(57)【要約】【課題】蓄電量を適切に管理することにより、消費電力の最大値や連系点電力潮流の最大値の上昇を抑制する。【解決手段】自然エネルギー発電装置５−１、５−２と電力負荷６−１〜６−３と分散型電源７と蓄電装置８とが配電線４を介して上位系統１と接続される配電系統２における蓄電装置８の蓄電量を管理する蓄電量管理装置１１において、電力負荷６−１〜６−３の消費電力の総和を予測する需要予測手段１３と、自然エネルギー発電装置５−１、５−２の有効電力出力の総和を予測する自然エネルギー発電予測手段１４と、需要予測手段１３の需要予測結果と自然エネルギー発電予測手段１４の出力予測結果とから電力潮流予測結果を作成し、電力潮流予測結果の値が基準値より小さい時間帯において蓄電装置８の充電量を補正するための充電計画値ＰＢＳを生成する計画手段１５と、を備える。【選択図】図１
2014217198.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
自然エネルギー発電装置と電力負荷と蓄電装置とが配電線を介して上位系統と接続される配電系統内の前記蓄電装置の蓄電量を管理する蓄電量管理装置であって、
前記電力負荷の消費電力の総和を予測する需要予測手段と、
前記自然エネルギー発電装置の有効電力出力の総和を予測する自然エネルギー発電予測手段と、
前記需要予測手段の需要予測結果と前記自然エネルギー発電予測手段の出力予測結果とから電力潮流予測結果を作成し、該電力潮流予測結果の値が基準値より小さい時間帯において前記蓄電装置の充電量を補正するための充電計画値ＰＢＳを生成する計画手段と、
を備えることを特徴とする蓄電量管理装置。
【請求項２】
前記蓄電装置の蓄電量が第１の指定値以上のときは、前記充電計画値ＰＢＳを選択し、前記蓄電装置の蓄電量が前記第１の指定値未満のときは蓄電量が前記第１の指定値より大きい第２の指定値を超過するまで予め設定された緊急充電設定値ＰＢＢを選択する選択手段をさらに備えることを特徴とする請求項１記載の蓄電量管理装置。
【請求項３】
前記計画手段は、前記需要予測手段の需要予測結果と前記自然エネルギー発電予測手段の出力予測結果から上位系統との電力潮流の制御目標値ＰＴＧを生成し、さらに、
前記計画手段の出力である前記電力潮流目標値ＰＴＧと、前記電力負荷における総負荷から前記自然エネルギー発電装置における自然エネルギー発電総出力を減じた値である総需要Ｐｄｅｍとを入力し、前記総需要Ｐｄｅｍから前記電力潮流目標値ＰＴＧを減算して調整量ＰＥを出力する減算器と、
前記調整量ＰＥを入力するローパスフィルタ及びハイパスフィルタと、を備えることを特徴とする請求項１または２記載の蓄電量管理装置。
【請求項４】
前記配電系統はさらに分散型電源を備え、前記ローパスフィルタの出力を出力増減指令値として前記分散型電源に入力するとともに、前記ハイパスフィルタの出力を出力増減指令値として前記蓄電装置に入力することを特徴とする請求項３記載の蓄電量管理装置。
【請求項５】
自然エネルギー発電装置と電力負荷と分散型電源と蓄電装置とが配電線を介して上位系統と接続される配電系統及び当該配電系統と接続される蓄電量管理装置を備える蓄電量管理システムであって、
前記自然エネルギー発電装置の有効電力出力の総和と前記電力負荷の消費電力の総和から総需要Ｐｄｅｍを出力する有効電力検出手段と、
前記電力負荷の消費電力の総和を予測する需要予測手段と、
前記自然エネルギー発電装置の有効電力出力の総和を予測する自然エネルギー発電予測手段と、
前記需要予測手段の需要予測結果と前記自然エネルギー発電予測手段の出力予測結果とから電力潮流予測結果を作成し、該電力潮流予測結果の値が基準値より小さい時間帯において前記蓄電装置の充電量を補正するための充電計画値ＰＢＳを生成するとともに、前記上位系統との電力潮流目標値ＰＴＧを生成する計画手段と、
前記蓄電装置の蓄電量が第１の指定値以上のときは、前記充電計画値ＰＢＳを選択し、前記蓄電装置の蓄電量が前記第１の指定値未満のときは蓄電量が前記第１の指定値より大きい第２の指定値を超過するまで予め設定された緊急充電設定値ＰＢＢを選択する選択手段と、
前記総需要Ｐｄｅｍから前記電力潮流目標値ＰＴＧを減算して調整量ＰＥを出力する減算器と、
前記調整量ＰＥを入力して長周期変動分を出力増減指令値として前記分散型電源に与えるローパスフィルタと、
前記調整量ＰＥを入力して短周期変動分を出力増減指令値として前記蓄電装置に与えるハイパスフィルタと、
を備えることを特徴とする蓄電量管理システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、系統に連系された蓄電装置の蓄電量を管理する蓄電量管理装置及び蓄電量管理システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
蓄電装置を用いて連系点電力潮流の変動を抑制し、また自然エネルギー発電装置の出力変動を抑制する場合に、蓄電量または蓄電量を表す指標を常時監視し、蓄電量の増減に応じて蓄電装置の出力を補正する蓄電量管理方法がある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１１−２３４５６３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、上記のような従来の蓄電量管理方法では、蓄電量が減少すると時間帯に関係なく充電が増加または放電が減少する方向に出力を調整するため、消費電力の多い時間帯で動作すると消費電力の最大値を上昇させ、上位系統と連系している系統構成では連系点電力潮流の最大値が予定外に大きくなるという課題があった。
【０００５】
本発明の実施形態は、蓄電量を適切に管理することにより、消費電力の最大値や連系点電力潮流の最大値の上昇を抑制できる蓄電量管理装置及び蓄電量管理システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
上述の目的を達成するため、本発明の実施形態は、自然エネルギー発電装置と電力負荷と蓄電装置とが配電線を介して上位系統と接続される配電系統内の前記蓄電装置の蓄電量を管理する蓄電量管理装置であって、前記電力負荷の消費電力の総和を予測する需要予測手段と、前記自然エネルギー発電装置の有効電力出力の総和を予測する自然エネルギー発電予測手段と、前記需要予測手段の需要予測結果と前記自然エネルギー発電予測手段の出力予測結果とから電力潮流予測結果を作成し、該電力潮流予測結果の値が基準値より小さい時間帯において前記蓄電装置の充電量を補正するための充電計画値ＰＢＳを生成する計画手段と、を備えることを特徴とする。
【０００７】
また、本発明の実施形態は、自然エネルギー発電装置と電力負荷と分散型電源と蓄電装置とが配電線を介して上位系統と接続される配電系統及び当該配電系統と接続される蓄電量管理装置を備える蓄電量管理システムであって、前記自然エネルギー発電装置の有効電力出力の総和と前記電力負荷の消費電力の総和から総需要Ｐｄｅｍを出力する有効電力検出手段と、前記電力負荷の消費電力の総和を予測する需要予測手段と、前記自然エネルギー発電装置の有効電力出力の総和を予測する自然エネルギー発電予測手段と、前記需要予測手段の需要予測結果と前記自然エネルギー発電予測手段の出力予測結果とから電力潮流予測結果を作成し、該電力潮流予測結果の値が基準値より小さい時間帯において前記蓄電装置の充電量を補正するための充電計画値ＰＢＳを生成するとともに、前記上位系統との電力潮流目標値ＰＴＧを生成する計画手段と、前記蓄電装置の蓄電量が第１の指定値以上のときは、前記充電計画値ＰＢＳを選択し、前記蓄電装置の蓄電量が前記第１の指定値未満のときは蓄電量が前記第１の指定値より大きい第２の指定値を超過するまで予め設定された緊急充電設定値ＰＢＢを選択する選択手段と、前記総需要Ｐｄｅｍから前記電力潮流目標値ＰＴＧを減算して調整量ＰＥを出力する減算器と、前記調整量ＰＥを入力して長周期変動分を出力増減指令値として前記分散型電源に与えるローパスフィルタと、前記調整量ＰＥを入力して短周期変動分を出力増減指令値として前記蓄電装置に与えるハイパスフィルタと、を備えることを特徴とする。
【図面の簡単な説明】
【０００８】
【図１】本発明の第１の実施形態に係る蓄電量管理システムの構成を示すブロック図。
【図２】第１の実施形態における主要な手段の入出力信号の経過特性を示すグラフであり、（ａ）は総負荷、（ｂ）は自然エネルギー発電総出力、（ｃ）は総需要Ｐｄｅｍ、（ｄ）は電力潮流目標値ＰＴＧ、（ｅ）は調整量ＰＥ、（ｆ）はローパスフィルタ出力、（ｇ）はハイパスフィルタ出力を示す。
【図３】第１の実施形態において充電計画値ＰＢＳを算出する手順を示すグラフであり、（ａ）は需要予測結果、（ｂ）は自然エネルギー発電予測結果、（ｃ）は電力潮流予測結果、（ｄ）は充電計画値ＰＢＳを示す。
【図４】第１の実施形態における蓄電量調整のための選択手段の処理手順を示すフローチャート。
【図５】本発明の第２の実施形態に係る蓄電量管理システムの構成を示すブロック図。
【発明を実施するための形態】
【０００９】
以下、本発明の実施形態について、図面を参照して具体的に説明する。
［第１の実施形態］
（システムの全体構成）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る蓄電量管理システムの構成を示すブロック図である。
【００１０】
本実施形態の蓄電量管理システム１０は、上位系統１と接続される配電系統２と、配電系統２と接続される蓄電量管理装置１１とに大別される。
【００１１】
（配電系統２）
配電系統２においては、配電線４が上位系統１と接続されており、この配電線４は、直列に設けられた複数の配電線４−１〜４−４からなっている。また、配電線４において、配電線４−１と配電線４−２の間には分散型電源７及び蓄電装置８が接続され、配電線４−２と配電線４−３の間には電力負荷６−１及び自然エネルギー発電装置５−１が接続され、配電線４−３と配電線４−４の間には電力負荷６−２及び自然エネルギー発電装置５−２が接続され、配電線４−４には電力負荷６−３が接続されている。さらに、配電線４−１と配電線４−２の間には、自然エネルギー発電装置５−１〜５−２と電力負荷６−１〜６−３の有効電力総和を計測する有効電力検出器９−１が配置されている。この有効電力検出器９−１は蓄電量管理装置１１と接続され、後述する減算器１２−１に対して、総需要Ｐｄｅｍを出力する機能を有している。
【００１２】
（蓄電量管理装置１１）
蓄電量管理装置１１は、需要予測を行う需要予測手段１３と、自然エネルギー発電予測手段１４と、これらの手段の出力側に設けられる計画手段１５と、該計画手段１５の出力側に設けられる選択手段１６及び減算器１２−１と、減算器１２−１の出力側に設けられるローパスフィルタ（ＬＰＦ）１７及びハイパスフィルタ（ＨＰＦ）１８と、これらのフィルタの出力側にそれぞれ設けられる加算器１９及び減算器１２−２とを備えている。
【００１３】
計画手段１５は、需要予測手段１３の出力と自然エネルギー発電予測手段１４の出力と配電系統２の蓄電装置８からの蓄電量Ｃを入力して、電力潮流目標値ＰＴＧと充電計画値ＰＢＳとを作成する手段である。また、選択手段１６は、蓄電装置８からの蓄電量Ｃと、計画手段１５の出力である充電計画値ＰＢＳ又は緊急充電設定値ＰＢＢとを入力し、補正値ΔＰＣを作成する手段である。
【００１４】
減算器１２−１は、計画手段１５の出力である電力潮流目標値ＰＴＧと配電系統２の有効電力検出器９−１の出力である総需要Ｐｄｅｍを入力し、調整量ＰＥをローパスフィルタ１７及びハイパスフィルタ１８へ出力する手段である。ローパスフィルタ１７は、減算器１２−１からの出力である調整量ＰＥを入力して長周期変動分を出力増減指令値として分散型電源７に与える手段である。他方、ハイパスフィルタ１８は、減算器１２−１からの出力である調整量ＰＥを入力して短周期変動分を出力増減指令値として蓄電装置８に与える手段である。
【００１５】
加算器１９は、選択手段１６の出力である補正値ΔＰＣとローパスフィルタ１７の出力を加算し、出力増減指令値ΔＰＧを分散型電源７に出力する手段である。減算器１２−２は、ハイパスフィルタ１８の出力から選択手段１６の出力である補正値ΔＰＣを減算し、出力増減指令値ΔＰＢを蓄電装置８に出力する手段である。
【００１６】
（作用）
以上のような構成を有する蓄電量管理装置１１の基本的な作用について、図１及び図２に従い説明する。ここで、図２は、本実施形態における主要な手段の入出力信号の経過特性を示すグラフであり、（ａ）は総負荷、（ｂ）は自然エネルギー発電総出力、（ｃ）は総需要Ｐｄｅｍ、（ｄ）は電力潮流目標値ＰＴＧ、（ｅ）は調整量ＰＥ、（ｆ）はローパスフィルタ出力、（ｇ）はハイパスフィルタ出力を示している。
【００１７】
まず、配電系統２の有効電力検出器９−１は、電力負荷６−１〜６−３における総負荷（図２（ａ））から自然エネルギー発電装置５−１〜５−２における自然エネルギー発電総出力（図２（ｂ））を減じた値に相当する有効電力を計測し、総需要Ｐｄｅｍ（図２（ｃ））として出力する。次に、蓄電量管理装置１１の減算器１２−１は、この有効電力合成値である総需要Ｐｄｅｍ（図２（ｃ））と計画手段１５の出力である電力潮流目標値ＰＴＧ（図２（ｄ））とを入力し、総需要Ｐｄｅｍから電力潮流目標値ＰＴＧを減じた調整量ＰＥ（図２（ｅ））を出力する。調整量ＰＥ（図２（ｅ））は、上位系統１から配電系統２への電力潮流をＰＴＧとするために必要な有効電力の調整量となる。
【００１８】
さらに、ローパスフィルタ１７に調整量ＰＥを入力して得られる長周期変動分（図２（ｆ））を出力増減指令値として分散型電源７に与える一方、ハイパスフィルタ１８に調整量ＰＥを入力して得られる短周期変動分（図２（ｇ））を出力増減指令値として蓄電装置８に与える。これにより、調整量ＰＥの長周期変動分を分散型電源７が、短周期変動分を蓄電装置８が打ち消すように作用し、配電線４−１に流れる上位系統１から配電系統２への電力潮流は目標値ＰＴＧに制御される。
【００１９】
（蓄電量管理方法）
次に、本実施形態における蓄電量管理方法について図１及び図３に従って説明する。ここで、図３は、本実施形態において充電計画値ＰＢＳを算出する手順を示すグラフであり、（ａ）は需要予測結果、（ｂ）は自然エネルギー発電予測結果、（ｃ）は電力潮流予測結果、（ｄ）は充電計画値ＰＢＳを示す。
【００２０】
まず、計画手段１５は、需要予測手段１３からの需要予測結果（図３（ａ））から自然エネルギー発電予測手段１４からの自然エネルギー発電予測結果（図３（ｂ））を減ずることにより、電力潮流予測結果（図３（ｃ））を出力する。
【００２１】
次に、計画手段１５は、電力潮流予測結果（図３（ｃ））に基づいて、特定の時間帯に非０の値となる充電計画値ＰＢＳを生成する。具体的には、前々日２４時の蓄電装置８の蓄電量Ｃから前日２４時の蓄電量Ｃを減じた蓄電量の減少分が正の場合はその分を充電するため、電力潮流予測結果（図３（ｃ））がその基準値（例えば、平均値）より小さくなる時間帯の中から補正時間を選択し、前記蓄電量の減少分を前記補正時間で除した値を充電計画値ＰＢＳとする。
【００２２】
図３（ｄ）では、電力潮流予測結果（図３（ｃ））がその平均値より最も小さくなる時間帯１０時から１４時を補正時間としている。このようにして、電力潮流予測が最も小さい時間帯に充電量が増加する方向または放電量が減少する方向に蓄電装置８の出力が補正されるので、電力潮流増加の影響は小さい。逆に、蓄電量の減少分が負の場合は電力潮流予測がその平均値より大きい時間帯の中から選んで補正時間とし、負の充電計画値ＰＢＳを生成する。あるいは、短周期変動分を補償する蓄電装置８の蓄電量は減少しやすいため、蓄電量の減少分が負の場合はすべての時間帯で０の充電計画値ＰＢＳとする方法もある。なお、充電計画値ＰＢＳの立ち上がりと立下りは分散型電源７や蓄電装置８が追従できる変化率とすることが好ましい。
【００２３】
また、仮に、分散型電源７の目的を他の蓄電装置で行う場合であって、分散型電源７の２４時の蓄電量を指定値とするように計画手段１５で電力潮流目標値ＰＴＧを生成する場合には、需要予測結果（図３（ａ））から自然エネルギー発電予測結果（図３（ｂ））を減じたものに充電計画値を加算した電力潮流予測を用いる。これにより、電力潮流目標値ＰＴＧに蓄電装置の充電分を加味することができるので、分散型電源７の蓄電量のずれを小さくすることができる。
【００２４】
（蓄電量調整のための選択手段１６の処理手順）
図４に、本実施形態における蓄電量調整のための選択手段１６の処理手順を示す。
【００２５】
選択手段１６は、蓄電装置８の蓄電量に応じて、前述した２つの入力値ＰＢＳとＰＢＢのいずれかを選択出力するものである（図１参照）。
まず、選択手段１６は、蓄電量が指定値α（第１の指定値）未満であるか否かを判定し（ステップＳ１１）、蓄電量が指定値α未満であれば（ステップＳ１１でＹｅｓ）、フラグを１とする。蓄電量が指定値α以上であれば、選択手段１６は、さらに、蓄電量が指定値β（第２の指定値）（ここで、α＜β）を超えるか否かを判定する（ステップＳ１２）。蓄電量が指定値βを超える場合（ステップＳ１２でＹｅｓ）、フラグを０とする。
【００２６】
次に、フラグを判定し（ステップＳ１３）、０であれば選択手段１６は、充電計画値ＰＢＳを補正値ΔＰＣとして出力し（ステップＳ１４）、１であれば選択手段１６は、緊急充電設定値ＰＢＢを補正値ΔＰＣとして出力する（ステップＳ１５）。フラグは初期値として０が設定されるものとし、前値保持されるものとする。なお、一例として、指定値αは蓄電装置８の定格出力の２０〜３０％の値、指定値βは定格出力の６０〜７０％の値とすることができる。
【００２７】
即ち、蓄電量が一度も指定値α未満となっていない通常時では、フラグが０で充電計画値ＰＢＳが選択手段１６の出力である補正値ΔＰＣとなり、加算器１９でローパスフィルタ１７の出力と補正値ΔＰＣが加算されて出力増減指令値ΔＰＧとして分散型電源７に与えられる。また、減算器１２−２でハイパスフィルタ１８の出力から補正値ΔＰＣが減じられて出力増減指令値ΔＰＢとして蓄電装置８に与えられる。これにより、充電計画値ＰＢＳの値に応じて特定の時間帯（例えば、図３（ｄ）における１０時から１４時の時間帯）に分散型電源７の出力が増加するとともに、蓄電装置８の充電量が増加または放電量が減少する。このため、蓄電装置８の蓄電量は増加するか、蓄電量の減少が抑制される。
【００２８】
他方、蓄電量が指定値α未満となる緊急時においては（ステップＳ１１でＹｅｓ）、フラグが１となるので、選択手段１６は、強制充電モードを選択して、予め設定された緊急充電設定値ＰＢＢを選択手段１６の出力である補正値ΔＰＣとする（ステップＳ１５）。そして、蓄電量が指定値βに回復するまでその強制充電モードが継続される。このため、分散型電源７の出力が増加するとともに、蓄電装置８の充電量が増加または放電量が減少する。従って、予め計画していた充電計画値ＰＢＳが非０となる時間帯より前でも、蓄電量が指定値α未満になった場合は蓄電装置８の蓄電量が増加する。緊急充電設定値ＰＢＢは、例えば、蓄電装置８の定格出力の５０％などの固定値とする。
【００２９】
（効果）
本実施形態によれば、蓄電装置８の蓄電量に応じて充電計画値ＰＢＳと緊急充電設定値ＰＢＢの２つの入力値のいずれかを選択手段１６により選択出力するが、充電計画値ＰＢＳを選択した場合は、図３（ｄ）に示すように、電力潮流の小さい時間帯において蓄電装置８の充電量を増加または放電量を減少させるので、電力潮流のピークを上昇させることなく、蓄電量の著しい増減を抑制することができる。
【００３０】
また、予測や想定条件の誤差等によって蓄電量が著しく低下した場合では、緊急充電設定値ＰＢＢを用いて強制充電モードにより蓄電装置８の充電量を増加または放電量を減少させるので、電力潮流の最大値を考慮しないものの、早急に蓄電量を回復させることができる。
【００３１】
［第２の実施形態］
（構成）
図５に、本発明の第２の実施形態に係る蓄電量管理システムの構成を示す。なお、第１の実施形態と同一の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。
【００３２】
本実施形態の蓄電量管理システム２０においては、上位系統１と配電線４−１との間に有効電力検出器９−１が接続される一方、配電線４−３と配電線４−４との間に有効電力検出器９−２を介して分散型電源７及び蓄電装置８が接続され、有効電力検出器９−１の出力と有効電力検出器９−２の出力を入力とする加算器１９−２の出力を総需要Ｐｄｅｍとして減算器１２−１に入力させ、かつ配電線４−１と配電線４−２との間に自然エネルギー発電装置５−１及び電力負荷６−１を接続した以外は、第１の実施形態の蓄電量管理システム１０と同様の構成とされている。
【００３３】
（作用）
第１の実施形態の蓄電量管理システム１０では、自然エネルギー発電装置５−１〜５−２と電力負荷６−１〜６−３の有効電力合計値である総需要Ｐｄｅｍを有効電力検出器９−１で計測する構成であった。これに対して、本実施形態の蓄電量管理システム２０では、分散型電源７及び蓄電装置８の設置位置が異なるため、有効電力検出器９−１で目的の総需要Ｐｄｅｍを計測することはできない。本実施形態では、有効電力検出器９−１の計測値ＰＣと分散型電源７及び蓄電装置８の出力合計値である有効電力検出器９−２の計測値ＰＤと総需要Ｐｄｅｍの関係は（１）式で表される。よって、蓄電量管理装置１１で必要となる総需要Ｐｄｅｍは（２）式で得られる。本実施形態では、加算器１９−２で（２）式を実行しているため、分散型電源７と蓄電装置８の設置位置が変更した場合でも第１の実施形態と同様の作用が得られる。
【００３４】
ＰＣ＝Ｐｄｅｍ−ＰＤ      （１）
Ｐｄｅｍ＝ＰＣ＋ＰＤ      （２）
【００３５】
（効果）
本実施形態によれば、第１の実施形態と同様に、消費電力の最大値や連系点電力潮流の最大値の上昇を抑制することができる。
【００３６】
[他の実施形態]
（１）第１及び第２の実施形態では、分散型電源７と蓄電装置８とを対に設けたが、両者を切り離して異なる位置に設けることもできる。また、分散型電源７と蓄電装置８の個数は限定されず、各々複数であっても良い。
【００３７】
（２）第１の実施形態では、電力潮流予測結果（図３（ｃ））がその平均値より最も小さくなる時間帯（１０時から１４時）を補正時間としたが（図３（ｄ））、補正時間の決定方法としては、電力潮流予測結果（図３（ｃ））がその平均値より下回っている時間帯（０時から６時、９時から１６時）としたり、電力潮流予測結果（図３（ｃ））がその平均値より下回り、かつ自然エネルギー発電予測結果（図３（ｂ））がプラスである時間帯（９時から１６時）としたりすることもできる。
【００３８】
（３）第１及び第２の実施形態では、ローパスフィルタ１７により長周期変動分を分散型電源７に与え、ハイパスフィルタ１８により短周期変動分を蓄電装置８に与えたが、分散型電源７を省略して、ローパスフィルタ１７による長周期変動分を蓄電装置８に与えることもできる。
【００３９】
（４）以上、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。
【符号の説明】
【００４０】
１…上位系統
２…配電系統
４、４−１〜４−３…配電線
５−１、５−２…自然エネルギー発電装置
６−１〜６−３…電力負荷
７…分散型電源
８…蓄電装置
９−１、９−２…有効電力検出器
１１…蓄電量管理装置
１２−１、１２−２…減算器
１３…需要予測手段
１４…自然エネルギー発電予測手段
１５…計画手段
１６…選択手段
１７…ローパスフィルタ（ＬＰＦ）
１８…ハイパスフィルタ（ＨＰＦ）
１９、１９−２…加算器
【図１】
2014217198.tif 000003
【図２】
2014217198.tif 000004
【図３】
2014217198.tif 000005
【図４】
2014217198.tif 000006
【図５】
2014217198.tif 000007