JP6624266B2 - 電力制御装置 - Google Patents
電力制御装置 Download PDFInfo
- Publication number
- JP6624266B2 JP6624266B2 JP2018203986A JP2018203986A JP6624266B2 JP 6624266 B2 JP6624266 B2 JP 6624266B2 JP 2018203986 A JP2018203986 A JP 2018203986A JP 2018203986 A JP2018203986 A JP 2018203986A JP 6624266 B2 JP6624266 B2 JP 6624266B2
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- power
- renewable
- absorbed
- value
- power generation
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E40/00—Technologies for an efficient electrical power generation, transmission or distribution
- Y02E40/70—Smart grids as climate change mitigation technology in the energy generation sector
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/12—Monitoring or controlling equipment for energy generation units, e.g. distributed energy generation [DER] or load-side generation
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
- Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
- Y04S10/00—Systems supporting electrical power generation, transmission or distribution
- Y04S10/14—Energy storage units
Landscapes
- Remote Monitoring And Control Of Power-Distribution Networks (AREA)
- Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
Description
本発明は、電力制御装置に関する。
太陽光発電装置や風力発電装置などの再生可能エネルギーを用いて発電する発電装置（以下「再エネ電源」とも称する）が知られている。そして、電力会社が再エネ電源にて発電された電力を固定価格で買い取ることを義務づけたFIT（固定価格買取）が始まったことも一因となって、電力系統に接続された再エネ電源が急激に増えてきている。
電力系統に接続された再エネ電源が増えると、電力供給が電力需要に対して過多となる状況が想定される。この状況を回避する手法として、再エネ電源の発電電力を上限値以下に抑制する手法が考えられる。
特許文献１には、再エネ電源から電力系統（電力網）へ逆潮流される電力を抑制する発電システムが記載されている。この発電システムは、再エネ電源の出力電圧が上限閾値を超えないように、再エネ電源の出力電力を抑制する。そして、この発電システムは、出力電力の抑制が必要な余剰電力を蓄電池に蓄えることができる。
電力系統に接続された再エネ電源が増えると、電力供給が電力需要に対して過多となる状況が想定される。この状況を回避する手法として、再エネ電源の発電電力を上限値以下に抑制する手法が考えられる。
特許文献１には、再エネ電源から電力系統（電力網）へ逆潮流される電力を抑制する発電システムが記載されている。この発電システムは、再エネ電源の出力電圧が上限閾値を超えないように、再エネ電源の出力電力を抑制する。そして、この発電システムは、出力電力の抑制が必要な余剰電力を蓄電池に蓄えることができる。
再エネ電源の発電は、自然環境（例えば、太陽光や風）の影響を受けるため、再エネ電源の発電電力は自然環境の変化に応じた短い周期で変動する可能性がある。よって、再エネ電源に起因する余剰電力も、自然環境の変化に応じた短い周期で変動する可能性がある。
このため、特許文献１に記載の発電システムでは、再エネ電源の発電電力の短い周期の変動に合わせて蓄電池に蓄える余剰電力を調整する場合、短い周期は、蓄電池が充電する充電可能特性よりも短いことも往々にしてある。そのため再エネ電源の出力変動に追従して蓄電池を適切に充電することができないという問題があった。
このため、特許文献１に記載の発電システムでは、再エネ電源の発電電力の短い周期の変動に合わせて蓄電池に蓄える余剰電力を調整する場合、短い周期は、蓄電池が充電する充電可能特性よりも短いことも往々にしてある。そのため再エネ電源の出力変動に追従して蓄電池を適切に充電することができないという問題があった。
本発明の目的は、上記課題を解決可能な電力制御装置を提供することである。
本発明の電力制御装置は、再生可能エネルギーを用いて発電する発電装置の所定の出力抑制時間帯における予測発電電力値と前記発電装置の発電電力の許容上限値とに基づいて、電力系統を介して前記発電装置と接続され、前記発電装置と異なる場所に設置された電気機器に吸収させる吸収電力を決定する第１決定部と、
前記吸収電力に関する情報を含む運転情報を前記電気機器へ送信することで、前記出力抑制時間帯における前記電気機器の消費電力を前記吸収電力にする電力吸収処理を前記電気機器に実行させ、
さらに前記予測発電電力値及び発電抑制処理に関する情報を前記発電装置に送信することで、前記出力抑制時間帯における前記発電装置の実際の発電電力を前記予測発電電力値以下にする前記発電抑制処理を前記発電装置に実行させる通信部と、を有する。
前記吸収電力に関する情報を含む運転情報を前記電気機器へ送信することで、前記出力抑制時間帯における前記電気機器の消費電力を前記吸収電力にする電力吸収処理を前記電気機器に実行させ、
さらに前記予測発電電力値及び発電抑制処理に関する情報を前記発電装置に送信することで、前記出力抑制時間帯における前記発電装置の実際の発電電力を前記予測発電電力値以下にする前記発電抑制処理を前記発電装置に実行させる通信部と、を有する。
本発明によれば、発電抑制が必要な余剰電力を適切に蓄電池やＨＰ給湯器等の電気機器を用いて吸収（消費）させることが可能になる。
（第１実施形態）
図１は、本発明の第１実施形態の電力制御装置１００を示した図である。
電力制御装置１００は、第１決定部１０１と、第２決定部１０２と、を含む。
第１決定部１０１は、再生可能エネルギーを用いて発電する再エネ電源の予測発電電力値（以下、単に「予測発電電力値」と称する）と、再エネ電源の発電電力の許容上限値（以下、単に「許容上限値」と称する）と、を受信する。再エネ電源は、電力系統に接続されている。
第１決定部１０１は、予測発電電力値を、例えば、発電電力予測装置（不図示）から受信する。発電電力予測装置は、再エネ電源の発電履歴や気象予測情報を用いて、再エネ電源の発電電力を予測する。この予測された再エネ電源の発電電力の値が「予測発電電力値」となる。発電電力予測装置は、予測発電電力値を電力制御装置１００に送信する。第１決定部１０１は、発電電力予測装置以外の装置から、予測発電電力値を受信してもよい。また、第１決定部１０１は、発電電力予測装置を内蔵してもよいし、第１決定部１０１が、再エネ電源の発電履歴や気象予測情報を用いて、再エネ電源の発電電力を予測してもよい。
第１決定部１０１は、許容上限値を、例えば、電力会社が管理する装置から受信する。第１決定部１０１は、電力会社が管理する装置以外の装置から、許容上限値を受信してもよい。
第１決定部１０１は、予測発電電力値と許容上限値とに基づいて、蓄電池に吸収（充電）させる吸収電力を決定する。以下では、第１決定部１０１は、予測発電電力値から許容上限値を差し引いた結果を、吸収電力として決定するとする。蓄電池は、電力系統に接続されている。蓄電池は、電気機器やエネルギー蓄積装置の一例である。蓄電池は、再エネ電源の実際の発電電力（以下「実際の発電電力」とも称する）の一部を、吸収電力として吸収する。
第２決定部１０２は、実際の発電電力と吸収電力とに基づいて、再エネ電源から電力系統に逆潮流した逆潮流電力を決定する。以下では、第２決定部１０２は、実際の発電電力から吸収電力を差し引いた結果を、逆潮流電力として決定するとする。第２決定部１０２は、実際の発電電力の値を、再エネ電源から直接受信してもよいし、第１決定部１０１を介して受信してもよい。
図１は、本発明の第１実施形態の電力制御装置１００を示した図である。
電力制御装置１００は、第１決定部１０１と、第２決定部１０２と、を含む。
第１決定部１０１は、再生可能エネルギーを用いて発電する再エネ電源の予測発電電力値（以下、単に「予測発電電力値」と称する）と、再エネ電源の発電電力の許容上限値（以下、単に「許容上限値」と称する）と、を受信する。再エネ電源は、電力系統に接続されている。
第１決定部１０１は、予測発電電力値を、例えば、発電電力予測装置（不図示）から受信する。発電電力予測装置は、再エネ電源の発電履歴や気象予測情報を用いて、再エネ電源の発電電力を予測する。この予測された再エネ電源の発電電力の値が「予測発電電力値」となる。発電電力予測装置は、予測発電電力値を電力制御装置１００に送信する。第１決定部１０１は、発電電力予測装置以外の装置から、予測発電電力値を受信してもよい。また、第１決定部１０１は、発電電力予測装置を内蔵してもよいし、第１決定部１０１が、再エネ電源の発電履歴や気象予測情報を用いて、再エネ電源の発電電力を予測してもよい。
第１決定部１０１は、許容上限値を、例えば、電力会社が管理する装置から受信する。第１決定部１０１は、電力会社が管理する装置以外の装置から、許容上限値を受信してもよい。
第１決定部１０１は、予測発電電力値と許容上限値とに基づいて、蓄電池に吸収（充電）させる吸収電力を決定する。以下では、第１決定部１０１は、予測発電電力値から許容上限値を差し引いた結果を、吸収電力として決定するとする。蓄電池は、電力系統に接続されている。蓄電池は、電気機器やエネルギー蓄積装置の一例である。蓄電池は、再エネ電源の実際の発電電力（以下「実際の発電電力」とも称する）の一部を、吸収電力として吸収する。
第２決定部１０２は、実際の発電電力と吸収電力とに基づいて、再エネ電源から電力系統に逆潮流した逆潮流電力を決定する。以下では、第２決定部１０２は、実際の発電電力から吸収電力を差し引いた結果を、逆潮流電力として決定するとする。第２決定部１０２は、実際の発電電力の値を、再エネ電源から直接受信してもよいし、第１決定部１０１を介して受信してもよい。
図２は、発電抑制が実行される再エネ電源での、予測発電電力値Ａと、許容上限値Ｂと、実際の発電電力Ｃと、吸収電力Ｄと、逆潮流電力Ｅとの一例を示した図である。
出力抑制時間帯（以下「抑制時間帯」と称する）Ｔにおいて、実際の発電電力Ｃは、予測発電電力値Ａ以下となっている。このため、蓄電池が、再エネ電源の実際の発電電力Ｃのうち、予測発電電力値Ａから許容上限値Ｂを差し引いた値である吸収電力Ｄを充電することで、実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引いた逆潮流電力Ｅは、許容上限値Ｂ以下となる。
再エネ電源の実際の発電電力Ｃのうち電力系統に実効的に逆潮流される電力（逆潮流電力Ｅ）は、以下の式および図２からも明らかなように、実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引くことで簡単に求めることができる。
「逆潮流電力Ｅ」＝「再エネ電源の実際の発電電力Ｃ」−「吸収電力Ｄ」
また、逆潮流電力Ｅを実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引いた値とすることで、蓄電池に充電される電力（吸収電力Ｄ）の中に、電力会社の供給する電力が含まれないようにすることができる。これにより、蓄電池が吸収電力を充電する際に、電力会社から電力を購入してしまうことを回避可能となる。
吸収電力Ｄは、実際の発電電力Ｃから許容上限値Ｂを差し引いた電力Ｄ１と、予測発電電力値Ａから実際の発電電力Ｃを差し引いた電力Ｄ２と、の和となる。電力Ｄ１は、実際の発電抑制の対象となる電力である。一方、電力Ｄ２は、発電抑制に対して必要以上に充電された再生可能エネルギー由来の電力である。このため、例えば、第２決定部１０２は、電力Ｄ１と電力Ｄ２に対して、異なる価格を付けることができる。
特許文献１に記載の技術のように、再エネ電源の出力変動に応じて、許容上限値を超えた部分の電力を蓄電池に充電するのであれば、逆潮流電力Ｅは許容上限値Ｂの一定値となるので、逆潮流電力Ｅから売電価格を設定しやすい。
しかし、再エネ電源の出力変動に応じて、許容上限値を超えた部分の電力を蓄電池に充電する制御は、短い周期で変動する発電量にあわせて蓄電池の充電制御を行う必要がある。例えば、蓄電池の充電応答特性が、再エネ電源の出力変動についていけないと、蓄電池は、再エネ電源の出力変動に追従して、許容上限値を超えた部分の電力を充電することはできない。
そこで、本実施形態では、予測した発電電力値と許容上限値とに基づいて、事前に蓄電池に充電する電力を設定する。
この場合、充電する充電量を事前に設定できるが、その代わり売電する逆潮流電力が、再エネ電源の出力変動に合わせて変動する。そこで、再エネ電源における実際の発電電力から充電電力（吸収電力）を差し引くことで逆潮流電力を求める（決定する）ことができる。
なお、予測発電電力量に基づいて充電量（吸収電力）を設定するため、本来であれば逆潮流により売電できるはずの電力（Ｄ２）も蓄電池に充電してしまう。そのため、例えば、第２決定部１０２は、蓄電池に充電された電力をＤ１とＤ２とに分け、Ｄ２の電力量に対して、本来であればＦＩＴなどで逆潮流により売電できたと見做した価格の設定を行う。
ここで、Ｄ１は、実際の発電電力から許容上限値を差し引いた値である。Ｄ２は、予測発電電力値から実際の発電量を差し引いた値である。
出力抑制時間帯（以下「抑制時間帯」と称する）Ｔにおいて、実際の発電電力Ｃは、予測発電電力値Ａ以下となっている。このため、蓄電池が、再エネ電源の実際の発電電力Ｃのうち、予測発電電力値Ａから許容上限値Ｂを差し引いた値である吸収電力Ｄを充電することで、実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引いた逆潮流電力Ｅは、許容上限値Ｂ以下となる。
再エネ電源の実際の発電電力Ｃのうち電力系統に実効的に逆潮流される電力（逆潮流電力Ｅ）は、以下の式および図２からも明らかなように、実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引くことで簡単に求めることができる。
「逆潮流電力Ｅ」＝「再エネ電源の実際の発電電力Ｃ」−「吸収電力Ｄ」
また、逆潮流電力Ｅを実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引いた値とすることで、蓄電池に充電される電力（吸収電力Ｄ）の中に、電力会社の供給する電力が含まれないようにすることができる。これにより、蓄電池が吸収電力を充電する際に、電力会社から電力を購入してしまうことを回避可能となる。
吸収電力Ｄは、実際の発電電力Ｃから許容上限値Ｂを差し引いた電力Ｄ１と、予測発電電力値Ａから実際の発電電力Ｃを差し引いた電力Ｄ２と、の和となる。電力Ｄ１は、実際の発電抑制の対象となる電力である。一方、電力Ｄ２は、発電抑制に対して必要以上に充電された再生可能エネルギー由来の電力である。このため、例えば、第２決定部１０２は、電力Ｄ１と電力Ｄ２に対して、異なる価格を付けることができる。
特許文献１に記載の技術のように、再エネ電源の出力変動に応じて、許容上限値を超えた部分の電力を蓄電池に充電するのであれば、逆潮流電力Ｅは許容上限値Ｂの一定値となるので、逆潮流電力Ｅから売電価格を設定しやすい。
しかし、再エネ電源の出力変動に応じて、許容上限値を超えた部分の電力を蓄電池に充電する制御は、短い周期で変動する発電量にあわせて蓄電池の充電制御を行う必要がある。例えば、蓄電池の充電応答特性が、再エネ電源の出力変動についていけないと、蓄電池は、再エネ電源の出力変動に追従して、許容上限値を超えた部分の電力を充電することはできない。
そこで、本実施形態では、予測した発電電力値と許容上限値とに基づいて、事前に蓄電池に充電する電力を設定する。
この場合、充電する充電量を事前に設定できるが、その代わり売電する逆潮流電力が、再エネ電源の出力変動に合わせて変動する。そこで、再エネ電源における実際の発電電力から充電電力（吸収電力）を差し引くことで逆潮流電力を求める（決定する）ことができる。
なお、予測発電電力量に基づいて充電量（吸収電力）を設定するため、本来であれば逆潮流により売電できるはずの電力（Ｄ２）も蓄電池に充電してしまう。そのため、例えば、第２決定部１０２は、蓄電池に充電された電力をＤ１とＤ２とに分け、Ｄ２の電力量に対して、本来であればＦＩＴなどで逆潮流により売電できたと見做した価格の設定を行う。
ここで、Ｄ１は、実際の発電電力から許容上限値を差し引いた値である。Ｄ２は、予測発電電力値から実際の発電量を差し引いた値である。
次に、本実施形態の動作について説明する。
図３は、本実施形態の動作を説明するためのフローチャートである。
第１決定部１０１は、予測発電電力値と許容上限値を受信する（ステップＳ３０１）。
続いて、第１決定部１０１は、予測発電電力値から許容上限値を差し引いた値を、吸収電力として決定する（ステップＳ３０２）。予測発電電力値が許容上限値よりも低い場合は、吸収電力は０とする。続いて、第１決定部１０１は、抑制時間帯において、吸収電力を蓄電池に吸収させる。また、第１決定部１０１は、吸収電力を第２決定部１０２に通知する。
第２決定部１０２は、吸収電力の通知を受け、また、抑制時間帯での再エネ電源の実際の発電電力の値を受信する。第２決定部１０２は、実際の発電電力から吸収電力を差し引いた値を逆潮流電力として決定する（ステップＳ３０３）。
図３は、本実施形態の動作を説明するためのフローチャートである。
第１決定部１０１は、予測発電電力値と許容上限値を受信する（ステップＳ３０１）。
続いて、第１決定部１０１は、予測発電電力値から許容上限値を差し引いた値を、吸収電力として決定する（ステップＳ３０２）。予測発電電力値が許容上限値よりも低い場合は、吸収電力は０とする。続いて、第１決定部１０１は、抑制時間帯において、吸収電力を蓄電池に吸収させる。また、第１決定部１０１は、吸収電力を第２決定部１０２に通知する。
第２決定部１０２は、吸収電力の通知を受け、また、抑制時間帯での再エネ電源の実際の発電電力の値を受信する。第２決定部１０２は、実際の発電電力から吸収電力を差し引いた値を逆潮流電力として決定する（ステップＳ３０３）。
次に、本実施形態の効果について説明する。
第１決定部１０１は、予測発電電力値から許容上限値を差し引いた結果を、蓄電池に吸収させる吸収電力として決定する。第２決定部１０２は、実際の発電電力から吸収電力を差し引いた結果を、再エネ電源から電力系統へ実効的に逆潮流した逆潮流電力として決定する。
再エネ電源の実際の発電電力から吸収電力を差し引いた値を「逆潮流電力」として決定することは、蓄電池に吸収（充電）された吸収電力が、再エネ電源の実際の発電電力の一部となることを意味する。この点は、図２からも明らかである。
蓄電池が、第１決定部１０１にて決定された吸収電力を吸収（蓄積）することで、再エネ電源から電力系統への逆潮流電力が許容上限値を超えることを防ぐことができる。また、実際の発電電力から吸収電力を差し引いた値を逆潮流電力として決定しているため、実効的な逆潮流電力を精度よく求めることが可能となる。この逆潮流電力は、例えば、電力会社に売電される。
このように、本実施形態では、蓄電池で吸収する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせて制御するという、非常に困難なリアルタイムな高精度制御を行うことなく、発電抑制が必要な余剰電力を容易に吸収させることが可能になる。
第１決定部１０１は、予測発電電力値から許容上限値を差し引いた結果を、蓄電池に吸収させる吸収電力として決定する。第２決定部１０２は、実際の発電電力から吸収電力を差し引いた結果を、再エネ電源から電力系統へ実効的に逆潮流した逆潮流電力として決定する。
再エネ電源の実際の発電電力から吸収電力を差し引いた値を「逆潮流電力」として決定することは、蓄電池に吸収（充電）された吸収電力が、再エネ電源の実際の発電電力の一部となることを意味する。この点は、図２からも明らかである。
蓄電池が、第１決定部１０１にて決定された吸収電力を吸収（蓄積）することで、再エネ電源から電力系統への逆潮流電力が許容上限値を超えることを防ぐことができる。また、実際の発電電力から吸収電力を差し引いた値を逆潮流電力として決定しているため、実効的な逆潮流電力を精度よく求めることが可能となる。この逆潮流電力は、例えば、電力会社に売電される。
このように、本実施形態では、蓄電池で吸収する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせて制御するという、非常に困難なリアルタイムな高精度制御を行うことなく、発電抑制が必要な余剰電力を容易に吸収させることが可能になる。
次に、本実施形態の変形例について説明する。
第１決定部１０１は、再エネ電源の実際の発電電力を予測発電電力値以下にする発電抑制処理（以下、単に「発電抑制処理」と称する）を、再エネ電源に実行させてもよい。例えば、第１決定部１０１は、発電抑制処理を実行する旨の指示と、予測発電電力値とを、再エネ電源に送信する。再エネ電源は、その指示と予測発電電力値とを受信すると、その指示に従って発電抑制処理を実行する。
第１決定部１０１は、再エネ電源の実際の発電電力を予測発電電力値以下にする発電抑制処理（以下、単に「発電抑制処理」と称する）を、再エネ電源に実行させてもよい。例えば、第１決定部１０１は、発電抑制処理を実行する旨の指示と、予測発電電力値とを、再エネ電源に送信する。再エネ電源は、その指示と予測発電電力値とを受信すると、その指示に従って発電抑制処理を実行する。
なお、再エネ電源が、予測発電電力値を受信した場合に発電抑制処理を実行する機能を有している場合には、第１決定部１０１は、発電抑制処理を実行する旨の指示を送信することなく、予測発電電力値を再エネ電源に送信すればよい。
また、第２決定部１０２は、逆潮流電力Ｅに基づいて売電価格を設定してもよい。例えば、第２決定部１０２は、逆潮流電力Ｅが大きくなるほど、売電価格を高くしてもよい。
また、第２決定部１０２は、逆潮流電力Ｅと電力Ｄ２とに基づいて売電価格を設定してもよい。例えば、第２決定部１０２は、逆潮流電力Ｅと電力Ｄ２の総量が大きくなるほど、売電価格を高くしてもよい。
また、第２決定部１０２は、逆潮流電力Ｅと電力Ｄ２とに基づいて売電価格を設定してもよい。例えば、第２決定部１０２は、逆潮流電力Ｅと電力Ｄ２の総量が大きくなるほど、売電価格を高くしてもよい。
また、第１決定部１０１は、複数の再エネ電源の吸収電力の総量を、複数の蓄電池に吸収させる総吸収電力として決定してもよい。この場合、第１決定部１０１は、総吸収電力を、複数の蓄電池に吸収させてもよい。
ここで、蓄電池の数を増やすために、再エネ電源の遠方にある蓄電池を使う場合、蓄電池で吸収する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせてリアルタイムに高精度に制御することは、例えば制御のための通信の遅延や処理の遅延の影響で、より困難になる。
これに対して、上述したように複数の再エネ電源の吸収電力の総量を複数の蓄電池で吸収させる場合、蓄電池で吸収する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせて制御する必要がなくなり、発電抑制が必要な余剰電力を容易に吸収させることが可能になる。
また、総吸収電力は、「個々の吸収電力（予測発電電力値−許容上限値）の総和」であるため、「複数の再エネ電源の予測発電電力値の総量」−「複数の再エネ電源の許容上限値」の式で表すことができる。よって、余剰電力を含む総吸収電力を算出する際には、複数の再エネ電源の予測発電電力値の総量が用いられることになる。このため、個々の再エネ電源の予測発電電力値の差異（ばらつき）を相殺できる効果（均し効果）が期待できる。したがって、余剰電力吸収に必要な蓄電池等の電気機器の容量を最小化でき、非常に有効である。
ここで、蓄電池の数を増やすために、再エネ電源の遠方にある蓄電池を使う場合、蓄電池で吸収する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせてリアルタイムに高精度に制御することは、例えば制御のための通信の遅延や処理の遅延の影響で、より困難になる。
これに対して、上述したように複数の再エネ電源の吸収電力の総量を複数の蓄電池で吸収させる場合、蓄電池で吸収する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせて制御する必要がなくなり、発電抑制が必要な余剰電力を容易に吸収させることが可能になる。
また、総吸収電力は、「個々の吸収電力（予測発電電力値−許容上限値）の総和」であるため、「複数の再エネ電源の予測発電電力値の総量」−「複数の再エネ電源の許容上限値」の式で表すことができる。よって、余剰電力を含む総吸収電力を算出する際には、複数の再エネ電源の予測発電電力値の総量が用いられることになる。このため、個々の再エネ電源の予測発電電力値の差異（ばらつき）を相殺できる効果（均し効果）が期待できる。したがって、余剰電力吸収に必要な蓄電池等の電気機器の容量を最小化でき、非常に有効である。
（第２実施形態）
本発明の第２実施形態は、第１実施形態の電力制御装置１００（図１参照）と通信可能な再エネ電源２００に関する。
図４は、本発明の第２実施形態の再エネ電源２００を示した図である。
再エネ電源２００は、発電部２０１と、制御部２０２と、を含む。
発電部２０１は、太陽光や風力等の再生可能エネルギーを用いて発電する再エネ電源である。発電部２０１は、電力系統に接続されている。
制御部２０２は、発電部２０１の予測発電電力値を、発電電力予測装置（不図示）または図１に示した電力制御装置１００から受信する。制御部２０２は、発電部２０１の発電電力を、発電部２０１の予測発電電力値に基づいて制御する。以下では、制御部２０２は、発電部２０１の発電電力を、発電部２０１の予測発電電力値以下に抑制するとする。
本発明の第２実施形態は、第１実施形態の電力制御装置１００（図１参照）と通信可能な再エネ電源２００に関する。
図４は、本発明の第２実施形態の再エネ電源２００を示した図である。
再エネ電源２００は、発電部２０１と、制御部２０２と、を含む。
発電部２０１は、太陽光や風力等の再生可能エネルギーを用いて発電する再エネ電源である。発電部２０１は、電力系統に接続されている。
制御部２０２は、発電部２０１の予測発電電力値を、発電電力予測装置（不図示）または図１に示した電力制御装置１００から受信する。制御部２０２は、発電部２０１の発電電力を、発電部２０１の予測発電電力値に基づいて制御する。以下では、制御部２０２は、発電部２０１の発電電力を、発電部２０１の予測発電電力値以下に抑制するとする。
次に、本実施形態の動作について説明する。
図５Ａは、再エネ電源２００の動作を説明するためのフローチャートである。
制御部２０２は、発電部２０１の予測発電電力値を受信する（ステップＳ５０１）。
続いて、制御部２０２は、発電部２０１の発電電力を、発電部２０１の予測発電電力値以下に抑制する（ステップＳ５０２）。
図５Ａは、再エネ電源２００の動作を説明するためのフローチャートである。
制御部２０２は、発電部２０１の予測発電電力値を受信する（ステップＳ５０１）。
続いて、制御部２０２は、発電部２０１の発電電力を、発電部２０１の予測発電電力値以下に抑制する（ステップＳ５０２）。
次に、本実施形態の効果について説明する。
制御部２０２は、発電部２０１の発電電力を、発電部２０１の予測発電電力値以下に抑制する。このため、再エネ電源２００の発電電力を予測発電電力値以下に抑制することが可能になる。よって、例えば、再エネ電源２００が、図１に示した電力制御装置１００に管理される場合、電力制御装置１００は、別途、吸収電力値に基づく余剰電力の吸収を、何らかの他の電気機器を用いて実施しており、その結果、再エネ電源２００から電力系統に供給される逆潮流電力を許容上限値以下にすることが可能になる。
制御部２０２は、発電部２０１の発電電力を、発電部２０１の予測発電電力値以下に抑制する。このため、再エネ電源２００の発電電力を予測発電電力値以下に抑制することが可能になる。よって、例えば、再エネ電源２００が、図１に示した電力制御装置１００に管理される場合、電力制御装置１００は、別途、吸収電力値に基づく余剰電力の吸収を、何らかの他の電気機器を用いて実施しており、その結果、再エネ電源２００から電力系統に供給される逆潮流電力を許容上限値以下にすることが可能になる。
次に、本実施形態の変形例を説明する。
再エネ電源２００の制御部２０２の代わりに、図１に示した電力制御装置１００から吸収電力（吸収電力値）を受信する受信部と、発電部２０１の実際の発電電力のうち吸収電力を蓄電池に充電する供給部が用いられてもよい。また、供給部が、発電部２０１の発電電力と吸収電力とに基づいて、電力系統に逆潮流する逆潮流電力を決定してもよい。
この場合、蓄電池が、再エネ電源２００に対して遠隔に存在する場合と、再エネ電源２００に併設されている場合とが考えられる。
再エネ電源２００の制御部２０２の代わりに、図１に示した電力制御装置１００から吸収電力（吸収電力値）を受信する受信部と、発電部２０１の実際の発電電力のうち吸収電力を蓄電池に充電する供給部が用いられてもよい。また、供給部が、発電部２０１の発電電力と吸収電力とに基づいて、電力系統に逆潮流する逆潮流電力を決定してもよい。
この場合、蓄電池が、再エネ電源２００に対して遠隔に存在する場合と、再エネ電源２００に併設されている場合とが考えられる。
図５Ｂは、蓄電池３００が再エネ電源２００に対して遠隔に存在する場合を示した図である。図５Ｂにおいて、発電部２０１と蓄電池３００は、電力系統５００を介して接続されている。
図５Ｃは、図５Ｂに示した再エネ電源２００の動作を説明するための図である。
受信部２０５は、電力制御装置１００から吸収電力値を受信する（ステップＳ５０１Ｃ）。
続いて、供給部２０６は、発電部２０１の実際の発電電力のうち、吸収電力値が示す吸収電力Ｐ１を、蓄電池３００に充電する（ステップＳ５０２Ｃ）。なお、吸収電力Ｐ１は、電力系統を逆潮流しているが、蓄電池３００で吸収されるため、実効的な逆潮流ではない。
続いて、供給部２０６は、発電部２０１の実際の発電電力から、吸収電力Ｐ１を差し引いた電力を、実効的な逆潮流電力として決定する（ステップＳ５０３Ｃ）。
続いて、供給部２０６は、実効的な逆潮流電力を売電する（ステップＳ５０４Ｃ）。
この変形例でも、再エネ電源２００の発電量が短い周期で変動しても、事前に定められた電力を蓄電池に充電し、残った分を逆潮流電力として売電できる。よって、蓄電池の制御が容易になる。
図５Ｃは、図５Ｂに示した再エネ電源２００の動作を説明するための図である。
受信部２０５は、電力制御装置１００から吸収電力値を受信する（ステップＳ５０１Ｃ）。
続いて、供給部２０６は、発電部２０１の実際の発電電力のうち、吸収電力値が示す吸収電力Ｐ１を、蓄電池３００に充電する（ステップＳ５０２Ｃ）。なお、吸収電力Ｐ１は、電力系統を逆潮流しているが、蓄電池３００で吸収されるため、実効的な逆潮流ではない。
続いて、供給部２０６は、発電部２０１の実際の発電電力から、吸収電力Ｐ１を差し引いた電力を、実効的な逆潮流電力として決定する（ステップＳ５０３Ｃ）。
続いて、供給部２０６は、実効的な逆潮流電力を売電する（ステップＳ５０４Ｃ）。
この変形例でも、再エネ電源２００の発電量が短い周期で変動しても、事前に定められた電力を蓄電池に充電し、残った分を逆潮流電力として売電できる。よって、蓄電池の制御が容易になる。
図５Ｄは、蓄電池３００が再エネ電源２００に併設されている場合を示した図である。図５Ｄにおいて、発電部２０１と蓄電池３００は、電力系統５００を介さずに、例えばローカル配線で接続されている。
図５Ｄに示した再エネ電源２００の動作は、電力系統５００を介さずに蓄電池３００に吸収電力を充電させる点を除いて、図５Ｂに示した再エネ電源２００の動作と同様である。よって、この変形例でも、再エネ電源２００の発電量が短い周期で変動しても、事前に定められた電力を蓄電池に充電し、残った分を逆潮流電力として売電できる。よって、蓄電池の制御が容易になる。
図５Ｄに示した再エネ電源２００の動作は、電力系統５００を介さずに蓄電池３００に吸収電力を充電させる点を除いて、図５Ｂに示した再エネ電源２００の動作と同様である。よって、この変形例でも、再エネ電源２００の発電量が短い周期で変動しても、事前に定められた電力を蓄電池に充電し、残った分を逆潮流電力として売電できる。よって、蓄電池の制御が容易になる。
なお、図５Ｂや図５Ｄに示した供給部２０６は、図４で示した制御部２０２のように、発電部２０１の予測発電電力値を受信し、発電部２０１の発電電力を、発電部２０１の予測発電電力値以下に抑制してもよい。この場合、逆潮流により売電する電力量が、許容上限値を超えることを防止できる。
（第３実施形態）
図６は、本発明の第３実施形態の電力システム１を示した図である。
電力システム１は、電力制御装置１００Ａと、再エネ電源２００Ａと、蓄電池３０１と、ＨＰ（ヒートポンプ）給湯器３０２と、蓄電池３０３と、電力会社装置４００と、を含む。
以下では、再エネ電源２００Ａの数を「ｒ」（ｒは１以上の整数）とする。また、個々の再エネ電源２００Ａを「再エネ電源２００Ａ（ｎ）」とも称する。ここで、ｎは１、・・・、ｒである。
蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３は、発電抑制時に、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の一部を吸収（充電や消費）するための電気機器またはエネルギー蓄積装置の一例である。電気機器は、蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３に限らず、適宜変更可能である。例えば、電気機器として、家庭用電気機器が用いられてもよい。
電力制御装置１００Ａは、アグリゲータにて管理される。アグリゲータは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）を管轄している。電力制御装置１００Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）や、蓄電池３０１、ＨＰ給湯器３０２および蓄電池３０３と通信する。
電力会社装置４００は、電力会社にて管理される。電力会社装置４００は、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値を、電力制御装置１００Ａに送信する。本実施形態では、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値として、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の定格のＸｎ％が用いられる。
図６は、本発明の第３実施形態の電力システム１を示した図である。
電力システム１は、電力制御装置１００Ａと、再エネ電源２００Ａと、蓄電池３０１と、ＨＰ（ヒートポンプ）給湯器３０２と、蓄電池３０３と、電力会社装置４００と、を含む。
以下では、再エネ電源２００Ａの数を「ｒ」（ｒは１以上の整数）とする。また、個々の再エネ電源２００Ａを「再エネ電源２００Ａ（ｎ）」とも称する。ここで、ｎは１、・・・、ｒである。
蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３は、発電抑制時に、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の一部を吸収（充電や消費）するための電気機器またはエネルギー蓄積装置の一例である。電気機器は、蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３に限らず、適宜変更可能である。例えば、電気機器として、家庭用電気機器が用いられてもよい。
電力制御装置１００Ａは、アグリゲータにて管理される。アグリゲータは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）を管轄している。電力制御装置１００Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）や、蓄電池３０１、ＨＰ給湯器３０２および蓄電池３０３と通信する。
電力会社装置４００は、電力会社にて管理される。電力会社装置４００は、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値を、電力制御装置１００Ａに送信する。本実施形態では、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値として、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の定格のＸｎ％が用いられる。
電力制御装置１００Ａは、制御部１０１Ａと、決定部１０２Ａと、通信部１０３Ａと、を含む。
通信部１０３Ａは、電力会社装置４００から、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値（定格のＸｎ％）を受信する。
また、通信部１０３Ａは、発電電力予測装置（不図示）から、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値を受信する。発電電力予測装置は、電力制御装置１００Ａに内蔵されてもよい。本実施形態では、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値として、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の定格のＶｎ％が用いられる。
通信部１０３Ａは、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値（定格のＸｎ％）と、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値（定格のＶｎ％）を、制御部１０１Ａに出力する。
制御部１０１Ａは、第１決定部の一例である。制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとに、許容上限値（定格のＸｎ％）と予測発電電力値（定格のＶｎ％）とを用いて、吸収電力を決定する。制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとの吸収電力の総計を、総余剰電力として決定する。総余剰電力は、複数の再エネ電源２００Ａの発電電力の全体から吸収する必要のある電力である。
本実施形態では、制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとに、予測発電電力値（定格のＶｎ％）から許容上限値（定格のＸｎ％）を差し引いて吸収電力を算出する。制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとの吸収電力の総計を、総余剰電力として決定する。
制御部１０１Ａは、蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３が共同で総余剰電力を吸収（充電または電力消費）するように、通信部１０３Ａを介して、蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３を制御する。
また、制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとの吸収電力の値を決定部１０２Ａに出力する。
また、制御部１０１Ａは、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値を各再エネ電源２００Ａ（ｎ）に通知する。
決定部１０２Ａは、第２決定部の一例である。決定部１０２Ａは、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）から、通信部１０１Ａを介して、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力値を受信する。
決定部１０２Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとに、実際の発電電力値から吸収電力を差し引くことで逆潮流電力を決定する。この逆潮流電力は、電力会社に売電される。
通信部１０３Ａは、電力会社装置４００から、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値（定格のＸｎ％）を受信する。
また、通信部１０３Ａは、発電電力予測装置（不図示）から、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値を受信する。発電電力予測装置は、電力制御装置１００Ａに内蔵されてもよい。本実施形態では、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値として、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の定格のＶｎ％が用いられる。
通信部１０３Ａは、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値（定格のＸｎ％）と、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値（定格のＶｎ％）を、制御部１０１Ａに出力する。
制御部１０１Ａは、第１決定部の一例である。制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとに、許容上限値（定格のＸｎ％）と予測発電電力値（定格のＶｎ％）とを用いて、吸収電力を決定する。制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとの吸収電力の総計を、総余剰電力として決定する。総余剰電力は、複数の再エネ電源２００Ａの発電電力の全体から吸収する必要のある電力である。
本実施形態では、制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとに、予測発電電力値（定格のＶｎ％）から許容上限値（定格のＸｎ％）を差し引いて吸収電力を算出する。制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとの吸収電力の総計を、総余剰電力として決定する。
制御部１０１Ａは、蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３が共同で総余剰電力を吸収（充電または電力消費）するように、通信部１０３Ａを介して、蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３を制御する。
また、制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとの吸収電力の値を決定部１０２Ａに出力する。
また、制御部１０１Ａは、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値を各再エネ電源２００Ａ（ｎ）に通知する。
決定部１０２Ａは、第２決定部の一例である。決定部１０２Ａは、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）から、通信部１０１Ａを介して、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力値を受信する。
決定部１０２Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとに、実際の発電電力値から吸収電力を差し引くことで逆潮流電力を決定する。この逆潮流電力は、電力会社に売電される。
再エネ電源２００Ａは、発電要素２０１Ａと、制御部２０２Ａと、パワーコンディショナー２０３Ａと、を含む。発電要素２０１Ａとパワーコンディショナー２０３Ａは、発電部２０４Ａに含まれる。
発電要素２０１Ａは、例えば、太陽電池パネル等の再エネ電源要素である。
パワーコンディショナー２０３Ａは、発電要素２０１Ａから電力系統５００に供給される電力を調整する。
制御部２０２Ａは、電力制御装置１００Ａから予測発電電力値を受信する。制御部２０２Ａは、パワーコンディショナー２０３Ａを制御して、発電部２０４Ａから電力系統５００に供給される予測発電電力値以下に抑制する。
また、制御部２０２Ａは、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力（発電部２０４の実際の発電電力）の値を、電力制御装置１００Ａに送信する。
発電要素２０１Ａは、例えば、太陽電池パネル等の再エネ電源要素である。
パワーコンディショナー２０３Ａは、発電要素２０１Ａから電力系統５００に供給される電力を調整する。
制御部２０２Ａは、電力制御装置１００Ａから予測発電電力値を受信する。制御部２０２Ａは、パワーコンディショナー２０３Ａを制御して、発電部２０４Ａから電力系統５００に供給される予測発電電力値以下に抑制する。
また、制御部２０２Ａは、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力（発電部２０４の実際の発電電力）の値を、電力制御装置１００Ａに送信する。
次に、本実施形態の動作について説明する。
図７は、電力制御装置１００Ａの動作を説明するためのフローチャートである。
電力の安定供給を実現するためには、電力供給量（発電量）が電力需要量を上回っている時間帯において電力供給量（発電量）を抑制する必要がある。
再エネ電源２００Ａが接続された電力系統５００において再エネ電源２００Ａによる電力供給量を抑制する場合、優先給電規定に則って、まず再エネ電源以外の電力供給量を抑制する必要がある。
ここで、優先給電規定に則り火力発電等の出力抑制や揚水式発電のポンプくみ上げ（揚水運転）による需要創出を行った後でも、翌日の１０時３０分から１５時３０分の時間帯で再エネ電源の発電に起因する余剰電力の発生が予測されたとする。
このとき電力会社は、全ての再エネ電源２００Ａで出力抑制（発電抑制）が必要であると判断し、前日の段階で翌日の１０時３０分から１５時３０分の時間帯に全ての再エネ電源において出力抑制を実施することを決定する。なお、優先給電規定に則り火力発電や揚水式発電のポンプくみ上げを制御することで、再エネ電源に起因する余剰電力が解消される場合には、翌日の再エネ電源での出力抑制の実施は見送られる。
図７は、電力制御装置１００Ａの動作を説明するためのフローチャートである。
電力の安定供給を実現するためには、電力供給量（発電量）が電力需要量を上回っている時間帯において電力供給量（発電量）を抑制する必要がある。
再エネ電源２００Ａが接続された電力系統５００において再エネ電源２００Ａによる電力供給量を抑制する場合、優先給電規定に則って、まず再エネ電源以外の電力供給量を抑制する必要がある。
ここで、優先給電規定に則り火力発電等の出力抑制や揚水式発電のポンプくみ上げ（揚水運転）による需要創出を行った後でも、翌日の１０時３０分から１５時３０分の時間帯で再エネ電源の発電に起因する余剰電力の発生が予測されたとする。
このとき電力会社は、全ての再エネ電源２００Ａで出力抑制（発電抑制）が必要であると判断し、前日の段階で翌日の１０時３０分から１５時３０分の時間帯に全ての再エネ電源において出力抑制を実施することを決定する。なお、優先給電規定に則り火力発電や揚水式発電のポンプくみ上げを制御することで、再エネ電源に起因する余剰電力が解消される場合には、翌日の再エネ電源での出力抑制の実施は見送られる。
電力会社は、出力抑制の実施を決定すると、翌日の１０時３０分から１５時３０分までの時間帯（以下「抑制時間帯」と称する）における、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値（定格のＸｎ％）を計算する。ここで、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力が、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の許容上限値（定格のＸｎ％）以下になっていれば、再エネ電源に起因する余剰電力が解消されることになる。
電力会社装置４００は、抑制時間帯における各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値（定格のＸｎ％）を、電力制御装置１００Ａに送信する。
電力制御装置１００Ａでは、通信部１０３Ａは、抑制時間帯における各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値（定格のＸｎ％）を受信する（ステップＳ７０１）。通信部１０３Ａは、抑制時間帯における各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の許容上限値（定格のＸｎ％）を、制御部１０１Ａに出力する。
また、通信部１０３Ａは、抑制時間帯における各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値（定格のＹｎ％）を、発電電力予測装置から受信する（ステップＳ７０２）。通信部１０３Ａは、抑制時間帯における各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値を、制御部１０１Ａに出力する。
制御部１０１Ａは、抑制時間帯での各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の許容上限値および予測発電電力値を受け付けると、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとに、抑制時間帯の各時刻について、予測発電電力値から許容上限値を差し引いて吸収電力を決定する。そして、制御部１０１Ａは、抑制時間帯における時刻ごとに各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の吸収電力を合計して時刻（ある時刻を中心とする３０分間や１時間）ごとの総余剰電力Ｚtotalを決定する（ステップＳ７０３）。
制御部１０１Ａは、抑制時間帯における各時刻の総余剰電力Ｚtotalを、例えば以下の式に基づいて算出する。以下の式では、抑制時間帯の時刻ごとに、該時刻のＹｎおよびＸｎが用いられる。
総余剰電力Ｚtotal＝（Σ再エネ電源２００Ａ（ｎ）の定格×（Ｙｎ−Ｘｎ）／１００）
ここで、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の定格×（Ｙｎ−Ｘｎ）／１００で算出される電力は、抑制時間帯における各時刻の再エネ電源２００Ａ（ｎ）の吸収電力である。
続いて、制御部１０１Ａは、抑制時間帯の各時刻の総余剰電力Ｚtotalを、抑制時間帯の各時刻において蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３で吸収するための蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３の運転計画を作成する（ステップＳ７０４）。
続いて、制御部１０１Ａは、通信部１０３Ａを通じて、蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３に、それぞれの運転計画を送信する（ステップＳ７０５）。蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３は、それぞれ、運転計画を受信すると、運転計画を保持する。
続いて、制御部１０１Ａは、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）に、予測発電電力値（定格のＶｎ％）と抑制時間帯（この場合、翌日の１０時３０分〜１５時３０分）を示す抑制時間帯情報を送信する（ステップＳ７０６）。各再エネ電源２００Ａ（ｎ）では、制御部２０２Ａは、予測発電電力値（定格のＶｎ％）と抑制時間帯情報を受信すると、予測発電電力値（定格のＶｎ％）と抑制時間帯情報を保持する。
ここまでの処理が、発電抑制の前日に行われる。
電力制御装置１００Ａでは、通信部１０３Ａは、抑制時間帯における各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の許容上限値（定格のＸｎ％）を受信する（ステップＳ７０１）。通信部１０３Ａは、抑制時間帯における各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の許容上限値（定格のＸｎ％）を、制御部１０１Ａに出力する。
また、通信部１０３Ａは、抑制時間帯における各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値（定格のＹｎ％）を、発電電力予測装置から受信する（ステップＳ７０２）。通信部１０３Ａは、抑制時間帯における各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の予測発電電力値を、制御部１０１Ａに出力する。
制御部１０１Ａは、抑制時間帯での各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の許容上限値および予測発電電力値を受け付けると、再エネ電源２００Ａ（ｎ）ごとに、抑制時間帯の各時刻について、予測発電電力値から許容上限値を差し引いて吸収電力を決定する。そして、制御部１０１Ａは、抑制時間帯における時刻ごとに各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の吸収電力を合計して時刻（ある時刻を中心とする３０分間や１時間）ごとの総余剰電力Ｚtotalを決定する（ステップＳ７０３）。
制御部１０１Ａは、抑制時間帯における各時刻の総余剰電力Ｚtotalを、例えば以下の式に基づいて算出する。以下の式では、抑制時間帯の時刻ごとに、該時刻のＹｎおよびＸｎが用いられる。
総余剰電力Ｚtotal＝（Σ再エネ電源２００Ａ（ｎ）の定格×（Ｙｎ−Ｘｎ）／１００）
ここで、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の定格×（Ｙｎ−Ｘｎ）／１００で算出される電力は、抑制時間帯における各時刻の再エネ電源２００Ａ（ｎ）の吸収電力である。
続いて、制御部１０１Ａは、抑制時間帯の各時刻の総余剰電力Ｚtotalを、抑制時間帯の各時刻において蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３で吸収するための蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３の運転計画を作成する（ステップＳ７０４）。
続いて、制御部１０１Ａは、通信部１０３Ａを通じて、蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３に、それぞれの運転計画を送信する（ステップＳ７０５）。蓄電池３０１とＨＰ給湯器３０２と蓄電池３０３は、それぞれ、運転計画を受信すると、運転計画を保持する。
続いて、制御部１０１Ａは、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）に、予測発電電力値（定格のＶｎ％）と抑制時間帯（この場合、翌日の１０時３０分〜１５時３０分）を示す抑制時間帯情報を送信する（ステップＳ７０６）。各再エネ電源２００Ａ（ｎ）では、制御部２０２Ａは、予測発電電力値（定格のＶｎ％）と抑制時間帯情報を受信すると、予測発電電力値（定格のＶｎ％）と抑制時間帯情報を保持する。
ここまでの処理が、発電抑制の前日に行われる。
図８は、発電抑制の当日の蓄電池３０１、ＨＰ給湯器３０２、蓄電池３０３の動作を説明するためのフローチャートである。
蓄電池３０１、ＨＰ給湯器３０２、蓄電池３０３は、それぞれ、電力制御装置１００Ａから受信した運転計画に従って動作して抑制時間帯の各時刻における総余剰電力Ｚtotalを吸収（充電または電力消費）する（ステップＳ８０１）。
蓄電池３０１、ＨＰ給湯器３０２、蓄電池３０３は、それぞれ、電力制御装置１００Ａから受信した運転計画に従って動作して抑制時間帯の各時刻における総余剰電力Ｚtotalを吸収（充電または電力消費）する（ステップＳ８０１）。
図９は、発電抑制の当日の再エネ電源２００Ａ（ｎ）の動作を説明するためのフローチャートである。
再エネ電源２００Ａ（ｎ）では、制御部２０２Ａは、抑制時間帯になると、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力を、その時刻の予測発電電力値以下に抑制する（ステップＳ９０１）。ここで、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力は、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力Ｃとなる。但し、この電力は、予測発電電力値を超えることはないよう抑制された電力である。
再エネ電源２００Ａ（ｎ）では、制御部２０２Ａは、抑制時間帯になると、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力を、その時刻の予測発電電力値以下に抑制する（ステップＳ９０１）。ここで、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力は、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力Ｃとなる。但し、この電力は、予測発電電力値を超えることはないよう抑制された電力である。
次に、本実施形態の効果について説明する。
本実施形態では、第１実施形態と同様の効果に加えて、以下の効果も奏する。
制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）に予測発電電力値を送信することで、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力を予測発電電力値以下にする発電抑制処理を再エネ電源２００Ａ（ｎ）に実行させる。このため、予測発電電力値が実際の発電電力よりも小さい場合でも、再エネ電源２００Ａ（ｎ）から電力系統５００に供給される電力を、予測発電電力以下にすることが可能になる。その結果、蓄電池等の電気機器で吸収できない余剰電力を含め、確実に余剰電力の発生を防ぐことができる。
本実施形態では、第１実施形態と同様の効果に加えて、以下の効果も奏する。
制御部１０１Ａは、再エネ電源２００Ａ（ｎ）に予測発電電力値を送信することで、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力を予測発電電力値以下にする発電抑制処理を再エネ電源２００Ａ（ｎ）に実行させる。このため、予測発電電力値が実際の発電電力よりも小さい場合でも、再エネ電源２００Ａ（ｎ）から電力系統５００に供給される電力を、予測発電電力以下にすることが可能になる。その結果、蓄電池等の電気機器で吸収できない余剰電力を含め、確実に余剰電力の発生を防ぐことができる。
図１０は、予測発電電力値Ａが時間の経過と共に変化する場合での本実施形態の動作例を示した図である。
図１０に示したように、発電要素２０１Ａの発電電力Ｈが、抑制時間帯Ｔにおいて予測発電電力値Ａを超えている場合でも、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力（実際の発電電力Ｃ）は、予測発電電力Ａ以下となる。
このため、蓄電池３０１、３０３およびＨＰ給湯器３０２が、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力Ｃのうち吸収電力Ｄを充電することで、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実効的な（つまり充電等で吸収されない分の）逆潮流電力Ｅを許容上限値Ｂ以下にできる。
また、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力Ｃのうち電力系統５００に供給される電力（逆潮流電力Ｅ、電力会社への売電分となる量）は、実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引くことで簡単に求めることができる。
このように、抑制時間帯Ｔでの予測発電電力値Ａが時間の経過と共に変化する場合でも、再エネ電源２００Ａ（ｎ）から電力系統５００への実効的な逆潮流電力Ｅが許容上限値Ｂを超えることを防ぎ、逆潮流電力そのものも精度よく把握することが可能となる。また、蓄電池やＨＰ給湯器で吸収（充電や電力消費）する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせて制御するという、非常に困難なリアルタイムな高精度制御を行うことなく、発電抑制が必要な余剰電力を容易に吸収させることが可能になる。
図１０に示したように、発電要素２０１Ａの発電電力Ｈが、抑制時間帯Ｔにおいて予測発電電力値Ａを超えている場合でも、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力（実際の発電電力Ｃ）は、予測発電電力Ａ以下となる。
このため、蓄電池３０１、３０３およびＨＰ給湯器３０２が、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力Ｃのうち吸収電力Ｄを充電することで、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実効的な（つまり充電等で吸収されない分の）逆潮流電力Ｅを許容上限値Ｂ以下にできる。
また、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の実際の発電電力Ｃのうち電力系統５００に供給される電力（逆潮流電力Ｅ、電力会社への売電分となる量）は、実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引くことで簡単に求めることができる。
このように、抑制時間帯Ｔでの予測発電電力値Ａが時間の経過と共に変化する場合でも、再エネ電源２００Ａ（ｎ）から電力系統５００への実効的な逆潮流電力Ｅが許容上限値Ｂを超えることを防ぎ、逆潮流電力そのものも精度よく把握することが可能となる。また、蓄電池やＨＰ給湯器で吸収（充電や電力消費）する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせて制御するという、非常に困難なリアルタイムな高精度制御を行うことなく、発電抑制が必要な余剰電力を容易に吸収させることが可能になる。
図１１は、抑制時間帯Ｔでの予測発電電力値Ａが一定値である場合の本実施形態の動作例を示した図である。
図１１に示したように、発電要素２０１Ａの発電電力Ｈが、予測発電電力値Ａを超えている場合でも、発電抑制処理により、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力（実際の発電電力Ｃ）は、予測発電電力Ａ以下となる。
このため、抑制時間帯Ｔでの予測発電電力値Ａが時間の経過と共に変化する場合と同様に、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の逆潮流電力Ｅは、許容上限値Ｂ以下となる。
また、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力Ｃのうち電力系統５００に供給される電力（実効的な逆潮流電力Ｅ）は、実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引くことで簡単に求めることができる。
このように、抑制時間帯Ｔでの予測発電電力値Ａが一定である場合でも、再エネ電源２００Ａ（ｎ）から電力系統５００への逆潮流電力Ｅが許容上限値Ｂを超えることを防ぎ、逆潮流電力そのものも精度よく把握することが可能となる。また、蓄電池やＨＰ給湯器で吸収（充電または電力消費）する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせて制御するという、非常に困難なリアルタイムな高精度制御を行うことなく、発電制御が必要な余剰電力を容易に吸収させることが可能になる。
図１１に示したように、発電要素２０１Ａの発電電力Ｈが、予測発電電力値Ａを超えている場合でも、発電抑制処理により、パワーコンディショナー２０３Ａから電力系統５００に供給される電力（実際の発電電力Ｃ）は、予測発電電力Ａ以下となる。
このため、抑制時間帯Ｔでの予測発電電力値Ａが時間の経過と共に変化する場合と同様に、各再エネ電源２００Ａ（ｎ）の逆潮流電力Ｅは、許容上限値Ｂ以下となる。
また、再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力Ｃのうち電力系統５００に供給される電力（実効的な逆潮流電力Ｅ）は、実際の発電電力Ｃから吸収電力Ｄを差し引くことで簡単に求めることができる。
このように、抑制時間帯Ｔでの予測発電電力値Ａが一定である場合でも、再エネ電源２００Ａ（ｎ）から電力系統５００への逆潮流電力Ｅが許容上限値Ｂを超えることを防ぎ、逆潮流電力そのものも精度よく把握することが可能となる。また、蓄電池やＨＰ給湯器で吸収（充電または電力消費）する電力を再エネ電源の発電電力の変動に合わせて制御するという、非常に困難なリアルタイムな高精度制御を行うことなく、発電制御が必要な余剰電力を容易に吸収させることが可能になる。
本実施形態において、抑制時間帯Ｔでの予測発電電力値Ａとしては、例えば、抑制時間帯Ｔにおける再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の予測値の最大値が用いられる。この場合、パワーコンディショナー２０３Ａが発電要素２０１の発電電力より小さい電力を電力系統５００に供給する状況（以下「パワコン抑制状況」と称する）の発生を低減可能になる。パワコン抑制状況では、発電要素２０１の余剰電力が、蓄電池３０１やＨＰ給湯器３０２に吸収されず、有効に利用されない。このため、抑制時間帯Ｔでの予測発電電力値Ａとして、抑制時間帯Ｔにおける再エネ電源２００Ａ（ｎ）の発電電力の予測値の最大値が用いられれば、発電要素２０１の余剰電力の有効活用を図ることが可能になる。
本実施形態において、再エネ電源２００Ａの代わりに、図５Ｂや図５Ｄに示した再エネ電源２００が用いられてもよい。この場合、電力制御装置１００Ａは、各再エネ電源２００に、対応する吸収電力値を送信する。この際、需要家の蓄電池３０１やＨＰ給湯器３０２は、図５Ｂに示したように、電力系統５００を介して再エネ電源２００と接続されてもよいし、図５Ｄに示したように、電力系統５００を介さずにローカル配線等を介して接続されてもよい。ここで、再エネ電源２００やＨＰ給湯器３０２に吸収電力を吸収させる手法は、図５Ｂや図５Ｄを用いて説明した手法が用いられる。
なお、図５Ｂや図５Ｄに示した供給部２０６は、制御部２０２Ａのように、自己が含まれる再エネ電源２００の予測発電電力値を受信し、該再エネ電源２００の発電電力を、該再エネ電源２００の予測発電電力値以下に抑制してもよい。この場合、逆潮流により売電する電力量が、許容上限値を超えることを防止できる。
なお、図５Ｂや図５Ｄに示した供給部２０６は、制御部２０２Ａのように、自己が含まれる再エネ電源２００の予測発電電力値を受信し、該再エネ電源２００の発電電力を、該再エネ電源２００の予測発電電力値以下に抑制してもよい。この場合、逆潮流により売電する電力量が、許容上限値を超えることを防止できる。
次に、上述した実施形態の変形例について説明する。
許容上限値は、一定値に限らず、時間の経過に伴って変動してもよい。
図１２は、許容上限値が変動する一例を示した図である。再エネ電源の電力を有効に活用するには、許容上限値は、きめ細かく、例えば、３０分や１時間ごとに更新されることが好ましい。
図１２は、許容上限値が変動する一例を示した図である。再エネ電源の電力を有効に活用するには、許容上限値は、きめ細かく、例えば、３０分や１時間ごとに更新されることが好ましい。
第１決定部１０１や制御部１０１Ａは、抑制時間帯になる前に、吸収電力を充電する蓄電池をあらかじめ放電させておくことで、蓄電池の空き容量を増やしておくことが望ましい。
また、ＨＰ給湯器では、抑制時間帯になる前に湯を消費し、抑制時間帯に湯沸かしができるようにしておくことが望ましい。
また、ＨＰ給湯器では、抑制時間帯になる前に湯を消費し、抑制時間帯に湯沸かしができるようにしておくことが望ましい。
再エネ電源のそばに、蓄電池やＨＰ給湯器が設けられてもよい。例えば、蓄電池やＨＰ給湯器が再エネ電源に併設されてもよい。
再エネ電源の予測発電電力（定格のＶｎ％）を導出する手法としては、発電電力予測装置が導出する手法に限らず、例えば、以下の手法が用いられてもよい。
（１）クラウド側（例えば、電力制御装置１００Ａ）が、再エネ電源全体の総発電電力の予測を、再エネ電源の定格の総量の％（百分率）で導出し、その導出結果（以下「％予測値」と称する）を、そのまま各再エネ電源の定格のＶｎ％として用いる。
（２）クラウド側（電力制御装置１００Ａ）が、各再エネ電源の予測発電電力（定格のＶｎ％）を導出する。
（３）各再エネ電源が、自己の予測発電電力（定格のＶｎ％）を導出し、その導出結果をクラウド側（電力制御装置１００Ａ）へ送信する。
（１）クラウド側（例えば、電力制御装置１００Ａ）が、再エネ電源全体の総発電電力の予測を、再エネ電源の定格の総量の％（百分率）で導出し、その導出結果（以下「％予測値」と称する）を、そのまま各再エネ電源の定格のＶｎ％として用いる。
（２）クラウド側（電力制御装置１００Ａ）が、各再エネ電源の予測発電電力（定格のＶｎ％）を導出する。
（３）各再エネ電源が、自己の予測発電電力（定格のＶｎ％）を導出し、その導出結果をクラウド側（電力制御装置１００Ａ）へ送信する。
再エネ電源の許容上限値（定格のＸｎ％）の設定手法としては、例えば、以下の手法が用いられてもよい。
（１）全ての再エネ電源に対して、一律の許容上限値（定格のＸｎ％）を設定する。
（２）再エネ電源の所在地の天候等を考慮して、再エネ電源に対して個別の許容上限値（定格のＸｎ％）を設定する。例えば、再エネ電源として太陽光発電装置を用いる場合、その所在地の日照時間が長い再エネ電源を優先的に抑制する最適化処理を行って、再エネ電源に対して個別の許容上限値（定格のＸｎ％）を設定する。
（３）全ての再エネ電源の許容上限値を「０」（完全にオフ）にする。
（１）全ての再エネ電源に対して、一律の許容上限値（定格のＸｎ％）を設定する。
（２）再エネ電源の所在地の天候等を考慮して、再エネ電源に対して個別の許容上限値（定格のＸｎ％）を設定する。例えば、再エネ電源として太陽光発電装置を用いる場合、その所在地の日照時間が長い再エネ電源を優先的に抑制する最適化処理を行って、再エネ電源に対して個別の許容上限値（定格のＸｎ％）を設定する。
（３）全ての再エネ電源の許容上限値を「０」（完全にオフ）にする。
抑制時間帯は、翌日の１０時３０分から１５時３０分までの時間帯に限らず適宜変更可能である。
上記実施形態において、電力制御装置１００、１００Ａや、制御部２０２、２０２Ａや、受信部２０５と供給部２０６との組合せは、それぞれ、コンピュータにて実現されてもよい。この場合、コンピュータは、コンピュータにて読み取り可能な記録媒体に記録されたプログラムを読込み実行して、電力制御装置１００、１００Ａや、制御部２０２、２０２Ａや、受信部２０５と供給部２０６との組合せのいずれか有する機能を実行する。記録媒体は、例えば、CD-ROM（Compact Disk Read Only Memory）である。記録媒体は、CD-ROMに限らず適宜変更可能である。
以上説明した各実施形態において、図示した構成は単なる一例であって、本発明はその構成に限定されるものではない。
以上説明した各実施形態において、図示した構成は単なる一例であって、本発明はその構成に限定されるものではない。
１ 電力システム
１００、１００Ａ 電力制御装置
１０１ 第１決定部
１０１Ａ 制御部
１０２ 第２決定部
１０２Ａ 決定部
１０３Ａ 通信部
２００、２００Ａ 再エネ電源
２０１、２０４Ａ 発電部
２０１Ａ 発電要素
２０２、２０２Ａ 制御部
２０３Ａ パワーコンディショナー
２０５ 受信部
２０６ 供給部
３０１、３０３ 蓄電池
３０２ ＨＰ給湯器
４００ 電力会社装置
５００ 電力系統
１００、１００Ａ 電力制御装置
１０１ 第１決定部
１０１Ａ 制御部
１０２ 第２決定部
１０２Ａ 決定部
１０３Ａ 通信部
２００、２００Ａ 再エネ電源
２０１、２０４Ａ 発電部
２０１Ａ 発電要素
２０２、２０２Ａ 制御部
２０３Ａ パワーコンディショナー
２０５ 受信部
２０６ 供給部
３０１、３０３ 蓄電池
３０２ ＨＰ給湯器
４００ 電力会社装置
５００ 電力系統
Claims (7)
- 再生可能エネルギーを用いて発電する発電装置の所定の出力抑制時間帯における予測発電電力値と、前記発電装置の発電電力の許容上限値とに基づいて、電力系統を介して前記発電装置と接続され、前記発電装置と異なる場所に設置された電気機器に吸収させる吸収電力を決定する第１決定部と、
前記吸収電力に関する情報を含む運転情報を前記電気機器へ送信することで、前記出力抑制時間帯における前記電気機器の消費電力を前記吸収電力にする電力吸収処理を前記電気機器に実行させ、
さらに前記予測発電電力値及び発電抑制処理に関する情報を前記発電装置に送信することで、前記出力抑制時間帯における前記発電装置の実際の発電電力を前記予測発電電力値以下にする前記発電抑制処理を前記発電装置に実行させる通信部と、を有する電力制御装置。 - 前記第１決定部は、
前記出力抑制時間帯における、複数の前記発電装置の予測発電電力値と複数の前記発電装置の発電電力の許容上限値とに基づいて複数の前記電気機器に吸収させるべき総余剰電力を決定し、
複数の前記電気機器が吸収する電力の総和と総余剰電力とに基づいて複数の前記電気機器の総吸収電力を決定し、複数の電気機器の吸収電力の総和が前記総吸収電力となるように前記電気機器毎の吸収電力を決定し、
前記通信部は、
前記吸収電力に関する情報を含む運転情報を複数の前記電気機器へ送信する、請求項１に記載の電力制御装置。 - 前記予測発電電力値及び前記発電電力の許容上限値のうち、少なくとも一つが外部装置から受信した情報である、請求項１または２に記載の電力制御装置。
- 前記出力抑制時間帯における前記予測発電電力値及び前記許容上限値は、前記出力抑制時間帯よりも短い時間間隔で更新される、請求項１から３のいずれか１項に記載の電力制御装置。
- 前記運転情報の送信先である前記電気機器は、蓄電池、ＨＰ給湯器または家庭用電気機器である、請求項１から４のいずれか１項に記載の電力制御装置。
- 前記発電抑制処理に関する情報に前記出力抑制時間帯を示す抑制時間帯情報を含む、請求項１から５のいずれか１項に記載の電力制御装置。
- 前記発電装置は、太陽光発電装置または風力発電装置である請求項１から６のいずれか１項に記載の電力制御装置。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2018203986A JP6624266B2 (ja) | 2018-10-30 | 2018-10-30 | 電力制御装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP2018203986A JP6624266B2 (ja) | 2018-10-30 | 2018-10-30 | 電力制御装置 |
Related Parent Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2017544087A Division JP6428948B2 (ja) | 2015-10-05 | 2015-10-05 | 電力制御装置、電力制御方法およびプログラム |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2019033669A JP2019033669A (ja) | 2019-02-28 |
| JP6624266B2 true JP6624266B2 (ja) | 2019-12-25 |
Family
ID=65524530
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP2018203986A Active JP6624266B2 (ja) | 2018-10-30 | 2018-10-30 | 電力制御装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP6624266B2 (ja) |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2011229205A (ja) * | 2010-04-15 | 2011-11-10 | Japan Wind Development Co Ltd | 蓄電池併設型自然エネルギー発電システムに用いる電力管理制御システム |
| JP5681448B2 (ja) * | 2010-10-29 | 2015-03-11 | 株式会社東芝 | 家庭用エネルギー管理システム |
| JP5580183B2 (ja) * | 2010-12-13 | 2014-08-27 | パナソニック株式会社 | 電力制御装置及びそれを用いた電力制御システム |
| US9423849B2 (en) * | 2011-01-31 | 2016-08-23 | Nec Corporation | Electric power management system and electric power management method |
-
2018
- 2018-10-30 JP JP2018203986A patent/JP6624266B2/ja active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| JP2019033669A (ja) | 2019-02-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5101675B2 (ja) | 需給バランス制御装置 | |
| JP6216377B2 (ja) | 電力調整装置、電力調整方法、電力調整システム、蓄電装置、サーバ、プログラム | |
| Prodan et al. | A model predictive control framework for reliable microgrid energy management | |
| JP6564264B2 (ja) | 電力管理システム及び電力管理方法 | |
| JP4064334B2 (ja) | エネルギーシステムの制御装置および制御方法 | |
| JP5639540B2 (ja) | 蓄電池需給計画作成装置および蓄電池需給計画作成方法 | |
| US9543775B2 (en) | Battery controller, management system, battery control method, battery control program, and storage medium | |
| WO2015064641A1 (ja) | 電力制御システム、電力制御方法および記録媒体 | |
| KR101712944B1 (ko) | 에너지 저장 장치의 충방전 스케줄링 장치 및 방법 | |
| JP2015080359A (ja) | ウィンドファームの制御方法および制御装置 | |
| JPWO2019116960A1 (ja) | 電力管理システム | |
| JP2017108560A (ja) | 電力融通システムの制御装置および制御プログラム | |
| JP6042775B2 (ja) | 制御装置、プログラム | |
| JP2022050126A (ja) | 分散型エネルギーリソース管理装置、分散型エネルギーリソース管理方法、および、分散型エネルギーリソース管理プログラム | |
| JP6406391B2 (ja) | 発電制御装置および制御方法 | |
| JP2016167913A (ja) | 電力供給システム及び電力供給方法 | |
| JP2015149839A (ja) | エネルギーマネジメントシステム | |
| JP6428948B2 (ja) | 電力制御装置、電力制御方法およびプログラム | |
| JP2020058101A (ja) | 電力供給システム | |
| JP6702408B2 (ja) | 電力制御装置、電力制御システム、電力制御方法、及び、プログラム | |
| JP6624266B2 (ja) | 電力制御装置 | |
| WO2016185671A1 (ja) | 蓄電池制御装置 | |
| JP6159812B2 (ja) | 分散電源管理システム | |
| JP2018174623A (ja) | 電力管理装置、申請発電量算出方法 | |
| WO2017163934A1 (ja) | 電力制御システム、制御装置、制御方法およびコンピュータプログラム |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20181030 |
|
| A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20190724 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20190730 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20190905 |
|
| A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20191008 |
|
| A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20191015 |
|
| TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
| A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20191029 |
|
| A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20191111 |
|
| R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6624266 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |