JP7263555B2 - 電力制御システム、電力制御装置、電力制御用コンピュータプログラム、および電力制御方法 - Google Patents

Description

本実施形態は、自然エネルギーにより発電を行う自然エネルギー発電装置の出力電力の制御を行う電力制御システム、電力制御装置、電力制御用コンピュータプログラム、および電力制御方法に関する。

近年、太陽光発電、風力発電などの自然エネルギーにより発電を行う自然エネルギー発電装置の導入が進んでいる。電力系統に、多数の自然エネルギー発電装置が接続される。自然エネルギー発電装置を含む電力系統の制御を行う電力制御システムが知られている。

特開２００６－２０４０８１号公報 特開２０１６－２０８７２３号公報

近年、太陽光発電、風力発電などの多数の自然エネルギー発電装置が、電力系統に接続されるようになった。多数の自然エネルギー発電装置を含む電力系統においても、火力、水力、原子力等の発電装置および自然エネルギー発電装置から出力される供給電力と、負荷から要求される需要電力とが一致するように、電力制御が行われることが望ましい。

しかしながら、電力系統に接続される太陽光発電、風力発電などの多数の自然エネルギー発電装置が増加することにより、電力制御における電力系統の同期安定性や電圧安定性が低下することが予測される。

太陽光発電、風力発電などの自然エネルギー発電装置の出力電力は、日射や風速等の気象条件の影響を受けて時々刻々変動する。また火力、水力、原子力等の発電装置、自然エネルギー発電装置の出力電力の応答速度特性は、それぞれ異なる。このため、火力、水力、原子力等の発電装置および自然エネルギー発電装置から出力される電力どうしが互いに干渉し、安定的な制御を行うことが難しい場合があるとの問題点があった。電力系統の安定的な制御が行われない場合、負荷に供給される電力の品質が低下する可能性がある。

本実施形態は、自然エネルギー発電装置を含む電力系統を、安定的に制御することができる電力制御システム、電力制御装置、電力制御用コンピュータプログラム、および電力制御方法を提供することを目的とする。

本実施形態の電力制御システムは、次のような構成を有することを特徴とする。
（１）自然エネルギーにより発電を行い電力系統に電力を供給する自然エネルギー発電装置。
（２）以下の構成を備えた電力制御装置。
（２－１）前記自然エネルギー発電装置から出力される最大電力を検出する最大電力検出手段。
（２－２）前記電力系統の電力に関する系統情報を検出する系統情報検出手段。
（２－３）前記最大電力検出手段により検出された前記最大電力、および前記系統情報検出手段により検出された前記系統情報に基づき、前記自然エネルギー発電装置に出力させる、前記最大電力以下である出力電力を算出し指示する出力電力指令手段。
（２－４）前記系統情報検出手段により検出された前記系統情報に基づき、前記電力系統の電力が予め定められた第１の周波数範囲未満であると判断した場合、前記出力電力指令手段は、前記自然エネルギー発電装置に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う。

第１実施形態にかかる電力制御システムの構成を示すブロック図 第１実施形態にかかる電力制御装置の構成を示すブロック図 第１実施形態にかかる自然エネルギー発電装置の構成を示すブロック図 第１実施形態にかかる電力制御装置のプログラムフローを示す図 第１実施形態にかかる自然エネルギー発電装置のＭＰＰＴ（最大電力ポイントトラッキング）にかかる動作を説明する図 第１実施形態にかかる電力制御装置による目標電力の算出方法を説明する図 第１実施形態にかかる電力制御装置による目標電力の別の算出方法を説明する図 第１実施形態にかかる電力制御装置による自然エネルギー発電装置の制御を説明する図 第１実施形態にかかる自然エネルギー発電装置の出力を説明する図 第１実施形態の変形例にかかる自然エネルギー発電装置の出力を説明する図 第１実施形態の変形例にかかる自然エネルギー発電装置の出力電力と、火力、水力、原子力等の発電装置の出力電力との関係を説明する図 他の実施形態にかかる電力制御システムの構成を示すブロック図

本実施形態にかかる電力制御システム１において、以下の信号、データ、情報が、入力、出力、記憶される。
出力電力情報Ａ１（自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１の情報）
最大電力情報Ａ２（自然エネルギー発電装置３の最大電力Ｐ２の情報）
系統情報Ｂ１（電力測定装置４から送信される電力系統９の電力の情報）
系統情報Ｂ２（センタ装置８から送信される電力系統９の電力の情報）
上位指令Ｃ１（センタ装置８から送信される指令）
目標電力指令Ｄ１（自然エネルギー発電装置３に対する目標電力Ｐ３の指令）
測定対象選択情報Ｅ１（最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置の情報）
指令対象選択情報Ｅ２（目標電力指令Ｄ１の指令対象となる自然エネルギー発電装置の情報）
出力電力Ｐ１（自然エネルギー発電装置３から出力された電力）
最大電力Ｐ２（自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力）
目標電力Ｐ３（自然エネルギー発電装置３に出力させる目標となる電力）
差分電力Ｐ４（最大電力Ｐ２と出力電力Ｐ１との差分にかかる電力）
自然エネルギー発電装置に対し送信される目標電力指令Ｄ１のうち、出力電力を減少させる指示を自然エネルギー出力電力抑制指示と呼ぶ。

［１．第１実施形態］
［１－１．構成］
図１～図３を参照して本実施形態の一例として、電力制御システム１について説明する。本実施形態において、同一構成の装置や部材が複数ある場合にはそれらについて同一の番号を付して説明を行い、また、同一構成の個々の装置や部材についてそれぞれを説明する場合に、共通する番号にアルファベットの添え字を付けることで区別する。

（電力制御システム１の構成）
電力制御システム１は、一例として電力制御装置２、６つの自然エネルギー発電装置３、６つの電力測定装置４を有する。６つの自然エネルギー発電装置３ａ、３ｂ、３ｃ、３ｄ，３ｅ、３ｆは、ケーブル７を介し電力系統９と電気的に接続される。６つの電力測定装置４ａ、４ｂ、４ｃ、４ｄ、４ｅ、４ｆはそれぞれ自然エネルギー発電装置３ａ、３ｂ、３ｃ、３ｄ，３ｅ、３ｆに電気的に接続され配置される。

電力制御装置２は、通信線５ａを介し電力測定装置４ａ、４ｂ、４ｃ、４ｄ、４ｅ、４ｆに接続される。また、電力制御装置２は、通信線５ｂを介し自然エネルギー発電装置３ａ、３ｂ、３ｃ、３ｄ，３ｅ、３ｆに接続される。さらに電力制御装置２は、通信線５ｃを介し上位の制御装置であるセンタ装置８に接続される。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１の情報である出力電力情報Ａ１、および電力系統９の電力の情報である系統情報Ｂ１を、電力測定装置４から通信線５ａを介し受信する。電力制御装置２は、電力系統９の電力の情報である系統情報Ｂ２、および上位指令Ｃ１をセンタ装置８から通信線５ｃを介し受信する。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２の情報である最大電力情報Ａ２を、自然エネルギー発電装置３から通信線５ｂを介し受信する。電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に出力させる目標電力Ｐ３の指令である目標電力指令Ｄ１を、通信線５ｂを介し自然エネルギー発電装置３に送信する。

自然エネルギー発電装置３は、再生可能エネルギーである太陽光または風力を受け電力を発電する電源装置である。本実施形態にかかる電力制御システム１は、一例として太陽光発電装置である自然エネルギー発電装置３ａ、３ｂ、３ｃ、３ｄ、３ｅ、３ｆを有する。自然エネルギー発電装置３ａ、３ｂ、３ｃ、３ｄ、３ｅ、３ｆは、ケーブル７により電気的に並列に接続される。自然エネルギー発電装置３ａ、３ｂ、３ｃ、３ｄ、３ｅ、３ｆは、ケーブル７を介し電力系統９に発電した電力を供給する。自然エネルギー発電装置３は、屋外の太陽光発電サイト等に設置される。

また、自然エネルギー発電装置３は、通信線５ｂを介し電力制御装置２に接続される。自然エネルギー発電装置３は、図３に示すように発電部３１、電力変換部３２、制御部３３により構成される。発電部３１は、太陽光パネルにより構成され、受けた太陽光を直流電力に変換する。変換された直流電力は、電力変換部３２に供給される。発電部３１は、風力発電ユニットにより構成されていてもよい。

電力変換部３２は、スイッチング素子を有するインバータ等の変換回路により構成される。電力変換部３２は、発電部３１により発電された直流電力を出力電力Ｐ１にかかる交流電力に変換する。変換された出力電力Ｐ１にかかる交流電力は、ケーブル７を介し電力系統９に供給される。電力変換部３２は、制御部３３に制御される。

制御部３３は、マイクロコンピュータ等の制御回路により構成される。制御部３３は、通信線５ｂを介し、電力制御装置２から、自然エネルギー発電装置３に対する目標電力Ｐ３の指令である目標電力指令Ｄ１を受信する。制御部３３は、目標電力指令Ｄ１に基づき、電力変換部３２から出力される出力電力Ｐ１の制御を行う。

また、制御部３３は、電力変換部３２を制御するソフトウェアにより構成された最大電力測定モジュールＮ１を内蔵する。最大電力測定モジュールＮ１により、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２が検出される。最大電力Ｐ２は、自然エネルギー発電装置３の出力電圧を逐次変化させ、最大となる電力を検出するＭＰＰＴ（最大電力ポイントトラッキング）により検出される。自然エネルギー発電装置３ごとの最大電力Ｐ２は、通信線５ｂを介し電力制御装置２に送信される。

電力測定装置４は、電力、電圧、電流、周波数を測定する回路により構成された電力測定装置である。電力測定装置４は、通信線５ａを介し電力制御装置２に接続される。電力測定装置４は、自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１、出力電圧Ｖ１を測定し、自然エネルギー発電装置３の出力電力の情報である出力電力情報Ａ１として、電力制御装置２に送信する。また、電力測定装置４は、電力系統９の周波数ｆを測定し、電力系統９の電力の情報である系統情報Ｂ１として、電力制御装置２に送信する。

電力測定装置４ａ～４ｆが自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆに、それぞれ電気的に接続され配置される。電力測定装置４ａは、自然エネルギー発電装置３ａから出力された出力電力Ｐ１ａ、出力電圧Ｖ１ａを測定し、出力電力情報Ａ１ａとして、電力制御装置２に送信する。電力測定装置４ｂ～４ｆは、それぞれ自然エネルギー発電装置３ｂ～３ｆから出力された出力電力Ｐ１ｂ～Ｐ２ｆ、出力電圧Ｖ１ｂ～Ｖ１ｆを測定し、出力電力情報Ａ１ｂ～Ａ１ｆとして、電力制御装置２に送信する。

センタ装置８は、コンピュータ等により構成された上位の制御装置である。センタ装置８は、通信線５ｃを介し電力制御装置２に接続される。センタ装置８は、電力系統の監視制御を行う給電指令所、系統制御所、集中制御所などの指令室等に設置される。センタ装置８は、電力系統９の電力の情報である系統情報Ｂ２、自然エネルギー発電装置３に対する指令である上位指令Ｃ１を、各太陽光発電サイト等に配置された複数の電力制御装置２に送信し、各太陽光発電サイト等の発電電力の制御を行う。系統情報Ｂ２には、電力系統９の電圧、電流、周波数等の情報、電力系統９の需要電力、供給電力に関する情報が含まれる。

通信線５ａ、５ｂ、５ｃは、専用線、インターネット等の通信回線、電話回線等の通信回線により構成される。通信線５ａにより電力測定装置４と電力制御装置２との間の通信が行われる。通信線５ｂにより電力制御装置２と自然エネルギー発電装置３との間の通信が行われる。通信線５ｃにより電力制御装置２とセンタ装置８との間の通信が行われる。

ケーブル７は、電力ケーブルにより構成される。ケーブル７は、自然エネルギー発電装置３と電力系統９とを電気的に接続する。ケーブル７は、自然エネルギー発電装置３から出力された電力を電力系統９に供給する。

電力系統９は、交流電力を供給する電力供給網である。電力系統９は、自然エネルギー発電装置３から出力された電力、および火力、水力、原子力等の発電装置（図中不示）により発電された電力を需要家に供給する。

（電力制御装置２の構成）
電力制御装置２は、コンピュータ等により構成された装置である。電力制御装置２は、太陽光発電サイト等の監視制御を行う電力管理室等に設置される。電力制御装置２は、通信線５ａを介し電力測定装置４ａ、４ｂ、４ｃ、４ｄ、４ｅ、４ｆに接続される。また、電力制御装置２は、通信線５ｂを介し自然エネルギー発電装置３ａ、３ｂ、３ｃ、３ｄ、３ｅ、３ｆに接続される。さらに電力制御装置２は、通信線５ｃを介し上位の制御装置であるセンタ装置８に接続される。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１の情報である出力電力情報Ａ１、および電力系統９の電力の情報である系統情報Ｂ１を電力測定装置４から受信する。電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２にかかる最大電力情報Ａ２を、自然エネルギー発電装置３から受信する。電力制御装置２は、系統情報Ｂ２、上位指令Ｃ１をセンタ装置８から受信する。電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に出力させる目標となる電力である目標電力Ｐ３の指令である目標電力指令Ｄ１を自然エネルギー発電装置３に送信する。

電力制御装置２は、図２に示すように通信部２１、通信部２２、通信部２３、出力部２４、記憶部２５、演算部２６を有する。

通信部２１は、専用線、インターネット、電話回線等の通信回線との通信インタフェースにより構成される。通信部２１は、電力制御装置２の内部において演算部２６に接続される。

また、通信部２１は、通信線５ａを介し電力測定装置４ａ～４ｆに接続される。通信部２１は、電力測定装置４ａ～４ｆのうち選択された電力測定装置４から、出力電力情報Ａ１を受信する。出力電力情報Ａ１には、電力測定装置４に接続された自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１、出力電圧Ｖ１に関する情報が含まれる。

また、通信部２１は、電力測定装置４ａ～４ｆのうち選択された電力測定装置４から、電力系統９の電力の情報である系統情報Ｂ１を受信する。系統情報Ｂ１には、電力系統９の電力にかかる周波数ｆ１に関する情報が含まれる。

通信部２２は、専用線、インターネット、電話回線等の通信回線との通信インタフェースにより構成される。通信部２２は、電力制御装置２の内部において演算部２６に接続される。通信部２２は、通信線５ｃを介しセンタ装置８に接続される。通信部２２は、センタ装置８から、系統情報Ｂ２、上位指令Ｃ１を受信する。上位指令Ｃ１には、自然エネルギー発電装置３の出力電力を増加、減少させる指令、および増加量または減少量が含まれる。

通信部２３は、専用線、インターネット、電話回線等の通信回線との通信インタフェースにより構成される。通信部２３は、電力制御装置２の内部において演算部２６に接続される。また、通信部２３は、通信線５ｂを介し自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆに接続される。

通信部２３は、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち選択された自然エネルギー発電装置３から、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２の情報である最大電力情報Ａ２を受信する。通信部２３は、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち選択された自然エネルギー発電装置３に対し、自然エネルギー発電装置３に出力させる目標電力Ｐ３の指令である目標電力指令Ｄ１を送信する。

出力部２４は、表示装置、プリンタ、通信インタフェース等により構成される。出力部２４は、電力制御装置２の内部において演算部２６に接続される。出力部２４は、自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１と、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２との差分である差分電力Ｐ４を、表示、プリント、通信電文により出力する。

記憶部２５は、半導体メモリやハードディスクのような記憶媒体にて構成される。記憶部２５は、電力制御装置２の内部において演算部２６に接続される。記憶部２５は、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２の情報である最大電力情報Ａ２、電力系統９の電力の情報である系統情報Ｂ１、系統情報Ｂ２、自然エネルギー発電装置３に対する目標電力Ｐ３の指令である目標電力指令Ｄ１を、自然エネルギー発電装置３ごとに逐次記憶する。

また記憶部２５は、最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３の情報である測定対象選択情報Ｅ１、目標電力指令Ｄ１の指令対象となる自然エネルギー発電装置３の情報である指令対象選択情報Ｅ２を記憶する。記憶部２５に対するデータの書き込み、読み出しは、演算部２６により制御される。

演算部２６は、コンピュータに内蔵されたＣＰＵ等により構成される。演算部２６は、電力制御装置２の内部において通信部２１、通信部２２、通信部２３、出力部２４、記憶部２５に接続される。演算部２６は、以下の制御を行う。

（イ）通信部２１に対する制御
演算部２６は、通信部２１を制御し、電力測定装置４から自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１の情報である出力電力情報Ａ１、電力系統９の電力の情報である系統情報Ｂ１を受信する。

（ロ）通信部２２に対する制御
演算部２６は、通信部２２を制御し、センタ装置８から系統情報Ｂ２、上位指令Ｃ１を受信する。

（ハ）通信部２３に対する制御
演算部２６は、通信部２３を制御し、自然エネルギー発電装置３から自然エネルギー発電装置３の最大電力Ｐ２の情報である最大電力情報Ａ２を受信する。演算部２６は、通信部２３を制御し、自然エネルギー発電装置３に自然エネルギー発電装置３に対する目標電力Ｐ３の指令である目標電力指令Ｄ１を送信する。

（ニ）出力部２４に対する制御
演算部２６は、出力部２４を制御し、自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１と自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２との差分である差分電力Ｐ４を、表示、プリント、通信電文により出力させる。

（ホ）記憶部２５に対する制御
演算部２６は、記憶部２５を制御し、最大電力情報Ａ２、系統情報Ｂ１、系統情報Ｂ２、目標電力指令Ｄ１、測定対象選択情報Ｅ１、指令対象選択情報Ｅ２の、書込みおよび読み出しを行う。

（へ）演算部２６における演算
演算部２６は、ソフトウェアにより構成された出力調整モジュールＭ１、差分算出モジュールＭ２、測定対象選択モジュールＭ３、指令対象選択モジュールＭ４、系統情報検出モジュールＭ５を内蔵する。

演算部２６は、出力調整モジュールＭ１により、自然エネルギー発電装置３に出力させる目標電力Ｐ３を算出する。目標電力Ｐ３は、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち選択された自然エネルギー発電装置３について算出され、目標電力指令Ｄ１により選択された自然エネルギー発電装置３に指示される。

演算部２６は、系統情報検出モジュールＭ５により、電力系統９の電力に関する系統情報Ｂ１、Ｂ２を検出する。系統情報Ｂ１は、自然エネルギー発電装置３の制御部３３から送信される。系統情報Ｂ２は、センタ装置８から送信される。

演算部２６は、差分算出モジュールＭ２により、自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１と自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２との差分である差分電力Ｐ４を算出する。算出された差分電力Ｐ４は、表示、プリント、通信電文により出力部２４から出力される。

演算部２６は、測定対象選択モジュールＭ３により、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち、出力することが可能な最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３を選択する。最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３は、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆから単数または複数選択され、測定対象選択情報Ｅ１として記憶部２５に記憶される。また、測定対象選択情報Ｅ１に基づき、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち選択された自然エネルギー発電装置３から、最大電力Ｐ２の情報である最大電力情報Ａ２を受信する。

演算部２６は、指令対象選択モジュールＭ４により、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち、目標電力指令Ｄ１の指令対象となる自然エネルギー発電装置３を選択する。目標電力指令Ｄ１の指令対象となる自然エネルギー発電装置３は、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆから単数または複数選択され、指令対象選択情報Ｅ２として記憶部２５に記憶される。また、指令対象選択情報Ｅ２に基づき、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち選択された自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力Ｐ３の指令である目標電力指令Ｄ１が送信される。

以上が、電力制御システム１の構成である。

［１－２．作用］
次に、図１～９に基づき本実施形態の電力制御システム１および電力制御装置２の動作の概要を説明する。図４は電力制御装置２に内蔵されたプログラムのフローを示す図である。図４に示すプログラムは、電力制御装置２の演算部２６に内蔵される。

電力制御システム１において、自然エネルギー発電装置３は、自然エネルギーにより発電を行い電力系統９に電力を供給する。自然エネルギー発電装置３の制御部３３は、最大電力測定モジュールＮ１を内蔵する。自然エネルギー発電装置３の制御部３３は、最大電力測定モジュールＮ１により、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２の測定を行い、最大電力Ｐ２を最大電力情報Ａ２に含め電力制御装置２に送信する。

自然エネルギー発電装置３の制御部３３は、最大電力測定モジュールＮ１により電力変換部３２から出力される電力にかかる出力電圧を逐次変化させ、ＭＰＰＴ（最大電力ポイントトラッキング）により、最大電力Ｐ２を検出する。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２を、自然エネルギー発電装置３から最大電力情報Ａ２を受信することにより検出する。電力制御装置２は、最大電力情報Ａ２を通信部２３により受信する。

また、電力制御装置２は、電力系統９の電力に関する系統情報Ｂ１、Ｂ２を検出する。電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する系統情報検出モジュールＭ５により自然エネルギー発電装置３の制御部３３から系統情報Ｂ１を、センタ装置８から系統情報Ｂ２を受信する。電力制御装置２は、系統情報Ｂ１、Ｂ２を受信することにより、電力系統９の電圧、電流、周波数等の情報、電力系統９の需要電力、供給電力に関する情報を検出する。

電力制御装置２は、最大電力情報Ａ２にかかる最大電力Ｐ２、および系統情報Ｂ１、系統情報Ｂ２に基づき、自然エネルギー発電装置３に出力させる最大電力Ｐ２以下である目標電力Ｐ３を算出し、自然エネルギー発電装置３に指示する。電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する出力調整モジュールＭ１により目標電力Ｐ３の算出を行う。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３の制御部３３から送信された系統情報Ｂ１、センタ装置８から送信された系統情報Ｂ２に基づき、電力系統９の電力が予め定められた周波数の範囲内にないと判断した場合、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力Ｐ１を目標電力Ｐ３に減少させる指示を行う。電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する出力調整モジュールＭ１により出力電力Ｐ１未満である目標電力Ｐ３を算出する。電力制御装置２は、目標電力Ｐ３を目標電力指令Ｄ１により通信部２３から自然エネルギー発電装置３に送信し、目標電力Ｐ３の指示を行う。

電力系統９の周波数ｆが、基準周波数ｆ０に対し予め定められたΔｆ１内にないと判断した場合、つまり周波数ｆがｆ０－Δｆ１≦ｆ≦ｆ０＋Δｆ１となる範囲にないと判断した場合、電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し出力電力Ｐ１を目標電力Ｐ３に減少させる指示を、目標電力指令Ｄ１を送信することにより行う。Δｆ１を第１の周波数範囲内と呼ぶ場合がある。

例えばｆ０＝５０Ｈｚ、Δｆ１＝１Ｈｚである場合、ｆ０－Δｆ１＝４９Ｈｚ、ｆ０＋Δｆ１＝５１Ｈｚである。周波数ｆが４９Ｈｚ≦ｆ≦５１Ｈｚとなる範囲にない場合、電力制御装置２は、出力電力Ｐ１を目標電力Ｐ３に減少させる指示を、目標電力指令Ｄ１を自然エネルギー発電装置３に対して送信することにより行う。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１と自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２との差分である差分電力Ｐ４を算出し、出力部２４から出力させる。電力制御装置２の演算部２６は、差分算出モジュールＭ２により差分電力Ｐ４を算出する。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３の制御部３３から送信された系統情報Ｂ１、センタ装置８から送信された系統情報Ｂ２により電力系統９の電力に関する情報を検出する。電力制御装置２は、系統情報Ｂ１、Ｂ２に基づき、電力系統９の電力が予め定められた周波数範囲内にあると判断した場合、自然エネルギー発電装置３に対し、出力することが可能な最大電力Ｐ２を出力させる指示を行う。

電力系統９の周波数ｆが、基準周波数ｆ０に対し予め定められたΔｆ２内にあると判断した場合、つまり周波数ｆがｆ０－Δｆ２≦ｆ≦ｆ０＋Δｆ２となる範囲にあると判断した場合、電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し出力電力Ｐ１を最大電力Ｐ２とする指示を、目標電力指令Ｄ１を送信することにより行う。Δｆ２を第２の周波数範囲内と呼ぶ場合がある。

例えばｆ０＝５０Ｈｚ、Δｆ２＝０．１Ｈｚである場合、ｆ０－Δｆ２＝４９．９Ｈｚ、ｆ０＋Δｆ２＝５０．１Ｈｚである。周波数ｆが４９．９Ｈｚ≦ｆ≦５０．１Ｈｚとなる範囲にある場合、電力制御装置２は、出力電力Ｐ１を最大電力Ｐ２とする指示を、目標電力指令Ｄ１を自然エネルギー発電装置３に対して送信することにより行う。

電力制御装置２は、複数の自然エネルギー発電装置３のうち、一部の自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１により目標電力Ｐ３にかかる電力を出力する指示を行う。電力制御装置２の演算部２６は、指令対象選択モジュールＭ４により、目標電力指令Ｄ１を指示する対象として、複数の自然エネルギー発電装置３のうち一部の自然エネルギー発電装置３を選択する。

電力制御装置２は、複数の自然エネルギー発電装置３のうち、選択された自然エネルギー発電装置３の最大電力Ｐ２を検出する。電力制御装置２の演算部２６は、測定対象選択モジュールＭ３により、複数の自然エネルギー発電装置３のうち、最大電力Ｐ２の測定対象となる一部の自然エネルギー発電装置３を選択する。

上記の動作は、図４に示すプログラムにより実現される。図４に示すプログラムは、電力制御装置２の演算部２６に内蔵される。図４に示すプログラムは、一定周期にて繰り返し実行される。図４に示すプログラムは、例えば５分、３０分周期にて実行される。電力制御装置２の演算部２６は、下記の手順にて自然エネルギー発電装置３の電力制御に関する動作を行う。

（ステップＳ０１：最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３を選択する）
電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する測定対象選択モジュールＭ３により、最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３を、複数の自然エネルギー発電装置３の中から選択する。

最大電力Ｐ２の測定対象として、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち、例えば、自然エネルギーサイトの東側に配置された自然エネルギー発電装置３ａ、西側に配置された自然エネルギー発電装置３ｄの二つが選択される。選択される自然エネルギー発電装置３はこれに限られず、任意に選択されてよい。最大電力Ｐ２の測定対象として選択された自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄは、測定対象選択情報Ｅ１として記憶部２５に記憶される。

（ステップＳ０２：最大電力Ｐ２の測定を行う）
ステップＳ０１において、記憶部２５に記憶された測定対象選択情報Ｅ１に基づき、電力制御装置２の演算部２６は、選択された自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄの最大電力の検出を行う。電力制御装置２の演算部２６は、通信部２３を介し、自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄから出力することが可能な最大電力Ｐ２の情報である最大電力情報Ａ２を受信する。

自然エネルギー発電装置３において、一定周期にて最大電力Ｐ２の測定が行われ、最大電力情報Ａ２が電力制御装置２に対し送信される。

自然エネルギー発電装置３において発電部３１により発電された電力は、電力変換部３２により直流から交流に変換される。制御部３３は、電力変換部３２の出力電力Ｐ１を制御する。制御部３３は、ソフトウェアにより構成された最大電力測定モジュールＮ１を内蔵する。

制御部３３は、最大電力測定モジュールＮ１により、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２の測定を行う。最大電力Ｐ２は、ＭＰＰＴ（最大電力ポイントトラッキング）により検出される。ＭＰＰＴ（最大電力ポイントトラッキング）により電力変換部３２の出力電圧を図５に示すように逐次変化させ、最大となる電力を最大電力Ｐ２として検出する。自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄの最大電力Ｐ２は、最大電力情報Ａ２に含められ通信線５ｂを介し電力制御装置２に送信される。

電力制御装置２の演算部２６は、通信部２３を介し最大電力情報Ａ２を受信し、自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄの最大電力Ｐ２を検出する。プログラムにおけるステップＳ０２または最大電力測定モジュールＮ１を、最大電力検出手段と呼ぶ場合がある。

（ステップＳ０３：系統情報Ｂ１、系統情報Ｂ２を受信する）
次に電力制御装置２の演算部２６は、電力系統９の電力に関する系統情報Ｂ１、Ｂ２を検出する。電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する系統情報検出モジュールＭ５により自然エネルギー発電装置３の制御部３３から送信された系統情報Ｂ１、センタ装置８から送信された系統情報Ｂ２を受信することにより、電力系統９の電力に関する情報を検出する。

ステップＳ０１において記憶部２５に記憶された測定対象選択情報Ｅ１に基づき、電力制御装置２の演算部２６は、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄを選択し、自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄにそれぞれ接続された電力測定装置４ａ、４ｄから、系統情報Ｂ１ａ、Ｂ１ｄを受信する。電力制御装置２の演算部２６は、系統情報Ｂ１ａ、Ｂ１ｄを、通信線５ａを介し通信部２１により受信する。

また、電力制御装置２の演算部２６は、センタ装置８から系統情報Ｂ２を受信する。電力制御装置２の演算部２６は、通信線５ｃを介し、通信部２２により系統情報Ｂ２を受信する。受信した系統情報Ｂ１ａ、Ｂ１ｄ、系統情報Ｂ２は、記憶部２５に記憶される。

系統情報Ｂ１ａ、Ｂ１ｄには、電力系統９の電力にかかる周波数ｆに関する情報が含まれる。系統情報Ｂ２には、電力系統９の電圧、電流、周波数等の情報、電力系統９の需要電力、供給電力に関する情報が含まれる。プログラムにおけるステップＳ０３または系統情報検出モジュールＭ５を、系統情報検出手段と呼ぶ場合がある。

（ステップＳ０４：目標電力Ｐ３の指令対象となる自然エネルギー発電装置３を選択する）
次に電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する指令対象選択モジュールＭ４により、目標電力Ｐ３を出力させる指令の対象となる自然エネルギー発電装置３を、複数の自然エネルギー発電装置３の中から選択する。

目標電力Ｐ３を出力させる指令の対象として、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち、出力電力が平均化される自然エネルギー発電装置３が選択される。例えば、大きい電力を出力している自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄの二つが選択される。選択される自然エネルギー発電装置３はこれに限られず、任意に選択されてよい。目標電力Ｐ３を出力させる指令の対象として選択された自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄは、指令対象選択情報Ｅ２として記憶部２５に記憶される。目標電力Ｐ３の指令対象となる自然エネルギー発電装置３は、最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３と重複していてもよい。

（ステップＳ０５：周波数ｆが予め定められた周波数Δｆ２の範囲内にあるかを判断する）
ステップＳ０３において、系統情報検出モジュールＭ５により検出され、記憶部２５に記憶された系統情報Ｂ１、Ｂ２に基づき、電力制御装置２の演算部２６は、電力系統９における電力の周波数ｆが予め定められた周波数Δｆ２の範囲内にあるかの判断を行う。

電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ２≦ｆ≦ｆ０＋Δｆ２となる範囲にある場合、電力系統９における電力の周波数ｆは、基準周波数ｆ０に対し予め定められた周波数Δｆ２の範囲内にあると判断される。

例えば、基準周波数ｆ０＝５０Ｈｚ、Δｆ２＝０．１Ｈｚである場合、ｆ０－Δｆ２＝４９．９Ｈｚ、ｆ０＋Δｆ２＝５０．１Ｈｚである。電力系統９における電力の周波数ｆが、４９．９Ｈｚ≦ｆ≦５０．１Ｈｚである場合、電力系統９における電力の周波数ｆは、予め定められた周波数範囲内にあると判断される。

周波数ｆが予め定められた周波数範囲内にあると判断した場合（ステップＳ０５のＹＥＳ）、プログラムは、ステップＳ０６に移行する。周波数ｆが予め定められた周波数範囲内にあると判断しない場合（ステップＳ０５のＮＯ）、プログラムは、ステップＳ０７に移行する。

（ステップＳ０６：自然エネルギー発電装置３に最大電力Ｐ２を出力する指示を行う）
ステップＳ０５で、周波数ｆが予め定められた周波数範囲内にあると判断された場合、電力制御装置２は、ステップＳ０４において記憶部２５に記憶された指令対象選択情報Ｅ２に基づき、選択された自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに対し、目標電力指令Ｄ１により出力電力Ｐ１を最大電力Ｐ２とする指示を行う。電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する出力調整モジュールＭ１により目標電力指令Ｄ１の指示を行う。目標電力指令Ｄ１は、通信部２３、通信線５ｂを介し自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆに送信される。出力電力Ｐ１を最大電力Ｐ２とする指示は、全数の自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆに対し送信されるようにしてもよい。

（ステップＳ０７：自然エネルギー発電装置３に目標電力Ｐ３を出力する指示を行う）
ステップＳ０５で、周波数ｆが予め定められた周波数範囲内にないと判断された場合、電力制御装置２の演算部２６は、ステップＳ０４において記憶部２５に記憶された指令対象選択情報Ｅ２に基づき、選択された自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに対し、出力電力の指令である目標電力指令Ｄ１により目標電力Ｐ３にかかる電力を出力する指示を行う。電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する出力調整モジュールＭ１により目標電力指令Ｄ１にかかる目標電力Ｐ３を算出する。目標電力指令Ｄ１は、通信部２３、通信線５ｂを介し自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに送信される。

目標電力Ｐ３は、ステップＳ０２において検出された最大電力Ｐ２、およびステップＳ０３において検出された系統情報Ｂ１、Ｂ２に基づき算出される。自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄのそれぞれの最大電力Ｐ２ａ、Ｐ２ｄは、同一の太陽光発電サイトに配置された自然エネルギー発電装置３ｂ、３ｃ、３ｅ、３ｆのそれぞれの最大電力Ｐ２と近似であると類推される。したがって、自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに対する目標電力Ｐ３は、最大電力Ｐ２ａ、Ｐ２ｄに基づき算出されても一定の確からしさを有する。

自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄにより検出された最大電力Ｐ２ａ、Ｐ２ｄ未満の電力が目標電力Ｐ３として算出される。目標電力Ｐ３は、図５、図６に示すように最大電力Ｐ２から一定の電力ΔＰが減算され算出される。図６に示すように時刻ごとに目標電力Ｐ３が算出される。

目標電力Ｐ３は、図７に示すように、最大電力Ｐ２に対し一定の比率を有するように算出されてもよい。図７に示すように時刻ごとに目標電力Ｐ３が算出される。ステップＳ０７において算出される目標電力Ｐ３を目標電力Ｐ３ｋ、後述するステップＳ１１において算出される目標電力Ｐ３を目標電力Ｐ３ｊとした場合、Ｐ３ｋ＞Ｐ３ｊとなる目標電力Ｐ３ｋが算出されることが望ましい。プログラムにおけるステップＳ０７または出力調整モジュールＭ１を出力電力指令手段と呼ぶ場合がある。

（ステップＳ０８：上位指令Ｃ１を受信したかを判断する）
次に、電力制御装置２の演算部２６は、センタ装置８から上位指令Ｃ１を受信したかの判断を行う。上位指令Ｃ１は、センタ装置８から、通信線５ｃ、通信部２２を介し演算部２６に送信される。上位指令Ｃ１には、自然エネルギー発電装置３の出力電力を増加、減少させる指令、および増加量または減少量が含まれる。

上位指令Ｃ１を受信したと判断した場合（ステップＳ０８のＹＥＳ）、プログラムは、ステップＳ０９に移行する。上位指令Ｃ１を受信したと判断しない場合（ステップＳ０８のＮＯ）、プログラムは、ステップＳ１０に移行する。

（ステップＳ０９：自然エネルギー発電装置３に目標電力Ｐ３を出力する指示を行う）
ステップＳ０８で、上位指令Ｃ１を受信したと判断された場合、電力制御装置２の演算部２６は、ステップＳ０４において記憶部２５に記憶された指令対象選択情報Ｅ２に基づき、選択された自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに対し、目標電力指令Ｄ１により目標電力Ｐ３にかかる電力を出力する指示を行う。電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する出力調整モジュールＭ１により目標電力指令Ｄ１にかかる目標電力Ｐ３の算出を行う。目標電力指令Ｄ１は、通信部２３、通信線５ｂを介し自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに送信される。

目標電力Ｐ３は、ステップＳ０８において受信したと判断された上位指令Ｃ１に含まれる出力電力を増加、減少させる指令、および増加量または減少量に基づき算出される。上位指令Ｃ１が自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１を増加させることを指示するものである場合、上位指令Ｃ１にかかる増加量が、自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに按分され目標電力Ｐ３が算出される。自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄは、目標電力指令Ｄ１を受信し、目標電力Ｐ３に出力電力Ｐ１を増加させる。

上位指令Ｃ１が自然エネルギー発電装置３の出力電力を減少させることを指示するものである場合、上位指令Ｃ１にかかる減少量が、自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに按分され目標電力Ｐ３が算出される。自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄは、目標電力指令Ｄ１を受信し、目標電力Ｐ３に出力電力Ｐ１を減少させる。

自然エネルギー発電装置３に目標電力Ｐ３を出力する指示を行うステップＳ０９にかかる動作は、ステップＳ０５～Ｓ０７にかかる動作に優先して行われる。プログラムにおけるステップＳ０９または出力調整モジュールＭ１を出力電力指令手段と呼ぶ場合がある。

（ステップＳ１０：周波数ｆが予め定められた周波数Δｆ１の範囲内にあるか判断する）
電力制御装置２の演算部２６は、ステップＳ０３において、系統情報検出モジュールＭ５により検出され、記憶部２５に記憶された系統情報Ｂ１、Ｂ２に基づき、電力系統９における電力の周波数ｆが予め定められた周波数Δｆ１の範囲内にあるかの判断を行う。

電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ１≦ｆ≦ｆ０＋Δｆ１となる範囲にある場合、電力系統９における電力の周波数ｆは、基準周波数ｆ０に対し予め定められた周波数Δｆ１の範囲内にあると判断される。

例えば、基準周波数ｆ０＝５０Ｈｚ、Δｆ１＝１Ｈｚである場合、ｆ０－Δｆ１＝４９Ｈｚ、ｆ０＋Δｆ１＝５１Ｈｚである。電力系統９における電力の周波数ｆが、４９Ｈｚ≦ｆ≦５１Ｈｚである場合、電力系統９における電力の周波数ｆは、予め定められた周波数範囲内にあると判断される。

周波数ｆが予め定められた周波数Δｆ１の範囲内にあると判断しない場合（ステップＳ１０のＮＯ）、プログラムは、ステップＳ１１に移行する。周波数ｆが予め定められた周波数Δｆ１の範囲内にあると判断した場合（ステップＳ１０のＹＥＳ）、プログラムは、ステップＳ１２に移行する。

（ステップＳ１１：自然エネルギー発電装置３に目標電力Ｐ３を出力する指示を行う）
ステップＳ１０で、周波数ｆが予め定められた周波数Δｆ１の範囲内にないと判断された場合、電力制御装置２の演算部２６は、ステップＳ０４において、指令対象選択モジュールＭ４により記憶部２５に記憶された指令対象選択情報Ｅ２に基づき、選択された自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに対し、出力電力の指令である目標電力指令Ｄ１により目標電力Ｐ３にかかる電力を出力する指示を行う。電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する出力調整モジュールＭ１により目標電力指令Ｄ１にかかる目標電力Ｐ３を算出する。目標電力指令Ｄ１は、通信部２３、通信線５ｂを介し自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに送信される。

目標電力Ｐ３は、現在自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄから出力されている出力電力Ｐ１未満に設定される。また、ステップＳ０７において算出される目標電力Ｐ３を目標電力Ｐ３ｋ、ステップＳ１１において算出される目標電力Ｐ３を目標電力Ｐ３ｊとした場合、Ｐ３ｋ＞Ｐ３ｊとなる目標電力Ｐ３ｊが算出されることが望ましい。自然エネルギー発電装置３に目標電力Ｐ３を出力する指示を行うステップＳ１１にかかる動作は、ステップＳ０５～Ｓ０９にかかる動作に優先して行われる。

自然エネルギー発電装置３により発電された電力が電力系統９に供給された場合であっても、電力系統９における火力、水力、原子力等の発電装置（図中不示）は、電力系統９の周波数を一定の周波数に保つ制御を行う。しかしながら、電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ１≦ｆ≦ｆ０＋Δｆ１の範囲にない場合、例えば４９Ｈｚ≦ｆ≦５１Ｈｚの範囲にない場合、火力、水力、原子力等の発電装置により安定的な周波数制御が、行われていないものと類推される。

自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１は、日射や風速等の気象条件の影響を受けて時々刻々変動する。また火力、水力、原子力等の発電装置と、自然エネルギー発電装置３の出力電力の応答速度特性は、それぞれ異なる。このため、火力、水力、原子力等の発電装置および自然エネルギー発電装置３から出力される電力どうしが互いに干渉し、火力、水力、原子力等の発電装置による周波数制御が、効率よく機能しない場合がある。

火力、水力、原子力等の発電装置による周波数制御が、効率よく機能しない場合、自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１を抑制することが望ましい。応答速度特性が異なる自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１の、電力系統９における比率を低減させ、火力、水力、原子力等の発電装置による安定的な周波数制御を確保するためである。

したがって、自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１が少ない場合であっても、電力制御装置２の演算部２６は、図８に示すように自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに対し、目標電力指令Ｄ１にかかる目標電力Ｐ３により、出力電力Ｐ１を減少させる指示を行う。また、ステップＳ０８においてセンタ装置８から上位指令Ｃ１により自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１を増加させる指令を受けた場合であっても、電力制御装置２の演算部２６は、自然エネルギー発電装置３ｃ、３ｄに対し、目標電力指令Ｄ１にかかる目標電力Ｐ３により、出力電力Ｐ１を減少させる指示を行う。

電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ１未満である場合、電力制御装置２の出力電力指令手段は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１により出力電力Ｐ１を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う。

目標電力Ｐ３は、目標電力指令Ｄ１により全数の自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆに送信されるようにしてもよい。目標電力指令Ｄ１により目標電力Ｐ３を指示された自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆは、出力電力Ｐ１を減少させる。プログラムにおけるステップＳ１１または出力調整モジュールＭ１を出力電力指令手段と呼ぶ場合がある。

（ステップＳ１２：差分電力Ｐ４を算出する）
次に、電力制御装置２の演算部２６は、差分電力Ｐ４の算出を行う。電力制御装置２の演算部２６は、内蔵する差分算出モジュールＭ２により自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１と、自然エネルギー発電装置３から出力することが可能な最大電力Ｐ２との差分である差分電力Ｐ４を算出する。差分電力Ｐ４は、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆごとに算出される。

（ステップＳ１３：差分電力Ｐ４を出力する）
次に、電力制御装置２の演算部２６は、ステップＳ１２で算出した差分電力Ｐ４にかかるデータを、出力部２４に出力させる。出力部２４は、差分電力Ｐ４にかかるデータを表示、プリント、通信電文により出力する。出力された差分電力Ｐ４にかかるデータは、自然エネルギー発電装置３の運営会社による料金請求等に役立てられる。プログラムにおけるステップＳ１３および出力部２４を出力手段と呼ぶ場合がある。

以上が、電力制御システム１の動作である。周波数ｆが、電力系統９の火力、水力、原子力等の発電装置により周波数制御可能である周波数Δｆ３の範囲内にない場合、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆに対し、目標電力Ｐ３をゼロとする目標電力指令Ｄ１が送信されるようにしてもよい。図９に示すように電力系統９の周波数ｆが基準周波数ｆ０から離間するほど、自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１は抑制される。

［１－３．効果］
（１）本実施形態によれば、電力制御システム１は、自然エネルギーにより発電を行い電力系統９に電力を供給する自然エネルギー発電装置３と、自然エネルギー発電装置３から出力される最大電力Ｐ２を検出する最大電力検出手段と、電力系統９の電力に関する系統情報Ｂ１、Ｂ２を検出する系統情報検出手段と、最大電力検出手段により検出された最大電力Ｐ２、および系統情報検出手段により検出された系統情報Ｂ１、Ｂ２に基づき、自然エネルギー発電装置３に出力させる最大電力Ｐ２以下である目標電力Ｐ３を算出し指示する出力電力指令手段と、を備えた電力制御装置２と、を有するので、自然エネルギー発電装置３を含む電力系統９を、安定的に制御することができる電力制御システム１を提供することができる。

自然エネルギー発電装置３は、目標電力指令Ｄ１により目標電力Ｐ３を指示され、最大電力Ｐ２以下である目標電力Ｐ３にかかる出力電力Ｐ１を出力するので、電力系統９が安定となるような目標電力Ｐ３にかかる出力電力Ｐ１を、自然エネルギー発電装置３に出力させることができる。

また、自然エネルギー発電装置３は、最大電力Ｐ２以下である出力電力Ｐ１を出力しており、急峻な出力電力Ｐ１の増加の要求が、上位指令Ｃ１によりセンタ装置８から指令された場合であっても容易に出力電力Ｐ１を増加させることができる。

（２）本実施形態によれば、電力制御システム１は、系統情報検出手段により検出された系統情報Ｂ１、Ｂ２に基づき、電力系統９の電力が予め定められた第１の周波数Δｆ１の範囲内にないと判断した場合、出力電力指令手段（ステップＳ１１または出力調整モジュールＭ１）は、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力Ｐ１を減少させる指示を行うので、自然エネルギー発電装置３を含む電力系統９を、安定的に制御することができる電力制御システム１を提供することができる。

本実施形態によれば、系統情報検出手段により検出された系統情報Ｂ１、Ｂ２に基づき、電力系統９の電力が予め定められた第１の周波数範囲未満であると判断した場合、出力電力指令手段は、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力Ｐ１を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うので、自然エネルギー発電装置３を含む電力系統９を、安定的に制御することができる電力制御システム１を提供することができる。自然エネルギー発電装置３に対し送信される目標電力指令Ｄ１のうち、出力電力を減少させる指示を自然エネルギー出力電力抑制指示と呼ぶ。

自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１は、日射や風速等の気象条件の影響を受けて時々刻々変動する。また火力、水力、原子力等の発電装置と、自然エネルギー発電装置３の出力電力の応答速度特性は、それぞれ異なる。このため、火力、水力、原子力等の発電装置および自然エネルギー発電装置３から出力される電力どうしが互いに干渉し、火力、水力、原子力等の発電装置による周波数制御が、効率よく機能しない場合がある。

火力、水力、原子力等の発電装置による周波数制御が、効率よく機能しない場合、自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１を抑制することが望ましい。電力系統９の電力が予め定められた第１の周波数範囲未満である場合であっても、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力Ｐ１を減少させる指示を行うので、自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１の、電力系統９における比率を低減させ、火力、水力、原子力等の発電装置による安定的な周波数制御を確保することができる。これにより、自然エネルギー発電装置３を含む電力系統９を、安定的に制御することができる。

（３）本実施形態によれば、電力制御装置２は、出力電力指令手段に指示された目標電力Ｐ３に基づき自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力Ｐ１と、最大電力検出手段により検出された最大電力Ｐ２と、の差分電力Ｐ４を算出し出力する出力手段を有するので、出力された差分電力Ｐ４にかかるデータは、自然エネルギー発電装置３の運営会社による料金請求等に役立てられる。

（４）本実施形態によれば、電力制御装置２は、系統情報検出手段により検出された系統情報Ｂ１、Ｂ２に基づき、電力系統の電力が予め定められた第２の周波数Δｆ２の範囲内にあると判断した場合、出力電力指令手段は、自然エネルギー発電装置３に対し、最大電力にて出力させる指示を行うので、自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１は、最大電力Ｐ２未満に抑制されず、効率よく自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１を電力系統９に供給することができる。

（６）本実施形態によれば、電力制御装置２の最大電力検出手段は、複数の自然エネルギー発電装置３のうち、所定の自然エネルギー発電装置３の最大電力Ｐ２を検出するので、多数の自然エネルギー発電装置３の最大電力Ｐ２の測定を行うことなく、容易に最大電力Ｐ２の測定を行うことができる。同一の太陽光発電サイトに配置された自然エネルギー発電装置３の最大電力Ｐ２は近似するものと類推される。

［１－４．変形例］
（１）第１の変形例
上記実施形態によれば、電力系統９の電力が第１の周波数Δｆ１の範囲未満である場合、電力制御装置２の出力電力指令手段は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１により出力電力Ｐ１を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うものとした。

電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ１≦ｆ≦ｆ０＋Δｆ１の範囲にない場合、例えば４９Ｈｚ≦ｆ≦５１Ｈｚの範囲にない場合、火力、水力、原子力等の発電装置により安定的な周波数制御が、行われていないものと類推される。したがって電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ１未満である場合であっても、電力制御装置２は、ステップＳ１１により自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力Ｐ１を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うものとした。自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１の、電力系統９における比率を低減させ、火力、水力、原子力等の発電装置による安定的な周波数制御を確保するためである。

上記実施形態において、目標電力指令Ｄ１の自然エネルギー出力電力抑制指示により減少させられる電力は、電力需給が行われる時間帯における平均電力であってよい。減少させられる電力は、自然エネルギー発電装置３から出力される平均電力である。また、時間帯は、電力の需給調整が行われる時間間隔に対応した時間幅である。電力の需給調整は、例えば３０分、５分等の時間帯ごとに行われる。

目標電力指令Ｄ１の自然エネルギー出力電力抑制指示は、電力需給調整における直前の時間帯における出力電力の平均より、直後の時間帯における出力電力の平均を減少させる指示である。自然エネルギー出力電力抑制指示により減少させられる出力電力は、自然エネルギー発電装置３から出力される、電力需給調整における時間帯における平均電力である。

目標電力指令Ｄ１の自然エネルギー出力電力抑制指示は、自然エネルギー出力電力抑制指示の対象となる時間帯の、電力系統の電力が予め定められた第１の周波数範囲未満であると判断された直後の時間において、直前の時間帯における電力より、出力電力を増加させる指示を含んでいてよい。

電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ１未満である場合、電力系統９における供給電力が需要電力に対し不足し、かつ火力、水力、原子力等の発電装置による安定的な周波数制御が、行われていないものと類推される。したがって、迅速に自然エネルギー発電装置３から出力される電力を減少させ、迅速に火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力を増加させることが好ましい。

しかしながら、火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力は、迅速に増加されにくい。火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力は、一定の増加速度、減少速度を有する。

したがって、電力系統９における電力の周波数ｆがｆ０－Δｆ１未満となった直後の時間において、電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１により出力電力を増加させる指示を行う。目標電力指令Ｄ１により送信される自然エネルギー出力電力抑制指示は、自然エネルギー出力電力抑制指示の対象となる時間帯の一部の時間において、直前の時間帯における電力より、出力電力を増加させる指示を含む。

例えば、電力需給調整における時間帯が３０分であり、目標電力指令Ｄ１が５分ごとに送信される場合、電力系統９における電力の周波数ｆがｆ０－Δｆ１未満となった直後の時間帯における、冒頭の５分において目標電力指令Ｄ１により出力電力を増加させる指示が、電力制御装置２により自然エネルギー発電装置３に対し行われる。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１に含まれる自然エネルギー出力電力抑制指示により、電力需給調整における直前の時間帯における出力電力の平均より、直後の時間帯における出力電力の平均を減少させる指示を行う。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、自然エネルギー発電装置３を除く電力系統９に接続された発電装置から出力される電力の、増加速度に基づき算出された減少速度により、出力電力を減少させる指示を行う。電力系統９に接続された自然エネルギー発電装置３を除く発電装置は、例えば火力、水力、原子力等の発電装置である。

図１０に基づき、時刻１２：００に、電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ１未満となった場合の電力制御装置２の動作を説明する。図１０は、各時刻における、自然エネルギー発電装置３に対し目標電力指令Ｄ１により送信される目標電力Ｐ３と、自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１の関係を示す。目標電力指令Ｄ１は、自然エネルギー出力電力抑制指示を含む。

一例として、電力の需給調整が行われる時間間隔が３０分、電力制御装置２から目標電力指令Ｄ１が送信される周期が５分である場合について説明する。電力の需給調整が行われる時間間隔のうち、１１：３０から１２：００が時間帯Ａ、１２：００から１２：３０が時間帯Ｂであるものとする。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１に含まれる自然エネルギー出力電力抑制指示により、時間帯Ａにおける平均電力より、時間帯Ｂにおける平均電力を減少させる指示を行う。

時刻１２：００に、図４に示すプログラムにより、電力系統９における電力の周波数ｆがｆ０－Δｆ１未満になったと判断された場合、電力制御装置２の演算部２６は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１により目標電力Ｐ３ｂ１を出力させる指示を行う。

目標電力Ｐ３ｂ１は、時間帯Ａの時間ａ６における出力電力Ｐ１ａ６より大きい電力である。電力制御装置２の演算部２６は、自然エネルギー発電装置３の出力電力を、出力電力Ｐ１ａ６から目標電力Ｐ３ｂ１に増加させる指示を行う。

自然エネルギー発電装置３は、時間帯Ｂの時間ｂ１における出力電力を、出力電力Ｐ１ａ６から目標電力Ｐ３ｂ１に増加させる。

電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ１未満である場合、電力系統９における供給電力が需要電力に対し不足し、かつ火力、水力、原子力等の発電装置による安定的な周波数制御が、行われていないものと類推される。火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力は、迅速に増加されにくい。電力系統９における供給電力の不足を解消するため、一時的に時間帯Ｂの時間ｂ１において自然エネルギー発電装置３の出力電力を増加させる。

時刻１２：０５に、電力制御装置２の演算部２６は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１により目標電力Ｐ３ｂ２を出力させる指示を行う。

目標電力Ｐ３ｂ２は、時間帯Ｂの時間ｂ１における出力電力Ｐ１ｂ１未満の電力である。電力制御装置２の演算部２６は、自然エネルギー発電装置３の出力電力を、出力電力Ｐ１ｂ１から目標電力Ｐ３ｂ２に減少させる指示を行う。

自然エネルギー発電装置３は、時間帯Ｂの時間ｂ２における出力電力を、出力電力Ｐ１ｂ１から目標電力Ｐ３ｂ２に減少させる。

電力制御装置２の演算部２６は、自然エネルギー発電装置３に対し、時刻１２：１０に目標電力Ｐ３ｂ３を出力させる指示を、時刻１２：１５に目標電力Ｐ３ｂ４を出力させる指示を、時刻１２：２０に目標電力Ｐ３ｂ５を出力させる指示を、時刻１２：２５に目標電力Ｐ３ｂ６を出力させる指示を行う。

自然エネルギー発電装置３は、時間帯Ｂにおける出力電力を、順次目標電力Ｐ３ｂ３、目標電力Ｐ３ｂ４、目標電力Ｐ３ｂ５、目標電力Ｐ３ｂ６とする動作を行う。

時間帯Ｂにおける目標電力の平均値である目標電力Ｐ３Ｂは、時間帯Ａにおいて自然エネルギー発電装置３から出力された出力電力の平均値未満である。目標電力Ｐ３Ｂは、時間帯Ｂにおける目標電力Ｐ３ｂ１、目標電力Ｐ３ｂ２、目標電力Ｐ３ｂ３、目標電力Ｐ３ｂ４、目標電力Ｐ３ｂ５、目標電力Ｐ３ｂ６の平均値である。

電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１に含まれる自然エネルギー出力電力抑制指示により、時間帯Ａにおける出力電力の平均値より、時間帯Ｂにおける平均電力を減少させる指示を行う。

一方、電力系統９に接続された火力、水力、原子力等の発電装置は、時刻１２：００に、電力系統９における電力の周波数ｆが、ｆ０－Δｆ１未満となったことを検出し、自立制御により出力電力を増加させる。火力、水力、原子力等の発電装置は、出力電力を急峻に増加させにくい。火力、水力、原子力等の発電装置は、例えば３０分で目標となる電力に到達するように出力電力を増加させる。

自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１と、火力、水力、原子力等の発電装置の出力電力との関係を図１１に示す。時間帯Ｂにおいて、自然エネルギー発電装置３は出力電力を減少させ、火力、水力、原子力等の発電装置は出力電力を増加させる。

また、自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１は、電力系統９に接続された火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力の、増加速度に基づき算出された減少速度により減少させられる。時間帯Ｂにおける目標電力Ｐ３ｂ１～目標電力Ｐ３ｂ６は、系統情報Ｂ２に基づき上記の減少速度となるように算出される。

自然エネルギー出力電力抑制指示は、電力系統９に接続された自然エネルギー発電装置３を除く発電装置から出力される電力の増加速度に基づき算出された減少速度を有する。

自然エネルギー出力電力抑制指示は、自然エネルギー出力電力抑制指示の対象となる時間帯Ｂの一部の時間ｂ１において、直前の時間帯Ａにおける電力より、出力電力を増加させる指示を含むので、電力系統９における供給電力の不足を自然エネルギー発電装置３の出力電力により一次的に解消することができる。

自然エネルギー出力電力抑制指示は、電力需給調整における直前の時間帯Ａにおける出力電力より、平均電力を減少させる指示である。自然エネルギー出力電力抑制指示により、電力需給調整における時間帯Ｂにおける自然エネルギー発電装置３から出力される平均電力が減少されるので、電力系統９の供給電力における、自然エネルギー発電装置３の出力電力の比率を減少させ、火力、水力、原子力等の発電装置の出力電力の比率を増加させることができる。

これにより、火力、水力、原子力等の発電装置による安定的な周波数制御を確保することができ、自然エネルギー発電装置３を含む電力系統９を、安定的に制御することができる。

また、自然エネルギー出力電力抑制指示は、電力系統９に接続された自然エネルギー発電装置３を除く、火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力の増加速度に基づき算出された減少速度を有する。これにより自然エネルギー発電装置３は、火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力の増加速度に対応した減少速度により出力電力を減少させることができる。

これにより、電力系統９における供給電力の不足を軽減することができ、火力、水力、原子力等の発電装置による安定的な周波数制御を確保することができる。その結果、自然エネルギー発電装置３を含む電力系統９を、安定的に制御することができる。

（２）第２の変形例
変形例を含む上記実施形態によれば、電力制御装置２は、電力系統９の電力が予め定められた第１の周波数範囲未満である場合、つまり、周波数ｆがｆ０－Δｆ１未満となった場合、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うものとした。

予め定められた時間内における電力系統９の周波数ｆの平均が、ｆ０－Δｆ１未満となった場合に、出力電力指令手段は、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うようにしてもよい。

電力制御装置２の演算部２６は、図４に示すプログラムのステップＳ１０において、ステップＳ０３において受信した系統情報Ｂ１、系統情報Ｂ２に基づき、予め定められた時間内における電力系統９の周波数ｆの平均を算出する。

電力制御装置２の演算部２６は、ステップＳ１０において、例えば図１０に示す１２：００を起点とし、数秒または数分間隔で測定された電力系統９の平均周波数を算出する。または、電力制御装置２の演算部２６は、図１０に示す１２：００、１２：０５、１２：１０、１２：１５における電力系統９の平均周波数を算出する。

平均周波数は、数秒～数分の任意の時間内における周波数ｆに基づき算出されたものであってもよい。また、平均周波数は、複数の時間帯にわたる任意の時間内における電力系統９の周波数ｆに基づき算出されたものであってもよい。

これにより、電力系統９の周波数ｆの瞬時的な変動に基づき、電力制御装置２が自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うことを防止することができる。電力系統９の周波数ｆの瞬時的な変動に基づき、電力制御装置２が自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うことは、安定的な電力系統９の周波数制御を阻害する可能性がある。

電力制御装置２は、系統情報検出手段により検出された系統情報に基づき、予め定められた時間内における電力系統９の平均周波数が、予め定められた第１の周波数ｆ０－Δｆ１未満であると判断した場合、出力電力指令手段により、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うので、自然エネルギー発電装置３を含む電力系統９を、より安定的に制御することができる電力制御システム１を提供することができる。

また、予め定められた時間内における電力系統９の周波数ｆが、継続してｆ０－Δｆ１未満となった場合に、出力電力指令手段は、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うようにしてもよい。

電力制御装置２の演算部２６は、図４に示すプログラムのステップＳ１０において、ステップＳ０３において受信した系統情報Ｂ１、系統情報Ｂ２に基づき、予め定められた時間内における電力系統９の周波数ｆを継続して観測する。

電力制御装置２の演算部２６は、ステップＳ１０において、例えば図１０に示す１２：００を起点とし、数秒または数分間隔で電力系統９の周波数ｆを継続して観測する。または、電力制御装置２の演算部２６は、図１０に示す１２：００、１２：０５、１２：１０、１２：１５における電力系統９の周波数ｆを継続して観測する。

周波数ｆは、数秒～数分の任意の時間間隔により継続して観測されてもよい。また、周波数ｆは、複数の時間帯にわたり継続して観測されてもよい。

これにより、電力系統９の周波数ｆの瞬時的な変動に基づき、電力制御装置２が自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うことを防止することができる。電力系統９の周波数ｆの瞬時的な変動に基づき、電力制御装置２が自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うことは、安定的な電力系統９の周波数制御を阻害する可能性がある。

電力制御装置２は、系統情報検出手段により検出された系統情報に基づき、予め定められた時間内における電力系統９の周波数が、継続して予め定められた第１の周波数ｆ０－Δｆ１未満であると判断した場合、出力電力指令手段により、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うので、自然エネルギー発電装置３を含む電力系統９を、安定的に制御することができる電力制御システム１を提供することができる。

また、予め定められた時間内における電力系統９の周波数ｆの平均が、ｆ０－Δｆ１ａ未満となった場合、または予め定められた時間内における電力系統９の周波数ｆが、継続してｆ０－Δｆ１ｂ未満となった場合に、電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うようにしてもよい。

例えば、ｆ０－Δｆ１ａ＝４９．２Ｈｚ、ｆ０－Δｆ１ｂ＝４９．１Ｈｚとする。予め定められた時間内、例えば５分間における電力系統９の周波数ｆの平均が、４９．２Ｈｚ未満となった場合、または予め定められた時間内、例えば５秒間における電力系統９の周波数ｆが、継続して４９．１Ｈｚ未満となった場合に、電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うようにしてもよい。

（３）第３の変形例
変形例を含む上記実施形態に加え、電力制御装置２は、電力系統９に接続された自然エネルギー発電装置３を除く発電装置から出力された電力と、自然エネルギー発電装置３を除く発電装置から出力することができる電力の下限値との差分が、予め定められた値以下となった場合に、予め定められた第１の周波数範囲の下限値ｆ０－Δｆ１を、第１の周波数範囲の下限値ｆ０－Δｆ１より大きい値であるｆ０－Δｆ１ｍに変更し、電力系統９の電力が変更された第１の周波数範囲未満である場合、つまり、周波数ｆが変更されたｆ０－Δｆ１ｍ未満となった場合、出力電力指令手段により、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うようにしてもよい。電力系統９に接続された自然エネルギー発電装置を除く発電装置は、例えば、火力、水力、原子力等の発電装置である。

電力系統９に接続された火力、水力、原子力等の発電装置は、構造上、一定の最低負荷電力以上にて運転されることが必要とされる。本実施形態では、火力、水力、原子力等の発電装置から出力することができる最小の電力を、最低負荷電力と呼ぶ。火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力の大きさは、電力系統９の需要電力から自然エネルギー発電装置３から出力される電力を減算したものとなる。

電力系統９に接続された負荷が少なくなった場合、火力、水力、原子力等の発電装置は、最低負荷電力以下で運転することを要求される可能性がある。しかしながら、火力、水力、原子力等の発電装置を最低負荷電力以下で運転することは、電力系統９における周波数制御を不安定にするとともに、発電装置によっては構造上困難である。

したがって、電力系統９に接続された負荷が少なくなり、火力、水力、原子力等の発電装置に、最低負荷電力以下で運転することが要求されることが予測される場合、事前に自然エネルギー発電装置３から出力される電力を減少させ、火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力を増加させることが好ましい。

火力、水力、原子力等の発電装置から出力される電力を増加させることを目的として、電力制御装置２は、火力、水力、原子力等の発電装置から出力された電力と、火力、水力、原子力等の発電装置の最低負荷電力との差分が、予め定められた値以下となった場合に、第１の周波数範囲の下限値ｆ０－Δｆ１を、第１の周波数範囲の下限値ｆ０－Δｆ１より大きい値ｆ０－Δｆ１ｍに変更する。電力系統９の周波数ｆが変更されたｆ０－Δｆ１ｍ未満となった場合、電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う。

センタ装置８は、給電指令所、系統制御所、集中制御所などの指令室等に設置される。センタ装置８は、電力系統９の電力の情報である系統情報Ｂ２を電力制御装置２に送信する。系統情報Ｂ２には、火力、水力、原子力等の発電装置の出力電力、最低負荷電力に関する情報も含まれる。

電力制御装置２は、系統情報Ｂ２を受信し、火力、水力、原子力等の発電装置から出力されている電力と、火力、水力、原子力等の発電装置の最低負荷電力との差分を算出する。本実施形態では、算出された差分を余力電力と呼ぶ。電力制御装置２は、算出された余力電力が、予め定められた値以下となった場合に、第１の周波数範囲の下限値ｆ０－Δｆ１を、第１の周波数範囲の下限値ｆ０－Δｆ１より大きい値ｆ０－Δｆ１ｍに変更する。

電力制御装置２は、例えば、第１の周波数範囲の下限値がｆ０－Δｆ１＝４９．０Ｈｚであった場合、算出された余力電力が、予め定められた値以下となったときに第１の周波数範囲の下限値をｆ０－Δｆ１ｍ＝４９．５Ｈｚに変更する。電力制御装置２は、電力系統９の周波数ｆが変更されたｆ０－Δｆ１ｍ未満となった場合、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う。

上記では、余力電力の算出は電力制御装置２にて行われるものとしたが、センタ装置８により行われるようにしてもよい。

上記によれば、電力制御装置２は、火力、水力、原子力等の発電装置の余力電力が、予め定められた値以下となった場合に、第１の周波数範囲の下限値ｆ０－Δｆ１を、第１の周波数範囲の下限値ｆ０－Δｆ１より大きい値ｆ０－Δｆ１ｍに変更する。電力制御装置２は、火力、水力、原子力等の発電装置の余力電力が少なくなった場合、電力系統９の周波数ｆが変更されたｆ０－Δｆ１ｍ未満となったときに、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行うので、自然エネルギー発電装置３の出力電力の比率を減少させ、火力、水力、原子力等の発電装置の出力電力の比率を増加させることができる。

これにより、火力、水力、原子力等の発電装置による安定的な周波数制御を確保することができ、自然エネルギー発電装置３を含む電力系統９を、より安定的に制御することができる。

出力制御指令を受信した後、火力、水力、原子力等の発電装置が応答するまでに、時間遅れが生ずる。上記によれば、電力系統９の周波数ｆが、第１の周波数範囲の下限値ｆ０－Δｆ１に到達する前の、変更されたｆ０－Δｆ１ｍ未満となったときに、自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１を減少させる。

これにより自然エネルギー発電装置３の出力電力Ｐ１の、電力系統９における比率が低減され、火力、水力、原子力等の発電装置による安定的な周波数制御が確保される。

［２．他の実施形態］
変形例を含めた実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。以下は、その一例である。

（１）上記実施形態では、ステップＳ０１において測定対象選択モジュールＭ３により選択された自然エネルギー発電装置３により、出力することが可能な最大電力Ｐ２の測定が行われるようにした。しかしながら、全数の自然エネルギー発電装置３により、出力することが可能な最大電力Ｐ２の測定が行われるようにしてもよい。

（２）上記実施形態では、ステップＳ０１において測定対象選択モジュールＭ３により、最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３が選択されるものとした。しかしながら、作業者により選択された最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３が、予め測定対象選択情報Ｅ１として記憶部２５に設定記憶されるようにしてもよい。

（３）上記実施形態では、ステップＳ０４において目標電力Ｐ３の指令対象となる自然エネルギー発電装置３は、最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３と重複して選択されてもよいものとした。つまり、最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３は、目標電力指令Ｄ１により目標電力Ｐ３出力する指令を受信した場合、出力電力Ｐ１として出力している最大電力Ｐ２を目標電力Ｐ３に変更して出力することが必要とされた。しかしながら、ステップＳ０４において指令対象選択モジュールＭ４により、目標電力Ｐ３の指令対象として選択される自然エネルギー発電装置３は、最大電力Ｐ２の検出対象となる自然エネルギー発電装置３を除くものであってもよい。

例えば、ステップＳ０１において測定対象選択モジュールＭ３により自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄが最大電力Ｐ２の測定対象として選択された場合、自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄを除く自然エネルギー発電装置３ｂ、３ｃ、３ｅ、３ｆの中から、目標電力Ｐ３の指令対象となる自然エネルギー発電装置３が選択されるようにしてもよい。最大電力Ｐ２の測定対象となる自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄは常時最大電力Ｐ２にかかる出力電力Ｐ１を出力するものとする。

このように構成することで、電力制御装置２の出力電力指令手段は、複数の自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち、最大電力Ｐ２の検出対象を除く一部の自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力Ｐ３にかかる出力電力Ｐ１を出力するように指示するので、最大電力Ｐ２の検出対象となる自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄは常時最大電力Ｐ２にかかる出力電力Ｐ１を出力することができる。最大電力Ｐ２の検出対象となる自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄは常時最大電力Ｐ２にかかる出力電力Ｐ１を出力するので、容易に最大電力Ｐ２の測定を行うことができる。

（４）上記実施形態では、自然エネルギー発電装置３が、最大電力測定モジュールＮ１を内蔵し、出力することが可能な最大電力Ｐ２を測定し、最大電力Ｐ２の情報である最大電力情報Ａ２が、自然エネルギー発電装置３から電力制御装置２に送信されるようにした。しかしながら、電力制御装置２の演算部２６が、最大電力測定モジュールＮ１を内蔵し、自然エネルギー発電装置３に対し、出力電力を増減するコマンドを送信することにより自然エネルギー発電装置３の出力電圧を逐次変化させ、電力制御装置２の演算部２６により、自然エネルギー発電装置３の最大電力Ｐ２が測定されるようにしてもよい。

（５）上記実施形態では、ステップＳ０５において周波数ｆが予め定められた周波数Δｆ２の範囲内にあると判断された場合、電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１により出力電力Ｐ１を最大電力Ｐ２とする指示を行うものとした。しかしながら、ステップＳ０５、ステップＳ０６を有さず、周波数ｆが予め定められた周波数Δｆ２の範囲内にあるかにかかわらず、電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３に対し、目標電力指令Ｄ１により出力電力Ｐ１を最大電力Ｐ２とする指示を送信するようにしてもよい。

（６）上記実施形態では、ステップＳ０１において測定対象選択モジュールＭ３により選択された自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄに接続された電力測定装置４ａ、４ｄから、系統情報Ｂ１を受信するものとしたが、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのそれぞれに配置された電力測定装置４ａ～４ｆから、または電力測定装置４ａ～４ｆのうち任意に選択された電力測定装置４から、系統情報Ｂ１が電力制御装置２に送信されるようにしてもよい。

（７）上記実施形態では、自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのそれぞれに電力測定装置４ａ～４ｆが電気的に接続され配置されるものとしたが、電力測定装置４は、複数の自然エネルギー発電装置３のうちの一部に電気的に接続され配置されていてもよい。例えば図１２に示すように、複数の自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆのうち、予め選択された自然エネルギー発電装置３ａ、３ｄにのみ、それぞれ電力測定装置４ａ、４ｄが配置されるようにしてもよい。このように構成することにより、電力制御システム１における電力測定装置４の台数を減らすことができる。

（８）上記実施形態では、一つの電力制御装置２に複数の自然エネルギー発電装置３ａ～３ｆが通信線５ｂを介し接続されるようにした。しかしながら、一つの電力制御装置２に対し一つの自然エネルギー発電装置３が接続されるようにしてもよい。

（９）上記実施形態では、電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３と別の装置として設けられるものとした。しかしながら電力制御装置２は、自然エネルギー発電装置３と一体に構成されるものであってもよい。

１・・・電力制御システム
２・・・電力制御装置
２１，２２，２３・・・通信部
２４・・・出力部
２５・・・記憶部
２６・・・演算部
３，３ａ，３ｂ，３ｃ，３ｄ，３ｅ，３ｆ・・・自然エネルギー発電装置
３１・・・発電部
３２・・・電力変換部
３３・・・制御部
４，４ａ，４ｂ，４ｃ，４ｄ，４ｅ，４ｆ・・・電力測定装置
５ａ，５ｂ，５ｃ・・・通信線
７・・・ケーブル
８・・・センタ装置
９・・・電力系統

Claims (10)

1. 自然エネルギーにより発電を行い電力系統に電力を供給する自然エネルギー発電装置と、
   前記自然エネルギー発電装置から出力される最大電力を検出する最大電力検出手段と、
   前記電力系統の電力に関する系統情報を検出する系統情報検出手段と、
   前記最大電力検出手段により検出された前記最大電力、および前記系統情報検出手段により検出された前記系統情報に基づき、前記自然エネルギー発電装置に、出力させる前記最大電力以下である出力電力を算出し指示する出力電力指令手段と、
   を備えた電力制御装置と、
   を有し、
   前記系統情報検出手段により検出された前記系統情報に基づき、前記電力系統の電力が予め定められた第１の周波数範囲未満であると判断した場合、
   前記出力電力指令手段は、前記自然エネルギー発電装置に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う、
   電力制御システム。
2. 前記自然エネルギー出力電力抑制指示は、電力需給調整における直前の時間帯における出力電力の平均より、直後の時間帯における前記出力電力の平均を減少させる指示である、
   請求項１に記載の電力制御システム。
3. 前記自然エネルギー出力電力抑制指示は、
   前記自然エネルギー出力電力抑制指示の対象となる時間帯の、前記電力系統の電力が予め定められた前記第１の周波数範囲未満であると判断された直後の時間において、
   直前の時間帯における電力より、前記出力電力を増加させる指示を含む、
   請求項２に記載の電力制御システム。
4. 前記自然エネルギー出力電力抑制指示は、
   電力系統に接続された前記自然エネルギー発電装置を除く発電装置から出力される電力の増加速度に基づき算出された減少速度により前記出力電力を減少させる指示である、
   請求項２に記載の電力制御システム。
5. 前記系統情報検出手段により検出された前記系統情報に基づき、予め定められた時間内における前記電力系統の平均周波数が、予め定められた第１の周波数範囲未満であると判断した場合、
   前記出力電力指令手段は、前記自然エネルギー発電装置に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う、
   請求項１に記載の電力制御システム。
6. 前記系統情報検出手段により検出された前記系統情報に基づき、予め定められた時間内における前記電力系統の周波数が、継続して予め定められた第１の周波数範囲未満であると判断した場合、
   前記出力電力指令手段は、前記自然エネルギー発電装置に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う、
   請求項１に記載の電力制御システム。
7. 電力系統に接続された前記自然エネルギー発電装置を除く発電装置から出力された電力と、前記自然エネルギー発電装置を除く発電装置から出力することができる電力の下限値との差分が、予め定められた値以下となった場合に、予め定められた前記第１の周波数範囲の下限値を、前記第１の周波数範囲の下限値より大きい値に変更し、
   前記電力系統の電力が変更された前記第１の周波数範囲未満であると判断した場合、
   前記出力電力指令手段は、前記自然エネルギー発電装置に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う、
   請求項１に記載の電力制御システム。
8. 自然エネルギーにより発電を行い電力系統に電力を供給する自然エネルギー発電装置から出力される最大電力を検出する最大電力検出手段と、
   前記電力系統の電力に関する系統情報を検出する系統情報検出手段と、
   前記最大電力検出手段により検出された前記最大電力、および前記系統情報検出手段により検出された前記系統情報に基づき、前記自然エネルギー発電装置に、出力させる前記最大電力以下である出力電力を算出し指示する出力電力指令手段と、を有し、
   前記系統情報検出手段により検出された前記系統情報に基づき、前記電力系統の電力が予め定められた第１の周波数範囲未満であると判断した場合、
   前記出力電力指令手段は、前記自然エネルギー発電装置に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う、
   電力制御装置。
9. 自然エネルギーにより発電を行い電力系統に電力を供給する自然エネルギー発電装置から出力される最大電力を検出する最大電力検出ステップと、
   前記電力系統の電力に関する系統情報を検出する系統情報検出ステップと、
   前記最大電力検出ステップにより検出された前記最大電力、および前記系統情報検出ステップにより検出された前記系統情報に基づき、前記自然エネルギー発電装置に、出力させる前記最大電力以下である出力電力を算出し指示する出力電力指令ステップと、を有し、
   前記系統情報検出ステップにより検出された前記系統情報に基づき、前記電力系統の電力が予め定められた第１の周波数範囲未満であると判断した場合、
   前記出力電力指令ステップは、前記自然エネルギー発電装置に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う、
   電力制御用コンピュータプログラム。
10. 自然エネルギーにより発電を行い電力系統に電力を供給する自然エネルギー発電装置から出力される最大電力を検出する最大電力検出手順と、
    前記電力系統の電力に関する系統情報を検出する系統情報検出手順と、
    前記最大電力検出手順により検出された前記最大電力、および前記系統情報検出手順により検出された前記系統情報に基づき、前記自然エネルギー発電装置に、出力させる前記最大電力以下である出力電力を算出し指示する出力電力指令手順と、を有し、
    前記系統情報検出手順により検出された前記系統情報に基づき、前記電力系統の電力が予め定められた第１の周波数範囲未満であると判断した場合、
    前記出力電力指令手順は、前記自然エネルギー発電装置に対し、出力電力を減少させる自然エネルギー出力電力抑制指示を行う、
    電力制御方法。
    
    

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