"系統母線に接続される太陽光発電装置と調整電源装置と蓄電装置とを備え、前記系統母線に接続される負荷に電力を供給する独立運用型の電力供給システムであって、前記調整電源装置及び前記蓄電装置の制御装置のそれぞれは、カレンダー情報と自端の計測情報とにより一意に定められる所定の分類条件のそれぞれに対して予め作成された、前記各装置の出力分担を定める基準運転パターン群が保持される記憶部と、現在日時と現在の自端の計測情報とに該当する現在の分類条件に対する基準運転パターンを前記基準運転パターン群のなかから選択し、当該選択した基準運転パターンによって定められる前記出力分担を前記現在の自端の計測情報を用いて補正することにより、自装置の制御対象装置の補正後の出力分担を算出し、当該算出した補正後の出力分担に基づいて当該制御対象装置の運転を制御する制御部とを有することを特徴とする電力供給システム。請求項1に記載の電力供給システムにおいて、前記調整電源装置及び前記蓄電装置のそれぞれは、日射量と外気温との計測手段を備え、前記計測手段によって計測される日射量と外気温とを前記自端の計測情報として用いることを特徴とする電力供給システム。系統母線に接続される太陽光発電装置と調整電源装置と蓄電装置とを備え、前記系統母線に接続される負荷に電力を供給する独立運用型の電力供給システムであって、前記調整電源装置及び前記蓄電装置の制御装置のそれぞれは、季節、外気温、日射量などを区分して組み合わせたそれぞれの分類条件に対して予め作成された、前記各装置の出力分担を定める基準運転パターン群が保持される記憶部と、現在の季節の区分と、現在の自端の外気温及び日射量の計測情報とに該当する区分とを組み合わせた現在の分類条件に対する基準運転パターンを前記基準運転パターン群のなかから選択し、当該選択した基準運転パターンによって定められる前記出力分担を前記現在の自端の外気温及び日射量の計測情報とを用いて補正することにより、自装置の制御対象装置の補正後の出力分担を算出し、当該算出した補正後の出力分担に基づいて当該制御対象装置の運転を制御する制御部とを有することを特徴とする電力供給システム。請求項1から請求項3のいずれか一項に記載の電力供給システムにおいて、前記調整電源装置は、複数の調整電源を備え、前記調整電源装置の前記制御装置は、前記補正後の出力分担に基づいて、ガバナーフリー運転する前記調整電源の台数を制御することを特徴とする電力供給システム。請求項1から請求項3のいずれか一項に記載の電力供給システムにおいて、前記蓄電装置の前記制御装置は、自身が制御する蓄電池のSOCレベルが所定の上限閾値よりも高い場合は、当該蓄電池のSOCレベルを下げるように前記出力分担を補正し、自身が制御する蓄電池のSOCレベルが所定の下限閾値よりも低い場合は、当該蓄電池のSOCレベルを上げるように前記出力分担を補正することを特徴とする電力供給システム。請求項1から請求項5のいずれか一項に記載の電力供給システムにおいて、前記調整電源装置及び前記蓄電装置の前記制御装置のそれぞれは、出力周波数を定格周波数に維持する手段を備え、前記調整電源装置の前記制御装置は、所定のカットオフ周波数よりも低い成分の周波数偏差を補償し、前記蓄電装置の前記制御装置は、前記所定のカットオフ周波数よりも高い成分の周波数偏差を補償することを特徴とする電力供給システム。請求項6に記載の電力供給システムにおいて、前記調整電源装置の前記制御装置は、前記蓄電装置の前記制御装置が補償すべき前記所定のカットオフ周波数よりも高い成分の周波数偏差が所定時間以上補償されない場合は、前記所定のカットオフ周波数よりも高い成分の周波数偏差をも含めた全ての周波数偏差を補償することを特徴とする電力供給システム。請求項6に記載の電力供給システムにおいて、前記蓄電装置の前記制御装置は、前記調整電源装置の前記制御装置が補償すべき前記所定のカットオフ周波数よりも低い成分の周波数偏差が所定時間以上補償されない場合は、前記所定のカットオフ周波数よりも低い成分の周波数偏差をも含めた全ての周波数偏差を補償することを特徴とする電力供給システム。請求項1から請求項8のいずれか一項に記載の電力供給システムにおいて、前記調整電源装置及び前記蓄電装置の前記制御装置のそれぞれは、前記基準運転パターンの選択と前記出力分担の補正とを所定の周期で繰り返し実行することを特徴とする電力供給システム。請求項1から請求項9のいずれか一項に記載の電力供給システムにおいて、前記調整電源装置及び前記蓄電装置の前記制御装置のそれぞれの前記記憶部に予め保持される基準運転パターン群は、システムの安定運用に係る制約条件を満たしつつ、システムの運転コストを最小化する非線形最適化問題を解くことによって作成されることを特徴とする電力供給システム。特許文献1で開示されている従来技術は、発電効率の高い装置を優先的に運転するものであり、さらに経済性を向上させるためには、蓄電池のSOCStateOfCharge管理や、発電装置の非線形な部分負荷効率あるいはメンテナンス費用に影響する要因等も含めて、コスト的に最適化された計画に基づいて運転する必要がある。一方、各装置の運転状態をリアルタイムに監視して最適運転計画を作成しながら運用する集中制御方式は、通信設備にコストを要するという問題がある。本発明は、前記の課題を解決するためになされたものであり、再生可能エネルギーを利用する独立運用型の電力供給システムにおいて、各発電装置及び蓄電装置が自端の情報を用いた運転を行いつつ、安定かつ経済性に優れた運用を実現することを目的とする。前記の目的を達成するため、本発明は概ね以下の構成を有することを特徴とする。系統母線に接続される太陽光発電装置と調整電源装置と蓄電装置とを備え、前記系統母線に接続される負荷に電力を供給する独立運用型の電力供給システムであって、前記調整電源装置及び前記蓄電装置の制御装置のそれぞれが、カレンダー情報と自端の計測情報とにより一意に定められる所定の分類条件のそれぞれに対して予め作成された、前記各装置の出力分担を定める基準運転パターン群が保持される記憶部と、現在日時と現在の自端の計測情報とに該当する現在の分類条件に対する基準運転パターンを前記基準運転パターン群のなかから選択し、当該選択した基準運転パターンによって定められる前記出力分担を前記現在の自端の計測情報を用いて補正することにより、自装置の制御対象装置の補正後の出力分担を算出し、当該算出した補正後の出力分担に基づいて当該制御対象装置の運転を制御する制御部とを有するものとした。また、前記調整電源装置及び前記蓄電装置には、日射量と外気温との計測手段を備え、当該計測手段によって計測される日射量と外気温とを前記自端の計測情報として用いるものとした。本発明によれば、再生可能エネルギーを利用する独立運用型の電力供給システムにおいて、各発電装置及び蓄電装置が自端の情報を用いた運転を行いつつ、安定かつ経済性に優れた運用を実現することができる。以下、本発明を実施するための形態を図面に基づいて詳細に説明する。図1は、本発明の一実施形態をなす独立運用型電力供給システムの概略構成例である。なお、図1においては、独立運用型電力供給システムの構成要素として本発明の説明に必要な最小限のものを記載している。図1に示すように、独立運用型電力供給システム10は、再生可能エネルギーを利用して特定の地域に電力を供給するための独立運用型の電力供給システムであり、太陽光発電装置3と、調整電源装置4と、蓄電装置5とが、それぞれ連系用受電設備33A,43A,53A等を介して系統母線である電力線1に接続されており、これら各装置から同じく電力線1に接続されている負荷2A,2B等に電力を供給する。太陽光発電装置3は、日射条件に応じて発電出力が大きく変動するので、雨天時等に不足電力を補うために、ディーゼル発電機、ガスエンジン発電機、マイクロガスタービン発電機、あるいは燃料電池等の発電出力を制御可能な複数の発電装置調整電源を有してなる調整電源装置4が設置され、また太陽光発電装置3の昼間の余剰電力を充電し、これを夜間に放電して有効利用するために、蓄電池等の電力貯蔵装置を有してなる蓄電装置5が設置される。ここで、太陽光発電装置3、調整電源装置4、及び蓄電装置5は、特定のエリア内に集中して設置されている必要はない。ちなみに、独立運用型電力供給システム10は、電力系統未整備地域に好適に適用されるが、設置場所は特に限定されない。太陽光発電装置3は、複数の太陽光発電パネル群31A,31B,と、それらで発電された直流電力を交流電力に変換しこれを制御するとともに電力線1に接続するための連系保護機能を備えた連系用電力変換器32A,32B,と、変圧器や開閉器等からなる連系用受電設備33A,33B,と、連系用電力変換器32A,32B等で行う制御保護に用いる自端の電圧電流検出装置図示せずとを備えて構成される。太陽光発電パネル群31A,31B等は特定エリア内に集中設置されている必要はなく、また一点で電力線1に連系されている必要もない。すなわち、これらは分散配置され、それぞれの設置場所において電力線1に連系されていてもよい。調整電源装置4は、ディーゼル発電機、ガスエンジン発電機、マイクロガスタービン発電機、あるいは燃料電池等の発電出力を制御可能な発電装置である調整電源41A,41B,41C,と、これら調整電源41A~41C等を電力線1に接続するための変圧器や開閉器等からなる連系用受電設備43A~43C等と、調整電源41A~41C等を制御する調整電源制御装置44と、この調整電源制御装置44で行う制御に用いる自端の電圧電流検出装置図示せずに加え、日射量や外気温を計測する手段からなる運転状態推定用計測装置45とを備えて構成される。調整電源41A~41C等には、それぞれ調整電源制御装置44からの制御指令と自端の電圧電流検出装置図示せずの計測情報とに基づいて、周波数及び電圧を適正範囲に維持するために有効無効電力を制御する機能を有する制御ユニット411A~411C等が接続されている。なお、調整電源41A~41C等の台数は、電力供給の対象となる負荷2A,2B等の需要電力に応じて定められる。蓄電装置5は、充電放電によりシステム内の電力を調整する装置であり、蓄電池51A,51B,と、これら蓄電池51A,51B等により発生した直流電力を交流電力に変換しこれを制御するとともに電力線1に接続するための連系保護機能を備えた連系用電力変換器52A,52B,と、変圧器や開閉器等からなる連系用受電設備53A,53B,と、連系用電力変換器52A,52B等で行う制御保護に用いる自端の電圧電流検出装置図示せずと、連系用電力変換器52A,52B等に充放電電力や運転/停止情報などの制御指令を伝送する蓄電装置制御装置54と、この蓄電装置制御装置54で行う制御に用いる自端の電圧電流検出装置図示せずに加え、日射量や外気温を計測する手段からなる運転状態推定用計測装置55とを備えて構成される。連系用電力変換器52A,52B等は、それぞれ蓄電装置制御装置54からの制御指令と自端の電圧電流検出装置図示せずの計測情報とに基づいて、周波数及び電圧を適正範囲に維持するために有効無効電力を制御する機能を有する。蓄電池51A,51B等としては、鉛蓄電池、リチウムイオン電池、ナトリウム硫黄電池、レドックスフロー電池などの二次電池を使用することができる。また、これらの電池は定期的にリフレッシュ充電を行う必要があることから、その間にも独立運用型電力供給システム10が安定して電力を供給できるようにするために、少なくとも2組が独立して運用可能な構成とすることが好ましい。独立運用型電力供給システム10では、これら太陽光発電装置3、調整電源装置4、及び蓄電装置5は、通信線等で接続されておらず、互いに運転状態等のデータの授受を行うことなく、それぞれ無人スタンドアロンで運用される。図2は、独立運用型電力供給システム10を構成する太陽光発電装置3、調整電源装置4、及び蓄電装置5の一般的な運用の考え方を模式的に表したものである。図2aは、太陽光発電装置3と蓄電装置5の出力の関係を、図2bは、総需要に対する出力分担を表している。太陽光発電装置3は、基本的には日射量により定まる発電電力を供給するものとし、出力制限は行わない。図2aに破線で記したグラフは、快晴で、太陽光発電装置3の出力が定格発電容量まで達した場合の出力変化を例示したものである。蓄電装置5は、太陽光発電装置3の出力が所定の充放電切換容量Wbを上回る昼間の時間帯は、上回った分の電力を系統母線電力線1を介して充電し、これを夜間の時間帯に系統母線へ向けて放電して負荷2A,2B等に電力を供給する、いわゆるピークシフト運用を行う。これにより、太陽光発電装置3と蓄電装置5との両者によって、図2aに太い実線で記したグラフで示した合成出力が負荷に供給される。また、図2bに示すように、右下方向の斜線を施した、総需要と太陽光発電装置3と蓄電装置5の合成出力との差に相当する部分の電力については、調整電源装置4がその出力を分担することになる。図3は、本実施形態に係る調整電源制御装置44の機能ブロック図である。図3に示すように、調整電源制御装置44は、調整電源41A~41C等に対する発電出力指令、起動/停止指令、運転モード変更指令等の制御指令を演算する制御演算装置441と、予め作成された独立運用型電力供給システム10の各種基準運転パターン群を保持する運転パターン格納装置442と、オペレータが基準運転パターン群を初期設定修正したり、メンテナンスのための操作指令を入力したりするための入力装置443と、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置444と、自端の電圧電流検出装置の計測情報や運転状態推定用計測装置45の日射量や外気温の計測情報、及び制御指令や発電出力の履歴などを保存する計測データ格納装置446と、調整電源41A~41C等の制御ユニット411A~411C等に伝送する制御指令や前記計測情報の送受信を制御する信号入出力インタフェース装置信号入出力I/F装置445とを備えて構成される。制御演算装置441は、運転パターン制御機能4411と周波数維持機能4412とを備える。運転パターン制御機能4411は、運転パターン格納装置442に保持されている基準運転パターン群の中から、自端の計測情報に基づいて最適な基準運転パターンを選択する運転パターン選択部44111と、自端の計測情報を用いて太陽光発電装置3及び蓄電装置5の運転状態と総需要とを推定する運転状態推定部44112と、選択された基準運転パターンを太陽光発電装置3及び蓄電装置5の運転状態と総需要との推定結果に基づいて補正する運転パターン補正部44113とを有する。また、周波数維持機能4412は、自端の電圧計測情報から調整電源装置4の出力制御により補償する周波数偏差ΔFGと蓄電装置5の充放電制御により補償する周波数偏差ΔFBとを演算する周波数偏差演算部44121と、周波数偏差ΔFGを用いて周波数維持のためにガバナフリー運転を行う電源容量の増減判定を行って調整電源41A~41C等の中でガバナフリー運転する電源とロードリミット運転する電源とを決定する運転モード設定部44122と、周波数偏差ΔFBを用いて蓄電装置5の周波数制御状態を推定し、必要であれば調整電源装置4の周波数制御定数を変更する周波数制御定数変更部44123とを有する。図4は、本実施形態に係る蓄電装置制御装置54の機能ブロック図である。図4に示すように、蓄電装置制御装置54は、蓄電池51A,51B等に対する充放電指令、起動/停止指令、運転モード変更指令等の制御指令を演算する制御演算装置541と、予め作成された独立運用型電力供給システム10の各種基準運転パターン群を保持する運転パターン格納装置542と、オペレータが基準運転パターン群を初期設定修正したり、メンテナンスのための操作指令を入力したりするための入力装置543と、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置544と、自端の電圧電流検出装置の計測情報や運転状態推定用計測装置55の日射量や外気温の計測情報、及び制御指令や充放電量の履歴などを保存する計測データ格納装置546と、蓄電池51A,51B等の連系用電力変換器52A,52B等に伝送する制御指令や前記計測情報の送受信を制御する信号入出力インタフェース装置信号入出力I/F装置545とを備えて構成される。制御演算装置541は、運転パターン制御機能5411と周波数維持機能5412とSOC調整機能5413とを備える。ここで、SOCStateOfChargeとは、蓄電池の残量充電電力量を表す指標であり、例えば定格充電容量に対する百分率で表される。運転パターン制御機能5411は、運転パターン格納装置542に保持されている基準運転パターン群の中から、自端の計測情報に基づいて最適な基準運転パターンを選択する運転パターン選択部54111と、自端の計測情報を用いて太陽光発電装置3及び調整電源装置4の運転状態と総需要とを推定する運転状態推定部54112と、選択された基準運転パターンを太陽光発電装置3及び調整電源装置4の運転状態と総需要との推定結果に基づいて補正する充放電パターン補正部54113とを有する。また、周波数維持機能5412は、自端の電圧計測情報から蓄電装置5の充放電制御により補償する周波数偏差ΔFBと、調整電源装置4の出力制御により補償する周波数偏差ΔFGとを演算する周波数偏差演算部54121と、周波数偏差ΔFGを用いて調整電源装置4の周波数制御状態を推定し、必要であれば蓄電装置5の周波数制御定数を変更する周波数制御定数変更部54122とを有する。SOC調整機能5413は、蓄電池51A,51B等のSOCを監視し正常範囲にあるか否かを判定するSOC判定部54131と、判定結果に基づいてSOCを正常範囲に戻すための充放電量を演算して生成するSOC増減指令生成部54132とを有する。図5は、調整電源制御装置44における制御処理の流れを示すフローチャートである。以下、図5を用いて、調整電源制御装置44における制御について説明する。調整電源制御装置44は、まず、ステップS51にて、季節、天候、外気温等をパラメータとして予め作成され運転パターン格納装置442に保持された基準運転パターン群を読み込む。ここでは、各基準運転パターンのデータは1日を48分割した30分単位で作成されているものとする。以下に説明するステップS52からS58までの処理は、運転パターン制御機能4411が繰り返して実行する処理であり、その実行周期は、基準運転パターンのデータの時間分解能との関係から、例えば数分~30分の範囲に設定されるものとする。ここでは、実行周期を10分として説明する。また、ステップS59からS61までの処理は、周波数維持機能4412が繰り返して実行する処理であり、その実行周期は1秒以下に設定されるものとする。運転パターン制御機能4411は、ステップS52では、運転状態推定用計測装置45で定期的に計測され10分間の平均値として処理されている日射量SrW/m2及び外気温To°Cのデータを計測データ格納装置446から読み込む。次に、ステップS53では、ステップS52で読み込んだ処理時刻tにおける日射量Srと外気温To、及び予め保持しているカレンダー情報を用いて、独立運用型電力供給システム10の最適な基準運転パターンを選択するための各種フラグ、すなわち季節フラグ、PVPhotovoltaic:光起電性フラグ、気温フラグ、蓄電池フラグを設定する。季節フラグは、季節を設定するためのフラグであり、カレンダー情報と処理時刻tとから一意に設定することができる。PVフラグは、太陽光発電装置3の発電パターンを設定するためのフラグであり、図6aに示すように、計測された日射量Srと季節毎に定義された24時間分の日射量の参照値Srrefとを用いて、式1によりフラグ値を設定する。[PVフラグ]Sr>Srrefのときフラグ値をFに設定Sr≦Srrefのときフラグ値をC/Rに設定1上記のフラグ値Fは晴れFairで太陽光発電装置3が高発電状態にあること、フラグ値C/Rは曇りCloudyまたは雨Rainyで太陽光発電装置3が低発電状態にあることを意味する。また、気温フラグは、負荷2A,2B等の電力需要のパターンを設定するためのフラグであり、図6bに示すように、外気温Toと季節毎に定義された24時間分の外気温の参照値Torefとを用いて、式2によりフラグ値を設定する。[気温フラグ]To>Torefのときフラグ値をHに設定To≦Torefのときフラグ値をLに設定2上記のフラグ値Hは、例えば、当該季節において気温が高くHigh冷房のための電力需要が大きい状態にあり、フラグ値Lは当該季節において気温が低くLow冷房のための電力需要が小さい状態にあることを意味する。さらに、蓄電池フラグは、カレンダー情報に基づき当該日がいずれかの蓄電池のリフレッシュ充電を行う日であればフラグ値をRRefresh、通常の充放電運転を行う日であればフラグ値をNNormalに設定する。次に、ステップS54では、ステップS53で設定された各種フラグを用いて、図7に例示した独立運用型電力供給システム10の基準運転パターンの分類表に基づいて、最適な運転パターンの番号を選択する。図7に例示した分類表は、独立運用型電力供給システム10が運用される地域の特性に応じて、季節フラグ、PVフラグ、気温フラグの分類区分数を適宜増減させることができる。図7の例は、季節フラグがS1~S4というように、日本のような温帯で四季のある地域を想定したものであるが、例えば、地域によっては季節フラグの分類区分を雨季、乾季などの2つとしてもよい。次に、ステップS55では、日射量及び外気温の計測データを用いて、太陽光発電装置3の発電出力PV出力、蓄電装置5の充放電量、及び総需要を推定する。具体的には、太陽光発電装置3の発電出力Ppvは、日射量計測値Srと外気温計測値Toとを用いて式3により算出する。[太陽光発電装置の発電出力]Ppv=SrKsKpvKtKbKcKpcs×103kW3但し、Ks:日射量補正係数Kpv:パネル容量換算係数Kt:温度補正係数Kb:汚れ係数Kc:ケーブル効率係数Kpcs:電力変換効率係数また、総需要負荷2A,2B等の需要電力Pdは、外気温の参照値Torefと計測値Toの差、及び需要パターンPdptrnを用いて式4により算出する。[総需要]Pd=PdptrnCw×To-Toref4但し、Cw:外気温補正係数ここで、Cwは当該システムにおける需要電力と外気温の実績との関係から、予め季節毎に定めておく係数である。また、蓄電装置5の充放電量Pbt正の値が放電、負の値が充電を表す。については、昼間に太陽光発電装置3の発電出力を充電し夜間にそれを放電する運転パターン図2a参照を基本とし、太陽光発電出力の推定値PpvとステップS54で選択された太陽光発電装置3の基準出力パターンPpvptrnとの差を用いて、式5により算出する。[蓄電装置の充放電量]Pb=Pbptrn--Ppvptrn5次に、ステップS56では、式3~5により推定された太陽光発電装置3の発電出力Ppv、総需要Pd、及び蓄電装置5の充放電量Pbを用いて式6によって算出される調整電源装置4の必要合成発電出力Pgから、予め保持している調整電源装置4の最適運転パターンを再選択して運転台数、運転モード、出力指令値等を補正する。[調整電源装置の必要合成発電出力]Pg=Pd-Pb=Pd-Pbptrn6また、ステップS57では、周波数維持機能4412から要請があれば、ガバナフリー/ロードリミット運転する調整電源の台数の増減を考慮して、調整電源41A~41C等への出力指令を再度補正し、続くステップS58にて、起動/停止指令、運転モード変更指令、出力指令値などの制御指令を信号入出力インタフェース装置445を介して各調整電源の制御ユニット411A~411C等に伝送する。次に、前記の運転パターン制御機能4411の処理と並行して実施する周波数維持機能4412の制御処理について説明する。まず、ステップS59では、常時計測している自端の電圧計測値を読み込んで系統母線電力線1の周波数Fを演算し、定格周波数Foとの周波数偏差ΔFを算出する。次に、ステップS60にて、周波数偏差ΔFをカットオフ周波数fcのローパスフィルタLPFLowPassFilterに入力し、調整電源装置4で補償する周波数偏差ΔFGを求める。また、周波数偏差ΔFをカットオフ周波数fcのハイパスフィルタHPFHighPassFilterに入力し、蓄電装置5が補償する周波数偏差ΔFBを算出する。ローパスフィルタLPF、ハイパスフィルタHPFのカットオフ周波数fcは、調整電源41A~41C等の制御ユニット411A~411C等、及び蓄電装置5の連系用電力変換器52A,52B等に設定しているものと同じ値であり、太陽光発電パネル31A,31B等の出力変動周期である数秒から数十秒周期の周波数変動を蓄電装置5が補償するように、例えば0.01Hz程度に設定される。次に、ステップS61では、ガバナフリー運転している調整電源41A,41B,41C等のうちのいくつかの発電出力が閾値を超過し、かつ周波数偏差ΔFGが閾値ΔFGrefを超過する状態が所定時間を超えて継続したら、ガバナフリー容量が不足と判定し、ガバナフリー運転する調整電源の台数を増加させる。また、ガバナフリー運転している調整電源が2台以上あり、その発電出力の平均値がそれぞれ閾値以下となり、かつΔFGが閾値ΔFGref以下である状態が所定時間を超えて継続したら、ガバナフリー運転している調整電源の台数を1台減らすようにする。さらに、蓄電装置5が補償する周波数偏差ΔFBが所定時間を超えて閾値ΔFBrefを超過したら、蓄電装置5が周波数制御不能になったと判定し、調整電源の制御ユニット411A~411C等に設定しているローパスフィルタLPFを無効とし、蓄電装置5で補償すべき周波数偏差ΔFBも併せて調整電源装置4で補償するように周波数制御定数を変更し、独立運用型電力供給システム10の安定運用を維持する。図8は、蓄電装置制御装置54における制御処理の流れを示すフローチャートであり、基本的な処理の流れは図5の調整電源制御装置44の場合とほぼ同様である。以下、図8を用いて、蓄電装置制御装置54における制御について説明する。蓄電装置制御装置54は、まず、ステップS81にて、季節、天候、気温等をパラメータとして予め作成され運転パターン格納装置542に保存された基準運転パターン群を読み込む。ここでは、各基準運転パターンのデータは1日を48分割した30分単位で作成されているものとする。以下に説明するステップS82からS87までの処理は、運転パターン制御機能5411及びSOC調整機能5413が繰り返して実行する処理であり、その実行周期は、基準運転パターンのデータの時間分解能との関係から、例えば数分~30分の範囲に設定されるものとする。ここでは、実行周期を10分として説明する。また、ステップS88からS90までの処理は、周波数維持機能5412が繰り返して実行する処理であり、その実行周期は1秒以下に設定されるものとする。図8のステップS82からS84の処理は、前記した図5のステップS52からS54の処理と全く同様であるので、説明を省略する。次のステップS85では、日射量及び外気温の計測データを用いて、太陽光発電装置3の発電出力を推定する。具体的には、太陽光発電装置3の発電出力Ppvは、日射量計測値Srと外気温計測値Toとを用いて前記の式3により算出する。次に、ステップS86では、ステップS85にて推定された太陽光発電装置3の発電出力Ppvと、ステップS84にて選択した基準運転パターンで想定されている太陽光発電装置3の基準出力パターンPpvptrnとの差を用いて、前記の式5により蓄電装置5の充放電量Pbtを算出する。それに加えて、もし仮に各蓄電池51A,51B等のSOCレベルPSOCが、許容される上限値付近に設定した閾値PSOCULを超えた場合には、SOCレベルを低減させるように式5に補正項を加えた式7を用いて補正する。[蓄電装置の充放電量SOCレベル低減補正時]Pb=Pbptrn--PpvptrnKsoc-PSOCUL7但し、Ksoc:SOC補正係数また、仮に各蓄電池51A,51B等のSOCレベルPSOCが、許容される下限値付近に設定した閾値PSOCLLを下回った場合には、SOCレベルを増大させるように式5に補正項を加えた式8を用いて補正する。[蓄電装置の充放電量SOCレベル増大補正時]Pb=Pbptrn--Ppvptrn-Ksoc-PSOC8但し、Ksoc:SOC補正係数このようにすれば、蓄電池51A,51B等のSOCレベルが所定の運用範囲を逸脱することを防止できるため、蓄電池が充放電不能となることによるシステムの安定運用や、過充電または過放電による電池寿命への悪影響を軽減することができる。次に、ステップS87では、充放電指令、起動/停止指令、運転モード変更指令などの制御指令を信号入出力インタフェース装置545を介して連系用電力変換器52A,52B等に伝送する。次に、前記の運転パターン制御機能5411及びSOC調整機能5413の処理と並行して実施する周波数維持機能5412の制御処理について説明する。図8のステップS88及びS89の処理は、前記した図5のステップS59及びS60の処理と全く同様であるので、説明を省略する。次のステップS90では、調整電源装置4が補償する周波数偏差ΔFGが所定時間を超えて閾値ΔFGrefを超過したら、調整電源装置4が周波数制御不能になったと判定し、蓄電装置5の連系用電力変換器52A,52B等に設定しているハイパスフィルタHPFを無効とし、調整電源装置4で補償すべき周波数偏差ΔFGも併せて蓄電装置5で補償するように周波数制御定数を変更し、独立運用型電力供給システム10の安定運用を維持する。続いて、調整電源制御装置44及び蓄電装置制御装置54の運転パターン格納装置442,542に予め保持しておく基準運転パターン群の作成方法について、図9を用いて説明する。図9は、独立運用型電力供給システム10の基準運転パターン群の作成処理の手順を例示したフローチャートである。まず、ステップS91では、独立運用型電力供給システム10を構成する太陽光発電装置3、調整電源装置4、及び蓄電装置5の機器特性及び関係パラメータを設定する。太陽光発電装置3については、例えば、機器種別と台数、定格出力kW、日射量特性、温度特性、電力変換効率などの特性やパラメータが挙げられる。また、調整電源装置4については、例えば、機器種別と台数、定格出力kW、燃費効率、最低運転出力kW、出力変化率上限値kWs、燃料単価などの特性やパラメータが挙げられる。また、蓄電装置5については、例えば、機器種別と台数、定格出力kW、定格容量kWh、SOC上限値、SOC下限値、充放電量変化率上限値s、充放電効率、補機消費電力率などの特性やパラメータが挙げられる。次に、ステップS92では、基準運転パターンを求めるための目的関数を選択する。例えば、運転コストを最小化する場合の目的関数fは、式9のように定義できる。[目的関数]f=調整電源の運転費蓄電池補機の消費電力費9ここで、調整電源の運転費==燃料単価/燃料効率-蓄電池補機の消費電力費=充放電電力量補機消費電力率システム平均発電単価次に、ステップS93では、基準運転パターンを求める日の各分類条件、すなわち季節フラグ、PVフラグ、気温フラグの値の組合せに対応した1日分の総需要パターンと太陽光発電パターンとをそれぞれ30分単位の平均値で設定する。これらのパターンは実際に計測されたデータから作成、設定するのが望ましいが、計測されたデータがない場合には、初期設定値として、総需要には負荷設備の容量や種類から算定した値を使用し、太陽光発電の発電電力量には太陽光発電パネル群31A,31B等の設置場所の緯度と天候別の日射透過率を用いて日射量Srの計測値に相当する量を求め、前記の式3を用いて算定した値を使用することができる。続く、ステップS94では、対象日の運転条件として、例えば蓄電池51A,51B等のリフレッシュ充電の有無等の条件を入力する。次に、ステップS95では、調整電源装置4、蓄電装置5が満たすべき式10,11のような制約条件を設定する。[調整電源装置に関する制約条件]時刻tにおける調整電源iの発電出力をPGiとするとき、PGi=0またはPGi>最低発電出力|PGi-PGi|<出力変化率上限値10[蓄電装置に関する制約条件]時刻tにおける蓄電池iのSOCをSOCi、充放電量をPbiとするとき、下限閾値<SOCi<上限閾値|Pbi-Pbi|<充放電量変化率上限値11次に、ステップS96では、式10及び11で設定した制約条件の下で、式9に示した目的関数fを最小化するための最適化演算を行う。式9の目的関数fにおいて、燃料効率は調整電源41A~41C等の出力に対して非線形特性を有するのが一般的である。ここでは、より経済性に優れた基準運転パターンを作成する必要があるため、これらの非線形特性を厳密に模擬できるように、遺伝的アルゴリズム等の非線形最適化問題に対応可能な手法を適用するのが好ましい。図10に、ステップS96で作成される最適な基準運転パターンの一例を示す。この例は、日射条件が快晴PVフラグがFで蓄電池のリフレッシュ充電がない蓄電池フラグがN場合の分類条件についての基準運転パターンの例である。なお、調整電源41A~41C等が同一仕様を有する場合の個々の運転パターンの割付けについては、それぞれの運転時間のばらつきにより特定の装置のメンテナンス周期が短くなることがないように、定期的に、例えば1週間周期で、機器番号をローテーションするようにカレンダー情報に設定しておくことが望ましい。以上のステップS93からS96までの処理を、図7に例示した基準運転パターンの全ての分類条件に対して繰り返し実行し、全ての分類条件について運転パターンの作成が完了したら、処理を終了する。以上説明したように、本実施形態によれば、独立運用型の電力供給システムを構成する各装置が、システムの運転環境に応じて予め設定される運用コストを最小化する基準運転パターンの情報を共有し、それぞれが自端の計測情報を用いて自身の基準運転パターンを補正することによって運転を行うので、各装置が自端の情報のみを用いた運転を行いつつ、安定かつ経済性に優れた運用を実現することができる。より具体的には、調整電源を運転するための燃料消費量を削減できるので、輸送費用を含めた総発電コストを低減することが可能となる。また、太陽光発電による再生可能エネルギーを有効に活用できるので、CO2の排出量が減少し、さらに、通信設備なしでシステムを運用実現できるため、導入コストを削減できるとともに設備の追加などの構成変更が容易となる効果もある。以上にて、本発明を実施するための形態の説明を終えるが、本発明の実施の態様はこれに限られるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲内で各種変形が可能である。"