JP2016140121A - 蓄電池システム及びそれを有する太陽光発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電電力の変動抑制性能を維持しつつ、蓄電池容量の低減を可能とする太陽光発電システムを提供する。【解決手段】太陽光発電システム１は、蓄電池７と、蓄電池に併設され太陽光発電電力ＰＰＶを出力する太陽光発電装置４を有する。太陽光発電システム１は、更に、太陽光発電装置４より計測される発電電力モニタ信号ＰＰＶ＿ＦＢから日影変動成分を抽出する変動成分抽出部と、変動成分抽出部より得られる日影変動成分を平滑化する平滑化部を有し、平滑化部の出力信号に基づき蓄電池７の充放電目標値Ｐｂ＊を求める電力制御装置３を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、太陽光発電システムに係り、特に、太陽光発電電力の変動抑制に好適な蓄電池システムを備える太陽光発電システムに関する。

近年、環境問題等から太陽光発電システムの導入が促進されている。しかし、太陽光発電による発電出力は天候による変動が大きいため、連系する電力系統の電圧変動や周波数変動を引き起こす。この対策として、太陽光発電システムに変動抑制用の蓄電池システムを併設し、蓄電池システムを充放電させることで、電力系統の出力を平滑化している。
このような太陽光発電システムとして特許文献１が提案されている。特許文献１では、太陽光発電を含む自然エルギー電源から出力される有効電力を検出し、この検出される有効電力と、当該有効電力に変化率リミッタを介して得られる合成出力値との差分により、蓄電池への充放電指令値を得る。そして、有効電力検出器と変化率リミッタの間に一次遅れフィルタを設置し、有効電力検出値を平滑化する構成が開示されている。また、上記一次遅れフィルタに替えて、直列に接続される遅延演算子を備え、複数のサンプリング周期で得られる有効電力を加算すると共に、その平均値を求め、変化率リミッタに入力することで、自然エネルギー電源の出力が、周期的なスパイク状の変動を有する場合においても、蓄電池の容量を低減し対応することが記載されている。

特開２０１０−２２１２２号公報

しかしながら、特許文献１では、自然エネルギー電源からの有効電力に対し、一次遅れフィルタ又は、複数の直列接続される遅延演算子による移動平均を求めることにより、合成出力目標値を算出するものであるため、得られる合成出力目標値と、計測される自然エネルギー電源の有効電力プロファイルとの間にはずれが生じる。このずれ量に応じて、蓄電池の充電又は放電を行う必要があり、結果として、その分、蓄電池の容量を確保する必要がある。従って、特許文献１の構成では、蓄電池の容量低減に限界が生じる。
そこで、本発明は、太陽光発電電力の変動抑制性能を維持しつつ、蓄電池容量の低減を可能とする蓄電池システム及びそれを有する太陽光発電システムを提供することにある。

上記課題を解決するため、本発明の太陽光発電システムは、（１）蓄電池と、（２）前記蓄電池に併設され、太陽光発電電力を出力する太陽光発電装置と、（３）前記太陽光発電装置より計測される発電電力信号から日影変動成分を抽出する変動成分抽出部と、前記変動成分抽出部より得られる日影変動成分を平滑化する平滑化部を有し、前記平滑化部の出力信号に基づき前記蓄電池の充放電目標値を求める電力制御装置と、を備える。
また、本発明の蓄電池システムは、（１）太陽光発電装置より出力される太陽光発電電力を充放電する蓄電池と、（２）前記太陽光発電装置より計測される発電電力信号から日影変動成分を抽出する変動成分抽出部と、前記変動成分抽出部より得られる日影変動成分を平滑化する平滑化部を有し、前記平滑化部の出力信号に基づき前記蓄電池の充放電目標値を求める電力制御装置と、を備える。
更にまた、本発明の電力制御装置は、太陽光発電装置より計測される発電電力信号より日影変動成分を抽出する変動成分抽出部と、前記変動成分抽出部より得られる日影変動成分を平滑化する平滑化部と、前記平滑化部の出力信号に基づき蓄電池の充放電目標値を求める演算部と、を備える。

本発明によれば、太陽光発電電力の変動抑制性能を維持しつつ、蓄電池容量の低減を可能とする蓄電池システム及びそれを有する太陽光発電システムを提供できる。

例えば、太陽光発電による発電電力と、蓄電池による補償を含むシステム出力電力目標値との差分が低減され、太陽光発電電力の変動抑制性能を維持しつつ、蓄電池の容量を更に低減することが可能となる。

上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。

本発明の一実施例に係る実施例１の太陽光発電システムの概略全体構成図である。 図１に示す統括コントローラの機能ブロック図である。 図２に示す統括コントローラにおける各電力信号の時間変化を示す図である。 図２に示す標準発電電力演算部により得られる標準発電電力プロファイルを示す図である。 日射量プロファイルを示す図である。 図１に示す端末の画面表示例を示す図である。 図２に示す統括コントローラによる処理を説明するフローチャートである。 本発明の他の実施例に係る実施例２の統括コントローラにおける各電力信号の時間変化を示す図である。 実施例２及び比較例による発電電力モニタ信号と標準発電電力の時間変化を示す図である。 本発明の他の実施例に係る実施例３の統括コントローラの機能ブロック図である。 図１０に示す統括コントローラによる処理を説明するフローチャートである。 実施例３による発電電力モニタ信号とシステム出力電力目標値の時間変化及び、システム出力電力目標値並びに放電調整電力とＳＯＣとの関係を示す図である。 本発明の他の実施例に係る実施例４の標準発電電力演算部により得られる標準発電電力プロファイルを示す図である。 本発明の他の実施例に係る実施例５の標準発電力演算部により得られる標準発電電力プロファイルを示す図である。

本明細書において、「標準発電電力Ｐ_ＲＥＦ」とは、快晴時における太陽光発電装置より得られる発電電力を意味する。また「太陽光パネル」は、複数の太陽電池よりなり、太陽光発電電力を出力する太陽光発電装置を意味する。
以下、図面を用いて、本発明の実施例について説明する。

図１に、本発明の一実施例に係る実施例１の太陽光発電システムの概略全体構成図を示す。太陽光発電システム１は、太陽光パネル４及び蓄電池システム２からなる。蓄電池システム２は、蓄電池７、蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）６（以下、蓄電池用ＰＣＳ６と称す）、太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）５（以下、太陽光用ＰＣＳと称す）、及び電力制御装置３から構成される。電力制御装置３は、統括コントローラ９、日射計１０、インターネット等のネットワーク８を介して統括コントローラ８と相互に通信可能な外部コントローラ１１、及び外部コントローラ１１にシリアルバスあるいはパラレルバス等により接続される端末１２から構成される。既設あるいは新設の太陽光パネル４に、電力線を介して蓄電池システム２を接続することにより、容易に太陽光発電システム１をなすことができる。また、既設の太陽光パネル４、蓄電池７、太陽光用ＰＣＳ５、及び蓄電池用ＰＣＳ６を有する設備に、信号線を介して電力制御装置３を接続することにより、太陽光発電システム１を容易に構成できるものである。

太陽光パネル４は太陽光によって発電し、その太陽光発電電力Ｐ_ＰＶは、蓄電池システム２を構成する太陽光用ＰＣＳ５を介して直流から交流に変換され、電力系統１３へ供給される。また、蓄電池７は、蓄電池用ＰＣＳ６を介して電力系統１３に充放電電力Ｐ_ＢＡＴＴを充放電する。この結果、電力系統１３に対する全体のシステム出力Ｐ_ＳＹＳは、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶと充放電電力Ｐ_ＢＡＴＴの合成出力となり、雲などの日影変動成分による太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの変動は、充放電電力Ｐ_ＢＡＴＴにより相殺（補償）され、システム出力Ｐ_ＳＹＳは平滑化される。すなわち、蓄電池システム２は、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの変動抑制機能を有する。なお、ここで、太陽光パネル４は、例えば、単結晶シリコン型、多結晶シリコン型、微結晶シリコン型、アモルファスシリコン型等のシリコン系、あるいは、ＩｎＧａＡｓ、ＧａＡｓ系、ＣＩＳ系（カルコバライト系）等の化合物系の太陽電池を複数直並列接続されてなる。また、色素増感太陽電池あるいは有機薄膜太陽電池を用いた有機系の太陽光パネル４としても良い。なお、ＰＣＳ（パワーコンディショナ）は、系統連系インバータと称される場合もある。また、太陽光パネル４による太陽光発電電力Ｐ_ＰＶは、太陽光用ＰＣＳ５を介することにより、太陽光用ＰＣＳ５の容量により制限される。例えば、太陽光パネル４による太陽光発電電力Ｐ_ＰＶが４.２ｋＷであり、太陽光用ＰＣＳ５の容量が４.０ｋＷの場合、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶは、太陽光用ＰＣＳ５を介することにより４.０ｋＷに制限される。

電力制御装置３を構成する統括コントローラ９は、詳細は後述するが、変動抑制の目安となるシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を演算し、求めたシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*に基づき充放電目標値Ｐ_ｂ ^* を求め、蓄電池用ＰＣＳ６へ出力する。また、統括コントローラ９は、太陽光用ＰＣＳ５により計測される太陽光発電電力Ｐ_ＰＶのモニタ信号である発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}、日射計１０にて計測される日射量Ｈ、及び蓄電池７より充電率（ＳＯＣ）を取得可能に構成される。さらに、統括コントローラ９は、太陽光用ＰＣＳ５に対して太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの上限値である、太陽光発電電力上限値Ｐ_{ＰＶ＿ｌｉｍ}を設定する機能を有する。図１では、太陽光用ＰＣＳ５及び蓄電池用ＰＣＳ６を、それぞれ単体にて設置する場合を示しているがこれに限られない。例えば、多数の太陽光パネル４を備えるメガソーラ等の大規模な太陽光発電システム１においては、これら複数の太陽光パネル４に応じて複数台の太陽光用ＰＣＳ５を設置すると共に、複数の蓄電池７に対応して複数台の蓄電池用ＰＣＳ６を設置する構成としても良い。この場合、統括コントローラ９は、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を複数台の太陽光用ＰＣＳ５の合計値として演算する。また、同様に統括コントローラ９は、充放電目標値Ｐ_ｂ ^* を複数台の蓄電用ＰＣＳ６の合計値として演算する。また、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}は、太陽光発電用ＰＣＳ５に別途設置される電力計等により計測する構成としても良い。

次に、統括コントローラ９の構成について説明する。図２は、統括コントローラ９の機能ブロック図である。統括コントローラ９は、計時部９０１、日の出検出部９０２、標準発電電力演算部９０３、第１上下限リミッタ９０４、規格化部９０５、平滑化部９０６、復元部９０７、減算器９０８、第２上下限リミッタ９０９、太陽光用ＰＣＳ電力上限設定部９１０、南中時刻設定部９１１、及び太陽光出力補正部９１３を備える。標準発電電力演算部９０３及び太陽光出力補正部９１３は、例えば、図示しないＣＰＵ等のプロセッサ、標準発電電力演算用のプログラム及び太陽光出力補正演算用プログラムを格納するＲＯＭ、プロセッサによる演算途中のデータを一時的に格納あるいは演算に用いるデータを一時的に格納するＲＡＭ等の記憶部より構成される。
図２に示されるように、太陽光用ＰＣＳ５により計測される発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}は、日の出検出部９０２、規格化部９０５及び減算器９０８にそれぞれ分岐し入力される。また、計時部９０１による時刻ｔは、日の出検出部９０２及び標準発電電力演算部９０３にそれぞれ入力される。また、標準発電電力演算部９０３は、日の出検出部９０２より日の出時刻_ＴＲを、また、南中時刻設定部９１１より太陽が丁度真南にくる時刻である南中時刻Ｔ_Ｎを取得する。また、標準発電電力演算部９０３は、日射計１０より日射量Ｈを取得する。ここで日の出検出部９０２は、予め設定され記憶部（図示せず）に格納された時刻を用いて日の出時刻Ｔ_Ｒとし標準発電電力演算部９０３へ出力する。なお、日の出検出部９０２は、上記構成に替えて、太陽光用ＰＣＳ５より計測される発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}を監視し、未明における発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}の立ち上がり、すなわちゼロ値から所定の正電力への変化をトリガとして日の出時刻Ｔ_Ｒを求める構成としても良い。南中時刻設定部９１１は、予め設定された南中時刻Ｔ_Ｎに相当する時刻を記憶部（図示せず）に格納し、記憶部より南中時刻Ｔ_Ｎを読み出し、標準発電電力演算部９０３へ出力する。なお、これに替えて、南中時刻設定部９１１は、入力される太陽光パネル４の設置地点の緯度及び経度情報等に基づき南中時刻Ｔ_Ｎを演算により求める構成としても良い。

標準発電電力演算部９０３は、計時部９０１より取得される時刻ｔ、南中時刻設定部９１１より得られる南中時刻Ｔ_Ｎ、日の出検出部９０２より得られる日の出時刻Ｔ_Ｒに基づき標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを算出する。なお、算出された標準発電電力Ｐ_ＲＥＦは、標準発電電力演算部９０３の後段に設置された第１上下限リミッタ９０４により、上限値及び下限値が制約される。ここで、上限値及び下限値の設定は、太陽光用ＰＣＳ電力上限値設定部９１０が、第１上下限リミッタ９０４に対し、太陽光用ＰＣＳ電力上限値Ｐ_{ｐｖＬＩＭ}及び下限値としてゼロ値を設定することで実行される。ここで、太陽光用ＰＣＳ電力上限値Ｐ_{ｐｖＬＩＭ}は、上述のように、太陽光用ＰＣＳ５の容量に応じて設定される。
標準発電電力演算部９０３による標準発電電力Ｐ_ＲＥＦの算出について説明する。図４は、標準発電電力演算部９０３により得られる標準発電電力プロファイルを示す図である。標準発電電力Ｐ_ＲＥＦは、概ねその日の太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの２４時間周期成分を描く曲線、すなわち、標準発電電力プロファイルとして算出される。例えば、快晴時の日射量から得られる太陽光発電カーブを三角関数で規定する方法等が知られている。標準発電電力演算部９０３は、以下の式（１）を演算し、演算結果にゼロ割りを防止するためのオフセット信号Ｐ_{ｏｆｆｓｅｔ}を加算することで標準発電電力Ｐ_ＲＥＦ、すなわち、標準発電電力プロファイルを求める。

ここで、Ｔ_Ｒ≦ｔ≦Ｔ_Ｆ、Ｘ，Ｙはオペレータにより任意に設定されるパラメータである。パラメータＸは、標準発電電力Ｐ_ＲＥＦの振幅値（ゲイン）に、また、パラメータＹは、日の出時刻Ｔ_Ｒ〜日の入り時刻Ｔ_Ｆまでの時間幅Ｗの規定に寄与するパラメータである。なお、パラメータＹは、振幅値の規定にも一部寄与する。すなわち、パラメータＹの設定値に応じて、日の出時刻Ｔ_Ｒにおける標準発電電力プロファイルの立ち上がり、及び、日の入り時刻Ｔ_Ｆにおける標準発電電力プロファイルの立下りが、急峻あるいは緩慢に設定される。また、図４中における角度θは、設置される太陽光パネル４に対し入射する太陽光の角度、すなわち、太陽の角度を示すものである。従って、式（１）中におけるθは、日の出時刻Ｔ_Ｒでは−９０°、日の入り時刻Ｔ_Ｆでは＋９０°に設定され、南中時刻Ｔ_Ｎにおける振幅値はピーク（Ｈ）となる。

図５に日射量プロファイルを示す。図５に示すように、日射計１０により計測される日射量Ｈは、大きな振幅の振動成分が付加された日射量プロファイルとなっている。これは、天候状態である、雲の動きによるものであり、一日（２４時間周期）内において、時刻毎に急激に変化するプロファイルを示しており、図５に示す例では、特に、午前中において雲の動きが激しく日射量Ｈが大きく変動している。例えば、日射計１０より得られる日射量Ｈの強度に応じて、上記パラメータＸ，Ｙを変化させることで、薄曇りなど比較的長周期の太陽光発電電力の変化を規定しても良い。なお、標準発電電力演算部９０３が、図５に示す日射量プロファイルに基づき、上述の標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを補正するよう構成しても良い。

図２に戻り、規格化部９０５は、太陽光用ＰＣＳ５より入力される発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}を、標準発電電力演算部９０３により算出され、第１上下限リミッタ９０４を介して得られる準発電電力Ｐ_ＲＥＦにて除することにより、日影変動成分Ｓ_ｉｎを算出し、平滑化部９０６へ出力する。すなわち、日影変動成分Ｓ_ｉｎは以下にて求められる。
日影変動成分Ｓ_ｉｎ＝（発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}）／（標準発電電力Ｐ_ＲＥＦ）
よって、規格化部９０５は、除算器にて構成される。
平滑化部９０６は、規格化部９０５より入力される日影変動成分Ｓ_ｉｎに対し平滑化処理を施し、平滑日影変動成分Ｓ_ｏｕｔを算出し、復元部９０７へ出力する。ここで平滑化部９０６は、例えば、一次遅れフィルタあるいは、複数の遅延演算子を直列に接続し移動平均を算出する移動平均算出方式、又は、ローパスフィルタ等により実現される。
復元部９０７は、平滑化部９０６より入力される平滑日影変動成分Ｓ_ｏｕｔに対し、標準発電電力演算部９０３により算出され、第１上下限リミッタ９０４を介して得られる標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを乗算することにより、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を 求め減算器９０８へ出力する。すなわち、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*は、以下にて求められる。
システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*＝平滑日影変動成分Ｓ_ｏｕｔ×標準発電電力Ｐ_ＲＥＦ
このように、本実施例では、統括コントローラ９が、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの変動要因となる、日影変動成分Ｓ_ｉｎを、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}及び標準発電電力Ｐ_ＲＥＦに基づき抽出し、抽出後の日影変動成分Ｓ_ｉｎを平滑化する。そして、平滑化後の平滑日影変動成分Ｓ_ｏｕｔ及び標準発電電力Ｐ_ＲＥＦに基づき、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を求める構成であることから、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を、日影変動成分Ｓ_ｉｎを加味して得ることが可能となる。

減算器９０８は、太陽光用ＰＣＳ５より入力される発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}から、復元部９０７より出力されるシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を減算し、充放電目標値Ｐ_ｂ ^＊ を得る。充放電目標値Ｐ_ｂ ^＊ は、乗算器９０８の後段に設置された第２上下限リミッタ９０９により、上限値及び下限値が制約される。ここで、第２上下限リミッタ９０９に設定される蓄電池用ＰＣＳ電力上限値＋Ｐ_ｂＬＩＭ及び蓄電池用ＰＣＳ電力下限値−Ｐ_ｂＬＩＭは、例えば、蓄電池７または蓄電池用ＰＣＳ６の充電または放電の限界電力に相当する値が設定される。第２上下限リミッタにより制約された後の充放電目標値Ｐ_ｂ ^＊は、蓄電池用ＰＣＳ６へ出力される。
また、太陽光出力補正部９１３は、蓄電池７よりＳＯＣ（充電率）を取得すると共に、減算器９０８より出力される充放電目標値Ｐ_ｂ ^＊ を取得する。このとき、仮に、蓄電池７のＳＯＣ（充電率）が低下した場合等、図１に示すシステム出力Ｐ_ＳＹＳの変動を十分に抑制することが困難となる場合、太陽光出力補正部９１３は、予め太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの上限値Ｐ_{ＰＶ＿ｌｉｍ}を低減し、この太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの上限値Ｐ_{ＰＶ＿ｌｉｍ}を太陽光用ＰＣＳ５へ出力する。
なお、上述の太陽光用ＰＣＳ電力上限設定部９１０は、太陽光出力補正部９１３における太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの上限値Ｐ_{ＰＶ＿ｌｉｍ}の変化に連動させた値を、第１上下限リミッタ９０４の太陽光用ＰＣＳ電力上限値Ｐ_{ｐｖＬＩＭ}として設定してもよい。

ここで、図２に示す統括コントローラ９における各電力信号の時間変化を図３に示す。図３において、上段に、太陽光用ＰＣＳ５より入力される発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}の時間変化を実線で示し、また、標準発電電力演算部９０３により算出され、第１上下限リミッタ９０４を介して得られる標準発電電力Ｐ_ＲＥＦの時間変化を点線にて示している。中段に、規格化部９０５より出力される日影変動成分Ｓ_ｉｎの時間変化を実線で示し、平滑化部９０６より出力される平滑日影変動成分Ｓ_ｏｕｔの時間変化を点線で示している。また、下段に、復元部９０７より出力されるシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*の時間変化を太い点線で示し、標準発電電力演算部９０３により算出され、第１上下限リミッタ９０４を介して得られる標準発電電力Ｐ_ＲＥＦの時間変化を点線で示している。図３の上段に示すように、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}の変動は、２４時間周期すなわち朝昼夜の大きな変動成分に対し、短時間の日影変動成分が重畳した波形となっている。規格化部９０５で得られる日影変動成分Ｓ_ｉｎは、図３の中段に示すように多くの時間を１．０近傍に留めるため、２４時間周期の変動成分を除去して日影変動成分のみが抽出できていることが分かる。このようにして得られた日影変動成分Ｓ_ｉｎに対してのみ、平滑化部９０６にて上述の平滑化処理を施すことにより、図３の下段に示すように、２４時間周期の変動成分に対し遅れを有さないシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^＊を、復元部９０７により得られることが分かる。

図６は、図１に示す端末１２の画面表示例を示す図である。図６に示すように、端末１２の表示装置の画面２０は、第１表示領域２１、第２表示領域２２、パラメータ入力領域２３、履歴指定入力領域２４、履歴表示種別指定入力領域２５、及び実行ボタン２６を有する。
図６に示すように、第２表示領域２２に太陽光発電システム系統図が表示されている。図６に示す例では、複数の太陽光パネル、複数の太陽光用ＰＣＳ、複数の蓄電池、複数の蓄電池用ＰＣＳ及び、太陽光パネル毎に設けられた統括コントローラ（Ｃｏｎｔ）を備えるメガソーラ（大規模太陽光発電システム）、更に、ネットワークを介して、このメガソーラと接続される太陽光発電システムにより、電力系統に太陽光発電電力Ｐ_ＰＶを供給する系統図が表示されている。
履歴表示種別指定入力領域２５は、第１表示領域２１に履歴表示すべき種別に対するオペレータによる指定入力を受け付ける領域である。図６に示す例では、種別として、「発電電力実績履歴」及び「日射プロファイル履歴」が表示され、オペレータにより「発電電力実績履歴」が指定された状態を示している。
履歴指定入力領域２４は、履歴表示種別指定入力領域２５にて指定された種別に対し、第１表示領域２１に表示する、現在及び過去の実績のうちオペレータが所望の時期を選択指定可能とする領域である。履歴指定入力領域２４の右欄には、プルダウンボタンが設けられている。オペレータは、このプルダウンボタンにより所望の時期を指定できる。なお、プルダウンボタンによる選択肢中、ブランク欄が設けられており、オペレータはブランク欄を指定の上、図示しないキーボードあるいはマウス等の入力装置により、所望の時期を直接入力できる。図６に示す例では、「現在」、「１年前」、及び「２年前」が指定された状態を示している。なお、指定される履歴表示すべき時期として、上記各年毎の指定に限らず、例えば、「現在」、「昨日」、及び「一昨日」としても良い。但し、異なる季節の指定は、季節毎に日射量Ｈが大きく異なるため、同一の季節内で時期を指定することが望ましい。

上記のように、履歴表示種別指定入力領域２５にて「発電電力実績履歴」が指定され、履歴指定入力領域２４にて「現在」、「１年前」、及び「２年前」が指定されると、第１表示領域２１に、それぞれ対応する太陽光発電電力実績のプロファイルが、参照可能に表示される。これにより、オペレータは、第２表示領域２２に表示される太陽光発電システム系統図及び、第１表示領域２１に表示される「現在」、「１年前」、及び「２年前」の太陽光発電電力プロファイルを参照し、上記式（１）中のパラメータＸ，Ｙを所望の値に設定することが可能となる。パラメータＸ，Ｙの設定は、パラメータ入力領域２３により行われる。パラメータ入力領域２３の右欄には、履歴指定入力領域２４と同様に、プルダウンボタンが設けられている。オペレータは、このプルダウンボタンにより、予め選択肢として用意された複数の値の中から所望の値を選択指定する。なお、選択肢中にブランク欄が設けられており、ブランク欄を指定することにより、所望の値を直接入力することもできる。図６では、パラメータＸとして「ａｂｃ」が設定され、パラメータＹとして「ｅｆｇ」が設定された状態を示している。この状態において、オペレータによる実行ボタン２６の入力を受け付けると、端末１２は、外部コントローラ１１及びネットワーク８を介して統括コントローラ９へ、設定されたパラメータＸ，Ｙを送信する。統括コントローラ９は、図示しない通信インタフェースを介してパラメータＸ，Ｙを受信すると、標準発電電力演算部９０３の図示しない記憶部に格納すると共に、格納されたパラメータＸ，Ｙを用いて上記式（１）を演算し、上述のように標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを算出する。なお、パラメータＸ，Ｙを格納する記憶部は、標準発電電力演算部９０３内の記憶部に限らず、外部記憶装置に格納する構成としても良い。また、図６では、「発電電力実績履歴」が指定された場合を例に説明したが、「日射プロファイル履歴」が指定された場合においても、同様に、第１表示領域２１に日射プロファイルの履歴が表示される。また、履歴表示種別指定入力領域２５は、「発電電力実績履歴」及び「日射プロファイル履歴」の双方を指定可能な構成としても良い。この場合、第１表示領域２１に、発電電力の実績履歴及び日射プロファイルの双方が表示される。

次に、統括コントローラ９による処理の一連の流れを説明する。図７は、統括コントローラ９による処理を説明するフローチャートである。
統括コントローラ９を構成する標準電力演算部９０３は、日射量Ｈ、南中時刻Ｔ_Ｎ、日の出時刻ＴＲ及び発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}を取得する（ステップＳ１０）。標準発電電力演算部９０３は、上記式（１）を演算し、標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを算出する（ステップＳ１１）。ステップＳ１２では、太陽光用ＰＣＳ電力上限設定部９１０が、第１上下限リミッタ９０４に対し太陽光用ＰＣＳ電力上限値Ｐ_{ｐｖＬＩＭ}を設定する。
ステップＳ１３にて、規格化部９０５は、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}を、第１上下限リミッタ９０４を介して得られる標準発電電力Ｐ_ＲＥＦにて除算し、日影変動成分Ｓ_ｉｎを抽出する。ステップＳ１４にて、平滑化部９０６は、ステップＳ１３にて得られた日影変動成分Ｓ_ｉｎに対し平滑化処理を実行し、平滑日影変動成分Ｓ_ｏｕｔを算出する。

ステップＳ１５では、復元部９０７は、ステップＳ１４にて得られた平滑日影変動成分Ｓ_ｏｕｔを、第１上下限リミッタ９０４を介して得られた標準発電電力Ｐ_ＲＥＦに乗算し、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を算出する。続いて、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}と、ステップＳ１５にて算出されたシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*との差分を算出する（ステップＳ１６）。ステップ１６にて算出された差分を、第２上下限リミッタ９０９を介することにより充放電目標値Ｐ_ｂ ^*を算出し（ステップＳ１７）、処理を終了する。統括コントローラ９による制御周期は、例えば、数ｓｅｃのオーダーであり、この制御周期にて、ステップＳ１０〜ステップＳ１７までを実行する。

なお、本実施例では、統括コントローラ９とネットワーク８を介して接続される外部コントローラ１１に端末１２を接続する構成としたが、これに限られず、統括コントローラ９にシリアルバスあるいはパラレルバスを介して端末１２を接続する構成としても良い。

以上のとおり、本実施例によれば、日影変動成分を抽出し、抽出された日影変動成分のみに平滑化処理（一次遅れフィルタ等）を行うものであるため、標準発電電力Ｐ_ＲＥＦとシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*との乖離を抑制することが可能となる。これにより、蓄電池に対する充放電目標値Ｐ_ｂ ^*が最適化され、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの変動抑制を維持しつつ、蓄電池容量の低減を図ることが可能となる。

図８は、本発明の他の実施例に係る実施例２の統括コントローラにおける各電力信号の時間変化を示す図である。本実施例では、太陽光パネル４の最大電力に対し、定格出力を低めに設計された太陽光用ＰＣＳ５を用いる点が実施例１と異なる。その他の構成は、上述の実施例１と同様であり、以下では、実施例１と重複する説明は省略する。

図８において、上段に、太陽光用ＰＣＳ５より入力される発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}の時間変化を実線で示し、また、標準発電電力演算部９０３（図２）により算出され、第１上下限リミッタ９０４（図２）を介して得られる標準発電電力Ｐ_ＲＥＦの時間変化を点線にて示している。中段に、規格化部９０５（図２）より出力される日影変動成分Ｓ_ｉｎの時間変化を実線で示し、平滑化部９０６（図２）より出力される平滑日影変動成分Ｓ_ｏｕｔの時間変化を点線で示している。また、下段に、復元部９０７（図２）より出力されるシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*の時間変化を太い点線で示し、標準発電電力演算部９０３により算出され、第１上下限リミッタ９０４を介して得られる標準発電電力Ｐ_ＲＥＦの時間変化を点線で示している。

本実施例の太陽光用ＰＣＳ５は、太陽光パネル４の最大電力に対し、定格出力を低く設計されている。従って、図８の上段に示すように、太陽光用ＰＣＳ５により計測される太陽光発電電力Ｐ_ＰＶのモニタ信号である発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}は、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶのピークがカットされるため、頂部が平坦なプロファイルとなる傾向がある。太陽光用ＰＣＳ電力上限設定部９１０は、第１上下限リミッタ９０４に対し、太陽光用ＰＣＳ５の定格出力に対応して、太陽光用ＰＣＳ電力上限値Ｐ_{ｐｖＬＩＭ}を設定する。これにより標準発電電力演算部９０３により算出された標準発電電力Ｐ_ＲＥＦは、第１上下限リミッタ９０４により制限される。第１上下限リミッタ９０４を通過後の標準発電電力Ｐ_ＲＥＦのプロファイルは、図８の上段に示すように発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}と同様に頂部が平坦なプロファイルとなる。

また、規格化部９０５により得られる日影変動成分Ｓ_ｉｎ及び平滑化部９０６により得られる平滑日影変動成分Ｓ_ｏｕｔのプロファイルは、実施例１（図３）と同様に、図８の中段に示すように、２４時間周期の変動成分を除去し、日影変動成分のみが抽出される。このように日影変動成分Ｓｉｎに対してのみ、平滑化部９０６により実施例１にて述べた平滑化処理を施すことにより、図８の下段に示すように、２４時間周期の変動成分に対し遅れを有さないシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*が得られ、このシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*のプロファイルも頂部が平坦なプロファイルとなる。

ここで図９に、本実施例及び比較例による発電電力モニタ信号と標準発電電力の時間変化を示す。比較例の構成は、特許文献１に開示される構成と同様としている。図９の上段は、図８の上段に示す、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}と標準発電電力Ｐ_ＲＥＦのプロファイルを示している。また、図９の下段に、本実施例の標準発電電力Ｐ_ＲＥＦに対応する比較例における合成発電電力目標値と、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}のプロファイルを示している。
図９に示すように、比較例の構成では、合成発電電力目標値と発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}間のずれ量が増大することが分かる。すなわち、比較例による合成発電電力目標値は、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}における２４時間周期の変動成分に対し遅れを有するプロファイルとなる。このようにずれ量が増大すると、当然、図８に示すシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^＊に影響を与えることになる。これに対し、本実施例では、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}と標準発電電力Ｐ_ＲＥＦ間のずれ量は抑制され、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}における２４時間周期の変動成分に対し、遅れを有さない標準発電電力Ｐ_ＲＥＦが得られることが分かる。
これにより、比較例の構成の場合に比して、上記ずれ量が低減されることから、本実施例によれば、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^＊への影響を抑制できる。すなわち、規格化部９０５における誤差成分が抑制されることにより、蓄電池７における不要な充放電が低減することから、比較例の構成よりも、蓄電池７の容量を更に大幅に低減することが可能となる。換言すれば、蓄電池７の電力および電力量を抑制できる効果を得ることができる。

図１０は、本発明の他の実施例に係る実施例３の統括コントローラの機能ブロック図である。本実施例では、統括コントローラ９が、蓄電池７からのＳＯＣ（充電率）に基づき第１上下限リミッタ９０４を介した後の標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを補正する標準発電電力補正部９１４、復元部９０７より出力されるシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を補正するシステム出力補正部９１２、及び、減算器９０８より得られる充放電目標値Ｐ_ｂ ^＊ を補正する充放電出力補正部９１５を更に備える点が実施例１と異なる。その他の構成は、上述の実施例１と同様であり、以下では、実施例１と重複する説明を省略する。

図１０において、標準発電電力補正部９１４は、標準発電電力演算部９０３により算出され、第１上下限リミッタ９０４を介した後の標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを、蓄電池７より取得されるＳＯＣ（充電率）に基づき補正する。例えば、仮に、取得されたＳＯＣ（充電率）が高い場合には、標準発電電力補正部９１４は、上述の式（１）におけるパラメータＸ，Ｙを補正することで、標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを補正し、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶとシステム出力Ｐ_ＳＹＳの乖離を調整する。また蓄電池７の電力量を抑制した場合には、ＳＯＣ尤度が限られる傾向があるため、ＳＯＣ（充電率）を適正範囲内に制御することにより、蓄電池７の電力量を低減できる。また、システム出力補正部９１２は、復元部９０７及び減算器９０８の間に配され、復元部９０７より得られるシステム出力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^＊を調整する。充放電出力補正部９１５は、減算器９０８及び第２上下限リミッタ９０９の間に配され、減算器９０８より得られる充放電目標値Ｐ_ｂ ^＊を調整する。

ここで、統括コントローラ９による処理フローを説明する。図１１は、図１０に示す統括コントローラ９による処理を説明するフローチャートである。ステップＳ１０〜ステップＳ１２までは図７に示す実施例１と同様である。
ステップＳ２１では、ステップＳ１２にて、太陽光用ＰＣＳ電力上限設定部９１０により太陽光用ＰＣＳ電力上限値Ｐ_{ｐｖＬＩＭ}が設定された第１上下限リミッタ９０４を通過後の標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを、標準発電電力補正部９１４が取得する。また、標準発電電力補正部９１４は、蓄電池７よりＳＯＣ（充電率）を取得し、取得されたＳＯＣに基づき標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを補正し、補正後の標準発電電力Ｐ_ＲＥＦを規格化部９０５及び復元部９０７へ出力する。
ステップＳ１３’では、規格化部９０５は、太陽光用ＰＣＳ５より計測された発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}を、標準発電電力補正部９１４から出力された補正後の標準発電電力Ｐ_ＲＥＦにて除し、日影変動成分Ｓ_ｉｎを抽出する。すなわち、日影変動成分Ｓ_ｉｎは以下にて求められる。
日影変動成分Ｓ_ｉｎ＝(発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ})／(補正後の標準発電電力Ｐ_ＲＥＦ)
ステップＳ１４及びステップＳ１５は、図７に示す実施例１と同様である。
ステップＳ２２では、システム出力補正部９１２は、ステップＳ１５にて復元部９０７より得られるシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^* 、及び計時部９０１から時刻ｔを取得し、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を補正し、減算器９０８へ出力する。
ステップＳ１６’では、減算器９０８は、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}から補正後のシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*を減算し、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}と補正後のシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*との差分を算出する。続いて、充放電出力補正部９１５は、計時部９０１より時刻ｔ（現在時刻）を入力すると共に、日の出検出部９０２より日の出時刻Ｔ_Ｒを入力し、減算器９０８により得られた差分、すなわち、充放電目標値Ｐ_ｂ ^*を補正し、補正後の充放電目標値Ｐ_ｂ ^*を、第２上下限リミッタ９０９を介することにより、蓄電池用ＰＣＳ６へ出力する充放電目標値Ｐ_ｂ ^*を算出する（ステップＳ１７）。

図１２は、発電電力モニタ信号Ｐ_{ＰＶ＿ＦＢ}とシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*の時間変化及び、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*並びに放電調整電力Ｐ_ＤとＳＯＣ（充電率）との関係を示す図である。平滑化部９０６に、仮にローパスフィルタを用いた場合には、日没前後の時間（日の入り時刻Ｔ_Ｆの前後）において、フィルタの遅れ成分の影響により放電傾向となり、夜間は蓄電池７のＳＯＣが過放電状態となる可能性がある。蓄電池７はＳＯＣを適正範囲内に維持することで寿命を延長できるため、夜間一定に維持されるＳＯＣを適正範囲内に収めることができれば蓄電池７の延命効果を得ることができる。そこで例えば、図１２の上段において強制終了上限電力Ｐ_{Ｆ＿ＬＩＭ}で示すように、日の入り時刻Ｔ_Ｆより前の時点でゼロとなるランプ状の上限値を設定し、システム出力補正部９１２の記憶部（図示せず）に予め格納する。
システム出力補正部９１２は、復元部９０７より入力されるシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*と、図示しない記憶部に格納される強制終了上限電力Ｐ_{Ｆ＿ＬＩＭ}とを比較する。比較の結果、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^＊が強制終了上限電力Ｐ_{Ｆ＿ＬＩＭ}を上回る場合、システム出力補正部９１２は、強制終了上限電力Ｐ_{Ｆ＿ＬＩＭ}に合わせてシステム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^＊を補正する。その結果、蓄電池７のＳＯＣは過放電状態に至ることなく高いＳＯＣを維持できる。
さらにより蓄電池７の寿命を延長できるＳＯＣレベル（以下、目標ＳＯＣレベルと称す）に対して乖離がある場合には、充放電出力補正部９１５は、日没後（日の入り時刻Ｔ_Ｆ後）の所定時刻において、蓄電池７が、図１２に示す放電調整電力Ｐ_Ｄ分追加放電するよう、充放電目標値Ｐ_ｂ ^*を補正する。これにより、蓄電池７のＳＯＣレベルを目標ＳＯＣレベルに到達させることが可能となる。図１２において、強制終了上限電力Ｐ_{Ｆ＿ＬＩＭ}、及び放電調整電力Ｐ_Ｄは、それぞれ一定の変化レートａ_Ｆ１、ａ_Ｆ２、ａ_Ｒ２で変化させているが、この変化率は、例えば電力系統１３を管理する所管の送電運用機関の電力変動規程に応じて適宜選定すれば、太陽光発電電力Ｐ_ＰＤの変動抑制性能を低下させることなく、ＳＯＣを調整することが可能となる。
なお、本来、蓄電池７は、充放電回数（充放電サイクル）と蓄電池寿命は反比例の関係にある。図１２の下段に示すように、日の入り時刻Ｔ_Ｆから所定時間経過後（夜間）において、蓄電池７をΔＥ分だけ放電することにより充放電サイクルは増加する。しかしながら、目標ＳＯＣに低減する動作は、１日のうち日の入り時刻Ｔ_Ｆ後の１回のみである。よって、充放電サイクルの増加による蓄電池７への影響は少なく、むしろ高いＳＯＣの状態が維持されることにより生ずる蓄電池７の劣化現象を抑制することが可能となる。これは、特に、蓄電池７としてＬｉイオン電池を用いる場合により効果的であり、他の蓄電池を用いた場合においても同様の効果を得ることが可能となる。

以上のとおり、本実施例によれば、実施例１の効果に加え、更に蓄電池の寿命を延長することが可能となる。

図１３は、本発明の他の実施例に係る実施例４の標準発電電力演算部９０３により得られる標準発電電力Ｐ_ＲＥＦのプロファイルを示す図である。本実施例では、標準発電電力Ｐ_ＲＥＦのうち、日の出時刻Ｔ_Ｒ〜日の入り時刻Ｔ_Ｆまでの時間帯におけるプロファイルを三角波状に簡略化した点が実施例１と異なる。その他の構成は上述の実施例１と同様である。以下では、実施例１と重複する説明を省略する。

図１３に示すように、標準発電電力演算部９０３により出力される標準発電電力Ｐ_ＲＥＦのプロファイルは、日の出時刻Ｔ_Ｒ〜日の入り時刻Ｔ_Ｆまでの時間帯において、南中時刻Ｔ_Ｎにピークを有する略三角波状のプロファイルであり、２４時間周期の全期間においてゼロ割りを防止するためのオフセット信号Ｐ_{ｏｆｆｓｅｔ}が加算されている。このように、実施例１における標準発電電力プロファイルに比して、簡略化されたプロファイルであるが、図１３に示す標準発電電力プロファイルにおいても、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの２４時間周期成分を概ね規定するプロファイルとなっている。このように、簡略化された標準発電電力プロファイルは、標準発電電力演算部９０３の図示しない記憶部に予め格納されており、必要に応じて適宜、標準発電電力演算部９０３より読み出され、第１上下限リミッタ９０４へ出力される。

なお、蓄電池用ＰＣＳ６へ出力される充放電目標値Ｐ_ｂ ^*、及び太陽光用ＰＣＳ５へ出力される太陽光発電電力上限値Ｐ_{ＰＶ＿ｌｉｍ}の最適度合の観点からは、実施例１に比して多少最適度合が低減する可能性がある。しかしながら、この標準発電電力プロファイルに加え、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの変動要因となる日影変動成分Ｓ_ｉｎを用いて、システム出力電力目標値Ｐ_ＳＹＳ ^*及び蓄電池の充放電目標値Ｐ_ｂ ^*を算出するものであるため、太陽光発電システム全体としての発電制御に影響を与えるものではない。
また、本実施例では、南中時刻Ｔ_Ｎにピークを有する略三角波状の標準発電電力プロファイルとしたが、これに限られず、南中時刻Ｔ_Ｎにピークを有する波形であれば、例えば、多角形状の波形であっても良い。

本実施例によれば、実施例１の効果に加え、更に、標準発電電力演算部９０３の構成の簡略化が可能となることから、統括コントローラ９の演算負荷の低減化が可能となり、コスト低減等に貢献できる。

図１４は、本発明の他の実施例に係る実施例５の標準発電力演算部９０３により得られる標準発電電力Ｒ_ＲＥＦのプロファイルを示す図である。本実施例では、標準発電電力ＰＲＥＦのうち、日の出時刻ＴＲ〜日の入り時刻ＴＦまでの時間帯におけるプロファイルを台形状に簡略化した点が実施例１と異なる。その他の構成は上述の実施例１と同様である。以下では、実施例１と重複する説明を省略する。

図１４に示すように、標準発電電力演算部９０３により出力される標準発電電力Ｐ_ＲＥＦのプロファイルは、日の出時刻Ｔ_Ｒ〜日の入り時刻Ｔ_Ｆまでの時間帯において、日の出時刻Ｔ_Ｒ〜日の入り時刻Ｔ_Ｆの間を下底とする略台形状のプロファイルであり、２４時間周期の全期間においてゼロ割りを防止するためのオフセット信号Ｐ_{ｏｆｆｓｅｔ}が加算されている。ここで略台形状のプロファイルのうち、時間変化を伴う日の出時刻Ｔ_Ｒから所定時間経過後の期間、及び日の入り時刻Ｔ_Ｆより所定時間前の期間における電力変化率は、例えば、変化レートａ_Ｒ、ａ_Ｆを有する。これら。変化レートａ_Ｒ、ａ_Ｆは、例えば電力系統１３を管理する所管の送電運用機関の電力変動規程に応じて適宜選定すれば、太陽光発電電力Ｐ_ＰＶの変動抑制性能の低下を防止できる。
なお、図１４に示す標準発電電力プロファイルは、標準発電電力演算部９０３の図示しない記憶部に予め格納されており、必要に応じて適宜、標準発電電力演算部９０３より読み出され、第１上下限リミッタ９０４へ出力される。

例えば、多数の太陽光パネル４を備えるメガソーラ等の大規模な太陽光発電システム１においては、ＰＣＳの設備投資低減のため、太陽光用ＰＣＳ５の設置数を低減するシステム設計を行う場合がある。このような場合において、図１４に示す、略台形状の標準発電電力プロファイルは、日の出時刻Ｔ_Ｒ〜日の入り時刻Ｔ_Ｆまでの間において、所定時間平坦となる上底を有する。この標準発電電力プロファイルにおける上底は、日射量Ｈに比例する太陽光発電電力Ｐ_ＰＶのピークをカットするよう機能する。これにより、太陽光用ＰＣＳ５の設置台数を低減することが可能となる。
本実施例によれば、実施例４の効果に加え、更に太陽光用ＰＣＳ５の設置台数を低減することが可能となる。

なお、本発明は上記した実施例に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。また、各実施例の構成の一部について、他の実施例の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。

１・・・太陽光発電システム
２・・・蓄電池システム
３・・・電力制御装置
４・・・太陽光パネル
５・・・太陽光用パワーコンディショナ(ＰＣＳ)
６・・・蓄電池用パワーコンディショナ(ＰＣＳ)
７・・・蓄電池
８・・・ネットワーク
９・・・統括コントローラ
１０・・・日射計
１１・・・外部コントローラ
１２・・・端末
１３・・・電力系統
２０・・・画面 （端末１２の表示画面）
２１・・・第１表示領域
２２・・・第２表示領域
２３・・・パラメータ入力領域
２４・・・履歴指定入力領域
２５・・・履歴表示種別指定入力領域
２６・・・実行ボタン
９０１・・・計時部
９０２・・・日の出検出部
９０３・・・標準発電電力演算部
９０４・・・第１上下限リミッタ
９０５・・・規格化部
９０６・・・平滑化部
９０７・・・復元部
９０８・・・減算器
９０９・・・第２上下限リミッタ
９１０・・・太陽光用ＰＣＳ電力上限設定部
９１１・・・南中時刻設定部
９１２・・・システム出力補正部
９１３・・・太陽光出力補正部
９１４・・・標準発電電力補正部
９１５・・・充放電出力補正部

Claims (15)

1. 蓄電池と、
   前記蓄電池に併設され、太陽光発電電力を出力する太陽光発電装置と、
   前記太陽光発電装置より計測される発電電力信号から日影変動成分を抽出する変動成分抽出部と、前記変動成分抽出部より得られる日影変動成分を平滑化する平滑化部を有し、前記平滑化部の出力信号に基づき前記蓄電池の充放電目標値を求める電力制御装置と、を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
2. 請求項１に記載の太陽光発電システムにおいて、
   前記電力制御装置は、日射量を計測する日射計と、表示部を有する端末を備え、
   前記端末の表示画面上に、前記太陽光発電装置の発電出力実績及び/又は日射量の履歴を表示することを特徴とする太陽光発電システム。
3. 請求項２に記載の太陽光発電システムにおいて、
   前記電力制御装置は、快晴時における前記太陽光発電装置より得られる発電電力を標準発電電力として求める標準発電電力演算部を備え、
   前記変動成分抽出部は、前記発電電力信号及び前記標準発電電力に基づき、前記日影変動成分を抽出することを特徴とする太陽光発電システム。
4. 請求項３に記載の太陽光発電システムにおいて、
   前記端末の表示部は、前記太陽光発電装置の発電出力実績及び/又は前記日射量の履歴を表示する第１表示領域と、前記太陽光発電システムの系統図を表示する第２表示領域と、前記標準発電電力を規定するパラメータの入力を受け付ける第３表示領域と、を有することを特徴とする太陽光発電システム。
5. 請求項４に記載の太陽光発電システムにおいて、
   前記端末の表示部は、前記第１表示領域に表示すべき前記太陽光発電装置の発電電力実績及び/又は日射量の履歴の時期を指定入力可能とする第４の表示領域を有することを特徴とする太陽光発電システム。
6. 請求項１に記載の太陽光発電システムにおいて、
   前記電力制御装置は、
   快晴時における前記太陽光発電装置より得られる発電電力を標準発電電力として求める標準発電電力演算部と、
   前記標準発電電力及び前記平滑化部の出力信号を乗算し、前記太陽光発電装置及び前記蓄電池による合計出力電力に相当するシステム出力電力目標値を求める復元部と、を備え、
   前記変動成分抽出部は、前記発電電力信号及び前記標準発電電力に基づき、前記日影変動成分抽出し、
   前記発電電力信号及び前記システム出力電力目標値の差分により、前記蓄電池の充放電目標値を求めることを特徴とする太陽光発電システム。
7. 太陽光発電装置より出力される太陽光発電電力を充放電する蓄電池と、
   前記太陽光発電装置より計測される発電電力信号から日影変動成分を抽出する変動成分抽出部と、前記変動成分抽出部より得られる日影変動成分を平滑化する平滑化部を有し、前記平滑化部の出力信号に基づき前記蓄電池の充放電目標値を求める電力制御装置と、を備えることを特徴とする蓄電池システム。
8. 請求項７に記載の蓄電池システムにおいて、
   前記電力制御装置は、快晴時における前記太陽光発電装置より得られる発電電力を標準発電電力として求める標準発電電力演算部を備え、
   前記変動成分抽出部は、前記発電電力信号及び前記標準発電電力に基づき、前記日影変動成分を抽出することを特徴とする蓄電池システム。
9. 請求項８に記載の蓄電池システムにおいて、
   前記電力制御装置は、日射量を計測する日射計と、表示部を有する端末を備え、
   前記端末の表示画面上に、前記太陽光発電装置の発電出力実績及び/又は日射量の履歴を表示することを特徴とする蓄電池システム。
10. 請求項９に記載の蓄電池システムにおいて、
    前記端末の表示部は、前記太陽光発電装置の発電出力実績及び/又は前記日射量の履歴を表示する第１表示領域と、前記太陽光発電システムの系統図を表示する第２表示領域と、前記標準発電電力を規定するパラメータの入力を受け付ける第３表示領域と、を有することを特徴とする蓄電池システム。
11. 請求項８に記載の蓄電池システムにおいて、
    前記電力制御装置は、前記標準発電電力及び前記平滑化部の出力信号を乗算し、前記太陽光発電装置及び前記蓄電池による合計出力電力に相当するシステム出力電力目標値を求める復元部を備え、
    前記発電電力信号及び前記システム出力電力目標値の差分により、前記蓄電池の充放電目標値を求めることを特徴とする蓄電池システム。
12. 太陽光発電装置より計測される発電電力信号より日影変動成分を抽出する変動成分抽出部と、
    前記変動成分抽出部より得られる日影変動成分を平滑化する平滑化部と、
    前記平滑化部の出力信号に基づき蓄電池の充放電目標値を求める演算部と、
    を備えることを特徴とする電力制御装置。
13. 請求項１２に記載の電力制御装置において、
    快晴時における前記太陽光発電装置より得られる発電電力を標準発電電力として求める標準発電電力演算部を備え、
    前記変動成分抽出部は、前記発電電力信号及び前記標準発電電力に基づき、前記日影変動成分を抽出することを特徴とする電力制御装置。
14. 請求項１３に記載の電力制御装置において、
    日射量を計測する日射計と、表示部を有する端末を備え、
    前記端末の表示画面上に、前記太陽光発電装置の発電出力実績及び/又は日射量の履歴を表示することを特徴とする電力制御装置。
15. 請求項１３に記載の電力制御装置において、
    前記標準発電電力及び前記平滑化部の出力信号を乗算し、前記太陽光発電装置及び前記蓄電池による合計出力電力に相当するシステム出力電力目標値を求める復元部を備え、
    前記発電電力信号及び前記システム出力電力目標値の差分により、前記蓄電池の充放電目標値を求めることを特徴とする電力制御装置。

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