JP5395691B2 - 太陽光発電運用システム - Google Patents

Description

本発明は、配電系統に設置された太陽光発電システムや蓄電池による電力を活用して配電系統の安定化を図る太陽光発電運用システムに関する。

脱炭素社会への移行の機運の高まり及び再生可能エネルギー利用技術の低価格化により、一般住宅に対する太陽光発電システムの導入が進んでいる。太陽光発電システムは、天候や時間帯による発電量の変動が大きい特徴に加え、発電量が太陽電池モジュールの設置に必要な面積に比例して決まり、大規模な電力を確保するためには広い設置面が必要であるという特徴を有する。一般に住宅に導入される太陽光発電システムは、小容量ではあるが広い面積に分布しているために、集中配置された太陽電池モジュールに比して雲の陰による発電量の変動を平準化できる可能性がある。

したがって、一般住宅に導入される小規模で分散配置されている太陽光発電システムは、通信技術を利用して統合することにより、雲の景況による発電量の変動を平準化し、太陽電池モジュールを設置するための広いスペースを確保する必要のない大規模なシステムが構築できる可能性がある。

図３９は、太陽光発電システム１が配電線３ａ，３ｂに複数設置された従来の配電系統の構成を示す図である。図３９に示すように、一般住宅に導入されるような小容量の太陽光発電（ＰＶ：Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ）システム１は、配電変電所２から伸びた配電線３ａ，３ｂの随所に設けられている。一般住宅は、配電線３ａ，３ｂから住宅内電気機器が利用する電力を得ている。配電線３ａ，３ｂは、開閉器４と開閉器４（あるいは遮断器６）とにより囲まれた１以上の区間５により構成され、遮断器６を経て配電変電所２の母線７に接続されている。異なる遮断器６を介して配電変電所２の母線７に接続された２つの配電線３ａ，３ｂの間に両者を接続する開閉器８が設けられている場合に、当該開閉器８は通常開放されている。したがって、例外的な場合を除いて電気的に２つの配電線３ａ，３ｂが接続することは無い。

図４０は、住宅に設置される従来の太陽光発電システム１の詳細な構成を示す図である。太陽光発電システム１は、図４０に示すように、太陽電池１１、パワーコンディショナ１２、及び計測端末１３により構成される。太陽電池１１により発電された直流電力は、パワーコンディショナ１２によって適切な交流電力に変換される。計測端末１３は、一般的には図４０に示すように配電盤１４の内部に設置されるか、あるいは配電盤１４の近辺に設置されることが多い。太陽光発電システム１は、配電盤１４のスイッチ（発電機用スイッチ１５及びメインスイッチ１６）を経て配電線３に接続されている。

住宅に設置されている電気機器１８は、配電盤１４を経由して配電線３から電力の供給を受ける。太陽光発電システム１が発電した電力は、配電盤１４を経由して電気機器１８に利用される。ただし、電気機器１８が必要とする電力を太陽光発電システム１が発電できない場合には、電気機器１８は、不足する電力を配電線３から配電盤１４経由で取り込む。逆に、電気機器１８が必要とする電力よりも太陽光発電システム１が発電する電力が多い場合には、太陽光発電システム１は、余剰の電力を配電線３に送出する。計測端末１３は、計測機能を有しており、配電線３から電気機器１８が利用するために取り込んだ電力量を積算するとともに、電気機器１８により消費されず配電線３に送り出された電力量を積算している。

特許文献１には、逆潮流時に電圧上昇が大きくなり易い配電線端部付近での電圧上昇を抑え、発電装置を設置する位置にかかわらず余剰電力をほぼ公平に電力会社に売電することができる分散発電装置の制御方法及び制御装置が記載されている。この分散発電装置の制御方法は、変圧器に接続される位置を起点位置とする配電線の異なる位置に連系された複数の太陽光発電装置に対して、配電線への連系位置が起点位置から遠くなるにしたがい電圧制御閾値を高い値に設定するものである。

この分散発電装置の制御方法及び制御装置によれば、配電線に連系する各発電装置を協調して動作させることができ、逆潮流時に電圧上昇が大きくなり易い配電線端部付近での電圧上昇を抑えることができ、発電装置の設置位置にかかわらず余剰電力をほぼ公平に電力会社に売電することができる。すなわち、この方法及び装置においては、設置位置のいずれも進相無効電力制御を行い、全体として逆潮流による電圧上昇が低く抑えられている。また、配電線の起点位置から最も遠い配電線端部付近で連系する需要家は、電圧制御閾値が高めに設定されているので、経済的不利益を受けることなく売電できるようになり、配電線への連系位置に関係なく売電することができるので公平性を確保できる。

特開２００６−１２１８５３号公報

しかしながら、一般住宅に設置される太陽光発電システムにより配電系統に送出される電力が大きくなると、配電系統に電圧異常等の障害が発生し、電力品質を妨げる要因となる。また、一般住宅から配電系統への電力供給は、太陽光発電システムの各々において行われるものであるため、全体をまとめて管理することができない。したがって、従来の一般住宅用太陽光発電システムは、配電系統の電圧異常を防いだ上で系統を運用するための電源として活用することができないという問題点がある。

上述した特許文献１に記載の制御方法は、複数の太陽光発電装置の連系位置が起点位置から遠くなるにしたがい電圧制御閾値を高い値に設定するものであるが、配電系統に接続された太陽光発電システム全体をまとめて管理するものではなく、系統を運用するための電源として活用することは困難である。

本発明は上述した従来技術の問題点を解決するもので、一般住宅の太陽光発電システムを統合し、配電系統の電力品質を維持しつつ分散する住宅用太陽光発電システムからなる系統電源を構築できる太陽光発電運用システムを提供することを課題とする。

本発明に係る太陽光発電運用システムは、上記課題を解決するために、配電線に設けられた複数の太陽光発電システムの各々と通信を行って前記複数の太陽光発電システムの各々による発電量の情報を収集する通信部と、前記通信部により収集された情報に基づいて前記複数の太陽光発電システムの各々による現在の発電量をリアルタイムで集計する集計部とを備え、予め記憶された配電線の各区間における許容電流値の情報と前記集計部により集計された現在の発電量とに基づいて、配電線の任意の位置に仮想発電機を定義した場合における前記仮想発電機の発電量を算出する算出部を備え、前記通信部は、さらに配電線に設けられた複数の蓄電池システムの各々と通信を行って前記複数の太陽光発電システムの各々による蓄電量の情報を収集し、前記集計部は、前記通信部により収集された情報に基づいて前記複数の太陽光発電システムの各々による現在の発電量と前記複数の蓄電池システムの各々における蓄電池とをリアルタイムで集計し、前記算出部は、予め記憶された配電線の各区間における許容電流値の情報と前記集計部により集計された前記複数の太陽光発電システムの各々による現在の発電量と前記複数の蓄電池システムの各々における蓄電量とに基づいて、前記仮想発電機の発電量を算出することを特徴とする。

本発明によれば、一般住宅の太陽光発電システムを統合し、配電系統の電力品質を維持しつつ分散する住宅用太陽光発電システムからなる系統電源を構築できる太陽光発電運用システムを提供することができる。

本発明の実施例１の形態の太陽光発電運用システム及び配電系統の構成を示す図である。 本発明の実施例１の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている太陽光発電システムの詳細な構成を示す図である。 本発明の実施例１の形態の太陽光発電運用システムの詳細な構成を示すブロック図である。 本発明の実施例１の形態の太陽光発電運用システムが設備情報及びオンライン情報を用いて作成した複数の太陽光発電システムに関する一覧表を示す図である。 本発明の実施例２の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の構成を示す図である。 本発明の実施例２の形態の太陽光発電運用システムの詳細な構成を示すブロック図である。 本発明の実施例２の形態の太陽光発電運用システムが設備情報及びオンライン情報を用いて作成した複数の太陽光発電システムに関する一覧表を示す図である。 本発明の実施例２の形態の太陽光発電運用システムが設備情報を用いて作成した複数の配電線に関する一覧表を示す図である。 本発明の実施例２の形態の太陽光発電運用システムにおける連係区間定数の作成方法について説明する図である。 本発明の実施例２の形態の太陽光発電運用システム内の仮想発電機計算部の動作を示すフローチャート図である。 本発明の実施例２の形態の太陽光発電運用システム内の仮想発電機計算部による処理の概要を説明する図である。 本発明の実施例３の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の構成を示す図である。 本発明の実施例３の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている蓄電池システムの詳細な構成を示す図である。 本発明の実施例３の形態の太陽光発電運用システムが設備情報及びオンライン情報を用いて作成した複数の蓄電池システムに関する一覧表を示す図である。 本発明の実施例３の形態の太陽光発電運用システム内の仮想発電機計算部の動作を示すフローチャート図である。 本発明の実施例３の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の別の構成例を示す図である。 本発明の実施例３の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている太陽光発電システムの詳細な構成を示す図である。 本発明の実施例３の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の別の構成例を示す図である。 本発明の実施例４の形態の太陽光発電運用システム及び配電系統の構成を示す図である。 本発明の実施例４の形態の太陽光発電運用システム及び配電系統の構成を示す図である。 本発明の実施例４の形態の太陽光発電運用システムの詳細な構成を示すブロック図である。 本発明の実施例４の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている太陽光発電システムの詳細な構成を示す図である。 本発明の実施例５の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の構成を示す図である。 本発明の実施例５の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている蓄電池システムの詳細な構成を示す図である。 本発明の実施例５の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の別の構成例を示す図である。 本発明の実施例５の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている太陽光発電システムの詳細な構成を示す図である。 本発明の実施例５の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の別の構成例を示す図である。 本発明の実施例６の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の構成を示す図である。 本発明の実施例６の形態の太陽光発電運用システムの詳細な構成を示すブロック図である。 本発明の実施例６の形態の太陽光発電運用システムの動作を示すフローチャート図である。 本発明の実施例６の形態の太陽光発電運用システムの仮想発電機計算部による放電スケジュールのイメージ図である。 本発明の実施例６の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている蓄電池システムの詳細な構成を示す図である。 本発明の実施例６の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている蓄電池システムの動作を示すフローチャート図である。 本発明の実施例６の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の別の構成例を示す図である。 本発明の実施例６の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている太陽光発電システムの詳細な構成を示す図である。 本発明の実施例６の形態の太陽光発電運用システム及び電力系統の別の構成例を示す図である。 本発明の実施例７の形態の太陽光発電運用システムの動作を示すフローチャート図である。 本発明の実施例７の形態の太陽光発電運用システムに通信ネットワークを介して接続されている蓄電池システムの動作を示すフローチャート図である。 太陽光発電システムが配電線に複数設置された従来の配電系統の構成を示す図である。 住宅に設置される従来の太陽光発電システムの詳細な構成を示す図である。

以下、本発明の太陽光発電運用システムの実施の形態について図面を参照して詳細に説明する。

以下、本発明の実施例について図面を参照しながら説明する。図１は、本発明の実施例１の太陽光発電運用システム２１ａ及び電力系統の構成を示す図である。図３９に示す従来の構成と異なる点は、太陽光発電運用システム２１ａと電力系統監視制御システム２２とを備えている点と、太陽光発電運用システム２１ａが通信ネットワーク２０を介して電力系統監視制御システム２２と複数の太陽光発電システム１ａの各々とに接続されている点である。ただし、電力系統監視制御システム２２は、従来も使用されていたシステムであり、電力系統の状態を監視し、必要に応じて配電線３ａ，３ｂに設けられた任意の開閉器４の開閉状態を制御するものである。

図２は、本発明の実施例１の太陽光発電運用システム２１ａに通信ネットワーク２０を介して接続されている太陽光発電システム１ａの詳細な構成を示す図である。この太陽光発電システムは、太陽電池１１、パワーコンディショナ１２、及び計測制御端末１７により構成される。図４０に示す従来の太陽光発電システム１と異なる点は、計測制御端末１７が計測機能のみならず通信機能を有し、通信ネットワーク２０を介して太陽光発電運用システム２１ａと通信を行うことができる点である。すなわち、計測制御端末１７は、計測した電力量（太陽光発電システム１ａによる発電量や電気機器１８で使用された電力量等）の情報を太陽光発電運用システム２１ａに送ることができる。

図３は、本発明の実施例１の太陽光発電運用システム２１ａの詳細な構成を示すブロック図である。図３に示すように、本実施例の太陽光発電運用システム２１ａは、通信部２３及び発電量集計部２４を備えており、さらに内部のメモリ等に設備情報２５及びオンライン情報２６を記憶している。

通信部２３は、通信ネットワーク２０を介して複数の太陽光発電システム１ａ（計測制御端末１７）の各々と接続されており、配電線３ａ，３ｂに設けられた複数の太陽光発電システム１ａの各々と通信を行って、複数の太陽光発電システム１ａの各々による発電量の情報を収集する。収集した情報は、発電量集計部２４を介して、オンライン情報２６として保存される。

発電量集計部２４は、本発明の集計部に対応し、通信部２３により収集された情報に基づいて、複数の太陽光発電システム１ａの各々による現在の発電量をリアルタイムで集計する。

次に、上述のように構成された本実施の形態の作用を説明する。太陽光発電運用システム２１ａ内の通信部２３は、配電線３ａ，３ｂに設けられた複数の太陽光発電システム１ａの各々と通信を行って、複数の太陽光発電システム１ａの各々による現在発電量の情報を収集する。

一方、太陽光発電運用システム２１ａは、配電線３ａ，３ｂに設けられた複数の太陽光発電システム１ａの各々の情報（例えば定格発電量の情報等）を設備情報２５として予め記憶している。

発電量集計部２４は、通信部２３により収集された情報に基づいて、複数の太陽光発電システム１ａの各々による現在の発電量をリアルタイムで集計し、集計結果をオンライン情報２６として保存する。

図４は、本発明の実施例１の太陽光発電運用システム２１ａが設備情報２５及びオンライン情報２６を用いて作成した複数の太陽光発電システム１ａに関する一覧表を示す図である。図４に示すように、本実施例の太陽光発電運用システム２１は、複数の太陽光発電システム１ａの各々における定格発電量及び現在発電量の情報を保持し、活用することができる。

上述のとおり、本発明の実施例１の形態に係る太陽光発電運用システム２１ａによれば、一般住宅の太陽光発電システム１ａを統合し、配電系統の電力品質を維持しつつ分散する住宅用太陽光発電システム１ａからなる系統電源を構築できる。すなわち、本実施例の太陽光発電運用システム２１ａは、配電系統に分布する太陽光発電システム１ａの潜在的な発電量及びリアルタイムでの発電総量を把握し活用することができる。例えば、太陽光発電運用システム２１ａは、把握した情報を電力系統監視制御システム２２に送信し、電力系統監視制御システムに配電系統を運用する際の有効な情報として活用させることができる。

図５は、本発明の実施例２の太陽光発電運用システム２１ｂ及び電力系統の構成を示す図である。本実施例の構成は、実施例１の構成と同様であるが、太陽光発電運用システム２１ｂが仮想発電機２７による発電量を算出することができる。すなわち、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｂは、例えば区間ｍに仮想発電機２７を定義し、区間ｍに接続する太陽光発電システム１ｂおよび区間ｍと電気的に接続する区間に接続する太陽光発電システム１ｂの発電電力の合計値を仮想発電機２７の発電電力とするものである。

図６は、本発明の実施例２の太陽光発電運用システム２１ｂの詳細な構成を示すブロック図である。図３で説明した実施例１の太陽光発電運用システム２１ａと異なる点は、仮想発電機計算部２８を備えている点である。

仮想発電機計算部２８は、本発明の算出部に対応し、予め記憶された配電線３ａ，３ｂの各区間における許容電流値の情報と発電量集計部２４により集計された現在の発電量とに基づいて、配電線３ａ，３ｂの任意の位置に仮想発電機２７を定義した場合における仮想発電機２７の発電量を算出する。なお、各区間における許容電流値の情報は、設備情報２５として予め記憶されている。

その他の構成は、実施例１と同様であり、重複した説明を省略する。

次に、上述のように構成された本実施の形態の作用を説明する。実施例１と同じ構成における動作は、基本的に実施例１と同様である。図７は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｂが設備情報２５及びオンライン情報２６を用いて作成した複数の太陽光発電システム１ｂに関する一覧表を示す図である。また、図８は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｂが設備情報２５を用いて作成した複数の配電線に関する一覧表を示す図である。ここでは、区間毎に配電線の許容電流値が異なるものとし、太陽光発電運用システム２１ｂは、太陽光発電システム１ｂが配置された配電線とその許容電流値の対応関係を設備情報２５として保持している。

すなわち、太陽光発電運用システム２１ｂは、図７に示すような太陽光発電システム１ｂに関する情報及び図８に示すような区間毎の許容電流の情報を設備情報２５又はオンライン情報２６に格納している。

図９は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｂにおける連係区間定数の作成方法について説明する図である。図９に示すように、連係区間定数（連係区間における許容電流値）は、配電線の任意の２点を結ぶ区間の許容電流値の中で最小の値を示すものである。後述する仮想発電機計算部２８は、図８に示す区間情報に基づいて図９に示すような連係区間定数を作成することができる。

仮想発電機計算部２８は、上述したように、予め記憶された配電線３ａ，３ｂの各区間における許容電流値の情報と発電量集計部２４により集計された現在の発電量とに基づいて、配電線３ａ，３ｂの任意の位置に仮想発電機２７を定義した場合における仮想発電機２７の発電量を算出する。

図１０は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｂ内の仮想発電機計算部２８の動作を示すフローチャート図である。最初に、仮想発電機計算部２８は、配電線の任意の位置に仮想発電機２７を定義する（ステップＳ１）。次に、仮想発電機計算部２８は、区間を設定し（ステップＳ２）、発電量集計部２４により集計された現在の発電量に基づいて、設定した区間内における太陽光発電システム１ｂによる余剰発電が存在するか否かを判断する（ステップＳ３）。その後、仮想発電機計算部２８は、配電線３ａ，３ｂの各区間における許容電流値の情報に基づいて経路区間定数を算出し、当該経路区間定数を考慮して仮想発電機２７の発電量を算出する（ステップＳ４）。次に、仮想発電機計算部２８は、計算対象となる区間を変え（ステップＳ５）、再びステップＳ２に戻って計算を繰り返し、目的の終端区間まで計算したところで動作を終了する。以上のようにして、仮想発電機計算部２８は、配電線３ａ，３ｂに沿って配置される太陽光発電システム１ｂが配電線３ａあるいは３ｂに送出する電力を統合して任意の区間の仮想的な発電機とする場合の発電量を計算する。

図１１は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｂ内の仮想発電機計算部２８による処理の概要を説明する図である。ここで、仮想発電機計算部２８は、図１１に示すように、仮想発電機２７を定義したＡ点を含む区間ｉに接続する区間の区間定数を算出するものとし、太陽光発電システム１ｂが存在するＢ点およびＣ点は、それぞれ区間ｉ＋１，区間ｉ＋３に含まれるものとする。仮想発電機２７の発電量は、Ｂ点及びＣ点に設置される太陽光発電システム１ｂの発電総量によって定まる。しかしながら、これらの太陽光発電システム１ｂによる発電電力は、Ａ点とＢ点及びＡ点とＣ点を結ぶ連係区間の許容電流値の制約を越えることが出来ない。

Ｃ点の太陽光発電システム１ｂの発電電力は、Ａ点とＣ点を結ぶ連係区間の許容電流Ｌ_Ａ−Ｃの制約内で取り出すことができる。同様に、Ｂ点の太陽光発電システム１ｂの発電電力は、Ａ点とＢ点を結ぶ連係区間の許容電流Ｌ_Ａ−Ｂの制約内で取り出すことができる。ただし、Ａ点とＢ点とを結ぶ連係区間にはＣ点の太陽光発電システム１ｂからの電流も通過するので、その電流量を考慮する必要がある。

具体的には、Ａ点の仮想発電機２７の発電量として取り出すことができるのは、Ａ点とＣ点とを結ぶ連係区間の許容電流Ｌ_Ａ−Ｃの制約の範囲内でのＣ点の太陽光発電システム１ｂの発電量ＰＶ−Ｃと、Ａ点とＢ点とを結ぶ連係区間の許容電流Ｌ_Ａ−Ｂの制約の範囲内でのＢ点の太陽光発電システム１ｂの発電量ＰＶ−Ｂとの合計値が、Ａ点とＢ点とを結ぶ連係区間の許容電流Ｌ_Ａ−Ｂの制約の範囲内にある場合の電力ΣＣとなる。

すなわち、仮想発電機計算部２８は、図１０のステップＳ４において、図１１に示すように、仮想発電機２７が設定された区間から順次隣接区間に進んで計算を行い、存在する太陽光発電システム１ｂの発電量の合計を連係区間の許容電流の制約を考慮して合計することで仮想発電機２７の発電量を求める。

上述のとおり、本発明の実施例２の形態に係る太陽光発電運用システム２１ｂによれば、実施例１の効果に加え、仮想発電機計算部２８を備えることにより、任意の区間に定義した仮想発電機２７の発電量、すなわち周辺の太陽光発電システム１ｂが配電線３ａ，３ｂに送出する電力量を配電線３ａ，３ｂを通過して集めることができる電力量を計算することができ、分散小容量電源の統合化を可能とする。本実施例の太陽光発電運用システム２１ｂは、配電系統における電力の余裕がどれくらいあるかを知ることができ、配電系統の運用に柔軟性を生むという利点を有する。

図１２は、本発明の実施例３の太陽光発電運用システム２１ｃ及び電力系統の構成を示す図である。実施例２に示す構成と異なる点は、配電線３ａ，３ｂに複数の太陽光発電システム１ｃのみならず複数の蓄電池システム２９が接続されている点である。

図１３は、本発明の実施例３の太陽光発電運用システム２１ｃに通信ネットワーク２０を介して接続されている蓄電池システム２９の詳細な構成を示す図である。この蓄電池システム２９は、計測制御端末３０、蓄電池３１、及びパワーコンディショナ３２により構成され、スイッチ３３を介して配電線３に接続されている。計測制御端末３０は、図２で説明した太陽光発電システム１ａの計測制御端末１７とほぼ同様の機能を有しており、蓄電池３１が蓄電している電力量（蓄電量）を計測するとともに、計測結果を通信ネットワーク２０を介して太陽光発電運用システム２１ｃに送ることができる。

なお、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｃの構成は、図６で説明した実施例２の太陽光発電運用システム２１ｂの構成と同じである。ただし、設備情報２５は、太陽光発電システム１ｃの情報のみならず、複数の蓄電池システム２９の各々が所属する区間や定格蓄電量等の情報を格納している。

通信部２３は、太陽光発電システム１ｃと通信を行うのみならず、さらに配電線３に設けられた複数の蓄電池システム２９の各々と通信を行って、複数の蓄電池システム２９の各々における蓄電量の情報を収集する。収集した情報は、発電量集計部２４を介して、オンライン情報２６として保存される。

発電量集計部２４は、通信部２３により収集された情報に基づいて複数の太陽光発電システム１ｃの各々による現在の発電量と複数の蓄電池システム２９の各々における蓄電量とをリアルタイムで集計する。

仮想発電機計算部２８は、予め記憶された配電線３の各区間における許容電流値の情報と発電量集計部２４により集計された複数の太陽光発電システム１ｃの各々による現在の発電量と複数の蓄電池システム２９の各々における蓄電量とに基づいて、仮想発電機２７の発電量を算出する。

次に、上述のように構成された本実施の形態の作用を説明する。基本的に、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｃは、実施例２の太陽光発電運用システム２１ｂと同様の動作を行う。ただし、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｃにおける仮想発電機計算部２８は、上述したように、太陽光発電システム１ｃの発電量のみならず蓄電池システム２９の蓄電量も考慮した計算を行う。

図１４は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｃが設備情報２５及びオンライン情報２６を用いて作成した複数の蓄電池システム２９に関する一覧表を示す図である。仮想発電機計算部２８は、設備情報２５及びオンライン情報２６に基づいて、図７に示すような太陽光発電システム１ｃに関する情報表を作成するとともに、図１４に示すような蓄電池システム２９に関する情報表を作成し、仮想発電機２７の発電量を計算する。すなわち、仮想発電機計算部２８は、太陽光発電システム１ｃの発電量に加え、蓄電池システム２９の蓄電量を考慮し、一定電流を一定時間出力する仮想発電機２７の発電量を計算する。

図１５は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｃ内の仮想発電機計算部２８の動作を示すフローチャート図である。最初に、仮想発電機計算部２８は、配電線の任意の位置に仮想発電機２７を定義する（ステップＳ１）。次に、仮想発電機計算部２８は、区間を設定し（ステップＳ２）、発電量集計部２４により集計された現在の発電量及び蓄電量に基づいて、設定した区間内における太陽光発電システム１ｂによる余剰発電あるいは蓄電された蓄電池システム２９が存在するか否かを判断する（ステップＳ３）。その後、仮想発電機計算部２８は、配電線３ａ，３ｂの各区間における許容電流値の情報に基づいて経路区間定数を算出し、当該経路区間定数を考慮して仮想発電機２７の発電量を算出する（ステップＳ４）。次に、仮想発電機計算部２８は、計算対象となる区間を変え（ステップＳ５）、再びステップＳ２に戻って計算を繰り返し、目的の終端区間まで計算したところで動作を終了する。以上のようにして、仮想発電機計算部２８は、配電線３ａ，３ｂに沿って配置される太陽光発電システム１ｂあるいは蓄電池システム２９が配電線３に送出する電力を統合して任意の区間の仮想的な発電機とする場合の発電量を計算する。
上述のとおり、本発明の実施例３の形態に係る太陽光発電運用システム２１ｃによれば、実施例１，２の効果に加え、昼間にしか発電することができない太陽光発電システム１ｃの余剰電力を蓄電池システム２９内の蓄電池３１に蓄電し、蓄電池３１を電源とした夜間の仮想発電機２７の発電量を計算により求めることができる。

なお、図１６は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｄ及び電力系統の別の構成例を示す図である。図１６において、配電線に接続された複数の太陽光発電システム１ｄの各々は、蓄電池を内蔵している。すなわち、図１２に示す太陽光発電システム１ｃと蓄電池システム２９とが合わさった構成を有していると考えることができ、太陽光発電運用システム２１ｄ自体の動作は、上述した太陽光発電運用システム２１ｃの動作と同様である。

図１７は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｄに通信ネットワーク２０を介して接続されている太陽光発電システム１ｄの詳細な構成を示す図である。図１７に示すように、太陽光発電システム１ｄは、図２に示す太陽光発電システム１ａの構成に加え、蓄電池３１及び蓄電池用パワーコンディショナ３２を実装している。計測制御端末１７ａは、太陽電池発電システム１ｄの発電量に加えて蓄電池３１の蓄電量を計測し、太陽光発電運用システム２１ｄに通知する。太陽光発電運用システム２１ｄ内の仮想発電機計算部２８の動作は、太陽光発電運用システム２１ｃ内のそれと同様であり、同様の効果を得られる。

また、図１８は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｄ及び電力系統の別の構成例を示す図である。図１２と図１６の構成を併せたものであり、複数の太陽光発電システム１ｄと蓄電池システム２９とが配電線３に接続されている。この場合も効果は同様であるが、電力系統全体の蓄電池の容量が増加するので、夜間の仮想発電機２７の発電容量を増加させるという効果がある。

図１９は、本発明の実施例４の太陽光発電運用システム２１ｅ及び電力系統の構成を示す図であり、基本的に実施例１と同様の構成である。ただし、図１９は、配電系統に事故が発生し、電力系統監視制御システム２２が開閉器４ａ，４ｂを開放するように遠方制御して事故区間分離が行われた後の配電系統の様子を示している。この場合において、事故区間を電源側に持つ区間は、事故区間の分離により電源を失い停電している。この状態を電力系統監視制御システム２２が認識すると、電力系統監視制御システム２２は、通常切られている開閉器８を入れることにより、隣接する配電線からの電力融通を行って停電を復旧しようとする。

図２０は、図１９と同様に、本発明の実施例４の太陽光発電運用システム２１ｅ及び電力系統の構成を示す図であり、隣接する配電線からの電力融通により停電が復旧をした様子を表している。この場合においても、配電変電所２は、電力系統における末端の区間において融通される電力量が十分ではないことや電力融通する配電線から末端区間までの連係区間における許容電流制限により必要な電力を送ることができず、図２０に示すように電力不足区間を発生する場合がある。

本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅは、このような状況において電力が不足している末端の区間に仮想発電機２７を想定するように電力系統監視制御システム２２からの情報を受け、隣接する区間から順次太陽光発電システム１ａによる電力を集めて電力が不足している区間に電力を送るものである。

図２１は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅの詳細な構成を示すブロック図である。実施例３の太陽光発電運用システム２１ｃ，２１ｄと異なる点は、発電量指示部３４を備えている点である。

仮想発電機計算部２８は、配電線３において電力供給が不足している区間の情報に基づいて当該区間における仮想発電機２７の発電量を算出する。なお、本実施例において、配電線３において電力供給が不足している区間の情報は、外部の電力系統監視制御システム２２により与えられる。

発電量指示部３４は、本発明の制御部に対応し、仮想発電機計算部２８により算出された仮想発電機２７の発電量が最大となるように、複数の太陽光発電システム１ｅの各々の発電量を制御する。具体的には、発電量指示部３４は、電力が不足している末端の区間に仮想発電機２７を定義した際に、仮想発電機計算部２８により算出された区間の許容電流を考慮した太陽光発電システム１ｅ毎の発電量を受け、各太陽光発電システム１ｅに対して発電量指示情報として送信する。

その他の構成は、実施例３と同様であり、重複した説明を省略する。

次に、上述のように構成された本実施の形態の作用を説明する。太陽光発電運用システム２１ｅの基本的な動作は、実施例３の太陽光発電運用システム２１ｃ，２１ｄと同様であり、発電量指示部３４が電力不足の区間に適切な電力を供給するために発電量を指示する点のみが異なる。

図２２は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅに通信ネットワーク２０を介して接続されている太陽光発電システム１ｅの詳細な構成を示す図である。太陽光発電システム１ｅ内の計測制御端末１７ｅは、発電制御機能を搭載しており、太陽光発電運用システム２１ｅから通信機能により通信ネットワーク２０を介して受信した発電指示情報にしたがって発電を行うようにパワーコンディショナ１２を制御する。

上述のとおり、本発明の実施例４の形態に係る太陽光発電運用システム２１ｅによれば、実施例３の効果に加え、配電系統に事故が発生した際に隣接する配電線からの電力融通により停電復旧をする場合に、融通電力量不足や配電線の許容電流の制約により電力が不足する区間に仮想発電機２７を定義し、仮想発電機２７を定義した区間に接続する区間に存在する太陽光発電システム１ｅの発電量を集めて供給することができるようになり、配電系統の運用の柔軟性及び信頼性を高めることができる。

図２３は、本発明の実施例５の太陽光発電運用システム２１ｅ及び電力系統の構成を示す図である。実施例４に示す構成と異なる点は、配電線３に複数の太陽光発電システム１ｅのみならず複数の蓄電池システム２９ａが接続されている点である。すなわち、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅは、配電線３に接続された複数の太陽光発電システム１ｅによる発電量と複数の蓄電池システム２９ａによる蓄電量とを、一定電力を一定時間供給できる仮想発電機２７として扱う。

図２４は、本発明の実施例５の太陽光発電運用システム２１ｅに通信ネットワーク２０を介して接続されている蓄電池システム２９ａの詳細な構成を示す図である。この蓄電池システム２９ａは、計測制御端末３０ａ、蓄電池３１、及びパワーコンディショナ３２により構成され、スイッチ３３を介して配電線３に接続されている。計測制御端末３０ａは、実施例３で説明した計測制御端末３０の機能に加え、放電量機能を有しており、太陽光発電運用システム２１ｅによる発電量指示にしたがい放電を行う。

なお、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅの構成は、実施例４の太陽光発電運用システム２１ｅの構成と同じである。ただし、設備情報２５は、太陽光発電システム１ｅの情報のみならず、複数の蓄電池システム２９ａの各々が所属する区間や定格蓄電量等の情報を格納している。

通信部２３は、太陽光発電システム１ｅと通信を行うのみならず、さらに配電線３に設けられた複数の蓄電池システム２９ａの各々と通信を行って、複数の蓄電池システム２９ａの各々における蓄電量の情報を収集する。収集した情報は、発電量集計部２４を介して、オンライン情報２６として保存される。

発電量集計部２４は、通信部２３により収集された情報に基づいて複数の太陽光発電システム１ｅの各々による現在の発電量と複数の蓄電池システム２９ａの各々における蓄電量とをリアルタイムで集計する。

仮想発電機計算部２８は、予め記憶された配電線３の各区間における許容電流値の情報と発電量集計部２４により集計された複数の太陽光発電システム１ｅの各々による現在の発電量と複数の蓄電池システム２９ａの各々における蓄電量とに基づいて、仮想発電機２７の発電量を算出する。

また、仮想発電機計算部２８は、実施例４と同様に、配電線３において電力供給が不足している区間の情報に基づいて当該区間における仮想発電機２７の発電量を算出する。

発電量指示部３４は、仮想発電機計算部２８により算出された仮想発電機２７の発電量が最大となるように、複数の太陽光発電システム１ｅの各々の発電量と複数の蓄電池システム２９ａの放電量との少なくとも一方を制御する。具体的には、発電量指示部３４は、電力が不足している末端の区間に仮想発電機２７を定義した際に、仮想発電機計算部２８により算出された区間の許容電流を考慮した太陽光発電システム１ｅ毎の発電量を受け、各太陽光発電システム１ｅに対して発電量指示情報として送信する。

次に、上述のように構成された本実施の形態の作用を説明する。基本的に、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅは、実施例４の太陽光発電運用システム２１ｅと同様の動作を行う。ただし、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅにおける仮想発電機計算部２８は、上述したように、太陽光発電システム１ｅの発電量のみならず蓄電池システム２９ａの蓄電量も考慮した計算を行う。さらに、発電量指示部３４は、複数の太陽光発電システム１ｅの各々の発電量のみならず、複数の蓄電池システム２９ａの放電量も制御することができる。

上述のとおり、本発明の実施例５の形態に係る太陽光発電運用システム２１ｅによれば、実施例４の効果に加え、太陽光発電運用システム２１ｅの発電量指示部３４の制御対象が、太陽光発電システム１ｅのみならず蓄電池システム２９ａも加わることになるので、より大きな電力量を制御することができ、電力が不足するより多くの区間に電力を供給することが可能になる。また、蓄電池システム２９ａを制御対象にするので、夜間の仮想発電機２７を利用した電力供給が可能になるという利点を有する。

なお、図２５は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅ及び電力系統の別の構成例を示す図である。図２５において、配電線に接続された複数の太陽光発電システム１ｆの各々は、蓄電池を内蔵している。太陽光発電運用システム２１ｅ自体の動作は、上述した太陽光発電運用システム２１ｅの動作と同様である。

図２６は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅに通信ネットワーク２０を介して接続されている太陽光発電システム１ｆの詳細な構成を示す図である。図２６に示すように、太陽光発電システム１ｆは、図１７に示す太陽光発電システム１ｄの構成と同じであるが、計測制御端末１７ｂに発電制御機能と放電制御機能が追加されている。すなわち、計測制御端末１７ｂは、太陽光発電運用システム２１ｅの指示に基づいて、太陽光発電システム１ｆによる発電量を制御できるとともに、蓄電池３１の放電量を制御することができる。また、計測制御端末１７ｂは、太陽電池発電システム１ｆの発電量に加えて蓄電池３１の蓄電量を計測し、太陽光発電運用システム２１ｅに通知する。

太陽光発電運用システム２１ｅの構成、作用、及び効果は、上述したとおりであるが、仮想発電機計算部２８による仮想発電機２７の発電量を計算する対象と、発電量を指示する対象とに太陽光発電システム１ｆ内に設置された蓄電池３１も含まれる。太陽光発電システム１ｆの計測制御端末１７ｂは、太陽光発電運用システム２１ｅの発電量指示部３４の発電量指示に基づいてパワーコンディショナ１２を制御することで相当分の電力を発電させるとともに、放電量指示に基づいて蓄電池３１に相当分の電力を放電させる。

さらに、図２７は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｅ及び電力系統の別の構成例を示す図である。図２３と図２５の構成を併せたものであり、複数の太陽光発電システム１ｆと蓄電池システム２９ａとが配電線３に接続されている。太陽光発電運用システム２１ｅは、太陽光発電システム１ｆを対象とした発電量指示及び放電量指示を行い、さらに蓄電地システム２９ａに対して放電量指示を行う。太陽光発電システム１ｆは、指示にしたがった発電及び放電を行い、蓄電地システム２９ａは、指示にしたがった放電を行う。この場合も効果は同様であるが、電力系統全体の蓄電池の容量が増加するので、さらに大きな電力を制御することができ、柔軟な配電系統運用が可能になるという効果がある。

図２８は、本発明の実施例６の太陽光発電運用システム２１ｆ及び電力系統の構成を示す図である。図２８に示す電力系統の構成自体は、図２３に示す実施例５の構成と同じであり、配電線３に複数の太陽光発電システム１ｅと複数の蓄電池システム２９ｂとが接続されている。

図２９は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｆの詳細な構成を示すブロック図である。なお、図２９に示す矢印は、主な情報の流れを示すものであり、太陽光発電運用システム２１ｆ内の各部は、矢印で結ばれていなくても相互に情報のやり取りが可能であるものとする。実施例４，５の太陽光発電運用システム２１ｅと異なる点は、発電スケジュール部３５及び発電スケジュール情報３６を備えている点である。

発電スケジュール部３５は、電力系統監視制御システム２２から送られてくる発電計画にしたがって配電系統に配置されている複数の蓄電池２９ｂの各々における放電量を予約し、仮想発電機２７をスケジュールにしたがって運転するためのものである。本実施例において、電力系統監視制御システム２２による発電計画は、発電スケジュール情報３６として保存される。なお、発電スケジュール部３５は、本発明の算出部の動作の一部を担うとしてもよい。実施例６，７において、発電スケジュール部３５と仮想発電機計算部２８とは、全体として本発明の算出部に対応し、本発明を実現するものとする。

仮想発電機２７の時間毎の発電量は、時間毎に決まっている発電量に達するまで連係区間を時順次拡大させて仮想発電機計算部２８により区間の許容電流を考慮し計算させることで求める。

すなわち、仮想発電機計算部２８は、予め記憶された配電線３の各区間における許容電流値の情報と発電量集計部２４により集計された複数の蓄電池システム２９ｂの各々における蓄電量と予め定められたスケジュールとに基づいて、時刻に対応する複数の蓄電池システム２９ｂの各々による必要な放電量を算出する。本実施例において、仮想発電機計算部２８は、発電スケジュール部３５から発電スケジュールの情報を受け取る。

発電量指示部３４は、仮想発電機計算部２８により算出された放電量に基づいて、スケジュールにしたがうように複数の蓄電池システム２９ｂの各々の放電量を制御する。

その他の構成は、実施例５と同様であり、重複した説明を省略する。

次に、上述のように構成された本実施の形態の作用を説明する。図３０は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｆの動作を示すフローチャート図である。なお、仮想発電機計算部２８は、図２８に示すように配電変電所２の母線７に仮想発電機２７を定義した場合における仮想発電機２８の発電量を算出するものとする。最初に、発電スケジュール部３５は、電力系統監視制御システム２２から受信した発電計画に基づき時間別に必要となる発電量を決める（ステップＳ１）。

次に、時間枠と区間を特定した上で（ステップＳ２，Ｓ３）、通信部２３は、複数の蓄電池システム２９ｂの各々と通信を行って複数の蓄電地システム２９ｂの各々における蓄電量の情報を収集する（ステップＳ４）。具体的には、通信部２３は、作成した計画の時間毎に発電量を満たすまで遮断器６を隔てて接続する第一番目の区間に接続する蓄電池システム２９ｂに蓄電量を放電可能量として問い合わせる。

問い合わせの結果、第一区間の複数の蓄電池システム２９ｂに十分な電力量が蓄えられていることがわかると、仮想発電機計算部２８は、母線と第一区間の間を連係区間として仮想発電機２７の発電量を算出し、時刻に対応する複数の蓄電池システム２９ｂの各々による必要な放電量を算出してスケジュールに載せる（ステップＳ５）。図３１は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｆの仮想発電機計算部２８による放電スケジュールのイメージ図であり、時間毎の発電量をまかなうための蓄電池システム２９ｂ毎の放電量を示している。

通信部２３は、複数の蓄電池システム２９ｂの各々が有する計測制御端末３０ｂと調整を行う（ステップＳ６）。発電スケジュール部３５は、各蓄電池システム２９ｂによる放電量を積算した結果（ステップＳ７）、ステップＳ１で決定した必要電力量に達しているか否かを判断する（ステップＳ８）。発電スケジュール部３５は、時間毎の発電量を満たすことが出来るまで順次連係区間を拡大して放電量の計算を行う（ステップＳ９，Ｓ１０）。

図３２は、本発明の実施例６の太陽光発電運用システム２１ｆに通信ネットワーク２０を介して接続されている蓄電池システム２９ｂの詳細な構成を示す図である。この蓄電池システム２９ｂは、計測制御端末３０ｂ、蓄電池３１、及びパワーコンディショナ３２により構成され、スイッチ３３を介して配電線３に接続されている。計測制御端末３０ｂは、実施例５で説明した計測制御端末３０ａの機能に加え、スケジュール機能を有している。

図３３は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｆに通信ネットワーク２０を介して接続されている蓄電池システム２９ｂの動作を示すフローチャート図である。蓄電池システム２９ｂ内の計測制御端末３０ｂは、太陽光発電運用システム２１ｆからの蓄電量の問い合わせに対して応答した結果（ステップＳ１）、必要な蓄電量があると判断された場合には放電量を太陽光発電運用システム２１ｆの発電スケジュール部３５（あるいは発電量指示部３４）から指示される（ステップＳ２）。

計測制御端末３０ｂは、指示された放電量を予約とみなし（ステップＳ３）、現在の蓄電量から予約された放電量予定量を差し引いた値を蓄電量とする（ステップＳ４）。計測制御端末３０ｂは、太陽光発電運用システム２１ｆの発電スケジュール部３５（あるいは通信部２３）からの問い合わせが有る度にこの処理を繰り返す。

図２８に示す構成例において、仮想発電機計算部２８は、配電変電所２の母線７に接続する二本の配電線３に対して上述した処理を行い、配電線３に接続された蓄電池システム２９ｂからの放電電力を母線７に設置された仮想発電機２７の発電量とする。

上述のとおり、本発明の実施例６の形態に係る太陽光発電運用システム２１ｆによれば、実施例５の効果に加え、配電系統に配置された蓄電池システム２９ｂの放電量を配電線３上の任意の点に定義した仮想発電機２７として纏めることができ、電力系統のバックアップ電源として考えられ系統運用の柔軟性を増すことができる。

なお、図３４は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｆ及び電力系統の別の構成例を示す図である。図３４において、配電線に接続された複数の太陽光発電システム１ｇの各々は、蓄電池を内蔵している。太陽光発電運用システム２１ｆ自体の動作は、上述した太陽光発電運用システム２１ｆの動作と同様である。

図３５は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｆに通信ネットワーク２０を介して接続されている太陽光発電システム１ｇの詳細な構成を示す図である。図３５に示すように、太陽光発電システム１ｇは、図２６に示す太陽光発電システム１ｆの構成と同じであるが、計測制御端末１７ｆにスケジュール機能が追加されている。すなわち、計測制御端末１７ｆは、上述した計測制御端末３０ｂと同様のスケジュール機能を有する。この場合における太陽光発電運用システム２１ｆと太陽光発電システム１ｇとが連係する計画発電は、上述した太陽光発電運用システム２１ｆと蓄電池システム２９ｂとの連係による計画発電と同様なものとなり、同様の効果が期待できる。

さらに、図３６は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｆ及び電力系統の別の構成例を示す図である。図２８と図３４の構成を併せたものであり、複数の太陽光発電システム１ｇと蓄電池システム２９ｂとが配電線３に接続されている。太陽光発電運用システム２１ｆは、太陽光発電システム１ｇ内の蓄電池と蓄電池システム２９ｂを対象とした計画発電を指示することができる。この場合も効果は同様であるが、発電計画に利用できる蓄電池の容量が増加するので、より柔軟な配電系統運用が可能になるという利点がある。

本発明の実施例７の太陽光発電運用システム２１ｇ及び電力系統の構成は、図２８等に示す実施例６の構成と同様であるものとする。また、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｇの構成は、実施例６の太陽光発電運用システム２１ｆの構成と同様である。ただし、本実施例における太陽光発電運用システム２１ｇは、対象とする蓄電地システム２９ｂとの合意のもとに放電を計画する。

仮想発電機計算部２８は、複数の蓄電池システム２９ｂの各々による必要な放電量を算出する際に、さらに複数の蓄電池システム２９ｂの各々による電力売却意思の有無に基づいて放電量を算出する。すなわち、仮想発電機計算部２８は、電力売却意思の無い蓄電池システム２９ｂについては考慮に入れずに、電力売却意思を有する蓄電池システム２９ｂのみを用いた放電計画を作成する。なお、電力売却の意思表示については、通信ネットワーク２０を使用してもよいしインターネット等を使用してもよい。

発電量指示部３４は、仮想発電機計算部２８により算出された放電量に基づいて、スケジュールにしたがうように電力売却意思を有する複数の蓄電池システム２９ｂの各々の放電量を制御する。

その他の構成は、実施例６と同様であり、重複した説明を省略する。

次に、上述のように構成された本実施の形態の作用を説明する。図３７は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｇの動作を示すフローチャート図である。なお、仮想発電機計算部２８は、実施例６と同様に配電変電所２の母線７に仮想発電機２７を定義した場合における仮想発電機２８の発電量を算出するものとする。

最初に、発電スケジュール部３５は、電力系統監視制御システム２２から受信した発電計画に基づき時間別に必要となる発電量を決める（ステップＳ１）。

次に、時間枠と区間を特定する（ステップＳ２，Ｓ３）。ここで、発電スケジュール部３５は、実施例６と異なり、ランダムに選び出した任意の区間に接続されている蓄電池システム２９ｂから電力買取の交渉を行う。すなわち、仮想発電機計算部２８は、ランダムに決定した区間内における電力売却意思を有する蓄電池システム２９ｂを優先的に使用するように放電量を算出する。実施例６において仮想発電機２７を定義した点に近い区間から買い取りが始まるのに対し、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｇは、区間をランダムに決定することで、電力売買の不公平感を軽減することができる。

発電スケジュール部３５あるいは通信部２３は、選んだ区間において電力買取価格を提示し、その買取価格に応じて電力売却意思を有する蓄電池システム２９ｂの有無を調査する。さらに、通信部２３は、電力売却意思を有する複数の蓄電池システム２９ｂの各々と通信を行って複数の蓄電地システム２９ｂの各々における蓄電量の情報を収集する（ステップＳ４）。

問い合わせの結果、決定した区間において電力売却意思を有する複数の蓄電池システム２９ｂに十分な電力量が蓄えられていることがわかると、仮想発電機計算部２８は、当該区間の仮想発電機２７の発電量を算出し、時刻に対応する複数の蓄電池システム２９ｂの各々による必要な放電量を算出してスケジュールに載せる（ステップＳ５）。

通信部２３は、複数の蓄電池システム２９ｂの各々が有する計測制御端末３０ｂと調整を行う（ステップＳ６）。発電スケジュール部３５は、各蓄電池システム２９ｂによる放電量を積算した結果（ステップＳ７）、ステップＳ１で決定した必要電力量に達しているか否かを判断する（ステップＳ８）。発電スケジュール部３５は、時間毎の発電量を満たすことが出来るまで順次連係区間を拡大して放電量の計算を行う（ステップＳ９，Ｓ１０）。

上述したように、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｇは、実施例６の太陽光発電運用システム２１ｆとの違いとしてランダムに区間を決定する他、蓄電池システム２９ｂの放電量を計画する際に、スケジュール時間帯毎の電力買取価格を提示する。蓄電池システム２９ｂ側がその電力買取価格に合意した場合にのみ、太陽光発電運用システム２１ｇは、合意した蓄電池システム２９ｂに放電させることができる。

図３８は、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｇに通信ネットワーク２０を介して接続されている蓄電池システム２９ｂの動作を示すフローチャート図である。蓄電池システム２９ｂ内の計測制御端末３０ｂは、太陽光発電運用システム２１ｇからの蓄電量の問い合わせに対して応答し（ステップＳ１）、太陽光発電運用システム２１ｇが提示した買取価格が許容範囲であるか否かを判断する（ステップＳ２）。

買取価格が許容範囲であり、且つ必要な蓄電量があると判断された場合には放電量を太陽光発電運用システム２１ｆの発電スケジュール部３５（あるいは発電量指示部３４）から指示される（ステップＳ３）。

計測制御端末３０ｂは、指示された放電量を予約とみなし（ステップＳ４）、現在の蓄電量から予約された放電量予定量を差し引いた値を蓄電量とする（ステップＳ５）。計測制御端末３０ｂは、太陽光発電運用システム２１ｇの発電スケジュール部３５（あるいは通信部２３）からの問い合わせが有る度にこの処理を繰り返す。

上述のとおり、本発明の実施例７の形態に係る太陽光発電運用システム２１ｇによれば、実施例６の効果に加え、ランダムに区間を決定することにより電力売買の不公平感を軽減し、さらに蓄電池システム２９ｂ側の意思が反映されるため、電力を売る側と買う側において双方にベストな電力売買を実現することができる。

なお、本実施例の太陽光発電運用システム２１ｇは、実施例６の場合と同様に、蓄電池システム２９ｂの代わりに蓄電池を内蔵した太陽光発電システム１ｇを利用してもよいし、蓄電池システム２９ｂと太陽光発電システム１ｇを併用してもよい。

また、実施例１乃至７に記載された太陽光発電運用システムは、電力系統監視制御システム内に機能として搭載されていてもよい。

本発明に係る太陽光発電運用システムは、配電系統に設置された太陽光発電システムや蓄電池による電力を活用して配電系統の安定化を図る太陽光発電運用システムに利用可能である。

１，１ａ，１ｂ，１ｃ，１ｅ，１ｆ，１ｇ 太陽光発電システム
２ 配電変電所
３，３ａ，３ｂ 配電線
４，４ａ，４ｂ 開閉器
５ 区間
６ 遮断器
７ 母線
８ 開閉器
１１ 太陽電池
１２ パワーコンディショナ
１３ 計測端末
１４，１４ａ，１４ｄ 配電盤
１５ 発電機用スイッチ
１６ メインスイッチ
１７，１７ａ，１７ｂ，１７ｆ 計測制御端末
１８ 電気機器
１９ 電気機器用スイッチ
２０ 通信ネットワーク
２１ａ〜２１ｇ 太陽光発電運用システム
２２ 電力系統監視制御システム
２３ 通信部
２４ 発電量集計部
２５ 設備情報
２６ オンライン情報
２７ 仮想発電機
２８ 仮想発電機計算部
２９，２９ａ，２９ｂ，２９ｃ 蓄電池システム
３０，３０ａ 計測制御端末
３１ 蓄電池
３２ パワーコンディショナ
３３ スイッチ
３４ 発電量指示部
３５ 発電スケジュール部
３６ 発電スケジュール情報

Claims (6)

1. 配電線に設けられた複数の太陽光発電システムの各々と通信を行って前記複数の太陽光発電システムの各々による発電量の情報を収集する通信部と、
   前記通信部により収集された情報に基づいて前記複数の太陽光発電システムの各々による現在の発電量をリアルタイムで集計する集計部と、
   を備え、
   予め記憶された配電線の各区間における許容電流値の情報と前記集計部により集計された現在の発電量とに基づいて、配電線の任意の位置に仮想発電機を定義した場合における前記仮想発電機の発電量を算出する算出部を備え、
   前記通信部は、さらに配電線に設けられた複数の蓄電池システムの各々と通信を行って前記複数の太陽光発電システムの各々による蓄電量の情報を収集し、
   前記集計部は、前記通信部により収集された情報に基づいて前記複数の太陽光発電システムの各々による現在の発電量と前記複数の蓄電池システムの各々における蓄電池とをリアルタイムで集計し、
   前記算出部は、予め記憶された配電線の各区間における許容電流値の情報と前記集計部により集計された前記複数の太陽光発電システムの各々による現在の発電量と前記複数の蓄電池システムの各々における蓄電量とに基づいて、前記仮想発電機の発電量を算出することを特徴とする太陽光発電運用システム。
2. 前記算出部は、前記配電線において電力供給が不足している区間の情報に基づいて当該区間における仮想発電機の発電量を算出し、
   前記算出部により算出された前記仮想発電機の発電量が最大となるように、前記複数の太陽光発電システムの各々の発電量を制御する制御部を備えることを特徴とする請求項１記載の太陽光発電運用システム。
3. 前記算出部は、前記配電線において電力供給が不足している区間の情報に基づいて当該区間における仮想発電機の発電量を算出し、
   前記算出部により算出された前記仮想発電機の発電量が最大となるように、前記複数の太陽光発電システムの各々の発電量と前記複数の蓄電池システムの各々の放電量との少なくとも一方を制御する制御部を備えることを特徴とする請求項１又請求項２記載の太陽光発電運用システム。
4. 前記算出部は、予め記憶された配電線の各区間における許容電流値の情報と前記集計部により集計された前記複数の蓄電池システムの各々における蓄電池と予め定められたスケジュールとに基づいて、時刻に対応する前記複数の蓄電池システムの各々による必要な放電量を算出し、
   前記制御部は、前記算出部により算出された放電量に基づいて、前記スケジュールにしたがうように前記複数の蓄電池システムの各々の放電量を制御することを特徴とする請求項１乃至請求項３のいずれか１項記載の太陽光発電運用システム。
5. 前記算出部は、前記複数の蓄電池システムの各々による必要な放電量を算出する際に、さらに前記複数の蓄電池システムの各々による電力売却意思の有無に基づいて前記放電量を算出し、
   前記制御部は、前記算出部により算出された放電量に基づいて、前記スケジュールにしたがうように電力売却意思を有する前記複数の蓄電池システムの各々の放電量を制御することを特徴とする請求項４記載の太陽光発電運用システム。
6. 前記算出部は、ランダムに決定した区間内における電力売却意思を有する前記蓄電池システムを優先的に使用するように前記放電量を算出することを特徴とする請求項５記載の太陽光発電運用システム。

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