JP2017038432A - 制御装置、システムおよび制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】出力抑制期間の発電電力を有効利用することにより、１日の全体的な発電電力を増加させる。【解決手段】制御装置は、発電予測部と貯蔵制御部とを備え、電力系統と連系運転される発電設備の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する。発電予測部は発電設備が有する発電装置の時間帯毎の発電電力を発電変動要因情報に基づいて予測する。貯蔵制御部は発電予測部の予測結果及び出力抑制情報に基づいてエネルギー貯蔵装置を制御する。発電変動要因情報は発電電力が時間帯毎に変動する要因を示す情報を含む。出力抑制情報は発電設備から電力系統に出力される電力が抑制される出力抑制期間を示す。貯蔵制御部は、出力抑制期間以前においてエネルギー貯蔵装置に貯蔵された所定形態の貯蔵エネルギーを放出させ、出力抑制期間において発電電力をエネルギー貯蔵装置に所定形態で貯蔵させる。【選択図】図３

Description

本発明は、エネルギー貯蔵装置を制御する制御装置に関する。

近年、太陽光発電所などの分散型電源の増加が、電力系統の需給バランスに影響を与えている。たとえば大型連休などの電力需要が低い日に太陽光発電が活発に行われると、電力系統に逆潮流される電力が増えるため、電力系統での電力余剰が生じることがある。この電力余剰による電力系統への悪影響（たとえば電圧上昇）を防止するために、電力系統の運用者（たとえば電力会社）は太陽光発電所を電力系統から解列させる等の出力抑制を行う権限を有している。その一方で、太陽光発電所の発電量は日射及び天気など（たとえば朝夕の日射変動や天候変化による雲の影響）により増減するため、電力系統に逆潮流される電力が急激に出力変動することがある。このような短期間の出力変動による電力系統への影響を低減するために太陽光発電所を新設する際には、蓄電装置などを利用して１分間の出力変動が定格電力のたとえば１［％／ｍｉｎ］以内になるように緩和することが必要となってきている。

なお、本発明に関連する従来技術の一例として、特許文献１は、太陽電池及び蓄電装置を備える発電システムを教示している。この発電システムでは、電力系統への過剰な電力の逆潮流に起因して系統電圧が上昇すると、該逆潮流を停止して、発電電力を蓄電装置に充電している。

特許第５７３８２１２号公報

しかしながら、太陽光発電所が電力系統から解列されると、その解列期間では発電電力の制限を要することがある。この場合、発電されるはずであった電力を電力系統に売電することはできない。従って、発電効率が低下し、売電できる電力の低減によって太陽光発電所の収益も低下する。また、この解列期間では通常、たとえば出力変動を緩和・吸収するための蓄電装置は利用されず充放電動作をしない。

このような問題に対して、特許文献１は太陽光発電所が電力系統から解列される場合について言及していない。また、特許文献１では、系統電圧の上昇に応じて発電電力を蓄電装置に充電するため、蓄電装置の充電率が高い場合には充電できる電力が少なくなったり充電できなかったりする。

本発明は、上記の状況を鑑みて、出力抑制期間の発電電力を有効利用することにより、１日の全体的な発電電力を増加させることを目的とする。

上記目的を達成するために本発明の一の態様による制御装置は、電力系統と連系運転される発電設備の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する制御装置であって、発電設備が有する発電装置の時間帯毎の発電電力を発電変動要因情報に基づいて予測する発電予測部と、発電予測部での予測結果及び出力抑制情報に基づいてエネルギー貯蔵装置を制御する貯蔵制御部と、を備え、発電変動要因情報は発電電力が日毎及び時間帯毎に変動する要因を示す情報を含み、出力抑制情報は発電設備から電力系統に出力される電力が抑制される出力抑制期間を示し、貯蔵制御部は、出力抑制期間以前においてエネルギー貯蔵装置に貯蔵された所定形態の貯蔵エネルギーを放出させ、出力抑制期間において発電電力をエネルギー貯蔵装置に所定形態で貯蔵させる構成とされる。

上記の制御装置は、発電予測部の予測結果及び出力抑制情報に基づいて貯蔵エネルギーの目標値を時間帯毎に設定する目標設定部をさらに備え、貯蔵制御部は各時間帯での目標値に基づいてエネルギー貯蔵装置の貯蔵エネルギーを制御し、目標設定部は、出力抑制期間を含む第１時間帯での第１目標値よりも第１時間帯直前の第２時間帯での第２目標値を低く設定する構成であってもよい。

また、上記の制御装置において、出力抑制期間は発電設備が電力系統から解列される解列期間を含む構成であってもよい。

また、上記の制御装置において、貯蔵制御部は、電力需要情報及び電気料金情報のうちの少なくとも一方にさらに基づいてエネルギー貯蔵装置を制御し、電力需要情報は発電設備に接続される電力負荷が要する時間帯毎の消費電力の予測値を示し、電気料金情報は電力系統が発電設備及び電力負荷の少なくとも一方に供給する電力の時間帯毎の料金を示す構成であってもよい。

また、上記の制御装置において、発電装置は太陽光発電装置であり、発電変動要因情報は、暦情報と、発電装置が設置される場所を含む地域での天気予報を時間帯毎に示す気象情報と、を含む構成であってもよい。

また、上記の制御装置において、エネルギー貯蔵装置は発電設備の電力を該電力以外の形態に変換して貯蔵可能である構成であってもよい。

或いは、上記目的を達成するために本発明の一の態様による制御装置は、電力系統と連系運転される発電設備の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する制御装置であって、発電電力が時間帯毎に変動する要因を示す情報を含む発電変動要因情報を格納する記憶部と、発電設備が有する発電装置の時間帯毎の発電電力を発電変動要因情報に基づいて予測する発電予測部と、発電予測部の予測結果に基づいてエネルギー貯蔵装置を制御する貯蔵制御部と、を備え、記憶部は、発電設備から電力系統に出力される逆潮流電力が抑制される出力抑制期間の有無を示す出力抑制情報をさらに格納し、出力抑制情報が出力抑制期間有りを示す場合、出力抑制期間以前において貯蔵制御部がエネルギー貯蔵装置に貯蔵された所定形態の貯蔵エネルギーを放出させるとともに、出力抑制期間において逆潮流電力が抑制されて貯蔵制御部が発電電力をエネルギー貯蔵装置に所定形態で貯蔵し、出力抑制情報が出力抑制期間無しを示す場合、逆潮流電力が抑制されない構成とされる。

また、上記目的を達成するために本発明の一の態様による制御プログラムは、電力系統と連系運転される発電設備の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する処理をコンピュータに実行させるための制御プログラムであって、該処理は、発電設備が有する発電装置の発電電力が時間帯毎に変動する要因を示す情報を含む発電変動要因情報に基づいて時間帯毎の発電電力を予測するステップと、予測するステップでの予測結果、及び、発電設備から電力系統に出力される電力が抑制される出力抑制期間を示す出力抑制情報に基づいてエネルギー貯蔵装置を制御するステップと、を有し、エネルギー貯蔵装置を制御するステップが、出力抑制期間以前の時間帯にてエネルギー貯蔵装置に貯蔵された所定形態の貯蔵エネルギーを放出させるステップと、出力抑制期間にて発電電力をエネルギー貯蔵装置に所定形態で貯蔵させるステップと、を含む構成とされる。

本発明によると、出力抑制期間の発電電力を有効利用することにより、１日の全体的な発電電力を増加させることができる。

太陽光発電システムの第１構成例を示すブロック図である。 第１構成例での電力制御処理を説明するためのフローチャートである。 第１実施形態での蓄電装置の充放電制御例を示すグラフである。 太陽光発電システムの第２構成例を示すブロック図である。 第２構成例での電力制御処理を説明するためのフローチャートである。 第２実施形態での蓄電装置の充放電制御例を示すグラフである。 第３実施形態での蓄電装置の充放電制御例を示すグラフである。

以下に図面を参照して本発明の実施形態を説明する。

＜第１実施形態＞
図１は、太陽光発電システム１００の第１構成例を示すブロック図である。太陽光発電システム１００は、産業用の分散型電源として用いられる発電設備であり、たとえば単相三線の通電路Ｐを介して商用電力系統ＣＳ及び電力負荷系統ＬＳと電気的に接続される。この太陽光発電システム１００では、太陽電池ストリング１及び蓄電装置２と商用電力系統ＣＳとによる系統連系運転が可能である。すなわち、太陽光発電システム１００では、発電した電力を直流から交流に変換し、通電路Ｐを介して商用電力系統ＣＳに逆潮流（出力）して、該電力を電力会社に売電することが可能となっている。なお、以下では、通電路Ｐを介して商用電力系統ＣＳに逆潮流（売電）される電力を逆潮流電力と呼び、商用電力系統ＣＳから通電路Ｐに供給（買電）する電力を受電電力と呼ぶ。

通電路Ｐは第１通電路Ｐａ及び第２通電路Ｐｂを含んで構成されている。第１通電路Ｐａは太陽光発電システム１００のパワーコンディショナ３に接続されている。なお、以下では、パワーコンディショナ３をＰＣＳ（Power Conditioning System）３と呼ぶ。

第２通電路Ｐｂは商用電力系統ＣＳに接続されている。この第２通電路Ｐｂには、電力量計Ｍが設けられている。電力量計Ｍは、第２通電路Ｐｂにおいて電力が流れる方向、その電力量及び電力値を検知する電力検知器であり、その検知結果を示す検知信号をＰＣＳ３に出力する。たとえば、電力量計Ｍは、第２通電路Ｐｂにおいて太陽光発電システム１００から商用電力系統ＣＳに向かって電力が流れる場合、太陽光発電システム１００が商用電力系統ＣＳに売電していること、逆潮流電力の電力量及び電力値を検知する。電力量計Ｍはさらに、第２通電路Ｐｂにおいて商用電力系統ＣＳから太陽光発電システム１００及び／又は電力負荷系統ＬＳに向かって電力が流れる場合、太陽光発電システム１００が商用電力系統ＣＳから買電していること、受電電力の電力量及び電力値を検知する。

また、第１通電路Ｐａ及び第２通電路Ｐｂ間には、電力負荷系統ＬＳが接続されている。この電力負荷系統ＬＳは、たとえば家庭内の電化製品、工場の設備装置などの負荷機器であり、第１通電路Ｐａ及び／又は第２通電路Ｐｂから供給される電力を消費する。なお、以下では、電力負荷系統ＬＳに供給されて消費される電力を消費電力と呼ぶ。

次に、太陽電池ストリング１は、直列接続された複数の太陽電池モジュールを含む発電装置であり、太陽光を受けて発電し、発電した直流電力をＰＣＳ３に出力する。以下では、太陽電池ストリング１からＰＣＳ３に出力される電力を発電電力と呼ぶ。なお、太陽光発電システム１００に設けられる太陽電池ストリング１の数は、図１の例示に限定されず、複数であってもよい。たとえば、互いに並列接続される複数の太陽電池ストリング１がＰＣＳ３（特に、後述するＤＣ／ＤＣコンバータ３１）に接続されていてもよい。この場合、各太陽電池ストリング１は、太陽電池ストリング１に逆電流が流れることを防止する逆流防止装置を介してＰＣＳ３に接続されていてもよい。また、太陽電池ストリング１は、１の太陽電池モジュールを含む構成であってもよい。

蓄電装置２は、商用電力系統ＣＳと連系運転される太陽光発電システム１００の電力を電気的な形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置であり、繰り返し充放電可能な充放電機能を有する。たとえば蓄電装置２は、ＰＣＳ３から供給される直流電力を充電（貯蔵）でき、その充電率、すなわちＳＯＣ（state of charge）に応じた直流電力をＰＣＳ３に放電（放出）することもできる。なお、ＳＯＣは蓄電装置２の充電容量に対する充電量の比率を示す。また、以下では、充電の際にＰＣＳ３から蓄電装置２に供給される電力を充電電力と呼び、放電の際に蓄電装置２からＰＣＳ３に出力される電力を放電電力と呼ぶ。なお、蓄電装置２の構成は特に限定しない。たとえば、蓄電装置２はリチウム二次電池、ニッケル水素電池、ニッケルカドミウム電池、及び鉛電池などの二次電池を含んでいてもよい。或いは、蓄電装置２は電気二重層キャパシタなどを含んでいてもよい。また、蓄電装置２の数は、図１の例示に限定されず、複数であってもよい。

この蓄電装置２は、入出力電力検知部２１を有している。入出力電力検知部２１は、蓄電装置２の充放電動作（充電、放電、充放電停止）及びその状態を検知する。たとえば、入出力電力検知部２１は、蓄電装置２の充電動作及び充電電力の電力値、放電動作及び放電電力の電力値、充放電動作の停止などを検知する。これらの検知結果は、状態通知信号により蓄電装置２からＰＣＳ３に出力される。なお、蓄電装置２の充放電動作及びその状態の検知方法は、特に限定されない。たとえば、入出力電力検知部２１は、蓄電装置２に対して入出力する電流の変化から検知してもよい。この場合、入出力電力検知部２１は、ＰＣＳ３及び蓄電装置２間にて電流が流れる方向に基づいて蓄電装置２の充放電動作を検知する。そして、入出力電力検知部２１は、該電流の値の変化及び蓄電装置２の公称電圧などを用いて充電電力又は放電電力の電力値を検知できる。

ＰＣＳ３は、太陽電池ストリング１及び蓄電装置２と商用電力系統ＣＳとの間に設けられる制御装置である。ＰＣＳ３は、通常時には、たとえばＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御により、発電電力が最大となるように太陽電池ストリング１の動作電圧（動作点）を制御する。但し、ＰＣＳ３は、太陽電池ストリング１での発電量を制限する必要がある場合、太陽電池ストリング１の動作電圧を最大出力動作電圧からずれた値に設定して、その発電電力を調整する。このほか、ＰＣＳ３は、蓄電装置２の充放電機能を制御することもできる。たとえばＰＣＳ３は、蓄電装置２に充電電力を供給して充電させたり、蓄電装置２を放電させて放電電力の供給を受けたりすることができる。

このＰＣＳ３は、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１と、インバータ３２と、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３と、平滑コンデンサ３４と、通信部３５と、記憶部３６と、ＣＰＵ（central processing unit）３７とを有する。ＤＣ／ＤＣコンバータ３１、インバータ３２、及び双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３はバスラインＢＬを介して相互に接続されている。

ＤＣ／ＤＣコンバータ３１は、太陽電池ストリング１及びバスラインＢＬ間に設けられ、太陽電池ストリング１の発電電力を所定の電圧値の直流電力に変換してバスラインＢＬに出力する。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１は太陽電池ストリング１に逆電流が流れることを防止する逆流防止装置としても機能している。

インバータ３２は、ＣＰＵ３７により制御される電力変換部であり、バスラインＢＬ及び第１通電路Ｐａ間に設けられている。インバータ３２は、ＰＷＭ（Pulse Width Modulation）制御又はＰＡＭ（Pulse Amplitude Modulation）制御などによって、図１に示すような単方向の電力変換を行うことができる。すなわち、インバータ３２は、バスラインＢＬから入力される直流電力（発電電力及び蓄電装置２の放電電力のうちの少なくとも一方）を商用電力系統ＣＳ及び電力負荷系統ＬＳの電力規格に応じた交流周波数の交流電力にＤＣ／ＡＣ変換して第１通電路Ｐａに出力することができる。なお、以下では、インバータ３２がバスラインＢＬから入力される電力を電力変換して第１通電路Ｐａに出力することを逆変換方向ｂの電力変換と呼ぶ。さらに、逆変換方向ｂの電力変換を逆変換と呼び、逆変換する電力の電力変換量を逆変換量と呼ぶ。

双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３は、ＣＰＵ３７により制御される充放電電力変換部であり、バスラインＢＬ及び蓄電装置２間に設けられている。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３は、バスラインＢＬから入力される直流電力を蓄電装置２に適した直流の充電電力にＤＣ／ＤＣ変換して蓄電装置２に出力することができる。また、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３は、蓄電装置２の放電電力をインバータ３２の仕様に応じた電力にＤＣ／ＤＣ変換してバスラインＢＬに出力することもできる。なお、以下では、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３がバスラインＢＬから入力される電力を電力変換して蓄電装置２に出力することを充電方向Ａの電力変換と呼ぶ。さらに、充電方向Ａの電力変換を充電変換と呼び、充電変換する電力の電力変換量を充電変換量と呼ぶ。また、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３が蓄電装置２の放電電力を電力変換してバスラインＢＬに出力することを放電方向Ｂの電力変換と呼ぶ。さらに、放電方向Ｂの電力変換を放電変換と呼び、放電変換する電力の電力変換量を放電変換量と呼ぶ。

平滑コンデンサ３４は、バスラインＢＬに接続され、バスラインＢＬを流れる電力のバス電圧値の変動を除去又は軽減する。

通信部３５は、コントローラ４と無線通信又は有線通信する通信インターフェースである。

記憶部３６は、電力を供給しなくても格納された情報を非一時的に保持する記憶媒体である。記憶部３６は、ＰＣＳ３の各構成要素（特にＣＰＵ３７）で用いられる制御情報及びプログラムなどを格納している。たとえば、記憶部３６は、目標値情報、発電変動要因情報、出力抑制情報、電力需要情報、及び電気料金情報などを格納している。

目標値情報には、各日の時間帯毎の蓄電装置２のＳＯＣの目標値、及び目標値情報の更新日時などが設定されている。なお、以下ではこの目標値を目標ＳＯＣと呼ぶ。発電変動要因情報は、太陽電池ストリング１の発電電力が日毎及び時間帯毎に変動する要因を示す情報（暦情報、気象情報など）を含んでいる。暦情報は、暦に関する情報であり、特に太陽電池ストリング１が設置される場所における日出時刻及び日没時刻などを日毎に示す。気象情報は太陽電池ストリング１が設置される場所を含む地域での天気予報を各日の時間帯毎に示す。

出力抑制情報は、通常、商用電力系統ＣＳを運営・管理する電力供給事業者（電力会社など）から事前に通知される。出力抑制情報には、出力抑制期間の有無が設定されている。出力抑制期間は、太陽光発電システム１００から商用電力系統ＣＳに売電される逆潮流電力が制限（出力抑制）される期間である。また、出力抑制情報には、出力抑制期間があると設定されている場合、出力抑制期間（日時及び時間帯）及び出力抑制の内容が対応付けられて設定され、ＰＣＳ３は該出力抑制期間に対応する内容の出力抑制を実行する。なお、出力抑制情報に出力抑制期間が設定されていれば、ＰＣＳ３は出力抑制を実行しない。出力抑制期間は太陽光発電システム１００が商用電力系統ＣＳから解列される解列期間を含む。出力抑制情報は、ネットワークＮＴを介して電力供給事業者のサーバなどから取得されてもよいし、ユーザ入力に応じて任意のタイミングで適宜設定されてもよい。

また、電力需要情報は電力負荷系統ＬＳの予測される時間帯毎の消費電力の予測値を示す。この予測値は電力負荷系統ＬＳの過去の消費電力の履歴に基づいて予測された値が設定される。電気料金情報は、商用電力系統ＣＳから買電する電力又は商用電力系統ＣＳに売電する電力の時間帯毎の料金を示す。

ＣＰＵ３７は、記憶部３６に格納された制御情報及びプログラムなどを用いてＰＣＳ３の各構成要素を制御するコンピュータユニットである。ＣＰＵ３７は機能的要素として、電力監視部３７１と、蓄電監視部３７２と、変換制御部３７３と、タイマ３７４と、情報取得部３７５と、目標設定部３７６と、を有している。

電力監視部３７１は第２通電路Ｐｂを流れる電力（逆潮流電力、受電電力）を監視する。たとえば電力監視部３７１は、電力量計Ｍから出力される検知信号に基づいて第２通電路Ｐｂにおいて電力が流れる方向、その電力量及び電力値などを検知する。また、電力監視部３７１は、これらの検知結果に基づいて電力負荷系統ＬＳの時間帯毎の消費電力を算出し、日時（すなわち日付及び時間帯）と対応付けて電力需要情報に格納する。

また、電力監視部３７１は発電予測部３７６としても機能する。この発電予測部３７６は、記憶部３６に格納された情報（たとえば発電変動要因情報、電力需要情報、及び電気料金情報など）に基づいて、太陽電池ストリング１の時間帯毎の発電電力を予測する。

蓄電監視部３７２は蓄電装置２の状態を監視する。たとえば、蓄電監視部３７２は蓄電装置２から出力される状態通知信号に基づいて蓄電装置２の状態を検知する。なお、この蓄電装置２の状態は、充電容量、充電量（又はＳＯＣ）、充放電動作の状態（たとえば、充電動作及び充電電力の電力値、放電動作及び放電電力の電力値、充放電動作の停止）などを含む。

変換制御部３７３は、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１、インバータ３２、及び双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３を制御する。たとえば、変換制御部３７３は、太陽光発電システム１００の状態（売電、電力の自家消費、及びこれらの電力値など）、蓄電装置２の状態、記憶部３６に格納された情報、及びユーザ入力などに基づいて、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１、インバータ３２、及び双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の電力変換動作を検知するとともに、該電力変換動作の制御を行う。なお、電力変換動作の制御は、電力変換方向の切り替え、電力変換量の調節、及び電力変換停止などを含む。

また、変換制御部３７３は貯蔵制御部としても機能する。この貯蔵制御部は、発電予測部（すなわち電力監視部３７１）の予測結果及び出力抑制情報に基づいて蓄電装置２を制御する。すなわち、変換制御部３７３は、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１、インバータ３２、及び双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３を制御することによって、蓄電装置２の充放電機能を制御する。たとえば、変換制御部３７３は、出力抑制期間以前の時間帯にて蓄電装置２を放電させたり、出力抑制期間にて蓄電装置２に電力を充電させたりする。

タイマ３７４は、計時部であり、現在日時（すなわち現時点の日付及び時刻）を計時したり所定の時点から現時点までの経過時間を計時したりする。

情報取得部３７５は後述するコントローラ４及びネットワークＮＴを通じて様々な情報（暦情報、気象情報、出力抑制情報、電力需要情報、電気料金情報など）を取得する。暦情報は国立天文台などのサーバから取得できるし、気象情報は気象庁のサーバなどから取得できる。また、出力抑制情報及び電気料金情報は電力供給事業者のサーバから取得できる。

目標設定部３７６は、発電予測部（すなわち電力監視部３７１）の予測結果及び情報取得部３７５で取得された情報などに基づいて、各日の時間帯毎の目標ＳＯＣを決定し、日時と対応付けて目標ＳＯＣに設定する。

次に、コントローラ４について説明する。コントローラ４は、表示部４１と、入力部４２と、通信部４３と、通信Ｉ／Ｆ４４と、ＣＰＵ４５と、を備えている。表示部４１はディスプレイ（不図示）に太陽光発電システム１００に関する情報などを表示する。入力部４２は、ユーザ入力を受け付け、該ユーザ入力に応じた入力信号をＣＰＵ４５に出力する。通信部４３は、ＰＣＳ３と無線通信又は有線通信する通信インターフェースである。通信部４３は、たとえば、入力部４２が受け付けたユーザ入力に関する情報などをＰＣＳ３に送信する。通信Ｉ／Ｆ４４は、ネットワークＮＴ（たとえばインターネット）に接続される通信インターフェースである。ＣＰＵ４５は、情報を非一時的に保持するメモリ（不図示）に格納された制御情報及びプログラムなどを用いて、コントローラ４の各構成要素を制御する。

次に、第１構成例における太陽光発電システム１００の電力制御方法について説明する。図２は、第１構成例での電力制御処理を説明するためのフローチャートである。なお、以下では、解列期間が指令されている日での電力制御処理を説明する。また、以下の電力制御処理において、太陽電池ストリング１の動作電圧（動作点）は通常、発電電力が最大となるように制御されている。

まず、情報取得部３７５は発電変動要因情報及び出力抑制情報を取得して記憶部３６に格納する（Ｓ１０１）。発電予測部（すなわち電力監視部３７１）は太陽電池ストリング１の時間帯毎の発電電力を記憶部３６に格納されている発電変動要因情報に基づいて予測する（Ｓ１０２）。目標設定部３７６は発電予測部の予測結果及び出力抑制情報などに基づいて目標値情報を作成する（Ｓ１０３）。そして、タイマ３７４が現在日時を取得する（Ｓ１０４）。

次に、目標設定部３７６は目標値情報を編集するか否かを判定する（Ｓ１０５）。すなわち、蓄電装置２の目標ＳＯＣのスケジュール（各日の時間帯毎の目標ＳＯＣの設定）の更新をするか否かが判定される。目標値情報を編集しない場合（Ｓ１０５でＮＯ）、処理は後述するＳ１０９に進む。一方、目標値情報を編集する場合（Ｓ１０５でＹＥＳ）、情報取得部３７５は発電変動要因情報及び出力抑制情報を新たに取得して記憶部３６に格納し（Ｓ１０６）する。発電予測部は記憶部３６に格納されている発電変動要因情報に基づいて時間帯毎の発電電力を新たに予測する（Ｓ１０７）。目標設定部３７６は目標値情報を編集する（Ｓ１０８）。そして、処理はＳ１０９に進む。

蓄電監視部３７２は蓄電装置２の現時点のＳＯＣを取得する（Ｓ１０９）。そして、現在日時及び出力抑制情報に基づいて、太陽光発電システム１００が商用電力系統ＣＳから解列されているか否かが判定される（Ｓ１１０）。

解列されていると判定される場合（Ｓ１１０でＹＥＳ）、変換制御部３７３は、インバータ３２の逆変換量を制御して所定の設定値にする。この上記設定値は消費電力の予測値以上の値に設定され、その設定情報は記憶部３６に格納されている。具体的には、変換制御部３７３は、インバータ３２の逆変換量が設定値よりも大きいか否かを判定する（Ｓ１１３）。設定値よりも大きいと判定される場合（Ｓ１１３でＹＥＳ）、変換制御部３７３はインバータ３２の逆変換量を低減させる（Ｓ１１４）。そして、処理はＳ１１３に戻る。設定値よりも大きいと判定されない場合（Ｓ１１３でＮＯ）、変換制御部３７３は、インバータ３２の逆変換量が設定値よりも小さいか否かを判定する（Ｓ１１５）。設定値よりも小さいと判定される場合（Ｓ１１５でＹＥＳ）、変換制御部３７３はインバータ３２の逆変換量を増加させる（Ｓ１１６）。そして、処理はＳ１１３に戻る。設定値よりも小さいと判定されない場合（Ｓ１１５でＮＯ）、処理はＳ１１７に進む。

蓄電監視部３７２は、目標値情報及び現在日時に基づいて現時点のＳＯＣが目標ＳＯＣよりも低いか否かを判定する（Ｓ１１７）。現時点のＳＯＣが低いと判定される場合（Ｓ１１７でＹＥＳ）、変換制御部３７３は双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３を充電変換方向Ａで動作させる（Ｓ１１８）。そして、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の充電変換及び太陽電池ストリング１の発電が制御される（Ｓ１１９）。すなわち、変換制御部３７３により双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の充電変換が制御され、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１により太陽電池ストリング１の発電電力が制御される。たとえば、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の充電変換量が増加される。また、充電変換量が最大になると、太陽電池ストリング１の動作電圧の制御により発電電力が低減される。そして、処理はＳ１０４に戻る。

一方、現時点のＳＯＣが低いと判定されない場合（Ｓ１１７でＮＯ）、蓄電装置２の充電を停止させるべく、変換制御部３７３は双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の充電変換を停止する（Ｓ１２０）。そして、太陽電池ストリング１の発電が制御される（Ｓ１２１）。すなわち、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１は太陽電池ストリング１の動作電圧の制御により発電電力を低減させる。そして、処理はＳ１０４に戻る。

次に、太陽光発電システム１００が商用電力系統ＣＳから解列されていると判定されない場合（Ｓ１１０でＮＯ）、変換制御部３７３は、まず、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１が太陽電池ストリング１をＭＰＰＴ制御しているか否かを判定する（Ｓ１２２）。ＭＰＰＴ制御している場合（Ｓ１２２でＹＥＳ）、処理は後述するＳ１３０に進む。また、ＭＰＰＴ制御していない場合（Ｓ１２２でＮＯ）、変換制御部３７３はＤＣ／ＤＣコンバータ３１にＭＰＰＴ制御をさせ（Ｓ１２３）、処理はＳ１３０に進む。

蓄電監視部３７２は、目標値情報及び現在日時に基づいて現時点のＳＯＣが現時点の目標ＳＯＣよりも高いか否かを判定する（Ｓ１３０）。現時点のＳＯＣが高いと判定される場合（Ｓ１３０でＹＥＳ）、変換制御部３７３は双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３を放電変換方向Ｂで動作させる（Ｓ１３２）。そして、変換制御部３７３は、現時点のＳＯＣを低減させるべく、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の放電変換及びインバータ３２の逆変換を制御する（Ｓ１３３）。そして、処理はＳ１０４に戻る。

現時点のＳＯＣが高いと判定されない場合（Ｓ１３０でＮＯ）、蓄電監視部３７２は、目標値情報及び現在日時に基づいて現時点のＳＯＣが現時点の目標ＳＯＣよりも低いか否かを判定する（Ｓ１４０）。現時点のＳＯＣが低いと判定される場合（Ｓ１４０でＹＥＳ）、変換制御部３７３は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３を充電変換方向Ａで動作させる（Ｓ１４１）。また、変換制御部３７３は、現時点のＳＯＣを増加させるべく、記憶部３６に格納された情報に基づいて双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の充電変換及びインバータ３２の逆変換を制御する（Ｓ１４４）。そして、処理はＳ１０４に戻る。

現時点のＳＯＣが低いと判定されない場合（Ｓ１４０でＮＯ）、変換制御部３７３は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の電力変換を停止させる（Ｓ１５１）。そして、処理はＳ１０４に戻る。

なお、上述の電力制御処理において、解列期間中であっても太陽光発電システム１００以外の電源から電力負荷系統ＬＳに電力供給可能な場合には、Ｓ１１３〜Ｓ１１６における逆変換量の設定値は消費電力の予測値未満の値に設定されてもよい。たとえば、通電路Ｐとは別の経路にて商用電力系統ＣＳと接続されていれば、上記設定値は０［ｋＷ］に設定されてもよい。或いは、このような場合、変換制御部３７３は、Ｓ１１３〜Ｓ１１６の処理に代えてインバータ３２の電力変換を停止させ、解列期間の終了後（すなわちＳ１１０でＮＯの場合）にインバータ３２を動作させてもよい。

次に、本実施形態での蓄電装置２の制御例を説明する。図３は、第１実施形態での蓄電装置２の充放電制御例を示すグラフである。なお、前述のように、本実施形態の太陽光発電システム１００では、蓄電装置２は商用電力系統ＣＳから買電した受電電力を充電できない。

また、図３において、日出は時間帯６：００〜７：００にてあり、日没は時間帯１８：００〜１９：００にてある。日出前の時間帯０：００〜６：００、及び日没後の時間帯１９：００〜２４：００では日射が無いため、発電電力は生成されない。日射量は、通常、日出の時間帯６：００〜７：００から増加して時間帯１２：００〜１３：００で最大となり、以後は日没の時間帯１８：００〜１９：００まで減少する。この場合、発電電力は、日出から日没までの時間帯６：００〜１９：００で生成され、ピークの時間帯１２：００〜１３：００に最も多くなる。ただし、ピークの時間帯１２：００〜１３：００及びその前後では、太陽光発電システム１００以外の分散型電源から商用電力系統ＣＳに逆潮流される電力が増加するため、商用電力系統ＣＳにおける電力に余剰が生じる。従って、ピークの時間帯１２：００〜１３：００を含む時間帯１１：００〜１４：００は商用電力系統ＣＳを運営・管理する電力供給事業者によって解列期間に指定されている。従って、この解列期間１１：００〜１４：００では逆潮流電力の出力抑制を行うべく、太陽光発電システム１００は解列（すなわち連係運転を解除）されて商用電力系統ＣＳとの接続が断たれる。

目標設定部３７６は、解列期間１１：００〜１４：００にて蓄電装置２に充電する電力の空き容量を予め確保するため、蓄電装置２の目標ＳＯＣを図３の太い破線のグラフのように設定する。従って、蓄電装置２のＳＯＣは図３の実線のグラフのように変化する。すなわち、解列期間の開始時刻１１：００以前に蓄電装置２を放電させてＳＯＣを下げておくため、時間帯１：００〜１０：３０の目標ＳＯＣ（Ｓｂ）は解列期間を含む時間帯１０：３０〜１５：００の目標ＳＯＣ（Ｓｃ）よりも十分に低く設定される。この際、両者のＳＯＣ差（Ｓｃ−Ｓｂ）は、解列期間１１：００〜１４：００を含む時間帯１０：３０〜１５：００における発電電力の予測値から消費電力の予測値を除いた電力量に対応する値以上であることが望ましく、該値よりも大きいことがより望ましい。こうすれば、蓄電装置２に上記電力量を充電させることができる。従って、解列期間１１：００〜１４：００での発電電力の抑制を軽減して、効率良く発電させることができる。よって、解列期間１１：００〜１４：００の発電電力を有効利用することにより、１日の全体的な発電電力を増加させることもできる。

図３に基づいて具体的に説明すると、時間帯０：００〜１：００において、目標ＳＯＣは目標値Ｓａ（たとえばＳａ＝６０％）に設定されている。この際、ＳＯＣは目標ＳＯＣに達しているため、蓄電装置２は充放電動作を停止している。

時間帯１：００〜１０：３０において、解列期間１１：００〜１４：００での充電に備えて蓄電装置２を放電させるため、目標ＳＯＣは目標値Ｓａよりも低い目標値Ｓｂ（たとえばＳｂ＝３０％）に設定される。従って、蓄電装置２は、ＳＯＣが目標値Ｓｂに達するまで放電した後、充放電動作を停止する。

解列期間１１：００〜１４：００を含む時間帯１０：３０〜１５：００において、目標ＳＯＣは、目標値Ｓｂよりも高い目標値Ｓｃ（たとえばＳｃ＝９５％）に設定される。なお、時間帯１０：３０〜１４：００では、太陽光発電システム１００の解列に備えて売電を停止させるべく、インバータ３２の逆変換量は大幅に低減される。従って、発電電力から所定の電力（たとえば消費電力）を除いた余剰の電力が蓄電装置２に供給され、蓄電装置２はこの余剰の電力を充電する。一方、解列期間１１：００〜１４：００を過ぎると、太陽光発電システム１００と商用電力系統ＣＳとの連系運転が可能となり、太陽光発電システム１００の解列が解除されて売電が可能となる。そのため、時間帯１４：００〜１５：００では、インバータ３２の逆変換量は大幅に増加されて余剰の電力がほぼなくなり、蓄電装置２は充電できず、ＳＯＣも増加しない。

時間帯１５：００〜２４：００において、予備の蓄電電力を残して放電させるべく、目標ＳＯＣは目標値Ｓｃよりも低い目標値Ｓｄ（たとえばＳｄ＝６０％）に設定される。従って、蓄電装置２は、ＳＯＣが目標値Ｓｄに達するまで放電した後、充放電動作を停止する。なお、本実施形態では、蓄電装置２が受電電力を充電できない構成であるため、予備の蓄電電力は受電電力を充電できる構成よりも大きい値に設定されている。

＜第２実施形態＞
次に、第２実施形態について説明する。以下では、第１実施形態と異なる構成について説明する。また、第１実施形態と同様の構成部には同じ符号を付し、その説明を省略することがある。

図４は、太陽光発電システム１００の第２構成例を示すブロック図である。太陽光発電システム１００は、産業用の分散型電源として用いられる発電設備であり、商用電力系統ＣＳから通電路Ｐを介して受電する交流電力を直流電力に変換して蓄電装置２に充電することができる。

第２構成例の太陽光発電システム１００において、ＰＣＳ３は、第１構成例（図１）と同様の構成要素３１及び３３〜３７に加えて、双方向インバータ３８を有する。この双方向インバータ３８は、バスラインＢＬを介してＤＣ／ＤＣコンバータ３１及び双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３と相互に接続されている。

双方向インバータ３８は、ＣＰＵ３７により制御される電力変換部であり、バスラインＢＬ及び第１通電路Ｐａ間に設けられている。双方向インバータ３８は、ＰＷＭ制御又はＰＡＭ制御などによって、図４に示すような双方向の電力変換を行うことができる。たとえば、双方向インバータ３８は、逆変換（逆変換方向ｂの電力変換）のほか、第１通電路Ｐａから入力される交流電力を直流電力にＡＣ／ＤＣ変換してバスラインＢＬに出力することができる。なお、以下では、双方向インバータ３８が第１通電路Ｐａから入力される電力を電力変換してバスラインＢＬに出力することを順変換方向ａの電力変換と呼ぶ。さらに、順変換方向ａの電力変換を順変換と呼び、順変換する電力の電力変換量を順変換量と呼ぶ。

この双方向インバータ３８は変換制御部３７３により制御される。たとえば、変換制御部３７３は、太陽光発電システム１００の状態（売電、買電、電力の自家消費、及びこれらの電力値など）、蓄電装置２の状態、及びユーザ入力などに基づいて、双方向インバータ３８の電力変換動作を検知するとともに、該電力変換動作の制御を行う。

次に、第２構成例における太陽光発電システム１００の電力制御方法について説明する。図５は、第２構成例での電力制御処理を説明するためのフローチャートである。なお、以下では、解列期間が指令されている日での電力制御処理を説明する。また、以下の電力制御処理において、太陽電池ストリング１の動作電圧（動作点）は通常、発電電力が最大となるように制御されている。

まず、Ｓ１０１〜Ｓ１１０の処理は第１構成例での電力制御処理（図２参照）と同様である。そのため、これらの説明は割愛する。

太陽光発電システム１００が商用電力系統ＣＳから解列されていると判定される場合（Ｓ１１０でＹＥＳ）、変換制御部３７３は、双方向インバータ３８の逆変換量を制御して所定の設定値にする。この上記設定値は消費電力の予測値以上の値に設定され、その設定情報は記憶部３６に格納されている。具体的には、変換制御部３７３は、双方向インバータ３８が逆変換方向ｂで動作しているか否かを判定する（Ｓ２１１）。逆変換方向ｂで動作していると判定される場合（Ｓ２１１でＹＥＳ）、処理は後述するＳ２１３に進む。
逆変換方向ｂで動作していると判定されない場合（Ｓ２１１でＮＯ）、変換制御部３７３は、双方向インバータ３８を逆変換方向ｂで動作させる（Ｓ２１２）。そして、処理は後述するＳ２１３に進む。

変換制御部３７３は、双方向インバータ３８の逆変換量が設定値よりも大きいか否かを判定する（Ｓ２１３）。設定値よりも大きいと判定される場合（Ｓ２１３でＹＥＳ）、変換制御部３７３は双方向インバータ３８の逆変換量を低減させる（Ｓ２１４）。そして、処理はＳ２１３に戻る。設定値よりも大きいと判定されない場合（Ｓ２１３でＮＯ）、変換制御部３７３は、双方向インバータ３８の逆変換量が設定値よりも小さいか否かを判定する（Ｓ２１５）。設定値よりも小さいと判定される場合（Ｓ２１５でＹＥＳ）、変換制御部３７３は双方向インバータ３８の逆変換量を増加させる（Ｓ２１６）。そして、処理はＳ２１３に戻る。設定値よりも小さいと判定されない場合（Ｓ２１５でＮＯ）、第１構成例での電力制御処理（図２参照）と同様にＳ１１７〜Ｓ１２１が行われた後、処理はＳ１０４に戻る。

次に、太陽光発電システム１００が商用電力系統ＣＳから解列されていると判定されない場合（Ｓ１１０でＮＯ）、まず、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１が太陽電池ストリング１をＭＰＰＴ制御されているか否かが判定される（Ｓ１２２）。ＭＰＰＴ制御している場合（Ｓ１２２でＹＥＳ）、ＭＰＰＴ制御されていない場合（Ｓ１２２でＮＯ）、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１はＭＰＰＴ制御され（Ｓ１２３）、処理はＳ２３０に進む。

蓄電監視部３７２は、目標値情報及び現在日時に基づいて現時点のＳＯＣが目標ＳＯＣよりも高いか否かを判定する（Ｓ２３０）。現時点のＳＯＣが高いと判定される場合（Ｓ２３０でＹＥＳ）、変換制御部３７３は、双方向インバータ３８を逆変換方向ｂで動作させ（Ｓ２３１）、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３を放電変換方向Ｂで動作させる（Ｓ２３２）。そして、変換制御部３７３は、現時点のＳＯＣを低減させるべく、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の放電変換及び双方向インバータ３８の逆変換を制御する（Ｓ２３３）。そして、処理はＳ１０４に戻る。

現時点のＳＯＣが高いと判定されない場合（Ｓ２３０でＮＯ）、蓄電監視部３７２は、目標値情報及び現在日時に基づいて現時点のＳＯＣが現時点の目標ＳＯＣよりも低いか否かを判定する（Ｓ２４０）。現時点のＳＯＣが低いと判定される場合（Ｓ２４０でＹＥＳ）、変換制御部３７３は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３を充電変換方向Ａで動作させる（Ｓ２４１）。また、変換制御部３７３は、記憶部３６に格納された情報（たとえば電力料金情報）に基づいて買電するか否かを判定する（Ｓ２４２）。買電すると判定されない場合（Ｓ２４２でＮＯ）、処理は後述するＳ２４４に進む。買電すると判定される場合（Ｓ２４２でＹＥＳ）、変換制御部３７３は、双方向インバータ３８を順変換方向ａで動作させる（Ｓ２４３）。そして、処理はＳ２４４に進む。

変換制御部３７３は、現時点のＳＯＣを増加させるべく、記憶部３６に格納された情報に基づいて双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の充電変換及び双方向インバータ３８の電力変換を制御する（Ｓ２４４）。そして、処理はＳ１０４に戻る。

現時点のＳＯＣが低いと判定されない場合（Ｓ２４０でＮＯ）、変換制御部３７３は、双方向インバータ３８を逆変換方向ｂで動作させ（Ｓ２５０）、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３３の電力変換を停止させる（Ｓ２５１）。そして、処理はＳ１０４に戻る。

次に、本実施形態での蓄電装置２の制御例を説明する。図６は、第２実施形態での蓄電装置２の充放電制御例を示すグラフである。なお、前述のように、本実施形態の太陽光発電システム１００では、蓄電装置２は商用電力系統ＣＳから買電した受電電力を充電することができる。また、図６での発電電力の分布及び解列期間は第１実施形態（図３参照）と同様である。

目標設定部３７６は、解列期間１１：００〜１４：００にて蓄電装置２に充電する電力の空き容量を予め確保するため、蓄電装置２の目標ＳＯＣを図６の太い破線のグラフのように設定する。従って、蓄電装置２のＳＯＣは図６の実線のグラフのように変化する。すなわち、解列期間の開始時刻１１：００以前に蓄電装置２を放電させてＳＯＣを下げておくため、時間帯０：００〜１０：３０の目標ＳＯＣ（Ｓｅ）は解列期間を含む時間帯１０：３０〜１８：００の目標ＳＯＣ（Ｓｆ）よりも十分に低く設定される。この際、両者のＳＯＣ差（Ｓｆ−Ｓｅ）は、解列期間１１：００〜１４：００を含む時間帯１０：３０〜１８：００における発電電力の予測値から消費電力の予測値を除いた電力量に対応する値以上であることが望ましく、該値よりも大きいことがより望ましい。こうすれば、蓄電装置２に上記電力量を充電させることができる。従って、解列期間１１：００〜１４：００での発電電力の抑制を軽減して、効率良く発電させることができる。よって、解列期間１１：００〜１４：００の発電電力を有効利用することにより、１日の全体的な発電電力を増加させることもできる。

図６に基づいて具体的に説明すると、時間帯０：００〜１０：３０において、解列期間１１：００〜１４：００での充電に備えて蓄電装置２を放電させるため、目標ＳＯＣは目標値Ｓｅ（たとえばＳｅ＝３０％）に設定されている。なお、時刻０：００において既に目標ＳＯＣは目標値Ｓｅに達しているため、蓄電装置２は充放電動作を停止している。

解列期間１１：００〜１４：００を含む時間帯１０：３０〜１８：００において、目標ＳＯＣは、目標値Ｓｅよりも高い目標値Ｓｆ（たとえばＳｆ＝９５％）に設定される。なお、時間帯１０：３０〜１４：００では、太陽光発電システム１００の解列に備えて売電を停止させるべく、インバータ３２の逆変換量は大幅に低減される。従って、発電電力から所定の電力（たとえば消費電力）を除いた余剰の電力が蓄電装置２に供給され、蓄電装置２はこの余剰の電力を充電する。一方、解列期間１１：００〜１４：００を過ぎると、太陽光発電システム１００と商用電力系統ＣＳとの連系運転が可能となり、太陽光発電システム１００の解列が解除されて売電が可能となる。そのため、時間帯１４：００〜１８：００では、インバータ３２の逆変換量は大幅に増加されて余剰の電力がほぼなくなり、蓄電装置２は充電できず、ＳＯＣも増加しない。

時間帯１８：００〜２４：００において、予備の蓄電電力を残して放電させるべく、目標ＳＯＣは目標値Ｓｆよりも低い目標値Ｓｇ（たとえばＳｄ＝３０％）に設定される。従って、蓄電装置２は、ＳＯＣが目標値Ｓｇに達するまで放電した後、充放電動作を停止する。なお、本実施形態では、蓄電装置２が受電電力を充電できる構成であるため、予備の蓄電電力は受電電力を充電できない構成よりも少ない値に設定されている。

＜第３実施形態＞
次に、第３実施形態について説明する。以下では、第１及び第２実施形態と異なる構成について説明する。また、第１及び第２実施形態と同様の構成部には同じ符号を付し、その説明を省略することがある。

第３実施形態において、太陽光発電システム１００は、家庭用の分散型電源として用いられる発電設備であり、商用電力系統ＣＳから通電路Ｐを介して受電する交流電力を直流電力に変換して蓄電装置２に充電することができる。なお、太陽光発電システム１００の構成及び電力制御方法は第２実施形態と同様である（図４及び図５参照）。

本実施形態での蓄電装置２の制御例を説明する。図７は、第３実施形態での蓄電装置２の充放電制御例を示すグラフである。なお、図７での発電電力の分布及び解列期間は第１及び第２実施形態（図３、図６参照）と同様である。

まず、商用電力系統ＣＳから買電する際、その電力料金は時間帯毎に異なる。たとえば、電力需要が比較的に少ない夜間（たとえば７時以前且つ２３時以降）の料金は昼間の料金よりも割安である。よって、解列期間前（たとえば時間帯７時から１０時）での電力負荷系統ＬＳの消費電力を賄うための電力が夜間（たとえば時間帯０時〜７時）に予め充電される。さらに、解列期間１１時〜１３時にて充電する電力容量を予め確保するため、解列期間の開始時刻１１時以前の時間帯にて蓄電装置２のＳＯＣを十分に下げておく。そのため、目標設定部３７６は蓄電装置２の目標ＳＯＣを図７の太い破線のグラフのように設定する。従って、蓄電装置２のＳＯＣは図７の実線のグラフのように変化する。

すなわち、時間帯０：００〜７：００の目標ＳＯＣ（Ｓｈ）は時間帯７：００〜１０：３０の目標ＳＯＣ（Ｓｉ）よりも高く設定される。また、時間帯７：００〜１０：３０の目標ＳＯＣ（Ｓｉ）は解列期間を含む時間帯１０：００〜１６：００の目標ＳＯＣ（Ｓｇ）よりも十分に低く設定される。この際、両者のＳＯＣ差（Ｓｊ−Ｓｉ）は、解列期間１１：００〜１４：００における発電電力の発電量から消費電力の消費量を除いた電力量に対応する値以上であることが望ましい。こうすれば、蓄電装置２に上記電力を充電させることができる。従って、解列期間１１：００〜１４：００にて太陽電池ストリング１が発電する機会を逃すことなく、効率良く発電させることができる。よって、解列期間１１：００〜１４：００の発電電力を有効利用することにより、１日の全体的な発電電力を増加させることもできる。

図７に基づいて具体的に説明すると、時間帯０：００〜７：００において、解列期間前の時間帯７：００〜１０：３０での消費電力を賄うための電力を蓄電装置２に充電しておくため、目標ＳＯＣは目標値Ｓｈ（たとえばＳｈ＝５０％）に設定される。そのため、蓄電装置２は、ＳＯＣが目標値Ｓｈに達するまで放電した後、充放電動作を停止する。

時刻７：００になると買電の電力料金が夜間よりも割高になる。そのため、時間帯７：００〜１０：３０において、電気料金を低く抑え、且つ、解列期間１１：００〜１４：００での充電に備えて蓄電装置２を放電させるため、目標ＳＯＣは目標値Ｓｉ（たとえばＳｉ＝５％）に設定される。そのため、蓄電装置２は、ＳＯＣが目標値Ｓｉになるまで放電した後、充放電動作を停止する。

解列期間１１：００〜１４：００を含む時間帯１０：３０〜１６：００時において、目標ＳＯＣは、目標値Ｓｉよりも高い目標値Ｓｊ（たとえばＳｊ＝９５％）に設定される。なお、時間帯１０：３０〜１４：００では、太陽光発電システム１００の解列に備えて売電を停止させるべく、インバータ３２の逆変換量は大幅に低減される。従って、発電電力から所定の電力（たとえば消費電力）を除いた余剰の電力が蓄電装置２に供給され、蓄電装置２はこの余剰の電力を充電する。一方、解列期間１１：００〜１４：００を過ぎると、太陽光発電システム１００と商用電力系統ＣＳとの連系運転が可能となり、太陽光発電システム１００の解列が解除されて売電が可能となる。そのため、時間帯１４：００〜１６：００では、インバータ３２の逆変換量は大幅に増加されて余剰の電力がほぼなくなり、蓄電装置２は充電できず、ＳＯＣも増加しない。

時間帯１６：００〜２４：００において、予備の蓄電電力を残して放電させるべく、目標ＳＯＣは目標値Ｓｊよりも低い目標値Ｓｋ（たとえばＳｄ＝５％）に設定される。従って、蓄電装置２は、ＳＯＣが目標値Ｓｋに達するまで放電した後、充放電動作を停止する。なお、本実施形態では、蓄電装置２が受電電力を充電できる構成であり、家庭用であるため夜間の停電などに備えて予備の蓄電電力を残しておく必要もほとんどない。そのため、予備の蓄電電力は受電電力を充電できない産業用の構成よりも少ない値に設定されている。

以上、本発明の実施形態について説明した。なお、上述の実施形態は例示であり、その各構成要素及び各処理の組み合わせに色々な変形が可能であり、本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

たとえば、上述の第１〜第３実施形態では、蓄電装置２をエネルギー貯蔵装置として例示しているが、本発明はこの例示に限定されない。エネルギー貯蔵装置は、ＰＣＳ３から供給される電力を他の所定形態に変換して貯蔵（たとえば熱的貯蔵、力学的貯蔵、又は化学的貯蔵）できる装置又は設備であってもよい。たとえばエネルギー貯蔵装置は貯湯槽、フライホイールバッテリー、水素生成貯蔵装置などであってもよい。貯湯槽では、変換した熱を利用して給湯できる。また、フライホイールバッテリーでは、電気エネルギーを運動エネルギーに変換して貯蔵し、さらに運動エネルギーを利用した発電により電力を放出できる。また、水素生成貯蔵装置では、たとえば水の電気分解によって水素を発生させて貯蔵し、貯蔵した水素を他にエネルギー利用したり、貯蔵した水素を燃料電池などに用いて発電することにより電力を放出したりできる。

また、上述の第１〜第３実施形態では、変換制御部３７３は、貯蔵制御部として機能する際に目標値情報、発電変動要因情報、及び出力抑制情報に基づいて蓄電装置２を制御しているが、本発明はこの例示に限定されない。変換制御部３７３は、目標値情報、発電変動要因情報、及び出力抑制情報に加えて、電力需要情報及び電気料金情報のうちの少なくとも一方に基づいて蓄電装置２を制御してもよい。

また、上述の第１〜第３実施形態の電力制御方法（図２及び図５参照）は目標値情報に設定される目標ＳＯＣに基づいて行われているが、本発明はこの例示に限定されない。該電力制御は、目標値情報に設定される目標ＳＯＣ及び充放電レートに基づいて行われてもよい。すなわち、現時点のＳＯＣが目標値情報に設定される充電レート又は放電レートで目標ＳＯＣに達するように電力制御が行われてもよい。こうすれば、急速な充電又は放電を回避できるため、蓄電装置２の劣化、破損などを抑制又は防止できる。

また、上述の第１〜第３実施形態において蓄電装置２の充放電制御例（図３、図６、及び図７参照）では、出力抑制情報の出力抑制期間として解列期間を挙げて説明しているが、本発明はこの例示に限定されない。商用電力系統ＣＳに逆潮流する電力が抑制される解列期間以外の期間であっても、同様の充放電制御を行うことにより、出力抑制期間にて蓄電装置２に充電できる電力を増加させることができる。従って、出力抑制期間の発電電力を有効利用することができ、１日の全体的な発電電力を増加させることができる。

また、上述の第１〜第３実施形態では、発電装置として太陽電池ストリング１を用いているが、発電装置はこれらの例示に限定されない。太陽光以外の再生可能エネルギーを利用した発電（風力、水力、地熱、バイオマス、太陽熱など自然エネルギー発電、廃棄物発電など）を行う発電装置が用いられていてもよい。

また、上述の第１〜第３実施形態では、通電路Ｐには商用電力系統ＣＳが接続されているが、商用電力系統ＣＳ以外の交流電力源が通電路Ｐ１に接続されていてもよい。たとえば、他の発電設備が通電路Ｐ１に接続されていてもよい。

また、上述の第１〜第３実施形態において、ＣＰＵ３７の機能的な構成要素３７１〜３７６のうちの少なくとも一部又は全部は、物理的な構成要素（たとえば電気回路、素子、装置など）で実現されていてもよい。

また、上述の第１〜第３実施形態では、太陽光発電システム１００のＰＣＳ３を例示して本発明を説明しているが、本発明はこれらの例示に限定されない。本発明は、蓄電装置２の充放電機能を制御する装置に広く適用することができる。

＜まとめ＞
以上に説明した実施形態によれば、制御装置３は、電力系統ＣＳと連系運転される発電設備１００の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置２を制御する制御装置３であって、発電設備１００が有する発電装置１の時間帯毎の発電電力を発電変動要因情報に基づいて予測する発電予測部３７１と、発電予測部での予測結果及び出力抑制情報に基づいてエネルギー貯蔵装置２を制御する貯蔵制御部３７３と、を備え、発電変動要因情報は発電電力が日毎及び時間帯毎に変動する要因を示す情報を含み、出力抑制情報は発電設備１００から電力系統ＣＳに出力される電力が抑制される出力抑制期間を示し、貯蔵制御部３７１は、出力抑制期間以前においてエネルギー貯蔵装置２に貯蔵された所定形態の貯蔵エネルギーを放出させ、出力抑制期間において発電電力をエネルギー貯蔵装置２に所定形態で貯蔵させる構成とされる。

また、以上に説明した実施形態によれば、コンピュータ３７で読み取り可能な記録媒体３６は制御プログラムを非一時的に格納する。この制御プログラムは、電力系統ＣＳと連系運転される発電設備１００の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置２を制御する処理をコンピュータ３７に実行させるための制御プログラムであって、該処理は、発電設備１００が有する発電装置１の発電電力が時間帯毎に変動する要因を示す情報を含む発電変動要因情報に基づいて時間帯毎の発電電力を予測するステップと、予測するステップでの予測結果、及び、発電設備１００から電力系統ＣＳに出力される電力が抑制される出力抑制期間（たとえば解列期間）を示す出力抑制情報に基づいてエネルギー貯蔵装置２を制御するステップと、を有し、エネルギー貯蔵装置２を制御するステップが、出力抑制期間以前の時間帯にてエネルギー貯蔵装置２に貯蔵された所定形態の貯蔵エネルギーを放出させるステップと、出力抑制期間にて発電電力をエネルギー貯蔵装置２に所定形態で貯蔵させるステップと、を含む構成とされる。

これらの構成によれば、エネルギー貯蔵装置２は、出力抑制期間（たとえば解列期間）以前において所定形態の貯蔵エネルギーを放出して貯蔵容量の空きを増やした後に、出力抑制期間において発電装置１の発電電力を所定形態で貯蔵することができる。そのため、予め貯蔵エネルギーを放出させない場合よりも多くの発電電力を貯蔵することができる。従って、たとえば出力抑制期間にて発電を抑制又は停止する必要がないので、発電装置１を効率よく稼働させることができる。従って、出力抑制期間の発電電力を有効利用することにより、１日の全体的な発電電力を増加させることができる。

また、制御装置３は、発電予測部３７１の予測結果及び出力抑制情報に基づいて貯蔵エネルギーの目標値（目標ＳＯＣ）を時間帯毎に設定する目標設定部３７６をさらに備え、貯蔵制御部３７６は各時間帯での目標値に基づいてエネルギー貯蔵装置２の貯蔵エネルギーを制御し、目標設定部３７６は、出力抑制期間（たとえば解列期間）を含む第１時間帯での第１目標値Ｓｃ、Ｓｆ、Ｓｊよりも第１時間帯直前の第２時間帯での第２目標値Ｓｂ、Ｓｅ、Ｓｉを低く設定する構成であってもよい。

こうすれば、エネルギー貯蔵装置２の貯蔵エネルギーを時間帯毎に設定される貯蔵エネルギーの目標値（目標ＳＯＣ）に基づいて制御できる。また、出力抑制期間（たとえば解列期間）を含む第１時間帯直前の第２時間帯の目標値Ｓｂ、Ｓｅ、Ｓｉを下げておくことによって、貯蔵エネルギーを予め放出させてエネルギー貯蔵装置２の貯蔵容量を空けておくことができる。従って、出力抑制期間を含む第１時間帯において、予め貯蔵エネルギーを放出させない場合よりも多くの発電電力をエネルギー貯蔵装置２に貯蔵することができる。

また、制御装置３は、出力抑制期間は発電設備１００が電力系統ＣＳから解列される解列期間を含む構成であってもよい。

こうすれば、エネルギー貯蔵装置２は、エネルギー貯蔵装置２に所定形態で貯蔵可能な電力が大きくなる解列期間以前において貯蔵エネルギーを放出させた後に、解列期間において発電装置１の発電電力を貯蔵することができる。従って、発電装置１をより効率よく稼働させることができる。

また、制御装置３は、貯蔵制御部３７３は、電力需要情報及び電気料金情報のうちの少なくとも一方にさらに基づいてエネルギー貯蔵装置２を制御し、電力需要情報は発電設備１００に接続される電力負荷ＬＳが要する時間帯毎の消費電力の予測値を示し、電気料金情報は電力系統ＣＳが発電設備１００及び電力負荷ＬＳの少なくとも一方に供給する電力の時間帯毎の料金を示す構成であってもよい。

こうすれば、電力需要情報及び電気料金情報のうちの少なくとも一方をさらに用いてエネルギー貯蔵装置２を制御できる。電力需要情報をさらに用いて制御する場合、発電設備１００に接続される電力負荷ＬＳが要する時間帯毎の消費電力の予測値を考慮して貯蔵エネルギー及びエネルギー貯蔵装置２から放出する電力を制御できる。従って、発電装置１をより効率よく稼働させることができるし、電力系統ＣＳに対する買電（受電電力）及び売電（逆潮流電力）をより精密に制御することもできる。また、電気料金情報をさらに用いて制御する場合、電力系統ＣＳから買電する電力（受電電力）の時間帯毎の料金を考慮して貯蔵エネルギー及びエネルギー貯蔵装置２から放出する電力を制御できる。従って、１日に買電する電力の料金が調整し易くなる。たとえば料金が安い時間帯に買電することにより１日の料金を低く抑えることができる。

また、制御装置３は、発電装置１は太陽光発電装置１であり、発電変動要因情報は、暦情報と、発電装置１が設置される場所を含む地域での天気予報を時間帯毎に示す気象情報と、を含む構成であってもよい。

こうすれば、１日の時間帯毎の日射量及び天気を予測して、太陽光発電装置１を効率よく稼働させることができる。従って、太陽光発電装置１の発電効率を向上させて、１日の全体的な発電電力を増加させることができる。

また、制御装置３は、エネルギー貯蔵装置２は発電設備１００の電力を該電力以外の形態に変換して貯蔵可能である構成であってもよい。

こうすれば、電力を電気エネルギーから他のエネルギー形態（たとえば熱エネルギー、力学エネルギー、化学エネルギー）などに変換してエネルギー貯蔵装置２に貯蔵することができる。

或いは、制御装置３は、電力系統ＣＳと連系運転される発電設備１００の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置２を制御する制御装置３であって、発電電力が時間帯毎に変動する要因を示す情報を含む発電変動要因情報を格納する記憶部３６と、発電設備１００が有する発電装置１の時間帯毎の発電電力を発電変動要因情報に基づいて予測する発電予測部３７１と、発電予測部３７１の予測結果に基づいてエネルギー貯蔵装置２を制御する貯蔵制御部３７３と、を備え、記憶部３６は、発電設備１００から電力系統ＣＳに出力される逆潮流電力が抑制される出力抑制期間（たとえば解列期間）の有無を示す出力抑制情報をさらに格納し、出力抑制情報が出力抑制期間有りを示す場合、出力抑制期間以前において貯蔵制御部３７３がエネルギー貯蔵装置２に貯蔵された所定形態の貯蔵エネルギーを放出させるとともに、出力抑制期間において逆潮流電力が抑制されて貯蔵制御部３７３が発電電力をエネルギー貯蔵装置２に所定形態で貯蔵し、出力抑制情報が出力抑制期間無しを示す場合、逆潮流電力が抑制されない構成とされる。

こうすれば、出力抑制期間が有れば、該出力抑制期間（たとえば解列期間）以前において所定形態の貯蔵エネルギーを放出した後に、逆潮流電力が抑制されている出力抑制期間において発電装置１の発電電力を所定形態で貯蔵することができる。そのため、予め貯蔵エネルギーを放出させない場合よりも多くの発電電力を貯蔵することができる。従って、たとえば出力抑制期間にて発電を抑制又は停止する必要がないので、発電装置１を効率よく稼働させることができる。従って、出力抑制期間の発電電力を有効利用することにより、１日の全体的な発電電力を増加させることができる。

１００ 太陽光発電システム
１ 太陽電池ストリング
２ 蓄電装置
３ パワーコンディショナ（ＰＣＳ）
３１ ＤＣ／ＤＣコンバータ
３２ インバータ
３３ 双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ
３４ 平滑コンデンサ
３５ 通信部
３６ 記憶部
３７ ＣＰＵ
３８ 双方向インバータ
３７１ 電力監視部
３７２ 蓄電監視部
３７３ 変換制御部
３７４ タイマ
３７７ 情報取得部
３７６ 目標設定部
４ コントローラ
４１ 表示部
４２ 入力部
４３ 通信部
４４ 通信Ｉ／Ｆ
４５ ＣＰＵ
ＢＬ バスライン
Ｐ 通電路
Ｍ 電力量計
ＣＳ 商用電力系統
ＬＳ 電力負荷系統
ＮＴ ネットワーク

上記目的を達成するために本発明の一の態様による制御装置は、電力系統と連系運転される発電設備の電力を貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する制御装置であって、発電設備から電力系統に出力される電力が抑制される出力抑制期間を示す出力抑制情報に基づき、出力抑制期間において発電電力を前記エネルギー貯蔵装置に貯蔵できるようにエネルギー貯蔵装置を制御する構成とされる。
また、上記目的を達成するために本発明の一の態様による制御装置は、電力系統と連系運転される発電設備の電力を貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する制御装置であって、発電電力が日毎及び時間帯毎に変動する要因を示す情報に基づき発電設備が有する発電装置の時間帯毎の発電電力を予測した予測結果と、発電設備から前記電力系統に出力される電力が抑制される出力抑制期間を示す出力抑制情報とに基づき、出力抑制期間において発電電力を前記エネルギー貯蔵装置に貯蔵できるようにエネルギー貯蔵装置を制御する構成とされる。

また、上記目的を達成するために本発明の一の態様によるシステムは、電力系統と連系運転される発電設備の電力を貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する制御装置と、エネルギー貯蔵装置とを備えたシステムであって、制御装置は、発電設備から電力系統に出力される電力が抑制される出力抑制期間を示す出力抑制情報に基づき、出力抑制期間において発電電力をエネルギー貯蔵装置に貯蔵できるようにエネルギー貯蔵装置を制御する構成とされる。
さらに、上記目的を達成するために本発明の一の態様による制御方法は、電力系統と連系運転される発電設備の電力を貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する制御装置の制御方法であって、発電設備から電力系統に出力される電力が抑制される出力抑制期間を示す出力抑制情報に基づき、出力抑制期間において発電電力をエネルギー貯蔵装置に貯蔵できるようにエネルギー貯蔵装置を制御する制御方法とする。
また、上記目的を達成するために本発明の一の態様による制御プログラムは、電力系統と連系運転される発電設備の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する処理をコンピュータに実行させるための制御プログラムであって、該処理は、発電設備が有する発電装置の発電電力が時間帯毎に変動する要因を示す情報を含む発電変動要因情報に基づいて時間帯毎の発電電力を予測するステップと、予測するステップでの予測結果、及び、発電設備から電力系統に出力される電力が抑制される出力抑制期間を示す出力抑制情報に基づいてエネルギー貯蔵装置を制御するステップと、を有し、エネルギー貯蔵装置を制御するステップが、出力抑制期間以前の時間帯にてエネルギー貯蔵装置に貯蔵された所定形態の貯蔵エネルギーを放出させるステップと、出力抑制期間にて発電電力をエネルギー貯蔵装置に所定形態で貯蔵させるステップと、を含む構成とされる。

Claims (5)

1. 電力系統と連系運転される発電設備の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する制御装置であって、
   前記発電設備が有する発電装置の時間帯毎の発電電力を発電変動要因情報に基づいて予測する発電予測部と、
   前記発電予測部での予測結果及び出力抑制情報に基づいて前記エネルギー貯蔵装置を制御する貯蔵制御部と、を備え、
   前記発電変動要因情報は前記発電電力が日毎及び時間帯毎に変動する要因を示す情報を含み、
   前記出力抑制情報は前記発電設備から前記電力系統に出力される電力が抑制される出力抑制期間を示し、
   前記貯蔵制御部は、前記出力抑制期間以前において前記エネルギー貯蔵装置に貯蔵された前記所定形態の貯蔵エネルギーを放出させ、前記出力抑制期間において前記発電電力を前記エネルギー貯蔵装置に前記所定形態で貯蔵させる制御装置。
2. 前記発電予測部の予測結果及び前記出力抑制情報に基づいて前記貯蔵エネルギーの目標値を時間帯毎に設定する目標設定部をさらに備え、
   前記貯蔵制御部は各時間帯での前記目標値に基づいて前記エネルギー貯蔵装置の前記貯蔵エネルギーを制御し、
   前記目標設定部は、前記出力抑制期間を含む第１時間帯での第１目標値よりも前記第１時間帯直前の第２時間帯での第２目標値を低く設定する請求項１に記載の制御装置。
3. 前記貯蔵制御部は、電力需要情報及び電気料金情報のうちの少なくとも一方にさらに基づいて前記エネルギー貯蔵装置を制御し、
   前記電力需要情報は前記発電設備に接続される電力負荷が要する時間帯毎の消費電力の予測値を示し、
   前記電気料金情報は前記電力系統が前記発電設備及び前記電力負荷の少なくとも一方に供給する電力の時間帯毎の料金を示す請求項１又は請求項２に記載の制御装置。
4. 前記発電装置は太陽光発電装置であり、
   前記発電変動要因情報は、暦情報と、前記発電装置が設置される場所を含む地域での天気予報を時間帯毎に示す気象情報と、を含む請求項１〜請求項３のいずれかに記載の制御装置。
5. 電力系統と連系運転される発電設備の電力を所定形態で貯蔵可能なエネルギー貯蔵装置を制御する制御装置であって、
   前記発電電力が時間帯毎に変動する要因を示す情報を含む発電変動要因情報を格納する記憶部と、
   前記発電設備が有する発電装置の時間帯毎の発電電力を前記発電変動要因情報に基づいて予測する発電予測部と、
   前記発電予測部の予測結果に基づいて前記エネルギー貯蔵装置を制御する貯蔵制御部と、を備え、
   前記記憶部は、前記発電設備から前記電力系統に出力される逆潮流電力が抑制される出力抑制期間の有無を示す出力抑制情報をさらに格納し、
   前記出力抑制情報が前記出力抑制期間有りを示す場合、前記出力抑制期間以前において前記貯蔵制御部が前記エネルギー貯蔵装置に貯蔵された前記所定形態の貯蔵エネルギーを放出させるとともに、前記出力抑制期間において前記逆潮流電力が抑制されて前記貯蔵制御部が前記発電電力を前記エネルギー貯蔵装置に前記所定形態で貯蔵し、
   前記出力抑制情報が前記出力抑制期間無しを示す場合、前記逆潮流電力が抑制されない制御装置。

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