JP7386470B2 - 分散型電源システム、制御装置および制御方法 - Google Patents

分散型電源システム、制御装置および制御方法 Download PDF

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Description

本開示は、分散型電源システム、制御装置および制御方法に関する。
分散型電源システムが知られている。分散型電源システムは、複数の発電装置を備えていることがある。そのような分散型電源システムの一例が、特許文献１に記載されている。
特許文献１に記載されている分散型電源システム１００を、図７に示す。分散型電源システム１００は、発電装置１１０と、直流母線１０４と、蓄電装置１０２と、系統連系装置１０８と、全体制御装置１０９と、を備えている。
発電装置１１０は、再生可能エネルギーを利用して発電する。具体的には、発電装置１１０は、太陽光発電装置である。発電装置１１０は、太陽電池１０１と、ＤＣ－ＤＣコンバータ１０３と、を含む。ＤＣ－ＤＣコンバータ１０３は、太陽電池１０１から出力された直流電圧を、所定の大きさの直流電圧に変換する。
蓄電装置１０２は、直流母線１０４を介して、ＤＣ－ＤＣコンバータ１０３に接続されている。蓄電装置１０２には、発電装置１１０の発電電力が供給され、その電力が充電される。
系統連系装置１０８は、ＤＣ－ＡＣインバータ１０７を有する。ＤＣ－ＡＣインバータ１０７は、蓄電装置１０２からの直流電力を、電力系統１０５と連系可能な交流電力に逆変換する。逆変換により得られた電力は、負荷１０６および電力系統１０５に供給される。
制御装置１０９は、発電量の予想データを受信する。制御装置１０９は、発電量の予想データおよび消費電力予想に基づいて、蓄電装置１０２の充電残量の目標値を設定する。制御装置１０９は、充電残量の目標値および実績値に基づいて、系統連系装置１０８の出力を、一定時間単位で変化させる。
特開２０１２－７５２２４号公報
本開示は、電力の安定供給に適した安価な分散型電源システムの実現に寄与し得る技術を提供する。
本開示は、
第１発電装置を含む複数の発電装置と、
前記複数の発電装置に接続された蓄電装置と、
前記複数の発電装置および前記蓄電装置に接続された電力入力部と、商用電源に接続された電力出力部と、を含む電力出力装置と、
第１検出装置と、
前記電力出力部から出力された電力を表す値であって前記第１検出装置を用いて特定される値である特定電力を一定の目標電力に追従させる制御装置と、を備え、
前記第１発電装置の発電電力を第１発電電力と定義し、正であるときに前記蓄電装置の充電電力を指すとともに負であるときの絶対値が前記蓄電装置の放電電力を指す値を前記蓄電装置の充放電電力と定義したとき、前記制御装置は、
前記複数の発電装置の合計発電電力から指令合計発電電力を差し引いた差分電力を演算し、
前記差分電力がゼロよりも大きいときにおいて、前記充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電電力を減少させる第１処理を実行し、
前記差分電力がゼロよりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行する、
分散型電源システムを提供する。
本開示に係る技術は、電力の安定供給に適した安価な分散型電源システムの実現に寄与し得る。
図１は、実施の形態における分散型電源システムの構成図である。 図２Ａは、実施の形態におけるランキンサイクル発電電源の構成図である。 図２Ｂは、実施の形態における電力変換機の構成図である。 図３は、実施の形態における太陽光発電装置の構成図である。 図４は、実施の形態における蓄電装置の構成図である。 図５は、実施の形態における制御フローチャート図である。 図６Ａは、実施の形態における電力の経時変化の説明図である。 図６Ｂは、比較例における電力の経時変化の説明図である。 図６Ｃは、比較例における電力の経時変化の説明図である。 図６Ｄは、比較例における電力の経時変化の説明図である。 図６Ｅは、比較例における電力の経時変化の説明図である。 図７は、従来の分散型電源システムの構成図である。
（本開示の基礎となった知見）
太陽光等の再生可能エネルギーを利用した発電装置が知られている。そのような発電装置の発電電力は、自然環境によって変動し易い。特許文献１には、発電電力の変動は蓄電装置で吸収されると記載されている。
しかし、再生可能エネルギーを利用した発電装置の発電電力は、大きく変動し得る。このため、特許文献１に従って発電電力の変動を蓄電装置で吸収する場合、大容量の蓄電装置が必要になる。しかし、大容量の蓄電装置は、高価である。
特許文献１には、発電量の予想データに基づいて、蓄電装置の充電残量の目標値を設定するとも記載されている。しかし、予想は、当たらない場合がある。予想が外れると、蓄電装置が満充電状態となったり過放電状態となったりし得る。これらの状態では、発電電力の変動を吸収できないことがある。このため、予想データに基づいた制御のみでは、負荷および電力系統等の供給先に電力を安定して供給することは難しい。
以上の理由で、特許文献１の技術には、電力の安定供給に適した安価な分散型電源システムを実現する観点から改善の余地がある。
（本開示に係る一態様の概要）
本開示の第１態様に係る分散型電源システムは、
第１発電装置を含む複数の発電装置と、
前記複数の発電装置に接続された蓄電装置と、
前記複数の発電装置および前記蓄電装置に接続された電力入力部と、商用電源に接続された電力出力部と、を含む電力出力装置と、
第１検出装置と、
前記電力出力部から出力された電力を表す値であって前記第１検出装置を用いて特定される値である特定電力を一定の目標電力に追従させる制御装置と、を備え、
前記第１発電装置の発電電力を第１発電電力と定義し、正であるときに前記蓄電装置の充電電力を指すとともに負であるときの絶対値が前記蓄電装置の放電電力を指す値を前記蓄電装置の充放電電力と定義したとき、前記制御装置は、
前記複数の発電装置の合計発電電力から指令合計発電電力を差し引いた差分電力を演算し、
前記差分電力がゼロよりも大きいときにおいて、前記充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電電力を減少させる第１処理を実行し、
前記差分電力がゼロよりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行する。
第１態様に係る技術は、電力の安定供給に適した安価な分散型電源システムの実現に寄与し得る。
本開示の第２態様において、例えば、第１態様に係る分散型電源システムでは、
前記制御装置は、前記第１発電装置が有する指令第１発電電力をある制御周期で更新してもよく、
前記第１発電電力は、前記第１発電装置が有する前記指令第１発電電力に追従してもよく、
前記制御周期は、１ミリ秒以下であってもよい。
第２態様は、第１発電電力を高い即応性で制御するのに適している。
本開示の第３態様において、例えば、第１態様または第２態様に係る分散型電源システムでは、
前記第１発電装置は、熱を利用して発電する熱発電装置、または、燃料電池発電装置であってもよい。
第３態様の発電装置は、第１発電装置の具体例である。
本開示の第４態様において、例えば、第１から第３態様のいずれか１つに係る分散型電源システムでは、
前記複数の発電装置は、第２発電装置を含んでいてもよく、
前記第２発電装置は、再生可能エネルギーを利用した発電装置であってもよい。
第４態様の第２発電装置は、再生可能エネルギーを利用する。そのような第２発電装置には、環境負荷が小さいというメリットと、その発電電力が自然環境によって変動し得るというデメリットと、がある。しかし、第４態様の第２発電装置は、第１態様の技術と組み合わされる。これにより、上記メリットを、上記デメリットを抑えつつ得ることができる。
本開示の第５態様において、例えば、第４態様に係る分散型電源システムでは、
前記第２発電装置は、太陽光発電装置、または、風力発電装置であってもよい。
第５態様の発電装置は、再生可能エネルギーを利用した発電装置の具体例である。
本開示の第６態様において、例えば、第１から第５態様のいずれか１つに係る分散型電源システムでは、
前記制御装置は、前記第１発電電力が追従するべき指令第１発電電力の下限である下限電力と、前記指令第１発電電力の上限である上限電力と、を設定してもよく、
前記第１処理によって前記指令第１発電電力が前記下限電力に達したときに、前記第２処理が開始されてもよく、
前記第３処理によって前記指令第１発電電力が前記上限電力に達したときに、前記第４処理が開始されてもよい。
第６態様によれば、第１発電電力の調整による合計発電電力の調整を第１発電装置にとって無理のない範囲で実行できる。
本開示の第７態様において、例えば、第１から第６態様のいずれか１つに係る分散型電源システムでは、
前記制御装置が実行する運転モードは、前記第１処理、前記第２処理、前記第３処理および前記第４処理を含む複数の処理のいずれかを選択して実行する第１モードを含んでいてもよく、
前記第１モードの開始時点における前記第１発電電力は、ゼロよりも大きく前記第１発電電力の定格値よりも小さくてもよい。
第７態様によれば、第１モードが開始されてから、第１発電電力を増加させることも減少させることも可能な状態が継続され易い。このことは、蓄電装置の充放電を抑えるのに適している。充放電を抑え易い運転によれば、容量が抑えられた安価な蓄電装置を用いることが可能となる。
本開示の第８態様に係る制御装置は、
第１発電装置を含む複数の発電装置と、
前記複数の発電装置に接続された蓄電装置と、
前記複数の発電装置および前記蓄電装置に接続された電力入力部と、商用電源に接続された電力出力部と、を含む電力出力装置と、
第１検出装置と、を備えた分散型電源システムを、前記電力出力部から出力された電力を表す値であって前記第１検出装置を用いて特定される値である特定電力を一定の目標電力に追従させるように制御する制御装置であって、
前記第１発電装置の発電電力を第１発電電力と定義し、正であるときに前記蓄電装置の充電電力を指すとともに負であるときの絶対値が前記蓄電装置の放電電力を指す値を前記蓄電装置の充放電電力と定義したとき、前記制御装置は、
前記複数の発電装置の合計発電電力から指令合計発電電力を差し引いた差分電力を演算し、
前記差分電力がゼロよりも大きいときにおいて、前記充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電電力を減少させる第１処理を実行し、
前記差分電力がゼロよりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行する。
第８態様に係る技術は、電力の安定供給に適した安価な分散型電源システムの実現に寄与し得る。
本開示の第９態様に係る制御方法は、
第１発電装置を含む複数の発電装置と、
前記複数の発電装置に接続された蓄電装置と、
前記複数の発電装置および前記蓄電装置に接続された電力入力部と、商用電源に接続された電力出力部と、を含む電力出力装置と、
第１検出装置と、を備えた分散型電源システムを、前記電力出力部から出力された電力を表す値であって前記第１検出装置を用いて特定される値である特定電力を一定の目標電力に追従させるように制御する制御方法であって、
前記第１発電装置の発電電力を第１発電電力と定義し、正であるときに前記蓄電装置の充電電力を指すとともに負であるときの絶対値が前記蓄電装置の放電電力を指す値を前記蓄電装置の充放電電力と定義したとき、
前記複数の発電装置の合計発電電力から指令合計発電電力を差し引いた差分電力を演算することと、
前記差分電力がゼロよりも大きいときにおいて、前記充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電電力を減少させる第１処理を実行することと、
前記差分電力がゼロよりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行することと、
を含む。
第９態様に係る技術は、電力の安定供給に適した安価な分散型電源システムの実現に寄与し得る。
以下、本開示の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。本発明は、以下の実施の形態に限定されない。
（実施の形態１）
図１に、実施の形態１における分散型電源システム１を示す。
図１に示す分散型電源システム１は、複数の発電装置３２と、第１検出装置７と、第２検出装置４と、電力出力装置６と、制御装置８と、蓄電装置９と、を備えている。
複数の発電装置３２と、蓄電装置９と、電力出力装置６と、は互いに接続されている。具体的には、この接続は、直流電路３５を介して行われている。
分散型電源システム１は、商用電源５Ａおよび負荷５Ｂに接続され得る。具体的には、電力出力装置６と、商用電源５Ａと、負荷５Ｂとは、互いに接続され得る。より具体的には、この接続は、交流電路３６を介して行われ得る。
複数の発電装置３２で発電された電力は、蓄電装置９に供給され得る。複数の発電装置３２で発電された電力および蓄電装置９に蓄電された電力は、電力出力装置６を介して負荷５Ｂに供給され得る。負荷５Ｂには、商用電源５Ａからも電力が供給され得る。
一例では、分散型電源システム１から負荷５Ｂに電力が供給される。この電力供給では負荷５Ｂの要求電力を賄えない場合、不足分の電力が商用電源５Ａから負荷５Ｂに供給される。分散型電源システム１から商用電源５Ａへと電力が逆潮流することはない。
別例では、分散型電源システム１から商用電源５Ａへと電力が逆潮流し得る。
負荷５Ｂは、特に限定されない。一例では、負荷５Ｂは、工場の電気設備である。別例では、負荷５Ｂは、家庭の電化製品である。
以下、分散型電源システム１の構成要素について説明する。
複数の発電装置３２は、第１発電装置３および第２発電装置２を含む。本実施の形態では、複数の発電装置３２は、第１発電装置３および第２発電装置２の２つの発電装置である。ただし、複数の発電装置３２は、他の発電装置をさらに含んでいてもよい。
第１発電装置３は、直流電路３５に接続されている。第１発電装置３は、発電調整力を有する。発電調整力を有するとは、自身の発電電力が制御されることにより増加も減少もし得ることを意味する。本実施の形態では、第１発電装置３の発電電力は、制御装置８による制御により、逐次的に増加も減少もし得る。
図１の例では、第１発電装置３は、発電電源３Ｒと、電力変換機３Ｈと、を含む。
発電電源３Ｒは、発電を行う。発電電源３Ｒは、発電調整力を有する。本実施の形態では、発電電源３Ｒの発電電力は、制御装置８による制御により、逐次的に増加も減少もし得る。
以下では、第１発電装置３の発電電力を、第１発電電力Ｐ1と称することがある。具体的には、第１発電電力Ｐ1は、直流電力である。第１発電電力Ｐ1は、直流電路３５に出力される。図１の例では、第１発電電力Ｐ1は、電力変換機３Ｈの出力電力である。
本実施の形態では、第１発電装置３は、熱を利用して発電する熱発電装置である。具体的には、第１発電装置３は、排熱を利用して発電する排熱発電装置である。また、本実施の形態では、第１発電装置３は、ランキンサイクル発電装置である。
本実施の形態では、発電電源３Ｒは、熱を利用して発電する発電電源である。具体的には、発電電源３Ｒは、排熱を利用して発電する発電電源である。また、本実施の形態では、発電電源３Ｒは、ランキンサイクル発電電源である。
上述の排熱を利用して発電する発電装置および発電電源の説明において、排熱の供給元の例は、工場である。排熱の供給元の具体例は、炉である。この炉は、例えば、鋳物の製造に用いられる炉である。
本実施の形態では、電力変換機３Ｈは、ＡＣ－ＤＣコンバータである。
以下では、熱発電装置である第１発電装置３を、熱発電装置３と称することがある。排熱発電装置である第１発電装置３を、排熱発電装置３と称することがある。ランキンサイクル発電装置である第１発電装置３を、ランキンサイクル発電装置３と称することがある。ランキンサイクル発電電源である発電電源３Ｒを、ランキンサイクル発電電源３Ｒと表記することがある。ＡＣ－ＤＣコンバータである電力変換機３Ｈを、ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈと表記することがある。
別例では、第１発電装置３は、燃料電池発電装置である。発電電源３Ｒは、燃料電池である。電力変換機３Ｈは、ＤＣ－ＤＣコンバータである。
上述の説明から理解されるように、本実施の形態では、ランキンサイクル発電装置３は、ランキンサイクル発電電源３Ｒと、ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈと、を含む。
図２Ａに、本実施の形態のランキンサイクル発電電源３Ｒを示す。本実施の形態のランキンサイクル発電電源３Ｒは、ポンプ３Ａと、蒸発器３Ｂと、温度センサ３Ｄと、膨張機３Ｃと、バイパス弁３Ｅと、凝縮器３Ｆと、発電機３Ｇと、を含む。
ランキンサイクル発電電源３Ｒでは、冷媒の循環路が形成されている。この循環路では、ポンプ３Ａと、蒸発器３Ｂと、膨張機３Ｃと、凝縮器３Ｆとが、この順に現れる。
ポンプ３Ａは、冷媒を圧送することによって、冷媒を循環させる。蒸発器３Ｂは、加熱媒体から熱を回収し、その熱により冷媒を加熱する。膨張機３Ｃは、冷媒を膨張させる。凝縮器３Ｆは、冷媒の熱を奪うことによって、冷媒を凝縮させる。凝縮器３Ｆで奪われた熱は、冷却媒体に与えられる。
本実施の形態では、加熱媒体は、ガスである。具体的には、加熱媒体は、排ガスである。つまり、ランキンサイクル発電電源３Ｒは、排熱を用いた発電電源である。排ガスの供給元は、例えば工場であり、一具体例では炉であり、この炉は鋳物の製造に用いられる炉であってもよい。蒸発器３Ｂは、例えば、フィンアンドチューブ熱交換器である。
本実施の形態では、蒸発器３Ｂにおける加熱により、冷媒は高圧ガスとなる。膨張機３Ｃは、高圧ガスとなった冷媒を膨張させる。
本実施の形態では、冷却媒体は、ガスである。具体的には、冷却媒体は、大気中の空気である。ただし、冷却媒体は、水などの液体であってもよい。凝縮器３Ｆは、ファンを備えていてもよい。凝縮器３Ｆは、例えば、フィンアンドチューブ熱交換器、プレート熱交換器または二重管式熱交換器である。
ランキンサイクル発電電源３Ｒでは、冷媒のバイパス路が形成されている。バイパス路は、膨張機３Ｃをバイパスしている。具体的には、バイパス路は、循環路における蒸発器３Ｂよりも下流側かつ膨張機３Ｃよりも上流側の部分と、循環路における膨張機３Ｃよりも下流側かつ凝縮器３Ｆよりも上流側の部分と、を接続している。
バイパス弁３Ｅは、バイパス路に設けられている。バイパス弁３Ｅの開度を非ゼロにすることにより、循環路を流れる冷媒の一部または全部を、バイパス弁３Ｅに流入させることができる。
バイパス弁３Ｅは、流量調整弁であってもよく、開閉弁であってもよい。ここで、流量調整弁は、０％よりも大きく１００％よりも小さい開度をとり得る弁である。開閉弁は、開度が０％および１００％の２値のいずれかに設定される弁である。
温度センサ３Ｄは、循環路における蒸発器３Ｂよりも下流側かつ膨張機３Ｃよりも上流側の部分に設けられている。温度センサ３Ｄは、この部分における冷媒の温度を検出する。温度センサ３Ｄは、ランキンサイクル発電装置３の構成要素の制御に用いられ得る。具体的には、温度センサ３Ｄは、循環路におけるバイパス路への分岐点よりも上流側の部分に設けられている。温度センサ３Ｄの検出温度は、実質的に、膨張機３Ｃの入口温度であり得る。
発電機３Ｇは、膨張機３Ｃに接続されている。膨張機３Ｃでは、膨張により回転エネルギーが生じる。発電機３Ｇでは、その回転エネルギーによりロータが回転する。このようにして、発電機３Ｇにおいて、交流電力が発電される。
ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈは、発電機３Ｇに接続されている。ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈには、発電機３Ｇで発電された交流電力が供給される。ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈは、この交流電力を直流電力に変換する。
本実施の形態のＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈの構成を、図２Ｂに示す。本実施の形態のＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈは、スイッチング素子１６から２１と、ダイオード５１から５６と、コンデンサ２２と、を含む。コンデンサ２２は、出力コンデンサである。
ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈでは、第１相回路６１と、第２相回路６２と、第３相回路６３と、が構成されている。第１相回路６１、第２相回路６２および第３相回路６３は、スイッチング回路６０を構成している。第１相回路６１と、第２相回路６２と、第３相回路６３と、コンデンサ２２とは、互いに並列に接続されている。第１相回路６１、第２相回路６２および第３相回路６３は、それぞれ、発電機３Ｇに接続されている。
本実施の形態では、第１相回路６１、第２相回路６２および第３相回路６３は、それぞれ、発電機３Ｇの第１相、第２相および第３相に接続されている。本実施の形態では、第１相、第２相および第３相は、それぞれ、Ｕ相、Ｖ相およびＷ相である。
第１相回路６１は、スイッチング素子１６および１７と、ダイオード５１および５２と、を含む。スイッチング素子１６および１７は、第１接続点６６を介して直列に接続されている。スイッチング素子１６とダイオード５１とは、並列に接続されている。スイッチング素子１７とダイオード５２とは、並列に接続されている。
第２相回路６２は、スイッチング素子１８および１９と、ダイオード５３および５４と、を含む。スイッチング素子１８および１９は、第２接続点６７を介して直列に接続されている。スイッチング素子１８とダイオード５３とは、並列に接続されている。スイッチング素子１９とダイオード５４とは、並列に接続されている。
第３相回路６３は、スイッチング素子２０および２１と、ダイオード５５および５６と、を含む。スイッチング素子２０および２１は、第３接続点６８を介して直列に接続されている。スイッチング素子２０とダイオード５５とは、並列に接続されている。スイッチング素子２１とダイオード５６とは、並列に接続されている。
本実施の形態では、第１接続点６６は、発電機３Ｇの第１相に接続されている。第２接続点６７は、発電機３Ｇの第２相に接続されている。第３接続点６８は、発電機３Ｇの第３相に接続されている。
ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈを用いて、発電機３Ｇの回転数が制御される。より具体的には、ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈによって発電機３Ｇに回生ブレーキがかかり回生電力が得られるように、スイッチング素子１６から２１のスイッチングが制御される。ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈを用いた制御は、制御装置８によってなされる。コンデンサ２２は、回生電力の瞬時脈動を吸収する。
一具体例では、スイッチング素子１６から２１は、パルス幅変調（ＰＷＭ：Pulse Width Modulation）で駆動される。より具体的には、ＰＷＭ信号が、スイッチング素子１６から２１に供給される。そして、スイッチング素子１６から２１は、ＰＷＭ信号に基づいてスイッチングする。
図２Ｂの例では、スイッチング素子１６から２１は、例えば、絶縁ゲートバイポーラトランジスタ（IGBT:Insulated Gate Bipolar Transistor）である。ただし、スイッチング素子１６から２１は、ＭＯＳＦＥＴ（Metal Oxide Semiconductor Field Effect Transistor）等の、他のスイッチング素子であってもよい。
以上の説明から理解されるように、本実施の形態では、第１発電装置３は、ロータの回転により発電する発電機３Ｇと、スイッチング回路６０を含む電力変換機３Ｈと、を含む。制御装置８は、スイッチング回路６０を用いて上記ロータの回転を制御することによって、第１発電電力Ｐ1を制御する。本実施の形態は、高い応答性で第１発電電力Ｐ1を制御するのに適している。
具体的には、第１発電電力Ｐ1の制御は、ＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈを用いた発電機３Ｇの回転数の制御により、実行され得る。この制御は、制御装置８によって実行され得る。
ポンプ３Ａの回転数を制御することによって、上記の循環路を流れる冷媒の流量を制御し、第１発電電力Ｐ1を制御する構成も採用され得る。バイパス弁３Ｅの開度を制御することによって、循環路を流れる冷媒の流量を制御し、第１発電電力Ｐ1を制御する構成も採用され得る。また、第１発電装置３内にブレーキ回路を設け、第１発電装置３で得られた直流電力の一部をブレーキ回路で消費することによって、第１発電電力Ｐ1を制御する構成も採用され得る。これらの制御もまた、制御装置８によって実行され得る。上記ロータの回転（具体的には回転数）の制御、ポンプ３Ａの回転数の制御、バイパス弁３Ｅの開度の制御およびブレーキ回路による電力消費から選択される２以上を組み合わせて、第１発電電力Ｐ1を制御する構成も採用され得る。
図２Ｂに示すＡＣ－ＤＣコンバータ３Ｈの構成は、発電電源３Ｒがランキンサイクル発電電源ではない場合にも採用され得る。
上述の説明から理解されるように、スイッチング回路を用いたロータの回転の制御は、第１発電装置がランキンサイクル発電装置である場合に採用され得る。その他、この制御は、第１発電装置がロータを有していれば、第１発電装置が他の種類の発電装置である場合に採用され得る。もちろん、この制御は、第１発電装置が排熱発電装置等の熱発電装置でありかつロータを有している場合には、第１発電装置がランキンサイクル発電装置であってもなくても採用され得る。
第１発電装置３に含まれた発電電源の数は１つに限られない。この数は、複数であってもよい。この場合、第１発電装置３が発電電源の数と同じ数の電力変換機を含み、複数の発電電源と複数の電力変換機が一対一に接続され得る。この場合、発電電源および電力変換機は、発電電源３Ｒおよび電力変換機３Ｈとして例示した要素であり得る。ある発電電源がランキンサイクル発電電源であり他の発電電源が燃料電池であるというように、複数の発電電源は、異なる種類の発電電源であってもよい。また、ある発電電源も他の発電電源もランキンサイクル発電電源であるというように、複数の発電電源は、同じ種類の発電電源であってもよい。この点は、複数の電力変換機についても同様である。また、この場合、複数の発電電源の発電によって第１発電装置３が出力する電力を、第１発電電力Ｐ1と称することとする。
図１に戻って、第２発電装置２は、直流電路３５に接続されている。第２発電装置２の運転中において、第２発電装置２の発電電力は、天候等によって変動し得る。具体的には、第２発電装置２は、再生可能エネルギーを利用した発電装置である。
図１の例では、第２発電装置２は、発電電源２Ａと、電力変換機２Ｂと、を含む。
本実施の形態では、第２発電装置２は、太陽光発電装置である。具体的には、発電電源２Ａは、太陽電池である。電力変換機２Ｂは、ＤＣ－ＤＣコンバータである。
以下では、太陽光発電装置である第２発電装置２を、太陽光発電装置２と表記することがある。太陽電池である発電電源２Ａを、太陽電池２Ａと表記することがある。ＤＣ－ＤＣコンバータである電力変換機２Ｂを、ＤＣ－ＤＣコンバータ２Ｂと表記することがある。
別例では、第２発電装置２は、風力発電装置である。具体的には、発電電源２Ａは、風車である。電力変換機２Ｂは、ＡＣ－ＤＣコンバータおよびＤＣ－ＤＣコンバータを組み合わせた電力変換機である。
図３に、本実施の形態に係る第２発電装置２の具体例を示す。この具体例では、ＤＣ－ＤＣコンバータ２Ｂは、ＤＣチョッパ回路である。以下では、ＤＣチョッパ回路であるＤＣ－ＤＣコンバータ２Ｂを、ＤＣチョッパ回路２Ｂと表記することがある。
図３に示す具体例では、ＤＣチョッパ回路２Ｂは、コンデンサ４１および４２と、スイッチング素子１３と、ダイオード５７と、整流ダイオード１４と、リアクトル１５と、を含む。コンデンサ４１は、入力コンデンサである。コンデンサ４２は、出力コンデンサである。
スイッチング素子１３とダイオード５７とは、並列に接続されている。
太陽電池２Ａと、リアクトル１５と、スイッチング素子１３とが、この順に接続されている。太陽電池２Ａ、リアクトル１５およびスイッチング素子１３に、この順で電流が流れ得る。
また、太陽電池２Ａと、リアクトル１５と、整流ダイオード１４と、直流電路３５とが、この順に接続されている。太陽電池２Ａ、リアクトル１５、整流ダイオード１４および直流電路３５に、この順で電流が流れ得る。
具体的には、太陽電池２ＡからＤＣチョッパ回路２Ｂに直流電圧が入力される。スイッチング素子１３のスイッチングが制御される。スイッチング素子１３がオンであるとき、太陽電池２Ａからリアクトル１５およびスイッチング素子１３にこの順で電流が流れ、リアクトル１５にエネルギーが蓄えられる。スイッチング素子１３がオフであるとき、太陽電池２Ａからリアクトル１５およびダイオード１４にこの順で電流が流れ、リアクトル１５に蓄えられていたエネルギーがダイオード１４を介して出力される。このような動作により、ＤＣチョッパ回路２Ｂは、太陽電池２Ａから入力された直流電圧を昇圧し、ダイオード１４に電流を通電することで直流電路３５に電力を搬送する。ＤＣチョッパ回路２Ｂを用いた制御は、制御装置８によってなされる。
一具体例では、スイッチング素子１３は、パルス幅変調で駆動される。より具体的には、ＰＷＭ信号が、スイッチング素子１３に供給される。そして、スイッチング素子１３は、ＰＷＭ信号に基づいてスイッチングする。
一具体例では、太陽電池２ＡのＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御が実行される。より具体的には、ＤＣチョッパ回路２Ｂを用いて、太陽電池２Ａの発電電力が最大となるように、太陽電池２Ａの出力電流が制御される。
図３の例では、スイッチング素子１３は、ＭＯＳＦＥＴである。ただし、スイッチング素子１３は、ＩＧＢＴ等の、他のスイッチング素子であってもよい。
図３に示すＤＣチョッパ回路２Ｂの構成は、発電電源２Ａが太陽電池ではない場合にも採用され得る。
以下では、第２発電装置２の発電電力を、第２発電電力Ｐ2と称することがある。具体的には、第２発電電力Ｐ2は、直流電力である。発電電力Ｐ2は、直流電路３５に出力される。図１の例では、発電電力Ｐ2は、電力変換機２Ｂの出力電力である。
第２発電装置２に含まれた発電電源の数は１つに限られない。この数は、複数であってもよい。この場合、第２発電装置２が発電電源の数と同じ数の電力変換機を含み、複数の発電電源と複数の電力変換機が一対一に接続され得る。この場合、発電電源および電力変換機は、発電電源２Ａおよび電力変換機２Ｂとして例示した要素であり得る。複数の発電電源は、異なる種類の発電電源であってもよい。また、複数の発電電源は、同じ種類の発電電源であってもよい。この点は、複数の電力変換機についても同様である。また、この場合、複数の発電電源の発電によって第２発電装置２が出力する電力を、第２発電電力Ｐ2と称することとする。
図１に戻って、蓄電装置９は、複数の発電装置３２に接続されている。蓄電装置９には、複数の発電装置３２の発電電力が供給され得る。具体的には、蓄電装置９は、直流電路３５を介して複数の発電装置３２に接続されている。蓄電装置９は、複数の発電装置３２の発電電力に過不足が生じたときに電力バッファとして機能し得る。
本実施の形態では、蓄電装置９は、第１発電装置３および第２発電装置２に接続されている。このため、蓄電装置９には、第１発電装置３および第２発電装置２の発電電力が供給され得る。具体的には、蓄電装置９は、直流電路３５を介して第１発電装置３および第２発電装置２に接続されている。
図１の例では、蓄電装置９は、蓄電機９Ａと、電力変換機９Ｂと、を含む。
本実施の形態では、蓄電機９Ａは、蓄電池である。以下では、蓄電池である蓄電機９Ａを、蓄電池９Ａと表記することがある。蓄電機９Ａを構成する蓄電池の具体例は、リチウムイオン電池、ニッケル水素電池、鉛蓄電池等である。
蓄電機９Ａの別例は、コンデンサである。蓄電機９Ａを構成するコンデンサの具体例は、電気二重層コンデンサである。
本実施の形態では、電力変換機９Ｂは、ＤＣ－ＤＣコンバータである。具体的には、電力変換機９Ｂは、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータである。より具体的には、電力変換機９Ｂは、双方向チョッパ回路である。以下では、双方向ＤＣチョッパ回路である電力変換機９Ｂを、双方向ＤＣチョッパ回路９Ｂと表記することがある。
ここで、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータは、その第１端子から入力された直流電圧を大きさの異なる直流電圧を変換してその第２端子に出力することと、その第２端子から入力された直流電圧を大きさの異なる直流電圧を変換してその第１端子に出力することと、の両方を実行できるコンバータを指す。
同様に、双方向チョッパ回路は、その第１端子から入力された直流電圧を大きさの異なる直流電圧を変換してその第２端子に出力することと、その第２端子から入力された直流電圧を大きさの異なる直流電圧を変換してその第１端子に出力することと、の両方を実行できるチョッパ回路を指す。
図４に、本実施の形態に係る蓄電装置９の具体例を示す。
図４に示す具体例では、双方向チョッパ回路９Ｂは、スイッチング素子１０および１１と、ダイオード５８および５９と、リアクトル１２と、コンデンサ４６および４７と、を含む。コンデンサ４６および４７は、入出力コンデンサである。
スイッチング素子１０とダイオード５８とは、並列に接続されている。スイッチング素子１１とダイオード５９とは、並列に接続されている。
直流電路３５と、スイッチング素子１０と、リアクトル１２と、蓄電池９Ａとが、この順に接続されている。直流電路３５、スイッチング素子１０、リアクトル１２および蓄電池９Ａに、この順で電流が流れ得る。
ダイオード５９と、リアクトル１２と、蓄電池９Ａとが、この順に接続されている。ダイオード５９、リアクトル１２および蓄電池９Ａに、この順で電流が流れ得る。
蓄電池９Ａと、リアクトル１２と、スイッチング素子１１とが、この順に接続されている。蓄電池９Ａ、リアクトル１２およびスイッチング素子１１に、この順で電流が流れ得る。
蓄電池９Ａと、リアクトル１２と、ダイオード５８と、直流電路３５とが、この順に接続されている。蓄電池９Ａ、リアクトル１２、ダイオード５８および直流電路３５に、この順で電流が流れ得る。
蓄電池９Ａに充電する際には、スイッチング素子１１は、オフ状態に維持される。スイッチング素子１０のスイッチングが制御される。スイッチング素子１０がオンであるとき、スイッチング素子１０、リアクトル１２および蓄電池９Ａにこの順に電流が流れる。スイッチング素子１０がオフであるとき、リアクトル１２は自身を流れる電流を維持しようとし、ダイオード５９、リアクトル１２および蓄電池９Ａにこの順に電流が流れる。このような動作により、双方向チョッパ回路９Ｂは、降圧チョッパとして機能する。つまり、双方向チョッパ回路９Ｂは、直流電路３５から入力された直流電圧を降圧し、降圧された電圧にてリアクトル１２の電流を制御することで蓄電池９Ａに充電する。
蓄電池９Ａから放電する際には、スイッチング素子１０は、オフ状態に維持される。スイッチング素子１１のスイッチングが制御される。スイッチング素子１１がオンであるとき、蓄電池９Ａからリアクトル１２およびスイッチング素子１１にこの順で電流が流れ、リアクトル１２にエネルギーが蓄えられる。スイッチング素子１１がオフであるとき、蓄電池９Ａからリアクトル１２およびダイオード５８にこの順で電流が流れ、リアクトル１２に蓄えられていたエネルギーがダイオード５８を介して出力される。このような動作により、双方向チョッパ回路９Ｂは、昇圧チョッパとして機能する。つまり、双方向チョッパ回路９Ｂは、蓄電池９Ａから入力された直流電圧を昇圧し、ダイオード５８に電流を通電することで直流電路３５に電力を搬送する。
双方向チョッパ回路９Ｂを用いた制御は、制御装置８によってなされる。
一具体例では、スイッチング素子１０は、パルス幅変調で駆動される。より具体的には、ＰＷＭ信号が、スイッチング素子１０に供給される。そして、スイッチング素子１０は、ＰＷＭ信号に基づいてスイッチングする。スイッチング素子１１についても同様である。
蓄電池９Ａから放電する際には、２つのスイッチング素子１０および１１を用いた同期整流が行われてもよい。同期整流では、スイッチング素子１０および１１の一方がオン状態であるときに他方はオフ状態であり、一方がオフ状態であるときに他方はオン状態である。同期整流では、２つのスイッチング素子がこのように相補的にオンオフされることにより、ダイオードを用いたダイオード整流に比べ、導電損失を抑制できる。具体的に、上述の説明においてダイオード５８に電流が流れる期間においてスイッチング素子１０をオン状態にすることにより、同期整流を実現できる。
なお、図３に示すＤＣチョッパ回路２Ｂにおいて、ダイオード１４をスイッチング素子Ｘに変更し、スイッチング素子Ｘとスイッチング素子１３とを用いた同期整流を行ってもよい。具体的に、先の説明においてダイオード１４に電流が流れる期間においてスイッチング素子Ｘをオン状態にすることにより、同期整流を実現できる。
図４の例では、スイッチング素子１０および１１は、例えば、ＭＯＳＦＥＴである。ただし、スイッチング素子１０および１１は、ＩＧＢＴ等の、他のスイッチング素子であってもよい。
図４に示す双方向チョッパ回路９Ｂの構成は、蓄電機９Ａが蓄電池ではない場合にも採用され得る。
以下では、蓄電装置９の充放電電力を、Ｐstorageと表記することがある。ここで、正である充放電電力は充電電力を指し、負である充放電電力の絶対値は放電電力を指すものとする。具体的には、充放電電力Ｐstorageは、直流電力である。充放電電力Ｐstorageは、直流電路３５に入出力される。図１の例では、充放電電力Ｐstorageは、双方向チョッパ回路９Ｂの入出力電力である。
蓄電装置９に含まれた蓄電機の数は１つに限られない。この数は、複数であってもよい。この場合、蓄電装置９が蓄電機の数と同じ数の電力変換機を含み、複数の蓄電機と複数の電力変換機が一対一に接続され得る。この場合、蓄電機および電力変換機は、蓄電機９Ａおよび電力変換機９Ｂとして例示した要素であり得る。複数の蓄電機は、異なる種類の蓄電機であってもよい。また、複数の蓄電機は、同じ種類の蓄電機であってもよい。この点は、複数の電力変換機についても同様である。また、この場合、複数の蓄電機の充放電によって第２発電装置２が充放電する電力を、充放電電力Ｐstorageと称することとする。
図１に戻って、第２検出装置４は、複数の発電装置３２の発電電力の合計を検出する。以下では、複数の発電装置３２の発電電力の合計を、合計発電電力Ｐsumと称することがある。第２検出装置４は、合計発電電力Ｐsumを検出すると言える。本実施の形態では、合計発電電力Ｐsumは、第１発電装置３の発電電力Ｐ1および第２発電装置２の発電電力Ｐ2の合計である。
電力出力装置６は、電力入力部６ｉと、電力出力部６оと、を含む。
電力入力部６ｉは、複数の発電装置３２および蓄電装置９に接続されている。具体的には、電力入力部６ｉは、直流電路３５を介して複数の発電装置３２および蓄電装置９に接続されている。
図１に示すように、分岐部ＢＰに、負荷５Ｂが接続されている。そして、電力出力部６оは、分岐部ＢＰを介して商用電源５Ａに接続されている。具体的には、電力出力部６оは、交流電路３６を介して商用電源５Ａおよび負荷５Ｂに接続されている。
電力入力部６ｉには、複数の発電装置３２および蓄電装置９から直流電力が入力される。電力出力部６оからは、交流電力が出力される。電力は、電力入力部６ｉと電力出力部６оとの間で、ＤＣ－ＡＣ変換される。
具体的には、電力入力部６ｉには、合計発電電力Ｐsumから、蓄電装置９の充放電電力Ｐstorageを差し引いた電力が入力される。つまり、蓄電装置９の充電時において、電力入力部６ｉには、合計発電電力Ｐsumから蓄電装置９の充電電力を差し引いた電力が入力される。蓄電装置９の放電時において、電力入力部６ｉには、合計発電電力Ｐsumと蓄電装置９の放電電力とを合計した電力が入力される。なお、先に説明したとおり、合計発電電力Ｐsumは、複数の発電装置３２の発電電力の合計である。
別例では、電力が、電力入力部６ｉと電力出力部６оとの間で、ＤＣ－ＤＣ変換され、その後ＤＣ－ＡＣ変換される。
分散型電源システム１は、特定電力Ｐoutを特定できるように構成されている。ここで、特定電力Ｐoutは、電力出力部６оから出力された電力を表す値である。また、特定電力Ｐoutは、第１検出装置７を用いて特定される値である。本実施の形態では、電力出力部６оから商用電源５Ａへと、交流電路３６が延びている。その交流電路３６から、特定電力Ｐoutが得られる。具体的には、交流電路３６は、第１部分３６ａと、第２部分３６ｂと、を含んでいる。第１部分３６ａは、電力出力部６оと分岐部ＢＰの間の部分である。第２部分３６ｂは、分岐部ＢＰと商用電源５Ａの間の部分である。分岐電路３７は、分岐部ＢＰから負荷５Ｂへと延びている。特定電力Ｐoutは、第１部分３６ａから得られる。本実施の形態では、特定電力Ｐoutは、電力出力部６оから出力された有効電力を表す。
上述のように、図１の例では、特定電力Ｐoutは、第１検出装置７を用いて特定される。第１検出装置７は、電流検出器７Ａと、電圧検出器７Ｂと、電力演算部７Ｃと、を含む。電流検出器７Ａおよび電圧検出器７Ｂは、交流電路３６に設けられている。具体的には、電流検出器７Ａおよび電圧検出器７Ｂは、第１部分３６ａに設けられている。
電流検出器７Ａは、自身が設けられた位置を流れる交流電流を検出する。本実施の形態では、電流検出器７Ａは、電力出力装置６から出力された交流電流を検出する。
電圧検出器７Ｂは、自身が設けられた位置に印加されている交流電圧を検出する。本実施の形態では、電力出力装置６から出力された交流電圧を検出する。
電圧検出器７Ｂは、第２部分３６ｂに設けられていてもよい。また、電圧検出器７Ｂは、分岐電路３７に設けられていてもよい。
電力演算部７Ｃは、電流検出器７Ａの検出電流と、電圧検出器７Ｂの検出電圧とを用いて、特定電力Ｐoutを演算する。上述の説明から理解されるように、本実施の形態では、特定電力Ｐoutは、電力出力装置６から出力された有効電力を表す。
制御装置８は、特定電力Ｐoutを一定の目標電力Ｐconstant *に追従させる。制御装置８は、第１発電装置３の第１発電電力Ｐ1および蓄電装置９の充放電電力Ｐstorageを制御できるように構成されている。本実施の形態では、制御装置８は、第２発電装置２の発電電力Ｐ2も制御できるように構成されている。
以下、図５のフローチャートを参照しつつ、制御装置８による第１発電装置３の発電電力Ｐ1および蓄電装置９の充放電電力Ｐstorageの制御の例について説明する。
以下の説明では、第１発電電力Ｐ1が追従するべき指令値を、指令第１発電電力Ｐ1 *と称することがある。蓄電装置９の充放電電力Ｐstorageが追従するべき指令値を、指令充放電電力Ｐstorage *と称することがある。合計発電電力Ｐsumが追従するべき指令値を、指令合計発電電力Ｐsum *と称することがある。
また、以下の説明では、制御装置８に電力が入力されるという表現を用いることがある。この表現は、制御装置８にその電力を表す情報が入力されることを意味する。
この説明に係る例では、制御装置８は、指令第１発電電力Ｐ1 *を、下限電力Ｐmin以上かつ上限電力Ｐmax以下の範囲の値に設定する。下限電力Ｐminおよび上限電力Ｐmaxは、第１発電装置３の能力、運転環境等に基づいて設定され得る。
図５のフローチャートにおける「開始」から「終了」までが、１つの制御サイクルを構成する。制御装置８は、この制御サイクルを繰り返し実行し得る。
ステップＳ１において、制御装置８に、合計発電電力Ｐsumが入力される。具体的には、第２検出装置４から制御装置８に、合計発電電力Ｐsumが入力される。
ステップＳ１の後、ステップＳ２において、制御装置８に、指令合計発電電力Ｐsum *が入力される。具体的には、上位制御装置から制御装置８に、指令合計発電電力Ｐsum *が入力される。
ステップＳ２の後、ステップＳ３において、制御装置８は、差分電力Ｐdeltaを演算する。差分電力Ｐdeltaは、合計発電電力Ｐsumから指令合計発電電力Ｐsum *を差し引いた差分である。
ステップＳ３の後、ステップＳ４において、制御装置８は、第１条件、第２条件、第３条件、第４条件および第５条件のいずれの条件が成立しているのかを判断する。
第１条件は、差分電力Ｐdeltaがゼロであるという条件である。第１条件が成立している場合、ステップＳ５において、制御装置８は、指令第１発電電力Ｐ1 *を現在の値に維持する。数式を用いると、ステップＳ５で設定されるＰ1 *は、Ｐ1 *（ｓ）＝Ｐ1 *（ｓ－１）により与えられる。
ここで、Ｐ1 *（ｓ－１）は、今回の制御サイクルで更新される前のＰ1 *を指す。Ｐ1 *（ｓ）は、今回の制御サイクルで更新された後のＰ1 *を指す。Ｐstorage *についても同様である。
また、第１条件が成立している場合、ステップＳ６において、制御装置８は、指令充放電電力Ｐstorage *を、ゼロに設定する。数式を用いると、ステップＳ６で設定されるＰstorage *は、Ｐstorage *（ｓ）＝Ｐdelta＝０により与えられる。
第２条件は、差分電力Ｐdeltaがゼロよりも大きくかつ指令第１発電電力Ｐ1 *が下限電力Ｐminよりも大きいという条件である。第２条件が成立している場合、ステップＳ７において、制御装置８は、指令第１発電電力Ｐ1 *を、第１刻み幅Ｐwidth1だけ小さくする。数式を用いると、ステップＳ７で設定されるＰ1 *は、Ｐ1 *（ｓ）＝Ｐ1 *（ｓ－１）－Ｐwidth1により与えられる。
また、第２条件が成立している場合、ステップＳ８において、制御装置８は、指令充放電電力Ｐstorage *を現在の値に維持する。数式を用いると、ステップＳ８で設定されるＰstorage *は、Ｐstorage *（ｓ）＝Ｐstorage *（ｓ－１）により与えられる。
第３条件は、差分電力Ｐdeltaがゼロよりも小さくかつ指令第１発電電力Ｐ1 *が上限電力Ｐmaxよりも小さいという条件である。第３条件が成立している場合、ステップＳ９において、制御装置８は、指令第１発電電力Ｐ1 *を、第１刻み幅Ｐwidth1だけ大きくする。数式を用いると、ステップＳ９で設定されるＰ1 *は、Ｐ1 *（ｓ）＝Ｐ1 *（ｓ－１）＋Ｐwidth1により与えられる。
また、第３条件が成立している場合、ステップＳ１０において、制御装置８は、指令充放電電力Ｐstorage *を現在の値に維持する。数式を用いると、ステップＳ１０で設定されるＰstorage *は、Ｐstorage *（ｓ）＝Ｐstorage *（ｓ－１）により与えられる。
第４条件は、差分電力Ｐdeltaがゼロよりも大きくかつ指令第１発電電力Ｐ1 *が下限電力Ｐminであるという条件である。第４条件が成立している場合、ステップＳ１１において、制御装置８は、指令第１発電電力Ｐ1 *を、下限電力Ｐminに維持する。数式を用いると、ステップＳ１１で設定されるＰ1 *は、Ｐ1 *（ｓ）＝Ｐminにより与えられる。
また、第４条件が成立している場合、ステップＳ１２において、制御装置８は、指令充放電電力Ｐstorage *を、第２刻み幅Ｐwidth2だけ大きくする。数式を用いると、ステップＳ１２で設定されるＰstorage *は、Ｐstorage *（ｓ）＝Ｐstorage *（ｓ－１）＋Ｐwidth2により与えられる。
第５条件は、差分電力Ｐdeltaがゼロよりも小さくかつ指令第１発電電力Ｐ1 *が上限電力Ｐmaxであるという条件である。第５条件が成立している場合、ステップＳ１３において、制御装置８は、指令第１発電電力Ｐ1 *を、上限電力Ｐmaxに維持する。数式を用いると、ステップＳ１３で設定されるＰ1 *は、Ｐ1 *（ｓ）＝Ｐmaxにより与えられる。
また、第５条件が成立している場合、ステップＳ１４において、制御装置８は、指令充放電電力Ｐstorage *を、第２刻み幅Ｐwidth2だけ小さくする。数式を用いると、ステップＳ１４で設定されるＰstorage *は、Ｐstorage *（ｓ）＝Ｐstorage *（ｓ－１）－Ｐwidth2により与えられる。
ステップＳ５およびＳ６の後、ステップＳ７およびＳ８の後、ステップＳ９およびＳ１０の後、ステップＳ１１およびＳ１２の後、または、ステップＳ１３およびＳ１４の後、ステップＳ１５およびステップＳ１６が行われる。ステップＳ１５において、制御装置８は、指令第１発電電力Ｐ1 *を、第１発電装置３に送信する。ステップＳ１６において、制御装置８は、指令充放電電力Ｐstorage *を、蓄電装置９に送信する。
図５の制御サイクルが繰り返されることにより、指令第１発電電力Ｐ1 *および指令充放電電力Ｐstorage *は、逐次更新され得る。第１発電装置３の第１発電電力Ｐ1は、指令第１発電電力Ｐ1 *に追従する。蓄電装置９の充放電電力Ｐstorageは、指令充放電電力Ｐstorage *に追従する。このようにして、第１発電装置３および蓄電装置９は、制御装置８により制御される。
本実施の形態では、制御サイクルが、制御周期Ｔpで繰り返される。具体的には、制御サイクルは、制御装置８における指令第１発電電力Ｐ1 *の更新と、制御装置８から第１発電装置３への指令第１発電電力Ｐ1 *の送信と、制御装置８における指令充放電電力Ｐstorage *の更新と、制御装置８から蓄電装置９への指令充放電電力Ｐstorage *の送信と、を含む。そして、制御装置８における指令第１発電電力Ｐ1 *の更新が、制御周期Ｔpで繰り返される。制御装置８から第１発電装置３への指令第１発電電力Ｐ1 *の送信が、制御周期Ｔpで繰り返される。制御装置８における指令充放電電力Ｐstorage *の更新が、制御周期Ｔpで繰り返される。制御装置８から蓄電装置９への指令充放電電力Ｐstorage *の送信が、制御周期Ｔpで繰り返される。
上述の説明から理解されるように、本実施の形態では、制御装置８は、第１発電装置３が有する指令第１発電電力Ｐ1 *をある制御周期Ｔpで更新する。第１発電電力Ｐ1は、第１発電装置３が有する指令第１発電電力Ｐ1 *に追従する。制御周期Ｔpは、例えば１ミリ秒以下であり、一具体例では１００マイクロ秒以下である。このようにすることは、第１発電電力Ｐ1を高い即応性で制御するのに適している。具体的には、このようにすることにより、第２発電電力Ｐ2のような第１発電装置３とは別の発電装置の発電電力が瞬時的に変動する場合であっても、その変動に対して高い応答性で第１発電電力Ｐ1を制御し、合計発電電力Ｐsumを安定させることができる。このことは、良好な電力需給バランスを維持する観点から有利である。より具体的には、このようにすることにより、１０ミリ秒オーダあるいはミリ秒オーダで第１発電電力Ｐ1を制御することが可能である。制御周期Ｔpは、例えば１００ナノ秒以上であり、１マイクロ秒以上であってもよい。
また、本実施の形態では、制御装置８は、蓄電装置９が有する指令充放電電力Ｐstorage *をある制御周期Ｔpで更新する。充放電電力Ｐstorageは、蓄電装置９が有する指令充放電電力Ｐstorage *に追従する。制御周期Ｔpの数値例は、上述のとおりである。
以下、第１処理、第２処理、第３処理および第４処理という用語を用いることがある。第１処理は、第１発電電力Ｐ1を減少させる処理である。第２処理は、充放電電力Ｐstorageを増加させる処理である。第３処理は、第１発電電力Ｐ1を増加させる処理である。第４処理は、充放電電力Ｐstorageを減少させる処理である。
図５を参照した説明から理解されるように、制御装置８は、差分電力Ｐdeltaがゼロよりも大きいときにおいて、第２処理を実行する場合には第２処理を実行する前に第１処理を実行する。また、制御装置８は、差分電力Ｐdeltaがゼロよりも小さいときにおいて、第４処理を実行する場合には第４処理を実行する前に第３処理を実行する。
上記のように、制御装置８は、第２処理よりも第１処理を優先して実行する。また、制御装置８は、第４処理よりも第３処理を優先して実行する。このようにすると、蓄電装置９の充放電を抑え易い。このことは、容量が抑えられた安価な蓄電装置９を用いることを可能にする。このような理由で、第１処理または第３処理を優先して実行することは、電力の安定供給に適した安価な分散型電源システム１の実現に寄与し得る。また、蓄電装置９の容量を抑えることは、蓄電装置９の小型化の観点から有利である。
第１処理は、少なくとも１回のステップＳ７に対応する。第２処理は、少なくとも１回のステップＳ１２に対応する。第３処理は、少なくとも１回のステップＳ９に対応する。第４処理は、少なくとも１回のステップＳ１４に対応する。
図５の例では、第１処理および第３処理において、第１発電電力Ｐ1が追従するべき指令第１発電電力Ｐ1 *を第１刻み幅Ｐwidth1だけ変化させることを、少なくとも一回行う。第２処理および第４処理において、充放電電力Ｐstorageが追従するべき指令充放電電力Ｐstorage *を第２刻み幅Ｐwidth2だけ変化させることを、少なくとも一回行う。
第１刻み幅Ｐwidth1および第２刻み幅Ｐwidth2は、制御の応答性および安定性の両方を確保できるように設定され得る。典型的には、第１刻み幅Ｐwidth1および第２刻み幅Ｐwidth2は、微小幅である。
図５の例では、第１処理によって指令第１発電電力Ｐ1 *が下限電力Ｐminに達したときに、第２処理が開始される。第３処理によって指令第１発電電力Ｐ1 *が上限電力Ｐmaxに達したときに、第４処理が開始される。第１発電装置３に適合した下限電力Ｐminおよび上限電力Ｐmaxを設定することにより、第１発電電力Ｐ1の調整による合計発電電力Ｐsumの調整を、第１発電装置３にとって無理のない範囲で実行できる。
図５の例では、第１処理および第３処理は、指令充放電電力Ｐstorage *を現在の値に維持しつつ行われる。第２処理は、指令第１発電電力Ｐ1 *を下限電力Ｐminに維持しつつ行われる。第４処理は、指令第１発電電力Ｐ1 *を上限電力Ｐmaxに維持しつつ行われる。
第１処理および第３処理は、指令充放電電力Ｐstorage *をゼロに維持しつつ行われてもよい。このようにすることは、蓄電装置９の充放電を抑えるのに適している。
上限電力Ｐmaxは、例えば、第１発電装置３が現在出力可能な第１発電電力Ｐ1の最大値である。下限電力Ｐminは、例えば、第１発電装置３において発電効率が確保される値に設定される。
上限電力Ｐmaxおよび下限電力Ｐminは、分散型電源システム１の運転中に変更されてもよい。例えば、第１発電装置３が図２Ａおよび図２Ｂに示したランキンサイクル発電装置である場合、第１発電装置３が出力可能な第１発電電力Ｐ1は、蒸発器３Ｂに供給される加熱媒体の温度、流量等によって変わる。これを考慮すると、加熱媒体の温度、流量等に応じて上限電力Ｐmaxおよび下限電力Ｐminを変更させることは合理的である。加熱媒体の温度、流量等は、温度センサ３Ｄの検出温度に反映され得る。そこで、本実施の形態の一例では、制御装置８は、温度センサ３Ｄの検出温度に基づいて、上限電力Ｐmaxおよび下限電力Ｐminを変更させる。
上限電力Ｐmaxおよび下限電力Ｐminは、分散型電源システム１の運転中に一定に維持されてもよい。
図５から理解されるように、制御装置８が実行する運転モードは、第１処理、第２処理、第３処理および第４処理を含む複数の処理のいずれかを選択して実行する第１モードを含む。第１モードの開始時点における第１発電電力Ｐ1は、ゼロよりも大きく第１発電電力Ｐ1の定格値よりも小さくてもよい。このようにすれば、第１モードが開始されてから、第１発電電力を増加させることも減少させることも可能な状態が継続され易い。このことは、蓄電装置９の充放電を抑えるのに適している。充放電を抑え易い運転によれば、容量が抑えられた安価な蓄電装置９を用いることが可能となる。
第１モードの開始時点における第１発電電力Ｐ1は、第１発電電力Ｐ1の定格値の２０％から８０％までの範囲内の値であってもよく、定格値の４０％から６０％までの範囲内の値であってもよい。
第１モードの開始時点における指令第１発電電力Ｐ1 *は、ゼロよりも大きく第１発電電力Ｐ1の定格値よりも小さい値であってもよく、定格値の２０％から８０％までの範囲内の値であってもよく、定格値の４０％から６０％までの範囲内の値であってもよい。
第１モードの開始時点における指令第１発電電力Ｐ1 *は、下限電力Ｐminよりも大きく上限電力Ｐmaxよりも小さい値であってもよく、上限電力Ｐmaxと下限電力Ｐminの間の幅の２０％から８０％までの範囲内の値を下限電力Ｐminに足した値であってもよく、該幅の４０％から６０％までの範囲内の値を下限電力Ｐminに足した値であってもよい。
典型的には、第１モードの開始から数日経過した後には、第１発電電力Ｐ1の一日の変化に周期性が現れる。一具体例では、第１モードでは、第１モードの開始から２日以上経過した後において、第１発電電力Ｐ1が基準電力を跨いで増加するタイミングと第１発電電力Ｐ1が基準電力を跨いで低下するタイミングとが１日内に現れる第１発電電力Ｐ1の推移が、複数日にわたって繰り返し現れる。ここで、基準電力は、ゼロよりも大きく第１発電電力の定格値よりも小さい電力である。基準電力は、定格値の２０％から８０％までの範囲内の値であってもよく、定格値の４０％から６０％までの範囲内の値であってもよい。
本実施の形態では、合計発電電力Ｐsumは、第１発電装置３の発電電力Ｐ1および第２発電装置２の発電電力Ｐ2の合計である。このため、第１モードにおいて、第２発電電力Ｐ2が増加した場合には、第１発電電力Ｐ1を減少させることができる。また、第２発電電力Ｐ2が減少した場合には、第１発電電力Ｐ1を増加させることができる。このように、本実施の形態では、発電電力Ｐ1を、発電電力Ｐ2と相補的に制御できる。
第２発電装置２が太陽光発電装置である場合、第２発電装置２の発電電力Ｐ2は、天候によって変動する。しかし、本実施の形態によれば、そのように発電電力Ｐ2が変動する際に、合計発電電力Ｐsumの変動が抑えられるように、第１発電電力Ｐ1を制御できる。典型的には、第１発電装置３の発電電力Ｐ1の制御の応答性は、電力会社が所有する火力発電所の発電電力の制御の応答性よりも高い。一具体例では、雲が太陽を横切ることにより発電電力Ｐ2が短期間にわたり低下するような状況においても、高い応答性で第１発電電力Ｐ1を制御でき、合計発電電力Ｐsumの変動が抑えられる。
第１処理から第４処理を実行しても差分電力Ｐdeltaがゼロにならない場合、第２発電装置２の第２発電電力Ｐ2を調節して差分電力Ｐdeltaをゼロに近づけてもよい。例えば、第２発電装置２が太陽光発電装置であるときに、第１処理および第２処理を実行しても差分電力Ｐdeltaがゼロにならない場合には、第２発電電力Ｐ2を小さくすることによって差分電力Ｐdeltaをゼロに近づけてもよい。
一例では、第１刻み幅Ｐwidth1および第２刻み幅Ｐwidth2は固定値である。このようにすれば、制御が安定し易い。
別例では、第１刻み幅Ｐwidth1および第２刻み幅Ｐwidth2は、Ｐdeltaの大きさに応じて変更される。具体的には、Ｐdeltaが大きいときほど第１刻み幅Ｐwidth1および第２刻み幅Ｐwidth2を大きくすることができる。このようにすれば、制御の安定性と応答性を両立させることができる。具体的には、制御の安定性を確保しつつ、発電電力Ｐ1および充放電電力Ｐstorageが収束するまでに繰り返される制御サイクルの回数を減らすことができる。これにより、短い時間で発電電力Ｐ1および充放電電力Ｐstorageを収束させることができる。このことは、特定電力Ｐoutを安定させる観点から有利である。
第１刻み幅Ｐwidth1および第２刻み幅Ｐwidth2の一方を、Ｐdeltaの大きさに応じて変更してもよい。具体的には、Ｐdeltaが大きいときほど第１刻み幅Ｐwidth1および第２刻み幅Ｐwidth2の一方を大きくしてもよい。
指令合計発電電力Ｐsum *から指令充放電電力Ｐstorage *を差し引いた値は、目標電力Ｐconstant *に実質的に等しい値あるいは目標電力Ｐconstant *に近い値である。具体的には、Ｐsum *、Ｐstorage *およびＰstorage *は、電力出力装置６における電力変換損失等を考慮して、適切に設定され得る。
本実施の形態では、電力演算部７Ｃで演算された特定電力Ｐoutが、制御装置８による制御に反映される。一具体例では、特定電力Ｐoutが目標電力Ｐconstant *よりも大きい場合、制御装置８は、指令合計発電電力Ｐsum *を小さくする。特定電力Ｐoutが目標電力Ｐconstant *よりも小さい場合、制御装置８は、指令合計発電電力Ｐsum *を大きくする。現実には、負荷変動によって電力出力装置６における電力変換効率が変動する等、特定電力Ｐoutを目標電力Ｐconstant *に維持するのを妨げる要因が存在し得る。このように制御装置８による制御に特定電力Ｐoutをフィードバックさせることは、特定電力Ｐoutを目標電力Ｐconstant *に高い精度で追従させるのに役立つ。
以下、分散型電源システム１における発電電力と、商用電源５Ａからの受電電力と、負荷５Ｂの要求電力と、の関係を、図６Ａから６Ｅを参照しながら説明する。
図６Ａは、本実施の形態の具体例を示す。図６Ａの具体例では、複数の発電装置３２は、第１発電装置３および第２発電装置２の２つの発電装置である。第１発電装置３は、排熱を利用して発電する排熱発電装置である。第２発電装置２は、太陽光発電装置である。蓄電機９Ａは、蓄電池である。
以下の説明では、第１発電装置３の発電電力を、排熱発電電力と称することがある。第２発電装置２の発電電力を、太陽光発電電力と称することがある。負荷５Ｂの要求電力を、負荷電力と称することがある。負荷５Ｂが商用電源５Ａから受電する電力を、単に受電電力と称することがある。先に述べたように、正であるときに蓄電池９Ａの充電電力を指し負であるときの絶対値が蓄電池９Ａの放電電力を指す値を充放電電力と称することがある。排熱発電電力および太陽光発電電力の合計から充放電電力を差し引いた値の時間平均を平均出力電力と称することがある。
図６Ｂの比較例は、蓄電池がない点で、図６Ａの例とは異なる。図６Ｂでは、排熱発電電力および太陽光発電電力の合計は、いつの時間帯においても、負荷電力よりも小さい。昼間時間帯において、太陽光発電電力は大きく、排熱発電電力および太陽光発電電力の合計は最大であり、この合計が負荷電力に最も接近しており、受電電力は最小である。一方、夜間時間帯において、太陽光発電電力はゼロであり、負荷電力が最大であるときに受電電力は最大である。図６Ｂの比較例では、１日における受電電力の最大値と最小値の偏差が大きい。
図６Ｃの比較例は、排熱発電装置がない点で、図６Ｂの比較例とは異なる。また、図６Ｃの比較例では、図６Ｂの比較例に比べ、太陽光発電電力が大きい。図６Ｃの比較例でも、図６Ｂの比較例と同様、昼間時間帯において、受電電力は最小である。夜間時間帯において、負荷電力が最大であるときに受電電力が最大である。図６Ｃの比較例では、図６Ｂの比較例に比べ、受電電力の最大値が大きく、１日における受電電力の最大値と最小値の偏差が大きい。
図６Ｄの比較例では、図６Ｃの比較例に比べ、太陽光発電電力が大きい。具体的には、図６Ｄの比較例では、太陽光発電装置の一日の発電量が図６Ｂの比較例における排熱発電装置および太陽光発電装置の一日の発電量の合計と同じになるように、太陽光発電電力が得られる場合が想定されている。図６Ｄの比較例では、太陽光発電電力の最大値が大きい。この最大値が現れる昼間時間帯のある時刻において、この最大値は受電電力よりも大きい。このため、この時刻において、受電電力が負である、つまり、分散型電源システムから商用電源への逆潮流が生じる。また、図６Ｄの比較例でも、夜間時間帯において、太陽光発電電力はゼロであり、負荷電力が最大である。図６Ｄの比較例では、図６Ｃの比較例に比べ、１日における受電電力の最大値と最小値との偏差が大きい。
図６Ｅの比較例は、排熱発電装置がない点と、図６Ｄの比較例と同様に太陽光発電電力が大きい点とで、図６Ａの例とは異なる。図６Ｅの比較例では、蓄電池による充放電がなされており、逆潮流は生じていない。また、図６Ｅの比較例では、図６Ｂから図６Ｄの比較例に比べ、１日における受電電力の最大値と最小値との偏差が小さい。しかし、夜間時間帯において太陽光発電電力はゼロであり、昼間時間帯において太陽光発電電力は大きい。このため、蓄電池の充放電電力および蓄電池に蓄電される電力量は大きくなり得る。このため、図６Ｅの比較例では、大容量の蓄電池が必要となる。
これに対し、図６Ａに示す本実施の形態の具体例では、排熱発電装置３と、太陽光発電装置２と、蓄電池９Ａと、を兼ね備えている。また、この具体例では、図５のフローチャートを用いて説明した制御が行われる。このため、蓄電池９Ａの充放電電力および蓄電池９Ａに蓄電される電力量は抑制され得る。このため、この具体例では、容量の小さい蓄電池９Ａを利用しつつ、１日における受電電力の最大値と最小値との偏差を小さくすることができる。
なお、Ｐoutを一定の目標電力に追従させることは、必須ではない。本開示は、
第１発電装置３を含む複数の発電装置３２と、
複数の発電装置３２に接続された蓄電装置９と、
複数の発電装置３２および蓄電装置９に接続された電力入力部６ｉと、商用電源５Ａに接続された電力出力部６оと、を含む電力出力装置６と、
制御装置８と、を備え、
第１発電装置３の発電電力を第１発電電力Ｐ1と定義し、正であるときに蓄電装置９の充電電力を指すとともに負であるときの絶対値が蓄電装置９の放電電力を指す値を蓄電装置９の充放電電力Ｐstorageと定義したとき、制御装置８は、
複数の発電装置３２の合計発電電力Ｐsumから指令合計発電電力Ｐsum *を差し引いた差分電力Ｐdeltaを演算し、
差分電力Ｐdeltaがゼロよりも大きいときにおいて、充放電電力Ｐstorageを増加させる第２処理を実行する場合には第２処理を実行する前に第１発電電力Ｐ1を減少させる第１処理を実行し、
差分電力Ｐdeltaがゼロよりも小さいときにおいて、充放電電力Ｐstorageを減少させる第４処理を実行する場合には第４処理を実行する前に第１発電電力Ｐ1を増加させる第３処理を実行する、
分散型電源システム１を提供する、と考えることもできる。このような分散型電源システムは、電力の安定供給に適した安価なシステムとなり得る。
同様に、本開示は、
第１発電装置３を含む複数の発電装置３２と、
複数の発電装置３２に接続された蓄電装置９と、
複数の発電装置３２および蓄電装置９に接続された電力入力部６ｉと、商用電源５Ａに接続された電力出力部６оと、を含む電力出力装置６と、を備えた分散型電源システム１を制御する制御装置８であって、
第１発電装置３の発電電力を第１発電電力Ｐ1と定義し、正であるときに蓄電装置９の充電電力を指すとともに負であるときの絶対値が蓄電装置９の放電電力を指す値を蓄電装置９の充放電電力Ｐstorageと定義したとき、制御装置８は、
複数の発電装置３２の合計発電電力Ｐsumから指令合計発電電力Ｐstorageを差し引いた差分電力Ｐdeltaを演算し、
差分電力Ｐdeltaがゼロよりも大きいときにおいて、充放電電力Ｐstorageを増加させる第２処理を実行する場合には第２処理を実行する前に第１発電電力Ｐ1を減少させる第１処理を実行し、
差分電力Ｐdeltaがゼロよりも小さいときにおいて、充放電電力Ｐstorageを減少させる第４処理を実行する場合には第４処理を実行する前に第１発電電力Ｐ1を増加させる第３処理を実行する、
制御装置８を提供する、と考えることもできる。
同様に、本開示は、
第１発電装置３を含む複数の発電装置３２と、
複数の発電装置３２に接続された蓄電装置９と、
複数の発電装置３２および蓄電装置９に接続された電力入力部６ｉと、商用電源５Ａに接続された電力出力部６оと、を含む電力出力装置６と、を備えた分散型電源システム１を制御する制御方法であって、
第１発電装置３の発電電力を第１発電電力Ｐ1と定義し、正であるときに蓄電装置９の充電電力を指すとともに負であるときの絶対値が蓄電装置９の放電電力を指す値を蓄電装置９の充放電電力Ｐstorageと定義したとき、
複数の発電装置３２の合計発電電力Ｐsumから指令合計発電電力Ｐstorageを差し引いた差分電力Ｐdeltaを演算することと、
差分電力Ｐdeltaがゼロよりも大きいときにおいて、充放電電力Ｐstorageを増加させる第２処理を実行する場合には第２処理を実行する前に第１発電電力Ｐ1を減少させる第１処理を実行することと、
差分電力Ｐdeltaがゼロよりも小さいときにおいて、充放電電力Ｐstorageを減少させる第４処理を実行する場合には第４処理を実行する前に第１発電電力Ｐ1を増加させる第３処理を実行することと、
を含む、制御方法を提供する、と考えることもできる。
本開示に係る技術によれば、発電調整力を保有する発電装置の発電電力と、再生可能エネルギーを利用した発電装置の発電電力と、の合計を安定させることができる。発電調整力を保有する発電装置としては、排熱を利用した発電装置発電、燃料電池を利用した発電装置等が例示される。再生可能エネルギーを利用した発電装置としては、太陽光を利用した発電装置発電、風力を利用した発電装置等が例示される。
１ 分散型電源システム
２，３ 発電装置
２Ａ，３Ｒ 発電電源
２Ｂ，３Ｈ，９Ｂ 電力変換機
３Ａ ポンプ
３Ｂ 蒸発器
３Ｃ 膨張機
３Ｄ 温度センサ
３Ｅ バイパス弁
３Ｆ 凝縮器
３Ｇ 発電機
４，７ 検出装置
５Ａ 商用電源
５Ｂ 負荷
６ 電力出力装置
７Ａ 電流検出器
７Ｂ 電圧検出器
７Ｃ 電力演算部
８ 制御装置
９ 蓄電装置
９Ａ 蓄電機
１０，１１，１３，１６，１７，１８，１９，２０，２１ スイッチング素子
１２，１５ リアクトル
１４，５１，５２，５３，５４，５５，５６，５７，５８，５９ ダイオード
２２，４１，４２，４６，４７ コンデンサ
３５，３６ 電路
６０ スイッチング回路
６１，６２，６３ 相回路
６６，６７，６８ 接続点

Claims (11)

  1. 第１発電装置と、再生可能エネルギーを利用した発電装置である第２発電装置と、を含む複数の発電装置と、
    蓄電装置と、
    第１制御および第２制御の少なくとも一方を実行する制御装置と、を備え、
    前記第１制御は、前記複数の発電装置の合計発電電力が指令合計発電電力よりも大きいときにおいて、前記蓄電装置の充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電装置の発電電力である第１発電電力を減少させる第１処理を実行する制御であり、
    前記第２制御は、前記合計発電電力が前記指令合計発電電力よりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行する制御であり、
    前記制御装置は、前記第２発電装置の発電電力である第２発電電力の変動に応じて、前記第１発電電力を制御し、
    前記制御装置が実行する運転モードは、前記第１処理、前記第２処理、前記第３処理および前記第４処理を含む複数の処理のいずれかを選択して実行する第１モードを含み、
    前記第１モードの開始時点における前記第１発電電力は、ゼロよりも大きく前記第１発電電力の定格値よりも小さい、
    分散型電源システム。
  2. 前記第２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に記載の分散型電源システム。
  3. 前記制御装置は、前記第１制御および前記第２制御を実行する、
    請求項１または２に記載の分散型電源システム。
  4. 第１発電装置を含む複数の発電装置と、
    蓄電装置と、
    制御装置と、を備え、
    前記制御装置は、
    前記複数の発電装置の合計発電電力が指令合計発電電力よりも大きいときにおいて、前記蓄電装置の充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電装置の発電電力である第１発電電力を減少させる第１処理を実行し、
    前記合計発電電力が前記指令合計発電電力よりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行し、
    前記制御装置が実行する運転モードは、前記第１処理、前記第２処理、前記第３処理および前記第４処理を含む複数の処理のいずれかを選択して実行する第１モードを含み、
    前記第１モードの開始時点における前記第１発電電力は、ゼロよりも大きく前記第１発電電力の定格値よりも小さい、
    分散型電源システム。
  5. 前記制御装置は、前記第１発電装置が有する指令第１発電電力をある制御周期で更新し、
    前記第１発電電力は、前記第１発電装置が有する前記指令第１発電電力に追従し、
    前記制御周期は、１ミリ秒以下である、
    請求項１から４のいずれか一項に記載の分散型電源システム。
  6. 前記第１発電装置は、熱を利用して発電する熱発電装置、または、燃料電池発電装置である、
    請求項１から５のいずれか一項に記載の分散型電源システム。
  7. 前記制御装置は、前記第１発電電力が追従するべき指令第１発電電力の下限である下限電力と、前記指令第１発電電力の上限である上限電力と、を設定し、
    前記第１処理によって前記指令第１発電電力が前記下限電力に達したときに、前記第２処理が開始され、
    前記第３処理によって前記指令第１発電電力が前記上限電力に達したときに、前記第４処理が開始される、
    請求項１から６のいずれか一項に記載の分散型電源システム。
  8. 第１発電装置と、再生可能エネルギーを利用した発電装置である第２発電装置と、を含む複数の発電装置と、
    蓄電装置と、を備えた分散型電源システムを制御する制御装置であって、
    前記制御装置は、第１制御および第２制御の少なくとも一方を実行し、
    前記第１制御は、前記複数の発電装置の合計発電電力が指令合計発電電力よりも大きいときにおいて、前記蓄電装置の充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電装置の発電電力である第１発電電力を減少させる第１処理を実行する制御であり、
    前記第２制御は、前記合計発電電力が前記指令合計発電電力よりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行する制御であり、
    前記制御装置は、前記第２発電装置の発電電力である第２発電電力の変動に応じて、前記第１発電電力を制御し、
    前記制御装置が実行する運転モードは、前記第１処理、前記第２処理、前記第３処理および前記第４処理を含む複数の処理のいずれかを選択して実行する第１モードを含み、
    前記第１モードの開始時点における前記第１発電電力は、ゼロよりも大きく前記第１発電電力の定格値よりも小さい、
    制御装置。
  9. 第１発電装置を含む複数の発電装置と、
    蓄電装置と、を備えた分散型電源システムを制御する制御装置であって、
    前記制御装置は、
    前記複数の発電装置の合計発電電力が指令合計発電電力よりも大きいときにおいて、前記蓄電装置の充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電装置の発電電力である第１発電電力を減少させる第１処理を実行し、
    前記合計発電電力が前記指令合計発電電力よりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行し、
    前記制御装置が実行する運転モードは、前記第１処理、前記第２処理、前記第３処理および前記第４処理を含む複数の処理のいずれかを選択して実行する第１モードを含み、
    前記第１モードの開始時点における前記第１発電電力は、ゼロよりも大きく前記第１発電電力の定格値よりも小さい、
    制御装置。
  10. 第１発電装置と、再生可能エネルギーを利用した発電装置である第２発電装置と、を含む複数の発電装置と、
    蓄電装置と、
    を備えた分散型電源システムを制御する制御方法であって、
    前記第２発電装置の発電電力である第２発電電力の変動に応じて前記第１発電装置の発電電力である第１発電電力を制御する特定制御を実行することを含み、
    前記特定制御は、
    前記複数の発電装置の合計発電電力が指令合計発電電力よりも大きいときにおいて、前記蓄電装置の充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電電力を減少させる第１処理を実行することと、
    前記合計発電電力が前記指令合計発電電力よりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行することと、
    を含み、
    前記制御方法は、前記第１処理、前記第２処理、前記第３処理および前記第４処理を含む複数の処理のいずれかを選択して実行する第１モードにおいて実行され、
    前記第１モードの開始時点における前記第１発電電力は、ゼロよりも大きく前記第１発電電力の定格値よりも小さい、
    制御方法。
  11. 第１発電装置を含む複数の発電装置と、
    蓄電装置と、を備えた分散型電源システムを制御する制御方法であって、
    前記複数の発電装置の合計発電電力が指令合計発電電力よりも大きいときにおいて、前記蓄電装置の充放電電力を増加させる第２処理を実行する場合には前記第２処理を実行する前に前記第１発電装置の発電電力である第１発電電力を減少させる第１処理を実行することと、
    前記合計発電電力が前記指令合計発電電力よりも小さいときにおいて、前記充放電電力を減少させる第４処理を実行する場合には前記第４処理を実行する前に前記第１発電電力を増加させる第３処理を実行することと、
    を含み、
    前記制御方法は、前記第１処理、前記第２処理、前記第３処理および前記第４処理を含む複数の処理のいずれかを選択して実行する第１モードにおいて実行され、
    前記第１モードの開始時点における前記第１発電電力は、ゼロよりも大きく前記第１発電電力の定格値よりも小さい、
    制御方法。
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