JPWO2013118266A1 - 分散型発電装置の制御装置および制御方法 - Google Patents

Abstract

需要家側の発電量を抑制した場合に、抑制した電力量を推定すること。需要家側の発電を制御するための制御パターン情報は、発電を抑制する第１時間帯と、抑制しない第２時間帯とが交互に連続して出現するように構成される。発電量推定部は、第１時間帯における第１発電量と第２時間帯における第２発電量とに基づいて、第１時間帯において分散型発電装置の発電を抑制しなかった場合に得られたであろう潜在的発電量を推定する。発電量推定部は、潜在的発電量と、第１発電量を抑制するための第１上限値との差を、抑制電力量として算出することもできる。

Description

本発明は、分散型発電装置の制御装置および制御方法に関する。

近年では、地球温暖化も問題などに対応すべく、太陽光発電装置などの自然エネルギを利用する分散型発電装置の導入が社会的に望まれている。分散型発電装置の普及促進のために、電力会社に、需要家が設置した分散型発電装置からの電力を一般の電力料金よりも高い価格で買い取らせる制度が提案されている。このような買い取り制度の下では、需要家は、分散型発電装置からできるだけ多くの電力を発電したいと希望する。また、買い取り制度が無い場合であっても、環境問題への意識の高い需要家は、自分の保有する分散型発電装置からできるだけ多く発電させることで、環境保護に役立つことを望む。

しかし、分散型発電装置の大量導入にともなって、余剰電力問題および電圧変動問題などの、電力系統に影響を与える問題が生じうる。その問題を抑制するためには、電力需要の変化に応じて、分散型発電装置の出力を抑制することが必要になる。

例えば、穏やかな季節では空調の必要性が低下するため、電力需要は低下する。しかし、需要家での電力需要の低下とは無関係に、各需要家に設置された太陽光発電装置は天候に応じてそれぞれ発電するため、各需要家において電力が余る。各需要家で余った電力がそのまま電力系統に送り込まれると、電力系統の電圧および周波数が変動し、電力品質が劣化するおそれがある。

そこで、電力需要が少ない場合は、需要家に設置された分散型発電装置の発電量（電力量）を抑制することが求められる。実際にどれだけ発電量を抑制することができたのかを知る必要があるが、抑制できた発電量を推定するためには、抑制しなかった場合の発電量を推定しなければならない。

ここで、分散型発電装置の発電量を、日射量計などのセンサの計測値と変換効率などを用いて予測する方法が考えられる。さらに、天気などに基づいて所定の地域全体の太陽光発電量を予測する方法（非特許文献１）も提案されている。

電気学会論文誌. B, 電力・エネルギー部門誌 = The transactions ofthe Institute of Electrical Engineers of Japan. B, A publication of Power andEnergy Society 127(7), 847-853, 2007-07-01 社団法人 電気学会

従来技術は、

個々の分散型発電装置にセンサを設置するためには、膨大な費用と手間がかかる。また、気象情報に基づいて地域内の太陽光発電装置の総発電量を推測する技術では、個々の太陽光発電装置の発電量まで予測することはできない。

需要家は、投資回収のために、または、環境問題に貢献するために、分散型発電装置の最大限の発電を希望する。従って、分散型発電装置の発電量を抑制する場合は、どの需要家の分散型発電装置がどれだけ発電抑制に貢献したかを推定して、その貢献に応じて何らかの手当（金銭的補償など）を行う必要がある。もしもそうしなければ、需要家同士の間で不公平感が強まり、分散型発電装置の普及促進の妨げになるおそれもある。

本発明は、上記問題に鑑みてなされたもので、その目的は、分散型発電装置の発電量を抑制した場合に、抑制しなかった場合の潜在的発電量を推定することができるようにした分散型発電装置の制御装置および制御方法を提供することにある。

上記課題を解決すべく、本発明に係る分散型発電装置の制御装置は、分散型発電装置の発電量を抑制し、抑制された発電量を推定する分散型発電装置の制御装置であって、分散型発電装置の発電量を計測する発電量計測部と、分散型発電装置の発電量を制御するための制御パターン情報であって、発電量を抑制する第１時間帯と発電量を抑制しない第２時間帯とを少なくとも一つずつ含む制御パターン情報を、分散型発電装置の発電量を制御する発電量制御部に設定することにより、分散型発電装置の発電量を制御させる制御パターン設定部と、第１時間帯における第１発電量と第２時間帯における第２発電量とを発電量計測部から取得し、第１発電量と第２発電量とに基づいて、第１時間帯において分散型発電装置の発電を抑制しなかった場合に得られたであろう潜在的発電量を推定するための潜在的発電量推定部と、を備える。

制御パターン情報は、第１時間帯の第１発電量を所定の第１上限値に抑制するための第１パターン部と、第２時間帯の第２発電量を所定の第２上限値に抑制するための第２パターン部とを含んで構成することができ、第２上限値は、分散型発電装置の最大発電量以上に設定することができる。

本発明の構成の少なくとも一部は、コンピュータプログラムまたはハードウェア回路として実現できるであろう。コンピュータプログラムは、例えば、インターネットのような通信媒体、ハードディスクまたはフラッシュメモリデバイスのような記録媒体を介して、配布することができる。

抑制電力量を推定する全体装置構成。 抑制電力量を推定する電力抑制コントローラの詳細構成。 抑制電力量を推定する方法の計算処理フロー。 ＰＣＳによる太陽光発電の出力調整フロー。 太陽光発電装置の電圧Ｖと電流Ｉの関係を表すグラフ。 太陽光発電装置の電圧Ｖと電力Ｗの関係を表すグラフ。 抑制情報パターンを示す表の例。 抑制パターンを展開したグラフの例。 抑制パターングラフの例。 類似度の項目をグラフ形式で表示した画面の例。 抑制パターングラフの例。 類似度の項目をグラフ形式で表示した画面の例。 抑制パターングラフの例。 類似度の項目をグラフ形式で表示した画面の例。 抑制パターングラフの例。 操作表示装置の表示画面の例。 操作表示装置の表示画面の例。 操作表示装置の表示画面の例。 抑制電力量を推定する全体装置構成。 抑制電力量を推定する全体装置構成。

以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。本実施形態では、発電量を抑制した第１時間帯における潜在的発電量を、第１時間帯の第１発電量と発電量を抑制しない第２時間帯の第２発電量とに基づいて推定できる。本実施形態の一つの例では、指定した所定の時間範囲において、分散型発電装置の出力（発電量）を抑制する時間帯と抑制しない時間帯とを設定する。そして、本実施形態の一つの例では、抑制した第１時間帯における潜在的発電量、つまり、抑制しなければ現れたであろう発電量を、その前後の第２時間帯での第２発電量を加重平均することで算出する。

このように構成される本実施形態では、分散型発電装置（需要家側に設けられる発電装置）の出力を抑制した場合に、潜在的発電量を比較的簡易な方法で比較的高精度に算出できる。従って、抑制された発電量（抑制電力量）も比較的簡単な方法で、かつ比較的高精度に算出できる。

例えば、地域内の或る一つの分散型発電装置を基準発電装置として、出力を抑制せずに使用し、基準発電装置の出力に基づいて、同一地域内の他の分散型発電装置の潜在的発電量を推定する構成も考えられる。しかし、分散型発電装置の種類は多数あり、機種ごとに性能が異なるため、地域内の分散型発電装置の潜在的発電量を個別に算出するためには複雑な演算を行う必要がある。また、分散型発電装置の発電量は、需要家にとって個人的な情報の一種であるから、他人の分散型発電装置を基準発電装置として使用する構成は、セキュリティなどの観点からも好ましくない。

本実施形態では、そのような問題が発生せず、分散型発電装置ごとに潜在的発電量を比較的精度よく、かつ簡単に推定することができる。

図１は、本実施例に係る分散型発電装置の制御装置を含む全体構成図である。図２は、抑制電力量を推定する電力抑制コントローラ４２の詳細構成図である。図３は、抑制電力量を推定する方法の計算処理フローを示す。

需要家側の全体構成１は、通信ネットワーク１１を介して地域側送受信装置２に接続されている。需要家側の全体構成１は、地域計画装置３で作成される「制御パターン情報」としての抑制情報信号を、通信経路２３と、地域側送受信装置２と、通信経路２２と、通信ネットワーク１１と、通信経路２１とを介して受信する。地域計画装置３は、所定の地域の電力需要を管理するためのコンピュータシステムであり、電力会社のコンピュータシステム（不図示）とも接続されている。

需要家側の全体構成１は、送電線３２と電力ネットワーク１２と給電線３１を介して、電力系統９に接続されている。需要家側の全体構成１は、太陽光発電装置４７の発電量だけでは電力需要を賄えない場合、電力系統９からの電力を購入する。これとは逆に、需要家側の装置全体構成１は、太陽光発電装置などの発電機器４７の発電量が余った場合は、余った電力を電力系統９に供給して、電力会社に売却することができる。

需要家側の全体構成１は、例えば、需要家の建物内の構成４１と、需要家側送受信装置５１と、発電メータ５２と、余剰メータ５３と、電力メータ５４と、変圧器５５と、電力センサ７９，８０，８１と、それらを接続するための信号線６７，６８，６９，７０，７４，７５，７６と、電力線７１，７２，７３，７８とを含んで構成される。

需要家の建物内の構成４１は、例えば、電力抑制コントローラ４２と、パワーコンディショナ（以下、ＰＣＳ）４３と、分電盤４４と、操作表示装置４５と、実績データベース４６と、「分散型発電装置」としての発電機器４７と、電気的負荷としての電気機器４９とを備える。電気機器４９は、需要家の種類によっても異なるが、例えば、照明装置、空調設備、冷蔵庫、電動モータなどが挙げられる。発電機器４７としては、例えば、太陽光発電装置、風力発電装置などが挙げられる。なお、発電機器４７は、蓄電装置（不図示）に接続されてもよい。

図１中、機器間を結ぶ破線は通信線を示し、実線は電力線を示す。通信方式は、有線方式または無線方式のいずれでもよい。電力抑制コントローラ４２は、操作表示装置４５に通信線６２を介して接続され、実績データベース４６と通信線６３を介して接続され、ＰＣＳ４３と通信線６１を介して接続され、需要家側送受信装置５１と通信線６７を介して接続されている。さらに、電力抑制コントローラ４２は、電力センサ８１と通信線７０を介して接続され、電力センサ８０と通信線６９を介して接続され、電力センサ７９と通信線６８を介して接続されている。

ＰＣＳ４３は、発電機器４７と電力線６４を介して接続され、発電メータ５２と電力線７１を介して接続されている。分電盤４４は、電気機器４９と電力線６６を介して接続され、発電メータ５２と電力線７２を介して接続され、余剰メータ５３と電力線７３を介して接続されている。

需要家側送受信装置５１は、需要家側の各種情報を地域計画装置３に向けて送信したり、地域計画装置３から制御信号（抑制情報信号）を受信したりする。需要家側送受信装置５１は、発電メータ５２と通信線７４を介して接続され、余剰メータ５３と通信線７５を介して接続され、電力メータ５４と通信線７６を介して接続されている。さらに、需要家側送受信装置５１は、通信ネットワーク１１を介して、地域側送受信装置２と接続されている。地域計画装置３は、需要家側送受信装置５１と情報を送受信するための地域側送受信装置２と、通信線２３を介して接続されている。

電力抑制コントローラ４２は、センサデータ受信部４２３を介して、各電力センサ８１，８０，７９と接続されており、それらセンサ８１，８０，７９で計測した電力量を取り込む。電力センサ８１は、発電機器４７で発電した電力を、ＰＣＳ４３から発電メータ５２に送られる途中で計測する。電力センサ８０は、分電盤４４と余剰メータ５３との間の電力量を計測する。電力センサ７９は、余剰メータ５３と電力メータ５４の間の電力量を計測する。

電力抑制コントローラ４２は、各電力センサ８１，８０，７９から取り込んだ電力データと、電力抑制コントローラ４２で計算処理した結果等とを、実績データベース４６に格納したり、実績データベース４６から過去の電力データまたは計算処理結果を読み込んだりする。また、電力抑制コントローラ４２は、ＰＣＳ通信部４２２を介して、ＰＣＳ４３に制御データを送信する。さらに、電力抑制コントローラ４２は、操作表示通信部４２１を介して、操作表示装置４５に表示用データを送信する。

操作表示装置４５は、ユーザ（需要家）との間で情報をやり取りするためのマンマシンインターフェース部である。操作表示装置４５は、表示機能と操作機能を備える。操作表示装置４５は、電力抑制コントローラ４２から受け取る表示用データを表示する。表示用データには、例えば、計測された電力量、潜在的発電量、抑制電力量などの情報を含めることができる。操作表示装置４５は、操作機能により、電力抑制コントローラ４２に対して必要な情報を送信するよう要求することもできる。操作表示装置４５は、ユーザによる手動操作に応じて電力抑制コントローラ４２に情報を要求する構成でもよいし、所定の日時が到来した場合などのように所定条件が成立した場合に自動的に電力抑制コントローラ４２に情報を要求する構成でもよい。

操作表示装置４５は、表示および操作のための専用の機器として構成できる。汎用性のあるパーソナルコンピュータ、携帯電話、携帯情報端末、テレビジョン装置などを、操作表示装置４５として利用してもよい。

発電メータ５２は、発電機器４７の発電量を計測する。発電メータ５２を設置しているのは、発電機器４７で発電した全ての電力を売電できるようにするためである。余剰メータ５３および電力メータ５４は、電力の流れの一方向のみを計測するメータである。余剰メータは５３は、発電機器４７の発電の方が電気機器４９の消費電力よりも大きい場合に、電力量をカウントアップし、そうではない場合はカウントしない。

電力メータ５４は、発電機器４７の発電の方が電気機器４９の消費電力より少ないときに電力量をカウントアップし、そうではない場合はカウントしない。電力センサ７９、８０は、もしも、電流方向を基にして電力方向を正負で切り替えることができる場合は、電力値は同じ値になる。つまり、電力センサ７９の計測値の絶対値と電力センサ８０の計測値の絶対値は等しい。

発電機器４７で発電した直流電力は、ＰＣＳ４３で交流に変換された後、発電メータ５２を介して分電盤４４に送られる。冷蔵庫、空調装置、照明機器などの電気機器４９で消費される電力は、分電盤４４から供給される。

分電盤４４は、余剰メータ５３および電力メータ５４などを介して、変圧器５５に接続されている。需要家で生じた余剰電力は、分電盤４４などを経由して電力系統９に送られ、需要家で足りない電力は電力系統９から分電盤４４などを介して、電気機器４９に供給される。つまり、電気機器４９が使用する電力には、電力系統９から変圧器５５を介して供給されるものと、発電機器４７で発電した電力との２種類に分けられる。

図１の例では、電力抑制コントローラ４２は、ＰＣＳ４３と発電メータ５２の間の電力量を電力センサ８１によって、分電盤４４と余剰メータ５３の間の電力量を電力センサ８０によって、余剰メータ５３と電力メータ５４の間の電力量を電力センサ７９によって、それぞれ計測する場合を述べた。

これに代えて、電力抑制コントローラ４２は、需要家側送受信装置５１を介して、発電メータ５２で計測した電力量データと、余剰メータ５３および電力メータ５４でそれぞれ計測した電力量データとを受信してもよい。この場合は、各電力センサ８１，８０，７９と、これらセンサ８１，８０，７９と電力抑制コントローラ４２の間の通信線７０，６９，６８も不要となる。

ただし、一般的に、電力センサ８１，８０，７９は、需要家が自身の電力量を測定するために設置するものである。これに対し、発電メータ５２、余剰メータ５３および電力メータ５４は、電力供給事業者が電力料金などを計算するために設置するものである。従って、電力供給事業者は、セキュリティ等の観点から、各メータ５２，５３，５４で計測した電力量データを需要家に公開するとは限らない。各メータ５２，５３，５４の電力量データを利用できない場合、電力センサ８１，８０，７９を使用する。

地域計画装置３は、発電機器４７の出力を抑制するための情報を、地域側送受信装置２に送信する。この情報は、地域側送受信装置２から通信ネットワーク１１などを介して、需要家側送受信装置５１に送られる。この情報は、最終的には電力抑制コントローラ４２に送られる。

地域計画装置３で作成される、発電機器４７の出力を抑制するための情報には、後述のように、抑制対象の需要家を特定するための情報と、抑制対象日および抑制対象の時間帯と、電力量の上限値などが含まれている。

これらの情報の少なくとも一部がパターンとして予め規定されている場合は、その規定されたパターンを特定するためのパターン番号を、地域計画装置３から電力抑制コントローラ４２に送信すればよい。電力抑制コントローラ４２は、パターン番号とパターン内容とを対応づけるテーブルを予め記憶しており、受信したパターン番号をそのテーブルに基づいて判別する。これにより、電力抑制コントローラ４２は、自装置が設けられている需要家が抑制対象の需要家であるかを判定したり、抑制対象の時間帯および電力量の抑制上限などを設定することができる。

ＰＣＳ４３は、通常の場合、発電機器４７の出力を最大化するように制御する。ここで、図５を参照する。図５は、ＰＣＳ４３の制御対象である発電機器４７（例えば太陽光発電装置）の電圧Ｖと電流Ｉの関係を示すＩ−Ｖ曲線である。例えば電圧Ｖｍ、電流Ｉｍのとき、この両者の積である数１は太陽光発電の電力Ｗとなる。

ＰＣＳ４３で電圧Ｖｍを変化させることにより、図６に示す電圧Ｖと電力Ｗの関係が得られる。このグラフからわかるように、電力Ｗが増加する方向に電圧Ｖを変化させることにより、最大電力となる電圧に制御することができる。この最大電力となる電圧は日射量などによって変化するため、随時調整することになる。同様に電圧を調整することにより、目標電力が最大電力以下の場合は、その目標電力にすることができる。

潜在的発電量および抑制電力量を推定する電力抑制コントローラ４２は、例えば、マイクロプロセッサ、メモリ、通信インターフェース等を備えたコンピュータシステムとして構成される。

電力抑制コントローラ４２は、図２に示すように、例えば、コントロール部４１１と、抑制関連情報受信部４１２と、抑制パターン展開部４１３と、メータ値取込処理部４１４と、判定処理部４１５と、抑制条件設定部４１６と、データ格納処理部４１７と、抑制量推定処理部４１８と、要求データ取込送信部４１９と、操作表示通信部４２１と、ＰＣＳ通信部４２２と、センサデータ受信部４２３および需要家側通信部４２４を備える。

コントロール部４１１は、各処理部４１２〜４２４の間のデータ授受と、各処理部４１２〜４２４での処理機能を円滑に行うためのデータの加工および処理とを行い、全体の処理を正常に動作させる。また、コントロール部４１１ば、実績データベース４６にデータを格納するための処理要求を出したり、実績データベース４６からデータを取り出すための処理要求を出したりする。

抑制関連情報受信部４１２は、地域計画装置３で作成された発電量の抑制に関する情報を需要家側通信部４２４から受信して取り込む。抑制パターン展開部４１３は、抑制関連情報受信部４１２が受信した抑制に関する情報に基づいて、抑制対象の需要家であるか判定する。抑制対象の需要家であると判定した場合、抑制パターン展開部４１３は、受信したパターン番号などに基づいて、抑制対象日、抑制時間帯および発電量の上限値（出力上限値とも呼ぶ）を展開する。

地域計画装置３から送信される出力上限値に関する情報は、例えば、発電機器４７の定格電力に対する割合として設定することができる。その場合、ＰＣＳ４２の定格容量または発電機器４７の定格電力と指示された割合との積が、出力上限値となる。メータ値取込処理部４１４は、電力センサ７９，８０，８１で計測される電力量を、センサデータ受信部４２３を介して取り込む。判定処理部４１５は、発電機器４７の発電量（発電出力）を抑制する時間帯であるかどうかを判定する。

抑制条件設定部４１６は、ＰＣＳ通信部４２２を介して、メータ値取込処理部４１４が取り込んだ最新の電力量と抑制パターン展開部４１３で計算した出力上限値の値とを、ＰＣＳ４３に送信する。

抑制量推定処理部４１８は、電力センサ７９，８０，８１で計測した電力量を基にして、発電量を抑制した時間帯における、もしも抑制しなかった場合に得られたはずの電力量（潜在的発電量）を推定する。抑制時間帯での潜在的発電量と出力上限値との差は、意図的に抑制された電力であり、本明細書では抑制電力量と呼ぶ。また、抑制量推定処理部４１８は、抑制電力量と、実績データベース４６に格納されている買電料金および売電料金とに基づいて、料金を計算する。この算出された料金は、需要家の発電量の抑制に対する補償金額の基礎とすることができる。

データ格納処理部４１７は、電力センサ７９，８０，８１で計測した電力量と、抑制量推定処理部４１８で計算した抑制電力量および料金とを、操作表示通信部４２１を介して、実績データベース４６に格納する。さらに、潜在的発電量を、実績データベース４６に格納してもよい。

要求データ取込送信部４１９は、操作表示装置４５からの操作により要求されたデータを実績データベース４６から取り込んで、操作表示装置４５に送信する。

図３および図４に示す処理フローを参照して、潜在的発電量および抑制電力量を推定するための処理を説明する。

図３は、主に電力抑制コントローラ４２により実行される、潜在発電量および抑制電力量を推定するための処理を示すフローチャートである。一部のステップは電力抑制コントローラ４２以外の回路で処理される。

ステップＳ４０１において、電力抑制コントローラ４２は、図７に示す抑制情報を、電力抑制コントローラ４２は受信する。図７は、「制御パターン情報」としての抑制情報の一例を示す。

抑制情報は、例えば、エリア番号と、需要家グループ番号と、抑制日と、パターン番号と、抑制量と、抑制制御の開始時刻と、抑制制御の終了時刻と、抑制を行う時間間隔と、補正開始と、補正終了とを含む。

エリア番号とは、地域計画装置３が管理する各エリアを識別するための情報である。需要家グループ番号とは、エリア番号で指定されるエリア内に存在する、一つまたは複数の需要家から構成される需要家グループを識別するための情報である。抑制日とは、発電量の抑制を行う日である。

パターン番号とは、発電機器４７の出力を計測する電力センサ８１の計測値に基づいて発電量を抑制するか、それとも、電力センサ７９で計測した値に基づいて発電量を抑制するかを判定するものである。例えば、パターン番号が「１」の場合は、電力センサ８１の計測値に基づいて制御する。発電機器４７からの発電出力に基づいて需要家側での発電量を抑制する場合に、パターン番号に「１」が設定される。パターン番号が「２」の場合は、電力センサ７９の計測値に基づいて制御する。電力系統９への逆潮流の量に基づいて需要家側での発電量を抑制する場合は、パターン番号に「２」が設定される。つまり、パターン番号に「２」が設定される場合は、逆潮流の発生が抑制開始条件として設定されていることになる。

抑制量とは、発電量を抑制する量を示し、例えば、定格発電量または定格容量に対する割合（％）として設定される。定格発電量または定格容量から抑制量を差し引いた値が、出力上限値となる。抑制量が割合で規定される場合、定格発電量または定格容量に対して、抑制率を乗じた値が、出力上限値となる。

抑制制御の開始時刻とは、発電量の抑制制御を開始する時刻である。抑制制御の終了時刻とは、発電量の抑制制御を終了する時刻である。時間間隔とは、発電量を抑制する時間帯（抑制時間帯）の出現する間隔を規定するための情報である。補正開始とは、発電量の抑制を開始する時刻を調節するための情報である。補正終了とは、発電量の抑制を終了する時刻を調整するための情報である。

まず最初に、ステップＳ４０２において、電力抑制コントローラ４２は、抑制関連情報受信部４１２によりステップＳ４０１で受信された抑制情報内の「エリア番号」および「需要家グループ番号」が、自装置の設けられている需要家に該当するかを判断する。

自装置の設けられている需要家ではない場合、電力抑制コントローラ４２は、出力上限値を、ＰＣＳ４３の定格容量または発電機器４７の定格出力に設定する。発電機器の定格出力に対して、条件によってはそれ以上の出力を出す可能性がある場合は、
出力上限値を定格出力の例えば２倍程度に設定してもよい。

ステップＳ４０２において、電力抑制コントローラ４２は、処理の基準時刻を「２４時」とする。さらに、ステップＳ４０２において、電力抑制コントローラ４２は、抑制情報内の「パターン番号」に基づいて、電力センサ８１の計測値に基づいて抑制するか、それとも、電力センサ７９の計測値に基づいて抑制するかを判定する。

ステップＳ４０２において、電力抑制コントローラ４２は、ＰＣＳ４３または発電機器４７の定格容量に対して、抑制情報内の「抑制量」で指定された数値をかけることで、出力上限値を決定する。例えば、定格容量が３ｋＷであり、抑制量が６０％であるとすると、出力上限値は「１．８ｋＷ」となる。

図７に示す抑制情報によれば、需要家側の発電量を抑制する抑制時間帯が最初に開始される時刻は「８時」であり、最後の抑制時間帯が終了する時刻は「１９時」である。最後の抑制時間帯が開始される時刻は「１８時」であるが、時間間隔は６０分に指定されているので、最後の抑制時間帯の終了時刻は１９時となる。そこで、ステップＳ４０２において、電力抑制コントローラ４２は、それら発電量抑制の開始時刻および終了時刻を、図８に示すようなタイムチャートに展開する。

図８に示すように、発電量の抑制を開始する最初の時間帯（抑制時間帯）は、８時から９時までの６０分間であり、２番目の抑制時間帯は１０時から１１時までの６０分間であり、以下、１時間おきに抑制時間帯が設けられる。最後の抑制時間帯は、１８時から１９時までの６０分間である。抑制時間帯と抑制時間帯との間には、需要家側の発電量を抑制しない時間帯（非抑制時間帯）が６０分間ずつ設定されている。「第１時間帯」に該当する抑制時間帯では、定格出力（または定格容量）よりも小さい出力上限値までしか発電することができない。これに対し、「第２時間帯」に該当する非抑制時間帯では、定格出力まで発電することができる。

ステップＳ４０３において、電力抑制コントローラ４２は、メータ値取込処理部４１４により、電力センサ７９，８０，８１で計測された電力値をそれぞれ読み込む。なお、上述の通り、電力抑制コントローラ４２が電力センサ７９、８０、８１の計測値を直接読み込む構成に代えて、電力抑制コントローラ４２が需要家側送受信装置５１を介して各メータ５２、５３、５４の計測値を読み込む構成でもよい。

電力抑制コントローラ４２は、ステップＳ４０４、ステップＳ４０５、ステップＳ４０６およびステップＳ４０７を、判定処理部４１５で処理する。ステップＳ４０４において、電力抑制コントローラ４２は、現在時刻が本処理の基準時刻である「２４時」を超過しているかどうかを判定し、１日が終了している場合（Ｓ４０４：ＹＥＳ）は、本処理を終了する。そうでない場合（Ｓ４０４：ＮＯ）、電力抑制コントローラ４２は、ステップＳ４０５において、抑制終了時刻を超過しているか、または抑制開始時刻の前であるかを判定する。そうではない場合（Ｓ４０５：ＮＯ）、電力抑制コントローラ４２は、ステップＳ４０６において、現在時刻が抑制時間帯であるかを判定する。

抑制時間帯である場合（Ｓ４０６：ＹＥＳ）、電力抑制コントローラ４２は、逆潮流の発生が発電量抑制の開始条件であるかを確認し、逆潮流の発生が抑制開始の条件である場合は、電力センサ７９の電力方向が需要家側から電力系統側に流れているか判定する（Ｓ４０７）。

需要家側から電力系統側に電力が流れている場合（Ｓ４０７：ＹＥＳ）、電力抑制コントローラ４２は、ステップＳ４０８に移る。なお、逆潮流の発生が抑制開始の条件ではない場合も、ステップＳ４０８に移る。

ステップＳ４０５での判定結果がＹｅｓの場合、または、Ｓ４０６での判定結果がＮｏの場合、または、Ｓ４０７の判定結果がＮｏの場合のいずれかである場合は、ステップＳ４１４に移る。ステップＳ４１４では、発電量の抑制を行わずに、電力センサの計測値（メータ値）をＰＣＳ４２に送信する。

ステップＳ４０８およびステップＳ４１３は、電力抑制コントローラ４２の抑制条件設定部４１６で処理する。ステップＳ４０８およびステップＳ４１３では、出力上限値と、送信するメータ値とを設定する。

ここで、ステップＳ４０８では、抑止時間帯を対象としているので、ステップＳ４０２でパターン展開した出力上限値のうち、現在時刻に対応する出力上限値を選択する。この出力上限値は「第１上限値」に該当する。なお、ステップＳ４１４は抑制時間帯ではないので、抑制を解除した値、すなわち出力上限値を定格出力に設定する。この出力上限値は「第２上限値」に該当する。

また、送信対象のメータ値としては、発電機器４７からの出力に基づいて抑制する場合は電力センサ８１の計測値を用い、逆潮流の電力量に基づいて抑制する場合は電力センサ７９の計測値を用いる。電力抑制コントローラ４２は、設定した出力上限値と電力センサの計測値とを、ＰＣＳ４３に送信する。

ステップＳ４０９は、ＰＣＳ４３で処理する。ＰＣＳ４３は、抑制条件設定部４１６から送られてきた出力上限値および電力センサの計測値に基づいて、発電機器４７の出力を調整する。

ＰＣＳ４３の動作を図４のフローチャートに示す。ＰＣＳ４３は、ステップＳ５０１において、抑制条件設定部４１６から送られてきた出力上限値と電力センサの計測値（メータ値とも呼ぶ）とを受信する。

ステップＳ５０２において、ＰＣＳ４３は、メータ値が出力上限値を超過しているかどうかを判定する。超過している場合（Ｓ５０２：ＹＥＳ）、ＰＣＳ４３は、電圧を調整することにより、発電機器４７の出力を抑制する（Ｓ５０３）。超過していない場合（Ｓ５０２：ＮＯ）、ＰＣＳ４３は、電圧を調整することにより、発電機器４７の出力を増加させる（Ｓ５０４）。

図３に戻る。ステップＳ４０９およびステップＳ４１０は、データ格納処理部４１７で処理する。電力抑制コントローラ４２は、抑制時間帯の単位となるまで、電力を積算する（Ｓ４０９）。例えば、抑制時間帯が１時間単位に設定されている場合、電力抑制コントローラ４２は、毎正時になるまでの１時間分の電力を積算する。

電力抑制コントローラ４２は、データを実績データベース４６に格納する時刻であるかを判定する（Ｓ４１０）。データ格納時刻でなければ（Ｓ４１０：ＮＯ）、ステップＳ４１３へ移動する。データ格納時刻となった場合（Ｓ４１０：ＹＥＳ）、電力抑制コントローラ４２は、電力センサ７９，８０，８１で計測した電力積算値（以下、積算値とも呼ぶ）を実績データベース４６に格納する（Ｓ４１１）。なお、電力抑制コントローラ４２は、電力積算値を実績データベース４６に格納すると同時に、いままでの積算値をゼロに初期化する。

ステップＳ４１２は、抑制電力量および潜在的発電量を推定するための抑制量推定処理部４１８で処理する。電力抑制コントローラ４２は、推定対象の抑制時間帯での、電力センサ７９、８１の積算値と、推定対象の抑制時間帯に前後に隣接する２つの非抑止時間帯での電力センサ７９、８１の積算値とを、実績データベース４６から読み込む。

電力センサ７９の積算値を用いて抑制する場合を、図７に示す抑制情報に示す条件を例に挙げて説明する。この場合、図９に示すように、抑制時間帯ｔでの電力センサ７９の積算値をＰＶ（ｔ）、抑制時間帯ｔの直前に位置する非抑制時刻（ｔ−１）での電力センサ７９の積算値をＰＶ（ｔ−１）、抑制時間帯ｔの直後に位置する非抑制時間帯（ｔ＋１）での電力センサ７９の積算値をＰＶ（ｔ＋１）とする。

抑制時間帯において、もしも抑制しなかったならば得られたであろうはずの潜在的発電量ＰＶｅｓｔ（ｔ）は、数２に示すように、直前の非抑制時間帯（ｔ−１）での積算値ＰＶ（ｔ−１）と直後の非抑制時間帯（ｔ＋１）での積算値ＰＶ（ｔ＋１）との平均値として算出できる。

抑制時間帯ｔにおいて、実際に抑制されたと推定される電力量ｄＰＶ（ｔ）は、数３に示すように、潜在的発電量ＰＶｅｓｔ（ｔ）と、出力が許可されている値（つまり抑制時間帯の出力上限値）であるＰＶ（ｔ）との差として求めることができる。

ここで、同一需要家グループに属する２つの需要家において、それぞれの需要家が有する発電機器４７の定格容量および抑制量（抑制率）が同じである場合を検討する。この場合、各需要家での抑制時間帯を１時間ずらすことにより、それら２つの発電機器４７を全体として見た場合の抑制率を、一定値にすることができる。

例えば、一方の発電機器４７は、１２時から１３時まで抑制率６０％で抑制され、１３時から１４時まで抑制が解除され、他方の発電機器４７は、１２時から１３時まで抑制が解除され、１３時から１４時まで抑制率６０％で抑制される場合を例に挙げる。

この場合、１２時から１３時までの間では、一方の発電機器４７は６０％出力であり、他方の発電機器４７は１００％出力である。したがって、１２時から１３時までの時間帯では、２つの発電機器４７全体として見た場合、その出力は８０％となる。同様に、１３時から１４時までの時間でも、２つの発電機器４７全体として見た場合、その出力は８０％となる。つまり、抑制パターンの矩形波の周期を所定量ずらすことで、需要家グループ全体での発電出力を安定的に抑制することができる。

ところで、図９に示すように、出力を抑制するためのパターンを矩形波パターンとして形成した場合、抑制時間帯と非抑制時間帯との境界で、発電機器４７の出力が急激に変化する。このような急激な出力変化は、需要家の電気機器４９にとっても、電力系統９にととっても好ましくない。

そこで、図１０に示すように、抑制開始時刻よりも所定時間（例えば５分間）だけ早く出力抑制を開始し、抑制終了時刻を所定時間（例えば５分間）だけ遅くさせる構成としてもよい。

図１１は、図１０の抑制情報に従って出力を調整する抑制パターンである。図１１と図９とを比べると、図１１では、抑制開始時刻の５分前から出力調整（出力抑制）が開始されるため、開始時のグラフ形状が傾斜している。同様に、抑制終了時刻を５分遅らせるため、終了時のグラフ形状も傾斜している。

図１１に示す例では、抑制時間帯の抑制量（抑制率）は、６０％とならない。傾きの分だけ出力上限値は増加するため、平均の出力上限値は細い実線で示すように、若干大きくなる。図１１に示すように、発電出力を抑制するためのパターンを、垂直に立ち上がり垂直に立ち下がる矩形波から、傾きをもって立ち上がり傾きをもってたち下がる台形状のパターンに代えることで、図９の場合よりも出力変動を少なくすることができる。

抑制時間帯の出力上限が増加したことによる出力増加分ｅＰＶ（ｔ）は、数４に従って計算することができる。

抑制時間帯での出力増加分ｅＰＶ（ｔ）を、抑制時間帯の直前および直後に位置する非抑制時間帯に半分ずつ配分すると、補正後の抑制時間帯の出力ｎＰＶ（ｔ）と、直前の非抑制時間帯（ｔ−１）の出力ｎＰＶ（ｔ−１）と、直後の非抑制時間帯（ｔ＋１）の出力ｎＰＶ（ｔ＋１）とは、数５に従って計算できる。

また、この補正後の出力を使って、数２と同様に、抑制時間帯ｔにおける潜在的発電量を、数６に示すように、その前後の非抑制時間帯の出力の平均値として算出できる。また、抑制電力量は、数３で述べたように、潜在的発電量と出力上限値の差として求めることができる。

抑制パターンの他の例を説明する。図１２に示す抑制情報に規定する抑制条件に従う場合を説明する。図１３は、図１２に基づく抑制パターンのグラフである。図１３と図７とはほぼ同じであるが、図１３の抑制パターンでは、抑制終了時刻を５分遅く設定しているため、開始時および終了時に所定の傾きを有する。

図１３に示す場合の抑制時間帯ｔの抑制率は６０％ではなく、傾きの分だけ出力上限は増加する。抑制時間帯ｔでの出力上限値の平均値は、細い実線で示される。図１３に示すように、出力の立ち下がりおよび立ち上がりに傾きを持たせることで、図１１で述べたと同様に、出力変動を少なくすることができる。抑制時間帯の出力上限値の増加に伴う出力増加分ｅＰＶ（ｔ）は、上述の数４から算出できる。

この増加分ｅＰＶ（ｔ）を、抑制時間帯ｔの直後の非抑制時間帯（ｔ＋１）に配分する場合、補正後の抑制時間帯ｔでの出力ｎＰＶ（ｔ）と、直前の非抑制時刻（ｔ−１）での出力ｎＰＶ（ｔ−１）と、直後の非抑制時間帯（ｔ＋１）の出力であるｎＰＶ（ｔ＋１）とは、数７から算出できる。

増加分ｅＰＶ（ｔ）を、抑制時間帯ｔの直前の非抑制時間帯（ｔ−１）に配分する場合は、ｎＰＶ（ｔ）、ｎＰＶ（ｔ−１）、ｎＰＶ（ｔ＋１）は数８から算出できる。

前記の数２と同様に、抑制時間帯ｔでの推定出力（潜在的発電量）を、上記の補正後の出力の平均値とすると、前記の数６に従って算出することができる。また、抑制電力量は、前記の数３で算出できる。

抑制パターンのさらに別の例を、図１４および図１５を参照して説明する。図１４に示す抑制情報に規定する抑制条件に基づく場合の抑制パターンを図１５に示す。

図１５の抑制パターンでは、図７に示す抑制パターンとほぼ同じであるが、抑制開始時刻が５分早く設定されており、その５分早い抑制開始に応じた傾きを有する。従って、この場合も、抑制時間帯ｔでの抑制率は６０％ではなく、その傾きの分だけ出力上限値は若干増加する。従って、出力上限値の平均は、細い実線として図１５に示される。

図１５に示すように、抑制パターンの立ち上がりおよび立ち下がりに傾きをつけることで、垂直な立ち上がりおよび立ち下がりを有する抑制パターンを用いる場合に比べて、出力の変動を少なくすることができる。なお、抑制時間帯の出力上限値が増加したことによる出力増加分ｅＰＶ（ｔ）は、前記の数４で計算できる。

この出力増加分ｅＰＶ（ｔ）を、抑制時間帯ｔの直後の非抑制時間帯（ｔ＋１）に配分した場合、補正後の時刻ｔの出力ｎＰＶ（ｔ）と、非抑制時刻（ｔ−１）の出力ｎＰＶ（ｔ−１）と、非抑制時間帯（ｔ＋１）の出力ｎＰＶ（ｔ＋１）とは、前記の数７で計算できる。

あるいは、この出力増加分ｅＰＶ（ｔ）を、直前の非抑制時間帯（ｔ−１）に配分した場合、ｎＰＶ（ｔ）、ｎＰＶ（ｔ−１）、ｎＰＶ（ｔ＋１）は、前記の数８から算出することができる。

前記の数２と同様に、抑制時間帯ｔでの推定出力（潜在的発電量）を、上記の補正後の出力の平均値とすると、前記の数６に従って算出することができる。また、抑制電力量は、前記の数３で算出できる。

電力センサ８１の計測値が出力上限値以下となるように抑制制御する場合と、電力センサ７９で計測される逆潮流量を出力上限値以下となるように抑制制御する場合とは、同様に、潜在的発電量および抑制電力量を、数２〜数８を用いて算出できる。

図３のステップＳ４１３では、電力抑制コントローラ４２は、電力センサ７９，８０，８１の計測値と、潜在的発電量（抑制しなかったとしたときの推定電力量）と、抑制電力量および補正電力量を、実績データベース４６に格納する。さらに、電力抑制コントローラ４２は、これらの電力量と、実績データベース４６から読み込んだ買電単価および売電単価とを用いて、時間帯ごとの買電料金または売電料金を計算する。

電力抑制コントローラ４２は、ステップＳ４１３でデータを実績データベース４６に格納した後、再びステップＳ４０３に戻る。

次に、操作表示装置４５について説明する。図１６、図１７および図１８は、操作表示装置４５に表示される画面の一例である。図１６および図１７は、発電機器４７の出力を電力センサ８１の値に基づいて抑制する場合の画面例である。図１８は、発電機器４７の出力を電力センサ７９の値に基づいて抑制する場合の画面例である。

操作表示装置４５は、電力抑制コントローラ４２の要求データ取込送信部４１９に対して、実績データベース４６に格納されている電力量データおよび料金データなどを送信するように要求する。操作表示装置４５は、電力抑制コントローラ４２から情報を受信すると、その受信したデータをグラフおよび数値などで画面に表示する。

図１６の画面１０１について説明する。画面１０１は、昼間（現在）の発電に関する情報を表示している。領域１０２は、現在の年月日および時刻を表示している。領域１０３は、現在の天気を表示している。領域１０４は、メッセージを表示する。例えば、「本日は出力抑制を行う日です。抑制率は定格の６０％に設定されます。」などの出力抑制に関する注意メッセージを表示することができる。発電機器４７の出力を抑制しない場合、領域１０４に注意メッセージを表示させない。

ボタン１０５は、操作表示装置４５の電源をオンオフするためのボタンである。現在は、ＯＮとなっている。

グラフ１０６は、現在の発電状況の時間変化を表示している。横軸は時刻、縦軸は発電量である。実線１０７は、抑制パターンを示している。斜線の棒グラフ１０８は、発電機器４７の発電実績を示している。黒く塗りつぶされた棒グラフ１０９は、抑制電力量を示している。

表１１１は、本日の発電実績の合計と、推定された抑制電力量の合計と、発電実績の合計と抑制電力量の合計との和と、発電量の予想とを表示している。表１１２は、今月の発電実績と、抑制電力量の合計値と、発電実績と抑制電力量の合計値との和とを、表示している。表１１３は、発電出力を抑制するか否かを示す情報と、抑制パターンと、出力上限値を決定するための抑制率と、抑制理由とを表示している。

ボタン１１４は、需要家での電力需要に関する情報を表示させるボタンである。ボタン１１５は、発電機器４７の発電に関する情報を表示させるボタンである。ボタン１１６は、料金に関する情報を表示させるボタンである。ボタン１１７〜１１９は、表示対象の期間を設定するためのもので、いずれか１つが選択される。ボタン１１７は、本日の日中に関する情報を表示させる。ボタン１１８は、本日一日分の情報を表示させる。ボタン１１９は、一月分の情報を表示させる。

「日中」ボタン１１７が選択されると、その日の状況が１時間単位でグラフ表示され、「日間」ボタン１１８が選択されると、日ごとの集計値がグラフ表示される。月間ボタン１１９が選択されると、月ごとの集計値がグラフ表示される。

図１６で選択されているのは、「発電」ボタン１１５と、「日中」ボタン１１７の２つである。ボタン１１４、１１５および１１６は、いずれか１つが選択される。グラフ１０６は、発電ボタン１１５が選択されているときの表示である。

需要ボタン１１４が選択されたときの表示例を図１７に示す。料金ボタン１１６を選択すると、料金情報を表示する。

設定ボタン１２０を選択すると、季節別または時間帯別の、買電単価および売電単価等を設定するための設定画面（不図示）が表示される。

操作表示装置４５は、ユーザ（需要家）により選択されたボタンに応じて、必要な情報の送信を電力抑制コントローラ４２に要求する。電力抑制コントローラ４２の要求データ取込送信部４１９は、要求されたデータを実績データベース４６から読出して取り込み、そのデータを操作表示装置４５に送信する。

日間ボタン１１８が選択されている場合、操作表示装置４５は、定期的に実績データベース４６からデータを取得して、画面表示を更新する。

図１７では、発電ボタン１１５と日間ボタン１１８が選択されている。グラフ１２１の横軸は日付であり、縦軸は売電収入である。グラフ１２１は、日ごとに集計した売電収入の棒グラフである。斜線で示す棒グラフ１２３は、実際の発電電力を電力事業者に売電したときの収入（売電料金）である。黒く塗りつぶされた棒グラフ１２２は、抑制電力量による売電収入（売り上げ補償金額）を示している。

表１２４は、本日の売電収入の実績合計と、抑制電力量に基づく補償金額の合計と、売電収入の実績合計と抑制電力量に基づく補償金額の合計との和と、売電収入予想とを表示している。表１２４に隣接する表１２５は、今月の売電収入の実績合計と、抑制電力量に基づく補償金額の合計と、売電収入の実績合計と抑制電力量に基づく補償金額の合計との和とを表示している。

図１８は、逆潮流電力量に制限を設けた場合の画面例である。逆潮流する電力量を計測する電力センサ７９の計測値は、電気機器４９による消費電力（電力需要）と発電機器４７による発電の合計である。従って、「発電および需要」ボタン２１６を選択した場合、グラフ２１０の横軸は時刻を示し、縦軸は消費電力と発電の合計値を示す。

白い棒グラフ２１２は、電力需要の方が多いことを示す。例えば、発電機器４７が太陽光発電装置である場合、夜間は発電されないため、電力需要が上回っている。斜線で示す棒グラフ２１３は、電力需要よりも発電の方が多く、逆潮流となる余剰電力が発生していることを示している。黒の棒グラフ２１４は、抑制された逆潮流、つまり、推定された抑制電力量を示す。

表２１５は、本日の余剰電力の実績合計と、抑制電力量の合計と、余剰電力の実績合計と抑制電力量の和と、余剰電力量の予想値とを示す。表２１６は、今月の余剰電力の実績合計と、抑制電力量の合計と、余剰電力の実績合計と抑制電力量の和とを示す。

このように構成される本実施例では、発電機器４７の出力を抑制した場合に、潜在的発電量および抑制電力量を、比較的簡易な方法で比較的高精度に算出できる。従って、需要家の貢献度を公正に評価して補償することができる。このため、電力系統９に多数の発電機器４７が接続された場合でも、各需要家の協力を得て電力系統の安定を維持することができる。

図１９を参照して第２実施例を説明する。本実施例を含む以下の各実施例は第１実施例の変形例に該当するため、第１実施例との差異を中心に説明する。

第１実施例では、発電機器４７で発電された電力の全量買取制度および余剰電力の買取制度にも対応できるように、発電メータ５２と、余剰メータ５３および電力メータ５４を設置している。これに対し、本実施例では、余剰電力の買取制度のみに対応する構成の例を、図１９を参照して説明する。

図１９に示す需要家側の全体構成１Ａでは、発電メータ５２および電力メータ５４のみが設置されており、余剰メータ５３は設けられていない。また、本実施例では余剰メータ５３を備えていないため、全体構成１Ａは、分電盤４４から発電メータ５２への電力を検出する電力センサ８１と、電力メータ５４から分電盤４４への電力を検出する電力センサ７９のみを備えている。本実施例では、電力センサ８１の計測値を、電力の向きを考慮して利用する。このように構成される本実施例も第１実施例と同様の効果を奏する。

図２０を参照して第３実施例を説明する。本実施例は、全量買取制度に対応する。図２０に示す需要家側の全体構成１Ｂは、発電メータ５２および電力メータ５４のみを備えており、余剰メータ５３を備えない。さらに、本実施例の全体構成１Ｂは、分電盤４４と発電メータ５２の間の電力を測定するための電力センサ８１のみを備えており、他の電力センサ７９、８０を備えない。

発電メータ５２は、発電機器４７で発電され、ＰＣＳ４３を介して分電盤４４に流入する電力を計測する。この発電電力は、電力センサ８１でも計測される。電気機器４９で消費される電力は、電力系統９から変圧器５５を介して需要家側に供給され、その値は電力メータ５４で計測される。

このように、本実施例では、発電と消費電力とは分電盤４４で合流することなく、独立に流れるものとする。発電電力は電力センサ８１で計測する。消費電力は電力センサ７９で計測する。このように構成される本実施例も、第１実施例と同様の効果を奏する。

なお、本発明は、上述した実施例に限定されない。当業者であれば、本発明の範囲内で、種々の追加や変更等を行うことができる。例えば、抑制時間帯と非抑制時間帯とは同一の時間長である必要はない。また、例えば、電力需要の旺盛な、あるいは、太陽光発電量の大きな日中の所定の時間帯では、抑制時間帯と非抑制時間帯の周期を通常周期（６０分ごと）よりも短く設定する構成でもよい。さらに、矩形波パターンと、矩形波パターンの一種である台形形状のパターンを例に挙げたが、これに限らず、例えば、三角波パターン、正弦波パターンなどの他の形状のパターンを用いてもよい。

１，１Ａ、１Ｂ：需要家側の全体構成、３：地域計画装置、４２：電力抑制コントローラ、４３：ＰＣＳ、４４：分電盤、４５：操作表示装置、４６：実績データベース、４７：発電機器

Claims (13)

1. 分散型発電装置の発電量を抑制し、抑制された発電量を推定する分散型発電装置の制御装置であって、
   前記分散型発電装置の発電量を計測する発電量計測部と、
   前記分散型発電装置の発電量を制御するための制御パターン情報であって、発電量を抑制する第１時間帯と発電量を抑制しない第２時間帯とを少なくとも一つずつ含む制御パターン情報を、前記分散型発電装置の発電量を制御する発電量制御部に設定することにより、前記分散型発電装置の発電量を制御させる制御パターン設定部と、
   前記第１時間帯における第１発電量と前記第２時間帯における第２発電量とを前記発電量計測部から取得し、前記第１発電量と前記第２発電量とに基づいて、前記第１時間帯において前記分散型発電装置の発電を抑制しなかった場合に得られたであろう潜在的発電量を推定するための発電量推定部と、
   を備える、分散型発電装置の制御装置。
   
2. 前記制御パターン情報は、前記第１時間帯の前記第１発電量を所定の第１上限値に抑制するための第１パターン部と、前記第２時間帯の前記第２発電量を所定の第２上限値に抑制するための第２パターン部とを含んで構成されており、
   前記第２上限値は、前記分散型発電装置の最大発電量以上に設定されている、
   請求項１に記載の分散型発電装置の制御装置。
   
3. 前記発電量推定部は、前記潜在的発電量が前記第１上限値以上である場合に、前記潜在的発電量と前記第１上限値との差を、抑制電力量として算出する、
   請求項２に記載の分散型発電装置の制御装置。
   
4. 前記制御パターン情報には、前記第１パターン部と前記第２パターン部とがそれぞれ複数ずつ設定されており、
   前記潜在的発電量推定部は、前記第１時間帯における前記潜在的発電量を、前記第１時間帯に隣接する少なくとも一つの前記第２時間帯における前記第２発電量と前記第１時間帯における前記第１発電量とに基づいて算出する、
   請求項３に記載の分散型発電装置の制御装置。
   
5. 前記制御パターン情報は、前記第１パターン部と前記第２パターン部とが交互に出現するように形成される、
   請求項４に記載の分散型発電装置の制御装置。
   
6. 前記制御パターン情報は、前記第１時間帯と前記第２時間帯とが同一の時間に設定されている、
   請求項５に記載の分散型発電装置の制御装置。
   
7. 前記第１時間帯と前記第２時間帯とは同一時間に設定されており、
   前記制御パターン情報は、前記第１パターン部と前記第２パターン部とが交互に出現する矩形波パターンとして形成されている、
   請求項６に記載の分散型発電装置の制御装置。
   
8. 前記制御パターン情報は、前記第１パターン部の立ち上がり部分および立ち下がり部分と、前記第２パターン部の立ち上がり部分および立ち下がり部分とは、それぞれ所定の角度で傾斜するように形成されている、
   請求項７に記載の分散型発電装置の制御装置。
   
9. 前記制御パターン情報は、前記分散型発電装置の設置されている地域または建物の電力需要を制御するための計画装置により作成される、
   請求項１〜８のいずれかに記載の分散型発電装置の制御装置。
   
10. 前記発電量推定部により算出された前記潜在的発電量を表示するための表示装置を備える、
    請求項９に記載の分散型発電装置の制御装置。
    
11. 前記表示部に、前記潜在的発電量を電気料金に換算して表示させる、
    請求項１０に記載の分散型発電装置の制御装置。
    
12. 分散型発電装置の発電量を抑制し、抑制された発電量を推定する分散型発電装置の制御方法であって、
    前記分散型発電装置の発電量を制御するための制御パターン情報であって、発電量を抑制する第１時間帯と発電量を抑制しない第２時間帯とを少なくとも一つずつ含む制御パターン情報を取得するステップと、
    受信した前記制御パターン情報を、前記分散型発電装置の発電量を制御する発電量制御部に設定することにより、前記分散型発電装置の発電量を制御させるステップと、
    前記第１時間帯における第１発電量と前記第２時間帯における第２発電量とを、前記分散型発電装置の発電量を計測するための計測部からそれぞれ取得するステップと、
    前記第１発電量と前記第２発電量とに基づいて、前記第１時間帯において前記分散型発電装置の発電を抑制しなかった場合に得られたであろう潜在的発電量を推定するためのステップと、
    を実行する分散型発電装置の制御方法。
    
13. 前記制御パターン情報は、前記第１時間帯の前記第１発電量を所定の第１上限値に抑制するための第１パターン部と、前記第２時間帯の前記第２発電量を所定の第２上限値に抑制するための第２パターン部とを含んで構成されており、
    前記第２上限値は、前記分散型発電装置の最大発電量以上に設定されている、
    請求項１１に記載の分散型発電装置の制御方法。

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