JP7021384B1 - 発電制御装置、発電制御方法及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】自然エネルギーを用いた発電を併用する発電によって生み出される電力量の低下を抑制することができる技術を提供する。【解決手段】自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置であって、自然発電装置及び安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に計画値から発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、安定発電装置の発電量を発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行部と、発電予定期間において自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に、安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行部と、を備える発電制御装置。【選択図】図１

Description

本発明は、発電制御装置、発電制御方法及びプログラムに関する。

太陽光等の自然エネルギーを用いた発電を行う発電施設と、火力発電等の気候の影響の少ない発電を行う発電施設とを備える発電システムがある。

国際公開第２０１５／０９８０８３号 特開２０１１－１０１４９２号公報

しかしながら自然エネルギーを用いる発電は気候等の自然環境の影響を受けやすい。その結果、発電システム全体の生み出す電力量が低下してしまう場合がある。より具体的には、例えば発電システム全体の生み出す電力量が自然環境の影響で前日計画値よりも低下してしまう場合がある。

上記事情に鑑み、本発明は、自然エネルギーを用いた発電を併用する発電によって生み出される電力量の低下を抑制する技術を提供することを目的としている。

本発明の一態様は、自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、前記自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置であって、前記自然発電装置及び前記安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における前記自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に前記計画値から前記発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、前記安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、前記安定発電装置の発電量を前記発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行部と、前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行部と、を備える発電制御装置である。

本発明により、自然エネルギーを用いた発電を併用する発電によって生み出される電力量の低下を抑制することが可能となる。

実施形態の発電システム１００の概要を説明する説明図。 実施形態における第１違い推定量を説明する説明図。 実施形態における自然発電装置１１の各月の発電量の変動の大きさの一例を示す図。 実施形態における自然発電装置１１の夏場の発電量と冬場の発電量との一例を示す図。 実施形態における安定発電装置２１の夏場の安定発電量と冬場の安定発電量との一例を示す図。 実施形態の発電システム１００で生成される夏場のシステム計画値と冬場のシステム計画値との一例を示す図。 実施形態の発電システム１００で生成される電力と発電制御装置３の決定した電力との関係の一例を示す図である。 実施形態における発電制御装置３のハードウェア構成の一例を示す図。 実施形態における制御部３１の機能構成の一例を示す図。 実施形態における発電制御装置３が発電予定期間の開始より前に実行する処理の流れの一例を示す第１のフローチャート。 実施形態における発電制御装置３が発電予定期間の開始より前に実行する処理の流れの一例を示す第２のフローチャート。 実施形態における発電制御装置３が発電予定期間中に実行する処理の流れの一例を示すフローチャート。 変形例における制御部３１ａの機能構成の一例を示す図。

（実施形態）
図１は、実施形態の発電システム１００の概要を説明する説明図である。発電システム１００は、自然発電施設１と、安定発電施設２と、発電制御装置３と、電池４とを備える。なお、発電システム１００は必ずしも電池４を備える必要は無い。以下説明の簡単のため発電システム１００が電池４を備える場合を例に、発電システム１００を説明する。

自然発電施設１は、自然発電装置１１と、センサ１２と、通信装置１３とを備える発電施設である。自然発電装置１１は、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーを用いた発電を行う。センサ１２は、自然発電装置１１の発電量を示す情報を測定により取得する。通信装置１３は、発電制御装置３と通信可能に接続され、センサ１２が取得した発電量を示す情報（以下「自然発電量情報」という。）を発電制御装置３に送信する。自然発電装置１１の発電の開始や終了等の動作の指示は通信装置１３を介して発電制御装置３から送信されてもよい。このように、自然発電施設１は通信装置１３を介して発電制御装置３と通信可能に接続されている。

自然発電装置１１は自然エネルギーを用いた発電を行うため、各時刻における自然発電装置１１の発電量は、気候等の自然環境の状態に依存する。自然発電装置１１の生成した電力は、外部の電力系統に供給される。

安定発電施設２は、安定発電装置２１と、通信装置２２とを備える発電施設である。安定発電装置２１は、火力発電やバイオマス発電等の自然環境の状態に依存しにくい発電を行う。通信装置２２は、発電制御装置３と通信可能に接続される。安定発電装置２１の動作は通信装置２２を介して発電制御装置３によって制御される。このように、安定発電施設２は通信装置２２を介して発電制御装置３と通信可能に接続されている。なお、自然環境の状態に依存しにくいとは、発電量に対する自然環境の状態の影響が自然発電装置１１の発電量に対する影響よりも相対的に小さい、ことを意味する。そのため安定発電装置２１は、自然発電装置１１よりも安定して発電を行う装置である。

安定発電装置２１の生成した電力は、外部の電力系統に供給される。安定発電施設２は、例えば火力発電施設である。安定発電施設２は、例えばごみ処理施設である。安定発電施設２は、例えばバイオマス発電施設であってもよい。安定発電装置２１は、例えば地熱発電を行う装置である。

発電制御装置３は、発電システム１００の動作を制御する。より具体的には発電制御装置３は、例えば安定発電装置２１の発電量を制御する。発電システム１００が電池４を備える場合には、発電制御装置３は電池４の出力する電力を制御する。電池４は電力を出力可能な電池であり発電制御装置３によって動作が制御される電池である。発電制御装置３は電池４の制御について、具体的には、電池４の通電状態のオンとオフとを制御する。

発電制御装置３は、発電予定期間の開始の前に予め事前処理を行う。事前処理は、少なくとも自然環境の状態を示す情報（以下「自然環境情報」という。）に基づき、自然発電装置１１の発電量に関する推定を行う処理である。発電予定期間は、自然発電装置１１と安定発電装置２１とによる発電が予定された期間である。事前処理の実行により発電制御装置３は、自然発電装置１１の発電量の推定結果（以下「被決定発電推定量」という。）を得る。また、事前処理の実行により発電制御装置３は、自然発電装置１１の実際の発電量と被決定発電推定量との違いも推定する。

実際の量とは、発電予定期間の開始より前に発電制御装置３によって推定された量ではなく、発電予定期間中にセンサ１２が測定により得た量であることを意味する。以下、発電予定期間における自然発電装置１１の実際の発電量を実自然発電量という。センサ１２が取得した発電量は実自然発電量である。そのため、自然発電量情報が示す内容は、実自然発電量である。

また、事前処理の実行により発電制御装置３は、自然発電装置１１の実際の発電量が被決定発電推定量未満である場面が生じるまでの間、安定発電装置２１に生成させる電力の量（以下「通常発電量」という。）を決定する。通常発電量は、安定発電装置２１の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量であるという条件と、安定発電装置２１の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量であるという条件とのいずれか一方又は両方を満たす。

発電予定期間において発電制御装置３は発電制御処理を実行する。発電制御処理は、自然発電量情報に基づき、自然発電装置１１の実際の発電量が被決定発電推定量未満である場面が生じるまでは、通常発電量の電力を安定発電装置２１に生成させる処理である。

このように、被決定発電推定量は安定発電装置２１の動作を変更させる基準の量である。そのため、被決定発電推定量は、安定発電装置２１の動作を変更しないための自然発電装置１１の発電量の計画値である。

計画値は、より具体的には発電制御装置３によって推定された量であって、発電予定期間の開始の前に発電予定期間における発電が予定された量である。被決定発電推定量は計画値の一種である。より具体的には被決定発電推定量は、自然発電装置１１の発電量の計画値である。

またこのように安定発電装置２１の発電量は予め下げられているため、安定発電装置２１は、実自然発電量が自然発電装置１１の発電量の計画値に達しない場合に、その不足を軽減するように発電量を増加することが可能である。すなわち、安定発電装置２１は、実自然発電量が自然発電装置１１の発電量の計画値に達しない場合に、その不足を軽減するように電力を生成可能である。そこで、発電制御装置３は、発電予定期間において自然発電装置１１の発電量が計画値よりも少ない場合に、安定発電装置２１の発電量を増加させる。このようにして、発電制御装置３は、発電システム１００の生み出す電力量の低下を抑制する。

また、発電制御装置３は、予定情報出力処理を実行する。予定情報出力処理は、事前処理によって取得された情報のうち、発電予定期間の開始の前のタイミングであって所定の条件を満たすタイミングで得られた情報（以下「予定情報」という。）を発電予定期間の開始の前に、所定の出力先に出力する処理である。予定情報は、例えば被決定発電推定量と通常発電量との和を示す情報である。予定情報は、通常発電量を示してもよい。

所定の出力先は、例えば電力を管理する所定の組織である。電力を管理する所定の組織は、例えば電力広域的運営推進機関である。所定の条件を満たすタイミングは、具体的には、予定情報の出力先が定めたタイミングである。所定の条件を満たすタイミングは、例えば発電予定期間の前日である。電力広域的運営推進機関に提出される予定情報は、例えば前日計画として提出される。

予定情報出力処理は事前処理の全てが終了する前に実行されてもよい。予定情報出力処理は、例えば後述する第１発電予定処理が発電予定期間の開始の前日に実行された後に実行されてもよい。このような場合予定情報出力処理では、第１発電予定処理で得られた結果が予定情報として出力される。

＜一例を用いたより具体的な説明＞
以下、図１にくわえて図２～図１２も用いて、このような発電制御装置３の一例をより詳細に説明する。

発電制御装置３は、第１発電予定処理と、第２発電予定処理と、予定決定処理と、予定情報出力処理と、を実行する。第１発電予定処理と、第２発電予定処理と、予定決定処理とは事前処理で実行される処理の一例である。まず、第１発電予定処理について説明する。

第１発電予定処理は、第１自然発電状態推定処理と第１安定発電候補量決定処理とを含む。第１自然発電状態推定処理は、第１発電推定量推定処理と第１違い推定量推定処理とを含む。

第１発電推定量推定処理は、発電予定期間の各時刻における自然発電装置１１の発電量の推定を後述する第１推定要因情報に基づき行う処理である。以下、第１発電推定量推定処理の実行により推定された自然発電装置１１の発電量であって発電予定期間の各時刻の発電量それぞれを第１発電推定量という。

なお発電予定期間は、例えば第１発電予定処理が実行された日の翌日である。発電予定期間は、例えば第１発電予定処理が実行された日の１週間後であってもよい。

第１違い推定量推定処理は、発電予定期間の各時刻における第１違い推定量の推定を第１推定要因情報に基づき行う処理である。第１違い推定量は、実自然発電量の推定値と第１発電推定量との差を示す量であって発電予定期間の各時刻の量それぞれである。第１違い推定量は、例えば実自然発電量の推定値と第１発電推定量との差の絶対値で示される。第１違い推定量は、例えば発電量の分布の散布度で示されてもよい。この場合、第１発電推定量は発電量の代表値である。

第１安定発電候補量決定処理は、第１発電推定量及び第１違い推定量に基づき、発電予定期間における安定発電装置２１の発電量の決定を行う処理である。第１安定発電候補量決定処理は、より具体的には、第１自然発電状態推定処理の推定結果に基づき、第１安定発電候補量を決定する処理である。第１安定発電候補量は、第１違い推定量を安定発電装置２１の発電可能な最大の発電量から引き算した量である。

第１推定要因情報は、第１発電推定量及び第１違い推定量の推定に用いられる情報であって、少なくとも第１自然環境情報を含む情報である。第１自然環境情報は自然環境情報の一例である。

第１自然環境情報は、予め定められた第１タイミング条件を満たすタイミングにおける自然環境の状態と、発電予定期間における自然環境の状態の推定結果とのいずれか一方又は両方を示す情報である。第１タイミング条件は、発電予定期間の開始時刻より前という条件を含む。自然環境の状態は、例えば気温によって示されてもよいし、日射量によって示されてもよいし、雲量によって示されてもよいし、季節を表す情報によって示されてもよい。自然環境の状態は、例えば太陽の高度又は角度によって示されてもよい。すなわち、自然環境の状態を示す情報は、例えば気温を含んでもよいし、日射量を含んでもよいし、雲量を含んでもよいし、季節を表す情報を含んでもよいし、太陽の高度又は角度を示す情報を含んでもよい。自然環境の状態を示す情報は、例えば時刻を含んでもよい。自然環境の状態は、例えば時刻ごとの気温であってもよいし、時刻ごとの日射量であってもよいし、時刻ごとの雲量であってもよいし、時刻ごとの太陽の高度又は角度であってもよい。自然環境の状態を示す情報は、例えば日の出又は日没の時刻を含んでもよい。自然環境の状態を示す情報は、例えば１日の日照時間を含んでもよい。

第１タイミング条件は、例えば発電予定期間の開始の日の前日という条件である。第１タイミング条件は、例えば発電予定期間の開始の日の１週間前の日という条件であってもよい。

そのため、第１自然環境情報は、例えば発電予定期間における自然環境の状態を示す情報である。発電予定期間における自然環境の状態を示す情報は、例えば気象庁等の気象を推定する組織が発表した発電予定期間における気象の推定結果である。第１自然環境情報は、例えば発電予定期間が夏場か冬場か等の発電予定期間の季節を示す情報であってもよい。第１自然環境情報は、例えば第１発電予定処理の実行直前の自然環境の状態を示す情報を含んでもよい。

以下、説明の簡単のため第１自然環境情報が、発電予定期間が夏場であるか否かを示す情報を含む場合を例に発電システム１００を説明する。なお、夏場は、太陽光の強さの時間軸方向の変動が他の季節よりも大きいため、自然発電装置１１の発電量の時間軸方向の変動が他の季節よりも大きい。変動が大きいとは、発電量の分布の散布度の大きさが大きいということである。

このように第１発電予定処理は、第１発電推定量及び第１違い推定量の推定と発電予定期間における安定発電装置２１の発電量の決定とを、第１推定要因情報に基づき行う処理である。

第１自然発電状態推定処理は、より具体的には、予め得られた第１関係情報を用い、第１発電推定量及び第１違い推定量の推定を、第１推定要因情報に基づいて行う処理である。

第１関係情報は、第１自然環境情報が示す内容と、発電予定期間における実自然発電量の時系列と、の関係を示す情報（以下「第１発電推定量関係情報」という。）を含む。第１関係情報は、第１自然環境情報が示す内容と、第１発電推定量関係情報が示す各時刻の発電量と発電予定期間の各時刻における実自然発電量の推定値との差の時系列と、の関係を示す情報（以下「第１違い推定量関係情報」という。）を含む。なお、第１発電推定量関係情報が示す各時刻の発電量は予め得られた事前情報であり、発電予定期間の各時刻における実自然発電量は実際の発電量である。そのため、第１発電推定量関係情報が示す各時刻の発電量はシミュレーション等の数理モデルによって得られた情報であってもよい。一方、発電予定期間の各時刻における実自然発電量は数理モデルによって得られた情報ではなく、実測された値である必要がある。

図２は、実施形態における第１違い推定量を説明する説明図である。図２の横軸は、１日のうちの午前３時から午後９時までの時刻を表す。図２の縦軸は発電量を表す。図２は、第１発電推定量と、第１発電違い推定量とのそれぞれの一例を示す。図２は、発電実績も示す。第１発電違い推定量は、例えば回帰分析の予測区間範囲として得られる。なお、図２に記載の発電目標曲線は、第１発電推定量の一例である。なお、予測区間範囲は、将来の予測値に対して「どの範囲にあると予測されるか」を示すものである。

第１関係情報は、例えば機械学習の方法によって予め得られた数理モデルであって、第１自然環境情報が示す内容と、発電予定期間を区分する各区分期間における自然発電装置１１の発電量の分布の代表値及び散布度との関係を示す数理モデルである。

第１関係情報を得るために用いられる機械学習の方法は、例えば回帰分析である。第１関係情報を得るために用いられる機械学習の方法は、例えばランダムフォレストであってもよい。

第１発電推定量関係情報は、例えば第１自然環境情報が示す内容と、発電予定期間における自然発電装置１１の発電量の時系列との関係を示すリレーショナルデータベースであってもよい。また、第１違い推定量関係情報は、例えば第１自然環境情報が示す内容と、第１発電推定量関係情報が示す各時刻の発電量と発電予定期間の各時刻における自然発電装置１１の実際の発電量との差の時系列との関係を示すリレーショナルデータベースであってもよい。続いて、第２発電予定処理について説明する。

第２発電予定処理は、第２自然発電状態推定処理と第２安定発電候補量決定処理とを含む。第２自然発電状態推定処理は、第２発電推定量推定処理と第２違い推定量推定処理とを含む。

第２発電推定量推定処理は、発電予定期間の各時刻における自然発電装置１１の発電量の推定を後述する第２推定要因情報に基づき行う処理である。以下、第２発電推定量推定処理の実行により推定された自然発電装置１１の発電量であって発電予定期間の各時刻の発電量それぞれを第２発電推定量という。

第２違い推定量推定処理は、発電予定期間の各時刻における第２違い推定量の推定を第２推定要因情報に基づき行う処理である。第２違い推定量は、実自然発電量の推定値と第２発電推定量との差を示す量であって発電予定期間の各時刻の量それぞれである。第２違い推定量は例えば実自然発電量の推定値と第２発電推定量との差の絶対値で示される。第２違い推定量は、例えば発電量の分布の散布度で示されてもよい。この場合、第２発電推定量は発電量の代表値である。

第２安定発電候補量決定処理は、第２発電推定量及び第２違い推定量に基づき、発電予定期間における安定発電装置２１の発電量の決定を行う処理である。第２安定発電候補量決定処理は、より具体的には、第２自然発電状態推定処理の推定結果に基づき、第２安定発電候補量を決定する処理である。第２安定発電候補量は、第２違い推定量を安定発電装置２１の発電可能な最大の発電量から引き算した量である。

第２推定要因情報は、第２発電推定量及び第２違い推定量の推定に用いられる情報であって、少なくとも第２自然環境情報を含む情報である。第２自然環境情報は自然環境情報の一例である。

第２自然環境情報は、予め定められた第２タイミング条件を満たすタイミングにおける自然環境の状態を示す情報である。第２タイミング条件は、発電予定期間の開始時刻より前であって第１タイミング条件を満たすタイミングよりも発電予定期間の開始時刻に近い、という条件を含む。自然環境の状態は、例えば気温によって示されてもよいし、日射量によって示されてもよいし、雲量によって示されてもよいし、季節を表す情報によって示されてもよい。すなわち、自然環境の状態を示す情報は、例えば気温を含んでもよいし、日射量を含んでもよいし、雲量を含んでもよいし、季節を表す情報を含んでもよい。

第２タイミング条件は、例えば発電予定期間の開始の時刻の１時間前という条件である。第２タイミング条件は、例えば発電予定期間の開始の日の開始前の時刻という条件であってもよい。発電予定期間の開始の日の開始前の時刻は、例えば午前６時から午前８時まで期間の時刻である。

以下、説明の簡単のため第２タイミング条件が発電予定期間の開始の時刻の１時間前という条件であって、第２自然環境情報が第２タイミング条件を満たすタイミングの季節と日射量と雲量とを示す場合を例に発電システム１００を説明する。

第２自然発電状態推定処理は、より具体的には、予め得られた第２関係情報を用い、第２発電推定量及び第２違い推定量の推定を、第２推定要因情報に基づいて行う処理である。

第２関係情報は、第２自然環境情報が示す内容と、発電予定期間における実自然発電量の時系列と、の関係を示す情報（以下「第２発電推定量関係情報」という。）を含む。第２関係情報は、第２自然環境情報が示す内容と、第２発電推定量関係情報が示す各時刻の発電量と発電予定期間の各時刻における実自然発電量との差の時系列と、の関係を示す情報（以下「第２違い推定量関係情報」という。）を含む。なお、第２発電推定量関係情報が示す各時刻の発電量は予め得られた事前情報であり、発電予定期間の各時刻における実自然発電量は実際の発電量である。そのため、第２発電推定量関係情報が示す各時刻の発電量はシミュレーション等の数理モデルによって得られた情報であってもよい。一方、発電予定期間の各時刻における実自然発電量は数理モデルによって得られた情報ではなく、実測された値である必要がある。

第２関係情報は、例えば機械学習の方法によって予め得られた数理モデルであって、第２自然環境情報が示す内容と、発電予定期間を区分する各区分期間における自然発電装置１１の発電量の分布の代表値及び散布度との関係を示す数理モデルである。

第２関係情報を得るために用いられる機械学習の方法は、例えば回帰分析である。第２関係情報を得るために用いられる機械学習の方法は、例えばランダムフォレストであってもよい。

第２発電推定量関係情報は、例えば第２自然環境情報が示す内容と、発電予定期間における自然発電装置１１の発電量の時系列との関係を示すリレーショナルデータベースであってもよい。また、第２違い推定量関係情報は、例えば第２自然環境情報が示す内容と、第２発電推定量関係情報が示す各時刻の発電量と発電予定期間の各時刻における実自然発電量との差の時系列との関係を示すリレーショナルデータベースであってもよい。第１関係情報と第２関係情報とは異なってもよいし同一であってもよい。

予定決定処理は、推定自然発電状態決定処理と安定発電量決定処理とを含む。推定自然発電状態決定処理は、第１推定量と第２推定量との違い（以下「予定誤差」という。）に基づき第１推定量と第２推定量とのいずれの結果を発電予定期間の被決定推定量に設定するかを決定する処理である。

第１推定量は、第１発電推定量及び第１違い推定量を示す量である。第２推定量は、第２発電推定量及び第２違い推定量を示す量である。被決定推定量は、被決定発電推定量と被決定違い推定量とを示す量である。値を被決定推定量に設定するとは、後述する記憶部３４等の所定の記憶装置に値を被決定推定量として記録することを意味する。設定された値が、発電予定期間における発電量として予定された値である。

被決定違い推定量は、第１推定量が被決定推定量に決定された場合には第１違い推定量であり、第２推定量が被決定推定量に決定された場合には第２違い推定量である、という条件を満たす量である。

推定自然発電状態決定処理では、予定誤差が予め定められた所定の基準以下である場合には、第１推定量が被決定推定量に設定される。一方、推定自然発電状態決定処理では、予定誤差が予め定められた所定の基準より大きい場合には、第２推定量が被決定推定量に設定される。

このように、推定自然発電状態決定処理は、予定誤差に基づき被決定発電推定量と被決定違い推定量とを決定する処理である。また、このように被決定推定量は第１推定量又は第２推定量のいずれか一方であるため、被決定発電推定量は、第１発電推定量又は第２発電推定量のいずれか一方である。そのため、被決定発電推定量は、発電予定期間における自然発電装置１１の発電量として推定された量でもある。

安定発電量決定処理は、予定誤差に基づき第１安定発電候補量と第２安定発電候補量とのいずれの結果を発電予定期間の安定発電量に設定するかを決定する処理である。安定発電量の詳細は後述する。値を安定発電量に設定するとは、後述する記憶部３４等の所定の記憶装置に値を安定発電量として記録することを意味する。

安定発電量決定処理では、予定誤差が所定の違い以下である場合には、第１安定発電候補量が安定発電量に設定される。一方、安定発電量決定処理では、予定誤差が所定の違いより大きい場合には、第２安定発電候補量が安定発電量に設定される。このように、安定発電量は、第１安定発電候補量又は第２安定発電候補量のいずれか一方である。

＜安定発電量についての説明＞
安定発電量について説明する。上述したように、第１安定発電候補量は、第１違い推定量を安定発電装置２１の発電可能な最大の発電量から引き算した量である。そして、第１違い推定量は、実自然発電量の推定値と第１発電推定量との差を示す量であって発電予定期間の各時刻の量それぞれである。したがって、第１安定発電候補量は、自然発電装置１１の実際の発電量と第１発電推定量との差を、安定発電装置２１の発電可能な最大の発電量から引き算した量である。そして、安定発電量が第１安定発電候補量に設定される場合の第１発電推定量は、自然発電装置１１の発電量の計画値である。そのため、安定発電量が第１安定発電候補量に設定される場合に、安定発電量は、自然発電装置１１の実際の発電量と自然発電装置１１の発電量の計画値との差を、安定発電装置２１の発電可能な最大の発電量から引き算した量である。

また、上述したように、第２安定発電候補量は、第２違い推定量を安定発電装置２１の発電可能な最大の発電量から引き算した量である。そして、第２違い推定量は、自然発電装置１１の実際の発電量と第２発電推定量との差を示す量である。したがって、第２安定発電候補量は、自然発電装置１１の実際の発電量と第２発電推定量との差を、安定発電装置２１の発電可能な最大の発電量から引き算した量である。そして、安定発電量が第２安定発電候補量に設定される場合の第２発電推定量は、自然発電装置１１の発電量の計画値である。そのため、安定発電量が第２安定発電候補量に設定される場合に、安定発電量は、自然発電装置１１の実際の発電量と自然発電装置１１の発電量の計画値との差を、安定発電装置２１の発電可能な最大の発電量から引き算した量である。

このように、安定発電量は、自然発電装置１１の実際の発電量と自然発電装置１１の発電量の計画値との差を、安定発電装置２１の発電可能な最大の発電量から引き算した量である。そのため、安定発電量は、通常発電量の一例である。

またそのため、安定発電量を発電する安定発電装置２１は、自然発電装置１１の実際の発電量が自然発電装置１１の発電量の計画値に達しなかった場合に、その不足を補う電力を発電可能な状態にある。

このように、安定発電量決定処理は、予定誤差に基づき安定発電量を決定する処理である。また、上述したように第１安定発電候補量は第１違い推定量に基づき得られた結果であり、第２安定発電候補量は第２違い推定量に基づき得られた結果である。そのため、安定発電量決定処理は、予定誤差と被決定違い推定量とに基づき安定発電量を決定する処理でもある。

このように、予定決定処理は、予定誤差に基づき、被決定発電推定量と安定発電量とを決定する処理である。予定決定処理では、予定誤差が所定の違い以下である場合には、第１発電推定量が被決定発電推定量に設定され第１安定発電候補量が安定発電量に設定される。一方、予定決定処理では、予定誤差が所定の違いより大きい場合には、第２発電推定量が被決定発電推定量に設定され第２安定発電候補量が安定発電量に設定される。

＜予定決定処理による決定の内容と発電制御装置３による制御との関係の説明＞
上述したように第１自然環境情報は、予め定められた第１タイミング条件を満たすタイミングにおける自然環境の状態と、発電予定期間における自然環境の状態の推定結果とのいずれか一方又は両方を示す情報である。一方、第２自然環境情報は、予め定められた第２タイミング条件を満たすタイミングにおける自然環境の状態と、発電予定期間における自然環境の状態の実測された結果とのいずれか一方又は両方を示す情報である。

そして第１タイミング条件を満たすタイミングの方が第２タイミング条件を満たすタイミングよりも発電予定期間より前のタイミングである。そのため、第１タイミング条件を満たすタイミングの情報を用いて推定された第１推定量よりも第２タイミング条件を満たすタイミングの情報を用いて推定された第２推定量の方が実際に生じる可能性が高い。このことは、発電予定期間における自然環境の状態の推定結果を用いて決定された第１推定量と、第２タイミング条件を満たすタイミングの実測の結果を用いて決定された第２推定量との関係についても同様である。

すなわち、発電予定期間における自然環境の状態の推定結果を用いて推定された第１推定量よりも第２タイミング条件を満たすタイミングの実測の結果を用いて推定された第２推定量の方が実際に生じる可能性が高い。そのため、第１自然環境情報を用いる第１発電予定処理によって推定された第１推定量よりも第２自然環境情報を用いる第２発電予定処理によって推定された第２推定量の方が、実際に生じる可能性が高い。

そこで、発電制御装置３は、予定誤差が所定の違いより大きい場合には第２発電予定処理によって決定された発電量で発電するように安定発電装置２１の動作を制御することで、より実現される可能性の高い制御を行う。

＜安定発電装置２１の活用の効率と発電制御装置３による制御との関係の説明＞
ここで安定発電装置２１の活用の効率と発電制御装置３による制御との関係を説明する。より具体的には、安定発電装置２１の運転効率と発電制御装置３による制御との関係を説明する。運転効率は、自然発電装置１１や安定発電装置２１等の発電装置が発電可能な最大の発電量に対する実際の発電量である。運転効率が低いほど発電施設は電力の生成に関して余力を有する。しかしながら、運転効率が低いことは運転効率が高い場合と比較して発電施設が活用されていないことも意味する。

そのため安定発電装置２１の運転効率は、システム発電量の安定的な供給が可能な範囲内で可能な限り高い運転効率が望ましい。電力の安定的な供給とは、供給される電力の量が常に計画値以上である、という意味である。なお、システム発電量とは、発電システム１００全体で生成する電力の量である。より具体的には、自然発電装置１１、安定発電装置２１及び電池４のそれぞれの発電する電力の和である。

そこで発電制御装置３は、上述した夏場等の自然発電装置１１による発電量の時間軸方向の変動が激しい期間については他の期間よりも安定発電装置２１の運転効率を下げる制御を行う。発電量の時間軸方向の変動が激しい場合、自然発電装置１１は被決定発電推定量の電力を生成できない事態が高い頻度で生じる。

そのような場合、安定発電装置２１が電力の生成に関して余力のある状態にあれば、安定発電装置２１の発電量を増加させることで不足した電力の量を補うことができる。そのため、発電制御装置３は、発電量の時間軸方向の変動が激しい期間については、予め安定発電装置２１の目標の運転効率を下げる制御を行う。

なお、電力の供給先の外部の電力系統は一般に蓄電池等の蓄電装置を備えており、余った電力を蓄電する機能を有する。そのため、発電制御装置３は、自然発電装置１１と安定発電装置２１との合計の発電量がシステム計画値よりも多くなることの発生を防止する制御を行う必要は無い。

＜発電予定期間における発電制御装置３による制御について＞
第１発電予定処理と、第２発電予定処理、予定情報出力処理及び予定決定処理は、発電予定期間の開始前に実行される処理である。発電制御装置３は、発電予定期間の開始前だけでなく発電予定期間中にも動作する。発電予定期間中に発電制御装置３は所定の周期で、モニタリング処理及び補償制御処理を行う。モニタリング処理と補償制御処理とは発電制御処理において実行される処理の一例である。

モニタリング処理は、少なくとも自然発電装置１１の発電量を監視する処理である。より具体的には、モニタリング処理は、自然発電量情報を取得し、取得した自然発電量情報に基づき、自然発電装置１１の発電量が被決定発電推定量未満であるか否かを判定する処理である。

補償制御処理は、モニタリング処理の結果、実自然発電量が被決定発電推定量未満であると判定された場合に、自然発電装置１１の発電量の不足を補償する処理を電力補償装置に実行させる処理である。自然発電装置１１の発電量の不足とは、自然発電量情報が示す発電量（すなわち実自然発電量）と被決定発電推定量との差である。

電力補償装置は、自然発電装置１１以外の電力の出力が可能な装置であって自然環境の状態に依存しにくい発電を行う装置である。電力補償装置は、例えば安定発電装置２１である。電力補償装置は、例えば発電システム１００が電池４を備える場合には、電池４であってもよい。

補償制御処理は、より具体的には、自然発電装置１１の実際の発電量が被決定発電推定量未満である場合に、電力補償装置の動作を制御して、少なくとも被決定発電推定量から実自然発電量を引き算した量（以下「推定誤差」という。）だけ電力補償装置の発生する電力を増加させる処理である。推定誤差は、被決定発電推定量から実自然発電量を引き算した量を示すことができればどのように表現されてもよく、例えば自然発電装置１１の発電量の計画値から自然発電装置１１の実際の発電量を引き算した量の絶対値で示される。

なお実自然発電量が被決定発電推定量未満である場面が生じた場合に、発電制御装置３は、必ずしも安定発電装置２１の発電量を増加させることだけでシステム発電量の推定誤差以上の量の増加を実現する必要は無い。発電制御装置３は、例えば電池４の通電状態をオフからオンにすることで電池４にも電力を出力させ、電池４の出力する電力と安定発電装置２１の発電量の増加との総和がシステム発電量に等しいように安定発電装置２１の動作を制御してもよい。

図３から図７を用いて、自然発電装置１１が太陽光で発電する発電装置であって安定発電装置２１がバイオマスで発電する発電装置である場合における、各発電装置の発電量について説明する。

図３は、実施形態における自然発電装置１１の各月の発電量の推定誤差の大きさの一例を示す図である。図３の横軸は１月から１２月までの各月を表す。図３の縦軸は推定誤差を示す。図３は６月や７月等の夏場は、１２月や１月等の冬場よりも推定誤差が大きいことを示す。

図４は、実施形態における自然発電装置１１の夏場の発電量と冬場の発電量との一例を示す図である。より具体的には、図４は、自然発電装置１１が太陽光で発電する場合を例に夏場の発電量と冬場の発電量との一例を示す図である。図４の横軸は、１日のうちの午前３時から午後９時までの時刻を表す。図４の縦軸は自然発電装置１１の発電量を表す。図４は、夏場の方が冬場よりも自然発電装置１１の発電量が多いことを示す。

図５は、実施形態における安定発電装置２１の夏場の安定発電量と冬場の安定発電量との一例を示す図である。より具体的には、図５は、安定発電装置２１がバイオマスで発電する場合を例に夏場の発電量と冬場の発電量との一例を示す図である。図５の横軸は、１日のうちの午前３時から午後９時までの時刻を表す。図５の縦軸は安定発電装置２１の発電量を表す。

図５は、夏場は安定発電装置２１の発電量が冬場よりも少ない時間帯が存在することを示す。図３に示すように夏場は冬場よりも自然発電装置１１の発電量の変動が大きい。そのため、夏場は自然発電装置１１の発電量が目標よりも低くなる場合がある。そこで、図５が示すように、夏場の安定発電装置２１の発電量については冬場よりも低く設定されている時間帯が存在する。

図６は、実施形態の発電システム１００で生成される夏場のシステム計画値と冬場のシステム計画値との一例を示す図である。より具体的には図６は、図４が示すグラフと図５が示すグラフとの和を示すグラフである。図６の横軸は、１日のうちの午前３時から午後９時までの時刻を表す。図６の縦軸は自然発電装置１１の発電量と安定発電装置２１の発電量との和を表す。図６は、図５に示す制御が行われたことで、夏場も冬場も略同一の発電量が得られたことを示す。

図７は、実施形態の発電システム１００で生成される電力と発電制御装置３の決定した電力との関係の一例を示す図である。図７の横軸は、１日のうちの午前６時から午後６時までの時刻を表す。図７の縦軸は発電量を表す。図７に示す時刻ｔ１以降が、発電予定期間である。図７の“予測値”は、第１発電推定量と第１安定発電候補量との和を表す。図７の“補正値”は、第２発電推定量と第２安定発電候補量との和を表す。図７の“発電実績値”は、実自然発電量を表す。図７の“安定電源予測制御値”は、システム発電量のうちの安定発電装置２１の発電量を表す。図７の“蓄電充放電”は、システム発電量のうちの電池４の発電量を表す。

図３に示したように、自然発電装置１１が太陽光を用いた発電を行う発電装置である場合、夏場は冬場よりも推定誤差が大きい。そのため、第１発電予定処理、第２発電予定処理及び予定決定処理の実行により決定される安定発電量は、図５に示したように夏場の方が冬場よりも少ない。このような、期間に応じた安定発電量の違いは夏場と冬場との関係に限らず、生じる推定誤差が相対的に大きな期間（以下「第１期間」という。）と生じる推定誤差が相対的に小さな期間（以下「第２期間」という。）との関係に共通である。また、このことは安定発電量に限らず通常発電量に共通である。

このように、発電制御装置３は、第１期間における安定発電装置２１の通常発電量が第２期間における安定発電装置２１の通常発電量よりも少ないように安定発電装置２１の動作を制御する。このような処理は、第１発電予定処理と、第２発電予定処理と、予定決定処理と、モニタリング処理と、補償制御処理と、が実行される場合だけに行われる処理ではなく、事前処理と発電制御処理とを行う場合に共通する処理である。

図８は、実施形態における発電制御装置３のハードウェア構成の一例を示す図である。発電制御装置３は、バスで接続されたＣＰＵ（Central Processing Unit）等のプロセッサ９１とメモリ９２とを備える制御部３１を備え、プログラムを実行する。発電制御装置３は、プログラムの実行によって制御部３１、通信部３２、入力部３３、記憶部３４及び出力部３５を備える装置として機能する。

より具体的には、発電制御装置３は、プロセッサ９１が記憶部３４に記憶されているプログラムを読み出し、読み出したプログラムをメモリ９２に記憶させる。プロセッサ９１が、メモリ９２に記憶させたプログラムを実行することによって、発電制御装置３は、制御部３１、通信部３２、入力部３３、記憶部３４及び出力部３５を備える装置として機能する。

制御部３１は、発電制御装置３が備える各種機能部の動作を制御する。制御部３１は、例えば第１発電予定処理を実行する。制御部３１は、例えば第２発電予定処理を実行する。制御部３１は、例えば予定決定処理を実行する。制御部３１は、例えばモニタリング処理を実行する。制御部３１は、例えば補償制御処理を実行する。

制御部３１は、例えば出力部３５の動作を制御する。制御部３１は、例えば出力部３５の動作を制御することで出力部３５に予定情報を出力させる。制御部３１が出力部３５の動作を制御することで出力部３５に予定情報を出力させる処理が、予定情報出力処理の一例である。

制御部３１は、例えば第１発電予定処理、第２発電予定処理、予定決定処理、モニタリング処理又は補償制御処理の実行により生じた各種情報を記憶部３４に記録する。制御部３１は、例えば通信部３２又は入力部３３に入力された各種情報を記憶部３４に記録する。

通信部３２は、発電制御装置３を外部装置に接続するための通信インタフェースを含んで構成される。通信部３２は、有線又は無線を介して外部装置と通信する。外部装置は、例えば自然発電施設１である。外部装置は、例えば安定発電施設２である。外部装置は、例えば第１推定要因情報の送信元の装置である。外部装置は、例えば第２推定要因情報の送信元の装置である。

第１推定要因情報の送信元の装置は、例えば気象庁のサーバーである。第２推定要因情報の送信元の装置は、例えば気象庁のサーバーである。

通信部３２は外部装置との通信によって、外部装置が出力した情報を取得する。外部装置が出力した情報は、例えば自然発電量情報である。自然発電量情報は、自然発電施設１との通信によって取得される。外部装置が出力した情報は、例えば第１推定要因情報である。外部装置が出力した情報は、例えば第２推定要因情報である。通信部３２は外部装置との通信によって通信先の外部装置の動作を制御する信号である制御信号を送信することで、通信先の外部装置の動作を制御する。通信部３２が通信によって動作を制御する外部装置は例えば安定発電装置２１である。

入力部３３は、マウスやキーボード、タッチパネル等の入力装置を含んで構成される。入力部３３は、これらの入力装置を発電制御装置３に接続するインタフェースとして構成されてもよい。入力部３３は、発電制御装置３に対する各種情報の入力を受け付ける。入力部３３には、例えば第１発電予定処理の開始の指示が入力される。入力部３３には、例えば第２発電予定処理の開始の指示が入力される。入力部３３には、例えば予定決定処理の開始の指示が入力される。入力部３３には、例えばモニタリング処理の開始の指示が入力される。

記憶部３４は、磁気ハードディスク装置や半導体記憶装置などのコンピュータ読み出し可能な記憶媒体装置を用いて構成される。記憶部３４は、予め第１関係情報を記憶する。記憶部３４は、予め第２関係情報を記憶する。

記憶部３４は発電制御装置３自体を含む発電システム１００に関する各種情報を記憶する。記憶部３４は、例えば通信部３２又は入力部３３を介して入力された情報を記憶する。記憶部３４は、例えば制御部３１による処理の実行により生じた各種情報を記憶する。

なお、第１推定要因情報、第２推定要因情報又は自然発電量情報は、必ずしも通信部３２だけに入力される必要は無い。第１推定要因情報、第２推定要因情報又は自然発電量情報は、入力部３３に入力されてもよい。

出力部３５は、各種情報を出力する。出力部３５は、例えばＣＲＴ（Cathode Ray Tube）ディスプレイや液晶ディスプレイ、有機ＥＬ（Electro-Luminescence）ディスプレイ等の表示装置を含んで構成される。出力部３５は、これらの表示装置を発電制御装置３に接続するインタフェースとして構成されてもよい。出力部３５は、例えばプリンタを含んで構成されてもよい。出力部３５は、例えば入力部３３に入力された情報を出力する。出力部３５は、例えば制御部３１による処理の実行の結果を表示してもよい。出力部３５は、例えば予定情報を出力する。

図９は、実施形態における制御部３１の機能構成の一例を示す図である。制御部３１は、通信制御部３１０、入力情報取得部３２０、事前処理実行部３３０、発電制御処理実行部３４０、出力制御部３５０及び記憶制御部３６０を備える。

通信制御部３１０は、通信部３２の動作を制御する。入力情報取得部３２０は、入力部３３又は通信部３２に入力された情報を取得する。

事前処理実行部３３０は、事前処理を実行する。事前処理実行部３３０は、例えば事前処理として第１発電予定処理、第２発電予定処理及び予定決定処理を実行する。発電制御処理実行部３４０は、発電制御処理を実行する。発電制御処理実行部３４０は、例えば発電制御処理としてモニタリング処理及び補償制御処理を実行する。

出力制御部３５０は、出力部３５の動作を制御する。出力制御部３５０は、例えば予定情報出力処理を実行する。出力制御部３５０は、予定情報出力処理の実行により出力部３５の動作を制御して、出力部３５に予定情報を出力させる。記憶制御部３６０は、各種情報を記憶部３４に記録する。

以下、説明の簡単のため、事前処理実行部３３０の実行する処理が第１発電予定処理、第２発電予定処理及び予定決定処理である場合を例に、発電制御装置３が実行する処理の流れの一例を説明する。また以下、説明の簡単のため、発電制御処理実行部３４０の実行する処理がモニタリング処理及び補償制御処理である場合を例に発電制御装置３が実行する処理の流れの一例を説明する。また以下、説明の簡単のため、通常発電量が安定発電量である場合を例に発電制御装置３が実行する処理の流れの一例を説明する。

図１０は、実施形態における発電制御装置３が発電予定期間の開始より前に実行する処理の流れの一例を示す第１のフローチャートである。図１０に記載の処理は、第１タイミング条件を満たすタイミング以降のタイミングであって第２タイミング条件を満たすタイミングより前のタイミングに実行される。

入力情報取得部３２０が、通信部３２又は入力部３３に入力された第１推定要因情報を取得する（ステップＳ１０１）。次に、事前処理実行部３３０が第１推定要因情報に基づき、第１推定量と第１安定発電候補量とを取得する（ステップＳ１０２）。次に、出力制御部３５０が出力部３５の動作を制御することで、出力部３５に予定情報を出力させる（ステップＳ１０３）。

図１１は、実施形態における発電制御装置３が発電予定期間の開始より前に実行する処理の流れの一例を示す第２のフローチャートである。ステップＳ２０１の処理はステップＳ１０３の処理の後に実行される。図１１に記載の処理は、第２タイミング条件を満たすタイミング以降のタイミングであって発電予定期間の開始より前のタイミングに実行される。

入力情報取得部３２０が、通信部３２又は入力部３３に入力された第２推定要因情報を取得する（ステップＳ２０１）。次に、事前処理実行部３３０が第２推定要因情報に基づき、第２推定量と第２安定発電候補量とを取得する（ステップＳ２０２）。次に事前処理実行部３３０が、第１推定量と第２推定量との違い（すなわち予定誤差）が所定の基準以下か否かを判定する（ステップＳ２０３）。

なお、第１推定量と第２推定量との違いは、より具体的には、第１発電推定量と第２発電推定量との間の違いと、第１違い推定量と第２違い推定量との間の違いとを含む。所定の基準は、例えば第１推定量と第２推定量との違いは、第１発電推定量と第２発電推定量との間の差のノルムのＫ乗（Ｋは１以上）と第１違い推定量と第２違い推定量との間の差のノルムのＫ乗との和（すなわちノルム二乗和）が所定の値以上、という基準である。

予定誤差が所定の基準以下の場合（ステップＳ２０３：ＹＥＳ）、事前処理実行部３３０は、第１推定量を被決定推定量に決定し、安定発電量を第１安定発電候補量に決定する（ステップＳ２０４）。次に、事前処理実行部３３０は、通信制御部３１０を介して、安定発電装置２１に安定発電量の発電を指示する制御信号を送信する（ステップＳ２０５）。すなわち、ステップＳ２０５の制御において事前処理実行部３３０は、通信制御部３１０を介して、安定発電装置２１の発電量を安定発電量に制御する。

一方、予定誤差が所定の基準より大きい場合（ステップＳ２０３：ＮＯ）、事前処理実行部３３０は、第２推定量を被決定推定量に決定し、安定発電量を第２安定発電候補量に決定する（ステップＳ２０６）。ステップＳ２０６の処理の次にステップＳ２０５の処理が実行される。

図１２は、実施形態における発電制御装置３が発電予定期間中に実行する処理の流れの一例を示すフローチャートである。ステップＳ３０１の処理はステップＳ２０３の処理の後に実行される。図１２に記載の処理は、発電予定期間の開始以降のタイミングに実行される。図１２に記載の処理は、発電予定期間の間、所定の周期で繰り返し実行される。

入力情報取得部３２０が自然発電量情報を取得する（ステップＳ３０１）。次に発電制御処理実行部３４０が、ステップＳ３０１で取得された自然発電量情報が示す実自然発電量がステップＳ２０４又はステップＳ２０６で決定された被決定発電推定量未満か否かを判定する（ステップＳ３０２）。

実自然発電量が被決定発電推定量未満である場合（ステップＳ３０２：ＹＥＳ）、発電制御処理実行部３４０は通信制御部３１０を介して、安定発電装置２１に発電量の増加を指示する制御信号を送信する（ステップＳ３０３）。すなわち、ステップＳ３０３の制御において発電制御処理実行部３４０は、通信制御部３１０を介して、安定発電装置２１の発電量を安定発電量よりも増加させる制御を行う。その次に新たなステップＳ３０１の処理が開始される。

一方、実自然発電量が被決定発電推定量以上である場合（ステップＳ３０２：ＮＯ）、処理が終了する。そのため安定発電装置２１の発電量は安定発電量である。発電予定期間中の処理の終了は、新たなステップＳ３０１の開始を意味する。

このように構成された実施形態における発電制御装置３は、事前処理実行部３３０と発電制御処理実行部３４０とを備えるため、発電予定期間において自然発電装置１１の実際の発電量が被決定発電推定量よりも少ない場合に安定発電装置２１の発電量を増加させることができる。したがって、発電制御装置３は、自然エネルギーを用いた発電を併用する発電によって生み出される電力量の低下を抑制することができる。

また、このように構成された実施形態における発電制御装置３は、事前処理実行部３３０と発電制御処理実行部３４０とを備えるため、システム発電量がシステム計画値を下回る頻度を抑制することができる。そのため、発電制御装置３は自然エネルギーを用いた発電を併用する発電によって生み出される電力量が目標に達しない事態の発生を抑制することができる。

またこのように構成された実施形態における発電制御装置３は、事前処理実行部３３０と発電制御処理実行部３４０とを備えるため、自然発電装置１１及び安定発電装置２１の運転効率の低下を抑制することもできる。すなわち、発電制御装置３は、自然発電装置１１と安定発電装置２１とを有効に活用することもできる。

また、このように構成された実施形態の発電システム１００は事前処理実行部３３０と発電制御処理実行部３４０とを備える。そのため、発電システム１００は自然エネルギーを用いた発電を併用する発電によって生み出される電力量の低下を抑制することができる。また、発電システム１００は自然エネルギーを用いた発電を併用する発電によって生み出される電力量が目標に達しない事態の発生を抑制することができる。また、発電システム１００は自然発電装置１１と安定発電装置２１とを有効に活用することもできる。

（変形例）
なお、自然環境情報は、自然発電装置１１の位置を示す情報を含んでもよい。例えば太陽光の強さは天候が快晴であったとしても、地域によって自然発電装置１１の受光可能な光の強度は異なる。このように自然エネルギーは、自然発電装置１１の存在する位置に応じて異なる場合がある。したがって、事前処理において自然発電装置１１の位置を示す情報に基づいた自然発電装置１１の発電量の推定が行われる場合、自然発電装置１１の位置を示す情報には基づかない推定よりも高い精度の推定結果が得られる。

なお、図３に示したように、自然発電装置１１が太陽光を用いた発電を行う発電装置である場合、夏場は冬場よりも推定誤差が大きい。そのため、事前処理実行部３３０による事前処理の実行により決定される通常発電量は、図５に示したように夏場の方が冬場よりも少ない。このような、期間に応じた通常発電量の違いは、夏場と冬場との関係に限らず生じる推定誤差が相対的に大きな期間（以下「第１期間」という。）と生じる推定誤差が相対的に小さな期間（以下「第２期間」という。）との関係に共通である。このように、事前処理実行部３３０は、第１期間における安定発電装置２１の通常発電量が第２期間における安定発電装置２１の通常発電量よりも少ないように、事前処理実行部３３０は安定発電装置２１の動作を制御する。

なお通常発電量は、必ずしも安定発電量である必要は無い。通常発電量は、安定発電量よりも低い電力量であってもよい。

なお、事前処理実行部３３０は、日付、時刻又は年等のタイミングを示す情報（以下「時計情報」という。）を取得する処理を実行してもよい。時計情報を取得する処理は、例えば事前処理実行部３３０自体が数をカウントする処理を実行することで取得される。事前処理実行部３３０は、取得した時計情報の示すタイミングが予め定められた第１期間から第２期間への移行のタイミングであった場合に、安定発電装置２１の通常発電量を第１期間の通常発電量から第２期間の通常発電量に変更してもよい。

なお、バイオマスを用いた発電は１日に所定の回数の発電量の変更を行うと発電効率が悪化する特性を有する。所定の回数は例えば２回又は３回である。そのため、安定発電装置２１がバイオマスを用いた発電を行う場合であって、発電制御処理実行部３４０は安定発電装置２１の発電量を増加させる処理を所定の回数まで行った後に更に自然発電装置１１の発電量が不足した場合には、代替補償処理を行ってもよい。代替補償処理は、安定発電装置２１の発電量を増加させる代わりに、電池４等の安定発電装置２１以外の他の電力補償装置の発電量を、自然発電装置１１の発電量の不足を補う量まで増加させる処理である。

なお、バイオマスを用いた発電の場合、発電量が所定の量に達するまでに３０分等の時間を要する場合がある。そこで、安定発電装置２１がバイオマスを用いた発電を行う場合に、発電制御処理実行部３４０は、安定発電装置２１の発電量が所定の量に達するまでに間は電池４に出力させてもよい。

なお、発電量の低下とは、例えば発電実績値と前日計画値との差異である。なお、計画値は、目標量の一例である。そのため、前日計画値は目標量の一例である。

なお、制御部３１は、さらに、発電予定期間が前記第１期間及び第２期間のいずれであるのかを判別する判別部３７０を備えてもよい。以下、判別部３７０を備える制御部３１を制御部３１ａという。

図１３は、変形例における制御部３１ａの機能構成の一例を示す図である。以下、説明の簡単のため図９に記載の各機能部と同様の機能を有するものについては、図９と同じ符号を付すことで説明を省略する。制御部３１ａは、判別部３７０を備える点と、事前処理実行部３３０に代えて事前処理実行部３３０ａを備える点とで制御部３１と異なる。事前処理実行部３３０ａは、事前処理実行部３３０が実行する処理にくわえてさらに、以下の判別依存結果処理を実行する。

判別結果依存処理は、判別部３７０の判別結果に応じ、第１判別発電量が第２判別発電量よりも少ないように安定発電装置２１の動作を制御する処理である。第１判別発電量は、判別部３７０により発電予定期間が第１期間であると判別された場合における安定発電装置２１の通常発電量である。第２判別発電量は、判別部３７０により発電予定期間が第２期間であると判別された場合における安定発電装置２１の通常発電量である。

なお出力部３５は、第１期間及び第２期間のいずれに発電予定期間が対応するのかを示す情報を、通常発電量を示す情報とともに出力してもよい。例えば出力部３５が表示を行う場合、第１期間及び第２期間のいずれに発電予定期間が対応するのかを示す情報と通常発電量を示す情報との出力の形式は表示である。出力部３５が表示を行う場合、出力制御部３５０は例えば出力部３５の表示を制御する。出力部３５は表示部の一例である。出力制御部３５０は、表示制御部の一例である。

なお、発電制御装置３は、ネットワークを介して通信可能に接続された複数台の情報処理装置を用いて実装されてもよい。この場合、発電制御装置３が備える各機能部は、複数の情報処理装置に分散して実装されてもよい。

なお、自然発電装置１１と安定発電装置２１とは必ずしも異なる発電施設が備える必要は無い。自然発電装置１１と安定発電装置２１とは１つの発電施設に備えられていてもよい。

なお、発電制御装置３の各機能の全て又は一部は、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）やＰＬＤ（Programmable Logic Device）やＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）等のハードウェアを用いて実現されてもよい。プログラムは、コンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録されてもよい。コンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、例えばフレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ－ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置である。プログラムは、電気通信回線を介して送信されてもよい。

以上、この発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。

１００…発電システム、 １…自然発電施設、 ２…安定発電施設、 ３…発電制御装置、 ４…電池、 １１…自然発電装置、 １２…センサ、 １３…通信装置、 ２１…安定発電装置、 ２２…通信装置、 ３１、３１ａ…制御部、 ３２…通信部、 ３３…入力部、 ３４…記憶部、 ３５…出力部、 ３１０…通信制御部、 ３２０…入力情報取得部、 ３３０、３３０ａ…事前処理実行部、 ３４０…発電制御処理実行部、 ３５０…出力制御部、 ３６０…記憶制御部、 ３７０…判別部、 ９１…プロセッサ、 ９２…メモリ

Claims (14)

1. 自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、前記自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置であって、
   前記自然発電装置及び前記安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における前記自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に前記計画値から前記発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、前記安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、前記安定発電装置の発電量を前記発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行部と、
   前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行部と、
   を備え、
   前記事前処理実行部は、前記事前処理実行部において決定された前記安定発電装置の発電量を通常発電量とし、前記自然発電装置の発電量の計画値から前記自然発電装置の過去の実際の発電量を引き算した量を推定誤差として、推定誤差が相対的に大きな期間である第１期間における前記安定発電装置の通常発電量が、推定誤差が相対的に小さな期間である第２期間における前記安定発電装置の通常発電量よりも少ないように前記安定発電装置の動作を制御する、
   発電制御装置。
2. 自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、前記自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置であって、
   前記自然発電装置及び前記安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における前記自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に前記計画値から前記発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、前記安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、前記安定発電装置の発電量を前記発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行部と、
   前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行部と、
   を備え、
   前記事前処理実行部において決定された前記安定発電装置の発電量を通常発電量として、前記通常発電量は、前記自然発電装置の過去の実際の発電量と前記自然発電装置の発電量の計画値との差を、前記安定発電装置の発電可能な最大の発電量から、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の発電量から、引き算した量である安定発電量よりも少ない、
   発電制御装置。
3. 自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、前記自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置であって、
   前記自然発電装置及び前記安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における前記自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に前記計画値から前記発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、前記安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、前記安定発電装置の発電量を前記発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行部と、
   前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行部と、
   前記発電予定期間が、前記自然発電装置の発電量の計画値から前記自然発電装置の過去の実際の発電量を引き算した量である推定誤差が相対的に大きな期間である第１期間と推定誤差が相対的に小さな期間である第２期間とのいずれであるのかを判別する判別部と、
   を備え、
   前記事前処理実行部は、前記事前処理実行部において決定された前記安定発電装置の発電量を通常発電量とし、前記判別部の判別結果に応じ、前記判別部により前記発電予定期間が前記第１期間であると判別された場合における前記安定発電装置の通常発電量が、前記判別部により前記発電予定期間が前記第２期間であると判別された場合における前記安定発電装置の通常発電量よりも、少ないように前記安定発電装置の動作を制御する、
   発電制御装置。
4. 自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、前記自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置であって、
   前記自然発電装置及び前記安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における前記自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に前記計画値から前記発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、前記安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、前記安定発電装置の発電量を前記発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行部と、
   前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行部と、
   前記事前処理実行部において決定された前記安定発電装置の発電量を通常発電量とし、前記自然発電装置の発電量の計画値から前記自然発電装置の過去の実際の発電量を引き算した量を推定誤差とし、推定誤差が相対的に大きな期間を第１期間とし、推定誤差が相対的に小さな期間を第２期間として、前記第１期間及び前記第２期間のいずれに前記発電予定期間が対応するのかを示す情報を、前記通常発電量を示す情報とともに、表示部に表示させる表示制御部と、
   を備える発電制御装置。
5. 前記発電予定期間が前記第１期間及び前記第２期間のいずれであるのかを判別する判別部、
   を更に備え、
   前記事前処理実行部は、前記判別部の判別結果に応じ、前記判別部により前記発電予定期間が前記第１期間であると判別された場合における前記安定発電装置の通常発電量が、前記判別部により前記発電予定期間が前記第２期間であると判別された場合における前記安定発電装置の通常発電量よりも、少ないように前記安定発電装置の動作を制御する、
   請求項１に記載の発電制御装置。
6. 前記推定誤差は、前記自然発電装置の発電量の計画値から前記自然発電装置の過去の実際の発電量を引き算した量の絶対値で示される、
   請求項１又は５に記載の発電制御装置。
7. 前記事前処理実行部において決定された前記安定発電装置の発電量を通常発電量として、前記通常発電量を示す情報を出力する出力部、
   を備える請求項１から６のいずれか一項に記載の発電制御装置。
8. 前記安定発電装置はバイオマスを用いた発電を行う、
   請求項１から７のいずれか一項に記載の発電制御装置。
9. 電力を出力可能な電池、
   を備え、
   前記発電制御処理実行部は、前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記電池に出力させる、
   請求項１から８のいずれか一項に記載の発電制御装置。
10. 自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、前記自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置が実行する発電制御方法であって、
    前記自然発電装置及び前記安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における前記自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に前記計画値から前記発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、前記安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、前記安定発電装置の発電量を前記発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行ステップと、
    前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行ステップと、
    を有し、
    前記事前処理実行ステップでは、前記事前処理実行ステップにおいて決定された前記安定発電装置の発電量を通常発電量とし、前記自然発電装置の発電量の計画値から前記自然発電装置の過去の実際の発電量を引き算した量を推定誤差として、推定誤差が相対的に大きな期間である第１期間における前記安定発電装置の通常発電量が、推定誤差が相対的に小さな期間である第２期間における前記安定発電装置の通常発電量よりも少ないように前記安定発電装置の動作を制御する、
    発電制御方法。
11. 自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、前記自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置が実行する発電制御方法であって、
    前記自然発電装置及び前記安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における前記自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に前記計画値から前記発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、前記安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、前記安定発電装置の発電量を前記発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行ステップと、
    前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行ステップと、
    を有し、
    前記事前処理実行ステップにおいて決定された前記安定発電装置の発電量を通常発電量として、前記通常発電量は、前記自然発電装置の過去の実際の発電量と前記自然発電装置の発電量の計画値との差を、前記安定発電装置の発電可能な最大の発電量から、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の発電量から、引き算した量である安定発電量よりも少ない、
    発電制御方法。
12. 自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、前記自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置が実行する発電制御方法であって、
    前記自然発電装置及び前記安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における前記自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に前記計画値から前記発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、前記安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、前記安定発電装置の発電量を前記発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行ステップと、
    前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行ステップと、
    前記発電予定期間が、前記自然発電装置の発電量の計画値から前記自然発電装置の過去の実際の発電量を引き算した量である推定誤差が相対的に大きな期間である第１期間と推定誤差が相対的に小さな期間である第２期間とのいずれであるのかを判別する判別ステップと、
    を有し、
    前記事前処理実行ステップは、前記事前処理実行ステップにおいて決定された前記安定発電装置の発電量を通常発電量とし、前記判別ステップの判別結果に応じ、前記判別ステップにより前記発電予定期間が前記第１期間であると判別された場合における前記安定発電装置の通常発電量が、前記判別ステップにより前記発電予定期間が前記第２期間であると判別された場合における前記安定発電装置の通常発電量よりも、少ないように前記安定発電装置の動作を制御する、
    発電制御方法。
13. 自然エネルギーを用いた発電を行う自然発電装置と、前記自然発電装置よりも安定して発電を行う安定発電装置と、を制御する発電制御装置が実行する発電制御方法であって、
    前記自然発電装置及び前記安定発電装置による発電が行われる期間である発電予定期間における前記自然発電装置の発電量が計画値よりも少ない場合に前記計画値から前記発電量を引き算した量の電力を生成可能なように、前記安定発電装置の発電可能な最大の電力の量よりも少ない量に、又は、前記安定発電装置の発電可能な定格の電力の量よりも少ない量に、前記安定発電装置の発電量を前記発電予定期間の開始より前に決定する事前処理実行ステップと、
    前記発電予定期間において前記自然発電装置の発電量が前記計画値よりも少ない場合に、前記安定発電装置の発電量を増加させる発電制御処理実行ステップと、
    前記事前処理実行ステップにおいて決定された前記安定発電装置の発電量を通常発電量とし、前記自然発電装置の発電量の計画値から前記自然発電装置の過去の実際の発電量を引き算した量を推定誤差とし、推定誤差が相対的に大きな期間を第１期間とし、推定誤差が相対的に小さな期間を第２期間として、前記第１期間及び前記第２期間のいずれに前記発電予定期間が対応するのかを示す情報を、前記通常発電量を示す情報とともに、表示部に表示させる表示制御ステップと、
    を有する、
    発電制御方法。
14. 請求項１から請求項９のいずれか一項に記載の発電制御装置としてコンピュータを機能させるためのプログラム。

Images