JP2018067994A - 蓄電池制御方法及び装置並びにそれを用いた蓄電装置 - Google Patents

Abstract

【課題】 再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電池に一時的に蓄電してから電力系統へ放電（給電）する際に、前記蓄電及び前記放電（給電）を何ら制約することなく、前記蓄電池の製造コストとその設置スペースを抑制する。
【解決手段】
少なくとも一つの蓄電池Ｂを蓄電用蓄電池に指定して再生可能エネルギー発電装置による電力を蓄電させ、蓄電中に前記蓄電用蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達すると、蓄電を停止すると同時に、蓄電量が最も少ない蓄電池Ｂを前記蓄電用蓄電池に指定して蓄電させる。前記蓄電用蓄電池以外の少なくとも一つの蓄電池Ｂを放電用蓄電池に指定して、当該放電用蓄電池から所定の単位放電量で放電させ、放電中に前記放電用蓄電池の蓄電量がその下限蓄電量に到達すると、放電を停止すると同時に、蓄電量が最も多い蓄電池Ｂを前記放電用蓄電池に指定して放電させる。
【選択図】 図１１

Description

本発明は、蓄電池制御方法及び装置並びにそれを用いた蓄電装置に関し、さらに言えば、太陽光発電装置、風力発電装置等の再生可能エネルギーを利用した発電装置（以下、再生可能エネルギー発電装置ともいう）で発電した電力を蓄電池に一時的に蓄電してから電力系統に放電（給電）する場合に好適に使用できる蓄電池制御方法及び蓄電池制御装置と、その蓄電池制御装置を用いた蓄電装置に関する。

本明細書において「電力系統」とは、各種の発電装置（発電所）で発電された電力を送電線、変電所、配電線、引込線等を介して需要家に送り届けるシステムを意味し、発電から送電、変電、配電までを行う設備（装置群）の全体を含む。

近年、大気中の二酸化炭素の急増が地球温暖化や異常気象を招来しているとの観点から、再生可能エネルギーを利用した発電技術の開発が多方面で進められている。このため、太陽光、風力、地熱等を利用した種々の発電技術が開発され、実用化されて来ている。その一つである太陽光発電は、太陽電池パネルによる光起電力効果（photovoltaic effect）を利用して、太陽電池パネルに照射された太陽光エネルギーを直接的に電気エネルギーに変換する技術であり、他の再生可能エネルギー利用の発電技術よりも費用対効果が高いことから、近年、学校、工場、一般家庭等に広範に普及しつつある。

ところで、太陽光発電の一つの特性は、１日の発電量が太陽の位置によって大きく変動することである。発電量は、太陽が真南に来た時、つまり南中時に最大になり、南中時の前後の発電量は南中時のそれより小さい。晴天の日であれば、南中時を挟んだ前後５時間の発電量は、１日の総発電量の６０％に達するほどである。また、日の入りから日の出までの間、発電量はゼロになる。このように、太陽光発電では、太陽が出ていない間のゼロから南中時の最大値まで、１日の間で発電量が大きく変動するため、太陽光発電装置が広く普及してそれによる電力が多量に電力系統に流れ込むようになると、各太陽光発電装置のピーク発電量が重畳されて当該電力系統に供給される電力の合計（供給量の合計）が、閑散日や平均日の需要量だけでなく、ピーク日の需要量をも越えてしまう、といった現象が起こりやすい。

一般に、電力系統を制御する制御システムは、電力系統に設けられた内燃力発電機の出力調整機能を用いて、各種発電装置からの当該電力系統への電力供給量（発電量）をその時の需要量に合わせて調整している。しかし、前記電力系統への電力供給量がその時の需要量を大きく超えてしまい、前記内燃力発電機の出力調整機能を用いても前記電力供給量を調整できない状態になると、前記電力系統に設置された太陽光発電装置に対する「出力抑制」を頻繁に行うようになる。こうして「出力抑制」が頻発すると、前記太陽光発電装置の発電能力がフルに発揮されなくなる。そこで、前記制御システムは、前記電力系統に設けられている揚水式発電設備で揚水作業を行ったり、他の電力業者へ余剰電力を転送したりして、前記太陽光発電装置に対する「出力抑制」の頻発を防止し、もって電力の需給バランスを保つようにしている。しかし、そのようにしても、なかなか前記太陽光発電装置の発電能力を高レベルに保持することができない。このため、太陽光発電は再生可能エネルギー利用発電技術の代表であるにもかかわらず、その発電能力をフルに発揮させられない状況が続いているのが現状である。

そこで、電力系統に設置された太陽光発電装置の発電能力を最大限に利用するために、近年、蓄電池（二次電池）を利用する技術が提案されている。本発明者も、すでに「太陽光発電装置を含む電力系統の制御方法及び制御システム」を開発しており、特許第５９７０１４６号として特許されている（特許文献１を参照）。本発明者による特許文献１の電力系統の制御システムは、夏至の頃に生じる太陽光発電装置の１日当たり積算発電量（積算電力）を保存できる容量を持つ付設蓄電池を用意し、日毎に太陽光発電装置で発電した電力をいったんその付設蓄電池に保存（蓄電）した後、例えばその翌日に１日（すなわち２４時間）かけて徐々に放電するように構成されている。

特許文献１の電力系統の制御システムにおいて、太陽光発電装置での発電が終了した後、付設蓄電池に保存した１日分の電力、つまり「１日当たり積算発電量」をその後、１日（２４時間）かけて徐々に放電させて電力系統に給電する場合、その時間当たり放電量は、夏至の頃の南中時の「時間当たり発電量」の３３．８％、冬至の頃の南中時の「時間当たり発電量」の２４．５％に相当する。つまり、付設蓄電池からの時間当たり放電量は、夏至の頃の南中時の時間当たり発電量の約（１／３）に、冬至の頃の南中時の時間当たり発電量の約（１／４）にまで下がる。よって、日毎に、太陽光発電装置の発電終了後、付設蓄電池に保存した電力（１日当たり積算発電量）をその後に、例えば２４時間かけて徐々に放電させるようにするだけで、太陽光発電の特性である「南中時のピーク発電量の集中による需要量超過」という現象の影響を大幅に緩和することが可能となるのである。

なお、特許文献２（特許第４８４８０５１号明細書）には、日照率をより詳細に計算することができる「日照率計算方法、そのシステム、及びそのプログラム」が開示されている。特許文献３（特許第５３０８５６０号明細書）には、日照強度（日射量）や気温、発電量をリアルタイムで実測することなく、太陽光発電装置レベルで、時間帯別に、太陽光発電における発電量の予測を高精度に行うことができる「太陽光発電における発電量予測方法及び装置」が開示されている。特許文献４（特許第４６７９６７０号明細書）には、ユーザの労力低減とユーザの個別事情を反映した最適な料金プランの提示を両立した「電力料金試算システム」が開示されている。これらの技術は、いずれも本発明者によるものであり、後述する通り、本発明で利用される。

特許第５９７０１４６号明細書 特許第４８４８０５１号明細書 特許第５３０８５６０号明細書 特許第４６７９６７０号明細書

しかし、上述した特許文献１の電力系統の制御システムでは、いくつかの問題がある。それを図２２を用いて説明する。図２２（ａ）は特許文献１の電力系統の制御システムで使用される、太陽光発電装置の付設蓄電池と送電設備の構成例を示す説明図であり、図２２（ｂ）はその蓄電池の日別機能分担を示す説明図である。

図２２（ａ）の構成例では、付設蓄電池は、放電・蓄電を切り換え可能に構成された第１蓄電ユニットと第２蓄電ユニットを有している。第１蓄電ユニットと第２蓄電ユニットは、蓄電切換スイッチを介して太陽光（ＰＶ）発電装置に接続されていると共に、送電切換スイッチを介して電力系統の設備に接続されており、さらに、放電指令スイッチにも接続されている。蓄電切換スイッチと送電切換スイッチは、集中切換制御装置によって制御される。集中切換制御装置が、放電制御部（図示せず）から送られた切換指令を受信すると、例えば第１蓄電ユニットを蓄電側に設定し、第２蓄電ユニットを放電側に設定する。そして、次に切換指令を受信すると、例えば第２蓄電ユニットに蓄電側に設定し、第１蓄電ユニットを放電側に設定する。こうして、これら二つの蓄電ユニットは交互に蓄電側と放電側に切り換えられるようになっている。なお、集中切換制御装置は、放電開始時間に切換指令を受信すると、蓄電側に設定されている蓄電ユニット（例えば第１蓄電ユニット）を電力系統の設備に接続し、その蓄電ユニット（例えば第１蓄電ユニット）内の蓄電電力を放電して電力系統へ給電できるようになっている。

図２２（ａ）の第１蓄電ユニットと第２蓄電ユニットの切換パターン（日別機能分担）の一例を、図２２（ｂ）に示す。同図の切換パターンでは、予測日（ｎ日）の動作の当初は、第１蓄電ユニットが蓄電側に、第２蓄電ユニットが放電側に設定されているが、翌日（ｎ＋１日）の動作開始時に切換指令を受信し、第１蓄電ユニットは放電側に切り換えられて、予測日（ｎ日）分の発電電力の電力系統への放電が可能な状態になる。それと同時に、第２蓄電ユニットは蓄電側に切り換えられて、翌日（ｎ＋１日）分の発電電力の蓄電に使用される。翌々日（ｎ＋２日）には、また、予測日（ｎ日）と同様の蓄電・放電パターンになる。付設蓄電池は、このような構成を持つことで、蓄電と放電を同時に実行可能とされている。つまり、第１蓄電ユニットと第２蓄電ユニットの蓄電及び放電の切り換えを、毎日、同じ時刻（例えば午前０時）に実行することにより、各々の付設蓄電池において蓄電と放電が同時に実行できるようにしているのである。

図２２に示した太陽光発電装置の付設蓄電池と送電設備の構成例では、付設蓄電池に含まれる第１及び第２の蓄電ユニットの蓄電容量は、それぞれ、太陽光発電装置の日別最大発電量を蓄電できる容量以上である必要がある。このため、蓄電ユニットひいては付設蓄電池の製造コストが上昇し、また、第１及び第２の蓄電ユニットの蓄電容量に応じた広い設置スペースも必要になるという問題がある。この問題は、より多くの太陽光発電装置を導入するうえで支障となる。

他方、特許文献１の電力系統の制御システムにおいて、太陽光発電装置に代えて風力発電装置を使用する場合を考えると、風力発電装置も、太陽光発電装置と同様に日別発電量の変動が非常に大きいという特性を持っている。例えば、強風が吹きまくった日と風がほとんどなかった日の発電量を比べると、前者は後者の６倍程度になる。また、１日の最大発電量は、その平均的発電量の３倍以上であるのが一般的である。このため、強風が吹きまくった日の最大発電量（日別最大発電量）を蓄電できる容量を持つ蓄電池が必要となる。よって、風力発電装置に付設蓄電池を設けて上述した太陽光発電装置の場合と同様の形式で電力供給を実行しようとすると、やはり、付設蓄電池の製造コスト上昇、付設蓄電池の設置スペース増大という問題が生じる。

上記の問題は、太陽光発電装置や風力発電装置以外の再生可能エネルギー発電装置（例えば地熱発電装置）で発電された電力を蓄電池経由で電力系統に給電する場合にも、同様に生じる。

本発明は、上述した特許文献１の電力系統の制御システムの持つ問題点を解消すべくなされたものであり、その目的とするところは、太陽光発電装置や風力発電装置等の再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電池に一時的に蓄電してから電力系統へ放電（給電）する際に、前記蓄電及び前記放電（給電）を何ら制約することなく、前記蓄電池の製造コストとその設置スペースを抑制することができる蓄電池制御方法及び蓄電池制御装置と、その蓄電池制御装置を用いた蓄電装置を提供することにある。

本発明の他の目的は、使用する蓄電池の容量限界まで活用することができる蓄電池制御方法及び蓄電池制御装置と、その蓄電池制御装置を用いた蓄電装置を提供することにある。

本発明のさらに他の目的は、再生可能エネルギー発電装置のような大きな変動幅を持つ発電装置による発電であっても、変動幅の少ない電力を安定して電力系統に供給できる蓄電池制御方法及び蓄電池制御装置と、その蓄電池制御装置を用いた蓄電装置を提供することにある。

ここに明記しない本発明の他の目的は、以下の説明及び添付図面から明らかである。

（１） 本発明の第１の観点による蓄電池制御方法は、
再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電池群に一時的に蓄電した後、蓄電したその電力を電力系統へ放電する際に前記蓄電池群の蓄電及び放電を制御する蓄電池制御方法であって、
前記蓄電池群から少なくとも一つの蓄電池を蓄電用蓄電池に指定して、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電させるようにし、
前記蓄電池群から前記蓄電用蓄電池以外の少なくとも一つの蓄電池を放電用蓄電池に指定して、当該放電用蓄電池から所定の単位放電量で電力系統に放電させるようにし、
前記電力系統への給電日には、前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電を同時に実行しながら、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の上限蓄電量に到達したか否かの判断と、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の下限蓄電量に到達したか否かの判断とを行い、
前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したときは、前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、
前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したときは、前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された放電用蓄電池からの放電を開始することを特徴とするものである。

本発明の第１の観点による蓄電池制御方法では、上述したように、前記蓄電池群から指定した前記蓄電用蓄電池に前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電させるようにし、また、前記蓄電池群から指定した前記放電用蓄電池から所定の単位放電量で前記電力系統に放電させるようにしてから、前記電力系統への給電日において、前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電を同時に実行しながら、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したか否かと、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したか否かを判断し、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したときは、前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、また、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したときは、前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電を開始する。このため、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として、前記再生可能エネルギー発電装置の日別最大発電量を蓄電できる蓄電容量を持つ蓄電池をそれぞれ用意しなくても、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池を必要に応じて切り換えることで、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を前記蓄電用蓄電池に一時的に蓄電してから前記電力系統へ放電（給電）することができる。換言すれば、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池の蓄電容量を前記再生可能エネルギー発電装置の日別最大発電量に対応する蓄電容量よりも低く抑えることが可能となる。

よって、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を前記蓄電用蓄電池に一時的に蓄電してから前記電力系統へ放電（給電）する際に、前記蓄電及び前記放電（給電）を何ら制約することなく、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として使用する蓄電池の製造コストとその設置スペースを抑制することが可能となる。

また、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達すると、蓄電中の前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達すると、放電中の前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電を開始するので、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として使用する蓄電池の容量限界まで活用することが可能である。

さらに、前記放電用蓄電池からの放電、すなわち前記電力系統への給電は、前記再生可能エネルギー発電装置による発電量の変動とは無関係に、所定の単位放電量で行われるので、前記再生可能エネルギー発電装置による発電のような大きな変動幅を持つ発電装置による発電であっても、変動幅の少ない電力を安定して電力系統に供給することが可能である。

（２） 本発明の第１の観点による蓄電池制御方法の好ましい例では、前記放電用蓄電池からの放電が、所定の放電間隔毎に実行されるようになっており、
前記放電区間の各々における前記単位放電量が、外部の中央制御システムから指示された値、または、前記給電日の前日の発電量に基づいて算出された値に設定される。

（３） 本発明の第１の観点による蓄電池制御方法の他の好ましい例では、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したか否かの判断と、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したか否かの判断とが、所定の待機時間毎に繰り返し実行される。

（４） 本発明の第１の観点による蓄電池制御方法のさらに他の好ましい例では、前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電の制御が、２４時間毎に区分して実行されるようになっていると共に、所定の切換時刻が設定されており、
前記給電日に前記切換時刻になると、前記単位放電量の翌日の値を算出するための翌日準備処理が行われる。

（５） 本発明の第１の観点による蓄電池制御方法のさらに他の好ましい例では、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したとき、または、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達していないが、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したときに、所定の切換指令が発せられ、
蓄電中の前記蓄電用蓄電池への蓄電の停止及び新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電の開始と、放電中の前記放電用蓄電池からの放電の停止及び新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電の開始が、前記切換指令に応答して実行される。

（６） 本発明の第１の観点による蓄電池制御方法のさらに他の好ましい例では、前記蓄電用蓄電池が単一の蓄電池から構成され、前記放電用蓄電池が単一の蓄電池から構成される。

（７） 本発明の第２の観点による蓄電池制御装置は、
再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電池群に一時的に蓄電した後、蓄電したその電力を電力系統へ放電する際に前記蓄電池群の蓄電及び放電を制御する蓄電池制御装置であって、
前記蓄電池群から少なくとも一つの蓄電池を蓄電用蓄電池に指定して、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電させる第１手段と、
前記蓄電池群から前記蓄電用蓄電池以外の少なくとも一つの蓄電池を放電用蓄電池に指定して、当該放電用蓄電池から所定の単位放電量で電力系統に放電させる第２手段とを備え、
前記電力系統への給電日には、前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電を同時に実行しながら、前記第１手段と前記第２手段が、それぞれ、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の上限蓄電量に到達したか否かの判断と、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の下限蓄電量に到達したか否かの判断とを行い、
前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したときは、前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、
前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したときは、前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された放電用蓄電池からの放電を開始することを特徴とするものである。

上述した本発明の第２の観点による蓄電池制御装置では、上述したように、前記蓄電池群から少なくとも一つの蓄電池を蓄電用蓄電池に指定して、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電させる第１手段と、前記蓄電池群から前記蓄電用蓄電池以外の少なくとも一つの蓄電池を放電用蓄電池に指定して、当該放電用蓄電池から所定の単位放電量で前記電力系統に放電させる第２手段とを備えている。そして、前記電力系統への給電日には、前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電を同時に実行しながら、前記第１手段と前記第２手段が、それぞれ、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したか否かと、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したか否かを判断し、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したときは、前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、また、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したときは、前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電を開始する。このため、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として、前記再生可能エネルギー発電装置の日別最大発電量を蓄電できる蓄電容量を持つ蓄電池をそれぞれ用意しなくても、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池を必要に応じて切り換えることで、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を前記蓄電用蓄電池に一時的に蓄電してから前記電力系統へ放電（給電）することができる。換言すれば、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池の蓄電容量を前記再生可能エネルギー発電装置の日別最大発電量に対応する蓄電容量よりも低く抑えることが可能となる。

よって、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を前記蓄電用蓄電池に一時的に蓄電してから前記電力系統へ放電（給電）する際に、前記蓄電及び前記放電（給電）を何ら制約することなく、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として使用する蓄電池の製造コストとその設置スペースを抑制することが可能となる。

また、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達すると、蓄電中の前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達すると、放電中の前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電を開始するようにしているので、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として使用する蓄電池の容量限界まで活用することが可能である。

さらに、前記放電用蓄電池からの放電、すなわち前記電力系統への給電は、前記再生可能エネルギー発電装置による発電量の変動とは無関係に、所定の単位放電量で行われるので、前記再生可能エネルギー発電装置による発電のような大きな変動幅を持つ発電装置による発電であっても、変動幅の少ない電力を安定して電力系統に供給することが可能である。

なお、前記第１手段と前記第２手段は、例えば、後述の実施形態における蓄電池監視部及び蓄電池切換部によって実現されることができる。

（８） 本発明の第２の観点による蓄電池制御装置の好ましい例では、前記放電用蓄電池からの放電が、所定の放電間隔毎に実行されるようになっており、
前記放電区間の各々における前記単位放電量が、外部の中央制御システムから指示された値、または、前記給電日の前日の発電量に基づいて算出された値に設定される。

（９） 本発明の第２の観点による蓄電池制御装置の他の好ましい例では、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したか否かの判断と、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したか否かの判断とが、所定の待機時間毎に繰り返し実行される。

（１０） 本発明の第２の観点による蓄電池制御装置のさらに他の好ましい例では、前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電の制御が、２４時間毎に区分して実行されるようになっていると共に、所定の切換時刻が設定されており、
前記給電日に前記切換時刻になると、前記単位放電量の翌日の値を算出するための翌日準備処理が行われる。

（１１） 本発明の第２の観点による蓄電池制御装置のさらに他の好ましい例では、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したとき、または、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達していないが、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したときに、所定の切換指令が発せられ、
蓄電中の前記蓄電用蓄電池への蓄電の停止及び新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電の開始と、放電中の前記放電用蓄電池からの放電の停止及び新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電の開始が、前記切換指令に応答して実行される。

（１２） 本発明の第２の観点による蓄電池制御装置のさらに他の好ましい例では、前記蓄電用蓄電池が単一の蓄電池から構成され、前記放電用蓄電池が単一の蓄電池から構成される。

（１３） 本発明の第３の観点による蓄電装置は、
再生可能エネルギー発電装置で発電された電力が一時的に蓄電される蓄電池群と、
上記（７）〜（１２）のいずれかに記載の蓄電池制御装置と
を備えたことを特徴とする。

本発明の第３の観点による蓄電装置では、再生可能エネルギー発電装置で発電された電力が一時的に蓄電される蓄電池群と、本発明の第２の観点による蓄電池制御装置を含んでいるので、当該蓄電池制御装置と同じ理由により、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を前記蓄電用蓄電池に一時的に蓄電してから前記電力系統へ放電（給電）する際に、前記蓄電及び前記放電（給電）を何ら制約することなく、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として使用する蓄電池の製造コストとその設置スペースを抑制することが可能となる。また、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池の容量限界まで活用することが可能である。さらに、前記再生可能エネルギー発電装置による発電のような大きな変動幅を持つ発電装置による発電であっても、変動幅の少ない電力を安定して電力系統に供給することが可能である。

本発明の第１の観点による蓄電池制御方法、本発明の第２の観点による蓄電池制御装置及び本発明の第３の観点による蓄電装置によれば、（ａ）再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電用蓄電池に一時的に蓄電してから電力系統へ放電（給電）する際に、前記蓄電及び前記放電（給電）を何ら制約することなく、蓄電用蓄電池と放電用蓄電池として使用する蓄電池の製造コストとその設置スペースを抑制することが可能となる、（ｂ）蓄電用蓄電池と放電用蓄電池として使用する蓄電池の容量限界まで活用することが可能である、（ｃ）再生可能エネルギー発電装置による発電のような大きな変動幅を持つ発電装置による発電であっても、変動幅の少ない電力を安定して電力系統に供給することが可能である、といった効果が得られる。

本発明の一実施形態に係る蓄電装置の使用状態を示す概念図である。 本発明の一実施形態に係る蓄電装置の全体構成を示す概念図である。 図２の蓄電装置を設置する場合に必要な作業過程を示す説明図である。 図２の蓄電装置を設置する場合に必要な、蓄電池制御装置の設計作業例を示す説明図である。 図２の蓄電装置を設置する場合に必要な、１日の最大発電量を算出する計算例を示す説明図である。 図２の蓄電装置を設置する場合に必要な、蓄電池の設計作業例を示す説明図である。 図２の蓄電装置に必要な発電・放電制御情報と蓄電池状況情報を算出して保存する作業例を示す説明図である。 図２の蓄電装置の制御動作において実行される翌日準備処理を示すフローチャートである。 図２の蓄電装置の制御動作に使用される発電・放電制御情報を保存する発電・放電制御情報テーブルの構成例を示す説明図である。 図２の蓄電装置の制御動作に使用される蓄電池状況情報を保存する蓄電池状況情報テーブルの構成例を示す説明図である。 図２の蓄電装置の蓄電池制御装置による制御動作（制御フロー）を示すフローチャートである。 （ａ）は図２の蓄電装置の蓄電池制御装置による制御動作において、前記蓄電装置に接続されている太陽光発電装置の日別の発電量と放電量の関係を示すグラフ、（ｂ）は前記蓄電装置に内蔵されている二つの蓄電池の蓄電量の変化を示すグラフ、（ｃ）は前記蓄電装置に内蔵されている二つの蓄電池の合計蓄電量の変化を示すグラフである。 （ａ）は図２の蓄電装置の蓄電池制御装置による制御動作において、前記蓄電装置に接続されている風力発電装置の日別の発電量と放電量の関係を示すグラフ、（ｂ）は前記蓄電装置に内蔵されている二つの蓄電池の蓄電量の変化を示すグラフ、（ｃ）は前記蓄電装置に内蔵されている二つの蓄電池の合計蓄電量の変化を示すグラフである。 （ａ）は図２の蓄電装置の蓄電池制御装置による制御動作において、前記蓄電装置に接続されている太陽光発電装置の日別の発電量の年間変化を示すグラフ、（ｂ）は過去１０年間の月旬別日別最大全天日射量の変化を示すグラフである。 （ａ）は図２の蓄電装置の蓄電池制御装置による制御動作において、前記蓄電装置に接続されている風力発電装置の日別の発電量の年間変化を示すグラフ、（ｂ）は風力発電の日別発電量別発生頻度を示すグラフである。 図２の蓄電装置のシミュレーション例１において、設置した太陽光発電装置の日別の蓄電量と放電量の変化（４日間）を示すグラフである。 図２の蓄電装置のシミュレーション例１において、設置した太陽光発電装置の日別の蓄電量と放電量の変化（４日間）を示す表である。 図２の蓄電装置のシミュレーション例１において、設置した太陽光発電装置によって二つの蓄電池に蓄電されている蓄電量の日別・時間別変化を示すグラフである。 図２の蓄電装置のシミュレーション例１において、二つの蓄電池に蓄電されている蓄電量の初日の時間別変化を示す表である。 図２の蓄電装置のシミュレーション例１において、二つの蓄電池に蓄電されている蓄電量の２日目の時間別変化を示す表である。 図２の蓄電装置のシミュレーション例１において、二つの蓄電池に蓄電されている蓄電量の２日目の時間別変化を示す表で、図１９Ｂの続きである。 図２の蓄電装置のシミュレーション例１において、二つの蓄電池に蓄電されている蓄電量の３日目の時間別変化を示す表である。 図２の蓄電装置のシミュレーション例２において、設置した風力発電装置の日別の発電量の時間別変化を示す表である。 図２の蓄電装置のシミュレーション例２において、設置した風力発電装置によって二つの蓄電池に蓄電されている蓄電量の日別・時間別変化を示すグラフである。 （ａ）は特許文献１に記載の電力系統の制御システムで使用される、太陽光発電装置の付設蓄電池と送電設備の構成例を示す説明図、（ｂ）はその付設蓄電池の日別機能分担を示す説明図である。

（蓄電装置の使用状態と全体構成）
本発明の一実施形態に係る蓄電装置１の使用状態を図１に、その蓄電装置１の全体構成を図２に示す。

本実施形態に係る蓄電装置１は、図１及び図２に示すように、ｎ個（ｎは２以上の整数）の蓄電池Ｂを含む蓄電池ユニット１２と、蓄電池ユニット１２の蓄電及び放電を制御する蓄電池制御装置１１とを備えている。蓄電池ユニット１２は外部の電力系統２に接続されている。蓄電池制御装置１１は、電力系統２に並設された通信網３に接続されており、その通信網３を介して、電力系統２を制御する外部の中央制御システム４との間で通信が可能となっている。蓄電装置１には、ここでは、太陽光発電装置５が接続（設置）されている。蓄電装置１の蓄電池ユニット１２には、太陽光発電装置５で発電された電力が一時的に保存（蓄電）された後、電力系統２に放電（給電）されるようになっている。

蓄電装置１には、太陽光発電装置５に代えて、風力発電装置６を接続（設置）することも可能である。この場合は、蓄電装置１の蓄電池ユニット１２には、風力発電装置６で発電された電力が一時的に保存（蓄電）された後、電力系統２に放電（給電）されることになる。蓄電装置１に太陽光発電装置５と風力発電装置６の双方を同時に接続（設置）することはできない。これは、太陽光発電装置５と風力発電装置６では発電特性が異なるからであり、それらの特性に応じて蓄電装置１の蓄電池Ｂの仕様を決定しなければならないからである。

図１及び図２では、蓄電装置１に太陽光発電装置５（または風力発電装置６）が１個接続されたように描かれているが、これは図示を簡単にするためであり、複数の太陽光発電装置５が接続されてもよいし、複数の風力発電装置６が接続されてもよいことは言うまでもない。なお、以下の説明では、蓄電装置１に接続された太陽光発電装置５（または風力発電装置６）の数は１個とする。

蓄電装置１の蓄電池ユニット１２は、図２に示すように、蓄電装置１に接続された太陽光発電装置５で発電された電力を一時的に保存するｎ個の蓄電池Ｂを含んでいる。以下、ｎ個の蓄電池Ｂのそれぞれを符合Ｂ１、Ｂ２、・・・、Ｂｎで表すことがある。蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎの蓄電容量は、すべて同じでもよいし、それらの全部または一部が異なっていてもよい。蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎの蓄電容量の総計は、太陽光発電装置５の１日の最大発電量（日別最大発電量）に応じて設定されており、その日別最大発電量を蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・・、Ｂｎが分担・協働して保存するようになっている。

蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎは、相互に切り換えながら選択的に使用される。すなわち、ある時点では、蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎのうちの一つが蓄電用として指定され、こうして指定された一つの蓄電池Ｂ（蓄電用蓄電池）に太陽光発電装置５による電力が保存（蓄電）される。それと同時に、蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎのうちの蓄電用蓄電池以外の一つの蓄電池Ｂが放電用として指定され、こうして指定された蓄電池Ｂ（放電用蓄電池）に保存されている電力が電力系統２に向けて放電される。つまり、ｎ個の蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎのいずれか一つへの蓄電と他の一つからの放電が同時に実行されるのであり、ｎ個の蓄電池Ｂのうちで同時にアクティブとなるのは常に２個の蓄電池Ｂのみである。しかし、これは制御や構成をできるだけ簡単にするためであるから、本発明はこれに限定されないことは言うまでもない。制御プロセスが少し複雑になるが、ｎ個の蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎのいずれか二つあるいはそれ以上を蓄電用蓄電池として指定して、それら蓄電用蓄電池への蓄電が並行して実行されるようにしてもよいし、他の二つまたはそれ以上を放電用蓄電池として指定して、それら放電用蓄電池からの放電が並行して実行されるようにしてもよい。この場合は、ｎ個の蓄電池Ｂのうち３個あるいはそれ以上の蓄電池Ｂが同時にアクティブになる。

蓄電用として選択された一つの蓄電池Ｂ（蓄電用蓄電池）と放電用として選択された一つの蓄電池Ｂ（放電用蓄電池）は、適宜、切り換えられる。すなわち、蓄電用蓄電池への蓄電量がその上限蓄電量（これはその蓄電池の最大容量に近い値に設定される）に到達すると、その蓄電用蓄電池への蓄電は停止され、同時に、その時の蓄電量が最低の他の蓄電池Ｂが新たに蓄電用蓄電池に指定され、以後はその新たに指定された蓄電用蓄電池に対して蓄電が継続される。また、放電用蓄電池の蓄電量が放電によりその下限蓄電量（これはその蓄電池の最低保存量として設定される）に到達すると、その時の蓄電量が最大の他の蓄電池Ｂが新たに放電用蓄電池に指定され、以後はその新たに指定された放電用蓄電池から放電が継続される。このような蓄電池切換作業は、必要に応じて何度でも行われる。

蓄電用蓄電池への蓄電と、放電用蓄電池からの放電は、１日単位で行われる。つまり、必要に応じてｎ個の蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎから一つを蓄電用として指定・切換することにより、１日（２４時間）の間に太陽光発電装置５で発電される電力のすべてを、一つの蓄電池Ｂに蓄電させる。同様に、必要に応じてｎ個の蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎから一つ（ただし蓄電用として選択されていないもの）を放電用として指定・切換することにより、放電用として選択された蓄電池Ｂに蓄電されている電力を、１日（２４時間）かけて徐々に電力系統２に放電させる。換言すれば、給電日に、太陽光発電装置５で発電される電力を一つの蓄電池Ｂに蓄電させる一方、他の一つの蓄電池Ｂに蓄電されている電力を１日（２４時間）かけて徐々に放電させるのである。こうすることで、太陽光発電装置５のような大きな変動幅を持つ発電装置による発電であっても、蓄電池Ｂから徐々に放電させながら電力系統２に給電することができるため、変動幅の小さい電力を安定して電力系統２に供給することが可能となる。

太陽光発電装置５の場合、地球が公転していることから、日別発電量は、図１４（ａ）に示すように、年間、四季を通じて緩やかに変化する。そのように緩やかに変化する中で、時々、日別発電量が相対的に高めになることがある。そこで、このような相対的に高い値を持つ日別発電量を太陽光発電装置５の日別最大発電量とする必要がある。このような現象が発生する理由は、大気透過率が気象条件などの影響で突然大きくなることがあるために、地表の全天日射量が一時的に増加するからであると推定される。過去１０年間における月旬別の日別最大全天日射量を図１４（ｂ）に示すが、これを見ても分かるように、日別最大全天日射量は月旬毎になだらかに変化している中で、突出して大きくなる時がある。そこで、蓄電装置１に使用する蓄電池Ｂの容量は、日別発電量の平均値ではなく、こうして得た日別最大発電量を蓄電できる容量に設定する必要がある。これは、電力系統２への給電前に、太陽光発電装置５の日別最大発電量をいったん蓄電池Ｂに蓄電する必要があるからである。

風力発電装置６の場合、発電量のバラツキは日によって非常に大きい。フランスにおける１年間の日別発電量の変化を図１５（ａ）に示すが、これからも、発電量のバラツキの大きさが分かる。まさに風任せである。同じくフランスにおける日別発電量毎の発生頻度を図１５（ｂ）に示す。これによると、日別発電量の最大値は１６６．６ＭＷ、その平均値は５２．７ＭＷであり、前者は後者の３倍以上の値になっている。このように、風力発電装置６では、太陽光発電装置５に比べて発電量のバラツキが非常に大きいことが分かる。よって、太陽光発電装置５に代えて風力発電装置６を蓄電装置１に接続した場合も、太陽光発電装置５の場合と同様に、蓄電池Ｂの容量は、その日別最大発電量を蓄電できる容量に設定する必要がある。

（蓄電池制御装置１１の構成）
本実施形態に係る蓄電装置１の上述した動作を実現するため、蓄電池制御装置１１は図２に示すような構成を有している。すなわち、蓄電池制御装置１１は、通信制御部１１ａと、蓄電池情報保存部１１ｂ、発電・放電情報保存部１１ｃ、蓄電池監視部１１ｄ、蓄電池切換部１１ｅ、放電制御部１１ｆ、そして異常処理部１１ｇを備えており、蓄電ユニット１２の中のｎ個の蓄電池Ｂ１、Ｂ２、・・Ｂｎの蓄電用蓄電池または放電用蓄電池としての指定・切換と、中央制御システム４との通信を制御する。

通信制御部１１ａは、蓄電装置１と中央制御システム４の間の通信を制御するセクションである。通信制御部１１ａの機能としては、（ａ）蓄電池制御装置１１で算出された１日の最大発電量を中央制御システム４に報告する、（ｂ）中央制御システム４から蓄電池制御装置１１に向けて送信された単位放電量を受信する、（ｃ）蓄電装置１での異常発生を中央制御システム４に報告する等がある。通信制御部１１ａは、例えば、専用線またはインターネットを使った通信機能を持つハードウェアと、それを制御するソフトウェアから構成されるが、これに限定されるものではない。

蓄電池情報保存部１１ｂは、ｎ個の蓄電池Ｂの各々の状況に係る情報を保存するセクションである。具体的に言うと、蓄電池Ｂの各々の状況に係る情報は、図１０に示すような蓄電池状況情報テーブルの形式で整理・記録されており、その蓄電池の状況情報テーブルを蓄電池情報保存部１１ｂに保存するようになっている。蓄電池情報保存部１１ｂは、例えば、蓄電池の状況情報テーブルを保存する情報記録媒体と、それを制御するソフトウェアから構成されるが、これに限定されるものではない。

発電・放電情報保存部１１ｃは、太陽光発電装置５の発電容量や、日別最大発電量、放電区間内の最大発電量、そして、蓄電用蓄電池と放電用蓄電池の指定・切換の間隔や放電用蓄電池からの単位放電量等の発電・放電制御情報を保存するセクションである。具体的には、発電・放電制御情報は、図９に示すような発電・放電制御情報テーブルの形式で整理されており、その発電・放電制御情報テーブルを発電・放電情報保存部１１ｃに保存するようになっている。発電・放電情報保存部１１ｃは、例えば、発電・放電制御情報テーブルを保存する情報記録媒体と、それを制御するソフトウェアから構成されるが、これに限定されるものではない。

蓄電池監視部１１ｄは、蓄電池ユニット１２中のｎ個の蓄電池Ｂの各々の動作状況を監視すると共に、必要な演算を行うセクションである。各蓄電池Ｂの動作状況としては、蓄電用蓄電池として指定された蓄電池Ｂにおける蓄電（電力保存）状況や、放電用蓄電池として指定された蓄電池Ｂからの放電（給電）状況等がある。具体的に言えば、蓄電池監視部１１ｄは、蓄電用蓄電池Ｂと放電用蓄電池Ｂの動作状況を監視しており、必要に応じて、蓄電用蓄電池Ｂの蓄電量がそれ自身の上限蓄電量に到達したか否かの判断と、放電用蓄電池Ｂの蓄電量がそれ自身の下限蓄電量に到達したか否かの判断とを行う。そして、蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の上限蓄電量に到達したと判断するか、放電用蓄電池Ｂの蓄電量がそれ自身の下限蓄電量に到達したと判断すると、蓄電池切換指令を蓄電池切換部１１ｅに送信し、蓄電用蓄電池の切換（再指定）、あるいは、放電用蓄電池の切換（再指定）、またはそれらの双方を、蓄電池切換部１１ｅに実行させる。必要な演算としては、太陽光発電装置５による１日の総発電量の算出や、放電用蓄電池から放電する際の単位放電量の算出等がある。蓄電池監視部１１ｄは、例えば、蓄電池Ｂの残存電力の検出等を行うセンサ等のハードウェアと、それを制御するソフトウェア、必要な演算を行うソフトウェア等するから構成されるが、これに限定されるものではない。

蓄電池切換部１１ｅは、蓄電用蓄電池・放電用蓄電池の切換、すなわち、蓄電用蓄電池として指定された蓄電池Ｂの他の蓄電池Ｂへの切換（再指定）、あるいは、放電用蓄電池として指定された蓄電池Ｂの他の蓄電池Ｂへの切換（再指定）、または、それらの双方を行うセクションである。この蓄電池切換（再指定）は、蓄電池監視部１１ｄから送信される蓄電池切換指令に応答して実行される。蓄電池切換指令を受信すると、蓄電池切換部１１ｅは、その指示内容に応じて、（ａ）蓄電中の蓄電用蓄電池Ｂへの蓄電が停止されると共に、新たに指定された蓄電用蓄電池への蓄電が開始され、あるいは、（ｂ）放電中の放電用蓄電池Ｂからの放電が停止されると共に、新たに指定された放電用蓄電池Ｂからの放電が開始され、または、（ａ）と（ｂ）の双方が実行される。蓄電池切換部１１ｅは、例えば、蓄電池切換指令を受信するハードウェアや、太陽光発電装置５に接続される蓄電用蓄電池の切換（再指定）や、電力系統２に接続される放電用蓄電池の切換（再指定）を行うスイッチ等のハードウェアと、それらを制御するソフトウェアから構成されるが、これに限定されるものではない。

放電制御部１１ｆは、放電用蓄電池からの放電を制御するセクションである。具体的に言えば、放電制御部１１ｆは、蓄電池切換部１１ｅによって切換（再指定）された放電用蓄電池からの放電が、所定の放電間隔で且つ所定の単位放電量で行われるように制御する。放電間隔は、ここでは、全蓄電池Ｂに共通の値として予め指定されるが、個別に指定するようにしてもよい。単位放電量は、外部の中央制御システム４から通信網３を介して蓄電制御装置１１の放電制御部１１ｆに送信される場合と、蓄電池制御装置１１の内部で算出する場合とがある。中央制御システム４から送信された場合は、その送信された単位放電量が使用され、その単位放電量で放電用蓄電池から放電される。中央制御システム４から送信されなかった場合は、蓄電池制御装置１１の内部で算出された単位放電量が使用され、その算出された単位放電量で放電用蓄電池から放電される（後述の式（７）参照）。単位放電量は、ここでは、１日の発電（蓄電）が終了した時点で、全蓄電池Ｂに共通の値として指定されるが、蓄電池別に個別に指定するようにしてもよい。放電制御部１１ｆは、例えば、放電用蓄電池からの放電量を検知するセンサ等のハードウェアと、それを制御するソフトウェアから構成されるが、これに限定されるものではない。

異常処理部１１ｇは、異常気象や故障等に起因して、蓄電池ユニット１２内のいずれかの蓄電池Ｂや電力系統２、あるいは、蓄電池制御装置１１のいずれかのセクションに何らかの異常が生じたときに、所定の異常信号を生成し、異常発生の事実を蓄電装置１の操作者や管理者、あるいは、中央制御システム４の管理者に告知するセクションである。異常処理部１１ｇは、例えば、蓄電池Ｂや電力系統２や蓄電池制御装置１１の異常処理部１１ｇ以外のセクションで生じた異常の検出を行うセンサ等のハードウェアと、それを制御するソフトウェア等するから構成されるが、これに限定されるものではない。

蓄電装置１に接続される太陽光発電装置５の構成や機能は任意であり、公知の構成を持つ太陽光発電装置を使用できる。

太陽光発電装置５に代えて風力発電装置６を蓄電装置１に接続することができる。その場合も、風力発電装置６の発電特性に応じて蓄電池Ｂの仕様が設定される点を除いて、蓄電装置１の構成及び機能は上記と同様である。なお、蓄電装置１に接続される風力発電装置６についても、その構成や機能は任意であり、公知の構成を持つ風力発電装置を使用できる。

（新規設置作業）
次に、太陽光発電装置５と共に、本実施形態に係る蓄電装置１を新規に設置する際に必要な作業について、図３を参照しながら説明する。

太陽光発電装置５と蓄電装置１の新規設置に必要な作業は、図３に示すように、第１フェーズの発電事業計画策定から始まり、続いて第２フェーズの装置・設備現地導入を行ってから、第３フェーズの通常運転に移行する。また、発電容量を変更する必要が生じると、発電容量変更という任意フェーズが行われる。

第１フェーズの発電事業計画策定では、発電を行う箇所（発電箇所）を選定し、使用する発電装置５の仕様を決定し、さらに、使用する蓄電装置１の構成を決定する。併せて、蓄電装置１と中央制御システム４との通信に使用する通信設備の構成も決定する。

第２フェーズの装置・設備現地導入では、第１フェーズで決定した発電箇所に、第１フェーズで決定した太陽光発電装置５と、本実施形態に係る蓄電装置１と、通信設備を導入して設置する。その後、それらの試験運転を行い、運転に支障がないことを確認する。

第３フェーズの通常運転では、設置した太陽光発電装置５と、蓄電装置１と、通信設備を稼働させる。こうして通常運転が開始される。

任意フェーズとしての発電容量変更は、第３フェーズの通常運転の開始後、発電容量の変更を伴う装置や設備の変更が生じた場合、例えば、太陽光発電装置５の発電容量を増加または減少するような場合に行われる。この場合、その変更に応じて、蓄電装置１に組み込まれた複数の蓄電池Ｂの蓄電容量やその設置数等について再検討することになる。なお、任意フェーズとしての発電容量変更は、通常運転の開始後に行われることもある。

太陽光発電装置５に代えて風力発電装置６を設置する場合に必要な作業も、上記と同様である。

上述した蓄電装置１の構成を決定する第１フェーズでは、発電箇所の選定と、使用する太陽光発電装置５または風力発電装置６の仕様の決定が終了した後、使用する蓄電装置１の構成を以下のようにして決定する。

太陽光発電装置５の場合は、図４に示すように、最初に、使用する太陽光発電装置５の１日当たり最大発電量（日別最大発電量）を、図５に示すようにして算出する。続いて、蓄電装置１に組み込まれたｎ個の蓄電池Ｂの仕様を、図６のようにして決定する。最後に、図７に示すように、必要な制御定数を算出・決定してから、太陽光発電装置５による蓄電用蓄電池への蓄電または放電用蓄電池からの放電に係る情報は発電・放電制御情報テーブル（図９参照）に保存し、蓄電池に係る情報は蓄電池状況情報テーブル（図１０参照）に保存する。こうして蓄電装置１の構成が決定される。

以下、図４の日別最大発電量の算出、蓄電池の仕様決定、蓄電池制御装置１１の制御定数の算出・保存について、順次、詳細に説明する。

（太陽光発電装置の日別最大発電量の算出）
図５に示した太陽光発電装置５の日別最大発電量の算出は、次のようにして行う。この手法は、本発明者による特許第４８４８０５１号明細書（特許文献２）に記載の「日照率計算方法」と特許第５３０８５６０号明細書（特許文献３）に記載の「太陽光発電における発電量予測方法」に基づくものであり、詳細はこれらの文献に開示されているので、要点のみを簡単に説明することにする。

図５のフローチャートに示すように、最初に、全天日射量を観測している５２箇所の気象台の中から、太陽光発電装置５の設置箇所に最も近い気象台を探す。そして、該当する気象台が観測した過去の年間全天日射量データを検索し、月旬（上旬、中旬、下旬）毎に最大値、つまり月旬別最大全天日射量を見出す。これにより、３６個の月旬別最大全天日射量データが揃う（ステップＳ１）。

次に、こうして揃った３６個の月旬別最大全天日射量データのそれぞれについて、その時の大気透過率を算出（逆算）する（ステップＳ２）。これで、３６個の大気透過率データが得られる。

続いて、ステップＳ２で得た３６個の大気透過率データから、太陽光発電に最適な１０分間隔気象データを生成する。ここで、太陽光発電に最適な「１０分間隔気象データ」とは、１０分間という時間区分における日照時間が１０分、つまり日照時間が１００％であり、湿度が１０〜２０％、気温が１０〜２０℃、雨量が０というデータを意味する（ステップＳ３）。

その後、発電量の多い４月〜８月に絞って、上旬、中旬及び下旬にそれぞれ含まれる適切な日を選択し、その選択した日の各々について、ステップＳ２で算出した大気透過率データをステップＳ３で生成した１０分間隔気象データに適用する。こうして、１０分間隔全天日射量を算出し、さらに、算出した１０分間隔全天日射量に対して１０分間隔発電量を算出する（ステップＳ４）。

最後に、ステップＳ４で算出した１０分間隔発電量を検索してそれらの最大値を見出し、その値を年間最大発電量に設定するのである（ステップＳ５）。こうして設定された年間最大発電量が、太陽光発電装置５の日別最大発電量に設定される。

（風力発電装置の日別最大発電量の決定）
太陽光発電装置５に代えて風力発電装置６が設置されている場合、使用する蓄電装置１の構成は、例えば、以下のようにして決定する。まず、蓄電装置１を設置する地域に最も近い風力発電装置６を選択する。そして、その風力発電装置６の過去の年間発電量データから、日別発電量が最大となるデータ、つまり日別最大発電量を見出し、その値を年間最大発電量に設定するのである。こうして設定された年間最大発電量が、風力発電装置６の日別最大発電量になる。

（蓄電池の仕様の決定）
蓄電装置１に使用する蓄電池Ｂの仕様は、図６のようにして決定する。

まず、蓄電池ユニット１２に組み込まれる蓄電池Ｂの総数と放電間隔（分）を決定する。ここでは、蓄電池の総数は２以上とする必要がある。これは、蓄電用蓄電池として動作する蓄電池Ｂと放電用蓄電池として動作する蓄電池Ｂ（両者は同時に動作する）が一つずつ必要だからである。また、放電用蓄電池からの放電間隔（分）も決定する必要がある。これは、ここでは、放電用蓄電池からの放電は、連続的に実行されるのではなく、所定の放電区間毎に、所定の放電間隔で間欠的に実行されるからである。

次に、太陽光発電装置５または風力発電装置６の日別最大発電量から、必要な蓄電池容量等の蓄電池Ｂの仕様を、以下のようにして決定する。

まず、発電装置５または６の日別最大発電量及び最大出力と、放電間隔と、蓄電池Ｂの総数との間には、次式（１）で表される関係がある。

発電装置５または６の放電間隔（分）内の最大発電量 ＝
発電装置５または６の最大出力 × 放電間隔（分） ÷ ６０ （１）
また、発電装置５または６の日別最大発電量とｎ個の蓄電池Ｂの正味蓄電容量の合計との間には、次式（２）が成立する。

発電装置５または６の日別最大発電量 × 発電特性補正率 ＝
ｎ個の蓄電池Ｂの正味蓄電容量合計 （２）
ここで、「発電特性補正率」とは、発電装置５または６の発電特性を補正するための定数であり、太陽光発電装置５と風力発電装置６とで異なる値を持つ。太陽光発電装置５では必ず南中時に発電量が最大となるが、風力発電装置６では風力に応じてどの時間でも発電量が最大となり得るためである。蓄電池Ｂの総数ｎと各蓄電池Ｂの正味蓄電容量は、「発電特性補正率」を決めてから決めることになる。なお、本発明者の経験から言えば、「発電特性補正率」は、太陽光発電装置５の場合は例えば１．３３〜１．３５、風力発電装置６の場合は例えば１．００〜１．０５に設定するのが好ましい。しかし、必要に応じてこれらの値とは異なる値に設定してもよいことは言うまでもない。

蓄電池Ｂの総数ｎと各蓄電池Ｂの正味蓄電容量が決まると、各蓄電池Ｂの実蓄電容量と、蓄電用蓄電池として指定された蓄電池Ｂから他の蓄電池Ｂへの切換（再指定）の要否を判断する際の上限蓄電量と、放電用蓄電池として指定された蓄電池Ｂから他の蓄電池Ｂへの切換（再指定）の要否を判断する際の下限蓄電量（最低保存量）は、次式（３）、（４）、（５）で決められる。

各蓄電池Ｂの実蓄電容量 ＝
各蓄電池Ｂの正味蓄電容量 ＋ 放電間隔（分）内の最大発電量 （３）
蓄電用蓄電池の切換（再指定）の要否を判断する際の上限蓄電量 ＝
各蓄電池Ｂの正味蓄電量 ＝
各蓄電池Ｂの実蓄電容量 − 放電間隔（分）内の最大発電量 （４）
放電用蓄電池の切換（再指定）の要否を判断する際の下限蓄電量 ＝
各蓄電池Ｂの実蓄電容量 × 保存率 （５）
ここで、「保存率」とは、各蓄電池Ｂの蓄電特性から決められる定数であり、各蓄電池Ｂの残存蓄電量が一定値より低下すると放電状態が乱れるのを防止するために設定する。

最後に、以上のようにして決定された仕様を持つ蓄電池Ｂをｎ個導入する。この仕様に合致またはそれに近似する蓄電池Ｂが市販されていれば、それを購入して設置すればよい。しかし、この仕様に合致または近似する蓄電池Ｂが市販されていないと、この仕様に合致または近似する蓄電池Ｂを特別に製造してもらい、それを購入して設置することになる。

（蓄電池制御装置の制御定数の算出・保存）
蓄電池制御装置１１の各種制御定数は、蓄電装置１に接続された太陽光発電装置５（または風力発電装置６）毎に、また蓄電池Ｂ毎に決定される。そして、これらの制御定数またはそれから得られる発電・放電制御情報は、図９の発電・放電制御情報テーブルに整理して保存され、これらの制御定数またはそれから得られる蓄電池状況情報は、図１０の蓄電池状況情報テーブルに整理して保存される（図７参照）。

本実施形態では、発電・放電制御情報は、図９に示すように、太陽光／風力発電容量（ｋＷ）、日別最大発電量（ｋＷ）、放電区間内最大発電量（ｋＷ）、蓄電池切換間隔、（分）、前日蓄電カウンター値、前日蓄電量（ｋＷ）、前日蓄電分単位放電量（ｋＷ）、そして、当日蓄電カウンター値とされている。

太陽光／風力発電容量（ｋＷ）は、蓄電装置１に接続された太陽光発電装置５（または風力発電装置６）の発電容量（最大出力）である。

日別最大発電量（ｋＷ）は、蓄電装置１に接続された太陽光発電装置５（または風力発電装置６）が１日で発電可能な最大発電量である。

放電区間内最大発電量（ｋＷ）は、蓄電装置１に接続された太陽光発電装置５（または風力発電装置６）による放電区間内における最大発電量である。

蓄電池切換間隔（分）は、放電用として選択された蓄電池Ｂ（放電用蓄電池）の切換（再指定）を行う間隔であり、放電指令を発する時間間隔に等しい。

前日蓄電カウンター値は、給電日の前日における蓄電用蓄電池への蓄電量を測定する蓄電量測定装置（図示せず）のカウンター表示値である。

前日蓄電量（ｋＷ）は、発電当日の前日における蓄電池Ｂへの蓄電量である。

前日蓄電分単位放電量（ｋＷ）は、発電当日の前日に発電された合計電力を発電当日に一日（２４時間）かけて均等に放電するための単位時間当たり放電量である。

当日蓄電カウンター値は、給電日における蓄電用蓄電池への蓄電量を測定する蓄電量測定装置（図示せず）のカウンター表示値である。

蓄電池状況情報は、図１０に示すように、各蓄電池Ｂの実容量（ｋＷ）、各蓄電池Ｂの下限蓄電量（ｋＷ）、各蓄電池Ｂの上限発電量（ｋＷ）、各蓄電池Ｂの現在蓄電量（ｋＷ）、各蓄電池Ｂの現在動作、そして、各蓄電池Ｂの切換後動作である。

各蓄電池Ｂの実容量（ｋＷ）は、各蓄電池Ｂに実際に蓄電できる最大量である。

各蓄電池Ｂの下限蓄電量（ｋＷ）は、放電用蓄電池として指定された時に、放電の停止と放電用蓄電池の再指定をするか否かの判断基準となる蓄電量である。

各蓄電池Ｂの上限発電量（ｋＷ）は、蓄電用蓄電池として指定された時に、蓄電の停止と蓄電用蓄電池の再指定をするか否かの判断基準となる蓄電量である。

各蓄電池Ｂの現在蓄電量（ｋＷ）は、測定時に各蓄電池Ｂに蓄電されている蓄電量である。すべての蓄電池Ｂの現在蓄電量（ｋＷ）の初期値は常に「０」とされる。ここでは、各蓄電池Ｂの現在蓄電量は、蓄電と並行して自動的に蓄電量が更新されるようになっている。

各蓄電池Ｂの現在動作は、各蓄電池Ｂの現在の動作状況が何かを意味する。該当する蓄電池Ｂが現在放電中であれば、「放電中」と記録され、該当する蓄電池Ｂが現在蓄電中であれば、「蓄電中」と記録される。該当する蓄電池Ｂが放電中でも蓄電中でもないとき、つまり「休止中」であれば、値は記録されずブランクとされる。

各蓄電池Ｂの切換後動作は、各蓄電池Ｂの切換後に予定されている動作が何かを意味する。これは、蓄電池切換時に、次にどの蓄電池Ｂに蓄電すべきか、また、次にどの蓄電池Ｂから放電すべきかを示しており、ここでは、それらに予め指定した蓄電池Ｂを表示するようになっている。該当する蓄電池Ｂが切換後に放電される予定であるときは、その蓄電池の対応欄に「次放電」と記録され、該当する蓄電池Ｂが切換後に蓄電される予定であるときは、その蓄電池の対応欄に「次蓄電」と記録される。該当する蓄電池Ｂが次放電でも次蓄電でもないとき、つまり「次休止」のときは、その蓄電池の対応欄に値は記録されずブランクとされる。

（蓄電装置１の動作）
次に、図１１を参照しながら、蓄電装置１の動作、換言すれば、蓄電装置１の蓄電池制御装置１１の制御動作について説明する。

まず、ステップＳ２１では、図９の発電・放電制御情報テーブルと図１０の蓄電池状況情報テーブルから所定データをそれらの該当欄から読み込む。ここで、所定データとは、発電・放電制御情報テーブル内の蓄電池切換間隔のデータ及び前日蓄電分単位放電量のデータと、蓄電池状況情報テーブル内の各蓄電池Ｂの実容量のデータ、下限蓄電量のデータ、上限蓄電量のデータ、現在蓄電量のデータ、現在動作のデータ及び切換後動作のデータである。これらデータの読み込み完了後、ステップＳ２８に飛ぶ。これは、ステップＳ２１が蓄電装置１の起動時のみに実行されるからである。蓄電装置１の動作中は、後述するステップＳ２２〜Ｓ３２が繰り返し実行される。

ステップＳ２８では、図９の発電・放電制御情報テーブルと図１０の蓄電池状況情報テーブルから所定データを読み込んだ状態で、所定時間、待機する。ここで、所定時間とは、次のチェック時刻までの予め設定された待機時間であり、例えば５分間とされる。

次のステップＳ２９では、現在時刻が所定の蓄電池切換時刻であるか否かを判断する。所定の蓄電池切換時刻とは、例えば午前０時とされる。これは蓄電池切換を一日毎に行うためである。現在時刻が所定の蓄電池切換時刻である（つまり、蓄電池切換時刻に合致する）と判断されると、ステップＳ３０に進み、図８に示した翌日準備処理を実行する。翌日準備処理が完了すると、ステップＳ３１に進む。他方、ステップＳ２９で現在時刻が所定の切換時刻ではない（つまり、蓄電池切換時刻に合致しない）と判断されると、翌日準備処理を実行することなく直ちにステップＳ３１に進む。

ステップＳ３０の翌日準備処理とは、給電日の終了間際に実行される、給電日の翌日の制御のための準備を行う処理である。この翌日準備処理について、図８のフローチャートを参照しながら説明すると、次のようになる。

翌日準備処理では、最初に、図９の発電・放電制御情報テーブルから、前日蓄電カウンター値と当日蓄電カウンター値を取得する（ステップＳ１１）。次に、給電日の１日で蓄電された量を、次式（６）を用いて算出し、算出された当日蓄電量を前日蓄電量として、発電・放電制御情報テーブルの前日蓄電量欄に保存する（ステップＳ１２）。

前日蓄電量 ＝ 当日蓄電カウンター値 − 前日蓄電カウンター値 （６）
次に、当日蓄電量に基づいて翌日の単位放電量を次式（７）を用いて算出し、算出された単位放電量を前日蓄電分単位電量として、発電・放電制御情報テーブルの前日蓄電分単位電量欄に保存する（ステップＳ１３）。

前日蓄電分単位電量 ＝
当日蓄電量 ÷ （２４ × （６０ ÷ 放電間隔（分））） （７）
最後に、発電・放電制御情報テーブルの当日蓄電カウンター値を読み取り、読み取った当日蓄電カウンター値を前日蓄電分単位放電量として、発電・放電制御情報テーブルの前日蓄電分単位放電量欄に保存する（ステップＳ１４）。以上のようにして翌日準備処理が完了する。

以上のような翌日準備処理の完了後に実行されるステップＳ３１では、蓄電池切換指令があったか否かを判断する。蓄電池切換指令があったと判断されると、ステップＳ３２に進み、蓄電中の蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、次に蓄電すべき蓄電用蓄電池を新たに指定して、蓄電用蓄電池の切り換えを行う。次に蓄電すべき蓄電用蓄電池としては、切換時の蓄電量が最低の蓄電池Ｂが指定される。また、それと同時に、放電中の放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、次に放電すべき放電用蓄電池を新たに指定して、放電用蓄電池の切り換えを行う。次に放電すべき蓄電用蓄電池としては、切換時の蓄電量が最大の蓄電池Ｂが指定される。その後、ステップＳ２２に飛ぶ。

ステップＳ２２では、すべての蓄電池Ｂの現在蓄電量を読み取り、読み取った現在蓄電量データを蓄電池制御装置１１内に取り込む。

次のステップＳ２３では、取り込んだ現在蓄電量データを蓄電池状況情報テーブルの現在蓄電量欄に書き込み、当該テーブルを保存（更新）する。これにより、すべての蓄電池Ｂについて、蓄電池状況情報テーブルの現在蓄電量データが最新データに更新される。

次のステップＳ２４では、指定された単位放電量で放電を実行するよう、放電用蓄電池に対して放電指令を送る。この放電指令を受けて、放電用蓄電池は指定された単位放電量で放電を実行する。こうして放電された電力は、そのまま電力系統２へ給電される。なお、単位放電量の指定は、（ａ）発電・放電制御情報テーブルから前日蓄電分単位放電量データを蓄電池制御装置１１内に取り込むことによって行われ、あるいは、（ｂ）通信網３を介して中央制御システム４から送られる指示によって行われる。

次のステップＳ２５では、蓄電池状況情報テーブルの該当欄から、蓄電用蓄電池の現在蓄電量を取り込み、取り込んだ現在蓄電量が蓄電用蓄電池の上限蓄電量より大きいか否かを判断する。蓄電用蓄電池の現在蓄電量がその上限蓄電量より大きいと判断されると、蓄電池切換指令を発行する。ここで、蓄電池切換指令とは、（ａ）蓄電用蓄電池として現在指定されているのはどの蓄電池Ｂであり、次に蓄電用蓄電池として指定されるべきものはどの蓄電池Ｂであるかを指定すること、そして、（ｂ）放電用蓄電池として指定されているのはどの蓄電池Ｂであり、次に放電用蓄電池として指定されるべきものはどの蓄電池Ｂであるかを指定することである。これらの指定は、発電・放電制御情報テーブルと蓄電池状況情報テーブルに保存されている該当データを取り込むことによって容易に行える。

その後、ステップＳ２８に進み、所定時間待機する。その後、上述したのと同様にしてステップＳ２９〜Ｓ３２の処理とステップＳ２２以降の処理を実行する。

ステップＳ２５において蓄電用蓄電池の現在蓄電量がその上限蓄電量より大きくないと判断されると、ステップＳ２７に進み、放電用蓄電池の現在蓄電量がその下限蓄電量より大きいか否かを判断する。これは、放電用蓄電池の切換（再指定）が必要か否かを知るためである。放電用蓄電池の現在蓄電量がその下限蓄電量より大きくないと判断された場合は、放電用蓄電池の切換（再指定）が必要であるから、ステップＳ２６に進み、蓄電池切換指令を発する。その後、ステップＳ２８に進み、所定時間待機する。その後、上述したのと同様にしてステップＳ２９〜Ｓ３２の処理とステップＳ２２以降の処理を実行する。

蓄電池制御装置１１では、毎回の処理時に、すべての蓄電池Ｂの現在蓄電量を読み取り、読み取った現在蓄電量データを蓄電池制御装置１１内に取り込んで、蓄電池状況情報デーブルの現在蓄電量欄を最新データで更新しており（ステップＳ２２、Ｓ２３）、その最新データに基づき、所定のアルゴリズムに従って、次に蓄電用蓄電池として指定されるべき蓄電池Ｂと次に放電用蓄電池として指定されるべき蓄電池Ｂを自動的に切り換え、切り換えられた（再指定された）蓄電池Ｂの切換後動作欄にそれぞれ「次蓄電」、「次放電」と書き込むようになっている。このため、ステップＳ２６において蓄電池切換指令を発する際には、新たな蓄電用蓄電池としては、切換後動作欄データが「次蓄電」となっている蓄電池Ｂが指定され、新たな放電用蓄電池としては、切換後動作欄データが「次放電」となっている蓄電池Ｂが指定される。

ステップＳ２７において放電用蓄電池として指定されている蓄電池Ｂの蓄電量がその下限蓄電量より大きいと判断された場合は、蓄電池切換指令が不要であるから、ステップＳ２６を飛ばしてステップＳ２８に飛び、所定時間待機する。その後、上述したのと同様にしてステップＳ２９〜Ｓ３２の処理とステップＳ２２以降の処理を実行する。

なお、ステップＳ２１の処理は、蓄電池制御装置１１の起動時のみに実行され、起動中はステップＳ２２〜Ｓ３２の処理が所定時間毎に繰り返し実行される。

蓄電池制御装置１１は、以上述べたような制御処理を行うことで、蓄電池ユニット１２のｎ個の蓄電池Ｂの中から蓄電用蓄電池と放電用蓄電池を指定すると共に、必要に応じて蓄電用蓄電池と放電用蓄電池を適宜切り換えながら、太陽光発電装置５（または風力発電装置６）で発電された電力をｎ個の蓄電池Ｂを介して電力系統２に電力を供給する。こうすることで、使用する蓄電池Ｂの蓄電容量を太陽光発電装置５（または風力発電装置６）の日別最大発電量に対応する蓄電容量よりも低く抑えることができ、その結果、蓄電池Ｂの製造コストとその設置スペースを抑制することが可能となる。

太陽光発電装置５の場合、発電されるのは日中だけであり、夜間には発電は行われない。また、給電日の前日に太陽光発電装置５によって発電されて蓄電用蓄電池に蓄電された電力を、給電日に２４時間かけて均等に放電させることで電力系統２に給電する。この時の発電（蓄電）状況と放電状況を図示すると、図１２（ａ）のようになる。同図から分かるように、給電日における太陽光発電装置５による発電は、日中に集中しており、夜間には発電されていないが、給電日における蓄電池Ｂからの放電は、その全日にわたって均等に行われる。

蓄電用蓄電池への蓄電量の変化に注目すると、図１２（ｂ）のようになる。同図では、蓄電用及び放電用として同一の蓄電容量を持つ二つの蓄電池Ｂを使用した場合を示している。同図から分かるように、給電日における蓄電用蓄電池の蓄電量は、給電日の太陽光照射の開始時に０％から徐々に増加し始め、太陽光照射の終了時とそれ以降は１００％になる。他方、給電日における放電用蓄電池の蓄電量は、給電日の午前０時から２４時まで均等に１００％から０％まで減少する。

図１２（ｃ）は、太陽光発電装置５において、給電日とその前日にわたって最大発電量が二日続いた場合の、給電日における蓄電用蓄電池の蓄電量と放電用蓄電池の蓄電量の合計の時間変化を図示したものである。ここでも、蓄電用及び放電用として同一の蓄電容量を持つ二つの蓄電池Ｂを使用した場合を示している。同図から分かるように、太陽光発電装置５では、蓄電用蓄電池の蓄電量と放電用蓄電池の蓄電量の合計は、午前０時から徐々に１００％から減少を始めるが、蓄電用蓄電池のへ蓄電が開始する（午前６時頃）と同時に増加に転じ、その後は蓄電用蓄電池の蓄電量の増加と共に徐々に増加する。そして、蓄電用蓄電池への蓄電が終了する（午後３時頃）と同時に減少に転じ、その後は放電用蓄電池の蓄電量の減少と共に徐々に減少する。よって、蓄電用蓄電池の蓄電量と放電用蓄電池の蓄電量の合計は、蓄電用蓄電池への蓄電の終了時（午後３時頃）にピーク値を持ち、そのピーク値は両方の蓄電池の最大蓄電量の約１．３３１倍に止まることが分かる。つまり、蓄電用及び放電用として用いた蓄電池Ｂの最大蓄電量の２倍を用意する必要がないのであり、使用する蓄電池Ｂの蓄電容量を日別最大発電量に対応する蓄電容量よりも低く抑えることが可能になるのである。

他方、風力発電装置６の場合は、日中、夜間を問わず、風さえあれば、発電は一日を通じて行われる点で、太陽光発電装置５の場合とは異なる。風力発電装置６の一日当たり最大発電量は、風力発電装置６の最大出力が２４時間継続される場合に得られる。また、給電日の前日に風力発電装置６によって発電されて蓄電用蓄電池に蓄電された電力は、太陽光発電装置５の場合と同様に、給電日に２４時間かけて均等に放電させて電力系統２に給電する。この時の発電（蓄電）状況と放電状況を図示すると、図１３（ａ）のようになる。同図から分かるように、給電日における風力発電装置６による発電（蓄電用蓄電池への蓄電）は、その全日にわたって最大発電量で行われ、給電日における放電用蓄電池からの放電は、その全日にわたって均等に行われる。

蓄電池Ｂの蓄電量の変化に注目すると、図１３（ｂ）のようになる。同図でも、太陽光発電装置５の場合と同様に、蓄電用及び放電用として同一の蓄電容量を持つ二つの蓄電池Ｂを使用した場合を示している。同図から分かるように、風力発電装置６では、給電日における蓄電用蓄電池の蓄電量は、給電日の午前０時から２４時まで均等に０％から１００％まで増加する。他方、給電日における放電用蓄電池の蓄電量は、給電日の午前０時から２４時まで均等に１００％から０％まで減少する。

図１３（ｃ）は、風力発電装置６において、給電日とその前日にわたって最大発電量が二日続いた場合の、給電日における蓄電用蓄電池の蓄電量と放電用蓄電池の蓄電量の合計の時間変化を図示したものである。ここでも、蓄電用及び放電用として同一の蓄電容量を持つ二つの蓄電池Ｂを使用した場合を示している。同図から分かるように、蓄電用蓄電池の蓄電量と放電用蓄電池の蓄電量の合計は、その全日にわたって最大発電量に等しい。よって、蓄電用蓄電池の蓄電量と放電用蓄電池の蓄電量の合計は、その全日にわたって両方の蓄電池Ｂの最大蓄電量に等しいことが分かる。つまり、蓄電用及び放電用として用いた蓄電池Ｂの最大蓄電量の２倍を設置する必要がないのであり、使用する蓄電池Ｂの蓄電容量を日別最大発電量に対応する蓄電容量よりも低く抑えることが可能になるのである。

（シミュレーション例１）
次に、シミュレーションによって、太陽光発電装置５を用いた場合の蓄電装置１（つまり蓄電池制御装置１１）の動作とそれによる効果を、より詳細に説明する。

まず、太陽光発電装置５において、初日、２日目と年間最大発電量に相当する発電量が二日連続し、３日目にその年間最大発電量よりやや少ない発電量となり、４日目は発電量がゼロとなったものとする。

太陽光発電装置５による発電量の設定は、
太陽光発電装置５の容量 ＝ １００００ｋＷ
５分間の最大発電量 ＝ ８３３ｋＷ（＝ １０００ ÷ （６０ ÷ １２））
日別の年間最大発電量 ＝ ７３６００ｋＷｈ
とする。

この場合、初日、２日目の発電量は、年間最大発電量に相当する７３６００ｋＷｈとなる。３日目の発電量は、年間最大発電量よりやや少ない５０２４０ｋＷｈとし、４日目の発電量は０とする。

蓄電池ユニット１２には、同一容量の蓄電池Ｂを２個使用するものとし、両蓄電池Ｂの容量は１５０００ｋＷとする。その根拠は、
蓄電池Ｂの容量 ＝
７３６００（日別の年間最大発電量） × １．３３１ ÷ ２
＋ ８３３（５分間の最大発電量） ＝ ４９８１４ ≒ ５００００ｋＷ
となるからである。２個の蓄電池Ｂは、それぞれ、蓄電用蓄電池または放電用蓄電池として適宜切り換えながら使用される。以下の説明では、一方の蓄電池Ｂを１号蓄電池といい、他方の蓄電池Ｂを２号蓄電池という。

以上のように設定された太陽光発電装置５の日別発電量の変化を図示すると、図１６のようになる。同図に示すように、初日の発電量は７３６００ｋＷｈであり、放電はないので初日の放電量は０である。２日目の発電量は初日と同じ７３６００ｋＷｈ、２日目の放電量は３０６６ｋＷｈ（１時間間隔の場合）または２５５ｋＷｈ（５分間隔の場合）となる。３日目の発電量は５０２４０ｋＷｈ、３日目の放電量は２日目と同じ３０６６ｋＷｈ（１時間間隔の場合）または２５５ｋＷｈ（５分間隔の場合）となる。４日目の発電量は０、４日目の放電量は２０９３ｋＷｈ（１時間間隔の場合）または１７４ｋＷｈ（５分間隔の場合）となる。

太陽光発電装置５によるシミュレーション結果を図１７、図１８、図１９Ａ〜１９Ｄに示す。本シミュレーションでは、蓄電と放電の切換を５分間隔で行っているが、図１７では、表示を簡略化するために１時間間隔で行ったように表示している。図１９Ａ〜１９Ｄには、蓄電と放電の切換を５分間隔で行った場合の要部を表示している。

図１７示すように、初日には、１号蓄電池は蓄電用として指定され、２号蓄電池は放電用として指定されている。初日は、１号蓄電池の蓄電量は、午前０時から日の出前までは０であり、日の出から後は徐々に増加する。午後１時（１３時）頃に、１号蓄電池の蓄電量が１号蓄電池の上限蓄電量に到達すると、それ以上の蓄電ができなくなるため、二つの蓄電池の用途が切り換えられ、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が放電用とされる。その後の蓄電は２号蓄電池に対して行われるため、２号蓄電池の蓄電量が徐々に増加するが、日の入り後に発電量が０となるため、２号蓄電池の蓄電量は日の入り時の蓄電量が保持される。初日には放電が行われないため、１号蓄電池の蓄電量は蓄電池切換時の蓄電量が保持される。なお、初日の終了時には、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が放電用とされた指定が維持される。

２日目は、午前０時から、放電用として指定されている１号蓄電池から３０６６ｋＷｈ（１時間間隔の場合）または２５５ｋＷｈ（５分間隔の場合）の単位放電量で徐々に放電される。他方、蓄電用として指定されている２号蓄電池は、蓄電量が日の出前までは午前０時の蓄電量が維持され、日の出から後は徐々に増加する。１号蓄電池の蓄電量が午前９時頃にその上限蓄電量に到達するので、再度、二つの蓄電池の用途が切り換えられ、２号蓄電池が蓄電用とされ、１号蓄電池が放電用とされる。すると、放電によって１号蓄電池の蓄電量が徐々に減少すると同時に、蓄電によって２号蓄電池の蓄電量が徐々に増加するが、午前９時頃には２号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達するので、さらに二つの蓄電池の用途が切り換えられ、１号蓄電池が蓄電用、２号蓄電池が放電用とされる。すると、放電によって２号蓄電池の蓄電量が徐々に減少すると同時に、蓄電によって１号蓄電池の蓄電量が徐々に増加するが、午後１時（１３時）頃に１号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達するので、さらに二つの蓄電池の用途が切り換えられ、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が放電用とされる。すると、放電によって１号蓄電池の蓄電量が徐々に減少すると同時に、蓄電によって２号蓄電池の蓄電量が徐々に増加するが、午後２時（１４時）頃に２号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達するので、さらに二つの蓄電池の用途が切り換えられ、１号蓄電池が蓄電用、２号蓄電池が放電用とされる。すると、放電によって２号蓄電池の蓄電量が徐々に減少すると同時に、蓄電によって１号蓄電池の蓄電量が徐々に増加する。午後５時（１７時）頃に１号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達するので、さらに二つの蓄電池の用途が切り換えられ、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が蓄電用とされる。日の入り後に発電量が０となるため、２号蓄電池の蓄電量は日の入り時の蓄電量が保持される。１号蓄電池からの放電は、２日目の終了まで継続される。なお、２日目の終了時には、１号蓄電池が放電用、２号蓄電池が蓄電用とされた指定が維持される。

３日目は、午前０時から、放電用として指定されている１号蓄電池から３０６６ｋＷｈ（１時間間隔の場合）または２５５ｋＷｈ（５分間隔の場合）の単位放電量で徐々に放電される。他方、蓄電用として指定されている２号蓄電池は、蓄電量が日の出前までは午前０時の蓄電量が維持され、日の出から後は徐々に増加する。１号蓄電池の蓄電量が午前６時頃にその下限蓄電量に到達するので、二つの蓄電池の用途が切り換えられ、１号蓄電池が蓄電用とされ、２号蓄電池が放電用とされる。すると、放電によって２号蓄電池の蓄電量が徐々に減少すると同時に、蓄電によって１号蓄電池の蓄電量が徐々に増加するが、午後１０時（２２時）頃には１号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達するので、さらに二つの蓄電池の用途が切り換えられ、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が放電用とされる。すると、放電によって１号蓄電池の蓄電量が徐々に減少すると同時に、日の入り後に発電量が０となるため、２号蓄電池の蓄電量は日の入り時の蓄電量が保持される。１号蓄電池からの放電は、３日目の終了まで継続される。なお、３日目の終了時には、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が放電用とされた指定が維持される。

４日目は、午前０時から、放電用として指定されている１号蓄電池から２０９３ｋＷｈ（１時間間隔の場合）または１７４ｋＷｈ（５分間隔の場合）の単位放電量で徐々に放電される。他方、蓄電用として指定されている２号蓄電池は、蓄電量が日の出前までは午前０時の蓄電量が維持されるが、発電が行われないため、蓄電量が増加することはない。１号蓄電池の蓄電量は、放電に伴って減少を続け、午後９時（２１時）頃にその下限蓄電量に到達するので、二つの蓄電池の用途が切り換えられ、２号蓄電池が放電用、１号蓄電池が蓄電用とされる。ただし、蓄電量が下限蓄電量に到達した２号蓄電池の放電は、その時点で停止される。すると、放電によって１号蓄電池の蓄電量が徐々に減少するが、２号蓄電池の蓄電量は放電停止時の蓄電量のままであり、４日目の終了時までその蓄電状態が維持される。１号蓄電池の蓄電量は、午後１０時（２２時）頃にその下限蓄電量に到達するので、その時点で放電が停止される。１号蓄電池の蓄電量は、放電停止時の蓄電量が４日目の終了時まで維持される。

図１８には、図１７に示したシミュレーション例において、１号蓄電池と２号蓄電池に蓄電される蓄電量の日別・時間別変化を示している。同図の下側の領域は１号蓄電池の蓄電量を示し、同図の上側の領域は１号蓄電池と２号蓄電池の蓄電量の合計を示している。同図から分かるように、１号蓄電池と２号蓄電池の蓄電量の合計のピークは２日目の午後４時（１６時）に起こっており、そのピーク値は９４２５３ｋＷである。

図１９Ａには、初日の正午（午前１２時）から午後１時（１３時）までの５分毎の蓄電量変化と、各時刻における蓄電量の合計値及び発電量を示している。同図から分かるように、午前１２時５分に１号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達し、その時点で二つの蓄電池の用途が切り換えられて、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が放電用とされている。

図１９Ｂには、２日目の午前９時から１０時までと、午後１時（１３時）から午後２時（１４時）までの５分毎の蓄電量変化と、各時刻における蓄電量の合計値及び発電量を示している。同図から分かるように、午前９時２５分に２号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達し、その時点で二つの蓄電池の用途が切り換えられて、１号蓄電池が蓄電用、２号蓄電池が放電用とされている。また、午後１時（１３時）５分に１号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達し、その時点で二つの蓄電池の用途が切り換えられて、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が放電用とされている。この時間帯では、このように蓄電池切換を行うことで、太陽光発電装置５の年間最大発電量を蓄電するのに必要な容量より小さい容量を持つ１号蓄電池と２号蓄電池を利用して、年間最大発電量の蓄電を可能としている。

図１９Ｃには、２日目の午後２時（１４時）から４時（１６時）２０分までの５分毎の蓄電量変化と、各時刻における蓄電量の合計値及び発電量を示している。同図から分かるように、午後２時５０分に２号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達し、その時点で二つの蓄電池の用途が切り換えられて、１号蓄電池が蓄電用、２号蓄電池が放電用とされている。また、午後５時（１７時）００分に１号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達し、その時点で二つの蓄電池の用途が切り換えられて、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が放電用とされている。この時間帯では、非常に高い頻度で蓄電池切換を行っているが、こうすることで、太陽光発電装置５の年間最大発電量を蓄電するのに必要な容量より小さい容量を持つ１号蓄電池と２号蓄電池を利用して、年間最大発電量の蓄電を可能としているのである。

図１９Ｄには、３日目の午前７時から８時までと、午後１０時（２２時）から午後１１時（２３時）までの５分毎の蓄電量変化と、各時刻における蓄電量の合計値及び発電量を示している。同図から分かるように、午前７時３０分に２号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達し、その時点で二つの蓄電池の用途が切り換えられて、１号蓄電池が蓄電用、２号蓄電池が放電用とされている。また、午後１０時（２２時）４５分に１号蓄電池の蓄電量がその上限蓄電量に到達し、その時点で二つの蓄電池の用途が切り換えられて、２号蓄電池が蓄電用、１号蓄電池が放電用とされている。この時間帯では、こうすることで、太陽光発電装置５の年間最大発電量を蓄電するのに必要な容量より小さい容量を持つ１号蓄電池と２号蓄電池を利用して、年間最大発電量の蓄電を可能としているのである。

（シミュレーション例２）
続いて、シミュレーションによって、風力発電装置６を用いた場合の蓄電装置１の動作とそれによる効果を、より詳細に説明する。

まず、風力発電装置６において、２日目、３日目と年間最大発電量に相当する発電量が二日連続し、４日目、５日目にその年間最大発電量よりやや少ない発電量となったものとする。

風力発電装置６による発電量の設定は、
風力発電装置６の容量 ＝ ８０００ｋＷ
５分間の最大発電量 ＝ ６６７ｋＷ
日別の年間最大発電量 ＝ １６６６０４ｋＷｈ
とする。

この場合、前日の発電量は９０１１４ｋＷｈ、初日の発電量は１５８８２５ｋＷｈ、２日目と３日目の発電量は１６６６０４ｋＷｈ、４日目の発電量は１１７６０８ｋＷｈ、５日目の発電量は８８６４０ｋＷｈとする。

上記シミュレーション例１と同様に、蓄電池ユニット１２には、同一容量の蓄電池Ｂを２個使用するものとし、各蓄電池Ｂの容量は８９０００ｋＷとする。その根拠は、
各蓄電池Ｂの容量 ＝
１６６６０４（日別の年間最大発電量） × １．０５ ÷ ２
＋ ６６７（５分間の最大発電量） ＝ ８８１３４ ≒ ８９０００ｋＷ
となるからである。

上記のシミュレーション例１と同様に、２個の蓄電池Ｂは、それぞれ、蓄電用または放電用として適宜切り換えながら使用される。また、一方の蓄電池Ｂを１号蓄電池といい、他方の蓄電池Ｂを２号蓄電池という。

以上のように設定された風力発電装置６の日別発電量の変化を図示すると、図２０のようになる。

風力発電装置６によるシミュレーション結果を図２１に示す。本シミュレーションにおいても、上記シミュレーション１と同様に、蓄電と放電の切換を５分間隔で行っているが、図２１では１時間間隔で行ったように表示している。同図から分かるように、１号蓄電池の最大蓄電量は、２日目の１２時５５分の８８０６２ｋＷｈであり、２号蓄電池の最大蓄電量は、２日目の１６時４５分の８８０１１ｋＷｈである。

風力発電装置６の場合でも、太陽光発電装置５の場合と同様に、上限蓄電量と下限蓄電量を有する２個の蓄電池Ｂを蓄電用または放電用として適宜切り換えながら使用することで、風力発電装置６の年間最大発電量を蓄電するのに必要な容量より小さい容量を持つ１号蓄電池と２号蓄電池を利用して、年間最大発電量の蓄電を可能であることが分かる。

以上詳細に説明したように、本実施形態に係る蓄電装置１では、その蓄電池制御装置１１が、ｎ個の蓄電池Ｂ１〜Ｂｎからなる蓄電池群から少なくとも一つの蓄電池Ｂを蓄電用蓄電池に指定して、太陽光発電装置５や風力発電装置６等の再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電させるようにすると共に、前記蓄電池群から前記蓄電用蓄電池以外の少なくとも一つの蓄電池Ｂを放電用蓄電池に指定して、当該放電用蓄電池から所定の単位放電量で電力系統２に放電させるように構成されており、しかも、電力系統２への給電日において、蓄電用蓄電池への蓄電と放電用蓄電池からの放電を同時に実行しながら、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の上限蓄電量に到達したか否かの判断と、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の下限蓄電量に到達したか否かの判断とを行っている。そして、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の上限蓄電量に到達したと判断すると、蓄電中の前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、また、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の下限蓄電量に到達したと判断すると、放電中の前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電を開始するようにしている。このため、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として、太陽光発電装置５または風力発電装置６の日別最大発電量を蓄電できる蓄電容量を持つ蓄電池Ｂを用意しなくても、太陽光発電装置５または風力発電装置６で発電された電力を前記蓄電用蓄電池に一時的に蓄電してから電力系統２へ放電（給電）することができる。換言すれば、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池（つまり蓄電池Ｂ）の蓄電容量を太陽光発電装置５または風力発電装置６の日別最大発電量に対応する蓄電容量よりも低く抑えることが可能となる。

よって、太陽光発電装置５または風力発電装置６で発電された電力を前記蓄電用蓄電池に一時的に蓄電してから電力系統２へ放電（給電）する際に、前記蓄電及び前記放電（給電）を何ら制約することなく、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として使用する蓄電池Ｂの製造コストとその設置スペースを抑制することが可能となる。

また、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の上限蓄電量に到達すると、蓄電中の前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の下限蓄電量に到達すると、放電中の前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電を開始するようにしているので、前記蓄電用蓄電池と前記放電用蓄電池として使用する蓄電池Ｂの容量限界まで活用することが可能である。

さらに、前記放電用蓄電池からの放電、すなわち前記電力系統への給電は、太陽光発電装置５または風力発電装置６による発電量の変動とは無関係に、所定の単位放電量で行われるので、太陽光発電装置５または風力発電装置６による発電のような大きな変動幅を持つ発電装置による発電であっても、変動幅の少ない電力を安定して電力系統に供給することが可能である。

（変形例）
上述した実施形態は本発明を具体化した例を示すものである。したがって、本発明はこれらの実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を外れることなく種々の変形が可能であることは言うまでもない。

例えば、上述したシミュレーション例１および２では、蓄電ユニット１２の蓄電池Ｂの総数が２個とされており、一方が蓄電用蓄電池に、他方が放電用蓄電池に指定されるようになっているが、本発明はこれには限定されない。例えば、上述した実施形態で述べたように、蓄電ユニット１２の蓄電池Ｂの総数を３個以上としてもよいことは言うまでもない。この場合、３個以上の蓄電池のうちの一つが蓄電用蓄電池に指定され、残りの蓄電池のうちの一つが放電用蓄電池に指定される。残りの蓄電池は、蓄電用蓄電池にも放電用蓄電池にも指定されず、蓄電も放電も行わない（非アクティブとなる）。

さらに、２個あるいはそれ以上の蓄電池を蓄電用蓄電池に指定し、２個あるいはそれ以上の蓄電池を放電用蓄電池に指定してもよい。この場合、２個あるいはそれ以上の蓄電用蓄電値に並列に蓄電されるようにするのが好ましく、２個あるいはそれ以上の放電用蓄電池から並列に放電されるようにするのが好ましい。

さらに、上述した実施形態では、蓄電装置１に太陽光発電装置または風力発電装置を接続するとして説明しているが、本発明はこれに限定されない。太陽光発電装置や風力発電装置以外の再生可能エネルギー発電装置（例えば地熱発電装置）も接続可能であることは言うまでもない。

１ 蓄電装置
２ 電力系統
３ 通信網
４ 中央制御システム
５ 太陽光発電装置
６ 風力発電装置
１１ 蓄電池制御装置
１１ａ 通信制御部
１１ｂ 蓄電池情報保存部
１１ｃ 発電・放電情報保存部
１１ｄ 蓄電池監視部
１１ｅ 蓄電池切換部
１１ｆ 放電制御部
１１ｇ 異常処理部
１２ 蓄電池ユニット
Ｂ、Ｂ１〜Ｂｎ 蓄電池

Claims (13)

1. 再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電池群に一時的に蓄電した後、蓄電したその電力を電力系統へ放電する際に前記蓄電池群の蓄電及び放電を制御する蓄電池制御方法であって、
   前記蓄電池群から少なくとも一つの蓄電池を蓄電用蓄電池に指定して、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電させるようにし、
   前記蓄電池群から前記蓄電用蓄電池以外の少なくとも一つの蓄電池を放電用蓄電池に指定して、当該放電用蓄電池から所定の単位放電量で電力系統に放電させるようにし、
   前記電力系統への給電日には、前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電を同時に実行しながら、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の上限蓄電量に到達したか否かの判断と、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の下限蓄電量に到達したか否かの判断とを行い、
   前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したときは、前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、
   前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したときは、前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された放電用蓄電池からの放電を開始することを特徴とする蓄電池制御方法。
2. 前記放電用蓄電池からの放電が、所定の放電間隔毎に実行されるようになっており、
   前記放電区間の各々における前記単位放電量が、外部の中央制御システムから指示された値、または、前記給電日の前日の発電量に基づいて算出された値に設定される請求項１に記載の蓄電池制御方法。
3. 前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したか否かの判断と、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したか否かの判断とが、所定の待機時間毎に繰り返し実行される請求項１または２に記載の蓄電池制御方法。
4. 前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電の制御が、２４時間毎に区分して実行されるようになっていると共に、所定の切換時刻が設定されており、
   前記給電日に前記切換時刻になると、前記単位放電量の翌日の値を算出するための翌日準備処理が行われる請求項１〜３のいずれかに記載の蓄電池制御方法。
5. 前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したとき、または、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達していないが、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したとき、所定の切換指令が発せられ、
   蓄電中の前記蓄電用蓄電池への蓄電の停止及び新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電の開始と、放電中の前記放電用蓄電池からの放電の停止及び新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電の開始が、前記切換指令に応答して実行される請求項１〜４のいずれかに記載の蓄電池制御方法。
6. 前記蓄電用蓄電池が単一の蓄電池から構成され、前記放電用蓄電池が単一の蓄電池から構成される請求項１〜５のいずれかに記載の蓄電池制御方法。
7. 再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電池群に一時的に蓄電した後、蓄電したその電力を電力系統へ放電する際に前記蓄電池群の蓄電及び放電を制御する蓄電池制御装置であって、
   前記蓄電池群から少なくとも一つの蓄電池を蓄電用蓄電池に指定して、前記再生可能エネルギー発電装置で発電された電力を蓄電させる第１手段と、
   前記蓄電池群から前記蓄電用蓄電池以外の少なくとも一つの蓄電池を放電用蓄電池に指定して、当該放電用蓄電池から所定の単位放電量で電力系統に放電させる第２手段とを備え、
   前記電力系統への給電日には、前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電を同時に実行しながら、前記第１手段と前記第２手段が、それぞれ、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の上限蓄電量に到達したか否かの判断と、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の下限蓄電量に到達したか否かの判断とを行い、
   前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したときは、前記蓄電用蓄電池への蓄電を停止すると共に、新たに指定された蓄電用蓄電池への蓄電を開始し、
   前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したときは、前記放電用蓄電池からの放電を停止すると共に、新たに指定された放電用蓄電池からの放電を開始することを特徴とする蓄電池制御装置。
8. 前記放電用蓄電池からの放電が、所定の放電間隔毎に実行されるようになっており、
   前記放電区間の各々における前記単位放電量が、外部の中央制御システムから指示された値、または、前記給電日の前日の発電量に基づいて算出された値に設定される請求項７に記載の蓄電池制御装置。
9. 前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したか否かの判断と、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したか否かの判断とが、所定の待機時間毎に繰り返し実行される請求項７または８に記載の蓄電池制御装置。
10. 前記蓄電用蓄電池への蓄電と前記放電用蓄電池からの放電の制御が、２４時間毎に区分して実行されるようになっていると共に、所定の切換時刻が設定されており、
    前記給電日に前記切換時刻になると、前記単位放電量の翌日の値を算出するための翌日準備処理が行われる請求項７〜９のいずれかに記載の蓄電池制御装置。
11. 前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達したと判断したとき、または、前記蓄電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記上限蓄電量に到達していないが、前記放電用蓄電池の蓄電量がそれ自身の前記下限蓄電量に到達したと判断したとき、所定の切換指令が発せられ、
    蓄電中の前記蓄電用蓄電池への蓄電の停止及び新たに指定された前記蓄電用蓄電池への蓄電の開始と、放電中の前記放電用蓄電池からの放電の停止及び新たに指定された前記放電用蓄電池からの放電の開始が、前記切換指令に応答して実行される請求項７〜１０のいずれかに記載の蓄電池制御装置。
12. 前記蓄電用蓄電池が単一の蓄電池から構成され、前記放電用蓄電池が単一の蓄電池から構成される請求項７〜１１のいずれかに記載の蓄電池制御装置。
13. 再生可能エネルギー発電装置で発電された電力が一時的に蓄電される蓄電池群と、
    請求項７〜１２のいずれかに記載の蓄電池制御装置と、
    を備えたことを特徴とする蓄電装置。

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