(57)【要約】【課題】管理者が事前に計画電力を把握できるようになり、更に、計画どおりに変動の無い出力ができる発電システムを実現する。【解決手段】発電システム（１０）は、ＤＣ母線（１３）に接続された太陽光発電装置（１４）及び蓄電装置（１５）を備え、予測太陽光発電出力と蓄電装置が蓄えている電力量とに基づいて算出される発電システムの予測出力電力を、管理者（４０）に事前に通知する。【選択図】図１
2020054050.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
ＤＣ母線に接続された太陽光発電装置及び蓄電装置を備え、
電力系統からのＡＣ電力の受電端に接続されたＡＣ母線に、前記ＤＣ母線のＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する発電システムであって、
前記太陽光発電装置の予測太陽光発電出力を算出し、
前記予測太陽光発電出力と前記蓄電装置が蓄えている電力量とに基づいて、１日を分割した所定の期間中に前記発電システムが出力する予測出力電力を算出し、
算出された前記予測出力電力を、管理者に事前に通知することを特徴とする発電システム。
【請求項２】
前記発電システムが出力した出力電力を、前記管理者に通知することを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
【請求項３】
前記発電システムが前記電力系統から受電した供給電力を、前記管理者に通知することを特徴とする請求項１または２に記載の発電システム。
【請求項４】
将来の前記所定の期間経過後に、前記蓄電装置が蓄えている電力量が、所定の範囲内になるように、前記予測出力電力を決定することを特徴とする請求項１から３のいずれか１項に記載の発電システム。
【請求項５】
前記電力系統に逆潮流する電力量が小さくなるように前記予測出力電力を決定することを特徴とする請求項１から３のいずれか１項に記載の発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は太陽光発電装置を備えた発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電モジュール（太陽光発電装置）に並列接続された蓄電池モジュールを備える太陽光発電システムが従来技術として知られている。このように、蓄電池モジュールを備えることで、急激な変動の起こりやすい太陽光発電出力を平滑化することができ、また、昼間に発電した電力を夜間に消費するなどの、タイムシフトを実現することが期待されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特許５４０１００３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
しかしながら、上述のような従来技術において、電力事業者等の管理者からは、どの程度の電力が発電システムから得られるのかが事前に不明であり、電力系統全体を計画的に運用していく上で、課題があった。
【０００５】
本発明の一態様は、管理者が事前に計画電力を把握することができるようになるとともに、計画どおりに変動の無い出力ができる発電システムを実現することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
上記の課題を解決するために、本発明の一態様に係る発電システムは、ＤＣ母線に接続された太陽光発電装置及び蓄電装置を備え、電力系統からのＡＣ電力の受電端に接続されたＡＣ母線に、前記ＤＣ母線のＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する発電システムであって、前記太陽光発電装置の予測太陽光発電出力を算出し、前記予測太陽光発電出力と前記蓄電装置が蓄えている電力量とに基づいて、１日を分割した所定の期間中に前記発電システムが出力する予測出力電力を算出し、算出された前記予測出力電力を、管理者に事前に通知する構成を備えている。
【発明の効果】
【０００７】
本発明の一態様によれば、電力系統の管理者が事前に出力電力を把握することができるようになるとともに、計画どおりに変動の無い出力ができる発電システムを実現できる。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】本発明の実施形態１に係る発電システムの構成を示す模式図である。
【図２】本発明の実施形態１に係る発電システムの動作を示すフローチャートである。
【図３】本発明の実施形態１に係る発電システムの動作を説明するための、電力および蓄電量を示す図である。
【図４】本発明の実施形態１に係る発電システムの電力および蓄電量の推移を示す図である。
【図５】本発明の実施形態２に係る発電システムの電力および蓄電量の推移を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【０００９】
〔実施形態１〕
本発明の実施形態１について、詳細に説明する。
【００１０】
（発電システムの構成）
図１は、実施形態１の発電システム１０を示す模式図である。図において、電力メータ２２が、商用電力系統２０の需要者の受電端２１に設けられている。発電システム１０は、ＡＣ母線３０を介して電力メータ２２に接続されている。需要者の負荷３１もまた、ＡＣ母線３０を介して電力メータ２２に接続されている。図示されるように、受電端２１における、需要者が商用電力系統２０から受電する電力が受電電力Ｐｕ、逆潮流している場合の電力が逆潮流電力Ｐｒである。これらの電力量は電力メータ２２で検出が可能である。また、負荷３１が消費する電力は負荷消費電力Ｐｅである。
【００１１】
発電システム１０は、計測装置１１、ＡＣ−ＤＣ変換装置１２、ＤＣ母線１３、太陽光発電装置１４（太陽光発電モジュール）、蓄電装置１５、制御装置１６、通信装置１７を備えている。太陽光発電装置１４は、ＤＣ母線１３に接続され、ＡＣ−ＤＣ変換装置１２を介してＡＣ母線３０に対し、ＡＣ電力に変換した電力を供給する。太陽光発電装置１４が発電する電力は、太陽光発電出力Ｐｇである。ＤＣ母線１３には、蓄電装置１５も接続される。蓄電装置１５はＤＣ母線１３から電力を受け取って充電し、貯蔵し、ＤＣ母線１３に対して貯蔵した電力を出力（放電）できる装置である。蓄電装置１５は、リチウムイオン電池、鉛蓄電池、ＮａＳ電池、レドックスフロー電池等の、２次電池を備えた装置であり得る。
【００１２】
ＡＣ−ＤＣ変換装置１２は、商用電力系統２０側のＡＣ母線３０と、太陽光発電装置１４側のＤＣ母線１３との間に配置され、双方向にＡＣ−ＤＣ変換が可能な装置である。
【００１３】
計測装置１１は、発電システム１０に出入りする電力を計測できる装置である。図１では、計測装置１１が、ＡＣ母線３０に配置されるように示されるが、発電システム１０に出入りする電力が計測できれば、この位置に限られない。計測装置１１は、発電システム１０がＡＣ母線３０側に出力する出力電力Ｐｏ及び、発電システム１０がＡＣ母線３０側から受け入れる供給電力Ｐｓを計測する。計測装置は、電力管理者が別途設置し、システムの出力を監視する電力メータであってもよい。出力電力Ｐｏは、負荷３１で消費され、またあるいは商用電力系統２０に逆潮流する。供給電力Ｐｓは、発電システム１０が商用電力系統２０から受け取る電力でもある。
【００１４】
制御装置１６は、発電システム１０を構成する各装置と情報のやり取りを行い、ＡＣ−ＤＣ変換装置１２の動作の制御を行う装置である。さらに、制御装置１６は電力メータ２２から電力に関する情報を取得できてもよい。また、制御装置１６は蓄電装置１５を監視・制御する。蓄電装置１５は、制御装置１６の指示により、所要の充放電を実施する。また、制御装置１６は通信装置１７を制御する。計測装置１１、ＡＣ−ＤＣ変換装置１２、制御装置１６とが、まとめてパワーコンディショニングサブシステム（ＰＣＳ）と呼称されるものであってもよい。
【００１５】
通信装置１７は、制御装置１６の指示により、管理者４０に対して、発電システム１０の出力電力Ｐｏの計画等についての通知を含めた、情報の伝達を行う。管理者４０は、発電システム１０の上位システムである商用電力系統２０の電力の少なくとも一部についての何らかの管理を行うものである。管理者４０は、商用電力系統２０の管理を行う系統運用者であり得、また、商用電力系統２０への電力の小売り量を把握し、管理する電力小売事業者、リソースアグリゲータであり得る。また、通信装置１７は、制御装置１６の指示により、日照量情報提供者５０からの日照量予測の受信を含めた、情報のやり取りを行う。日照量情報提供者５０は、天候の予報に基づいた将来の日照量の予測から、発電システム１０に日照量予測情報の提供を行うものである。
【００１６】
（発電システムの動作のフロー）
図２は、実施形態１の発電システム１０の動作を示すフローチャートである。図３は、発電システム１０における、太陽光発電装置１４の発電する太陽光発電出力Ｐｇ、発電システム１０の出力電力Ｐｏ、発電システム１０の計画出力（予測出力電力）、蓄電装置１５の蓄電量Ｓその他を示すグラフである。図３（ａ）に各電力が示され、図３（ｂ）に蓄電量が示される。これらに基づいて、発電システム１０の操作を説明する。
【００１７】
一日を分割したＮ番目の期間を期間Ｔ（Ｎ）とし、図３では、期間Ｔ（Ｎ−１）から期間Ｔ（Ｎ＋１）までが示されている。図３には、期間Ｔ（Ｎ−１）終了直前時点の状況が示されており、期間Ｔ（Ｎ−１）終了直前までの太陽光発電出力Ｐｇ、蓄電量Ｓが示されている。期間Ｔ（Ｎ）、期間Ｔ（Ｎ＋１）中の各線は、計画値もしくは予測値である。各期間の長さＴｏは、３０分から２時間程度であり、典型的には１時間とすることができる。すなわち、一日の分割数は、１２以上程度とすることが好ましい。
【００１８】
期間の長さＴｏは、電力管理者が保有する他の電源の起動時間や発電効率のよい運転時間周期、または電力取引市場における電力調達取引が終了（ゲートクローズ）し、系統運用者に需給バランス調整の権限が移ってから実際の電力消費までの時間（日本において、２０１８年現在では１時間前にゲートクローズし、系統運用者に需給調整の責が移る、電力小売事業者は計画値同時同量を達成できない場合、インバランス清算を行う）等に依存し適宜、設定することができる。
【００１９】
この期間は、電力管理者が有効な期間で、できる限り短くすることが重要である。この期間は必要な電池容量と大きく関連し、期間が短いほど、蓄電池容量を小さくすることが可能となる。また発電量の予測も電池容量の決定に重要な要素であり、予測精度が向上するほど、電池容量を少なくすることが可能となる。これら構成により、安定した出力を行う太陽光発電システムの運用コストを下げることが可能となる。
【００２０】
発電システム１０において、制御装置１６は、期間Ｔ（Ｎ）の開始前に、期間Ｔ（Ｎ＋１）における発電システム１０の計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）を通信装置１７を通じて管理者４０に通知する。この時点で既に、期間Ｔ（Ｎ）中の太陽光発電装置１４による予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ）は算出され、これに基いた、発電システム１０の計画出力Ｐｏｐ（Ｎ）が、管理者４０に通知されている。予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ）は、図３（ａ）において、期間Ｔ（Ｎ）中の、ハッチングを行った領域の面積として示されている。
【００２１】
期間Ｔ（Ｎ−１）の終了直前に、制御装置１６は、その時点で蓄電装置１５に蓄えられている電力量である蓄電量Ｓ（Ｎ−１）を蓄電装置１５から取得する（ステップＳ１）。
【００２２】
次に、制御装置１６は、既決値である、期間Ｔ（Ｎ）中の予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ）、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ）とを用いて、蓄電量Ｓ（Ｎ−１）に基づき、期間期間Ｔ（Ｎ）の終了時の蓄電装置１５の推定蓄電量Ｓ（Ｎ）を算出する（ステップＳ２）。
【００２３】
続いて、制御装置１６は、通信装置１７に指示して、日照量情報提供者５０から、期間Ｔ（Ｎ＋１）の日照量予測の情報を取得する（ステップＳ３）。そうして、取得した日照量の予測に基づいて、太陽光発電装置１４の期間Ｔ（Ｎ＋１）における各時刻の太陽光発電出力Ｐｇの予測値（予測太陽光発電出力）を算出し、その積分である予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ＋１）を算出する（ステップＳ４）。太陽光発電出力Ｐｇの予測値は、図３（ａ）において、破線で示されている。予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ＋１）は、図３（ａ）において、期間Ｔ（Ｎ＋１）中の、ハッチングを行った領域の面積として示されている。
【００２４】
更に、制御装置１６は、予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ＋１）、推定蓄電量Ｓ（Ｎ）に基づき、期間Ｔ（Ｎ＋１）終了時点の蓄電装置１５の蓄電量が、目標蓄電量Ｓｐ（Ｎ＋１）となるように、期間Ｔ（Ｎ＋１）の計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）を決定する（ステップＳ５）。
【００２５】
続いて、制御装置１６は通信装置１７を通じて、期間Ｔ（Ｎ）の開始前に、期間Ｔ（Ｎ＋１）の発電システム１０の計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）を管理者４０に通知する（ステップＳ６）。
【００２６】
期間Ｔ（Ｎ）中、制御装置１６は、変動する太陽光発電出力Ｐｇに対し、蓄電装置１５の充放電動作を制御することで、発電システム１０の出力電力Ｐｏが、一定値である計画出力Ｐｏｐ（Ｎ）となるように動作させる（ステップＳ７）。
【００２７】
こうして、図２に示された一期間分の一連のフローが終了する。発電システム１０は、このフローを繰り返し実行する。
【００２８】
（算出方法の具体的な例示）
上述の各ステップにおける数値の算出方法を、より具体的に例示する。蓄電装置１５の充電時、放電時、貯蔵中の損失、ＡＣ−ＤＣ変換装置１２の変換損失、その他の発電システム１０内の損失が無視できる場合には以下の様に算出できる。これらの損失が無視できない場合には、適宜に各部の効率を掛け合わせて算出すればよい。
【００２９】
ステップＳ２における、蓄電装置１５の推定蓄電量Ｓ（Ｎ）については、次の通りである。
【００３０】
予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ）と、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ）に期間Ｔ（Ｎ）の長さＴｏを乗じた値である電力量Ｐｏｐ（Ｎ）・Ｔｏとの差分Ｗｐｖ（Ｎ）−Ｐｏｐ（Ｎ）・Ｔｏを求める。この差分を、蓄電量Ｓ（Ｎ−１）からの増減として、推定蓄電量Ｓ（Ｎ）を求める。推定蓄電量Ｓ（Ｎ）は、当該差分が正のときは、蓄電量Ｓ（Ｎ−１）から増加し、負のときは減少する。期間Ｔ（Ｎ）終了時における目標蓄電量との差異は、期間Ｔ（Ｎ−１）終了時における目標蓄電量と現実の蓄電量Ｓ（Ｎ−１）との差異に由来する。
【００３１】
ステップＳ５における、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）については、以下の通りである。
【００３２】
予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ＋１）と、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）に期間Ｔ（Ｎ＋１）の長さＴｏを乗じた値である電力量Ｐｏｐ（Ｎ＋１）・Ｔｏとの差分Ｗｐｖ（Ｎ＋１）−Ｐｏｐ（Ｎ）・Ｔｏを考える。この差分が、推定蓄電量Ｓ（Ｎ）から目標蓄電量Ｓｐ（Ｎ＋１）への増減分と等しくなるように、期間Ｔ（Ｎ＋１）中の計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）を定める。
【００３３】
この際に、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）が負の値となる場合には、発電システム１０は、期間Ｔ（Ｎ＋１）中に、その大きさの供給電力Ｐｓを商用電力系統２０から受け入れ、蓄電装置１５に貯蔵するように動作する。この場合、制御装置１６は、期間Ｔ（Ｎ＋１）の発電システム１０の計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）をマイナス値として管理者４０に通知する。
【００３４】
（選択的な動作）
上述の通り、発電システム１０において、期間Ｔ（Ｎ）の開始までに、発電システム１０の期間Ｔ（Ｎ＋１）の計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）が算出され、管理者４０に通知される。
【００３５】
更に発電システム１０の選択的な動作として、制御装置１６が通信装置１７を通じて、期間Ｔ（Ｎ＋１）中の実際の出力電力Ｐｏを管理者４０へ通知するものとしてもよい。これにより管理者４０が、発電システム１０の実際の出力電力Ｐｏが、計画出力（予測出力電力）の通りであったか否かを把握することができるようになる。この場合、期間Ｔ（Ｎ＋１）の終了後に、当該通知が完了するものとすればよい。実際の出力電力Ｐｏの計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）からの変動が大きい場合に、管理者４０が需要者に対して、電力の買い取り費用のカットなどの、ペナルティを科すことができるようにするためである。あるいは、期間中の実際の総出力電力量の、計画出力電力量Ｐｏｐ（Ｎ＋１）・Ｔからの相違が大きい場合等も同様である。
【００３６】
また、発電システム１０の選択的な動作として、制御装置１６が通信装置１７を通じて、所定の期間における発電システム１０が受け入れた供給電力Ｐｓ若しくは、その電力量を管理者４０へ通知するものとしてもよい。発電システム１０が出力した電力量のうち、発電システム１０が商用電力系統２０から受け入れた電力量は、太陽光発電装置１４が発電した分ではない。一定期間における出力電力Ｐｏの総和（積分）から、供給電力Ｐｓの総和（積分）を差し引いたものが、太陽光発電装置１４が発電した電力量となる。そこで、本通知を行うことで、管理者４０は、再生可能エネルギー発電量（太陽光発電装置１４の発電量）を正確に知ることができるようになる。
【００３７】
従って、同様の目的で、制御装置１６が通信装置１７を通じて、こうして算出された一定期間における太陽光発電装置１４が発電した電力量を管理者４０へ通知するものとしてもよい。一定期間とは、例えば、一月とすることができるが、これに限られるものではない。
【００３８】
（発電システムの動作の結果例）
実施形態１においては、各期間Ｔ（ｉ）終了時点の目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）は、蓄電装置１５が太陽光発電出力Ｐｇの変動を抑えるために運用される日照時間中において、一定である。目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）の一定値としては、例えば、蓄電装置１５のステートオブチャージ（ＳＯＣ）の５０％に相当する値、すなわち満充電量の半分とすることができる。目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）が、ＳＯＣが０％に近い小さい値に設定されると、蓄電装置１５は、放電できる電力量がわずかとなり、太陽光発電出力Ｐｇの急激な減少に追随できなくなる。逆に目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）が、ＳＯＣが１００％に近い、大きい値に設定されると、蓄電装置１５は、太陽光発電出力Ｐｇの急激な増加に追随できなくなる。従って、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）の一定値は、ＳＯＣの５０％に相当する値には限られないが、これらを考慮して適切な値に設定されることが望ましい。以下の説明では、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）をある一定の値として具体的に説明するが、ある程度の変動を許容した、所定の幅を持った目標蓄電量としてもよい。
【００３９】
上記のように規定される発電システム１０の動作によって、実際に運用を行った結果の例を図４に示す。図４では、期間Ｔ（Ｎ−１）から期間Ｔ（Ｎ＋１）までが示されている。この期間は、日照量が時間を追うにつれて大きくなる午前の時間帯にある。よって、図４（ａ）に破線で示される太陽光発電出力Ｐｇの予測値も、時間とともに大きくなっている。
【００４０】
また、図４（ａ）には、各期間の発電システム１０の計画出力Ｐｏｐ（Ｎ−１）、Ｐｏｐ（Ｎ）、Ｐｏｐ（Ｎ＋１）も示されている。実際に発電システム１０が出力した出力電力Ｐｏは、計画通りであり、図４（ａ）に示される各期間の計画出力Ｐｏｐ（ｉ）と一致した。
【００４１】
期間Ｔ（Ｎ−１）は、晴れ時々曇りの天候であり、日照量が一定しない状況であった。よって、太陽光発電出力Ｐｇも期間内において大きく変動した。従って、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ−１）と等しい計画通りの出力電力Ｐｏを期間中に亘って出力するために、蓄電装置１５の充放電が繰り返された。その結果、図４（ｂ）に示されるように、期間中の蓄電量Ｓも上下動を繰り返した。しかし、期間Ｔ（Ｎ−１）中の総発電量は、ほぼ予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ−１）どおりであったため、期間Ｔ（Ｎ−１）終了時の蓄電量Ｓは、ほぼ目標蓄電量Ｓｐ（Ｎ−１）に等しかった。各期間終了時点での目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）は、図４（ｂ）にドットで示されている。
【００４２】
期間Ｔ（Ｎ）は、雲によって太陽光発電装置１４のソーラーパネルが陰ることが無く、徐々に強まる日照量予測どおりの日照状況であった。その結果、太陽光発電出力Ｐｇは予測通りに推移した。期間Ｔ（Ｎ）中の総発電量も、ほぼ予測太陽光発電量Ｗｐｖ（Ｎ）どおりであったため、期間Ｔ（Ｎ）終了時の蓄電量Ｓは、ほぼ目標蓄電量Ｓ（Ｎ）に等しかった。晴天日の午前中のように、日照量が徐々に強まる期間において、一定の計画出力どおりの出力電力Ｐｏを得るため、蓄電装置１５は、その期間の前半では放電を行い、後半では充電を行う。従って、その期間中の蓄電量Ｓは、前半に減少し、後半に増加するように推移した。
【００４３】
なお、期間が午後の時間帯にあって、日照量が時間を追うにつれて小さくなる場合は逆に、蓄電装置１５は、その期間の前半では充電を行い、後半では放電を行う。従って、その期間中の蓄電量Ｓは、前半に増加し、後半に減少するように推移する。
【００４４】
期間Ｔ（Ｎ＋１）では、後半に日照予測が外れ、太陽光発電出力Ｐｇが予測より小さく推移した。しかし、蓄電装置１５が放電を行うことで、期間Ｔ（Ｎ＋１）中、Ｐｏｐ（Ｎ＋１）に等しい一定の出力電力Ｐｏが維持された。その結果、期間Ｔ（Ｎ＋１）終了時の蓄電量Ｄは、目標蓄電量Ｓｐ（Ｎ＋１）を下回ることとなった。
【００４５】
このような期間終了時の目標蓄電量からの乖離は、図２の動作フローにおける、ステップＳ１の制御装置１６による蓄電量の取得によって検出される。そうして、ステップＳ５における先の計画出力の算出に反映されて乖離が修正されることとなる。具体的には、期間Ｔ（Ｎ＋２）については、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋２）が管理者４０に既に通知されており、出力電力Ｐｏをその通りに制御し、計画を守る必要がある。しかし、期間Ｔ（Ｎ＋３）について、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋３）の算出に反映されて、乖離が修正されることになる。
【００４６】
なお、目標蓄電量Ｓｐ（Ｎ）、Ｓｐ（Ｎ＋１）が同じであって、蓄電装置１５への充放電は行わない予定であったため、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）は、太陽光発電出力Ｐｇの予測値の平均値であった。しかし、仮に図３の期間Ｔ（Ｎ＋１）に示されるように、期間Ｔ（Ｎ＋１）終了時の目標蓄電量Ｓｐ（Ｎ＋１）を下げて、放電させる計画である場合には、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）は、太陽光発電出力Ｐｇの予測値の平均値よりも大きくなる。
【００４７】
以上のように、長さＴｏの一定の期間内において、太陽光発電出力Ｐｇが急変する場合、徐々に増加する場合、徐々に減少する場合、予測と外れた場合のいずれの場合においても、発電システム１０は、計画出力どおりの、一定の出力を維持できる。
【００４８】
更には、発電システム１０の出力は、計画出力（予測出力電力）として、所定の時間前に事前に管理者４０に通知されている。しかも、発電システム１０は、管理者４０に通知された計画出力通りの出力を、確実に出力できる。
【００４９】
よって、このような発電システム１０によれば、管理者４０が系統運用者の場合は、電力系統全体を計画的に運用する上で極めて有用な状況を提供することができるようになる。また、管理者４０が電力小売事業者の場合は、計画値同時同量を達成するために有効に活用可能である。従って、上述の機能を備えた発電システム１０の運用者に対しては、このような機能を備えない発電システムと比較して、より大きなインセンティブを管理者４０から与えることが可能となる。
【００５０】
このように、電池の蓄電量をできる限り一定に保つ制御を行うということは、太陽光発電の発電電力をできる限り蓄電せずに出力することと同義である。蓄電装置１５へ電力の充放電を行うと、現実には一定の電力ロスが存在するため、このような制御をおこなうことによって、発電電力をより効率的に使うことが可能となる。
【００５１】
〔実施形態２〕
本発明の実施形態２について、以下に説明する。なお、説明の便宜上、上記実施形態にて説明した部材と同じ機能を有する部材については、同じ符号を付記し、その説明を繰り返さない。
【００５２】
実施形態２に係る発電システムの構成は、図１に示される実施形態１と同様である。また、実施形態２に係る発電システムの動作も図２のフローチャートに示される実施形態１の場合と同様である。ただし、図２のフローチャートのステップＳ５における具体的な数値の算出方法が異なる。以下にその点について説明する。
【００５３】
（算出方法の具体的な例示）
計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）の計算方法は、実施形態１の場合と同じである。ただし、計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）が負の値となった場合には、以下の通りとする。
【００５４】
制御装置１６は、期間Ｔ（Ｎ＋１）の発電システム１０の計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）を０として管理者４０に通知する。
【００５５】
発電システム１０は、推定蓄電量Ｓ（Ｎ）が、所定の閾値以上であるときには、期間Ｔ（Ｎ＋１）中に、供給電力Ｐｓを商用電力系統２０から受け入れることはしない。太陽光発電出力Ｐｇにより、蓄電装置１５への充電を行わせるためである。この点、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）を一定に保つことを重要視した実施形態１と異なる。
【００５６】
発電システム１０は、推定蓄電量Ｓ（Ｎ）が、所定の閾値未満であるときに限り、期間Ｔ（Ｎ＋１）中に、その大きさの供給電力Ｐｓを商用電力系統２０から受け入れ、蓄電装置１５に貯蔵するように動作する。蓄電装置１５の蓄電量Ｓが所定の閾値未満に低下すると、一時的な太陽光発電出力Ｐｇの減少を放電により吸収して、出力電力Ｐｏを平滑化できる機能が確保できなくなるため、商用電力系統２０からの電力の受け入れにより、蓄電量Ｓを回復させるためである。
【００５７】
（発電システムの動作の結果例）
本発明の実施形態２は、逆潮流電力Ｐｒの発生を極力避けて、蓄電装置１５を用いたいわゆるタイムシフトにより需要者において太陽光発電装置１４の発電分を消費するケースを想定する。このようなケースは、逆潮流電力Ｐｒの管理者４０による買い取り価格（需要者の売電価格）が、受電電力Ｐｕの電力価格（需要者の買電価格）よりも小さい場合に、需要者にとって経済的となるために発生する。
【００５８】
図５は、このような想定に対応した、発電システム１０による一日の動作を示した図である。図５（ａ）には、太陽光発電出力Ｐｇ、負荷消費電力Ｐｅが示されている。負荷消費電力Ｐｅは、朝方と夕方から夜にピークを持ち、昼間の消費が少ない。このような電力需要のパターンは、一般家庭における典型的な消費パターンである。昼間に太陽光発電出力Ｐｇの出力が負荷消費電力Ｐｅを上回っており、蓄電装置１５が無ければ、売電（逆潮流）となる状況にある。
【００５９】
逆潮流をなるべく回避するように、各期間終了時の目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）を図５（ｂ）に示されるように設定する。図５（ｂ）には、運用上の蓄電量Ｓの上限値及び下限値が合わせて示されている。蓄電量の上限値は、ＳＯＣの１００％としてよいが、これとは異なる値とすることも可能である。蓄電量の下限値は、ＳＯＣの０％としてよいが、これとは異なる値とすることも可能である。これらは、蓄電装置１５の特性に応じて、適宜に設定すればよい。
【００６０】
目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）は以下のように設定する。目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）は図５（ｂ）にドットとして示されている。
【００６１】
充電開始前の期間に、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）は下限値よりもやや高い値（閾値）に設定される。下限値よりもやや高い値であるのは、一時的な太陽光発電出力Ｐｇの減少を放電により吸収して、出力電力Ｐｏを平滑化できるようにするためである。このように設定値を低い値とするのは、その後、充電できる余地を十分確保するためである。
【００６２】
昼間の積極的に充電を行いたい期間に、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）を上限値よりもやや低い値（高い所定値）に設定する。上限値よりもやや低い値であるのは、一時的な太陽光発電出力Ｐｇの増加を充電により吸収して、出力電力Ｐｏを平滑化できるようにするためである。
【００６３】
また、夕方から夜間の放電を行う期間には、そのために、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）を期間の経過に従って、徐々に小さく設定する。
【００６４】
次に、発電システム１０の動作について、時間を追って説明する。
【００６５】
深夜から早朝、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）が閾値に設定され、蓄電量Ｓもその値で推移する。閾値は、例えばＳＯＣ２０％に相当する値であり得るが、これに限られない。
【００６６】
日照が生じると、太陽光発電装置１４が発電を開始する。従って、実施形態１において説明された通り、事前に、発電システム１０の計画出力Ｐｏｐ（ｉ）が算出され、管理者４０に通知される。計画出力Ｐｏｐ（ｉ）は、図５（ａ）に示されている。
【００６７】
次に、充電に適した時間帯には、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）が高い所定値に設定される。実際の蓄電量Ｓが低い状態で、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）が高い所定値となったため、発電システム１０は充電動作を行う必要がある。このとき、ステップＳ５で算出される計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）は、マイナスとなる。よって、管理者４０には、計画出力が０であるように通知され、その期間に発電システム１０の出力は行われない。太陽光発電出力Ｐｇは、全て、蓄電装置１５の充電に充当される。太陽光発電出力Ｐｇだけで、短期間に目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）に達することはないため、複数の期間に亘り、充電が継続する。
【００６８】
充電が進み、ステップＳ２における蓄電装置１５の推定蓄電量Ｓ（Ｎ）が高い所定値である目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）に近づくと、ステップＳ５で算出される計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）がプラスとなる。よって、管理者４０には、プラスの計画出力が通知され、その期間に発電システム１０の出力が再開される。
【００６９】
続いて、夕方以降の放電に適した時間帯には、目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）が期間ごとに、徐々に高い所定値から、閾値に下がっていくように設定される。すると、太陽光発電出力Ｐｇはほぼ０であるので、各期間において蓄電装置１５が放電する電力が、ステップＳ５で算出される計画出力Ｐｏｐ（Ｎ＋１）として、管理者４０に通知されることとなる。また、その期間において、計画通りに発電システム１０の出力がなされるように動作する。
最終的に、蓄電量Ｓが閾値まで低減した段階で、放電が終了する。
【００７０】
以上のように、実施形態２においては、各期間蓄Ｔ（ｉ）の目標蓄電量Ｓｐ（ｉ）を上述の通り適切に設定することで、発電システム１０において、タイムシフト動作が可能となる。
【００７１】
また、実施形態１に記載された本発明の効果は、実施形態２においても同様である。
【００７２】
〔ソフトウェアによる実現例〕
発電システム１０の制御装置１６は、集積回路（ＩＣチップ）等に形成された論理回路（ハードウェア）によって実現してもよいし、ソフトウェアによって実現してもよい。
【００７３】
後者の場合、制御装置１６は、各機能を実現するソフトウェアであるプログラムの命令を実行するコンピュータを備えている。このコンピュータは、例えば少なくとも１つのプロセッサ（制御装置）を備えていると共に、上記プログラムを記憶したコンピュータ読み取り可能な少なくとも１つの記録媒体を備えている。そして、上記コンピュータにおいて、上記プロセッサが上記プログラムを上記記録媒体から読み取って実行することにより、本発明の目的が達成される。上記プロセッサとしては、例えばＣＰＵ（Central Processing Unit）を用いることができる。上記記録媒体としては、「一時的でない有形の媒体」、例えば、ＲＯＭ（Read Only Memory）等の他、テープ、ディスク、カード、半導体メモリ、プログラマブルな論理回路などを用いることができる。また、上記プログラムを展開するＲＡＭ（Random Access Memory）などをさらに備えていてもよい。また、上記プログラムは、該プログラムを伝送可能な任意の伝送媒体（通信ネットワークや放送波等）を介して上記コンピュータに供給されてもよい。なお、本発明の一態様は、上記プログラムが電子的な伝送によって具現化された、搬送波に埋め込まれたデータ信号の形態でも実現され得る。
【００７４】
〔まとめ〕
本発明の態様１に係る発電システムは、ＤＣ母線に接続された太陽光発電装置及び蓄電装置を備え、電力系統からのＡＣ電力の受電端に接続されたＡＣ母線に、前記ＤＣ母線のＤＣ電力をＡＣ電力に変換して出力する発電システムであって、前記太陽光発電装置の予測太陽光発電出力を算出し、前記予測太陽光発電出力と前記蓄電装置が蓄えている電力量とに基づいて、１日を分割した所定の期間中に前記発電システムが出力する予測出力電力を算出し、算出された前記予測出力電力を、管理者に事前に通知する構成を備えている。
【００７５】
上記の構成によれば、電力系統の管理者が事前に出力電力を把握することができるようになるとともに、計画どおりに変動の無い出力ができる発電システムを実現することを目的とする。
【００７６】
本発明の態様２に係る発電システムは、上記態様１において、前記発電システムが出力した出力電力を、前記管理者に通知する構成を備えていてもよい。
【００７７】
上記の構成によれば、電力系統の管理者が、発電システムの実際の出力電力が、予測出力電力から乖離したか否かを把握することができるようになる。
【００７８】
本発明の態様３に係る発電システムは、上記態様１または２において、前記発電システムが前記電力系統から受電した供給電力を、前記管理者に通知する構成を備えていてもよい。
【００７９】
上記の構成によれば、電力系統の管理者が、発電システムの実際の出力電力のうちの、太陽光発電装置が発電した正味の電力を把握することができるようになる。
【００８０】
本発明の態様４に係る発電システムは、上記態様１から３のいずれかにおいて、将来の前記所定の期間経過後に、蓄電装置が蓄えている電力量が、所定の範囲内になるように、前記予測出力電力を決定する構成を備えていてもよい。
【００８１】
上記の構成によれば、蓄電装置の充放電を最小限とすることができるようになる。
【００８２】
本発明の態様５に係る発電システムは、上記態様１から３のいずれかにおいて、前記電力系統に逆潮流する電力量が小さくなるように前記予測出力電力を決定する構成を備えていてもよい。
【００８３】
上記の構成によれば、発電システムの運用者が、電力系統から購入する電力量を小さくすることができるようになる。
【００８４】
本発明の各態様に係る制御装置は、コンピュータによって実現してもよく、この場合には、コンピュータを上記制御装置が備える各部（ソフトウェア要素）として動作させることにより上記制御装置をコンピュータにて実現させる制御装置の制御プログラム、およびそれを記録したコンピュータ読み取り可能な記録媒体も、本発明の範疇に入る。
【００８５】
本発明は上述した各実施形態に限定されるものではなく、請求項に示した範囲で種々の変更が可能であり、異なる実施形態にそれぞれ開示された技術的手段を適宜組み合わせて得られる実施形態についても本発明の技術的範囲に含まれる。さらに、各実施形態にそれぞれ開示された技術的手段を組み合わせることにより、新しい技術的特徴を形成することができる。
【符号の説明】
【００８６】
１０  発電システム
１１  計測装置
１２  ＡＣ−ＤＣ変換装置
１３  ＤＣ母線
１４  太陽光発電装置
１５  蓄電装置
１６  制御装置
１７  通信装置
２０  商用電力系統
２１  受電端
２２  電力メータ
３０  ＡＣ母線
３１  負荷
４０  管理者
５０  日照量情報提供者
【図１】
2020054050.tif 000003
【図２】
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【図３】
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【図４】
2020054050.tif 000006
【図５】
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