとして、太陽光発電設備４における各太陽光発電ユニット１０の出力割合を制御するための容量指令φ３を生成する。容量指令部１４３は、例えば、各太陽光発電ユニット１０の出力割合を制御することにより、マイクログリッド１００内における電力量のバランスを保つ。容量指令部１４３は、例えば、台数制御だけでは太陽光発電設備４における発電電力量の調整が十分でない場合に、各太陽光発電ユニット１０の出力割合を制御する。

例えば、容量指令部１４３は、容量指令φ３によって、パワーコンディショナ１５の負荷抑制を制御する。したがって、容量指令φ３は、パワーコンディショナ１５の負荷抑制機能に関する情報を含む。

容量指令部１４３は、取得部１１０において取得された購入電力量θ３及び推定部１３０において推定された最大発電電力量θ１を受ける。容量指令部１４３は、購入電力量θ３及び最大発電電力量θ１に基づいて、容量指令φ３を生成する。容量指令部１４３は、生成された容量指令φ３をパワーコンディショナ１５に出力する。

容量指令部１４３は、例えば、購入電力量θ３と購入電力量θ３の最低設定値である容量閾値とを用いて、容量指令φ３を生成する。容量指令部１４３は、購入電力量θ３が容量閾値より大きい場合に、全ての太陽光発電ユニット１０の出力を１００％とする指令を生成する。太陽光発電ユニット１０の出力が１００％である状態とは、パワーコンディショナ１５をその定格最大値に設定することと同じ意味である。容量指令部１４３は、購入電力量θ３が容量閾値より小さい場合に、全ての太陽光発電ユニット１０の出力を所定の値に抑制する指令を生成する。太陽光発電ユニット１０の出力は、購入電力量θ３を最低設定値（容量閾値）に近づけるように設定される。容量指令部１４３による太陽光発電設備４の発電電力量の制御によって、逆潮流が防止されながら、設備利用効率が向上され得る。

次に、推定部１３０による発電電力量の推定の一例を説明する。推定部１３０は、取得部１１０によって取得された第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量に基づいて、制御部１４０による制御が解除された場合の複数の太陽光発電ユニット１０の発電電力量の合計値を推定する。例えば、推定部１３０は、制御部１４０が第１太陽光発電ユニット１０ａにおける発電電力量を最大発電電力量から抑制している場合において、制御部１４０による抑制が解除された場合の複数の太陽光発電ユニット１０における発電電力量の合計値を推定する。換言すれば、推定部１３０は、現在の第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量に基づいて、複数の太陽光発電ユニット１０の最大発電電力量の合計値を推定する。各太陽光発電ユニット１０の最大発電電力量は、日射強度及び発電パネル１４のパネル温度とを用いて、次の式によって表される。

“ｉ”は、任意の太陽光発電ユニット１０である。“ｉ”は、１から“Ｎ”の任意の値をとる。“Ｎ”は、自然数であり、マイクログリッド１００における太陽光発電ユニット１０の数と等しい。換言すれば、マイクログリッド１００にＮ個の太陽光発電ユニット１０が存在する。“ｙ_ｉ”は、任意の太陽光発電ユニット１０の最大発電電力量であり、その単位はｋＷである。“ａ_ｉ（ｔ）”は、パネル温度に依存する発電能力係数である。“ｔ”は、発電パネル１４のパネル温度であり、その単位は℃である。“ｘ”は、日射強度であり、その単位はＷ／ｍ^２である。任意の太陽光発電ユニット１０の定格出力は、次の式によって表される。本明細書において、「定格出力」とは、基準温度及び基準日射強度の環境下において、発電可能な最大の発電電力量である。

“ｙ_ｉ ^ｍａｘ”は、任意の太陽光発電ユニット１０の定格出力であり、その単位はｋＷである。“ｔ_０”は、基準温度であり、その単位は℃である。本実施形態において、基準温度は２５℃である。“ｘ_０”は、基準日射強度であり、その単位はＷ/ｍ^２である。本実施形態において、基準日射強度は、１０００Ｗ/ｍ^２である。

マイクログリッド１００における太陽光発電設備４が最大発電電力量は、以下の式によって表される。太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量は、マイクログリッド１００に含まれる全ての太陽光発電ユニット１０における最大発電電力量の合計値である。

“ｙ_total”は、日射強度が“ｘ”でありパネル温度が“ｔ”である場合において、マイクログリッド１００に含まれる全ての太陽光発電ユニット１０における最大発電電力量の合計値である。

複数の太陽光発電ユニット１０は、第２太陽光発電ユニット１０ｂを１つのみ含み、残りは第１太陽光発電ユニット１０ａと仮定する。例えば、“Ｎ”個の太陽光発電ユニット１０のうち、１番目から“Ｎ－１”番目の太陽光発電ユニット１０は第１太陽光発電ユニット１０ａであり、Ｎ番目の太陽光発電ユニット１０は、第２太陽光発電ユニット１０ｂである。したがって、第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量は、“ｙ_Ｎ”と表され、第２太陽光発電ユニット１０ｂの定格出力は“ｙ_Ｎ ^ｍａｘ”と表される。この場合、以下の式が成り立つ。

このため、上記式（６）に式（７）を代入すると、以下の式が成り立つ。

式（８）は、さらに以下のように変形され得る。

複数の太陽光発電ユニット１０を用いて発電を行う場合には、コストを低減するために同一の発電パネル１４が用いることが考えられる。同一の発電パネル１４が用いられる場合、各太陽光発電ユニット１０の発電パネル１４の温度依存性は同一と考えることができる。各太陽光発電ユニット１０の発電パネル１４の温度依存性が同一である場合、同一の温度において各発電パネル１４の発電能力係数“ａ_ｉ”は等しい。したがって、この場合、以下の式が成り立つ。

式（９）に式（１０）を代入すると、以下の式が成り立つ。

式（１１）から以下の式が得られる。

この式（１２）は、太陽光発電設備４における発電パネル１４間において、太陽に対する取付角度、着雪による発電損失、ＰＣＳによる発電損失などの差異が無視できる場合に成り立つ。各太陽光発電ユニット１０の定格出力“ｙ_ｉ ^ｍａｘ”の合計値、及び、第２太陽光発電ユニット１０ｂの定格出力“ｙ_Ｎ ^ｍａｘ”は、予め取得できる。したがって、現在の第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量“ｙ_Ｎ”が取得されれば、式（１２）に代入することによって、太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量“ｙ_total”が推定される。換言すれば、太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量“ｙ_total”は、現在の第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量“ｙ_Ｎ”に所定の係数を乗じることによって求められる。この係数は、各太陽光発電ユニット１０の定格出力“ｙ_ｉ ^ｍａｘ”の合計値を、第２太陽光発電ユニット１０ｂの定格出力“ｙ_Ｎ ^ｍａｘ”によって除することによって得られる。この係数は、例えば記憶部１２０に予め記憶されている。

推定部１３０は、例えば、取得部１１０によって取得された第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量を式（１２）の“ｙ_Ｎ”に代入することによって、制御部１４０による制御が解除された場合の太陽光発電設備４の全体における発電電力量を推定する。太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量は、複数の太陽光発電ユニット１０における最大発電電力量の合計値である。

推定部１３０は、上記式（１２）を用いずに、統計的手法によって発電電力量の推定を行ってもよい。例えば、太陽光発電ユニット１０の発電電力量のデータに基づいて作成された回帰モデルによって、太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量が推定されてもよい。

この場合、例えば、過去１週間のうち、制御部１４０による第１太陽光発電ユニット１０ａの発電電力量の抑制が行われなかった時間帯における、第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量のデータと、太陽光発電設備４の全体における発電電力量のデータとが収集される。換言すれば、過去１週間における、マイクログリッド１００内における全ての太陽光発電ユニット１０の最大発電電力量の合計値が収集される。

次に、収集されたデータを用いて、回帰モデルが作成される。作成される回帰モデルにおいて、例えば、第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量が説明変数とされ、太陽光発電設備４の全体における発電電力量が目的変数とされる。作成された回帰モデルは、記憶部１２０に予め記憶される。作成される回帰モデルは、例えば、線形回帰モデルである。

推定部１３０は、作成された回帰モデルと、現在の第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量とに基づいて、太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量を推定する。この場合も、太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量は、例えば、現在の第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量を所定の係数に乗じることによって求められる。現在の第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量は、取得部１１０によって取得される。このような統計的手法が用いられる場合、発電パネル１４の汚れなどによる機器の劣化を考慮して、太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量の推定を行うことができる。

推定部１３０は、記憶部１２０に予め記憶されたデータベースと、現在の第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量とに基づいて、太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量を推定してもよい。この場合、推定部１３０は、記憶部１２０を参照し、現在の第２太陽光発電ユニット１０ｂの発電電力量に対応する、太陽光発電設備４の全体における最大発電電力量をデータベースから取得する。

次に、管理装置２において実行される電力管理方法の処理の一例について説明する。図５は、管理装置２が実施する処理のフローチャートである。まず、管理装置２は、取得部１１０において、第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量を取得する（処理Ｓ１）。

次に、管理装置２は、推定部１３０において、太陽光発電設備４における最大発電電力量を推定する（処理Ｓ２）。推定部１３０は、処理Ｓ１において取得された第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量に基づいて、マイクログリッド１００内の複数の太陽光発電ユニット１０における最大発電電力量の合計値を推定する。

次に、管理装置２は、推定部１３０において、推定された発電電力量を出力する（処理Ｓ３）。推定部１３０は、マイクログリッド１００内の複数の太陽光発電ユニット１０における最大発電電力量の合計値を、太陽光発電設備４における最大発電電力量として出力する。例えば、推定部１３０は、制御部１４０に太陽光発電設備４における最大発電電力量を出力する。

次に、管理装置２は、制御部１４０において、推定部１３０によって推定された発電電力量に基づいて、太陽光発電設備４及び負荷設備５を制御する（処理Ｓ４）。

管理装置２は、処理Ｓ３において、推定された発電電力量を管理装置２の外部に出力してもよい。この場合、管理装置２は、処理Ｓ４を行わなくてもよい。

次に、図６を参照して、管理装置２のハードウェア構成について説明する。図６は、管理装置２のハードウェア構成の一例を示す図である。管理装置２は、コンピュータ１５０を含んでいる。コンピュータ１５０は、ＣＰＵ（Central Processing Unit)１５１と、主記憶部１５２と、補助記憶部１５３と、通信制御部１５４と、入力装置１５５と、出力装置１５６とを有する。管理装置２は、これらのハードウェアと、プログラム等のソフトウェアとにより構成された１又は複数のコンピュータ１５０によって構成される。

管理装置２が複数のコンピュータ１５０によって構成される場合には、これらのコンピュータ１５０はローカルで接続されてもよいし、インターネット又はイントラネットなどの通信ネットワークを介して接続されてもよい。この接続によって、論理的に１つの管理装置２が構築される。

ＣＰＵ１５１は、オペレーティングシステムやアプリケーション・プログラムなどを実行する。主記憶部１５２は、ＲＯＭ（Read Only Memory)及びＲＡＭ（Random Access Memory）により構成される。補助記憶部１５３は、ハードディスク及びフラッシュメモリなどにより構成される記憶媒体である。補助記憶部１５３は、一般的に主記憶部１５２よりも大量のデータを記憶する。補助記憶部１５３は、例えば、上述した記憶部１２０として機能する。通信制御部１５４は、ネットワークカード又は無線通信モジュールにより構成される。入力装置１５５は、キーボード、マウス、及び、タッチパネルなどにより構成される。出力装置１５６は、ディスプレイ及びプリンタなどにより構成される。

補助記憶部１５３は、予め、プログラム１６０及び処理に必要なデータを格納している。プログラム１６０は、管理装置２の各機能要素をコンピュータ１５０に実行させる。プログラム１６０によって、例えば、上述した処理Ｓ１から処理Ｓ４がコンピュータ１５０において実行される。例えば、プログラム１６０は、ＣＰＵ１５１又は主記憶部１５２によって読み込まれ、ＣＰＵ１５１、主記憶部１５２、補助記憶部１５３、通信制御部１５４、入力装置１５５、及び出力装置１５６の少なくとも１つを動作させる。例えば、プログラム１６０は、主記憶部１５２及び補助記憶部１５３におけるデータの読み出し及び書き込みを行う。

プログラム１６０は、例えば、ＣＤ－ＲＯＭ、ＤＶＤ－ＲＯＭ、半導体メモリなどの有形の記録媒体に記録された上で提供されてもよい。プログラム１６０は、データ信号として通信ネットワークを介して提供されてもよい。

次に、本開示の電力管理システム１の作用効果について説明する。電力管理システム１では、複数の太陽光発電ユニット１０のうちの第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量に基づいて、第１太陽光発電ユニット１０ａにおける発電電力量の制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニット１０の発電電力量の合計値を推定する。この場合、第２太陽光発電ユニット１０ｂは複数の太陽光発電ユニット１０に含まれる太陽光発電ユニットであり、当該太陽光発電ユニット１０自体における発電電力量に基づいて複数の太陽光発電ユニット１０の発電電力量の合計値が推定されている。このため、太陽光発電設備４全体における発電電力量の推定精度が向上され得る。

太陽光発電ユニット１０の発電電力量を推定する別の手法として、発電パネル１４付近に日射計を別途取り付け、当該日射計によって測定された日射量及び温度計を用いて推定を行うことも考えられる。電力管理システム１は、日射計及び温度計などのセンサ類を別途取り付けることなく、太陽光発電設備４全体における発電電力量が推定される。また、電力管理システム１は、日射量および温度の２つの変数を用いて推定する場合よりも、上記推定を容易に実現できる。電力管理システム１は、日射計による測定における時間遅れ、及び、日射計と太陽光発電ユニット１０とのサンプルレートの違いも考慮せずに、高精度のフィードバック制御が容易に実現され得る。

日射計と発電パネルとは別部材であるため、日射計によって測定された日射量と発電パネルに入射する日射量との間に差が生じるおそれがある。例えば、日射計に着雪しているが、発電パネルには着雪していない状況、又は、その逆の状況も生じ得る。これに対して、第２太陽光発電ユニット１０ｂに発電パネル１４に積雪が生じている場合には、第１太陽光発電ユニット１０ａの発電パネル１４にも同程度の積雪が生じている可能性が高い。

着雪による太陽光発電ユニットの発電量の低下は、太陽光発電設備の発電電力量の推定精度に対して極めて大きな影響を与える。日射計によって発電パネルに対する着雪の有無及び積雪量を判定又は推測することは、原理的に困難である。また、カメラ画像によって着雪の有無及び積雪量を判定又は推定する場合には、たとえば、特別な画像処理アルゴリズムが必要である。さらに、太陽光発電設備における各発電パネルを撮像するためには、多くのカメラが必要である。これらを考慮すれば、カメラ画像による着雪の有無及び積雪量の判定及び推定も、現実的ではない。

日射計は、通常、発電パネルよりも小さい。このため、鳥類及び昆虫などによって日射計のセンサ部分が遮光され得る。この場合、正しく日射量を計測できないおそれがある。太陽光発電ユニット１０の発電パネルは、鳥類などの遮光による影響を受けがたい。

上記電力管理システム１では、複数の太陽光発電ユニット１０は、複数の第１太陽光発電ユニット１０ａを含んでいる。制御部１４０は、複数の第１太陽光発電ユニット１０ａにおける発電電力量の合計値の抑制を制御する。推定部１３０は、取得部１１０によって取得された第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量に基づいて、制御部１４０による上記抑制が解除された場合における複数の太陽光発電ユニット１０の発電電力量の合計値を推定してもよい。この構成によれば、複数の第１太陽光発電ユニット１０ａにおける発電電力量の合計値が抑制される構成において、複数の太陽光発電設備４全体における発電電力量の推定精度が向上され得る。

第２太陽光発電ユニット１０ｂは、複数の太陽光発電ユニット１０が配置された領域αの中央に配置されている。この構成によれば、中央に配置された第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量に基づいて、複数の太陽光発電設備４全体における発電電力量の推定が行われる。このため、第２太陽光発電ユニット１０ｂが受ける日射量と他の太陽光発電ユニットが受ける日射量との差が、低減される。したがって、複数の太陽光発電設備４全体における発電電力量の推定精度がより向上される。

複数の太陽光発電ユニット１０は、１つのマイクログリッド１００内に配置されている。この構成によれば、複数の太陽光発電ユニット１０は、１つのマイクログリッド１００が実現可能な領域αに配置される。このため、第２太陽光発電ユニット１０ｂと他の太陽光発電ユニットとの間において、気候などの周囲の環境に応じた発電電力量の変動差が低減される。したがって、複数の太陽光発電設備４全体における発電電力量の推定精度がより向上される。

複数の太陽光発電ユニット１０は、半径１０キロメートル以下の領域αに配置されている。この構成によれば、複数の太陽光発電ユニット１０は、限られた領域の範囲に配置される。このため、第２太陽光発電ユニット１０ｂと他の太陽光発電ユニットとの間において、気候などの周囲の環境に応じた発電電力量の変動差が低減される。したがって、複数の太陽光発電設備４全体における発電電力量の推定精度がより向上される。

記憶部１２０をさらに備えている。記憶部１２０は、第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量と制御部１４０による上記制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニット１０の発電電力量の合計値との関係を示す情報を予め記憶している。推定部１３０は、記憶部１２０に記憶された情報と、取得部１１０によって取得された第２太陽光発電ユニット１０ｂにおける発電電力量と記憶部１２０に記憶された情報とに基づいて、制御部１４０による制御が解除された場合における複数の太陽光発電ユニット１０の発電電力量の合計値を推定してもよい。この場合、複数の太陽光発電設備４全体における発電電力量が容易に推定される。

以上、本発明の実施形態及び変形例について説明してきたが、本発明は必ずしも上述した実施形態及び変形例に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で様々な変更が可能である。

たとえば、電力管理システム１は、複数のマイクログリッド１００に用いられてもよい。この場合、複数のマイクログリッド１００の電力系統接続装置３が相互に接続される。複数のマイクログリッド１００に対して１つの管理装置２が設けられていてもよいし、各マイクログリッド１００に１又は複数の管理装置２が設けられていてもよい。

電力管理システム１は、電力系統に接続されていなくてもよい。この場合、電力の需給が、マイクログリッド１００内において完結している。すなわち、マイクログリッド１００において、要求される電力の全てが太陽光発電設備４によって賄われる。マイクログリッド１００において、発電された全ての電力が、負荷設備５及び需要家６によって消費される。

上記実施形態において、燃料電池車Ｖ、燃料電池発電装置Ｂ、エネルギキャリアＣ、及び、乾燥設備Ｗは、マイクログリッド１００内に設けられていている。しかし、燃料電池車Ｖ、燃料電池発電装置Ｂ、エネルギキャリアＣ、及び、乾燥設備Ｗは、マイクログリッド１００の外部に設けられていてもよい。

電力管理システム１は、推定部１３０において推定された発電電力量を、負荷設備５及び太陽光発電設備４の制御以外に用いてもよい。例えば、通常、逆潮流が禁止されている場合にも、臨時的に逆潮流が求められる場合がある。例えば、別のマイクログリッド１００の電力不足によって、臨時的に電力を供給する必要性が生じた場合である。この場合、推定部１３０における推定結果を用いて、制御部１４０による抑制を解除した場合に逆潮流する電力量を算出してもよい。

推定部１３０における推定結果は、事業者が制御部１４０によって抑制される発電電力量を試算する場合、及び、抑制される発電電力量に基づいて各種の制御を行う場合などに用いられてもよい。制御部１４０によって抑制される発電電力量は、例えば、推定部１３０によって推定された太陽光発電設備４における最大発電電力量から、実際に太陽光発電設備４において発電されている発電電力量を減算することによって求められる。

１ 電力管理システム
１０ 太陽光発電ユニット
１０ａ 第１太陽光発電ユニット
１０ｂ 第２太陽光発電ユニット
１１０ 取得部
１２０ 記憶部
１３０ 推定部
１４０ 制御部
１６０ プログラム
α 領域

Claims (8)

1. 太陽光の入射に応じて発電する複数の太陽光発電ユニットのうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の制御を行う制御部と、
   前記複数の太陽光発電ユニットのうち前記少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットと異なる第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量を取得する取得部と、
   前記取得部によって取得された前記第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、前記制御部による前記制御が解除された場合における前記複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定する推定部と、を備える、電力管理システム。
2. 前記複数の太陽光発電ユニットは、複数の第１太陽光発電ユニットを含んでおり、
   前記制御部は、前記複数の第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の合計値の抑制を制御し、
   前記推定部は、前記取得部によって取得された前記第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、前記制御部による前記抑制が解除された場合における前記複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定する、請求項１に記載の電力管理システム。
3. 前記第２太陽光発電ユニットは、前記複数の太陽光発電ユニットが配置された領域の中央に配置されている、請求項１又は２に記載の電力管理システム。
4. 前記複数の太陽光発電ユニットは、１つのマイクログリッド内に配置されている、請求項１から３のいずれか一項に記載の電力管理システム。
5. 前記複数の太陽光発電ユニットは、半径１０キロメートル以下の領域に配置されている、請求項１から４のいずれか一項に記載の電力管理システム。
6. 前記第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量と前記制御部による前記制御が解除された場合における前記複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値との関係を示す情報を予め記憶している記憶部をさらに備え、
   前記推定部は、前記記憶部に記憶された情報と、前記取得部によって取得された前記第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量と前記記憶部に記憶された情報とに基づいて、前記制御部による前記制御が解除された場合における前記複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定する、請求項１から５のいずれか一項に記載の電力管理システム。
7. 太陽光の入射に応じて発電する複数の太陽光発電ユニットのうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の制御を行うことと、
   前記複数の太陽光発電ユニットのうち前記少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットと異なる第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量を取得することと、
   取得された前記第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、前記制御が解除された場合における前記複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定することと、を有する、電力管理方法。
8. 太陽光の入射に応じて発電する複数の太陽光発電ユニットのうち少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットにおける発電電力量の制御を行うことと、
   前記複数の太陽光発電ユニットのうち前記少なくとも１つの第１太陽光発電ユニットと異なる第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量を取得することと、
   取得された前記第２太陽光発電ユニットにおける発電電力量に基づいて、前記制御が解除された場合における前記複数の太陽光発電ユニットの発電電力量の合計値を推定することと、をコンピュータに実行させるためのプログラム。

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