JP2011097816A - 発電システムおよび充放電制御装置 - Google Patents

Abstract

【課題】発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電手段の長寿命化を図ることが可能な発電システムを提供する。
【解決手段】この発電システム（太陽光発電システム１）は、電力系統５０に連系され、太陽光を用いて発電する発電装置２と、電力を蓄電可能な蓄電手段３と、発電装置２と電力系統５０との間の配線の所定部分を通過する電力を検出する発電電力検出部８と、蓄電手段３の充放電を制御する充放電制御部５とを備えている。充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が所定の発電電力以上で、かつ、発電電力検出部８により検出された電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、蓄電手段３の充放電制御を行うように構成されている。
【選択図】図１

Description

本発明は、発電システムおよび充放電制御装置に関し、特に、自然エネルギーを用いて発電する発電装置と、電力を蓄電可能な蓄電手段とを備えた発電システムおよび充放電制御装置に関する。

近年、変電所からの交流電力の供給を受ける各需要家（たとえば、住宅や工場など）に、風力や太陽光などの自然エネルギーを利用した発電装置（太陽電池など）が設けられるケースが増加している。このような発電装置は、変電所の配下に設けられる電力系統に接続され、発電装置により発電された電力は、需要家内の電力消費装置側に出力される。また、需要家内の電力消費装置により消費されずに余った電力は、電力系統に出力される。この需要家から電力系統に向かう電力の流れは、「逆潮流」と呼ばれ、需要家から電力系統に出力される電力は「逆潮流電力」と呼ばれる。

ここで、電力会社等の電力供給者には、電力の安定供給の義務が課されており、逆潮流電力分も含めた電力系統全体における周波数や電圧を一定に保つ必要がある。たとえば、電力供給者は、変動周期の大きさに応じた複数の制御手法によって、電力系統全体の周波数を一定に保っている。具体的には、一般に２０分程度以上の変動周期をもつような負荷成分については、最も経済的な発電電力の出力分担が可能なように経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ Ｃｏｎｔｒｏｌ）が行われている。このＥＤＣは、１日の負荷変動予想に基づいた制御であり、時々刻々と変動する負荷の増減（２０分程度より小さい変動周期の成分）に対する対応は困難である。そこで、電力会社は、時々刻々と変動する負荷に応じて電力系統への電力の供給量を調整し、周波数の安定化を行うための複数の制御を行っている。ＥＤＣを除いたこれらの制御は特に周波数制御と呼ばれており、この周波数制御によって、ＥＤＣで調整できない負荷変動分の調整を行っている。

より詳細には、約１０秒以下の変動周期の成分については、電力系統自体の自己制御性により自然に吸収することができる。また、約１０秒〜数分程度の変動周期の成分に対しては、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能である。また、数分から２０分程度までの変動周期の成分については、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Ｌｏａｄ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ）により対応している。この負荷周波数制御では、電力供給者の中央給電指令所からの制御信号によってＬＦＣ用発電所が発電出力を調整することにより、周波数制御を行っている。

しかし、自然エネルギーを利用した発電装置の出力は、天候などに応じて急激に変化することがある。このような発電装置の出力の急激な変化は、連系している電力系統の周波数の安定度に大きな悪影響を与えてしまう。この悪影響は、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家が増えるほど顕著になってくる。このため、今後、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家がさらに増えてきた場合には、発電装置の出力の急激な変化を抑制することにより、電力系統の安定度を維持する必要が生じてくる。

そこで、従来、このような発電装置の出力の急激な変化を抑制するために、自然エネルギーを利用した発電装置と、発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電手段とを備えた発電システムが提案されている（たとえば、特許文献１参照）。

上記特許文献１には、太陽電池と、太陽電池に接続されるとともに電力系統に接続されるインバータと、インバータと太陽電池とを接続する母線に接続された充放電部と、充放電部に接続された蓄電手段とを備えた発電システムが開示されている。上記特許文献１では、太陽電池の発電電力の変動に伴って蓄電手段の充放電を行うように充放電部を制御することにより、インバータからの出力電力の変動を抑制している。これにより、電力系統への出力電力の変動を抑制することが可能であるので、電力系統の周波数などへの悪影響を抑制することが可能である。

特開２００７−２２８７３７号公報

しかしながら、上記特許文献１では、発電装置の発電電力の変化に伴って蓄電手段の充放電がその都度行われるので、充放電の回数が多くなり、その結果、２次電池などからなる蓄電手段の寿命が短くなるという問題点がある。

この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の１つの目的は、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電手段の長寿命化を図ることが可能な発電システムを提供することである。

課題を解決するための手段および発明の効果

上記目的を達成するために、この発明の第１の局面による発電システムは、電力系統に連系され、自然エネルギーを用いて発電する発電装置と、電力を蓄電可能な蓄電手段と、発電装置と電力系統との間の配線の所定部分を通過する電力を検出する電力検出部と、蓄電手段の充放電を制御する充放電制御部とを備え、充放電制御部は、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力以上で、かつ、電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、蓄電手段の充放電制御を行うように構成されている。

この第１の局面による発電システムでは、上記のように、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力以上で、かつ、電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、蓄電手段の充放電制御を行うように充放電制御部を構成することによって、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力よりも小さい場合や、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力よりも大きくても電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量よりも小さい場合には充放電制御を行わないので、蓄電手段の充放電回数を減らすことができる。これにより、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。また、本願発明者は、鋭意検討した結果、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力より小さい場合、および、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力よりも大きくても電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量よりも小さい場合には、充放電制御を行わない場合であっても、発電装置による発電電力の変動などに起因する電力系統への影響が小さいことを見出した。したがって、本発明では、発電装置による発電電力の変動などに起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、発電装置と電力系統との間の配線は、負荷を接続可能に構成されており、電力検出部は、配線の負荷が接続される部分よりも発電装置側または配線の負荷が接続される部分よりも電力系統側に設けられている。このように構成すれば、電力検出部を負荷が接続される部分よりも発電装置側に設ける場合には、負荷の消費電力を考慮しない発電装置の発電電力を検出することができるとともに、電力検出部を負荷が接続される部分よりも電力系統側に設ける場合には、負荷の消費電力を差し引いた電力を検出することができる。このような電力に基づいて、発電装置による発電電力の変動などに起因する電力系統への影響が小さい期間（充放電制御を行う必要のない期間）を容易に判別することができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、充放電制御部は、蓄電手段の充放電制御を行う際に、目標出力電力を移動平均法により算出するとともに、充放電制御の初期および終期の少なくとも一方の期間において、充放電制御の初期および終期の少なくとも一方の期間以外の期間よりも、移動平均の算出に用いる電力データの取得期間を短くして目標出力電力を算出するように構成されている。このように構成すれば、所定の変化量以上の急激な電力の変化が生じた際に充放電制御を開始して充放電制御の開始時点の目標出力電力を算出する際に、電力データの取得期間が短く設定されるので、充放電制御開始時の電力と大きく異なる急激な変化前（充放電制御開始前）の電力の値が目標出力電力の算出に用いられてしまうことを抑制することができる。これにより、充放電制御開始時において算出する目標出力電力と実際の電力との差を小さくすることができるので、充放電の開始時点の前後で電力系統側への出力電力の変化を小さくすることができるとともに、その差を埋め合わせるための蓄電手段の充放電電力を少なくすることができる。その結果、電力系統側に出力される電力量の変動を抑制することができるので、電力系統への悪影響を抑制することができるとともに、蓄電手段の蓄電容量を小さくすることができる。

また、充放電制御の終期における移動平均の算出に用いる電力データの取得期間を、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも短くした場合には、充放電制御の終了時点で、充放電制御の終了時点近傍の電力データのみ取得されて目標出力電力が算出されるので、充放電制御の終了時点で算出される目標出力電力と実際の電力との差を小さくすることができる。これにより、充放電制御の終了時点の前後で電力系統側への出力電力の変化を小さくすることができる。その結果、電力系統側に出力される電力の変動を抑制することができるので、電力系統への悪影響を抑制することができる。

上記目標出力電力を移動平均法により算出する構成において、好ましくは、充放電制御部は、充放電制御の初期の期間において、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも移動平均に用いる電力データの取得期間を短くするとともに、充放電制御の初期から初期および終期以外の期間にかけて移動平均に用いる電力データの取得期間を充放電制御の開始時点からの電力データの蓄積量に応じて徐々に増加して目標出力電力を算出するように構成されている。このように構成すれば、移動平均に用いる電力データの取得期間を充放電制御の開始時点からの電力データの蓄積量（蓄積期間）に応じて徐々に増加させることによって、充放電制御の開始時点以降に徐々に蓄積されて増加される電力データを蓄積量（蓄積期間）に応じて適切に取得して目標出力電力を算出することができるので、充放電制御の初期以降の目標出力電力を、実際の電力推移に近い値に設定することができる。これによっても、電力系統側に出力される電力の変動を抑制することができるので、電力系統への悪影響を抑制することができるとともに、蓄電手段の蓄電容量を小さくすることができる。

上記目標出力電力を移動平均法により算出する構成において、好ましくは、充放電制御部は、充放電制御の終期の期間において、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも移動平均に用いる電力データの取得期間を短くするとともに、充放電制御の初期および終期以外の期間から終期にかけて移動平均に用いる電力データの取得期間を徐々に減少して目標出力電力を算出するように構成されている。このように構成すれば、充放電制御の終期における移動平均の算出に用いる電力データの取得期間を、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも徐々に短くすることができるので、充放電制御の終了時点に近づくにつれて、目標出力電力と実際の電力との差を徐々に小さくすることができる。これにより、充放電制御の終了直前の目標出力電力と終了直後の実際の電力との差が大きくなってしまうことを抑制することができるので、充放電制御の終了時の前後で電力系統側への電力の変化をより小さくすることができる。これにより、電力系統側に出力される電力の変動をより抑制することができるので、電力系統への悪影響をより抑制することができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、充放電制御部は、蓄電手段の充放電制御を行う際に、電力データの取得期間として所定の第１期間の範囲で電力データを取得して移動平均法により電力系統側に出力する目標出力電力を算出するように構成されており、所定の第１期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間である。このように構成すれば、第１期間の範囲の電力データに基づいて算出した目標出力電力となるように充放電を制御することにより、特に、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の成分を減らすことができる。これにより、電力系統に影響を与えることを抑制することができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、充放電制御部は、発電装置の発電電力が第１発電電力未満の状態から第１発電電力以上の状態になった場合に電力検出部により検出された電力の変化量の検出を開始するとともに、電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上になった場合に充放電制御を開始するように構成されている。このように構成すれば、発電装置の発電電力が第１発電電力以上の状態になった場合に、はじめて電力検出部により検出された電力の変化量の検出が開始されるので、電力検出部により検出された電力の変化量の監視時間を短くすることができる。これにより、電力検出部により検出された電力の変化量の監視に起因する充放電制御部の負担を軽減することができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、充放電制御部は、充放電制御の開始から所定の第２期間の経過後に充放電制御を停止するように構成されている。このように構成すれば、一定期間のみ充放電制御することにより、充放電制御を停止しない場合に比べて充放電回数を減少することができる。これによっても、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。なお、充放電制御を停止する方法として、制御期間内の検出電力の変動がなくなったことを感知して、充放電制御を停止する方法もある。この場合、より短時間で充放電制御を停止させることも可能である。なお、充放電制御が短時間で行われた場合に、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の範囲内に含まれる変動周期の抑制が困難になるおそれがある。このような場合には、少なくとも負荷周波数制御の範囲内に含まれる変動周期の抑制が期待できる一定期間以上の第２期間の制御時間を設けることが好ましい。

この場合、好ましくは、充放電制御部は、充放電制御中に、電力検出部により検出された電力の所定の変化量以上の変化が所定回数以上あった場合に、充放電制御の所定の第２期間を延長するように構成されている。このように構成すれば、電力検出部により検出された電力の変動が続くと予想される場合には継続して充放電制御を行うことができる一方、電力検出部により検出された電力の変動が続かず、充放電制御が不必要と考えられる期間には充放電制御を行うことを抑制することができる。その結果、蓄電手段の充放電回数を減少させながら、効果的に充放電制御を行うことができる。

上記充放電制御の開始から所定の第２期間の経過後に充放電制御を停止する構成において、好ましくは、充放電制御部は、充放電制御中に、発電装置の発電電力が第１発電電力以下の所定の第２発電電力以上の状態から第２発電電力未満になった場合に、所定の第２期間の経過前であっても、充放電制御を停止するように構成されている。このように構成すれば、発電装置の発電電力が第２発電電力未満になった場合には、充放電制御を停止しても電力系統への悪影響が小さいので、そのような電力系統への悪影響が小さい場合には所定の第２期間が経過する前に充放電制御を停止することができる。これにより、不要な充放電制御期間を削減することができるので、充放電回数をより減少させることができる。これにより、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、発電装置は、太陽光を用いて発電するように構成されており、第１発電電力は、たとえば雨天時の発電電力よりも多い発電電力である。このように構成すれば、発電電力の少ない雨天時には、充放電制御を行わなくても電力系統への悪影響が小さいので、雨天時に充放電制御を行わないことにより、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら充放電回数を減少することができ、その結果、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。

この場合、好ましくは、第１発電電力は、発電装置の定格出力の１０％の発電電力である。このように構成すれば、充放電制御を開始する際の閾値である第１発電電力をたとえば雨天時の発電電力よりも大きくすることができるので、容易に雨天時に充放電制御を行わないように制御することができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、発電装置は、太陽光を用いて発電するように構成されており、充放電制御部は、電力検出部により検出された電力を所定の検出時間間隔で取得するとともに、所定の検出時間間隔で取得された電力データに基づいて、電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上であるか否かを判断し、充放電制御を開始する際の所定の変化量は、たとえば快晴時の昼間の時間帯における所定の検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量である。このように構成すれば、後述するように所定の検出時間間隔毎の検出電力の変化量の少ない快晴時には、充放電制御を行わなくても電力系統への悪影響が小さいので、快晴時に充放電制御を行わないことにより、発電装置による発電電力の変動などに起因する電力系統への影響を抑制しながら充放電回数を減少することができ、その結果、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、発電装置と電力系統との間の配線に設けられ、発電装置と電力系統とを連系するためのインバータと、発電装置とインバータとの間に直列的に接続され、発電装置により発電された直流電圧を所定の直流電圧に変換するＤＣ−ＤＣコンバータとをさらに備え、蓄電手段は、ＤＣ−ＤＣコンバータとインバータとを接続する接続線に並列的に接続され、発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電部と、蓄電部の充放電を行う充放電部とを含み、充放電制御部は、ＤＣ−ＤＣコンバータにより変換された所定の直流電圧の電力での発電電力が第１発電電力以上で、かつ、電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、蓄電手段の充放電制御を行うように構成されている。このように構成すれば、日射量などにより母線電圧が変動することを抑制することができ、母線部分を略一定の電圧とすることが可能になる。充放電電力を制御するために、蓄電池側と母線側との電圧差が重要になるが、母線側が略一定電圧であることから、蓄電池側のみの電圧制御により充放電電力の制御が可能になる。これにより、充放電制御部の制御性を向上させることができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、電力検出部は、発電装置の発電電力を検出するように構成されており、充放電制御部は、発電装置の発電電力が第１発電電力以上で、かつ、電力検出部により検出された発電装置の発電電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、蓄電手段の充放電制御を開始するように構成されている。このように構成すれば、発電電力の変動に基づいて充放電制御を行うことにより、容易に電力系統に与える影響を抑制することができる。

この場合、好ましくは、充放電制御部は、発電装置と電力系統との間の配線に接続された負荷の稼動状況の変化を検出するとともに、負荷の稼動状況の変化に伴って生じる電力系統に出入りする電力の変化を抑制するように、蓄電手段の充放電制御を行うように構成されている。このように構成すれば、たとえば逆潮流が発生している状況下において、負荷が稼動することにより負荷の消費電力の分だけ電力系統に出力される電力が減少する場合に、その減少分の少なくとも一部を蓄電手段から放電することができる。また、負荷が停止することにより負荷の消費電力の分だけ電力系統に出力される電力が増加する場合には、その増加分の少なくとも一部を蓄電手段に充電することができる。これにより、負荷の稼動状況の変化に伴って電力系統に出入りする電力が変動することを抑制することができるので、電力系統に与える影響を抑制することができる。

上記第１の局面による発電システムにおいて、好ましくは、発電装置と電力系統との間の配線は、負荷を接続可能に構成されており、電力検出部は、配線の負荷が接続される部分よりも電力系統側に設けられているとともに、電力系統に出入りする電力を検出するように構成されており、発電装置の発電電力が第１発電電力以上で、かつ、電力検出部により検出された電力系統に出入りする電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、蓄電手段の充放電制御を開始するように構成されている。このように構成すれば、負荷の消費電力を差し引いた分の電力（電力系統に出入りする電力）の変動が、電力系統への影響を直接的に表す変動であるので、そのような変動に基づいて充放電制御を開始することによって、発電電力の変動に基づいて充放電制御を行う場合よりもより効果的に電力系統に与える影響を抑制しながら、より適切なタイミングで充放電制御を開始することができる。

この場合、好ましくは、電力検出部は、電力系統から購入した電力を検出する購入電力検出部と、電力系統に売却した電力を検出する売却電力検出部との少なくとも一方を含む。このように構成すれば、買電電力または売電電力の少なくとも一方に基づいて、発電電力の変動に基づいて充放電制御を行う場合よりもより効果的に電力系統に与える影響を抑制しながら、より適切なタイミングで充放電制御を開始することができる。

この発明の第２の局面による充放電制御装置は、電力系統に連系され、自然エネルギーを用いて発電する発電装置と電力を蓄電可能な蓄電手段とを備えた発電システムに用いられ、蓄電手段の充放電を制御する充放電制御装置であって、発電装置の発電電力が所定の発電電力以上で、かつ、発電装置と電力系統との間の配線の所定部分を通過する電力を検出する電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、蓄電手段の充放電制御を開始するように構成されている。

この第２の局面による充放電制御装置では、上記のように、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力以上で、かつ、電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、蓄電手段の充放電制御を行うことによって、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力よりも小さい場合や、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力よりも大きくても電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量よりも小さい場合には充放電制御を行わないので、蓄電手段の充放電回数を減らすことができる。これにより、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。また、本願発明者は、鋭意検討した結果、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力より小さい場合、および、発電装置の発電電力が所定の第１発電電力よりも大きくても電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量よりも小さい場合には、充放電制御を行わない場合であっても、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響が小さいことを見出した。したがって、本発明では、発電装置による発電電力の変動などに起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電手段の長寿命化を図ることができる。

本発明の第１実施形態による発電システムの構成を示すブロック図である。 図１に示した第１実施形態による発電システムの充放電制御の開始時における発電電力の推移および目標出力電力について説明するための図である。 図１に示した第１実施形態による発電システムの充放電制御時における目標出力電力の算出のための発電電力データの取得期間について説明するための図である。 電力系統に対する負荷変動の大きさと変動周期との関係を説明するための図である。 図１に示した第１実施形態による発電システムの充放電制御開始前の制御フローを説明するためのフローチャートである。 図１に示した第１実施形態による発電システムの充放電制御開始後の制御フローを説明するためのフローチャートである。 快晴時および雲のある晴天時における電力系統への出力電力量の一日の推移（充放電制御なし）を示すグラフである。 快晴時および雲のある晴天時における蓄電池の蓄電量の一日の推移（第１実施形態による充放電制御なし）を示すグラフである。 図７に示す快晴時および雲のある晴天時における電力系統への出力電力量（充放電制御なし）の変化をＦＦＴ（高速フーリエ変換）法により解析した解析結果を示す図である。 雨天時における電力系統への出力電力量の一日の推移（充放電制御なし）を示すグラフである。 図１０に示す雨天時の電力系統への出力電力量（充放電制御なし）の変化をＦＦＴ（高速フーリエ変換）法により解析した解析結果を示す図である。 充放電制御を行うことによる電力系統への悪影響の軽減効果を検証するためのＦＦＴ解析結果を示す図である。 充放電制御におけるサンプリング期間について説明するための図である。 本発明の第２実施形態による発電システムの充放電制御開始前の制御フローを説明するためのフローチャートである。 本発明の第３実施形態による発電システムの構成を示すブロック図である。 本発明の第４実施形態による発電システムの構成を示すブロック図である。 本発明の第４実施形態による発電システム（実施例４）の充放電制御を説明するためのグラフである。 本発明の第４実施形態による発電システム（実施例５）の充放電制御を説明するためのグラフである。 本発明の第４実施形態による発電システム（実施例４）の充放電制御を行うことによる効果を説明するためのグラフである。 本発明の第４実施形態による発電システム（実施例５）の充放電制御を行うことによる効果を説明するためのグラフである。 本発明の第４実施形態による発電システム（実施例４および実施例５）の充放電制御を行うことによる効果を説明するためのグラフである。 本発明の第５実施形態による発電システムの構成を示すブロック図である。 本発明の第５実施形態による発電システムの充放電制御を説明するためのグラフである。 ２秒の検出時間間隔で発電電力を取得した場合の充放電制御のシミュレーション結果を示すグラフである。 １０秒の検出時間間隔で発電電力を取得した場合の充放電制御のシミュレーション結果を示すグラフである。 ３０秒の検出時間間隔で発電電力を取得した場合の充放電制御のシミュレーション結果を示すグラフである。 ２秒、１０秒および３０秒のそれぞれの検出時間間隔で平滑化した場合の出力電力推移についてＦＦＴ（高速フーリエ変換）法により解析した解析結果を示す図である。 常に目標出力電力を算出する場合の１次遅れ法により充放電制御を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 時定数を固定にした場合の１次遅れ法により充放電制御を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 時定数を徐々に増加させる場合の１次遅れ法により充放電制御を行った場合のシミュレーション結果を示すグラフである。 １次遅れ法の時定数と移動平均法のサンプリング期間との関係を説明するためのグラフである。

以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。

（第１実施形態）
まず、図１〜図４を参照して、本発明の第１実施形態による発電システム（太陽光発電システム１）の構造を説明する。

本発明の第１実施形態による太陽光発電システム１は、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる発電装置２と、発電装置２により発電された電力を蓄電可能な蓄電手段３と、電力系統５０に接続され、発電装置２により発電された電力および蓄電手段３により蓄電された電力を電力系統５０側に出力するインバータを含む電力出力部４と、蓄電手段３の充放電を制御する充放電制御部５とを備えている。

発電装置２と電力出力部４とを接続する直流側母線６には、ＤＣ−ＤＣコンバータ７が直列的に接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、発電装置２により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧（第１実施形態では、約２６０Ｖ）に変換して電力出力部４側に出力する機能を有する。また、ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、いわゆるＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御機能を有している。ＭＰＰＴ制御機能とは、発電装置２により発電された電力が最大となるように発電装置２の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置２とＤＣ−ＤＣコンバータ７との間には、発電装置２に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード（図示せず）が設けられている。なお、ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、本発明の「ＤＣ−ＤＣコンバータ」の一例である。また、直流側母線６は、本発明の「配線」の一例である。

また、蓄電手段３は、直流側母線６に並列的に接続された蓄電池３１と、蓄電池３１の充放電を行う充放電部３２とを含んでいる。蓄電池３１としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い２次電池（たとえば、Ｌｉ−ｉｏｎ蓄電池、Ｎｉ−ＭＨ蓄電池など）が用いられている。また、蓄電池３１の電圧は約４８Ｖである。なお、蓄電池３１は、本発明の「蓄電部」の一例である。

充放電部３２は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を有しており、直流側母線６と蓄電池３１とはＤＣ−ＤＣコンバータ３３を介して接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、充電時には、蓄電池３１に供給する電力の電圧を、直流側母線６の電圧から蓄電池３１を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、直流側母線６側から蓄電池３１側に電力を供給する。また、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、放電時には、直流側母線６側に放電させる電力の電圧を、蓄電池３１の電圧から直流側母線６の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池３１側から直流側母線６側に電力を放電させる。

また、充放電制御部５は、ＣＰＵ５ａおよびメモリ５ｂを含んでいるとともに、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の充放電制御を行う。具体的には、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力（ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力電力）と、後述する目標出力電力とに基づいて、発電装置２の発電電力と目標出力電力との差を補償するように蓄電池３１の充放電を行う。すなわち、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御するとともに、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御するように構成されている。

また、ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力側には、発電装置２の発電電力を検出する発電電力検出部８が設けられている。なお、発電電力検出部８は、本発明の「電力検出部」の一例である。充放電制御部５は、発電電力検出部８の検出結果に基づいて、発電装置２の発電電力を所定の検出時間間隔（たとえば、３０秒以下）毎に取得することが可能である。第１実施形態では、充放電制御部５は、３０秒毎に発電装置２の発電電力を取得している。なお、この発電電力の検出時間間隔は、発電装置２の発電電力の変動周期などを勘案して適正な値に定める必要がある。この第１実施形態では、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期よりも短く、かつ、後述する待機時間よりも短くなるように検出時間間隔を設定している。また、充放電制御部５は、電力出力部４の出力電力を取得することにより、実際に電力出力部４から電力系統５０側に出力された電力と目標出力電力との差を認識することにより、電力出力部４からの出力電力が目標出力電力となるように充放電部３２の充放電をフィードバック制御することが可能である。

また、充放電制御部５は、電力系統５０側に出力する目標出力電力を、移動平均法を用いて算出するように構成されている。移動平均法とは、たとえばある時点の目標出力電力を、その時点より過去の期間の発電装置２の発電電力の平均値とする算出方法である。以下、目標出力電力の算出に用いる発電電力データを取得するための期間をサンプリング期間と呼ぶ。なお、サンプリング期間は、本発明の「発電電力データの取得期間」および「第１期間」の一例である。サンプリング期間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する変動周期Ｔ１〜Ｔ２の間、特に後半付近（長周期付近）からＴ１を超える範囲であまり長時間に渡らない範囲とすることが好ましい。サンプリング期間の具体的な値としては、たとえば、図４に示すような「負荷変動の大きさ−変動周期」特性を有する電力系統においては約１０分以上約３０分以下の期間であり、第１実施形態では、後述するように、充放電制御の初期および終期以外の期間においては、サンプリング期間を約１０分としている。この場合、充放電制御部５は、約３０秒置きに発電装置２の発電電力を取得するので、過去１０分の期間に含まれる２０個の発電電力データの平均値を目標出力電力として算出している。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２については、後に詳細に説明する。

上記のように、第１実施形態では、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０側に出力するのではなく、過去の発電装置２の発電電力から目標出力電力を算出し、発電装置２の発電電力と蓄電池３１の充放電電力との合計が目標出力電力となるように蓄電池３１の充放電を制御して目標出力電力を電力系統５０側に出力する制御である充放電制御を行う。充放電制御を行うことにより、電力系統５０側に出力する電力の変動が抑制されるので、雲の有無などによる発電装置２の発電電力の変動などに起因する電力系統５０への悪影響が抑制される。

ここで、第１実施形態では、充放電制御部５は、充放電制御を常に行うわけではなく、特定の条件を満たした時にのみ充放電制御を行うように構成されている。すなわち、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０側に出力しても電力系統５０への悪影響が小さい場合には充放電制御を行わず、悪影響が大きい場合にのみ充放電制御を行うように構成されている。具体的には、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が所定の発電電力（以下、「制御開始発電電力」と呼ぶ）以上で、かつ、発電装置２の発電電力の変化量が所定の変化量（以下、「制御開始変化量」と呼ぶ）以上である場合に、充放電制御を行うように構成されている。なお、制御開始発電電力は、本発明の「第１発電電力」の一例である。制御開始発電電力は、たとえば雨天時の発電電力よりも多い発電電力であり、具体的な数値としては、たとえば、発電装置２の定格出力の１０％である。また、制御開始変化量は、たとえば快晴時（雲が殆どない晴天）の昼間の時間帯における検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量であり、具体的な数値としては、たとえば、変化前の発電電力の５％である。また、発電電力の変化量は、所定の検出時間間隔毎に検出される発電装置２の発電電力の連続する２つの発電電力の差分を算出することにより取得される。なお、上記の具体的な数値（変化前の発電電力の５％および定格出力の１０％）については、発電電力の検出時間間隔が約３０秒である等、第１実施形態の場合に対応する数値であり、検出時間間隔を変えた場合には、その検出時間間隔に応じて制御開始発電電力および制御開始変化量を設定する必要がある。

また、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力未満の状態から制御開始発電電力以上の状態になった場合に、発電装置２の発電電力の変化量の検出を開始する。そして、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力以上の状態で、発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量以上になった時に、はじめて充放電制御を開始する。発電装置２の発電電力が制御開始発電電力以上になった場合にも、発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量を超えない場合には充放電制御は行わない。また、発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量を超えないまま、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力未満になった場合には、発電装置２の発電電力の変化量の検出を停止する。

また、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量以上になった場合であっても、制御開始変化量以上の変化を検出した時点から所定の待機時間内に発電電力が変化前の発電電力の近傍の値に戻った場合には、電力系統に与える悪影響が小さいので、充放電制御を開始しない。上記所定の待機時間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期以下の期間であり、図４に示す変動周期−負荷変動線の関係図を参照して、好ましくは上限周期Ｔ１以下の期間であり、より好ましくは下限周期Ｔ２以下の期間である。第１実施形態では、待機時間を約２分以下とした。また、待機時間は検出時間間隔よりも大きく、検出時間間隔の２倍以上（たとえば、検出時間間隔の２倍以上の整数倍）である。また、変化前の発電電力の近傍の値とは、具体的には、変化前の発電電力に対して微小量だけ大きい上側閾値と、変化前の発電電力に対して微小量だけ小さい下側閾値との間の値である。上側閾値は、たとえば、変化前の発電電力の１０１％の値であり、下側閾値は、たとえば、変化前の発電電力の９９％の値である。発電電力の制御開始変化量以上の変化が発電電力の制御開始変化量以上の低下である場合には、充放電制御部５は、発電電力が低下した後、待機時間内に下側閾値（変化前の発電電力の９９％）以上にまで上昇した場合に、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったと判断する。また、発電電力の制御開始変化量以上の変化が発電電力の制御開始変化量以上の上昇である場合には、充放電制御部５は、発電電力が上昇した後、待機時間内に上側閾値（変化前の発電電力の１０１％）以下にまで低下した場合に、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったと判断する。つまり、発電電力の制御開始変化量以上の変化が上昇である場合と低下である場合とで、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったか否かの判断の基準となる閾値を異ならせている。

上記した点を図２を参照して説明する。発電電力Ｐ（−２）から発電電力Ｐ（−１）まで急激に発電電力が低下した場合に、発電電力Ｐ（−１）を検出した時点から待機時間内に発電電力Ｐ（−２）の近傍の値まで戻らない場合（上昇しない場合）には、充放電制御を開始する。図２に示した例では待機時間を１分としている。この例では、発電電力Ｐ（−１）を検出した時点から１分の待機時間内に検出した発電電力Ｐ０およびＰ１が下側閾値を下回ったままである。この場合、充放電制御部５は、待機時間内に変化前の発電電力（発電電力Ｐ（−２））の近傍まで発電電力が戻らなかったと判断するとともに、発電電力Ｐ１の検出時点（待機時間の終了時点）で充放電制御を開始する。なお、発電電力Ｐ（−１）の後の待機時間内に発電電力Ｐ（−２）の近傍の値Ｒ（下側閾値である発電電力Ｐ（−２）の９９％以上の値Ｒ）を検出した場合には、変化前の発電電力Ｐ（−２）の近傍の値に戻ったと判断して充放電制御を開始しない。

また、充放電制御部５は、充放電制御を開始した後、一定の制御期間の経過後に充放電制御を停止するように構成されている。なお、制御期間は、本発明の「第２期間」の一例である。制御期間は、少なくとも負荷周波数制御で対応する変動周期範囲を基に決定したサンプリング期間以上とし、充放電制御の初期あるいは終期に発電電力データ取得期間を短くする手法を取る場合には、少なくともサンプリング期間にデータ取得期間を短くする期間を加えたものが最低の制御期間である。制御期間は短すぎると負荷周波数制御で対応する変動周期範囲の抑制効果が薄くなり、長すぎると充放電回数の頻度が増えることから蓄電池寿命が短くなる傾向にあり、適切な時間を設定する必要がある。第１実施形態では、制御期間は３０分間に設定されている。また、制御期間中に制御開始変化量以上の発電電力の変化を所定回数（第１実施形態では、３回）検出した場合には、充放電制御部５は、制御期間を延長するように構成されている。この延長は、３回目の発電電力変化を検出した時点で、新たに３０分の制御期間を設定することにより行われる。制御期間が延長された場合、３回目の検出時点（延長開始時点）から制御開始変化量以上の発電電力の変化を新たに３回検出しない場合には、３回目の検出時点（延長開始時点）から３０分後に充放電制御が停止される。３回目の検出時点（延長開始時点）から制御開始変化量以上の発電電力の変化を新たに３回検出した場合には、再度３０分延長される。

また、充放電制御部５は、制御期間中に、発電装置２の発電電力が制御終了発電電力未満になった場合には、制御期間の経過前であっても、充放電制御を停止するように構成されている。なお、制御終了発電電力は、制御開始発電電力以下の値であり、第１実施形態では、制御開始発電電力の半分の値としている。制御終了発電電力は、本発明の「第２発電電力」の一例である。

次に、図２および図３を参照して、本発明の第１実施形態による太陽光発電システム１の充放電制御部５による目標出力電力の算出方法について説明する。まず、図２に示すような発電電力変化があると仮定する。具体的には、徐々に発電電力が上昇していき、ある発電電力検出タイミング（発電電力Ｐ（−２））からその次の発電電力検出タイミング（発電電力Ｐ（−１））にかけて発電電力の急激な変化（低下）が生じ、その後、待機時間内に発電電力の変化量が変化前の発電電力（発電電力Ｐ（−２））の近傍の値に戻らずに発電電力が徐々に低下していく例を想定する。なお、図２においては発電電力が急激に低下する例を示しているが、発電電力が急激に上昇する場合も、以下に説明する目標出力電力の算出方法は同様である。

図２に示したような発電電力の急激な変化があった場合、図３に示すように、充放電制御の初期および終期以外の期間においては、充放電制御部５は、過去１０分のサンプリング期間に含まれる２０個の発電電力データの平均値を目標出力電力として算出する。その一方、充放電制御の初期（充放電制御の開始時から１０分間）および終期（充放電制御の終了予定時までの１０分間）については、充放電制御の初期および終期以外の期間の発電電力データのサンプリング期間（１０分、２０個の発電電力データ）よりも短い期間の発電電力データから目標出力電力を算出するように構成されている。

具体的には、充放電制御の初期において、充放電制御部５は、充放電制御の開始以降の発電電力データ（Ｐ１、Ｐ２…）をメモリ５ｂに順次蓄積していくとともに、発電電力データのサンプリング期間を充放電制御の開始時点からの発電電力データの蓄積量に応じて徐々に増加させる。すなわち、図３に示すように、ある発電電力検出タイミングにおける発電電力Ｐ（−２）と、その次の発電電力検出タイミングにおける発電電力Ｐ（−１）との間に大きな変化が生じ、かつ、待機時間内に発電電力Ｐ（−２）の近傍まで発電電力が戻らないことが認識されて充放電制御が開始された場合において、充放電制御開始後の１回目の目標出力電力Ｑ１を、直前に取得した発電電力データＰ１そのものとし、２回目の目標出力電力Ｑ２を、メモリ５ｂに蓄積された２つの発電電力データ（直前の２つの発電電力データＰ１およびＰ２）の平均とする。３回目の目標出力電力Ｑ３は、メモリ５ｂに蓄積された３つの発電電力データ（直前の３つの発電電力データＰ１、Ｐ２およびＰ３）の平均とする。

同様にして、２０回目の目標出力電力Ｑ２０を、その直前の２０個の発電電力データ（Ｐ１〜Ｐ２０）の平均とする。発電電力データの蓄積量が２０個に達した時点で、初期から初期および終期以外の期間に移行する。そして、発電電力データの蓄積量が２０個に達した後（初期および終期以外の期間）では、２０個の発電電力データに基づいて目標出力電力を算出する。

また、充放電制御の終了時点（終了予定時点）が近づくと、発電電力データのサンプリング期間を充放電制御の終了時点（終了予定時点）までの発電電力データの取得予定量に応じて徐々に減少させる。なお、終了予定時点は充放電制御の開始（延長の開始）から３０分であるので、発電電力データのサンプリング期間を減少させ始める時点は算出可能である。すなわち、充放電制御の終了予定時点の１０分前になった時点で、初期および終期以外の期間から終期に移行するとともに、終期の開始時点から発電電力データのサンプリング期間を減少させ始める。

具体的には、充放電制御の終了時点（終了予定時点）の目標出力電力の算出が制御開始からｎ回目とすると、制御終了前２０回目の目標出力電力Ｑ（ｎ−１９）を、その直前の２０個の発電電力データＰ（ｎ−３８）〜Ｐ（ｎ−１９）の平均とする。制御終了前１９回目の目標出力電力Ｑ（ｎ−１８）を、その直前の１９個の発電電力データＰ（ｎ−３６）〜Ｐ（ｎ−１８）の平均とする。同様にして、制御終了前３回目の目標出力電力Ｑ（ｎ−２）を、その直前の３個の発電電力データＰ（ｎ−４）、Ｐ（ｎ−３）およびＰ（ｎ−２）の平均とする。制御終了前２回目の目標出力電力Ｑ（ｎ−１）を、その直前の２個の発電電力データＰ（ｎ−２）およびＰ（ｎ−１）の平均とする。そして、制御終了直前の目標出力電力Ｑ（ｎ）は、その直前の発電電力データＰ（ｎ）そのままとする。

ここで、第１実施形態による充放電制御により変動抑制を主に行う変動周期範囲について説明する。図４に示すように、変動周期によって対応可能な制御方法が異なっており、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期が領域Ｄ（ハッチングで示す領域）に示されている。また、ＥＤＣにより対応可能な変動周期は領域Ａに示されている。なお、領域Ｂは、負荷変動による影響を電力系統５０自体の自己制御性により自然に吸収する領域である。また、領域Ｃは、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な領域である。ここで、領域Ｄと領域Ａとの境界線が負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の上限周期Ｔ１となり、領域Ｃと領域Ｄとの境界線が負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期Ｔ２となる。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２は、図４より固有の周期ではなく、負荷変動の大きさによって変化する数値であることが分かる。さらに、構築された電力網によって図示されている変動周期の時間も変化する。第１実施形態では、ＥＤＣ、電力系統５０自体の自己制御性およびガバナフリー運転などによって対応できない領域Ｄ（ＬＦＣにより対応可能な領域）の範囲内に含まれる変動周期（変動周波数）を有する変動に着目し、抑制することを目的としている。

次に、図５を参照して、本発明の第１実施形態による太陽光発電システム１の充放電制御開始前の制御フローについて説明する。

充放電制御部５は、発電装置２の発電電力を所定の検出時間間隔毎（３０秒毎）に検出している。そして、ステップＳ１において、充放電制御部５は、発電電力が制御開始発電電力以上になったか否かを判断する。発電電力が制御開始発電電力以上にならなかった場合には、この判断が繰り返される。発電電力が制御開始発電電力以上になった場合には、ステップＳ２において、充放電制御部５は、発電電力の変化量の監視を開始する。すなわち、検出した発電電力と、その直前の発電電力の検出値との差分を発電電力の変化量として取得する。

そして、ステップＳ３において、充放電制御部５は、制御開始変化量以上の発電電力の変化があったか否かを判断する。制御開始変化量以上の発電電力の変化がない場合には、ステップＳ２に戻り、発電電力の変化量の監視を継続する。

また、制御開始変化量以上の発電電力の変化があった場合には、ステップＳ４において、待機時間以内に発電電力が変化前の値の近傍に戻ったか否かを判断する。発電電力が変化前の値の近傍に戻った場合には、充放電制御を行わずにステップＳ２に戻り、発電電力の変化量の監視を継続する。発電電力が変化前の値の近傍に戻らない場合には、充放電制御を開始する。なお、図５には記載していないが、たとえばステップＳ２において発電電力の変化量を監視する際に発電電力の絶対値を確認し、発電電力が制御開始発電電力または制御終了発電電力を下回った場合にはステップＳ１に戻るようにもしている。

次に、図６を参照して、充放電制御の開始後の制御フローについて詳細に説明する。

充放電制御を開始した後、充放電制御部５は、ステップＳ５において、充放電制御を開始した時点からの経過時間のカウントを開始する。

次に、ステップＳ６において、充放電制御部５は、充放電制御を開始してからの発電電力データの蓄積数（サンプリング回数ｋ１）または充放電制御の終了予定までのサンプリング予定回数ｋ２が所定回数（第１実施形態では、２０回）以上であるか否かを判断する。

発電電力データのサンプリング数ｋ１または終了までのサンプリング予定回数ｋ２が２０個または２０回以上である場合には、ステップＳ７において、直前の２０個のサンプリング値を用いて移動平均法により目標出力電力を算出して設定する。

また、発電電力データのサンプリング数ｋ１または制御終了までのサンプリング予定回数ｋ２が所定個数（２０個）または所定回数（２０回）未満である場合には、ステップＳ８において、ｋ１個またはｋ２個のサンプリング値を用いて移動平均法により目標出力電力を算出して設定する。すなわち、充放電制御の開始時には、目標出力電力の算出に用いるサンプリング数を目標出力電力の算出毎に１から２０まで１つずつ増加させ、充放電制御の終了（予定）時には、目標出力電力の算出に用いるサンプリング数を目標出力電力の算出毎に２０から１まで１つずつ減少させる。

そして、ステップＳ９において、充放電制御部５は、ステップＳ７またはＳ８において設定した目標出力電力と、目標出力電力の算出後に検出した発電電力との差を算出する。そして、ステップＳ１０において、充放電制御部５は、充放電部３２に対して過不足分の充放電を指示する。すなわち、目標出力電力が発電電力よりも大きい場合には、目標出力電力に対して発電装置２の発電電力では足りない分を蓄電池３１により補うように、充放電制御部５はＤＣ−ＤＣコンバータ３３に対して放電を指示する。また、目標出力電力が発電電力よりも小さい場合には、発電装置２の発電電力から目標出力電力を差し引いて余る分を蓄電池３１に充電するように、充放電制御部５はＤＣ−ＤＣコンバータ３３に対して充電を指示する。

そして、ステップＳ１１において、目標出力電力（発電装置２の発電電力＋蓄電池３１の充放電電力）が電力出力部４から電力系統５０側に出力される。

この後、ステップＳ１２において、充放電制御部５は、所定の変化量（制御開始変化量）以上の発電電力の変化が制御期間（３０分）中に所定回数（第１実施形態では、３回）あったか否かを判断する。制御開始変化量以上の発電電力の変化が３回あった場合には、この後も発電電力の変化が継続する可能性が高いので、ステップＳ１３において、経過時間のカウントをリセットするとともに、充放電制御の期間を延長する。この場合、ステップＳ５に戻り、新たに経過時間のカウントを開始する。

また、制御開始変化量以上の発電電力の変化が３回未満の場合には、ステップＳ１４において、発電装置２の発電電力が所定の発電電力（制御終了発電電力）以上であるか否かを判断する。そして、制御終了発電電力以上である場合には、ステップＳ１５において、充放電制御部５は、充放電制御を開始してから、または、充放電制御期間を延長してから制御期間（３０分）を経過したか否かを判断する。制御期間が経過した場合には、充放電制御部５は充放電制御を停止する。制御期間が経過していない場合には、ステップＳ６に戻り、充放電制御が継続される。

また、ステップＳ１４において発電電力が制御終了発電電力未満であると判断された場合には、制御期間が経過していない場合であっても、充放電制御を停止する。

第１実施形態では、上記のように、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力以上で、かつ、発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量以上である場合に、蓄電手段３の充放電制御を行う。このように構成することによって、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力よりも小さい場合や、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力よりも大きくても発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量よりも小さい場合には充放電制御を行わないので、蓄電手段３の充放電回数を減らすことができる。これにより、蓄電手段３の長寿命化を図ることができる。また、本願発明者は、後述するように、鋭意検討した結果、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力より小さい場合、および、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力よりも大きくても発電装置２の発電電力の変化量が制御開始変化量よりも小さい場合には、充放電制御を行わない場合であっても、発電装置２による発電電力の変動に起因する電力系統５０への影響が小さいことを見出した。したがって、第１実施形態では、発電装置２による発電電力の変動などに起因する電力系統５０への影響を抑制しながら、蓄電手段３の長寿命化を図ることができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御の初期の期間において、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも、移動平均の算出に用いる発電電力データのサンプリング期間を短くして目標出力電力を算出している。このように構成することによって、制御開始変化量以上の急激な発電電力の変化が生じた際に充放電制御を開始して充放電制御の開始時点の目標出力電力を算出する際に、発電電力データのサンプリング期間が短く設定されるので、充放電制御開始時の発電電力と大きく異なる急激な変化前（充放電制御開始前）の発電電力の値が目標出力電力の算出に用いられてしまうことを抑制することができる。これにより、充放電制御開始時において算出する目標出力電力と実際の発電電力との差を小さくすることができるので、充放電の開始時点の前後で電力系統５０側への出力電力量の変化を小さくすることができるとともに、その差を埋め合わせるための蓄電手段３の充放電量を少なくすることができる。その結果、電力出力部４から電力系統５０側に出力される電力量の変動を抑制することができるので、電力系統５０への悪影響を抑制することができるとともに、蓄電手段３の蓄電容量を小さくすることができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御の終期における移動平均の算出に用いる発電電力データのサンプリング期間を、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも短くすることによって、充放電制御の終了時点で、充放電制御の終了時点近傍の発電電力データのみ取得されて目標出力電力が算出されるので、充放電制御の終了時点で算出される目標出力電力と実際の発電電力との差を小さくすることができる。これにより、充放電制御の終了時点の前後で電力系統５０側への出力電力量の変化を小さくすることができる。その結果、電力出力部４から電力系統５０側に出力される電力量の変動を抑制することができるので、電力系統５０への悪影響を抑制することができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御の初期から初期および終期以外の期間にかけて移動平均に用いる発電電力データの取得期間を充放電制御の開始時点からの発電電力データの蓄積量に応じて徐々に増加して目標出力電力を算出している。このように構成することによって、移動平均に用いる発電電力データのサンプリング期間を充放電制御の開始時点からの発電電力データの蓄積量（蓄積期間）に応じて徐々に増加させることによって、充放電制御の開始時点以降に徐々に蓄積されて増加される発電電力データを蓄積量（蓄積期間）に応じて適切に取得して目標出力電力を算出することができるので、充放電制御の初期以降の目標出力電力を、実際の発電電力推移に近い値に設定することができる。これによっても、電力出力部４から電力系統５０側に出力される電力量の変動を抑制することができるので、電力系統５０への悪影響を抑制することができるとともに、蓄電手段３の蓄電容量を小さくすることができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御の初期および終期以外の期間から終期にかけて移動平均に用いる発電電力データのサンプリング期間を徐々に減少して目標出力電力を算出している。このように構成することによって、充放電制御の終期における移動平均の算出に用いる発電電力データのサンプリング期間を、充放電制御の初期および終期以外の期間よりも徐々に短くすることができるので、充放電制御の終了時点に近づくにつれて、目標出力電力と実際の発電電力との差を徐々に小さくすることができる。これにより、充放電制御の終了直前の目標出力電力と終了直後の実際の発電電力との差が大きくなってしまうことを抑制することができるので、充放電制御の終了時の前後で電力系統５０への電力量の変化をより小さくすることができる。これにより、電力出力部４から電力系統５０側に出力される電力量の変動をより抑制することができるので、電力系統５０への悪影響をより抑制することができる。

また、第１実施形態では、上記のように、蓄電手段３の充放電制御を行う際に、発電電力データのサンプリング期間を、少なくとも負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の下限周期Ｔ２以上の期間、好ましくは上限周期Ｔ１以上の期間Ｔとして、発電電力データを取得して移動平均法により目標出力電力を算出している。このように構成することによって、負荷周波数制御により対応可能な変動周期を考慮したＴをサンプリング期間として算出した目標出力電力となるように充放電を制御することにより、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応する変動周期の成分を減らすことができる。これにより、電力系統５０に影響を与えることを抑制することができる。

また、第１実施形態では、上記のように、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力未満の状態から制御開始発電電力以上の状態になった場合に発電装置２の発電電力の変化量の検出を開始するとともに、検出された発電電力の変化量が制御開始変化量以上になった場合に充放電制御を開始している。このように構成することによって、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力以上の状態になった場合に、はじめて発電電力の変化量の検出が開始されるので、発電電力の変化量の監視時間を短くすることができる。これにより、発電電力の変化量の監視に起因する充放電制御部５の負担を軽減することができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御の開始から所定の制御期間の経過後に充放電制御を停止している。このように構成することによって、一定期間のみ充放電制御することにより、充放電制御を停止しない場合に比べて充放電回数を減少することができる。これによっても、蓄電手段３の長寿命化を図ることができる。また、充放電制御の停止を時間により制御することができるので、制御アルゴリズムを簡略化することができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御中に、発電電力の制御開始変化量以上の変化が所定回数以上あった場合に、充放電制御の制御期間を延長している。このように構成することによって、発電電力の変動が続くと予想される場合には継続して充放電制御を行うことができる一方、発電電力の変動が続かず、充放電制御が不必要と考えられる期間には充放電制御を行うことを抑制することができる。その結果、蓄電手段３の充放電回数を減少させながら、効果的に充放電制御を行うことができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御中に、発電装置２の発電電力が制御終了発電電力以上の状態から制御終了発電電力未満になった場合に、制御期間の経過前であっても、充放電制御を停止する。このように構成することによって、発電装置２の発電電力が制御終了発電電力未満になった場合には、充放電制御を停止しても電力系統５０への悪影響が小さいので、そのような電力系統５０への悪影響が小さい場合には制御期間が経過する前に充放電制御を停止することができる。これにより、不要な充放電制御期間を削減することができるので、充放電回数をより減少させることができる。これにより、蓄電手段３の長寿命化を図ることができる。

また、第１実施形態では、上記のように、発電装置２の発電電力がたとえば雨天時の発電電力よりも多くなった場合に充放電制御を行う。このように構成することによって、発電電力の少ない雨天時には、充放電制御を行わなくても電力系統５０への悪影響が小さいので、雨天時に充放電制御を行わないことにより、発電装置２による発電電力の変動などに起因する電力系統５０への影響を抑制しながら充放電回数を減少することができ、その結果、蓄電手段３の長寿命化を図ることができる。

また、第１実施形態では、上記のように、発電装置２の発電電力が発電装置２の定格出力の１０％の発電電力よりも多くなった場合に充放電制御を行う。このように構成することによって、充放電制御を開始する際の閾値である制御開始発電電力を雨天時の発電電力よりも大きくすることができるので、容易に雨天時に充放電制御を行わないように制御することができる。

また、第１実施形態では、上記のように、発電電力の変化量がたとえば快晴時の昼間の時間帯における検出時間間隔毎の最大変化量以上になった場合に充放電制御を行う。このように構成することによって、発電電力の検出時間間隔毎の変化量の少ない快晴時には、充放電制御を行わなくても電力系統５０への悪影響が小さいので、快晴時に充放電制御を行わないことにより、発電装置２による発電電力の変動などに起因する電力系統５０への影響を抑制しながら充放電回数を減少することができ、その結果、蓄電手段３の長寿命化を図ることができる。

また、第１実施形態では、上記のように、発電電力の変化量が変化前の発電電力の５％の変化量以上になった場合に充放電制御を行う。このように構成することによって、充放電制御を開始する際の閾値である制御開始変化量を快晴時の変化量よりも大きくすることができるので、容易に快晴時に充放電制御を行わないように制御することができる。また、制御開始変化量は、発電装置２の定格容量を基準にして求めてもよい。このようにしても、上記と同様の効果を得ることができる。

また、第１実施形態では、上記のように、ＤＣ−ＤＣコンバータ７により変換された所定の直流電圧の電力と、電力系統５０側に出力する目標出力電力とに基づいて、充放電部３２を制御している。このように構成することによって、日射量などにより直流側母線６の電圧が変動することを抑制することができ、直流側母線６の部分を略一定の電圧とすることが可能になる。充放電電力を制御するために、蓄電池３１側と直流側母線６側との電圧差が重要になるが、直流側母線６側が略一定電圧であることから、蓄電池３１側のみの電圧制御により充放電電力の制御が可能になる。これにより、充放電制御部５の制御性を向上させることができる。

次に、図７〜図１３を参照して、本発明の第１実施形態による太陽光発電システム１を用いることによる効果に関して鋭意検討した結果について、詳細に説明する。

図７には、快晴時および雲のある晴天時の一日の実際の発電電力（出力電力）の変動推移を示している。なお、図７は、充放電制御を行わない場合の電力系統５０側への出力電力（発電装置２の発電電力そのまま）を示している。

図７に示すように、快晴時には、日光が雲により遮られることがないので、発電装置２の発電電力が大きな変動なく滑らかに推移していることがわかる。その一方、図７に示すように、雲のある晴天時には、雲の影響により日射量が変動することに起因して、発電装置２の発電電力が大きな変動を繰り返しながら推移していることがわかる。

また、第１実施形態による充放電制御を行わずに終日移動平均法による充放電制御を行う場合における蓄電池３１の充電量の推移を図８に示す。図８に示すように、快晴時の充放電の最大深度差Ｈ１は蓄電池の最大充電量の約１４％であり、雲のある晴天時の充放電の最大深度差Ｈ２は蓄電池の最大充電量の約１５％である。すなわち、快晴時と雲のある晴天時とで充放電の最大深度差は大きく変わらないことがわかる。

充放電の最大深度差が蓄電池３１の寿命に大きく影響することが知られているが、上記のように快晴時と晴天時とで充放電の最大深度差が大きく変わらないことから、快晴時と雲のある晴天時とで蓄電池３１の寿命は大きく変わらないことがわかる。すなわち、全体的な推移が略同じであれば、大きな変動の頻度に拘わらず、蓄電池寿命は殆ど変わらないことがわかる。

ここで、図７の出力電力パターンが電力系統５０に与える影響について考察する。電力系統５０への影響を検討するために、図７の出力電力パターンについて、ＦＦＴ（高速フーリエ変換）により解析した。図７のＦＦＴによる解析結果を図９に示す。

図９に示すように、快晴時と雲のある晴天時とでパワースペクトルについて大きな差異が見られることがわかる。特に負荷周波数制御（ＬＦＣ）領域である数分程度の周波数領域を見てみると、快晴時のパワースペクトルは晴天時の１／４程度の大きさとなっている。したがって、快晴時においては、充放電制御を行わなくても出力変動による電力系統５０への悪影響は小さいことがわかる。

次に、雨天時の出力変動が電力系統５０に与える影響について考察する。図１０および図１１には、雨天時の一日の実際の発電電力の変動推移およびそのＦＦＴ解析結果を示している。なお、図１０は、充放電制御を行わない場合の電力系統５０側への出力電力（発電装置２の発電電力そのまま）を示している。

図１０に示すように、雨天時においても出力変動（発電電力の変動）が多い一方、図１１に示すように、ＦＦＴ解析によるパワースペクトルは非常に小さくなっていることがわかる。すなわち、雨天時には、充放電制御を行わなくても電力系統５０への悪影響は小さいことがわかる。

以上のことから、ＦＦＴ解析の結果、快晴時や雨天時においてはパワースペクトルが小さく、充放電制御を行わない場合であっても電力系統５０への悪影響は小さいので、充放電制御を行う必要性が低いことを見出した。また、蓄電池３１の寿命には大きく影響を与える充放電深度については、全体的な発電電力の推移が略同じであれば、大きな変動の頻度に拘わらず充放電制御を行う場合と行わない場合とで殆ど差が見られないことが判明した。したがって、快晴時や雨天時に充放電制御を行わないようにすることによって、充放電制御を行う頻度を低減することができ、蓄電池寿命を延ばすことができる。

次に、充放電制御を行うことによる電力系統５０への悪影響の軽減効果を検証した結果について説明する。図１２には、比較例１、比較例２、実施例１、２および３についてのＦＦＴ解析結果を示している。比較例１は、充放電制御を行わない場合（発電装置２の発電電力をそのまま電力系統側に出力する場合）の例である。比較例２は、第１実施形態の移動平均法とは異なる一般的な移動平均法による充放電制御を一日中常時行った場合の例である。なお、一般的な移動平均法とは、充放電制御の開始時および終了時においてサンプリング数（サンプリング期間）を減少させる第１実施形態の移動平均法と異なり、充放電制御の開始時および終了時であっても、常に一定のサンプリング数に基づいて目標出力電力を算出する制御である。また、実施例１〜３は、第１実施形態と同様に、発電装置２の発電電力が定格出力の１０％を超えた場合に発電電力の監視を開始し、発電電力の変化が変化前の発電電力の５％を超え、かつ、待機時間内に発電電力が変化前の値の近傍に戻らなかった場合に充放電制御を開始する例である。また、実施例１〜３では、第１実施形態と同様に、充放電制御の開始時および終了時にサンプリング数を減らす充放電制御を行っている。さらに、実施例１、２および３は、それぞれ、発電電力が変化前の値の近傍に戻るか否かを判断する際の待機時間を０分、１分および２分とした例である。

図１２に示すように、比較例２および実施例１〜３は、比較例１に比べてＦＦＴ解析結果のパワースペクトルが減少している。すなわち、比較例２および実施例１〜３では、充放電制御を行わない場合（比較例１）と比べて大きくパワースペクトルが減少している。また、実施例１〜３では、一般的な移動平均法を一日中行った場合（比較例２）と同レベルで出力電力の平滑化ができていることから、一般的な移動平均法を一日中常時行った場合と同レベルで電力系統５０への悪影響を抑制できていることがわかる。以上のことから、第１実施形態による充放電制御を行うことによって、一般的な移動平均法によって充放電制御を一日中常時行った場合と同様に、電力系統への悪影響を軽減することが可能であることが判明した。

ここで、比較例２および実施例１〜３における蓄電池３１の寿命を簡易的に見積もった結果を以下の表１に示す。ここでは、約２ヶ月間の発電電力データに基づいて、比較例２および実施例１〜３のそれぞれの充電量および放電量の総和を求め、その逆数をもって電池寿命の見積もり値とした。また、実施例１〜３の値は、比較例２の値を基準に規格化された値である。

表１に示すように、実施例１〜３では、比較例２に比べて１０％以上の電池寿命の長寿命化が期待できる。また、実施例１に比べて実施例２および３の電池寿命見積もり値が向上している。これは、１分または２分の待機時間を設けたことにより、充放電制御を行う期間が短くなったので、その分、蓄電池３１の充放電回数が少なくなったことが理由であると考えられる。

次に、移動平均法のサンプリング期間について検討した。ここでは、発電電力データの取得期間であるサンプリング期間を１０分とした場合のＦＦＴ解析結果と、サンプリング期間を２０分とした場合のＦＦＴ解析結果を図１３に示す。図１３に示すように、サンプリング期間が１０分の場合には、変動周期が１０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が１０分以上の範囲における変動があまり抑制されていないことがわかる。また、サンプリング期間が２０分の場合には、変動周期が２０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が２０分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。したがって、サンプリング期間の長さと、充放電制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変わることがいえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にＴ１〜Ｔ２の後半付近（長周期付近）からＴ１以上の範囲の期間とすることが好ましいことがわかる。たとえば、図４の例では２０分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができることがわかる。ただし、サンプリング期間を長くすると、必要な蓄電池容量が大きくなる傾向があり、Ｔ１よりもあまり長くないサンプリング期間を選択することが好ましい。

（第２実施形態）
次に、図１４を参照して、本発明の第２実施形態による太陽光発電システムについて説明する。この第２実施形態では、制御開始発電電力以上の状態で、制御開始変化量を検出した後、所定の待機時間内に発電電力が変化前の発電電力に戻らなかった場合に充放電制御を開始した上記第１実施形態と異なり、制御開始発電電力以上の状態で、制御開始変化量を検出した後、すぐに充放電制御を開始する例について説明する。なお、第２実施形態による太陽光発電システム１の構成は、充放電制御部５の制御内容以外については上記第１実施形態と同様である。

第２実施形態では、充放電制御開始前の制御フローにおいて、図１４に示すように、まず、ステップＳ１０１において、充放電制御部５は、発電電力が制御開始発電電力以上になったか否かを判断する。発電電力が制御開始発電電力以上にならない場合には、この判断が繰り返される。発電電力が制御開始発電電力以上になった場合には、ステップＳ１０２において、充放電制御部５は、発電電力の変化の監視を開始する。すなわち、検出した発電電力と、その直前の発電電力の検出値との差分を発電電力の変化量として取得する。

そして、ステップＳ１０３において、充放電制御部５は、制御開始変化量以上の発電電力の変化量があったか否かを判断する。制御開始変化量以上の発電電力の変化量がない場合には、この判断が繰り返される。また、制御開始変化量以上の発電電力の変化量があった場合には、直ちに充放電制御を開始する。

第２実施形態の充放電制御は、図６に示した上記第１実施形態の充放電制御と同様である。

第２実施形態の効果は、上記第１実施形態と同様である。

（第３実施形態）
次に、図１５を参照して、本発明の第３実施形態による発電システム（太陽光発電システム１００）について説明する。

図１５に示すように、太陽光発電システム１００では、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる３つの発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃと、蓄電手段３と、電力出力部４と、充放電制御部１５とを備えている。なお、発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃの合計の発電電力が電力出力部４で処理可能な発電電力以下になるようにすることが好ましい。

３つの発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃは、電力出力部４に対して並列的に接続されている。また、ＭＰＰＴ制御機能を有しているＤＣ−ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃが各発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃ毎に設けられている。各ＤＣ−ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃは、発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃのそれぞれにより発電された電力の電圧を一定電圧に変換して電力出力部４側に出力する機能を有する。なお、ＤＣ−ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃは、本発明の「ＤＣ−ＤＣコンバータ」の一例である。

また、充放電制御部１５は、ＣＰＵ１５ａおよびメモリ１５ｂを含む。また、充放電制御部１５は、各ＤＣ−ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃの出力側に設けられた発電電力検出部８ａ、８ｂおよび８ｃのそれぞれから発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃの発電電力を取得する。充放電制御部１５は、各発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃの発電電力の総和データに基づいて目標出力電力を算出するとともに、各発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃの発電電力の総和と上記算出した目標出力電力との差を補償するように蓄電池３１の充放電制御を行う。

上記した構成以外の構成は、上記第１実施形態と同様である。

第３実施形態では、上記のように、複数の発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃを設け、発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃのそれぞれに対応してＤＣ−ＤＣコンバータ７ａ、７ｂおよび７ｃを設けている。このように構成することによって、上記第１実施形態のように１つの発電装置２を用いた場合には発電装置２の一部のみが陰になっただけの場合でも発電装置２全体の出力が低下する一方、第３実施形態では、１つの発電装置２ａが雲の陰になって出力が低下した場合にも、他の発電装置２ｂおよび２ｃが陰になっていなければ他の発電装置２ｂおよび２ｃの出力が低下することを防止することができる。これにより、発電装置全体の発電電力の低下を抑制することができる。これにより、発電電力の変動を抑制することができるので、電力系統５０への悪影響を抑制することができる。

第３実施形態のその他の効果は、上記第１実施形態と同様である。

（第４実施形態）
次に、図１６を参照して、本発明の第４実施形態による発電システム（太陽光発電システム２００）について説明する。この第４実施形態では、上記第１実施形態の充放電制御を行うことに加えて、負荷２１０の稼動状況に応じて蓄電池３１の充放電を制御する例について説明する。

図１６に示すように、太陽光発電システム２００は、発電装置２と、蓄電手段３と、電力出力部４と、充放電制御部２０１と、ＤＣ−ＤＣコンバータ７と、発電電力検出部８とを備えている。また、電力出力部４と電力系統５０との間の交流側母線９には分電盤２０２が設けられている。分電盤２０２を介して３つの負荷２１０、２２０および２３０が交流側母線９に接続されている。ここで、負荷２１０は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する変動周期の下限周期Ｔ２〜上限周期Ｔ１の時間（約２分〜約２０分）内で使用されることが多く、かつ、消費電力の比較的大きい負荷であり、たとえば、ＩＨヒータなどである。また、負荷２２０および負荷２３０は、消費電力の小さい照明などの負荷またはオン／オフを切り替えることの少ない負荷などである。

第４実施形態では、負荷２１０の稼動状況を検知するセンサ２０３が設けられている。充放電制御部２０１は、負荷２１０が使用されている（オン）か使用されていない（オフ）かをセンサ２０３の出力信号に基づいて判断することが可能である。充放電制御部２０１は、上記第１実施形態の充放電制御を行うことに加えて、負荷２１０のオン／オフが切り替えられることに伴って生じる電力系統５０に出入りする電力の変化を抑制するように蓄電池３１の充放電を制御する。すなわち、負荷２１０がオフからオンになったと判断した場合には、負荷２１０の消費が加わる分、太陽光発電システム２００から電力系統５０に逆潮流する電力（売電力）が減るか、電力系統５０から太陽光発電システム２００に入る電力（買電力）が増加するので、売電力の減少分または買電力の増加分を抑制するように蓄電池３１から放電する。同様に、負荷２１０がオンからオフになったと判断した場合には、負荷２１０の消費が減る分、売電力が増加するか、買電力が減少するので、買電力の減少分または売電力の増加分を抑制するように蓄電池３１の充電を行う。

第４実施形態では、上記のように、発電装置２と電力系統５０との間の交流側母線９に接続された負荷２１０の稼動状況の変化を検出するとともに、負荷２１０の稼動状況の変化に伴って生じる電力系統５０に出入りする電力の変化を抑制するように、蓄電手段３の充放電制御を行う。このように構成することによって、たとえば逆潮流が発生している状況下において、負荷２１０が稼動することにより負荷２１０の消費電力の分だけ電力系統５０側に出力される電力が減少する場合に、その減少分の少なくとも一部を蓄電手段３から放電することができる。また、負荷２１０が停止することにより負荷２１０の消費電力の分だけ電力系統５０側に出力される電力が増加する場合には、その増加分の少なくとも一部を蓄電手段３に充電することができる。これにより、負荷２１０の稼動状況の変化に伴って電力系統５０に出入りする電力が変動することを抑制することができるので、電力系統５０に与える影響を抑制することができる。

次に、図１７〜図２１を参照して、本発明の第４実施形態の効果を検証したシミュレーション結果について説明する。

このシミュレーションでは、発電装置２の発電電力推移に対して、第４実施形態による制御を行った場合の電力系統５０側に出力される電力推移を検証した。第４実施形態による制御としては、実施例４として、上記第１実施形態の充放電制御を行いながら、負荷２１０のオン／オフが切り替えられた場合に、負荷２１０がオンである期間の間継続して蓄電池３１の放電を行った。すなわち、第１実施形態で算出される蓄電池３１の充放電電力に、負荷２１０がオンである期間の間負荷２１０の消費電力分の充電電力を加算するように充放電を行った。また、実施例５として、上記第１実施形態の充放電制御を行いながら、負荷２１０のオン／オフが切り替えられた場合に、切替直後に、第１実施形態で算出される蓄電池３１の充放電電力に負荷２１０の消費電力分の放電電力（オン時）または充電電力（オフ時）を加算するように充放電を行い、その後、切替直後に加算した電力を５分間かけて徐々に０へとしていくように蓄電池３１を制御した。また、実施例６として、上記第１実施形態の制御のみを行った。図１７および図１８には、実施例４、５および６の制御を行った場合に電力出力部から出力される電力の推移を示している。図１９および図２０は、実施例４、５および６の制御を行った場合に電力系統５０側に逆潮流される電力の推移（正確には、負荷２１０と負荷２２０との間を通過する電力の推移）を示している。

図１７に示すように、実施例４では、負荷２１０がオンされてからオフされるまでの期間Ａにおいて、実施例６に示したような発電電力の推移を基に算出した出力電力に負荷２１０の消費電力分を加えた電力を出力している。したがって、実施例４の期間Ａにおいては、蓄電池３１からは実施例６に比べて負荷２１０の消費電力分の放電電力を加算するように充放電制御が行われている。期間Ａ以外の期間は実施例４と実施例６とは同じ推移である。

また、図１８に示すように、実施例５では、負荷２１０がオンされてから５分間の期間Ｂにおいて、実施例６に示したような発電電力の推移を基に算出した出力電力に負荷２１０の消費電力分を加えた電力を出力し、それから徐々に実施例６と同じ出力へと減らしている。この際、実施例５の期間Ｂにおいては、蓄電池３１の充放電電力は負荷２１０のオン時に負荷２１０の消費電力分の放電電力を加算するように充放電電力を算出し、この加算した分の放電電力を５分かけて徐々に０へとしていく。

また、負荷２１０がオフされてから５分間の期間Ｃにおいて、期間Ｃの開始時に実施例６に示したような発電電力の推移を基に算出した出力電力に負荷２１０の消費電力分を差し引いた電力を出力し、それから徐々に実施例６と同じ出力へと増やしている。この際、実施例５の期間Ｃにおいては、蓄電池３１の充放電電力は負荷２１０のオフ時に負荷２１０の消費電力分の放電電力を差し引くように充放電電力を算出し、この差し引いた分の放電電力を５分かけて徐々に０へとしていく。

ここで、図１９および図２０に示すように、実施例６では、電力出力部４から出力された電力から負荷２１０での消費分が減少するために、負荷２１０のオン時およびオフ時において、電力系統５０側に出力される電力に急激な変動が生じていることがわかる。その一方、実施例４および実施例５では、実施例６で大きな変動となっている期間Ａ〜Ｃにおいて、急激な変動なく滑らかに推移していることがわかる。したがって、実施例４および５は、実施例６よりも電力系統５０に与える影響が少ないことがわかる。

また、図２１に示すように、実施例４および５では、実施例６に比べて全体的に周波数変動を抑制していることがわかる。また、実施例４および実施例５は略同じレベルで周波数変動を抑制していることがわかる。ここで、図１７および図１８に示したように、実施例５は実施例４のように、負荷２１０で消費される電力分を加算する一方で、期間Ｃでは負荷２１０で消費される電力分を減算するように制御するために、蓄電池３１の充放電が充電あるいは放電の一方向に傾きにくい。その結果、蓄電池３１の放電深度を抑制することができるなど、蓄電池３１の長寿命化・低容量化に有利であり、実施例５は実施例４よりも有効であることがわかる。

（第５実施形態）
次に、図２２を参照して、本発明の第５実施形態による発電システム（太陽光発電システム３００）について説明する。この第５実施形態では、発電電力に基づいて充放電制御を行う上記第１実施形態と異なり、電力系統５０に出入りする電力（買電力または売電力）に基づいて充放電制御を行う例について説明する。

図２２に示すように、太陽光発電システム３００は、発電装置２と、蓄電手段３と、電力出力部４と、充放電制御部３０１と、ＤＣ−ＤＣコンバータ７と、発電電力検出部８とを備えている。また、電力出力部４と電力系統５０との間の交流側母線９には分電盤２０２を介して３つの負荷２１０、２２０および２３０が接続されている。

また、交流側母線９の分電盤２０２よりも電力系統５０側には太陽光発電システム３００から電力系統５０に売却する電力を計量する電力メータ３１０と、電力系統５０から購入する電力を計量する電力メータ３２０とが設けられている。電力メータ３１０および電力メータ３２０のそれぞれには、電力センサ３０２および電力センサ３０３が設けられている。なお、電力センサ３０２および電力センサ３０３は、本発明の「電力検出部」の一例である。

充放電制御部３０１は、電力センサ３０２および３０３の出力に基づいて、電力系統５０に出入りする電力のデータ（買電電力データまたは売電電力データ）を所定の検出時間間隔毎（たとえば、３０秒以下）に取得することが可能である。充放電制御部３０１は、売電電力−買電電力＝検出した電力のデータ（売電電力および買電電力はゼロ以上の値）を電力系統５０に出入りする電力のデータ（出入電力データ）として取得する。また、充放電制御部５は、過去の出入電力データに基づいて目標出力電力を算出するとともに、実際の出入電力と目標出力電力との差の少なくとも一部を補償するように蓄電池３１の充放電を行う。すなわち、充放電制御部５は、実際の出入電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力の少なくとも一部を蓄電池３１に充電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御するとともに、実際の出入電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力の少なくとも一部を蓄電池３１から放電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御するように構成されている。

また、充放電制御部３０１は、発電装置２の発電電力が所定の発電電力（制御開始発電電力）以上で、かつ、出入電力（買電電力または売電電力）の変化量が所定の変化量（制御開始変化量）以上である場合に、充放電制御を開始するように構成されている。第５実施形態の制御開始変化量は、たとえば快晴時（雲が殆どない晴天）の昼間の時間帯における検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量とし、検出時間間隔、負荷量なども考慮して設定する。特に第５実施形態では、出入電力（＝売電電力−買電電力）が正負の値をとるために、単純に第１実施形態などで示した発電電力の変化量と変化前の発電電力とを比較する方法ではなく、たとえば発電装置２の定格出力、負荷の定格消費電力などを加味して、変化量の絶対値で制御する方法、あるいは、出入電力（＝売電電力−買電電力）に負荷量に応じて適切な電力を加算する方法が望ましい。第４実施形態では、制御開始変化量を発電装置２の定格出力の５％とした。

なお、検出時間間隔、サンプリング期間、目標出力電力の算出方法、待機時間などの充放電制御に関する設定は、上記第１実施形態と同様である。

また、図２３には、ある１日の発電装置２の発電電力の推移と、同じ日の出入電力（＝売電電力−買電電力）の推移とを示している。出入電力の推移は、発電電力推移から負荷（負荷２１０、２２０および２３０）の消費電力を差し引いたものにほぼ相当する。図２３に示すように、一般家庭においては１日を通して負荷の消費電力の急激な変動の頻度は高くないので、発電電力の推移と出入電力の推移とは略同じように変動している。したがって、出入電力に基づいて充放電制御を行うことにより、出入電力の変動を抑制し、電力系統５０に影響を抑制することが可能である。

第５実施形態では、上記のように、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力以上で、かつ、電力センサ３０２および３０３の出入電力の変化量が制御開始変化量以上である場合に、蓄電手段３の充放電制御を行う。このように構成することによって、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力よりも小さい場合や、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力よりも大きくても電力センサ３０２および３０３の出入電力の変化量が制御開始変化量よりも小さい場合には充放電制御を行わないので、蓄電手段３の充放電回数を減らすことができる。これにより、蓄電手段３の長寿命化を図ることができる。また、上記第１実施形態と同様に、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力より小さい場合、および、発電装置２の発電電力が制御開始発電電力よりも大きくても電力センサ３０２および３０３の出入電力の変化量が制御開始変化量よりも小さい場合には、充放電制御を行わない場合であっても、発電装置２による発電電力の変動に起因する電力系統５０への影響が小さいことを見出した。したがって、第５実施形態では、発電装置２による発電電力の変動などに起因する電力系統５０への影響を抑制しながら、蓄電手段３の長寿命化を図ることができる。なお、制御開始発電電力は第１実施形態などに比べて高く設定することが望ましい。具体的には負荷量に応じて設定する必要があるが、たとえば負荷での消費量が２００Ｗ前後で推移している場合には、第１実施形態などで設定した発電装置２の定格出力の１０％に２００Ｗを加算するように設定する。

次に、図２４〜図２７を参照して、検出時間間隔の長さについて説明する。

図２４、図２５および図２６には、それぞれ、検出時間間隔を２秒、１０秒および３０秒として第１実施形態による充放電制御を行った場合のシミュレーション結果を示している。

図２４〜図２６に示すように、２秒、１０秒および３０秒のいずれも良好な平滑化結果となっている。また、検出時間間隔が短くなるほど、平滑化後の電力がより滑らかに推移していることがわかる。

さらに、図２４〜図２６の平滑化後の電力推移について高速フーリエ変換を行った解析結果を図２７に示す。図２７に示すように、２秒、１０秒および３０秒のいずれも実際の発電電力の変動を抑制できていることがわかる。また、検出時間間隔が２秒の場合には、５分〜２０分の変動周期において全体的にパワースペクトルが小さくなっており、平滑化効果が高いことがわかる。

このように、検出時間間隔を適切に選択することにより、平滑化の効果をより高めることが可能である。ただし、検出時間間隔が短くなると移動平均を算出するためのデータ数が増えるので、制御装置の処理能力と必要な平滑化度とを考慮して、最適な検出時間間隔を選択する必要がある。

また、検出時間間隔に合わせて各設定値を適切に変化させることが好ましい。図２４〜図２６では検出時間間隔を２秒、１０秒および３０秒としたが、制御開始変化量をそれぞれ２％、４％および６％とした。

なお、制御開始変化量と検出時間間隔との関係の目安を以下に示す。太陽光発電システムの発電電力の変化は主に雲の動きによる影響を受けている。そのため、発電電力の変化は比較的緩やかであり、秒単位以上での変化となる。ここで、我々の検討の結果、２秒程度の検出時間間隔においては１％／秒以上の変化を含む場合にＦＦＴ解析後のパワースペクトルに与える影響が大きくなる傾向を見出した。ただし、検出時間間隔が比較的長時間になる場合には、制御開始変化量を単純に１％／秒×検出時間間隔（秒）と設定した場合にはパワースペクトルの抑制が困難であった。これは、たとえば検出時間間隔を１０秒とした場合において、１０秒の中で１％／秒の変化が含まれていればパワースペクトルに与える影響が大きいためであり、単純な計算から求められる１０％（＝１（％／秒）×１０秒）では、１０秒間に渡って平均して１％／秒以上の変化をし続ける場合のみ適用され、１０秒の中で１％／秒の変化が含まれている場合よりも狭い範囲となってしまうからである。

そこで、様々な検討を行った結果、自然現象を表す式としてよく用いられる、自然対数を含んだ以下のような式から得られる範囲を制御開始変化量とすることが有効であることがわかった。

制御開始変化量≦２×ｌｏｇ_e（ｔ＋１）
ここで、（ｔ＋１）はｔ＞０の範囲で制御開始変化量がゼロ以上となるためのものであり、２を乗算しているのは２秒程度のときに１％／秒の変化量（＝２％）となるように調整したものである。

次に、図２８〜図３１を参照して、１次遅れ法による平滑化方法について説明する。

１次遅れ法を用いた目標出力電力Ｑ（ｔ）は、以下の式により求められる。

Ｑ（ｔ）＝Ｑ（ｔ−Δｔ）＋｛Ｗ（ｔ）−Ｑ（ｔ−Δｔ）｝／Ｎ・・・（１）
ここで、Ｗ（ｔ）は検出電力（たとえば、発電電力または出入電力）であり、Ｎは、所定の時定数Ｔを検出時間間隔Δｔで除した値（時間Ｔに含まれる発電電力のデータまたは検出電力のデータ数）である。時刻ｔにおける目標出力電力Ｑ（ｔ）は、その前の目標出力電力Ｑ（ｔ−Δｔ）に、目標出力電力Ｑ（ｔ−Δｔ）と時刻ｔにおける発電電力または検出電力Ｗ（ｔ）との差分をＮで除した値を加えた値として算出される。このような１次遅れ法により平滑化を行う場合においても、本発明を適用して目標出力電力を設定することにより、発電装置による発電電力の変動などに起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電手段の長寿命化を図るという本発明の効果を得ることができる。

ここで、上記のように、１次遅れ法の目標出力電力は１つ前の時点の目標出力電力を用いて算出される。このため、上記第１〜第５実施形態のように１日の途中から充放電制御を開始する制御においては、充放電制御の開始前では目標出力電力を算出していないので、開始時の目標出力電力を算出することができない。ここで、１つの方法として、充放電制御の開始前にも目標出力電力を常時算出しておき、充放電制御を開始する際には、算出しておいた目標出力電力の値を用いて開始時の目標出力電力を算出するようにすることが考えられる。しかしながら、目標出力電力は過去の発電電力の影響を大きく受けるので、たとえば図２８に示すように発電電力が上昇傾向にある場合には、充放電制御を開始した時点では、それまでの低い発電電力の影響のために目標出力電力が大きく減少してしまい、電力系統に影響を与える大きな変動を含んでしまう。

そこで、充放電制御の開始時においては、上記式（１）において、目標出力電力Ｑ（ｔ）を算出する際に、１つ前の目標出力電力Ｑ（ｔ−Δｔ）を１つ前の発電電力または出入電力Ｗ（ｔ−Δｔ）として目標出力電力Ｑ（ｔ）を算出する。そして、その後は上記式（１）を用いて算出する。これにより、充放電制御の開始時において出力電力の変動が生じるのを防止することができる。

また、充放電制御の開始時にのみＱ（ｔ−Δｔ）＝Ｗ（ｔ−Δｔ）とする場合においては、時定数Ｔあるいはサンプル数Ｎを定数（Ｔ＝Δｔ×Ｎ）としてもよいし、始めはＴ＝１あるいはＮ＝１として、それから徐々に時定数Ｔを増加させていってもよい。図２９には、時定数Ｔ＝２０分（Ｎ＝４０、検出時間間隔３０秒）に固定した場合の出力電力推移を示している。図３０には、サンプル数Ｎを時間Δｔ毎に１から４０まで１つずつ増加させていった場合の出力電力推移を示している。図２９および図３０に示すように、充放電制御の開始時にＱ（ｔ−Δｔ）＝Ｗ（ｔ−Δｔ）として目標出力電力を算出した場合には、充放電制御の開始時に出力電力の大きな変動を生ずることなく平滑化できている。ここで、図２８〜図３０などを用いて定性的に平滑化ができていることに触れているが、ＦＦＴ解析の結果、１次遅れ法でも移動平均法と同様に平滑化の効果が得られることを確認している。

次に、１次遅れ法における時定数Ｔと移動平均法のサンプリング期間との関係について説明する。図３１には、サンプリング期間を１０分および２０分として移動平均法により平滑化を行った場合の蓄電池の充電量の推移と、時定数Ｔを１０分として１次遅れ法により平滑化を行った場合の蓄電池の充電量の推移とを示している。なお、検出時間間隔（Δｔ）は同じ（たとえば３０秒）である。図３１に示すように、サンプリング期間が２０分の移動平均法と時定数Ｔが１０分の１次遅れ法とが略同じ結果となっていることがわかる。移動平均法ではサンプリング期間をＬＦＣにより対応可能な周波数（たとえば約２分〜約２０分）以上とすることが好ましいが、１次遅れ法では、充放電量が増える傾向にあることから時定数は比較的短くすることが好ましい。たとえば、時定数を約２分〜約１０分以上とすることが好ましく、特に約１０分以上とすることがより好ましい。

なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。

たとえば、上記第１〜第５実施形態では、発電装置２（発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃ）として太陽電池を用いる例について説明したが、本発明はこれに限らず、風力発電装置などの他の自然エネルギー発電装置を用いてもよい。

また、上記第１〜第５実施形態では、蓄電池としてＬｉ−ｉｏｎ電池やＮｉ−ＭＨ電池を用いる例を示したが、本発明はこれに限らず、他の２次電池を用いてもよい。また、本発明の「蓄電部」の一例として、蓄電池の代わりにキャパシタを用いてもよい。

また、上記第１〜第５実施形態では、充放電制御の開始時（初期）および終了時（終期）の両方でサンプリング期間を短くした例を示したが、本発明はこれに限らず、充放電制御の開始時（初期）および終了時（終期）のいずれか一方のみのサンプリング期間を短くしてもよい。

また、上記第３実施形態では、３つの発電装置２ａ〜２ｃのそれぞれにＤＣ−ＤＣコンバータ７ａ〜７ｃを設けた例を示したが、本発明はこれに限らず、１つのＤＣ−ＤＣコンバータを複数の発電装置に接続してもよい。たとえば、発電装置２ａ、２ｂおよび２ｃにそれぞれ個別のＤＣ−ＤＣコンバータを接続してもよいし、発電装置２ａおよび２ｂに１つのＤＣ−ＤＣコンバータを接続し、発電装置２ｃに別のＤＣ−ＤＣコンバータを接続してもよい。

上記第１〜第５実施形態では、蓄電池３１の電圧が４８Ｖである例について説明したが、本発明はこれに限らず、４８Ｖ以外の電圧にしてもよい。なお、蓄電池の電圧としては６０Ｖ以下が望ましい。

また、上記第１〜第４実施形態では、制御開始発電電力を発電装置２の定格出力の１０％とし、制御開始変化量を発電装置２の変化前の発電電力の５％とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、上記以外の数値を用いてもよい。たとえば、制御開始変化量は、発電装置の定格出力を基準にして決めてもよい。ただし、制御開始発電電力の大きさは、制御開始変化量の大きさよりも大きいことが望ましい。

また、上記第１〜第５実施形態では、待機時間が２分以下である例について説明したが、本発明はこれに限らず、２分以上でもよい。なお、待機時間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の上限周期Ｔ１以下が好ましく、下限周期Ｔ２以下の期間であることがより好ましい。ただし、電力系統側におけるいわゆるならし効果などの影響により下限周期の値も変化する。また、ならし効果の大きさも、太陽光発電システムの普及度および地域分散性などに応じて変化する。

また、上記第１、第３および第４実施形態では、変化前の発電電力の近傍の値に戻ったと判断するための上側閾値および下側閾値を、それぞれ、変化前の発電電力の１０１％および９９％とした例を示したが、本発明はこれに限らず、これらの値以外の値を上側閾値および下側閾値としてもよい。また、上側閾値および下側閾値の値を異ならせずに、同じ値を用いてもよい。たとえば、変化前の発電電力と同一の発電電力を上側および下側の共通の閾値として用いてもよい。

また、上記第１、第３および第４実施形態では、上側閾値および下側閾値を変化前の発電電力の１％とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、変化前の発電電力の１％でなくてもよい。上記第１、第３および第４実施形態では、制御開始変化量を変化前の発電電力の５％としたことに対応して変化前の発電電力の１％の範囲となる閾値を用いたが、制御開始変化量の大きさに対応して変えてもよい。たとえば、制御開始変化量を定格出力の１０％とした場合には、変化前の発電電力の２％の範囲となる閾値（上側閾値および下側閾値それぞれ変化前の発電電力の１０２％および９８％）に設定してもよい。また、閾値（上側閾値および下側閾値）は、制御開始変化量の２０％以内とすることが望ましい。

また、上記第１〜第５実施形態では、発電電力が制御開始発電電力以上になってはじめて発電電力の変化量を監視する例について説明したが、本発明はこれに限らず、発電電力の変化量を常時監視するように構成してもよい。

また、上記第１〜第５実施形態に記載されたサンプリング期間、母線電圧などの具体的な数値についても、本発明はこれに限られず、適宜変更が可能である。

また、上記第３実施形態では、発電電力検出部を３つの発電装置毎に設けた例を示したが、本発明はこれに限らず、１つの発電電力検出部を３つの発電装置に対して設けてもよい。

また、上記第４実施形態では、負荷２１０のオン／オフを検出するセンサ２０３の出力信号に基づいて蓄電池３１の充放電を制御する例について説明したが、本発明はこれに限らず、負荷２１０の消費電力を検出する電力センサの出力信号に基づいて蓄電池３１の充放電を制御してもよい。

１、１００、２００、３００ 太陽光発電システム（発電システム）
２、２ａ、２ｂ、２ｃ 発電装置
３ 蓄電手段
３１ 蓄電池（蓄電部）
３２ 充放電部
４ 電力出力部
５、１５、２０１、３０１ 充放電制御部
６ 直流側母線（配線）
７、７ａ、７ｂ、７ｃ ＤＣ−ＤＣコンバータ
８ 発電電力検出部（電力検出部）
９ 交流側母線（配線）
５０ 電力系統
３０２ 電力センサ（電力検出部、売却電力検出部）
３０３ 電力センサ（電力検出部、購入電力検出部）

Claims (19)

1. 電力系統に連系され、自然エネルギーを用いて発電する発電装置と、
   電力を蓄電可能な蓄電手段と、
   前記発電装置と前記電力系統との間の配線の所定部分を通過する電力を検出する電力検出部と、
   前記蓄電手段の充放電を制御する充放電制御部とを備え、
   前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が所定の第１発電電力以上で、かつ、前記電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、前記蓄電手段の充放電制御を開始するように構成されている、発電システム。
2. 前記発電装置と前記電力系統との間の配線は、負荷を接続可能に構成されており、
   前記電力検出部は、前記配線の負荷が接続される部分よりも前記発電装置側または前記配線の前記負荷が接続される部分よりも前記電力系統側に設けられている、請求項１に記載の発電システム。
3. 前記充放電制御部は、前記蓄電手段の充放電制御を行う際に、目標出力電力を移動平均法により算出するとともに、前記充放電制御の初期および終期の少なくとも一方の期間において、前記充放電制御の初期および終期の少なくとも一方の期間以外の期間よりも、移動平均の算出に用いる電力データの取得期間を短くして前記目標出力電力を算出するように構成されている、請求項１または２に記載の発電システム。
4. 前記充放電制御部は、前記充放電制御の初期の期間において、前記充放電制御の初期および終期以外の期間よりも前記移動平均に用いる電力データの取得期間を短くするとともに、前記充放電制御の初期から前記初期および終期以外の期間にかけて移動平均に用いる電力データの取得期間を前記充放電制御の開始時点からの電力データの蓄積量に応じて徐々に増加して前記目標出力電力を算出するように構成されている、請求項３に記載の発電システム。
5. 前記充放電制御部は、前記充放電制御の終期の期間において、前記充放電制御の初期および終期以外の期間よりも前記移動平均に用いる電力データの取得期間を短くするとともに、前記充放電制御の初期および終期以外の期間から前記終期にかけて移動平均に用いる電力データの取得期間を徐々に減少して前記目標出力電力を算出するように構成されている、請求項３または４に記載の発電システム。
6. 前記充放電制御部は、前記蓄電手段の充放電制御を行う際に、電力データの取得期間として所定の第１期間の範囲で電力データを取得して移動平均法により前記電力系統側に出力する目標出力電力を算出するように構成されており、
   前記所定の第１期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間である、請求項１〜５のいずれか１項に記載の発電システム。
7. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が前記第１発電電力未満の状態から前記第１発電電力以上の状態になった場合に前記電力検出部により検出された電力の変化量の検出を開始するとともに、前記電力検出部により検出された電力の変化量が前記所定の変化量以上になった場合に前記充放電制御を開始するように構成されている、請求項１〜６のいずれか１項に記載の発電システム。
8. 前記充放電制御部は、前記充放電制御の開始から所定の第２期間の経過後に前記充放電制御を停止するように構成されている、請求項１〜７のいずれか1項に記載の発電システム。
9. 前記充放電制御部は、前記充放電制御中に、前記電力検出部により検出された電力の前記所定の変化量以上の変化が所定回数以上あった場合に、前記充放電制御の前記所定の第２期間を延長するように構成されている、請求項８に記載の発電システム。
10. 前記充放電制御部は、前記充放電制御中に、前記発電装置の発電電力が前記第１発電電力以下の所定の第２発電電力以上の状態から前記第２発電電力未満になった場合に、前記所定の第２期間の経過前であっても、前記充放電制御を停止するように構成されている、請求項８または９に記載の発電システム。
11. 前記発電装置は、太陽光を用いて発電するように構成されており、
    前記第１発電電力は、雨天時の発電電力よりも多い発電電力である、請求項１〜１０のいずれか1項に記載の発電システム。
12. 前記第１発電電力は、前記発電装置の定格出力の１０％の発電電力である、請求項１１に記載の発電システム。
13. 前記発電装置は、太陽光を用いて発電するように構成されており、
    前記充放電制御部は、前記電力検出部により検出された電力を所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記所定の検出時間間隔で取得された電力データに基づいて、前記電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上であるか否かを判断し、
    前記充放電制御を開始する際の前記所定の変化量は、快晴時の昼間の時間帯における前記所定の検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量である、請求項１〜１２のいずれか1項に記載の発電システム。
14. 前記発電装置と前記電力系統との間の配線に設けられ、前記発電装置と前記電力系統とを連系するためのインバータと、
    前記発電装置と前記インバータとの間に直列的に接続され、前記発電装置により発電された直流電圧を所定の直流電圧に変換するＤＣ−ＤＣコンバータとをさらに備え、
    前記蓄電手段は、
    前記ＤＣ−ＤＣコンバータと前記インバータとを接続する接続線に並列的に接続され、前記発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電部と、
    前記蓄電部の充放電を行う充放電部とを含み、
    前記充放電制御部は、前記ＤＣ−ＤＣコンバータにより変換された前記所定の直流電圧での発電電力が前記第１発電電力以上で、かつ、前記電力検出部により検出された電力の変化量が前記所定の変化量以上である場合に、前記蓄電手段の充放電制御を行うように構成されている、請求項１〜１３のいずれか１項に記載の発電システム。
15. 前記電力検出部は、前記発電装置の発電電力を検出するように構成されており、
    前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力が前記第１発電電力以上で、かつ、前記電力検出部により検出された前記発電装置の発電電力の変化量が前記所定の変化量以上である場合に、前記蓄電手段の充放電制御を開始するように構成されている、請求項１〜１４のいずれか１項に記載の発電システム。
16. 前記充放電制御部は、前記発電装置と前記電力系統との間の配線に接続された負荷の稼動状況の変化を検出するとともに、前記負荷の稼動状況の変化に伴って生じる前記電力系統に出入りする電力の変化を抑制するように、前記蓄電手段の充放電制御を行うように構成されている、請求項１５に記載の発電システム。
17. 前記発電装置と前記電力系統との間の配線は、負荷を接続可能に構成されており、
    前記電力検出部は、前記配線の前記負荷が接続される部分よりも前記電力系統側に設けられているとともに、前記電力系統に出入りする電力を検出するように構成されており、前記発電装置の発電電力が前記第１発電電力以上で、かつ、前記電力検出部により検出された前記電力系統に出入りする電力の変化量が前記所定の変化量以上である場合に、前記蓄電手段の充放電制御を開始するように構成されている、請求項１〜１４のいずれか１項に記載の発電システム。
18. 前記電力検出部は、前記電力系統から購入する電力を検出する購入電力検出部と、前記電力系統に売却する電力を検出する売却電力検出部との少なくとも一方を含む、請求項１７に記載の発電システム。
19. 電力系統に連系され、自然エネルギーを用いて発電する発電装置と電力を蓄電可能な蓄電手段とを備えた発電システムに用いられ、前記蓄電手段の充放電を制御する充放電制御装置であって、
    前記発電装置の発電電力が所定の発電電力以上で、かつ、前記発電装置と前記電力系統との間の配線の所定部分を通過する電力を検出する電力検出部により検出された電力の変化量が所定の変化量以上である場合に、前記蓄電手段の充放電制御を開始するように構成されている、充放電制御装置。

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