WO2022210768A1

WO2022210768A1 - 発電システムの制御端末及びその制御用プログラム、及び発電システムの製造方法

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Publication number: WO2022210768A1
Application number: PCT/JP2022/015653
Authority: WO
Inventors: 雅行堀井; 梢西村
Original assignee: 株式会社ラプラス・システム
Priority date: 2021-03-31
Filing date: 2022-03-29
Publication date: 2022-10-06
Also published as: JPWO2022210768A1; JP7222502B1; JP2023038306A

Abstract

【課題】　複数の発電制御装置を備えた発電システムにおいて、変動する消費電力に対応しながら、発電装置の発電電力を効率的に負荷へ供給する。【解決手段】　複数の発電装置１と、複数の発電装置１のそれぞれに対して発電出力の制御を行う複数の発電制御装置２とを備えた発電システム１００の出力電力を制御する制御端末６に用いられる。負荷５の消費電力を取得するステップＳａ１、Ｓｂ１と、前記発電システムの総発電量を取得するステップＳａ２、Ｓｂ２と、前記消費電力及び前記総発電量に基づいて前記発電システムの総発電可能電力を求めることにより、制御を強めるか制御を弱めるかを判定するステップＳａ３、Ｓｂ３－１と、前記判定結果に基づいて、前記複数の発電制御装置２のそれぞれに対して現在時刻（ｔ＝ｔ１）での出力指令値を個別に計算するステップＳａ３－１－３、Ｓａ３－１－２、Ｓｂ３－１－３、Ｓｂ３－２－３を実行させる。

Description

発電システムの制御端末及びその制御用プログラム、及び発電システムの製造方法

　本発明は、発電システムの制御端末及びその制御用プログラム、及び発電システムの製造方法に関する。

　発電制御装置（パワーコンディショナ）の出力電力を負荷の消費電力に基づき計算することで、商用電力線への逆潮流を回避しながら発電効率を向上させる発電制御システムが知られている（例えば、特許文献１等）。発電システムには、大容量の発電制御装置１つに複数の発電装置を接続する「集中型」と、小容量の発電制御装置を複数設置する「分散型」とが知られる。このうち、分散型の発電システムでは、複数の発電制御装置を設置し、各発電制御装置で出力制御される発電量を１つの制御装置で制御する構成が採用されている（例えば、特許文献２の図５等参照）。このような分散型の発電システムの場合、発電制御の対象となる発電制御装置が複数存在するため、全ての発電制御装置に対して一律に同じ発電電力の出力指令値を与える制御が一般的である（特許文献２等）。

特開２０１９－１６１７７７号公報特開２０１７－０９３１２７号公報

　分散型の発電システムの場合、全ての発電制御装置に一律に同じ出力指令値を与えても、必ずしも同一の制御ができるとは限らない。発電制御装置の仕様（容量や性能、メーカー等）が異なっていれば応答速度も異なるほか、たとえ同一仕様の発電制御装置が用いられる場合であっても、後付けで発電装置及び発電制御装置を追加設置した場合、累積稼働年数の相違等によって発電制御装置自体に個体差が現れることもある。さらには、発電制御装置の先につながる発電設備自体にも個体差があり、またその設置場所やその場所の気象条件の違いによっても、発電設備の発電特性が異なってくる。そのため、それぞれの発電制御装置に対して一律に同一の出力指令値を与える集中型と同じ制御方式が、分散型の発電システムの場合には必ずしも適切でない。

　本発明は、複数の発電装置及び発電制御装置からなる分散型の発電システムにおいて、時間的に変動する消費電力に迅速に対応して、各発電制御装置に対して適切な発電出力指令値を計算することにより、逆潮流を回避しつつ効率的に電力を供給することができる発電システムの制御端末、その制御用プログラム及び発電システムの製造方法を提供することを技術的課題とする。

　本発明に係る発電システムの制御用プログラムは、
　複数の発電装置（１）と、前記複数の発電装置（１）のそれぞれに対して発電出力の制御を行う複数の発電制御装置（２）とを備えた発電システム（１００）の出力電力を制御する制御端末（６）に用いられ、
　負荷（５）の消費電力を取得するステップ（Ｓａ１、Ｓｂ１）と、
　前記発電システム（１００）の総発電可能電力を取得するステップ（Ｓａ２、Ｓｂ２）と、
　前記消費電力及び前記総発電量に基づいて前記発電システムの総発電可能電力を求めることにより、制御を強めるか制御を弱めるかを判定するステップ（Ｓａ３、Ｓｂ３－１）と、
　前記判定結果に基づいて、
　前記複数の発電制御装置（２）のそれぞれに対して現在時刻（ｔ＝ｔ１）での出力指令値を個別に計算するステップ（Ｓａ３－１－３、Ｓａ３－２－３、Ｓｂ３－１－３、Ｓｂ３－２－３）
　を実行させることを特徴とする。

　上記構成において、
　前記判定するステップ（Ｓａ３）は、総発電可能電力が低下するか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「総発電可能電力が低下すると判定された場合」は、
　出力指令値低下量を算出するステップ（Ｓａ３－１－１）と、
　実発電電力が最大である発電制御装置を選択するステップ（Ｓａ３－１－２）と、
　選択された発電制御装置に対して出力指令値を始点として、前記出力指令値低下量を適用するステップ（Ｓａ３－１－３）と、
　低下量の目標に到達したか否かを判定する判定ステップ（Ｓａ３－１－４）と
　を少なくとも含むように構成してもよい。

　上記構成において、
　前記判定ステップ（Ｓａ３－１－４）において、目標に未達の場合、前回選択されなかった発電制御装置に対して実発電電力が最大である発電制御装置を選択する選択ステップ（Ｓａ３－１－５）を実行すると共に、選択された発電制御装置に対して前記出力指令値低下量の未達分を適用するため再度前記ステップ（Ｓａ３－１－３）を実行するように構成してもよい。

　上記構成において、
　前記判定するステップＳａ３は、総発電可能電力が低下するか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「総発電可能電力が低下すると判定されなかった場合」は、
　出力指令値増加量を算出するステップ（Ｓａ３－２－１）と、
　実発電電力が最小である発電制御装置を選択するステップ（Ｓａ３－２－２）と、
　選択された発電制御装置に対して出力指令値を始点として、前記出力指令値増加量を適用するステップ（Ｓａ３－２－３）と、
　増加量の目標に到達したか否かを判定する判定ステップ（Ｓａ３－２－４）と
　を少なくとも含むように構成してもよい。

　上記構成において、
　前記判定ステップ（Ｓａ３－２－４）において、目標に未達の場合、前回選択されなかった発電制御装置に対して実発電電力が最小である発電制御装置を選択するステップ（Ｓａ３－２－５）を実行すると共に、選択された発電制御装置に対して前記出力指令値増加量の未達分を適用するため再度前記ステップ（Ｓａ３－２－３）を実行するように構成してもよい。

　上記構成において、
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－１）は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電量が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力よりも大きいか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「前記総発電量が前記総発電可能電力よりも大きい場合」は、
　出力指令値低下量を算出するステップ（Ｓｂ３－１－１）と、
　実発電電力が最大である発電制御装置を選択するステップ（Ｓｂ３－１－２）と、
　選択された発電制御装置に対して実発電電力を始点として、前記出力指令値低下量を適用するステップ（Ｓｂ３－１－３）と、
　低下量の目標に到達したか否かを判定するステップ（Ｓｂ３－１－４）と
　を少なくとも含むように構成してもよい。

　上記構成において、
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－１－４）において、目標に未達の場合、前回選択されなかった発電制御装置に対して実発電電力が最大である発電制御装置を選択する選択ステップ（Ｓｂ３－１－５）を実行すると共に、選択された発電制御装置に対して前記出力指令値低下量の未達分を適用するため再度前記ステップ（Ｓａ３－１－３）を実行するように構成してもよい。

　上記構成において、
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－１）は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電量が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力よりも大きいか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「前記総発電量が前記総発電可能電力よりも大きくない場合」は、
　さらに、全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働しているか否かを判定するステップ（Ｓｂ３－２）と、前記判定の結果、全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働している場合は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）において１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）と比較して発電量が増加していないか否かを判定する判定ステップ（Ｓｂ３－３）を少なくとも含むと共に、
　全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働し、かつ、現在時刻（ｔ＝ｔ１）において１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）と比較して発電量が増加していないと判定されるときは、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の出力を維持し、ステップＳｂ１に戻るように構成してもよい。

　上記構成において、
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－１）は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電量が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力よりも大きいか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「前記総発電量が前記総発電可能電力よりも大きくない場合」は、
　さらに、全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働しているか否かを判定するステップ（Ｓｂ３－２）と、前記判定の結果、全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働している場合は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）において１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）と比較して発電量が増加していないか否かを判定する判定ステップ（Ｓｂ３－３）を少なくとも含むと共に、
　全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働していない場合、又は
　ステップ（Ｓｂ３－３）において現在時刻（ｔ＝ｔ１）において発電量が増加している判定されるときは、
　出力指令値増加量を算出するステップ（Ｓｂ３－２－１）と、
　出力指令値が最小である発電制御装置を選択するステップ（Ｓｂ３－２－２）と、
　選択された発電制御装置に対して実発電電力を始点として、前記出力指令値増加量を適用するステップ（Ｓｂ３－２－３）と、
　増加量の目標に到達したか否かを判定する判定ステップ（Ｓａ３－２－４）と
　を少なくとも含むように構成してもよい。

　上記構成において、
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－２－４）において、目標に未達の場合、前回選択されなかった発電制御装置に対して出力指令値が最小である発電制御装置を選択するステップ（Ｓｂ３－２－５）を実行すると共に、選択された発電制御装置に対して前記出力指令値増加量の未達分を適用するため再度前記ステップ（Ｓｂ３－２－３）を実行することを特徴とするように構成してもよい。

　本発明に係る制御端末は、上記いずれかのプログラムを実行させるように構成されていることを特徴とする。

　本発明に係る発電システムの製造方法は、上記制御端末を、出力指令値に基づく出力制御機能付きの発電制御装置に接続することを特徴とする。

　本発明によれば、複数の発電制御装置に対して個別に出力指令値を設定することにより、時間的に変動する消費電力に迅速に対応して、それぞれの発電制御装置に対して適切な発電出力指令値を計算することができる。その結果、逆潮流を回避しつつも、きめ細やかな制御が可能となり、発電システム全体の発電量を一層高くすることができる。また、それぞれ発電制御装置の稼働状況を個別に制御するため、耐用年数を平均化したり、特に発電効率の高い発電装置を重点的に使用したり、消費電力の変動が激しい時間帯に応答特性の高い発電制御装置を積極的に利用したり、異なる特性、仕様の発電制御装置を組み合わせて使用したりすることも可能となる。

図１は、発電システム１００の主要構成を示す概略構成図である。図２は、制御端末６の主要な機能ブロックを示す構成図である。図３は、第１の実施形態による制御端末６を用いた発電システム１００の発電制御方法を示す第２の実施形態の主要なフロー図である。図４は、制御を強める場合（（ａ）ケースＣ１－１）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。図５は、制御を強める場合（（ｂ）ケースＣ１－２）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。図６は、制御を弱める場合（（ｃ）ケースＣ１－３）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。図７は、第１の実施形態による制御端末６を用いた発電システム１００の発電制御方法を示す第３の実施形態の主要なフロー図である。図８は、制御を強める場合（（ｄ）ケースＣ２－１）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。図９は、制御を強める場合（（ｅ）ケースＣ２－２）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。図１０は、制御を弱める場合（（ｆ）ケースＣ２－３）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。図１１は、制御を弱める場合（（ｆ）ケースＣ２－３）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。図１２は、第３の実施形態において、制御を強める場合と制御を弱める場合における発電制御装置選択時と出力指令値計算値に使用される項目のパターンを示す表である。図１３（Ａ）～（Ｃ）は、ルール１～ルール３を適用した場合の系統電力、発電電力、出力指令値と、系統電力及び発電電力の和として算出される消費電力の算出値の変化を示す表である。図１４は、ルール１～ルール３を適用することなく、制御を弱める場合において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。図１５は、ルール１～ルール３を適用して、制御を弱める場合において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。

　以下、図面を参照して本発明の実施形態について説明する。但し、以下の実施形態は、いずれも本発明の要旨の認定において限定的な解釈を与えるものではない。また、同一又は同種の部材については同じ参照符号を付して、説明を省略することがある。
　また、以下の説明の電力値は、理解のための例示であり、限定的な解釈を与えるものではない。

（用語の定義）
本発明における用語を以下のように定義する。
発電システム：複数の発電制御装置を含む系統連携が可能な分散型の発電システム
発電制御装置：出力指令値に基づく出力制御機能付きのパワーコンディショナ
実発電電力　　：各発電制御装置の出力電力
総発電量　　：各発電制御装置の出力電力（実発電電力）を足し合わせた発電システム全体の発電量
総発電可能電力：逆潮流を回避するためにシステム全体で許容される発電量の合計値であって、消費電力の計測値から算出される値を指す
制御端末　　：現在時刻（ｔ＝ｔ１）における負荷の消費電力から現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力を求め、各発電制御装置に送出するための制御指令値を計算し、適切なタイミングで送出する装置
出力指令値　：各発電制御装置に対して発電が許容される上限値（定格出力に対する割合として表される場合と、出力値そのものである場合とを含む。）
「制御を強める」：総発電可能電力を１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の総発電可能電力よりも小さくするために発電制御装置に対して出力指令値を再計算すること
「制御を弱める」：総発電可能電力を１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の総発電可能電力よりも大きくするために発電制御装置に対して出力指令値を再計算すること
「制御を維持する」：総発電可能電力を１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の総発電量と変わらないようにするために出力指令値を再計算しないこと

（第１の実施形態）－システム構成－
　以下、発電装置１含む発電システム１００を例に説明する。
　図１は、発電システム１００の主要構成を示す概略構成図である。発電装置１は、系統連系が可能な発電システムに使用される発電装置であれば、その種類は問わない。例えば太陽電池など、気象条件などの外部環境によって発電量が変化しやすい発電装置が好適である。

　発電システム１００は、複数の発電装置１（１ａ、１ｂ、・・・、１ｎ）と、各発電装置１の発電量を制御する複数の発電制御装置２（２ａ、２ｂ、・・・、２ｎ）とを備える。なお、「ａ、ｂ、・・・、ｎ」などの添え字で表した各要素は省略する場合がある。例えば、それぞれの発電装置１という表記は、文脈上適切であればそれぞれの発電装置１ａ、１ｂ、・・・、１ｎという意味を表す。

　発電装置１が太陽電池である場合、１つの発電装置１（例えば１ａ）が複数の太陽電池パネルのユニット、或いはアレイで構成される。１つの発電装置とこの発電装置を制御する１つの発電制御装置２とで１つの発電単位を構成する。

　それぞれの発電装置１の発電能力や発電制御装置２の制御能力（容量）は、いずれも同一でなくてもよい。例えば設置条件、製造者、使用条件、累積使用年数等が異なっていてもよい。さらに、発電装置１の発電量も同一ではなく、日照条件の違い等により、発電制御装置２の出力はそれぞれ異なることが通常である。このように、発電装置１自体の発電能力の固体差、日照量、温度等の周囲環境条件、設置場所、時間に依存して、各発電制御装置２からの出力電力は、それぞれの発電制御装置２ごとに異なる時間的推移を示す。

　発電制御装置２は、発電装置１からの出力が直流電力の場合、直流電力を交流電力に変換すると共に、各発電制御装置に接続された発電装置１の発電電力を個別に制御し、与えられた出力指令値以下の範囲で最大化する。例えば、発電装置１が太陽電池である場合、発電制御装置は、ＭＰＰＴ法などの既知のアルゴリズムを用いて出力指令値の範囲内で最大の電力が得られるように出力制御する。

　受変電部３は、複数の電力線Ｌｂ（Ｌｂ２ａ、Ｌｂ２ｂ、・・・、Ｌｂ２ｎ）と、電力会社等からの商用電力系統４につながる電力線Ｌ４とが、いずれも電力線Ｌ５を介して負荷５（５ａ、５ｂ、・・・、５ｍ（ｍは負荷の数））と電気的に接続されている。

　制御端末６は、信号線ｓ９を介して電力計９から負荷５の消費電力を取得する。商用電力系統４側に電力計を設けている場合は、発電制御装置の総発電電力と商用電力系統４からの電力から消費電力を算出してもよい。
　計測端末６は、通常動作では、信号線ｓ２を介して各発電制御装置の出力電力を順次取得し、必要な制御を行う動作を繰り返していてもよいが、これに代えて或いはこれに加えて、１つ又は（全部ではない）複数の特定の発電制御装置のみを選択（ピックアップ）し、選択された発電制御装置に対して個別に制御を加えることが本発明の基本的な考え方となっている。

　制御端末６は、各発電制御装置に送出するための出力指令値を計算し、出力指令値を適切なタイミングで送出することができる。

　負荷５の消費電力は、電力線Ｌ５に設けられた電力計９により直接計測することも可能である。しかし、商用電力系統４からの供給電力と各発電制御装置２からの出力電力を合計した総発電量とから計算により求めてもよい（但し、この場合の問題については第４の実施形態において説明する。）。なお、本明細書において負荷５は複数である場合を含むが単に「消費電力」という場合、個々の負荷５（５ａ、５ｂ、・・・、５ｍ）の消費電力の総和を意味する。

　図１では、消費電力の総和は、変動する消費電力を正確に計測するために、電力計９を用いて直接計測する構成とした。

　図２は、制御端末６の主要な機能ブロックを示す構成図である。なお、図示は省略するが制御端末６にはＭＰＵやクロック、メモリ、通信インターフェースなど、図２に示す機能ブロックを実現するために必要なハードウェア構成が含まれる。

　図２に示すように、制御端末６は、信号線ｓ９にそれぞれつながる各電力計９と通信を行うための計測用入出力部６１、各種の演算処理を行う処理部６２（ＣＰＵ）、取得した電力値等を記憶する記憶部６３及び制御に必要な信号の入出力を行う制御用入出力部６４を備える。

　制御端末６と発電制御装置２、及び制御端末６と電力計９との間の通信は、それぞれ信号線ｓ２及びｓ９により行うことができる。

　発電装置１で発電された電力は、発電制御装置２により商用電力系統４との系統連系が可能な交流電力として出力される。制御端末６は、信号線ｓ２を介して各発電制御装置の出力電力を取得する。また、制御端末６は、各時刻における各発電制御装置２からの出力電力（実発電電力）を合計した「総発電量」を算出することができる。

　なお、逆潮流を回避するために、電力線Ｌ４に逆電力継電器（ＲＰＲ）１０をさらに設置してもよい。発電制御装置等に予期せぬ故障等の異常が発生した場合等に対応が可能となる。

　逆電力継電器１０が解列することなく逆潮流を回避するためには、負荷５に供給される電力が負荷５の消費電力を超えないように、出力指令値によって定められる各発電制御装置の発電電力の上限値の総和である「総発電可能電力」を算出し、「総発電量」が「総発電可能電力」以下となるように制御しなければならない。

　負荷５の消費電力は、時間の関数であるため、例えば、総発電量と消費電力との差が小さくなると逆潮流が発生しやすくなる。そこで、制御端末６は、各発電制御装置２に対して出力指令値を送り、各発電制御装置が発電可能な上限値を小さくして、発電の制御を強める。他方、総発電量と消費電力との差が大きくなると、逆潮流が発生しにくくなる。そこで、制御端末６は、各発電制御装置２に対して出力指令値を送り、各発電制御装置が発電可能な上限値を大きくして、発電の制御を緩める。

　本実施形態の特徴の１つは、以下に説明するように、複数の発電装置１及び複数の発電制御装置２で構成される分散型の発電システムにおいて、各発電制御装置に対する出力指令値を、一律に設定するのではなく、一定のアルゴリズムに従って特定の発電制御装置を選択し、選択された発電制御装置に対して最適な出力指令値を個別に計算し、設定する点にある。従って、理論的には、異なる種類の発電装置（例えば、風力発電装置と太陽光発電装置その他の発電装置）を混在させることも可能である。

　ここで総発電可能電力の計算は、公知の方法により決定することができる。例えば、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の消費電力から一定のマージン（余裕度）分を差し引いた値が出力電力となるような出力指令値としてもよいし、消費電力の関数として計算される値を出力指令値としてもよい。現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量と、いずれかの時点における負荷の消費電力に基づいて、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力を求めることができる限り、計算方法は限定されない。

　制御端末６は、処理部６２において計算された現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電可能電力に基づき、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における各発電制御装置２（２ａ、２ｂ、・・・、２ｎ）に対する「出力指令値」を求め、出力指令値を送出する。この出力指令値は、各発電制御装置２が出力することが許容される電力の上限値を発電制御装置ごとに与えられるものであり、次のサイクル又はそれ以降のいずれかのタイミングで各発電制御装置２に反映されるが必ずしも実際の発電量を意味しない。反映されるタイミングは発電制御装置の構成や仕様等による。

　太陽光発電装置を例にとれば、曇天時など、気象条件によっては実際の発電量が、出力指令値によって指定される出力電力の上限値に満たない場合がある。具体的には、例えば、定格出力の８０％を出力するように出力指令値を設定しても、実際の発電量が５０％に満たないことはしばしば生じうる。系統連系システムではこのような場合、不足電力は系統側から補う。

　そのため、制御端末６は、各発電制御装置２の実際の発電量に基づき、総発電量が少しでも大きくなるように制御することが好ましい。

　図２において、制御端末６は、制御フローを実行するプログラムを記憶部６３に記憶しており、処理部６２は、記憶部６３に記憶されたプログラムを実行し、各発電制御装置２に送出するための出力指令値を計算する。

　なお、出力指令値は、定格電力に対する比として定義してもよいが、発電上限値そのものであってもよい。指令値を定格電力に対する比として定義する場合、指令値に定格電力を乗じた値が発電上限値として計算される。この場合、出力指令値は０以上１以下の無名数（百分率で表すと０％～１００％）となる。しかし、以下の例では説明を簡単にするため、「出力指令値」という場合には、例えば３０ｋＷといった発電上限値そのものを意味するものとする。

（第２の実施形態）－第１の制御方法－
　図３～図６を用いて発電制御方法について説明する。図３は、第１の実施形態による制御端末６を用いた発電システム１００の発電制御方法を示す第２の実施形態の主要なフロー図である。
　図４、図５は、いずれも、制御を強める場合（（ａ）ケースＣ１－１、（ｂ）ケースＣ１－２）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。
　図６は、制御を弱める場合（（ｃ）ケースＣ１－３）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。
　図４～図６において、点線はいずれも各発電制御装置に設定される出力指令値を、ハッチングされた領域の上端部はいずれも各発電制御装置の実発電電力を示す。

　なお、発電制御装置への指令値の送信は、間歇的に行われる。時刻ｔ＝ｔ０は１つ前のサイクルの時刻、時刻ｔ＝ｔ１は出力指令値を再計算する現在時刻を意味するものとする。ｔ１＝ｔ０＋Δｔ（Δｔは発電制御システムにおける「サンプリング間隔」）と表される。なお、制御によっては、サンプリング間隔は必ずしも一定でなくてよい。

　簡単のため、ケースＣ１－１（図４）及びケースＣ１－２（図５）では、２つの発電制御装置２（２ａ，２ｂ）に対する制御について説明し、ケースＣ１－３（図６）では３つの発電制御装置２（２ａ，２ｂ，２ｃ）に対する制御について説明する。発電制御装置の数が増えた場合も同様の制御が可能である。

　なお、発電システム１００の初期状態（または発電システム１００の立ち上げ時）は図示していないが、発電制御装置２の出力指令値の初期値は、例えば、総発電可能電力を発電制御装置の数で等分配するように設定してもよく、もちろんそれ以外の設定を行ってもよい。この点は後述する第３の実施形態についても同様である。

［（ａ）ケースＣ１－１］（制御を強める場合１）
　図４に示すケースＣ１－１は、発電制御装置に対する出力制御を「強める」場合の例である。例えば、消費電力が急激に低下した際など、発電電力が消費電力を上回って逆潮流が発生する条件を満たす場合に速やかに実行される。

　１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）において、発電制御装置２ａの出力指令値が８０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであり、発電制御装置２ｂの出力指令値が６０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであったとする。すなわち、総発電可能電力は１４０ｋＷ（８０ｋＷ＋６０ｋＷ）、総発電量は実発電電力の合計値である６０ｋＷ（３０ｋＷ＋３０ｋＷ）であったとする。

　次に、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）からΔｔ秒後の現在時刻（ｔ＝ｔ１）において、総発電可能電力が７０ｋＷに低下した場合の制御について検討する。

＜Ｃ１－１の動作（図４）＞
・時刻ｔ＝ｔ０（１サイクル前）
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　８０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ
　（発電制御装置２ｂ）
　　　出力指令値　６０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ

・時刻ｔ＝ｔ１（現在）
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　　１０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ→１０ｋＷ（※見込み）
　（発電制御装置２ｂ）
　　　出力指令値　　６０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ

　制御端末６は、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）において設定されている総発電可能電力と、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力とを比較し、「低下する」か、「低下しない」か、を判断する。
　「低下する」と判断された場合は、複数の発電制御装置の中から現在時刻（ｔ＝ｔ１）において「実発電電力が最大」である発電制御装置を選択する。但し、ケースＣ１－１のように、実発電電力が最大である発電制御装置が複数存在する場合、予め定めた規則（例えば発電制御装置の設置番号順等）により、少なくとも１つの発電制御装置（例えば２ａ）を選択する。いま、制御端末６は発電制御装置２ａを選択したとする。
　但し、複数の制御装置をグループ化するなどして、一度にまとめて選択してもよい。或いは、１つの発電制御装置を選択することを繰り返すことにより、実際に発電制御装置に指令値を送る際には複数台の発電制御装置に対して一度に指令値を送出することが好ましい。

　制御端末６は、変更前（すなわちｔ＝ｔ０の時点）における発電制御装置２ａの出力指令値（８０ｋＷ）を始点として、発電制御装置２ａの出力指令値低下量だけその出力指令値を低下（変更）させる。

　ここで、出力指令値低下量とは、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）における総発電可能電力から現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力を引いた値と定義する。

　ケースＣ１－１の例では、ｔ＝ｔ０における総発電可能電力が１４０ｋＷであり、ｔ＝ｔ１における総発電可能電力は７０ｋＷであるから、出力指令値低下量は７０ｋＷと計算される。制御端末６は、選択された発電制御装置２ａの１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）における出力指令値である８０ｋＷを始点としてそこから７０ｋＷ減算し、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における出力指令値は、１０ｋＷ（＝８０ｋＷ－７０ｋＷ）とする。

　その結果、発電制御装置２ａの実発電電力は１０ｋＷに制限されることになり、次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）において各発電制御装置の出力指令値の合計値は１４０ｋＷ（８０ｋＷ＋６０ｋＷ）から７０ｋＷ（１０ｋＷ＋６０ｋＷ）に低下し、総発電量は６０ｋＷ（３０ｋＷ＋３０ｋＷ）から４０ｋＷ（１０ｋＷ＋３０ｋＷ）に低下することが見込まれる。
　なお、出力指令値が変更された結果が反映されて実発電電力＝１０ｋＷが実現されるのは、現在時刻（ｔ＝ｔ１）よりも後のタイミングである。すなわち、通常動作では次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）で期待される計測値であって、計算時点では、結果として総発電量が低下したかどうかの確認は含まない。

　なお、前のサイクルでの判定結果が次のサイクルで選択される発電制御装置に影響することはない。

　以上の結果、総発電可能電力が７０ｋＷに設定された状態で、総発電量が６０ｋＷから４０ｋＷに低下する制御が行われた。

　次に、ケースＣ１－１の制御の例を、図３のフローチャートに従って説明する。

（ステップＳａ１）
　制御端末６は、時刻ｔ＝ｔ０における負荷５の消費電力を取得する。
（ステップＳａ２）
　次に、制御端末６は、取得した負荷の消費電力と現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電量とに基づき、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力を求める。
（ステップＳａ３）
　現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力が、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）（ｔ＝ｔ０）から低下したか否かを判定する。例えば、時刻ｔ＝ｔ１の総発電可能電力から時刻ｔ＝ｔ０の総発電可能電力を引き算して０より小さくなれば低下と判定する。

（ステップＳａ３－１－１）－制御を強める場合－
　ステップＳａ３において、総発電可能電力を低下させると判定された場合、制御を強める必要があると判断する。この場合、制御端末６は、出力指令値低下量を設定する。ケースＣ１－１の例では、７０ｋＷの低下であるため、出力指令値低下量として７０ｋＷが設定される。
（ステップＳａ３－１－２）
　次に、「実発電電力」が最大である発電制御装置を選択する。ケースＣ１－１の例では、発電制御装置２ａ、２ｂの実発電電力がいずれも等しいため、予め定めたルールに従い、１つを選択する。ここで、発電制御装置２ａが選択されたとする。
（ステップＳａ３－１－３）
　選択された発電制御装置２ａの時刻ｔ＝ｔ０における「出力指令値」（８０ｋＷ）を始点として出力指令値低下量（７０ｋＷ）だけ低下させる。その結果、制御端末６は、選択された発電制御装置２ａの時刻ｔ＝ｔ１の出力指令値を１０ｋＷに低下（変更）させる。
（ステップＳａ３－１－４）
　出力指令値低下量７０ｋＷを全て低下させることができたか否かを判定する。ケースＣ１－１では、ステップＳａ３－１－３において出力指令値低下量である７０ｋＷを全て低下させることができたので、目標到達の判定結果がＹｅｓとなり、ステップＳａ１に戻ることになる。

［（ｂ）ケースＣ１－２］制御を強める場合２
　図５に示すケースＣ１－２は、ケースＣ１－１と同様に、発電制御装置に対する出力制御を「強める」場合であるが、ケースＣ－１とは異なり、総発電可能の低下幅が大きいため、１つの発電制御装置だけでは処理が終わらないケースである。

　１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）である時刻ｔ＝ｔ０において、発電制御装置２ａの出力指令値が８０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであり、発電制御装置２ｂの出力指令値が６０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであったとする。すなわち、総発電可能電力は１４０ｋＷ（８０ｋＷ＋６０ｋＷ）、総発電量は実発電電力の合計値である６０ｋＷ（３０ｋＷ＋３０ｋＷ）であったとする。

　次に、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）からΔｔ秒後の現在時刻（ｔ＝ｔ１）において、総発電可能電力が５０ｋＷに低下した場合の制御について検討する。

＜Ｃ１－２の動作（図５）＞
・時刻ｔ＝ｔ０
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　　８０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ
　（発電制御装置２ｂ）　
　　　出力指令値　　６０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ

・時刻ｔ＝ｔ１
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　　　０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ→０ｋＷ（※見込み）
　（発電制御装置２ｂ）　
　　　出力指令値　　５０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ

　制御端末６は、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）において設定されている総発電可能電力と、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力とを比較し、「低下する」か、「低下しない」か、を判断する。
　「低下する」と判断された場合は、複数の発電制御装置の中から現在時刻（ｔ＝ｔ１）において「実発電電力が最大」である発電制御装置を選択する。但し、ケースＣ１－２のように、実発電電力が最大である発電制御装置が複数存在する場合、予め定めた規則（例えば発電制御装置の設置番号順等）により、少なくとも１つの発電制御装置（例えば２ａ）を選択する。いま、制御端末６は発電制御装置２ａを選択したとする。
　但し、複数の制御装置をまとめて選択してもよい。或いは、１つの発電制御装置を選択することを繰り返すことにより、実際に発電制御装置に指令値を送る際には複数台の発電制御装置に対して一度に指令値を送出することが好ましい。

　ケースＣ１－２の例では、ｔ＝ｔ０における総発電可能電力が１４０ｋＷであり、ｔ＝ｔ１における総発電可能電力は５０ｋＷであるから、出力指令値低下量は９０ｋＷと計算される。制御端末６は、選択された発電制御装置２ａの１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）における出力指令値である８０ｋＷを始点としてそこから９０ｋＷ減算しようとすると、マイナスになる。そこで、制御端末６は、発電制御装置２ａの出力指令値を８０ｋＷから９０ｋＷ減算する代わりに８０ｋＷだけ減算して０ｋＷ（＝８０ｋＷ－８０ｋＷ）に低下（変更）させると共に、未達分（余り）である１０ｋＷを新たな出力指令値低下量として記憶する。

　そして、この未達（１０ｋＷ）分を次に実発電電力が小さい発電制御装置２ｂに適用し、１つ前のサイクルの（ｔ＝ｔ０）の出力指令値（６０ｋＷ）から未達分（１０ｋＷ）を低下させる。

　その結果、発電制御装置２ａの実発電電力は０ｋＷに制限されることになり、次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）において各発電制御装置の出力指令値の合計値は１４０ｋＷ（８０ｋＷ＋６０ｋＷ）から５０ｋＷ（１０ｋＷ＋５０ｋＷ）に低下し、総発電量は、６０ｋＷ（３０ｋＷ＋３０ｋＷ）から３０ｋＷ（０ｋＷ＋３０ｋＷ）に低下することが期待される。

　ケースＣ１－２の場合、選択された一つ目の発電制御装置だけでは目標の低下幅に達しないため、未達分については次に実発電電力が小さい発電制御装置又は先ほど選択されなかった他の発電制御装置の出力指令値が変更される。

　以上の結果、総発電可能電力が５０ｋＷに設定された状態で、総発電量が６０ｋＷから３０ｋＷに低下することが期待される。
　なお、出力指令値が変更された結果が反映されて実発電電力＝０ｋＷが実現されるのは、現在時刻（ｔ＝ｔ１）よりも後のタイミングである。すなわち、通常動作では次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）で期待される計測値であって、計算時点では、結果として総発電量が低下したかどうかの確認は含まない。

　次に、ケースＣ１－２の制御の例を、図３のフローチャートに従って説明する。但し、（ステップＳａ１）～（ステップＳａ３）は、ケースＣ１－１と同じであるため、省略する。

（ステップＳａ３－１－１）－制御を強める場合－
　ケースＣ１－２の例では、出力指令値低下量として９０ｋＷ（１４０ｋＷ－５０ｋＷ）が設定される。
（ステップＳａ３－１－２）
　次に、実発電電力が最大である発電制御装置を選択する。ケースＣ１－２の例では、発電制御装置２ａ、２ｂの実発電電力がいずれも等しいため、予め定めたルールに従い、１つを選択する。ここで、発電制御装置２ａが選択されたとする。
（ステップＳａ３－１－３）
　最初に選択された発電制御装置２ａの時刻ｔ＝ｔ０における「出力指令値」（８０ｋＷ）を始点として出力指令値低下量（８０ｋＷ）だけ低下させると共に、未達分（余り）として１０ｋＷを記憶する。その結果、制御端末６は、選択された発電制御装置２ａの時刻ｔ＝ｔ１の出力指令値を０ｋＷに低下（変更）させる。
（ステップＳａ３－１－４）
　出力指令値低下量（９０ｋＷ）を全て低下させることができたか否かを判定する。ケースＣ１－２では、ステップＳａ３－１－３において出力指令値低下量（９０ｋＷ）を全て低下させることができず、目標未達分（１０ｋＷ）が残っているので、目標到達の判定結果がＮｏとなり、ステップＳａ３－１－５を実行する。
（ステップＳａ３－１－５）
　ステップＳａ３－１－５では、目標未達分を適用するための発電制御装置を選択する。この場合、原則としては２番目に実発電電力が大きい発電制御装置を選択する。但し、ケースＣ１－２の例では、実発電電力が最大である発電制御装置（２ａ、２ｂ）が複数存在するため、ステップＳａ３－１－２において、予め定めたルールに従い、発電制御機能２ａが選択されていたので、ここでは、先ほど選択されなかった発電制御装置２ｂが選択される。その後、ステップＳａ３－１－３を実行する。

［（ｃ）ケースＣ１－３］制御を弱める場合
　図６に示すケースＣ１－３は、発電制御装置に対する出力制御を「弱める」場合の例である。例えば、消費電力が急激に「増加」した際など、発電電力が消費電力を下回ってきた場合に実行される。

　１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）において、発電制御装置２ａの出力指令値が３０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであり、発電制御装置２ｂの出力指令値が６０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであり、発電制御装置２ｃの出力指令値が３０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであったとする。すなわち、総発電可能電力は１２０ｋＷ（３０ｋＷ＋６０ｋＷ＋３０ｋＷ）、総発電量は実発電電力の合計値である９０ｋＷ（３０ｋＷ＋３０ｋＷ＋３０ｋＷ）であったとする。

　次に、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の時刻からΔｔ秒後の時刻ｔ＝ｔ１において、総発電可能電力が１５０ｋＷに増加した場合の制御について検討する。

＜Ｃ１－３の動作（図６）＞
・時刻ｔ＝ｔ０
　（発電制御装置２ａ：定格出力１００ｋＷ）
　　　出力指令値　３０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ
　（発電制御装置２ｂ：定格出力１００ｋＷ）　
　　　出力指令値　６０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ
　（発電制御装置２ｃ：定格出力１００ｋＷ）
　　　出力指令値　３０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ

・時刻ｔ＝ｔ１
　（発電制御装置２ａ：定格出力１００ｋＷ）
　　　出力指令値　６０ｋＷ、実発電電力　　３０ｋＷ→４０ｋＷ（※見込み）
　（発電制御装置２ｂ：定格出力１００ｋＷ）　
　　　出力指令値　６０ｋＷ、実発電電力　　３０ｋＷ
　（発電制御装置２ｃ：定格出力１００ｋＷ）
　　　出力指令値　３０ｋＷ、実発電電力　　３０ｋＷ

　制御端末６は、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の時刻（ｔ＝ｔ０）において設定されている総発電可能電力と、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力とを比較し、「低下する」か、「低下しない」か、を判断する。
　「低下しない」と判断された場合は、複数の発電制御装置の中から現在時刻（ｔ＝ｔ１）において「実発電電力が最小」である発電制御装置を選択する。但し、ケースＣ１－３のように、実発電電力が最小である発電制御装置が複数存在する場合、予め定めた規則（例えば発電制御装置の設置番号順等）により、少なくとも１つの発電制御装置（例えば２ａ）を選択する。いま、制御端末６は発電制御装置２ａを選択したとする。
　但し、複数の制御装置をまとめて選択してもよい。或いは、１つの発電制御装置を選択することを繰り返すことにより、実際に発電制御装置に指令値を送る際には複数台の発電制御装置に対して一度に指令値を送出することが好ましい。

　制御端末６は、変更前（すなわちｔ＝ｔ０の時点）における発電制御装置２ａの出力指令値（３０ｋＷ）を始点として、発電制御装置２ａの出力指令値の増加分（出力指令値増加量だけその出力指令値を増加（変更）させる。

　ここで、出力指令値増加量とは、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力から１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）における総発電可能電力を引いた値と定義する。

　ケースＣ１－３の例では、ｔ＝ｔ１における総発電可能電力が１５０ｋＷであり、ｔ＝ｔ０における総発電可能電力は１２０ｋＷであるから、出力指令値増加量は３０ｋＷと計算される。制御端末６は、選択された発電制御装置２ａの１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）における出力指令値である３０ｋＷを始点としてそこから３０ｋＷ増加し、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における出力指令値は、６０ｋＷ（＝３０ｋＷ＋３０ｋＷ）とする。

　ここで、出力指令値とは「発電可能な最大電力」、すなわち発電制御装置の出力上限値を意味する。そのため、気象条件が十分に良好な場合は最大電力を出力することができるが、逆に、気象条件が十分に良好とは言えない場合は出力指令値によって規定される最大電力を上限としてそれ以下の電力を出力する。

　いま、気象条件、例えば太陽電池を例にとると、日照量が曇天であったりや太陽電池パネルが日陰にかかる等の理由により、発電制御装置２ａは、現在時刻ｔ＝ｔ１において、新たに設定された出力指令値により定義された６０ｋＷよりも小さい４０ｋＷを出力したとする。このとき、総発電量は、発電制御装置２ａ、２ｂ及び２ｃの発電量の総和として求められることから、１００ｋＷ（４０ｋＷ＋３０ｋＷ＋３０ｋＷ）と計算される。

　また、各発電制御装置の出力指令値の合計値は１２０ｋＷ（３０ｋＷ＋６０ｋＷ＋３０ｋＷ）から例えば１５０ｋＷ（６０ｋＷ＋６０ｋＷ＋３０ｋＷ）に増加することが期待される。（「例えば」としたのは気象条件に影響するからである。）
　なお、出力指令値が変更された結果が反映されるのは、現在時刻（ｔ＝ｔ１）よりも後のタイミングである。すなわち、通常動作では次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）以降に期待される計測値であって、計算時点では、結果として総発電量が増加したかどうかの確認は含まない。しかし、発電電力の上限である出力指令値が増加したことにより、気象条件などがそろうことでより大きな電力を発電することが可能となる。

　ケースＣ１－３の場合、最初に選択した発電制御装置２ａの出力指令値（３０ｋＷ）に出力指令値増加量（３０ｋＷ）を加えても定格出力である１００ｋＷ以下であったため、発電制御装置２ｂの出力指令値は変更され、未達分は存在しない。そこで、制御端末６は、出力指令値の変更を終了する。もし未達分があれば、未達分については次に実発電電力が小さい発電制御装置又は先ほど選択されなかった他の発電制御装置の出力指令値が変更される。

　以上の結果、総発電可能電力が１５０ｋＷに設定された状態で、総発電量が９０ｋＷから１００ｋＷに増加する制御が行われた。

　次に、ケースＣ１－３の制御を、図３のフローチャートに従って説明する。但し、（ステップＳａ１）～（ステップＳａ３）は、ケースＣ１－１と同じであるため、省略する。

（ステップＳａ３－２－１）－制御を弱める場合－
　ケースＣ１－３の例では、出力指令値増加量として３０ｋＷ（１５０ｋＷ－１２０ｋＷ）が設定される。
（ステップＳａ３－２－２）
　次に、「実発電電力」が最小である発電制御装置を選択する。ケースＣ１－３の例では、発電制御装置２ａ、２ｂ、２ｃの実発電電力がいずれも等しいため、予め定めたルールに従い、１つを選択する。ここで、発電制御装置２ａが選択されたとする。
（ステップＳａ３－２－３）
　最初に選択された発電制御装置２ａの時刻ｔ＝ｔ０における出力指令値（３０ｋＷ）を始点として出力指令値増加量（３０ｋＷ）だけ増加させる。その結果、出力指令値増加量として３０ｋＷが設定される。
（ステップＳａ３－２－４）
　出力指令値増加量（３０ｋＷ）を全て低下させることができたか否かを判定する。ケースＣ１－３では、ステップＳａ３－２－３において出力指令値増加量（３０ｋＷ）を全て増加させることができ、目標未達分は残っていないので、目標到達の判定結果がＹｅｓとなり、ステップＳａ１に戻ることになる。
　なお、定格出力を越える未達分が残り、目標到達の判定結果がＮｏの場合は、ステップＳａ３－２－５を実行し、未達分に対して同様の処理を行う。

　また、発電制御装置の数が更に多い場合は、目標未達分を適用するための発電制御装置を順次選択する。なお、ステップＳａ３－２－１は、ステップＳａ３において「総発電可能電力が低下しなかった場合」に進むステップであるため、発電量が低下した場合に限らず、総発電可能電力が時刻ｔ＝ｔ０とｔ＝ｔ１とで変わらない場合にもステップＳａ３－２－１が実行される。その場合、出力指令値増加量は０となり、ステップＳａ１に戻ることになる。

（第３の実施形態）－第２の制御方法－
　上述した第２の実施形態では、「実発電電力」ではなく「総発電可能量の変化」に着目して制御対象となる発電制御装置を選択し、サイクル間での総発電可能量の差分を出力指令値の変更量として選択された発電制御装置に適用していた。この場合、各発電制御装置の実際の発電量を考慮しない結果、逆潮流の抑制には効果的である反面、全体的に発電がやや抑制的となる。

　第３の実施形態は、第２の実施形態よりもさらに改善された制御方法を示すものであり、「実発電電力」に基づいて制御対象の優先度を判定することにより、上述した第２の実施形態と比較して、発電効率の低下を一層抑える方法を提示するものである。発電システム１００の構成は第１の実施形態と同様である。

　図７～図１１を用いて発電制御方法について説明する。図７は、第１の実施形態による制御端末６を用いた発電システム１００の発電制御方法を示す第３の実施形態の主要なフロー図である。
　図８は、制御を強める場合（（ｄ）ケースＣ２－１）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。
　図９は、制御を強める場合（総発電可能電力を低下させる場合）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。
　図１０、図１１は、いずれも、制御を弱める場合（総発電可能電力を増加させる場合）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。

　図７～図１１において、点線はいずれも各発電制御装置に設定される出力指令値を、ハッチングされた領域の上端部はいずれも実発電電力を示す。
　図９は、制御を強める場合（（ｅ）ケースＣ２－２）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。
　図１０、図１１は、いずれも、制御を弱める場合（（ｆ）ケースＣ２－３）において、各発電制御装置に対する出力指令値と実発電電力の関係を示す概念図である。
　図８～図１１において、点線はいずれも各発電制御装置に設定される出力指令値を、ハッチングされた領域の上端部はいずれも実発電電力を示す。

　簡単のため、ケースＣ２－１（図８）及びケースＣ２－２（図９）では、２つの発電制御装置２（２ａ，２ｂ）に対する制御について説明し、ケースＣ２－３（図１０、図１１）では３つの発電制御装置２（２ａ，２ｂ，２ｃ）に対する制御について説明するが、発電制御装置の数が増えた場合も同様の制御が可能である。

　なお、発電システム１００の初期状態（または発電システム１００の立ち上げ時）は図示していないが、発電制御装置２の出力指令値の初期値は、例えば、総発電可能電力を発電制御装置の数で等分配するように設定してもよく、もちろんそれ以外の設定を行ってもよい。この点は上述した第２の実施形態と同様である。

［（ｄ）ケースＣ２－１］（制御を維持する場合）
　図８に示すケースＣ２－１は、逆潮流が発生しない条件下で不要な発電量の低下を抑えるために１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の制御を現在時刻（ｔ＝ｔ１）においても維持するアルゴリズムを示すものである。ケースＣ２－１は、第２の実施形態における「ケースＣ１－１」と対比しながら説明する。

　次に、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）からΔｔ秒後の現在時刻（ｔ＝ｔ１）において、総発電可能電力が７０ｋＷに低下する場合の制御について検討する。

　すなわち、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の条件と、ｔ＝ｔ１における総発電量可能電力の計算結果はいずれもケースＣ１－１と同様の場合を想定する。

＜Ｃ２－１の動作（図８）＞
・時刻ｔ＝ｔ０
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　８０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ
　（発電制御装置２ｂ）
　　　出力指令値　６０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ

・時刻ｔ＝ｔ１
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　　８０ｋＷ（※変更しない）、実発電電力　３０ｋＷ（※維持）
　（発電制御装置２ｂ）
　　　出力指令値　　６０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ（※維持）

　第３の実施形態では、総発電量が以下の３つの条件を満たす場合には、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の出力指令値を維持する。
　　　Ｉ．現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力よりも大きくない値であること（Ｓｂ３－１）
　　　ＩＩ．現在時刻（ｔ＝ｔ１）において、全ての発電制御装置がそれぞれに設定された出力指令値以下で稼働していること（Ｓｂ３－２）
　　　ＩＩＩ．現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量が１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）における総発電量よりも増加していないこと（Ｓｂ３－３）

　以上３つの条件を満たす場合には、いずれの発電制御装置に対して出力指令値を１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）より高くしても、発電量の増加は期待できないからである。

　１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）において、制御端末６は、総発電量が６０ｋＷ、総発電可能電力が１４０ｋＷであった場合に、現在時刻（ｔ＝ｔ１）において総発電可能電力が７０ｋＷに変化したとする。

　この場合、第２の実施形態に示す制御（Ｃ１－１）であれば、総発電可能電力の低下を直ちに反映させるため、総発電量が制御前（ｔ＝ｔ０）よりも小さくなってしまう結果となっていた。しかし、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力（７０ｋＷ）と現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量（６０ｋＷ）とを比較すると、現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電量は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力をすでに下回っている（条件Ｉ．）。さらに、発電制御装置２ａ及び２ｂは、いずれも出力指令値よりも小さい実発電電力で稼働している（条件ＩＩ．）。そして、現在時刻ｔ＝ｔ１（＝ｔ０＋Δｔ）における総発電量が１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）における総発電量よりも増加していない（条件ＩＩＩ．）。
　従って、ケースＣ２－１では、このまま運転を維持することが可能であると判断でき、制御を維持することにより、発電量の低下を抑えることができる。

　次に、ケースＣ２－１の制御を、図７のフローチャートに従って説明する。
（ステップＳｂ１）
　制御端末６は、時刻ｔ＝ｔ０における負荷５の消費電力を取得する。
（ステップＳｂ２）
　次に、制御端末６は、取得した負荷の消費電力と現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量とに基づき、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における発電システム１００全体の総発電可能電力を求める。
（ステップＳｂ３－１）
　次に、現在時刻ｔ＝ｔ１における総発電量が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力よりも大きいか否かを判定する。現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力よりも大きい場合（Ｙｅｓ）には制御を強める必要があると判断してステップＳｂ３－１－１を実行し、逆に総発電量が大きくない場合（Ｎｏ）には制御を弱める必要があると判断してステップＳｂ３－２－１を実行する。
　そして、結果がＹｅｓである（現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量が時刻ｔ＝ｔ１における総発電可能電力よりも大きい）場合、「制御を強める」必要があると判断されるため、（ステップＳｂ３－１－１）を実行する。

（ステップＳｂ３－２）
　ケースＣ２－１の場合、Ｓｂ３－１の判定結果はＮｏであるため、Ｓｂ３－２を実行する。
　ステップＳｂ３－２では、全ての発電制御装置がそれぞれに設定された出力指令値以下で稼働しているか否かを判定する。Ｓｂ３－２の判定結果がＹｅｓであれば、現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電電力が、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）と比較して増加が見られるか否かを確認する（Ｓｂ３－３）。ここで、次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）において総発電量が増加していなければ、これ以上出力指令値を増加させても実発電電力が増加する発電制御装置は存在しないと判断してステップＳｂ１に戻る（ケースＣ２－１）。
　この場合、制御指令値は変更せず、総発電量はそのまま維持される。なお、ステップＳｂ３－３において、判定結果がＮｏすなわち「発電量が増加している」場合の動作の詳細については（ｆ）ケースＣ３－３で詳細に説明する。

［（ｅ）ケースＣ２－２］制御を強める場合
　図９に示すケースＣ２－２は、発電制御装置に対する出力制御を「強める」場合の例である。例えば、消費電力が急激に「低下」した際など、発電電力が消費電力を上回って逆潮流が発生する条件を満たす場合に速やかに実行される。

　ケースＣ１－２と同様に、発電制御装置に対する出力制御を「強める」場合に適用されるが、ケースＣ１－２とは異なり、実発電電力をベースに計算し、総発電量の低下を可能な限り抑えている点が異なる。

　１つ前のサイクルの時刻ｔ＝ｔ０において、発電制御装置２ａの出力指令値が８０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであり、発電制御装置２ｂの出力指令値が６０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであったとする。すなわち、発電システム１００の総発電可能電力は１４０ｋＷ（８０ｋＷ＋６０ｋＷ）、総発電量は出力指令値の合計値である６０ｋＷ（３０ｋＷ＋３０ｋＷ）であったとする。

　次に、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）からΔｔ秒後の時刻（ｔ＝ｔ１）において、総発電可能電力が５０ｋＷに低下する場合の制御について検討する。

＜Ｃ２－２の動作（図９）＞
・時刻ｔ＝ｔ０（１サイクル前）
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　　８０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ
　（発電制御装置２ｂ）　
　　　出力指令値　　６０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ

・時刻ｔ＝ｔ１（現在）
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　　２０ｋＷ、実発電電力　　３０ｋＷ→２０ｋＷ（※見込み）
　（発電制御装置２ｂ）　
　　　出力指令値　　６０ｋＷ、実発電電力　　３０ｋＷ

　制御端末６は、１つ前のサイクルの現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量と、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力と比較し、総発電量が総発電可能電力よりも大きいか否かを判定する。

　「総発電量が総発電可能電力よりも大きい」と判断された場合は、制御を強める必要があるため、複数の発電制御装置の中から現在時刻（ｔ＝ｔ１）において「実発電電力が最大」である発電制御装置を選択する。但し、ケースＣ２－２のように、実発電電力が最大である発電制御装置が複数存在する場合、予め定めた規則（例えば発電制御装置の設置番号順等）により、少なくとも１つの発電制御装置（例えば２ａ）を選択する。いま、制御端末６は発電制御装置２ａを選択したとする。
　但し、複数の制御装置をまとめて選択してもよい。或いは、１つの発電制御装置を選択することを繰り返すことにより、実際に発電制御装置に指令値を送る際には複数台の発電制御装置に対して一度に指令値を送出することが好ましい。

　制御端末６は、選択された発電制御装置２ａの「変更前（すなわちｔ＝ｔ０の時点）における実発電電力（３０ｋＷ）」を始点として、発電制御装置２ａの出力指令値低下量だけその出力指令値を低下（変更）させる。

　ここで、出力指令値低下量は、ケースＣ２－２の例では、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量（６０ｋＷ）－現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力（５０ｋＷ）（＝１０ｋＷ）と計算される。

　この場合、選択された発電制御装置２ａにおける出力指令値＝現在時刻（ｔ＝ｔ１）における発電制御装置２ａの実発電量（３０ｋＷ）－出力指令値低下量（１０ｋＷ）（＝２０ｋＷ）と計算される。

　その結果、発電制御装置２ａの出力指令値及び実発電電力は、いずれも２０ｋＷに制限されることになり、次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）において総発電電力は総発電可能電力と同じ値（５０ｋＷ＝２０ｋＷ＋３０ｋＷ）まで低下することが期待される。
　なお、出力指令値が変更された結果が反映されて実発電電力＝２０ｋＷが実現されるのは、現在時刻（ｔ＝ｔ１）よりも後のタイミングである。すなわち、通常動作では次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）で期待される計測値であって、計算時点では、結果として総発電量が低下したかどうかの確認は含まない。

　以上の結果、総発電可能電力が５０ｋＷに設定された状態で、総発電量が１４０ｋＷから５０ｋＷに低下する制御が行われた。

　次に、ケースＣ２－２の制御を、図７のフローチャートに従って説明する。但し、（ステップＳｂ１）～（ステップＳｂ３）は、ケースＣ２－１と同じであるため、省略する。

（ステップＳｂ３－１－１）－総発電可能電力を低下させる場合－
　ケースＣ２－１の場合、Ｓｂ３－１の判定結果はＹｅｓであるため、Ｓｂ３－１－１を実行する。
　制御端末６は、出力指令値低下量を設定する。ケースＣ２－２の例では、出力指令値低下量は、１０ｋＷ（６０ｋＷ－５０ｋＷ）が設定される。
（ステップＳｂ３－１－２）
　次に、「実発電電力」が最大である発電制御装置を選択する。ケースＣ２－２の例では、発電制御装置２ａが選択される。
（ステップＳｂ３－１－３）
　選択された発電制御装置２ａの現在時刻（ｔ＝ｔ１）の実発電電力（３０ｋＷ）から、出力指令値低下量（１０ｋＷ）だけ低下させる。この計算により、制御端末６は、選択された発電制御装置２ａの時刻ｔ＝ｔ１の出力指令値を２０ｋＷに低下（変更）させる。
（ステップＳｂ３－１－４）
　低下量目標値であった１０ｋＷを全て低下させることができたか否かを判定する。ケースＣ１－２では、ステップＳａ３－１－３において出力指令値低下量である１０ｋＷを全て低下させることができ、目標未達分は０ｋＷであるためで、目標到達の判定結果がＹｅｓとなり、ステップＳｂ３－１に戻ることになる。

　なお、目標未達分が存在する場合、選択されなかった他の発電制御装置の中で実発電電力が最大の発電制御装置を選択し（Ｓｂ３－１－５）、未達分を適用するステップ（Ｓｂ３－１－３）を繰り返す。

［（ｆ）ケースＣ２－３］制御を弱める場合
　図１０、図１１に示すケースＣ２－３は、いずれも、発電制御装置に対する出力制御を「弱める」場合の例である。例えば、消費電力が急激に「増加」した際など、発電電力が消費電力を下回ってきた場合に実行される。

　ケースＣ１－３と同様に、発電制御装置に対する出力制御を「弱める」場合に適用されるが、ケースＣ１－３とは異なり、実発電電力をベースに計算し、総発電量を可能な限り増加させている点が異なる。

　１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の時刻ｔ＝ｔ０において、発電制御装置２ａの出力指令値が３０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであり、発電制御装置２ｂの出力指令値が６０ｋＷ、実発電電力４０ｋＷであり、発電制御装置２ｃの出力指令値が３０ｋＷ、実発電電力３０ｋＷであったとする。すなわち、発電システム１００の総発電可能電力は１２０ｋＷ（３０ｋＷ＋６０ｋＷ＋３０ｋＷ）、総発電量は実発電電力の合計値である１００ｋＷ（３０ｋＷ＋４０ｋＷ＋３０ｋＷ）であったとする。

　次に、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の時刻（ｔ＝ｔ０）からΔｔ秒後の現在時刻（ｔ＝ｔ１）において、総発電可能電力が１５０ｋＷに増加する場合の制御について検討する。

＜Ｃ２－３の動作（図１０、図１１）＞
・時刻ｔ＝ｔ０
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　　３０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ
　（発電制御装置２ｂ）　
　　　出力指令値　　６０ｋＷ、実発電電力　４０ｋＷ
　（発電制御装置２ｃ）　
　　　出力指令値　　３０ｋＷ、実発電電力　３０ｋＷ

・時刻ｔ＝ｔ１
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　　８０ｋＷ、実発電電力　　３０ｋＷ→４０ｋＷ（※見込み）
　（発電制御装置２ｂ）　
　　　出力指令値　　６０ｋＷ、実発電電力　　４０ｋＷ
　（発電制御装置２ｃ）　
　　　出力指令値　　３０ｋＷ、実発電電力　　３０ｋＷ

・時刻ｔ＝ｔ２
　（発電制御装置２ａ）
　　　出力指令値　　８０ｋＷ、実発電電力　　４０ｋＷ
　（発電制御装置２ｂ）　
　　　出力指令値　　６０ｋＷ、実発電電力　　４０ｋＷ
　（発電制御装置２ｃ）　
　　　出力指令値　　７０ｋＷ、実発電電力　　３０ｋＷ→４０ｋＷ（※見込み）

　制御端末６は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量と、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力と比較し、総発電量が総発電可能電力よりも大きいか否かを判定する。

　「総発電量が総発電可能電力よりも大きい」と判断されなかった場合は、制御を強める必要がないため、複数の発電制御装置の中から現在時刻（ｔ＝ｔ１）において「出力指令値が最小」（※「実発電電力」ではない点に留意）である発電制御装置を選択する。但し、ケースＣ２－３のように、実発電電力が最小である発電制御装置が複数存在する場合、予め定めた規則（例えば発電制御装置の設置番号順等）により、少なくとも１つの発電制御装置（例えば２ａ）を選択する。いま、制御端末６は発電制御装置２ａを選択したとする。
　但し、複数の制御装置をまとめて選択してもよい。或いは、１つの発電制御装置を選択することを繰り返すことにより、実際に発電制御装置に指令値を送る際には複数台の発電制御装置に対して一度に指令値を送出することが好ましい。

　制御端末６は、選択された発電制御装置２ａの「変更前（すなわちｔ＝ｔ０の時点）における実発電電力（３０ｋＷ）」を始点として、発電制御装置２ａの出力指令値増加量だけその出力指令値を増加（変更）させる。

　ここで、出力指令値増加量は、出力指令値増加量＝現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力（１５０ｋＷ）－現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量（１００ｋＷ）（＝５０ｋＷ）と計算される。

　この場合、選択された発電制御装置２ａにおける出力指令値＝現在時刻（ｔ＝ｔ１）における発電制御装置２ａの実発電量（３０ｋＷ）＋出力指令値増加量（５０ｋＷ）（＝８０ｋＷ）と計算される。

　その結果、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における発電制御装置２ａの出力指令値は、８０ｋＷに設定される。

　但し、発電制御装置２ａに新たに設定される出力指令値は上限値にすぎず、実際の発電量は新たな出力指令値（８０ｋＷ）に満たない場合もある。例えば、発電制御装置２ａの次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）における実際の発電量は４０ｋＷであったとする。そうすると、次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）においてステップＳｂ３－２－２を実行し判定した結果として選択される発電制御装置２ｃに対して、次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）における総発電可能電力（総発電可能電力が変更されていなければ現在時刻（ｔ＝ｔ１）と同じ１５０ｋＷ）から、全ての発電制御装置の現在時刻（ｔ＝ｔ１）の実発電電力（例えば４０ｋＷ＋４０ｋＷ＋３０ｋＷ＝１１０ｋＷ）を減算した値（４０ｋＷ）を、時刻（ｔ＝ｔ２）における実発電電力から増加させる（３０ｋＷ＋４０ｋＷ＝７０ｋＷ）。
　発電制御装置２ｃの出力指令値が時刻ｔ＝ｔ２において７０ｋＷに増加した（制御が緩められた）ことにより、発電制御装置２ｃは例えば４０ｋＷを出力できるようになる。

　以上の結果、総発電可能電力が１５０ｋＷに設定された状態で、ｔ＝ｔ０における総発電量が１００ｋＷであったところ、ｔ＝ｔ１において１１０Ｗ、ｔ＝ｔ２において１２０ｋＷまで増加する制御が行われることになる。但し、実際に発電量が増加するか否かは気象条件により、また反映されるタイミングは次のサイクル以降となる。
　このように全ての発電制御装置の出力指令値が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における実発電電力よりも大きく設定されているため、発電装置の発電量が更に増加していくことも許容され、逆潮流が発生しない範囲で最大の発電量を出力できるようになる。

　次に、ケースＣ２－３の制御を、図７のフローチャートに従って説明する。但し、（ステップＳｂ１）～（ステップＳｂ２）は、ケースＣ２－１と同じであるため、省略する。　ステップＳｂ３－１として、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量が時刻ｔ＝ｔ１における総発電可能電力よりも大きいか否かを判定する。

（ステップＳｂ３－１）
　ケースＣ２－３の場合、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量（１００ｋＷ）が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力（１５０ｋＷ）よりも小さい。すなわちＳｂ３－１の判定結果はＮｏであるため、ステップＳｂ３－２を実行する。
（ステップＳｂ３－２）
　ステップＳｂ３－２では、現在時刻（ｔ＝ｔ１）において、全ての発電制御装置がそれぞれに設定された出力指令値以下で稼働しているか否かを判定する。いま、発電制御装置２ａ、２ｃは、出力指令値と実発電電力が共に３０ｋＷであるから、実発電電力をさらに増加させる可能性がある。よって、ステップＳｂ３－２の判定結果はＮｏとなり、「制御を弱める」ステップ（Ｓｂ３－２－１）を実行する。
（ステップＳｂ３－２－１）
　制御端末６は、出力指令値増加量を設定する。ケースＣ２－３の例では、出力指令値増加量は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電量１００ｋＷに対して現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力が１５０ｋＷであるから、出力指令値増加量として５０ｋＷ（１５０ｋＷ－１００ｋＷ）が設定される。
（ステップＳｂ３－２－２）
　次に、「出力指令値」が最小である発電制御装置を選択する。但し、ケースＣ２－３のように、出力指令値が最小である発電制御装置が複数存在する場合、予め定めた規則（例えば発電制御装置の設置番号順等）により、少なくとも１つの発電制御装置（例えば２ａ）を選択する。いま、制御端末６は発電制御装置２ａを選択したとする。
（ステップＳｂ３－２－３）
　選択された発電制御装置２ａの現在時刻（ｔ＝ｔ１）における実発電電力（３０ｋＷ）から、出力指令値増加量（５０ｋＷ）だけ増加させる。この計算により、制御端末６は、選択された発電制御装置２ａの時刻ｔ＝ｔ１の出力指令値を８０ｋＷに増加（変更）させる。
（ステップＳｂ３－２－４）
　増加量目標値であった５０ｋＷを全て増加させることができたか否かを判定する。ケースＣ２－３では、ステップＳｂ３－２－３において出力指令値増加量である５０ｋＷを全て増加させることができ、目標未達分は０ｋＷであるためで、目標到達の判定結果がＹｅｓとなり、ステップＳｂ１に戻ることになる。

　ここで、ステップＳｂ３－２－３の結果、ケースＣ２－３のように、次のサイクル時刻（ｔ＝ｔ２）における発電制御装置２ａの実発電電力が例えば４０ｋＷに増加したとする（図１０）。
　この場合、次のサイクル時刻（ｔ＝ｔ２）における総発電可能電力１５０ｋＷと総発電量１１０ｋＷの差が４０ｋＷとなるので、ステップＳｂ１→ステップＳｂ２→ステップＳｂ３－１（Ｎｏ）→ステップＳｂ３－２（Ｎｏ）を実行し、ステップＳｂ３－２－１では、出力指令値増加量として４０ｋＷ（１５０ｋＷ－１１０ｋＷ）が設定される。これを、ステップＳｂ３－２－２で選択した発電制御装置２ｃに適用することで、次のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ２）において、発電制御装置２ｃの出力指令値が７０ｋＷに設定される。ケースＣ２－３の例では、さらにその次のサイクル（ｔ＝ｔ３）で発電制御装置２ｃの発電量が４０ｋＷに増加し、総発電量が１２０ｋＷに増加した。

　図１２は、第３の実施形態において、制御を強める場合と制御を弱める場合における発電制御装置選択時と出力指令値計算値に使用される項目のパターンを示す表である。第２の実施形態と第３の実施形態とでは、制御を強める場合と制御を弱める場合とにおいて、発電制御装置選択時において発電制御装置の選択が異なるが、出力指令値計算時には、制御を強める場合も制御を弱める場合もいずれも実発電電力に基づき次のサイクルにおける出力指令値が計算される。
　以上のように、複数の発電制御装置を制御する必要がある分散型の発電システムにおいて、各発電制御装置に対してきめ細やかな発電制御を行うことで、システム全体の発電効率を高めたり、耐用年数を延ばしたり、することができる。なお、本明細書における各実施形態において説明したアルゴリズムはいずれも例示にすぎず、結果的に同等の発電制御がなされる場合は、本件特許発明の技術的範囲に含まれるものと解する。

（第４の実施形態）
－基本的な考え方－
　第１の実施形態において、電力計９から負荷５の消費電力を直接取得することに代えて、商用電力系統４側に電力計を設け発電制御装置の総発電電力と商用電力系統４からの供給電力（系統電力）から消費電力を算出してもよいと説明した。この場合には、系統電力についてはリアルタイムに取得できるが、反面、総発電電力については発電制御装置２（ＰＣＳ）は出力指令値に対する有限の応答時間のため取得するまでにタイムラグが生じる。このタイムラグのために、算出された消費電力と、実際の消費電力とが一致しないという問題が発生する。タイムラグの最大値は、総発電電力を計測する周期であるサンプリング間隔に相当する時間(例えば６秒間)となる。

　この様な状況で、発電電力の効率を向上させるために出力指令値を増大させ、かつ、発電電力が実際の消費電力を上回った場合、逆電力継電器（ＲＰＲ）１０が作動して発電が停止し、太陽光発電所が想定通りに発電できなくなる。

　一般に、発電制御には、「逆潮流を回避する」ことを目的として発電量を低下させる制御（第１の制御）と、電力会社から購入すべき発電量を減らすために発電装置の発電量を増大させる制御（第２の制御）の２種類が存在する。第１の制御は逆潮流発生を回避するために必須の制御であり、この制御が失われた場合、非常装置が作動して発電がストップしてしまう。他方、第２の制御は「より好ましい」制御であり、仮にタイムラグによって発電量の増大が遅れても、発電装置の性能を活かす機会を失うに止まり、発電がストップするといった深刻な事態には至らない。したがって、２つの制御において重視すべきは第１の制御ということになるが、逆潮流を回避しつつも、発電装置の発電量（総発電量）を増加させる制御が求められる。
　そこで、本実施形態では、以下の３つのルールを適用する。

［ルール１］
　消費電力の計算に用いられる「発電電力」は、計測値を取得する毎に更新する。
［ルール２］
（２－１）
　出力指令値の送信前後における系統電力の変動分は、発電制御装置を制御した影響によるものみなすことができる。そのため前回の出力指令値を決定後、系統電力の変動量が、出力指令値を変更した範囲内に収まる時、出力指令値の再計算は行わない。
　しかし、系統電力の変動量が、出力指令値を変更した範囲に収まらないときは、現在の出力指令値と計測結果から、その時点で出力指令値の変動量を超える消費電力の変動量から出力指令値を計算する。これは、実際に消費電力が変動したと考えられるためである
（２－２）
　出力指令値を低下させている最中に、さらに消費電力が低下した場合に限り、変動量に関わらず出力指令値の再計算を行う。
［ルール３］
　１つの発電制御装置の出力指令値と実発電電力との間で乖離がある場合、乖離している発電制御装置に対しては、出力指令値を現在発電している電力まで下げる指示を行う。

　ルール１により、発電電力の変動をできるだけ速く取得し、消費電力(系統電力+発電電力)の計算結果を、実際の消費電力の値に近付けることが可能となる。また、ルール２により、消費電力の計算精度を高めることが可能となる。ルール３は、例えば日射量の不足や発電設備の故障などが想定される。このような場合、他の発電制御装置の出力を上げる事で最大効率の発電電力を得ようとする。しかし、その後日射量が増えた場合、乖離している発電制御装置の出力が増加するため、発電可能電力を超える発電を行ってしまい、結果として逆電力継電器（ＲＰＲ）１０や閾値制御が働くことになる。これを防ぐために、乖離している発電制御装置に対しては、出力指令値を現在発電している電力まで下げる指示を行う。すなわち、乖離した状態を放置しないことで発電制御装置を制御する回数は増えるが、逆電力継電器（ＲＰＲ）１０や閾値制御が作動することを回避することができるようになる。

　制御端末６は、系統電力の実測値及び発電制御装置２から取得した各発電装置の出力電力の総発電電力に基づいて、消費電力を算出するように構成されている。

　図１３（Ａ）～（Ｃ）は、ルール１～ルール３を適用した場合の系統電力、発電電力、出力指令値と、系統電力及び発電電力の和として算出される消費電力の算出値の変化を示す表である。但し、図１３の各表においては、比較のため消費電力の実測値を表示しているが、ここに記載される消費電力の実測値は発電制御に用いることができない前提とする。

（パターン１）
　図１３（Ａ）は、ルール１を適用した制御を説明するための、本実施形態における出力指令値を決定するフローを時系列に説明するフローチャートである。また、表中の下向き矢印は、前ステップの数値を維持することを意味する。

ステップ１：
　制御端末６は、系統電力の実測値及び発電制御装置２からの出力電力の実測値を取得する。また、系統電力の実測値及び発電制御装置２からの出力電力の実測値から消費電力を算出する。
　制御端末６は、算出された消費電力から出力指令値への出力指令値増加量又は出力指令値減少量を算出し、発電制御装置２に出力する。
　この時点での系統電力の実測値は１０ｋＷであり、発電制御装置２からの出力電力の実測値は４０ｋＷであり、制御端末６は、これらの実測値の和により消費電力を５０ｋＷ（＝１０ｋＷ＋４０ｋＷ）と算出する。この時点での発電制御装置２の出力指令値は、例えば４０ｋＷ（実発電電力は４０ｋＷ以下）である。

ステップ２：
　制御端末６は、商用電力系統４側に設けられた電力計により、系統電力の実測値として２０ｋＷを取得したとする。この時点で、制御端末６は系統電力が１０ｋＷ増加したことを認識する。

ステップ３：
　制御端末６は、実際の消費電力を知ることができないため、発電電力（４０ｋＷ）と系統電力（２０ｋＷ）の合計値として、消費電力を６０ｋＷ（＝４０ｋＷ＋２０ｋＷ）と算出する。

ステップ４：
　制御端末６は、算出された消費電力（６０ｋＷ）に基づいて、次のサイクルにおける発電制御装置２の出力指令値を計算する。この場合、消費電力が増加するので「制御を弱める」必要があると判断し、総発電可能電力を上げるために、上述した実施形態を適用する。具体的には、選択された発電制御装置２に対して出力指令値を始点として、前記出力指令値増加量を算出する。ここでは、出力指令値増加量を例えば＋１０ｋＷとして、１サイクル前の出力指令値（４０ｋＷ）に出力指令値増加量（＋１０ｋＷ）を加えた新たな出力指令値５０ｋＷを次のサイクルにおける出力指令値として発電制御装置２に送信する。

ステップ５：
　ステップ４→ステップ５で系統電力が20→10に変動したが、ルール２－１により、これは制御した影響とみなし、出力指令値の再計算は行わない。発電電力は消費電力の計算のために必要なため仮の発電電力として５０ｋＷとする。

ステップ６：
　発電制御装置２から仮ではない発電電力を取得できた時点で、消費電力６０ｋＷをもとに次サイクルの出力指令値の再計算を行う。すなわち、本ステップで、制御端末６は、発電制御装置２から発電電力を取得し、発電電力が５０ｋＷであることが確認できたため、出力指令値の再計算を行い、消費電力は、系統電力（１０ｋＷ）との和として６０ｋＷと算出される。

　以上のように、前回の出力指令値を決定した後、系統電力の変動量が、出力指令値を変更した範囲内に収まっているか否かを判断し、収まっていると判断される場合には、次のサイクルでの出力指令値の再計算は行わない（ルール２－１）。
　但し、消費電力の急落に対応できるよう、出力指令値を低下させている最中に、さらに消費電力が低下した場合には、制御を強める必要が生じるため、変動量にかかわらず出力指令値の再計算を行う。

　なお、図１３（Ａ）のステップ１、２、３等においては、十分な日照量が得られているとの前提で、発電制御装置２からの出力電力と出力指令値とが一致する例を示したが、両者は必ずしも一致せず、発電制御装置２からの出力電力は出力指令値以下となる。

（パターン２）
　図１３（Ｂ）に示す例について、制御フロー順に、各ステップについて説明する。
　ステップ１～ステップ５は、実施例１と同様であるため、省略する。

ステップ６：
　ここで、制御端末６は、商用電力系統側に設けられた電力計を通じて、系統電力の実測値が２０ｋＷから１５ｋＷに変化した（５ｋW低下した）ことを検知したとする。これだけの情報だけでは、消費電力が５ｋＷ分低下したのか、発電電力が５ｋＷ分増加したのかを知ることはできない。しかしながら、出力指令値の変化分が、４０ｋＷから５０ｋＷへと１０ｋＷ増加しているので、仮に発電電力が５ｋW増加したとしても、出力指令値の増加分である１０ｋWには満たないため、発電電力が出力指令値として指示した５０ｋＷに到達していないと判断できる。そこで、出力指令値を再計算せず、前サイクルの出力指令値を次のサイクルでも維持する。一方、発電電力が仮に５ｋＷ増加したとすると、指令値である５０ｋＷに対して－５ｋＷ分の乖離がある。そこで、仮の発電電力を４５ｋＷに設定する。
ステップ７：
　制御端末６は、商用電力系統側に設けられた電力計を通じて、系統電力の実測値が１５ｋＷから１０ｋＷに変化した（さらに５ｋW低下した）ことを検知したとする。系統電力は、ステップ２の時点からの合計で、１０ｋＷ下がったことになる。発電電力は、計測できるまで確定はせず、「仮の状態」を維持する。現在の発電電力の値は、まだ制御した影響によるものとみなせるため、ルール２－１に従って出力指令値の再計算は行わなず、前ステップ（ステップ６）と同じ処理を行う。
ステップ８：
　パターン１のステップ８と同様であり、発電電力を計測し、５０ｋＷであるから、消費電力は６０ｋＷと算出される。

（パターン３）
　図１３（Ｃ）に示す例について、制御フロー順に、各ステップについて説明する。
　ステップ１～ステップ５は、実施例１と同様であるため、省略する。

ステップ６：
　制御端末６は、系統電力の実測値が２０ｋWから５ｋＷに変化（すなわち１５ｋW低下）したことを認識する。これだけの情報だけでは、消費電力が１５ｋＷ分低下したのか、発電電力が１５ｋＷ分増加したのかを知ることはできない。しかしながら、系統電力の低下分（１５ｋW)は、ステップ５において設定したステップ４の発電電力からステップ５の暫定発電電力５０ｋWへの増加分（すなわち１０ｋW)よりも大きいため、発電電力が１５ｋW増加することはあり得ない（最大でも１０ｋWしか増加できない）。そこで、制御端末６は、発電電力が１０ｋW増加（暫定発電電力である５０ｋWに到達）したと共に、消費電力が５ｋW減少した、と判断する。それと共に、消費電力の低下傾向がさらに継続した場合、現在の状態からさらに消費電力が低下して逆潮流が発生するおそれがあるため、今回のサイクルに含まれる次のステップでは、出力指令値を再計算する（ルール２－２）。

ステップ７：
　出力指令値を再計算し、出力指令値を４５ｋWに設定する。ステップ６において、消費電力が５ｋW減少していると判断できるため、暫定発電電力は５０ｋWのまま据え置いた状態で、出力指令値を４５ｋWに低下して送信する。

ステップ８：
　ステップ７において送信された出力指令値を受けて、発電電力を「暫定発電電力」として４５ｋWに変更する。ここで「暫定発電電力」とするのは、実測値ではなく、消費電力の計算のためにのみ用いられる仮の発電電力だからである。

ステップ９：
　制御端末６は、系統電力の実測値が５ｋWから１０ｋＷに変化（すなわち５ｋW増加）したことを認識する。これは、ステップ７からステップ８における発電電力（暫定発電電力）の変化量（５０ｋW→４５ｋW)である低下分の５ｋW以内の変動量であるが、現時点ではまだ発電電力は、計測できていないため確定せず、「仮の状態」を維持する。すなわち、ルール２－１に従って出力指令値の再計算は行わなず、前ステップ（ステップ８）と同じ処理を行う。

　ステップ１０：
　パターン１、２のステップ８と同様に、制御端末６は、発電制御装置２を通じて発電電力を取得し、ステップ９で確定した４５ｋWから変化していないことを確認し、消費電力は、系統電力の１０ｋWと合計した５５ｋWと算出する。

（まとめ）
　以上のように、発電制御装置２からの出力電力の実測値は、所定の間隔、すなわちサンプリング間隔毎に制御端末６に送信される。そのため、サンプリング間隔の間は、制御端末６は、以上のようなフローに従って、系統電力の実測値を利用して、出力指令値を算出し、発電制御装置２に出力し、発電電力を管理する。

－適用事例－
　以下、本実施形態のアルゴリズムの適用事例を説明する実施例について説明する。はじめに、図１４を用いて比較例（ルール１～ルール３を適用しない場合）について説明し、その後、図１５を用いて実施例（ルール１～ルール３を適用した場合）について説明する。

（比較例）
　定格容量がいずれも１００ｋWである２台の発電制御装置２（２ａ，２ｂ）に対して、現在（ｔ＝ｔ０　：１サイクル前）の時点で、発電制御装置２ａに対して１００％、発電制御装置２ｂに対して０％の出力指令値を送信する。その結果、発電制御装置２ａは５０ｋＷ、発電制御装置２ｂは０ｋＷの発電電力であった場合、次のサイクル（ｔ＝ｔ１）における制御は、発電制御装置２ａについては改めて出力指令値を送信することなく発電制御装置２ａで乖離している５０ｋＷ（＝１００ｋＷ－５０ｋＷ）相当分として、発電制御装置２ｂに対して発電制御装置２ａで乖離していた５０ｋW減少分である出力指令値５０％を発電制御装置２ｂに送信する。

（実施例）
　定格容量がいずれも１００ｋWである２台の発電制御装置２（２ａ，２ｂ）に対して、現在（ｔ＝ｔ０　：１サイクル前）の時点で、発電制御装置２ａに対して１００％、発電制御装置２ｂに対して０％の出力指令値を送信する。その結果、発電制御装置２ａは５０ｋＷ、発電制御装置２ｂは０ｋＷの発電電力であった場合、次のサイクル（ｔ＝ｔ１）における制御は発電制御装置２ａについては改めて出力指令値として５０％を再送信後、発電制御装置２ｂに対して発電制御装置２ａで乖離していた５０ｋＷ分として、発電制御装置２ａに出力指令値５０％を送信する。
　このように、出力指令値と実発電電力とが乖離した状態のまま次のサイクルに移行せず、都度出力指令値を適切に設定することで、上記の通り、発電制御装置を制御する回数は増えるが、逆電力継電器（ＲＰＲ）１０や閾値制御が作動することを回避することができる。

　本発明にかかる発電システムは、複数の発電装置とその出力を制御する発電制御装置との組み合わせを備えた発電施設において、負荷側の変化する消費電力に対応しながら逆潮流を回避しつつ、外部環境の影響を受けやすい発電装置の利用効率を向上させることができ、産業上の利用可能性は極めて高い。

１（１ａ、１ｂ、・・・、１ｎ）　発電装置
２（２ａ、２ｂ、・・・、２ｎ）　発電制御装置
４　商用電力系統
５、５ａ、５ｂ、・・・、５ｍ　負荷
６　　発電システム制御装置（制御装置）
　６１　計測用入出力部
　６２　処理部（演算処理部）
　６３　記憶部
　６４　制御用入出力部
９　電力計
１０　逆電力継電器（ＲＰＲ）
１００　発電システム
ｓ（ｓ２、ｓ９）　信号線
Ｌ２、Ｌｂ２ａ、Ｌｂ２ｂ、Ｌｂ２ｎ　電力線
Ｌ４　電力線
Ｌ５　電力線

Claims

　複数の発電装置（１）と、前記複数の発電装置（１）のそれぞれに対して発電出力の制御を行う複数の発電制御装置（２）とを備えた発電システム（１００）の出力電力を制御する制御端末（６）に用いられ、
　負荷（５）の消費電力を取得するステップ（Ｓａ１、Ｓｂ１）と、
　前記発電システム（１００）の総発電可能電力を取得するステップ（Ｓａ２、Ｓｂ２）と、
　前記消費電力及び前記総発電量に基づいて前記発電システムの総発電可能電力を求めることにより、制御を強めるか制御を弱めるかを判定するステップ（Ｓａ３、Ｓｂ３－１）と、
　前記判定結果に基づいて、
　前記複数の発電制御装置（２）のそれぞれに対して現在時刻（ｔ＝ｔ１）での出力指令値を個別に計算するステップ（Ｓａ３－１－３、Ｓａ３－２－３、Ｓｂ３－１－３、Ｓｂ３－２－３）
　を実行させることを特徴とする制御端末用のプログラム。
　前記判定するステップ（Ｓａ３）は、総発電可能電力が低下するか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「総発電可能電力が低下すると判定された場合」は、
　出力指令値低下量を算出するステップ（Ｓａ３－１－１）と、
　実発電電力が最大である発電制御装置を選択するステップ（Ｓａ３－１－２）と、
　選択された発電制御装置に対して出力指令値を始点として、前記出力指令値低下量を適用するステップ（Ｓａ３－１－３）と、
　低下量の目標に到達したか否かを判定する判定ステップ（Ｓａ３－１－４）と
　を少なくとも含む請求項１記載のプログラム。
　前記判定ステップ（Ｓａ３－１－４）において、目標に未達の場合、前回選択されなかった発電制御装置に対して実発電電力が最大である発電制御装置を選択する選択ステップ（Ｓａ３－１－５）を実行すると共に、選択された発電制御装置に対して前記出力指令値低下量の未達分を適用するため再度前記ステップ（Ｓａ３－１－３）を実行することを特徴とする請求項２記載のプログラム。
　前記判定するステップＳａ３は、総発電可能電力が低下するか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「総発電可能電力が低下すると判定されなかった場合」は、
　出力指令値増加量を算出するステップ（Ｓａ３－２－１）と、
　実発電電力が最小である発電制御装置を選択するステップ（Ｓａ３－２－２）と、
　選択された発電制御装置に対して出力指令値を始点として、前記出力指令値増加量を適用するステップ（Ｓａ３－２－３）と、
　増加量の目標に到達したか否かを判定する判定ステップ（Ｓａ３－２－４）と
　を少なくとも含む請求項１記載のプログラム。
　前記判定ステップ（Ｓａ３－２－４）において、目標に未達の場合、前回選択されなかった発電制御装置に対して実発電電力が最小である発電制御装置を選択するステップ（Ｓａ３－２－５）を実行すると共に、選択された発電制御装置に対して前記出力指令値増加量の未達分を適用するため再度前記ステップ（Ｓａ３－２－３）を実行することを特徴とする請求項２記載のプログラム。
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－１）は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電量が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力よりも大きいか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「前記総発電量が前記総発電可能電力よりも大きい場合」は、
　出力指令値低下量を算出するステップ（Ｓｂ３－１－１）と、
　実発電電力が最大である発電制御装置を選択するステップ（Ｓｂ３－１－２）と、
　選択された発電制御装置に対して実発電電力を始点として、前記出力指令値低下量を適用するステップ（Ｓｂ３－１－３）と、
　低下量の目標に到達したか否かを判定するステップ（Ｓｂ３－１－４）と
　を少なくとも含む請求項１記載のプログラム。
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－１－４）において、目標に未達の場合、前回選択されなかった発電制御装置に対して実発電電力が最大である発電制御装置を選択する選択ステップ（Ｓｂ３－１－５）を実行すると共に、選択された発電制御装置に対して前記出力指令値低下量の未達分を適用するため再度前記ステップ（Ｓａ３－１－３）を実行する請求項６記載のプログラム。
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－１）は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電量が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力よりも大きいか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「前記総発電量が前記総発電可能電力よりも大きくない場合」は、
　さらに、全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働しているか否かを判定するステップ（Ｓｂ３－２）と、前記判定の結果、全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働している場合は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における発電量が１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）と比較して増加していないか否かを判定する判定ステップ（Ｓｂ３－３）を少なくとも含むと共に、
　全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働し、かつ、現在時刻（ｔ＝ｔ１）における発電量が１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）と比較して増加していないと判定されるときは、１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）の出力を維持し、ステップＳｂ１に戻ることを特徴とする請求項６又は７記載のプログラム
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－１）は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）の総発電量が現在時刻（ｔ＝ｔ１）における総発電可能電力よりも大きいか否かを判定するステップであると共に、その判定結果が「前記総発電量が前記総発電可能電力よりも大きくない場合」は、
　さらに、全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働しているか否かを判定するステップ（Ｓｂ３－２）と、前記判定の結果、全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働している場合は、現在時刻（ｔ＝ｔ１）において発電量が１つ前のサイクルの時刻（ｔ＝ｔ０）と比較して増加していないか否かを判定する判定ステップ（Ｓｂ３－３）を少なくとも含むと共に、
　全ての発電制御装置（２）が出力指令値以下で稼働していない場合、又は
　ステップ（Ｓｂ３－３）において現在時刻（ｔ＝ｔ１）において発電量が増加している判定されるときは、
　出力指令値増加量を算出するステップ（Ｓｂ３－２－１）と、
　出力指令値が最小である発電制御装置を選択するステップ（Ｓｂ３－２－２）と、
　選択された発電制御装置に対して実発電電力を始点として、前記出力指令値増加量を適用するステップ（Ｓｂ３－２－３）と、
　増加量の目標に到達したか否かを判定する判定ステップ（Ｓａ３－２－４）と
　を少なくとも含む請求項１記載のプログラム。
　前記判定ステップ（Ｓｂ３－２－４）において、目標に未達の場合、前回選択されなかった発電制御装置に対して出力指令値が最小である発電制御装置を選択するステップ（Ｓｂ３－２－５）を実行すると共に、選択された発電制御装置に対して前記出力指令値増加量の未達分を適用するため再度前記ステップ（Ｓｂ３－２－３）を実行することを特徴とする請求項９記載のプログラム。
　前記負荷（５）の消費電力を取得するステップ（Ｓａ１、Ｓｂ１）が、系統電力と前記発電出力との和として算出される場合において、下記の（ルール１）～（ルール３）を適用することを特徴とする、請求項１乃至９のいずれか１項記載のプログラム。
［ルール１］
　消費電力の計算に用いられる「発電電力」は、計測値を取得する毎に更新する。
［ルール２］
（２－１）
　出力指令値の送信前後における系統電力の変動分は、発電制御装置を制御した影響によるものみなすことができる。そのため前回の出力指令値を決定後、系統電力の変動量が、出力指令値を変更した範囲内に収まる時、出力指令値の再計算は行わない。
　しかし、系統電力の変動量が、出力指令値を変更した範囲に収まらないときは、現在の出力指令値と計測結果から、その時点で出力指令値の変動量を超える消費電力の変動量から出力指令値を計算する。これは、実際に消費電力が変動したと考えられるためである
（２－２）
　出力指令値を低下させている最中に、さらに消費電力が低下した場合に限り、変動量に関わらず出力指令値の再計算を行う。
［ルール３］
　１つの発電制御装置の出力指令値と実発電電力との間で乖離がある場合、乖離している発電制御装置に対しては、出力指令値を現在発電している電力まで下げる指示を行う。
　請求項１乃至１１記載のプログラムを実行させる制御端末。
　請求項１２記載の制御端末を、出力指令値に基づく出力制御機能付きの発電制御装置に接続することを特徴とする発電システムの製造方法。