WO2011074661A1

WO2011074661A1 - 充放電システム

Info

Publication number: WO2011074661A1
Application number: PCT/JP2010/072753
Authority: WO
Inventors: 中島　武; 総一酒井; 龍蔵萩原; 善次郎内田
Original assignee: 三洋電機株式会社
Priority date: 2009-12-17
Filing date: 2010-12-17
Publication date: 2011-06-23
Also published as: US20120256483A1; JPWO2011074661A1

Abstract

　この充放電システムは、発電装置（２）と電力系統（５０）とを接続する母線（６）に接続され、蓄電部（３１）と、母線から蓄電部に電力を供給する充電部（３３）と、充電部とは別個に設けられるとともに、蓄電部から母線に電力を出力する放電部（３４）と、充電部および放電部をそれぞれ個別に制御する充放電制御部（５）とを備える。

Description

充放電システム

　本発明は、充放電システムに関し、特に、蓄電部を備えた充放電システムに関する。

　従来、自然エネルギーを用いて発電する発電装置と、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知られている。

　特開２００２－１７１６７４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１つの双方向チョッパ（ＤＣ－ＤＣコンバータ）と、充放電部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。

特開２００２－１７１６７４号公報

　しかしながら、上記特開２００２－１７１６７４号公報では、１つのＤＣ－ＤＣコンバータ（双方向チョッパ）を制御することにより充電および放電を行っている。このため、充電から放電に切り替える場合には、充電を停止した後に放電を開始する必要がある。

　このような構成では充電を停止する動作を経る分、充電と放電とを切り替える際に時間がかかってしまう。このため、特に、充電と放電とを頻繁に切り替える必要があるシステム（たとえば、蓄電池を利用して太陽電池の出力変動を平滑化するシステム）において、充電量および放電量の制御性が低下し、その結果、充放電量を高精度に制御することが困難になる。

　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、充放電量を高精度に制御することが可能な充放電システムを提供することである。

　この発明の一の局面による充放電システムは、発電装置と電力系統とを接続する母線に接続され、蓄電部と、母線から蓄電部に電力を供給する充電部と、充電部とは別個に設けられるとともに、蓄電部から母線に電力を出力する放電部と、充電部および放電部をそれぞれ個別に制御する充放電制御部とを備える。

　本発明によれば、充電と放電とを短時間で切り替えることができるので、充電量および放電量を正確に制御することができる。その結果、充放電量を高精度に制御することができる。

本発明の第１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に示した第１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量の推移および目標出力電力について説明するための図である。図１に示した第１実施形態による発電システムの充放電制御時における目標出力電力の算出のための発電量データの取得期間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に示した第１実施形態による発電システムの充放電制御開始前の制御フローを説明するためのフローチャートである。図１に示した第１実施形態による発電システムの充放電制御開始後の制御フローを説明するためのフローチャートである。快晴時および雲のある晴天時における電力系統への出力電力量の一日の推移（充放電制御なし）を示すグラフである。快晴時および雲のある晴天時における蓄電池の蓄電量の一日の推移（充放電制御なし）を示すグラフである。図７に示す快晴時および雲のある晴天時における電力系統への出力電力量（充放電制御なし）の変化をＦＦＴ（高速フーリエ変換）法により解析した解析結果を示す図である。雨天時における電力系統への出力電力量の一日の推移（充放電制御なし）を示すグラフである。図１０に示す雨天時の電力系統への出力電力量（充放電制御なし）の変化をＦＦＴ（高速フーリエ変換）法により解析した解析結果を示す図である。充放電制御を行うことによる電力系統への悪影響の軽減効果を検証するためのＦＦＴ解析結果を示す図である。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。本発明の第２実施形態による発電システムの充放電制御開始前の制御フローを説明するためのフローチャートである。本発明の第３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。

　以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。

（第１実施形態）
　まず、図１～図４を参照して、本発明の第１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。

　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。

　発電装置２と電力出力部４とを接続する母線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（第１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。また、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。ＤＣ－ＤＣコンバータ７は、本発明の「第１ＤＣ－ＤＣコンバータ」の一例である。発電装置２とＤＣ－ＤＣコンバータ７との間には、ダイオード（図示せず）が設けられている。ダイオードは、発電装置２に向かって電流が逆流するのを防止する。

　蓄電装置３は、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と発電装置２とは、母線６に対して並列的に接続されている。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。蓄電池３１は、本発明の「蓄電部」の一例である。

　充放電部３２は、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３および３４を有している。母線６と蓄電池３１との間において、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３および３４は、互いに並列的に接続されている。ＤＣ－ＤＣコンバータ３３は、発電装置２により発電された電力を蓄電池３１に充電する際に用いられる。

　ＤＣ－ＤＣコンバータ３３は、充電時に、蓄電池３１に供給する電力の電圧を、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、母線６側から蓄電池３１側に電力を供給する。ＤＣ－ＤＣコンバータ３３と母線６の間には、充電方向に電流の方向を規制（整流）するダイオード３５が設けられている。ＤＣ－ＤＣコンバータ３３は、本発明の「充電部」および「第２ＤＣ－ＤＣコンバータ」の一例である。ダイオード３５は、本発明の「第１整流部」の一例である。

　ＤＣ－ＤＣコンバータ３４は、蓄電池３１から電力出力部４側に放電する際に用いられる。ＤＣ－ＤＣコンバータ３４は、放電時に、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側から母線６側に電力を放電させる。ＤＣ－ＤＣコンバータ３４と母線６の間には、放電方向に電流の方向を規制（整流）するダイオード３６が設けられている。ＤＣ－ＤＣコンバータ３４は、本発明の「放電部」および「第３ＤＣ－ＤＣコンバータ」の一例である。ダイオード３６は、本発明の「第２整流部」の一例である。

　充放電制御部５は、ＣＰＵ５ａおよびメモリ５ｂを含んでいる。充放電制御部５は、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３および３４のそれぞれを独立して個別に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の発電量（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の発電量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、発電装置２の発電量が目標出力電力よりも大きい場合には、充放電制御部５は、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するように充電専用のＤＣ－ＤＣコンバータ３３を制御する。発電装置２の発電量が目標出力電力よりも小さい場合には、充放電制御部５は、不足分の電力を蓄電池３１から放電するように放電専用のＤＣ－ＤＣコンバータ３４を制御する。

　ＤＣ－ＤＣコンバータ７の出力側には、発電装置２の発電量を検出する発電量検出部８が設けられている。発電量検出部８の検出結果に基づいて、充放電制御部５は、発電装置２の発電量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。充放電制御部５は、３０秒毎に発電装置２の発電量データを取得している。この発電量の検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電量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の発電量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よりも短く、かつ、後述する待機時間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の発電量の平均値とする算出方法である。

　以下、目標出力電力の算出に用いる発電量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。サンプリング期間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する変動周期Ｔ１～Ｔ２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４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、充放電制御の初期および終期以外の期間においては、サンプリング期間を約１０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の発電量データを取得するので、過去１０分の期間に含まれる２０個の発電量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。サンプリング期間は、本発明の「発電量データの取得期間」の一例である。

　上記のように、充放電制御部５は、過去の発電装置２の発電量から目標出力電力を算出し、発電装置２の発電量と蓄電池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の充放電を制御して目標出力電力を電力系統５０に出力する充放電制御を行う。これにより、発電装置２の発電量をそのまま電力系統５０に出力する場合と比べて電力系統５０に出力する電力の変動が抑制され、平滑化を図ることができる。

　充放電制御部５は、発電装置２の発電量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、充放電制御部５は、発電装置２の発電量が所定の発電量（以下、「制御開始発電量」と呼ぶ）以上で、かつ、発電装置２の発電量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。

　制御開始発電量は、たとえば雨天時の発電量よりも多い発電量であり、たとえば、発電装置２の定格出力の１０％である。制御開始変化量は、快晴時（雲が殆どない晴天）の昼間の時間帯における検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量であり、たとえば、発電装置２の変化前の発電量の５％である。発電量の変化量は、所定の検出時間間隔毎に検出される発電装置２の発電量の連続する２つの発電量データの差分を算出することにより取得される。

　発電装置２の発電量が制御開始発電量未満の状態から制御開始発電量以上の状態になると、充放電制御部５は、発電装置２の発電量の変化量の検出を開始する。この状態で、さらに発電装置２の発電量の変化量が制御開始変化量以上になると、充放電制御部５は、はじめて充放電制御を開始する。発電装置２の発電量の変化量が制御開始変化量を超えないまま、発電装置２の発電量が制御開始発電量未満になった場合には、充放電制御部５は、発電装置２の発電量の変化量の検出を停止する。

　発電装置２の発電量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量が変化前の発電量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。したがって、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４に示す変動周期－負荷変動線の関係図を参照して、所定の待機時間は、好ましくは上限周期Ｔ１以下の期間であり、より好ましくは下限周期Ｔ２以下の期間である。本実施形態では、所定の待機時間を約２分以下とした。所定の待機時間は、検出時間間隔よりも大きく、検出時間間隔の２倍以上（たとえば、検出時間間隔の２倍以上の整数倍）である。

　変化前の発電量の近傍の値とは、変化前の発電量に対して微小量だけ大きい上側閾値と、変化前の発電量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、変化前の発電量の１０１％の値である。下側閾値は、たとえば、変化前の発電量の９９％の値である。

　発電量の制御開始変化量以上の変化が発電量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、発電量が低下した後、待機時間内に下側閾値（変化前の発電量の９９％）以上にまで上昇した場合に、変化前の発電量の近傍の値に戻ったと判断する。また、発電量の制御開始変化量以上の変化が発電量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、発電量が上昇した後、待機時間内に上側閾値（変化前の発電量の１０１％）以下にまで低下した場合に、変化前の発電量の近傍の値に戻ったと判断する。つまり、発電量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、変化前の発電量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。

　図２を参照して具体的に説明する。発電量Ｐ（－２）から発電量Ｐ（－１）まで急激に発電量が低下した場合に、発電量Ｐ（－１）を検出した時点から待機時間内に発電量Ｐ（－２）の近傍の値まで戻らない場合には、充放電制御部５は、充放電制御を開始する。この例では待機時間を１分としている。発電量Ｐ（－１）を検出した時点から待機時間内に検出した発電量Ｐ０およびＰ１が発電量Ｐ（－２）の近傍の値ではない。このため、充放電制御部５は、発電量Ｐ１の検出時点で充放電制御を開始する。発電量Ｐ（－１）の後の待機時間内に発電量Ｐ（－２）の近傍の値Ｒ（下側閾値である発電量Ｐ（－２）の９９％以上の値Ｒ）を検出した場合には、充放電制御部５は、変化前の発電量Ｐ（－２）の近傍の値に戻ったと判断して充放電制御を開始しない。

　充放電制御部５は、充放電制御を開始した後、一定の制御期間の経過後に充放電制御を停止するように構成されている。

　制御期間は、少なくとも負荷周波数制御で対応する変動周期範囲を基に決定したサンプリング期間以上である。充放電制御の初期あるいは終期に発電量データ取得期間を短くする手法を取る場合には、制御期間は、少なくともサンプリング期間にデータ取得期間を短くする期間を加えたものが最低の制御期間である。制御期間が短すぎると負荷周波数制御で対応する変動周期範囲の抑制効果が薄くなる。一方、制御期間が長すぎると充放電回数の頻度が増えることから蓄電池寿命が短くなる。したがって、制御期間には適切な時間を設定する必要がある。本実施形態では、制御期間は３０分間に設定されている。制御期間は、本発明の「第２期間」の一例である。

　制御期間中に制御開始変化量以上の発電量の変化を所定回数（第１実施形態では、３回）検出した場合には、充放電制御部５は、制御期間を延長するように構成されている。この延長は、３回目の発電量変化を検出した時点で、新たに３０分の制御期間を設定することにより行われる。制御期間が延長された場合、３回目の検出時点（延長開始時点）から制御開始変化量以上の発電量の変化を新たに３回検出しない場合には、充放電制御部５は、３回目の検出時点（延長開始時点）から３０分後に充放電制御を停止する。３回目の検出時点（延長開始時点）から制御開始変化量以上の発電量の変化を新たに３回検出した場合には、再度３０分延長される。

　制御期間中に、発電装置２の発電量が制御開始発電量未満になった場合には、制御期間の経過前であっても、充放電制御部５は、充放電制御を停止するように構成されている。

　次に、図２および図３を参照して、太陽光発電システム１の充放電制御部５による目標出力電力の算出方法について説明する。

　図２に示すように、徐々に発電量が上昇していき、ある発電量検出タイミング（発電量Ｐ（－２））からその次の発電量検出タイミング（発電量Ｐ（－１））にかけて発電量の急激な変化（低下）が生じ、その後、待機時間内に発電量の変化量が変化前の発電量（発電量Ｐ（－２））の近傍の値に戻らずに発電量が徐々に低下していく例を想定する。

　図２に示したような発電量の急激な変化があった場合、図３に示すように、充放電制御の初期および終期以外の期間においては、充放電制御部５は、過去１０分のサンプリング期間に含まれる２０個の発電量データの平均値を目標出力電力として算出する。その一方、充放電制御の初期（充放電制御の開始時から１０分間）および終期（充放電制御の終了予定時までの１０分間）については、充放電制御部５は、充放電制御の初期および終期以外の期間の発電量データのサンプリング期間（１０分、２０個の発電量データ）よりも短い期間の発電量データから目標出力電力を算出するように構成されている。

　具体的には、充放電制御の初期において、充放電制御部５は、充放電制御の開始以降の発電量データ（Ｐ１、Ｐ２…）をメモリ５ｂに順次蓄積していくとともに、発電量データのサンプリング期間を充放電制御の開始時点からの発電量データの蓄積量に応じて徐々に増加させる。

　すなわち、ある発電量検出タイミングにおける発電量Ｐ（－２）と、その次の発電量検出タイミングにおける発電量Ｐ（－１）との間に大きな変化が生じ、かつ、待機時間内に発電量Ｐ（－２）の近傍まで発電量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ついて説明する。

　この場合、充放電制御開始後の１回目の目標出力電力Ｑ１を、直前に取得した発電量データＰ１そのものとする。２回目の目標出力電力Ｑ２を、メモリ５ｂに蓄積された２つの発電量データ（直前の２つの発電量データＰ１およびＰ２）の平均とする。３回目の目標出力電力Ｑ３は、メモリ５ｂに蓄積された３つの発電量データ（直前の３つの発電量データＰ１、Ｐ２およびＰ３）の平均とする。同様にして、２０回目の目標出力電力Ｑ２０を、その直前の２０個の発電量データ（Ｐ１～Ｐ２０）の平均とする。発電量データの蓄積量が２０個に達した時点で、初期から初期および終期以外の期間に移行する。そして、発電量データの蓄積量が２０個に達した後（初期および終期以外の期間）では、２０個の発電量データに基づいて目標出力電力を算出する。

　充放電制御の終了時点（終了予定時点）が近づくと、発電量データのサンプリング期間を充放電制御の終了時点（終了予定時点）までの発電量データの取得予定量に応じて徐々に減少させる。終了予定時点は充放電制御の開始（延長の開始）から３０分であるので、発電量データのサンプリング期間を減少させ始める時点は算出可能である。充放電制御の終了予定時点の１０分前になった時点で、初期および終期以外の期間から終期に移行するとともに、終期の開始時点から発電量データのサンプリング期間を減少させ始める。

　具体的には、充放電制御の終了時点（終了予定時点）の目標出力電力の算出が制御開始からｎ回目とすると、制御終了前２０回目の目標出力電力Ｑ（ｎ－１９）を、その直前の２０個の発電量データＰ（ｎ－３８）～Ｐ（ｎ－１９）の平均とする。制御終了前１９回目の目標出力電力Ｑ（ｎ－１８）を、その直前の１９個の発電量データＰ（ｎ－３６）～Ｐ（ｎ－１８）の平均とする。同様にして、制御終了前３回目の目標出力電力Ｑ（ｎ－２）を、その直前の３個の発電量データＰ（ｎ－４）、Ｐ（ｎ－３）およびＰ（ｎ－２）の平均とする。制御終了前２回目の目標出力電力Ｑ（ｎ－１）を、その直前の２個の発電量データＰ（ｎ－２）およびＰ（ｎ－１）の平均とする。そして、制御終了直前の目標出力電力Ｑ（ｎ）は、その直前の発電量データＰ（ｎ）そのままとする。

　ここで、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４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。領域Ｄ（ハッチングで示す領域）は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期を示す。領域Ａは、ＥＤＣにより対応可能な負荷の変動周期を示す。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。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。

　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となる。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４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。

　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５を参照して、太陽光発電システム１の充放電制御開始前の制御フローについて説明する。

　充放電制御部５は、発電装置２の発電量を所定の検出時間間隔毎（３０秒毎）に検出している。そして、ステップＳ１において、充放電制御部５は、発電量が制御開始発電量以上になったか否かを判断する。発電量が制御開始発電量以上にならなかった場合には、この判断が繰り返される。発電量が制御開始発電量以上になった場合には、ステップＳ２において、充放電制御部５は、発電量の変化量の監視を開始する。すなわち、検出した発電量と、その直前の発電量の検出値との差分を発電量の変化量として取得する。

　ステップＳ３において、充放電制御部５は、制御開始変化量以上の発電量の変化があったか否かを判断する。制御開始変化量以上の発電量の変化がない場合には、ステップＳ２に戻り、充放電制御部５は、発電量の変化量の監視を継続する。

　制御開始変化量以上の発電量の変化があった場合には、ステップＳ４において、充放電制御部５は、待機時間以内に発電量が変化前の値の近傍に戻ったか否かを判断する。発電量が変化前の値の近傍に戻った場合には、充放電制御部５は、充放電制御を行わずにステップＳ２に戻り、発電量の変化量の監視を継続する。発電量が変化前の値の近傍に戻らない場合には、充放電制御部５は、充放電制御を開始する。

　なお、図５には記載していないが、充放電制御部５は、たとえばステップＳ２において発電量の変化量を監視する際に発電量の絶対値を確認し、発電量が制御開始発電量を下回った場合にはステップＳ１に戻るようにもしている。

　次に、図６を参照して、充放電制御の開始後の制御フローについて詳細に説明する。

　充放電制御を開始した後、ステップＳ５において、充放電制御部５は、充放電制御を開始した時点からの経過時間のカウントを開始する。

　次に、ステップＳ６において、充放電制御部５は、充放電制御を開始してからの発電量データの蓄積数（サンプリング回数ｋ１）または充放電制御の終了予定までのサンプリング予定回数ｋ２が所定回数（第１実施形態では、２０回）以上であるか否かを判断する。

　発電量データのサンプリング数ｋ１または終了までのサンプリング予定回数ｋ２が２０個以上である場合には、ステップＳ７において、充放電制御部５は、直前の２０個のサンプリング値を用いて移動平均法により目標出力電力を算出して設定する。

　発電量データのサンプリング数ｋ１または制御終了までのサンプリング予定回数ｋ２が所定回数（２０個）未満である場合には、ステップＳ８において、充放電制御部５は、ｋ１個またはｋ２個のサンプリング値を用いて移動平均法により目標出力電力を算出して設定する。すなわち、充放電制御の開始時には、充放電制御部５は、目標出力電力の算出に用いるサンプリング数を目標出力電力の算出毎に１から２０まで１つずつ増加させる。充放電制御の終了（予定）時には、充放電制御部５は、目標出力電力の算出に用いるサンプリング数を目標出力電力の算出毎に２０から１まで１つずつ減少させる。

　ステップＳ９において、充放電制御部５は、ステップＳ７またはＳ８において設定した目標出力電力と、目標出力電力の算出後に検出した発電量との差を算出する。そして、ステップＳ１０において、充放電制御部５は、充放電部３２に対して過不足分の充放電を指示する。すなわち、目標出力電力が発電量よりも大きい場合には、目標出力電力に対して発電装置２の発電量では足りない分を蓄電池３１により補うように、充放電制御部５は、ＤＣ－ＤＣコンバータ３４に対して放電を指示する。また、目標出力電力が発電量よりも小さい場合には、発電装置２の発電量から目標出力電力を差し引いて余る分を蓄電池３１に充電するように、充放電制御部５は、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３に対して充電を指示する。

　ステップＳ１１において、目標出力電力（発電装置２の発電量＋蓄電池３１の充放電量）が電力出力部４から電力系統５０に出力される。

　この後、ステップＳ１２において、充放電制御部５は、所定の変化量（制御開始変化量）以上の発電量の変化が所定回数（第１実施形態では、３回）あったか否かを判断する。制御開始変化量以上の発電量の変化が３回あった場合には、この後も発電量の変化が継続する可能性が高い。このため、ステップＳ１３において、充放電制御部５は、経過時間のカウントをリセットするとともに、充放電制御の期間を延長する。この場合、ステップＳ５に戻り、充放電制御部５は、新たに経過時間のカウントを開始する。

　制御開始変化量以上の発電量の変化が３回未満の場合には、ステップＳ１４において、充放電制御部５は、発電装置２の発電量が所定の発電量（制御開始発電量）を超えているか否かを判断する。そして、制御開始発電量を超えている場合には、ステップＳ１５において、充放電制御部５は、充放電制御を開始してから、または、充放電制御期間を延長してから、制御期間（３０分）を経過したか否かを判断する。制御期間が経過した場合には、充放電制御部５は充放電制御を停止する。制御期間が経過していない場合には、ステップＳ６に戻り、充放電制御部５は、充放電制御を継続する。

　ステップＳ１４において発電量が制御開始発電量未満であると判断された場合には、制御期間が経過していない場合であっても、充放電制御部５は、充放電制御を停止する。

　第１実施形態では、上記のように、蓄電池３１の充電を行うＤＣ－ＤＣコンバータ３３および蓄電池３１の放電を行うＤＣ－ＤＣコンバータ３４をそれぞれ個別に制御する充放電制御部５とを備える。これにより、たとえば充電から放電に切り替える場合には、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３による充電を停止するのと同時にＤＣ－ＤＣコンバータ３４による放電を開始することができる。これにより、充電と放電とを短時間で切り替えることができるので、充電量および放電量を正確に制御することができる。その結果、充放電量を高精度に制御することができる。また、蓄電装置３にＤＣ－ＤＣコンバータ３３とＤＣ－ＤＣコンバータ３４とを設けることによって、充電部と放電部とが１つの装置に組み込まれている場合と比較して、たとえば、放熱性を向上させることができ、信頼性をより向上させることができる。

　また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、発電量検出部８により検出された発電量が制御開始発電量以上で、かつ、発電量の変化量が制御開始変化量以上である場合に、充放電制御を行う。このように構成すれば、条件を満たさな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。また、本願発明者は、鋭意検討した結果、発電装置２の発電量が制御開始発電量より小さい場合、および、発電装置２の発電量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場合であっても、発電装置２による発電量の変動に起因する電力系統５０への影響が小さいことを見出した。したがって、本発明では、発電装置２による発電量の変動に起因する電力系統５０への影響を抑制しながら、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

　また、第１実施形態では、上記のように、制御開始発電量は、たとえば雨天時の発電量よりも多い発電量である。このように構成すれば、充放電制御を行わなくても電力系統５０への悪影響が小さい雨天時に充放電制御を行わないことにより、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

　また、第１実施形態では、上記のように、制御開始発電量は、発電装置２の定格出力の１０％の発電量である。このように構成すれば、充放電制御を開始する際の閾値である制御開始発電量を雨天時の発電量よりも大きくすることができるので、容易に雨天時に充放電制御を行わないように制御することができる。

　また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、発電量が制御開始変化量以上変化し、かつ、発電量が待機時間内に変化前の発電量近傍の発電量に戻らない場合に、充放電制御を行う。このように構成すれば、発電装置２の発電量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。また、発電装置２の発電量の変化量が制御開始変化量以上の場合であっても、待機時間内に変化前の発電量近傍の発電量に戻った場合には充放電制御を行わないので、蓄電装置３の充放電回数をさらに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、第１実施形態では、上記のように、制御開始変化量を快晴時の昼間の時間帯における検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量としている。このように構成すれば、検出時間間隔毎の発電量の変化量の少ない快晴時に充放電制御を行わないことにより、発電装置２による発電量の変動に起因する電力系統５０への影響を抑制しながら充放電回数を減少することができる。その結果、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

　また、第１実施形態では、上記のように、制御開始変化量は、変化前の発電量の５％の変化量である。このように構成すれば、容易に、充放電制御を開始する際の閾値である制御開始変化量を快晴時の昼間の時間帯における所定の検出時間間隔毎の最大変化量よりも大きくすることができる。また、制御開始変化量は、発電装置２の定格容量を基準にして求めてもよい。このようにしても、上記と同様の効果を得ることができる。

　また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、充放電制御の初期および終期において、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも、移動平均の算出に用いる発電量データの取得期間を短くして目標出力電力を算出する。このように構成すれば、充放電制御開始時の発電量と大きく異なる急激な変化前（充放電制御開始前）の発電量の値が充放電制御の初期における目標出力電力の算出に用いられてしまうことを抑制することができる。これにより、充放電制御開始時において算出する目標出力電力と実際の発電量との差を小さくすることができる。

　また、充放電制御の終期における移動平均の算出に用いる発電量データの取得期間を、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも短くした場合には、充放電制御の終了時点で、充放電制御の終了時点近傍の発電量データのみ取得されて目標出力電力が算出されるので、充放電制御の終了時点の前後で電力系統５０への出力電力量の変化を小さくすることができる。その結果、電力系統５０に出力される電力量の変動を抑制することができる。

　また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、充放電制御の開始から制御期間の経過後に充放電制御を停止するとともに、充放電制御中に、制御開始変化量以上の変化が３回以上あった場合に、充放電制御の制御期間を延長する。このように構成すれば、充放電制御を停止しない場合に比べて充放電回数を減少することができるので、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。また、発電量の変動が続くと予想される場合には継続して充放電制御を行うことができる一方、発電量の変動が続かず、充放電制御が不必要と考えられる期間には充放電制御を行うことを抑制することができる。その結果、蓄電装置３の充放電回数を減少させながら、効果的に充放電制御を行うことができる。

　次に、図７～図１３を参照して、太陽光発電システム１を用いることによる効果に関して鋭意検討した結果について、詳細に説明する。

　図７には、快晴時および雲のある晴天時の一日の実際の発電量（出力電力）の変動推移を示している。図７は、充放電制御を行わない場合の電力系統５０への出力電力（発電装置２の発電量そのまま）を示している。快晴時には、日光が雲により遮られることがないので、発電装置２の発電量が大きな変動なく滑らかに推移している。その一方、雲のある晴天時には、雲の影響により日射量が変動することに起因して、発電装置２の発電量が大きな変動を繰り返しながら推移していることがわかる。

　図８は、充放電制御を行わない場合における蓄電池３１の充電量の推移を示している。快晴時の充放電の最大深度差Ｈ１は蓄電池の最大充電量の約１４％であり、雲のある晴天時の充放電の最大深度差Ｈ２は蓄電池の最大充電量の約１５％である。すなわち、快晴時と雲のある晴天時とで充放電の最大深度差は大きく変わらないことがわかる。

　充放電の最大深度差が蓄電池３１の寿命に大きく影響することが知られている。しかし、快晴時と晴天時とで充放電の最大深度差が大きく変わらないことから、快晴時と雲のある晴天時とで蓄電池３１の寿命は大きく変わらないことがわかる。すなわち、全体的な推移が略同じであれば、大きな変動の頻度に拘わらず、蓄電池寿命は殆ど変わらないことがわかる。

　ここで、図７の出力電力パターンが電力系統５０に与える影響について考察する。電力系統５０への影響を検討するために、図７のそれぞれの出力電力パターンについて、ＦＦＴ（高速フーリエ変換）により解析した。図９は、その解析結果を示す。快晴時と雲のある晴天時とでパワースペクトルについて大きな差異が見られることがわかる。特に負荷周波数制御（ＬＦＣ）領域である数分程度の周波数領域を見てみると、快晴時のパワースペクトルは晴天時の１／４程度の大きさとなっている。したがって、快晴時においては、充放電制御を行わなくても出力変動による電力系統５０への悪影響は小さいことがわかる。

　次に、雨天時の出力変動が電力系統５０に与える影響について考察する。図１０および図１１には、雨天時の一日の実際の発電量の変動推移およびそのＦＦＴ解析結果を示している。図１０は、充放電制御を行わない場合の電力系統５０への出力電力（発電装置２の発電量そのまま）を示している。

　図１０に示すように、雨天時においても出力変動（発電量の変動）が多い。一方、図１１に示すように、ＦＦＴ解析によるパワースペクトルは非常に小さくなっていることがわかる。すなわち、雨天時には、充放電制御を行わなくても電力系統５０への悪影響は小さいことがわかる。

　以上のことから、ＦＦＴ解析の結果、快晴時や雨天時においてはパワースペクトルが小さく、充放電制御を行わない場合であっても電力系統５０への悪影響は小さいので、充放電制御を行う必要性が低いことを見出した。また、蓄電池３１の寿命には大きく影響を与える充放電深度については、全体的な発電量の推移が略同じであれば、大きな変動の頻度に拘わらず充放電制御を行う場合と行わない場合とで殆ど差が見られないことが判明した。したがって、快晴時や雨天時に充放電制御を行わないようにすることによって、充放電制御を行う頻度を低減することができ、蓄電池寿命を延ばすことができる。

　次に、充放電制御を行うことによる電力系統５０への悪影響の軽減効果を検証した結果について説明する。

　図１２には、比較例１、比較例２、実施例１、２および３についてのＦＦＴ解析結果を示している。比較例１は、充放電制御を行わない場合（発電装置２の発電量をそのまま電力系統に出力する場合）の例である。比較例２は、第１実施形態の移動平均法とは異なる一般的な移動平均法による充放電制御を一日中常時行った場合の例である。

　一般的な移動平均法とは、充放電制御の開始時および終了時においてサンプリング数（サンプリング期間）を減少させる第１実施形態の移動平均法と異なり、充放電制御の開始時および終了時であっても、常に一定のサンプリング数に基づいて目標出力電力を算出する制御である。

　実施例１～３は、第１実施形態と同様に、発電装置２の発電量が定格出力の１０％を超えた場合に発電量の監視を開始し、発電量の変化が変化前の発電量の５％を超え、かつ、待機時間内に発電量が変化前の値の近傍に戻らなかった場合に充放電制御を開始する例である。

　また、実施例１～３では、第１実施形態と同様に、充放電制御の開始時および終了時にサンプリング数を減らす充放電制御を行っている。さらに、実施例１、２および３は、それぞれ、発電量が変化前の値の近傍に戻るか否かを判断する際の待機時間を０分、１分および２分とした例である。

　図１２に示すように、比較例２および実施例１～３は、比較例１に比べてＦＦＴ解析結果のパワースペクトルが減少している。すなわち、比較例２および実施例１～３では、充放電制御を行わない場合（比較例１）と比べて大きくパワースペクトルが減少している。また、実施例１～３では、一般的な移動平均法を一日中行った場合（比較例２）と同レベルで出力電力の平滑化ができていることから、一般的な移動平均法を一日中常時行った場合と同レベルで電力系統５０への悪影響を抑制できていることがわかる。以上のことから、第１実施形態による充放電制御を行うことによって、一般的な移動平均法によって充放電制御を一日中常時行った場合と同様に、電力系統への悪影響を軽減することが可能であることが判明した。

　ここで、比較例２および実施例１～３における蓄電池３１の寿命を簡易的に見積もった結果を以下の表１に示す。ここでは、約２ヶ月間の発電量データに基づいて、比較例２および実施例１～３のそれぞれの充電量および放電量の総和を求め、その逆数をもって電池寿命の見積もり値とした。また、実施例１～３の値は、比較例２の値を基準に規格化された値である。

　表１に示すように、実施例１～３では、比較例２に比べて１０％以上の電池寿命の長寿命化が期待できる。また、実施例１に比べて実施例２および３の電池寿命見積もり値が向上している。これは、１分または２分の待機時間を設けたことにより、充放電制御を行う期間が短くなったので、その分、蓄電池３１の充放電回数が少なくなったことが理由であると考えられる。

　次に、移動平均法のサンプリング期間について検討した。

　図１３は、発電量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解析結果を示す。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。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わることがいえる。

　そこで、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４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。

（第２実施形態）
　次に、図１４を参照して、本発明の第２実施形態による太陽光発電システムについて説明する。第１実施形態では、制御開始発電量以上の状態で、制御開始変化量を検出した後、所定の待機時間内に発電量が変化前の発電量に戻らなかった場合に充放電制御を開始した例を説明した。これと異なり、第２実施形態では、制御開始発電量以上の状態で、制御開始変化量を検出した後、すぐに充放電制御を開始する例について説明する。なお、第２実施形態による太陽光発電システム１の構成は、充放電制御部５の制御内容以外については上記第１実施形態と同様である。

　充放電制御開始前の制御フローにおいて、図１４に示すように、まず、ステップＳ１０１において、充放電制御部５は、発電量が制御開始発電量以上になったか否かを判断する。発電量が制御開始発電量以上にならない場合には、充放電制御部５は、この判断が繰り返す。発電量が制御開始発電量以上になった場合には、ステップＳ１０２において、充放電制御部５は、発電量の変化の監視を開始する。すなわち、検出した発電量と、その直前の発電量の検出値との差分を発電量の変化量として取得する。

　ステップＳ１０３において、充放電制御部５は、制御開始変化量以上の発電量の変化量があったか否かを判断する。制御開始変化量以上の発電量の変化量がない場合には、充放電制御部５は、この判断を繰り返す。また、制御開始変化量以上の発電量の変化量があった場合には、充放電制御部５は、直ちに充放電制御を開始する。

　第２実施形態の充放電制御は、図６に示した上記第１実施形態の充放電制御と同様である。

　第２実施形態の効果は、上記第１実施形態と同様である。

（第３実施形態）
　次に、図１５を参照して、本発明の第３実施形態による発電システム（太陽光発電システム１００）について説明する。

　太陽光発電システム１００では、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる３つの発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃと、蓄電装置３と、電力出力部４と、充放電制御部１５とを備えている。発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃの総発電量が電力出力部４で処理可能な発電量以下になるようにすることが好ましい。

　発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃは、電力出力部４に対して並列的に接続されている。

　ＤＣ－ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃは、ＭＰＰＴ制御機能を有している。ＤＣ－ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃは、各発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃ毎に設けられている。各ＤＣ－ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃは、発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃのそれぞれにより発電された電力の電圧を一定電圧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７ａ、７ｂおよび７ｃは、本発明の「第１ＤＣ－ＤＣコンバータ」の一例である。

　充放電制御部１５は、ＣＰＵ１５ａおよびメモリ１５ｂを含む。充放電制御部１５は、各ＤＣ－ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃの出力側に設けられた発電量検出部８ａ、８ｂおよび８ｃのそれぞれから発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃの発電量を取得する。充放電制御部１５は、各発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃの発電量の総和データに基づいて目標出力電力を算出するとともに、各発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃの発電量総和と上記算出した目標出力電力との差を補償するように蓄電池３１の充放電制御を行う。

　上記した構成以外の構成は、上記第１実施形態と同様である。

　第３実施形態では、上記のように、複数の発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃを設け、発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃのそれぞれに対応してＤＣ－ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃを設けている。このように構成することによって、上記第１実施形態のように１つの発電装置２を用いた場合には発電装置２の一部のみが陰になっただけの場合でも発電装置２全体の出力が低下する一方、第３実施形態では、１つの発電装置２ａが雲の陰になって出力が低下した場合にも、他の発電装置２ｂおよび２ｃが陰になっていなければ他の発電装置２ｂおよび２ｃの出力が低下することを防止することができる。これにより、発電装置全体の発電量の低下を抑制することができる。これにより、発電量の変動を抑制することができるので、電力系統５０への悪影響を抑制することができる。

　第３実施形態のその他の効果は、上記第１実施形態と同様である。

　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、上記第１～第３実施形態では、発電装置２（発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃ）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、上記第１～第３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。また、本発明の「蓄電部」の一例として、蓄電池の代わりにキャパシタを用いてもよい。

　また、上記第１～第３実施形態では、充放電制御の開始時（初期）および終了時（終期）の両方でサンプリング期間を短くした例を示したが、本発明はこれに限らず、充放電制御の開始時（初期）および終了時（終期）のいずれか一方のみのサンプリング期間を短くしてもよい。

　また、上記第３実施形態では、３つの発電装置２ａ～２ｃのそれぞれにＤＣ－ＤＣコンバータ７ａ～７ｃを設けた例を示したが、本発明はこれに限らず、１つのＤＣ－ＤＣコンバータを複数の発電装置に接続してもよい。たとえば、発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃにそれぞれ個別のＤＣ－ＤＣコンバータを接続してもよいし、発電装置２ａおよび２ｂに１つのＤＣ－ＤＣコンバータを接続し、発電装置２ｃに別のＤＣ－ＤＣコンバータを接続してもよい。

　また、上記第１～第３実施形態では、本発明の「充電部」および「放電部」の一例として、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３および３４を用いた例を示したが、本発明はこれに限られない。すなわち、ＤＣ－ＤＣコンバータ以外の機器を本発明の「充電部」および「放電部」の一例として用いてもよい。

　また、上記第１～第３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、上記第１～第３実施形態では、制御開始発電量を発電装置２の定格出力の１０％とし、制御開始変化量を発電装置２の変化前の発電量の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、発電装置の定格出力を基準にして決めてもよい。ただし、制御開始発電量の大きさは、制御開始変化量の大きさよりも大きいことが望ましい。

　また、上記第１～第３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、上記第１および第３実施形態では、変化前の発電量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、変化前の発電量の１０１％および９９％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、変化前の発電量と同一の発電量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、上記第１および第３実施形態では、上側閾値および下側閾値を変化前の発電量の１％とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、変化前の発電量の１％でなくてもよい。上記第１および第３実施形態では、制御開始変化量を変化前の発電量の５％としたことに対応して変化前の発電量の１％の範囲となる閾値を用いたが、制御開始変化量の大きさに対応して変えてもよい。たとえば、制御開始変化量を定格出力の１０％とした場合には、変化前の発電量の２％の範囲となる閾値（上側閾値および下側閾値それぞれ変化前の発電量の１０２％および９８％）に設定してもよい。また、閾値（上側閾値および下側閾値）は、制御開始変化量の２０％以内とすることが望ましい。

　また、上記第１～第３実施形態では、発電量が制御開始発電量以上になってはじめて発電量の変化量を監視する例について説明したが、本発明はこれに限らず、発電量の変化量を常時監視するように構成してもよい。

　また、上記第１～第３実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力量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量を検出し、その負荷消費電力量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、上記第１～第３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、上記第３実施形態では、発電量検出部を３つの発電装置毎に設けた例を示したが、本発明はこれに限らず、１つの発電量検出部を３つの発電装置に対して設けてもよい。

Claims

　発電装置と電力系統とを接続する母線に接続され、
　蓄電部と、
　前記母線から前記蓄電部に電力を供給する充電部と、
　前記充電部とは別個に設けられるとともに、前記蓄電部から前記母線に電力を出力する放電部と、
　前記充電部および前記放電部をそれぞれ個別に制御する充放電制御部とを備える、充放電システム。
　前記発電装置と前記電力系統との間に直列的に接続された第１ＤＣ－ＤＣコンバータをさらに備える、請求項１に記載の充放電システム。
　前記充電部は、前記蓄電部の充電用の第２ＤＣ－ＤＣコンバータを含み、
　前記放電部は、前記蓄電部の放電用の第３ＤＣ－ＤＣコンバータを含む、請求項１に記載の充放電システム。
　前記充電部は、前記蓄電部への充電方向に電流の方向を規制する第１整流部を含み、
　前記放電部は、前記蓄電部からの放電方向に電流の方向を規制する第２整流部を含む、請求項１に記載の充放電システム。
　前記母線に対して複数の前記発電装置が並列的に接続されており、
　前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータは、前記複数の発電装置の各々または複数個に１つの割合で接続されている、請求項２に記載の充放電システム。
　前記充放電制御部は、前記発電装置の発電量と前記電力系統に出力する目標出力電力とに基づいて、前記発電装置の発電量と前記目標出力電力との差を補償するように前記充電部および前記放電部をそれぞれ制御する充放電制御を行うことが可能な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。
　前記充放電制御部は、前記充電部および前記放電部の充放電制御を行う際、
　前記発電装置の発電量が前記目標出力電力よりも大きい場合に、前記発電装置の発電量と前記目標出力電力との差分に相当する電力が前記発電装置から前記蓄電部に充電されるように前記充電部を制御するとともに、
　前記発電装置の発電量が前記目標出力電力よりも小さい場合に、前記発電装置の発電量と前記目標出力電力との差分に相当する電力が前記蓄電部から放電されるように前記放電部を制御するように構成されている、請求項６に記載の充放電システム。
　前記発電装置と前記電力系統との間に直列的に接続され、前記発電装置により発電された直流電圧を所定の直流電圧に変換する第１ＤＣ－ＤＣコンバータと、
　前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータにより変換された前記所定の直流電圧での電力を前記発電装置の発電量として検出する発電量検出部とをさらに備え、
　前記充放電制御部は、前記電力系統に出力する目標出力電力を算出するとともに、前記目標出力電力と、前記発電量検出部により検出された発電量に対応する電力との差を補償するように前記充電部および前記放電部をそれぞれ制御する充放電制御を行うように構成されている、請求項６に記載の充放電システム。
　前記充放電制御部は、前記発電量検出部により検出された前記所定の直流電圧での発電量が所定の発電量以上で、かつ、前記所定の直流電圧での発電量の変化量が所定の変化量以上である場合に、前記充電部および前記放電部をそれぞれ制御する充放電制御を行う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。
　前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータは、太陽光を用いて発電する前記発電装置に接続され、
　前記所定の発電量以上で前記充放電制御を行う際の前記所定の発電量は、前記太陽光を用いて発電する発電装置の雨天時の発電量よりも多い発電量である、請求項９に記載の充放電システム。
　前記所定の発電量は、前記発電装置の定格出力の１０％の発電量である、請求項９に記載の充放電システム。
　前記充放電制御部は、前記発電量検出部により検出された前記所定の直流電圧での発電量の変化量が所定の変化量以上で、かつ、発電量が第１期間内に変化前の発電量近傍の発電量に戻らない場合に、前記充電部および前記放電部をそれぞれ制御する充放電制御を行う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。
　前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータは、太陽光を用いて発電する前記発電装置に接続され、
　前記充放電制御部は、前記発電装置の発電量を所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記所定の検出時間間隔で取得された発電量に基づいて、前記発電装置の発電量の変化量が所定の変化量以上であるか否かを判断し、
　前記発電量の変化量が前記所定の変化量以上で前記充放電制御を行う際の前記所定の変化量は、快晴時の昼間の時間帯における前記所定の検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量である、請求項９に記載の充放電システム。
　前記発電量の所定の変化量は、変化前の発電量の５％の変化量である、請求項１３に記載の充放電システム。
　前記充放電制御部は、前記充電部および前記放電部の充放電制御を行う際に、前記電力系統に出力する目標出力電力を移動平均法により算出するとともに、前記充放電制御の初期および終期の少なくとも一方の期間において、前記充放電制御の初期および終期の少なくとも一方の期間以外の期間よりも、移動平均の算出に用いる発電量データの取得期間を短くして前記目標出力電力を算出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。
　前記充放電制御部は、前記充電部および前記放電部の前記充放電制御の開始から第２期間の経過後に前記充放電制御を停止するように構成されているとともに、前記充放電制御中に、前記発電装置による発電量の前記所定の変化量以上の変化が所定回数以上あった場合に、前記充放電制御の前記第２期間を延長するように構成されている、請求項９に記載の充放電システム。