JP7044090B2 - 電力管理システム - Google Patents

Description

本開示は、電力管理システムに関する。

特許文献１～３は、電力管理システムを開示する。これらのシステムは、太陽光発電パネルを有する発電設備及び蓄電池を備えている。例えば、特許文献１のシステムの制御部は、電力系統からの買電電力に基づいて、蓄電池に供給する充電電力及び太陽光発電パネルの発電電力を制御する。その結果、電力系統への逆潮流を抑制できる。

国際公開第２０１７／１７９１７８号 特開２００８－１５４３３４号公報 特開２００４－１８０４６７号公報

近年、いわゆるマイクログリッドに関する技術が検討されている。マイクログリッドとは、電源と需要家とこれらを結ぶ電力網とを含む。マイクログリッドでは、需要家の需要を電源の供給により賄う。従って、マイクログリッドでは、電力系統からの電力の購入及び供給は必須ではない。

一方、マイクログリッドは、その運用形態に応じて、電力系統に接続されることもある。マイクログリッドにおいて発電した電力を電力系統に供給（逆潮流）することもあるし、マイクログリッドにおいて不足する電力を電力系統から受けることもある。このような構成において、負荷電力に対して発電電力が大きすぎる場合には、予定されない逆潮流が生じることもある。電力系統への逆潮流は、電力系統における需要と供給とのバランスに影響を与える。従って、電力系統への逆潮流は、厳しく管理する必要がある。

さらに、マイクログリッドが備える電源として、太陽光発電設備が挙げられる。太陽光発電装置は、天候といった周囲環境の影響を受けやすい。つまり、発電電力は、周囲環境の影響を受けて増減することがある。このような状況にあっても、マイクログリッドにおける発電電力と負荷電力とのバランスを維持することが求められている。

本開示は、発電電力と負荷電力とのバランスを所望の態様に管理できる電力管理システムを説明する。

本開示の電力管理システムは、太陽光発電装置を含む発電設備が出力する実発電電力と、発電設備に接続される負荷設備が消費する負荷電力と、を調整する電力管理システムであって、太陽光発電装置に隣接して設けられ、太陽光発電装置が受ける日射量を測定する日射量測定装置と、負荷設備のための指令を含む制御指令を出力する制御装置と、を備え、制御装置は、制御指令の生成に用いる情報を出力する前処理部と、前処理部が出力した情報に基づいて、制御指令を出力する指令生成部と、を有し、前処理部は、日射量に基づいて、発電設備が出力可能と予想される電力を見込み発電電力として出力する予測部を含み、指令生成部は、見込み発電電力に基づいて、負荷電力を増減させる指令を含む制御指令を負荷設備に出力する負荷指令部を含む。

この電力管理システムでは、制御装置の予測部は、日射量測定装置により測定された日射量に基づいて、発電設備が出力可能と予想される電力を見込み発電電力として出力する。制御装置の指令生成部は、見込み発電電力に基づいて、負荷設備に提供される制御指令を生成する。その結果、発電設備の発電電力と負荷設備の負荷電力とのバランスを所望の態様に管理することができる。

上記の電力管理システムの制御装置の負荷指令部は、負荷電力を見込み発電電力以上とする指令を含む制御指令を負荷設備に出力してもよい。この構成によれば、電力系統への電力の流出（逆潮流）を確実に抑制できる。

上記の電力管理システムの負荷指令部は、負荷電力を見込み発電電力より小さくする指令を含む制御指令を負荷設備に出力してもよい。この構成によれば、電力系統への電力の流出を所望の態様に制御できる。

上記の電力管理システムは、発電設備及び負荷設備を電力系統に接続すると共に電力系統へ流出する逆潮流電力を測定する電力系統接続装置を備え、負荷指令部は、逆潮流電力と逆潮流閾値とに基づいて、制御指令を出力してもよい。この構成によれば、電力系統への電力の流出（逆潮流）の発生を抑制できる。

上記の電力管理システムにおいて逆潮流閾値は、実発電電力を発電設備において稼働中の太陽光発電装置の台数で除した値に応じて設定されてもよい。この設定によれば、閾値は、太陽光発電装置の一台あたりの発電電力に応じて設定される。そうすると、太陽光発電装置を一台だけ停止することによって購入電力を上昇させ得る電力が決まる。その結果、マージンを削り、閾値を下げることができる。

上記の電力管理システムの負荷設備は、実発電電力を利用して水素を製造する水素製造装置及び実発電電力を利用して熱を発生する熱発生装置の少なくとも一方を有し、制御指令は、水素の製造量を調整する指令及び熱の発生量を調整する指令の少なくとも一方を含んでもよい。これにより、水素の製造量及び熱の発生量の少なくとも一方を増減させることによって、実発電電力と負荷電力とのバランスを精度よく維持することができる。

上記の電力管理システムにおいて、発電設備及び負荷設備を電力系統に接続すると共に電力系統から流入する購入電力を測定する電力系統接続装置を備え、指令生成部は、購入電力に基づいて、制御指令を出力する台数指令部を含み、台数指令部は、購入電力に基づいて、稼働状態である太陽光発電装置の台数を決定する指令を含む制御指令を発電設備に出力してもよい。この構成によれば、電力系統への逆潮流を確実に抑制できる。

上記の電力管理システムの前処理部は、発電設備が有する全ての太陽光発電装置の台数を、稼働中の太陽光発電装置の台数で除した値である係数を出力する係数部と、実発電電力に係数を乗じることにより、補正された実発電電力である補正発電電力を出力する補正部と、所定期間における補正発電電力を評価する評価電力を出力する評価部と、補正発電電力と評価電力との差分である評価差分を出力する評価差分部と、を有する。これにより、発電電力を出力している太陽光発電装置の台数を考慮して補正発電電力を算出することができる。その結果、発電電力と負荷電力とのバランスをさらに良好に維持することができる。

上記において、評価電力は、補正発電電力の所定期間における移動平均値としてよい。

上記において、負荷設備は、蓄電装置を有し、電力管理システムの指令生成部は、評価差分に基づいて、制御指令を出力する評価指令部を含み、評価指令部は、補正発電電力が評価電力よりも大きいことを評価差分が示す場合に、蓄電装置に充電させる指令、又は、補正発電電力が評価電力よりも小さいことを評価差分が示す場合に、蓄電装置から放電させる指令を含む制御指令を蓄電装置に出力してもよい。これにより、蓄電装置の充放電により、実発電電力の平滑化を実現することができる。従って、発電電力と負荷電力とのバランスを確実に維持することができる。

上記において負荷設備は、蓄電装置を有し、電力管理システムは、発電設備及び負荷設備を電力系統に接続すると共に電力系統から流入する購入電力を測定する電力系統接続装置を備え、指令生成部は、購入電力に基づいて、制御指令を出力する蓄電指令部を含み、蓄電指令部は、購入電力が充電閾値よりも小さい場合に第１蓄電指令を蓄電装置に出力し、又は、購入電力が放電閾値よりも大きい場合に第２蓄電指令を蓄電装置に出力し、第１蓄電指令は、蓄電装置を第１充電速度で充電動作させた後に、蓄電装置を第１充電速度よりも遅い第２充電速度で充電動作させる指令であり、第２蓄電指令は、蓄電装置を第１放電速度で放電動作させた後に、蓄電装置を第１放電速度よりも遅い第２放電速度で放電動作させる指令であってもよい。この構成によれば、購入電力を好適に制御することができる。

上記の電力管理システムは、発電設備及び負荷設備を電力系統に接続すると共に電力系統から流入する購入電力を測定する電力系統接続装置を備え、指令生成部は、購入電力に基づいて、制御指令を出力する容量指令部を含み、容量指令部は、購入電力が容量閾値よりも小さい場合に、発電設備を第１出力速度で出力動作させた後に、発電設備を第１出力速度よりも遅い第２出力速度で出力動作させる指令を含む制御指令を発電設備に出力してもよい。この構成によっても、購入電力を好適に制御することができる。

上記の電力管理システムの容量指令部は、購入電力が容量閾値よりも大きい場合に、太陽光発電装置が発生した全ての電力を実発電電力として出力させる指令を含む制御指令を発電設備に出力してもよい。これにより、発電設備の太陽光発電装置を頻繁に再稼働させることなく、発電設備の実発電電力を最大化することができる。

本開示の電力管理システムによれば、発電電力と負荷電力とのバランスを所望の態様に管理できる。

図１は、実施形態の電力管理システムの概略図である。 図２は、図１の発電設備の概略図である。 図３は、実施形態の電源管理システムを示すブロック図である。 図４は、台数制御に関し購入電力と台数閾値との関係を示す図である。 図５の（ａ）部は、容量制御に関し購入電力と容量閾値との関係を示す図である。図５の（ｂ）部は、容量制御に関し容量指令が示す実発電電力を示す図である。 図６の（ａ）部は、蓄電制御に関し購入電力と充電閾値との関係を示す図である。図６の（ｂ）部は、蓄電制御に関し充電指令が示す充電電力を示す図である。 図７の（ａ）部は、蓄電制御に関し購入電力と放電閾値との関係を示す図である。図７の（ｂ）部は、蓄電制御に関し放電指令が示す放電電力を示す図である。 図８は、制御装置が実施する動作を説明するフロー図である。

以下、添付図面を参照しながら本開示の電力管理システムを実施するための形態を詳細に説明する。図面の説明において同一の要素には同一の符号を付し、重複する説明を省略する。

＜マイクログリッド＞
図１に示すように、電力管理システム１は、マイクログリッド１００に用いられる。マイクログリッド１００は、発電設備１１０と負荷設備１２０と需要家１３０とこれらを接続する送電網と、を含む。マイクログリッド１００では、発電設備１１０が出力する電力を、負荷設備１２０及び需要家１３０が消費する。以下の説明において、このような電力の供給と需要との関係を、いわゆる「地産地消」と称する。電力管理システム１は、発電設備１１０の発電電力と負荷設備１２０の負荷電力とを制御する。

マイクログリッド１００は、理想的には、発電設備１１０が発生する発電電力と、負荷設備１２０及び需要家１３０の負荷電力と、が等しくなるように運用する。つまり、電力管理システム１は、発電電力と負荷電力との調整を行う。電力管理システム１は、基本的に、発電電力が負荷電力を上回ることがないように、発電電力と負荷電力とを調整する。

マイクログリッド１００は、必要に応じて、電力系統２００に接続されてもよい。この場合には、不足する電力を電力系統２００から受けることができる。一方、マイクログリッド１００から電力系統２００への電力の流出（いわゆる逆潮流）は、電力系統２００における電力の需要と供給とのバランスに影響を与える。従って、逆潮流は、基本的に発生させない。

なお、マイクログリッド１００は、その運用形態を柔軟に変更してもよい。マイクログリッド１００は、要求される電力の全てを発電設備１１０によって賄ってもよいし、要求される電力の一部を電力系統２００から受けてもよい。また、マイクログリッド１００は、発電した全ての電力を負荷設備１２０及び需要家１３０によって消費してもよいし、発電した電力の一部を電力系統２００に逆潮流させてもよい。

図２に示すように、電源である発電設備１１０は、複数の発電ユニット１１１（太陽光発電装置）と、接続線１１２と、出力線１１３と、を備える。発電設備１１０は、例えば、複数台の発電ユニット１１１を備える。発電ユニット１１１の出力端は、接続線１１２にそれぞれ接続されている。また、接続線１１２には、出力線１１３の入力端も接続されている。従って、発電ユニット１１１の発電電力は、接続線１１２を介して出力線１１３の入力端に伝送され、発電設備１１０の出力端から送電網に出力される。発電設備１１０は、出力している電力に関する情報（以下「実発電電力θ１」）と、電力を出力している発電パネル１１４の台数に関する情報（以下「稼働台数θ２」）と、を電力管理システム１に送信する。

発電ユニット１１１は、発電パネル１１４と、パワーコンディショナ１１５と、電磁開閉器１１６と、配線用遮断器１１７と、を備える。

発電パネル１１４は、太陽光を受けて発生させた電力をパワーコンディショナ１１５に出力する。

パワーコンディショナ１１５は、発電パネル１１４の出力及び電磁開閉器１１６の入力に接続されている。パワーコンディショナ１１５は、発電パネル１１４から直流の電力を受ける。パワーコンディショナ１１５は、当該直流の電力を所望の交流の電力に変換する。そして、パワーコンディショナ１１５は、交流の電力を電磁開閉器１１６に出力する。

電磁開閉器１１６は、パワーコンディショナ１１５の出力及び配線用遮断器１１７の入力に接続されている。電磁開閉器１１６は、電磁接触器（Electromagnetic Contactor: MC）を利用してパワーコンディショナ１１５から配線用遮断器１１７への電力の提供及び停止を制御する。この電力の提供及び停止の制御は、電力管理システム１の制御指令（台数指令φ２）に基づく。換言すると、電磁開閉器１１６は、発電パネル１１４が発生させた電力を、負荷側に提供するか否かの制御を行う。例えば、負荷側に電力を供給するとき、電磁開閉器１１６は、閉状態とされる。一方、負荷側に電力を供給しないとき、電磁開閉器１１６は、開状態とされる。例えば、発電設備１１０の出力電力を増加させる場合には、閉状態の電磁開閉器１１６の数を増やす。一方、発電設備１１０の出力電力を減少させる場合には、閉状態の電磁開閉器１１６の数を減らす。

配線用遮断器１１７（Molded Case Circuit Breaker; MCCB）は、複数の電磁開閉器１１６のそれぞれに接続されている。いわゆるブレーカである配線用遮断器１１７は、負荷側である負荷設備１２０及び需要家１３０の送電網に過電流が発生した場合に、発電パネル１１４からの電力供給を遮断する。

再び図１を参照する。負荷設備１２０は、発電設備１１０に接続されている。負荷設備１２０は、発電設備１１０から受けた電力を利用して、所望の動作を行う。負荷設備１２０は、負荷電力を示す情報（以下「負荷電力θ３」）を電力管理システム１へ送信する。なお、需要家１３０の負荷電力に関する情報は、負荷電力θ４として電力管理システム１へ送信される。負荷設備１２０は、蓄電装置１２１と、水素製造装置１２２と、熱発生装置１２３と、を有している。

蓄電装置１２１は、発電設備１１０に接続されている。蓄電装置１２１は、発電設備１１０により発電された電力を充放電する。蓄電装置１２１は、電力管理システム１の制御指令（蓄電指令φ４、評価指令φ５）を受信し、当該制御指令により充放電を行う。蓄電装置１２１は、例えば定置型の蓄電装置である。蓄電装置１２１は、例えばリチウムイオン電池（ＬｉＢ）である。

水素製造装置１２２は、発電設備１１０により発電された電力によって水素を製造する。水素製造装置１２２は、例えば水を電気分解することにより水素を製造する水電解装置と、製造された水素を貯蔵する貯蔵装置と、を有している。水素製造装置１２２は、電力管理システム１の制御指令（負荷指令φ１）を受信し、当該制御指令により水素の製造量を増減する。水素製造装置１２２により製造された水素は、例えば燃料電池車Ｖ又は燃料電池発電装置Ｂ等へ供給される。水素製造装置１２２により製造された水素は、例えば他のエネルギキャリアＣに転換及び貯蔵されてもよい。

熱発生装置１２３は、発電設備１１０により発電された電力によって熱を発生する。熱発生装置１２３は、例えば電気ボイラである。熱発生装置１２３は、例えば水を加熱することにより水蒸気を生成する。熱発生装置１２３は、電力管理システム１の制御指令（負荷指令φ１）を受信し、当該制御指令により熱の発生量を増減する。熱発生装置１２３により生成された水蒸気は、例えば熱として乾燥設備Ｗへ供給される。熱発生装置１２３により生成された水蒸気は、バイオ燃料製造装置等へ供給されてもよい。

このように、負荷設備１２０は、蓄電装置１２１、水素製造装置１２２及び熱発生装置１２３によって、発電設備１１０により発電された電力のエネルギを変換し、変換されたエネルギを貯蔵又は供給する。

＜電力管理システム＞
電力管理システム１は、日射量測定装置２と、電力系統接続装置３と、制御装置４と、を有する。

日射量測定装置２は、発電パネル１１４に隣接して設けられている。日射量測定装置２は、発電パネル１１４に照射される日射量を測定する。日射量測定装置２は、例えば熱電素子又は光電素子を用いて日射量を電気指令に変換する全天日射計である。日射量測定装置２は、例えば日射量を連続的に測定する。日射量測定装置２は、日射量を示すデータ（以下「日射量θ５」）を制御装置４へ送信する。日射量測定装置２は、複数の発電パネル１１４に対して１台設けられてもよいし、発電パネル１１４ごとに設けられていてもよい。

電力系統接続装置３は、電力系統２００とのインターフェースである。電力系統接続装置３は、発電設備１１０と負荷設備１２０との間の送電線に設けられている。電力系統接続装置３は、電力系統２００から電力の提供を受け入れると共に、電力系統２００へ電力を流す。電力系統接続装置３は、接続部３ａと、逆潮流測定部３ｂと、購入電力測定部３ｃと、を有する。

接続部３ａは、発電設備１１０と負荷設備１２０との間の送電線に設けられている。接続部３ａは、発電設備１１０からの電力を受ける入力端と、電力系統２００からの電力を受ける入力端と、負荷設備１２０へ電力を出力する出力端と、電力系統２００へ電力を出力する出力端と、を含む。

逆潮流測定部３ｂは、電力系統２００へ電力を出力する出力端に接続されている。逆潮流測定部３ｂは、発電設備１１０から電力系統２００への逆潮流の電力を測定する。逆潮流測定部３ｂは、逆潮流の電力を連続的に測定する。逆潮流測定部３ｂは、逆潮流の電力のデータ（以下「逆潮流電力θ６」）を制御装置４に送信する。逆潮流測定部３ｂは、例えば電力計である。

購入電力測定部３ｃは、電力系統２００からの電力を受ける入力端に接続されている。購入電力測定部３ｃは、電力系統２００からの購入電力を測定する。購入電力測定部３ｃは、購入電力を連続的に測定する。購入電力測定部３ｃは、購入電力のデータ（以下「購入電力θ７」）を制御装置４へ送信する。購入電力測定部３ｃは、例えば電力計である。

制御装置４は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit)、ＲＯＭ（Read OnlyMemory)、及びＲＡＭ（Random Access Memory）等のハードウェアと、ＲＯＭに記憶されたプログラム等のソフトウェアとにより構成されたコンピュータである。制御装置４は、発電設備１１０及び負荷設備１２０を制御する制御指令を生成する。

図３に示すように、制御装置４は、機能構成要素として、前処理部１０と、指令生成部２０と、記憶部３０と、を有する。前処理部１０は、マイクログリッド１００を構成する装置や設備から、必要な生データを取得する。次に、前処理部１０は、生データに対して所望の演算処理を行い、処理データを生成する。そして、前処理部１０は、処理データを指令生成部２０に出力する。指令生成部２０は、処理データを利用して、マイクログリッド１００を構成する装置や設備のための制御指令を生成する。そして、指令生成部２０は、制御指令を各装置及び設備に出力する。

前処理部１０は、予測部１１と、係数部１２と、補正部１３と、評価部１４と、評価差分部１５と、を有する。

予測部１１は、日射量測定装置２から日射量θ５を受ける。予測部１１は、日射量θ５に基づいて、発電設備１１０が出力可能と予想される電力を見込み発電電力θ８として出力する。そして、予測部１１は、見込み発電電力θ８を、指令生成部２０に出力する。予測部１１は、日射量θ５及び大気温度に基づいて見込み発電電力θ８を得る。予測部１１は、太陽光の入射角に関する日射強度係数、又は、大気温度に関する温度補正係数を用いて、見込み発電電力θ８を補正してもよい。日射強度係数及び温度補正係数は、必要に応じて設定することができる。

ところで、逆潮流の発生を制御する分散型の発電設備１１０においては、実際の発電電力だけ監視していても、余剰電力がどの程度であるかを判断することはできない。なぜならば、逆潮流を防止する閾値（逆潮流閾値）を用いて、発電設備１１０の実発電電力θ１を制御しているためである。そこで、日射量θ５、発電パネル１１４の緒元値及び大気温度を用いて、日射量θ５を測定したときの発電電力の最大能力を発電能力指標（見込み発電電力θ８）として算出する。見込み発電電力θ８をインデックスとし、負荷設備１２０への制御指令φとすることにより、発電設備１１０に対する「地産地消制御」を実現することができる。例えば、一般のソーラパネルの出力は、モジュール温度、入射角、日射強度によって規定されている。従って、日射量θ５を測定したときの大気温度、日射強度（日射量θ５）がわかれば、簡易的に発電能力を算出することができる。なお、発電能力の算出においては、太陽の入射角補正、パネル温度に基づく補正を行ってもよい。また、経験的に実機の発電量と比較することで補正係数を決定してもよい。発電設備１１０は、発電ユニット１１１の数などに様々なバリエーションがあり得る。このような多様なバリエーションを有する発電設備１１０であっても、基本的には上記の手法によって発電能力を算出することができる。また、太陽光の入射角度によって、実際の発電量と算出した発電量とにはずれが生じる場合もある。その場合には、補正係数などを用いて適宜補正してよい。

なお、見込み発電電力θ８とは、日射量θ５を測定したとき（以下、「基準時」という）に発電設備１１０が出力可能と予想したものであってもよい。また、見込み発電電力θ８とは、日射量θ５を測定したときから所定時間の経過後に発電設備１１０が出力可能と予想したものであってもよい。ここでいう「所定時間」とは、基準時から経過した時間のことを意味する。

ところで、発電パネル１１４は、天候の影響を受けやすい。例えば、太陽光が雲に遮られると、発電パネル１１４の出力は著しく低下する。制御装置４は、この天候変化に起因する出力の変動を緩和するための制御指令を生成する。後述する逆潮流防止のための台数制御では、逆潮流を発生させない最低購入電力の変動に対して、稼働台数を増減させる台数指令φ２を出力する。晴天の場合、発電電力は比較的安定している。しかし、現実には、非常に速くかつ大きな繰り返しの発電量変動が発生する。例えば、発電量の変動における最大量は発電定格の５０％以上７０％以下の範囲を数秒で変動することもありえる。その結果、発電ユニット１１１が全台停止となるケースが多々発生することもありえる。

そこで、発電設備１１０の発電量の移動平均値と実発電電力θ１の差を蓄電装置１２１の充放電で補てんする。その結果、発電量の平滑化を行うことができる。なお、この制御の目的は、発電変動を平滑化することが目的ではなく、購入電力θ７が契約レンジを逸脱しない制御を容易に実行することである。ただし、発電設備１１０が台数制御を行う場合には、実発電電力θ１の単純な移動平均値を基準とすることは適当でない。なぜならば、後に詳述するように、実発電電力θ１の変化は天候だけでなく台数制御の影響も受け得るためである。そこで、電力管理システム１では、台数制御稼働における、発電量の平滑化に好適に適用可能な移動平均値の算出手法を提供する。この算出は、係数部１２と、補正部１３と、評価部１４と、評価差分部１５と、指令生成部２０と、により行われる。

本開示における発電量の移動平均とは、単純な発電量の瞬時値の移動平均ではなく、稼働中の発電ユニット１１１の台数に応じた移動平均である。発電電力を平滑化する機能は、一時的な日照度の変化による発電量の変化に相当する分を、蓄電装置１２１からの充放電により、補てんする。その結果、購入電力θ７の変動が抑制されるので、稼働台数の変化が抑制される。ところが、台数制御によって稼働台数を減少させると、発電量も減少する。これを放電で補てんすると、購入電力θ７が台数減に見合った分を上昇できなくなることがある。その結果、台数制御の意図した動きと反することになる。そこで平滑化する機能の基準となる発電量移動平均値は、常に稼働台数の影響を演算する。その結果、本来の台数制御を好適に実行することができる。なお、この手法は、台数制御だけでなく、連続出力制御により、逆潮流防止を行う場合も同様に考慮してもよい。

係数部１２は、発電設備１１０から発電パネル１１４のうち電力を出力している（稼働している）発電パネル１１４の稼働台数θ２を受ける。また、係数部１２は、制御装置４の記憶部３０から、発電設備１１０が有する全ての発電パネル１１４の全台数θ９を受ける。次に、係数部１２は、全台数θ９を稼働台数θ２で除算することにより、補正係数θ１１を得る（θ１１＝θ９／θ２)。そして、係数部１２は、補正係数θ１１を補正部１３に出力する。

補正部１３は、係数部１２から補正係数θ１１を受ける。また、補正部１３は、発電設備１１０から実発電電力θ１を受ける。補正部１３は、実発電電力θ１に補正係数θ１１を乗算することにより、補正発電電力θ１２を得る（θ１２＝θ１×θ１１）。そして、補正部１３は、補正発電電力θ１２を記憶部３０に出力する。

評価部１４は、記憶部３０から所定期間に含まれる複数の補正発電電力θ１２を受ける。評価部１４は、複数の補正発電電力θ１２を用いて、評価電力としての移動平均電力θ１３を算出する。つまり、評価部１４は、補正発電電力θ１２の移動平均を算出する。そして、評価部１４は、移動平均電力θ１３を評価差分部１５に出力する。なお、評価部１４は、移動平均とは別の手法に基づく値を評価値として出力してもよい。例えば、評価部１４は、補正発電電力θ１２にフィルタ（例えば、一次遅れフィルタ）を適用した値を評価値として出力してもよい。また、評価部１４は、補正発電電力θ１２の単純平均を評価値として出力してもよい。

評価差分部１５は、評価部１４から移動平均電力θ１３を受ける。また、評価差分部１５は、記憶部３０又は補正部１３から最新の補正発電電力θ１２を受ける。評価差分部１５は、最新の補正発電電力θ１２と移動平均電力θ１３との平均差分θ１４（評価差分）を得る。そして、評価差分部１５は、処理データとしての平均差分θ１４を指令生成部２０に出力する。なお、平均差分θ１４は、最新の補正発電電力θ１２から移動平均電力θ１３を減算した値であってもよい。

指令生成部２０は、前処理部１０及び電力系統接続装置３から受けたデータに基づいて、制御指令φを生成する。指令生成部２０は、制御指令φを、発電設備１１０、負荷設備１２０に出力する。指令生成部２０は、負荷指令部２１と、台数指令部２２と、容量指令部２３と、蓄電指令部２４と、評価指令部２５と、を有する。

＜負荷指令部＞
負荷指令部２１は、負荷設備１２０のための負荷指令φ１を生成する。負荷指令部２１は、前処理部１０から見込み発電電力θ８を受ける。負荷指令部２１は、見込み発電電力θ８に基づいて、制御指令φとしての負荷指令φ１を生成する。そして、負荷指令部２１は、負荷指令φ１を負荷設備１２０に出力する。

このような負荷制御によれば、発電設備１１０の余剰電力を最小にすることができる。具体的には、日射量θ５から発電設備１１０が発電可能な見込み発電電力θ８を予測する。そして、見込み発電電力θ８に見合うように、負荷設備１２０を稼働させることにより、マイクログリッド１００内の負荷電力を適切に変化させることが可能になる。つまり、発電利用率を上げることができる。換言すると、「日射量θ５」に見合った「地消」を実現できる。「地消」が増えると、購入電力θ７も上昇する。その結果、購入電力θ７の上昇に見合った発電ユニット１１１の稼働台数が増加するので「地産地消」が達成される。

負荷指令部２１は、見込み発電電力θ８を用いて、負荷指令φ１を算出する。負荷指令φ１は、負荷設備１２０に消費すべき値として要求される要求負荷電力θ３ｄである。購入電力θ７が逆潮流しない最低の負荷を、最低購入電力θ７ｍｉｎとして設定する。そして、下記式（１）を用いて、負荷指令φ１としての要求負荷電力θ３ｄを算出する。式（１）において、見込み発電電力θ８、最低購入電力θ７ｍｉｎは、既知の値である。従って、下記式（１）を満たすように、要求負荷電力θ３ｄを決めることができる。なお、式（１）は、需要家１３０の負荷電力θ４を固定負荷電力θ４ｃとして含んでもよい。需要家１３０は、制御指令φを受け付けないので、固定負荷電力θ４ｃは想定される固定値である。
見込み発電電力θ８＋最低購入電力θ７ｍｉｎ＝要求負荷電力θ３ｄ＋固定負荷電力θ４ｃ…（１）

ここで、最低購入電力θ７ｍｉｎの設定値に応じて、逆潮流を許さない運用と、逆潮流を許す運用と、を選択してよい。逆潮流を許さない場合には、最低購入電力θ７ｍｉｎを正の数値に設定する。このとき、固定負荷電力θ４ｃを無視し、見込み発電電力θ８及び要求負荷電力θ３ｄの大小関係に注目すると、下記式となる。つまり、逆潮流を許さない場合とは、要求負荷電力θ３ｄを見込み発電電力θ８以上とすると言い換えてもよい。
見込み発電電力θ８≦要求負荷電力θ３ｄ…（２）

一方、逆潮流を許す場合には、最低購入電力θ７ｍｉｎを負の数値に設定する。このとき、固定負荷電力θ４ｃを無視し、見込み発電電力θ８及び要求負荷電力θ３ｄの大小関係に注目すると、下記式となる。つまり、逆潮流を許す場合とは、要求負荷電力θ３ｄを見込み発電電力θ８より小さくすると言い換えてもよい。
見込み発電電力θ８＞要求負荷電力θ３ｄ…（３）

負荷指令φ１は、要求負荷電力θ３ｄそのものであってもよい。また、負荷指令φ１は、１ステップ前の要求負荷電力θ３ｄとの差分であってもよい。例えば、当該差分の符号が正であった場合には、負荷電力を増加させる指令となる。負荷増加指令は、負荷設備１２０の負荷電力θ３を増加させる。負荷増加指令は、蓄電装置１２１を充電させる指令（充電指令）、水素製造装置１２２による水素の製造量を増加させる指令（水素増加指令）、及び熱発生装置１２３による熱の発生量を増加させる指令（熱増加指令）の少なくとも一つを含む。逆に、当該差分の符号が負であった場合には、負荷電力を減少させる指令となる。負荷減少指令は、負荷設備１２０の負荷電力θ３を減少させる。負荷減少指令は、蓄電装置１２１を放電させる指令（放電指令）、水素製造装置１２２による水素の製造量を減少させる指令（水素減少指令）、及び熱発生装置１２３による熱の発生量を減少させる指令（熱減少指令）の少なくとも一つを含む。

なお、負荷制御において、負荷配分の基本的な考え方は以下のとおりである。まず、再エネルギ転換設備である負荷設備１２０は、熱発生装置１２３と水素製造装置１２２とを規定する。負荷設備１２０は、負荷指令φ１としての正負デマンド・レスポンス指令により稼働される。正負デマンド・レスポンス（負荷指令φ１）を受け付けない負荷は、固定負荷とする。見込み発電電力θ８に対し、固定負荷を想定固定値とし、負荷設備１２０に対する負荷指令φ１は、マイクログリッド１００への電力系統２００からの購入電力θ７が逆潮流しない最低負荷になるように負荷設備１２０への負荷指令φ１を決定する。また、すべての負荷設備１２０が常に稼働状態にあるとは限らない。例えば、一部の負荷設備１２０が停止状態の場合は、稼働中の負荷設備１２０への負荷指令φ１に加算する。以上のように設定することで、見込み発電電力θ８が高い場合には、負荷設備１２０を高稼働状態とすることが可能となる。その結果、一時的に購入電力θ７が上昇する。しかし、台数制御により稼働台数が増加する。従って、発電電力の「地産地消」が実現される。

さらに、負荷指令部２１は、逆潮流電力θ６と逆潮流閾値とを用いて負荷指令φ１を負荷設備１２０に出力してもよい。ここで、逆潮流閾値は、実発電電力θ１を発電設備１１０において稼働中の発電パネル１１４の台数θ２で除した値（θ１／θ２）に応じて設定されてもよい。この設定によれば、閾値は、発電パネル１１４の一台あたりの発電電力に応じて設定される。そうすると、発電パネル１１４を一台だけ停止することによって購入電力を上昇させ得る電力が決まる。その結果、マージンを削り、閾値を下げることができる。

また、逆潮流閾値は、発電設備１１０において稼働中の発電ユニット１１１の台数に応じて設定されてもよい。この場合には、既設系統から常にゼロキロワット以上の電力を購入している状態において、逆潮流閾値の下限値をゼロキロワット以上としてもよい。さらに、発電設備１１０の実発電電力θ１がゼロキロワットであるとして、グリッド内の最低平均負荷相当電力を上限としたものであってもよい。

＜台数指令部＞
台数指令部２２は、発電設備１１０の台数制御を行う。台数制御における発電設備１１０の実発電電力θ１は、電力を出力する発電ユニット１１１の数によって制御する。つまり、台数制御では、電力を出力する発電ユニット１１１の数を制御することにより、電力のバランスを保つ。

例えば、発電設備１１０の出力を１００％にする場合には、全ての発電ユニット１１１から電力を出力させる。例えば、発電設備１１０の出力を５０％にする場合には、半分の発電ユニット１１１から電力を出力させる。つまり、個々の発電ユニット１１１に注目すると、発電ユニット１１１から電力を全て出力する、又は電力を全く出力しない、のいずれかである。このような制御には、発電ユニット１１１が有する電磁開閉器１１６を利用する。従って、台数指令部２２が出力する台数指令φ２とは、稼働させる（電力を出力する）発電ユニット１１１の数に関する情報を含む。なお、台数指令φ２は、稼働させない（電力を出力しない）発電ユニット１１１の数に関する情報としてもよい。

台数指令部２２は、発電設備１１０のための台数指令φ２を出力する。台数指令部２２は、購入電力測定部３ｃから購入電力θ７を受ける。台数指令部２２は、購入電力θ７に基づいて、台数指令φ２を出力する。そして、台数指令部２２は、台数指令φ２を発電設備１１０の電磁開閉器１１６に出力する。台数指令φ２は、発電設備１１０の電磁開閉器１１６に提供される。例えば、台数指令φ２は、所定数の電磁開閉器１１６を開状態とし、残りの電磁開閉器１１６を閉じる状態とする。

図４に示すように、台数指令部２２は、購入電力θ７といくつかの台数閾値Ｔ７ａ、Ｔ７ｂ、Ｔ７ｃとを比較する。購入電力θ７が台数閾値Ｔ７ａより大きいとき（マーカＭ１ａ）、台数指令部２２は、稼働台数を増やすための指令を出力する。購入電力θ７が台数閾値Ｔ７ａ以下であり且つ台数閾値Ｔ７ｂより大きいとき（マーカＭ１ｂ）、台数指令部２２は、稼働台数を維持するための指令を出力する。購入電力θ７が台数閾値Ｔ７ｂ以下であり且つ台数閾値Ｔ７ｃより大きいとき（マーカＭ１ｃ）、台数指令部２２は、稼働台数を減らすための台数指令φ２を出力する。さらに、購入電力θ７が台数閾値Ｔ７ｃ以下であるとき（マーカＭ１ｄ）、台数指令部２２は、稼働台数をゼロとする指令を出力する。

要するに、上記の台数制御は、分散型の発電設備における逆潮流防止制御である。分散型の発電設備１１０は、小型のパワーコンディショナ１１５を複数台含む。発電設備１１０は、パワーコンディショナ１１５の出力を交流終電盤に集める。そして、発電設備１１０は、変圧器を経由させてマイクログリッド１００内へ交流電力として供給する。購入電力θ７が台数閾値Ｔ７ｂより小さいとき、稼働中のパワーコンディショナ１１５を所定数停止させる。また、購入電力θ７が十分に高いとき（台数閾値Ｔ７ａ以上）、停止中のパワーコンディショナ１１５を所定数稼働させる。このような台数制御により、自動停止されたパワーコンディショナ１１５は、一定の時間が経過したのちに、待機状態とされる。待機状態とは、台数指令φ２に応じて、停止から稼働に移行可能な状態である。なお、パワーコンディショナ１１５の数は、数十台（例えば４０台程度）としてよい。複数台のパワーコンディショナ１１５の全てに対して、起動停止回数が均等になるように、台数指令φ２を生成する。なお、購入電力θ７が極低（台数閾値Ｔ７ｃ以下）となった場合は、一時的にパワーコンディショナ１１５の全てを停止させる台数指令φ２を出力する。その結果、逆潮流を防止できる。

＜容量指令部＞
上述したように、台数制御では、発電設備１１０から出力する電力は、電力を出力する発電ユニット１１１の数（稼働台数）に応じていた。つまり、台数制御では、マイクログリッド１００内の発電電力と負荷電力とのバランスを取るために、発電ユニット１１１の稼働台数を制御している。この場合、発電の利用効率の観点からすると、台数制御だけでは十分でない場合も生じ得る。一方、電力管理システム１では、発電の利用効率の観点については、上述した負荷制御を行うことにより、いわゆる「地産」に見合った「地消」を実現しているので、利用効率の向上を担保している。そして、容量制御では、発電設備１１０から出力する電力は、個々の発電ユニット１１１における出力割合に応じる。つまり、容量制御では、個々の発電ユニット１１１における出力割合を制御することにより、電力のバランスを保つ。

例えば、発電設備１１０の出力を１００％にする場合には、全ての発電ユニット１１１の出力を１００％にする。例えば、発電設備１１０の出力を５０％にする場合には、全ての発電ユニット１１１の出力を５０％にする。このような制御には、パワーコンディショナ１１５の負荷抑制機能を利用する。従って、容量指令部２３が出力する容量指令φ３とは、パワーコンディショナ１１５の負荷抑制機能に関する情報を含む。

容量指令部２３は、発電設備１１０のための制御指令φとして容量指令φ３を生成する。容量指令部２３は、購入電力測定部３ｃから購入電力θ７を受ける。容量指令部２３は、購入電力θ７に基づいて、容量指令φ３を生成する。そして、容量指令部２３は、容量指令φ３をパワーコンディショナ１１５に出力する。容量指令部２３は、購入電力θ７と購入電力θ７の最低設定値である容量閾値Ｔ７ｄとを用いて、容量指令φ３を出力する。

容量指令部２３は、購入電力θ７が容量閾値Ｔ７ｄより大きい場合に、全ての発電ユニット１１１の出力を１００％とする指令を出力する。発電ユニット１１１の出力が１００％である状態とは、パワーコンディショナ１１５をその定格最大値に設定することと同じ意味である。

容量指令部２３は、購入電力θ７が容量閾値Ｔ７ｄより小さい場合に、全ての発電ユニット１１１の出力を所定の値に抑制する指令を出力する。発電ユニット１１１の出力は、購入電力θ７を最低設定値（容量閾値Ｔ７ｄ）に近づけるという要件を満たすように設定される。

ここで、発電ユニット１１１の出力を抑制するとき、容量指令部２３は、発電設備１１０の出力履歴が以下の態様となる容量指令φ３を出力する。図５に示すように、容量指令φ３は、購入電力θ７（グラフＧ５ａ）が容量閾値Ｔ７ｄよりも小さい場合に、発電設備１１０を第１出力速度で出力動作させた後に、発電設備１１０を第１出力速度よりも遅い第２出力速度で出力動作させる。換言すると、容量指令部２３は、まず、購入電力θ７が容量閾値Ｔ７ｄよりも小さい場合に、実発電電力θ１（グラフＧ５ｂ）を第１出力期間ＰＴ１で第１出力電力ＰＰ１から第２出力電力ＰＰ２まで変化させる。次に、容量指令部２３は、実発電電力θ１を第２出力期間ＰＴ２で第２出力電力ＰＰ２から第１出力電力ＰＰ１まで変化させる。ここで、第１出力期間ＰＴ１は、第２出力期間ＰＴ２よりも短い。

具体的には、図５の（ａ）部に示すように、容量指令部２３は、購入電力θ７が容量閾値Ｔ７ｄより小さくなると（時間ＰＲ１）、発電設備１１０の出力をステップ状に減少させる指令（線分ＰＬ７ａ）を発電設備１１０に出力する。より詳細には、容量指令部２３は、第１出力電力ＰＰ１から第２出力電力ＰＰ２まで極めて短時間（第１出力期間ＰＴ１）で変化させる指令を発電設備１１０に出力する。この変化に応じて、購入電力θ７は上昇を始める。容量指令部２３は第２出力電力ＰＰ２を維持する指令（線分ＰＬ７ｂ）を発電設備１１０に出力する。この第２出力電力ＰＰ２を維持する期間は、所定の設定期間としてもよいし、購入電力θ７が容量閾値Ｔ７ｄより大きくなるまでとしてもよい。例えば、容量指令部２３は、購入電力θ７が容量閾値Ｔ７ｄよりも大きくなったとき（時間ＰＲ２）、発電設備１１０の実発電電力θ１を徐々に増加させる指令（線分ＰＬ７ｃ）を発電設備１１０に出力する。この時間に対する出力の増加割合（第２出力速度）は、第１出力電力ＰＰ１から第２出力電力ＰＰ２まで減少させるときの時間に対する出力の減少割合（第１出力速度）よりも小さい。換言すると、容量指令部２３は、第１出力期間ＰＴ１よりも長い第２出力期間ＰＴ２を要して第２出力電力ＰＰ２から第１出力電力ＰＰ１まで復帰させる指令を発電設備１１０に提供する。

なお、第１出力電力ＰＰ１まで復帰させている期間において、再び購入電力θ７が容量閾値Ｔ７ｄより小さくなることもあり得る。この場合には、再び購入電力θ７が容量閾値Ｔ７ｄより小さくなった時点（時間ＰＲ３）で、実発電電力θ１を瞬間的に第３出力電力ＰＰ３まで減少させる指令（線分ＰＬ７ｄ）を発電設備１１０に出力する。このとき、電力の減少量は、現時点の電力に対して第１出力電力ＰＰ１と第２出力電力ＰＰ２との差分を加えたものとしてよい。この期間以降は、グラフＬ７Ａと、グラフＬ７Ｂとを足し合わせた指令（線分ＰＬ７ｅ）を発電設備１１０に出力する。グラフＬ７Ａ、グラフＬ７Ｂはそれぞれ容量閾値が下限を超過したときの補正放電指令を示す。

＜蓄電指令部＞
蓄電指令部２４は、蓄電装置１２１のための蓄電指令φ４を生成する。蓄電指令部２４は、購入電力測定部３ｃから購入電力θ７を受ける。蓄電指令部２４は、購入電力θ７に基づいて、蓄電指令φ４を生成する。そして、蓄電指令部２４は、蓄電指令φ４を蓄電装置１２１に出力する。蓄電指令部２４は、購入電力θ７と充電閾値Ｔ７ｅと放電閾値Ｔ７ｆとを用いて、蓄電指令φ４を出力する。

購入電力θ７が小さい場合とは、実発電電力θ１が大きい場合である。上記の台数制御及び容量制御では、実発電電力θ１が大きい場合には、発電設備１１０の出力を抑制していた。蓄電指令部２４は、発電設備１１０の出力を抑制することなく、余剰電力を蓄電装置１２１に充電させることにより、電力のバランスを保つ。

図６に示すように、蓄電指令部２４は、購入電力θ７（グラフＧ６ａ）が充電閾値Ｔ７ｅより小さい場合に、蓄電装置１２１に対して余剰電力を充電させる指令を出力する。蓄電装置１２１の充電電力は、購入電力θ７を充電閾値Ｔ７ｅに近づけるという要件を満たすように設定される。

ここで、蓄電装置１２１の充電電力を制御するとき、蓄電指令部２４は、蓄電装置１２１の充電電力の履歴が以下の態様となる第１蓄電指令φ４（グラフＧ６ｂ）を出力する。第１蓄電指令φ４は、蓄電装置１２１を第１充電速度で充電動作させた後に、蓄電装置１２１を第１充電速度よりも遅い第２充電速度で充電動作させる。換言すると、蓄電指令部２４は、充電電力を第１充電期間ＣＴ１で第１充電電力ＣＰ１から第２充電電力ＣＰ２まで変化させる。次に、蓄電指令部２４は、充電電力を第２充電期間ＣＴ２で第２充電電力ＣＰ２から第１充電電力ＣＰ１まで変化させる。ここで、第１充電期間ＣＴ１は、第２充電期間ＣＴ２よりも短い。

具体的には、蓄電指令部２４は、購入電力θ７が充電閾値Ｔ７ｅより小さくなると（時間ＣＲ１）、蓄電装置１２１の充電電力をステップ状に減少させる指令（線分ＣＬ７ａ）を蓄電装置１２１に出力する。より詳細には、蓄電指令部２４は、第１充電電力ＣＰ１から第２充電電力ＣＰ２まで極めて短時間（第１充電期間ＣＴ１）で変化させる指令を蓄電装置１２１に出力する。この変化に応じて、購入電力θ７は上昇を始める。蓄電指令部２４は、第２充電電力ＣＰ２を維持する指令（線分ＣＬ７ｂ）を蓄電装置１２１に出力する。蓄電指令部２４は、購入電力θ７が充電閾値Ｔ７ｅよりも大きくなったとき（時間ＣＲ２）、蓄電装置１２１の充電電力を徐々に増加させる指令（線分ＣＬ７ｃ）を蓄電装置１２１に出力する。この時間に対する充電電力の増加割合（第２充電速度）は、第１充電電力ＣＰ１から第２充電電力ＣＰ２まで減少させるときの時間に対する出力の減少割合（第１充電速度）よりも小さい。換言すると、蓄電指令部２４は、第１充電期間ＣＴ１よりも長い第２充電期間ＣＴ２を要して第２充電電力ＣＰ２から第１充電電力ＣＰ１まで復帰させる指令を蓄電装置１２１に提供する。

なお、第１充電電力ＣＰ１まで復帰させている期間において、再び購入電力θ７が充電閾値Ｔ７ｅより小さくなることもあり得る。この場合には、再び購入電力θ７が充電閾値Ｔ７ｅより小さくなった時点（時間ＣＲ３）で、充電電力を瞬間的に第３充電電力ＣＰ３まで減少させる指令（線分ＣＬ７ｄ）を発電設備１１０に出力する。このとき、電力の減少量は、現時点の電力に対して第１充電電力ＣＰ１と第２充電電力ＣＰ２との差分を加えたものとしてよい。この期間以降は、グラフＣＬ７Ａと、グラフＣＬ７Ｂとを足し合わせた指令（線分ＣＬ７ｅ）を蓄電装置１２１に出力する。

図７に示すように、蓄電指令部２４は、購入電力θ７（グラフＧ７ａ）が放電閾値Ｔ７ｆより大きい場合に、蓄電装置１２１に対して蓄電装置１２１に蓄えられた電力を放電させる指令（グラフＧ７ｂ）を出力する。蓄電装置１２１の放電電力は、購入電力θ７を放電閾値Ｔ７ｆに近づけるという要件を満たすように設定される。

ここで、蓄電装置１２１の放電電力を制御するとき、蓄電指令部２４は、蓄電装置１２１の放電電力の履歴が以下の態様となる第２蓄電指令φ４を出力する。第２蓄電指令φ４は、蓄電装置１２１を第１放電速度で放電動作させた後に、蓄電装置１２１を第１放電速度よりも遅い第２放電速度で放電動作させる。換言すると、蓄電指令部２４は、放電電力を第１放電期間ＤＴ１で第１放電電力ＤＰ１から第２放電電力ＤＰ２まで変化させる。次に、蓄電指令部２４は、放電電力を第２放電期間ＤＴ２で第２放電電力ＤＰ２から第１放電電力ＤＰ１まで変化させる。ここで、第１放電期間ＤＴ１は、第２放電期間ＤＴ２よりも短い。

具体的には、蓄電指令部２４は、購入電力θ７が放電閾値Ｔ７ｆより大きくなると（時間ＤＲ１）、蓄電装置１２１の放電電力をステップ状に増加させる。より詳細には、蓄電指令部２４は、第１放電電力ＤＰ１から第２放電電力ＤＰ２まで極めて短時間（第１出力期間ＰＴ１）で変化させる指令（線分ＤＬ７ａ）を蓄電装置１２１に出力する。この変化に応じて、購入電力θ７は下降を始める。蓄電指令部２４は、第２放電電力ＤＰ２を維持する指令（線分ＤＬ７ｂ）を蓄電装置１２１に出力する。蓄電指令部２４は、購入電力θ７が放電閾値Ｔ７ｆよりも小さくなったとき（時間ＤＲ２）、蓄電装置１２１の放電電力を徐々に減少させる指令（線分ＤＬ７ｃ）を蓄電装置１２１に出力する。この時間に対する放電電力の減少割合（第２放電速度）は、第１放電電力ＤＰ１から第２放電電力ＤＰ２まで増加させるときの時間に対する出力の増加割合（第１放電速度）よりも小さい。換言すると、蓄電指令部２４は、第１放電期間ＤＴ１よりも長い第２放電期間ＤＴ２を要して第２放電電力ＤＰ２から第１放電電力ＤＰ１まで復帰させる指令を蓄電装置１２１に提供する。

なお、第１放電電力ＤＰ１まで復帰させている期間において、再び購入電力θ７が放電閾値Ｔ７ｆより大きくなることもあり得る。この場合には、再び購入電力θ７が放電閾値Ｔ７ｆより大きくなった時点（時間ＤＲ３）で、放電電力を瞬間的に第３放電電力ＤＰ３まで増加させる指令（線分ＤＬ７ｄ）を発電設備１１０に出力する。このとき、電力の増加量は、現時点の電力に対して第１充電電力ＣＰ１と第２充電電力ＣＰ２との差分を加えたものとしてよい。この期間以降は、グラフＤＬ７Ａと、グラフＤＬ７Ｂとを足し合わせた指令を蓄電装置１２１に出力する。

＜評価指令部＞
評価指令部２５は、蓄電装置１２１のための制御指令φを生成する。評価指令部２５は、前処理部１０から平均差分θ１４を受ける。評価指令部２５は、平均差分θ１４に基づいて、評価指令φ５を生成する。そして、評価指令部２５は、評価指令φ５を蓄電装置１２１に出力する。

評価指令部２５は、平均差分θ１４がゼロ以上である場合には、蓄電装置１２１の充電により平均差分θ１４を補填させる指令を蓄電装置１２１に出力する。評価指令部２５は、平均差分θ１４がゼロよりも小さい場合には、蓄電装置１２１の放電により平均差分θ１４を補填させる指令を蓄電装置１２１に出力する。その結果、発電設備１１０における発電電力の出力が補正移動平均に近づくこととなり、例えば逆潮流の電力が一時的に所定値よりも大きくなることが確実に抑制される。なお、補正差分がゼロである場合には、蓄電装置１２１の充電量はゼロである。つまり、補正差分がゼロである場合には、蓄電装置１２１を充放電させない。

＜制御装置の処理＞
次に、制御装置４において実行される処理の流れについて説明する。図８に示すように、制御装置４の処理は、第１処理としての工程Ｓ１０と、第２処理としての工程Ｓ２０と、第３処理としての工程Ｓ３０と、を含む。第１処理は、負荷指令φ１を出力する。第２処理は、台数指令φ２、容量指令φ３及び蓄電指令φ４の少なくとも一つを出力する。第３処理は、評価指令φ５を出力する。

制御装置４の処理は、マイクログリッド１００の運用の態様に応じて、適宜選択及び組み合わせてよい。つまり、制御装置４は、第１処理のみ行ってもよい。また、制御装置４は、第１処理及び第２処理を行ってもよいし、第１処理及び第３処理を行ってもよい。さらに、制御装置４は、第１処理、第２処理及び第３処理の全てを行ってもよい。

＜作用効果＞
ところで、従来の太陽光発電装置を含む発電設備は、発電設備の出力の全量を電力系統へ逆潮流させる、または、発電設備を含むマイクログリッド内で発電設備の出力の全量を消費していた。また、近年は、太陽光発電装置を含む発電設備の数が増加している。その結果、新規な発電設備と電力系統との系統連系及び逆潮流が難しくなりつつある。さらに、電力系統の安定化の観点から、発電設備に対して強制的に出力抑制（全遮断）を要求されることも生じる。このような場合には、従来の発電設備を全量発電（１００％の稼働）とするか、全停止（０％の稼働）の何れかとするしかなかった。

このような課題に対し、本開示の電力管理システム１は、太陽光発電設備を含むマイクログリッド１００において、逆潮流が許されない、または、逆潮流電力量を抑制される場合に、発電電力を有効利用する制御を行う。

具体的には、本開示の電力管理システム１は、発電ユニット１１１を含む発電設備１１０が出力する実発電電力θ１と、発電設備１１０に接続される負荷設備１２０が消費する負荷電力θ３と、を調整する。電力管理システム１は、発電ユニット１１１に隣接して設けられ、発電ユニット１１１が受ける日射量θ５を測定する日射量測定装置２と、負荷設備１２０のための指令を含む制御指令φを出力する制御装置４と、を備える。制御装置４は、制御指令φの生成に用いる情報を出力する前処理部１０と、前処理部１０が出力した情報に基づいて、制御指令φを出力する指令生成部２０と、を有する。前処理部１０は、日射量θ５に基づいて、発電設備１１０が出力可能と予想される電力を見込み発電電力θ８として出力する予測部１１を含む。指令生成部２０は、見込み発電電力θ８に基づいて、負荷電力θ３を増減させる負荷指令φ１を負荷設備１２０に出力する負荷指令部２１を含む。

換言すると、本開示の電力管理システム１は、発電ユニット１１１に再生エネルギ転換貯蔵設備（再エネ転換設備）を接続することによって、太陽光利用率を増大にするものである。電力管理システム１は、発電ユニット１１１を有するマイクログリッド１００内に、発電ユニット１１１からの再生エネルギである電力を別の形態のエネルギに転換する設備である蓄電装置１２１、水素製造装置１２２、熱発生装置１２３を設ける。そして、電力管理システム１の制御装置４は、日射量θ５から正負デマンドレスポンス（制御指令φ）を再エネ転換設備である蓄電装置１２１、水素製造装置１２２、熱発生装置１２３に対して出力する。さらに、電力管理システム１は、逆潮流を生じさせないように発電ユニット１１１の出力制御を実行する。これらの構成及び動作によって、電力管理システム１は、発電と消費のバランスを維持できる。さらに、電力管理システム１は、蓄電装置１２１を有効活用し、夜間電力の確保を実現できる。そのうえ、電力管理システム１は、発電ユニット１１１の出力を制御している期間における出力電力の平滑化も実現できる。

この電力管理システム１では、制御装置４の予測部１１は、日射量測定装置２により測定された日射量θ５に基づいて、発電設備１１０が出力可能と予想される電力である見込み発電電力θ８を出力する。指令生成部２０は、見込み発電電力θ８に基づいて、負荷設備１２０に提供される負荷指令φ１を生成する。その結果、発電設備１１０の発電電力と負荷設備１２０の負荷電力θ３とのバランスを精度よく維持することができる。

制御装置４の負荷指令部２１は、負荷電力θ３を見込み発電電力θ８以上とする指令を含む負荷指令φ１を負荷設備１２０に出力する。この構成によれば、電力系統２００への電力の流出（逆潮流）を確実に抑制できる。さらに、上記の電力管理システム１の負荷指令部２１は、負荷電力θ３を見込み発電電力θ８より小さくする指令を含む制御指令φを負荷設備１２０に出力する。この構成によれば、電力系統２００への電力の流出を所望の態様に制御できる。

つまり、電力管理システム１は、逆潮流を防止する仕組みと、部分的に逆潮流を許す仕組みとを含む。その結果、マイクログリッド１００における発電設備１１０の発電電力の利用率を極限まで高めることができる。そして、電力系統２００からの購入電力θ７を抑制することができる。電力管理システム１は、運用の態様に応じて、逆潮流を許す運用と、逆潮流を許さない運用とを、設定値を変更することにより容易に選択できる。その結果、電力系統２００への逆潮流電力をある値よりも低い値に制御することも容易に行える。従って、発電設備１１０との系統連系における契約の自由度を高めることができる。

上記の電力管理システム１において逆潮流閾値は、実発電電力θ１を発電設備１１０において稼働中の発電パネル１１４の台数θ２で除した値（θ１／θ２）に応じて設定される。

上記の電力管理システム１の負荷設備１２０は、実発電電力θ１を利用して水素を製造する水素製造装置１２２と、実発電電力θ１を利用して熱を発生する熱発生装置１２３と、を有する。負荷指令φ１は、水素の製造量を調整する指令及び熱の発生量を調整する指令の少なくとも一方を含む。これにより、水素の製造量及び熱の発生量の少なくとも一方を増減させることによって、実発電電力θ１と負荷電力θ３とのバランスを精度よく維持することができる。

上記の電力管理システム１において、発電設備１１０及び負荷設備１２０を電力系統２００に接続すると共に電力系統２００から流入する購入電力θ７を測定する電力系統接続装置３を備える。指令生成部２０は、購入電力θ７に基づいて、台数指令φ２を出力する台数指令部２２を含む。台数指令部２２は、購入電力θ７に基づいて、稼働状態である発電ユニット１１１の台数を決定する台数指令φ２を発電設備１１０に出力する。この構成によれば、電力系統２００への逆潮流を確実に抑制できる。要するに、電力管理システム１は、購入電力θ７と閾値とを比較することにより、実発電電力θ１を負荷設備１２０において十分に受けることができない場合には、実発電電力θ１を抑制する制御（台数制御、容量制御）を行う。その結果、常に発電と消費とのバランスを維持できる。

電力管理システム１の前処理部１０は、分散型の発電設備１１０において台数制御における発電設備１１０の平滑化のための移動平均算出の手法を提供する。つまり、前処理部１０は、分散型の発電設備１１０において、蓄電装置１２１を用いて発電設備１１０の実発電電力θ１の平滑化を実施する場合に、台数制御を実施する場合の移動平均の考え方を明確に提供するものである。具体的には、上記の電力管理システム１の前処理部１０は、発電設備１１０が有する全ての発電ユニット１１１の台数を、稼働中の発電ユニット１１１の台数で除した補正係数θ１１を出力する係数部１２と、実発電電力θ１に補正係数θ１１を乗じることにより、補正発電電力θ１２を出力する補正部１３と、補正発電電力θ１２の所定期間における移動平均値である移動平均電力θ１３を出力する評価部１４と、補正発電電力θ１２と移動平均電力θ１３との差分である平均差分を出力する評価差分部１５と、を有する。これにより、電力を出力している発電ユニット１１１の台数を考慮して補正発電電力θ１２を算出することができる。その結果、実発電電力θ１と負荷電力θ３とのバランスをさらに良好に維持することができる。

電力管理システム１の指令生成部２０は、平均差分に基づいて、評価指令φ５を出力する評価指令部２５を含む。評価指令部２５は、補正発電電力θ１２が移動平均電力θ１３よりも大きいことを平均差分θ１４が示す場合に、蓄電装置１２１に充電させる充電指令、又は、補正発電電力θ１２が移動平均電力θ１３よりも小さいことを平均差分θ１４が示す場合に、蓄電装置１２１から放電させる放電指令を蓄電装置１２１に出力する。これにより、蓄電装置１２１による充放電により、実発電電力θ１の平滑化を実現することができる。従って、実発電電力θ１と負荷電力θ３とのバランスを確実に維持することができる。

電力管理システム１は、発電設備１１０の台数制御時において、購入電力θ７に上下限制限に対応する充放電補正指令を利用して、蓄電装置１２１の充放電による台数変化を抑制する。具体的には、電力管理システム１は、発電設備１１０及び負荷設備１２０を電力系統２００に接続すると共に電力系統２００から流入する購入電力θ７を測定する電力系統接続装置３を備える。指令生成部２０は、購入電力θ７に基づいて、蓄電指令φ４を出力する蓄電指令部２４を含む。蓄電指令部２４は、購入電力θ７が充電閾値よりも小さい場合に第１蓄電指令を蓄電装置１２１に出力する。又は、購入電力θ７が放電閾値よりも大きい場合に第２蓄電指令を蓄電装置１２１に出力する。第１蓄電指令は、蓄電装置１２１を第１充電速度で充電動作させた後に、蓄電装置１２１を第１充電速度よりも遅い第２充電速度で充電動作させる指令である。第２蓄電指令は、蓄電装置１２１を第１放電速度で放電動作させた後に、蓄電装置１２１を第１放電速度よりも遅い第２放電速度で放電動作させる指令である。この構成によれば、購入電力θ７を好適に制御することができる。

電力管理システム１は、発電設備１１０及び負荷設備１２０を電力系統２００に接続すると共に電力系統２００から流入する購入電力θ７を測定する電力系統接続装置３を備える。指令生成部２０は、購入電力θ７に基づいて、容量指令φ３を出力する容量指令部２３を含み、容量指令部２３は、購入電力θ７が容量閾値よりも小さい場合に、発電設備１１０を第１出力速度で出力動作させた後に、発電設備１１０を第１出力速度よりも遅い第２出力速度で出力動作させる指令である。この構成によっても、購入電力θ７を好適に制御することができる。

電力管理システム１は、実発電電力θ１に上限制限を設ける制御を行う。つまり、電力管理システム１は、逆潮流を防止する制御（パワーコンディショナ１１５の出力上限連続制御）を行う。具体的には、電力管理システム１の容量指令部２３は、購入電力θ７が容量閾値よりも大きい場合に、発電ユニット１１１が発生した全ての電力を実発電電力θ１として出力させる指令を含む容量指令φ３を発電設備１１０に出力する。これにより、発電設備１１０の発電ユニット１１１を頻繁に再稼働させることなく、発電設備１１０の実発電電力θ１を最大化することができる。

１ 電力管理システム
２ 日射量測定装置
３ 電力系統接続装置
４ 制御装置
１０ 前処理部
１１ 予測部
１２ 係数部
１３ 補正部
１４ 評価部
１５ 評価差分部
２０ 指令生成部
２１ 負荷指令部
２２ 台数指令部
２３ 容量指令部
２４ 蓄電指令部
２５ 評価指令部
１１０ 発電設備
１１１ 発電ユニット（太陽光発電装置）
１２０ 負荷設備
１２１ 蓄電装置
１２２ 水素製造装置
１２３ 熱発生装置
２００ 電力系統
Ｔ７ｅ 充電閾値
Ｔ７ｆ 放電閾値
θ１ 実発電電力
θ３，θ４ 負荷電力
θ５ 日射量
θ７ 購入電力
θ８ 見込み発電電力
θ１２ 補正発電電力
θ１３ 移動平均電力
θ１４ 平均差分
φ 制御指令

Claims (11)

1. 太陽光発電装置を含む発電設備が出力する実発電電力と、前記発電設備に接続される負荷設備が消費する負荷電力と、を調整する電力管理システムであって、
   前記太陽光発電装置に隣接して設けられ、前記太陽光発電装置が受ける日射量を測定する日射量測定装置と、
   前記発電設備及び前記負荷設備を電力系統に接続すると共に前記電力系統へ流出する逆潮流電力を測定する電力系統接続装置と、
   前記負荷設備のための指令を含む制御指令を出力する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   前記制御指令の生成に用いる情報を出力する前処理部と、
   前記前処理部が出力した情報に基づいて、前記制御指令を出力する指令生成部と、を有し、
   前記前処理部は、前記日射量に基づいて、前記発電設備が出力可能と予想される電力を見込み発電電力として出力する予測部を含み、
   前記指令生成部は、前記見込み発電電力に基づいて、前記負荷電力を増減させる指令を含む前記制御指令を前記負荷設備に出力する負荷指令部を含み、
   前記負荷指令部は、前記逆潮流電力と逆潮流閾値とに基づいて、前記制御指令を出力し、
   前記逆潮流閾値は、前記実発電電力を前記発電設備において稼働中の前記太陽光発電装置の台数で除した値に応じて設定される、電力管理システム。
2. 太陽光発電装置を含む発電設備が出力する実発電電力と、前記発電設備に接続される負荷設備が消費する負荷電力と、を調整する電力管理システムであって、
   前記太陽光発電装置に隣接して設けられ、前記太陽光発電装置が受ける日射量を測定する日射量測定装置と、
   前記負荷設備のための指令を含む制御指令を出力する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   前記制御指令の生成に用いる情報を出力する前処理部と、
   前記前処理部が出力した情報に基づいて、前記制御指令を出力する指令生成部と、を有し、
   前記前処理部は、前記日射量に基づいて、前記発電設備が出力可能と予想される電力を見込み発電電力として出力する予測部を含み、
   前記指令生成部は、前記見込み発電電力に基づいて、前記負荷電力を増減させる指令を含む前記制御指令を前記負荷設備に出力する負荷指令部を含み、
   前記前処理部は、
   前記発電設備が有する全ての前記太陽光発電装置の台数を、稼働中の前記太陽光発電装置の台数で除した値である係数を出力する係数部と、
   前記実発電電力に前記係数を乗じることにより、補正された前記実発電電力である補正発電電力を出力する補正部と、
   所定期間における前記補正発電電力を評価する評価電力を出力する評価部と、
   前記補正発電電力と前記評価電力との差分である評価差分を出力する評価差分部と、を有する、電力管理システム。
3. 太陽光発電装置を含む発電設備が出力する実発電電力と、蓄電装置を有すると共に前記発電設備に接続される負荷設備が消費する負荷電力と、を調整する電力管理システムであって、
   前記太陽光発電装置に隣接して設けられ、前記太陽光発電装置が受ける日射量を測定する日射量測定装置と、
   前記発電設備及び前記負荷設備を電力系統に接続すると共に前記電力系統から流入する購入電力を測定する電力系統接続装置と、
   前記負荷設備のための指令を含む制御指令を出力する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   前記制御指令の生成に用いる情報を出力する前処理部と、
   前記前処理部が出力した情報に基づいて、前記制御指令を出力する指令生成部と、を有し、
   前記前処理部は、前記日射量に基づいて、前記発電設備が出力可能と予想される電力を見込み発電電力として出力する予測部を含み、
   前記指令生成部は、前記見込み発電電力に基づいて、前記負荷電力を増減させる指令を含む前記制御指令を前記負荷設備に出力する負荷指令部と、前記購入電力に基づいて、前記制御指令を出力する蓄電指令部と、を含み、
   前記蓄電指令部は、前記購入電力が充電閾値よりも小さい場合に第１蓄電指令を前記蓄電装置に出力し、又は、前記購入電力が放電閾値よりも大きい場合に第２蓄電指令を前記蓄電装置に出力し、
   前記第１蓄電指令は、前記蓄電装置を第１充電速度で充電動作させた後に、前記蓄電装置を前記第１充電速度よりも遅い第２充電速度で充電動作させる指令であり、
   前記第２蓄電指令は、前記蓄電装置を第１放電速度で放電動作させた後に、前記蓄電装置を前記第１放電速度よりも遅い第２放電速度で放電動作させる指令である、電力管理システム。
4. 太陽光発電装置を含む発電設備が出力する実発電電力と、前記発電設備に接続される負荷設備が消費する負荷電力と、を調整する電力管理システムであって、
   前記太陽光発電装置に隣接して設けられ、前記太陽光発電装置が受ける日射量を測定する日射量測定装置と、
   前記発電設備及び前記負荷設備を電力系統に接続すると共に前記電力系統から流入する購入電力を測定する電力系統接続装置と、
   前記負荷設備のための指令を含む制御指令を出力する制御装置と、を備え、
   前記制御装置は、
   前記制御指令の生成に用いる情報を出力する前処理部と、
   前記前処理部が出力した情報に基づいて、前記制御指令を出力する指令生成部と、を有し、
   前記前処理部は、前記日射量に基づいて、前記発電設備が出力可能と予想される電力を見込み発電電力として出力する予測部を含み、
   前記指令生成部は、前記見込み発電電力に基づいて、前記負荷電力を増減させる指令を含む前記制御指令を前記負荷設備に出力する負荷指令部と、前記購入電力に基づいて、前記制御指令を出力する容量指令部と、を含み、
   前記容量指令部は、前記購入電力が容量閾値よりも小さい場合に、前記発電設備を第１出力速度で出力動作させた後に、前記発電設備を前記第１出力速度よりも遅い第２出力速度で出力動作させる指令を含む前記制御指令を前記発電設備に出力する、電力管理システム。
5. 前記負荷指令部は、前記負荷電力を前記見込み発電電力以上とする指令を含む前記制御指令を前記負荷設備に出力する、請求項１～４のいずれか一項に記載の電力管理システム。
6. 前記負荷指令部は、前記負荷電力を前記見込み発電電力より小さくする指令を含む前記制御指令を前記負荷設備に出力する、請求項１～４のいずれか一項に記載の電力管理システム。
7. 前記負荷設備は、前記実発電電力を利用して水素を製造する水素製造装置及び前記実発電電力を利用して熱を発生する熱発生装置の少なくとも一方を有し、
   前記制御指令は、前記水素の製造量を調整する指令及び前記熱の発生量を調整する指令の少なくとも一方を含む、請求項１～６のいずれか一項に記載の電力管理システム。
8. 前記発電設備及び前記負荷設備を電力系統に接続すると共に前記電力系統から流入する購入電力を測定する電力系統接続装置を備え、
   前記指令生成部は、前記購入電力に基づいて、前記制御指令を出力する台数指令部を含み、
   前記台数指令部は、前記購入電力に基づいて、稼働状態である前記太陽光発電装置の台数を決定する指令を含む前記制御指令を前記発電設備に出力する、請求項１～７のいずれか一項に記載の電力管理システム。
9. 前記評価電力は、前記補正発電電力の前記所定期間における移動平均値である、請求項２に記載の電力管理システム。
10. 前記負荷設備は、蓄電装置を有し、
    前記指令生成部は、前記評価差分に基づいて、前記制御指令を出力する評価指令部を含み、
    前記評価指令部は、前記補正発電電力が前記評価電力よりも大きいことを前記評価差分が示す場合に、前記蓄電装置に充電させる指令、又は、前記補正発電電力が前記評価電力よりも小さいことを前記評価差分が示す場合に、前記蓄電装置から放電させる指令を含む前記制御指令を前記蓄電装置に出力する、請求項２に記載の電力管理システム。
11. 前記容量指令部は、前記購入電力が前記容量閾値よりも大きい場合に、前記太陽光発電装置が発生した全ての電力を前記実発電電力として出力させる指令を含む前記制御指令を前記発電設備に出力する、請求項４に記載の電力管理システム。

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