(57)【要約】【課題】ピーク電力の削減と負荷周波数制御とを両立することが可能である電力管理システム及び電力管理方法を提供する。【解決手段】制御対象日に所定の周波数帯域の負荷電力の変動を蓄電池の出力で補償する電力管理システムであって、前記制御対象日の負荷電力が他の時間帯に比較して減少する時間帯に、ＳＯＣの値が目標値に収束するように前記蓄電池の出力を制御し、前記所定の周波数帯域の前記負荷電力の変動を補償する蓄電池制御部を備える。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
制御対象日に所定の周波数帯域の負荷電力の変動を蓄電池の出力で補償する電力管理システムであって、
前記制御対象日の負荷電力が他の時間帯に比較して減少する時間帯に、ＳＯＣの値が目標値に収束するように前記蓄電池の出力を制御し、前記所定の周波数帯域の前記負荷電力の変動を補償する蓄電池制御部を備える電力管理システム。
【請求項２】
前記蓄電池制御部は、前記ＳＯＣの値が目標値に収束するように、前記負荷電力の値を補正する請求項１に記載の電力管理システム。
【請求項３】
前記蓄電池制御部は、
前記所定の周波数帯域の負荷電力をフィルタリングする蓄電池出力指令値計算部と、
前記ＳＯＣの値から前記目標値を差し引いた値に基づいて前記負荷電力を補正するＳＯＣ制御指令値計算部と、
を備える請求項１又は請求項２に記載の電力管理システム。
【請求項４】
前記負荷電力の過去実績データに基づいて前記制御対象日の前記負荷電力が減少する時間帯を決定するＳＯＣ制御時間決定部をさらに備える請求項１から請求項３のいずれか一項に記載の電力管理システム。
【請求項５】
制御対象日の気象情報と類似した気象情報に対応付けられて記録されている負荷電力の過去実績データを取得する負荷電力取得部と、
前記負荷電力が減少する時間帯が予め示された代表的な負荷電力の推移パターンを備える複数の負荷電力データを記憶する記憶部と、
を備え、
前記ＳＯＣ制御時間決定部は、前記負荷電力取得部が取得した前記過去実績データの前記負荷電力の推移が類似する負荷電力データの前記負荷電力が減少する時間帯を前記制御対象日の前記負荷電力が減少する時間帯とする請求項１から請求項４のいずれか一項に記載の電力管理システム。
【請求項６】
前記蓄電池制御部は、前記制御対象日の負荷電力が前記負荷電力の過去実績データに基づいて決定された閾値未満になる時間帯を、前記制御対象日の前記負荷電力が減少する時間帯とする請求項１から請求項４のいずれか一項に記載の電力管理システム。
【請求項７】
制御対象日に所定の周波数帯域の負荷電力の変動を蓄電池の出力で補償する電力管理方法であって、
前記制御対象日の負荷電力が他の時間帯に比較して減少する時間帯に、ＳＯＣの値が目標値に収束するように前記蓄電池の出力を制御し、前記所定の周波数帯域の前記負荷電力の変動を補償するステップを備える電力管理方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力管理システム及び電力管理方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
東日本大震災以来、電力需要が伸びる夏期及び冬期の電力逼迫により、需要家側では積極的なピーク電力の削減がより求められている。また、分散型電源に対する固定買取制度の開始や環境負荷低減の観点から太陽光発電の導入機運が高まっている。このような背景から、電力ピークが発生する時間帯に太陽光発電を用いてピーク電力を削減することが期待されている。しかしながら、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーにより発電する電源（以下、「自然エネルギー電源」という。）は、天候次第で大きく出力が変動する。このため、建物において電力ピークが発生している時間帯において、自然エネルギーを得ることができない場合、発電できずピークカットできない場合がある。また、自然エネルギー電源が電力系統に大量に導入されると、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）の周波数帯域の調整不足により、電力系統の電力品質に影響を及ぼすことが懸念されている。
【０００３】
上記問題の対策として、建物内に設置された蓄電池を用いてマイクログリッドを構築し、負荷周波数制御の周波数帯域を含む比較的長周期の負荷変動に対して蓄電池の出力を追従させる負荷変動補償制御を行うことが提案されている（特許文献１）。負荷変動補償制御により、負荷電力と自然エネルギー電源の発電電力との需給バランスが崩れた場合に、蓄電池から充放電されるため、電力会社からの買電電力を抑制すると同時に自然エネルギーの発電電力の変動における電力系統への影響を緩和することができる。上記負荷変動補償制御は、以下に列挙する２つの特徴を備え、昨今のエネルギー供給問題の対策技術として有効である。
・負荷電力の減少時には蓄電池に充電するため、少ない蓄電池容量でピーク電力の削減が可能。
・負荷周波数制御の周波数帯域の変動を蓄電池が補償するため、電力系統における自然エネルギー電源の大量導入に対応可能。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００５−１６０２８６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
しかしながら、負荷減少時の充電量が多いと蓄電池の蓄電池残量（ＳＯＣ：State Of Charge）が満充電状態になり、蓄電池の充電が停止される。そのため、負荷周波数制御の周波数帯域の変動を蓄電池が補償できない場合がある。
【０００６】
本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、その目的は、ピーク電力の削減と負荷周波数制御とを両立することが可能である電力管理システム及び電力管理方法を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
本発明の一態様は、制御対象日に所定の周波数帯域の負荷電力の変動を蓄電池の出力で補償する電力管理システムであって、前記制御対象日の負荷電力が他の時間帯に比較して減少する時間帯に、ＳＯＣの値が目標値に収束するように前記蓄電池の出力を制御し、前記所定の周波数帯域の前記負荷電力の変動を補償する蓄電池制御部を備える電力管理システムである。
【０００８】
また、本発明の一態様は、上述の電力管理システムであって、前記蓄電池制御部は、前記蓄電池のＳＯＣの値が目標値に収束するように、前記負荷電力の値を補正する。
【０００９】
また、本発明の一態様は、上述の電力管理システムであって、前記蓄電池制御部は、前記所定の周波数帯域の負荷電力をフィルタリングする蓄電池出力指令値計算部と、前記蓄電池のＳＯＣの値から前記目標値を差し引いた値に基づいて前記負荷電力を補正するＳＯＣ制御指令値計算部とを備える。
【００１０】
また、本発明の一態様は、上述の電力管理システムであって、前記負荷電力の過去実績データに基づいて前記制御対象日の前記負荷電力が減少する時間帯を決定するＳＯＣ制御時間決定部をさらに備える。
【００１１】
また、本発明の一態様は、上述の電力管理システムであって、制御対象日の気象情報と類似した気象情報に対応付けられて記録されている負荷電力の過去実績データを取得する負荷電力取得部と、前記負荷電力が減少する時間帯が予め示された代表的な負荷電力の推移パターンを備える複数の負荷電力データを記憶する記憶部と、を備え、前記ＳＯＣ制御時間決定部は、前記負荷電力取得部が取得した前記過去実績データの前記負荷電力の推移が類似する負荷電力データの前記負荷電力が減少する時間帯を前記制御対象日の前記負荷電力が減少する時間帯とする。
【００１２】
また、本発明の一態様は、上述の電力管理システムであって、前記蓄電池制御部は、前記制御対象日の負荷電力が前記負荷電力の過去実績データに基づいて決定された閾値未満になる時間帯を、前記制御対象日の前記負荷電力が減少する時間帯とする。
【００１３】
また、本発明の一態様は、制御対象日に所定の周波数帯域の負荷電力の変動を蓄電池の出力で補償する電力管理方法であって、前記制御対象日の負荷電力が他の時間帯に比較して減少する時間帯に、ＳＯＣの値が目標値に収束するように前記蓄電池の出力を制御し、前記所定の周波数帯域の前記負荷電力の変動を補償するステップを備える電力管理方法である。
【発明の効果】
【００１４】
以上説明したように、本発明によれば、ピーク電力の削減と負荷周波数制御とを両立することが可能である電力管理システム及び電力管理方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】第１の実施形態における電力管理システム１の構成を示すブロック図である。
【図２】第１の実施形態における負荷電力取得部４０が取得した制御対象日の負荷電力データの一例を示す図である。
【図３】第１の実施形態における低域遮断周波数の決定方法を説明する図である。
【図４】第１の実施形態における第２の過去実績データＤＢ１２が記憶する代表的な推移パターンを有する負荷電力データの一例を示す図である。
【図５】図４に示す夏期の負荷電力データ、冬期の負荷電力データ及び中間期の負荷電力データの各々の負荷電力が減少する時間帯を示す図である。
【図６】第１の実施形態における蓄電池制御（ＳＯＣ制御指令値計算部３２及び蓄電池出力指令値計算部３３の構成）を説明するブロック図である。
【図７】第１の実施形態における出力上限値及び出力下限値とＳＯＣの上限設定値及び下限設定値との関係の一例を示す図である。
【図８】第１の実施形態におけるバンドパスフィルタ３３２のフィルタリングの一例を説明する図である。
【図９】第１の実施形態におけるシステム演算部１０の処理の一例を説明するフローチャートである。
【図１０】第１の実施形態における蓄電池制御部４３のリアルタイム制御の処理の一例を説明するフローチャートである。
【図１１】第１の実施形態における電力管理システム１のシミュレーションのＳＯＣ制御時間決定部２４が決定した負荷予測誤差及びＳＯＣ制御時間帯を示す図である。
【図１２】第１の実施形態における電力管理システム１のシミュレーション結果を示した図である。
【図１３】従来の電力管理システムのシミュレーション結果を示した図である。
【図１４】従来の電力管理システムの概略構成を示す図である。
【図１５】第２の実施形態における電力管理システム１Ａの構成を示すブロック図である。
【図１６】第２の実施形態における蓄電池制御（ＳＯＣ制御指令値計算部３２Ａ及び蓄電池出力指令値計算部３３の構成）を説明するブロック図である。
【図１７】第２の実施形態における第２出力リミッタ３２４のＳＯＣ制御指令値を決定する方法を説明する図である。
【図１８】蓄電池制御部４３Ａにおける蓄電池出力Ｘの算出方法の一例を説明する図である。
【図１９】第２の実施形態における蓄電池制御を説明する図である。
【図２０】第２の実施形態の平均電力ＰＡＶＥを決定する処理のフローチャートである。
【図２１】第２の実施形態における蓄電池制御部４３Ａのリアルタイム制御の処理の一例を説明するフローチャートである。
【図２２】第２の実施形態における電力管理システム１Ａのシミュレーション結果を示した図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、発明の実施の形態を通じて本発明を説明するが、以下の実施形態は特許請求の範囲にかかる発明を限定するものではない。また、実施形態の中で説明されている特徴の組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。なお、図面において、同一又は類似の部分には同一の符号を付して、重複する説明を省く場合がある。
本実施形態における電力管理システムは、需要家の負荷電力が減少する時間帯において、蓄電が満充電となることを抑制しつつ、電力ピークの削減と負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load  Frequency Control）を両立する。負荷周波数制御とは、自然エネルギー電源の発電電力を調整することにより、電力系統の周波数を規定値に維持する制御である。本実施形態における電力管理システムは、負荷変動補償制御時において、大きな負荷電力減少時の蓄電池の蓄電池残量（ＳＯＣ：State Of Charge）が目標値になるように蓄電池の出力を制御する。負荷変動補償制御は、負荷周波数制御の周波数帯域を含む比較的長周期の負荷変動に対して蓄電池の出力を追従させる制御である。例えば、大きな負荷減少時（以下、単に「負荷電力が減少する時間帯」という。）とは、蓄電池の充電量が多くなりＳＯＣが満充電状態になる可能性のある時間帯である。ＳＯＣの目標値は、蓄電池の運転時間帯において蓄電池が満充電となって停止することなく、電力系統のピーク電力を削減できる蓄電池のＳＯＣである。
以下、本実施形態における電力管理システムについて、具体的に説明する。
【００１７】
（第１の実施形態）
以下、第１の実施形態における電力管理システム１について説明する。
図１は、第１の実施形態における電力管理システム１の構成を示すブロック図である。図１において、電力管理システム１は、システム演算部１０、第１の過去実績データＤＢ（データベース）１１、第２の過去実績データＤＢ（データベース）１２（請求項における記憶部に対応する記載）、リアルタイムコントローラ１３及び定置用蓄電池部１４を備える。
【００１８】
システム演算部１０は、気象情報取得部２０、気象類似日負荷電力データ取得部２１、蓄電池補償帯域決定部２２、出力初期値決定部２３及びＳＯＣ制御時間決定部２４を備える。
【００１９】
リアルタイムコントローラ１３は、第１格納部３０、第２格納部３１、ＳＯＣ制御指令値計算部３２及び蓄電池出力指令値計算部３３を備える。
【００２０】
また、上記気象情報取得部２０、気象類似日負荷電力データ取得部２１及び第１の過去実績データＤＢ１１を負荷電力取得部４０として構成することもできる。また、蓄電池補償帯域決定部２２及び出力初期値決定部２３を制御パラメータ決定部４１として構成することもできる。また、ＳＯＣ制御時間決定部２４及び第２の過去実績データＤＢ１２をＳＯＣ制御時間帯決定部４２として構成することもできる。また、第１格納部３０、第２格納部３１、ＳＯＣ制御指令値計算部３２、蓄電池出力指令値計算部３３及び定置用蓄電池部１４を蓄電池制御部４３として構成することもできる。
【００２１】
負荷電力取得部４０は、制御対象日の前日、又は前日よりも前の日に翌日（制御対象日）の気象情報と類似した気象情報に対応付けられて記録されている負荷電力の過去実績データ（平日、土日・祝日に対応）を取得する（１日１回）。より具体的には、第１の過去実績データＤＢ１１は、外部に設けられたシステムから、負荷電力の履歴、天気、温度、湿度等を含む気象情報を日付に対応づけて記憶する。
【００２２】
気象情報取得部２０は、インターネット２を介して天気、温度、湿度等を含む気象情報を外部に接続された気象情報提供サーバ等から取得する。気象類似日負荷電力データ取得部２１は、気象情報取得部２０によって取得した気象情報に類似する気象情報が対応づけられた負荷電力のデータを、負荷電力の過去実績データとして第１の過去実績データＤＢ１１から取得する。気象情報が類似するか否かの判定は、例えば、天気（天候）が同じであり、お互いの温度と湿度とが、それぞれ所定の範囲内にあれば類似すると判定する。すなわち、天気が同じであっても、お互いの温度と湿度との少なくともいずれかが、所定の範囲外である場合には、類似しないと判定する。また、制御対象日における気温の推移予想グラフと過去の気象情報における気温の推移グラフの相関関係、制御対象日における湿度の推移予想グラフと過去の気象情報における湿度の推移グラフの相関関係によって類似を判断してもよい。なお、第１の実施形態において、負荷電力取得部４０は、制御対象日の気象情報に類似する気象情報が対応づけられた負荷電力のデータを第１の過去実績データＤＢ１１から取得することで、制御対象日の負荷電力データを予測したが、これに限定されない。例えば、負荷電力取得部４０は、ニュートラルネットワークやカルマンフィルタ等、既存の技術を用いて制御対象日の負荷電力データを予測してもよい。なお、気象類似日負荷電力データ取得部２１は、例として、図２に示す負荷電力データを制御対象日の負荷電力データとして取得したとする。
【００２３】
制御パラメータ決定部４１は、気象類似日負荷電力データ取得部２１が取得した負荷電力データ（過去実績データ）を用いて、実効蓄電池容量でピーク電力削減量が最大となる補償周波数帯域及び出力初期値を決定する。ここで、補償周波数帯域とは、蓄電池で補償すべき負荷変動の周波数帯域である。補償周波数帯域を決定する目的は、様々な周波数成分で構成されている負荷変動において、与えられた蓄電池容量で最大限のピーク電力削減量を得るためには、蓄電池で補償すべき負荷変動の周波数帯域を決定する必要があるためである。なお、ピーク電力削減量とは、負荷電力がピークとなる時間帯において、そのピークの負荷電力を削減する削減量である。出力初期値とは、負荷の変動による電力量を補償する負荷変動補償の開始時刻における蓄電池から出力される出力の初期値である。
【００２４】
蓄電池補償帯域決定部２２は、負荷電力取得部４０が取得した負荷電力データ（過去実績データ）を用いて、高域遮断周波数及び低域遮断周波数を決定する。すなわち、蓄電池補償帯域決定部２２は、時刻の経過と負荷電力との関係を表す負荷電力プロファイルのうち、ある時刻の範囲における負荷電力プロファイルから、又は、過去の類似する電力プロファイルや、シミュレーション結果などを解析することで、その負荷電力プロファイルに対応する最適な蓄電池の補償周波数帯域（高域遮断周波数及び低域遮断周波数）を求める。ここで、例えば、使用する負荷電力データは、業務時間帯のデータである。業務時間帯とは、負荷に電力を供給するために蓄電池の電力を放電する時間帯である。
【００２５】
以下に、第１の実施形態の蓄電池補償帯域決定部２２の高域遮断周波数及び低域遮断周波数を決定する方法の一例を説明する。
【００２６】
まず、蓄電池補償帯域決定部２２は、負荷電力に含まれる周波数成分を特定するため、負荷電力の過去実績データから、（１）式の離散フーリエ変換の公式を用いて、負荷電力の各周波数ｆｋにおける実数部Ｒ（ｆｋ）、及び虚数部Ｉ（ｆｋ）を計算する。ｘ（ｔ）は負荷電力、ｆｋは周波数、Ｘ（ｆｋ）は周波数ｆｋにおける負荷電力、ｋは１からサンプル数Ｎまでの数を表す。
【００２７】
【数１】
2017028861.tif 000003
【００２８】
次に、蓄電池補償帯域決定部２２は、（２）式に基づき、負荷電力の各周波数の振幅｜Ｘ（ｆｋ）｜［ｋＷ］を求める。ｋは、１からＮ／２までの数である。
【００２９】
【数２】
2017028861.tif 000004
【００３０】
次に、蓄電池補償帯域決定部２２は、（３）式に基づき、実数部Ｒ（ｆｋ）及び虚数部Ｉ（ｆｋ）を用いて、位相差φ（ｆｋ）［ｒａｄ］を求める。
【００３１】
【数３】
2017028861.tif 000005
【００３２】
なお、基本周波数ｆ１は、（３）式に基づき、負荷電力のサンプリング間隔Δｔ、及びサンプル数Ｎから求められる。また、ナイキスト周波数ｆｓは、（４）式及び（５）式に基づき求められる。
【００３３】
【数４】
2017028861.tif 000006
【００３４】
【数５】
2017028861.tif 000007
【００３５】
次に、図３を用いて、低域遮断周波数の決定方法を説明する。図３は、（２）式で求めた各周波数の振幅｜Ｘ（ｆｋ）｜の正弦波の時間積分による蓄電池容量の算出方法を示すグラフである。
【００３６】
図３において、縦軸は電力を表し、横軸は時間を表す。電力のグラフは、（２）式より求めた各周波数ｆｋに対する振幅｜Ｘ（ｆｋ）｜を示し、正弦波の半周期分において、（３）式より求めた位相差φ（ｆｋ）を考慮して、蓄電池の充電期間における放電電力と放電期間における放電電力を示している。すなわち、図３における０〜φ（ｆｋ）における電力は充電電力を示し、φ（ｆｋ）〜１／２ｆｋにおける電力は放電電力を示す。
【００３７】
ここで、負荷変動補償に必要な蓄電池容量は、放電量から充電量を引いた値、すなわち、図３の斜線部分で示した放電量から充電量を引いた値によって算出することができる。周波数ｆｋにおける蓄電池容量は、以下に示す（６）式に基づき求められる。
【００３８】
【数６】
2017028861.tif 000008
【００３９】
蓄電池補償帯域決定部２２は、離散フーリエ変換で求めた振幅｜Ｘ（ｆｋ）｜、周波数ｆｋ、及び位相差φ（ｆｋ）を用いて、図３に示す半周期分において蓄電池の充電量及び放電量を算出する。
【００４０】
また、位相差φ（ｆｋ）を０［ｒａｄ］として考えると、（６）式においてｃｏｓφ（ｆｋ）＝１となり、すなわち、周波数ｆｋにおける蓄電池容量は、半周期において放電電力量に基づく値となる。一方、位相差φ（ｆｋ）が０［ｒａｄ］でない値の場合を考慮すると、半周期分において、放電量に加えて充電量を考慮した電力量が計算される。位相差φ（ｆｋ）を考慮することにより、放電量のみを考慮した蓄電池容量に対して充電量を考慮するため、より小さい蓄電池容量を算出することになり、負荷変動補償に適切な蓄電池容量の決定をすることができる。
【００４１】
蓄電池補償帯域決定部２２は、（７）式に示すように、各成分の周波数ｆｋにおける蓄電池容量を低域遮断周波数から高域遮断周波数まで積算することにより、蓄電池容量Ｗ（放電量−充電量）を計算する。
【００４２】
【数７】
2017028861.tif 000009
【００４３】
このように、蓄電池補償帯域決定部２２は、蓄電池容量Ｗついて、低域遮断周波数から高域遮断周波数まで積算することにより、低域遮断周波数と負荷変動補償に必要な蓄電池容量との関係を求めることができる。蓄電池補償帯域決定部２２は、（７）式に示す関係から、実効蓄電池容量で最も補償周波数帯域を広くとれる低域遮断周波数を、２点の線形補間で求めることができる。すなわち、蓄電池補償帯域決定部２２は、（７）式において求めた低域遮断周波数と負荷変動補償に必要な蓄電池容量との関係において、実効蓄電池容量において最も補償周波数帯域を広くとれる低域遮断周波数を求め、求めた補償周波数帯域の低域遮断周波数の高域側及び低域側の２点の周波数の線形補間によって低域遮断周波数を決定する。なお、高域遮断周波数は、短周期の速い変動を補償してもピーク電力削減効果が小さいことから固定値とする。
【００４４】
出力初期値決定部２３は、蓄電池出力指令値計算部３３から出力される蓄電池出力指令値（後述する）の初期値である出力初期値を算出する。例えば、出力初期値決定部２３は、負荷電力取得部４０が取得した負荷電力データを離散フーリエ変換し、蓄電池補償帯域決定部２２によって算出された高域遮断周波数を上限値、低域遮断周波数を下限値として、逆離散フーリエ変換することで、蓄電池補償帯域決定部２２が高域遮断周波数及び低域遮断周波数を設定した際に予想される蓄電池出力を求める。出力初期値決定部２３は、求めた蓄電池出力に基づいて出力初期値を決定する。出力初期値決定部２３は、決定した出力初期値、高域遮断周波数及び低域遮断周波数を制御パラメータとして第１格納部３０に格納する。このように、制御パラメータ決定部４１は、蓄電池補償帯域決定部２２における上述のような補償周波数帯域を決定する処理、及び出力初期値決定部２３における上述のような出力初期値を決定する処理を例えば１日に１回実行する。
【００４５】
ＳＯＣ制御時間決定部２４は、気象類似日負荷電力データ取得部２１が取得した負荷電力データ（過去実績データ）に基づいて負荷電力が減少する時間帯を決定する。上述したように、第１の実施形態の電力管理システム１は、負荷電力が減少する時間帯において、ＳＯＣが目標値になるように蓄電池の出力を制御する。したがって、負荷電力が減少する時間帯とは、電力管理システム１が蓄電池の出力を制御することにより蓄電池のＳＯＣを予め設定された目標値にする（又は目標値に近づける）時間帯を示している。以下、制御対象日の負荷電力が減少する時間帯を、ＳＯＣ制御時間帯と称す。
【００４６】
ＳＯＣ制御時間決定部２４は、気象類似日負荷電力データ取得部２１によって取得された負荷電力データのパターンに類似するパターンを有する負荷電力データを第２の過去実績データＤＢ１２から抽出する。負荷電力データのパターンが類似するとは、所定の期間（例えば、１日、又は１か月等）における負荷電力の推移が類似することである。言い換えれば、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、気象類似日負荷電力データ取得部２１によって取得された負荷電力データの負荷電力の推移が類似する負荷電力データを第２の過去実績データＤＢ１２から抽出する。そして、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、抽出した負荷電力データの負荷電力が減少する時間帯をＳＯＣ制御時間帯とする。第２の過去実績データＤＢ１２には、種々の代表的な負荷電力の推移パターンを備える複数の負荷電力データが予め記憶されており、その負荷電力データ毎に負荷電力が減少する時間帯が予め設定されている。したがって、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、気象類似日負荷電力データ取得部２１によって取得された負荷電力データの負荷電力の推移に類似する推移パターンを有する負荷電力データを、第２の過去実績データＤＢ１２に記憶された複数の負荷電力データから選別する。図４は、第１の実施形態における第２の過去実績データＤＢ１２が記憶する代表的な推移パターンを有する負荷電力データの一例を示す図である。
【００４７】
例えば、第２の過去実績データＤＢ１２は、夏期の負荷電力データ、冬期の負荷電力データ及び中間期（夏期と冬期との間、あるいは冬期と夏期との間の季節）の負荷電力データを備える。図４（ａ）は、第１の実施形態における夏期の負荷電力データの一例を示す。図４（ｂ）は、第１の実施形態における冬期の負荷電力データの一例を示す。図４（ｃ）は、第１の実施形態における中間期の負荷電力データの一例を示す。夏期の負荷電力データは、夏期の負荷電力データの平均値でもよいし、夏期の代表的な負荷電力データでもよいし、夏期の負荷電力データから所定の時間毎に代表的な負荷電力データを選択してプロットした負荷電力でもよい。冬期の負荷電力データ及び中間期の負荷電力データにおいても、上記夏期の負荷電力データと同様の方法で生成されてもよい。なお、第１の実施形態において、第２の過去実績データＤＢ１２が記憶する代表的なパターンを有する負荷電力データとして、夏期の負荷電力データ、冬期の負荷電力データ及び中間期の負荷電力データの３つの負荷電力データを例として説明したが、これに限定されない。すなわち、第２の過去実績データＤＢ１２が記憶する代表的なパターンを有する負荷電力データは、上記３つの負荷電力パターンに限定されず、２つでもよいし、４つ以上でもよい。例えば、第２の過去実績データＤＢ１２が記憶する代表的なパターンを有する負荷電力データとして、夏期、冬期及び中間期等の季節ごとのデータと気象情報とを組み合わせた複数の負荷電力データを、第２の過去実績データＤＢ１２が記憶する代表的なパターンを有する負荷電力データとしてもよい。
【００４８】
以下に、ＳＯＣ制御時間決定部２４が第２の過去実績データＤＢ１２から抽出した負荷電力データの負荷電力が減少する時間帯について説明する。例えば、図４に示す第２の過去実績データＤＢ１２に記憶されている夏期の負荷電力データ、冬期の負荷電力データ及び中間期の負荷電力データの各々には、予め負荷電力が減少する時間帯がそれぞれに対して設定されている。
【００４９】
図５は、図４に示す夏期の負荷電力データ、冬期の負荷電力データ及び中間期の負荷電力データの各々の負荷電力が減少する時間帯を示す図である。負荷電力が減少する時間帯は、負荷電力が大きく下がり、蓄電池に対する充電量が大きくなる時間帯である。なお、ピーク電力が発生する時間帯において放電量が制限されるのを防ぐため、ピーク電力が発生する時間帯では蓄電池のＳＯＣを目標値とする制御（以下、「ＳＯＣ制御」という。）をしない。すなわち、負荷電力が減少する時間帯は、ピーク電力が発生する時間帯を含まない。したがって、以下に列挙する４点により、図４に示す夏期の負荷電力データ、冬期の負荷電力データ及び中間期の負荷電力データの各々の負荷電力が減少する時間帯が設定されている。なお、第１の実施形態では蓄電池の運転開始時間を８時とし、蓄電池の運転終了時間を１７時とする。
・昼休みの時間帯である１２〜１３時は消灯等により一時的に負荷電力が大きく下がる。
・夏期の場合、昼休みに負荷電力が下がるが、午後にピーク電力が現れるので、昼休みの時間帯のみＳＯＣ制御を行う。
・冬期の場合、昼休みに一旦負荷電力が下がると、そのままの状態を維持する。すなわち、昼休みに一旦負荷電力が下がると午後にピーク電力が現れない。したがって、１２時〜１７時までＳＯＣ制御する。
・中間期の場合、ピーク電力が現れないので、８時〜17時までＳＯＣ制御する。
【００５０】
以下に、ＳＯＣ制御時間決定部２４が気象類似日負荷電力データ取得部２１によって取得された負荷電力データのパターンに類似するパターンを有する負荷電力データを、第２の過去実績データＤＢ１２に記憶された複数の負荷電力データから選別する方法について説明する。
【００５１】
ＳＯＣ制御時間決定部２４は、気象類似日負荷電力データ取得部２１によって取得された負荷電力データの負荷電力の値ｙｐ（以下、「予測値」という。）と第２の過去実績データＤＢ１２に記憶された負荷電力データの負荷電力の値ｙｄ（以下、「真値」という。）とを負荷電力データ毎に、且つ時間毎に比較することで、気象類似日負荷電力データ取得部２１によって取得された負荷電力データのパターンに類似するパターンを有する負荷電力データを決定する。具体的には、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、予測値ｙｐと真値ｙｄとに基づいて、第２の過去実績データＤＢ１２に記憶された負荷電力データ毎に負荷予測誤差（ＥＥＰ値）を算出する。例えば、ＳＯＣ制御時間決定部２４が算出した負荷予測誤差は、各予測値と真値との誤差の二乗の平均の平方根（二乗平均誤差）を百分率で示した値である。したがって、負荷予測誤差は、小さい値ほど予測値と真値とが一致している割合が高いことを示す。したがって、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、第２の過去実績データＤＢ１２に記憶された複数の負荷電力データの中で、負荷予測誤差が最も小さい負荷電力データの負荷電力が減少する時間帯をＳＯＣ制御時間帯とする。ＳＯＣ制御時間決定部２４は、決定したＳＯＣ制御時間帯を第２格納部３１に格納する。例えば、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、以下に示す（８）式を用いて負荷予測誤差を計算する。
【００５２】
【数８】
2017028861.tif 000010
【００５３】
なお、ｙｄｍａｘは、真値の最大値である。ｎは、単位時間毎の負荷電力データにおける負荷電力のデータ数である。
【００５４】
次に、蓄電池制御部４３が行う蓄電池制御処理について説明する。蓄電池制御部４３は、例えば、蓄電池制御処理を制御周期１秒として実行する。蓄電池制御部４３は、所定のアルゴリズムに従って、リアルタイム制御で、様々な周波数成分を持つ負荷電力の変動（買電電力と蓄電池出力との合計）から各補償周波数帯域の変動を抽出することで蓄電池出力値を求める。ただし、蓄電池制御部４３は、第２格納部３１に格納されているＳＯＣ制御時間帯において、リアルタイム制御で取得した現在のＳＯＣが目標値になるように、補償周波数帯域の負荷電力の変動（買電電力と蓄電池出力との合計）を補正する。
以下、第１の実施形態における蓄電池制御部４３の蓄電池制御処理について、具体的に説明する。
【００５５】
図６は、第１の実施形態における蓄電池制御（ＳＯＣ制御指令値計算部３２及び蓄電池出力指令値計算部３３の構成）を説明するブロック図である。
【００５６】
ＳＯＣ制御指令値計算部３２は、減算器３２１、変換部３２２及びスイッチ部３２３を備える。
【００５７】
減算器３２１は、ＳＯＣ計測値をＳＯＣの目標値で減算することで差分値ΔＳ（ＳＯＣ計測値−ＳＯＣの目標値）を算出する。減算器３２１は、算出した差分値ΔＳを変換部３２２に出力する。ＳＯＣ計測値とは、リアルタイムに取得した現在の蓄電池のＳＯＣである。
【００５８】
変換部３２２は、減算器３２１から供給された差分値ΔＳを電力に変換する。例えば、変換部３２２は、減算器３２１から供給された差分値ΔＳにゲインＡを乗算する。ゲインＡは、差分値ΔＳを電力に変換する変換係数である。変換部３２２は、乗算することで変換した電力Ｙ（＝差分値ΔＳ×ゲインＡ）をＳＯＣ制御指令値としてスイッチ部３２３に出力する。ＳＯＣ制御指令値は、蓄電池出力指令値計算部３３に対して、ＳＯＣ制御指令値が示す電力Ｙを充電又は放電するように指示する信号である。
【００５９】
ＳＯＣ制御指令値計算部３２は、現在の時間が第２格納部３１に格納されているＳＯＣ制御時間帯に該当する場合、スイッチ部３２３をオン状態にして、変換部３２２が決定したＳＯＣ制御指令値を蓄電池出力指令値計算部３３に出力する。一方、ＳＯＣ制御指令値計算部３２は、現在の時間がＳＯＣ制御時間帯に該当しない場合、スイッチ部３２３をオフ状態にして、変換部３２２が決定したＳＯＣ制御指令値を蓄電池出力指令値計算部３３に出力しない。又は、ＳＯＣ制御指令値計算部３２は、現在の時間がＳＯＣ制御時間帯に該当しない場合、０ｋＷであるＳＯＣ制御指令値（電力Ｙ＝０）を蓄電池出力指令値計算部３３に出力する。
【００６０】
例えば、ＳＯＣ計測値が５５％、ＳＯＣの目標値が５０％、ゲインＡが２である場合、減算器３２１は、差分値ΔＳ＝５％を算出する。そして、変換部３２２は、５％に２を乗算することで電力Ｙ＝１０ｋＷを算出する。すなわち、５％である差分値ΔＳを電力Ｙ＝１０ｋＷに変換したことになる。そして、ＳＯＣ制御指令値計算部３２は、現在の時間が第２格納部３１に格納されているＳＯＣ制御時間帯に該当する場合、スイッチ部３２３をオン状態にして、変換部３２２が決定したＳＯＣ制御指令値（電力Ｙ＝１０ｋＷ）を蓄電池出力指令値計算部３３に出力する。これにより、蓄電池出力指令値計算部３３は、電力Ｙ＝１０ｋＷを蓄電池から放電することでＳＯＣを目標値に近づける。なお、蓄電池出力指令値計算部３３は、電力Ｙがプラスである場合には蓄電池から電力Ｙを放電し、電力Ｙがマイナスである場合には蓄電池に電力Ｙを充電する。
【００６１】
蓄電池出力指令値計算部３３は、加算器３３１、バンドパスフィルタ３３２及び第１出力リミッタ３３３を備える。
加算器３３１は、買電電力と蓄電池出力とＳＯＣ制御指令値とを合計する。加算器３３１は、買電電力と蓄電池出力とＳＯＣ制御指令値とを合計した値をバンドパスフィルタ３３２に通す。
【００６２】
バンドパスフィルタ３３２は、第１格納部３０に格納されている低域遮断周波数ｆＨと高域遮断周波数ｆＬと出力初期値とに従って、加算器３３１から供給される買電電力と蓄電池出力とＳＯＣ制御指令値との合計値をフィルタリングする。バンドパスフィルタ３３２は、フィルタリングすることで決定した出力信号を第１出力リミッタ３３３に出力する。
【００６３】
第１出力リミッタ３３３は、バンドパスフィルタ３３２から供給される出力信号の振幅を制限し、蓄電池出力指令値として出力する。すなわち、第１出力リミッタ３３３は、蓄電池残量ＳＯＣの上限設定値及び下限設定値から設定される出力上限値及び出力下限値の範囲内の補償周波数帯域の変動を抽出して蓄電池出力指令値を求め、蓄電池出力指令値を定置用蓄電池部１４に出力する。図７は、出力上限値及び出力下限値とＳＯＣの上限設定値及び下限設定値との関係の一例を示す図である。
【００６４】
図７に示すように、例えば第１出力リミッタ３３３の上限値及び下限値は、蓄電池のＳＯＣが以下の値となるように設定される。すなわち、第１出力リミッタ３３３の上限値は、満充電状態（ＳＯＣ１００％）に対して、充電時における蓄電池のＳＯＣが２０〜９０％の間の予め設定される値となるように設定される。この上限値に応じて生成される蓄電池出力指令値が、定置用蓄電池部１４に入力される。なお、第１出力リミッタ３３３の上限値は、ＳＯＣの目標値より高い値である。第１出力リミッタ３３３の下限値は、ＳＯＣの目標値より低い値である。
【００６５】
定置用蓄電池部１４は、上記蓄電池出力指令値計算部３３からの蓄電池出力指令値に従って、自身の内部に設けられた蓄電池の出力を制御する。
【００６６】
以下に、第１の実施形態のバンドパスフィルタ３３２のフィルタリングの一例を説明する。図８は、第１の実施形態のバンドパスフィルタ３３２のフィルタリングの一例を説明する図である。図８（ａ）は、第１の実施形態のバンドパスフィルタ３３２のフィルタリングを説明する図である。図８（ｂ）は、第１の実施形態のバンドパスフィルタ３３２の概略構成の一例を示す図である。
【００６７】
図８（ｂ）に示すうように、バンドパスフィルタ３３２は、ローパスフィルタ３３２−１及びハイパスフィルタ３３２−２を備える。ここで、ローパスフィルタ３３２−１の入力をｘ（ｎ）、ローパスフィルタ３３２−１の出力（ハイパスフィルタ３３２−２の入力）をｙ（ｎ）、ハイパスフィルタ３３２−２の出力をｚ（ｎ）として、ｙ（ｎ）は、ｘ（ｎ）を入力とし、高域遮断周波数によって定められたｘ（ｎ）の高域周波数を遮断するローパスフィルタ３３２−１の出力である。また、ｚ（ｎ）は、ｙ（ｎ）を入力とし、低域遮断周波数によって定められたｘ（ｎ）の低域周波数を遮断するハイパスフィルタ３３２−２の出力である。例えば、蓄電池出力指令値計算部３３は、加算器３３１から供給される買電電力と蓄電池出力とＳＯＣ制御指令値との合計値をｘ（ｎ）として、高域遮断周波数及び低域遮断周波数からバンドパスフィルタ３３２の計算式を用いて上記出力信号をｚ（ｎ）として求める。バンドパスフィルタ３３２の計算式は、以下の式で示すことができる。
【００６８】
【数９】
2017028861.tif 000011
【００６９】
ｙｎは、中間出力値（ｋＷ）である。ｙｎ−１は、ｙｎの1ステップ前の中間出力値（ｋＷ）である。ｙｎは、以下に示す式で表すことができる。
【００７０】
【数１０】
2017028861.tif 000012
【００７１】
ここで、ｘｎ−１は、バンドパスフィルタ３３２に入力するｘｎの１ステップ前の負荷電力（ｋＷ）である。Ｔは、制御周期であり、例えば１ｓである。ωＬは、高域遮断角周波数である。ωＨは、低域遮断角周波数である。ωＬ及びωＨは、以下で示す式で表すことができる。
【００７２】
【数１１】
2017028861.tif 000013
【００７３】
【数１２】
2017028861.tif 000014
【００７４】
なお、ｆＬは、高域遮断周波数である。ｆＨは、低域遮断周波数である。
【００７５】
なお、図８（ｂ）に示すように、バンドパスフィルタ３３２は、ローパスフィルタ３３２−１及びハイパスフィルタ３３２−２に分けることができる。したがって、蓄電池出力指令値計算部３３は、ローパスフィルタ３３２−１及びハイパスフィルタ３３２−２の計算式に基づいて出力信号を計算することができる。すなわち、蓄電池出力指令値計算部３３は、買電電力と蓄電池出力とＳＯＣ制御指令値との合計値ｘ（ｎ）及び高域遮断周波数（ｆＬ）からローパスフィルタ３３２−１の計算式を用いて、中間出力値ｙ（ｎ）を計算する。次に、蓄電池出力指令値計算部３３は、計算した中間出力値ｙ（ｎ）及び低域遮断周波数（ｆＨ）からハイパスフィルタ３３２−２の計算式を用いて、出力信号ｚ（ｎ）を計算する。
【００７６】
このように、蓄電池出力指令値計算部３３は、様々な周波数成分を持つ負荷電力である買電電力と蓄電池出力との合計に対して、ＳＯＣ制御指令値を加算する。そして、蓄電池出力指令値計算部３３は、加算結果を図６に示すバンドパスフィルタ３３２に通す。そして、蓄電池出力指令値計算部３３は、ＳＯＣの上限設定値及び下限設定値から設定される出力上限値及び出力下限値の範囲内の補償周波数帯域の変動を抽出し、蓄電池出力指令値を出力する。これにより、蓄電池出力指令値計算部３３は、負荷変動補償制御時において、現在のＳＯＣが目標値になるように蓄電池の出力を制御することができる。すなわち、負荷変動補償制御時において、現在の時間がＳＯＣ制御時間帯に、ＳＯＣが目標値よりも大きい場合には、蓄電池出力指令値計算部３３は、ＳＯＣ制御指令値が示す電力を蓄電池から放電する。一方、負荷変動補償制御時において、現在の時間がＳＯＣ制御時間帯に、ＳＯＣが目標値よりも小さい場合には、蓄電池出力指令値計算部３３は、ＳＯＣ制御指令値が示す電力を蓄電池に充電する。
【００７７】
以下に、第１の実施形態におけるシステム演算部１０の処理の一例を説明する。図９は、第１の実施形態におけるシステム演算部１０の処理の一例を説明するフローチャートである。まず、第１の実施形態のＳＯＣ制御時間帯を決定する処理について説明する。図９（ａ）は、第１の実施形態のＳＯＣ制御時間帯を決定する処理のフローチャートである。
【００７８】
ＳＯＣ制御時間決定部２４は、気象類似日負荷電力データ取得部２１によって取得された負荷電力データの負荷電力の推移が類似する負荷電力データを第２の過去実績データＤＢ１２から選別する（ステップＳ１０１）。例えば、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、第２の過去実績データＤＢ１２に記憶された複数の負荷電力データの中で、負荷予測誤差が最も小さい負荷電力データを選別する。
【００７９】
ＳＯＣ制御時間決定部２４は、選別した負荷電力データの負荷電力が減少する時間帯をＳＯＣ制御時間帯に決定する（ステップＳ１０２）。
【００８０】
ＳＯＣ制御時間決定部２４は、決定したＳＯＣ制御時間帯を第２格納部３１に格納する（ステップＳ１０３）。
【００８１】
次に、第１の実施形態の高域遮断周波数、低域遮断周波数及び出力初期値を決定する処理について説明する。図９（ｂ）は、第１の実施形態の高域遮断周波数、低域遮断周波数及び出力初期値を決定する処理のフローチャートである。
【００８２】
蓄電池補償帯域決定部２２は、負荷電力取得部４０が取得した負荷電力データを用いて、高域遮断周波数及び低域遮断周波数を決定する（ステップＳ２０１）。
【００８３】
出力初期値決定部２３は、負荷電力取得部４０が取得した負荷電力データを用いて、出力初期値を決定する（ステップＳ２０２）。
【００８４】
出力初期値決定部２３は、決定した出力初期値、高域遮断周波数及び低域遮断周波数を制御パラメータとして第１格納部３０に格納する（ステップＳ２０３）。
【００８５】
以下に、第１の実施形態における蓄電池制御部４３のリアルタイム制御の処理の一例を説明する。図１０は、第１の実施形態における蓄電池制御部４３のリアルタイム制御の処理の一例を説明するフローチャートである。
【００８６】
減算器３２１は、現在のＳＯＣをＳＯＣの目標値で減算することで差分値ΔＳを算出する。減算器３２１は、算出した差分値ΔＳを変換部３２２に出力する（ステップＳ３０１）。
【００８７】
変換部３２２は、減算器３２１から供給された差分値ΔＳを電力に変換し、変換した電力をＳＯＣ制御指令値とする（ステップＳ３０２）。例えば、変換部３２２は、減算器３２１から供給された差分値ΔＳにゲインＡを乗算することで、差分値ΔＳを電力に変換する。
【００８８】
ＳＯＣ制御指令値計算部３２は、現在の時間が第２格納部３１に格納されているＳＯＣ制御時間帯に該当するか否かを判定する（ステップＳ３０３）。ＳＯＣ制御指令値計算部３２は、現在の時間が第２格納部３１に格納されているＳＯＣ制御時間帯に該当する場合、ＳＯＣ制御指令値を加算器３３１に出力する。一方、ＳＯＣ制御指令値計算部３２は、現在の時間が第２格納部３１に格納されているＳＯＣ制御時間帯に該当しない場合、ＳＯＣ制御指令値を加算器３３１に出力しない。
【００８９】
加算器３３１は、現在の時間が第２格納部３１に格納されているＳＯＣ制御時間帯に該当する場合、買電電力と蓄電池出力とＳＯＣ制御指令値とを合計する（ステップＳ３０４）。一方、加算器３３１は、現在の時間が第２格納部３１に格納されているＳＯＣ制御時間帯に該当しない場合、買電電力と蓄電池出力とを合計する（ステップＳ３０５）。
【００９０】
加算器３３１は、合計した合計値をバンドパスフィルタ３３２に通す（ステップＳ３０６）。これにより、バンドパスフィルタ３３２は、第１格納部３０に格納されている低域遮断周波数ｆＨと高域遮断周波数ｆＬと出力初期値とに従って、加算器３３１で合計した合計値をフィルタリングする。バンドパスフィルタ３３２は、フィルタリングすることで決定した出力信号を第１出力リミッタ３３３に出力する。
【００９１】
第１出力リミッタ３３３は、蓄電池残量ＳＯＣの上限設定値及び下限設定値から設定される出力上限値及び出力下限値の範囲内の補償周波数帯域の変動を抽出して蓄電池出力指令値を求め、蓄電池出力指令値を定置用蓄電池部１４に出力する（ステップＳ３０７）。
【００９２】
次に、第１の実施形態の電力管理システム１の効果について説明する。以下に、電力管理システム１のピーク電力削減量についてＭＡＴＬＡＢ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ(マトラボ（マットラブ）／シミュリンク)（登録商標）を用いてシミュレーションを行った。なお、蓄電池は、定格出力が９０ｋＷであり、定格容量が１６３ｋＷｈとして、上記シミュレーションを行った。ただし、電池残量の使用範囲を３０％（ＳＯＣ下限値）から９５％（ＳＯＣ上限値）と設定しているため、実効蓄電池容量は１０６ｋＷｈとなる。また、蓄電池の出力下限値を−９０ｋＷとし、出力上限値を９０ｋＷとした。
【００９３】
上記シミュレーションにおいて、気象情報取得部２０は、過去の負荷電力データから翌日の気象情報と類似した負荷電力として図２に示す負荷電力データを取得したと仮定する。
【００９４】
蓄電池補償帯域決定部２２は、図２に示す負荷電力データから、高域遮断周波数を１０ｍＨｚ、低域遮断周波数を０．０４５ｍＨｚに決定した。また、出力初期値決定部２３は、蓄電池補償帯域決定部２２が決定した高域遮断周波数及び低域遮断周波数に基づいて出力初期値を７９．７ｋＷに決定した。
【００９５】
上記シミュレーションにおいて、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、気象類似日負荷電力データ取得部２１によって取得された図２に示す負荷電力データの予測値ｙｐと第２の過去実績データＤＢ１２に記憶された負荷電力データの負荷電力の真値ｙｄとを負荷電力データ毎に比較し、負荷電力データのパターンに類似するパターンを有する負荷電力データを決定した。すなわち、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、予測値ｙｐと真値ｙｄとに基づいて、第２の過去実績データＤＢ１２に記憶された負荷電力データ毎に（８）式を用いて負荷予測誤差（ＥＥＰ値）を算出した。そして、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、第２の過去実績データＤＢ１２に記憶された複数の負荷電力データの中で、負荷予測誤差が最も小さい負荷電力データを選択する。ＳＯＣ制御時間決定部２４は、選択した負荷電力データの負荷電力が減少する時間帯をＳＯＣ制御時間帯とした。図１１に、上記シミュレーションにおいてＳＯＣ制御時間決定部２４が決定した負荷予測誤差及びＳＯＣ制御時間帯を示す。なお、第２の過去実績データＤＢ１２が記憶する代表的なパターンを有する負荷電力データとして、図４に示す夏期の負荷電力データ、冬期の負荷電力データ及び中間期の負荷電力データの３つの負荷電力データの場合とした。また、データ数ｎは、８時から１７時まで（蓄電池運転時間帯）の負荷電力のデータ数であり、３２４０１個とした。
【００９６】
図１１に示すように、負荷電力データの予測値ｙｐと夏期の負荷電力データの予測値ｙｐとから負荷予測誤差２４．７％が算出された。また、負荷電力データの予測値ｙｐと冬期の負荷電力データの予測値ｙｐとから負荷予測誤差７．２％が算出された。負荷電力データの予測値ｙｐと中間期の負荷電力データの予測値ｙｐとから負荷予測誤差５４．３％が算出された。これにより、ＳＯＣ制御時間決定部２４は、最も小さい負荷予測誤差の真値として使用された冬期の負荷電力データの負荷電力が減少する時間帯（１２時００分から１７時００分）をＳＯＣ制御時間帯とした。ＳＯＣ制御指令値計算部３２は、ＳＯＣの目標値を８０％として、ＳＯＣ制御時間帯（１２時００分から１７時００分）にＳＯＣ制御指令値を蓄電池出力指令値計算部３３に出力した。
【００９７】
蓄電池出力指令値計算部３３は、図２に示す負荷電力データを制御対象日の負荷電力データとした。蓄電池出力指令値計算部３３は、図２に示す負荷電力データ（買電電力と蓄電池出力との合計）にＳＯＣ制御指令値を加算してバンドパスフィルタ３３２に通して、各補償周波数帯域の変動を出力信号として抽出した。そして、蓄電池出力指令値計算部３３は、第１出力リミッタ３３３において、蓄電池残量ＳＯＣの上限設定値及び下限設定値から設定される出力上限値及び出力下限値の範囲内の補償周波数帯域の変動を抽出して蓄電池出力指令値を求め、蓄電池出力指令値を定置用蓄電池部１４に出力した。
【００９８】
図１２は、シミュレーションにおいて、ＳＯＣが目標値である８０％になるように蓄電池の出力を制御したときの電力管理システム１のシミュレーション結果を示す図である。図１２（ａ）は１秒刻みの電力（ｋＷ）と電力量（ｋＷｈ）を示す。図１２（ｂ）は、３０分平均毎の負荷電力と買電電力との推移を示す図である。上記のシミュレーションの結果、第１の実施形態における電力管理システム１では、図１２（ａ）に示すように、ＳＯＣの使用範囲が３８．９〜９５％となった。これにより、蓄電池の使用容量が、９１．４ｋＷｈと計算され、図１２（ｂ）に示すようにピーク電力削減量が４２．４ｋＷと計算された。図１２に示すように、第１の実施形態における電力管理システム１は、ＳＯＣ制御時間帯である１２時から１７時までの間において、ＳＯＣを目標値である８０％を維持するように制御することができる。したがって、電力管理システム１は、蓄電池の運転時間帯（８時から１７時）において蓄電池が停止することなく、ピーク電力の削減を達成し、且つ蓄電池がピーク電力の削減の周波数帯域の変動に対応できている。すなわち、電力管理システム１は、蓄電池によるピーク電力の削減とピーク電力の削減とが両立できていることが確認された。なお、ＳＯＣ制御では、変換部３２２が減算器３２１から供給された差分値ΔＳにゲインＡを乗算する比例制御を用いているため、定常偏差が残り目標値である８０％を少しずれた状態を維持しているが、比例積分等の高精度の方法を用いることにより、定常偏差をより小さくすることができる。
【００９９】
図１３は、従来の電力管理システムのシミュレーション結果を示す図である。図１４は、従来の電力管理システムの概略構成図を示す図である。従来の電力管理システムは、電力管理システム１と比較して、ＳＯＣ制御を実施しない構成である。
【０１００】
図１３（ａ）は１秒刻みの電力（ｋＷ）と電力量（ｋＷｈ）を示す。図１３（ｂ）は、３０分平均毎の負荷電力と買電電力との推移を示す図である。なお、シミュレーションには、図２に示す負荷電力データをリアルタイムの負荷電力として用いた。上記のシミュレーションの結果、従来の電力管理システムでは、図１３（ａ）に示すように蓄電池の使用容量９１．４ｋＷｈと計算され、図１３（ｂ）に示すようにピーク電力削減量が４２．４ｋＷと計算された。図１３に示すように、従来の電力管理システムは、ピーク電力の削減が可能であるが、蓄電池の運転時間帯において蓄電池が満充電となることで停止している時間帯がある。したがって、従来の電力管理システムでは、負荷電力が減少する時間帯において、負荷周波数制御の周波数帯の変動に対応できていないことがわかる。
【０１０１】
図１２及び図１３に示すシミュレーションの結果より、第１の実施形態における電力管理システム１は、蓄電池の充電量を抑制しつつ、蓄電池によるピークカットと負荷周波数制御との機能を両立し、自然エネルギーを最大限活用することができる。したがって、第１の実施形態における電力管理システム１は、自然エネルギーを大量導入した様々な用途の建物に最適である。
【０１０２】
上述したように、第１の実施形態の電力管理システム１は、制御対象日に所定の周波数帯域の負荷電力の変動を蓄電池の出力で補償する電力管理システムである。そして、第１の実施形態の電力管理システム１は、制御対象日の負荷電力が減少する時間帯に、補償周波数帯域の負荷電力の変動を補償し、且つ記蓄電池のＳＯＣの値が目標値に収束するように蓄電池の出力を制御する。これにより、負荷電力が減少する時間帯において蓄電池が停止することなく、ピーク電力を削減できる。したがって、電力管理システム１は、ピーク時間帯の電力の削減と負荷周波数制御とを両立することが可能である。
【０１０３】
上述の実施形態の電力管理システム１において、負荷電力が減少する時間帯が予め設定されている場合について説明したが、これに限定されない。例えば、負荷電力が所定の閾値を下回ったときの時間帯を負荷電力が減少する時間帯としてもよい。
【０１０４】
また、上述の実施形態の電力管理システム１において、ＳＯＣの目標値は、過去の負荷電力の実績データから算出されてもよいし、気象類似日負荷電力データ取得部２１が取得した負荷電力データに基づいて決定される蓄電池運電時間帯（又はＳＯＣ制御時間帯）に必要な蓄電池容量に基づいて決定されてもよい。
【０１０５】
また、上述の実施形態の電力管理システム１において、スイッチ部３２３がオン状態になることで変換部３２２が決定したＳＯＣ制御指令値を蓄電池出力指令値計算部３３に出力したが、これに限定されない。例えば、スイッチ部３２３は、ＳＯＣ制御指令値計算部３２から供給される制御信号に基づいて変換部３２２が決定したＳＯＣ制御指令値を蓄電池出力指令値計算部３３に出力するものであればよい。すなわち、スイッチ部３２３は、電気回路等のハードウェアで構成されてもよいし、これらの機能を実行するプログラム等のソフトウェアで構成されてもよい。或いは、ハードウェアとソフトウェアの組み合わせにより構成されてもよい。例えば、スイッチ部３２３は、ＳＯＣ制御指令値計算部３２から制御信号が供給される場合、変換部３２２が決定したＳＯＣ制御指令値を蓄電池出力指令値計算部３３に出力する。一方、スイッチ部３２３は、ＳＯＣ制御指令値計算部３２から制御信号が供給されない場合、変換部３２２が決定したＳＯＣ制御指令値を蓄電池出力指令値計算部３３に出力しない。
【０１０６】
（第２の実施形態）
以下、第２の実施形態における電力管理システム１Ａについて説明する。第２の実施形態における電力管理システム１Ａは、負荷電力の過去実績データに基づいて閾値を決定する。そして、電力管理システム１Ａは、制御対象日の負荷電力が上記閾値未満になる時間帯を制御対象日の前記負荷電力が減少する時間帯とする。
図１５は、第２の実施形態における電力管理システム１Ａの構成を示すブロック図である。図１５において、電力管理システム１Ａは、システム演算部１０Ａ、第１の過去実績データＤＢ１１、リアルタイムコントローラ１３Ａ及び定置用蓄電池部１４を備える。
【０１０７】
システム演算部１０Ａは、気象情報取得部２０、気象類似日負荷電力データ取得部２１、蓄電池補償帯域決定部２２、出力初期値決定部２３及び平均電力計算部２５を備える。
【０１０８】
リアルタイムコントローラ１３Ａは、第１格納部３０、第３格納部３４、ＳＯＣ制御指令値計算部３２Ａ及び蓄電池出力指令値計算部３３を備える。
【０１０９】
平均電力計算部２５を平均電力決定部４２Ａとして構成することもできる。また、第１格納部３０、第３格納部３４、ＳＯＣ制御指令値計算部３２Ａ、蓄電池出力指令値計算部３３及び定置用蓄電池部１４を蓄電池制御部４３Ａとして構成することもできる。
【０１１０】
平均電力計算部２５は、気象類似日負荷電力データ取得部２１が取得した負荷電力データに基づいて閾値を決定する。閾値とは、制御対象日において、現在の時間帯が、上記負荷電力が減少する時間帯であるか否かを判定する値である。例えば、平均電力計算部２５は、気象類似日負荷電力データ取得部２１が取得した負荷電力データの平均値（以下、「平均電力」）ＰＡＶＥを閾値として求める。例えば、平均電力ＰＡＶＥを求める際に使用する負荷電力データは、電力管理システム１Ａが備えられている事務所等における業務時間帯のデータである。業務時間帯とは、蓄電池の運転時間帯を示す。したがって、例えば平均電力計算部２５は、業務時間帯における負荷電力データの平均電力ＰＡＶＥを決定する。平均電力計算部２５は、決定した平均電力ＰＡＶＥを第３格納部３４に格納する。
【０１１１】
次に、蓄電池制御部４３Ａが行う蓄電池制御処理について説明する。蓄電池制御部４３Ａは、例えば、蓄電池制御処理を制御周期１秒として実行する。蓄電池制御部４３Ａは、所定のアルゴリズムに従って、リアルタイムで、様々な周波数成分を持つ負荷電力の変動（買電電力と蓄電池出力との合計）から各補償周波数帯域の変動を抽出することで蓄電池出力値を求める。ただし、蓄電池制御部４３Ａは、蓄電池の電力を充電する時間帯において、制御対象日の負荷電力が平均値ＰＡＶＥ未満である場合には、リアルタイムに取得した現在のＳＯＣが目標値になるように、補償周波数帯域の負荷電力の変動（買電電力と蓄電池出力との合計）を補正する。
以下、第２の実施形態における蓄電池制御部４３Ａの蓄電池制御処理について、具体的に説明する。図１６は、第２の実施形態における蓄電池制御（ＳＯＣ制御指令値計算部３２Ａ及び蓄電池出力指令値計算部３３の構成）を説明するブロック図である。
【０１１２】
図１６に示すように、ＳＯＣ制御指令値計算部３２Ａは、減算器３２１、変換部３２２及び第２出力リミッタ３２４を備える。
第２出力リミッタ３２４は、変換部３２２が決定した電力Ｙを取得する。第２出力リミッタ３２４は、制御対象日においてリアルタイムに取得した負荷電力と第３格納部３４に格納されている平均電力ＰＡＶＥとに基づいて、加算器３３１に出力するＳＯＣ制御指令値を決定する。第２出力リミッタ３２４は、決定したＳＯＣ制御指令値を加算器３３１に出力する。
【０１１３】
図１７は、第２の実施形態における第２出力リミッタ３２４のＳＯＣ制御指令値を決定する方法を説明する図である。
第２出力リミッタ３２４は、制御対象日においてリアルタイムに取得された負荷電力に基づいて計算される蓄電池出力Ｘを取得する。蓄電池出力Ｘは、蓄電池制御部４３ＡがＳＯＣ制御を実施しないと仮定して算出した蓄電値出力値である。図１８は、蓄電池制御部４３Ａにおける蓄電池出力Ｘの算出方法の一例を説明する図である。
【０１１４】
蓄電池制御部４３Ａは、リアルタイムに取得した買電電力と蓄電池出力とを加算器３３１Ａで加算することで負荷電力Ｐｌｏａｄを求める。蓄電池制御部４３Ａは、バンドパスフィルタ３３２Ａに負荷電力Ｐｌｏａｄを通すことで、負荷電力Ｐｌｏａｄの各補償周波数帯域の変動を蓄電池出力Ｘとして抽出する。なお、加算器３３１Ａは、加算器３３１と同等の機能を備える。バンドパスフィルタ３３２Ａは、バンドパスフィルタ３３２と同等の機能を備える。蓄電池制御部４３Ａは、抽出した蓄電池出力Ｘを第２出力リミッタ３２４に出力する。
【０１１５】
図１７に戻り、第２出力リミッタ３２４は、蓄電池出力Ｘが０未満であり、且つ現在の負荷電力Ｐｌｏａｄが平均電力ＰＡＶＥ未満であるか否かを判定する。第２出力リミッタ３２４は、蓄電池出力Ｘが０未満であり、且つ現在の負荷電力Ｐｌｏａｄが平均電力ＰＡＶＥ未満である場合、電力ＹをＳＯＣ制御指令値とし加算器３３１に出力する。一方、第２出力リミッタ３２４は、蓄電池出力Ｘが０以上、又は現在の負荷電力Ｐｌｏａｄが平均電力ＰＡＶＥ以上である場合、０ｋＷをＳＯＣ制御指令値とし加算器３３１に出力する。すなわち、本実施形態では、制御対象日の負荷電力Ｐｌｏａｄが減少する時間帯を、負荷電力Ｐｌｏａｄが平均電力ＰＡＶＥ未満である時間帯とする。
【０１１６】
図１９は、第２の実施形態における蓄電池制御を説明する図である。なお、図１９に示す図の縦軸は電力量を示し、横軸は時間を示す。図１９に示すように、現在の負荷電力Ｐｌｏａｄが平均電力ＰＡＶＥ以上である場合、蓄電池制御部４３Ａは、超えた分の負荷電力Ｐｌｏａｄをピーク電力とみなす。そして、蓄電池制御部４３Ａは、ピーク電力を削減するために、買電電力を超えた分の負荷電力Ｐｌｏａｄの電力、すなわち蓄電池出力Ｘを蓄電池から放電することで、ピーク電力における買電電力を削減する。この場合、蓄電池が満充電状態になることがないので、蓄電池制御部４３ＡはＳＯＣ制御で蓄電池の充電量を制御する必要はない。一方、現在の負荷電力Ｐｌｏａｄが平均電力ＰＡＶＥ未満である場合、蓄電池に電力が充電されるため、ＳＯＣが高くなり満充電状態になる場合がある。したがって、蓄電池制御部４３Ａは、ＳＯＣ制御で蓄電池の充電量を制御する。なお、蓄電池制御部４３Ａは、蓄電池運転時間帯において蓄電池の電力を放電するか、蓄電池に電力を充電するかのいずれか実施するか判定するために負荷電力Ｐｌｏａｄに基づいて蓄電池出力Ｘを計算している。すなわち、蓄電池出力Ｘが負の値である場合には蓄電池に電力を充電することを意味し、正である場合には蓄電池の電力を放電することを意味する。
【０１１７】
以下に、第２の実施形態の平均電力ＰＡＶＥを決定する処理について説明する。図２０は、第２の実施形態の平均電力ＰＡＶＥを決定する処理のフローチャートである。
【０１１８】
平均電力計算部２５は、気象類似日負荷電力データ取得部２１から負荷電力データを取得する（ステップＳ４０１）。
【０１１９】
平均電力計算部２５は、気象類似日負荷電力データ取得部２１から供給された負荷電力データにおいて、業務時間帯における負荷電力データの平均電力ＰＡＶＥを決定する（ステップＳ４０２）。
【０１２０】
平均電力計算部２５は、決定した平均電力ＰＡＶＥを第３格納部３４に格納する（ステップＳ４０３）。
【０１２１】
以下に、第２の実施形態における蓄電池制御部４３Ａのリアルタイム制御の処理の一例を説明する。図２１は、第２の実施形態における蓄電池制御部４３Ａのリアルタイム制御の処理の一例を説明するフローチャートである。
【０１２２】
減算器３２１は、現在のＳＯＣ（ＳＯＣ計測値）をＳＯＣの目標値で減算することで差分値ΔＳを算出する（ステップＳ５０１）。減算器３２１は、算出した差分値ΔＳを変換部３２２に出力する。
【０１２３】
変換部３２２は、減算器３２１から供給された差分値ΔＳを電力Ｙにする（ステップＳ５０２）。例えば、変換部３２２は、減算器３２１から供給された差分値ΔＳにゲインＡを乗算することで、差分値ΔＳを電力Ｙに変換する。
【０１２４】
蓄電池制御部４３Ａは、リアルタイムに取得した買電電力と蓄電池出力とを加算器３３１Ａで加算することで負荷電力Ｐｌｏａｄを求める。蓄電池制御部４３Ａは、バンドパスフィルタ３３２Ａに負荷電力Ｐｌｏａｄを通すことで、負荷電力Ｐｌｏａｄの各補償周波数帯域の変動を蓄電池出力Ｘとして抽出する。第２出力リミッタ３２４は、蓄電池出力Ｘが０未満であり、且つ現在の負荷電力Ｐｌｏａｄが平均電力ＰＡＶＥ未満であるか否かを判定する（ステップＳ５０３）。
【０１２５】
第２出力リミッタ３２４は、蓄電池出力Ｘが０未満であり、且つ現在の負荷電力Ｐｌｏａｄが平均電力ＰＡＶＥ未満である場合、電力ＹをＳＯＣ制御指令値とし加算器３３１に出力する（ステップＳ５０４）。
【０１２６】
第２出力リミッタ３２４は、蓄電池出力Ｘが０以上、又は現在の負荷電力Ｐｌｏａｄが平均電力ＰＡＶＥ以上である場合、０ｋＷをＳＯＣ制御指令値とし加算器３３１に出力する（ステップＳ５０５）。
【０１２７】
加算器３３１は、買電電力と蓄電池出力とＳＯＣ制御指令値とを合計する（ステップＳ５０６）。
【０１２８】
加算器３３１は、合計した合計値をバンドパスフィルタ３３２に通す（ステップＳ５０７）。これにより、バンドパスフィルタ３３２は、第１格納部３０に格納されている低域遮断周波数ｆＨと高域遮断周波数ｆＬと出力初期値とに従って、加算器３３１で合計した合計値をフィルタリングする。バンドパスフィルタ３３２は、フィルタリングすることで決定した出力信号を第１出力リミッタ３３３に出力する。
【０１２９】
第１出力リミッタ３３３は、蓄電池残量ＳＯＣの上限設定値及び下限設定値から設定される出力上限値及び出力下限値の範囲内の補償周波数帯域の変動を抽出して蓄電池出力指令値を求め、蓄電池出力指令値を定置用蓄電池部１４に出力する（ステップＳ５０８）。
【０１３０】
次に、第２の実施形態の電力管理システム１Ａの効果について説明する。以下に、電力管理システム１Ａのピーク電力削減量についてＭＡＴＬＡＢ／Ｓｉｍｕｌｉｎｋ(マトラボ（マットラブ）／シミュリンク)（登録商標）を用いてシミュレーションを行った。なお、蓄電池は、定格出力が９０ｋＷであり、定格容量が１６３ｋＷｈとして、上記シミュレーションを行った。ただし、電池残量の使用範囲を３０％（ＳＯＣ下限値）から９５％（ＳＯＣ上限値）と設定しているため、実効蓄電池容量は１０６ｋＷｈとなる。また、蓄電池の出力下限値を−９０ｋＷとし、出力上限値を９０ｋＷとした。
【０１３１】
上記シミュレーションにおいて、気象情報取得部２０は、過去の負荷電力データから翌日の気象情報と類似した負荷電力として図２に示す負荷電力データを取得したと仮定する。
【０１３２】
蓄電池補償帯域決定部２２は、図２に示す負荷電力データから、高域遮断周波数を１０ｍＨｚ、低域遮断周波数を０．０４５ｍＨｚに決定した。また、出力初期値決定部２３は、蓄電池補償帯域決定部２２が決定した高域遮断周波数及び低域遮断周波数に基づいて出力初期値を７９．７ｋＷに決定した。平均電力計算部２５は、図２に示す負荷電力データから、業務時間帯である８〜１７時の負荷電力データの平均電力ＰＡＶＥを２６４．８ｋＷに決定した。
【０１３３】
蓄電池出力指令値計算部３３は、図２に示す負荷電力データを制御対象日の負荷電力データとした。また、制御周期は１秒とし、蓄電池の運転時間帯は８時〜１７時までとした。また、ＳＯＣの目標値を８０％とし、ゲインＡを１０とした。
【０１３４】
図２２は、シミュレーションにおいて、ＳＯＣが目標値である８０％になるように蓄電池の出力を制御したときの電力管理システム１Ａのシミュレーション結果を示す図である。図２２（ａ）は１秒刻みの電力（ｋＷ）と電力量（ｋＷｈ）を示す。図２２（ｂ）は、３０分平均毎の負荷電力と買電電力との推移を示す図である。上記のシミュレーションの結果、第２の実施形態における電力管理システム１Ａでは、図２２（ａ）に示すようにＳＯＣの使用範囲が３８．９〜９５％となった。これにより、蓄電池の使用容量が９１．４ｋＷｈと計算され、図２２（ｂ）に示すようにピーク電力削減量は４２．４ｋＷと計算された。図２２に示すように、第２の実施形態における電力管理システム１Ａは、蓄電池の運転時間帯において、ＳＯＣを目標値である８０％を維持するように制御することができる。したがって、電力管理システム１Ａは、蓄電池の運転時間帯において蓄電池が停止することなく、ピーク電力の削減を達成し、且つ蓄電池がピーク電力の削減の周波数帯域の変動に対応できている。すなわち、電力管理システム１Ａは、蓄電池によるピーク電力の削減と負荷周波数制御とが両立できていることが確認された。
【０１３５】
図２２及び図１３に示すシミュレーションの結果より、第２の実施形態における電力管理システム１Ａは、従来の電力管理システムと比較して、蓄電池の充電量を抑制しつつ、蓄電池によるピークカットと負荷周波数制御との機能を両立し、自然エネルギーを最大限活用することができる。したがって、第２の実施形態における電力管理システム１Ａは、自然エネルギーを大量導入した様々な用途の建物に最適である。
【０１３６】
上述したように、第２の実施形態における電力管理システム１Ａは、制御対象日に所定の周波数帯域の負荷電力の変動を蓄電池の出力で補償する電力管理システムである。そして、第２の実施形態の電力管理システム１Ａは、負荷電力データの過去実績データに基づいて閾値（例えば、平均電力ＰＡＶＥ）を求める。第２の実施形態の電力管理システム１Ａは、蓄電池に電力を充電する時間帯において、制御対象日の負荷電力Ｐｌｏａｄが閾値未満である場合、補償周波数帯域の負荷電力の変動を補償し、且つ蓄電池のＳＯＣの値が目標値に収束するように蓄電池の出力を制御する。ただし、第２の実施形態の電力管理システム１Ａは、蓄電池の電力を放電する時間帯、又は制御対象日の負荷電力Ｐｌｏａｄが閾値以上である時間帯においてはＳＯＣ制御を実行しない。これにより、負荷電力が減少する時間帯において蓄電池が停止することなく、ピーク電力を削減できる。したがって、電力管理システム１Ａは、ピーク時間帯の電力の削減と負荷周波数制御とを両立することが可能である。
【０１３７】
上述した実施形態における電力管理システム１又は電力管理システム１Ａをコンピュータで実現するようにしてもよい。その場合、この機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することによって実現してもよい。なお、ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、インターネット等のネットワークや電話回線等の通信回線を介してプログラムを送信する場合の通信線のように、短時間の間、動的にプログラムを保持するもの、その場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリのように、一定時間プログラムを保持しているものも含んでもよい。また上記プログラムは、前述した機能の一部を実現するためのものであってもよく、さらに前述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるものであってもよく、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）等のプログラマブルロジックデバイスを用いて実現されるものであってもよい。
【０１３８】
以上、この発明の実施形態を図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成は上述の実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。
【符号の説明】
【０１３９】
１、１Ａ  電力管理システム
１０  システム演算部
１１  第１の過去実績データＤＢ
１２  第２の過去実績データＤＢ
１３、１３Ａ  リアルタイムコントローラ
１４  定置用蓄電池部
２１  気象類似日負荷電力データ取得部
２２  蓄電池補償帯域決定部
２３  出力初期値決定部
２４  ＳＯＣ制御時間決定部
２５  平均電力計算部
３０  第１格納部
３１  第２格納部
３２、３２Ａ  ＳＯＣ制御指令値計算部
３３  蓄電池出力指令値計算部
３４  第３格納部
４０  負荷電力取得部
４１  制御パラメータ決定部
４２  ＳＯＣ制御時間帯決定部
４３、４３Ａ  蓄電池制御部
【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】
2017028861.tif 000029
【図１６】
2017028861.tif 000030
【図１７】
2017028861.tif 000031
【図１８】
2017028861.tif 000032
【図１９】
2017028861.tif 000033
【図２０】
2017028861.tif 000034
【図２１】
2017028861.tif 000035
【図２２】
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