JP5625005B2 - 独立型電力供給システム - Google Patents

Description

本発明は独立型電力供給システムに関するものであり、特に蓄電装置の小容量化に関する。

温暖化や酸性雨をはじめとする地球規模の環境問題の顕在化、化石資源の枯渇、エネルギーセキュリティー確保等への対応策として、風力や太陽光といった自然エネルギーを利用した発電設備の導入が進んでいる。

特に熱帯地域における隔離地や過疎地の系統未整備地域では、現状では主にディーゼルエンジン発電機等により電力が供給されていることが多いが、日照条件がよく太陽光発電に適していることもあり、再生可能エネルギーを有効活用して経済性向上を図るとともに、低炭素社会の実現にも貢献可能な電力供給システムに対するニーズは高い。また、電力系統インフラが既に整備されている地域においても、自然災害等で電力系統が停止した場合に、需要家設備に設置されている太陽光発電システムを系統と切り離して自律運転させ、電力系統停止時にも負荷に対して安定かつ継続的に電力を供給するシステムへの期待が高まっている。

自然エネルギーを利用した発電設備のうち、特に太陽光発電装置を中心とした独立型の電力供給システムとしては、例えば特許文献１に記載されたものがある。該特許文献には、蓄電装置で自動周波数制御する際に充電状態（ＳＯＣ：State of Charge）や充放電電力に応じて目標周波数を変えて間接的に太陽光発電装置の出力抑制状態を制御し、蓄電装置の過充電によるシステム停止を防止する技術が記載されている。

特開２００８−１７６５２号公報

太陽光発電装置や風力発電装置と言った自然エネルギー発電装置と蓄電装置を有して電力系統から独立して運用される電力供給システムに関して、独立系統内の周波数や電圧を適正値に維持しながら安定かつ継続的に負荷に電力を供給するためには、蓄電装置の過充電防止のみならず太陽光発電装置が発電しない夜間や雨天時の過放電を防止する必要がある。

特許文献１で開示されている技術では、蓄電装置の過充電による運転停止を防止することはできるが、太陽光発電の出力が零となる夜間も含めて蓄電池の過放電による運転停止を回避するためには、別途ディーゼルエンジン等の調整用電源を設ける必要があるか、蓄電装置の容量を大きくする必要があり、設置費用が大きくなってしまう恐れがあった。

そこで、本発明では、設置費用を少なくすることができる独立型電力供給システムを提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明に係る独立型電力供給システムは、自然エネルギー発電装置と、調整用負荷を有すると共に前記自然エネルギー発電装置からの発電電力により動作する負荷装置と、前記自然エネルギー発電装置及び前記負荷装置に接続されて充放電を行う蓄電池を有する蓄電装置と、を備える独立型電力供給システムであって、該独立型電力供給システムは、気象予測データを用いて前記負荷装置の需要予測データ及び前記自然エネルギー発電装置の発電出力予測データを計算し、前記需要予測データ及び前記発電出力予測データにより、前記蓄電池の最大充電電力を超えて前記蓄電池に充電されることが予測される場合には前記自然エネルギー発電装置からの発電出力を抑制し、前記需要予測データ及び前記発電出力データにより、前記蓄電池の最大放電電力を超えて前記蓄電池から放電されることが予測される場合には前記調整用負荷の消費電力を抑制することを特徴とする。

本発明によれば、設置費用を少なくすることができる独立型電力供給システムを提供することが可能になる。

実施例１における独立型電力供給システムの構成例である。 実施例１における独立型電力供給システムを構成する太陽光発電装置、蓄電装置の出力シフト運用の例を模式的に表した図である。 実施例１における独立型電力供給システムの制御装置の機能構成図である。 実施例１における独立型電力供給システムの制御フロー図である。 実施例１における独立型電力供給システムの制御動作を表す図である。 実施例２における独立型電力供給システムの構成例である。 実施例２における蓄電装置内制御装置の機能構成図である。 実施例２における太陽光発電装置内制御装置の機能構成図である。 実施例２における負荷装置内制御装置の機能構成図である。 実施例２における蓄電装置内制御装置の制御フロー図である。 実施例２における太陽光発電装置内制御装置の制御フロー図である。 実施例２における負荷装置内制御装置の制御フロー図である。 実施例２における独立型電力供給システムの制御動作を表す図である。 実施例３における太陽光発電装置で力率調整運転を行う場合の制御フロー図である。 実施例３における太陽光発電装置で力率調整運転を行う場合の制御動作を説明する図である。 実施例４における太陽光発電装置で力率調整運転を行う場合の制御フロー図である。 実施例５における負荷装置の起動停止予告信号を活用した制御フロー図である。 実施例５における負荷装置の起動停止予告信号を活用した制御の動作を説明する図である。

以下、本発明を実施する上で好適な実施例について図面を用いて説明する。下記内容はあくまで実施の例であって発明の内容は下記特定の態様のみに限定されるものではなく、特許請求の範囲に記載された内容を満たす上で種々の態様に変形可能であることは言うまでもない。特に、下記実施例においては自然エネルギー発電の態様として太陽光発電の場合を例にして説明するが、本発明の内容が太陽光発電に限定されることを意図する趣旨でなく、無論風力発電と言った他の自然エネルギー発電も含めて適用が可能である。

実施例１について図１ないし図５を用いて説明する。
図１は、集中制御を適用した独立型電力供給システムの概略を説明する図である。該図に示す様に、独立型電力供給システム１０は、日射条件に応じて発電出力が変動する太陽光発電装置２と、鉛蓄電池やリチウムイオン電池等の二次電池からなる蓄電装置３と、負荷装置４がそれぞれ連系用受電装置２５、３５、４５を介して電力線１に接続されることで概略構成されており、太陽光発電装置２、蓄電装置３、負荷装置４は、それぞれ制御装置５から回線を通じて伝送される制御指令に基づき運転される。制御装置５は、公衆回線６を介して伝送される気象予測情報や、太陽光発電装置２、蓄電装置３、負荷装置４から伝送される電力、電圧、力率等の電気量や充電状態（ＳＯＣ: State of Charge）等の運転状態信号に基づき、各装置に発電出力の抑制量、充放電電力、負荷調整量等の制御指令を伝送する機能を有するものである。そして、本実施例に係る独立型電力供給システム１０は、ディーゼル発電機等の慣性を有する回転機系の出力調整用の発電装置を備えていない。そこで、蓄電装置３が独立型電力供給システム１０の基準電源として電圧、周波数を維持するための運転を担うこととなり、そのために蓄電装置３では自動電圧調整運転（ＡＶＲ）を行う。一方、太陽光発電装置２や負荷装置４では、蓄電装置３の自動電圧調整運転を補助するために一時的な発電出力の抑制や負荷調整などを行うこととしている。

太陽光発電装置２は、太陽光発電パネル２１と、太陽光発電パネル２１で発電された直流電力を交流電力に変換しその出力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２２と、変圧器や開閉器等からなる連系用受電装置２５と、連系用電力変換器２２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、で構成される。また、図示していないが、連系用電力変換器２２には外部との通信機能を備えた制御装置２２０が組み込まれている。

蓄電装置３は、充電あるいは放電により独立型電力供給システム１０の電力の需給バランスを調整する装置で、蓄電池３１Ａ、３１Ｂと、蓄電池３１Ａ、３１Ｂ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装置３５と、連系用電力変換器３２Ａ、３２Ｂ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、蓄電池を制御する連系用電力変換装置に伝送するための充放電電力や運転／停止情報などの制御指令を決定する制御装置３３と、蓄電池３１Ａ、３１Ｂの補機３４とで構成される。連系用電力変換器３２Ａ、３２Ｂは、それぞれ制御装置３３からの制御指令と自端の電圧・電流情報に基づいて独立型電力供給システム１０内の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３１Ａ、３１Ｂ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適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、その間にも電力供給システムが安定に電力を供給できるようにするために、少なくとも２組で独立運用が可能な構成とすることが望ましい。

負荷装置４は、消費電力を調整可能な調整用負荷４１と、起動あるいは停止を所定のタイミングで予告する機能を有する負荷４２と、制御装置５から伝送された負荷調整指令を調整用負荷４１に伝送するとともに負荷４２から伝送された起動／停止の予告信号を受信し制御装置５に伝送する制御装置４３と、で構成される。また、図示していないが、自端の電圧・電流検出装置やその他一般の特殊な機能を持たない負荷も設置されている。

図２は、独立型電力供給システムの基本的な運用方法である太陽光発電装置２の出力を夜間にシフトする場合における運転パターンを模式的に表したものである。太陽光発電装置２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、通常は特に出力制限などは行わない。該図は快晴で、発電出力が定格容量まで達する場合における例を表しており、蓄電装置３では昼間の時間帯は太陽光発電装置２の発電電力を充電し、これを夜間に放電することで負荷に電力を供給すると言う、いわゆるピークシフト運用を行い、太陽光発電装置２と蓄電装置３の両者で該図に示す合成出力を負荷装置４に供給する。

図３は、本実施例における独立型電力供給システムの制御装置５の機能構成を表した図である。太陽光発電装置２、蓄電装置３または負荷装置４に伝送する発電出力抑制／解除指令、充放電電力指令または負荷調整指令等の制御指令を演算する制御演算装置５１と、日射量や気温等の気象予測データを保存する気象データ格納装置５２と、太陽光発電装置２、蓄電装置３、負荷装置４から伝送された電気量や運転状態情報等の計測データを格納する計測データ格納装置５３と、太陽光発電装置２、蓄電装置３、負荷装置４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ための信号入出力インタフェース装置５４と、オペレータが制御指令を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５５と、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置５６とを有している。

そして制御演算装置５１は更に、予測演算機能５１１と、出力シフト運転パターン生成機能５１２と、出力シフト運転パターン補正機能５１３とで構成されている。

予測演算機能５１１は、予め気象データ格納装置５２に保存されている天候、日射量、気温等の気象予測データを用いて、太陽光発電装置２の発電出力を予測するための太陽光発電出力予測演算部５１１１と、負荷装置４の需要電力を予測するための需要電力予測演算部５１１２を有する。

出力シフト運転パターン生成機能５１２は、前記の太陽光発電出力および需要電力の予測結果を用いて蓄電装置３の充放電パターンの初期設定値を算出するための蓄電池充放電パターン演算部５１２１と、前記の充放電パターンの初期設定について、充電および放電のレベルがそれぞれ適正な範囲にあるか否かの判定を行う充放電レベル判定部５１２２と、充放電レベル判定部５１２２における判定結果に基づいて、太陽光発電装置２の発電出力の抑制量または負荷装置４の調整量を算出する太陽光発電出力抑制量・負荷調整量演算部５１２３、充放電パターンの初期設定値と太陽光発電出力の抑制量および負荷の調整量に基づき、太陽光発電装置２、蓄電装置３、負荷装置４の出力シフト運転パターンを生成する出力シフト運転パターン生成部５１２４とを有している。

さらに、出力シフト運転パターン補正機能５１３は、蓄電装置３の充放電状態（ＳＯＣ）の時間推移を計算するＳＯＣ評価演算部５１３１と、前記ＳＯＣのレベルが適正な範囲にあるか否かの判定を行うＳＯＣレベル判定部５１３２と、その判定結果に基づいて太陽光発電装置２の発電出力の抑制量あるいは負荷装置４の調整量を補正演算するための太陽光発電出力抑制量・負荷調整量補正演算部５１３３と、前記の太陽光発電出力の抑制量および負荷の調整量の補正演算結果に基づき、太陽光発電装置２、蓄電装置３、負荷装置４の出力シフト運転パターンを補正する出力シフト運転パターン補正部５１３４とで構成される。ここで、ＳＯＣ（State of Charge）とは蓄電池の残量（充電電力量）を表す指標で定格充電容量に対する百分率で表される。

次に、図４を用いて独立型電力供給システム１０の制御装置５の制御処理の流れについて説明する。以下に説明する処理は制御演算装置５１の処理を表しており、その制御周期は出力シフト運転パターンデータの時間分解能との関係からここでは数分〜３０分の範囲に設定した場合について説明する。更に、ここでは制御周期を１０分とする場合を例にして説明する。

まず、Ｓ４１では公衆回線６を介して収集、格納され気象データ格納装置５２に保存されている日射量Ｓｒ（Ｗ／ｍ²）、外気温Ｔｏ（℃）などの気象予測データを読込む。ここで、気象予測データは、一例として本実施例において３０分値で２４時間先までのデータ（４８点分）が格納されているものとする。処理Ｓ４２では、いずれも定期的に計測され１０分間の平均値として処理されている太陽光発電装置２の発電出力Ｐｐｖ_ｍ（Ｗ）および力率Ｐｆ_ｍ、蓄電装置３の充放電電力Ｐ_BATT_ｍ（Ｗ）および充電状態ＳＯＣ（％）、負荷装置４の需要電力Ｐｄ（Ｗ）の直近の計測データを読込む。ここで、充放電電力は放電電力を正、充電電力を負として表すこととする。

Ｓ４３では、Ｓ４２で読込んだ日射量及び気温の予測データを用いて、太陽光発電装置２の２４時間先までの発電出力データとなる発電出力Ｐｐｖ(ｔ)（ｔ＝１〜４８）の予測計算を行う。具体的には、各時間区間の日射量予測値Ｓｒ(ｔ)（Ｗ／ｍ²）と外気温予測値Ｔｏ(ｔ)（℃）、および前回の予測値と直近の計測値の比Ｋα(ｔ)を用いて、下記数式（１）により各係数値の積から各時間区間の発電出力を予測する。

Ｐｐｖ(ｔ)＝Ｓｒ(ｔ)・Ｋｓ・Ｋｐｖ・Ｋｔ(Ｔｏ)・Ｋｂ・Ｋｃ・Ｋｐｃｓ
・Ｋα(ｔ)×１０^-3（ｋＷ） （１）
但し、
Ｋｓ：日射量補正係数 Ｋｐｖ：パネル容量換算係数
Ｋｔ(Ｔｏ)：温度補正係数 Ｋｂ：汚れ係数
Ｋｃ：ケーブル効率係数 Ｋｐｃｓ：電力変換器効率係数
Ｋα(ｔ)：直近計測値／前回予測値
とする。

Ｓ４４では、負荷装置４の需要電力を予測する。本発明では予測手法としては統計的手法やメタヒューリスティック手法等を適用することができる。例えば、統計的手法では、計測データ格納装置５３に保存されている過去の需要電力パターンを統計処理したものをベースとし、気象予測データをパラメータとして予測演算を行う。各パラメータについて、それらの影響度を、予測値と実測値の差を少なくするように、徐々に修正する処理を繰返し行うアルゴリズムにより、比較的精度良く需要電力を予測することができる。具体的には、次のようにして行う。まず、季節、曜日、天気など、予測対象日と条件が近い複数の需要電力パターンを計測データ格納装置の保存データから抽出する。次に、抽出した複数の需要電力パターンの平均をとり、基本的な予測需要電力パターンＰｄ０(ｔ)とする。
最後に、基本的な予測需要電力パターンＰｄ０(ｔ)に、当日の天候、気温などによる補正係数Ｇ１(ｔ)、Ｇ２(ｔ)を加え、（２）式により需要電力の予測データとなる需要電力の予測値Ｐｄ(ｔ)を計算する。

Ｐｄ(ｔ)＝Ｐｄ０(ｔ)＋Ｇ１(ｔ)＋Ｇ２(ｔ) （２）
但し、
Ｇ１(ｔ)：天候による需要電力の補正係数
Ｇ２(ｔ)：気温による需要電力の補正係数
とする。

補正係数Ｇ１(ｔ)、Ｇ２(ｔ)は、予測値と実測値の差が小さくなるように逐次修正されている。

Ｓ４５は、図３に示した出力シフト運転パターン生成機能５１２の処理を表している。
Ｓ４５１では、数式（１）（２）により予測された太陽光発電装置２の発電出力の予測値Ｐｐｖ(ｔ)、負荷装置４の需要電力の予測値Ｐｄ(ｔ)を用いて、数式（３）によりＰｄ(ｔ)とＰｐｖ(ｔ)の差分から、蓄電装置３の充放電電力Ｐ_BATT(ｔ）を計算し、初期値として設定する。

Ｐ_BATT(ｔ)＝Ｐｄ(ｔ)−Ｐｐｖ(ｔ) （３）
次に、Ｓ４５２では蓄電装置３の充放電パターンの初期設定値Ｐ_BATT(ｔ)について、数式（４）〜（６）のように充電および放電のレベルがそれぞれ適正な範囲にあるか否かの判定を行う。

Ｐ_BATT(ｔ)＜Ｐｃｍａｘ ならば Ｓ４５３へ （４）
Ｐ_BATT(ｔ)＞Ｐｄｍａｘ ならば Ｓ４５４へ （５）
Ｐｃｍａｘ≦Ｐ_BATT(ｔ)≦Ｐｄｍａｘ ならば Ｓ４５５へ （６）
但し、
Ｐｃｍａｘ：最大充電電力（Ｗ） Ｐｄｍａｘ：最大放電電力（Ｗ）
とする。

数式（４）のように、Ｐ_BATT(ｔ)が最大充電電力Ｐｃｍａｘを超過（絶対値として。充電電力なので符号は負であり、大小関係で言うと逆転する）する場合には、独立型電力供給システム１０内で需要電力よりも発電電力が多くなっているため、Ｓ４５３で太陽光発電装置２の出力抑制量ΔＰｐｖ(ｔ)を数式（７）により計算し、設定（抑制）する。

ΔＰｐｖ(ｔ)＝Ｐ_BATT(ｔ)−Ｐｃｍａｘ （７）
また、数式（５）のように、Ｐ_BATT(ｔ)が最大放電電力Ｐｄｍａｘを超過する場合には、独立型電力供給システム１０内で発電電力よりも需要電力が多くなっているため、Ｓ４５４で負荷装置４の消費電力を調整可能な調整用負荷４１の調整量ΔＰｄ(ｔ)を数式（８）により計算し、設定（抑制）する。

ΔＰｄ(ｔ)＝Ｐ_BATT(ｔ)−Ｐｄｍａｘ （８）
数式（６）のように、充放電電力Ｐ_BATT(ｔ)が適正範囲に収まっている場合には、ΔＰｐｖ(ｔ)、ΔＰｄ(ｔ)を零に設定する。

Ｓ４５５では、Ｓ４５２〜４５４で求めた出力抑制量ΔＰｐｖ(ｔ)、負荷調整量ΔＰｄ(ｔ)を用いて、出力シフト運転パターンとして、太陽光発電出力Ｐｐｖ(ｔ)^*、負荷の消費電力Ｐｄ(ｔ)^*、蓄電池充放電パターンＰ_BATT(ｔ)^*を生成する。

Ｐｐｖ(ｔ)^*＝Ｐｐｖ(ｔ)＋ΔＰｐｖ(ｔ) （９）
Ｐｄ(ｔ)^*＝Ｐｄ(ｔ)＋ΔＰｄ(ｔ) （１０）
Ｐ_BATT(ｔ)^*＝Ｐ_BATT(ｔ)−ΔＰｐｖ(ｔ)＋ΔＰｄ(ｔ) （１１）
上記手法までに基づいて作成された出力シフト運転パターンであっても、蓄電装置の小容量化をある程度達成することができる。以下では、更にその精度を上げるべく出力シフト運転パターンの補正について説明する。

Ｓ４６は、図３に示した出力シフト運転パターン補正機能５１３の処理を表している。
Ｓ４６１では、数式（１１）により計算された蓄電装置３の充放電電力Ｐ_BATT(ｔ)^*を用いて、現在時刻から将来の時間となる２４時間先（３０分値で４８点分）の充放電状態ＳＯＣ(ｔ)を数式（１２）により計算する。何時間先を計算し、その間を如何ほどの所定時間で区分するかは、設置環境等によっても変化する。ここでは、２４時間先までを３０分毎に区分する場合を例にして説明している。

ＳＯＣ(ｔ)＝ＳＯＣ(ｔ−１)＋((Ｐ_BATT(ｔ)^*×０.５)／Ｐｈ_rated)×１００（％） （１２）
ここで、Ｐｈ_ratedは蓄電装置３の定格容量（Ｗｈ）である。

次に、４６２では、蓄電装置３の充放電状態ＳＯＣ(ｔ)について、数式（１３）〜（１５）のように充放電状態が適正な範囲にあるか否かの判定を行う。

Ｓｍｉｎ≦ＳＯＣ(ｔ)≦Ｓｍａｘ ならば Ｓ４６５へ （１３）
ＳＯＣ(ｔ)＞Ｓｍａｘ ならば Ｓ４６３へ （１４）
ＳＯＣ(ｔ)＜Ｓｍｉｎ ならば Ｓ４６４へ （１５）
但し、
Ｓｍａｘ：最大充電電力量（％） Ｓｍｉｎ：最小充電電力量（％）
とする。

数式（１３）の場合、図５（ａ）に示すように充放電状態ＳＯＣ(ｔ)が適正範囲に収まっているため、処理Ｓ４５で求めた出力シフト運転パターンＰｐｖ(ｔ)^*、Ｐｄ(ｔ)^*、Ｐ_BATT(ｔ)^*をさらに補正する必要はない。

数式（１４）のようにＳＯＣ(ｔ)が最大充電電力量Ｓｍａｘを超過する場合、すなわち図５（ｂ）のように例えば需要電力の予測値が前回の予測値よりも減少し太陽光発電の出力が過剰になり時間区間ＴｂでＳＯＣが最大充電電力量Ｓｍａｘを超過する場合には、同図の点線のように太陽光発電装置２の出力Ｐｐｖを抑制して蓄電装置３の充電量を制限することにより、充電状態ＳＯＣ(ｔ)が超過することを防止する。そのため、Ｓ４６３において太陽光発電装置２の出力抑制量ΔＰｐｖ(ｔ)^*を数式（１６）により計算し、設定する。

ΔＰｐｖ(ｔ)^*＝（（Ｓｍａｘ−ＳＯＣ(Ｔｍａｘ)）／１００×Ｐｈ_rated）／ΔＴ （１６）
ここで、ＴｍａｘはＳＯＣ(ｔ)が最大となる時間区間でありΔＴは太陽光発電装置２の出力を抑制する時間区間幅（＝Ｔｅ−Ｔｓ）である。数式（１６）による補正を開始する時間区間Ｔｓは、現在の時間区間からＳＯＣ(ｔ)がＳｍａｘを超過し始める時間区間Ｔｂまでの間とする。

数式（１５）のようにＳＯＣ(ｔ)が最小充電電力量Ｓｍｉｎを下回る場合、すなわち図５（ｃ）のように例えば太陽光発電出力の予測値が時間区間Ｔｃで前回の予測値よりも減少し発電量が不足する場合には、同図の点線のように負荷装置４の需要電力Ｐｄを制限して蓄電装置３の充電量を増加することにより、充電状態ＳＯＣ(ｔ)が不足することを防止する。そのため、Ｓ４６４において負荷装置４の調整量ΔＰｄ(ｔ)^*を数式（１７）により計算し設定する。

ΔＰｄ(ｔ)^*＝((Ｓｍｉｎ−ＳＯＣ(Ｔｍｉｎ))／１００×Ｐｈ_rated）／ΔＴ′
（１７）
ここで、ＴｍｉｎはＳＯＣ(ｔ)が最小となる時間区間でありΔＴ′は負荷装置４の需要電力を制限する時間区間幅（＝Ｔｅ−Ｔｓ）である。数式（１７）による補正を開始する時間区間Ｔｓは、現在の時間区間からＳＯＣ(ｔ)がＳｍｉｎを超過し始める時間区間Ｔｃまでの間とする。

Ｓ４６５では、Ｓ４５２〜４５４で求めた出力抑制補正量ΔＰｐｖ^*、負荷調整補正量ΔＰｄ^*を用いて、４５５で求めた出力シフト運転パターンＰｐｖ(ｔ)^*、Ｐｄ(ｔ)^*、Ｐ_BATT(ｔ)^*を補正する。

Ｐｐｖ(ｔ)^**＝Ｐｐｖ(ｔ)^*＋ΔＰｐｖ(ｔ)^* （１８）
Ｐｄ(ｔ)^**＝Ｐｄ(ｔ)^*＋ΔＰｄ(ｔ)^* （１９）
Ｐ_BATT(ｔ)^**＝Ｐ_BATT(ｔ)^*−ΔＰｐｖ(ｔ)^*＋ΔＰｄ(ｔ)^* （２０）
Ｓ４７では、数式（１８）〜（２０）で求めた運転パターンから制御指令を生成し、太陽光発電装置２、蓄電装置３、負荷装置４へ指令する。

本実施例における独立型電力供給システムによれば、前記需要予測データ及び前記発電出力予測データにより、蓄電池３１Ａ、３１Ｂの最大充電電力を超えて蓄電池３１Ａ、３１Ｂに充電されることが予測される場合には太陽光発電装置２からの発電出力を抑制し、需要予測データ及び発電出力データにより、蓄電池３１Ａ、３１Ｂの最大放電電力を超えて蓄電池３１Ａ、３１Ｂから放電されることが予測される場合には調整用負荷４１の消費電力を抑制する様にしたので、蓄電池３１Ａ、３１Ｂの最大充電及び放電電力を超えない様に制御でき、故に別途ディーゼルエンジン等の調整用電源を設ける必要も、蓄電装置の容量を大きくする必要もいずれもないので、導入時のコストとなる設置費用を少なくすることができる。

更に、将来の所定期間における蓄電池の充放電状態を予測的に計算し、該将来の所定期間における充放電状態が蓄電池の最大充電電力量を超えることが予測される場合には太陽光発電装置２からの発電出力を抑制し、該将来の所定期間における充放電状態が蓄電池３１Ａ、３１Ｂの最小充電電力量を下回ることが予測される場合には調整用負荷４１の消費電力を抑制する様にしたので、上記効果に加えて、更に精度良く蓄電池３１Ａ、３１Ｂの最大充電及び放電電力を超えない様に制御できるようになり、一層蓄電装置の容量を大きくせずとも良くなる。

また本実施例によれば、ディーゼル発電機等の化石燃料を用いた調整用電源を必要としないため、ＣＯ₂を排出せずに電力を供給することができ、燃料供給に関する費用を削減することができる。

次に、本発明の他の実施形態である自律制御を適用した独立型電力供給システムについて図６ないし図１３を用いて説明する。実施例１では集中制御を適用した場合について説明したが、本実施例では自律制御を適用した場合について説明する。

図６は、自律制御を適用した独立型電力供給システムの概略の構成例である。図１との大きな相違点としては、独立型電力供給システム１１０の全系を制御する制御装置がない点、及び、太陽光発電装置１０２や蓄電装置１０３にそれぞれ両者の合成出力を計測する手段を設けた点である。

日射条件に応じて発電出力が変動する太陽光発電装置１０２と、鉛蓄電池やリチウムイオン電池等の二次電池からなる蓄電装置１０３と、負荷装置１０４がそれぞれ連系用受電装置２５、３５、４５を介して電力線１に接続されることで概略構成されており、太陽光発電装置１０２、蓄電装置１０３、負荷装置１０４は、それぞれ制御装置１０５からの制御指令に基づき運転される。制御装置１０５は、公衆回線６を介して伝送される気象予測情報や、太陽光発電装置１０２、蓄電装置１０３、負荷装置１０４から伝送される電力、電圧、力率等の電気量や充電状態（ＳＯＣ: State of Charge）等の運転状態信号に基づき、各装置に発電出力の抑制量、充放電電力、負荷調整量等の制御指令を伝送する機能を有するものである。そして、本実施例に係る独立型電力供給システム１１０は、ディーゼル発電機等の慣性を有する回転機系の出力調整用の発電装置を備えていない。そこで、蓄電装置１０３が独立型電力供給システム１１０の基準電源として電圧、周波数を維持するための運転を担うこととなり、そのために蓄電装置１０３では自動電圧調整運転（ＡＶＲ）を行う。一方、太陽光発電装置１０２や負荷装置１０４では、蓄電装置１０３の自動電圧調整運転を補助するために一時的な発電出力の抑制や負荷調整などを行うこととしている。そして、本実施形態では太陽光発電装置１０２、蓄電装置１０３、負荷装置１０４は、それぞれ自身が内部に有する制御装置によって自律的に運転される。

太陽光発電装置１０２は、太陽光発電パネル２１と、太陽光発電パネル２１で発電された直流電力を交流電力に変換しその出力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１２２と、変圧器や開閉器等からなる連系用受電装置２５と、連系用電力変換器１２２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、で構成される。また、図示していないが、連系用電力変換器１２２には外部との通信機能を備えた制御装置３２０が組み込まれている。この連系用電力変換器１２２の制御装置３２０には太陽光発電装置１０２および蓄電装置１０３の合成出力の計測値が伝送されており、自端の電圧情報に基づき発電出力抑制を行う。

蓄電装置１０３は、充放電により独立型電力供給システム１１０の電力の需給バランスを調整する装置で、蓄電池３１Ａ、３１Ｂと、蓄電池３１Ａ、３１Ｂにより発生した直流電力を交流電力に変換しこの出力を制御するとともに、電力線１に接続するための保護機能を備えた連系用電力変換器３２Ａ、３２Ｂと、連系用電力変換器３２Ａ、３２Ｂ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、蓄電池を制御する連系用電力変換器に伝送するための充放電電力や運転／停止情報などの制御指令を決定する制御装置１０５と、蓄電池３１Ａ、３１Ｂの補機３４とで構成される。連系用電力変換器３２Ａ、３２Ｂは、それぞれ制御装置１０５からの制御指令と自端の電圧・電流情報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。制御装置１０５には、太陽光発電装置１０２及び蓄電装置１０３の合成出力の計測値が伝送されているほか、公衆回線６を介して気象予測情報も伝送される。蓄電池３１Ａ、３１Ｂ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適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、その間にも電力供給システムが安定に電力を供給できるようにするために、少なくとも２組で独立運用が可能な構成とする必要がある。そして、変圧器や開閉器等からなる連系用受電装置３５を介して電力線１に接続される。

負荷装置１０４は消費電力を調整可能な調整用負荷４１と、その他一般の特殊な機能を持たない負荷４２と、自端の電圧情報から負荷調整量を算出する機能を有する制御装置１４３とで構成される。図示していないが、自端の電圧・電流検出装置も設置されている。

図７ないし図９は、自律制御を適用した独立型電力供給システムを構成する蓄電装置１０３、太陽光発電装置１０２、負荷装置１０４の各制御装置の機能構成を表した図である。図７は蓄電装置１０３の制御装置１０５、図８は太陽光発電装置２の制御装置３２０、図９は負荷装置１０４の制御装置１４３にそれぞれ対応する。

図７において制御装置１０５は蓄電装置１０３の連系用電力変換器３２Ａ、３２Ｂに伝送する充放電電力指令および独立型電力供給システム１１０内の電圧目標指令を演算する制御演算装置５１と、日射量や気温等の気象予測データを保存する気象データ格納装置５２と、自端の電気量および太陽光発電装置１０２と蓄電装置１０３の合成出力等の計測データを格納する計測データ格納装置５３と、連系用電力変換器３２Ａ、３２Ｂ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ための信号入出力インタフェース装置５４と、オペレータが制御指令を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５５と、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置５６とで構成される。

制御演算装置５１は、予測演算機能５１１と、出力シフト運転パターン生成機能５１２と、出力シフト運転パターン補正機能５１３とで構成されている。

予測演算機能５１１は、予め気象データ格納装置５２に保存されている天候、日射量、気温等の気象予測データを用いて、太陽光発電装置１０２の発電出力を予測するための太陽光発電出力予測演算部５１１１、並びに負荷装置１０４の需要電力を予測するための需要電力予測演算部５１１２を有する。

出力シフト運転パターン生成機能５１２は、前記の太陽光発電出力および需要電力の予測結果を用いて蓄電装置１０３の充放電パターンの初期設定値を算出するための蓄電池充放電パターン演算部５１２１と、前記の充放電パターンの初期設定について、充電および放電のレベルがそれぞれ適正な範囲にあるか否かの判定を行う充放電レベル判定部５１２２と、その判定結果に基づいて太陽光発電装置１０２の発電出力の抑制量、あるいは負荷装置１０４の調整量を算出する太陽光発電出力抑制量・負荷調整量演算部５１２３と、充放電パターンの初期設定値と太陽光発電出力の抑制量および負荷の調整量に基づき、太陽光発電装置１０２、蓄電装置１０３、負荷装置１０４の出力シフト運転パターンを生成する出力シフト運転パターン生成部５１２４とで構成される。さらに、出力シフト運転パターン補正機能５１３は、蓄電装置１０３の充放電状態（ＳＯＣ）の時間推移を計算するＳＯＣ評価演算部５１３１と、前記ＳＯＣのレベルが適正な範囲にあるか否かの判定を行うＳＯＣレベル判定部５１３２と、その判定結果に基づいて太陽光発電装置２の出力抑制量と負荷調整量の補正量を推定するとともに、独立系統内の電圧目標値を設定する目標電圧設定部５１３３と、前記の太陽光発電出力の抑制量および負荷の調整量の補正演算結果に基づき、蓄電装置１０３の充放電パターン、目標電圧の補正を行う出力シフト運転パターン補正部５１３４とで構成される。

図８において、太陽光発電装置１０２の連系用電力変換器１２２の制御装置３２０は、出力抑制量演算機能３２１、電力制御機能３２２とで構成されている。出力抑制量演算機能３２１は、自端電圧の計測値を読込んでそのレベル判定を行う自端電圧判定部３２１１と、自端の発電出力および合成電力の計測値を用いて蓄電池の充放電電力を計算する蓄電池充放電電力演算部３２１２と、前記の蓄電池の充放電電力から充放電状態を判定する充放電状態判定部３２１３と、自端電圧の判定結果および蓄電池の充放電状態判定結果を用いて発電出力の抑制量を計算する太陽光発電出力抑制制御演算部３２１４と、所定時間だけ出力抑制指令を保持するための遅延タイマ３２１５とを有する。電力制御機能３２２では、自端の電圧、電流の計測値を用いて連系用電力変換器１２２の出力電力を制御するゲートパルス信号を生成、伝送する。

図９において、負荷装置１０４の制御装置１４３は、自端電圧の計測値を読込んでそのレベル判定を行う自端電圧判定部４３１と、自端の電圧判定結果から負荷制限量を演算する負荷制限制御演算部４３２と、所定時間だけ負荷制限指令を保持するための遅延タイマ４３３とを有する。

次に、図１０を用いて自律制御時の独立型電力供給システムの各装置の制御処理の流れについて説明する。図１０は蓄電装置１０３の制御装置１０５、図１１は太陽光発電装置１０２の制御装置３２０、図１２は負荷装置１０４の制御装置１４３にそれぞれ対応する。以下では図４と同様に、数分〜３０分の範囲に設定した例について説明する。また、ここでは制御周期を１０分とした場合について説明する。

まず、図１０において、Ｓ８１では公衆回線６を介して収集、格納され気象データ格納装置５２に保存されている日射量Ｓｒ（Ｗ／ｍ²）、外気温Ｔｏ（℃）などの気象予測データを読込む。ここでは、例えば３０分値で格納されているものとする。Ｓ８２では、いずれも定期的に計測され１０分間の平均値として処理されている太陽光発電装置２と蓄電装置１０３の合成出力Ｐｓｕｍ（Ｗ）および力率Ｐｆ、自端の充放電電力Ｐ_BATT(Ｗ)および充電状態ＳＯＣ（％）を読込む。実施例１と同様に、ここでも充放電電力Ｐ_BATTは放電電力を正、充電電力を負として表す。

Ｓ８３、Ｓ８４、Ｓ８５では、それぞれ太陽光発電装置１０２の発電出力の予測値、負荷装置１０４の需要電力の予測値、出力シフト運転パターンを計算するが、これらは図４で述べた方法と同様であるためここでは説明は省略する。

Ｓ８６は、図７に示した出力シフト運転パターン補正機能５１３の処理を表している。
Ｓ８６１では、数式（１１）により計算された蓄電装置１０３の充放電電力Ｐ_BATT(ｔ)^*を用いて、現在時刻から２４時間先（３０分値で４８点分）の充放電状態ＳＯＣ(ｔ)を数式（１２）により計算する。

次に、Ｓ８６２では、蓄電装置１０３の充放電状態ＳＯＣ(ｔ)について、数式（１３）〜（１５）のように充放電状態が適正な範囲にあるか否かの判定を行う。

数式（１３）の場合、図５（ａ）に示すように充放電状態ＳＯＣ(ｔ)が適正範囲に収まっているため、Ｓ４５で求めた出力シフト運転パターンＰｐｖ(ｔ)^*、Ｐｄ(ｔ)^*、Ｐ_BATT(ｔ)^*をさらに補正する必要はない。

数式（１４）のようにＳＯＣ(ｔ)が最大充電電力量Ｓｍａｘを超過する場合、すなわち図５（ｂ）のように例えば需要電力の予測値が時間区間Ｔｂで前回の予測値よりも減少し太陽光発電の出力が過剰になる場合には、同図の点線のように太陽光発電装置１０２の出力Ｐｐｖを抑制して蓄電装置１０３の充電量を制限することにより、充電状態ＳＯＣ(ｔ)が超過することを防止する。そのため、処理Ｓ８６３において太陽光発電装置１０２の出力抑制量ΔＰｐｖ(ｔ)^*を数式（１６）により計算し設定する。ところで、実施例１における集中制御の場合には回線を通じて制御装置１０５から各装置に対して直接指令を送っていたが、自律制御の場合には蓄電装置１０３の内部に位置する制御装置１０５から太陽光発電装置１０２に対して直接的に出力抑制指令を伝送することはできないため、独立型電力供給システム１１０の目標電圧Ｖｒｅｆを制御することで間接的に発電出力の抑制動作を行わせるようにした。すなわち、Ｓ８６４により目標電圧Ｖｒｅｆを一時的に定格電圧Ｖｏよりも大きな値Ｖａに設定し、太陽光発電装置１０２では目標電圧が所定の時間以上、Ｖａを超過した状態が継続すると発電出力を抑制するように制御するようにした。

また、数式（１５）のようにＳＯＣ(ｔ)が最小充電電力量Ｓｍｉｎを下回る場合、すなわち図５（ｃ）のように例えば太陽光発電出力の予測値が時間区間Ｔｃで前回の予測値よりも減少し発電量が不足する場合には、同図の点線のように負荷装置４の需要電力Ｐｄを制限して蓄電装置１０３の充電量を増加することにより、充電状態ＳＯＣ(ｔ)が不足することを防止する。そのため、Ｓ８６６において負荷装置１０４の調整量ΔＰｄ(ｔ)^*を数式（１７）により計算し設定する。上記と同様に、自律制御の場合には制御装置１０５から負荷装置１０４に対しても直接的に需要電力の調整指令を伝送することはできないため、独立系統内の目標電圧を制御することで間接的に需要電力の調整動作を行わせるようにした。すなわち、Ｓ８６７により目標電圧Ｖｒｅｆを一時的に定格電圧Ｖｏよりも小さな値Ｖｂに設定し、負荷装置１０４では目標電圧が所定の時間以上、Ｖｂを下回った状態が継続すると需要電力を抑制するように制御するようにした。

Ｓ８６８では、Ｓ８６２〜Ｓ８６７で求めた充放電パターン出力抑制補正量ΔＰｐｖ^*、負荷調整補正量ΔＰｄ^*を用いて、数式（２０）により充放電電力量Ｐ_BATT(ｔ)^*を補正する。また、目標電圧ＶｒｅｆをＳＯＣ(ｔ)の状態に応じてＶａ（＞Ｖｏ）、あるいはＶｂ（＜Ｖｏ）に設定する。Ｓ４７では、制御指令として上記の充放電量、目標電圧Ｖｒｅｆを連系用電力変換器３２Ａ、３２Ｂに指令する。

次に、図１１を用いて、太陽光発電装置２の連系用電力変換器１２２の制御装置３２０の処理について説明する。Ｓ８１ｂでは自端の電圧・電流、および定期的に計測され１０分間の平均値として処理されている太陽光発電装置１０２と蓄電装置１０３の合成出力Ｐｓｕｍ（Ｗ）を読込む。Ｓ８２ｂでは、合成出力Ｐｓｕｍと自端の発電出力Ｐｐｖとの差として、蓄電装置１０３の充放電電力Ｐ_BATTを計算する。Ｓ８３ｂでは自端の電圧Ｖｐｖと参照電圧Ｖａを比較し、ＶｐｖがＶａよりも小さい状態が継続する場合には出力抑制量ΔＰｐｖを零に設定する。ＶｐｖがＶａよりも大きい状態が継続する場合には、Ｓ８４ｂにおいて蓄電池が充電状態（Ｐ_BATT＜０）の場合には、ΔＰｐｖに所定の値を設定し、蓄電池が放電状態（Ｐ_BATT≧０）の場合にはΔＰｐｖを零に設定する。所定の時間、この状態を保持したのち出力抑制指令を図８の電力制御機能３２２で伝送する。

同様に、図１２を用いて、負荷装置４の制御装置４３の処理について説明する。Ｓ８１ｃでは自端の電圧・電流を読込む。Ｓ８２ｃでは自端の電圧Ｖｄと参照電圧Ｖｂを比較し、ＶｄがＶｂよりも大きい状態が継続する場合には負荷調整量ΔＰｄを零に設定する。ＶｄがＶｂよりも小さい状態が継続する場合には、処理Ｓ８３ｃにおいてΔＰｄに所定の値を設定する。所定の時間、この状態を保持したのち出力抑制指令を伝送する。

図１３は、図７ないし図１２で説明した自律制御時において、蓄電装置１０３の充電状態ＳＯＣが最大充電量を超過、あるいは最小充電量を下回る場合の制御動作を説明した図である。

同図（ａ）はＳＯＣが最大充電量を超過する場合である。この場合、ＳＯＣが最大充電量Ｓｍａｘを超過する可能性があるため、時刻Ｔ１において蓄電装置１０３の制御装置１０５では目標電圧Ｖｒｅｆを定格電圧ＶｏからＶａに引き上げる。その結果、Ｔ１において蓄電装置１０３の充電電力が減少方向（正の方向）に追従し端子電圧は瞬時にＶａになる。その状態で時刻Ｔ２まで保持したのち太陽光発電装置１０２の出力Ｐｐｖを所定値ΔＰｐｖだけ抑制する。その結果、蓄電装置１０３が追従して不足した発電量を補うように放電方向に出力を増加させ、電圧は参照値Ｖａに維持される。その後、時刻Ｔ３において目標電圧をもとのＶｏに戻す。

一方、同図（ｂ）はＳＯＣが最小充電量を下回る場合である。この場合、ＳＯＣが最充電量Ｓｍｉｎを下回る可能性があるため、蓄電装置１０３の制御装置１０５では目標電圧Ｖｒｅｆを定格電圧ＶｏからＶｂに引き下げられた。その結果、Ｔ５において蓄電装置１０３の充電電力が増加方向（負の方向）に追従し端子電圧は瞬時にＶｂになる。その状態で時刻Ｔ６まで保持したのち負荷２の需要電力Ｐｄを所定値ΔＰｄだけ制限する。その結果、蓄電装置１０３が追従して不足した発電量を補うに放電方向に出力を増加させ、電圧は参照値Ｖｂに維持される。その後、時刻Ｔ７において目標電圧をもとのＶｏに戻す。

本実施例で説明した様に、実施例１に示した集中制御に限らず、自律制御とすることも可能である。本実施例では自律制御を用いた場合について、実施例１で説明した様な制御の役割を有する制御装置１０５を蓄電装置１０３の内部に配置した場合について説明している。（蓄電装置１０３の内部であるかによらず、他の装置も含めて）制御装置が一つの装置内部に配置されているため、直接的に他の装置（の制御装置）に対して出力抑制・消費電力抑制等の指令を伝送することができず、独立型電力供給システム１１０における目標電圧の制御を行うことで間接的に制御を行っている。具体的な制御内容は上述した通りである。この様に目標電圧制御を行うことを介して、間接的に一つの装置内部に配置される制御装置により、集中制御と同じ様な制御を行うことを可能としている。

そして、自律制御を用いた場合であっても、直接的か間接的かの相違こそあるものの制御内容は同様にすることができるので、実施例１で述べた各効果も同様に得ることが可能になる。

次に、実施例３として集中制御により無効電力制御を行う太陽光発電装置を適用した独立型電力供給システムについて図１４及び図１５を用いて説明する。

図１４は、集中制御により運用される独立型電力供給システム１０に無効電力制御を行う太陽光発電装置２を適用した場合の制御装置５の処理の流れについて説明した図である。本実施例について実施例１に追加的に行う処理は、実施例１の説明で用いた図３における制御演算装置５１で行われる。独立型電力供給システム１０の構成、制御装置５の機能構成はそれぞれ図３、図４に記載のものと同様であるため、ここでの詳細説明は省略する。

制御演算装置５１の制御周期は出力シフト運転パターンデータの時間分解能との関係からここでは数分〜３０分の範囲に設定する。例えば、ここでは制御周期を１０分として説明する。同図において、Ｓ１０１からＳ１０６までの処理は、図４に示したＳ４１からＳ４６までの処理と同様であり、ここでは説明を省略する。Ｓ１０７では太陽光発電装置２の連系用電力変換器２２に指令する力率を演算する。まず、Ｓ１０７１で蓄電池の充放電電力の計測値を移動平均等により平均化し、蓄電装置３の充放電レベルＰ_BATT_aveを計算する。次に、Ｓ１０７２にて充放電レベルＰ_BATT_aveを閾値と比較し、所定の範囲、例えば、定格出力の５０％以内にある場合には力率の指令値を１に設定し（Ｓ１０７３）、所定の範囲を逸脱した場合には力率Ｐｆの指令値を構内系統のインピーダンスから定まる最適な力率Ｐｆ_OPTに設定する（Ｓ１０７４）。ここで、最適な力率Ｐｆ_OPTは太陽光発電装置２の出力端から負荷装置４の接続点までの系統インピーダンスの抵抗分Ｒ、リアクタンス分Ｘの比として予め数式（２１）により近似的に計算することが可能である。

Ｐｆ_OPT≒Ｒ／Ｘ （２１）
次に、図１５を用いて集中制御を適用した独立型電力供給システムの太陽光発電装置で力率調整運転を行う場合の制御内容について説明する。同図（ａ）は太陽光発電装置２で無効電力制御を行わず常に力率１で運転する場合、同図（ｂ）は出力補償可能量が適正範囲よりも低下し太陽光発電装置２で最適力率運転を行う場合の運転結果の例である。独立型電力供給システム１０では、上記各実施例で説明した需給アンバランスにより発生する電圧変動に加えて、同図（ａ）に示すように負荷装置４の消費電力の変動や太陽光発電装置２の出力変動がインピーダンスに作用して発生する電圧変動が重畳した合成の電圧変動も発生する。上記各実施例で説明した内容でも、この電圧変動も含めて目標電圧に制御する様、蓄電装置３の自動電圧制御により充放電電力が調整されるが、負荷装置４や太陽光発電装置２の電力変動が大きい場合になると蓄電装置３の補償量が大きくなってしまう。
これに対して同図（ｂ）の様に、太陽光発電装置２を数式（２１）で定まる最適な力率で運転することにより太陽光発電装置２の出力変動で生じる電圧変動は抑制されるため、蓄電装置３が補償する合成の電圧変動は負荷装置４による電圧変動分だけとなり補償量は小さくすることが可能となる。力率計算方法としては勿論、他の方法を用いることも考えられる。

本実施例では、蓄電池の充放電電力の計測値の平均値が所定の範囲内であるか否かを比較し、閾値を超過して所定の範囲外になれば、太陽光発電装置２の力率の指令値を独立型電力供給システム内の電力系統のインピーダンスを用いて定める値に設定して運転している。これにより、負荷装置４の消費電力の変動や太陽光発電装置２の出力変動がインピーダンスに作用して発生する電圧変動が重畳した合成の電圧変動を抑制し、蓄電装置の自動電圧制御（ＡＶＲ）の負担を軽減することが可能となる。更に、所定の範囲内であれば、太陽光発電装置２の力率の指令値を１に設定することで、発電可能な出力を無駄にせずに発電運転を行うことができる。

尚、本実施例では実施例１と併せて適用する場合について説明しており、併せて適用した場合には実施例１で実現できる補償分を補完的に補償することになるので、（相性が良く、）より効果的な組合せとなる。しかしながら、実施例１と併せて用いることなく本実施例で記載した様に制御することも勿論可能であり、その場合にも電圧変動を抑制することができるので、蓄電装置の小容量化には寄与する。

また本実施例では蓄電池の充放電電力の計測値の平均値に着目し、この平均値が所定の範囲内であるか否か比較することで制御内容を変化させていたが、計測値の平均値でなくても良く、計測値自身を含め計測値と相関的に変動する値であれば、所定値も併せて定める様にすることで、同様の制御が可能である。計測値の平均値を用いた場合には、瞬間的な変動に左右されることなく精度良く比較を行うことができるので、信頼性が高くなり有益である。この点については下記実施例４でも同様である。

実施例３では、集中制御により無効電力制御を行う太陽光発電装置を適用した独立型電力供給システムについて説明したが、本実施例では自律制御により運用される独立型電力供給システムに無効電力制御を行う太陽光発電装置を適用した場合について図１６を用いて説明する。本実施例における独立型電力供給システム１１０全体の構成は図６に記載のものと同様であるため、ここでの詳細説明は省略する。

図１６は本実施例における太陽光発電装置１０２の制御装置の処理の流れを表したものである。尚、蓄電装置１０３、負荷装置１０４の制御フローについてはそれぞれ図１０、図１２で説明した内容と同様である。また、図１２において、Ｓ１２１からＳ１２７の処理は図１１に示したＳ８１ｂからＳ８７ｂの処理と同様である。よって、これらの処理については本実施例内での説明を省略する。

Ｓ１２８では図１４のＳ１０７で説明した処理と同様に、太陽光発電装置１０２の連系用電力変換器１２２の運転力率を演算する。まず、Ｓ１２８１で蓄電池の充放電電力の計測値を移動平均等により平均化し、蓄電装置１０３の充放電レベルＰ_BATT_aveを計算する。次に、Ｓ１２８２にて充放電レベルＰ_BATT_aveを閾値と比較し、所定の範囲、例えば、定格出力の５０％以内にある場合には力率の指令値を１に設定し（Ｓ１２８３）、所定の範囲を逸脱した場合には力率Ｐｆの指令値を構内系統のインピーダンスから定まる最適な力率Ｐｆ_OPTに設定する（Ｓ１２８４）。ここで、最適な力率Ｐｆ_OPTは太陽光発電装置１０２の出力端から負荷装置１０４の接続点までの系統インピーダンスの低抗分Ｒ、リアクタンス分Ｘの比として予め数式（２１）により計算することが可能である。

本実施例では、太陽光発電装置１０２で蓄電池３１Ａ、３１Ｂの充放電電力の計測値の平均値が所定の範囲内であるか否かを比較し、所定の範囲外であれば、太陽光発電装置１０２の力率の指令値を独立型電力供給システム内の電力系統のインピーダンスを用いて定める値に設定することで、集中制御によらず自律制御を行う場合であっても、独立型電力供給システム全体として実施例３と同様の運転を行うことができ、従って同様の効果を奏することができる。更に、所定の範囲内であれば、太陽光発電装置２の力率の指令値を１に設定することで、発電可能な出力を無駄にせずに発電運転を行うことができる。

尚、本実施例では実施例２と併せて適用する場合について説明しており、併せて適用した場合には実施例２で実現できる補償分を補完的に補償することになるので、（相性が良く、）より効果的な組合せとなる。しかしながら、実施例２とは併せて用いることなく本実施例で記載した様に制御することも勿論可能であり、その場合にも電圧変動を抑制することができるので、蓄電装置の小容量化には寄与する。

実施例５として負荷の起動／停止情報を活用した独立型電力供給システムについて図１７及び図１８を用いて説明する。なお、本実施形態における独立型電力供給システム１０の構成、制御装置５の機能構成はそれぞれ図３、図４に記載のものと同様であり、ここでの説明は省略する。

図１７に集中制御により運用される独立型電力供給システムに負荷の起動停止予告情報を活用した場合の制御装置５の処理の流れを示す。以下に説明する処理は図３の制御演算装置５１の処理を表しており、その制御周期は出力シフト運転パターンデータの時間分解能との関係からここでは数分〜３０分の範囲に設定するのが望ましい。例えば、ここでは制御周期を１０分として説明する。

図１７において、Ｓ１３１からＳ１３６までの処理は、図４に示したＳ４１からＳ４６までの処理と同様であり、ここでは説明を省略する。Ｓ１３７では、負荷の起動停止予告情報に基づく制御指令を演算する部分である。まず、Ｓ１３７１において蓄電装置３から伝送された起動停止予告信号の有無を判定する。負荷の停止予告信号を受信している場合には、Ｓ１３７２において以下に説明する方法で太陽光発電装置２の出力抑制量および蓄電装置３の充放電電力調整量を計算する。

即ち、図１８（ａ）に示すように、時刻Ｔ１で停止予告信号を受信すると、所定時間経過後の時刻Ｔ２にて負荷が停止されるため、負荷停止に備えて太陽光発電装置２の出力抑制量を計算し、Ｓ１３８の力率制御演算を経てＳ１３９により太陽光発電装置２に出力抑制を指令する。これにより発電量が減少するため、需給アンバランスが生じないように蓄電装置３の充放電電力が放電方向（正の方向）にシフトする。この状態において時刻Ｔ２で負荷が停止すると、蓄電装置３は放電方向にシフトして十分な充電方向の補償量を確保しているため、消費電力の急減を充電により吸収することが可能となる。

負荷の起動予告信号を受信している場合には、Ｓ１３７３において以下に説明する方法で負荷装置４の調整量および蓄電装置３の充放電電力調整量を計算する。すなわち、図１８（ｂ）に示すように、時刻Ｔ５で起動予告信号を受信すると所定時間を経て時刻Ｔ６にて負荷が起動されるため、これに備えて負荷装置４の調整用負荷４１の調整量を計算し、Ｓ１３８の力率制御演算を経てＳ１３９により負荷装置４に消費電力の調整量を指令する。これにより消費電力が減少するため、需給アンバランスが生じないように蓄電装置３の充放電電力が充電方向（負の方向）にシフトする。この状態において時刻Ｔ２で負荷が起動すると、蓄電装置３は充電方向にシフトして十分な放電方向の補償量を確保しているため、消費電力の急増を放電により吸収することが可能となる。その後、所定の時間を経て時刻Ｔ７で負荷装置４の消費電力の調整指令を解除すると、蓄電装置３の充放電電力は需給バランスを維持するように放電方向に移行する。

本実施例では負荷が起動を停止する予告情報である起動停止予告情報が受信された場合、太陽光発電装置２の出力を抑制し、負荷が起動する予告情報である起動予告情報が受信された場合、調整用負荷４１の消費電力を抑制することで、負荷の起動、停止時の急峻により生ずる大きな電力変動に対しても、蓄電装置３の容量を増加させることなく独立型電力供給システム１０の需給バランスを維持することが可能となる。

本実施例では、負荷の起動停止予告情報に基づき、太陽光発電装置２の発電出力の抑制や、負荷装置４の消費電力の調整を行うことにより蓄電装置３の充放電レベルを予め調整し必要な補償量を確保するものである。

本実施例では実施例１と併せて適用する場合について説明しており、併せて適用した場合には実施例１で実現できる補償分を補完的に補償することになるので、（相性が良く、）より効果的な組合せとなる。しかしながら、実施例１と併せて用いることなく本実施例で記載した様に制御することも勿論可能であり、その場合にも電圧変動を抑制することができるので、蓄電装置の小容量化には寄与する。加えて、実施例３で説明した内容とも更に併せて適用することも可能である。この場合、蓄電装置の小容量化には最も寄与することになり、導入コストを大きく減らすことが可能になる。

上記各実施例で説明した内容については、電力会社の電力系統と連系することなく、複数の太陽光発電装置及び蓄電装置のみにより、夜間も含めて蓄電池の過充電および過放電を防止し、かつ太陽光発電や負荷の急峻な電力変動に対して周波数と電圧を維持しながら安定した電力供給を実現することが可能である。

尚、各実施例で説明した数式・パラメータなどは一例として説明したものであって、無論ここで記載されていない手法を適用することを排除するものでないことは言うまでもない。

１ 電力線
２、１０２ 太陽光発電装置
３、１０３ 蓄電装置
４、１０４ 負荷装置
５、３３、４３、１４３、３２０ 制御装置
６ 公衆回線
１０、１１０ 独立型電力供給システム
２１ 太陽光発電パネル
２２、３２Ａ、３２Ｂ、１２２ 連系用電力変換器
２５、３５、４５ 連系用受電装置
３１Ａ、３１Ｂ 蓄電池
３４ 補機
４１ 調整用負荷
４２ 負荷
４４ 系統連系装置
５１ 制御演算装置
５２ 気象データ格納装置
５３ 計測データ格納装置
５４ 信号入出力インタフェース装置
５５ 入力装置
５６ 表示装置
３２１ 出力抑制量演算機能
３２２ 電力制御機能
４３１、３２１１ 自端電圧判定部
４３２ 負荷制限制御演算部
４３３、３２１５ 遅延タイマ
５１１ 予測演算機能
５１２ 出力シフト運転パターン生成機能
５１３ 出力シフト運転パターン補正機能
３２１２ 蓄電池充放電電力演算部
３２１３ 充放電状態判定部
３２１４ 太陽光発電出力抑制制御演算部
５１１１ 太陽光発電出力予測演算部
５１１２ 需要電力予測演算部
５１２１ 蓄電池充放電パターン演算部
５１２２ 充放電レベル判定部
５１２３ 太陽光発電出力抑制量・負荷調整量演算部
５１２４ 出力シフト運転パターン生成部
５１３１ ＳＯＣ評価演算部
５１３２ ＳＯＣレベル判定部
５１３３ 太陽光発電出力抑制量・負荷調整量補正演算部
５１３４ 出力シフト運転パターン補正部

Claims (10)

1. 自然エネルギー発電装置と、調整用負荷を有すると共に前記自然エネルギー発電装置からの発電電力により動作する負荷装置と、前記自然エネルギー発電装置及び前記負荷装置に接続されて充放電を行う蓄電池を有する蓄電装置と、を備える独立型電力供給システムであって、
   該独立型電力供給システムは、気象予測データを用いて前記負荷装置の需要予測データ及び前記自然エネルギー発電装置の発電出力予測データを計算し、
   前記需要予測データ及び前記発電出力予測データにより、前記蓄電池の最大充電電力を超えて前記蓄電池に充電されることが予測される場合には前記自然エネルギー発電装置からの発電出力を抑制し、
   前記需要予測データ及び前記発電出力データにより、前記蓄電池の最大放電電力を超えて前記蓄電池から放電されることが予測される場合には前記調整用負荷の消費電力を抑制することを特徴とする独立型電力供給システム。
2. 請求項１に記載の独立型電力供給システムであって、
   該独立型電力供給システムは、前記需要予測データ、前記発電出力予測データ及び前記蓄電池の定格容量を用いて将来の所定期間における前記蓄電池の充放電状態を予測的に計算し、
   前記将来の所定期間における前記充放電状態が前記蓄電池の最大充電電力量を超えることが予測される場合には前記自然エネルギー発電装置からの発電出力を抑制し、
   前記将来の所定期間における前記充放電状態が前記蓄電池の最小充電電力量を下回ることが予測される場合には前記調整用負荷の消費電力を抑制することを特徴とする独立型電力供給システム。
3. 請求項２に記載の独立型電力供給システムであって、
   更に制御装置を備えており、
   該制御装置は、前記負荷装置の需要予測データ及び前記自然エネルギー発電装置の発電出力予測データの計算と、前記自然エネルギー発電装置からの発電出力を抑制する指令及び前記調整用負荷の消費電力を抑制する指令の出力、を行うことを特徴とする独立型電力供給システム。
4. 請求項３に記載の独立型電力供給システムであって、
   前記制御装置は、前記自然エネルギー発電装置、前記負荷装置または前記蓄電装置の外部に配置されると共に、回線を通じて前記自然エネルギー発電装置、前記負荷装置及び前記蓄電装置に制御指令を出力することを特徴とする独立型電力供給システム。
5. 請求項２に記載の独立型電力供給システムであって、
   更に制御装置を備えており、
   該制御装置は、前記負荷装置の需要予測データ及び前記自然エネルギー発電装置の発電出力予測データの計算と、前記独立型電力供給システムの目標電圧の制御を行い、
   該目標電圧の制御は、前記将来の所定期間における前記充放電状態が前記蓄電池の最大充電電力量を超えることが予測される場合には前記目標電圧を一時的に定格電圧よりも大きな値に設定し、前記将来の所定期間における前記充放電状態が前記蓄電池の最小充電電力量を下回ることが予測される場合には前記目標電圧を一時的に定格電圧よりも小さな値に設定することで行い、
   前記自然エネルギー発電装置では前記目標電圧が所定時間以上に亘って定格電圧を超過した場合、前記自然エネルギー発電装置からの発電出力を抑制し、
   前記負荷装置では前記目標電圧が所定時間以上に亘って定格電圧を下回った場合、前記調整用負荷の消費電力を抑制することを特徴とする独立型電力供給システム。
   
6. 請求項２ないし４のいずれか一つに記載の独立型電力供給システムであって、
   前記蓄電池の充放電電力の計測値または該計測値の平均値が所定の範囲内であるか否かを比較し、
   所定の範囲外であれば、前記自然エネルギー発電装置の力率の指令値を前記独立型電力供給システム内の電力系統のインピーダンスを用いて定める値に設定することを特徴とする独立型電力供給システム。
7. 請求項６に記載の独立型電力供給システムであって、
   前記蓄電池の充放電電力の計測値または該計測値の平均値が所定の範囲内であれば、前記自然エネルギー発電装置の力率の指令値を１に設定することを特徴とする独立型電力供給システム。
8. 請求項５に記載の独立型電力供給システムであって、
   前記蓄電池の充放電電力の計測値または該計測値の平均値が所定の範囲内であるか否かを比較し、
   所定の範囲内であれば、前記自然エネルギー発電装置の力率の指令値を１に設定し、
   所定の範囲外であれば、前記自然エネルギー発電装置の力率の指令値を前記独立型電力供給システム内の電力系統のインピーダンスを用いて定める値に設定することを特徴とする独立型電力供給システム。
9. 請求項２ないし４、６または７のいずれか一つに記載の独立型電力供給システムであって、
   該独立型電力供給システムは、
   前記負荷装置が起動を停止する予告情報である起動停止予告情報が受信された場合、前記自然エネルギー発電装置の出力を抑制し、
   前記負荷装置が起動する予告情報である起動予告情報が受信された場合、前記調整用負荷の消費電力を抑制することを特徴とする独立型電力供給システム。
   
10. 請求項１ないし９のいずれか一つに記載の独立型電力供給システムであって、
    前記自然エネルギー発電装置は太陽光発電パネルを有する太陽光発電装置であることを特徴とする独立型電力供給システム。