WO2011122669A1

WO2011122669A1 - 電力供給システム、電力供給方法および電力供給システムの制御プログラム

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Publication number: WO2011122669A1
Application number: PCT/JP2011/058057
Authority: WO
Inventors: 中島　武; 千絵杉垣; 山田　健
Original assignee: 三洋電機株式会社
Priority date: 2010-03-30
Filing date: 2011-03-30
Publication date: 2011-10-06
Also published as: JP5507669B2; JPWO2011122669A1; US20120228935A1

Abstract

　この電力供給システムは、発電装置と、蓄電装置と、発電装置と電力系統との間を接続する電力線を流れる電力値である検出電力データを取得する検出部と、検出電力データに基づき電力系統に出力される目標出力電力を算出するとともに、目標出力電力に応じて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、所定の第１時間間隔毎に検出部から第１検出電力データを取得するとともに、第１時間間隔よりも短い所定の第２時間間隔毎に検出部から第２検出電力データを取得し、第２検出電力データに基づいて蓄電装置の充放電制御を行うか否かの判断を行い、充放電制御を行う際には、第１検出電力データに基づいて目標出力電力を算出して蓄電装置の充放電制御を行う。

Description

電力供給システム、電力供給方法および電力供給システムの制御プログラム

　本発明は、電力供給システム、電力供給方法および電力供給システムの制御プログラムに関する。

　近年、変電所からの交流電力の供給を受ける各需要家（たとえば、住宅や工場など）に、風力や太陽光などの再生可能エネルギーを利用した発電装置（太陽電池など）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。たとえば、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。具体的には、一般に２０分程度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。この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（２０分程度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２０分程度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、再生可能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、再生可能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、再生可能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、再生可能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、一定の時間間隔毎に発電電力データ（検出電力データ）を取得するとともに、過去の発電電力データに基づいて移動平均法により目標出力電力を算出し、その目標出力電力がインバータから出力されるように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、電力系統側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。

　しかしながら、上記特開２００１－５５４３号公報では、発電装置の発電電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、二次電池などからなる蓄電装置の寿命が短くなるという不都合がある。

　そこで、充放電の回数を減らすために、発電電力が所定の条件を満たしたとき（たとえば、発電電力の変動がある程度大きくなったとき）にはじめて蓄電装置の充放電を行う構成とすることが考えられる。

特開２００１－５５４３号公報

　しかしながら、発電電力が所定の条件を満たしたときに蓄電装置の充放電を行う構成では、発電電力データの検出時間間隔の長さに関して、以下のような問題点がある。すなわち、発電電力データの検出時間間隔が長い場合には、発電電力の変動を適切に検出することが困難となり、その結果、適切なタイミングで充放電を行うことが困難となってしまう。この場合、電力系統への出力電力の変動を十分に抑制することができず、電力系統の周波数などへの悪影響を十分に抑制することができないという問題点がある。また、発電電力データの検出時間間隔を短くした場合、発電電力の変動を適切に検出することが可能である一方、所定の期間の発電電力データに基づいてたとえば移動平均法により目標出力電力を算出する場合には、算出に必要な発電電力のデータ数が多くなってしまう。そのため、発電電力データを記憶するための記憶容量が大きく、かつ高速演算が可能なＣＰＵを有する制御装置が必要となり、システム価格が高額になってしまうなどの問題点がある。

　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、目標出力電力の算出に必要な検出電力のデータ数が増大するのを抑制し、かつ、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制することが可能な電力供給システム、電力供給方法および電力供給システムの制御プログラムを提供することである。

　上記目的を達成するために、本発明の電力供給システムは、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置と、少なくとも１つの蓄電池を含んだ蓄電装置と、発電装置と電力系統との間を接続する電力線を流れる電力値である検出電力データを取得する検出部と、検出電力データに基づき電力系統に出力される目標出力電力を算出するとともに、目標出力電力に応じて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、所定の第１時間間隔毎に検出部から第１検出電力データを取得するとともに、第１時間間隔よりも短い所定の第２時間間隔毎に検出部から第２検出電力データを取得し、第２検出電力データに基づいて蓄電装置の充放電制御を行うか否かの判断を行い、充放電制御を行う際には、第１検出電力データに基づいて目標出力電力を算出して蓄電装置の充放電制御を行う。

　本発明の電力供給方法は、再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、蓄電装置に電力を蓄電する工程と、発電装置と電力系統との間を接続する電力線を流れる電力値である検出電力データを検出部により取得する工程と、検出電力データに基づき電力系統に出力される目標出力電力を算出するとともに、目標出力電力に応じて蓄電装置の充放電を制御する工程とを含み、充放電制御工程において、所定の第１時間間隔毎に検出部により第１検出電力データを取得するとともに、第１時間間隔よりも短い所定の第２時間間隔毎に検出部により第２検出電力データを取得し、第２検出電力データに基づいて蓄電装置の充放電制御を行うか否かの判断を行い、充放電制御を行う際には、第１検出電力データに基づいて目標出力電力を算出して蓄電装置の充放電制御を行う。

　本発明の電力供給システムの制御プログラムは、コンピュータを、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および蓄電装置の少なくとも一方からの電力を電力系統に出力させる電力供給システムの充放電制御部として機能させるための制御プログラムであって、コンピュータに、発電装置と電力系統との間を接続する電力線を流れる電力値である検出電力データを検出する検出部から所定の第１時間間隔毎に第１検出電力データを取得させ、第１時間間隔よりも短い所定の第２時間間隔毎に第２検出電力データを取得させ、第２検出電力データに基づいて蓄電装置の充放電制御を行うか否かの判断を行わせ、充放電制御を行う際には、第１検出電力データに基づいて目標出力電力を算出させて蓄電装置の充放電制御を行わせる。

　本発明によれば、第１時間間隔よりも短い第２時間間隔で取得した第２検出電力データに基づいて蓄電装置の充放電制御を行うか否かの判断を行うことによって、第１時間間隔で取得した第１検出電力データに基づいて検出電力の変動を検出する場合よりも検出電力の変動をより早く検出することができる。これにより、より早い適切なタイミングで蓄電装置の充放電を行うことができるので、電力系統側への出力電力の変動をより効果的に抑制することができ、その結果、電力系統の周波数などへの悪影響をより効果的に抑制することができる。また、充放電制御を行う際に、第１時間間隔で取得した第１検出電力データに基づいて目標出力電力を算出して蓄電装置の充放電制御を行うことによって、第２検出電力データを用いて目標出力電力を算出する場合と比べて目標出力電力の算出に必要な検出電力データ数が増大してしまうことを抑制することができる。

本発明の第１実施形態による電力供給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実施形態による電力供給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について説明するための図である。電力系統に対す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実施形態による電力供給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実施形態による電力供給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。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。比較例による電力供給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について説明するための図である。本発明の効果を検証するシミュレーション結果を示すグラフである。図８に示したグラフの時刻Ａの近傍の拡大図である。図８に示したグラフの時刻Ｂの近傍の拡大図である。本発明の第２実施形態による電力供給システムの構成を示すブロック図である。本発明の第２実施形態による電力供給システム（実施例２）の充放電制御を説明するためのグラフである。本発明の第２実施形態による電力供給システム（実施例３）の充放電制御を説明するためのグラフである。本発明の第２実施形態による電力供給システム（実施例２）の充放電制御を行うことによる効果を説明するためのグラフである。本発明の第２実施形態による電力供給システム（実施例３）の充放電制御を行うことによる効果を説明するためのグラフである。本発明の第２実施形態による電力供給システム（実施例２および実施例３）の充放電制御を行うことによる効果を説明するためのグラフである。本発明の第３実施形態による電力供給システムの構成を示すブロック図である。本発明の第３実施形態による電力供給システムの充放電制御を説明するためのグラフである。

　以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。

（第１実施形態）
　まず、図１～図３を参照して、本発明の第１実施形態による電力供給システム１の構造を説明する。

　図１に示すように、電力供給システム１は、太陽電池からなる発電装置２および電力系統５０に接続されている。電力供給システム１は、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、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側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。なお、発電装置２は、再生可能エネルギーを利用した発電装置であればよく、例えば風力発電装置等を用いてもよい。

　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（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。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制御機能とは、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。

　また、蓄電装置３は、直流側母線６に対して発電装置２と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、充放電効率の高い二次電池（たとえば、Ｌｉ－ｉｏｎ蓄電池、Ｎｉ－ＭＨ蓄電池など）が用いられている。また、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を有しており、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、メモリ５ａおよびＣＰＵ５ｂを備える。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。充放電制御部５は、発電装置２の発電電力に関わらず電力系統５０へ出力する電力値を平滑化するために、電力系統５０へ出力する目標出力電力を設定する。充放電制御部５は、発電装置２の発電電力に応じて、電力系統５０へ出力する電力量が目標出力電力となるように、蓄電池３１の充放電量を制御する。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を制御するとともに、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。

　また、充放電制御部５は、ＤＣ－ＤＣコンバータ７の出力側に設けられた発電電力検出部８からの発電装置２の発電電力データを取得する。発電電力検出部８は、発電装置２の発電電力を検出して、発電電力データを充放電制御部５に送信する。充放電制御部５は、発電電力データを所定の検出時間間隔（たとえば、３０秒以下）毎に取得する。

　ここでは、充放電制御部５は、２つの異なる検出時間間隔で発電装置２の発電電力データを取得している。具体的には、目標出力電力を算出するための発電電力データを取得する検出時間間隔（「第１時間間隔Ｔａ」と呼ぶ）と、発電電力の変化量を算出するための発電電力データを取得する検出時間間隔（「第２時間間隔Ｔｃ」と呼ぶ）である。図２に示すように、充放電制御部５は、第１時間間隔Ｔａとして、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３０秒毎の発電電力データは、所定の期間（第１実施形態では、後述するサンプリング期間の２０分）分がメモリ５ａに逐次記憶される。また、充放電制御部５は、第２時間間隔Ｔｃとして、１０秒毎に発電電力データを取得している。この１０秒毎の発電電力データは、最新の２つのデータのみがメモリ５ａに記憶される。

　第２時間間隔Ｔｃは、第１時間間隔Ｔａよりも短いとともに、第１時間間隔Ｔａの長さは第２時間間隔Ｔｃの２倍以上の整数倍となるように設定されている。また、第１時間間隔Ｔａによる発電電力データの検出タイミングは第２時間間隔Ｔｃによる発電電力データの検出タイミングと重なるように設定されている。なお、第２時間間隔Ｔｃは、長すぎても短すぎても発電電力の変化を適切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正な値に定める必要がある。第１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なるように第２時間間隔Ｔｃを設定している。

　また、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側に出力された電力と目標出力電力との差を認識することによって、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。

　次に、充放電制御部５による蓄電池３１の充放電制御について説明する。上述したように、充放電制御部５は、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。この目標出力電力は、第１時間間隔Ｔａで取得された発電電力データに基づいて、移動平均法を用いて算出される。なお、移動平均法とは、たとえば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。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。サンプリング期間の具体的な値としては、たとえば、図３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分以下の期間であり、第１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の目標出力電力の算出用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。

　ここで、第１実施形態では、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。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側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。具体的には、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が所定の発電電力（以下、「制御開始発電電力」と呼ぶ）以上で、かつ、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。

　充放電制御部５は、第２時間間隔Ｔｃ毎に検出された発電装置２の発電電力が制御開始発電電力未満の状態から制御開始発電電力以上の状態になった場合に、発電装置２の発電電力の変化量の検出を開始する。そして、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力以上の状態で、第２時間間隔Ｔｃ毎に検出された発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量以上になった時に、はじめて充放電制御を開始する。発電装置２の発電電力が制御開始発電電力以上になった場合にも、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を超えない場合には充放電制御は行わない。また、発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量を超えないまま、第２時間間隔Ｔｃ毎に検出された発電装置２の発電電力が制御終了発電電力未満になった場合には、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力の変化量の検出を停止する。

　制御開始発電電力は、たとえば雨天時の発電電力よりも多い発電電力であり、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１０％である。また、制御開始変化量は、たとえば快晴時（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（第２時間間隔Ｔｃ）の最大変化量よりも多い変化量であり、具体的な数値としては、たとえば、変化前の発電電力の４％である。また、発電電力の変化量とは、第２時間間隔Ｔｃで取得した発電電力データに基づいて算出した変化量である。発電電力の変化量は、第２時間間隔Ｔｃ毎に検出される連続する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（変化前の発電電力の４％および定格出力の１０％）については、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発電電力および制御開始変化量を設定する必要がある。

　ここで、図２を参照して、電力供給システム１の充放電制御の開始タイミングについて、発電電力推移の一例を示して説明する。

　充放電制御部５は、第１時間間隔Ｔａ毎に発電電力データを取得するとともに、第２時間間隔Ｔｃ毎にも発電電力データを取得する。図２は、第１時間間隔Ｔａ毎に取得した発電電力データおよび第２時間間隔Ｔｃ毎に取得した発電電力データをそれぞれ目標算出用データおよび変化算出用データとして示している。

　充放電制御部５は、変化算出用データの大きさを監視するとともに、連続する変化算出用データの差分をとることにより発電電力の変化量を監視する。そして、充放電制御部５は、第２時間間隔Ｔｃ毎に充放電制御を開始するか否か、すなわち発電電力が制御開始発電電力以上であるか否か、および、発電電力の変化量が制御開始変化量以上であるか否かを判断する。

　ここで、時刻ｔ０～時刻ｔ１において、発電電力の大きな低下（制御開始変化量以上の変化）があった場合、充放電制御部５は、時刻ｔ１において充放電制御を開始すると判断する。すなわち、充放電制御部５は、第１時間間隔Ｔａの検出タイミング（時刻ｔ２）の前の時点で充放電制御の開始を判断する。充放電制御部５が充放電制御の開始を決定した後、最初の第１時間間隔Ｔａの取得タイミング（この例では、時刻ｔ２）において、実際に充放電制御が開始される。

　時刻ｔ２において充放電制御を開始する場合、時刻ｔ２における目標出力電力は時刻ｔ３以前の過去２０分の目標算出用データに基づいて算出される。そのため、充放電制御部５は、その目標出力電力を電力出力部４から出力するように、時刻ｔ２の目標出力電力と時刻ｔ２において検出した発電電力との差分の電力分だけ蓄電装置３から充放電を行う。この充放電電力は、時刻ｔ２において算出された値が時刻ｔ２から次の目標出力電力の設定タイミング（時刻ｔ４）まで一定である。図２の場合、時刻ｔ２における目標出力電力は発電電力よりも大きいので、放電となる。この後は、第１時間間隔Ｔａ後の時刻ｔ４において時刻ｔ２において算出した目標出力電力に基づいて充放電が行われ、その後も第１時間間隔Ｔａ毎に目標出力電力が設定されて充放電が行われる。

　また、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。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の期間である。制御期間は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り、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傾向にあり、適切な時間を設定する必要がある。第１実施形態では、制御期間は３０分間に設定されている。

　また、制御期間中に制御開始変化量以上の発電電力の変化を所定回数（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。この延長は、３回目の発電電力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電力の変化を新たに３回検出しない場合には、３回目の検出時点（延長開始時点）から３０分後に充放電制御が停止される。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電力の変化を新たに３回検出した場合には、制御期間が再度３０分延長される。

　また、充放電制御部５は、制御期間中に、発電装置２の発電電力が制御終了発電電力未満になった場合には、制御期間の経過前であっても、充放電制御を停止するように構成されている。なお、制御終了発電電力は、制御開始発電電力以下の値であり、第１実施形態では、制御開始発電電力の半分の値としている。

　ここで、充放電制御部５による蓄電池３１の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３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おり、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期が領域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、負荷変動など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３より固有の周期ではなく、負荷変動の大きさなど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。第１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）を有する変動に着目し、抑制することを目的としている。

　次に、図４を参照して、電力供給システム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の発電電力を第１時間間隔Ｔａ毎（３０秒毎）および第２時間間隔Ｔｃ毎（１０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、第２時間間隔Ｔｃ毎に取得した発電電力が制御開始発電電力以上になったか否かを判断する。発電電力が制御開始発電電力以上にならなかった場合には、この判断が繰り返される。発電電力が制御開始発電電力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、発電電力の変化量の監視を開始する。すなわち、充放電制御部５は、第２時間間隔Ｔｃ毎に取得した連続する２つの発電電力の差分を発電電力の変化量として算出する。

　そして、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電力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電力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は発電電力の変化量の監視を継続する。また、制御開始変化量以上の発電電力の変化があった場合には、充放電制御部５は充放電制御を開始する。なお、図４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において発電電力の変化量を監視する際に発電電力の絶対値を確認し、発電電力が制御終了発電電力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５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、充放電制御部５は、ステップＳ１１において、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Ｓ１２において、充放電制御部５は、第１時間間隔Ｔａ毎に取得した直前の４０個の発電電力データ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。

　そして、ステップＳ１３において、充放電制御部５は、Ｓ１２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の最初に検出される第１時間間隔Ｔａ毎の発電電力との差を算出する。そして、ステップＳ１４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電力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の発電電力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３３に対して放電を指示する。また、目標出力電力が発電電力よりも小さい場合には、発電装置２の発電電力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。

　そして、ステップＳ１５において、目標出力電力（発電装置２の発電電力＋蓄電池３１の充放電電力）が電力出力部４から電力系統５０側に出力される。

　また、ステップＳ１６において、充放電制御部５は、制御開始発電電力以上の発電電力であって、かつ、所定の変化量（制御開始変化量）以上の発電電力の変化が制御期間（３０分）中に所定回数（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電力の変化が３回あった場合には、この後も発電電力の変化が継続する可能性が高いので、充放電制御部５は、ステップＳ１７において、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Ｓ１１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。

　また、制御開始変化量以上の発電電力の変化が３回未満の場合には、ステップＳ１８において、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が所定の発電電力（制御終了発電電力）以上であるか否かを判断する。そして、制御終了発電電力以上である場合には、ステップＳ１９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Ｓ１２に戻り、充放電制御が継続される。

　また、ステップＳ１８において発電電力が制御終了発電電力未満であると判断された場合には、充放電制御部５は、制御期間が経過していない場合であっても、充放電制御を停止する。なお、ステップＳ１８は、フローのどこに入れてもよい。

　第１実施形態の電力供給システムは、上記構成により以下の効果を得ることができる。

　充放電制御部５は、第１時間間隔Ｔａよりも短い第２時間間隔Ｔｃで取得した発電電力データに基づいて蓄電装置３の充放電制御を行うか否かの判断を行う。このように構成することによって、第１時間間隔Ｔａで取得した発電電力データに基づいて発電電力の変動を検出する場合よりも発電電力の変動をより早く正確に検出することができる。これにより、より早い適切なタイミングで蓄電装置３の充放電を行うことができるので、電力系統５０側への出力電力の変動をより効果的に抑制することができ、その結果、電力系統５０の周波数などへの悪影響をより効果的に抑制することができる。

　また、充放電制御部５は、充放電制御を行う際に、第１時間間隔Ｔａで取得した発電電力データに基づいて目標出力電力を算出して蓄電装置３の充放電制御を行う。このように構成することによって、第２時間間隔Ｔｃで取得した発電電力データを用いて目標出力電力を算出する場合と比べて目標出力電力を算出するための発電電力データ数が多くなってしまうことを抑制することができるので、メモリ５ａの記憶容量が大きくなるのを抑制することができる。

　また、充放電制御部５は、第２時間間隔で取得した発電電力データに基づいて発電電力の変化量を算出するとともに、発電電力の変化量が制御開始変化量以上であるか否かを判断することにより、蓄電装置３の充放電制御を行うか否かの判断を行う。このように短い時間間隔で発電電力の変化量を算出することにより、より適切なタイミングで発電電力の変動を検出することができる。そのため、発電電力の変動が大きいために平滑化を行う必要のある状態であることをより適切なタイミングで認識し、蓄電装置３の充放電制御を行うことができる。

　また、充放電制御部５は、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、蓄電装置３の充放電制御を開始する。このように構成すれば、発電電力の変動が小さい状態では充放電制御を行わないことにより蓄電装置３の負担を軽減することができ、発電電力の変動が大きくなった場合には適切なタイミングで充放電制御を開始することができる。

　また、充放電制御部５は、メモリ５ａに記憶された第２時間間隔で取得した２つの発電電力データに基づいて、発電電力の変化量を算出する。そして、充放電制御部５は、蓄電装置３の充放電制御を行う際に、メモリ５ａに記憶された第１時間間隔で取得したサンプリング期間分の発電電力データに基づいて、電力系統５０側に出力する目標出力電力を移動平均法により算出する。このように構成すれば、目標出力電力を算出するための発電電力データを所定の個数分（サンプリング期間を第１時間間隔で割った値）だけメモリ５ａに記憶することに加えて、発電電力の変化量を算出するための第２時間間隔毎に取得した２つの発電電力データをメモリ５ａに記憶するだけで、発電電力の変動をより適切に検出して適切なタイミングで充放電制御を行うことができる。これにより、目標出力電力を算出するための発電電力の検出時間間隔を単純に短くする場合と異なり、メモリ５ａに記憶させる発電電力データをそれほど増加させることなく、発電電力の変動をより適切に検出して正確なタイミングで充放電制御を行うことができる。

　また、充放電制御部５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以上の期間に設定されたサンプリング期間の範囲内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。このように構成すれば、特に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の成分を減らすことができる。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、第１時間間隔が第２時間間隔の整数倍であり、第２時間間隔の発電電力検出タイミングが第１時間間隔の発電電力検出タイミングと重なるように構成されている。このように構成すれば、発電電力の検出頻度（第１時間間隔の検出頻度と第２時間間隔の検出頻度との和）を最小限にすることができるので、容易に発電電力データを取得して充放電制御を行うか否かの判断を行うことができる。

　次に、移動平均法のサンプリング期間について検討した。

　図６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解析結果を示す。図６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。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長さと、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、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。たとえば、図３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。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７～図１０を参照して、電力供給システム１を用いる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詳細に説明する。

　図７は、図２と同じ発電電力推移に対して、比較例による電力供給システムの充放電制御を行った場合の出力電力を示す。図８は、発電装置の１日の実際の発電電力推移に対して、実施例１による充放電制御および比較例による充放電制御を行ったシミュレーション結果を示す。図９および図１０は、図８の一部の拡大図を示す。

　なお、実施例１は、上記実施形態と同様に、充放電制御の開始を第２時間間隔Ｔｃで取得した発電電力データに基づいて算出した変化量に基づいて判断し、第１時間間隔Ｔａで取得した発電電力データに基づいて目標出力電力を算出する構成とした。また、比較例は、第１時間間隔Ｔａで取得した発電電力データに基づいて、変化量の算出、充放電制御の開始の判断および目標出力電力の算出を行う構成とした。なお、このシミュレーションでは、実施例１の第１時間間隔Ｔａを３０秒とし、第２時間間隔Ｔｃを５秒とした。

　まず、図２および図７を参照して、比較例による電力供給システムの充放電制御について詳細に説明する。

　図７に示すように、比較例では、第１時間間隔Ｔａ毎に取得した発電電力データに基づいて変化量を算出しているため、実施例１（図２参照）に比べて変化量の検出精度が低くなっている。また、比較例では実施例１と同様に発電電力の変動が大きい場合に充放電制御を開始する構成であるが、比較例では時刻ｔ２になってはじめてその変化を検出する。したがって、その変化に基づいて充放電制御の開始を決定するので、比較例では、時刻ｔ２においては充放電制御は開始されず、実際の充放電制御は時刻ｔ２から第１時間間隔Ｔａだけ後の時刻ｔ４に充放電制御が開始されることになる。このため、比較例では、大きな変化の検出時点（時刻ｔ２）においてはその変化を平滑化するための充放電が行われないので、変化後の発電電力がそのまま電力系統に出力されることになる。したがって、図７に示すように、比較例では時刻ｔ２において変動が残ったままの発電電力が電力系統に出力されてしまう。その一方、実施例１（図２参照）では、時刻ｔ２の前の時点（時刻ｔ１）において充放電制御の開始の判断ができるので、比較例の充放電制御の開始タイミング（時刻ｔ４）よりも早いタイミング（時刻ｔ２）において充放電制御を開始することができる。

　また、実施例１では、短い時間間隔（第２時間間隔Ｔｃ）で発電電力の変化量を監視しているので、長い時間間隔（第１時間間隔Ｔａ）で変化量を監視するよりも実際の発電電力の変化をより適切に検出することができる。たとえば、長い時間間隔で変化量を監視した場合には、２つの発電電力検出時点の間における変動については検出できないので、発電電力の検出時点の後に大きな変動があり、次の検出時点までに戻ったような場合には、その発電電力の大きな変動を検出することができず、充放電制御を適切なタイミングで開始することができない。その一方、実施例１では発電電力の変化をより正確に検出することができるので、適切なタイミングで充放電制御を開始することができる。

　以上のような効果を、図８～図１０に示すシミュレーション結果を参照して説明する。

　図８に示すように、実施例１および比較例のいずれの構成においても、実際の発電電力の変動を平滑化できている。ここで、図９の期間Ａに示すように、比較例では平滑化を行っていないが実施例１では平滑化を行っている期間がある。これは、比較例よりも実施例１の方が発電電力の変化量をより適切に検出しているため、検出時間間隔の大きい比較例では所定の制御開始変化量以上にならず充放電制御を開始することができなかったが、検出時間間隔の短い実施例１では制御開始変化量以上であると判断して充放電制御を開始したためである。また、図１０の期間Ｂに示すように、比較例では平滑化を行っていないが実施例１では平滑化を行っている期間がある。これは、図２および図７に示したように、実施例１では比較例よりも細かく発電電力の変化量を監視しているため、実施例１では、比較例よりも１つの第１時間間隔Ｔａ分だけ早く充放電制御を開始することができるためである。第１時間間隔Ｔａ分だけ早く充放電制御ができた結果、図１０に示すように制御開始時の変化量は実施例１の方が小さくなっており、より平滑化の効果が高いことがわかる。

（第２実施形態）
　次に、図１１を参照して、本発明の第２実施形態による電力供給システム２００について説明する。この第２実施形態では、第１実施形態の充放電制御を行うことに加えて、負荷２１０の稼動状況に応じて蓄電池３１の充放電を制御する例について説明する。

　図１１に示すように、電力供給システム２００は、発電装置２と、蓄電装置３と、電力出力部４と、充放電制御部２０１と、ＤＣ－ＤＣコンバータ７と、発電電力検出部８とを備えている。また、電力出力部４と電力系統５０との間の交流側母線９には分電盤２０２が設けられている。分電盤２０２を介して３つの負荷２１０、２２０および２３０が交流側母線９に接続されている。ここで、負荷２１０は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する変動周期の下限周期Ｔ２～上限周期Ｔ１の時間（約２分～約２０分）内で使用されることが多く、かつ、消費電力の比較的大きい負荷であり、たとえば、ＩＨヒータなどである。また、負荷２２０および負荷２３０は、消費電力の小さい照明等の負荷またはオン／オフを切り替えることの少ない負荷等である。

　第２実施形態では、分電盤２０２と負荷２１０との間に、負荷２１０の稼動状況を検知するセンサ２０３が設けられている。充放電制御部２０１は、負荷２１０が使用されている（オン）か使用されていない（オフ）かをセンサ２０３の出力信号に基づいて判断することが可能である。充放電制御部２０１は、第１実施形態の充放電制御を行うことに加えて、負荷２１０のオン／オフが切り替えられることに伴って生じる電力系統５０に出入りする電力の変化を抑制するように蓄電池３１の充放電を制御する。すなわち、負荷２１０がオフからオンになったと判断した場合には、負荷２１０の消費が加わる分、電力供給システム２００から電力系統５０に逆潮流する電力（売電力）が減るか、電力系統５０から電力供給システム２００に入る電力（買電力）が増加する。そのため、充放電制御部２０１は、売電力の減少分または買電力の増加分を抑制するように蓄電池３１から放電する。同様に、負荷２１０がオンからオフになったと判断した場合には、負荷２１０の消費が減る分、売電力が増加するか、買電力が減少するので、充放電制御部２０１は、買電力の減少分または売電力の増加分を抑制するように蓄電池３１の充電を行う。

　上記のように、充放電制御部２０１は、発電装置２と電力系統５０との間の交流側母線９に接続された負荷２１０の稼動状況の変化を検出するとともに、負荷２１０の稼動状況の変化に伴って生じる電力系統５０に出入りする電力の変化を抑制するように、蓄電装置３の充放電制御を行う。このように構成すれば、たとえば逆潮流が発生している状況下において負荷２１０が稼動することにより負荷２１０の消費電力の分だけ電力系統５０側に出力される電力が減少する場合に、その減少分の少なくとも一部を蓄電装置３から放電することができる。また、負荷２１０が停止することにより負荷２１０の消費電力の分だけ電力系統５０側に出力される電力が増加する場合には、その増加分の少なくとも一部を蓄電装置３に充電することができる。これにより、負荷２１０の稼動状況の変化に伴って電力系統５０に出入りする電力が変動することを抑制することができるので、電力系統５０に与える影響を抑制することができる。

　また、第２実施形態の構成においても、電力系統５０に出入りする電力の変動をより適切に抑制することができるので、第１実施形態と同様の効果が得られる。

　次に、図１２～図１６を参照して、本発明の第２実施形態の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。

　このシミュレーションでは、発電装置２の発電電力推移に対して、第２実施形態による制御を行った場合の電力系統５０側に出力される電力推移を検証した。第２実施形態による制御として、実施例２は、第１実施形態の充放電制御を行いながら、負荷２１０のオン／オフが切り替えられた場合に、負荷２１０がオンである期間の間継続して蓄電池３１の放電を行った。すなわち、実施例２は、第１実施形態で算出される蓄電池３１の充放電電力に、負荷２１０がオンである期間の間負荷２１０の消費電力分の放電電力を加算するように充放電を行った。

　また、第２実施形態による制御として、実施例３は、第１実施形態の充放電制御を行いながら、負荷２１０のオン／オフが切り替えられた場合に、切替直後に、第１実施形態で算出される蓄電池３１の充放電電力に負荷２１０の消費電力分の放電電力（オン時）または充電電力（オフ時）を加算するように充放電を行い、その後、切替直後に加算した電力を５分間かけて徐々に０へと近づけていくように蓄電池３１を制御した。

　また、実施例４は、第１実施形態の制御のみを行った。図１２および図１３は、実施例２、３および４の制御を行った場合に電力出力部から出力される電力の推移を示す。図１４および図１５は、実施例２、３および４の制御を行った場合に電力系統５０側に逆潮流される電力の推移（正確には、負荷２１０と負荷２２０との間を通過する電力の推移）を示す。

　図１２に示すように、実施例２は、負荷２１０がオンされてからオフされるまでの期間Ａにおいて、実施例４に示したような発電電力の推移を基に算出した出力電力に負荷２１０の消費電力分を加えた電力を出力している。したがって、実施例２の期間Ａにおいては、蓄電池３１からは実施例４に比べて負荷２１０の消費電力分の放電電力を加算するように充放電制御が行われている。期間Ａ以外の期間は実施例２と実施例４とは同じ推移である。

　また、図１３に示すように、実施例３は、負荷２１０がオンされてから５分間の期間Ｂにおいて、期間Ｂの開始時に実施例４に示したような発電電力の推移を基に算出した出力電力に負荷２１０の消費電力分を加えた電力を出力し、それから徐々に実施例４と同じ出力へと減らしている。この際、実施例３の期間Ｂにおいては、負荷２１０のオン時に負荷２１０の消費電力分の放電電力を加算するように蓄電池３１の充放電電力が算出され、この加算した分の放電電力が５分かけて徐々に０へと減少していく。

　また、負荷２１０がオフされてから５分間の期間Ｃにおいて、実施例３は、期間Ｃの開始時に実施例４に示したような発電電力の推移を基に算出した出力電力から負荷２１０の消費電力分を差し引いた電力を出力し、それから徐々に実施例４と同じ出力へと増やしている。この際、実施例３の期間Ｃにおいては、負荷２１０のオフ時に負荷２１０の消費電力分の放電電力を差し引くように蓄電池３１の充放電電力が算出され、この差し引いた分の放電電力が５分かけて徐々に０へと近づいていく。

　ここで、図１４および図１５に示すように、実施例４では、電力出力部４から出力された電力から負荷２１０での消費分が減少するために、負荷２１０のオン時およびオフ時において、電力系統５０に出力される電力に急激な変動が生じている。その一方、実施例２および実施例３では、実施例４で大きな変動となっている期間Ａ～Ｃにおいて、急激な変動なく滑らかに推移している。したがって、実施例２および３は、実施例４よりも電力系統５０に与える影響が少ないことがわかる。

　また、図１６に示すように、実施例２および３では、実施例４に比べて全体的に周波数変動を抑制している。また、実施例２および実施例３は略同じレベルで周波数変動を抑制している。ここで、図１２および図１３に示したように、実施例３は実施例２のように、負荷２１０で消費される電力分の放電電力を常時加算する必要がなく、期間Ｂでは負荷２１０で消費される電力分を加算する一方で期間Ｃでは負荷２１０で消費される電力分を減算するように制御するために、蓄電池３１の充放電が充電あるいは放電の一方向に傾きにくい。その結果、蓄電池３１の放電深度を抑制することができるなど、蓄電池３１の長寿命化・低容量化に有利であり、実施例３は実施例２よりも有効であることがわかる。

（第３実施形態）
　次に、図１７を参照して、本発明の第３実施形態による電力供給システム３００について説明する。第１実施形態では、発電電力に基づいて充放電制御を行う例を示した。一方、この第３実施形態では、電力系統５０に出入りする電力（買電力または売電力）に基づいて充放電制御を行う例について説明する。

　図１７に示すように、電力供給システム３００は、発電装置２と、蓄電装置３と、電力出力部４と、充放電制御部３０１と、ＤＣ－ＤＣコンバータ７と、発電電力検出部８とを備えている。また、電力出力部４と電力系統５０との間の交流側母線９には分電盤２０２を介して３つの負荷２１０、２２０および２３０が接続されている。

　また、交流側母線９の分電盤２０２よりも電力系統５０側には電力供給システム３００から電力系統５０に売却する電力を計量する電力メータ３１０と、電力系統５０から購入する電力を計量する電力メータ３２０とが設けられている。電力メータ３１０および電力メータ３２０のそれぞれには、電力センサ３０２および電力センサ３０３が設けられており、電力系統５０と電力供給システム３００とを出入りする電力のデータ（売電電力データまたは買電電力データ）を検出する。

　充放電制御部３０１は、電力センサ３０２および３０３から買電電力データまたは売電電力データを所定の検出時間間隔毎（たとえば、３０秒以下）に取得する。充放電制御部３０１は、売電電力－買電電力（売電電力および買電電力はゼロ以上の値）の値を出入電力データとして算出する。第３実施形態においても第１実施形態と同様に、充放電制御部３０１は、出入電力データを第１時間間隔Ｔａ毎および第２時間間隔Ｔｃ毎に取得する。また、充放電制御部３０１は、過去の出入電力データに基づいて目標出力電力を算出するとともに、実際の出入電力と目標出力電力との差の少なくとも一部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３０１は、実際の出入電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力の少なくとも一部を蓄電池３１に充電するようにＤＣ－ＤＣコンバータ３３を制御するとともに、実際の出入電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力の少なくとも一部を蓄電池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。

　また、充放電制御部３０１は、発電装置２の発電電力が所定の発電電力（制御開始発電電力）以上で、かつ、出入電力（買電電力または売電電力）の変化量が所定の変化量（制御開始変化量）以上である場合に、充放電制御を開始するように構成されている。また、出入電力の変化量は、第２時間間隔Ｔｃ毎の出入電力データに基づいて算出する。また、目標出力電力は、第１時間間隔Ｔａ毎の出入電力データに基づいて算出する。第３実施形態の制御開始変化量は、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とし、さらに第２時間間隔Ｔｃ、負荷量なども考慮して設定する。特に第３実施形態では、出入電力（＝売電電力－買電電力）が正負の値をとるために、単純に第１実施形態などで示した発電電力の変化量と変化前の発電電力とを比較する方法ではなく、たとえば発電装置２の定格出力、負荷の定格消費電力などを加味して、変化量の絶対値で制御する方法、あるいは、出入電力（＝売電電力－買電電力）に負荷量に応じて適切な電力を加算する方法が望ましい。第３実施形態では、制御開始変化量は発電装置２の定格出力の２％とした。

　なお、サンプリング期間、目標出力電力の算出方法、待機時間などの充放電制御に関する設定は、第１実施形態と同様である。

　図１８は、ある１日の発電装置２の発電電力の推移と、同じ日の出入電力（＝売電電力－買電電力）の推移とを示す。出入電力の推移は、発電電力推移から負荷（負荷２１０、２２０および２３０）の消費電力を差し引いたものにほぼ相当する。図１８に示すように、一般家庭においては１日を通して負荷の消費電力の急激な変動の頻度は高くないので、発電電力の推移と出入電力の推移とは略同じように変動している。したがって、出入電力に基づいて充放電制御を行うことにより、出入電力の変動を抑制し、電力系統５０に影響を抑制することが可能である。

　第３実施形態では、上記のように、充放電制御部３０１は、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力以上で、かつ、電力センサ３０２および３０３の出入電力の変化量が制御開始変化量以上である場合に、蓄電装置３の充放電制御を行う。このように構成すれば、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力よりも小さい場合や、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力よりも大きくても電力センサ３０２および３０３の出入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、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。また、第１実施形態と同様に、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力より小さい場合、および、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力よりも大きくても電力センサ３０２および３０３の出入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場合であっても、発電装置２による発電電力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、第３実施形態では、発電装置２による発電電力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。なお、制御開始発電電力は第１実施形態などに比べて高く設定することが望ましい。具体的には負荷量に応じて設定する必要があるが、たとえば負荷での消費量が２００Ｗ前後で推移している場合には、第１実施形態などで設定した発電装置２の定格出力の１０％に２００Ｗを加算するように設定する。

　また、第３実施形態の構成においても、電力系統５０に出入りする電力の変動をより適切に抑制することができるので、第１実施形態と同様の効果が得られる。

　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。

　また、第１～第３実施形態および実施例では、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、他の二次電池を用いてもよい。また、本発明の「蓄電装置」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、第１～第２実施形態および実施例では、制御開始発電電力を発電装置２の定格出力の１０％とし、制御開始変化量を発電装置２の変化前の発電電力の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、制御開始発電電力の大きさは、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、第１～第３実施形態および実施例では、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、その次の目標算出タイミングから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、発電電力の変化量が制御開始変化量以上になってから所定の待機時間を経過した後に充放電制御を開始してもよい。また、その待機時間内に発電電力が変化前の発電量の近傍の値に戻った場合には充放電制御を開始しなくてもよい。

　また、第１～第３実施形態および実施例では、第２時間間隔毎に取得した発電電力の変化量に基づいて充放電制御を開始するか否かを判断した例について説明し、また、所定の制御期間を用いて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、第２時間間隔毎に取得した発電電力の変化量に基づいて充放電制御を停止するか否かを判断してもよい。

　また、第１～第３実施形態および実施例では、第２時間間隔毎に取得した発電電力の変化量に基づいて充放電制御の開始の判断を行ったが、本発明はこれに限らず、第２時間間隔毎に取得した発電電力の値そのものに基づいて充放電制御の開始の判断を行ってもよい。たとえば、第２時間間隔毎に取得した発電電力が所定の発電電力（閾値）よりも大きい場合に充放電制御の開始の判断を行ってもよい。また、充放電制御の停止に関しても同様であり、たとえば、第２時間間隔毎に取得した発電電力が所定の発電電力（閾値）よりも小さい場合に充放電制御の停止の判断を行ってもよい。

　また、第１～第３実施形態および実施例では、発電電力が制御開始発電電力以上になってはじめて発電電力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、発電電力の変化量を常時監視するように構成してもよい。

　また、第１～第３実施形態および実施例では、移動平均法により目標出力電力を算出する例について説明したが、本発明はこれに限らず、サンプリング期間（たとえば、２０分）内に含まれる複数の発電電力データを用いて目標出力電力を算出する場合に本発明を適用することが可能である。たとえば、目標出力電力の算出の初期において、一時的にサンプリング期間を短くしてもよい。

　また、第２実施形態では、負荷２１０のオン／オフを検出するセンサ２０３の出力信号に基づいて蓄電池３１の充放電を制御する例について説明したが、本発明はこれに限らず、負荷２１０の消費電力を検出する電力センサの出力信号に基づいて蓄電池３１の充放電を制御してもよい。

Claims

　再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置と、
　少なくとも１つの蓄電池を含んだ蓄電装置と、
　前記発電装置と電力系統との間を接続する電力線を流れる電力値である検出電力データを取得する検出部と、
　前記検出電力データに基づき前記電力系統に出力される目標出力電力を算出するとともに、前記目標出力電力に応じて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、所定の第１時間間隔毎に前記検出部から第１検出電力データを取得するとともに、前記第１時間間隔よりも短い所定の第２時間間隔毎に前記検出部から第２検出電力データを取得し、前記第２検出電力データに基づいて前記蓄電装置の充放電制御を行うか否かの判断を行い、充放電制御を行う際には、前記第１検出電力データに基づいて前記目標出力電力を算出して前記蓄電装置の充放電制御を行う、電力供給システム。
　前記充放電制御部は、前記第２検出電力データに基づいて検出電力の変化量を算出するとともに、算出した前記検出電力の変化量に基づいて、前記蓄電装置の充放電制御を行うか否かの判断を行う、請求項１に記載の電力供給システム。
　前記充放電制御部は、前記検出電力の変化量が所定の変化量以上になった場合に、前記蓄電装置の充放電制御を開始する、請求項２に記載の電力供給システム。
　再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、
　蓄電装置に電力を蓄電する工程と、
　前記発電装置と電力系統との間を接続する電力線を流れる電力値である検出電力データを検出部により取得する工程と、
　前記検出電力データに基づき前記電力系統に出力される目標出力電力を算出するとともに、前記目標出力電力に応じて前記蓄電装置の充放電を制御する工程とを含み、
　前記充放電制御工程において、
　所定の第１時間間隔毎に前記検出部により第１検出電力データを取得するとともに、前記第１時間間隔よりも短い所定の第２時間間隔毎に前記検出部により第２検出電力データを取得し、前記第２検出電力データに基づいて前記蓄電装置の充放電制御を行うか否かの判断を行い、充放電制御を行う際には、前記第１検出電力データに基づいて前記目標出力電力を算出して前記蓄電装置の充放電制御を行う、電力供給方法。
　コンピュータを、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および蓄電装置の少なくとも一方からの電力を電力系統に出力させる電力供給システムの充放電制御部として機能させるための制御プログラムであって、
　前記コンピュータに、前記発電装置と前記電力系統との間を接続する電力線を流れる電力値である検出電力データを検出する検出部から所定の第１時間間隔毎に第１検出電力データを取得させ、前記第１時間間隔よりも短い所定の第２時間間隔毎に第２検出電力データを取得させ、前記第２検出電力データに基づいて前記蓄電装置の充放電制御を行うか否かの判断を行わせ、充放電制御を行う際には、前記第１検出電力データに基づいて目標出力電力を算出させて前記蓄電装置の充放電制御を行わせる、電力供給システムの制御プログラム。