JP2016063636A - 電源システム、給電管理装置、給電管理方法、及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】発電装置が発電した電力を有効に利用する。【解決手段】本発明の電源システムは、発電した電力を商用電力系統に供給する発電装置と、商用電力系統に接続される直流電源装置及び該直流電源装置の直流側に接続される蓄電装置と、商用電力系統と発電装置と蓄電装置とから電力の供給を受ける負荷装置と、直流電源装置の出力電圧を制御することにより蓄電装置の充放電動作を制御する給電管理装置と、を備え、給電管理装置は、発電装置が発電する発電量のうちの負荷装置で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、蓄電装置の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を設定し、蓄電装置に放電を行わせる際に、直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を上記第１電圧値に設定する電圧制御部を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、電源システム、給電管理装置、給電管理方法、及びプログラムに関する。

近年、例えば、太陽電池などの発電装置の発電量に余剰分がある場合に、この余剰分を蓄電装置に充電する技術が知られている（例えば、特許文献１を参照）。

特開２００８−１４１９１８号公報

ところで、上述のような技術では、例えば、充放電計画に基づいて、蓄電装置を充放電する制御を行っている。しかしながら、発電量に余剰分が生じる場合には、これを蓄電装置に充電して、発電装置が発電した電力を有効に利用する好適な制御が求められている。

本発明は、このような状況に鑑みてなされたもので、その目的は、発電装置が発電した電力を有効に利用することができる電源システム、給電管理装置、給電管理方法、及びプログラムを提供することにある。

上記問題を解決するために、本発明の一態様は、商用電力系統に接続される複数の需要家のそれぞれの電源設備の給電状態を制御する電源システムであって、発電した電力を前記商用電力系統に供給する発電装置と、前記商用電力系統に接続される直流電源装置及び該直流電源装置の直流側に接続される蓄電装置と、前記商用電力系統と前記発電装置と前記蓄電装置とから電力の供給を受ける負荷装置と、前記直流電源装置の出力電圧を制御することにより前記蓄電装置の充放電動作を制御する給電管理装置と、を備え、前記給電管理装置は、前記発電装置が発電する発電量のうちの前記負荷装置で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、前記蓄電装置の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を設定し、前記蓄電装置に放電を行わせる際に、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を前記第１電圧値に設定する電圧制御部を備えることを特徴とする電源システムである。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記直流電源装置は、交流電力を直流電力に変換するとともに直流電力を交流電力に変換する両方向性の電力変換装置であり、当該直流電源装置の直流側の出力電圧の設定電圧値よりも前記蓄電装置の電圧が低い場合に、前記商用電力系統から受電した交流電力を直流電力に変換して前記蓄電装置を充電し、前記出力電圧の設定電圧値よりも前記蓄電装置の電圧が高い場合に、前記蓄電装置から放電される直流電力を交流電力に変換して前記商用電力系統に供給することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記発電装置が第１の電源設備に配置され、前記負荷装置が第２の電源設備に配置され、前記直流電源装置及び前記蓄電装置が第３の電源設備に配置され、前記給電管理装置は、少なくとも、前記直流電源装置を備える第３の電源設備と通信回線を介して接続され、前記給電管理装置は、前記直流電源装置を備える第３の電源設備に前記通信回線を介して制御信号を送信することにより、前記直流電源装置の出力電圧を制御することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記給電管理装置が前記複数の需要家の何れかの電源設備内に配置され、前記給電管理装置が配置された電源設備が前記直流電源装置を備える場合、前記給電管理装置は、当該電源設備が備える直流電源装置の出力電圧を制御し、前記給電管理装置が、前記直流電源装置を備えない電源設備に配置された場合、前記給電管理装置は、少なくとも前記直流電源装置を備える電源設備と通信回線を介して接続され、前記直流電源装置を備える電源設備に対して前記通信回線を介して制御信号を送信することにより、前記直流電源装置の出力電圧を制御することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記負荷装置と前記直流電源装置と前記蓄電装置とが１つの電源設備内に配置されるとともに、前記負荷装置は、前記直流電源装置の直流側と前記蓄電装置とを接続する直流電力供給線に接続されており、前記給電管理装置は、前記直流電源装置を備える電源設備に前記通信回線を介して制御信号を送信することにより、前記直流電源装置の出力電圧を制御することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記直流電源装置は、交流電力を直流電力に変換する単方向性の電力変換装置であり、当該直流電源装置の直流側の出力電圧の設定電圧値よりも前記蓄電装置の電圧が低い場合に、前記商用電力系統から受電した交流電力を直流電力に変換して前記蓄電装置を充電し、前記出力電圧の設定電圧値よりも前記蓄電装置の電圧が高い場合に、出力電圧の出力動作を停止し、前記蓄電装置から前記負荷装置へ電力を供給させることを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記電圧制御部は、前記蓄電装置に放電を行わせる際に、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を、前記蓄電装置の放電深度が充電で受け入れる前記余剰発電量と等しくなる状態に対応する第１電圧値に制御することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記発電装置は、１日のうちの第１の期間に発電し、前記電圧制御部は、少なくとも前記第１の期間を含む第２の期間において蓄電装置の充放電を行うとともに、前記第２の期間において、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を、前記第２電圧値より低い第１電圧値に設定して蓄電装置の放電を行う第３の期間と、前記第２電圧値に設定して蓄電装置に充電を行う第４の期間とを設けることを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記電圧制御部は、前記第３の期間における前記蓄電装置の放電量と、前記第４の期間における前記余剰発電量とが等しくなるように、前記直流電源装置の出力電圧を制御することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記電圧制御部は、前記第１の期間の前に、推定される前記余剰発電量と等しい放電量を前記蓄電装置に放電させるように、前記蓄電装置の放電を開始させる前記第３の期間の開始時刻を制御するとともに、前記第１の期間において前記余剰発電量が前記蓄電装置に充電され、前記放電量が前記蓄電装置に充電されるように、前記第４の期間の開始時刻を制御することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記電圧制御部は、前記第３の期間、前記蓄電装置が前記余剰発電量と等しい放電量を放電した場合の放電深度である第１の放電深度に対応する第１電圧値に、前記直流電源装置の出力電圧を制御することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記電圧制御部は、前記蓄電装置の放電特性に応じて前記第１電圧値を補正し、補正した前記第１電圧値に前記直流電源装置の出力電圧を制御することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記発電装置は、自然エネルギーを利用して発電し、前記電圧制御部は、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を、前記発電装置が設置された環境条件における前記余剰発電量に応じて定められた前記第１電圧値と、前記蓄電装置の完全充電に要するとして設定される第２電圧値との間で制御することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記電圧制御部は、前記環境条件において、最大となる前記余剰発電量に応じて定められた電圧を前記第１電圧値として設定することを特徴とする

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記給電管理装置は、前記発電量と、前記消費分とに基づいて、前記余剰発電量を算出し、算出した前記余剰発電量に応じて、前記直流電源装置の出力電圧として設定される前記第１電圧値を定める電圧設定部を備えることを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記発電装置は、太陽光を利用して発電する太陽光発電装置であり、前記電圧設定部は、前記太陽光発電装置が設置された場所において推定される最大日射強度に基づいて、前記発電量を算出し、算出した当該発電量と、前記消費分とに基づいて前記余剰発電量を算出することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記太陽光発電装置が設備された電源設備において前記太陽光発電装置が設置された場所の日射強度を測定する日射測定部と、前記蓄電装置が配置された電源設備において前記蓄電装置の出力電圧を測定する蓄電電圧測定部とを備え、前記電圧制御部は、前記日射測定部が測定した前記日射強度と、前記最大日射強度と、前記蓄電電圧測定部が測定した前記蓄電装置の出力電圧とに基づいて、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値として出力される前記第１電圧値を変更することを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記電圧制御部は、前記日射測定部が測定した前記日射強度が前記最大日射強度以上であり、且つ、前記太陽光発電装置の余剰発電量により前記蓄電装置を充電したときに、前記蓄電装置の出力電圧が前記第２電圧値よりも低い場合に、前記第１電圧値を高くする制御を行うことを特徴とする。

また、本発明の一態様は、上記電源システムにおいて、前記電圧制御部は、前記日射測定部が測定した前記日射強度が前記最大日射強度以上であり、且つ、前記太陽光発電装置の余剰発電量により前記蓄電装置を充電した場合に、前記蓄電装置の完全充電を所定の時間維持されるような状態となる日数が、所定の回数に達した際に、前記第１電圧値を低くする制御を行うことを特徴とする。

また、本発明の一態様は、商用電力系統に接続される複数の需要家のそれぞれの電源設備の給電状態を制御するとともに、発電した電力を前記商用電力系統に供給する発電装置と、前記商用電力系統に接続される直流電源装置及び該直流電源装置の直流側に接続される蓄電装置と、前記商用電力系統と前記発電装置と前記蓄電装置とから電力の供給を受ける負荷装置と、前記直流電源装置の出力電圧を制御することにより前記蓄電装置の充放電動作を制御する給電管理装置と、を備える電源システムにおける前記給電管理装置であって、前記発電装置が発電する発電量のうちの前記負荷装置で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、前記蓄電装置の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を設定し、前記蓄電装置に放電を行わせる際に、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を前記第１電圧値に設定する電圧制御部を備えることを特徴とする給電管理装置である。

また、本発明の一態様は、商用電力系統に接続される複数の需要家のそれぞれの電源設備の給電状態を制御するとともに、発電した電力を前記商用電力系統に供給する発電装置と、前記商用電力系統に接続される直流電源装置及び該直流電源装置の直流側に接続される蓄電装置と、前記商用電力系統と前記発電装置と前記蓄電装置とから電力の供給を受ける負荷装置と、前記直流電源装置の出力電圧を制御することにより前記蓄電装置の充放電動作を制御する給電管理装置と、を備える電源システムにおける給電管理方法であって、前記給電管理装置が、前記発電装置が発電する発電量のうちの前記負荷装置で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、前記蓄電装置の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を定める電圧設定ステップと、前記給電管理装置が、前記蓄電装置に放電を行わせる際に、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を前記第１電圧値に設定する電圧制御ステップと、を含むことを特徴とする給電管理方法である。

また、本発明の一態様は、商用電力系統に接続される複数の需要家のそれぞれの電源設備の給電状態を制御するとともに、発電した電力を前記商用電力系統に供給する発電装置と、前記商用電力系統に接続される直流電源装置及び該直流電源装置の直流側に接続される蓄電装置と、前記商用電力系統と前記発電装置と前記蓄電装置とから電力の供給を受ける負荷装置と、前記直流電源装置の出力電圧を制御することにより前記蓄電装置の充放電動作を制御する給電管理装置と、を備える電源システムにおける前記給電管理装置としてのコンピュータに、前記給電管理装置が、前記発電装置が発電する発電量のうちの前記負荷装置で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、前記蓄電装置の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を定める電圧設定ステップと、前記給電管理装置が、前記蓄電装置に放電を行わせる際に、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を前記第１電圧値に設定する電圧制御ステップと、実行させるためのプログラムである。

本発明によれば、発電装置が発電した電力を有効に利用することができる。

第１の実施形態による電源システムの一例を示すブロック図である。 第１の実施形態の電源システムの動作の概要について説明する説明図である。 第１の実施形態の電源システムの変形例を示すブロック図である。 第１の実施形態の電源システムの等価的な回路を示すブロック図である。 本実施形態における電池の放電特性の一例を説明する説明図である。 本実施形態における蓄電装置の放電深度と直流電源装置の出力電圧の設定電圧値との一例を説明する説明図である。 本実施形態における蓄電装置の出力電圧と電池の単セル電圧との関係を説明する説明図である。 本実施形態における太陽光発電装置の時刻に対する発電特性の一例を説明する説明図である。 第１の実施形態による電源システムにおける太陽光発電装置の余剰発電量の一例を説明する説明図である。 第１の実施形態による電源システムにおける直流電源装置の出力電圧の設定例を説明する説明図である。 第１の実施形態による電源システムにおける直流電源装置の出力電圧の設定手順を示すフローチャートである。 第１の実施形態による電源システムの動作の一例を示す第１のタイムチャートである。 第１の実施形態による電源システムの動作の一例を示す第２のタイムチャートである。 第２の実施形態による電源システムの一例を示すブロック図である。 第２の実施形態による電源システムにおける直流電源装置の出力電圧の設定手順を示すフローチャートである。 第３の実施形態による電源システムの一例を示すブロック図である。 第３の実施形態による電源システムの直流電源装置の出力電圧の第３の期間及び第４の期間の概要を説明する説明図である。 第３の実施形態による電源システムの直流電源装置の出力電圧の低下期間の設定処理の一例を示すタイムチャートである。 第３の実施形態による電源システムにおける直流電源装置の出力電圧の制御の一例を示すフローチャートである。 第３の実施形態による電源システムの動作の一例を示す第１のタイムチャートである。 第３の実施形態による電源システムの動作の一例を示す第２のタイムチャートである。 第４の実施形態による電源システムの一例を示すブロック図である。 第４の実施形態の電源システムの動作の概要について説明する説明図である。 第４の実施形態による電源システムの動作の一例を示す第１のタイムチャートである。 第４の実施形態による電源システムの動作の一例を示す第２のタイムチャートである。 第２の実施形態による電源システムの変形例を示すブロック図である。

以下、本発明の一実施形態による電源システムについて図面を参照して説明する。
［第１の実施形態］
図１は、本実施形態による電源システムの一例を示すブロック図である。
この図において、電源システム１は、複数の需要家Ａ、Ｂ、Ｃのそれぞれの需要家に設備される電源設備１０Ａ（第１の電源設備）、１０Ｂ（第２の電源設備）、１０Ｃ（第３の電源設備）と、給電管理装置７と、を備えている。
この電源設備１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃのそれぞれは、商用電力系統２の交流電力供給線ＡＣＬ１に接続される。例えば、商用電力系統２は、ＡＣ２００Ｖ又はＡＣ１００Ｖの商用電力の給電系統である。また、電源設備１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃのそれぞれは、通信回線１００を介して給電管理装置７と接続される。この給電管理装置７は、各需要家の電源設備１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃが備える各部を管理（監視或いは制御）する管理装置である。給電管理装置７は、電源設備１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃに、通信回線を介して制御信号を送信することにより各電源設備の給電状態を制御する。なお、給電管理装置７は、後述するように、少なくとも、電源設備１０Ｃ内の直流電源装置３１の出力電圧を制御するが、他の電源設備１０Ｂ内の負荷装置６や、電源設備１０Ａ内の太陽光発電装置５については、動作状態の監視または動作制御の何れかまたは両方を行わない場合がある。

なお、電源設備１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃの全てを給電管理装置７が管理することは、必ずしも必要ではなく、電源設備１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃの内の何れかの電源設備が、給電管理装置７により管理される必要がない電源設備である場合、当該電源設備については、給電管理装置７と通信回線１００により接続されないことがある。
なお、以下の説明において、各需要家の電源設備１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃを総称する場合、或いは、特定の電源設備を代表して指す場合に、「電源設備１０」と呼ぶことがある。

本実施形態の電源システム１は、需要家Ａの電源設備１０Ａが、太陽光発電装置５を備え、需要家Ｂの電源設備１０Ｂが、負荷装置６を備え、需要家Ｃの電源設備１０Ｃが、電力蓄積装置３を備えている例である。
需要家Ａの電源設備１０Ａは、太陽光発電装置５と、パワーコンディショナ（ＰＣＳ）５３と、測定器５４と、設備監視装置５５とを備えている。太陽光発電装置５（発電装置の一例）は、太陽光を利用して電力を発電する発電装置である。すなわち、本実施形態では、太陽光発電装置５は、自然エネルギー（再生可能エネルギー）を利用した発電装置の一例である。

太陽光発電装置５は、太陽電池パネル５１と、電力変換部５２とを備えている。太陽電池パネル５１は、太陽電池の基本単位である太陽電池素子（太陽電池セル）を所定の枚数備え、太陽電池素子（太陽電池セル）を配列して、モジュール化（パッケージ化）したものである。太陽電池パネル５１は、例えば、太陽光を受光して発電し、太陽光の日射強度に応じた直流電力を出力する。

電力変換部５２は、太陽電池パネル５１が出力した直流電力を所定の直流電圧に変換して、変換した出力電圧をパワーコンディショナ（ＰＣＳ）５３に出力する。また、電力変換部５２及びＰＣＳ５３は、後述する給電管理装置７から出力される制御信号を、通信回線１００及び設備監視装置５５を介して受信し、この制御信号に基づいて、動作が制御される場合がある。

なお、本実施形態の電源システム１Ａでは、説明を分かりやすくするために、太陽光発電装置５の出力電圧、負荷装置６内の負荷６１に供給される電源電圧、及び、電力蓄積装置３の直流電源装置３１の出力電圧、及び蓄電装置４１の充電電圧として、同じＤＣ４８Ｖ系電源の電圧を使用する例について説明するが、特に、このＤＣ４８Ｖ系電源の電圧に限定されるものではない。これは、太陽光発電装置５の出力電圧は、パワーコンディショナ（ＰＣＳ）５３により交流電圧（例えば、ＡＣ２００ＶやＡＣ１００Ｖ）に変換されて交流電力供給線ＡＣＬ１に供給され、供給先の電源設備１０Ｂ、１０Ｃにおいて、交流電圧（例えば、ＡＣ２００ＶやＡＣ１００Ｖ）がＤＣ４８Ｖ系電源の電圧に変換されるためである。つまり、太陽光発電装置５から、負荷装置６内の負荷６１や、電力蓄積装置３内の蓄電装置４１に直接に電力が供給されないため、太陽光発電装置５の出力電圧は、ＤＣ４８Ｖ系電源の電圧と無関係に設定することができる。また、負荷６１の電源電圧についても同様である。

パワーコンディショナ（ＰＣＳ）５３は、太陽光発電装置５から出力される直流電力を交流電力に変換して、交流電力供給線ＡＣＬ１に出力する。このパワーコンディショナ（ＰＣＳ）５３は、給電母線となる交流電力供給線ＡＣＬ１の交流電圧を検出し、この検出した交流電圧に基づいて、商用電力系統２と連系するようにして、交流電力供給線ＡＣＬ１に交流電力を供給する。なお、以下の説明において、パワーコンディショナ（ＰＣＳ）５３を、単に「ＰＣＳ５３」と呼ぶことがある。
また、電源設備１０Ａは、太陽光発電装置５からＰＣＳ５３に供給される電圧、電流、及び電力量を測定するための測定器５４を備えており、この測定器５４により測定された測定データは、設備監視装置５５により収集され、この測定データは、通信回線１００を介して、給電管理装置７に送信される。

また、需要家Ｂの電源設備１０Ｂは、商用電力系統２と交流電力供給線ＡＣＬ１により接続され、この電源設備１０Ｂは、負荷装置６を備える。この負荷装置６は、負荷６１と、整流装置（コンバータ）６２と、設備監視装置６３と、測定器６４とを備えている。整流装置６２は、商用電力系統２から受電する交流電力を直流電力に変換して負荷６１に出力する。負荷６１は、整流装置６２から直流電力の供給を受ける各種装置である。
なお、本実施形態の電源システム１では、負荷装置６や、直流電源装置３１や、蓄電装置４１を、４８Ｖ系電源で動作させる場合を例にとり説明するので、整流装置６２においても、例えば、不図示の変圧器により、商用電力系統２の交流電圧（例えば、ＡＣ２００ＶやＡＣ１００Ｖ）を降圧して整流することにより、４８Ｖ系の直流電源を生成するようしている。しかしながら、負荷装置６に電力を供給する直流電源は、４８Ｖ系に限定されるものではなく、負荷６１は、商用電力系統２の交流電圧（例えば、ＡＣ２００ＶやＡＣ１００Ｖ）で動作する交流負荷であってもよい。
また、測定器６４は、交流電力供給線ＡＣＬ１から負荷装置６に供給される電圧、電流、電力量を測定するための測定器であり、この測定器６４により測定された測定データは、設備監視装置６３により収集され、この測定データは、通信回線１００を介して、給電管理装置７に送信される。

また、電力蓄積装置３は、商用電力系統２と交流電力供給線ＡＣＬ１により接続され、この電力蓄積装置３は、直流電源装置３１と、測定器３２と、設備監視装置３３と、蓄電装置４１と、測定器４２とを備えている。また、直流電源装置３１の直流側は、直流電力供給線ＤＣＬ１を介して蓄電装置４１と接続されている。
直流電源装置３１は、順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換動作）と逆変換動作（ＤＣ／ＡＣ変換動作）とを切り替えて行うことができる両方向性の電力変換装置である。この直流電源装置３１は、給電管理装置７により、出力電圧（より正確には、出力電圧の設定電圧値）が制御される。この直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値としては、第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）か、或いは、第１電圧値よりも高い第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）との何れかが選択して設定される。なお、第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）及び第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）の設定方法の詳細については、後述する。

そして、蓄電装置４１の充電電圧が、直流電源装置３１の出力電圧（例えば、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ））よりも低い場合、直流電源装置３１は、商用電力系統２から受電した交流電力を直流電力に変換する順変換動作を行い、この変換した直流電力を蓄電装置４１に出力して、蓄電装置４１を充電する。
これにより、蓄電装置４１は、直流電源装置３１に設定された設定電圧値まで充電される。
一方、直流電源装置３１は、蓄電装置４１の充電電圧が、直流電源装置３１の出力電圧（例えば、第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ））よりも高い場合、直流電源装置３１は、蓄電装置４１から放電される直流電力を受電し、受電した直流電力を交流電力に変換する逆変換動作行い、この変換した交流電力を商用電力系統２に連系させて、交流電力供給線ＡＣＬ１に供給する。

なお、実際には、直流電源装置３１の直流側と蓄電装置４１とは直流電力供給線ＤＣＬ１を介して接続されているため、直流電源装置３１の出力電圧は、蓄電装置４１の出力電圧（充電電圧）と同じになる。従って、例えば、「直流電源装置３１の直流側の出力電圧を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に設定する」という場合に、蓄電装置４１の充電電圧が第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）よりも高い状態であれば、直流電源装置３１は、蓄電装置４１から所定の電流値、例えば、直流電源装置３１に予め設定された電流制限値（例えば、負荷６１の消費電力に相当する電流値）以下の電流を吸収しながら出力電圧を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に近づけるように動作する。
そして、最終的に、蓄電装置４１の充電電圧が第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）まで低下した場合に、直流電源装置３１の出力電圧は第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）で安定する。

逆に、蓄電装置４１の充電電圧が第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）よりも低い状態であれば、直流電源装置３１は、蓄電装置４１へ電流を供給しながら出力電圧を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に近づけるように動作する。そして、最終的に、蓄電装置４１の充電電圧が第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）まで上昇した場合に、直流電源装置３１の出力電圧は第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）で安定する。
つまり、「直流電源装置３１の直流側の出力電圧を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に設定する」とは、直流電源装置３１の出力電圧が第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）になるように、蓄電装置４１からの放電又は蓄電装置４１への充電を行い、最終的に、蓄電装置４１の電圧を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）で安定させることを意味している。

また、例えば、「直流電源装置３１の直流側の出力電圧を第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に設定する」という場合に、蓄電装置４１の充電電圧が第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）よりも低い状態であれば、直流電源装置３１は、蓄電装置４１から所定の電流値、例えば、直流電源装置３１に予め設定された電流制限値以下の電流を供給しながら出力電圧を第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に近づけるように動作する。そして、最終的に、蓄電装置４１の充電電圧が第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）まで上昇した場合に、直流電源装置３１の出力電圧は第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）で安定する。
つまり、「直流電源装置３１の直流側の出力電圧を第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に設定する」とは、直流電源装置３１の出力電圧が第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）になるように、蓄電装置４１への充電を行い、最終的に、蓄電装置４１の電圧を第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）で安定させることを意味している。

蓄電装置４１は、例えば、リチウムイオン電池、鉛蓄電池、ニッケル系蓄電池などを備える蓄電池であり、直流電源装置３１の直流側と直流電力供給線ＤＣＬ１を介して接続される。この蓄電装置４１は、直流電源装置３１から供給される電力により充電されるとともに、直流電源装置３１を介して交流電力供給線ＡＣＬ１に放電を行う。なお、本実施形態では、蓄電装置４１が複数のリチウムイオン電池を備える組電池として構成される場合の一例について説明する。なお、蓄電装置４１の放電特性、及び出力電圧の詳細については後述する。

測定器３２は、直流電源装置３１が順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換）を行う場合に、交流電力供給線ＡＣＬ１から直流電源装置３１に供給される電圧、電流、電力量を測定するとともに、直流電源装置３１が逆変換動作（ＤＣ／ＡＣ変換）を行う場合に、直流電源装置３１から交流電力供給線ＡＣＬ１に供給される電圧、電流、電力量を測定する。また、測定器４２は、直流電源装置３１から蓄電装置４１に供給される電圧、電流、電力量を測定するとともに、蓄電装置４１から直流電源装置３１に供給される電圧、電流、電力量を測定する。
この測定器３２及び測定器４２により測定された測定データは、設備監視装置３３により収集され、この測定データは、通信回線１００を介して給電管理装置７に送信される。
また、設備監視装置３３は、給電管理装置７から通信回線１００を介して受信する制御信号に基づいて、直流電源装置３１の動作を制御する。例えば、設備監視装置３３は、直流電源装置３１から蓄電装置４１に出力される出力電圧を変更する。

なお、ここで、給電管理装置７の構成と動作を詳細に説明する前に、電源システム１における制御の概要について説明する。
図２は、第１の実施形態の電源システム１における動作の概要を説明する説明図である。この図では、商用電力系統２と、太陽光発電装置５と、負荷装置６と、電力蓄積装置３との間における電力の流れを、仮想的な給電経路Ｋ１からＫ４により示している。
この図において、太陽光発電装置５は、昼間などにおいて発電を行う場合に、給電経路Ｋ１を介して負荷装置６に電力を供給する。この太陽光発電装置５では、ＰＣＳ５３により、太陽光発電装置５から出力される直流電力を、商用電力系統２（例えば、ＡＣ２００ＶやＡＣ１００Ｖ）に連系する交流電力に変換し、この変換した交流電力を交流電力供給線ＡＣＬ１に供給する。負荷装置６は、交流電力供給線ＡＣＬ１を介して、太陽光発電装置５から供給される電力を受電する。

また、太陽光発電装置５は、余剰発電量が生じる場合、つまり、太陽光発電装置５が発電する発電量（例えば、発電電力）のうちの負荷装置６で消費する消費量分（例えば、消費電力）に対する余剰発電量が生じる場合、給電経路Ｋ２を介して、太陽光発電装置５から電力蓄積装置３に電力を供給する。電力蓄積装置３は、交流電力供給線ＡＣＬ１を介して、太陽光発電装置５から供給される余剰発電量の電力を受電し、直流電源装置３１を介して蓄電装置４１の充電を行う。
この太陽光発電装置５から、給電経路Ｋ２を介して蓄電装置４１に充電を行う場合、給電管理装置７は、直流電源装置３１の出力電圧を制御することにより、直流電源装置３１に順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換動作）を行わせ、この直流電源装置３１の出力電圧により蓄電装置４１に充電を行う。

また、太陽光発電装置５の発電量が、負荷装置６で消費する消費量分の電力以下であるか場合か、又は、夜間などにおいて太陽光発電装置５が発電を行わない場合は、太陽光発電装置５から負荷装置６に供給される電力の不足分を補うために、商用電力系統２と、蓄電装置４１と、の何れか又は両方から、負荷装置６に電力の供給が行われる。
商用電力系統２から負荷装置６の電力の供給は、給電経路Ｋ３を介して行われ、蓄電装置４１から負荷装置６の電力の供給は、給電経路Ｋ４を介して行われる。

そして、蓄電装置４１から負荷装置６に電力を供給する場合、給電管理装置７は、直流電源装置３１の出力電圧を制御することにより。直流電源装置３１に逆変換動作（ＤＣ／ＡＣ変換動作）を行わせる。具体的に、給電管理装置７は、直流電源装置３１の出力電圧を、太陽光発電装置５が発電する余剰発電量に対応する蓄電装置４１の放電深度に応じて定められた電圧（第１電圧値）に設定する。そして、直流電源装置３１は、蓄電装置４１の出力電圧が第１電圧値に低下するまで、蓄電装置４１に放電を行わせる。

このように、本実施形態における電源システム１では、需要家Ａの電源設備１０Ａの設備された太陽光発電装置５により発電を行い、この太陽光発電装置５により発電された電力を、交流電力供給線ＡＣＬ１を介して、負荷装置６に供給する。また、太陽光発電装置５の発電量に余剰発電量が生じる場合、この余剰発電量を、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１とを介して、電力蓄積装置３に供給して蓄積する。また、太陽光発電装置５の発電量が少なく、負荷装置６が必要とする消費電力を賄えない場合、電力蓄積装置３は、蓄電装置４１に蓄積された電力（余剰発電量に対応する電力）を、直流電源装置３１と交流電力供給線ＡＣＬ１を介して、負荷装置６に供給する。

また、商用電力系統２から蓄電装置４１に充電を行う場合、商用電力系統２が、給電経路Ｋ５を介して、蓄電装置４１に電力を供給する。この商用電力系統２から、給電経路Ｋ５を介して蓄電装置４１に充電を行う場合、給電管理装置７は、直流電源装置３１の出力電圧を制御することにより、直流電源装置３１に順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換動作）を行わせ、この直流電源装置３１の出力電圧により蓄電装置４１に充電を行う。
このように、本実施形態の電源システム１では、発電装置が発電した余剰発電量を蓄電装置４１に蓄積し、この蓄積した余剰発電量を負荷装置６に供給することができる。このため、電源システム１は、太陽光発電装置５の電力を有効に利用することができる。

なお、図３は、第１の実施形態の電源システムの変形例を示すブロック図である。この図に示す電源システム１ｘの例は、需要家Ｃの電源設備１０Ｃ内に給電管理装置７を設けた例である。そして、この給電管理装置７が、自身の電源設備１０Ｃ内の直流電源装置３１の出力電圧を制御する。また、給電管理装置７は、通信回線１００を介して制御信号を送信することにより、他の需要家の電源設備１０Ａ、１０Ｂにおける給電状態を監視又は制御することができる。
なお、給電管理装置７の配置場所は、需要家Ｃの電源設備１０Ｃに限らず、需要家Ａの電源設備１０Ａ内や、需要家Ｂの電源設備１０Ｂ内に設けることも可能である。そして、給電管理装置７が、直流電源装置３１を備えない需要家の電源設備に配置された場合、給電管理装置７は、直流電源装置３１を備える電源設備に対して、通信回線１００を介して制御信号を送信することにより、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。
このように、本実施形態の電源システム１ｘでは、給電管理装置７を、電源システム内の所望の電源設備１０内に配置することができる。

また、図４は、本実施形態における電源システムの等価的な回路を示すブロック図である。本実施形態の電源システム１では、太陽光発電装置５の出力電圧、負荷装置６内の負荷６１に供給される電源電圧、及び、電力蓄積装置３の直流電源装置３１の出力電圧、及び蓄電装置４１の充電電圧として、同じＤＣ４８Ｖ系電源の電圧を使用する例を示している。このため、図１に示す電源システム１は、図４に示す電源システム１ｙと、機能的に等価になる。

つまり、上記の図２において、太陽光発電装置５から給電経路Ｋ１を介して負荷装置６に供給される電力は、一旦、ＰＣＳ５３により交流電力に変換された後に、整流装置６２により直流電力に変換されて負荷６１に供給される。また、太陽光発電装置５から給電経路Ｋ２を介して、蓄電装置４１に供給される電力は、一旦、ＰＣＳ５３により交流電力に変換された後に、直流電源装置３１により直流電力に変換されて蓄電装置４１に供給される。また、商用電力系統２から給電経路Ｋ３を介して、負荷装置６に供給される交流電力は、整流装置６２により直流電力に変換されて負荷６１に供給される。また、蓄電装置４１から給電経路Ｋ４を介して、負荷装置６に供給される電力は、一旦、直流電源装置３１により交流電力に変換された後に、整流装置６２により直流電力に変換されて負荷６１に供給される。また、商用電力系統２から給電経路Ｋ５を介して蓄電装置４１に供給される電力は、直流電源装置３１により直流電力に変換されて蓄電装置４１に供給される。

つまり、図２に示す電源システム１において、電源設備１０の間で移動する直流電力は、一旦、逆変換動作（ＤＣ／ＡＣ変換）により交流電力に変換され、この変換した交流電力を交流電力供給線ＡＣＬ１を介して供給し、供給先で、再度、順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換）により直流電力に変換して受電するようにしている。つまり、電源システム１において、電力を移動させる際に行われるＡＣ／ＤＣ変換及びＤＣ／ＡＣ変換の電力変換動作は、交流電力供給線ＡＣＬ１を介して電力を移動させるためだけに行われる変換動作であり、本質的な機能ではないと言える。

このため、太陽光発電装置５から出力される直流電力を交流電力に変換するＰＣＳ５３を省略し、商用電力系統２と太陽光発電装置５を接続する交流電力供給線ＡＣＬ１を省略し、商用電力系統２と負荷装置６とを接続する交流電力供給線ＡＣＬ１を省略し、さらに、整流装置６２と直流電源装置３１とを一つの直流電源装置３１Ａに集約して扱えば、図２に示す電源システム１は、図４に参考として示す電源システム１ｙと、機能的に等価になる。

すなわち、図１に示す電源システム１は、図４に示す電源システム１ｙのように、直流電源装置３１Ａと負荷装置６との間を接続する直流電力供給線ＤＣＬ２に、太陽光発電装置５の電力変換部５２と、蓄電装置４１とが接続された回路と機能的に等価であると考えることができる。この電源システム１ｙでは、直流電源装置３１の直流側と、太陽光発電装置５と、負荷６１と、蓄電装置４１とが、直流電力供給線ＤＣＬ２を介して接続され、太陽光発電装置５で発電された電力を、直流電力供給線ＤＣＬ２を介して、負荷装置６に供給するとともに、太陽光発電装置５で発電された余剰発電量を、直流電力供給線ＤＣＬ２を介して、蓄電装置４１に蓄積する。また、電源システム１ｙでは、蓄電装置４１に蓄積された余剰発電量を直流電力供給線ＤＣＬ２を介して負荷装置６に供給する。
このように、図１に示す電源システム１は、具体的な回路構成と制御方法との違いを除けば、図４に示す電源システム１ｙと機能的に等価な回路になる。

図１に戻り、上記の給電管理装置７は、測定データ取得部７１、入力部７２、表示部７３、記憶部７４、及び制御部８０を備えている。給電管理装置７は、通信回線１００及び各電源設備１０の設備監視装置５５、６３、３３を介して、各需要家の電源設備１０が備える各部を管理する管理装置である。給電管理装置７は、例えば、少なくとも直流電源装置３１の出力電圧を制御する。
測定データ取得部７１は、各需要家の電源設備１０の測定器５４、６４、３２、４２が測定した上述した各種測定データを、各電源設備１０の設備監視装置５５、６３、３３を介して取得し、取得した各種測定データを制御部８０に出力し、制御部８０を介して、取得した各種測定データを記憶部７４に記憶させる。

入力部７２は、例えば、キーボードやポインティング装置などの入力装置、又は外部からデータを入力するインターフェース部などであり、各需要家の電源設備１０を管理するための設定情報などの情報が入力される。入力部７２は、入力された設定情報などの情報を制御部８０に出力し、制御部８０を介して、入力された設定情報などの情報を記憶部７４に記憶させる。なお、設定情報などの情報には、各需要家の電源設備１０における電圧の設定電圧値、太陽光発電装置５の容量値、気象情報（例えば、過去の天候、日射強度など）、蓄電装置４１の特性情報などが含まれる。これらの情報は、入力部７２を介して給電管理装置７に入力され、予め記憶部７４に記憶されているものとする。

表示部７３は、例えば、液晶ディスプレイ装置などの表示装置であり、入力部７２に設定情報などの情報を入力する際や、既に設定されている設定情報などの情報を利用者（管理者）が確認する際に、設定情報などの情報を表示する。
記憶部７４は、給電管理装置７で利用する各種データを記憶する。記憶部７４は、例えば、上述した測定データ取得部７１が取得した各種測定データ、入力部７２から入力された設定情報などの情報、及び後述する制御部８０が演算、又は生成した情報などを記憶する。

制御部８０は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）などを含むプロセッサであり、給電管理装置７を統括的に制御する。制御部８０は、電圧制御部８１と、電圧算出部８２とを備えている。

電圧制御部８１は、太陽光発電装置５の発電量と、蓄電装置４１の電圧（蓄電量）とに応じて、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。電圧制御部８１は、例えば、蓄電装置４１に放電を行わせる場合に、蓄電装置４１の放電深度が、太陽光発電装置５の余剰発電量による完全充電に対応する状態となるような電圧、すなわち、蓄電装置４１の放電深度が充電で受け入れる余剰発電量と等しくなる状態に対応する電圧（第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ））に、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。つまり、蓄電装置４１からの放電が第１電圧値以下にならないように直流電源装置３１の出力電圧を制御するともに、蓄電装置４１の最低充電電圧を第１電圧値に維持する。具体的に、電圧制御部８１は、後述する電圧算出部８２が算出した設定電圧値（第１電圧値）に直流電源装置３１の出力電圧を制御する制御信号を、通信回線１００を介して直流電源装置３１に対して出力する。

また、電圧制御部８１は、太陽光発電装置５の余剰発電量により、蓄電装置４１に充電を行う場合に、直流電源装置３１が直流電力供給線ＤＣＬ１に出力する出力電圧を所定の電圧値（第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ））に制御する。ここで、所定の電圧値（第２電圧値）は、蓄電装置４１の最大出力電圧、すなわち、完全充電（フル充電）に要する電圧を含め、これ以上の値である。具体的に、電圧制御部８１は、所定の電圧値（第２電圧値）に直流電源装置３１の出力電圧を制御する制御信号を、通信回線１００を介して、電源設備１０Ｃに対して出力する。その結果、直流電源装置３１の出力電圧は、例えば、蓄電装置４１の最大出力電圧、すなわち、完全充電（フル充電）に要する電圧を含め、これ以上の値となる。

電圧算出部８２（電圧設定部の一例）は、太陽光発電装置５の発電量と、負荷６１の消費量（消費分）とに基づいて、太陽光発電装置５の余剰発電量を算出し、算出した余剰発電量に対応する蓄電装置４１の放電深度に応じて、電圧制御部８１によって制御される直流電源装置３１の出力電圧として出力する設定電圧値（第１電圧値）を算出する。また、電圧算出部８２は、例えば、太陽光発電装置５が設置された場所において推定される最大日射強度に基づいて、太陽光発電装置５の発電量（例えば、発電の電気量）を算出し、算出した当該発電量と、負荷装置６の消費量（例えば、消費電流量（消費電気量））とに基づいて余剰発電量を算出する。

なお、電圧算出部８２が算出する設定電圧値（第１電圧値）は、太陽光発電装置５が設置された環境条件（例えば、日射強度）における余剰発電量に対応する蓄電装置４１の放電深度に応じて定められた電圧であり、具体的には、太陽光発電装置５が設置された環境条件において、最大となる余剰発電量が算出され、この最大となる余剰発電量を充電によって受け入れ可能とする、蓄電装置４１の放電深度に応じて定められた電圧である。すなわち、この設定電圧値（第１電圧値）は、最大となる余剰発電量を蓄電装置４１に充電させて回収できるように、蓄電装置４１を一部放電した状態とするような電圧値である。
この直流電源装置３１の出力電圧として出力する設定電圧値（第１電圧値）の算出の詳細については後述する。

ここで、電圧算出部８２による直流電源装置３１の出力電圧として出力する設定電圧値（第１電圧値）の算出について説明する前に、蓄電装置４１の放電特性、及び出力電圧について説明する。

＜蓄電装置４１の放電特性、及び出力電圧＞
ここでは、蓄電装置４１が備える電池（例えば、リチウムイオン電池）の放電特性の一例について説明する。
図５は、本実施形態における電池の放電特性の一例を説明する説明図である。
この図において、波形Ｗ１は、リチウムイオン電池（未使用で完全充電状態（初期状態））の単セルにおける放電特性を示しており、放電量に応じて、出力電圧が低下していくことを示している。このグラフにおいて、縦軸は、単セル当りの電圧（Ｖ／セル）を示し、横軸は、放電量（％）を示している。ここで、放電量とは、完全充電状態を“１００”とした場合の放電した電気量（又は電力量）を示しているとともに、充電可能な電気量を示している。この放電量は、放電深度（％）又は、未充電量（％）と同義である。
なお、図５において、４．１Ｖが、リチウムイオン電池を蓄電装置４１に使用した場合の完全充電に要する電圧になる。

図５に示す例では、例えば、完全充電状態では、リチウムイオン電池の単セルにおける出力電圧は、“４．１Ｖ”であり、放電深度が“２０％”の場合（ポイントＰ１）に、出力電圧が“４．０Ｖ”であることを示している。また、放電深度が“３０％”の場合（ポイントＰ２）に、出力電圧が“３．９Ｖ”であることを示し、放電深度が“５０％”の場合（ポイントＰ３）に、出力電圧が“３．８Ｖ”であることを示している。ここで、例えば、放電深度が“３０％”である場合（ポイントＰ２）には、リチウムイオン電池の“３０％”分の電気量（電力量）を充電可能であることを示している。

また、図６は、本実施形態における蓄電装置４１の放電深度と直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値との一例を説明する説明図である。
この図において、蓄電装置４１は、リチウムイオン電池の単セルを１２個直列に接続する組電池を有しており、例えば、放電深度が“２０％”の場合、蓄電装置４１の出力電圧は、単セル基準で“４．０Ｖ”であり、蓄電装置４１全体において“４８Ｖ”となることを示している。なお、この場合、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を“４８Ｖ”にすることで、蓄電装置４１の“２０％”分が自動的に放電され、蓄電装置４１は、“２０％”分の充電可能な領域を確保することになる。
同様に、放電深度が“３０％”の場合、蓄電装置４１の出力電圧は、蓄電装置４１全体において“４６．８Ｖ”となることを示し、放電深度が“５０％”の場合、蓄電装置４１の出力電圧は、蓄電装置４１全体において“４５．６Ｖ”となることを示している。

また、図７は、本実施形態における蓄電装置４１の出力電圧と電池の単セル電圧との関係を説明する説明図である。併せて、図７は、太陽光発電装置５からの電力を、直流電源装置３１を介して蓄電装置４１に供給する際の電圧についても示している。
図７（ａ）は、４８Ｖ系電源の出力保障範囲と蓄電装置４１の出力電圧の関係を示し、図７（ｂ）は、これに対応するリチウムイオン電池の単セル電圧を示している。この４８Ｖ系電源の出力保障範囲、４８Ｖ±５Ｖ（＝４３Ｖ〜５３Ｖ）であり、直流電源装置３１の出力電圧は、この範囲内で設定可能である。なお、負荷６１についても、動作保障範囲は、４８Ｖ±５Ｖである。
この４８Ｖ±５Ｖ（＝４３Ｖ〜５３Ｖ）の電圧は、直流電源装置３１の出力電圧を制御することにより実現される。そして、蓄電装置４１の完全充電に相当する電圧値（ポイントＰ４の４．１Ｖ/ セル）の電圧は、直流電源装置３１の出力電圧として実現される。

この図に示すように、リチウムイオン電池の完全充電に相当する単セル電圧が、“４．１Ｖ”である場合、蓄電装置４１の出力電圧は、“４９．２Ｖ”に対応する（ポイントＰ４参照）。このポイントＰ４に示す例は、“４．１Ｖ”のリチウムイオン電池の単セルを１２個直列に接続した組電池の出力電圧（又は、充電電圧）が“４９．２Ｖ”であることを示している。また、リチウムイオン電池の単セル電圧が、“３．９Ｖ”である場合に、蓄電装置４１の出力電圧は、“４６．８Ｖ”に対応する（ポイントＰ５参照）。この場合は、上述した放電深度が“３０％”の場合を示している。
このように本実施形態において、蓄電装置４１の出力電圧は、リチウムイオン電池の単セル電圧を１２倍した電圧となる。

次に、本実施形態における太陽光発電装置５の発電特性について説明する。
＜太陽光発電装置５の発電特性＞
図８は、本実施形態における太陽光発電装置５の時刻に対する発電特性の一例を説明する説明図である。
なお、ここでは、負荷装置６内の負荷６１の消費電力（消費量）が５００Ｗ（ワット）（消費電流が、電圧５０Ｖの場合に１０Ａ）であり、太陽光発電装置５の設備容量が、１０００Ｗである場合の一例について説明する。

この図に示すグラフにおいて、縦軸は、日射強度（ｋＷ（キロワット）／ｍ^２（平方メートル））及び太陽光発電装置５の発電電流（Ａ）を示し、横軸は、１日における時刻を示している。
なお、縦軸の「太陽光発電装置５の発電電流（Ａ）」とは、太陽光発電装置５の発電量により、負荷６１に供給できる電流であり、また、蓄電装置４１に供給できる電流である。これは、太陽光発電装置５の出力電圧、負荷６１の電源電圧、及び蓄電装置４１の電圧が同じＤＣ４８Ｖ系電源の電圧であり、太陽光発電装置５の発電量を、負荷６１や蓄電装置４１に供給される電流値に換算できるためである。以下の説明において、「太陽光発電装置５の発電電流」という場合は、太陽光発電装置５の発電量により、負荷６１や蓄電装置４１に供給することができる電流のことを言う。

また、波形Ｗ２は、太陽光発電装置５が設置されている場所におけるある月（例えば、７月）の最大日射強度（及び最大日射強度における発電電流）の１日の変化を示している。波形Ｗ３は、太陽光発電装置５が設置されている場所におけるある月（例えば、７月）の平均日射強度（及び平均日射強度における発電電流）の１日の変化を示している。また、波形Ｗ４は、太陽光発電装置５が設置されている場所におけるある月（例えば、７月）の最低日射強度（及び最低日射強度における発電電流）の１日の変化を示している。

ここで、太陽光発電装置５の発電量は、太陽光発電装置５の変換効率及び太陽電池パネル５１の面積に基づく換算式（又は換算テーブル）を利用して、日射強度から算出可能である。図８に示す例では、例えば、最大日射強度のピーク時である１ｋＷ／ｍ^２に対応する発電電力は、発電電流として２０Ａに換算される。
また、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄは、１０Ａである場合を示しており、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄを超えた分が余剰発電量となる。
図８に示す例では、領域Ａ１は、最大日射強度における余剰発電量（余剰電気量）を示している。この場合、領域Ａ１の余剰発電量は、その月における最大充電量（最大充電電気量）になる。

次に、上述した蓄電装置４１の放電特性及び出力電圧と、上述した太陽光発電装置５の発電特性とを前提として、本実施形態における直流電源装置３１の出力電圧の設定処理について、図９及び図１０を参照して説明する。

＜直流電源装置３１の出力電圧の設定処理＞
図９は、本実施形態による電源設備１０における太陽光発電装置５の余剰発電量の一例を説明する説明図である。
この図に示すグラフにおいて、縦軸は、太陽光発電装置５が発電する電流（Ａ）及び電気量（Ａｈ）を示し、横軸は、１日における時刻を示している。なお、縦軸の「太陽光発電装置５が発電する電流（Ａ）」は、図８と同様に、太陽光発電装置５の発電電力を、ＤＣ４８Ｖ系電源の電流に換算して示したものである。
このグラフにおいて、波形Ｗ５は、太陽光発電装置５の最大日射強度における発電特性を示し、波形Ｗ６は、太陽光発電装置５において、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄを超える余剰な発電電流を累積した電気量を示している。なお、ここでは、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄは、１０Ａであり、時刻Ｔ１から時刻Ｔ２までの期間において、太陽光発電装置５の余剰な発電電流が発生する。また、領域Ａ１は、太陽光発電装置５の余剰発電分を示している。

電圧算出部８２は、図９に示すように、余剰な発電電流の累積値を算出することにより、最大日射強度の日における太陽光発電装置５の余剰発電量“５０Ａｈ”（領域Ａ１の面積に相当）を算出する。すなわち、電圧算出部８２は、太陽光発電装置５が設置された場所において推定される最大日射強度に基づいて、発電量を算出し、算出した当該発電量と、負荷６１の消費量（消費分）とに基づいて余剰発電量を算出する。
なお、本実施形態における電源システム１では、算出した太陽光発電装置５の余剰発電量（電気量“５０Ａｈ”）を蓄電装置４１が充電により受け入れ可能となるように、蓄電装置４１を“５０Ａｈ”分放電させた状態で維持する。すなわち、本実施形態における電源設備１０では、蓄電装置４１が“５０Ａｈ”分放電された状態になるように、直流電源装置３１の出力電圧を、第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に設定する。

なお、直流電源装置３１の出力電圧は、蓄電装置４１を放電させる際に、第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に設定され、余剰発電量により蓄電装置４１を充電する際に、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に設定される。

次に、図１０を参照して、太陽光発電装置５の余剰発電量（電気量“５０Ａｈ”）に基づいた直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値（第１電圧値）の設定処理について説明する。
図１０は、本実施形態による電源システムにおける直流電源装置３１の出力電圧の設定例を説明する説明図である。
なお、この図において、蓄電装置４１の完全充電電圧が４．１Ｖ／セルであり、且つ、放電容量が２００Ａｈであるリチウムイオン電池を単セルとして備える場合の一例について説明する。

この図に示すグラフは、縦軸が蓄電装置４１の単セル当りの出力電圧（Ｖ／セル）を示し、横軸は、蓄電装置４１の放電量（放電深度）（％）を示している。なお、横軸の放電量（％）には、電気量（Ａｈ）及び負荷６１の消費電流における放電時間（ｈ）の換算値を併記している。
また、この図に示す波形Ｗ７は、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄと等しい１０Ａにおける蓄電装置４１の単セルでの放電特性を示している。直流電源装置３１の出力電圧の選定に当たっては、この図に示すように負荷と等しい電流における放電特性が用いられる。

電圧算出部８２は、算出した上述の太陽光発電装置５の余剰発電量（電気量“５０Ａｈ”）から、波形Ｗ７に示す放電特性を利用して、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値（第１電圧値）を算出する。具体的に、電圧算出部８２は、波形Ｗ７に示す放電特性に基づいて、電気量“５０Ａｈ”（放電量（放電深度）“２５％”）に対応する電圧値“３．９５Ｖ”（ポイントＰ６の電圧値）を算出する。ここで、蓄電装置４１は、上述したように単セルを１２個直列に接続した組電池であるので、電圧算出部８２は、電圧値“３．９５Ｖ”を１２倍した“４７．４Ｖ”を設定電圧値（第１電圧値）として算出する。
なお、上述した日射強度及び太陽光発電装置５の発電特性の情報と、上述した蓄電装置４１の放電特性の情報は、予め記憶部７４に記憶されており、電圧算出部８２は、記憶部７４に記憶されているこれらの情報に基づいて、設定電圧値（第１電圧値）を算出する。

本実施形態では、電圧制御部８１は、蓄電装置４１から放電を行わせる際に、電圧算出部８２が上述のように算出した設定電圧値（第１電圧値）に直流電源装置３１の出力電圧を制御する。すなわち、電圧制御部８１は、太陽光発電装置５が設置された環境条件における余剰発電量に応じて定められた電圧（例えば、余剰発電量に対応する蓄電装置４１の放電深度に応じて定められた電圧）に、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。なお、上述に示す例の場合には、電圧制御部８１は、太陽光発電装置５が設置された環境条件において、最大となる余剰発電量に対応する蓄電装置４１の放電深度に応じて定められた電圧に、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。

次に、本実施形態における電源システム１の動作について図面を参照して説明する。
図１１は、第１の実施形態による電源システム１における直流電源装置３１の出力電圧の設定手順を示すフローチャートである。ここでは、所定の期間ごと（例えば、１ヶ月ごと）に、直流電源装置３１の出力電圧を設定し直す場合の一例について説明する。なお、この図１１に示す設定手順は、需要家Ｃの直流電源装置３１に対して行われる処理であり、また、直流電源装置３１の出力電圧の設定は、給電管理装置７が、通信回線１００及び設備監視装置３３を介して制御信号を送信することにより行われる。

この図において、給電管理装置７の電圧算出部８２は、日射強度情報を取得する（ステップＳ１０１）。すなわち、電圧算出部８２は、例えば、記憶部７４に予め記憶されている、所定の期間に対応する日射強度情報を取得する。なお、日射強度情報、太陽光発電装置５の発電特性、負荷６１の電力の消費量、及び蓄電装置４１の充放電特性等は、予め記憶部７４に記憶されている。

次に、電圧算出部８２は、取得した日射強度情報に基づいて余剰発電量を算出する（ステップＳ１０２）。電圧算出部８２は、例えば、図９を参照して説明したように、所定の期間内の最大日射強度における太陽光発電装置５の発電量（例えば、発電電流）と、負荷６１の消費量（消費電流Ｉｌｏａｄ）とに基づいて、余剰発電量（図９に示す電気量“５０Ａｈ”）を算出する。

次に、電圧算出部８２は、余剰発電量に対応する放電深度から設定電圧値（第１電圧値）を算出する（ステップＳ１０３）。すなわち、電圧算出部８２は、余剰発電量と等しくなる放電深度に対応する設定電圧値（第１電圧値）を算出する。電圧算出部８２は、例えば、図１０を参照して説明したように、余剰発電量（例、電気量“５０Ａｈ”）に等しい放電深度（２５％）から設定電圧値（例、３．９５Ｖ）を定める。また、電圧算出部８２は、蓄電装置４１を完全充電にするのに要する第２電圧値を設定する。

次に、給電管理装置７の電圧制御部８１は、直流電源装置３１の出力電圧を、算出した設定電圧値（第１電圧値）に制御する（ステップＳ１０４）。具体的には、電圧制御部８１は、通信回線１００及び設備監視装置３３を介して、直流電源装置３１の出力電圧を電圧算出部８２によって設定された設定電圧値に変更させる制御信号を直流電源装置３１に出力して、直流電源装置３１の出力電圧を変更する。

次に、電圧制御部８１は、太陽光発電装置５の測定器５４から収集した測定データに基づいて、太陽光発電装置５から余剰発電量が発生しているか否かを判定する（ステップＳ１０５）。電圧制御部８１は、余剰発電量が発生していない（ステップＳ１０５：ＮＯ）場合に、処理をステップＳ１０４に戻す。一方、余剰発電量が発生している（ステップＳ１０５：ＹＥＳ）場合に、電圧算出部８２は、直流電源装置３１の出力電圧を、蓄電装置４１を完全充電にするのに要する設定電圧値（第２電圧値）に制御する（ステップＳ１０６）。具体的には、電圧制御部８１は、通信回線１００及び設備監視装置３３を介して、直流電源装置３１の出力電圧を電圧算出部８２によって設定された設定電圧値（第２電圧値に変更させる制御信号を直流電源装置３１に出力して、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を変更する。

次に、電圧制御部８１は、余剰発電量の発生が終了したか否かを判定する（ステップＳ１０７）。電圧制御部８１は、余剰発電量の発生が終了していない場合（ステップＳ１０７：ＮＯ）に、処理をステップＳ１０６に戻す。一方、余剰発電量の発生が終了した場合（ステップＳ１０７：ＹＥＳ）に、電圧制御部８１は、直流電源装置３１の出力電圧を、算出した設定電圧値（第１電圧値）に制御する（ステップＳ１０８）。

次に、電圧制御部８１は、所定の期間が経過したが否か（見直し時期か否か）を判定する（ステップＳ１０９）。電圧制御部８１は、例えば、１ヶ月経過したか否かを判定する。電圧制御部８１は、所定の期間が経過した場合（ステップＳ１０９：ＹＥＳ）に、処理をステップＳ１０１に戻し、電圧算出部８２は、次の所定の期間（例えば、次の月）の日射強度情報を取得する。
また、電圧制御部８１は、所定の期間が経過していない場合（ステップＳ１０９：ＮＯ）に、処理をステップＳ１０４に戻す。

このように、給電管理装置７は、所定の期間ごと（例えば、１ヶ月ごと）に、日射強度情報に基づいて設定電圧値を定めて、直流電源装置３１の出力電圧を設定電圧値に変更する。すなわち、所定の期間ごと（例えば、１ヶ月ごと）に、該当月の最大日射強度を求め、これに対応する直流電源装置３１の出力電圧を再設定する。これにより、該当月における余剰発電量は、全て蓄電装置４１によって回収することが可能となる。

次に、図１２及び図１３を参照して、本実施形態における電源システム１の動作の一例を説明する。なお、これらの図における蓄電装置４１の容量や余剰発電量等の諸条件は、すでに説明してきた内容と同一である。また、本実施例では、直流電源装置３１の出力電圧は、常時、設定電圧値（第１電圧値）に保たれている。
図１２は、第１の実施形態による電源システム１の動作の一例を示す第１のタイムチャートである。
ここでは、日射強度が、平均日射強度であり、太陽光発電装置５の余剰発電量が発生しない場合の一例について説明する。

この図において、縦軸は、（ａ）蓄電装置４１の出力電圧と、（ｂ）負荷６１への供給電流と、（ｃ）直流電源装置３１の出力電圧とを示している。また、（ｄ）に、直流電源装置３１の動作状態を示している。また、横軸は、１日における時刻を示している。
また、波形Ｗ８は、蓄電装置４１の出力電圧の変化を示し、波形Ｗ９は、平均日射強度における発電電流（太陽光発電装置５の発電量により負荷６１に供給することができる電流）の波形を示している。なお、波形Ｗ１０は、比較のために、最大日射強度における発電電流の波形を示している。
ここで、負荷６１が消費する電流は、消費電流Ｉｌｏａｄである。また、蓄電装置４１の出力電圧の設定電圧値において、“Ｖｆ＝４７．４Ｖ”は、直流電源装置３１の出力電圧（第１電圧値）に相当し、“Ｖｒｆ＝４９．２Ｖ”は、蓄電装置４１の完全充電状態の充電電圧（第２電圧値）に相当する。
この図１２に示す例では、太陽光発電装置５は、第１の期間（時刻Ｔ１１から時刻Ｔ１５）ＴＲ２に発電を行う。つまり、第１の期間は、１日のうちの太陽光発電装置５が発電する期間である。

図１２に示す例では、時刻Ｔ１０（０時）から時刻Ｔ１１（６時）までの期間ＴＲ１において、太陽光発電装置５が発電を行わないため、商用電力系統２が、交流電力供給線ＡＣＬ１と整流装置６２とを介して、負荷６１に電力を供給する。また、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値は、（ｃ）の波形Ｗ２０に示すように、第１電圧値（４７．４Ｖ）であり、蓄電装置４１への充電、及び蓄電装置４１からの放電は行われない。したがって、この期間ＴＲ１における蓄電装置４１の出力電圧は、上述した設定電圧値（第１電圧値）を示す“Ｖｆ＝４７．４Ｖ”のままである。そして、この出力電圧（第１電圧値）で維持された蓄電装置４１は、最大余剰発電量分に対応する放電深度（５０Ａｈ、放電深度２５％）まで、既に放電された状態になる。

次に、時刻Ｔ１１（６時）において、太陽光発電装置５が発電を開始して、時刻Ｔ１１（６時）から時刻Ｔ１３（１２時）までの期間において、太陽光発電装置５の発電量が徐々に増加する。なお、この時刻Ｔ１１（６時）から時刻Ｔ１３（１２時）までの期間において、商用電力系統２が、交流電力供給線ＡＣＬ１と整流装置６２とを介して、負荷６１に電力を供給するとともに、太陽光発電装置５が、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と整流装置６２とを介して、負荷６１に電力を供給する。

また、時刻Ｔ１３（１２時）から時刻Ｔ１５（１８時）までの期間において、太陽光発電装置５の発電量が徐々に減少し、時刻Ｔ１５（１８時）において、太陽光発電装置５が発電を終了する。なお、この時刻Ｔ１３（１２時）から時刻Ｔ１５（１８時）までの期間においても、商用電力系統２が、交流電力供給線ＡＣＬ１と整流装置６２とを介して、負荷６１に電力を供給するとともに、太陽光発電装置５が、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と整流装置６２とを介して、負荷６１に電力を供給する。

このように、時刻Ｔ１１（６時）から時刻Ｔ１５（１８時）までの第１の期間ＴＲ２において、太陽光発電装置５が発電し、商用電力系統２及び太陽光発電装置５が、負荷６１に電力を供給する。そして、時刻Ｔ１５（１８時）以降の期間ＴＲ３において、再び、商用電力系統２が負荷６１に電力を供給する。
ここで、領域Ａ２は、太陽光発電装置５の供給分の供給電流を示し、領域Ｒ１及び領域Ｒ２は、商用電力系統２の供給分の供給電流を示している。
なお、この図において、時刻Ｔ１２から時刻Ｔ１４までの期間は、最大日射強度における発電電流の場合（波形Ｗ１０）において余剰発電量が発生する期間を比較のために示している。
また、この図１２に示す例において、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値は、（ｃ）の波形Ｗ２０に示すように、第１電圧値（４７．４Ｖ）のままである。このため、直流電源装置３１は、（ｄ）に示すように、順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換）を行わず、又、逆変換動作（ＤＣ／ＡＣ変換）も行わない。つまり、直流電源装置３１は、蓄電装置４１に対して充電を行わず、又、蓄電装置４１からの放電も行われない。

この図１２に示した例では、太陽光発電装置５の余剰発電量が発生しない場合であるが、太陽光発電装置５の発電量に応じて、商用電力系統２及び太陽光発電装置５の出力電力が適切な配分で負荷６１に供給される。
一方、図１２から明らかなように、蓄電装置４１の充電は行われないため、波形Ｗ８に示すように日中において蓄電装置４１の電圧上昇は起こらない。

図１３は、本実施形態による電源システム１の動作の一例を示す第２のタイムチャートである。
ここでは、日射強度が、最大日射強度であり、太陽光発電装置５の余剰発電量が最大となる場合の一例について説明する。

この図において、（ａ）蓄電装置４１の出力電圧と、（ｂ）負荷６１への供給電流と、（ｃ）直流電源装置３１の出力電圧とを示している。また、（ｄ）に、直流電源装置３１の動作状態を示している。また、横軸は、１日における時刻を示している。
また、波形Ｗ１１は、蓄電装置４１の出力電圧の変化を示し、波形Ｗ９及び波形Ｗ１０は、図１２と同様である。また、負荷６１が消費する電流は、図１２と同様に、消費電流Ｉｌｏａｄである。

図１３に示す時刻Ｔ１０（０時）から時刻Ｔ１１（６時）までの期間ＴＲ１において、図１２と同様に太陽光発電装置５が発電を行わないため、商用電力系統２が負荷６１に電力を供給する。また、この期間ＴＲ１において、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値は、（ｃ）に示すように、第１電圧値（４７．４Ｖ）であり、蓄電装置４１の出力電圧も第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）である。このため、直流電源装置３１は、（ｄ）に示すように、電力変換動作（順変換動作及び逆変換動作）を行わず、蓄電装置４１に対して充電を行わず、又、蓄電装置４１からの放電も行われない。
次に、時刻Ｔ１１（６時）において、太陽光発電装置５が発電を開始して、時刻Ｔ１１（６時）から時刻Ｔ１２（９時）までの期間ＴＲ２１において、太陽光発電装置５の発電量が徐々に増加する。そして、時刻Ｔ１２（９時）において、太陽光発電装置５の発電量（太陽光発電装置５から負荷６１に供給できる電流）が、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄと等しくなる。なお、この期間ＴＲ２１において、商用電力系統２及び太陽光発電装置５が負荷６１に電力を供給する。また、この期間ＴＲ２１において、直流電源装置３１の設定電圧は、（ｃ）の波形Ｗ２０に示すように、第１電圧値（４７．４Ｖ）であり、蓄電装置４１への充電は行われない。このため、直流電源装置３１は、（ｄ）に示すように、電力変換動作を行わず、蓄電装置４１に対して充電を行わず、又、蓄電装置４１からの放電も行われない。したがって、この期間ＴＲ２１における蓄電装置４１の出力電圧は、上述した設定電圧値（第１電圧値）を示す“Ｖｆ＝４７．４Ｖ”のままである。

次に、時刻Ｔ１２（９時）から時刻Ｔ１３（１２時）を経て時刻Ｔ１４（１５時）までの期間ＴＲ２２において、太陽光発電装置５では、太陽光発電装置５からの発電量（太陽光発電装置５から負荷６１に供給できる電流）が、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄを超えて、余剰発電量が発生する。この期間ＴＲ２２において、太陽光発電装置５が、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と整流装置６２とを介して、負荷６１に電力を供給するとともに、余剰発電量が全て、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１とを介して、蓄電装置４１に充電される。そして、直流電源装置３１により蓄電装置４１を充電する場合、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値は、蓄電装置４１を完全充電にするのに要する第２電圧値（４９．２Ｖ）に設定される。つまり、期間ＴＲ２２においては、（ｃ）の波形Ｗ２０に示すように、直流電源装置３１の出力電圧が、第１電圧値（４７．４Ｖ）よりも高い第２電圧値（４９．２Ｖ）に設定される。これにより、直流電源装置３１は、（ｄ）に示すように、順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換）を行い、太陽光発電装置５の余剰発電量に応じた電力を蓄電装置４１に供給して、蓄電装置４１を充電する。

上記時刻Ｔ１２と時刻Ｔ１４とは、電圧制御部８１が、太陽光発電装置５の発電量を検出する測定器５４から取得した発電量情報に基づいて設定することができる。或いは、電圧算出部８２が、推定される最大日射強度の情報に基づいて、時刻Ｔ１２と時刻Ｔ１４とを予め算出するようにしてもよい。
なお、電圧算出部８２が、推定される最大日射強度の情報に基づいて時刻Ｔ１２と時刻Ｔ１４を算出する場合は、太陽光発電装置５における発電量が少なく蓄電装置４１を完全充電にするのに必要な余剰発電量が得られない場合においても、蓄電装置４１を完全充電にするのに不足する分の電力が商用電力系統２から供給されて、蓄電装置４１が完全充電される。そして、蓄電装置４１が完全充電されて蓄積された電力は、時刻Ｔ１４以降で放電される。

これにより、蓄電装置４１の出力電圧は、時刻Ｔ１２以降、次第に上昇して行き、時刻Ｔ１４において、蓄電装置４１の充電が完了して、第２電圧値（４９．２Ｖ）Ｖｒｆと等しい電圧となる。すなわち、この時点で、蓄電装置４１の電圧は、完全充電状態に相当する電圧まで上昇する。

次に、時刻Ｔ１４（１５時）から時刻Ｔ１５（１８時）までの期間ＴＲ２３において、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値が、第２電圧値（４９．２Ｖ）から第１電圧値（４７．４Ｖ）に変更される。このため、太陽光発電装置５が、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と整流装置６２とを介して、負荷６１に電力を供給するとともに、蓄電装置４１が、直流電源装置３１及び交流電力供給線ＡＣＬ１と整流装置６２とを介して、負荷６１に電力を供給する。
さらに、続く期間ＴＲ４において蓄電装置４１に充電された電力が全て放電される。
つまり、期間ＴＲ２３及びＴＲ４において、直流電源装置３１の出力電圧を第１電圧値（４７．４Ｖ）設定し、直流電源装置３１の出力電圧を蓄電装置４１の充電電圧よりも低くする。これにより、直流電源装置３１は、（ｄ）に示すように、逆変換動作（ＤＣ／ＡＣ変換）を行い、蓄電装置４１に蓄積された電力を、直流電源装置３１と交流電力供給線ＡＣＬ１と整流装置６２とを介して、負荷６１に供給する。

そして、時刻Ｔ１５（１８時）において、太陽光発電装置５が発電を終了し、時刻Ｔ１５（１８時）から時刻Ｔ１６までの期間ＴＲ４において、蓄電装置４１及び商用電力系統２が負荷６１に電力を供給し、蓄電装置４１からの放電の終了に伴い、蓄電装置４１の充電電圧が上述した設定電圧値（第１電圧値）を示す“Ｖｆ＝４７．４Ｖ”に戻る。このように、この条件の場合、蓄電装置４１に充電された余剰発電量の全てが放電される期間は、時刻Ｔ１４（１５時）から時刻Ｔ１６までの期間ＴＲ５である。
そして、時刻Ｔ１６以降の期間ＴＲ６において、商用電力系統２が負荷６１に電力を供給する。

ここで、領域Ａ１は、太陽光発電装置５の余剰発電量を示し、領域Ａ３は、太陽光発電装置５の供給分の供給電流を示し、領域Ｒ３及び領域Ｒ４は、商用電力系統２の供給分の供給電流を示している。また、領域Ｄ１は、蓄電装置４１の供給分の供給電流を示している。

この図１３は、太陽光発電装置５の余剰発電量が最大となる場合の例であり、上述の条件設定により、最大日射強度の日において、太陽光発電装置５の余剰発電量を蓄電装置４１に充電するとともに、太陽光発電装置５が発電を終了した後に、蓄電装置４１が充電した余剰発電量分の電力を負荷６１に供給することができる。なお、最大日射強度の日の余剰発電量に対応した条件設定を行うと、最大日射強度以下の日の余剰発電量が全て充電によって回収できることになる。従って、先にも示したように、ある月において、その月の最大日射強度の日に対応した条件を設定すれば、その月において、余剰発電量が発生する全ての日において、余剰発電量が回収されることになる。
このように、電源システム１では、太陽光発電装置５が発電した電力を有効に利用することができる。

なお、上記電源システム１においては、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値として、第１電圧値（４７．４Ｖ）と第２電圧値（４９．２Ｖ）との何れかを選択する例について説明したが、直流電源装置３１の出力電圧を、蓄電装置４１の出力電圧に応じて変化させることもできる。例えば、時刻Ｔ１４から蓄電装置４１に放電を行わせる際に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を、第２電圧値（４９．２Ｖ）から第１電圧値（４７．４Ｖ）に向けて直線的に傾斜をもたせて変化させるか、或いは、所望の特性曲線によりなだらかに変化させることができる。これにより、給電管理装置７では、蓄電装置４１が放電を行う際の出力電圧の変化を制御しながら、放電時間を制御することができる。
例えば、図１３（ｃ）の波形Ｗ２０Ａのように、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を、第２電圧値（４９．２Ｖ）から第１電圧値（４７．４Ｖ）に向けてなだらかに変化させることにより、蓄電装置４１から余剰発電量を放電させる時間を制御することができる。

以上説明したように、本実施形態における電源システム１は、商用電力系統に接続される複数の需要家のそれぞれの電源設備１０の給電状態を制御する電源システム１であって、発電した電力を商用電力系統２に供給する太陽光発電装置５（発電装置の一例）と、商用電力系統２に接続される直流電源装置３１及び該直流電源装置３１の直流側に接続される蓄電装置４１と、商用電力系統２と太陽光発電装置５と蓄電装置４１とから電力の供給を受ける負荷装置６と、直流電源装置３１の出力電圧を制御することにより蓄電装置４１の充放電動作を制御する給電管理装置７と、を備え、給電管理装置７は、太陽光発電装置５が発電する発電量のうちの負荷装置６で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、太陽光発電装置５の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を設定し、蓄電装置４１に放電を行わせる際に、直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を第１電圧値に設定し、蓄電装置４１に充電を行う際に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を上記第２電圧値に設定する電圧制御部８１を備える。

このように、本実施形態における電源システム１は、太陽光発電装置５（発電装置の一例）と、直流電源装置３１及び該直流電源装置３１の直流側に接続される蓄電装置４１と、負荷装置６（負荷の一例）と、給電管理装置７とを備える。そして、電源システム１では、太陽光発電装置５が発電していない場合や発電量が少ない場合に、給電管理装置７は、直流電源装置３１の出力電圧を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に設定することにより、蓄電装置４１から負荷装置６に、直流電源装置３１及び交流電力供給線ＡＣＬ１を介して、電力を供給する。この蓄電装置４１の放電により、蓄電装置４１を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に対応する放電深度まで放電させた状態にする。

そして、太陽光発電装置５が発電し、且つ、余剰発電量が生じている場合、給電管理装置７は、直流電源装置３１の出力電圧を第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に設定することにより、太陽光発電装置５から負荷装置６に、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１とを介して、電力を供給するとともに、余剰発電量分を、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１とを介して、蓄電装置４１に充電する。そして、蓄電装置４１の放電深度は、例えば、最大日射強度の日における最大余剰発電量に対応しているので、この条件に設定しておくことで、最大日射強度以下の全ての日の余剰発電量の回収が可能になる。このように、本実施形態における電源システム１は、太陽光発電装置５の余剰発電量分を蓄電装置４１に充電することにより、太陽光発電装置５が発電した電力を有効に利用することができる。
さらに、本実施形態における電源システム１は、直流電源装置３１の出力電圧である第１の出力電圧を制御するという簡易な制御により、商用電力系統２から負荷装置６に供給する電力と、太陽光発電装置５が発電した電力とを適切に配分して負荷に供給することができる。

また、上記実施形態において、直流電源装置３１は、交流電力を直流電力に変換するとともに直流電力を交流電力に変換する両方向性の電力変換装置であり、当該直流電源装置３１の直流側の出力電圧の設定電圧値よりも蓄電装置４１の電圧が低い場合に、商用電力系統２から受電した交流電力を直流電力に変換して蓄電装置４１を充電し、出力電圧の設定電圧値よりも蓄電装置４１の電圧が高い場合に、蓄電装置４１から放電される直流電力を交流電力に変換して商用電力系統２に供給する。

このように、本実施形態の電源システム１において、直流電源装置３１は、順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換）と逆変換動作（ＤＣ／ＡＣ変換）とを行う両方向性の電力変換装置で構成される。この直流電源装置３１は、自身が出力しようとする出力電圧（設定電圧）よりも蓄電装置４１の電圧が低い場合に、商用電力系統２から受電した交流電力を直流電力に換換して蓄電装置４１を充電する。また、直流電源装置３１は、自身が出力しようとする出力電圧（設定電圧）よりも蓄電装置４１の電圧が高い場合に、蓄電装置４１から放電される直流電力を交流電力に変換して商用電力系統２に供給する。
これにより、本実施形態の電源システム１において、直流電源装置３１は、太陽光発電装置５で発電された余剰発電量の電力を交流電力供給線ＡＣＬ１を介して交流電力として受電し、この交流電力を直流電力に変換して蓄電装置４１を充電することができる。また、蓄電装置４１に蓄積された直流電力を交流電力に変換して、交流電力供給線ＡＣＬ１を介して、負荷装置６に供給することができる。

また、上記実施形態の電源システム１において、太陽光発電装置５（発電装置の一例）が電源設備１０Ａ（第１の電源設備）に配置され、負荷装置６が電源設備１０Ｂ（第２の電源設備）に配置され、直流電源装置３１及び蓄電装置４１が電源設備１０Ｃ（第３の電源設備）に配置される。給電管理装置７は、少なくとも、直流電源装置３１を備える電源設備１０Ｃと通信回線１００を介して接続され、給電管理装置７は、直流電源装置３１を備える電源設備１０Ｃに通信回線１００を介して制御信号を送信することにより、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。
これにより、電源システム１において、給電管理装置７は、通信回線１００を介して、直流電源装置３１の出力電圧を制御することができる。このため、電源システム１において、給電管理装置７を所望の場所に配置することができる。

また、本実施形態の電源システム１において、給電管理装置７が複数の需要家の何れかの電源設備１０内に配置され、給電管理装置７が配置された電源設備１０が直流電源装置３１を備える場合、給電管理装置７は、当該電源設備１０が備える直流電源装置３１の出力電圧を制御し、給電管理装置７が、直流電源装置３１を備えない電源設備１０に配置された場合、給電管理装置７は、少なくとも直流電源装置３１を備える電源設備１０と通信回線１００を介して接続され、直流電源装置３１を備える電源設備１０に対して通信回線１００を介して制御信号を送信することにより、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。
これにより、給電管理装置７を、何れかの電源設備１０内に配置して、直流電源装置３１の出力電圧を制御することができる。

また、本実施形態の電源システム１において、電圧制御部８１は、蓄電装置４１に放電を行わせる際に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を、蓄電装置４１の放電深度が充電で受け入れる余剰発電量と等しくなる状態に対応する第１電圧値に制御する。
これにより、本実施形態の電源システム１では、余剰発電量分を無駄なく蓄電装置４１に充電することができるので、太陽光発電装置５が発電した電力を有効に利用することができる。

また、本実施形態の電源システム１において、太陽光発電装置５は、自然エネルギー（例えば、太陽光）を利用して発電し、電圧制御部８１は、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を、太陽光発電装置５が設置された環境条件における余剰発電量に応じて定められた第１電圧値と、蓄電装置４１の完全充電に要するとして設定される第２電圧値との間で制御する。
これにより、本実施形態における電源システム１では、太陽光発電装置５が設置された場所における余剰発電量に応じた電圧に、直流電源装置３１の出力電圧を制御するので、直流電源装置３１の出力電圧を適切に制御することができる。

また、本実施形態の電源システム１において、電圧制御部８１は、環境条件（例えば、日射強度などの気象条件）において、最大となる余剰発電量に応じて定められた電圧を第１電圧値として設定する。
これにより、本実施形態における電源システム１は、太陽光発電装置５が設置された場所において最大となる余剰発電量に応じて直流電源装置３１の出力電圧を適切に制御することができるので、余剰発電量分を無駄なく確実に、蓄電装置４１に充電することができる。

また、本実施形態の電源システム１において、給電管理装置７は、太陽光発電装置５の発電量と、負荷装置６の消費分（消費量）とに基づいて、余剰発電量を算出し、算出した余剰発電量に応じて、直流電源装置３１の出力電圧として設定される第１電圧値を定める電圧算出部８２（電圧設定部の一例）を備える。
これにより、本実施形態における電源システム１は、太陽光発電装置５の発電量（例えば、発電電力）や負荷装置６の消費分（例えば、消費電力）が変動した場合であっても、直流電源装置３１の出力電圧（第１電圧値）を適切に設定することができる。

また、本実施形態の電源システム１において、太陽光発電装置５（発電装置の一例）は、太陽光を利用して発電する太陽光発電装置５であり、給電管理装置７の電圧算出部８２（電圧設定部の一例）は、太陽光発電装置５が設置された場所において推定される最大日射強度に基づいて、発電量を算出し、算出した当該発電量と、消費分とに基づいて余剰発電量を算出する。
これにより、電圧算出部８２（電圧設定部の一例）は、推定される最大日射強度に基づいて、余剰発電量を算出することができる。

また、本実施形態によれば、給電管理装置７は、太陽光発電装置５（発電装置の一例）が発電する発電量のうちの負荷装置６で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、蓄電装置４１の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を設定し、蓄電装置４１に放電を行わせる際に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を第１電圧値に設定する電圧制御部８１を備える。
これにより、本実施形態における給電管理装置７は、太陽光発電装置５が発電した電力を有効に利用することができる。

また、本実施形態における給電管理方法は、上述した電源設備１０の給電管理方法であって、電圧設定ステップと、電圧制御ステップとを含んでいる。電圧設定ステップにおいて、給電管理装置７は、太陽光発電装置５が発電する発電量のうちの負荷装置６で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、蓄電装置４１の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を定める。また、電圧制御ステップにおいて、給電管理装置７は、蓄電装置４１に放電を行わせる際に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を第１電圧値に設定する。
これにより、本実施形態における給電管理方法は、上述した電源システム１と同様に、太陽光発電装置５が発電した電力を有効に利用することができる。

次に、本発明に係る第２の実施形態による電源システムについて図面を参照して説明する。
［第２の実施形態］
上述した第１の実施形態では、給電管理装置７が、入力部７２から入力されて予め記憶部７４に記憶されている気象情報（例えば、過去の天候、日射強度など）に基づいて、各需要家の電源設備１０に設備された直流電源装置３１の出力電圧を設定する一例について説明したが、太陽光発電装置５が設置されている気象情報が、入力部７２から入力された気象情報とずれている場合が考えられる。そこで、本実施形態では、日射強度を測定し、測定データに基づいて直流電源装置３１の出力電圧として設定された電圧値（第１電圧値）を補正する場合の一例について説明する。

図１４は、本実施形態による電源システム１Ａの一例を示すブロック図である。
この図において、需要家Ａの電源設備１０Ａは、太陽電池パネル５１の近辺の日射強度を測定する日射計５６を備えている。日射計５６で測定された日射強度情報は、設備監視装置５５及び通信回線１００を介して、給電管理装置７ａに送信される。
なお、この図において、図１に示す構成と同一の構成については同一の符号を付し、その説明を省略する。本実施形態では、需要家Ａの電源設備１０Ａが、日射計５６を備えている点が第１の実施形態と異なる。また、給電管理装置７ａが、日射計５６で測定した測定データに基づいて、直流電源装置３１の出力電圧として設定された電圧値（第１電圧値）を補正する点が第１の実施形態と異なる。

日射計５６（日射測定部の一例）は、例えば、電源設備１０Ａの太陽電池パネル５１が設備されている近辺の日射強度を測定し、当該測定データを給電管理装置７ａに出力する。
給電管理装置７ａは、制御信号を通信回線１００を介して需要家の電源設備１０に送信することにより、需要家の電源設備１０が備える各部を制御する管理装置であり、例えば、電源設備１０Ｃの電力蓄積装置３内の直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を制御する。

測定データ取得部７１ａは、各需要家の電源設備１０から、測定器３２、４２、５４、６４、及び日射計５６が測定した上述した各種測定データを、各設備監視装置３３、５３、６３を介して取得し、取得した各種測定データを制御部８０ａに出力し、制御部８０ａを介して、取得した各種測定データを記憶部７４に記憶させる。

制御部８０ａは、例えば、ＣＰＵなどを含むプロセッサであり、給電管理装置７ａを統括的に制御する。制御部８０ａは、電圧制御部８１ａと、電圧算出部８２ａとを備えている。
電圧制御部８１ａは、図１に示す第１の実施形態における電圧制御部８１と同様の機能を備えるとともに、日射計５６が測定した日射強度と、予め取得している最大日射強度と、測定器４２が測定した蓄電装置４１の出力電圧とに基づいて、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値（第１電圧値）を変更する。ここで、予め取得している最大日射強度は、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値（第１電圧値）を定める際に用いた日射強度であり、設定電圧値（第１電圧値）を定める際に推定した（想定した）日射強度である。

具体的に、電圧制御部８１ａは、日射計５６が測定した日射強度が上述の最大日射強度（推定）以上であり、且つ、蓄電装置４１の出力電圧が第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）よりも低い場合に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値（第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ））を高くする制御を行う。ここでは、設定された設定電圧値（第１電圧値）が適正な電圧値よりも低いため、蓄電装置４１の放電深度が最大余剰発電量よりも大きくなっていることを示している。この状態は、蓄電装置４１が最大余剰発電量によって完全充電されないことを意味している。そこで、このような場合に、電圧制御部８１ａは、設定電圧値（第１電圧値）を高くする補正を行う。

また、電圧制御部８１ａは、日射計５６が測定した日射強度が上述した最大日射強度以上であり、且つ、蓄電装置４１の出力電圧が第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）まで上昇する状態、もしくは、この電圧によって所定の時間、定電圧充電されるような状態となる日数が、所定の回数に達した際に、設定電圧値（第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ））を低くする制御を行う。
すなわち、上記の状態は、想定した最大余剰発電量よりも蓄電装置４１の放電深度が浅いことを意味している。言い換えれば、推定した最大日射強度以上となる日が観測され、蓄電装置４１の電圧値が、上述のような状態になっていれば、設定された設定電圧値（第１電圧値）が適正な電圧値よりも高く、太陽光発電装置５の発電電力を十分に利用できていないことになる。つまり、予め設定されている蓄電装置４１の放電深度が、最大余剰発電量よりも小さいために、余剰発電量が生じる時間帯の途中で、完全充電状態に達し、いわゆる定電圧充電状態になる。このため、適切な充電量であれば、図１３に示すように、本来、余剰発電量の発生期間が終了する時刻Ｔ１４近辺で定電圧に到達するのに対し、上述の状態では、途中のＴ１３近辺で、定電圧に達することになる。そこで、このような場合、放電深度を深くするために、電圧制御部８１ａは、設定電圧値（第１電圧値）を低くする補正を行う。

次に、図１５を参照して本実施形態における直流電源装置３１の出力電圧の設定手順について説明する。
図１５は、本実施形態による電源システム１Ａにおける直流電源装置３１の出力電圧の設定手順を示すフローチャートである。
ここでは、図１１に示す第１の実施形態と同様に、所定の期間ごと（例えば、１ヶ月ごと）に、直流電源装置３１の出力電圧を設定し直す場合の一例について説明する。なお、この図１５に示す設定手順は、給電管理装置７ａが、通信回線１００を介して制御信号を電源設備１０Ｃに送信することにより行われる。

図１５において、ステップＳ２０１の処理は、図１１に示すステップＳ１０１から１０３までの処理と同様であり、また、ステップＳ２０２からステップＳ２０６までの処理は、図１１に示すステップＳ１０４からステップＳ１０８までの処理と同様であるので、ここではその説明を省略する。また、ステップＳ２１３の処理は、図１１に示すステップＳ１０９と同様である。
つまり、図１５に示すフローチャートは、図１１に示すフローチャートに、新たに、破線で囲むステップＳ２０７からステップＳ２１２の処理を追加したものに相当する。
そして、ステップＳ２０７において、電圧制御部８１ａは、日射計５６及び測定器４２（蓄電装置４１の出力電圧の測定器）が測定した測定データを取得する。すなわち、電圧制御部８１ａは、例えば、日射計５６によって測定された日射強度情報（例えば、直近１日分の日射強度情報）、及び測定器４２によって測定された蓄電装置４１の出力電圧（例えば、１日のうちの最大電圧）を記憶部７４から取得する。

次に、電圧制御部８１ａは、測定した日射強度が推定した日射強度以上であるか否かを判定する（ステップＳ２０８）。すなわち、電圧制御部８１ａは、ステップＳ２０７において取得した日射強度が、推定していた日射強度（例えば、月ごとの最大日射強度）以上であるか否かを判定する。電圧制御部８１ａは、測定した日射強度が推定した日射強度以上である場合（ステップＳ２０８：ＹＥＳ）に、処理をステップＳ２０９に進める。また、電圧制御部８１ａは、測定した日射強度が推定した日射強度未満である場合（ステップＳ２０８：ＮＯ）に、処理をステップＳ２１３に進める。

また、ステップＳ２０９において、電圧制御部８１ａは、蓄電装置４１の出力電圧が、蓄電装置４１の完全充電状態の出力電圧（第２電圧値）以上であるか否かを判定する。すなわち、電圧制御部８１ａは、ステップＳ２０７において取得した蓄電装置４１の出力電圧が、設定している蓄電装置４１の出力電圧が完全充電状態の電圧値以上であるか否かを判定する。
具体的には、電圧制御部８１ａは、蓄電装置４１の電圧を監視し、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）と比較する。電圧制御部８１ａは、この比較により、蓄電装置４１の電圧が、余剰発電量の受け入れの途中で、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に到達し、この電圧で定電圧充電となり、この状態が所定時間（余剰発電量の発生時間帯の半分、等）経過するか否かにより判定する。

すなわち、電圧制御部８１ａは、定電圧充電の状態が所定の時間の経過が観測されるようであれば、ここで言う、「蓄電装置４１の出力電圧が完全充電状態の電圧値以上である場合」に相当する、と判定する。そして、電圧制御部８１ａは、蓄電装置４１の出力電圧が、完全充電状態の電圧値以上である場合（ステップＳ２０９：ＹＥＳ）に、処理をステップＳ２１１に進める。また、電圧制御部８１ａは、蓄電装置４１の出力電圧が、完全充電状態の電圧値以上でない場合（ステップＳ２０９：ＮＯ）に、処理をステップＳ２１０に進める。

ステップＳ２１０において、電圧制御部８１ａは、設定電圧値（第１電圧値）を上昇させる。すなわち、電圧制御部８１ａは、設定電圧値（第１電圧値）を上昇させる補正（変更）を行い、補正（変更）した設定電圧値（第１電圧値）を直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値として出力するように、直流電源装置３１に対して制御信号を出力する。なお、電圧制御部８１ａは、設定電圧値（第１電圧値）を予め定められた所定の電圧値だけ上昇させてもよい。ステップＳ２１０の処理の後、電圧制御部８１ａは、処理をステップＳ２１３に進める。

ステップＳ２１１において、電圧制御部８１ａは、「蓄電装置４１の出力電圧が完全充電状態の電圧値以上」の日数が所定の日数以上であるか否かを判定する。すなわち、電圧制御部８１ａは、蓄電装置４１の出力電圧が、第２電圧値に等しくなり、この電圧によって定電圧充電状態となり所定時間経過する日数が所定数であるか否かを判定する。つまり、電圧制御部８１ａは、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）による定電圧充電によって蓄電装置４１の完全充電が所定の時間維持されるような状態となる日数が、所定の日数（例えば、３日）以上あるか否かを判定する。電圧制御部８１ａは、蓄電装置４１の出力電圧が、第２電圧値の電圧と等しくなり、この電圧による定電圧充電が所定時間継続する状態となる日数が所定数以上である場合（ステップＳ２１１：ＹＥＳ）に、処理をステップＳ２１２に進める。また、逆に、電圧制御部８１ａは、蓄電装置４１が、第２電圧値による定電圧充電となる日数が所定数未満である場合（ステップＳ２１１：ＮＯ）に、処理をステップＳ２１３に進める。

ステップＳ２１２において、電圧制御部８１ａは、設定電圧値（第１電圧値）を低下させる。すなわち、電圧制御部８１ａは、設定電圧値（第１電圧値）を低下させる補正（変更）を行い、補正（変更）した設定電圧値（第１電圧値）を直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値として出力するように、直流電源装置３１に対して制御信号を出力する。
なお、電圧制御部８１ａは、設定電圧値（第１電圧値）を予め定められた所定の電圧値だけ低下させてもよい。ステップＳ２１２の処理の後、電圧制御部８１ａは、処理をステップＳ２１３に進める。

なお、ステップＳ２１３の処理は、図１１に示すステップＳ１０５の処理と同様であり、ここではその説明を省略する。
このように、給電管理装置７ａは、所定の期間ごと（例えば、１ヶ月ごと）に、日射強度情報に基づいて直流電源装置３１の出力電圧である設定電圧値を定めるとともに、日射計５６によって計測した日射強度情報に基づいて設定電圧値を適切に変更する。

以上説明したように、本実施形態における電源システム１Ａは、太陽光発電装置５の近辺に日射強度を測定する日射計５６（日射測定部）を設ける。また、蓄電装置４１の出力電圧を測定する測定器４２（蓄電電圧測定部の一例）を設ける。そして、給電管理装置７ａの電圧制御部８１ａは、日射計５６が測定した日射強度と、最大日射強度と、測定器４２が測定した蓄電装置４１の出力電圧とに基づいて、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値として出力される第１電圧値を変更する。
これにより、本実施形態における電源システム１Ａは、直流電源装置３１の出力電圧（第１電圧値）の設定の際に推定した最大日射強度と、太陽光発電装置５が設置された場所の日射強度と、に乖離がある場合でも、直流電源装置３１の出力電圧を適切に制御することができる。

また、本実施形態の電源システム１Ａにおいて、電圧制御部８１ａは、日射計５６（日射測定部の一例）が測定した日射強度が最大日射強度以上であり、且つ、太陽光発電装置５の余剰発電量により蓄電装置４１を充電したときに、蓄電装置４１の出力電圧が第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）よりも低い場合に、第１電圧値を高くする制御を行う。
これにより、本実施形態における電源システム１Ａは、需要家の電源設備１０Ｃにおいて、直流電源装置３１の出力電圧を適切に変更して、蓄電装置４１をバックアップ電源とした際の電力の供給期間を長くさせることができる。

また、本実施形態の電源システム１Ａにおいて、電圧制御部８１ａは、日射計５６が測定した日射強度が最大日射強度以上であり、且つ、太陽光発電装置５の余剰発電量により蓄電装置４１を充電した場合に、蓄電装置４１の完全充電を所定の時間維持されるような状態となる日数が、所定の回数（所定数）に達した際に、直流電源装置３１の出力電圧の第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）を低くする制御を行う。すなわち、本実施形態では、電圧制御部８１ａは、日射計５６が測定した日射強度が最大日射強度以上であり、且つ、太陽光発電装置５の余剰発電量により蓄電装置４１を充電した場合に、蓄電装置４１の出力電圧が第２電圧値と等しくなり、この電圧によって所定の時間、定電圧充電されるような場合の日数が、所定数に達した際、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値である第１電圧値を低くする制御を行う。
これにより、本実施形態における電源システム１Ａは、需要家の電源設備１０Ｃにおいて、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値（第１電圧値）を適切に変更して、太陽光発電装置５の発電電力の利用率を向上させることができる。

次に、本発明に係る第３の実施形態による電源システムについて図面を参照して説明する。
［第３の実施形態］
上記の第１の実施形態の電源システム１では、蓄電装置４１に蓄積された余剰発電量が夕方の時間帯に放電されるのに対して、本実施形態では、朝方の時間帯に、蓄電装置４１から負荷装置６へ、直流電源装置３１と交流電力供給線ＡＣＬ１を介して電力を供給する例について説明する。
図１６は、本実施形態による電源システム１Ｂの一例を示すブロック図である。
この図において、電源システム１Ｂは、給電管理装置７ｂと、各需要家の電源設備１０とを備えている。給電管理装置７ｂは、通信回線１００を介して、需要家の各電源設備１０に対して制御信号を送信し、この制御信号により、各需要家の電源設備１０の給電状態を制御する。なお、給電管理装置７ｂは、少なくとも、電源設備１０Ｃ内の直流電源装置３１の出力電圧を制御するが、他の電源設備１０Ｂ内の負荷装置６や、電源設備１０Ａ内の太陽光発電装置５については、動作状態の監視または動作制御の何れかまたは両方を行わない場合がある。
なお、この図において、図１に示す構成と同一の構成については同一の符号を付し、その説明を省略する。本実施形態では、給電管理装置７ｂは、需要家Ｃの電源設備１０Ｃに設備された直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を変更する期間、及び設定電圧値（第１電圧値）を算出する電圧・期間算出部８３を備える点が異なる。また、電圧・期間算出部８３が算出した期間（後述する第３の期間ＴＲ３０）、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）から第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に低下させる制御を行う電圧制御部８１ｂを備える点が第１の実施形態と異なる。

給電管理装置７ｂは、電源設備１０Ｃの直流電源装置３１に対して、少なくとも出力電圧の設定電圧値を所定の期間（第３の期間ＴＲ３０）において低下させる制御を行う。
給電管理装置７ｂは、測定データ取得部７１、入力部７２、表示部７３、記憶部７４、及び制御部８０ｂを備えている。

制御部８０ｂは、例えば、ＣＰＵなどを含むプロセッサであり、給電管理装置７ｂを統括的に制御する。制御部８０ｂは、電圧制御部８１ｂと、電圧・期間算出部８３とを備えている。
電圧制御部８１ｂは、太陽光発電装置５から余剰発電量が発生する時刻以前の第３の期間ＴＲ３０（図１７及び図１８参照）に対して、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）より低い第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に制御する。
なお、ここで、後述する図１７に示すように、第１の期間ＴＲ２は、１日のうちの太陽光発電装置５が発電する期間であり、第２の期間ＴＲ２０は、後述する時刻Ｔ_ＳＴからＴ_ＥＮまでの期間（蓄電装置４１の充放電期間）である。また、第３の期間ＴＲ３０は、第２の期間ＴＲ２０において、第２の期間ＴＲ２０の開始時刻Ｔ_ＳＴから、余剰発電量の発生が開始される時刻Ｔ２４までの期間であり、第４の期間ＴＲ４０は、第２の期間ＴＲ２０において、余剰発電量の発生が開始される時刻Ｔ２４から、余剰発電量の発生が終了する時刻Ｔ_ＥＮまでの期間である。

そして、電圧制御部８１ｂは、例えば、第２の期間ＴＲ２０における蓄電装置４１の放電量と、太陽光発電装置５の余剰発電量とが等しくなるように、第３及び第４の期間と、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値とを制御する。詳細については、後述する。

さらに、電圧制御部８１ｂは、太陽光発電装置５が発電する第１の期間ＴＲ２の前に、推定される余剰発電量と等しい放電量を蓄電装置４１に放電させるように、蓄電装置４１の放電を開始させる第２の期間ＴＲ２０の開始時刻（第３の期間の開始時刻と同じ時刻）を制御する。また、電圧制御部８１ｂは、第１の期間ＴＲ２において余剰発電量が蓄電装置４１に充電され、放電量が蓄電装置４１に充電されるように、第２の期間ＴＲ２０の終了時刻（第４の期間の終了時刻と同じ時刻）を制御する。具体的に、電圧制御部８１ｂは、後述する電圧・期間算出部８３が算出した設定電圧値（第１電圧値）及び第２の期間ＴＲ２０（第３の期間ＴＲ３０及び第４の期間ＴＲ４０を含む）により、直流電源装置３１の出力電圧を制御する制御信号を直流電源装置３１に対して出力する。

また、電圧制御部８１ｂは、蓄電装置４１が特性変化した場合に、蓄電装置４１の放電特性に応じて設定電圧値（第１電圧値）を補正し、補正した設定電圧値（第１電圧値）に直流電源装置３１の出力電圧を制御する。電圧制御部８１ｂは、例えば、蓄電装置４１が特性変化して、充電可能な電気量が低下した場合に、放電特性に応じて、設定電圧値（第１電圧値）を低下させる制御を行う。なお、この補正した設定電圧値（第１電圧値）は、電圧・期間算出部８３によって算出されてもよい。

電圧・期間算出部８３（電圧設定部の一例）は、上述した直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧と、第３の期間ＴＲ３０及び第４の期間ＴＲ４０を算出する。電圧・期間算出部８３は、太陽光発電装置５の発電量と、負荷６１の消費量（消費分）とに基づいて、太陽光発電装置５の余剰発電量を算出し、算出した余剰発電量に応じて、電圧制御部８１ｂによって制御される直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値として出力する第１電圧値を算出する。なお、電圧・期間算出部８３による直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値として出力する第１電圧値の算出（設定）処理は、第１及び第２の実施形態と同様である。
また、電圧・期間算出部８３は、上述した第２の期間において、第３の期間ＴＲ３０における蓄電装置４１の放電量と、第４の期間ＴＲ４０における太陽光発電装置５の余剰発電量とが等しくなるように、第３の期間ＴＲ３０及び第４の期間ＴＲ４０を算出（設定）する。この直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値の低下期間（第３の期間ＴＲ３０）の設定処理の詳細については後述する。

次に、本実施形態における直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値の低下期間（第３の期間ＴＲ３０）の設定処理について、図１７及び図１８を参照して説明する。

＜直流電源装置３１の設定電圧値の低下期間（第３の期間）の設定処理＞
図１７は、本実施形態による電源システム１Ｂにおける直流電源装置３１の出力電圧の第３の期間及び第４の期間の概要を説明する説明図である。
この図に示すグラフにおいて、縦軸は、太陽光発電装置５が発電する電流（Ａ）を示し、横軸は、１日における時刻を示している。
このグラフにおいて、波形Ｗ１４は、太陽光発電装置５の最大日射強度における発電特性を示している。また、領域Ａ１は、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄを超える余剰な発電電流である太陽光発電装置５の余剰発電分を示している。また、領域Ａ４は、太陽光発電装置５から負荷６１に供給する電気量を示している。また、領域Ｄ２は、蓄電装置４１から負荷６１に供給する電気量（放電量）を示している。

また、この図において、期間ＴＲ２は、太陽光発電装置５が、１日のうちの発電する期間を示し、期間ＴＲ２０は、蓄電装置４１が充放電する期間を示している。また、期間ＴＲ３０は、第２の期間において、蓄電装置４１が放電を行う第３の期間（放電期間）を示し、期間ＴＲ４０は、蓄電装置４１が充電される第４の期間（充電期間）を示している。
また、時刻Ｔ_ＳＴは、この第２の期間ＴＲ２０の開始時刻を示し、この時刻Ｔ_ＳＴは、第３の期間（蓄電装置４１の放電期間）の開始時刻でもある。また、時刻Ｔ２４は、第４の期間（蓄電装置４１の充電期間）の開始時刻である。時刻Ｔ_ＥＮは、第２の期間ＴＲ２０の終了時刻を示しており、この時刻Ｔ_ＥＮは、第４の期間（蓄電装置４１の放電期間）の終了時刻でもある。

電圧・期間算出部８３は、例えば、第２の期間ＴＲ２０の終了時刻（時刻Ｔ_ＥＮ）を、太陽光発電装置５の最大日射強度の発電特性において、発電量が低下して発電電流と負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄとが一致する時刻に設定する。
さらに、電圧・期間算出部８３は、上述した太陽光発電装置５の余剰発電分（領域Ａ１）と、蓄電装置４１から負荷６１に供給する放電量（領域Ｄ２）とが等しくなるように、第２の期間ＴＲ２０の開始時刻（時刻Ｔ_ＳＴ）を算出（設定）する。
また、電圧・期間算出部８３は、太陽光発電装置５の最大日射強度の発電特性において、発電量が上昇して発電電流と負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄとが一致する時刻Ｔ２４を、第４の期間ＴＲ４０の開始時刻Ｔ２４として算出（設定）する。

図１８は、本実施形態による電源システム１Ｂの直流電源装置の出力電圧の低下期間の設定処理の一例を示すタイムチャートである。なお、この図は、日射強度が最大となり、余剰発電量の最大値が生じている場合の例である。
この図において、縦軸は、（ａ）負荷６１への供給電流（電流（Ａ））、及び、太陽光発電装置５の発電及び蓄電装置４１の充放電の電気量（Ａｈ）と、（ｂ）直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値（Ｖ）とを示している。また、横軸は、１日における時刻を示している。
ここで、波形Ｗ１５は、太陽光発電装置５の最大日射強度における発電特性を示し、波形Ｗ１６は、太陽光発電装置５の余剰発電量の累積値（電気量）を示している。また、領域Ａ１及び領域Ｄ２は、図１７と同様である。

電圧・期間算出部８３は、波形Ｗ１５の発電特性から発電量が低下して発電電流と負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄとが一致する時刻Ｔ２５（１６時）を第２の期間ＴＲ２０の終了時刻（時刻Ｔ_ＥＮ）として設定する。また、電圧・期間算出部８３は、波形Ｗ１５の発電特性から発電量が上昇して発電電流と負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄとが一致する時刻Ｔ２４（９時）を、第４の期間（充電開始期間）の開始時刻として設定する。

上記時刻Ｔ_ＳＴ、Ｔ２４、Ｔ_ＥＮを設定する場合に、電圧・期間算出部８３は、時刻Ｔ２４（９時）から時刻Ｔ２５（１６時）までの余剰発電量が発生する第４の期間ＴＲ４０(充電期間)において、蓄電装置４１の充電に利用可能な太陽光発電装置５の電気量（余剰発電量）の累積値を波形Ｗ１６のポイントＰ９に示すように算出する。図１８に示す例では、電圧・期間算出部８３は、蓄電装置４１の充電に利用可能な余剰発電量“５０Ａｈ”を算出する。

次に、電圧・期間算出部８３は、発電量が上昇して発電電流と負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄとが一致する時刻Ｔ２４（９時）において、上述した余剰発電量“５０Ａｈ”を蓄電装置４１に充電可能なように、第２の期間ＴＲ２０の開始時刻（時刻Ｔ_ＳＴ）と、第４の期間ＴＲ４０の開始時刻Ｔ２４と、を算出する。具体的に、電圧・期間算出部８３は、時刻Ｔ２４（９時）において、上述した余剰発電量“５０Ａｈ”に対応する放電量（ポイントＰ１０）になるような放電及び充電の波形Ｗ１７に基づいて、第２の期間ＴＲ２０の開始時刻（時刻Ｔ_ＳＴ）と第４の期間ＴＲ４０の開始時刻Ｔ２４とを算出する。ここで、上述のポイントＰ１０における放電量は、領域Ｄ２における累積値である。
なお、ここでは、波形Ｗ１７は、余剰発電量と放電量とが等しい場合の充放電特性を示し、波形Ｗ１８は、放電量が余剰発電量（充電量）より少ない場合の充放電特性を示し、波形Ｗ１９は、放電量が余剰発電量（充電量）より大きい場合の充放電特性を示している。

図１８に示す例では、電圧・期間算出部８３は、余剰発電量“５０Ａｈ”と放電量（ポイントＰ１０）が等しくなるような波形Ｗ１７に基づき、時刻Ｔ２２（３時）を第２の期間ＴＲ２０の開始時刻（時刻Ｔ_ＳＴ）として算出し、また、第４の期間の開始時刻Ｔ２４を算出する。この場合、電圧制御部８１ｂは、図１８（ｂ）に示す波形Ｗ２０のように、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を制御する。
つまり、電圧制御部８１ｂは、第２の期間ＴＲ２０において、時刻Ｔ_ＳＴから時刻Ｔ２４までの第３の期間ＴＲ３０に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を第１電圧値（４７．４Ｖ）に低下させることにより、蓄電装置４１からの放電を行う。また、電圧制御部８１ｂは、時刻２４から時刻Ｔ_ＥＮまでの第４の期間ＴＲ４０に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を第２電圧値（４９．２Ｖ）に上昇させることにより、蓄電装置４１への充電を行う。

なお、図１８（ｂ）において、電圧Ｖｒｆは、蓄電装置４１を完全充電するに要する電圧値（第２電圧値）であるフロート電圧を示し、例えば、図７におけるポイントＰ４の値（蓄電装置の出力電圧４９．２Ｖ）である。そして、電圧（Ｖｒｆ−ｄ１）は、最大日射強度における太陽光発電装置５の余剰発電量が、蓄電装置４１の充電によって全て回収可能となるような放電深度に対応する電圧値（第１電圧値）である。この例では、電圧制御部８１ｂは、第３の期間ＴＲ３０において、蓄電装置４１が余剰発電量と等しい放電量を放電した場合の放電深度（第１の放電深度）に対応する電圧（Ｖｒｆ−ｄ１）（第１電圧値）に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を制御する。すなわち、電圧制御部８１ｂは、第３の期間ＴＲ３０において、蓄電装置４１の放電深度（第１の放電深度）が余剰発電量と等しい放電量となるような電圧（Ｖｒｆ−ｄ１）（第１電圧値）に、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を制御する。

また、例えば、上述の時刻Ｔ２２（３時）から時刻Ｔ２５（１６時）までの期間を第２の期間ＴＲ２０とした場合には、波形Ｗ１７に示すように、放電分は余剰発電量を１００％利用した充電によって回復されることになる。一方、例えば、開始時刻を時刻Ｔ２３（４時）に設定した場合には、波形Ｗ１８に示すように、余剰発電量を一部無駄にすることになる。この場合、余剰発電量の累積値は、波形Ｗ２１のように変化し、充電に利用される電気量は、ポイントＰ９よりも少ない値となる。すなわち、余剰発電量に未利用分が生じることを表している。また、例えば、開始時刻を時刻Ｔ２１（２時）に設定した場合には、波形Ｗ１９に示すように、放電量の累積値が余剰発電量を上回り、余剰発電量を１００％利用しても完全には回復できないことになる。

次に、本実施形態における電源設備１０Ｂの動作について図面を参照して説明する。
図１９は、本実施形態による電源システム１Ｂにおける直流電源装置３１の出力電圧の制御の一例を示すフローチャートである。
ここでは、所定の期間ごと（例えば、１ヶ月ごと）に、直流電源装置３１の出力電圧を設定し直す場合の一例について説明する。

図１９において、ステップＳ３０１からステップＳ３０２までの処理は、図１１に示すステップＳ１０１からステップＳ１０２までの処理と同様であるので、ここではその説明を省略する。なお、ステップＳ３０１からステップＳ３０２までの処理は、給電管理装置７ｂの電圧・期間算出部８３によって実行される。

続く、ステップＳ３０３において、電圧・期間算出部８３は、余剰発電量と等しい放電量になるように、第２の期間ＴＲ２０と、第３の期間ＴＲ３０と、第４の期間ＴＲ４０と、直流電源装置３１の設定電圧値（第１電圧値）と、を算出する。電圧・期間算出部８３は、例えば、上述の図１７及び図１８において説明したように、第２の期間（開始時刻Ｔ_ＳＴ及び終了時刻Ｔ_ＥＮ）と、第３の期間及び第４の期間の切り替え時刻（時刻Ｔ２４）と、直流電源装置３１の設定電圧値（第１電圧値）とを定める。

次に、給電管理装置７ｂの電圧制御部８１ｂは、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を、フロート電圧（Ｖｒｆ）に設定する（ステップＳ３０４）。具体的に、電圧制御部８１ｂは、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値をフロート電圧にする制御信号を、通信回線１００を介して電源設備１０Ｃの設備監視装置３３に送信し、設備監視装置３３が、この制御信号を直流電源装置３１に出力して、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を設定する。なお、フロート電圧値は、蓄電装置４１を完全充電状態にする電圧値である。

次に、電圧制御部８１ｂは、蓄電装置４１の放電開始時刻（時刻Ｔ_ＳＴ）になったか否かを判定する（ステップＳ３０５）。すなわち、電圧制御部８１ｂは、電圧・期間算出部８３が算出した第２の期間ＴＲ２０の開始時刻Ｔ_ＳＴ（第３の期間ＴＲ３０の開始時刻と同じ時刻）になったか否かを判定する。電圧制御部８１ｂは、開始時刻になった場合（ステップＳ３０５：ＹＥＳ）に、処理をステップＳ３０６に進め、開始時刻になっていない場合（ステップＳ３０５：ＮＯ）に、ステップＳ３０５の処理を繰り返す。
ステップＳ３０６において、電圧制御部８１ｂは、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を算出した設定電圧値（第１電圧値）に変更する。具体的に、電圧制御部８１ｂは、電圧・期間算出部８３によって設定された設定電圧値に、直流電源装置３１の出力電圧を変更させる制御信号を直流電源装置３１に出力して、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に変更する。これにより、第２の期間ＴＲ２０の開始時刻Ｔ_ＳＴ（第３の期間ＴＲ３０の開始時刻と同じ）以降、蓄電装置４１に蓄積された電力の放電が開始される。

続いて、電圧制御部８１ｂは、蓄電装置４１の充電の開始時刻（時刻Ｔ２４）になったか否かを判定する（ステップＳ３０７）。すなわち、電圧制御部８１ｂは、電圧・期間算出部８３が算出した第４の期間ＴＲ４０の開始時刻Ｔ２４になったか否かを判定する。電圧制御部８１ｂは、蓄電装置４１の充電の開始時刻Ｔ２４になった場合（ステップＳ３０７：ＹＥＳ）に、処理をステップＳ３０８に進め、開始時刻Ｔ２４になっていない場合（ステップＳ３０７：ＮＯ）に、ステップＳ３０７の処理を繰り返す。

ステップＳ３０８において、給電管理装置７ｂの電圧制御部８１ｂは、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を、フロート電圧（Ｖｒｆ）に設定する。具体的に、電圧制御部８１ｂは、直流電源装置３１の出力電圧をフロート電圧（例えば、第２電圧値）にする制御信号を直流電源装置３１に出力して、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値をフロート電圧に設定する。なお、フロート電圧値は、前述した、蓄電装置４１を完全充電状態にする電圧値である。

次に、電圧制御部８１ｂは、所定の期間が経過したが否か（見直し時期か否か）を判定する（ステップＳ３０９）。電圧制御部８１ｂは、例えば、１ヶ月経過したか否かを判定する。電圧制御部８１ｂは、所定の期間が経過した場合（ステップＳ３０９：ＹＥＳ）に、処理をステップＳ３０１に戻し、電圧・期間算出部８３は、次の所定の期間（例えば、次の月）の日射強度情報を取得する。
また、電圧制御部８１ｂは、所定の期間が経過していない場合（ステップＳ３０９：ＮＯ）に、処理をステップＳ３０５に戻す。

このように、給電管理装置７ｂが、直流電源装置３１の出力電圧を制御することにより、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値は、図１８の波形Ｗ２０の示すように変化し、蓄電装置４１は、波形Ｗ１７の示すように充放電される。なお、図１８に示す例は、日射強度が最大である場合の動作を示しており、次に、日射強度が平均日射強度よりも低く、余剰発電量を生じない場合の動作について説明する。

図２０は、本実施形態による電源システム１Ｂの動作の一例を示す第１のタイムチャートである。ここでは、日射強度が平均日射強度よりも低く、余剰発電量を生じない場合の動作について説明する。
図２０において、縦軸は、（ａ）負荷６１への供給電流（電流（Ａ））、及び、蓄電装置４１の充放電の電気量（Ａｈ）と、（ｂ）直流電源装置３１の出力電圧（Ｖ）の設定電圧値とを示している。また、横軸は、１日における時刻を示している。
ここで、波形Ｗ２２は、太陽光発電装置５の日射強度が平均日射強度よりも低い日射強度における発電特性を示し、波形Ｗ２３は、蓄電装置４１の充放電量の変化を示している。
また、領域Ｒ２１及び領域Ｒ２２は、負荷６１への供給電流のうちの商用電力系統２の供給分を示し、領域Ｄ２１は、蓄電装置４１の供給分を示している。また、領域Ａ２１は、太陽光発電装置５の供給分を示している。なお、第２の期間ＴＲ２０（開始時刻Ｔ_ＳＴ及び終了時刻Ｔ_ＥＮ）、第３の期間ＴＲ３０、第４の期間ＴＲ４０、時刻Ｔ２４、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄ、設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１）（第１電圧値）及び波形Ｗ２０は、図１８と同様である。

なお、波形Ｗ２３において、第２の期間ＴＲ２０の開始時刻Ｔ_ＳＴ（第３の期間ＴＲ３０の開始時刻と同じ時刻）から時刻Ｔ２６までの期間において、蓄電装置４１が放電され、時刻Ｔ２４から第２の期間ＴＲ２０の終了時刻Ｔ_ＥＮまでの第４の期間ＴＲ４０に、蓄電装置４１が充電される。また、波形Ｗ２３において、太陽光発電装置５の発電量が図１８に示す場合より少ないため、図１８に示すポイントＰ１０よりも早い時刻Ｔ２６で電圧・期間算出部８３が最大余剰発電量に基づいて算出した放電量に達することを示している。
この図２０に示す例では、太陽光発電装置５の余剰発電量が生じないため、太陽光発電装置５の発電が開始されても蓄電装置４１は放電される。しかしながら、本実施形態では、給電管理装置７ｂが直流電源装置３１の出力電圧を設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１）（第１電圧値）に制御しているために、時刻Ｔ２６において、ポイントＰ１０に対応する放電深度で蓄電装置４１の放電が停止する。

また、時刻Ｔ２４において、給電管理装置７ｂが、直流電源装置３１の出力電圧をフロート電圧（Ｖｒｆ）に復帰させることにより、蓄電装置４１は、直流電源装置３１から供給される電力により充電される。
このように、本実施形態における電源システム１Ｂでは、太陽光発電装置５の余剰発電量が生じない場合であっても、蓄電装置４１の最大放電深度は、余剰発電量と等しい値に抑えられ、過放電状態になることがない。

次に、蓄電装置４１が特性変化した場合に、蓄電装置４１の放電特性に応じて設定電圧値（第１電圧値）を補正する動作の一例について説明する。
図２１は、本実施形態による電源システム１Ｂの動作の一例を示す第２のタイムチャートである。ここでは、蓄電装置４１が特性変化している場合の動作を、日射強度が平均日射強度よりも低く、余剰発電量を生じない場合を例にして説明する。

図２１において、縦軸は、（ａ）負荷６１への供給電流（電流（Ａ））、及び、蓄電装置４１の充放電の電気量（Ａｈ）と、（ｂ）蓄電装置４１の放電特性（電圧（Ｖ／セル））と、（ｃ）直流電源装置３１の出力電圧（Ｖ）とを示している。また、横軸は、１日における時刻を示している。
ここで、波形Ｗ２５は、蓄電装置４１の特性変化前の放電特性を示し、波形Ｗ２６は、蓄電装置４１の特性変化後の放電特性を示している。波形Ｗ２５及び波形Ｗ２６のいずれも、負荷６１と同じ電流における放電特性である。また、波形Ｗ２７は、補正後の直流電源装置３１の出力電圧の波形を示している。なお、波形Ｗ２２、Ｗ２３、領域Ｒ２１、領域Ｒ２２、領域Ｄ２１、領域Ａ２１、ポイントＰ１０、第２の期間ＴＲ２０（開始時刻Ｔ_ＳＴ及び終了時刻Ｔ_ＥＮ）、負荷６１の消費電流Ｉｌｏａｄ、及び波形Ｗ２０は、図２０と同様である。

この図２１の波形Ｗ２６に示すように、蓄電装置４１が特性変化した場合に、蓄電装置４１の電圧は、放電により特性変化前の放電特性（波形Ｗ２５）よりも早く低下する。例えば、蓄電装置４１の電圧が本来の設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１）（第１電圧値）に達する時刻は、波形Ｗ２５では、ポイントＰ１１の時刻Ｔ２６に対して、波形Ｗ２６では、ポイントＰ１２の時刻Ｔ２７となる。そのため、時刻Ｔ２７におけるポイントＰ１３に示すように、蓄電装置４１からは、十分な放電量が得られない。これは、蓄電装置４１の特性が変化すると、太陽光発電装置５の余剰発電量の受け入れ率が１００％以下になることを示している。

そこで、本実施形態では、電圧制御部８１ｂは、放電量がポイントＰ１４の放電深度に対応する波形Ｗ２６におけるポイントＰ１５の設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１−ｒ）（第１電圧値）に直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を補正する。すなわち、電圧制御部８１ｂは、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を波形Ｗ２７のように制御する。
ここで、予め蓄電装置４１の特性変化（劣化状況）が判明している場合、上述したように、劣化した場合の特性に応じた電圧が選定される。一方、電圧制御部８１ｂは、蓄電装置４１の放電中に放電量を測定器４２により計測し、所定の放電量に至った時点で、直流電源装置３１の出力電圧値をその時点での電圧値に設定することも可能である。
このように、本実施形態における電源システム１Ｂは、蓄電装置４１に特性変化が生じた場合であっても、蓄電装置４１からの放電量を特性変化前と同様に確保することができる。

以上説明したように、本実施形態における電源システム１Ｂでは、太陽光発電装置５は、１日のうちの第１の期間（例えば、昼間の期間）に発電する。電圧制御部８１ｂは、少なくとも第１の期間の一部期間を含む第２の期間ＴＲ２０において、蓄電装置４１に対して直流電源装置３１により充放電を行う。そして、電圧制御部８１ｂは、第２の期間において、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧値を、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）より低い第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に制御して蓄電装置の放電を行う第３の期間と、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に制御して蓄電装置４１に充電を行う第４の期間とを設ける。

これにより、本実施形態における電源システム１Ｂでは、太陽光発電装置５が発電していない期間及び発電量が少ない期間を第３の期間ＴＲ３０として設定して、蓄電装置４１を放電させて負荷装置６に電力を供給することができる。そして、太陽光発電装置５に余剰発電量が発生している期間を第４の期ＴＲ４０間として設定し、この第４の期間ＴＲ４０において、余剰発電量を蓄電装置４１に充電することができる。そのため、本実施形態における電源システム１Ｂでは、太陽光発電装置５が発電した電力を有効に利用することができる。
なお、第１の実施形態の電源システム１が夕方の時間帯に蓄電装置４１から放電を行うのに対して、本実施形態の電源システム１Ｂでは、蓄電装置４１の放電を朝方の時間帯に行わせることができる。

また、本実施形態では、電圧制御部８１ｂは、第３の期間ＴＲ３０における蓄電装置４１の放電量と、第４の期間ＴＲ４０における余剰発電量とが等しくなるように、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。
これにより、本実施形態の電源システム１Ｂでは、第３の期間ＴＲ３０において、蓄電装置４１に放電させた放電量分の電力を、第４の期間ＴＲ３０において、太陽光発電装置５の余剰発電量により回収することができる。

また、本実施形態では、電圧制御部８１ｂは、第１の期間ＴＲ２の前に、推定される余剰発電量と等しい放電量を蓄電装置４１に放電させるように、蓄電装置４１の放電を開始させる第３の期間ＴＲ３０の開始時刻を制御するとともに、第１の期間ＴＲ２において余剰発電量が蓄電装置４１に充電され、放電量が蓄電装置４１に充電されるように、第４の期間ＴＲ４０の開始時刻を制御する。
これにより、本実施形態における電源システム１Ｂでは、蓄電装置４１に放電させた放電量分の電力を、太陽光発電装置５の余剰発電量により充電することにより、太陽光発電装置５の余剰発電量を適切に回収することができる。また、電源システム１Ｂでは、朝方の時間帯に蓄電装置４１から放電させることができる。

また、本実施形態の電源システム１Ｂにおいて、電圧制御部８１ｂは、第３の期間ＴＲ３０、蓄電装置４１が余剰発電量と等しい放電量を放電した場合の放電深度である第１の放電深度に対応する第１電圧値（例えば、設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１））に、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。
これにより、蓄電装置４１が余剰発電量と等しい放電量を放電した場合に、蓄電装置４１の放電が停止するので、本実施形態における電源システム１Ｂでは、複雑な制御を必要とせずに、直流電源装置３１の出力電圧の調整という簡易な制御により、蓄電装置４１の充放電を適切に制御することができる。また、本実施形態における電源システム１Ｂでは、直流電源装置３１の出力電圧を制御するという簡易な制御により、蓄電装置４１の過放電を防止することができる。

また、本実施形態の電源システム１Ｂにおいて、電圧制御部８１ｂは、蓄電装置４１の放電特性に応じて第１電圧値（例えば、設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１））を補正し、補正した第１電圧値（例えば、設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１−ｒ））に直流電源装置３１の出力電圧を制御する。
これにより、本実施形態における電源システム１Ｂでは、蓄電装置４１に特性変化が生じた場合であっても、蓄電装置４１に必要とされる放電量を放電させることができる。

次に、本発明に係る第４の実施形態による電源システムについて図面を参照して説明する。
［第４の実施形態］
上記第１、第２、及び第３の実施形態の電源システム１では、太陽光発電装置５と、負荷装置６と、電力蓄積装置３とを、別々の需要家の電源設備１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃに配置する例について説明したが。これに限定されず、例えば、負荷装置６と電力蓄積装置３とを一つの需要家に配置し、太陽光発電装置５を、別の需要家の電源設備に配置することもできる。
以下、第４の実施形態の電源システムとして、負荷装置と直流電源装置と蓄電装置とを一つの需要家に配置し、太陽光発電装置を、別の需要家の電源設備に配置する例について説明する。

図２２は、本実施形態における電源システムの一例を示すブロック図である。この図に示す電源システム１Ｃは、給電管理装置７ｃと、需要家Ａの電源設備１０Ａと、需要家Ｄの電源設備１０Ｄとを備えている。なお、以下の説明において、電源設備１０Ａと、電源設備１０Ｄを総称する場合、「電源設備１０」と呼ぶことがある。

この第４の実施形態の電源システム１Ｃは、第１の実施形態による電源システム１と比較すると、負荷装置６Ａと直流電源装置３１Ｂと蓄電装置４１とを一つの需要家Ｄの電源設備１０Ｄ内に配置したが異なり、その他の構成は同様である。なお、第１の実施形態の直流電源装置３１Ｂが順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換）と逆変換動作（ＤＣ／ＡＣ変換）を行う両方向性の電力変換装置であるのに対して、本実施形態における直流電源装置３１Ｂは、順変換動作（ＡＣ／ＤＣ変換）のみを行う単方向性の電力変換装置である。つまり、直流電源装置３１Ｂは、商用電力系統２から受電した交流電力を直流電力に変換して直流電力供給線ＤＣＬ１に出力する動作だけを行う。また、負荷装置６Ａは、ＤＣ４８Ｖ系の負荷装置であり、例えば、ＤＣ４８±５Ｖの範囲で動作する各種装置である。

給電管理装置７ｃは、通信回線１００を介して、需要家の各電源設備１０に対して制御信号を送信し、この制御信号により、各需要家の電源設備１０の給電状態を制御する。
なお、この図において、図１に示す構成と同一の構成については同一の符号を付し、その説明を省略する。本実施形態では、負荷装置６Ａが需要家Ｄの電源設備１０Ｄ内に配置され、また、負荷装置６Ａが、直流電源装置３１Ｂと蓄電装置４１を接続する繋がる直流電力供給線ＤＣＬ１に接続されている点が、第１の実施形態と異なる。
給電管理装置７ｃは、制御信号を通信回線１００を介して需要家の電源設備１０に送信することにより、需要家の電源設備１０が備える各部を制御する管理装置であり、例えば、需要家の電源設備１０Ｃの直流電源装置３１Ｂにおける少なくとも出力電圧の設定電圧値を制御する。
給電管理装置７ｃは、測定データ取得部７１、入力部７２、表示部７３、記憶部７４、及び制御部８０ｃを備えている。

測定データ取得部７１は、各需要家の電源設備１０から、測定器３２、４２、６２、５４が測定した上述した各種測定データを、各設備監視装置３３、５５及び通信回線１００を介して取得し、取得した各種測定データを制御部８０に出力し、制御部８０を介して、取得した各種測定データを記憶部７４に記憶させる。

制御部８０ｃは、例えば、ＣＰＵなどを含むプロセッサであり、給電管理装置７ｃを統括的に制御する。制御部８０ｃは、電圧制御部８１ｃと、電圧算出部８２ｃとを備えている。
電圧制御部８１ｃは、図１に示す第１の実施形態における電圧制御部８１と同様の機能を備える。電圧制御部８１ｃは、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値が、第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）と第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）との何れかの電圧値になるように制御する。
電圧算出部８２ｃについても、図１に示す第１の実施形態における電圧算出部８２と同様の機能を備える。この電圧算出部８２ｃでは、太陽光発電装置５の発電量と、負荷装置６Ａの消費量（消費分）とに基づいて、太陽光発電装置５の余剰発電量を算出し、算出した余剰発電量に対応する蓄電装置４１の放電深度に応じて、電圧制御部８１ｃによって制御される直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値として出力する第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）を算出する。

図２３は、第４の実施形態の電源システムの動作の概要について説明する説明図である。
この図では、商用電力系統２と、太陽光発電装置５と、負荷装置６Ａと、蓄電装置４１との間における電力の流れを、仮想的な給電経路Ｋ１からＫ５により示している。
この図において、太陽光発電装置５は、昼間などにおいて発電を行う場合に、給電経路Ｋ１を介して負荷装置６Ａに電力を供給する。この場合、直流電源装置３１Ｂは、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１とを介して、太陽光発電装置５から供給される電力を受電し、受電した電力を負荷装置６Ａに供給する。

また、太陽光発電装置５の発電電力に余剰発電量が生じる場合、つまり、太陽光発電装置５が発電する発電量のうちの負荷装置６Ａで消費する消費量分に対する余剰発電量が生じる場合、太陽光発電装置５は、給電経路Ｋ２を介して蓄電装置４１に充電を行う。この場合、直流電源装置３１Ｂは、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１とを介して、太陽光発電装置５から余剰発電量の電力を受電し、この余剰発電量の電力により、蓄電装置４１の充電を行う。
この太陽光発電装置５から、給電経路Ｋ２を介して蓄電装置４１に充電を行う場合、給電管理装置７ｃは、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値を、第１実施形態の電源システム１と同様にして、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に設定することにより、この直流電源装置３１Ｂの出力電圧により蓄電装置４１に充電を行う。

また、太陽光発電装置５の発電量が、負荷装置６Ａで消費する消費量分の電力以下である場合か、又は、夜間などにおいて太陽光発電装置５が発電を行わない場合は、太陽光発電装置５から負荷装置６Ａに供給される電力の不足分を補うために、商用電力系統２と、蓄電装置４１と、の何れか又は両方から、負荷装置６Ａに電力の供給が行われる。
商用電力系統２から負荷装置６Ａへの電力の供給は、給電経路Ｋ３を介して行われ、蓄電装置４１から負荷装置６Ａへの電力の供給は、給電経路Ｋ４を介して行われる。

そして、蓄電装置４１から負荷装置６Ａに電力を供給する場合、給電管理装置７ｃは、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に制御することにより、蓄電装置４１から負荷装置６Ａに電力を供給させる。つまり、直流電源装置３１Ｂの出力電圧を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）の電圧にすることにより、蓄電装置４１の出力電圧が直流電源装置３１Ｂの出力電圧よりも高い場合、直流電源装置３１Ｂから出力電圧が出力されない状態（直流電源装置３１の出力側がフローティング状態）になり、直流電力供給線ＤＣＬ１には蓄電装置４１の電圧が出力されるため、蓄電装置４１から負荷装置６Ａへの給電が行われる。

また、商用電力系統２から蓄電装置４１に充電を行う場合、給電経路Ｋ５を介して、商用電力系統２から蓄電装置４１に電力が供給される。この場合、給電管理装置７ｃは、電圧制御部８１ｃにより、直流電源装置３１Ｂの出力電圧を第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に設定することにより、直流電源装置３１Ｂから第２電圧値の電圧を出力させて、この第２電圧値の出力電圧により蓄電装置４１に充電を行う。

このように、本実施形態における電源システム１Ｃでは、需要家Ａの電源設備１０Ａに設備された太陽光発電装置５により発電を行い、この太陽光発電装置５により発電された電力を、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１Ｂとを介して、負荷装置６Ａに供給する。また、太陽光発電装置５の発電量に余剰発電量が生じる場合、この剰発電量を、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１Ｂとを介して、蓄電装置４１に供給して蓄積する。また、太陽光発電装置５の発電量が少なく、負荷装置６Ａが必要とする消費電力を賄えない場合、蓄電装置４１に蓄積された電力（余剰発電量に対応する電力）を、負荷装置６Ａに供給する。
これにより、電源システム１Ｃでは、発電装置が発電した電力を有効に利用することができる。

次に、図２４及び図２５を参照して、本実施形態における電源システム１Ｃの動作の一例を説明する。なお、これらの図における蓄電装置４１の容量や余剰発電量等の諸条件は、すでに第１の実施形態の電圧制御部８１ｃにおいて説明してきた内容と同一である。
図２４は、第４の実施形態による電源システム１Ｃの動作の一例を示す第１のタイムチャートである。ここでは、日射強度が、平均日射強度であり、太陽光発電装置５の余剰発電量が発生しない場合の一例について説明する。

この図において、縦軸は、（ａ）蓄電装置４１の出力電圧と、（ｂ）負荷装置６Ａへの供給電流と、（ｃ）直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値とを示している。また、横軸は、１日における時刻を示している。
また、波形Ｗ８は、蓄電装置４１の出力電圧の変化を示し、波形Ｗ９は、平均日射強度における発電電流（太陽光発電装置５の発電電力により負荷装置６Ａに供給することができる電流）の波形を示している。なお、波形Ｗ１０は、比較のために、最大日射強度における発電電流の波形を示している。
ここで、負荷装置６Ａが消費する電流は、消費電流Ｉｌｏａｄである。また、“Ｖｆ＝４７．４Ｖ”は、（ｃ）に示すように、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値（第１電圧値）に相当し、“Ｖｒｆ＝４９．２Ｖ”は、蓄電装置４１を完全充電にするのに要する設定電圧値（第２電圧値）に相当する。

この図２４に示す例では、太陽光発電装置５は、第１の期間（時刻Ｔ１１から時刻Ｔ１６）ＴＲ２に発電を行う。つまり、第１の期間は、１日のうちの太陽光発電装置５が発電する期間である。

図２４に示す例では、時刻Ｔ１０（０時）から時刻Ｔ１１（６時）までの期間ＴＲ１において、太陽光発電装置５が発電を行わないため、商用電力系統２が直流電源装置３１Ｂを介して負荷装置６Ａに電力を供給する。つまり、直流電源装置３１Ｂが交流電力供給線ＡＣＬ１から交流電力を受電し、直流電源装置３１Ｂは受電した交流電力を直流電力に変換し、この直流電力を、直流電力供給線ＤＣＬ１を介して、負荷装置６Ａに供給する。
また、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値は、（ｃ）の波形Ｗ２０に示すように、第１電圧値（４７．４Ｖ）であり、また、蓄電装置４１の電圧も第１電圧値（４７．４Ｖ）であるため、蓄電装置４１への充電は行われない。したがって、この期間ＴＲ１における蓄電装置４１の出力電圧は、上述した設定電圧値（第１電圧値）を示す“Ｖｆ＝４７．４Ｖ”のままである。そして、この出力電圧（第１電圧値）で維持された蓄電装置４１は、最大余剰発電量分に対応する放電深度（５０Ａｈ、放電深度２５％）まで、既に放電された状態になる。

次に、時刻Ｔ１１（６時）において、太陽光発電装置５が発電を開始して、時刻Ｔ１１（６時）から時刻Ｔ１３（１２時）までの期間において、太陽光発電装置５の発電量が徐々に増加する。なお、この時刻Ｔ１１（６時）から時刻Ｔ１３（１２時）までの期間において、商用電力系統２が、交流電力供給線ＡＣＬ１及び直流電源装置３１Ｂを介して、負荷装置６Ａに電力を供給するとともに、太陽光発電装置５が、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１Ｂとを介して、負荷装置６Ａに電力を供給する。

また、時刻Ｔ１３（１２時）から時刻Ｔ１５（１８時）までの期間において、太陽光発電装置５の発電量が徐々に減少し、時刻Ｔ１５（１８時）において、太陽光発電装置５が発電を終了する。なお、この時刻Ｔ１３（１２時）から時刻Ｔ１５（１８時）までの期間においても、商用電力系統２が、交流電力供給線ＡＣＬ１及び直流電源装置３１Ｂを介して、負荷装置６Ａに電力を供給するとともに、太陽光発電装置５が、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１Ｂとを介して、負荷装置６Ａに電力を供給する。

このように、時刻Ｔ１１（６時）から時刻Ｔ１５（１８時）までの第１の期間ＴＲ２において、太陽光発電装置５が発電し、商用電力系統２と太陽光発電装置５とが、直流電源装置３１Ｂを介して、負荷装置６Ａに電力を供給する。そして、時刻Ｔ１５（１８時）以降の期間ＴＲ３において、再び、商用電力系統２が直流電源装置３１Ｂを介して負荷装置６Ａに電力を供給する。
ここで、領域Ａ２は、太陽光発電装置５の供給分の供給電流を示し、領域Ｒ１及び領域Ｒ２は、商用電力系統２か直流電源装置３１Ｂを介して供給する分の供給電流を示している。
なお、この図において、時刻Ｔ１２から時刻Ｔ１４までの期間は、最大日射強度における発電電流の場合（波形Ｗ１０）において余剰発電量が発生する期間を比較のために示している。

この図２４に示した例では、太陽光発電装置５の余剰発電量が発生しない場合であるが、太陽光発電装置５の発電量に応じて、商用電力系統２及び太陽光発電装置５の出力電力が適切な配分で負荷装置６Ａに供給される。
一方、図２４から明らかなように、蓄電装置４１の充電は行われないため、波形Ｗ８に示すように日中において蓄電装置４１の電圧上昇は起こらない。

図２５は、本実施形態による電源システム１Ｃの動作の一例を示す第２のタイムチャートである。
ここでは、日射強度が、最大日射強度であり、太陽光発電装置５の余剰発電量が最大となる場合の一例について説明する。

この図において、縦軸は、（ａ）蓄電装置４１の出力電圧と、（ｂ）負荷装置６Ａへの供給電流と、（ｃ）直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値と、を示している。また、横軸は、１日における時刻を示している。
また、波形Ｗ１１は、蓄電装置４１の出力電圧の変化を示し、波形Ｗ９及び波形Ｗ１０は、図２４と同様である。また、負荷装置６Ａが消費する電流は、図２４と同様に、消費電流Ｉｌｏａｄである。

図２５に示す時刻Ｔ１０（０時）から時刻Ｔ１１（６時）までの期間ＴＲ１において、図２４と同様に太陽光発電装置５が発電を行わないため、商用電力系統２が、直流電源装置３１Ｂを介して負荷装置６Ａに電力を供給する。また、この期間ＴＲ１において、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値は、（ｃ）に示すように、第１電圧値（４７．４Ｖ）であり、蓄電装置４１への充電を行わない。

次に、時刻Ｔ１１（６時）において、太陽光発電装置５が発電を開始して、時刻Ｔ１１（６時）から時刻Ｔ１２（９時）までの期間ＴＲ２１において、太陽光発電装置５の発電量が徐々に増加する。そして、時刻Ｔ１２（９時）において、太陽光発電装置５の発電量（太陽光発電装置５の発電量により負荷装置６Ａに供給できる電流）が、負荷装置６Ａの消費電流Ｉｌｏａｄと等しくなる。なお、この期間ＴＲ２１において、商用電力系統２が直流電源装置３１Ｂを介して負荷装置６Ａに電力を供給するとともに、太陽光発電装置５が、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１Ｂとを介して、負荷装置６Ａに電力を供給する。また、この期間ＴＲ２１において、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧は、（ｃ）に示すように、第１電圧値（４７．４Ｖ）であり、蓄電装置４１への充電は行われない。したがって、この期間ＴＲ２１における蓄電装置４１の出力電圧は、上述した設定電圧値（第１電圧値）を示す“Ｖｆ＝４７．４Ｖ”のままである。

次に、時刻Ｔ１２（９時）から時刻Ｔ１３（１２時）を経て時刻Ｔ１４（１５時）までの期間ＴＲ２２において、太陽光発電装置５では、太陽光発電装置５の発電電流が、負荷装置６Ａの消費電流Ｉｌｏａｄを超えて、余剰発電量が発生する。この期間ＴＲ２２において、太陽光発電装置５が、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１Ｂとを介して、負荷装置６Ａに電力を供給するとともに、余剰発電量が全て、蓄電装置４１に充電される。

太陽光発電装置５の余剰発電量を蓄電装置４１に充電する場合、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値は、蓄電装置４１の完全充電状態の充電電圧に対応する第２電圧値（４９．２Ｖ）に設定される。つまり、期間ＴＲ２２においては、（ｃ）の波形Ｗ２０に示すように、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値が、第１電圧値（４７．４Ｖ）よりも高い第２電圧値（４９．２Ｖ）に設定される。これにより、直流電源装置３１Ｂは、太陽光発電装置５の余剰発電量に応じた電力を蓄電装置４１に供給して、蓄電装置４１を充電することができる。
なお、期間ＴＲ２２の開始時刻Ｔ１２と終了時刻Ｔ１４とは、電圧算出部８２ｃが、推定される最大日射強度の情報に基づいて予め算出するようにしてもよく、或いは、電圧制御部８１ｃが、太陽光発電装置５の発電量を検出する測定器５４から取得した発電量情報に基づいて設定するようにしてもよい。

これにより、蓄電装置４１の出力電圧は、時刻Ｔ１２以降、次第に上昇して行き、時刻Ｔ１４において、蓄電装置４１の充電が完了して、第２電圧値（４９．２Ｖ）Ｖｒｆと等しい電圧となる。すなわち、この時点で、蓄電装置４１の電圧は、完全充電状態に相当する電圧まで上昇する。

次に、時刻Ｔ１４（１５時）から時刻Ｔ１５（１８時）までの期間ＴＲ２３において、直流電源装置３１Ｂの設定電圧が、第２電圧値（４９．２Ｖ）から第１電圧値（４７．４Ｖ）に変更される。このため、太陽光発電装置５が、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１と直流電源装置３１Ｂとを介して、負荷装置６Ａに電力を供給するとともに、蓄電装置４１が、負荷装置６Ａに電力を供給する。
さらに、続く期間ＴＲ４において蓄電装置４１に充電された電力が全て放電される。
つまり、期間ＴＲ２３及びＴＲ４において、直流電源装置３１Ｂの出力電圧を第１電圧値（４７．４Ｖ）設定し、直流電源装置３１Ｂの出力電圧を蓄電装置４１の充電電圧よりも低くする。これにより、蓄電装置４１に蓄積された電力を、直流電力供給線ＤＣＬ１を介して、負荷装置６Ａに供給する。

そして、時刻Ｔ１５（１８時）において、太陽光発電装置５が発電を終了し、時刻Ｔ１５（１８時）から時刻Ｔ１６までの期間ＴＲ４において、蓄電装置４１及び商用電力系統２が負荷装置６Ａに電力を供給し、蓄電装置４１からの放電の終了に伴い、蓄電装置４１の充電電圧が上述した設定電圧値（第１電圧値）を示す“Ｖｆ＝４７．４Ｖ”に戻る。このように、この条件の場合、蓄電装置４１に充電された余剰発電量の全てが放電される期間は、時刻Ｔ１４（１５時）から時刻Ｔ１６までの期間ＴＲ５である。
そして、時刻Ｔ１６以降の期間ＴＲ６において、商用電力系統２が。直流電源装置３１Ｂを介して、負荷装置６Ａに電力を供給する。

ここで、領域Ａ１は、太陽光発電装置５の余剰発電量を示し、領域Ａ３は、太陽光発電装置５の供給分の供給電流を示し、領域Ｒ３及び領域Ｒ４は、商用電力系統２の供給分の供給電流を示している。また、領域Ｄ１は、蓄電装置４１の供給分の供給電流を示している。

この図２５は、太陽光発電装置５の余剰発電量が最大となる場合の例であり、上述の条件設定により、最大日射強度の日において、太陽光発電装置５の余剰発電量を蓄電装置４１に充電するとともに、太陽光発電装置５が発電を終了した後に、蓄電装置４１が充電した余剰発電量分の電力を負荷装置６Ａに供給することができる。なお、最大日射強度の日の余剰発電量に対応した条件設定を行うと、最大日射強度以下の日の余剰発電量が全て充電によって回収できることになる。従って、先にも示したように、ある月において、その月の最大日射強度の日に対応した条件を設定すれば、その月において、余剰発電量が発生する全ての日において、余剰発電量が回収されることになる。
このように、電源システム１Ｃでは、太陽光発電装置５が発電した電力を有効に利用することができる。

以上、第４の実施形態による電源システム１Ｃについて説明したが、この第４の実施形態においても、図１４に示す第２の実施形態の電源システム１Ａと同様にして、太陽光発電装置５の近辺に日射計５６を配置し、また、蓄電装置４１の出力電圧を測定器４２により測定することにより、給電管理装置７ｃの電圧制御部８１ｃは、日射計５６が測定した日射強度と、最大日射強度と、測定器４２（蓄電電圧測定部の一例）が測定した蓄電装置４１の出力電圧とに基づいて、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値として出力される第１電圧値を変更することができる。

また、第４の実施形態の電源システム１Ｃの構成においても、電圧制御部８１ｃを、図１６に示す第３の実施形態の電圧制御部８１ｂと同様な構成にし、また、電圧算出部８２ｃを第３の実施形態の電圧・期間算出部８３と同様な構成にすることにより、第４の実施形態の電源システム１Ｃにおいて、第３の実施形態の電源システム１Ｂと同様の動作を行わせることができる。

例えば、第４の実施形態の電源システム１Ｃの構成においても、図１８に示す第３の実施形態のタイムチャートと同様にして、第３の期間ＴＲ３０中において、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値を第１電圧値（例えば、４７．４Ｖ）に低下させることにより、蓄電装置４１から負荷装置６Ａに電力を供給することができる。また、第４の期間ＴＲ４０において、直流電源装置３１Ｂの出力電圧の設定電圧値を、第２電圧値（例えば、４９．２Ｖ）に設定することにより、交流電力供給線ＡＣＬ１を介して受電した太陽光発電装置５の余剰発電量により蓄電装置４１を充電することができる。
つまり、第４の実施形態の電源システム１Ｃにおいては、第３の実施形態の電源設備１Ｂと同様にして、電第３の期間ＴＲ３０における蓄電装置４１の放電量と、第４の期間ＴＲ４０における太陽光発電装置５の余剰発電量とが等しくなるように、直流電源装置３１Ｂの出力電圧を制御することができる。

また、第４の実施形態の電源システム１Ｃでは、第３の実施形態と同様にして、電圧第１の期間ＴＲ２の前に、推定される余剰発電量と等しい放電量を蓄電装置４１に放電させるように、蓄電装置４１の放電を開始させる第２の期間ＴＲ２０の開始時刻Ｔ_ＳＴ（第３の期間ＴＲ３０の開始時刻と同じ時刻）を制御するとともに、第１の期間ＴＲ２において余剰発電量が蓄電装置４１に充電され、放電量が蓄電装置４１に充電されるように、第４の期間ＴＲ４０の開始時刻Ｔ２４を制御することができる。

また、第４の実施形態の電源システム１Ｃでは、第３の実施形態と同様にして、第３の期間ＴＲ３０において、蓄電装置４１が余剰発電量と等しい放電量を放電した場合の放電深度である第１の放電深度に対応する第１電圧値（例えば、設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１））に、直流電源装置３１Ｂの出力電圧を制御することができる。

また、第４の実施形態の電源システム１Ｃでは、第３の実施形態と同様にして、図２１に示すように、蓄電装置４１の放電特性に応じて第１電圧値（例えば、設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１））を補正し、補正した第１電圧値（例えば、設定電圧値（Ｖｒｆ−ｄ１−ｒ））に直流電源装置３１Ｂの出力電圧を制御することができる。

以上説明したように、本実施形態における電源システム１Ｃでは、負荷装置６Ａと直流電源装置３１Ｂと蓄電装置４１とが１つの電源設備１０Ｄ内に配置される。そして、負荷装置６Ａは、直流電源装置３１Ｂの直流側と蓄電装置４１とを接続する直流電力供給線ＤＣＬ１に接続されており、給電管理装置７ｃは、直流電源装置３１Ｂを備える電源設備１０Ｄに通信回線を介して制御信号を送信することにより、直流電源装置３１Ｂの出力電圧を制御する。
これにより、負荷装置６Ａと直流電源装置３１Ｂと蓄電装置４１とが需要家Ｄの１つの電源設備１０Ｄ内に配置されるとともに、太陽光発電装置５が別の需要家Ａの電源設備１０Ａに配置される場合においても、太陽光発電装置５の発電電力を有効に利用することができる。

また、上記実施形態において、直流電源装置３１Ｂは、交流電力を直流電力に変換する単方向性の電力変換装置であり、当該直流電源装置３１Ｂの直流側の出力電圧の設定電圧値よりも蓄電装置４１の電圧が低い場合に、商用電力系統２から受電した交流電力を直流電力に変換して蓄電装置４１を充電するとともに、出力電圧の設定電圧値よりも蓄電装置４１の電圧が高い場合に、出力電圧の出力動作を停止して、蓄電装置４１から負荷装置６Ａに電力を供給する。
これにより、本実施形態における電源システム１Ｃでは、直流電源装置３１Ｂにより、太陽光発電装置５から、ＰＣＳ５３と交流電力供給線ＡＣＬ１を介して、供給される交流電力を直流電力に変換して、負荷装置６Ａ及び蓄電装置４１に供給することができる。また、直流電源装置３１Ｂの出力電圧よりも蓄電装置４１の出力電圧が高い場合に、蓄電装置４１から負荷装置６Ａに電力を供給することができる。

以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は、上記の各実施形態に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で変更可能である。例えば、上述の第１から第４の実施形態において説明した各機能は、任意に組み合わせることができる。

また、上記の各実施形態において、例えば、１ヵ月ごとに直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧を見直す場合について説明したが、これに限定されるものではない。例えば、季節ごと、１週間ごと、毎日などの所定の期間ごとに見直してもよい。
また、設定電圧を見直す場合に、例えば、図２６に示すように、気象情報を無線通信により取得し、取得した気象情報に基づいて設定電圧を見直してもよい。

図２６は、第２の実施形態による電源システムの変形例の一例を示すブロック図である。この図に示す電源システム１Ｄは、給電管理装置７ｄと、各需要家の電源設備１０とを備える。需要家Ｃの電源設備１０Ｃは、直流電源装置３１、蓄電装置４１、設備監視装置３３、及び測定器３２、４２を備えている。
なお、この図において、図１４の電源システム１Ａに示す構成と同一の構成については同一の符号を付し、その説明を省略する。
給電管理装置７ｄは、測定データ取得部７１ａ、入力部７２、表示部７３、記憶部７４、気象情報受信部７５、及び制御部８０ａを備えている。
気象情報受信部７５は、例えば、無線通信により、気象情報送信部７６から気象情報を受信して、受信した気象情報を制御部８０ａに出力する。

この場合、電圧制御部８１ａは、気象情報（例えば、気象予測データ）を気象情報受信部７５から取得する。電圧制御部８１ａは、予測される気象（例えば、快晴、曇天、雨など）に応じて、規格化された日射強度（予め定められた日射強度）を推定（想定）する。
そして、電圧制御部８１ａは、予測される気象に応じて推定された日射強度に基づいて算出された余剰発電量に対応する蓄電装置４１の放電深度に対応する設定電圧に、直流電源装置３１の出力電圧を制御する。
なお、図２６に示す例では、第２の実施形態に適用する場合を説明したが、他の実施形態においても同様に、気象情報を無線通信により取得し、取得した気象情報に基づいて設定電圧を見直してもよい。

また、上記の各実施形態では、負荷６１（或いは、負荷装置６Ａ）の消費電流が一定である場合について説明したが、負荷６１の消費電流が一定でない場合も考えられる。負荷６１の消費電流が一定でない場合には、測定器６４により負荷６１の消費電流を測定し、測定データに基づいて算出した平均電流値を負荷６１の消費電流として利用してもよい。

また、上記の各実施形態において、発電装置の一例として太陽光発電装置５を利用する場合について説明したが、これに限定されるものではなく、他の発電装置を利用してもよい。発電装置は、例えば、風力発電装置、潮力発電装置、水力発電装置などの自然エネルギーを利用する発電装置であってもよい。
また、上記の各実施形態において、最大日射強度に基づいて直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧が定められる場合について説明したが、余剰発電量が発生する日射強度であれば、他の日射強度に基づいて直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧が定められてもよい。例えば、平均日射強度に基づいて、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧が定められてもよい。

また、上記の各実施形態において、給電管理装置７（７ａ、７ｂ、７ｃ、７ｄ）が、電圧算出部８２（８２ａ、８２ｃ）、又は電圧・期間算出部８３を備える場合について説明したが、電圧算出部８２（８２ａ、８２ｃ）、又は電圧・期間算出部８３を備えずに、直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧又は第２の期間の情報が予め定められていてもよい。この場合、記憶部７４が、予め定められた直流電源装置３１の出力電圧の設定電圧又は第２の期間の情報を記憶していてもよい。

また、上記の第３の実施形態において、給電管理装置７ｂは、第２の期間ＴＲ２０（第３の期間ＴＲ３０及び第４の期間ＴＲ４０）の期間を調整する機能を備えていてもよい。例えば、給電管理装置７ｂは、蓄電装置４１の充放電状態を推定し、蓄電装置４１が放電状態である場合に、第２の期間ＴＲ２０の開始時刻を遅くしてもよい。また、給電管理装置７ｂは、逆に、蓄電装置４１が放電状態にならない場合に、第２の期間ＴＲ２０の開始時刻を早めるように調整してもよい。

また、上記の各実施形態において、蓄電装置４１は、１２個のリチウムイオン電池のセルを備える組電池である場合について説明したが、これに限定されるものではない。蓄電装置４１は、例えば、リチウムイオン電池、鉛蓄電池、ニッケル系蓄電池など電池でもよいし、１２個以外の組電池であってもよい。
また、上記の各実施形態において、余剰発電量は、余剰発電電気量（余剰発電電流量）である場合について説明したが、余剰発電電力量、又は余剰発電電流であってもよい。また、負荷６１の消費量は、負荷の消費電流（Ｉｌｏａｄ）である場合について説明したが、負荷６１の消費電力であってもよい。
なお、電源設備１０（１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃ）は、携帯電話などの基地局に使用される直流電源として利用できる。

なお、本発明における給電管理装置７（７ａ、７ｂ、７ｃ、７ｄ）及び電源設備１０（１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃ）が備える各構成の機能を実現するためのプログラムをコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録して、この記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行することにより上述した給電管理装置７（７ａ、７ｂ、７ｃ、７ｄ）及び電源設備１０（１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃ）が備える各構成における処理を行ってもよい。ここで、「記録媒体に記録されたプログラムをコンピュータシステムに読み込ませ、実行する」とは、コンピュータシステムにプログラムをインストールすることを含む。ここでいう「コンピュータシステム」とは、ＯＳや周辺機器等のハードウェアを含むものとする。
また、「コンピュータシステム」は、インターネットやＷＡＮ、ＬＡＮ、専用回線等の通信回線を含む通信回線を介して接続された複数のコンピュータ装置を含んでもよい。また、「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、フレキシブルディスク、光磁気ディスク、ＲＯＭ、ＣＤ−ＲＯＭ等の可搬媒体、コンピュータシステムに内蔵されるハードディスク等の記憶装置のことをいう。このように、プログラムを記憶した記録媒体は、ＣＤ−ＲＯＭ等の非一過性の記録媒体であってもよい。

また、記録媒体には、当該プログラムを配信するために配信サーバからアクセス可能な内部または外部に設けられた記録媒体も含まれる。なお、プログラムを複数に分割し、それぞれ異なるタイミングでダウンロードした後に給電管理装置７（７ａ、７ｂ、７ｃ、７ｄ）が備える各構成で合体される構成や、分割されたプログラムのそれぞれを配信する配信サーバが異なっていてもよい。さらに「コンピュータ読み取り可能な記録媒体」とは、通信回線を介してプログラムが送信された場合のサーバやクライアントとなるコンピュータシステム内部の揮発性メモリ（ＲＡＭ）のように、一定時間プログラムを保持しているものも含むものとする。また、上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。さらに、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。

また、上述した機能の一部または全部を、ＬＳＩ（Large Scale Integration）等の集積回路として実現してもよい。上述した各機能は個別にプロセッサ化してもよいし、一部、または全部を集積してプロセッサ化してもよい。また、集積回路化の手法はＬＳＩに限らず専用回路、または汎用プロセッサで実現してもよい。また、半導体技術の進歩によりＬＳＩに代替する集積回路化の技術が出現した場合、当該技術による集積回路を用いてもよい。

１、１Ａ、１Ｂ、１Ｃ、１Ｄ・・・電源システム、
２・・・商用電力系統、３・・・電力蓄積装置、
５・・・太陽光発電装置（発電装置）、
６、６Ａ・・・負荷装置、７、７ａ、７ｂ、７ｃ、７ｄ・・・給電管理装置、
１０Ａ・・・電源設備（第１の電源設備）、１０Ｂ・・・電源設備（第２の電源設備）、１０Ｃ・・・電源設備（第３の電源設備）、１０Ｄ・・・電源設備、
３１、３１Ａ、３１Ｂ・・・直流電源装置、３２・・・測定器、
３３・・・設備監視装置、４１・・・蓄電装置、４２・・・測定器、
５１・・・太陽電池パネル、５２・・・電力変換部、
５３・・・パワーコンディショナ（ＰＣＳ）、５４・・・測定器、
５５・・・設備監視装置、５６・・・日射計、
６１・・・負荷、６２・・・整流装置、６３・・・設備監視装置、６４・・・測定器、
７１、７１ａ・・・測定データ取得部、
８０、８０ａ、８０ｂ、８０ｃ・・・制御部、
８１、８１ａ、８１ｂ、８１ｃ・・・電圧制御部、
８２、８２ａ、８２ｃ・・・電圧算出部、８３・・・電圧・期間算出部、
１００・・・通信回線

Claims (22)

1. 商用電力系統に接続される複数の需要家のそれぞれの電源設備の給電状態を制御する電源システムであって、
   発電した電力を前記商用電力系統に供給する発電装置と、
   前記商用電力系統に接続される直流電源装置及び該直流電源装置の直流側に接続される蓄電装置と、
   前記商用電力系統と前記発電装置と前記蓄電装置とから電力の供給を受ける負荷装置と、
   前記直流電源装置の出力電圧を制御することにより前記蓄電装置の充放電動作を制御する給電管理装置と、
   を備え、
   前記給電管理装置は、
   前記発電装置が発電する発電量のうちの前記負荷装置で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、前記蓄電装置の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を設定し、
   前記蓄電装置に放電を行わせる際に、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を前記第１電圧値に設定する電圧制御部を
   備えることを特徴とする電源システム。
2. 前記直流電源装置は、
   交流電力を直流電力に変換するとともに直流電力を交流電力に変換する両方向性の電力変換装置であり、
   当該直流電源装置の直流側の出力電圧の設定電圧値よりも前記蓄電装置の電圧が低い場合に、前記商用電力系統から受電した交流電力を直流電力に変換して前記蓄電装置を充電し、
   前記出力電圧の設定電圧値よりも前記蓄電装置の電圧が高い場合に、前記蓄電装置から放電される直流電力を交流電力に変換して前記商用電力系統に供給する
   ことを特徴とする請求項１に記載の電源システム。
3. 前記発電装置が第１の電源設備に配置され、
   前記負荷装置が第２の電源設備に配置され、
   前記直流電源装置及び前記蓄電装置が第３の電源設備に配置され、
   前記給電管理装置は、少なくとも、前記直流電源装置を備える第３の電源設備と通信回線を介して接続され、
   前記給電管理装置は、前記直流電源装置を備える第３の電源設備に前記通信回線を介して制御信号を送信することにより、前記直流電源装置の出力電圧を制御する
   ことを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の電源システム。
4. 前記給電管理装置が前記複数の需要家の何れかの電源設備内に配置され、
   前記給電管理装置が配置された電源設備が前記直流電源装置を備える場合、前記給電管理装置は、当該電源設備が備える直流電源装置の出力電圧を制御し、
   前記給電管理装置が、前記直流電源装置を備えない電源設備に配置された場合、前記給電管理装置は、少なくとも前記直流電源装置を備える電源設備と通信回線を介して接続され、前記直流電源装置を備える電源設備に対して前記通信回線を介して制御信号を送信することにより、前記直流電源装置の出力電圧を制御する
   ことを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の電源システム。
5. 前記負荷装置と前記直流電源装置と前記蓄電装置とが１つの電源設備内に配置されるとともに、前記負荷装置は、前記直流電源装置の直流側と前記蓄電装置とを接続する直流電力供給線に接続されており、
   前記給電管理装置は、前記直流電源装置を備える電源設備に前記通信回線を介して制御信号を送信することにより、前記直流電源装置の出力電圧を制御する
   ことを特徴とする請求項３又は４に記載の電源システム。
6. 前記直流電源装置は、
   交流電力を直流電力に変換する単方向性の電力変換装置であり、
   当該直流電源装置の直流側の出力電圧の設定電圧値よりも前記蓄電装置の電圧が低い場合に、前記商用電力系統から受電した交流電力を直流電力に変換して前記蓄電装置を充電し、
   前記出力電圧の設定電圧値よりも前記蓄電装置の電圧が高い場合に、出力電圧の出力動作を停止し、前記蓄電装置から前記負荷装置へ電力を供給させる
   ことを特徴とする請求項５に記載の電源システム。
7. 前記電圧制御部は、
   前記蓄電装置に放電を行わせる際に、
   前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を、
   前記蓄電装置の放電深度が充電で受け入れる前記余剰発電量と等しくなる状態に対応する第１電圧値に制御する
   ことを特徴とする請求項１から請求項６の何れか一項に記載の電源システム。
8. 前記発電装置は、１日のうちの第１の期間に発電し、
   前記電圧制御部は、
   少なくとも前記第１の期間を含む第２の期間において蓄電装置の充放電を行うとともに、前記第２の期間において、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を、前記第２電圧値より低い第１電圧値に設定して蓄電装置の放電を行う第３の期間と、前記第２電圧値に設定して蓄電装置に充電を行う第４の期間とを設ける
   ことを特徴とする請求項１から請求項７の何れか一項に記載の電源システム。
9. 前記電圧制御部は、
   前記第３の期間における前記蓄電装置の放電量と、前記第４の期間における前記余剰発電量とが等しくなるように、前記直流電源装置の出力電圧を制御する
   ことを特徴とする請求項８に記載の電源システム。
10. 前記電圧制御部は、
    前記第１の期間の前に、推定される前記余剰発電量と等しい放電量を前記蓄電装置に放電させるように、前記蓄電装置の放電を開始させる前記第３の期間の開始時刻を制御するとともに、前記第１の期間において前記余剰発電量が前記蓄電装置に充電され、前記放電量が前記蓄電装置に充電されるように、前記第４の期間の開始時刻を制御する
    ことを特徴とする請求項８又は請求項９に記載の電源システム。
11. 前記電圧制御部は、
    前記第３の期間、前記蓄電装置が前記余剰発電量と等しい放電量を放電した場合の放電深度である第１の放電深度に対応する第１電圧値に、前記直流電源装置の出力電圧を制御する
    ことを特徴とする請求項１０に記載の電源システム。
12. 前記電圧制御部は、
    前記蓄電装置の放電特性に応じて前記第１電圧値を補正し、補正した前記第１電圧値に前記直流電源装置の出力電圧を制御する
    ことを特徴とする請求項１１に記載の電源システム。
13. 前記発電装置は、自然エネルギーを利用して発電し、
    前記電圧制御部は、
    前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を、
    前記発電装置が設置された環境条件における前記余剰発電量に応じて定められた前記第１電圧値と、前記蓄電装置の完全充電に要するとして設定される第２電圧値との間で制御する
    ことを特徴とする請求項１から請求項１２の何れか一項に記載の電源システム。
14. 前記電圧制御部は、
    前記環境条件において、最大となる前記余剰発電量に応じて定められた電圧を前記第１電圧値として設定する
    ことを特徴とする請求項１３に記載の電源システム。
15. 前記給電管理装置は、
    前記発電量と、前記消費分とに基づいて、前記余剰発電量を算出し、算出した前記余剰発電量に応じて、前記直流電源装置の出力電圧として設定される前記第１電圧値を定める電圧設定部
    を備えることを特徴とする請求項１から請求項１４の何れか一項に記載の電源システム。
16. 前記発電装置は、太陽光を利用して発電する太陽光発電装置であり、
    前記電圧設定部は、
    前記太陽光発電装置が設置された場所において推定される最大日射強度に基づいて、前記発電量を算出し、算出した当該発電量と、前記消費分とに基づいて前記余剰発電量を算出する
    ことを特徴とする請求項１５に記載の電源システム。
17. 前記太陽光発電装置が設備された電源設備において前記太陽光発電装置が設置された場所の日射強度を測定する日射測定部と、
    前記蓄電装置が配置された電源設備において前記蓄電装置の出力電圧を測定する蓄電電圧測定部と
    を備え、
    前記電圧制御部は、
    前記日射測定部が測定した前記日射強度と、前記最大日射強度と、前記蓄電電圧測定部が測定した前記蓄電装置の出力電圧とに基づいて、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値として出力される前記第１電圧値を変更する
    ことを特徴とする請求項１６に記載の電源システム。
18. 前記電圧制御部は、
    前記日射測定部が測定した前記日射強度が前記最大日射強度以上であり、且つ、前記太陽光発電装置の余剰発電量により前記蓄電装置を充電したときに、前記蓄電装置の出力電圧が前記第２電圧値よりも低い場合に、前記第１電圧値を高くする制御を行う
    ことを特徴とする請求項１７に記載の電源システム。
19. 前記電圧制御部は、
    前記日射測定部が測定した前記日射強度が前記最大日射強度以上であり、且つ、前記太陽光発電装置の余剰発電量により前記蓄電装置を充電した場合に、前記蓄電装置の完全充電を所定の時間維持されるような状態となる日数が、所定の回数に達した際に、前記第１電圧値を低くする制御を行う
    ことを特徴とする請求項１７又は請求項１８に記載の電源システム。
20. 商用電力系統に接続される複数の需要家のそれぞれの電源設備の給電状態を制御するとともに、発電した電力を前記商用電力系統に供給する発電装置と、前記商用電力系統に接続される直流電源装置及び該直流電源装置の直流側に接続される蓄電装置と、前記商用電力系統と前記発電装置と前記蓄電装置とから電力の供給を受ける負荷装置と、前記直流電源装置の出力電圧を制御することにより前記蓄電装置の充放電動作を制御する給電管理装置と、を備える電源システムにおける前記給電管理装置であって、
    前記発電装置が発電する発電量のうちの前記負荷装置で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、前記蓄電装置の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を設定し、
    前記蓄電装置に放電を行わせる際に、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を前記第１電圧値に設定する電圧制御部を
    備えることを特徴とする給電管理装置。
21. 商用電力系統に接続される複数の需要家のそれぞれの電源設備の給電状態を制御するとともに、発電した電力を前記商用電力系統に供給する発電装置と、前記商用電力系統に接続される直流電源装置及び該直流電源装置の直流側に接続される蓄電装置と、前記商用電力系統と前記発電装置と前記蓄電装置とから電力の供給を受ける負荷装置と、前記直流電源装置の出力電圧を制御することにより前記蓄電装置の充放電動作を制御する給電管理装置と、を備える電源システムにおける給電管理方法であって、
    前記給電管理装置が、前記発電装置が発電する発電量のうちの前記負荷装置で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、前記蓄電装置の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を定める電圧設定ステップと、
    前記給電管理装置が、前記蓄電装置に放電を行わせる際に、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を前記第１電圧値に設定する電圧制御ステップと、
    を含むことを特徴とする給電管理方法。
22. 商用電力系統に接続される複数の需要家のそれぞれの電源設備の給電状態を制御するとともに、発電した電力を前記商用電力系統に供給する発電装置と、前記商用電力系統に接続される直流電源装置及び該直流電源装置の直流側に接続される蓄電装置と、前記商用電力系統と前記発電装置と前記蓄電装置とから電力の供給を受ける負荷装置と、前記直流電源装置の出力電圧を制御することにより前記蓄電装置の充放電動作を制御する給電管理装置と、を備える電源システムにおける前記給電管理装置としてのコンピュータに、
    前記給電管理装置が、前記発電装置が発電する発電量のうちの前記負荷装置で消費する消費分に対する余剰発電量に基づいて設定される電圧であって、前記蓄電装置の完全充電状態の出力電圧である第２電圧値よりも低い第１電圧値を定める電圧設定ステップと、
    前記給電管理装置が、前記蓄電装置に放電を行わせる際に、前記直流電源装置の出力電圧の設定電圧値を前記第１電圧値に設定する電圧制御ステップと、
    を実行させるためのプログラム。

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