JP5479499B2 - 充放電システムおよび充放電制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、充放電システムおよび充放電制御装置に関し、特に、自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置の充放電制御を行う充放電システムおよび充放電制御装置に関する。

近年、変電所からの交流電力の供給を受ける各需要家に、風力や太陽光などの自然エネルギーを利用した発電装置が設けられるケースが増加している。このような発電装置は、変電所の配下に設けられる電力系統に接続され、発電装置により発電された電力は、需要家内の電力消費装置側に出力される。また、需要家内の電力消費装置により消費されずに余った電力は、電力系統に出力される。この需要家から電力系統に向かう電力の流れは、「逆潮流」と呼ばれ、需要家から電力系統に出力される電力は「逆潮流電力」と呼ばれる。

ここで、電力会社等の電力供給者には、電力の安定供給の義務が課されており、逆潮流電力分も含めた電力系統全体における周波数や電圧を一定に保つ必要がある。電力供給者は、変動周期の大きさに応じた複数の制御手法によって、電力系統全体の周波数を一定に保っている。

一般に十数分以上の変動周期をもつような負荷成分については、最も経済的な発電電力の出力分担が可能なように経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ Ｃｏｎｔｒｏｌ）が行われている。ＥＤＣは、１日の負荷変動予想に基づいた制御であり、時々刻々と変動する負荷の増減（十数分より小さい変動周期の成分）に対する対応は困難である。そこで、電力会社は、時々刻々と変動する負荷に応じて電力系統への電力の供給量を調整し、周波数の安定化を行うための複数の制御を行っている。ＥＤＣを除いたこれらの制御は特に周波数制御と呼ばれており、この周波数制御によって、ＥＤＣで調整できない負荷変動分の調整を行っている。

より詳細には、約１０秒以下の変動周期の成分については、電力系統自体の自己制御性により自然に吸収することができる。

また、約１０秒〜数分程度の変動周期の成分に対しては、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能である。

また、数分から十数分までの変動周期の成分については、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Ｌｏａｄ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ）により対応している。この負荷周波数制御では、電力供給者の中央給電指令所からの制御信号によってＬＦＣ用発電所が発電出力を調整することにより、周波数制御を行っている。

しかし、自然エネルギーを利用した発電装置の出力は、天候などに応じて急激に変化することがある。このような発電装置の出力の急激な変化は、連系している電力系統の周波数の安定度に大きな悪影響を与えてしまう。この悪影響は、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家が増えるほど顕著になってくる。このため、今後、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家がさらに増えてきた場合には、発電装置の出力の急激な変化を抑制することにより、電力系統の安定度を維持する必要が生じてくる。

そこで、従来、このような発電装置の出力の急激な変化を抑制するために、自然エネルギーを利用した発電装置と、発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置とを備えた発電システムが提案されている。このような発電システムは、たとえば、特開２００１−５５４３号公報に開示されている。

上記特開２００１−５５４３号公報には、太陽電池と、太陽電池に接続されるとともに電力系統に接続されるインバータと、インバータと太陽電池とを接続する母線に接続された蓄電装置とを備えた発電システムが開示されている。この発電システムでは、太陽電池の発電電力の変動に伴って蓄電装置の充放電を行うことにより、インバータからの出力電力の変動を抑制している。これにより、電力系統への出力電力の変動を抑制することが可能であるので、電力系統の周波数などへの悪影響を抑制することが可能である。

特開２００１−５５４３号公報

しかしながら、この発電システムでは、発電装置の出力の変化に伴って蓄電装置の充放電がその都度行われるので、充放電の回数が多くなり、その結果、蓄電装置の寿命が短くなるという問題点がある。

この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の１つの目的は、発電装置による出力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図ることが可能な充放電システムおよび充放電制御装置を提供することである。

上記目的を達成するために、この発明の第１の局面による充放電システムは、自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置と、発電装置により発電された電力および蓄電装置により蓄電された電力を出力する電力出力部と、蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部とを備え、充放電制御部は、発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさに応じて第１期間の長さを決定するとともに、第１発電電力から第２発電電力に変化した時点から第１期間内に変化前の第１発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている。

この発明の第２の局面による充放電制御装置は、自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部を備え、充放電制御部は、発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量に応じて第１期間の長さを決定するとともに、第１発電電力から第２発電電力に変化した時点から第１期間内に変化前の第１発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている。

本発明によれば、発電電力の変化が生じた後、第１期間内に変化前の発電電力に対する所定の範囲内まで発電電力が戻った場合には、充放電制御部は充放電制御を行わない。その分、充放電制御部は蓄電手段の充放電の回数を減らすことができる。これにより、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。

本発明の一実施形態による発電システムの構成を示すブロック図である。 図１に示した一実施形態による発電システムの充放電制御の開始時における発電電力の推移および目標出力電力（発電電力が急激に低下した後に充放電制御を開始する例）について説明するための図である。 図１に示した一実施形態による発電システムの充放電制御の開始時における発電電力の推移（発電電力が急激に低下した後に充放電制御を開始しない例）について説明するための図である。 図１に示した一実施形態による発電システムの充放電制御の開始時における発電電力の推移および目標出力電力（発電電力が急激に上昇した後に充放電制御を開始する例）について説明するための図である。 図１に示した一実施形態による発電システムの充放電制御の開始時における発電電力の推移（発電電力が急激に上昇した後に充放電制御を開始しない例）について説明するための図である。 電力系統に出力される負荷変動の大きさと変動周期との関係を説明するための図である。 図１に示した一実施形態による発電システムの制御フローを説明するためのフローチャートである。 充放電制御におけるサンプリング期間について説明するための図である。 発電装置の発電電力の１日の推移の一例を示すグラフである。 実施例による発電システムにおいて、発電装置が図９に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移を示すグラフである。 比較例による発電システムにおいて、発電装置が図９に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移を示すグラフである。 実施例による発電システムにおいて、発電装置が図９に示した発電電力推移で発電した場合の蓄電池の容量推移を示すグラフである。 比較例による発電システムにおいて、発電装置が図９に示した発電電力推移で発電した場合の蓄電池の容量推移を示すグラフである。

以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。

まず、図１〜図６を参照して、本発明の一実施形態による発電システム（太陽光発電システム１）の構造を説明する。なお、本実施形態では、本発明の「充放電システム」を、太陽電池からなる発電装置を備えた太陽光発電システム１の充放電システムに適用した場合の例について説明する。

太陽光発電システム１は、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる発電装置２と、発電装置２により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置３と、電力系統５０に接続され、発電装置２により発電された電力および蓄電装置３により蓄電された電力を電力系統５０に出力するインバータを含む電力出力部４と、蓄電装置３の充放電を制御する充放電制御部５とを備えている。電力出力部４と電力系統５０とを接続する交流側母線には、負荷６０が接続されている。なお、充放電制御部５は、本発明の「充放電制御装置」の一例である。

発電装置２と電力出力部４とを接続する直流側母線６には、ＤＣ−ＤＣコンバータ７が直列的に接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、発電装置２により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧（本実施形態では、約２６０Ｖ）に変換して電力出力部４側に出力する機能を有する。ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、いわゆるＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御機能を有している。ＭＰＰＴ機能とは、発電装置２により発電された電力が最大となるように発電装置２の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置２とＤＣ−ＤＣコンバータ７との間には、発電装置２に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード（図示せず）が設けられている。

蓄電装置３は、直流側母線６に並列的に接続された蓄電池３１と、蓄電池３１の充放電を行う充放電部３２とを含んでいる。蓄電池３１としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い２次電池（たとえば、Ｌｉ−ｉｏｎ蓄電池、Ｎｉ−ＭＨ蓄電池など）が用いられている。蓄電池３１の電圧は約４８Ｖである。

充放電部３２は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を有している。直流側母線６と蓄電池３１とはＤＣ−ＤＣコンバータ３３を介して接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、充電時には、蓄電池３１に供給する電力の電圧を、直流側母線６の電圧から蓄電池３１を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、直流側母線６側から蓄電池３１側に電力を供給する。また、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、放電時には、直流側母線６側に放電させる電力の電圧を、蓄電池３１の電圧から直流側母線６の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池３１側から直流側母線６側に電力を放電させる。

充放電制御部５は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の充放電制御を行う。具体的には、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力（ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力電力）と、後述する目標出力電力とに基づいて、発電装置２の発電電力と目標出力電力との差を補償するように蓄電池３１の充放電を行う。すなわち、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御する。一方、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御するように構成されている。

ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力側には、発電装置２の発電電力を検出する発電電力検出部８が設けられている。充放電制御部５は、発電電力検出部８の検出結果に基づいて、発電装置２の発電電力を所定の検出時間間隔（たとえば、３０秒以下）毎に取得することが可能である。本実施形態では、充放電制御部５は、３０秒毎に発電装置２の発電電力データを取得している。

この発電電力の検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電電力の変化を正確に検出することができないので、発電装置２の発電電力の変動周期などを勘案して適性な値に定める必要がある。本実施形態では、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の下限周期よりも短くなるように検出時間間隔を設定している。

充放電制御部５は、電力出力部４の出力電力を取得することにより、実際に電力出力部４から電力系統５０に出力された電力と目標出力電力との差を認識する。これにより、充放電制御部５は、電力出力部４からの出力電力が目標出力電力となるように充放電部３２の充放電をフィードバック制御することが可能である。

充放電制御部５は、電力系統５０に出力する目標出力電力を、移動平均法を用いて算出するように構成されている。移動平均法とは、ある時点の目標出力電力を、その時点より過去の期間の発電装置２の発電電力の平均値とする算出方法である。過去の発電電力データはメモリ５ａに逐次記憶されている。

以下、目標出力電力の算出に用いる発電電力データを取得するための期間をサンプリング期間と呼ぶ。なお、サンプリング期間は、本発明の「第２期間」の一例である。サンプリング期間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する負荷の変動周期の下限周期Ｔ２〜上限周期Ｔ１の間、特に後半付近（長周期付近）からＴ１を超える範囲であまり長時間に渡らない範囲とすることが好ましい。サンプリング期間の具体的な値としては、たとえば、図６に示すような「負荷変動の大きさ−変動周期」特性を有する電力系統においては約１０分以上約３０分以下の期間である。本実施形態では、サンプリング期間を約２０分としている。この場合、充放電制御部５は、約３０秒置きに発電装置２の発電電力データを取得するので、過去２０分の期間に含まれる４０個の発電電力データの平均値を目標出力電力として算出している。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２については、後に詳細に説明する。

上記のように、太陽光発電システム１は、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０に出力しない。充放電制御部５は、過去の発電装置２の発電電力から目標出力電力を算出し、発電装置２の発電電力と蓄電池３１の充放電量との合計が目標出力電力となるように蓄電池３１の充放電を制御する。これにより、太陽光発電システム１は、目標出力電力を電力系統５０に出力する。このような充放電制御を行うことにより、電力系統５０に出力する電力の変動が抑制されるので、雲の有無などによる発電装置２の発電電力の変動に起因する電力系統５０への悪影響が抑制される。

ここで、充放電制御部５は、充放電制御を常に行うわけではなく、特定の条件を満たした時にのみ充放電制御を行うように構成されている。すなわち、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０に出力しても電力系統５０への悪影響が小さい場合には充放電制御を行わず、悪影響が大きい場合にのみ充放電制御を行うように構成されている。具体的には、発電装置２の発電電力の変化量が所定の変化量（以下、「制御開始変化量」と呼ぶ）以上である場合に、充放電制御を行うように構成されている。制御開始変化量の具体的な数値としては、たとえば、発電装置２の定格出力の５％である。なお、制御開始変化量は、本発明の「第１変化量」の一例である。また、発電電力の変化量は、所定の検出時間間隔毎に検出される発電装置２の発電電力の連続する２つの発電電力データの差分を算出することにより取得される。なお、上記の具体的な数値（発電装置２の定格出力の５％）については、発電電力の検出時間間隔が約３０秒である等、本実施形態の場合に対応する数値であり、検出時間間隔を変えた場合には、その検出時間間隔に応じて制御開始変化量を設定する必要がある。

発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量以上になった場合であっても、制御開始変化量以上の変化を検出した時点から所定の待機時間内に発電電力が変化前の発電電力の近傍の値に戻った場合には、電力系統に与える悪影響が小さい。このような場合には、充放電制御部５は充放電制御を開始しない。上記所定の待機時間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期以下の期間である。図６に示す変動周期−負荷変動線の関係図を参照して、上記所定の待機時間は、好ましくは上限周期Ｔ１未満の期間であり、より好ましくは下限周期Ｔ２未満の期間である。本実施形態では、待機時間を約２分以下とした。また、待機時間は０または検出時間間隔の正の整数倍（たとえば、検出時間間隔の２倍以上の整数倍）である。なお、待機時間は、本発明の「第１期間」の一例である。

変化前の発電電力の近傍の値とは、具体的には、変化前の発電電力に対して微小量だけ大きい上側閾値と、変化前の発電電力に対して微小量だけ小さい下側閾値との間の値である。上側閾値は、たとえば、変化前の発電電力に対して発電装置２の定格出力の５％を加えた値である。下側閾値は、たとえば、変化前の発電電力に対して発電装置２の定格出力の５％を減じた値である。

発電電力の制御開始変化量以上の変化が発電電力の制御開始変化量以上の低下である場合には、充放電制御部５は、発電電力が低下した後、待機時間内に下側閾値以上にまで上昇した場合に、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったと判断する。この場合、下側閾値以上の範囲は、本発明の「第１発電電力に対して所定の範囲」の一例である。

発電電力の制御開始変化量以上の変化が発電電力の制御開始変化量以上の上昇である場合には、充放電制御部５は、発電電力が上昇した後、待機時間内に上側閾値以下にまで低下した場合に、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったと判断する。この場合、上側閾値以下の範囲は、本発明の「第１発電電力に対して所定の範囲」の一例である。

本実施形態では、発電電力の制御開始変化量以上の変化が上昇である場合と低下である場合とで、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったか否かの判断の基準となる閾値を異ならせている。

上記した点を図２〜図５を参照して説明する。以下の例では、待機時間を２分として説明する。

図２に示した例では、発電電力Ｐ（−２）から発電電力Ｐ（−１）まで急激に発電電力が低下した場合に、発電電力Ｐ（−１）を検出した時点から待機時間内に発電電力Ｐ（−２）の近傍の値まで戻らない（上昇しない場合）。この例では、発電電力Ｐ（−１）を検出した時点から２分の待機時間内に検出した発電電力Ｐ０〜Ｐ３が下側閾値を下回ったままである。この場合、充放電制御部５は、待機時間内に変化前の発電電力（発電電力Ｐ（−２））の近傍まで発電電力が戻らなかったと判断するとともに、発電電力Ｐ３の検出時点（待機時間の終了時点）で充放電制御を開始する。

図３に示した例では、発電電力Ｐ（−１）を検出した時点から２分の待機時間内に検出した発電電力のうち、発電電力Ｐ０は下側閾値を下回っている一方、発電電力Ｐ１は下側閾値以上に上昇している。この場合、充放電制御部５は、待機時間内に変化前の発電電力（発電電力Ｐ（−２））の近傍まで発電電力が戻ったと判断するとともに、待機時間が経過した後も充放電制御を開始しない。

図４に示した例では、発電電力Ｐ（−２）から発電電力Ｐ（−１）まで急激に発電電力が上昇した場合に、発電電力Ｐ（−１）を検出した時点から待機時間内に発電電力Ｐ（−２）の近傍の値まで戻らない（低下しない場合）。この例では、発電電力Ｐ（−１）を検出した時点から２分の待機時間内に検出した発電電力Ｐ０〜Ｐ３が上側閾値を上回ったままである。この場合、充放電制御部５は、待機時間内に変化前の発電電力（発電電力Ｐ（−２））の近傍まで発電電力が戻らなかったと判断するとともに、発電電力Ｐ３の検出時点（待機時間の終了時点）で充放電制御を開始する。

図５に示した例では、発電電力Ｐ（−１）を検出した時点から２分の待機時間内に検出した発電電力のうち、発電電力Ｐ０は上側閾値を上回っている一方、発電電力Ｐ１は上側閾値以下に下降している。この場合、充放電制御部５は、待機時間内に変化前の発電電力（発電電力Ｐ（−２））の近傍まで発電電力が戻ったと判断するとともに、待機時間が経過した後も充放電制御を開始しない。

なお、図２〜図５における変化前の発電電力Ｐ（−２）および変化後の発電電力Ｐ（−１）は、それぞれ、本発明の「第１発電電力」および「第２発電電力」の一例である。

図２および図４に示すように、ある発電電力検出タイミングにおける発電電力Ｐ（−２）と、その次の発電電力検出タイミングにおける発電電力Ｐ（−１）との間に大きな変化が生じ、かつ、待機時間内に発電電力Ｐ（−２）の近傍まで発電電力が戻らないことが認識されて充放電制御が開始された場合において、充放電制御開始後の１回目の目標出力電力Ｑ１は、Ｐ３以前の４０個の発電電力データ（Ｐ（−３６）、Ｐ（−３５）…Ｐ０、Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３）の平均値として算出する。同様にして、２回目の目標出力電力Ｑ２は、Ｐ４以前の４０個の発電電力データ（Ｐ（−３５）、Ｐ（−３４）…Ｐ０、Ｐ１、Ｐ２、Ｐ３、Ｐ４）の平均値として算出する。

ここで、発電電力が急激に変化（発電装置２の定格出力の５％）した場合に、充放電制御部５は、発電電力の変化の大きさに応じて待機時間の長さをその都度決定している。すなわち、発電電力の変化量が小さくなるほど、待機時間の長さを大きくするように待機時間を決定し、決定した待機時間を用いて、上記した充放電制御を開始するか否かの判断をしている。本実施形態では、待機時間は０秒〜２分以内の範囲（０秒、３０秒、６０秒または１２０秒）において選択される。

待機時間の長さは、発電電力の変化量の大きさと検出時間間隔の長さとに基づいて作成された以下の表１および表２に示すようなランク付けテーブル５ｂおよび待機時間決定テーブル５ｃに基づいて予め決められている。待機時間の長さは、発電電力の変化量の大きさが小さくなるほど待機時間の長さが長くなるとともに、検出時間間隔の長さが長いほど待機時間の長さが長くなるように定められている。このランク付けテーブル５ｂおよび待機時間決定テーブル５ｃは、図１に示すメモリ５ａに記憶されている。メモリ５ａおよび待機時間決定テーブル５ｃは、それぞれ、本発明の「記憶部」および「第１期間決定テーブル」の一例である。

表１に示すように、ランク付けテーブル５ｂには、発電電力の変動レベルの大きさが大きい順に複数に区分けされてランク付けされている。本実施形態では、変動レベルはＡ（最上位）、Ｂ（２位）、Ｃ(３位)およびＤ（最下位）の４段階にランク付けされる。変動レベルのランクＡ〜Ｄは、前後する発電電力データの差分をとることにより算出される発電電力の変化量の絶対値（発電電力の変化量の大きさ）と、発電電力データの検出時間間隔の長さとに応じて割り振られている。変化量の絶対値は所定の範囲毎に４段階の変化量範囲区分に区分けされており、具体的には、変化量の絶対値が発電装置２の定格出力の４０％以上の変化量範囲区分が最も高く、２０％以上４０％未満の変化量範囲区分が２番目であり、１０％以上２０％未満の変化量範囲区分が３番目であり、５％以上１０％未満の変化量範囲区分が最も小さい。また、検出時間間隔は所定の範囲毎に３段階の時間間隔区分に区分けされており、５秒未満の最も短い範囲（時間間隔区分）と、５秒以上１５秒未満の２番目に短い範囲（時間間隔区分）と、１５秒以上の最も長い範囲（時間間隔区分）とに区分けされている。また、表２に示すように、Ａ、Ｂ、ＣおよびＤは、それぞれ、０秒（待機無し）、検出時間間隔×１、検出時間間隔×２および検出時間間隔×４であり、本実施形態では、Ａ、Ｂ、ＣおよびＤはそれぞれ０秒、３０秒、６０秒および１２０秒となる。また、表１においては検出時間間隔が短い程、待機時間を短くするように設定されている。これは、検出した発電電力の変動量の値が同じであれば、検出時間間隔が短い程変動のレベルが大きく電力系統５０への影響が大きいことが理由である。

また、充放電制御部５は、充放電制御を開始した後、発電電力の変化量が小さい状態（制御開始変化量（定格出力の５％）よりも小さい状態）が一定時間継続した場合に、充放電制御を停止するように構成されている。具体的には、発電電力の変化量が発電装置２の定格出力の３％未満の状態が２０分継続した場合に、充放電制御を停止するように構成されている。なお、発電装置２の定格出力の３％は、本発明の「第２変化量」の一例であり、２０分は、本発明の「第３期間」の一例である。

次に、本実施形態による充放電制御により変動抑制を主に行う変動周期範囲について説明する。図６に示すように、変動周期によって対応可能な制御方法が異なっている。負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期が領域Ｄ（ハッチングで示す領域）に示されている。また、ＥＤＣにより対応可能な負荷の変動周期は領域Ａに示されている。なお、領域Ｂは、負荷変動による影響を電力系統５０自体の自己制御性により自然に吸収する領域である。また、領域Ｃは、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な領域である。ここで、領域Ｄと領域Ａとの境界線が負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期の上限周期Ｔ１となり、領域Ｃと領域Ｄとの境界線が負荷周波数制御により対応可能な負荷の変動周期の下限周期Ｔ２となる。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２は、図６より固有の周期ではなく、負荷変動の大きさによって変化する数値であることが分かる。さらに、構築された電力網によって図示されている変動周期の時間も変化する。本実施形態では、ＥＤＣ、電力系統５０自体の自己制御性およびガバナフリー運転などによって対応できない領域Ｄ（ＬＦＣにより対応可能な領域）の範囲内に含まれる変動周期（変動周波数）を有する負荷変動に着目し、抑制することを目的としている。

次に、図７を参照して、本実施形態による太陽光発電システム１の制御フローについて説明する。

まず、ステップＳ１において、充放電制御部５は、ある時刻ｔにおける発電装置２の発電電力Ｐ（ｔ）を検出する。

ステップＳ２において、充放電制御部５は、Ｐ（ｔ）を変動前発電電力Ｐ０とする。

ステップＳ３において、充放電制御部５は、時刻ｔから３０秒経過後に発電電力を検出し、その検出値をＰ１とする。

この後、ステップＳ４において、充放電制御部５は、発電電力の変化量（｜Ｐ１−Ｐ０｜）が発電装置２の定格出力（定格容量）の５％以上であるか否かを判断する。発電電力の変化量が発電装置２の定格出力の５％以上でない場合には、ステップＳ５においてＰ１をＰ０とするとともにステップＳ３においてＰ１を取得して、発電電力の変化を監視する。

発電電力の変化量が発電装置２の定格出力の５％以上である場合には、ステップＳ６において、充放電制御部５は、ランク付けテーブル５ｂに基づいて変動レベルのランク（図１および表１参照）を決定する。たとえば変化量の絶対値（｜Ｐ１−Ｐ０｜）が発電装置２の定格出力の２５％である場合には、その変化量の絶対値は２番目の範囲（２０％以上４０％未満）に含まれる。また、本実施形態では検出時間間隔が３０秒であるので、変動レベルのランクはＢに決定される。

そして、ステップＳ７において、充放電制御部５は、待機時間決定テーブル５ｃ（図１および表２参照）に基づいて待機時間を決定する。上記の例ではランクがＢであるので、待機時間を検出時間間隔×１＝３０秒に決定する。そして、決定した待機時間のカウントが開始される。

この後、ステップＳ８およびステップＳ９において、充放電制御部５は、ステップＳ７で決定した待機時間内に、発電電力が変化前の発電電力Ｐ０に対して定格容量の±５％の範囲内に戻ったか否かを判断する。すなわち、発電電力が減少した場合（Ｐ０＞Ｐ１の場合）には、Ｐ１の検出後で待機時間内に検出した発電電力が下側閾値（発電電力Ｐ０から定格容量の５％を減じた値）を越えたか否かを判断し、下側閾値を越えた場合には発電電力が変化前の発電電力Ｐ０の近傍に戻ったと判断する。同様に、発電電力が上昇した場合（Ｐ０＜Ｐ１の場合）には、Ｐ１の検出後で待機時間内に検出した発電電力が上側閾値（発電電力Ｐ０から定格容量の５％を加えた値）を下回ったか否かを判断し、上側閾値を下回った場合には発電電力が変化前の発電電力Ｐ０の近傍に戻ったと判断する。

ステップＳ７で決定した待機時間内に発電電力が変化前発電電力Ｐ０の近傍（変化前の発電電力Ｐ０に対して定格容量の±５％の範囲内）まで戻った場合には、電力系統５０に与える影響が小さいので、充放電制御部５は、充放電制御を開始せずにステップＳ９に進む。そして、ステップＳ９において、最後に検出した最新の発電電力をＰ０とするとともにステップＳ３に戻り、発電電力の変化を監視する。

また、待機時間内に発電電力が変化前の近傍まで戻らなかった場合には、ステップＳ１１において、充放電制御部５は充放電制御を開始する。すなわち、過去の２０分の発電電力の平均値を目標出力電力として、その目標出力電力を電力出力部４から出力するように、充放電制御部５は蓄電池３１の充放電を制御する。

また、ステップＳ１２において、充放電制御を行っている際に、充放電制御部５は、発電電力の変化量が小さい状態（発電電力の変化量が発電装置２の定格出力の３％未満の状態）が２０分継続したか否かを判断する。充放電制御部５は、発電電力の変化量が小さい状態が２０分継続するようになるまで充放電制御を継続する。

充放電制御を行っている際に発電電力の変化量が小さい状態が２０分継続した場合には、ステップＳ１３において、充放電制御部５は充放電制御を停止する。通常、日射量が下がり発電電力が低下するにつれて変化量も継続的に小さくなっていくので、日射量が小さくなったときに充放電制御を停止することになる。

本実施形態では、上記のように、発電装置２の発電電力の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように待機時間の長さを決定するとともに、変化時点から待機時間内に変化前の発電電力の近傍の発電電力に戻らない場合に、充放電制御部５は、蓄電装置３の充放電制御を行う。発電電力の変化が生じた場合に、待機時間内に変化前の発電電力の近傍まで発電電力が戻った場合には充放電制御部５は充放電制御を行わないので、その分、蓄電装置３の充放電の回数を減らすことができる。これにより、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

また、本実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、待機時間内に変化前の発電電力に対する所定の範囲内まで発電電力が戻らない場合において、発電電力の変化が大きいとき（電力系統５０への影響が大きい場合）には、待機時間を短くして早急に充放電制御を行い、発電電力の変化が小さいとき（電力系統５０への影響が小さい場合）には、待機時間を長くして充放電制御を行わない期間を長くすることができる。これにより、充放電制御部５は、電力系統５０への影響が大きい場合には直ぐに充放電制御を行いながら、電力系統５０に与える影響が小さい場合には充放電制御を行わないようにすることができる。これにより、電力系統５０に与える影響を軽減しながら、蓄電装置３の充放電の回数をさらに減らすことができる。その結果、より蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

また、本実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量以上になった場合に待機時間を決定するとともに、待機時間内に変化前の発電電力の近傍まで戻らない場合に蓄電装置３の充放電制御を行っている。このように構成することによって、発電電力の変化量が制御開始変化量よりも小さい場合には充放電制御を行わないので、蓄電装置３の充放電回数を減らすことができる。これにより、さらに蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

また、本実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、発電電力の変化量の大きさのみならず、検出時間間隔にも基づいて待機時間を決定するように構成している。このように構成することによって、検出時間間隔を考慮することにより、より電力系統５０への影響度合いに応じた長さを有する待機時間を決定することができる。

また、本実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、検出時間間隔が小さくなるほど期間を短くするように待機時間の長さを決めている。この場合、発電電力の変化量が同じであっても、検出時間間隔が小さくなるほどその検出時間間隔で取得した発電電力の変化は実際には大きく、電力系統５０への影響も大きいので、検出時間間隔が小さくなるほど待機時間の長さを小さくすることによって、より電力系統５０への影響度合いに応じた長さを有するように待機時間を決定することができる。

また、本実施形態では、上記のように、検出時間間隔を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間とすることにより、このような検出時間間隔で取得した発電電力に基づいて発電電力の変化を検出することによって、負荷周波数制御により対応可能な変動周期を有する発電電力の変化を容易に検出することができる。これにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の変動成分を減少させるように、充放電制御を行うことができる。

また、本実施形態では、上記のように、待機時間を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間とすることによって、発電電力の変動があった時点から待機時間の間充放電制御を行わないことによって生じる変動周期の変動成分を、少なくとも負荷周波数制御により対応可能な変動周期範囲内において抑制することができる。このため、負荷周波数制御により対応可能な変動周期部分の変動を抑制しながら、効果的に蓄電装置３の充放電回数を減少させることができる。

また、本実施形態では、上記のように、サンプリング期間を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間とすることによって、そのようなサンプリング期間の発電電力データに基づいて算出した目標出力電力となるように充放電を制御することにより、特に、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の成分を減少させることができる。これにより、電力系統５０に影響を与えることを抑制することができる。

また、本実施形態では、上記のように、充放電制御を行っている際に、発電装置２の発電電力の変化量が小さい状態が所定の期間（２０分）継続した場合に、充放電制御を停止する。このように構成することによって、発電電力の変化が小さい状態（電力系統５０への影響が小さい状態）においては充放電制御を停止することができるので、蓄電装置３の充放電回数を減少させることができる。これにより、さらに蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

次に、移動平均法のサンプリング期間について検討した。ここでは、発電電力データの取得期間であるサンプリング期間を１０分とした場合のＦＦＴ解析結果と、サンプリング期間を２０分とした場合のＦＦＴ解析結果を図８に示す。図８に示すように、サンプリング期間が１０分の場合には、変動周期が１０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が１０分以上の範囲における変動があまり抑制されていないことがわかる。また、サンプリング期間が２０分の場合には、変動周期が２０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が２０分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。したがって、サンプリング期間の大きさと、充放電制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変化するといえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にＴ１〜Ｔ２の後半付近（長周期付近）からＴ１以上の範囲の期間とすることが好ましいことがわかる。たとえば、図６の例では２０分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができることがわかる。ただし、サンプリング期間を長くすると、必要な蓄電池容量が大きくなる傾向があり、Ｔ１よりもあまり長くないサンプリング期間を選択することが好ましい。

次に、図９〜図１３を参照して、本発明の充放電制御を行うことによる効果を検証したシミュレーション結果について説明する。図９には、定格出力が４ｋＷの発電装置の１日の発電電力（出力電力）推移を示している。図１０には、実施例による発電システムにおいて、発電装置が図９に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示しており、図１１には、比較例による発電システムにおいて、発電装置が図９に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示している。なお、実施例では、充放電制御の開始および停止を上記実施形態と同様に行う構成とした。また、比較例では、１日中常に充放電制御を行う構成とした。また、図１２には、実施例による発電システムの図１０に対応する蓄電池容量推移を示しており、図１３には、比較例による発電システムの図１１に対応する蓄電池容量推移を示している。

図９〜図１１に示すように、実施例および比較例にいずれにおいても、図９に示した発電装置の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。図１０に示すように、実施例による発電システムの出力電力は比較例に比べて出力変動が残っているが、この残った出力変動は主に約２分以下の変動周期（負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の変動周期）に対応する変動であり、発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な変動周期である。すなわち、実施例による発電システムでは、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の出力変動は抑制されている。

また、図１３に示すように、比較例による発電システムの蓄電池の容量は常に変動しているのに対して、実施例による発電システムでは、図１２に示すように、蓄電池の容量が一定の期間が多くなっている。すなわち、実施例では比較例に比べて蓄電池の充放電を行う回数が大幅に減っていることがわかる。また、本シミュレーションでは、実施例の１日の合計の充放電量は約６７０Ｗｈである一方、比較例の１日の合計の充放電量は約１１９０Ｗｈであった。すなわち、実施例では比較例に比べて充放電量も大幅に減ることがわかった。

なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。

たとえば、上記実施形態では、発電装置２として太陽電池を用いる例について説明したが、本発明はこれに限らず、風力発電装置などの他の自然エネルギー発電装置を用いてもよい。

また、上記実施形態では、蓄電池としてＬｉ−ｉｏｎ電池やＮｉ−ＭＨ電池を用いる例を示したが、本発明はこれに限らず、他の２次電池を用いてもよい。

上記実施形態では、蓄電池３１の電圧が４８Ｖである例について説明したが、本発明はこれに限らず、４８Ｖ以外の電圧にしてもよい。なお、蓄電池の電圧としては６０Ｖ以下が望ましい。

また、上記実施形態では、制御開始変化量を発電装置２の定格出力の５％とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、上記以外の数値を用いてもよい。たとえば、制御開始変化量は、発電装置の変化前の発電電力を基準にして決めてもよい。

また、上記実施形態では、待機時間が２分以下である例について説明したが、本発明はこれに限らず、２分以上でもよい。なお、待機時間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期の上限周期Ｔ１以下が好ましく、下限周期Ｔ２以下の期間であることがより好ましい。ただし、電力系統側におけるいわゆるならし効果などの影響により下限周期の値も変化する。また、ならし効果の大きさも、太陽光発電システムの普及度および地域分散性などに応じて変化する。

また、上記実施形態では、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったと判断するための上側閾値および下側閾値を、それぞれ、変化前の発電電力に対して定格容量の５％を加えた値および減じた値とした例を示したが、本発明はこれに限らず、これらの値以外の値を上側閾値および下側閾値としてもよい。また、上側閾値および下側閾値の値を異ならせずに、同じ値を用いてもよい。たとえば、変化前の発電電力と同一の発電電力を上側および下側の共通の閾値として用いてもよい。

また、上記実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力を想定しない場合について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力の算出において、需要家内で用いられる少なくとも一部の負荷で消費する電力を検出し、その負荷消費電力あるいは負荷消費電力変動量を加味して目標出力の算出を行ってもよい。

また、上記実施形態に記載されたサンプリング期間、母線電圧などの具体的な数値についても、本発明はこれに限られず、適宜変更が可能である。

また、上記実施形態では、発電電力の変化量が制御開始変化量以上の場合に、待機時間の経過後に充放電制御を行う例について説明したが、本発明はこれに限らず、充放電制御の開始の閾値（制御開始変化量）を設けずに、発電電力が変化する毎に待機時間内に発電電力が変化前まで戻ったか否かを判断し、戻らない場合に充放電制御を開始するように構成してもよい。

また、上記実施形態では、発電電力の変動レベルをランク付けし、変動レベルのランクに応じて待機時間の長さを決定することにより、段階的（本実施形態では、最大でＡ〜Ｄの４段階）に待機時間の長さを変える例について説明したが、本発明はこれに限らず、さらに多くの段階で待機時間の長さを変えてもよいし、発電電力の変化量に応じて連続的に待機時間の長さを変えてもよい。

また、上記実施形態では、発電電力の変化量が小さい状態（定格出力の３％未満の状態）が２０分継続した場合に充放電制御を停止する例について説明したが、本発明はこれに限らず、充放電制御を開始してから一定時間後に停止してもよいし、発電電力の大きさや時刻などに基づいて停止してもよい。また、定格出力の３％とは異なる値を設定してもよく、この閾値を制御開始変化量よりも大きい値としてもよい。

また、上記実施形態では、発電電力が待機時間内に変化前の発電電力の近傍（変化前の発電電力に対して定格容量の±５％以内）に戻らない場合に充放電制御を開始する例について説明したが、本発明はこれに限らず、変化前の発電電力の近傍の範囲よりも広い範囲（変化前の発電電力に対して所定の範囲）内まで戻らない場合に充放電制御を開始するようにしてもよい。

また、上記実施形態では、発電電力検出部８によって検出された発電電力の差分をとることにより発電電力の変化量を検出した例について説明したが、本発明はこれに限らず、発電電力を反映する電力を検出すればよい。たとえば、売電量（発電電力から負荷６０の消費電力を減じた電力）の差分をとることにより発電電力の変化量を検出してもよい。

また、上記実施形態では、充放電制御部５がＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の充放電制御を行うように構成した例を示したが、本発明はこれに限られない。たとえば、充放電部３２に蓄電池３１の充放電を行う充放電スイッチを設け、充放電制御部５が充放電スイッチのオンオフを制御することによって、蓄電池３１の充放電制御を行うように構成してもよい。

Claims (24)

1. 自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置と、
   前記発電装置により発電された電力および前記蓄電装置により蓄電された電力を出力する電力出力部と、
   前記蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部とを備え、
   前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさに応じて第１期間の長さを決定するとともに、前記第１発電電力から第２発電電力に変化した時点から第１期間内に変化前の前記第１発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、充放電システム。
2. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように前記第１期間の長さを決定するように構成されている、請求項１に記載の充放電システム。
3. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量が所定の第１変化量以上になった場合に、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように第１期間の長さを決定するとともに、前記第１発電電力から前記第２発電電力に変化した時点から前記第１期間内に変化前の前記第１発電電力に対して前記所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、請求項２に記載の充放電システム。
4. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力を所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量を前記所定の検出時間間隔毎に算出し、算出した変化量が前記第１変化量以上か否かを判断するように構成されている、請求項３に記載の充放電システム。
5. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力を所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさのみならず、前記所定の検出時間間隔にも基づいて、前記第１期間を決定するように構成されている、請求項２に記載の充放電システム。
6. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど前記第１期間の期間長さを長くするとともに、前記所定の検出時間間隔が長いほど前記第１期間の期間長さを長くするように、前記第１期間を決定するように構成されている、請求項５に記載の充放電システム。
7. 前記充放電制御部は、少なくとも前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさに応じて変動レベルをランク付けするとともに、そのランクが上位なほど期間長さを短くするように前記第１期間の長さを決定するように構成されている、請求項２に記載の充放電システム。
8. 前記第１発電電力から前記第２発電電力への変化量の大きさおよび所定の検出時間間隔に応じて変動レベルがランク付けされているとともに、ランクが上位であるほど期間を短くするように前記第１期間の長さが決められており、
   前記充放電制御部は、前記第１発電電力から前記第２発電電力への変化量の大きさがどのランクに属するかを判定するとともに、判定したランクに対応する期間長さとなるように前記第１期間を決定するように構成されている、請求項７に記載の充放電システム。
9. 前記第１発電電力から前記第２発電電力への変化量の大きさが所定の範囲毎に複数の変化量範囲区分に区分けされ、それぞれの前記変化量範囲区分と前記変動レベルのランクとが対応付けられており、
   前記所定の検出時間間隔の長さが所定の範囲毎に複数の時間間隔区分に区分けされ、それぞれの前記時間間隔区分と前記変動レベルのランクとが対応付けられており、
   前記充放電制御部は、前記第１発電電力から前記第２発電電力への変化量の大きさが属する前記変化量範囲区分と、前記検出時間間隔の長さが属する前記時間間隔区分とに基づいて前記変動レベルのランクを判定するとともに、判定したランクに対応する期間長さとなるように前記第１期間を決定するように構成されている、請求項８に記載の充放電システム。
10. 前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさと、前記変化量の大きさに応じた変動レベルのランクとを対応付けたランク付けテーブルと、前記変動レベルのランクと前記第１期間の期間長さとを対応づけた第１期間決定テーブルとが記録された記憶部をさらに備え、
    前記充放電制御部は、前記ランク付けテーブルに基づいて前記第１発電電力から前記第２発電電力への変化量の大きさがどのランクに属するかを判定するとともに、前記第１期間決定テーブルに基づいて、判定したランクに対応する前記第１期間の期間長さを決定するように構成されている、請求項７に記載の充放電システム。
11. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力を所定の検出時間間隔で取得するように構成されており、
    前記検出時間間隔は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間である、請求項１に記載の充放電システム。
12. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力を所定の検出時間間隔で取得するように構成されており、
    前記第１期間は、０または前記所定の検出時間間隔の正の整数倍の期間である、請求項１に記載の充放電システム。
13. 前記第１期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間である、請求項１に記載の充放電システム。
14. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が前記第１発電電力から前記第１発電電力よりも大きい第２発電電力に上昇した場合、前記発電装置の発電電力が上昇前の前記第１発電電力よりも大きい所定の上側閾値以下の発電電力まで低下するか否かに基づいて、前記所定の範囲内の発電電力に戻るか否かを判定するように構成されている、請求項１に記載の充放電システム。
15. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が前記第１発電電力から前記第１発電電力よりも小さい第２発電電力に低下した場合、前記発電装置の発電電力が低下前の前記第１発電電力よりも小さい所定の下側閾値以下の発電電力まで上昇するか否かに基づいて、前記所定の範囲内の発電電力に戻るか否かを判定するように構成されている、請求項１に記載の充放電システム。
16. 前記充放電制御部は、前記蓄電装置の充放電制御を行う際に、発電電力データの取得期間として所定の第２期間の範囲で発電電力データを取得して移動平均法により前記電力出力部から出力する目標出力電力を算出するように構成されており、
    前記所定の第２期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間である、請求項１に記載の充放電システム。
17. 前記充放電制御部は、前記電力出力部から出力された電力と前記目標出力電力との差に基づいて、前記電力出力部からの出力電力が前記目標出力電力となるよう、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、請求項１６に記載の充放電システム。
18. 前記充放電制御部は、前記充放電制御を行っている際に、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量が所定の第２変化量より小さい状態が所定の第３期間継続した場合に、前記充放電制御を停止するように構成されている、請求項１に記載の充放電システム。
19. 前記第２変化量は、前記第１変化量よりも小さい、請求項１８に記載の充放電システム。
20. 前記電力出力部は、電力系統に接続されており、前記発電装置により発電された電力および前記蓄電装置から放電された電力を前記電力系統に出力するように構成されている、請求項１に記載の充放電システム。
21. 自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部を備え、
    前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量に応じて第１期間の長さを決定するとともに、前記第１発電電力から第２発電電力に変化した時点から第１期間内に変化前の前記第１発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、充放電制御装置。
22. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように前記第１期間の長さを決定するように構成されている、請求項２１に記載の充放電制御装置。
23. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量が所定の第１変化量以上になった場合に、前記発電装置の発電電力が第１発電電力から第２発電電力に変化した際の変化量の大きさが小さくなるほど期間を長くするように第１期間の長さを決定するとともに、前記第１発電電力から前記第２発電電力に変化した時点から前記第１期間内に変化前の前記第１発電電力に対して所定の範囲内の発電電力に戻らない場合に、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、請求項２２に記載の充放電制御装置。
24. 前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された電力を蓄電可能であり、かつ、前記発電装置とともに電力系統に接続された前記蓄電装置の充放電を制御するように構成されている、請求項２１に記載の充放電制御装置。

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