(57)【要約】  本発明に係る充放電管理装置は、発電電力が変動する発電システムと蓄電池システムとを含み電力系統に接続された発電設備に設けられる。発電システムは、発電電力を検出する電力計を備える。蓄電池システムは、蓄電池と、蓄電池の状態を監視する蓄電池監視装置と、交直変換装置とを備える。充放電管理装置は、電力計が検出した発電電力と蓄電池監視装置から供給される蓄電池情報とに基づいて、系統供給電力変化率が±ｎ％の変動範囲内に収まるように、かつ、蓄電池のＳｏＣがＳｏＣ目標値に近づくように交直変換装置に対する充放電指令を決定する充放電指令部を備える。
2016063355.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
天候によって発電電力が変動する発電システムと蓄電池システムとを含み電力系統に接続された発電設備に設けられた充放電管理装置であって、
前記発電システムは、発電電力を検出する電力計を備え、
前記蓄電池システムは、
蓄電池と、
前記蓄電池の状態を監視する蓄電池監視装置と、
前記発電システムが出力した交流電力を直流電力に変換して前記蓄電池に充電する機能と、前記蓄電池の直流電力を交流電力に変換して前記電力系統に放電する機能とを有する交直変換装置と、を備え、
前記充放電管理装置は、
前記電力計が検出した発電電力と前記蓄電池監視装置から供給される蓄電池情報とに基づいて、定格に対する前記電力系統に供給される電力の単位時間当たりの変化率（以下、系統供給電力変化率と記す。）が±ｎ％の変動範囲内に収まるように、かつ、前記蓄電池のＳｏＣ（Ｓｔａｔｅ  ｏｆ  Ｃｈａｒｇｅ）がＳｏＣ目標値に近づくように前記交直変換装置に対する充放電指令を決定する充放電指令部を備えること、
を特徴とする充放電管理装置。
【請求項２】
前記充放電指令部は、前記ＳｏＣが前記ＳｏＣ目標値より低く、かつ、前記定格に対する前記電力計が検出した発電電力の単位時間当たりの変化率が＋ｎ％以上の場合に、前記系統供給電力変化率が−ｎ％以上０％未満となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定すること、
を特徴する請求項１記載の充放電管理装置。
【請求項３】
前記充放電指令部は、前記ＳｏＣが前記ＳｏＣ目標値より低く、かつ、前記定格に対する前記電力計が検出した発電電力の単位時間当たりの変化率が−ｎ％以下の場合に、前記系統供給電力変化率が−ｎ％以上０％未満となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定すること、
を特徴とする請求項１又は２記載の充放電管理装置。
【請求項４】
前記充放電指令部は、前記ＳｏＣが前記ＳｏＣ目標値より低く、かつ、前記定格に対する前記電力計が検出した発電電力の単位時間当たりの変化率が−ｎ％より大きく＋ｎ％より小さい場合に、前記系統供給電力変化率が−ｎ％以上０％未満となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定すること、
を特徴とする請求項１乃至３のいずれか１項記載の充放電管理装置。
【請求項５】
前記充放電指令部は、前記ＳｏＣが前記ＳｏＣ目標値より高く、かつ、前記定格に対する前記電力計が検出した発電電力の単位時間当たりの変化率が＋ｎ％以上の場合に、前記系統供給電力変化率が０％より大きく＋ｎ％以下となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定すること、
を特徴とする請求項１乃至４のいずれか１項記載の充放電管理装置。
【請求項６】
前記充放電指令部は、前記ＳｏＣが前記ＳｏＣ目標値より高く、かつ、前記定格に対する前記電力計が検出した発電電力の単位時間当たりの変化率が−ｎ％以下の場合に、前記系統供給電力変化率が０％より大きく＋ｎ％以下となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定すること、
を特徴とする請求項１乃至５のいずれか１項記載の充放電管理装置。
【請求項７】
前記充放電指令部は、前記ＳｏＣが前記ＳｏＣ目標値より高く、かつ、前記定格に対する前記電力計が検出した発電電力の単位時間当たりの変化率が−ｎ％より大きく＋ｎ％より小さい場合に、前記系統供給電力変化率が０％より大きく＋ｎ％以下となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定すること、
を特徴とする請求項１乃至５のいずれか１項記載の充放電管理装置。
【請求項８】
前記充放電管理装置は、各時刻において、前記発電システムの発電電力と前記蓄電池システムの充放電電力とを合算した合成電力に基づいて前記ＳｏＣ目標値を変更するＳｏＣ目標値変更部をさらに備えること、
を特徴とする請求項１乃至７のいずれか１項記載の充放電管理装置。
【請求項９】
前記ＳｏＣ目標値変更部は、各時刻における前記ＳｏＣ目標値を、各時刻において前記発電システムによる発電電力が０となったと仮定した場合に、前記系統供給電力変化率が−ｎ％を下回らずに、前記電力系統に供給される電力が０になるまで放電を継続可能な電力を確保するための目標値に設定すること、
を特徴とする請求項８記載の充放電管理装置。
【請求項１０】
前記充放電管理装置は、日の出時刻、日射ピーク時刻、日の入り時刻を取得する日射情報取得部をさらに備え、
前記ＳｏＣ目標値変更部は、
前記日の出時刻から前記日射ピーク時刻までの間、前記ＳｏＣ目標値に負のオフセット値を加え、
前記日射ピーク時刻から前記日の入り時刻までの間、前記ＳｏＣ目標値に正のオフセット値を加えること、
を特徴とする請求項８又は９記載の充放電管理装置。
【請求項１１】
前記充放電管理装置は、日の出時刻、日射ピーク時刻、日の入り時刻を取得する日射情報取得部をさらに備え、
前記ＳｏＣ目標値変更部は、前記発電システムによる発電電力が０の場合、かつ、前記日の入り時刻を過ぎている場合に、前記ＳｏＣ目標値を前記蓄電池の劣化抑制に適した理想値に設定すること、
を特徴とする請求項８又は９記載の充放電管理装置。
【請求項１２】
前記ＳｏＣ目標値変更部は、前記日の入り時刻前において、前記ＳｏＣ目標値を、前記理想値よりも高く設定すること、
を特徴とする請求項１１記載の充放電管理装置。
【請求項１３】
前記ＳｏＣ目標値変更部は、前記日の入り時刻から翌日の日の出時刻までの間に、段階的に前記ＳｏＣ目標値を０近傍まで下げること、
を特徴とする請求項１１又は１２記載の充放電管理装置。
【請求項１４】
前記充放電管理装置は、天気予報情報を取得する天気予報情報取得部を更に備え、
前記ＳｏＣ目標値変更部は、前記天気予報情報に基づく翌日の天気予報が発電に適さない天候である場合には、前記日の入り時刻から翌日の日の出時刻までの間に、前記ＳｏＣ目標値を下げないこと、
を特徴とする請求項１３記載の充放電管理装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、発電システムと蓄電池システムとを含む発電設備に設けられた充放電管理装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統は、発電設備と負荷設備とを送配電設備によって接続することで構築されている。電力系統には、複数の大規模発電所と多数の工場や商業施設及び家庭とを接続する大規模なシステムから、特定の施設内で構築される小規模なシステムまで様々な規模のものが存在する。【０００３】
発電設備の１つとして、太陽光や風力等の自然エネルギーを利用した発電システムを備えるものがある。自然エネルギーを利用した発電システムは、昨今のエネルギー問題或いは環境問題に対する意識の高まりをうけて広く導入されつつある。しかし、自然エネルギーを利用した発電システムには、季節や天候等の自然的要因によって発電電力が左右されやすいために安定した電力供給を行えないという短所がある。この短所を補うために、発電システムと蓄電池システムと組み合わせた発電設備が考えられている。【０００４】
蓄電池システムは、発電設備が電力系統に供給する電力を安定させるための１つの手段として用いられる。かつては、大量の電力の貯蔵は困難であるとされていたが、リチウムイオン電池やナトリウム硫黄電池のような大容量の蓄電池が実用化されたことによって、大量の電力の貯蔵が可能になった。このような蓄電池を備えた蓄電池システムを発電システムに接続することにより、電力の需要に対して供給が過剰なときには、過剰な電力を蓄電池に充電し、電力の需要に対して供給が不足するときには、蓄電池からの放電により電力の不足を補填する運用が可能である。自然エネルギーを利用した発電システムに蓄電池システムを組み合わせることで、季節や天候等によって変動する発電電力を蓄電池の充放電により平準化させて、電力系統に安定した電力供給を行うことが可能になる。【０００５】
なお、出願人は、本発明に関連するものとして、以下に記載する文献を認識している。特許文献１には、太陽光発電システムと蓄電池システムとが接続され、太陽光発電の発電電力の変動を蓄電池の充放電制御で抑制する構成が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】日本特開２０１４−１１７００３号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
ところで、蓄電池（特にリチウムイオン電池）の寿命は、保持されるＳｏＣ（Ｓｔａｔｅ  ｏｆ  Ｃｈａｒｇｅ）により変化する。上述した発電設備では、電力系統に供給する電力を安定させるために、発電電力の変動に応じて蓄電池を充放電させる必要がある。そのため、蓄電池のＳｏＣは安定せず、性能や寿命に影響する無理な運転を蓄電池に強いることになる。【０００８】
この発明は、上述のような課題を解決するためになされたもので、天候によって発電電力が変動する発電システムと蓄電池システムとを含む発電設備に設けられ、発電設備に接続された電力系統に供給する電力を安定させると共に、蓄電池の劣化を抑制することのできる充放電管理装置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】
【０００９】
上記の目的を達成するため、本発明に係る充放電管理装置が設けられた発電設備は以下のように構成される。【００１０】
本発明に係る充放電管理装置は、電力系統に接続された発電設備に設けられる。発電設備は、天候によって発電電力が変動する発電システムと蓄電池システムとを含む。本発明に係る充放電管理装置は、発電システムまたは蓄電池システムに組み込まれてもよい。発電設備や電力系統の規模や構成には限定はない。【００１１】
天候によって発電電力が変動する発電システムは、例えば太陽光発電システムや風力発電システムである。発電システムは、発電電力を検出する電力計を備える。【００１２】
蓄電池システムは、蓄電池、蓄電池監視装置、交直変換装置を備える。蓄電池は単一の蓄電池セルで構成されていてもよいし、複数の蓄電池セルの集合体として構成されていてもよい。蓄電池の種類としては、リチウムイオン電池やナトリウム硫黄電池やニッケル水素電池等の大容量の蓄電池が好ましい。【００１３】
蓄電池監視装置は、蓄電池の状態を監視する装置である。蓄電池監視装置による監視項目としては、例えば、電流、電圧、温度等の状態量を挙げることができる。蓄電池監視装置は、監視項目である状態量をセンサによって常時或いは所定の周期で計測し、得られたデータの一部或いは全部を蓄電池情報として外部に出力する。【００１４】
交直変換装置は、発電システムに蓄電池を接続する装置であり、発電システムが出力した交流電力を直流電力に変換して蓄電池に充電する機能と、蓄電池の直流電力を交流電力に変換して電力系統に放電する機能とを有している。交直変換装置はパワーコンディショナーとも呼ばれ、蓄電池への充電電力量、及び蓄電池からの放電電力量は、交直変換装置によって調整される。【００１５】
本発明に係る充放電管理装置は、電力計、蓄電池監視装置、交直変換装置に接続される。充放電管理装置は、充放電指令部を備える。充放電指令部は、電力計が検出した発電電力と蓄電池監視装置から供給される蓄電池情報とに基づいて、定格に対する電力系統に供給される電力の単位時間当たりの変化率（以下、単に「系統供給電力変化率」とも記す。）が±ｎ％の変動範囲内に収まるように、かつ、蓄電池のＳｏＣがＳｏＣ目標値に近づくように交直変換装置に対する充放電指令を決定する。定格は、例えば、発電設備または発電システムの定格であり、電力計による前回計測値を用いてもよい。【００１６】
ＳｏＣは、蓄電池の満充電に対する充電率を意味する。ＳｏＣは、蓄電池監視装置から供給される蓄電池情報に含まれる。なお、ＳｏＣは、蓄電池に流れる電流の積算値から算出可能である。なお、電圧とＳｏＣとは相関があるため、電圧から所定の関係マップや関係式を用いてＳｏＣを算出することとしてもよい。ＳｏＣ目標値は、好ましくは蓄電池が劣化抑制に適した理想値に設定される。また、電圧とＳｏＣとは相関があるため、ＳｏＣを電圧に置き換え、ＳｏＣ目標値を電圧目標値に置き換えることとしてもよい。【００１７】
本発明に係る充放電管理装置の好ましい形態では、充放電指令部は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より低く、かつ、定格に対する電力計が検出した発電電力の単位時間当たりの変化率（以下、単に「発電電力変化率」とも記す。）が＋ｎ％以上の場合に、系統供給電力変化率が−ｎ％以上０％未満となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が−ｎ％となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。【００１８】
また、充放電指令部は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より低く、かつ、発電電力変化率が−ｎ％以下の場合に、系統供給電力変化率が−ｎ％以上０％未満となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が−ｎ％となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。【００１９】
また、充放電指令部は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より低く、かつ、発電電力変化率が−ｎ％より大きく＋ｎ％より小さい場合に、系統供給電力変化率が−ｎ％以上０％未満となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が−ｎ％となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。【００２０】
また、充放電指令部は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より高く、かつ、発電電力変化率が＋ｎ％以上の場合に、系統供給電力変化率が０％より大きく＋ｎ％以下となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が＋ｎ％となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。【００２１】
また、充放電指令部は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より高く、かつ、発電電力変化率が−ｎ％以下の場合に、系統供給電力変化率が０％より大きく＋ｎ％以下となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が＋ｎ％となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。【００２２】
また、充放電指令部は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より高く、かつ、発電電力変化率が−ｎ％より大きく＋ｎ％より小さい場合に、系統供給電力変化率が０％より大きく＋ｎ％以下となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が＋ｎ％となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。
【発明の効果】
【００２３】
本発明に係る充放電管理装置によれば、天候によって発電電力が変動する発電システムと蓄電池システムとを含む発電設備に接続された電力系統に供給する電力を安定させると共に、蓄電池のＳｏＣをＳｏＣ目標値に近づけることができるため、必要とされる蓄電池容量を圧縮でき、且つ蓄電池の劣化を抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２４】
【図１】本発明の実施の形態１に係るシステム構成を説明するための概念構成図である。
【図２】本発明の実施の形態１に係るシステムのブロック図である。
【図３】太陽光発電システムの発電電力の変動と平準化について説明するための図である。
【図４】本発明の実施の形態１に係るシステムにおいて、充放電管理装置６０が実行する制御ルーチンのフローチャートである。
【図５】ステップＳ１０３において充放電指令部６１が実行する充放電指令決定ルーチンのフローチャートである。
【図６】ステップＳ１０３において充放電指令部６１が実行する充放電指令決定ルーチンのフローチャートである。
【図７】一日のＰＶ発電量の変化と必要蓄電池容量との関係について説明するための図である。
【図８】本発明の実施の形態２に係るシステムにおける時刻毎のＳｏＣ目標値のスケジューリングについて説明するための図である。
【図９】時刻Ａから時刻Ｂまでの期間におけるＳｏＣ目標値の算出方法について説明するための図である。
【図１０】本発明の実施の形態２係るシステムのブロック図である。
【図１１】本発明の実施の形態２に係るシステムにおいて、充放電管理装置６０が実行する制御ルーチンのフローチャートである。
【図１２】本発明の実施の形態３に係るシステムにおけるＳｏＣ目標値のスケジューリングについて説明するための図である。
【図１３】本発明の実施の形態３係るシステムのブロック図である。
【図１４】本発明の実施の形態３に係るシステムにおいて、充放電管理装置６０が実行する制御ルーチンのフローチャートである。
【図１５】本発明の実施の形態５係るシステムのブロック図である。
【図１６】本発明の実施の形態５に係るシステムにおいて、充放電管理装置６０が実行する制御ルーチンのフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００２５】
以下、図面を参照して本発明の実施の形態について詳細に説明する。尚、各図において共通する要素には、同一の符号を付して重複する説明を省略する。
【００２６】
実施の形態１．
［実施の形態１の全体構成］
図１は、本発明の実施の形態１に係るシステム構成を説明するための概念構成図である。図１に示す発電設備１０は、電力系統の送電設備２０に接続される。電力系統には、送電設備２０の他、送電設備２０に接続された他の発電設備（図示省略）、送電設備２０に接続された負荷設備（図示省略）が含まれる。発電設備１０は、天候によって発電電力が変動する発電システム３０と蓄電池システム４０とを備える。発電システム３０と蓄電池システム４０とは、設備内電線２１を介して接続される。さらに、発電設備１０は、メインサイトコントローラ（ＭＳＣ）５０を備える。発電システム３０と蓄電池システム４０とメインサイトコントローラ５０とは、コンピュータネットワーク２２を介して接続される。発電設備１０と電力系統との連系点には電力計２５が設けられる。電力計２５は、信号線によりメインサイトコントローラ５０に接続される。
【００２７】
（発電システム）
図１に示す発電システム３０は、太陽光発電（ＰＶ）システムである。なお、発電システム３０は、風力発電システム等であってもよい。発電システム３０は、太陽光発電モジュール３１、太陽光発電用の交直変換装置（以下、ＰＶ−ＰＣＳ）３２、電力計３３を備える。発電システム３０では、１つのＰＶ−ＰＣＳ３２に対して複数の太陽光発電モジュール３１が接続される。図１では、太陽光発電モジュール３１は３つであるが、これは単なる一例である。ＰＶ−ＰＣＳ３２は電力計３３を介して設備内電線２１に接続される。電力計３３は、信号線によりメインサイトコントローラ５０に接続される。
【００２８】
電力計３３は、発電システム３０から設備内電線２１に供給される発電電力を常時検出する。ただし、本実施の形態でいう常時検出とは、センサから絶え間のない連続した信号を取り込む動作だけでなく、所定の短い周期でセンサの信号を取り込む動作を含む概念である。電力計３３で検出された発電電力値はメインサイトコントローラ５０に入力される。
【００２９】
（蓄電池システム）
蓄電池システム４０は、蓄電池用の交直変換装置（以下、蓄電池用ＰＣＳ）４１、フロントバッテリーコントロールステーション盤（以下、ＦＢＣＳ盤）４２、及び蓄電池盤４３を備える。蓄電池システム４０では、１つの蓄電池用ＰＣＳ４１に対して１つのＦＢＣＳ盤４２が接続され、１つのＦＢＣＳ盤４２に対して複数の蓄電池盤４３が並列に接続される。図１では、蓄電池盤４３は３列であるが、これは単なる一例である。蓄電池盤４３の並列数は蓄電池用ＰＣＳ４１の仕様に基づいて定められる。よって、蓄電池盤４３の並列数が１列となることもあり得る。
【００３０】
（（蓄電池盤））
蓄電池盤４３は、ヒューズ４３１、コンタクタ４３２、蓄電池モジュール４３３、及び蓄電池監視装置（以下、ＢＭＵ：Ｂａｔｔｅｒｙ  Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ  Ｕｎｉｔ）４３４を備える。蓄電池モジュール４３３は、複数のセルが直列に接続されたモジュールである。各セルはリチウムイオン電池（ＬｉＢ）である。蓄電池モジュール４３３は、コンタクタ４３２及びヒューズ４３１を介して送電線によりＦＢＣＳ盤４２に接続される。また、蓄電池モジュール４３３は、信号線によりＢＭＵ４３４に接続される。ＢＭＵ４３４は、コンピュータネットワーク２３によりＦＢＣＳ盤４２上の制御装置４２１に接続され、信号線によりコンタクタ４３２に接続される。
【００３１】
ＢＭＵ４３４は、蓄電池モジュール４３３の状態を監視する。具体的には、ＢＭＵ４３４は、蓄電池モジュール４３３の状態量を計測する手段として電流センサ、電圧センサ、及び温度センサを備える。電流センサによって蓄電池モジュール４３３に流れる電流が計測される。電圧センサによって各セルの電圧が計測される。そして、温度センサによって蓄電池モジュール４３３の温度が計測される。ＢＭＵ４３４による蓄電池モジュール４３３の監視は常時行われる。ただし、本実施の形態でいう常時監視とは、センサから絶え間のない連続した信号を取り込む動作だけでなく、所定の短い周期でセンサの信号を取り込む動作を含む概念である。ＢＭＵ４３４は、各センサによる計測で得られた情報を含む蓄電池情報を制御装置４２１に送信する。
【００３２】
コンタクタ４３２は、ヒューズ４３１と蓄電池モジュール４３３との間に配備されている。コンタクタ４３２が投入信号を受けると接点がＯＮとなり投入される。また、コンタクタ４３２が開放信号を受けると接点がＯＦＦとなり開放される。例えば、投入信号は所定値［Ａ］以上の電流であり、開放信号は所定値［Ａ］未満の電流である。コンタクタ４３２の投入によって蓄電池用ＰＣＳ４１と蓄電池モジュール４３３とは電気的に接続され、コンタクタ４３２の開放によって蓄電池用ＰＣＳ４１と蓄電池モジュール４３３との電気的接続は遮断される。
【００３３】
（（ＦＢＣＳ盤））
ＦＢＣＳ盤４２は、蓄電池盤４３と蓄電池用ＰＣＳ４１とに接続される。具体的には、各蓄電池盤４３は、個別の送電線によりＦＢＣＳ盤４２に接続される。個別の送電線はＦＢＣＳ盤４２の内部で合流し、より太い送電線に接続される。合流後の送電線は蓄電池用ＰＣＳ４１に接続される。また、ＦＢＣＳ盤４２は制御装置４２１を備える。制御装置４２１は、例えばＲＯＭ、ＲＡＭ等を含むメモリ、各種情報を入出力する入出力インタフェース、各種情報に基づいて各種演算処理を実行可能なプロセッサを備える。制御装置４２１は、コンピュータネットワーク２２を介してＭＣＳ５０に、コンピュータネットワーク２３を介してＢＭＵ４３４に、コンピュータネットワーク２４を介して蓄電池用ＰＣＳ４１に接続される。また、制御装置４２１は、信号線によりコンタクタ４３２に接続される。
【００３４】
制御装置４２１は、蓄電池用ＰＣＳ４１に対して充放電指令を出す。充放電指令は、蓄電池用ＰＣＳ４１に充放電させる有効電力と無効電力に関する要求を含む。充放電指令は、後述する充放電指令部６１により決定される。また、制御装置４２１は、蓄電池用ＰＣＳ４１に対してトリップ指令を出力する機能、コンタクタ４３２を投入・開放させる機能等を備える。
【００３５】
（（蓄電池用ＰＣＳ））
蓄電池用ＰＣＳ４１は、変圧器を介して送電線により設備内電線２１に接続される。蓄電池用ＰＣＳ４１は、発電システム３０が出力した交流電力を直流電力に変換して蓄電池モジュール４３３に充電する充電機能と、蓄電池モジュール４３３の直流電力を交流電力に変換して電力系統に放電する放電機能とを備える。蓄電池モジュール４３３への充電電力量、及び蓄電池モジュール４３３からの放電電力量は、蓄電池用ＰＣＳ４１によって調整される。蓄電池用ＰＣＳ４１による充放電電力量の調整は、制御装置４２１から供給される充放電指令に従って行われる。蓄電池用ＰＣＳ４１は電流センサと電圧センサとを備え、蓄電池用ＰＣＳ４１はこれらのセンサの出力値を参照して充放電電力量の調整を実施する。
【００３６】
（メインサイトコントローラ）
メインサイトコントローラ５０は、例えばＲＯＭ、ＲＡＭ等を含むメモリ、各種情報を入出力する入出力インタフェース、各種情報に基づいて各種演算処理を実行可能なプロセッサを備える。メインサイトコントローラ５０は、コンピュータネットワーク２２によりＰＶ−ＰＣＳ３２、制御装置４２１に接続される。メインサイトコントローラ５０は、信号線により電力計３３に接続される。
【００３７】
メインサイトコントローラ５０は、電力系統と発電設備１０との間の電力需給を制御する。例えば、メインサイトコントローラ５０は、後述する充放電指令機能や、蓄電池モジュール４３３が満充電状態である場合に発電システム３０の出力を抑制するＰＶ−ＰＣＳ出力抑制機能を備える。
【００３８】
電力計２５は、発電設備１０から電力系統に供給される合成電力を常時検出する。合成電力は、発電システム３０の発電電力と蓄電池システム４０の充放電電力を合算した電力である。ただし、本実施の形態でいう常時検出とは、センサから絶え間のない連続した信号を取り込む動作だけでなく、所定の短い周期でセンサの信号を取り込む動作を含む概念である。電力計２５で検出された合成電力値はメインサイトコントローラ５０に入力される。
【００３９】
［実施の形態１の特徴的構成］
図２は、本発明の実施の形態１に係るシステムのブロック図である。本発明に係る充放電管理装置６０は、メインサイトコントローラ５０と制御装置４２１とを含みうる概念である。
【００４０】
メインサイトコントローラ５０を示すブロック内には、メインサイトコントローラ５０が備える種々の機能のうちの一部がブロックで表されている。これらブロックのそれぞれに演算資源が割り当てられている。メインサイトコントローラ５０には各ブロックに対応するプログラムが用意され、それらがプロセッサによって実行されることで各ブロックの機能がメインサイトコントローラ５０において実現される。
【００４１】
同様に、制御装置４２１を示すブロック内には、制御装置４２１が備える種々の機能のうちの一部がブロックで表されている。これらブロックのそれぞれに演算資源が割り当てられている。制御装置４２１には各ブロックに対応するプログラムが用意され、それらがプロセッサによって実行されることで各ブロックの機能が制御装置４２１において実現される。
【００４２】
（充放電指令機能）
充放電管理装置６０は充放電指令機能を有し、その機能は充放電指令部６１が受け持つ。充放電管理装置６０は、電力計２５から合成電力値を受信し、電力計３３から発電電力値を受信し、ＢＭＵ４３４から蓄電池情報を受信する。充放電指令部６１は、発電電力値と蓄電池情報とに基づいて充放電指令を決定し、充放電指令を蓄電池用ＰＣＳ４１に送信する。
【００４３】
図３は、太陽光発電システムによる時刻毎の発電電力の変動について説明するための図である。この太陽光発電システムは、図１の発電システム３０として用いられる。太陽光発電システムの出力は日射量によって変動する。典型的なのが、晴天時に雲が流れている場合で、雲の影が太陽光パネルの上を通過する過程で、出力が短時間で激しく変動する。太陽光発電の出力変動を打ち消すように蓄電池システム４０に充放電させることで、急峻な変動を平準化する必要がある。
【００４４】
図３に示す例では、破線３０１に示す太陽光発電システムの出力を相殺するように、蓄電池システム４０に充放電させることで、実線３０２のように出力変動が緩和される。充放電指令部６１は、太陽光発電の急峻な出力変動を蓄電池の充放電制御により平準化するように充放電指令を決定する。
【００４５】
本実施の形態では、ＳｏＣは蓄電池の満充電に対する充電率を意味する。ＳｏＣは、蓄電池監視装置４３４から供給される蓄電池情報に含まれる。なお、ＳｏＣは、蓄電池に流れる電流の積算値から算出可能である。また、リチウムイオン電池は、満タンに充電されているほど電圧が高く、空に近いほど電圧が低くなるという特性を有している。この電圧−ＳｏＣ特性を利用することにより、電圧の計測値からＳｏＣを計算することも可能である。本実施の形態でいう電圧とは、蓄電池モジュール４３３の両端にかかる電圧を意味する。
【００４６】
蓄電池モジュール４３３は、保持される電圧、すなわち保持されるＳｏＣにより寿命が変化する。蓄電池モジュール４３３の劣化を抑制するためには、蓄電池モジュール４３３の電圧を適切な保持電圧範囲内に維持することが望ましい。保持電圧は、蓄電池の劣化を最も抑制できる電圧であり、蓄電池の種類毎に異なる。保持電圧範囲は、この保持電圧を中心とする蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に好適な範囲であり、予め設定される。
【００４７】
そこで、本発明の実施の形態１における充放電指令部６１は、発電電力を平準化させて電力系統に供給する電力を安定させると共に、蓄電池モジュール４３３の劣化を抑制することのできる充放電指令を決定することとした。
【００４８】
充放電指令部６１は、電力計３３が検出した発電電力と蓄電池監視装置４３４から供給される蓄電池情報とに基づいて、定格に対する電力系統に供給される電力の変化率（以下、単に「系統供給電力変化率」と記す。）が±ｎ％／分の変動範囲内に収まるように、かつ、蓄電池モジュール４３３のＳｏＣがＳｏＣ目標値に近づくように交直変換装置４１に対する充放電指令を決定する。充放電指令は所定の制御間隔毎に決定される。ＳｏＣ目標値は、上述した保持電圧に相当するＳｏＣである。
【００４９】
具体的には、充放電指令部６１は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より低く、かつ、定格に対する電力計が検出した発電電力の変化率（以下、単に「発電電力変化率」と記す。）が＋ｎ％／分以上の場合に、系統供給電力変化率が−ｎ％／分以上０％／分未満となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が−ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００５０】
また、充放電指令部６１は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より低く、かつ、発電電力変化率が−ｎ％／分以下の場合に、系統供給電力変化率が−ｎ％／分以上０％／分未満となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が−ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００５１】
また、充放電指令部６１は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より低く、かつ、発電電力変化率が−ｎ％／分より大きく＋ｎ％／分より小さい場合に、系統供給電力変化率が−ｎ％／分以上０％／分未満となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が−ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００５２】
また、充放電指令部６１は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より高く、かつ、発電電力変化率が＋ｎ％／分以上の場合に、系統供給電力変化率が０％より大きく＋ｎ％／分以下となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が＋ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００５３】
また、充放電指令部６１は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より高く、かつ、発電電力変化率が−ｎ％／分以下の場合に、系統供給電力変化率が０％／分より大きく＋ｎ％／分以下となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が＋ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００５４】
また、充放電指令部６１は、ＳｏＣがＳｏＣ目標値より高く、かつ、発電電力変化率が−ｎ％／分より大きく＋ｎ％／分より小さい場合に、系統供給電力変化率が０％／分より大きく＋ｎ％／分以下となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。好ましくは、系統供給電力変化率が＋ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００５５】
なお、図２では、充放電指令部６１はメインサイトコントローラ５０に配置されているが、充放電指令部６１の配置はこれに限定されるものではない。充放電指令部６１は、制御装置４２１に配置されてもよい。この場合、電力計３３が検出した発電電力量は、メインサイトコントローラ５０を介して、又は直接的に制御装置４２１に送信される。
【００５６】
（フローチャート）
図４は、本発明の実施の形態１に係るシステムにおいて、充放電管理装置６０が実行する制御ルーチンのフローチャートである。このフローチャートに示すメインサイトコントローラ５０の処理は、充放電指令部６１の機能によって実現される処理である。メインサイトコントローラ５０のメモリには、図４に示すフローチャートの処理を実行するプログラムが記憶されており、メインサイトコントローラ５０のプロセッサがプログラムを読み出して、実行することにより図４に示す処理が実現される。
【００５７】
電力計３３は、発電システム３０から設備内電線２１に供給される発電電力を常時検出する。図４に示すルーチンでは、メインサイトコントローラ５０は、電力計３３から発電電力値を所定の短い周期（例えば、数十ミリ秒間隔）で取得する（ステップＳ１０１）。
【００５８】
一方、ＢＭＵ４３４は、上述した各種センサを用いて蓄電池情報を所定の短い周期（例えば、数十ミリ秒間隔）で取得する（ステップＳ４０１）。蓄電池情報には、蓄電池モジュール４３３に流れる電流、各セルの電圧、蓄電池モジュール４３３の温度が含まれる。その後、ＢＭＵ４３４は、取得した蓄電池情報を制御装置４２１に送信する（ステップＳ４０２）。
【００５９】
制御装置４２１は、ＢＭＵ４３４から送信された蓄電池情報を受信する（ステップＳ２０１）。制御装置４２１は、受信した蓄電池情報をメインサイトコントローラ５０に送信する（ステップＳ２０２）。
【００６０】
メインサイトコントローラ５０は、制御装置４２１から送信された蓄電池情報を受信する（ステップＳ１０２）。ステップＳ１０１およびステップＳ１０２の処理後、充放電指令部６１は、ステップＳ１０１において取得した発電電力と、ステップＳ１０２において受信した蓄電池情報とに基づいて、系統供給電力変化率が±ｎ％／分の変動範囲内に収まるように、かつ、蓄電池のＳｏＣがＳｏＣ目標値に近づくように交直変換装置に対する充放電指令を決定する（ステップＳ１０３）。なお、制御間隔に応じて単位時間当たりの電力変化量は変化する。なお、制御間隔が２０ｍｓｅｃの場合には、１制御毎の電力変化量は±ｎ％の３０００分の１の範囲内に制御する必要がある。
【００６１】
ステップＳ１０３における具体的な処理について、図５と図６を用いて説明する。図５と図６は、ステップＳ１０３において充放電指令部６１が実行する充放電指令決定ルーチンのフローチャートである。
【００６２】
図５に示すルーチンでは、まず、充放電指令部６１は、蓄電池情報に基づいて蓄電池モジュール４３３のＳｏＣがＳｏＣ目標値より低いかを判定する（ステップＳ６０１）。  
【００６３】
ＳｏＣがＳｏＣ目標値よりも低い場合、次に、充放電指令部６１は、発電電力変化率が＋ｎ％／分以上であるかを判定する（ステップＳ６０２）。ステップＳ６０２の判定条件が成立する場合、充放電指令部６１は、系統供給電力変化率が−ｎ％／分以上０％／分未満となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する（ステップＳ６０３）。好ましくは、系統供給電力変化率が−ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００６４】
ステップＳ６０２の判定条件が成立しない場合、次に、充放電指令部６１は、発電電力変化率が−ｎ％／分以下であるかを判定する（ステップＳ６０４）。ステップＳ６０４の判定条件が成立する場合、充放電指令部６１は、系統供給電力変化率が−ｎ％／分以上０％／分未満となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する（ステップＳ６０５）。好ましくは、系統供給電力変化率が−ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００６５】
ステップＳ６０４の判定条件が成立しない場合、次に、充放電指令部６１は、発電電力変化率が−ｎ％／分より大きく＋ｎ％／分より小さいかを判定する（ステップＳ６０６）。ステップＳ６０６の判定条件が成立する場合、充放電指令部６１は、系統供給電力変化率が−ｎ％／分以上０％／分未満となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する（ステップＳ６０７）。好ましくは、系統供給電力変化率が−ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００６６】
また、ステップＳ６０１の判定条件が成立しない場合、充放電指令部６１は、蓄電池モジュール４３３のＳｏＣがＳｏＣ目標値より高いかを判定する（図６、ステップＳ６０８）。
【００６７】
ＳｏＣがＳｏＣ目標値よりも高い場合、次に、充放電指令部６１は、発電電力変化率が＋ｎ％／分以上であるかを判定する（ステップＳ６０９）。ステップＳ６０９の判定条件が成立する場合、充放電指令部６１は、系統供給電力変化率が０％／分より大きく＋ｎ％／分以下となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する（ステップＳ６１０）。好ましくは、系統供給電力変化率が＋ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも充電電力を上げる又は放電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００６８】
ステップＳ６０９の判定条件が成立しない場合、次に、充放電指令部６１は、発電電力変化率が−ｎ％／分以下であるかを判定する（ステップＳ６１１）。ステップＳ６１１の判定条件が成立する場合、充放電指令部６１は、系統供給電力変化率が０％／分より大きく＋ｎ％／分以下となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する（ステップＳ６１２）。好ましくは、系統供給電力変化率が＋ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００６９】
ステップＳ６１１の判定条件が成立しない場合、次に、充放電指令部６１は、発電電力変化率が−ｎ％／分より大きく＋ｎ％／分より小さいかを判定する（ステップＳ６１３）。ステップＳ６１３の判定条件が成立する場合、充放電指令部６１は、系統供給電力変化率が０％／分より大きく＋ｎ％／分以下となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する（ステップＳ６１４）。好ましくは、系統供給電力変化率が＋ｎ％／分となるように前回の充放電指令よりも放電電力を上げる又は充電電力を下げる充放電指令を決定する。
【００７０】
また、ステップＳ６０１およびステップＳ６０８の判定条件が成立しない場合、すなわちＳｏＣがＳｏＣ目標値と等しい場合、充放電指令部６１は、系統供給電力変化率が±ｎ％の範囲内、かつ、蓄電池モジュール４３３の充放電量が０に近づくように充放電指令を決定する（ステップＳ６１５）。
【００７１】
図４に戻り、ステップＳ１０４以降の処理について説明する。ステップＳ１０３の処理後、メインサイトコントローラ５０は、充放電指令を制御装置４２１に送信する（ステップＳ１０４）。
【００７２】
制御装置４２１は、メインサイトコントローラ５０から送信された充放電指令を受信する（ステップＳ２０３）。制御装置４２１は、受信した充放電指令を蓄電池用ＰＣＳ４１に送信する（ステップＳ２０４）。
【００７３】
蓄電池用ＰＣＳ４１は、制御装置４２１から送信された充放電指令を受信する（ステップＳ３０１）。蓄電池用ＰＣＳ４１は、充放電指令に従って充放電操作を実行する（ステップＳ３０２）。
【００７４】
以上説明したように、本実施の形態の充放電管理装置６０は、発電電力の変動を平準化させて電力系統に供給される電力の変化率を±ｎ％／分の範囲内に制御すると共に、蓄電池モジュール４３３のＳｏＣをＳｏＣ目標値に最大限近づけるように充放電指令を決定する。このため、本実施の形態の充放電管理装置６０によれば、電力系統に供給する電力を安定させると共に、蓄電池モジュール４３３のＳｏＣをＳｏＣ目標値に近づけることができるため、必要とされる蓄電池容量を圧縮でき、且つ蓄電池モジュール４３３の劣化を抑制することができる。
【００７５】
実施の形態２．
［実施の形態２の全体構成］
次に、図７〜図１１を参照して本発明の実施の形態２について説明する。本実施形態のシステムは図１、図１０に示す構成において、充放電管理装置６０に後述する図１１のルーチンを実施させることで実現することができる。
【００７６】
［実施の形態２における特徴的制御］
上述した実施の形態１では、ＳｏＣ目標値を蓄電池の劣化抑制に適した理想値に設定することとした。しかしながら、蓄電池の劣化抑制に適した理想的なＳｏＣに一定制御すると、必要とされる蓄電池の容量は大きくなる。例えば、劣化抑制に理想的なＳｏＣが３０％の蓄電池において、常にＳｏＣが３０％になるように制御する場合、ＰＶ発電量の変動抑制に３ＭＷｈを要するとすれば、必要な蓄電池の容量は１０ＭＷｈとなる。
【００７７】
図７は、一日の合成電力の変化と必要蓄電池容量との関係について説明するための図である。なお、図７に示す合成電力は、太陽光発電システムの発電電力（ＰＶ発電電力）と、蓄電池システムによる充放電電力とを合成した電力である。図７には、実線７１に示すように一日の合成電力が変化する例が示されているが、各時刻における合成電力は一日の天候等の変化により変動するものであり、実線７１に示される変化に限定されるものではない。太陽光発電システムの発電電力が急に０になったと仮定した場合に、系統供給電力変化率が−ｎ％／分を下回らないように蓄電池を放電させつつ、電力系統に供給される電力を０［ｋＷ］まで変化させるために必要な電力量（以下、単に「必要電力量」と記す）は、日射ピーク時刻においては領域７２の面積で表される。合成電力の一日の変化に応じて必要電力量は変化する。図７に示すように、ＳｏＣ目標値を蓄電池の劣化抑制に理想的なＳｏＣに固定すれば、上述の必要電力量を確保できない場合も生じる。そこで、実施の形態２のシステムでは、必要電力量の一日の変化に応じてＳｏＣ目標値を変更することとする。
【００７８】
図８は、本発明の実施の形態２に係るシステムにおける時刻毎のＳｏＣ目標値のスケジューリングについて説明するための図である。実線８１は必要電力量を確保できるＳｏＣ目標値を示す。実施の形態２のシステムでは、時刻Ａから時刻Ｂまでの期間のようにＰＶ発電電力が大きい場合は、必要電力量を満たすように、ＳｏＣ目標値を蓄電池の劣化抑制に理想的なＳｏＣよりも高く設定する。また、時刻Ａ以前および時刻Ｂ以後の期間のようにＰＶ発電電力が小さい場合は、ＳｏＣ目標値を蓄電池の劣化抑制に理想的なＳｏＣに設定する。
【００７９】
図９は、時刻Ａから時刻Ｂまでの期間におけるＳｏＣ目標値の算出方法について説明するための図である。
【００８０】
図９に示す傾きθは、電力系統に供給する定格電力をＰ［ｋＷ］、減少率を定格のｎ［％／分］とすると、１００／（ｎ×６０）［ｈ］でＰ［ｋＷ］から０［ｋＷ］まで変化させる傾きとなる。すなわち、
ｔａｎ（θ）＝１００／（ｎ×６０×Ｐ）  ・・・（１）
となる。
【００８１】
合成電力をＷ［ｋＷ］、必要電力量をＳ［ｋＷｈ］とすると、
Ｓ［ｋＷｈ］＝Ｗ×Ｗ×ｔａｎ（θ）×２  ・・・（２）
となる。
【００８２】
（２）式に（１）式を代入すると、
Ｓ［ｋＷｈ］＝Ｗ×Ｗ×１００／（ｎ×６０×Ｐ×２）  ・・・（３）
となる。
【００８３】
蓄電池搭載容量をＢＴ［ｋＷｈ］とすると、Ｗ［ｋＷ］時には、次式（４）で示すＳｏＣ目標値［％］であることが望ましい。
ＳｏＣ目標値［％］＝Ｓ×１００／ＢＴ  ・・・（４）
【００８４】
このように、合成電力Ｗ［ｋＷ］から必要電力量を確保できるＳｏＣ目標値を設定することができる。
【００８５】
図１０は、本発明の実施の形態２係るシステムのブロック図である。図１０に示す構成は、充放電管理装置６０にＳｏＣ目標値変更部６２が追加されている点を除き図２と同様である。そのためＳｏＣ目標値変更部６２以外の各部の説明は簡略又は省略する。
【００８６】
（ＳｏＣ目標値変更機能）
充放電管理装置６０はＳｏＣ目標値変更機能を有し、その機能はＳｏＣ目標値変更部６２が受け持つ。ＳｏＣ目標値変更部６２は、合成電力の変化に基づく必要電力量の変化に応じてＳｏＣ目標値を変更する。なお、合成電力は、電力計２５により検出される。また、合成電力は、メインサイトコントローラ５０が電力計３３により検出される発電システム３０の発電電力と、蓄電池システム４０の充放電電力とを足しあわせて算出してもよい。
【００８７】
具体的には、ＳｏＣ目標値変更部６２は、合成電力Ｗ［ｋＷ］から演算されるＳｏＣ目標値を、各時刻において発電システム３０による発電電力が０となったと仮定した場合に、系統供給電力変化率が−ｎ％を下回らずに、電力系統に供給される電力が０になるまで放電を継続可能な必要電力量を確保するための目標値に設定する。ＳｏＣ目標値の算出には、上記（１）〜（４）式を用いる。また、必要電力量が蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に適した理想値よりも低い場合には、ＳｏＣ目標値を蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に適した理想値に設定する。
【００８８】
充放電指令部６１は、ＳｏＣ目標値変更部６２が時刻毎に合成電力に基づいて算出したＳｏＣ目標値を用いて、実施の形態１の充放電指令機能の説明で述べた処理を行う。
【００８９】
（フローチャート）
図１１は、本発明の実施の形態２に係るシステムにおいて、充放電管理装置６０が実行する制御ルーチンのフローチャートである。このフローチャートに示すメインサイトコントローラ５０の処理は、充放電指令部６１とＳｏＣ目標値変更部６２の各機能によって実現される処理である。メインサイトコントローラ５０のメモリには、図１１に示すフローチャートの処理を実行するプログラムが記憶されており、メインサイトコントローラ５０のプロセッサがプログラムを読み出して、実行することにより図１１に示す処理が実現される。
【００９０】
図１１に示すルーチンは、ステップＳ１０５の処理がステップＳ１０３の前処理として加えられている点を除き、図４に示すルーチンと同様である。以下、図１１において、図４に示すステップと同一のステップについては、同一の符号を付してその説明を省略する。
【００９１】
ステップＳ１０５において、まず、メインサイトコントローラ５０は、電力計２５から合成電力値を所定の短い周期（例えば、数十ミリ秒間隔）で取得する。次に、ＳｏＣ目標値変更部６２は、取得した合成電力値に基づいてＳｏＣ目標値を算出し、これを新たなＳｏＣ目標値として設定する。ステップＳ１０５で実行される処理は、ＳｏＣ目標値変更機能の説明おいて述べた通りである。時刻毎にステップＳ１０５において設定されたＳｏＣ目標値は、ステップＳ１０３の処理で用いられる。
【００９２】
以上説明したように、本実施の形態の充放電管理装置６０は、必要電力量が高くなる日中は、ＳｏＣ目標値を蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に適した理想値よりも高く設定し、必要電力量が低い朝夕は、ＳｏＣ目標値を蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に適した理想値に設定する。よって、本実施の形態の充放電管理装置６０によれば、合成電力の変化に基づく必要電力量の変化に応じてＳｏＣ目標値を変更することができ、蓄電池を効率よく運用することができる。
【００９３】
実施の形態３．
［実施の形態３の全体構成］
次に、図１２〜図１４を参照して本発明の実施の形態３について説明する。本実施形態のシステムは図１、図１３に示す構成において、充放電管理装置６０に後述する図１４のルーチンを実施させることで実現することができる。
【００９４】
［実施の形態３における特徴的制御］
上述した実施の形態２では、朝夕に比して日中に必要電力量が高まることに着目して、時刻毎にＳｏＣ目標値を変更することとした。ところで、太陽光発電システムの出力は、日の出時刻から日射ピーク時刻までの期間は増加傾向にある。そのため、蓄電池のＳｏＣがＳｏＣ目標値より低い場合には、積極的に充電してＳｏＣ目標値を達成し易い反面、ＳｏＣがＳｏＣ目標値よりも高い場合には、放電量が制限されるためＳｏＣ目標値を達成し難い。また、太陽光発電システムの出力は、日射ピーク時刻を過ぎると減少傾向にある。そのため、ＳｏＣがＳｏＣ目標値よりも高い場合には、積極的に放電してＳｏＣ目標値を達成し易い反面、ＳｏＣがＳｏＣ目標値よりも低い場合には、出力が減少傾向にあるためＳｏＣ目標値を達成し難い。そのため、太陽光発電システムの出力傾向を加味して、ＳｏＣ目標値をスケジューリングすることが望ましい。
【００９５】
図１２は、本発明の実施の形態３に係るシステムにおけるＳｏＣ目標値のスケジューリングについて説明するための図である。実線１２１は、オフセットを加味した時刻毎のＳｏＣ目標値である。実線１２１に示すＳｏＣ目標値には、日射ピークまでは負のオフセットが、日射ピーク後は正のオフセットが加味されている。
【００９６】
図１３は、本発明の実施の形態３係るシステムのブロック図である。図１３に示す構成は、充放電管理装置６０に日射情報取得部６３が追加されている点、ＳｏＣ目標値変更部６２の処理が一部追加されている点を除き、図１０と同様である。そのためＳｏＣ目標値変更部６２、日射情報取得部６３以外の各部の説明は簡略又は省略する。
【００９７】
（日射情報取得機能）
充放電管理装置６０は日射情報取得機能を有し、その機能は日射情報取得部６３が受け持つ。日射情報取得部６３は、コンピュータネットワーク２２に接続された他のコンピュータ又は充放電管理装置６０に接続された外部記憶装置等から日射情報を取得する。日射情報は、日の出時刻、日射ピーク時刻、日の入り時刻、翌日の日の出時刻を含む。
【００９８】
（ＳｏＣ目標値変更機能）
充放電管理装置６０はＳｏＣ目標値変更機能を有し、その機能はＳｏＣ目標値変更部６２が受け持つ。ＳｏＣ目標値変更部６２は、まず、実施の形態２で述べたＳｏＣ目標値変更機能の説明に従って、各時刻のＳｏＣ目標値を設定する。実施の形態３では、設定された各時刻のＳｏＣ目標値にオフセット値を加味して、各時刻のＳｏＣ目標値を再設定する。各時刻のオフセット値は、日射情報に基づいて設定される。日の出時刻から日射ピーク時刻までの間は、ＳｏＣ目標値に負のオフセット値を加えて再設定後のＳｏＣ目標値とする。日射ピーク時刻から日の入り時刻までの間は、ＳｏＣ目標値に正のオフセット値を加えて、再設定後のＳｏＣ目標値とする。
【００９９】
充放電指令部６１は、ＳｏＣ目標値変更部６２が再設定した各時刻のＳｏＣ目標値を用いて、実施の形態１の充放電指令機能の説明で述べた処理を行う。
【０１００】
（フローチャート）
図１４は、本発明の実施の形態３に係るシステムにおいて、充放電管理装置６０が実行する制御ルーチンのフローチャートである。このフローチャートに示すメインサイトコントローラ５０の処理は、充放電指令部６１、ＳｏＣ目標値変更部６２、日射情報取得部６３の各機能によって実現される処理である。メインサイトコントローラ５０のメモリには、図１４に示すフローチャートの処理を実行するプログラムが記憶されており、メインサイトコントローラ５０のプロセッサがプログラムを読み出して、実行することにより図１４に示す処理が実現される。
【０１０１】
図１４に示すルーチンは、ステップＳ１０６の処理がステップＳ１０５の前処理として加えられている点を除き、図１１に示すルーチンと同様である。以下、図１４において、図４、図１１に示すステップと同一のステップについては、同一の符号を付してその説明を省略する。
【０１０２】
ステップＳ１０６において、日射情報取得部６３は、コンピュータネットワーク２２に接続された他のコンピュータ又は充放電管理装置６０に接続された外部記憶装置等から日射情報を取得する。
【０１０３】
ステップＳ１０６の処理後、ステップＳ１０５において、ＳｏＣ目標値変更部６２は、時刻毎にＳｏＣ目標値を設定する。ステップＳ１０５で実行される処理は、ＳｏＣ目標値変更機能の説明おいて述べた通りである。ステップＳ１０５において再設定されたＳｏＣ目標値は、ステップＳ１０３の処理で用いられる。
【０１０４】
以上説明したように、本実施の形態の充放電管理装置６０は、太陽光発電システムの出力傾向を加味して、ＳｏＣ目標値をスケジューリングする。よって、本実施の形態の充放電管理装置６０によれば、一日を通じて蓄電池モジュール４３３のＳｏＣをＳｏＣ目標値に制御し易くなる。
【０１０５】
（変形例）
ところで、上述した実施の形態３のシステムにおいては、オフセット値が０の時間が存在してもよい。更に、季節ごとに日射情報は変わるので、日付によってＳｏＣ目標値やオフセット値を変更することとしてもよい。更に、天気予報や日射情報から自動的にＰＶ発電傾向を予測してオフセット値を自動的に算出することとしてもよい。
【０１０６】
実施の形態４．
［実施の形態４の全体構成］
次に、図１３、図１４を参照して本発明の実施の形態４について説明する。本実施形態のシステムは図１、図１３に示す構成において、充放電管理装置６０に後述する図１４のルーチンを実施させることで実現することができる。
【０１０７】
［実施の形態４における特徴的制御］
上述した実施の形態２では、朝夕に比して日中に必要電力量が高まることに着目して、時刻毎にＳｏＣ目標値を変更することとした。ところで、日の入り時刻の蓄電池のＳｏＣが、劣化抑制に適した理想値と異なる場合もある。そこで、実施の形態４のシステムでは、太陽光発電システムによる発電電力が０、かつ、日の入り時刻を過ぎている場合に、ＳｏＣ目標値を劣化抑制に適した理想値に設定することとする。
【０１０８】
図１３は、本発明の実施の形態４係るシステムのブロック図である。図１３に示す構成は、充放電管理装置６０に日射情報取得部６３が追加されている点、ＳｏＣ目標値変更部６２の処理が一部追加されている点を除き、図１０と同様である。そのためＳｏＣ目標値変更部６２、日射情報取得部６３以外の各部の説明は簡略又は省略する。
【０１０９】
（日射情報取得機能）
充放電管理装置６０は日射情報取得機能を有し、その機能は日射情報取得部６３が受け持つ。日射情報取得部６３は、コンピュータネットワーク２２に接続された他のコンピュータ又は充放電管理装置６０に接続された外部記憶装置等から年間の日射情報を取得する。日射情報は、日の出時刻、日射ピーク時刻、日の入り時刻、翌日の日の出時刻を含む。
【０１１０】
（ＳｏＣ目標値変更機能）
充放電管理装置６０はＳｏＣ目標値変更機能を有し、その機能はＳｏＣ目標値変更部６２が受け持つ。ＳｏＣ目標値変更部６２は、太陽光発電システムによる発電電力が０、かつ、日の入り時刻を過ぎている場合に、ＳｏＣ目標値を蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に適した理想値に設定する。なお、日の出時刻から日の入り時刻までのＳｏＣ目標値の設定については一定値であっても良いし、実施の形態２で述べたＳｏＣ目標値変更機能の説明に従って、各時刻のＳｏＣ目標値を設定することとしてもよい。
【０１１１】
充放電指令部６１は、ＳｏＣ目標値変更部６２が設定したＳｏＣ目標値を用いて、実施の形態１の充放電指令機能の説明で述べた処理を行う。日の入り時刻後においては太陽光発電システムによる発電電力は０であるため、蓄電池モジュール４３３のＳｏＣがＳｏＣ目標値よりも低い場合には、電気系統に接続された他の発電設備からの受電により蓄電池モジュール４３３が充電してもよい。一方、蓄電池モジュール４３３のＳｏＣがＳｏＣ目標値よりも高い場合には、蓄電池モジュール４３３から過剰分の電力が放電される。
【０１１２】
（フローチャート）
図１４は、本発明の実施の形態４に係るシステムにおいて、充放電管理装置６０が実行する制御ルーチンのフローチャートである。このフローチャートに示すメインサイトコントローラ５０の処理は、充放電指令部６１、ＳｏＣ目標値変更部６２、日射情報取得部６３の各機能によって実現される処理である。メインサイトコントローラ５０のメモリには、図１４に示すフローチャートの処理を実行するプログラムが記憶されており、メインサイトコントローラ５０のプロセッサがプログラムを読み出して、実行することにより図１４に示す処理が実現される。
【０１１３】
図１４に示すルーチンは、ステップＳ１０６の処理がステップＳ１０５の前処理として加えられている点を除き、図１１に示すルーチンと同様である。以下、図１４において、図４、図１１に示すステップと同一のステップについては、同一の符号を付してその説明を省略する。
【０１１４】
ステップＳ１０６において、日射情報取得部６３は、コンピュータネットワーク２２に接続された他のコンピュータ又は充放電管理装置６０に接続された外部記憶装置等から日射情報を取得する。
【０１１５】
ステップＳ１０６の処理後、ステップＳ１０５において、ＳｏＣ目標値変更部６２は、太陽光発電システムによる発電電力が０、かつ、日の入り時刻を過ぎている場合に、ＳｏＣ目標値を蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に適した理想値に設定する。ステップＳ１０５で実行される処理は、ＳｏＣ目標値変更機能の説明おいて述べた通りである。ステップＳ１０５において設定されたＳｏＣ目標値は、ステップＳ１０３の処理で用いられる。
【０１１６】
以上説明したように、本実施の形態の充放電管理装置６０は、蓄電池モジュール４３３が発電電力の変動抑制に用いられていない期間に、蓄電池モジュール４３３のＳｏＣを劣化抑制に適した理想値に制御することができる。このため、本実施の形態の充放電管理装置６０によれば、蓄電池モジュール４３３の劣化を抑制し、性能や寿命を維持することができる。
【０１１７】
（変形例１）
ところで、上述した実施の形態４のシステムにおいては、日の入り時刻後に蓄電池モジュール４３３のＳｏＣがＳｏＣ目標値よりも低い場合には、電力系統から電力供給を受けて充電する。しかし、電力系統からの受電は電力会社との協定などで禁止されていたり、コスト面でデメリットが生じるケースがあったりする。そこで、ＳｏＣ目標値変更部６２は、日の入り時刻前において、ＳｏＣ目標値を蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に適した理想値よりも高く設定することとしてもよい。このように設定することで、日の入り時刻後に放電のみで蓄電池モジュール４３３のＳｏＣをＳｏＣ目標値に一致させることが可能となる。
【０１１８】
（変形例２）
また、上述した実施の形態４のシステムにおいては、日の入り時刻から翌日の日の出時刻まで、ＳｏＣ目標値を蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に適した理想値に設定している。しかしながら、日の出時刻後は太陽光発電システムの発電電力は増加傾向にあり、蓄電池モジュール４３３が満充電状態となれば、太陽光発電の出力変動を充電により平準化することができなくなる。この場合、太陽光発電システムによる発電電力を抑制する必要が生じてしまう。そのため、日の出時刻の蓄電池モジュール４３３のＳｏＣは０近傍であることが望ましい。そこで、ＳｏＣ目標値変更部６２は、日の入り時刻から翌日の日の出時刻までの間に、段階的にＳｏＣ目標値を０近傍まで下げることとしてもよい。このように設定することで、夜間放電が行われ、日の出時刻の蓄電池モジュール４３３のＳｏＣを０に近づけることが可能となる。
【０１１９】
実施の形態５．
［実施の形態５の全体構成］
次に、図１５、図１６を参照して本発明の実施の形態５について説明する。本実施形態のシステムは図１、図１５に示す構成において、充放電管理装置６０に後述する図１６のルーチンを実施させることで実現することができる。
【０１２０】
［実施の形態５における特徴的制御］
上述した実施の形態４の変形例２の構成では、翌日の日の出時刻における蓄電池モジュール４３３のＳｏＣは０近傍となる。しかしながら、翌日の天気が雨や雪などの場合には、蓄電池モジュール４３３への充電ができない。そのため、実施の形態５のシステムでは、天気予報情報を取得して、翌日の天気予報が発電に適さない天候である場合には、日の入り時刻から翌日の日の出時刻までの間に、ＳｏＣ目標値を下げないこととする。
【０１２１】
図１５は、本発明の実施の形態５係るシステムのブロック図である。図１５に示す構成は、充放電管理装置６０に天気予報情報取得部６４が追加されている点、ＳｏＣ目標値変更部６２の処理が一部追加されている点を除き、図１３と同様である。そのためＳｏＣ目標値変更部６２、天気予報情報取得部６４以外の各部の説明は簡略又は省略する。
【０１２２】
（天気予報情報取得機能）
充放電管理装置６０は天気予報情報取得機能を有し、その機能は天気予報情報取得部６４が受け持つ。日射情報取得部６３は、コンピュータネットワーク２２に接続された他のコンピュータ又は充放電管理装置６０に接続された外部記憶装置等から天気予報情報を取得する。天気予報情報には、時刻毎の天気予報を含む。
【０１２３】
（ＳｏＣ目標値変更機能）
充放電管理装置６０はＳｏＣ目標値変更機能を有し、その機能はＳｏＣ目標値変更部６２が受け持つ。ＳｏＣ目標値変更部６２は、太陽光発電システムによる発電電力が０、かつ、日の入り時刻を過ぎている場合に、ＳｏＣ目標値を蓄電池モジュール４３３の劣化抑制に適した理想値に設定する。また、ＳｏＣ目標値変更部６２は、天気予報情報に基づく翌日の天気予報が発電に適した天候である場合には、日の入り時刻から翌日の日の出時刻までの間に、段階的にＳｏＣ目標値を０近傍まで下げる。また、ＳｏＣ目標値変更部６２は、天気予報情報に基づく翌日の天気予報が発電に適さない天候である場合には、日の入り時刻から翌日の日の出時刻までの間に、ＳｏＣ目標値を下げない。なお、日の出時刻から日の入り時刻までのＳｏＣ目標値の設定については一定値であっても良いし、実施の形態２で述べたＳｏＣ目標値変更機能の説明に従って、各時刻のＳｏＣ目標値を設定することとしてもよい。
【０１２４】
充放電指令部６１は、ＳｏＣ目標値変更部６２が設定したＳｏＣ目標値を用いて、実施の形態１の充放電指令機能の説明で述べた処理を行う。
【０１２５】
（フローチャート）
図１６は、本発明の実施の形態５に係るシステムにおいて、充放電管理装置６０が実行する制御ルーチンのフローチャートである。このフローチャートに示すメインサイトコントローラ５０の処理は、充放電指令部６１、ＳｏＣ目標値変更部６２、日射情報取得部６３、天気予報情報取得部６４の各機能によって実現される処理である。メインサイトコントローラ５０のメモリには、図１６に示すフローチャートの処理を実行するプログラムが記憶されており、メインサイトコントローラ５０のプロセッサがプログラムを読み出して、実行することにより図１６に示す処理が実現される。
【０１２６】
図１６に示すルーチンは、ステップＳ１０７の処理がステップＳ１０５の前処理として加えられている点を除き、図１４に示すルーチンと同様である。以下、図１６において、図４、図１１、図１４に示すステップと同一のステップについては、同一の符号を付してその説明を省略する。
【０１２７】
ステップＳ１０６において、日射情報取得部６３は、コンピュータネットワーク２２に接続された他のコンピュータ又は充放電管理装置６０に接続された外部記憶装置等から日射情報を取得する。また、ステップＳ１０７において、天気予報情報取得部６４は、コンピュータネットワーク２２に接続された他のコンピュータ又は充放電管理装置６０に接続された外部記憶装置等から天気予報情報を取得する。
【０１２８】
ステップＳ１０６およびステップＳ１０７の処理後、ステップＳ１０５において、ＳｏＣ目標値変更部６２は、時刻毎にＳｏＣ目標値を設定する。ステップＳ１０５で実行される処理は、ＳｏＣ目標値変更部の説明おいて述べた通りである。ステップＳ１０５において設定されたＳｏＣ目標値は、ステップＳ１０３の処理で用いられる。
【０１２９】
以上説明したように、本実施の形態の充放電管理装置６０は、天気予報情報に基づく翌日の天気予報が発電に適さない天候である場合には、日の入り時刻から翌日の日の出時刻までの間にＳｏＣ目標値を下げない。そのため、翌朝まで蓄電池モジュール４３３のＳｏＣを低下させることなく、翌日の太陽光発電の出力変動を蓄電池の充放電制御により平準化することが可能となる。
【符号の説明】
【０１３０】
１０  発電設備
２０  送電設備
２１  設備内電線
２２、２３、２４  コンピュータネットワーク
３０  発電システム
３１  太陽光発電モジュール
３２  ＰＶ−ＰＣＳ
３３  電力計
４０  蓄電池システム
４１  蓄電池用ＰＣＳ
４２  ＦＢＣＳ盤
４３  蓄電池盤
５０  メインサイトコントローラ
６０  充放電管理装置
６１  充放電指令部
６２  ＳｏＣ目標値変更部
６３  日射情報取得部
６４  天気予報情報取得部
４２１  制御装置
４３１  ヒューズ
４３２  コンタクタ
４３３  蓄電池モジュール
４３４  蓄電池監視装置（ＢＭＵ）
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【国際調査報告】
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2016063355.tif 000020
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