JP2020184851A - 直流電力網および直流電力網の制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】複数の電力網を直流の融通線により接続した直流電力網およびその制御システムを提供する。【解決手段】第１の電力網１０、少なくとも１つの第２の電力網２０ａ、２０ｂおよび第１の電力網と少なくとも１つの第２の電力網とを接続する直流の融通線３０ａ、３０ｂを有する直流電力網１００であって、第１の電力網および少なくとも１つの第２の電力網は、それぞれ、直流出力の発電源および蓄電設備を有し、第１の電力網と少なくとも１つの第２の電力網との間で相互に電力が供給される。【選択図】図１

Description

本発明は、複数の電力網を直流の融通線により接続した直流電力網およびその制御システムに関するものである。

近年、再生可能エネルギーを電力基盤とした独立型電力網（例えば、マイクログリッド）が、温暖化ガスの削減や持続的可能な社会の実現の観点から注目されている。また、この電力網は、災害時の電力インフラを確保することが望まれている。

特許文献１には、複数の直流形式電力生成装置および直流動作負荷を直流母線で連携し、交流の商用電源とは交直変換装置で接続する構成が開示されている。この特許文献１では、複数の直流形式電力生成装置および交流の商用電源の電力生成コストに応じた優先テーブルを設け、この優先テーブルに応じて各発電機器の供給選択順位を決定することで、経済的な運用アルゴリズムを実現している。

特許文献２には、複数の交流のマイクログリッド間を直流で接続する構成が開示されている。この特許文献２では、各マイクログリッド内は交流電力網で構成されている。各マイクログリッド間を直流で連携することで、各マイクログリッド内の周波数制御を他のマイクログリッドとは独立して行うことができるため、マイクログリッドの負荷電力の品質水準が反映された経済的な運営が可能であり、かつ、マイクログリッドシステムを安定的に運営できる。

特許第５４６７６４２号公報 特表２０１７−５２７２４０号公報

特許文献１には、１つのマイクログリッド内での電源を経済的に運用する技術が開示されているが、複数のマイクログリッドを全体として経済的に運用するという点は開示されていない。
太陽光発電などの直流電源は、雨天時には発電できないなど不安定な要素があるため、マイクログリッド内の電力供給を安定的、継続的に実施するには、商用電力系統またはガス発電設備等、任意の時に発電できる電源による不足分の補足が必須である。しかし、これらの運転制御の可能な発電設備を、不安定な直流電源に合わせて運用するという方式は、負荷率が低いため、運用効率が悪い。商用電力系統の買電価格は、定額料金および従量料金から構成されているため、負荷率が高いほどｋＷｈあたりのコストは高くなる。また電力系統の化石燃料による発電設備やあるいはマイクログリッド内のガス発電機も、一定の高い負荷率で運用することが効率的である。一般に発電設備の利用効率は負荷率に連動するからである。

特許文献２には、複数のマイクログリッドを直流の送電線で接続することにより、各マイクログリッド内の周波数制御を他のマイクログリッドとは独立して行う技術が開示されているが、マイクログリッド全体を効率的、経済的に運用するという点は開示されていない。
さらに、特許文献２では、マイクログリッド内は交流であるため、交流を直流に変換する交直変換装置を設けている。しかし直流電源を主要電源とするマイクログリッド間を接続する場合、直流電源の出力をいったん交流に変換してからさらに直流に変換する必要があり損失が大きい。特許文献２には、マイクログリッド内の直流電源を交流に変換せずに直流のまま接続するという点は開示されていない。

そこで、本発明では、上述した問題点を解消し、複数の電力網を直流の融通線により接続した直流電力網およびその制御システムを提供することを目的とする。

本発明の直流電力網は、第１の電力網、少なくとも１つの第２の電力網、および、前記第１の電力網と前記少なくとも１つの第２の電力網とを接続する直流の融通線を有し、
前記第１の電力網および前記少なくとも１つの第２の電力網は、それぞれ、直流出力の発電源および蓄電設備を有し、
前記第１の電力網と前記少なくとも１つの第２の電力網との間で相互に電力が供給される、
ことを特徴とする。

本発明の直流電力網では、前記蓄電設備は、前記第１の電力網の消費電力カーブおよび前記少なくとも１つの第２の電力網の消費電力カーブを平準化する、
ことが好ましい。

本発明の直流電力網では、前記第１の電力網の消費電力カーブと前記少なくとも１つの第２の電力網の消費電力カーブとが、相補的である、
ことが好ましい。

本発明の直流電力網では、前記第１の電力網のみが、商用電力系統に接続されている、
ことが好ましい。

本発明のシステムは、上述した直流電力網をコンピュータにより制御し、
前記第１の電力網を制御するための第１のエネルギーマネジメントシステムと、
前記少なくとも１つの第２の電力網を制御するための第２のエネルギーマネジメントシステムと、
前記第１および第２のエネルギーマネジメントシステムを制御するための総括エネルギーマネジメントシステムと、
を有することを特徴とする。

第１の電力網および第２の電力網において、発電源および蓄電設備は、直流のまま相互接続されるため、変換効率による電力損失が小さい。
また、第１の電力網と第２の電力網との間で相互に電力が供給されることにより、電力供給の設備容量を減少することができる。なお、「相互に電力が供給される」とは、第１の電力網から第２の電力網に電力が供給され、かつ、第２の電力網から第１の電力網に電力が供給される双方向の場合に限定されるものではなく、第１の電力網から第２の電力網に電力が供給される一方向の場合、および、第２の電力網から第１の電力網に電力が供給される一方向の場合も含むものとする。
また、消費電力カーブが相補的である第１の電力網と第２の電力網との間で相互に電力が供給されることにより、消費電力カーブを平準化することができ、消費電力カーブを平準化することにより、供給電力の最大値を減少することができ、かつ、融通線の設備容量も減少することができる。
また、直流電力網の複数の電力網のうち、第１の電力網のみが、商用電力系統に接続されているため、受電設備を簡略化することができるとともに、電気料金を低額化することができる。

本発明の直流電力網およびこの直流電力網を制御するためのシステムのブロック図である。 平日晴天時の第１の電力網における電力収支を示すグラフである。 平日晴天時の第２の電力網における電力収支を示すグラフである。 休日晴天時の第２の電力網における電力収支を示すグラフである。 休日晴天時の第１の電力網における電力収支を示すグラフである。 平日雨天時の第２の電力網における電力収支を示すグラフである。 平日雨天時の第１の電力網における電力収支を示すグラフである。 平日雨天時の第１の電力網におけるその他の電力収支を示すグラフである。

図１は、本発明の直流電力網およびこの直流電力網を制御するためのシステムのブロック図である。
直流電力網１００は、第１の電力網１０、２つの第２の電力網２０ａ、２０ｂ、第１の電力網１０と第２の電力網２０ａとを接続する送電線である直流の融通線３０ａ、および、第１の電力網１０と第２の電力網２０ｂとを接続する送電線である直流の融通線３０ｂを有する。

第１の電力網１０は、例えば大規模工場の電力網であり、直流電力網１００の中で最も消費電力が大きい。第１の電力網１０は、商用電力系統に接続されており、電力会社から買電している。第１の電力網１０は、直流出力の発電源、例えば、太陽光発電システムおよび蓄電設備（蓄電池の出力をＤＣ／ＤＣコンバータで所定の電圧に変換して直流線路に接続し、任意の電流で充放電する装置）を有する。太陽光発電システムおよび蓄電設備は、直流線路に直接接続され、交流負荷は、系統ＡＣ／ＤＣを介して直流線路に接続されている。系統ＡＣ／ＤＣは、後述するように、太陽光発電システムおよび蓄電設備から、大規模工場の交流負荷の消費電力カーブの平準化（ピークカット）を行うために必要となる電力を交流負荷に供給し、必要に応じて第２の電力網２０ａ、２０ｂから供給（融通）された電力を交流負荷に供給する。このように、大規模工場の交流負荷は、商用電力系統と系統ＡＣ／ＤＣとの両方から電力を供給される。このため、系統ＡＣ／ＤＣの設備容量は、大規模工場の交流負荷全体をカバーする必要がないので、交流負荷より小さい容量とすることができる。

第２の電力網２０ａ、２０ｂは、例えば大規模宅地、商業施設の電力網である。第２の電力網２０ａ、２０ｂは、それぞれ、第１の電力網１０と同様に、直流出力の発電源、例えば、太陽光発電システムおよび蓄電設備を有する。ただし、第２の電力網２０ａ、２０ｂは、商用電力系統には接続されていない。ＡＣ／ＤＣは、太陽光発電システムおよび蓄電設備から電力を交流負荷に供給し、必要に応じて第１の電力網１０から供給（融通）された電力を交流負荷に供給する。このため、第２の電力網２０ａ、２０ｂのＡＣ／ＤＣの設備容量は、それぞれ、第２の電力網２０ａ、２０ｂの交流負荷全体をカバーする必要がある。

第１の電力網１０および第２の電力網２０ａ、２０ｂのそれぞれの発電源および蓄電設備は、直流のまま相互接続されており、従来のように電力を交流に変換する必要がないため、変換効率による電力損失が小さい。

直流電力網１００を制御するためのシステム２００は、第１の電力網１０を制御するための第１のエネルギーマネジメントシステム（ＥＭＳ１）と、第２の電力網２０ａ、２０ｂをそれぞれ制御するための第２のエネルギーマネジメントシステム（ＥＭＳ２ａ、ＥＭＳ２ｂ）と、第１および第２のエネルギーマネジメントシステム（ＥＭＳ１、ＥＭＳ２ａ、ＥＭＳ２ｂ）を制御するための総括エネルギーマネジメントシステム（総括ＥＭＳ）と、を有する。各ＥＭＳは、交流負荷の消費電力を測定し、蓄電設備の充放電を制御し、電力網間で相互に供給（融通）される電力（以下、「融通電力」とも称する）を決定する。
各ＥＭＳは、パーソナルコンピュータ、サーバ、ワークステーション等のコンピュータであり、ハードウェア構成として、ＣＰＵ、メモリ、通信Ｉ／Ｆ、入出力装置等を有する。ＣＰＵは、メモリに格納されているプログラムを読み出して実行する。メモリには、プログラムおよびデータ等が格納される。通信Ｉ／Ｆを介して、ＥＭＳ同士が通信する。

第１の電力網１０および第２の電力網２０ａ、２０ｂにおいて、交流負荷が消費する電力の１日の推移（消費電力カーブ）は、太陽光発電システムの発電量の１日の推移（ＰＶ発電カーブ）と一致せず、電力の過不足が生ずる。それゆえ、この過不足分を時間的にシフトするために、自己の電力網における蓄電設備の充放電を調整し、かつ、他の電力網から供給される融通電力を利用する。

図２および図３を用いて、本発明の前提条件を説明する。
図２は、平日晴天時の第１の電力網における電力収支を示すグラフである。
棒グラフで示すように、第１の電力網における消費電力は、大規模工場が稼働する７時台から増加し、昼休憩のある１２時台でやや減少するものの、全体としては日中の時間帯に高く維持され、夕方にかけて減少する。また、折れ線グラフ（実線）で示すように、太陽光発電量（以下、「ＰＶ発電」とも称する）は、日の出とともに増加し、日中にピークを示し、日の入り後にゼロになる。大規模工場では、必要な消費電力のすべてをＰＶ発電により賄うことができない。それゆえ、商用電力系統からある一定量の電力（図２では４ＭＷの平準化後電力として示す）を買電する。また、蓄電設備充放電を折れ線グラフ（破線）で示す。蓄電設備充放電のグラフは、プラスが放電を示し、マイナスが充電を示す。
例えば、１４時台には、消費電力≒８．５ＭＷのうち、一部である３．４ＭＷをＰＶ発電により賄い、一部である４ＭＷを商用電力系統からの買電により賄い、残りの１．１ＭＷを蓄電設備の放電により賄う。
他の例として、０時台には、消費電力≒２．５ＭＷであるところ、商用電力系統からは一定の４ＭＷを買電しているので、蓄電設備に約１．５ＭＷを充電することができる。
このように、消費電力カーブとＰＶ発電カーブとは、実際には一致していないが、蓄電設備の充放電を調整することにより、消費電力カーブを疑似的に平準化し、この一定の平準化電力を、商用電力系統から買電する。このため、天候に依存して出力が一定ではない再生可能エネルギーの発電源を用いながら、商用電力系統からの買電電力または逆潮流電力の変動を、従来の再生可能エネルギーの発電源を用いた電力網よりも抑えることができる。

次に、第１の電力網に導入する太陽光発電システムおよび蓄電設備の容量の決定方法について説明する。
図２は、大規模工場において、年間を通じて消費電力が最大となる季節のある１日の電力収支を示すものとする。７時台〜２１時台には、「平準化後電力（４ＭＷ）＜消費電力」の関係が成り立ち、平準化後電力を超えた消費電力の１日の合計（２６．８ＭＷｈ）を太陽光発電システムにより発電する必要がある。この季節の晴天時の日射カーブからこの発電量を１日で達成できる太陽光発電システムの発電量を求めたところ、６．１ＭＷであったため、第１の電力網において、６．１ＭＷ相当の太陽光発電システムを導入すべきであると決定できる。
また、上述したように、消費電力カーブとＰＶ発電カーブとは一致しないため、蓄電システムを用いてこの差分を調整（平滑化）する必要がある。図２のデータから、「消費電力−ＰＶ発電」の最大値は、１８時台の６．５ＭＷであり（消費電力≒６．８ＭＷ、ＰＶ発電≒０．３ＭＷ）、平準化後電力を超えた「消費電力−ＰＶ発電」の最大値は、１８時台の２．５ＭＷであり（６．５ＭＷ−４ＭＷ）、平準化後電力を超えた「消費電力−ＰＶ発電」の１日の合計値は、１５ＭＷｈであると求められた。それゆえ、第１の電力網において、２．５ＭＷ、１５ＭＷｈ相当の蓄電設備を導入すべきであると決定できる。

図３は、平日晴天時の第２の電力網における電力収支を示すグラフである。
棒グラフで示すように、第２の電力網における消費電力は、６時台から増加し、日中の時間帯に高く維持され、１７時台以降減少する。折れ線グラフ（実線）で示すように、ＰＶ発電は、日の出とともに増加し、日中にピークを示し、日の入り後にゼロになる。
９時台〜１６時台には、消費電力＜ＰＶ発電の関係が成り立つため、商業施設において必要な消費電力をすべてＰＶ発電により供給することができ、さらに、余剰電力（ＰＶ発電−消費電力）を蓄電設備に充電することができる。例えば、９時台には、両矢印ａで示す余剰電力を蓄電設備に充電し、１２時台には、両矢印ｂで示す余剰電力を蓄電設備に充電することができる。
０時台〜８時台および１７時台〜２３時台には、ＰＶ発電＜消費電力の関係が成り立つため、不足する電力を蓄電設備の放電により供給する。
このように、平日晴天時の第２の電力網では、電力の自給自足が達成されている。

次に、第２の電力網に導入する太陽光発電システムおよび蓄電設備の容量の決定方法について説明する。
図３は、商業施設において、年間を通じて消費電力が最大となる季節のある１日における電力収支を示すものとする。消費電力の１日の合計は１５ＭＷｈであり、この１５ＭＷｈを太陽光発電システムにより発電する必要がある。この季節の晴天時の日射カーブからこの発電量を１日で達成できる太陽光発電システムの発電量を求めたところ、３．８ＭＷであったため、第２の電力網において、３．８ＭＷ相当の太陽光発電システムを導入すべきであると決定できる。
また、余剰電力の１日の合計は約１２ＭＷｈであり、蓄電設備の最大充電量は、１３時台の約１．２ＭＷである。そこで、パワコンの変換効率および蓄電池の劣化裕度を考慮して、第２の電力網において、１．５ＭＷ、１２ＭＷｈ相当の蓄電設備を導入すべきであると決定できる。

図２および図３に示した場合では、各電力網において、電力の需要と供給のバランスが成立しており、電力網間で電力を供給する必要はない。
ただし、設備の故障や予想以上の電力需要が発生した場合、自己の電力網の太陽光発電システムおよび蓄電設備では電力を賄えないことがある。また、自己の電力網の電力需要が予想以下の場合、自己の電力網の蓄電設備の容量を超えること、すなわち、余剰電力を充電できないことがある。このような場合、本発明を用いて、電力網間で相互に電力を供給する。

以下、本発明の第１実施形態（休日晴天時）を説明する。
図４は、休日晴天時の第２の電力網における電力収支を示すグラフであり、図４（ａ）は第１の電力網からの電力供給がない場合を示し、図４（ｂ）は第１の電力網からの電力供給がある場合を示す。
棒グラフで示すように、第２の電力網における消費電力は、６時台から増加し、日中の時間帯に高く維持され、１７時台以降減少する。折れ線グラフ（実線）で示すように、ＰＶ発電は、日の出とともに増加し、日中にピークを示し、日の入り後にゼロになる。
図４（ａ）に示すように、第１の電力網からの電力供給がない場合、６時台には、蓄電設備の充電量を使い切り、かつ、太陽光発電が開始していないため、６時台後半から８時台までは電力不足が発生する。不足電力は、図４（ａ）において、斜線で示す棒グラフの合計１．４ＭＷｈである。このように、休日は晴天であっても、商業施設の電力は、特に日の出前の時間帯には不足する。これは、太陽光発電システムは、平日の商業施設の需要に合わせて設計されているためである。すなわち、上述したように、第２の電力網には、３．８ＭＷ相当の太陽光発電システムが導入されているが、休日の商業施設の需要に合わせるためには、より多くの出力の太陽光発電システムを導入する必要がある。
一方、大規模工場は、休日は稼働していないため、消費電力が低く、余剰電力が発生している。それゆえ、図４（ｂ）に示すように、０時台〜７時台の間、第２の電力網には、第１の電力網から合計１．４ＭＷ（２００ｋＷ×７時間）の電力が供給される。これにより、０時台〜５時台の間、図４（ａ）の場合と比較して、蓄電設備の放電量が減少し、その分を、６時台〜８時台に放電することにより、商業施設の消費電力を賄うことができる。

なお、本実施形態では、第２の電力網は、第１の電力網から２００ｋＷの電力を７時間で供給されているが、１００ｋＷの電力を１４時間で供給される等、任意の設定が可能である。このように、不足電力をある一定時間で平準化（分割）して供給することにより、第１の電力網および第２の電力網の双方の蓄電設備の容量を最小化することができる。例えば、不足分の１．４ＭＷの電力を１時間で供給する場合、第１の電力網および第２の電力網の双方の蓄電設備の容量は１．４ＭＷ分増加する必要があるが、２００ｋＷの電力を７時間で供給する場合、第１の電力網および第２の電力網の双方の蓄電設備の容量の増加分は２００ｋＷ分でよい。
このように、第２の電力網の消費電力カーブを蓄電システムで平準化することにより、従来の平準化を実施しない場合に比べて、第１の電力網からの供給電力（融通電力）の最大値を減少することができ、かつ、融通線の設備容量も減少することができる。

図５は、休日晴天時の第１の電力網における電力収支を示すグラフである。
大規模工場は、休日に稼働していないため、棒グラフで示すように、第１の電力網における消費電力は、１日中ほぼ一定である。上述したように、０時台〜７時台の間、第１の電力網から第２の電力網に２００ｋＷを供給（融通）しており、この供給電力（融通電力）を消費電力とともに棒グラフで示す。折れ線グラフ（実線）で示すように、ＰＶ発電は、日の出とともに増加し、日中にピークを示し、日の入り後にゼロになる。
図２において説明したように、太陽光発電システムは、年間を通じて消費電力が最大となる平日の電力収支に基づいて導入されているため、図５に示す休日の場合、消費電力＜ＰＶ発電となる時間帯（１２時台〜１３時台）が存在する。この余剰電力（ＰＶ発電−消費電力）を充電し、かつ、第１の電力網の消費電力カーブを平準化するために必要な蓄電設備の容量は、１６．３ＭＷｈである。しかしながら、図２において説明したように、第１の電力網では、１５ＭＷｈ相当の蓄電設備が導入されているため、第１の電力網内のみで電力の需要と供給のバランスを成立させるためには、１．３ＭＷｈ（１６．３ＭＷｈ−１５ＭＷｈ）だけ大きな容量の蓄電設備を導入する必要がある。しかしながら、本発明では、第１の電力網から第２の電力網に余剰電力を供給している（１．４ＭＷｈ）ため、第１の電力網において、蓄電設備の容量を１．３ＭＷｈ分だけ増加する必要はない。

上述したように、休日晴天時には、第１の電力網では１．３ＭＷｈの電力が蓄電設備充電量を超過し、第２の電力網では１．４ＭＷｈの電力が不足する。従来技術では、この過不足に対応するために、第１の電力網において最大需要に合わせて蓄電設備の容量を増加する必要があり、かつ、第２の電力網において商用電力系統から買電する必要があった。しかしながら、本発明では、第１の電力網から第２の電力網に電力を供給（融通）することにより、第１の電力網において蓄電設備の容量を減少することができ、同時に、第２の電力網を商用電力系統に接続する必要がなくなる。それゆえ、第１の電力網および第２の電力網を有する直流電力網の全体として、少ない設備により電力供給を達成することができる。

以下、本発明の第２実施形態（平日雨天時）を説明する。
図６は、平日雨天時の第２の電力網における電力収支を示すグラフである。
棒グラフで示すように、第２の電力網における消費電力は、図３に示す平日晴天時と同様の挙動を示し、６時台から増加し、日中の時間帯に高く維持され、１７時台以降減少する。ただし、雨天のため、ＰＶ発電はゼロである。
ＰＶ発電がゼロのため、商業施設において必要な消費電力のすべてを、蓄電設備のみによって供給することができない。それゆえ、消費電力のうちの一部を蓄電設備により供給し、残りを第１の電力網から供給する。第１の電力網からは、ある一定量（図示例では６５０ｋＷ）の電力が供給される。
例えば、１７時台には、ピークの消費電力＝１０３０ｋＷであるので、その一部である６５０ｋＷを第１の電力網からの供給電力（融通電力）で賄い、残りの一部である３８０ｋＷを蓄電設備の放電により賄う。
他の例として、３時台には、消費電力≒２００ｋＷであるところ、第１の電力網からは一定の６５０ｋＷが供給されているので、蓄電設備に約４５０ｋＷを充電することができる。

次に、第１の電力網からの電力供給量（６５０ｋＷ）の決定方法について説明する。
図３において説明したように、商業施設における消費電力の１日の合計は１５ＭＷｈである。ＰＶ発電がゼロのため、１時間当たり６２５ｋＷ（１５ＭＷｈ÷２４時間）の電力を第１の電力網から供給する必要がある。そこで、２５ｋＷの余裕をもたせて、第１の電力網から６５０ｋＷの電力を供給すると決定する。
上述したように、ピークの消費電力は、１７時台の１０３０ｋＷであるが、本発明では、蓄電設備を用いて消費電力を平滑化しているため、ピークの消費電力（１０３０ｋＷ）ではなく平滑化後電力（６５０ｋＷ）に対応する設備容量を導入すればよい。

図７は、平日雨天時の第１の電力網における電力収支を示すグラフである。
棒グラフで示すように、第１の電力網における消費電力は、図２に示す平日晴天時と同様の挙動を示し、７時台から増加し、１２時台を除き日中の時間帯に高く維持され、夕方にかけて減少する。また、図６において説明したように、第１の電力網から第２の電力網へ、ある一定量（６５０ｋＷ）の電力が供給され、この供給電力（融通電力）も棒グラフで示している。
雨天のため、ＰＶ発電がゼロであるので、大規模工場において必要な消費電力は、蓄電設備による放電および商用電力系統からの買電によって賄われる。蓄電設備充放電（目標値）を折れ線グラフ（破線）で示す。また、商用電力系統からの買電量として、約５８００ｋＷの一定の平準化後電力（目標値）および時間ごとに変化する平準化後電力（実際値）も併せて示す。
なお、図７では、平準化後電力（実際値）は、一定ではないので、完全な平準化が達成されているわけではないものの、他の実施形態と用語を統一するために、平準化後電力（実際値）として示す。

この実施形態では完全な平準化を達成できていないが、以下、その詳細について説明する。
９時台〜１９時台には、「平準化後電力（目標値）＜消費電力」の関係が成り立ち、蓄電設備により、平準化後電力（目標値）を超えた消費電力の１日の合計（２６．８ＭＷｈ）を平準化する必要がある。
また、０時台〜７時台および２１時台〜２３時台には、蓄電設備は、余剰電力（平準化後電力（目標値）−消費電力）を充電するが、この時間帯のうち２時台〜３時台において、必要となる蓄電設備の充電量が最大値３．４ＭＷとなる。
それゆえ、平準化後電力（目標値）を達成するために、第１の電力網において、３．４ＭＷ、２６．８ＭＷｈ相当の蓄電設備を導入すべきであると決定できる。
しかしながら、図２において説明したように、第１の電力網に導入する蓄電設備の容量は、平日晴天時の電力収支に基づいて決定されているため、第１の電力網には、２．５ＭＷ、１５ＭＷｈ相当の蓄電設備が導入されている。それゆえ、蓄電設備は、０．９ＭＷ（３．４ＭＷ−２．５ＭＷ）、１１．８ＭＷｈ（２６．８ＭＷｈ−１５ＭＷｈ）が不足するため、平準化後電力（実際値）で示すように、商用電力系統からの買電量は一定ではなく、平準化を完全には達成できていない。
ただし、蓄電設備の充放電を用いることにより、商用電力系統からの買電量の最大値を減少することができ、平準化後電力（実際値）は、一定値ではないものの、５．８ＭＷ±０．９ＭＷの範囲に抑えることができる。すなわち、蓄電設備の充放電による平準化を行わない場合、１１時台、１３時台〜１５時台の９１５０ｋＷの電力を商用電力系統から買電しなければならないところ、蓄電設備の充放電による平準化を不完全ながらも行うことにより、６６５０ｋＷの電力を商用電力系統から買電すればよく、受電設備の容量を減少することができる。

以下、本発明の第３実施形態（平日雨天時）を説明する。
図３において説明したように、第２の電力網に導入する蓄電設備の容量は、平日晴天時の電力収支に基づいて決定されているため、第２の電力網には、１．５ＭＷ、１２ＭＷｈ相当の蓄電設備が導入されている。図６のデータから、平日雨天時では、第２の電力網の蓄電設備の容量は、６５０ｋＷ、２．５ＭＷｈが使用されていると求められたため、蓄電設備の容量には０．８５ＭＷ、９．５ＭＷｈの裕度が存在している。そこで、第２の電力網の蓄電設備を、第１の電力網において用いることを検討する。
図８は、平日雨天時の第１の電力網におけるその他の電力収支を示すグラフである。
図８は、第２の電力網の蓄電設備を用いることにより、平準化をほぼ完全に達成できている点以外、図７と同一である。
図７において説明したように、第１の電力網における蓄電設備は、０．９ＭＷ、１１．８ＭＷｈが不足している。そこで、第２の電力網の蓄電設備の裕度分（０．８５ＭＷ、９．５ＭＷｈ）を、第１の電力網において用いる。図８において、第１の電力網に供給した第２の電力網の蓄電設備の充放電量を、蓄電設備充放電（第２の電力網）として折れ線グラフ（長破線）で示す。蓄電設備充放電（第２の電力網）のグラフは、プラスが放電、すなわち、第２の電力網から第１の電力網への電力供給を示し、マイナスが充電、すなわち、第１の電力網から第２の電力網への電力供給を示す。また、第１の電力網の蓄電設備充放電と第２の電力網の蓄電設備充放電との合計を、蓄電設備充放電（合計）として折れ線グラフ（破線）で示す。
第１の電力網の蓄電設備の最大出力は２．５ＭＷであるため、２時台〜３時台に示すように、３．４ＭＷの充電を行うことはできない。そこで、その差分（３．４−２．５）を、第２の電力網の蓄電設備の充電を用いて補足する。また、昼間の時間帯（例えば、１３時台〜１５時台）には、第１の電力網が３．４ＭＷの放電を行うことはできないため、その差分を、第２の電力網の蓄電設備の放電を用いて補足する。この補足分が、第１の電力網から第２の電力網への供給電力（融通電力）である６５０ｋＷを超えている場合、第２の電力網から第１の電力網に電力を供給することになる。
このように、第１の電力網において、少ない容量の蓄電設備で消費電力カーブの平準化をほぼ完全に達成することができる。

なお、第１の電力網の蓄電設備の不足分が０．９ＭＷ、１１．８ＭＷｈであり、第２の電力網の蓄電設備からの補足分が０．８５ＭＷ、９．５ＭＷｈであるため、不足分のすべてを補足することはできていないが、不足分の大部分を補足できているという点で、第３の実施形態では、平準化をほぼ完全に達成できているといえる。
なお、この実施形態とは反対に、第２の電力網の蓄電設備の不足分を第１の電力網の蓄電設備により補足することもできる。
このように、第１の電力網の蓄電設備と第２の電力網の蓄電設備とを資源供給することにより、消費電力カーブの平準化を達成することができる。

以下、図示を省略するが、本発明のその他の実施形態を説明する。
図３は、平日晴天時の第２の電力網において、ＰＶ発電がすべて商業施設において消費された場合を示したが、ＰＶ発電に余剰が発生する場合には、この余剰電力を、第２の電力網から第１の電力網に供給することもできる。

上述した実施形態では、第１の電力網が大規模工場の電力網であり、第２の電力網が商業施設の電力網であるとして説明したが、本発明は、これらの例に限定されるわけではない。例えば、第１の電力網および第２の電力網は、相互に電力供給が可能な電力網であれば、住宅地域、離島等、任意の施設の電力網の組み合わせとすることができる。
また、上述した実施形態では、直流出力の発電源が太陽光発電システムであるとして説明したが、発電源は、風力発電、ガスタービン発電機、燃料電池等、任意の直流出力を有する設備とすることができる。

上述したように、第１の電力網が大規模工場の電力網の場合、平日の消費電力を示す図２と休日の消費電力を示す図５とを比較すると明らかなように、平日の消費電力が高く、休日の消費電力は低い。一方、第２の電力網が大規模宅地、商業施設等の電力網の場合、平日の消費電力を示す図３と休日の消費電力を示す図４とを比較すると明らかなように、平日の消費電力が低く、休日の消費電力は高い。すなわち、第１の電力網の消費電力カーブと第２の電力網の消費電力カーブとは、相補的である。このように、消費電力カーブが相補的であると、平日には、第２の電力網が、余剰電力を第１の電力網に供給し、休日には、第１の電力網が、余剰電力を第２の電力網に供給することができるので好ましい。

図１に示すように、第１の電力網のみが、商用電力系統に接続されており、第２の電力網は、商用電力系統に接続されていないことが好ましい。この構成では、第２の電力網は、商用電力系統からの受電設備を有する必要がないため、設備を簡略化することができる。また、第１の電力網のみが、商用電力系統から一括して買電することにより、第１の電力網および第２の電力網のそれぞれが買電する場合より、電気料金を低額化することができる。これは、１０ＭＷの電力を買電する場合、一括で買電した方が、４ＭＷ、３ＭＷ、３ＭＷのように分割で買電する場合より電気料金を低額化できるためである。
なお、第２の電力網において電力不足が生じた場合には、第１の電力網から電力が供給されるが、この供給電力（融通電力）は、第１の電力網の太陽光発電システムにより発電された電力でもよいし、第１の電力網が商用電力系統から買電した電力でもよい。

Claims (5)

1. 第１の電力網、少なくとも１つの第２の電力網、および、前記第１の電力網と前記少なくとも１つの第２の電力網とを接続する直流の融通線を有する直流電力網であって、
   前記第１の電力網および前記少なくとも１つの第２の電力網は、それぞれ、直流出力の発電源および蓄電設備を有し、
   前記第１の電力網と前記少なくとも１つの第２の電力網との間で相互に電力が供給される、
   ことを特徴とする直流電力網。
2. 前記蓄電設備は、前記第１の電力網の消費電力カーブおよび前記少なくとも１つの第２の電力網の消費電力カーブを平準化する、
   請求項１に記載の直流電力網。
3. 前記第１の電力網の消費電力カーブと前記少なくとも１つの第２の電力網の消費電力カーブとが、相補的である、
   請求項１または２に記載の直流電力網。
4. 前記第１の電力網のみが、商用電力系統に接続されている、
   請求項１から３のいずれかに記載の直流電力網。
5. 請求項１から４のいずれかに記載の直流電力網をコンピュータにより制御するためのシステムであって、前記システムは、
   前記第１の電力網を制御するための第１のエネルギーマネジメントシステムと、
   前記少なくとも１つの第２の電力網を制御するための第２のエネルギーマネジメントシステムと、
   前記第１および第２のエネルギーマネジメントシステムを制御するための総括エネルギーマネジメントシステムと、
   を有することを特徴とするシステム。

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