JP2014117003A - 構内電力管理システム - Google Patents

Abstract

【課題】不安定電源である太陽光発電量の予測を活用し、蓄電池の充放電切替回数・頻度を抑制しつつ、工場運用の省エネルギー化を考慮した充放電計画の実行を可能とする構内電力管理システムを提供する。
【解決手段】特定気象条件下での太陽光発電装置４による発電量を予測し、該太陽光発電量予測値ＰＶ１に基づき、蓄電池５の充放電切替回数・頻度が多くならないように、日中は放電のみを行うことを基本とする蓄電池充放電計画を立てるとともに、太陽光発電量予測値ＰＶ１と太陽光発電装置４の発電量実測値ＰＶ２との差分に基づいて蓄電池放電補正量を求め、該蓄電池放電補正量を用いて蓄電池５の制御を行う。
【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光発電装置と蓄電池を備えた工場等において電力の管理（制御）を行う構内電力管理システムに関する。

近年、工場省エネの観点から、太陽光発電等の自然エネルギー設備を導入する工場が増えている。
太陽光発電は、二酸化炭素排出削減につながる等クリーンエネルギーとして期待される半面、天候により発電電力量が左右される。
このため、非特許文献１等に見られるように、太陽光発電システムの発電電力量推定方式が多数提案されているが、太陽光発電が不安定な電源であることに変わりはない。
そこで、構内（工場内）に蓄電池を設置し、太陽光発電の変動を吸収することで、安定化を図る方式等が提案されている。

例えば、特許文献１には、太陽光発電や風力発電のように自然エネルギーを利用する発電装置を商用系統に連系させて給電する系統連系型給電システムが提案されており、このシステムでは電力コスト（電気料金）を考慮して蓄電池への充電制御（電力管理）を行っている。
また、特許文献２には、自然エネルギー併用型蓄電システムが提案されている。具体的には、自然エネルギー発電装置の発電量予測を高精度に行って、蓄電池の充電量過不足を低減し、蓄電池の利用率向上を図っている。
更に、特許文献３は、蓄電池の制御に関するもので、その充電の要否を判断するようにしている。
更にまた、特許文献４、５では、自然エネルギーから電力を発電する発電装置と、発電装置の電力を貯蔵し、必要に応じて負荷装置に電力を供給する蓄電装置と、発電装置と蓄電装置の充電及び放電を制御する制御装置を有する電源システムが開示されている。
更にまた、特許文献６には、太陽電池により二次電池を充電するシステムが開示されている。

以上のように、蓄電池の制御、太陽光発電装置の出力制御については、従来より種々提案されている。

特開２０１１−０７２１６６号公報 特開２０１０−２１３５０７号公報 特開２０１１−１２５１２２号公報 特開２００８−０４３１４８号公報 特開２００８−０４３１４７号公報 特開２０１２−１００４５３号公報

ＪＩＳ Ｃ ８９０７＿２００５ 「太陽光発電システムの発電電力量推定方法」

太陽光発電装置と蓄電池とを備えた工場等において電力の管理（制御）を行うにあたり、太陽光発電量予測と工場設備の負荷（の消費電力量）予測を行い、蓄電池の充放電計画を立てることが考えられている。

この場合、不安定電源である太陽光発電装置の出力変動を考慮するには、太陽光発電量の予測精度を高める必要があるが、雲の動き等、太陽光発電の出力低下に影響する要因の予測は極めて難しい。

また、系統電力を安定化するには、負荷に応じた発電量や場内系統電圧を保つための方策を講じる必要がある。このため、太陽光発電出力を考慮した場合、蓄電池制御では充電と放電の繰り返しが多発する可能性がある。

一方、蓄電池端子電圧は、同じ充電状態でも充電と放電で電圧が変わることがあるため、電圧変動の要因となる可能性がある。また、蓄電池の充放電切替が、電池寿命の低下につながる。

特許文献１に所載のシステムでは、電気料金が安い時間帯、すなわち夜間に充電制御を行う等、太陽光発電の変動が生じる時間帯に充電の機会を減らすとされているが、日中の蓄電池充放電切替を抑制するという記載はない。

特許文献２に所載のシステムでは、太陽光、設備負荷の予測、及び蓄電池残容量に基づき、蓄電池を夜間に充電するとあるが、太陽光の予測が外れた場合が考慮されておらず、また、蓄電池充放電切替の抑制は言及されていない。

特許文献３には、充電の要否を判断するとあるが、充放電切替の抑制に言及されていない。

特許文献４、特許文献５には、太陽光発電の予測を用いるとあるが、具体的な記載はなく、また蓄電池充放電切替への言及がない。

特許文献６には、太陽光発電の予測値と実測値を比較することに言及されておらず、予測に基づく充放電制御がなされていない。

以上のように、太陽光発電装置と蓄電池とを備えた従来の構内電力管理システムにおいては、幾つかの解決すべき課題が存在する。

すなわち、第一の課題としては、太陽光発電量予測は天候の影響等により極めて難しいことである。あらかじめ太陽光発電量を予測した結果は、充放電計画を立てるのには重要な情報であるが、太陽光発電は不安定電源であり、予測と外れた場合を考慮した制御（補正）が必要である。

第二の課題としては、蓄電池による電力変動抑制では、充電放電の繰り返しが発生する点である。蓄電池の端子電圧は残容量が同じでも充電と放電で電圧が変わるため、系統電圧変動の要因になる可能性がある。また電池寿命の低下に影響する。

本発明は、上記事情に鑑みてなされたもので、その目的とするところは、不安定電源である太陽光発電量の予測を活用し、蓄電池の充放電切替回数・頻度を抑制しつつ、工場運用の省エネルギー化を考慮した充放電計画の実行を可能とする構内電力管理システムを提供することにある。

上記目的を達成すべく、本発明に係る構内電力管理システムは、太陽光発電装置と蓄電池を備え、特定気象条件下での前記太陽光発電装置による発電量を予測し、該太陽光発電量予測値に基づき、前記蓄電池の充放電切替回数・頻度が多くならないように、日中は放電のみを行うことを基本とする蓄電池充放電計画を立てるとともに、前記太陽光発電量予測値と前記太陽光発電装置の発電量実測値との差分に基づいて蓄電池放電補正量を求め、該蓄電池放電補正量を用いて前記蓄電池の制御を行うことを特徴としている。

本発明に係る構内電力管理システムによれば、工場の充放電計画をあらかじめ決めてから、放電制御の補正を実行するので、太陽光発電量変動に伴う、充電と放電の切替回数・頻度を抑えることができる。
また、充電と放電の切替に伴う蓄電池端子電圧の変動を抑制できるので、蓄電池寿命低下を防ぐことができる。
上記した以外の、課題、構成、及び効果は、以下の実施形態により明らかにされる。

本発明に係る構内電力管理システムの一実施例を示す概略構成図。 （Ａ）は実施例の太陽光発電量装置の発電量予測値と実測値、（Ｂ）はそれらの差分（誤差）の変化を示すタイムチャート。 （Ａ）は太陽光発電量予測値と実測値との差分（推定誤差）、（Ｂ）は差分（推定誤差）に基づいて求められる蓄電池補正信号の変化を示すタイムチャート。 太陽光発電量予測計算の過程説明に供される図。 図１に示される太陽光変動補正制御手段３の発電量比較手段１２、放電補正量演算手段１３、及び変動補正量制御手段１４の処理内容の一例を示すブロック線図。 本発明実施例による蓄電池充放電計画の一例を示し、（Ａ）は縦軸に電力量、横軸に時間をとった棒グラフ、（Ｂ）は各項目について時間毎の電力量を示す表。 本発明実施例の蓄電池充放電制御の処理手順の一例を示すフローチャート。 従来の蓄電池充放電計画の一例を示し、（Ａ）は縦軸に電力量、横軸に時間をとった棒グラフ、（Ｂ）は各項目について時間毎の電力量を示す表。 蓄電池の充電、放電状態における、端子電圧と充電状態の関係を示すグラフ。 従来の構内電力管理システムの一例を示す概略構成図。

以下、本発明の実施の形態を図面を参照しながら説明する。
図１は、本発明に係る構内電力管理システムの一実施例を示す概略構成図である。
図示実施例の構内電力管理システムは、太陽光発電装置４、蓄電池５、マイクロコンピュータを内蔵する制御ユニット１を備え、制御ユニット１は、機能的に従来ＦＥＭＳ機能部２と太陽光変動補正制御手段３を有する。太陽光変動補正制御手段３は、従来ＦＥＭＳ機能部２と太陽光発電装置４、蓄電池５を直接制御するプログラマブルロジックコントローラＰＬＣとの間の階層に位置し、変動補正制御を付加する構成となる。

太陽光変動補正制御手段３は、機能ブロックで示される如くに、太陽光発電量予測手段１１、発電量比較手段１２、放電補正量演算手段１３、及び変動補正制御手段１４を具備し、太陽光発電量の予測値と実測値との比較結果から蓄電池放電量の補正制御を実行する。

従来ＦＥＭＳ機能部２は、カレンダー気象情報（の取得格納部）２３、パネル設置データ等（の取得格納部）２２、蓄電池充放電計画情報（の取得格納部）２１を具備する。よって、前記太陽光変動補正制御手段３は、従来ＦＥＭＳ機能部２に包含されることで実現される。

前記太陽光発電量予測手段１１は、前記パネル設置データ等（の取得格納部）２２から太陽光パネルの受光面積情報、地理的な設置位置情報（緯度、経度、標高等）及び傾斜角度等情報を得る。前記カレンダー気象情報（の取得格納部）２３からは、当日の日付及び気象情報を得る。これら入力データから、太陽光発電量予測手段１１は、太陽光発電量推定式を用いて、時刻ごとの太陽光発電量予測値を得る。前記太陽光発電量推定式は、例えば非特許文献１に記載の数式を用いる。当該式では、推定対象日、パネル設置位置から太陽光日射量推定値を得て、その値にパネル傾斜角度等から決まる発電効率係数を乗じることで、対象日の発電量推定値を得る。

なお、本発明の実施例では、前記太陽光発電量予測値は、晴天時、あるいは事前に設定した天候状況に応じた発電量を「理想発電量」として求める。このため、理想発電量を晴天時の場合とすれば、気象データより天候予想情報は不要となる。

次に、発電量比較手段１２では、太陽光発電量予測手段１１の出力値（予測値）ＰＶ１と太陽光発電装置４の出力値（実測値）であるＰＶ２を、所定の周期ごとに比較しその差分を計算する。求めた差分はＰＶ推定誤差ｅＰＶとして放電補正量演算手段１３に入力され、該手段１３にて放電補正量演算が行われ、その演算結果は変動補正制御手段１４に入力される。変動補正制御手段１４は、蓄電池ＰＣＳ（パワーコンディショニングシステム）に対する制御信号として放電量目標値ＢＴ０を蓄電池制御用のＰＬＣ（プログラマブルロジックコントローラ）に出力する。変動補正制御手段１４は、前記従来ＦＥＭＳ機能部２の蓄電池充放電計画情報（の取得格納部）２１の出力情報、及び前記蓄電池ＰＬＣから蓄電池状態信号ＢＴ１を受け取り、前記変動補正制御信号の調整を行う。

本発明実施例では、図１に示される如くに、場内系統１００は、系統（商用）２００から受電する。前記変動補正制御手段１４の出力は、太陽光発電装置４と蓄電池５から前記場内系統１００に供給する電力の時間変動を抑制し、前記系統２００からの購入電力量の変動を抑制、すなわち購入電力量を一定にすることを目的としている。系統電圧の変動監視は太陽光発電装置４及び蓄電池５の前記各ＰＬＣにより、電圧変動を抑制する。

図２（Ａ）、（Ｂ）は、前記太陽光発電装置４の発電量予測値ＰＶ１と実測値ＰＶ２と、それらの誤差（差分）の時系列データを示したものである。

ＰＶ発電量予測値ＰＶ１は、前記非特許文献１に所載の方法を用いて求める。前記ＰＶ発電量予測値ＰＶ１は、晴天時の日射条件を用いるものとし、雲等による日陰の影響は考慮しないものとする。すなわち、雲等気象条件の急変による太陽光発電量の変動を考慮しない、“理想発電量”として設定する。前記非特許文献１においては、日陰補正係数ＫＨＳが調整対象となるが、これをＫＨＳ＝１.０と設定し用いればよい。

ＰＶ発電量実測値ＰＶ２は、図１の太陽光発電装置４のＰＬＣより取得する。データ取得間隔は、制御周期以内であればよい。ＰＶ発電量予測値ＰＶ１とＰＶ発電量実測値ＰＶ２との差分を計算した値は、ＰＶ推定誤差ｅＰＶｔとして前記発電量比較手段１２にて導出する［下式（１）］。
ｅＰＶｔ ＝ ＰＶ１（ｔ） − ＰＶ２（ｔ） ・・・（１）

図２（Ｂ）に示されるＰＶ推定誤差ｅＰＶｔは時系列データであり、変数ｔは時間ｔを表す。このＰＶ推定誤差ｅＰＶｔは、前記理想発電量に対するＰＶ発電量の実測値の不足量に相当し、これを補うように蓄電池放電量を調整する。

図３は、図１の放電補正量演算手段１３において前記ＰＶ推定誤差ｅＰＶｔ（差分）に基づいて求められた蓄電池放電補正量に対応した蓄電池補正信号の時系列データを図示したものである。

具体的には、放電補正量演算手段１３において、前記ＰＶ推定誤差ｅＰＶｔを入力とし、蓄電池補正信号ｕＢＴを求める［下式（２）］。
ｕＢＴｔ ＝ ｆ（ｅＰＶｔ） ・・・（２）
ｆ（＊）は、時系列データｅＰＶｔを入力変数とする関数であり、比例演算、積分演算等、位相補償演算で構成する。蓄電池補正信号ｕＢＴは、ＰＶ推定誤差ｅＰＶよりステップ状の変化が時間方向で早く応答する特性をもつ。

図４は、図１の太陽光発電量予測手段１１で行われる太陽光発電量予測計算の過程を示したものである。本例では、晴天時の太陽光入射エネルギーを推定し、その結果から太陽光発電量予測値を得る。

図４の太陽光入射エネルギー推定計算は、前記非特許文献１に所載の「各毎時間のアレイ設置面への日射量の算出」を用いることで算出できる。すなわち、各毎時間の傾斜面直達及び散乱日射量を加算する［下式（３）］。
（傾斜面日射量）＝（傾斜面直達日射量）＋（傾斜面散乱日射量）
＋（地表面からの反射日射量） ・・・（３）

傾斜面日射量を求めたら、太陽光発電量予測計算にて、各毎時間の太陽光発電量を求める。前記非特許文献１に記載のとおり、総合設計係数Ｋを前記傾斜面日射量にかけて算出する。ここで求められるＰＶ発電量予測値は、晴天を想定した理想発電量であり、日陰補正係数等天候変化に対する係数調整は不要とする。以上より、ＰＶ発電量予測値ＰＶ１は、次式（４）のようにして求められる。
ＰＶ１ ＝（晴天での総合設計係数Ｋ）×（各毎時間の傾斜面日射量）・・・（４）

図５は、図１に示される太陽光変動補正制御手段３の発電量比較手段１２、放電補正量演算手段１３、及び変動補正制御手段１４の処理内容の一例を示すブロック線図である。

本例では、前述したようにＰＶ推定誤差ｅＰＶｔを入力とし、例えば比例微分積分演算により蓄電池補正信号を求める。求めた結果を、充放電計画値に加算することで、放電量目標値（蓄電池制御信号）ＢＴ０を得る。

より詳細には、発電量比較手段１２は、前記した式（１）によりＰＶ推定誤差ｅＰＶを得る。この値には計測ノイズが含まれる場合があるので、フィルタ処理をしてから、放電補正量演算手段１３にデータを渡す。なお当該フィルタはローパスフィルタのような特定の周波数帯域を通過するフィルタを想定し形式は問わない。

放電補正量演算手段１３は、比例演算、微分演算、及び積分演算等、基本的な制御演算要素で構成される。特に蓄電池補正信号ｕＢＴは、ＰＶ推定誤差ｅＰＶｔと比較して時間方向での変化の立ち上がりを先行させるため、微分演算を活用する。積分演算については、日射量エネルギーは日中の特定時間帯のみ存在するので、日の出前、日没後は積分演算での内部加算値を積分初期化信号により初期化、すなわちゼロとする。放電補正量演算手段１３の計算結果は、上下限及び変化リミッタを経由し、蓄電池制御信号として過剰な放電制御とならないようにする。

変動補正制御手段１４では、放電補正量演算手段１３からの蓄電池補正信号ｕＢＴを単位変換により電力量及び状態量（ＳＯＣ：State Of Charge,［％］）のいずれかに対応可能とする。前者の電力量は蓄電池充放電計画より得る。後者の蓄電池状態量は、蓄電池状態信号ＢＴ１として蓄電池ＰＬＣより得る。上記蓄電池補正信号ｕＢＴ、蓄電池充放電計画値、及び蓄電池状態信号ＢＴ１に基づいて蓄電池制御量を得、それに対応した蓄電池制御信号ＢＴ０を、電力量［Ｗｈ］又は充電量ＳＯＣ［％］として出力する。

図６は、本発明実施例による蓄電池充放電計画の一例を示したものである。蓄電池充放電計画は各毎時間に設定し、対象工場の負荷６の消費電力量予測値を（単に負荷予測値と記す）と比較した結果、目標電力量を超過し、かつ晴天時での太陽光発電装置の発電量（理想発電量）予測値（単に太陽光発電量予測値と記す）による電力量では前記負荷予測値を充足しない分を、蓄電池放電電力量で補う。具体的には、負荷予測値、太陽光発電量予測値、蓄電池放電電力量、及び、系統（商用）２００の契約電力量等に基づいて設定される目標電力量との関係が、（負荷予測値）＞（目標電力量）の場合には、下式（５）を満たすように蓄電池放電電力量を制御するようにされる。
（蓄電池放電電力量）＝（負荷予測値）−（太陽光発電量予測値）
−（目標電力量） ・・・（５）
前記目標電力量は、系統（商用）２００の受電電力量の上限として設定する。（負荷予測値）＜（目標電力量）の場合は、系統（商用）２００の受電電力量を負荷に応じて減少すればよい。

上記のようにして、蓄電池放電電力量を決定することで、系統２００の受電電力量は目標電力量を超過せず、負荷予測値が目標電力量を超えた時間帯での受電電力量は一定となる。図６に示される例では、受電電力量の変動を抑制すべく、時刻１１時、１５時にて７０ｋＷｈの放電補正量が加算されている。

図７は、本発明の実施例の蓄電池充放電制御の処理手順の一例をフローチャートで示したものである。

本例では、ステップ５１において、太陽光発電関係のデータ読込、ステップ５２で蓄電池情報取得、ステップ５３で太陽光発電量予測値（理想発電量）取得、ステップ５４で工場負荷予測値取得、ステップ５５で太陽光発電量予測値と負荷予測値とを比較、ステップ５６で蓄電池充放電計画を作成する。

続くステップ５７においては、日射量が有る時間帯（日中）か否かを判断する。日射量が有る時間帯（日中）である場合は、ステップ５８において、太陽光発電量予測値ＰＶ１と実測値ＰＶ２とを比較してその差分（ＰＶ推定誤差ｅＰＶｔ）を得、この差分（ＰＶ推定誤差ｅＰＶｔ）に基づいて蓄電池補正信号ｕＢＴを得、この蓄電池補正信号ｕＢＴ、太陽光発電量予測値、負荷予測値、目標電力等を含む蓄電池充放電計画値、及び蓄電池状態信号ＢＴ１に基づいて蓄電池制御信号ＢＴ０を得る放電計画補正処理を行い、続くステップ５９にて日中は放電のみを行うことを基本とする充放電計画を実行する。上記ステップ５７→５８→５９は、制御周期毎に繰り返し実行する。

一方、ステップ５７において日射量が有る時間帯（日中）では無い（夜間）と判断された場合は、ステップ５８を得ることなくステップ６０に進み、ステップ５６で作成された蓄電池充放電計画を実行し、続くステップ６１で本日終了か否かを判断し、本日終了でない場合はステップ５７に戻り、本日終了の場合は、このフローを終わる（翌日へ移行）。以上のステップ５１から６０までの処理は毎日実行される。

図８は、従来の蓄電池充放電計画（制御）の一例によるの蓄電池充放電動作を示したものである。
図８において、商用系統からの購入電力量は、（負荷予測値）＞（目標電力量）の場合は、目標電力量と一致するように計画をたてるが、太陽光発電量予測値が実測値と異なると、太陽光発電装置４と蓄電池５から場内系統１００に供給する電力量が変動し、結果として図８に示される如くに、購入電力量を変化させる必要が発生する。太陽光発電量が予測より大幅に減少した場合は、購入電力量が目標電力量を超過することがあり、契約電力上限に達する場合も起こり得ることとなる。

図９は、蓄電池の充電、放電状態における、端子電圧と充電状態の関係をグラフ化したものであり、二次電池の一般的な特徴である。

本発明実施例では、日中における蓄電池に対する制御を放電操作に限定している。場内系統１００の安定化のために、充電状態が同じＳｏｃ１［％］として充電と放電を切替ると、蓄電池端子電圧にてＶｃ−Ｖｒの差が生じる。これは結果的に前記場内系統１００の電圧変動の要因となる可能性がある。

図１０は、従来ＦＥＭＳ機能部２にＰＶ発電量の予測値と実測値を用いた、別の制御方式の従来例である。ここでは、発電量変動抑制制御手段２４において、ＰＶ予測値と実測値の大小を判定し、ＰＶ発電量が予測値を超過した場合は充電制御、予測値を下回った場合に放電制御をする方式を示している。当該方式により、図９に示したとおり、蓄電池端子電圧の変動が生じる可能性がある。

以上のように、本実施例の構内電力管理システムでは、工場の充放電計画をあらかじめ決めてから、放電制御の補正を実行するので、太陽光発電量変動に伴う、充電と放電の切替を抑えることができる。また充電と放電の切替に伴う蓄電池端子電圧の変動を抑制し、蓄電池寿命低下を防ぐことができる。

より具体的には、本実施例では、晴天時等の特定気象条件下での太陽光発電装置４による発電量を予測し、該太陽光発電量予測値ＰＶ１に基づき、蓄電池５の充放電切替回数・頻度が多くならないように、日中は放電のみを行うことを基本とする蓄電池充放電計画を立てるとともに、太陽光発電量予測値ＰＶ１と太陽光発電装置４の発電量実測値ＰＶ２との差分（ＰＶ推定誤差ｅＰＶｔ）に基づいて蓄電池放電補正量（補正信号ｕＢＴ）を得、この蓄電池補正信号ｕＢＴ、太陽光発電量予測値、負荷予測値、目標電力等を含む蓄電池充放電計画値、及び蓄電池状態信号ＢＴ１に基づいて蓄電池制御信号ＢＴ０を得る放電計画補正処理を行うようにされる。

そのため、蓄電池放電補正量（補正信号ｕＢＴ）で太陽光発電装置４における雲の有無等の天候による出力変動が実質的に吸収緩和されて、蓄電池５の充放電切替回数・頻度を効果的に抑えることができ、そのため、充電放電の繰り返しによる端子電圧変動の抑制と、蓄電池の劣化進行を防ぐことが可能となる。また、商用系統からの受電電力を目標電力以下に抑えることが可能となり、結果として、工場において再生エネルギー設備を用いての省エネルギー操業が可能となる。

１ 制御ユニット
２ ＦＥＭＳ機能部
３ 太陽光変動補正制御手段
４ 太陽光発電装置
５ 蓄電池
６ 負荷
１１ 太陽光発電量予測手段
１２ 発電量比較手段
１３ 放電補正量演算手段
１４ 変動補正制御手段
２１ 蓄電池充放電計画情報
２２ パネル設置データ等データベース
２３ カレンダー及び気象情報データベース
１００ 場内系統
２００ 系統（商用）
ＰＶ１ 太陽光発電量予測値
ＰＶ２ 太陽光発電量実測値
ｕＢＴ 蓄電池補正信号
ＢＴ０ 蓄電池制御信号
ＢＴ１ 蓄電池充電状態信号

Claims (10)

1. 太陽光発電装置と蓄電池を備えた構内電力管理システムであって、
   特定気象条件下での前記太陽光発電装置による発電量を予測し、該太陽光発電量予測値に基づき、前記蓄電池の充放電切替回数・頻度が多くならないように、日中は放電のみを行うことを基本とする蓄電池充放電計画を立てるとともに、前記太陽光発電量予測値と前記太陽光発電装置の発電量実測値との差分に基づいて蓄電池放電補正量を求め、該蓄電池放電補正量を用いて前記蓄電池の制御を行うことを特徴とする構内電力管理システム。
2. 前記特定気象条件として、晴天時という条件が付されていることを特徴とする請求項１に記載の構内電力管理システム。
3. 前記特定気象条件として、雲の変化無しという条件が付されていることを特徴とする請求項１に記載の構内電力管理システム。
4. 前記差分に基づいて前記蓄電池放電補正量を求める際に、前記差分を用いた比例演算、微分演算、及び積分演算のうちの一つないし複数の演算を行うことを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の構内電力管理システム。
5. 前記蓄電池放電補正量に相当する蓄電池補正信号は、前記差分に比べて、時間方向の立ち上がりが急峻に変化するようにされていることを特徴とする請求項１から４のいずれかに記載の構内電力管理システム。
6. 前記差分に基づいて前記蓄電池放電補正量を求める際に、少なくとも前記差分を用いた積分演算を行い、該積分演算により累積加算した値を積分初期化信号に応じて初期化することを特徴とする請求項１から５のいずれかに記載の構内電力管理システム。
7. 前記蓄電池放電補正量は、単位変換により蓄電池充放電計画に対応した放電電力量の補正信号となることを特徴とする請求項１から６のいずれかに記載の構内電力管理システム。
8. 前記蓄電池放電補正量は、単位変換により蓄電池状態量に対応した補正信号となることを特徴とする請求項１から７のいずれかに記載の構内電力管理システム。
9. 構内負荷の消費電力量予測値が商用系統の契約電力量等に基づいて設定される目標電力量を超過した時間帯では、商用系統からの受電電力量が前記目標電力量を超過せず、かつ当該時間帯の受電電力量が一定量となるように、前記蓄電池の放電電力量を制御するようにされていることを特徴とする請求項１から８のいずれかに記載の構内電力管理システム。
10. 構内負荷の消費電力量予測値が商用系統の契約電力量等に基づいて設定される目標電力量を超過した時間帯では、蓄電池放電電力量をＤ、構内負荷の消費電力量予測値をＱ、特定気象条件下での太陽光発電装置の発電量予測値をＰ、目標電力量をＭとしたとき、Ｄ＝Ｑ−Ｐ−Ｍを満たすように蓄電池放電電力量を制御することを特徴とする請求項１から９のいずれかに記載の構内電力管理システム。

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