JP2020099133A - 分散型電源システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統との間での電力の売買を少なくしつつ、電力系統への売電を行う場合には経済的なメリットが大きくなるような分散型電源システムを提供する。【解決手段】分散型電源システムであって、余剰電力対処モードで充放電部２２の動作を制御する場合、１日の中の、第１発電装置ＰＶの発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯では所定の第１上限レベルを上限充電レベルに設定して充放電部２２による充電を制御し、１日の中の、第１発電装置ＰＶの発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯では、第１上限レベルよりも小さい所定の第２上限レベルを上限充電レベルに設定して充放電部２２による充電を制御する。【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統に接続される交流線と、交流線に接続される第１発電装置と、交流線に接続される第２発電装置と、交流線に接続され、交流線との間で電力の充放電を行う蓄電池を含む充放電部、及び、所定の上限充電レベルを充放電部の充電レベルの上限とし且つ所定の下限充電レベルを充放電部の充電レベルの下限として充放電部による充放電を制御する充放電制御部を有する充放電装置とを備え、交流線に電力消費装置が接続されている分散型電源システムに関する。

特許文献１には、太陽光発電装置及び充放電装置を備える分散型電源システムが記載されている。この分散型電源システムでは、充放電装置がグリーンモードという動作モードで動作する例が記載されている。このグリーンモードでは、負荷による総消費電力が太陽光発電装置の発電電力よりも大きい場合、即ち、不足電力が発生している場合、その不足電力に見合った電力を充放電装置が放電する。それに対して、太陽光発電装置の発電電力のうち、負荷で使用されない余剰電力が発生する場合、その余剰電力を充放電装置が充電する。但し、充放電装置が既に満充電である場合は、余剰電力を電力系統へと売電する。このように、グリーンモードでは、分散型電源システムと電力系統との間での電力の売買が少なくなるように充放電装置が動作する。

尚、特許文献１では、充放電装置に加えて複数の発電装置が設置された分散型電源システムは記載されていない。

特開２０１５−１５９７２６号公報

特許文献１には太陽光発電装置が発電した余剰電力が売電される例が記載されているが、太陽光発電装置とは別の発電装置が追加で設置された分散型発電システムの場合、電力系統への売電単価が発電装置毎に異なることも想定される。その場合、電力系統へ売電される余剰電力は、売電単価の高い発電装置の発電電力になる可能性や、売電単価の低い発電装置の発電電力になる可能性がある。そのため、上述したようなグリーンモードで充放電装置を動作させるとしても、売電単価の低い電力ができるだけ充放電装置で充電されるような制御を行うことができれば好ましい。つまり、売電単価の低い発電装置の発電電力が大きくなる時点よりも前には、充放電装置の充放電部に充分な充電余裕が確保されていることが好ましい。

本発明は、上記の課題に鑑みてなされたものであり、その目的は、電力系統との間での電力の売買を少なくしつつ、電力系統への売電を行う場合には経済的なメリットが大きくなるような分散型電源システムを提供する点にある。

上記目的を達成するための本発明に係る分散型電源システムの特徴構成は、電力系統に接続される交流線と、前記交流線に接続される第１発電装置と、前記交流線に接続される第２発電装置と、前記交流線に接続され、前記交流線との間で電力の充放電を行う蓄電池を含む充放電部、及び、所定の上限充電レベルを前記充放電部の充電レベルの上限とし且つ所定の下限充電レベルを前記充放電部の充電レベルの下限として前記充放電部による充放電を制御する充放電制御部を有する充放電装置とを備え、前記交流線に電力消費装置が接続されている分散型電源システムであって、
前記第１発電装置の発電電力を前記電力系統に売電するときの第１売電単価が、前記第２発電装置の発電電力を前記電力系統に売電するときの第２売電単価よりも低く設定されており、
前記充放電装置の前記充放電制御部は、
前記第１発電装置の発電電力と前記第２発電装置の発電電力との和である合計発電電力が前記電力消費装置の消費電力以上である余剰電力発生状態の場合、前記充放電部の充電レベルが前記上限充電レベルになるまで、前記合計発電電力から前記消費電力を減算して導出できる余剰電力に相当する電力を前記交流線から前記充放電部に充電することを目標とする余剰電力対処モードで前記充放電部の動作を制御し、
前記合計発電電力が前記消費電力より小さい不足電力発生状態の場合、前記充放電部の充電レベルが前記下限充電レベルになるまで、前記消費電力から前記合計発電電力を減算して導出できる不足電力に相当する電力を前記充放電部から前記交流線に放電することを目標とする不足電力対処モードで前記充放電部の動作を制御し、
前記余剰電力発生状態の場合に前記充放電部で充電できなかった分の未処理余剰電力は前記電力系統へ、前記第１売電単価及び前記第２売電単価に基づいて決定される所定の売電料金で売電され、
前記不足電力発生状態の場合に前記充放電部の放電により賄うことができなかった分の未処理不足電力は前記電力系統から所定の買電料金で買電され、
前記余剰電力対処モードで前記充放電部の動作を制御する場合、１日の中の、前記第１発電装置の発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯では所定の第１上限レベルを前記上限充電レベルに設定して前記充放電部による充電を制御し、１日の中の、前記第１発電装置の発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯では、前記第１上限レベルよりも小さい所定の第２上限レベルを前記上限充電レベルに設定して前記充放電部による充電を制御する点にある。
ここで、前記第１発電装置及び前記第２発電装置の少なくとも一方は、自然エネルギを利用して発電する装置であってもよい。

上記特徴構成によれば、充放電装置は、余剰電力が発生した場合には余剰電力対処モードによってその余剰電力をできるだけ充電し、不足電力が発生した場合には不足電力対処モードによってその不足電力を賄うようにできるだけ放電する。このように、充放電装置が充電及び放電を行うことで、電力系統との間で売買される電力が少なくなり、分散型電源システム自身の第１発電装置及び第２発電装置で発電した電力が自身の電力消費装置で有効に活用される。

加えて、充放電制御部は、余剰電力対処モードで充放電部の動作を制御する場合、１日の中の、第１発電装置の発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯では所定の第１上限レベルを上限充電レベルに設定して充放電部による充電を制御し、１日の中の、第１発電装置の発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯では、第１上限レベルよりも小さい所定の第２上限レベルを上限充電レベルに設定して充放電部による充電を制御する。つまり、第２時間帯では上限充電レベルが相対的に低く設定されているため、その後、上限充電レベルが相対的に高く設定される第１時間帯では、大きな電力量を充電できるだけの余裕が存在する。また、第１時間帯では、電力系統への売電単価が低い余剰電力が大きくなる可能性が高くなる。そのため、大きな電力量を充電できるだけの余裕が存在する第１時間帯において、売電単価の低い第１発電装置の発電電力が充放電装置で充電され易くなる。言い換えると、売電単価が低い電力を余剰電力として電力系統に売らざるを得なくなる状況をできるだけ回避できる。
従って、電力系統との間での電力の売買を少なくしつつ、電力系統への売電を行う場合には経済的なメリットが大きくなるような分散型電源システムを提供できる。

本発明に係る分散型電源システムの更に別の特徴構成は、前記第１発電装置は太陽光発電装置であり、前記第１時間帯及び前記第２時間帯は日の出時刻及び日の入り時刻に応じて設定される点にある。

上記特徴構成によれば、太陽光発電装置の発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯と、太陽光発電装置の発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯とを、日の出時刻及び日の入時刻に応じて適切に設定できる。

本発明に係る分散型電源システムの更に別の特徴構成は、前記第１時間帯は、前記第１発電装置の発電電力が設定発電電力以上になる又は前記設定発電電力以上になると予測される時間帯を含み、前記第２時間帯は、前記第１発電装置の発電電力が前記設定発電電力より小さくなる又は前記設定発電電力より小さくなると予測される時間帯を含む点にある。

上記特徴構成によれば、第１発電装置の発電電力が実際に設定発電電力以上になる時間帯又は設定発電電力以上になると予測される時間帯を、第１発電装置の発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯として適切に設定できる。また、第１発電装置の発電電力が実際に設定発電電力より小さくなる又は設定発電電力より小さくなると予測される時間帯を、第１発電装置の発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯として適切に設定できる。

本発明に係る分散型電源システムの更に別の特徴構成は、前記充放電装置の前記充放電制御部は、次に到来する前記第２時間帯で設定する前記第２上限レベルを、所定の判定期間での電力コストが最も小さくなる値に決定する上限レベル決定処理を事前に行うように構成され、
前記上限レベル決定処理では、
前記判定期間での前記第１発電装置の発電電力と前記第２発電装置の発電電力との和である前記合計発電電力の時間的変化が分かる基準発電電力データ及び前記電力消費装置の前記消費電力の時間的変化が分かる基準消費電力データを参照して前記不足電力発生状態になる期間と前記余剰電力発生状態になる期間とを特定し、
前記判定期間での前記電力コストを、前記不足電力発生状態になるのに応じて前記不足電力対処モードで前記充放電部の動作を制御しながら前記電力系統から電力を買う場合の前記買電料金と、前記余剰電力発生状態になるのに応じて前記余剰電力対処モードで前記充放電部の動作を制御しながら前記電力系統へ電力を売る場合の前記売電料金とに基づいて導出する点にある。
ここで、前記基準発電電力データは、過去の前記第１発電装置の発電電力と前記第２発電装置の発電電力との和である前記合計発電電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成され、前記基準消費電力データは、過去の前記電力消費装置の前記消費電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成されてもよい。

上記特徴構成によれば、判定期間での第１発電装置の発電電力と第２発電装置の発電電力との和である合計発電電力の基準発電電力データ及び電力消費装置の消費電力の基準消費電力データを参照して、電力コストが小さくなるような第２上限レベルを設定できる。

本発明に係る分散型電源システムの更に別の特徴構成は、前記充放電装置の前記充放電制御部は、前記上限レベル決定処理において、前記判定期間の終了時点での前記充放電部の充電レベルが、前記判定期間の開始時点での前記充放電部の充電レベルよりも所定の増加分だけ大きくなる場合、前記増加分に相当する電力を前記電力系統へ売ると仮定した場合の料金を前記売電料金に含め、前記判定期間の終了時点での前記充放電部の充電レベルが、前記判定期間の開始時点での前記充放電部の充電レベルよりも所定の減少分だけ小さくなる場合、前記減少分に相当する電力を前記電力系統から買うと仮定した場合の料金を前記買電料金に含める点にある。

上記特徴構成によれば、上限レベル決定処理において、元から充放電部に蓄えられていた電力が判定期間の開始時点と終了時点との間で変化する場合には、その変化する分の電力の料金が電力コストの計算に含められる。その結果、上限レベル決定処理での電力コストの計算がより詳細に行われるようになる。

分散型電源システムの構成を示す図である。 充放電装置が余剰電力対処モードで動作している場合の例である。 充放電装置が不足電力対処モードで動作している場合の例である。 電力及び充電レベルの推移を示すグラフである。 上限レベル決定処理の一例を説明する表である。 上限レベル決定処理の一例を説明する表である。

以下に図面を参照して本発明の実施形態に係る分散型電源システムについて説明する。
図１は、分散型電源システムの構成を示す図である。図示するように、分散型電源システムは、電力系統１に接続される交流線２と、交流線２に接続される第１発電装置としての太陽光発電装置ＰＶと、交流線２に接続される第２発電装置としての燃料電池装置１０と、交流線２に接続される充放電装置２０とを備え、交流線２に電力消費装置３が接続されている。

〔太陽光発電装置ＰＶ〕
第１発電装置としての太陽光発電装置ＰＶは、入射光（太陽光）が有する光エネルギを電気エネルギに直接変換する素子（図示せず）と、その素子で発生した電力を所望の電圧、周波数、位相の電力に変換して交流線２に出力するための電力変換部（図示せず）とを有して構成される。

太陽光発電装置ＰＶの発電電力を電力系統１へと売電できる。太陽光発電装置ＰＶの発電電力を電力系統１に売電する場合の売電単価（第１売電単価）は予め設定されており、例えば充放電装置２０の記憶装置（図示せず）などに記憶されている。尚、この売電単価は例えばインターネット通信等によって取得した値に逐次更新されてもよい。

〔燃料電池装置１０〕
第２発電装置としての燃料電池装置１０は、発電部としての燃料電池部１２及び燃料電池部１２の動作を制御する発電制御部としての燃料電池制御部１１を有する。燃料電池部１２は、燃料電池１２ａ及び燃料電池１２ａで発生した電力を、所望の電圧、周波数、位相の電力に変換して交流線２に出力するための電力変換部１２ｂを有する。

燃料電池１２ａは、例えば固体酸化物形燃料電池（ＳＯＦＣ）を用いて実現できる。或いは、燃料電池１２ａを、固体高分子形燃料電池（ＰＥＦＣ）などの他のタイプの燃料電池１２ａを用いて実現してもよい。尚、図示は省略するが、燃料電池部１２が、燃料電池１２ａのアノードに供給する燃料ガスとしての水素等を改質処理により生成する燃料改質器などを備えていてもよい。そして、燃料電池制御部１１は、燃料電池１２ａの運転開始、運転停止、出力状態などを制御する。また、燃料電池制御部１１は、電力変換部１２ｂによる電力変換動作を制御する。

燃料電池装置１０の燃料電池制御部１１は、例えば定格発電電力などの一定の発電電力を交流線２に出力するように燃料電池部１２の動作を制御する。
或いは、燃料電池装置１０の燃料電池制御部１１は、燃料電池部１２から交流線２に供給する発電電力を電力消費装置３の消費電力に追従するように（例えば両者が等しくなるように）燃料電池部１２の動作を制御してもよい。

燃料電池装置１０の発電電力を電力系統１へと売電できる。燃料電池装置１０の発電電力を電力系統１に売電する場合の売電単価（第２売電単価）は予め設定されており、例えば充放電装置２０の記憶装置（図示せず）などに記憶されている。尚、この売電単価は例えばインターネット通信等によって取得した値に逐次更新されてもよい。本実施形態では、太陽光発電装置ＰＶの発電電力を電力系統１に売電するときの第１売電単価が、燃料電池装置１０の発電電力を電力系統１に売電するときの第２売電単価よりも低く設定されている。そのため、本実施形態では、太陽光発電装置ＰＶの発電電力を電力系統１へ売電するよりも、燃料電池装置１０の発電電力を電力系統１へ売電する方がコスト的に好ましい。

〔充放電装置２０〕
充放電装置２０は、交流線２との間での電力の充放電を行う蓄電池２２ａを含む充放電部２２及び充放電部２２の動作を制御する充放電制御部２１を有する。加えて、本実施形態の充放電部２２では、蓄電池２２ａは電力変換部２２ｂを介して交流線２に接続される。その結果、充放電部２２では、蓄電池２２ａに蓄えられている電力を、所望の電圧、周波数、位相の電力に変換して交流線２に出力できる。この場合、充放電制御部２１は、所定の上限充電レベルを充放電部２２の充電レベルの上限とし且つ所定の下限充電レベルを充放電部２２の充電レベルの下限として充放電部２２による充放電を制御する。蓄電池２２ａは、例えばリチウムイオン電池等の二次電池などを用いて構成できる。充放電制御部２１は、電力変換部２２ｂの動作を制御して、充放電部２２から交流線２への放電電力の制御と、交流線２から充放電部２２への充電電力の制御とを行う。

充放電制御部２１には、電力計測器５で計測される電力についての情報が伝達される。本実施形態では、電力計測器５は、太陽光発電装置ＰＶが接続されている箇所よりも上流側（電力系統１側）に設けられ、電力系統１から交流線２へと供給される電力を計測する。電力計測器５で計測される電力が正の値の場合、分散型電源システムは電力系統１から電力を買っていることになり、電力計測器５で計測される電力が負の値の場合、分散型電源システムは電力系統１へ電力を売っていることになる。電力計測器５は、例えば交流線２における電力の電流値を検出するために用いられるカレントトランス（計器用変流器）を用いて構成され、所定の電圧値（例えば１００Ｖ、２００Ｖ等）との積から、交流線２での電力値を導出できる。尚、電力計測器５は交流線２での電力の電流値のみを充放電制御部２１に伝達し、充放電制御部２１が電力値の導出を行ってもよい。そして、充放電制御部２１は、電力計測器５の計測結果を参照して、充放電制御部２１が充放電部２２の充放電を制御する。

充放電装置２０が交流線２に電力を放電している場合、電力計測器５が計測する電力は、電力消費装置３が交流線２から受け取る消費電力から、太陽光発電装置ＰＶが交流線２に供給する発電電力と燃料電池装置１０が交流線２に供給する発電電力と充放電装置２０が交流線２に供給する放電電力との和の電力を減算した値になる。それに対して、充放電装置２０が交流線２の電力を充電している場合、電力計測器５が計測する電力は、電力消費装置３が交流線２から受け取る消費電力と充放電装置２０が交流線２から充電している充電電力との和の電力から、太陽光発電装置ＰＶが交流線２に供給する発電電力と燃料電池装置１０が交流線２に供給する発電電力との和の電力を減算した値になる。

本実施形態では、充放電装置２０の充放電制御部２１は、分散型電源システムと電力系統１との間での電力の売買ができるだけ少なくなるような制御を行う。具体的には、充放電装置２０の充放電制御部２１は、太陽光発電装置ＰＶ（第１発電装置）の発電電力と燃料電池装置１０（第２発電装置）の発電電力との和である合計発電電力が電力消費装置３の消費電力以上である余剰電力発生状態の場合、充放電部２２の充電レベルが上限充電レベルになるまで、合計発電電力から消費電力を減算して導出できる余剰電力に相当する電力を交流線２から充放電部２２に充電することを目標とする余剰電力対処モードで充放電部２２の動作を制御する。この余剰電力対処モードにより、上記余剰電力ができるだけ充放電部２２に充電される。

それに対して、合計発電電力が消費電力より小さい不足電力発生状態の場合、充放電部２２の充電レベルが下限充電レベルになるまで、消費電力から合計発電電力を減算して導出できる不足電力に相当する電力を充放電部２２から交流線２に放電することを目標とする不足電力対処モードで充放電部２２の動作を制御する。この不足電力対処モードにより、充放電部２２が上記不足電力をできるだけ賄うように放電する。

図２は、充放電装置２０が余剰電力対処モードで動作している場合の例である。尚、図中に記載する電力値は例示目的で記載した値である。図示するように、太陽光発電装置ＰＶの発電電力（１ｋＷ）と燃料電池装置１０の発電電力（０．７ｋＷ）との和である合計発電電力（１．７ｋＷ）は、電力消費装置３の消費電力（０．５ｋＷ）以上である余剰電力発生状態になっている。仮に充放電装置２０が充電も放電も行っていなければ、１．２ｋＷの電力が電力系統１へと売電されるが、図２に示す例では、充放電装置２０が１．１ｋＷの電力を充電している。このように、充放電装置２０の充放電制御部２１は、電力計測器５の計測される電力（売電電力）ができるだけ小さくなるように、充放電部２２の充電レベルが上限充電レベルになるまで、余剰電力に相当する電力を交流線２から充放電部２２に充電する。尚、その余剰電力に相当する電力を充放電部２２に充電することを目標とした場合であっても、充放電部２２の充電レベルが上限充電レベルに到達するとそれ以上は充電できず、充電する電力が充放電部２２の充電電力の上限値（例えば、電力変換部２２ｂの容量など）に達するとそれ以上の電力は充電できない。充放電部２２への充電が行われることで、図２に示す例では、充放電部２２で充電できなかった分の未処理余剰電力（０．１ｋＷ）のみが電力系統１へ売電される。

図３は、充放電装置２０が不足電力対処モードで動作している場合の例である。尚、図中に記載する電力値は例示目的で記載した値である。図示するように、太陽光発電装置ＰＶの発電電力（０ｋＷ）と燃料電池装置１０の発電電力（０．７ｋＷ）との和である合計発電電力（０．７ｋＷ）は、電力消費装置３の消費電力（２ｋＷ）より小さい不足電力発生状態になっている。仮に充放電装置２０が充電も放電も行っていなければ、１．３ｋＷの電力が電力系統１から買電されるが、図３に示す例では、充放電装置２０が１．３ｋＷの電力を放電している。このように、充放電装置２０の充放電制御部２１は、電力計測器５の計測される電力（買電電力）ができるだけ小さくなるように、充放電部２２の充電レベルが下限充電レベルになるまで、不足電力に相当する電力を充放電部２２から交流線２に放電する。尚、その不足電力に相当する電力を充放電部２２から放電することを目標とした場合であっても、充放電部２２の充電レベルが下限充電レベルに到達するとそれ以上は放電できず、放電する電力が充放電部２２の放電電力の上限値（例えば、電力変換部２２ｂの容量など）に達するとそれ以上の電力は放電できない。充放電部２２からの放電が行われることで、図３に示す例では、電力系統１から買電される電力はゼロになっている。電力系統１から電力を購入する場合の買電単価は予め設定されており、例えば充放電装置２０の記憶装置（図示せず）などに記憶されている。尚、この買電単価は例えばインターネット通信等によって取得した値に逐次更新されてもよい。

本実施形態の充放電装置２０において、充放電制御部２１は、所定の上限充電レベルを充放電部２２の充電レベルの上限として充放電部２２による充電を制御するが、その上限充電レベルは１日の中の複数の時間帯でそれぞれ設定される可変値である。具体的には、充放電制御部２１は、余剰電力対処モードで充放電部２２の動作を制御する場合、１日の中の、太陽光発電装置ＰＶ（第１発電装置）の発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯では所定の第１上限レベルを上限充電レベルに設定して充放電部２２による充電を制御し、１日の中の、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯では、第１上限レベルよりも小さい所定の第２上限レベルを上限充電レベルに設定して充放電部２２による充電を制御する。

図４は、電力及び充電レベルの推移を示すグラフである。具体的には、図４（ａ）は電力消費装置３の消費電力のグラフである。図４（ｂ）は太陽光発電装置ＰＶの発電電力及び燃料電池装置１０の発電電力及びそれらの合計の発電電力のグラフである。図４（ｃ）は余剰電力及び不足電力のグラフである。これらのグラフでは、１時間の平均電力の推移を折れ線グラフで示している。例えば、図４（ａ）であれば、時刻７時台の平均消費電力を時刻７時での消費電力として示している。また、図４（ｄ）は充電レベルのグラフである。このグラフでは、１時間の終了時点での蓄電池２２ａの充電レベルの推移を折れ線グラフで示している。例えば、時刻７時台の終了時点での充電レベルを、図４（ｄ）では時刻７時での充電レベルとして示している。

図４（ｂ）に示すように、燃料電池装置１０の発電電力は０．７ｋＷで一定に制御されている。太陽光発電装置ＰＶの発電電力は時刻６時台から時刻１７時台までの間で発生する。このように太陽光発電装置ＰＶは自然エネルギを利用して発電する装置であるため、発電電力の大きさはその自然エネルギ（太陽光の照射光強度）に応じて変化し、即ち、発電電力の大きさを自在に制御することはできず、発電電力が相対的に大きくなる時間帯と、発電電力が相対的に小さくなる時間帯とが存在する。本実施形態では、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が相対的に大きくなる時間帯を第１時間帯とし、その発電電力が相対的に小さくなる時間帯を第２時間帯とする。図４に示す例では、時刻６時から時刻１８時までの間が第１時間帯であり、時刻１８時から翌日の時刻６時までの間が第２時間帯である。

太陽光発電装置ＰＶの場合、発電電力は受光した太陽光エネルギに応じて変化するため、第１時間帯及び第２時間帯は日の出時刻及び日の入り時刻に応じて設定できる。例えば、充放電装置２０の充放電制御部２１は、暦情報を参照して、日の出時刻から日の入り時刻までの間を第１時間帯に設定し、日の入り時刻から日の出時刻までの間を第２時間帯に設定できる。つまり、日の入り時刻から日の出時刻は１年の中で変化するため、１日の中で太陽光発電装置ＰＶの発電電力が相対的に大きくなる時間帯及び相対的に小さくなる時間帯は１年の中で変化するが、暦情報を参照することで、第１時間帯及び第２時間帯を適切に設定できる。

或いは、充放電装置２０の充放電制御部２１は、第１時間帯が、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が設定発電電力以上になる又は設定発電電力以上になると予測される時間帯を含むように設定し、第２時間帯が、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が設定発電電力より小さくなる又は設定発電電力より小さくなると予測される時間帯を含むように設定してもよい。

例えば、充放電装置２０の充放電制御部２１は、太陽光発電装置ＰＶの発電電力についての情報を入手できる場合、太陽光発電装置ＰＶの発電電力についての過去の時間的な変化が分かるデータ等（例えば、直近数日間の太陽光発電装置ＰＶの発電電力データ等）を参照すれば、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が設定発電電力以上になると予測される時間帯（第１時間帯）及び設定発電電力より小さくなると予測される時間帯（第２時間帯）を予め特定できる。

他にも、充放電装置２０の充放電制御部２１は、太陽光発電装置ＰＶの発電電力についての情報を入手できる場合、現在の太陽光発電装置ＰＶの発電電力を参照すれば、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が設定発電電力以上になっているか否かを判定できる。そこで、充放電装置２０の充放電制御部２１は、現在の太陽光発電装置ＰＶの発電電力を参照して、その発電電力が設定発電電力以上になっていれば現在は第１時間帯であると判定し、その発電電力が設定発電電力よりも小さければ現在は第２時間帯であると判定できる。

図４（ｃ）に示すように、時刻１８時から時刻０時までの６時間で不足電力が発生している。つまり、その６時間が、太陽光発電装置ＰＶの発電電力と燃料電池装置１０の発電電力との和である合計発電電力が電力消費装置３の消費電力より小さい不足電力発生状態になっている。それに対して、時刻０時から時刻１８時までの１８時間で余剰電力が発生している。つまり、その１８時間が、太陽光発電装置ＰＶの発電電力と燃料電池装置１０の発電電力との和である合計発電電力が電力消費装置３の消費電力以上である余剰電力発生状態になっている。

尚、図４（ｃ）に示したような余剰電力が発生しても、その全てを充放電装置２０で充電できるとは限らない。例えば、充放電装置２０の充放電部２２の充電レベルが上限充電レベルに到達すれば、それ以上は充電できない。或いは、充電する電力が充放電部２２の充電電力の上限値（例えば、電力変換部２２ｂの容量など）に達すれば、それ以上の電力を充電できない。その場合、余剰電力発生状態の場合に充放電部２２で充電できなかった分の未処理余剰電力は電力系統１へ、第１売電単価及び第２売電単価に基づいて決定される所定の売電料金（単価×電力量）で売電される。

同様に、図４（ｃ）に示したような不足電力が発生しても、その全てを充放電装置２０の放電電力で賄うことができるとは限らない。例えば、充放電装置２０の充放電部２２の充電レベルが下限充電レベルに到達すれば、それ以上は放電できない。或いは、放電する電力が充放電部２２の放電電力の上限値（例えば、電力変換部２２ｂの容量など）に達すれば、それ以上の電力を放電できない。その場合、不足電力発生状態の場合に充放電部２２の放電により賄うことができなかった分の未処理不足電力は電力系統１から所定の買電料金（単価×電力量）で買電される。

以上のように、充放電装置２０の充放電部２２の充電レベルが上限充電レベルに到達すればそれ以後に発生した未処理余剰電力は電力系統１へ売電しなければならず、充放電装置２０の充放電部２２の充電レベルが下限充電レベルに到達すればそれ以後に発生した未処理不足電力は電力系統１から買電しなければならないことを考慮すると、電力系統１へ売電する場合には売電単価の高い電力を売ることができれば好ましい。例えば、売電単価の低い電力ができるだけ充放電装置２０で充電されるように、売電単価の低い発電装置の発電電力が大きくなる時点よりも前には、充放電装置２０の充放電部２２に充分な充電余裕が確保されていることが好ましい。

本実施形態では、太陽光発電装置ＰＶの売電単価が燃料電池装置１０の売電単価よりも低いという設定であるため、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯では充放電部２２への充電を抑制しておき、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯では充放電部２２へその売電単価の低い電力をできるだけ充電できるようにすることが好ましい。つまり、充放電装置２０の充放電制御部２１は、余剰電力対処モードで充放電部２２の動作を制御する場合、１日の中の、太陽光発電装置ＰＶ（第１発電装置）の発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯では所定の第１上限レベルを上限充電レベルに設定して充放電部２２による充電を制御し、１日の中の、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯では、第１上限レベルよりも小さい所定の第２上限レベルを上限充電レベルに設定して充放電部２２による充電を制御する。そのため、充放電装置２０の充放電制御部２１は、次に到来する第２時間帯で設定する第２上限レベルを、所定の判定期間での電力コストが最も小さくなる値に決定する上限レベル決定処理を事前に行う。

図４（ｄ）に示す例では、第１時間帯では第１上限レベルを５ｋＷｈに設定し、第２時間帯では第２上限レベルを２ｋＷｈに設定している。つまり、第２時間帯では上限充電レベルが相対的に低く設定されているため、その後、上限充電レベルが相対的に高く設定される第１時間帯では、大きな電力量を充電できるだけの余裕が存在する。また、第１時間帯では、電力系統１への売電単価が低い余剰電力が大きくなる可能性が高くなる。そのため、大きな電力量を充電できるだけの余裕が存在する第１時間帯において、売電単価の低い太陽光発電装置ＰＶの発電電力が充放電装置２０で充電され易くなる。言い換えると、売電単価が低い電力を余剰電力として電力系統１に売らざるを得なくなる状況をできるだけ回避できる。

具体例を挙げると、充放電装置２０の充放電制御部２１は、上限レベル決定処理では、所定の判定期間での太陽光発電装置ＰＶ（第１発電装置）の発電電力と燃料電池装置１０（第２発電装置）の発電電力との和である合計発電電力の時間的変化が分かる基準発電電力データ及び電力消費装置３の消費電力の時間的変化が分かる基準消費電力データを参照して不足電力発生状態になる期間と余剰電力発生状態になる期間とを特定する。例えば、基準発電電力データは、過去の太陽光発電装置ＰＶの発電電力と燃料電池装置１０の発電電力との和である合計発電電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成され、基準消費電力データは、過去の電力消費装置３の消費電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成される。そして、充放電制御部２１は、判定期間での電力コストを、不足電力発生状態になるのに応じて不足電力対処モードで充放電部２２の動作を制御しながら電力系統１から電力を買う場合の買電料金と、余剰電力発生状態になるのに応じて余剰電力対処モードで充放電部２２の動作を制御しながら電力系統１へ電力を売る場合の売電料金とに基づいて導出する。

図５及び図６は、上限レベル決定処理の一例を説明する表である。この表では、判定期間を２日間とし、時刻１８時〜時刻６時の間で設定される上限充電レベルである第２上限レベルを仮に２（ｋＷｈ）とした場合での電力コストを導出する例を示す。この場合、現在時刻を１８時としているため、２日前の１８時から当日の１８時までの合計２日間（合計４８時間）の判定期間での電力コストを導出している。つまり、この例での基準発電電力データは、２日前から当日までの過去の２日間での太陽光発電装置ＰＶの発電電力と燃料電池装置１０の発電電力との和である合計発電電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成され、基準消費電力データは、２日前から当日までの過去の２日間での電力消費装置３の消費電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成される。また、この例では、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯を６時から１８時の間に設定し、太陽光発電装置ＰＶの発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯を１８時から６時の間に設定している。また、この例では、太陽光発電装置ＰＶの発電電力を電力系統１に売電する場合の売電単価を３円／ｋＷｈとし、燃料電池装置１０の発電電力を電力系統１に売電する場合の売電単価を９．３円／ｋＷｈとし、電力系統１から電力を購入する場合の買電単価を２２円／ｋＷｈとしている。

図５及び図６に示すような太陽光発電装置ＰＶの発電電力と燃料電池装置１０の発電電力との和である合計発電電力の時間的変化が分かる基準発電電力データ及び電力消費装置３の消費電力の時間的変化が分かる基準消費電力データを参照することで、不足電力発生状態になる期間と余剰電力発生状態になる期間とを特定できる。そして、この２日間という判定期間での電力コストを、不足電力発生状態になるのに応じて不足電力対処モードで充放電部２２の動作を制御しながら電力系統１から電力を買う場合の買電料金と、余剰電力発生状態になるのに応じて余剰電力対処モードで充放電部２２の動作を制御しながら電力系統１へ電力を売る場合の売電料金とに基づいて導出できる。

図５及び図６に示した例では、１日前の時刻１１時台から時刻１７時台の間に発生した余剰電力のうち、充放電装置２０で充電できなかった分の電力が電力系統１へと売電される。この例では、売電単価が低い太陽光発電装置ＰＶの発電電力の余剰分を、３円／ｋＷｈで電力系統１に売電したと仮定している。また、図５及び図６では、売電の場合の電力コストをマイナスの数値で示している。その結果、２日前の１８時から当日の１８時までの合計２日間（合計４８時間）の判定期間での電力コストの合計は、「−１４．１円」になる。このような電力コストの計算を、第２時間帯（時刻１８時〜時刻６時）で設定される第２上限レベルの値を変えて行うことで、最も電力コストが小さくなる場合の第２上限レベルの値を特定できる。

以下の表１は、時刻１８時から時刻６時の間の第２時間帯において設定される第２上限レベルを、０（ｋＷｈ）、１（ｋＷｈ）、２（ｋＷｈ）、３（ｋＷｈ）、４（ｋＷｈ）、５（ｋＷｈ）に設定した場合での、判定期間での電力コストの計算値の結果である。

表１に示すように、判定期間での電力コストの計算値は、第２上限レベルを０（ｋＷｈ）に設定した場合が最も小さくなる。従って、充放電装置２０の充放電制御部２１は、上限レベル設定処理において、次に到来する第２時間帯で設定する第２上限レベルを０（ｋＷｈ）に設定する。

＜別実施形態＞
＜１＞
上記実施形態では、本発明の分散型電源システムの構成について具体例を挙げて説明したが、その構成は適宜変更可能である。
例えば、本発明の第２発電装置の例として燃料電池装置１０を挙げたが、例えば、エンジンとそのエンジンによって駆動される発電機とを備えて構成されるタイプの発電装置など、様々なタイプの発電装置を用いることできる。
また、燃料電池装置１０や充放電装置２０の構成は図示したものに限定されず適宜変更可能である。
また更に、上記実施形態では、第１発電装置が太陽光発電装置ＰＶであり、第２発電装置が燃料電池装置１０である場合を説明したが、第１発電装置及び第２発電装置の種類は適宜設定可能である。自然エネルギを利用して発電する装置として太陽光発電装置を例示したが、潮汐力や風力などの他の自然エネルギを利用して発電する装置を採用することもできる。

＜２＞
上記実施形態では、図５及び図６に示した判定期間の開始時点での充放電部２２の充電レベル（５ｋＷｈ）と、その終了時点での充電レベル（３．６ｋＷｈ）とが異なっている。この例では、元から充放電部２２に蓄えられていた電力のうちの１．４ｋＷｈを使用したことで、判定期間の終了時点での充放電部２２の充電レベルが開始時点での充電レベルよりも１．４ｋＷｈだけ減少したことになる。つまり、電力系統１から１．４ｋＷｈの電力を調達して、それを電力コストの計算に含めるべきであったところを、充放電部２２からの放電によって賄った（即ち、電力コストの計算に含めなかった）とも言える。よって、上限レベル決定処理において判定期間の開始時点と終了時点との間で充放電部２２の充電レベルが変化した場合、その変化した分の電力を料金に換算して、電力コストの計算に含めることが好ましい。

そこで本別実施形態では、充放電装置２０の充放電制御部２１は、上限レベル決定処理において、判定期間の終了時点での充放電部２２の充電レベルが、判定期間の開始時点での充放電部２２の充電レベルよりも所定の増加分だけ大きくなる場合、増加分に相当する電力を電力系統１へ電力を売ると仮定した場合の料金を売電料金に含め、判定期間の終了時点での充放電部２２の充電レベルが、判定期間の開始時点での充放電部２２の充電レベルよりも所定の減少分だけ小さくなる場合、減少分に相当する電力を電力系統１から買うと仮定した場合の料金を買電料金に含める。この場合、電力系統１から電力を購入する場合の買電単価についての情報は、例えば充放電装置２０の記憶装置（図示せず）などに記憶されている。上述したように、電力系統１から１．４ｋＷｈの電力を調達することになるのであれば、買電単価を２２円／ｋＷｈとすると、電力系統１から買うと仮定した場合の料金である３０．８円が買電料金として電力コストに含められる。このように、元から充放電部２２に蓄えられていた電力が判定期間の開始時点と終了時点との間で変化する場合には、その変化する分の電力の料金が電力コストの計算に含められる。その結果、上限レベル決定処理での電力コストの計算がより詳細に行われるようになる。

＜３＞
上記実施形態では、判定期間が２日間である場合を例示したが、判定期間の長さは適宜設定可能である。

＜４＞
上記実施形態では、電力系統１への売電単価及び電力系統１からの買電単価や、第１上限レベル及び第２上限レベルの数値について具体的な数値を挙げて説明したが、それらの数値は例示目的で記載したものであり適宜変更可能である。

＜５＞
上記実施形態では、基準発電電力データが過去の合計発電電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成され、基準消費電力データが過去の消費電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成される例を説明したが、基準発電電力データ及び基準消費電力データが他のデータであってもよい。例えば、基準発電電力データは、上記判定期間での太陽光発電装置ＰＶ（第１発電装置）の発電電力と燃料電池装置１０（第２発電装置）の発電電力との和である合計発電電力の時間的変化が分かる予測値データであってもよく、基準消費電力データは、上記判定期間での電力消費装置３の消費電力の時間的変化が分かる予測値データであってもよい。

＜６＞
上記実施形態（別実施形態を含む、以下同じ）で開示される構成は、矛盾が生じない限り、他の実施形態で開示される構成と組み合わせて適用でき、また、本明細書において開示された実施形態は例示であって、本発明の実施形態はこれに限定されず、本発明の目的を逸脱しない範囲内で適宜改変できる。

本発明は、電力系統との間での電力の売買を少なくしつつ、電力系統への売電を行う場合には経済的なメリットが大きくなるような分散型電源システムに利用できる。

１ 電力系統
２ 交流線
３ 電力消費装置
１０ 燃料電池装置（第２発電装置）
１１ 燃料電池制御部
１２ 燃料電池部
１２ａ 燃料電池
１２ｂ 電力変換部
２０ 充放電装置
２１ 充放電制御部
２２ 充放電部
２２ａ 蓄電池
２２ｂ 電力変換部
５ 電力計測器
ＰＶ 太陽光発電装置（第１発電装置）

Claims (7)

1. 電力系統に接続される交流線と、前記交流線に接続される第１発電装置と、前記交流線に接続される第２発電装置と、前記交流線に接続され、前記交流線との間で電力の充放電を行う蓄電池を含む充放電部、及び、所定の上限充電レベルを前記充放電部の充電レベルの上限とし且つ所定の下限充電レベルを前記充放電部の充電レベルの下限として前記充放電部による充放電を制御する充放電制御部を有する充放電装置とを備え、前記交流線に電力消費装置が接続されている分散型電源システムであって、
   前記第１発電装置の発電電力を前記電力系統に売電するときの第１売電単価が、前記第２発電装置の発電電力を前記電力系統に売電するときの第２売電単価よりも低く設定されており、
   前記充放電装置の前記充放電制御部は、
   前記第１発電装置の発電電力と前記第２発電装置の発電電力との和である合計発電電力が前記電力消費装置の消費電力以上である余剰電力発生状態の場合、前記充放電部の充電レベルが前記上限充電レベルになるまで、前記合計発電電力から前記消費電力を減算して導出できる余剰電力に相当する電力を前記交流線から前記充放電部に充電することを目標とする余剰電力対処モードで前記充放電部の動作を制御し、
   前記合計発電電力が前記消費電力より小さい不足電力発生状態の場合、前記充放電部の充電レベルが前記下限充電レベルになるまで、前記消費電力から前記合計発電電力を減算して導出できる不足電力に相当する電力を前記充放電部から前記交流線に放電することを目標とする不足電力対処モードで前記充放電部の動作を制御し、
   前記余剰電力発生状態の場合に前記充放電部で充電できなかった分の未処理余剰電力は前記電力系統へ、前記第１売電単価及び前記第２売電単価に基づいて決定される所定の売電料金で売電され、
   前記不足電力発生状態の場合に前記充放電部の放電により賄うことができなかった分の未処理不足電力は前記電力系統から所定の買電料金で買電され、
   前記余剰電力対処モードで前記充放電部の動作を制御する場合、１日の中の、前記第１発電装置の発電電力が相対的に大きくなる第１時間帯では所定の第１上限レベルを前記上限充電レベルに設定して前記充放電部による充電を制御し、１日の中の、前記第１発電装置の発電電力が相対的に小さくなる第２時間帯では、前記第１上限レベルよりも小さい所定の第２上限レベルを前記上限充電レベルに設定して前記充放電部による充電を制御する分散型電源システム。
2. 前記第１発電装置及び前記第２発電装置の少なくとも一方は、自然エネルギを利用して発電する装置である請求項１に記載の分散型電源システム。
3. 前記第１発電装置は太陽光発電装置であり、
   前記第１時間帯及び前記第２時間帯は日の出時刻及び日の入り時刻に応じて設定される請求項２に記載の分散型電源システム。
4. 前記第１時間帯は、前記第１発電装置の発電電力が設定発電電力以上になる又は前記設定発電電力以上になると予測される時間帯を含み、
   前記第２時間帯は、前記第１発電装置の発電電力が前記設定発電電力より小さくなる又は前記設定発電電力より小さくなると予測される時間帯を含む請求項１又は２に記載の分散型電源システム。
5. 前記充放電装置の前記充放電制御部は、次に到来する前記第２時間帯で設定する前記第２上限レベルを、所定の判定期間での電力コストが最も小さくなる値に決定する上限レベル決定処理を事前に行うように構成され、
   前記上限レベル決定処理では、
   前記判定期間での前記第１発電装置の発電電力と前記第２発電装置の発電電力との和である前記合計発電電力の時間的変化が分かる基準発電電力データ及び前記電力消費装置の前記消費電力の時間的変化が分かる基準消費電力データを参照して前記不足電力発生状態になる期間と前記余剰電力発生状態になる期間とを特定し、
   前記判定期間での前記電力コストを、前記不足電力発生状態になるのに応じて前記不足電力対処モードで前記充放電部の動作を制御しながら前記電力系統から電力を買う場合の前記買電料金と、前記余剰電力発生状態になるのに応じて前記余剰電力対処モードで前記充放電部の動作を制御しながら前記電力系統へ電力を売る場合の前記売電料金とに基づいて導出する請求項１〜４の何れか一項に記載の分散型電源システム。
6. 前記充放電装置の前記充放電制御部は、前記上限レベル決定処理において、
   前記判定期間の終了時点での前記充放電部の充電レベルが、前記判定期間の開始時点での前記充放電部の充電レベルよりも所定の増加分だけ大きくなる場合、前記増加分に相当する電力を前記電力系統へ売ると仮定した場合の料金を前記売電料金に含め、
   前記判定期間の終了時点での前記充放電部の充電レベルが、前記判定期間の開始時点での前記充放電部の充電レベルよりも所定の減少分だけ小さくなる場合、前記減少分に相当する電力を前記電力系統から買うと仮定した場合の料金を前記買電料金に含める請求項５に記載の分散型電源システム。
7. 前記基準発電電力データは、過去の前記第１発電装置の発電電力と前記第２発電装置の発電電力との和である前記合計発電電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成され、
   前記基準消費電力データは、過去の前記電力消費装置の前記消費電力の時間的変化が分かるデータを用いて作成される請求項５又は６に記載の分散型電源システム。
   

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