JP2021052488A - 電力制御装置、電力制御方法、双方向インバータ、及び電力制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】蓄電池を有効に利用できる電力制御装置、電力制御方法、双方向インバータ、及び電力制御システムを提供する。【解決手段】電力制御装置１３は、交流側と直流側との間に接続される双方向インバータ１０を制御可能に構成される制御部１３１を備える。制御部１３１は、再生可能エネルギー発電装置３３の発電電力量及び負荷３１、３２の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得する。制御部１３１は、第２時刻における蓄電装置１２の目標充電量を仮定し、仮定した目標充電量に対して、第２時刻から第１時刻までさかのぼるように各時刻の予測値を適用して各時刻において目標充電量を更新することによって、第１時刻における目標充電量を算出する。制御部１３１は、第１時刻における目標充電量に基づいて、双方向インバータ１０に、充電動作又は放電動作を実行させる。【選択図】図３

Description

本開示は、電力制御装置、電力制御方法、双方向インバータ、及び電力制御システムに関する。

従来、電力網に接続されている電力システムにおいて、太陽電池の発電量の予測値と電力需要の予測値とに基づいて蓄電池の充放電の計画を立てる構成が知られている（例えば特許文献１参照）。

特開２００９−２８４５８６号公報

電力システムにおいて、蓄電池を有効に利用することが求められる。

かかる事情に鑑みてなされた本開示の目的は、蓄電池を有効に利用できる電力制御装置、電力制御方法、双方向インバータ、及び電力制御システムを提供することにある。

本開示の一実施形態に係る電力制御装置は、電力網から受電する負荷を含む交流側と、再生可能エネルギー発電装置及び蓄電装置を含む直流側との間に接続される双方向インバータを制御可能に構成される制御部を備える。前記制御部は、前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力量、及び、前記負荷の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得する。前記制御部は、前記第２時刻における前記蓄電装置の目標充電量を仮定する。前記制御部は、仮定した目標充電量に対して、前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼるように各時刻の前記予測値を適用して各時刻において前記目標充電量を更新することによって、前記第１時刻における前記目標充電量を算出する。前記制御部は、前記第１時刻における前記目標充電量に基づいて、前記双方向インバータに、前記交流側から前記直流側への充電動作、又は、前記直流側から前記交流側への放電動作を実行させる。

本開示の一実施形態に係る電力制御方法は、電力網から受電する負荷を含む交流側と、再生可能エネルギー発電装置及び蓄電装置を含む直流側との間に接続される双方向インバータを制御可能に構成される電力制御装置によって実行される。前記電力制御方法は、前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力量、及び、前記負荷の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得するステップを含む。前記電力制御方法は、前記第２時刻における前記蓄電装置の目標充電量を仮定するステップを含む。前記電力制御方法は、前記電力制御装置が、仮定した目標充電量に対して、前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼるように各時刻の前記予測値を適用して各時刻において前記目標充電量を更新することによって、前記第１時刻における前記目標充電量を算出するステップを含む。前記電力制御方法は、前記第１時刻における前記目標充電量に基づいて、前記双方向インバータに、前記交流側から前記直流側への充電動作、又は、前記直流側から前記交流側への放電動作を実行させるステップを含む。

本開示の一実施形態に係る双方向インバータは、電力網から受電する負荷を含む交流側と、再生可能エネルギー発電装置及び蓄電装置を含む直流側との間に接続可能に構成される。前記双方向インバータは、前記交流側から前記直流側への充電、又は、前記直流側から前記交流側への放電の実行を制御する制御部を備える。前記制御部は、前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力量、及び、前記負荷の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得する。前記制御部は、前記第２時刻における前記蓄電装置の目標充電量を仮定する。前記制御部は、仮定した目標充電量に対して、前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼるように各時刻の前記予測値を適用して各時刻において前記目標充電量を更新することによって、前記第１時刻における前記目標充電量を算出する。前記制御部は、前記第１時刻における前記目標充電量に基づいて、充電又は放電の実行を制御する。

本開示の一実施形態に係る電力制御システムは、双方向インバータと蓄電装置とを備える。前記双方向インバータは、電力網から受電する負荷を含む交流側と、再生可能エネルギー発電装置及び前記蓄電装置を含む直流側との間に接続可能に構成される。前記双方向インバータは、前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力量、及び、前記負荷の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得する。前記双方向インバータは、前記第２時刻における前記蓄電装置の目標充電量を仮定する。前記双方向インバータは、仮定した目標充電量に対して、前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼるように各時刻の前記予測値を適用して各時刻において前記目標充電量を更新することによって、前記第１時刻における前記目標充電量を算出する。前記双方向インバータは、前記第１時刻における前記目標充電量に基づいて、前記交流側から前記直流側への充電動作、又は、前記直流側から前記交流側への放電動作を実行する。前記蓄電装置は、前記直流側において前記再生可能エネルギー発電装置に接続される。前記蓄電装置は、前記双方向インバータが実行する動作に応じて、前記再生可能エネルギー発電装置及び前記双方向インバータから受電する電力による充電、又は、前記双方向インバータに対する放電を実行する。

本開示の一実施形態に係る電力制御装置、電力制御方法、双方向インバータ、及び電力制御システムによれば、蓄電池が有効に利用され得る。

一実施形態に係る電力制御システムの構成例を示すブロック図である。 余剰電力の大きさに応じた制御による結果の一例を示すグラフである。 余剰電力が複数の期間で生じる場合における、比較例に係る制御による結果と本実施形態に係る制御による結果とを示すグラフである。 休業日が続く場合を考慮した制御による結果の一例を示すグラフである。 発電電力の予測値と実際の発電電力との間に差が生じた場合における制御結果の一例を示すグラフである。 蓄電装置の充電量の制御上限が定格蓄電容量未満に設定されることによって設けられるバッファの効果を説明するグラフである。 受電電力のピークカットを実行した場合の結果の一例を示すグラフである。 停電のタイミングと停電で生じるリスクとの関係を説明するグラフである。 予測値に基づいて目標充電量を算出するための表の一例を示す図である。 一実施形態に係る電力制御方法の手順の一例を示すフローチャートである。 目標充電量を算出する手順の一例を示すフローチャートである。

太陽光発電の固定買い取り制度における買い取り価格の低下によって、売電よりも自家消費に注目が集まりつつある。また特に産業用の売電では電力会社との「逆潮流有り」の連系協議が必要になるが地方部では電力会社の系統容量が不足しており連系拒否又は高額な負担金要求などがあり許可が出ても出力制御による無制限発電制限などのリスクがある。これに対し自家消費の場合は「逆潮流なし」の連系協議を行うためこのようなリスクはない。次に自家消費では出来るだけ多くのパネルを設置して採算性を向上させたいが消費しきれない余剰分は逆潮流できないため発電を制限する必要がある。一方で昨今気候変動に伴い台風又は水害などによる被害が甚大化する傾向にある。太陽用のみの自家消費設備でも災害による停電発生時に自立運転での重要負荷のバックアップは可能であるが夜間又は低日照時などには使用できず特に企業の事業継続計画（ＢＣＰ：Business Continuity Plan）の観点ら見ると実用的とは言えない。

これら全体を踏まえて、蓄電池を追加することで余剰分を活用することが期待される。この場合、蓄電装置には、以下の（１）から（３）までのような機能が求められている。（１）日中の余剰発電を逆潮流させることなく充電しつつ、夜間など軽負荷時に放電することにより電気使用料金を削減する。（２）蓄電池に充電されている電力を活用してピークカット放電により電気基本料金を削減する。（３）蓄電池に充電されている電力を活用して停電時に自立運転を行い重要負荷のバックアップをする。

ここで、上述の（１）から（３）までの機能を実現するために、蓄電装置の充電率の設定が相反することがある。例えば（１）を実現するために、蓄電装置の充電率を下げて、余剰電力を充電する空き容量を確保する必要がある。一方で、（２）及び（３）を実現するために、蓄電装置の充電率を上げて、ピークカット時及び停電時に放電する電力を確保する必要がある。

例えば、特開２００９−２８４５８６号公報には、２２時から翌日の２２時までの２４時間を予測期間として、予測期間の直前に予測期間内の充放電の計画を立てる構成が記載されている。この場合、発電電力が予測より下振れするものの負荷の消費電力が予測通りであった場合、消費電力のピークに対して蓄電装置の充電量が不足してピークカットに対応できない可能性がある。また予測期間内において余剰電力の発生に分布が生じた場合も充電率が低下するためピークカットに対応できない可能性がある。また、上記構成は、余剰電力の逆潮流を許容することを前提としている。逆潮流をしないことを前提として系統連系している場合、逆潮流が生じた場合に逆電力継電器（ＲＰＲ：Reverse Power Relay）の機能によって電力の出力が停止されてしまう。また、休日等の負荷の消費電力が低い状態で蓄電装置の充電量が上限になった場合に余剰電力をどのように扱うか言及されていない。また、余剰がなくピークもない場合は充電率が低い状態を許容しており停電時のバックアップ電源としては短時間しかバックアップできない可能性がある。

本開示において、上述の（１）から（３）までの機能を実現できる、電力制御装置、電力制御方法、双方向インバータ、及び電力制御システムが説明される。

（電力制御システム１の構成例）
図１に示されるように、一実施形態に係る電力制御システム１は、双方向インバータ１０と、蓄電装置１２と、ＥＭＳ（Energy Management System）１３とを備える。双方向インバータ１０は、ＥＭＳ１３を含むように構成されてもよい。双方向インバータ１０がＥＭＳ１３を含む場合、以下説明されるＥＭＳ１３の動作は双方向インバータ１０の動作とみなされ得る。図１において、各構成部を接続する実線は、電力を供給する電力線に対応する。各構成部を接続する破線は、情報又はデータを通信する通信線に対応する。各構成部は、有線で通信してもよいし、無線で通信してもよい。

電力制御システム１は、施設５１に含まれる。施設５１は、電力制御システム１と、重要負荷３１と、一般負荷３２と、発電装置３３とを備える。施設５１は、例えば、工場等である。電力制御システム１は、発電装置３３が発電する電力を蓄電装置１２に充電してよい。電力制御システム１は、発電装置３３が発電する電力又は蓄電装置１２が放電する電力を、双方向インバータ１０を介して重要負荷３１又は一般負荷３２に供給してよい。電力制御システム１は、後述するように電力網３０が供給する電力を双方向インバータ１０を介して蓄電装置１２に充電してもよい。

ＥＭＳ１３は、双方向インバータ１０及び蓄電装置１２に有線又は無線で通信可能に接続され、双方向インバータ１０及び蓄電装置１２を制御可能に構成されている。ＥＭＳ１３は、電力制御装置とも称される。ＥＭＳ１３は、ネットワーク４０に有線又は無線で通信可能に接続される。ＥＭＳ１３は、通信部１３２及びネットワーク４０を介して、管理サーバ４１と通信する。管理サーバ４１は、ネットワーク４０を介して外部サーバ４２と通信し、外部サーバ４２が提供する情報又はデータをＥＭＳ１３に送信する。

管理サーバ４１は、電力制御システム１を管理する。管理サーバ４１は、電力制御システム１の所有者に管理を委託された管理主体によって所有されてよい。管理主体は、電力制御システム１の販売者であってもよい。管理サーバ４１は、例えば、電力制御システム１が設置されている位置を管理してよい。管理サーバ４１は、電力制御システム１が設置されている位置を緯度及び経度によって特定してもよい。

外部サーバ４２は、気象データを提供するサーバを含んでよい。気象データは、気象庁によって提供されるデータであってもよいし、民間の気象予報業者によって提供されるデータであってもよい。気象データを提供する外部サーバ４２は、例えば気象庁若しくは気象業務支援センター、又は、民間の気象予報業者のサーバであってよい。気象データは、例えば、日射量の予測データを含んでよい。気象データは、例えば、気温の予測データを含んでよい。気象データは、例えば、風速の予測データを含んでよい。風速は、東西方向及び南北方向それぞれの成分を含んでよい。予測データは、例えば気象庁が提供する数値予報データであってよい。数値予報データは、例えば、ＭＳＭ（Meso-Scale Model）に基づいて最大３９時間先までシミュレーションした結果の数値予報格子点値（ＧＰＶ：Grid Point Value）データであってよい。ＭＳＭは、日本周辺の大気を、水平方向５ｋｍメッシュ且つ鉛直方向５０層で格子化してシミュレーションする数値予報モデルである。数値予報データは、３９時間先までシミュレーションした結果に限られず、さらに長い期間にわたってシミュレーションした結果を含んでもよい。

外部サーバ４２は、時刻情報を提供するサーバを含んでよい。時刻情報を提供する外部サーバ４２は、ＮＴＰ（Network Time Protocol）サーバであってよい。時刻情報は、例えば情報通信研究機構によって提供されていてよい。

ＥＭＳ１３は、制御部１３１と、通信部１３２とを備える。制御部１３１は、電力制御システム１が備える各構成部から測定データ等の種々の情報を取得してよい。制御部１３１は、電力制御システム１が備える各構成部を制御する制御情報等の種々の情報を出力してよい。制御部１３１は、例えば、プロセッサ等を含んで構成されてよい。制御部１３１は、プログラムを実行することによってＥＭＳ１３の種々の機能を実現してよい。制御部１３１は、メモリを備えてよい。メモリは、制御部１３１が実行するプログラムを格納してよい。メモリは、制御部１３１のワークメモリとして機能してもよい。

通信部１３２は、ネットワーク４０と有線又は無線で通信可能に接続されている。通信部１３２は、３Ｇ、４Ｇ若しくはＬＴＥ（Long Term Evolution）、又は５Ｇ等の種々の通信方式に基づいて通信可能に構成されてよい。通信部１３２は、ＬＡＮ（Local Area Network）等の通信インタフェースを含んで構成されてもよい。

双方向インバータ１０は、蓄電装置１２から直流で受電し、且つ、蓄電装置１２に直流で電力を供給できるように、蓄電装置１２に接続されている。言い換えれば、蓄電装置１２は、双方向インバータ１０から供給される直流電力で充電し、双方向インバータ１０に対して直流電力を放電する。

蓄電装置１２は、例えばリチウムイオン電池等の二次電池を含んで構成されてよい。蓄電装置１２は、キャパシタ等の他の蓄電デバイスを含んで構成されてもよい。蓄電装置１２が蓄電可能な最大の電荷量は、満充電容量又は定格蓄電容量とも称される。蓄電装置１２が放電可能な電荷量は、残容量とも称される。蓄電装置１２の状態は、充電率（ＳＯＣ：State Of Charge）によって表されてよい。ＳＯＣは、（残容量）／（満充電容量）として算出される。

蓄電装置１２は、ＢＭＳ（Battery Management System）を備えてよい。ＢＭＳは、ＥＭＳ１３からの制御情報に基づいて、蓄電装置１２の投入または遮断を制御する。ＢＭＳは、蓄電装置１２のＳＯＣを算出する。ＢＭＳは、例えば、蓄電装置１２に流れる電流に基づいてＳＯＣを算出してよい。ＢＭＳは、蓄電装置１２が放電した電流、及び、蓄電装置１２に充電された電流に基づいてＳＯＣを算出してよい。ＢＭＳは、蓄電装置１２を保護するために、蓄電装置１２が上限充電率を超えて充電されようとした場合に回路を遮断して過充電を阻止する。上限充電率は、１００％に設定される。上限充電率に対応する充電量は、上限充電量とも称される。ＢＭＳは、蓄電装置１２を保護するために、蓄電装置１２が下限充電率を下回って放電されようとした場合に回路を遮断して過放電を阻止する。下限充電率は、０％に設定される。下限充電率に対応する充電量は、下限充電量とも称される。上限充電率及び下限充電率は、蓄電装置１２の仕様として適宜定められてよい。

電力制御システム１は、電力事業者が電力を供給する電力網３０に接続されている。電力制御システム１は、施設５１と電力網３０との間に位置する受電点を介して電力網３０に接続されているとする。施設５１は、電力網３０と、電力制御システム１及び一般負荷３２それぞれとを接続する電力線の節点３４を有する。電力制御システム１は、節点３４を介して電力網３０から交流で受電する。電力制御システム１は、双方向インバータ１０から節点３４を介して電力網３０に向けて交流電力を逆潮流することができるように構成されているものの、本実施形態において、電力網３０に向けて交流電力を逆潮流しないとする。これによって、施設５１の管理者と電力事業者との間で結ばれる連系協議が簡易になる。双方向インバータ１０は、電力網３０から交流で受電し、交流電力を直流電力に変換して蓄電装置１２を充電できる。

双方向インバータ１０は、蓄電装置１２と電力網３０との間に接続される。双方向インバータ１０は、電力網３０に接続される側において、重要負荷３１及び一般負荷３２に接続される。双方向インバータ１０は、電力網３０並びに重要負荷３１及び一般負荷３２に接続する側において、交流で電力を出力し、交流で受電する。電力制御システム１及び施設５１において、双方向インバータ１０から見て電力網３０が接続される側は、交流側とも称される。双方向インバータ１０は、蓄電装置１２に接続する側において、直流で電力を出力し、直流で受電する。電力制御システム１及び施設５１において、双方向インバータ１０から見て蓄電装置１２が接続される側は、直流側とも称される。双方向インバータ１０は、直流側と交流側とそれぞれに接続可能に構成される。双方向インバータ１０は、直流側の直流電力を交流電力に変換して交流側に出力する。双方向インバータ１０は、交流側の交流電力を直流電力に変換して直流側に出力する。つまり、双方向インバータ１０は、交流電力と直流電力とを互いに変換する。

双方向インバータ１０は、電源を備える直流側から負荷を備える交流側に向けて放電するともいえる。したがって、双方向インバータ１０が直流側から交流側に電力を出力する動作は、双方向インバータ１０の放電動作とも称される。双方向インバータ１０は、電力網３０に接続される交流側から蓄電装置１２を備える直流側に向けて充電するともいえる。したがって、双方向インバータ１０が交流側から直流側に電力を出力する動作は、双方向インバータ１０の充電動作とも称される。

電力制御システム１は、直流側で発電装置３３に接続されている。電力制御システム１は、必須ではないが、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）コンバータ１１を更に備え、ＭＰＰＴコンバータ１１を介して発電装置３３に接続されている。電力制御システム１は、外部に設けられているＭＰＰＴコンバータ１１を介して発電装置３３に接続されてもよい。ＭＰＰＴコンバータ１１は、発電装置３３から供給される電力を双方向インバータ１０及び蓄電装置１２に対して直流で供給する。ＭＰＰＴコンバータ１１は、ＥＭＳ１３に有線又は無線で通信可能に接続され、ＥＭＳ１３によって発電の開始および停止が制御される。発電装置３３は、太陽光又は風力等の再生可能エネルギーによって発電する再生可能エネルギー発電装置として構成されてよい。蓄電装置１２は、双方向インバータ１０から供給される電力だけでなく、発電装置３３から供給される電力でも充電されてよい。

本実施形態において、発電装置３３は、太陽光発電装置であるとする。ＭＰＰＴコンバータ１１は、発電装置３３としての太陽光発電装置が発電して出力する電力を、最大電力点追従（ＭＰＰＴ）によって取り出し、双方向インバータ１０及び蓄電装置１２に供給する。蓄電装置１２の充電率（ＳＯＣ）が１００％に到達した場合、ＭＰＰＴコンバータ１１の出力電力は、蓄電装置１２に充電されないので、双方向インバータ１０の放電電力に合わせて制限される。双方向インバータ１０の放電電力が０である場合、ＭＰＰＴコンバータ１１の出力電力は０に制限される。この場合、発電装置３３が出力可能なエネルギーのうちＭＰＰＴコンバータ１１によって電力として取り出されないエネルギーは、有効に利用されない。

双方向インバータ１０は、蓄電装置１２の充電率（ＳＯＣ）が上限充電率（例えば１００％）に到達した場合、蓄電装置１２を過充電から保護するために充電動作を制限する。

双方向インバータ１０は、蓄電装置１２の充電率（ＳＯＣ）が下限充電率(例えば０％)に到達した場合、蓄電装置１２を過放電から保護するために放電動作を制限する。

双方向インバータ１０は電力網３０への逆潮流を防ぐため放電動作を重要負荷３１の消費電力と一般負荷３２の消費電力とを合計した電力に制限する。重要負荷３１の消費電力と一般負荷３２の消費電力とを合計した電力は、負荷の消費電力とも称される。

施設５１は、ＲＰＲ（Reverse Power Relay）２７を更に備える。ＲＰＲ２７は、電力制御システム１と電力網３０とを逆潮流しないことを条件に連系する場合に設置することが義務付けられる設備である。ＲＰＲ２７は、電力網３０と節点３４との間を接続する電力線に設けられる電力センサ２７ａを含む。

ＲＰＲ２７は、電力センサ２７ａで逆潮流方向への電力を検出した場合にＥＭＳ１３に放電動作の停止を指示する。ＥＭＳ１３は、双方向インバータ１０の放電動作を停止させる。具体的には、ＲＰＲ２７は、逆潮流の発生を検出した場合、例えば５分間等の所定時間にわたって電力制御システム１における直流側から交流側への放電動作を停止させることによって、逆潮流を停止させる。

双方向インバータ１０は、上述の通り、双方向インバータ１０が放電する電力が負荷の消費電力以下になるように制御することによって逆潮流の発生を回避し、ＲＰＲ２７からの停止指示を防ぐことができる。

電力制御システム１は、必須ではないが、スイッチ１５を更に備える。双方向インバータ１０は、スイッチ１５を介して電力網３０に接続されている。電力制御システム１は、外部に設けられているスイッチ１５を介して電力網３０に接続されてよい。

スイッチ１５は、電力線を導通する閉状態、及び、電力線を遮断する開状態のいずれかの状態に遷移する。スイッチ１５は、例えばマグネットコンダクタ（ＭＣ）を含んで構成されてよい。ＥＭＳ１３は、スイッチ１５に有線で接続されており、スイッチ１５の状態を制御可能に構成されている。ＥＭＳ１３は、電力網３０が送電している場合、電力網３０から電力制御システム１に電力が供給されるように、スイッチ１５の状態を閉状態に遷移させて電力制御システム１を電力網３０に接続する。ＥＭＳ１３は、電力網３０が停電している場合、電力制御システム１が電力網３０の影響を受けないように、スイッチ１５の状態を開状態に遷移させて電力制御システム１を電力網３０から切り離す。

ＥＭＳ１３は、スイッチ１５の状態を閉状態に遷移させている場合、電力制御システム１を連系運転モードで制御し、スイッチ１５の状態を開状態に遷移させている場合、電力制御システム１を自立運転モードで制御してよい。言い換えれば、ＥＭＳ１３は、電力網３０の状態に基づいて、電力制御システム１を連系運転モード及び自立運転モードのうちいずれかのモードで制御してよい。

電力制御システム１は、重要負荷３１及び一般負荷３２に電力を供給可能に構成されている。双方向インバータ１０は、発電装置３３が発電した電力、又は、蓄電装置１２が放電した電力を、重要負荷３１又は一般負荷３２に供給する。重要負荷３１及び一般負荷３２は、区別される必要が無い場合、単に負荷とも称される。

重要負荷３１は、双方向インバータ１０とスイッチ１５との間に接続される。言い換えれば、重要負荷３１は、スイッチ１５を介さずに双方向インバータ１０に接続され、スイッチ１５を介して電力網３０に接続される。電力網３０が送電している場合、重要負荷３１は、電力網３０又は双方向インバータ１０から受電できる。電力網３０が停電している場合、ＥＭＳ１３がスイッチ１５の状態を開状態に遷移させることによって、重要負荷３１は、電力網３０から遮断されるものの双方向インバータ１０から受電できる。つまり、重要負荷３１は、発電装置３３又は蓄電装置１２から受電して動作し続けることができる。このようにすることで、電力制御システム１は、重要負荷３１を対象として自立運転を実現できる。

一般負荷３２は、電力網３０とスイッチ１５との間に位置する節点３４に接続される。言い換えれば、一般負荷３２は、スイッチ１５を介して双方向インバータ１０に接続される。電力網３０が送電している場合、一般負荷３２は、電力網３０又は双方向インバータ１０から受電できる。電力網３０が停電している場合、ＥＭＳ１３がスイッチ１５の状態を開状態に遷移させることによって、一般負荷３２は、双方向インバータ１０から受電できない。発電装置３３又は蓄電装置１２が供給できる電力は限られている。電力網３０が停電している場合に一般負荷３２が受電しないことによって、重要負荷３１を対象とした自立運転の継続時間が長くされる。

電力制御システム１は、必須ではないが、電力センサ２０、２１、２２、２３、２４、２５又は２６を更に備える。ＥＭＳ１３は有線で各電力センサに接続されており、各電力センサから測定値を取得する。各電力センサは極性を有している。各電力センサの測定値の符号は、電力が所定の方向に供給される場合に正になり、電力が所定の方向の逆方向に供給される場合に負になるように定められる。

電力センサ２０は、節点３４とスイッチ１５とを接続する電力線に設置されており、電力網３０から電力制御システム１に供給される電力を測定する。電力センサ２０の測定値の符号は、電力網３０から電力制御システム１に供給される電力が正の値となるように定められるとする。電力センサ２０は、電力制御システム１に含まれてもよいし、含まれなくてもよい。

電力センサ２１は、双方向インバータ１０と電力網３０とを接続する電力線から重要負荷３１に分岐する電力線に設置されており、双方向インバータ１０又は電力網３０から重要負荷３１に供給される電力を測定する。電力センサ２１の測定値の符号は、重要負荷３１に向けて供給される電力が正の値となるように定められるとする。

電力センサ２２は、双方向インバータ１０と発電装置３３とを接続する電力線から蓄電装置１２に分岐する電力線に設置されている。電力センサ２２は、蓄電装置１２が双方向インバータ１０に向けて放電する電力を測定するとともに、双方向インバータ１０又は発電装置３３から蓄電装置１２に充電される電力を測定する。電力センサ２２の測定値の符号は、蓄電装置１２が双方向インバータ１０に向けて放電する電力が正の値となり、双方向インバータ１０又は発電装置３３から蓄電装置１２に充電される電力が負の値となるように定められるとする。

電力センサ２３は、電力網３０と節点３４とを接続する電力線に設置されており、電力網３０から電力制御システム１及び一般負荷３２に供給される電力の和を測定する。つまり、電力センサ２３は、電力網３０から施設５１に供給される電力を測定する。仮に逆潮流が発生した場合、電力センサ２３は、施設５１から電力網３０に逆潮流される電力を測定する。電力センサ２３の測定値の符号は、電力網３０から供給される電力が正の値となり、電力網３０に向けて逆潮流される電力が負の値となるように定められるとする。電力センサ２３は、図１において施設５１に含まれるものの電力制御システム１に含まれないが、電力制御システム１に含まれてもよい。

電力センサ２４は、双方向インバータ１０と電力網３０とを接続する電力線の、重要負荷３１に分岐する点よりも双方向インバータ１０の側に設置されている。電力センサ２４は、双方向インバータ１０から交流側に供給される電力の和を測定するとともに、交流側から双方向インバータ１０に供給される電力を測定する。電力センサ２４の測定値の符号は、双方向インバータ１０から交流側に向けて供給される電力が正の値となり、交流側から双方向インバータ１０に向けて供給される電力が負の値となるように定められるとする。電力センサ２４の測定値は、後述するように、電力センサ２１の測定値と電力センサ２０の測定値との差によって代替される。したがって、電力センサ２４は、設置されなくてもよい。電力センサ２４が省略されることによってコストが削減され得る。

電力センサ２５は、節点３４と一般負荷３２とを接続する電力線に設置されている。電力センサ２５は、電力網３０又は双方向インバータ１０から一般負荷３２に供給される電力を測定する。電力センサ２５の測定値の符号は、電力網３０又は双方向インバータ１０から一般負荷３２に向けて供給される電力が正の値となるように定められるとする。電力センサ２５の測定値は、後述するように、電力センサ２３の測定値と電力センサ２０の測定値との差によって代替される。したがって、電力センサ２５は、設置されなくてもよい。電力センサ２５が省略されることによってコストが削減され得る。

電力センサ２６は、発電装置３３と電力制御システム１とを接続する電力線に設置されている。電力センサ２６は、発電装置３３から電力制御システム１に供給される電力を測定する。電力センサ２６の測定値の符号は、発電装置３３から電力制御システム１に供給される電力が正の値となるように定められるとする。

ＥＭＳ１３の制御部１３１は、電力センサ２０、２１、２２、２３、２４、２５及び２６から、所定の周期で瞬時電力の測定値を取得してよい。所定の周期は、例えば、１００ミリ秒であってよい。

電力センサ２４が設置されていない場合、制御部１３１は、電力センサ２１による瞬時電力の測定値と電力センサ２０による瞬時電力の測定値との差を算出し、算出結果を双方向インバータ１０が交流側に向けて出力する瞬時電力として取得してよい。電力センサ２４が設置されている場合、制御部１３１は、電力センサ２４による瞬時電力の測定値を、双方向インバータ１０が交流側に向けて出力する瞬時電力として取得してよい。

電力センサ２５が設置されていない場合、制御部１３１は、電力センサ２３による瞬時電力の測定値と電力センサ２０による瞬時電力の測定値との差を算出し、算出結果を一般負荷３２に向けて供給される瞬時電力として取得してよい。電力センサ２５が設置されている場合、制御部１３１は、電力センサ２５による瞬時電力の測定値を、一般負荷３２に向けて供給される瞬時電力として取得してもよい。

制御部１３１は、電力センサ２２による瞬時電力の測定値と電力センサ２６による瞬時電力の測定値との和を算出し、算出結果を直流側から双方向インバータ１０に向けて供給される瞬時電力として取得してよい。

ＥＭＳ１３の制御部１３１が双方向インバータ１０を制御するために双方向インバータ１０に対して出力する情報は、充放電指令とも称される。制御部１３１が充放電指令を生成する具体的な手順は、後述される。充放電指令は、双方向インバータ１０に放電動作を実行させるか充電動作を実行させるかを指示する情報を含む。充放電指令は、双方向インバータ１０に出力させる電力の大きさを指示する情報を含む。双方向インバータ１０に出力させる電力の大きさは、正又は負の符号を有する値で表されてよい。双方向インバータ１０に出力させる電力の大きさが正の符号を有する値で表される場合、双方向インバータ１０は、放電動作を実行するように指示されているとする。双方向インバータ１０に出力させる電力の大きさが負の符号を有する値で表される場合、双方向インバータ１０は、充電動作を実行するように指示されているとする。充放電指令は、双方向インバータ１０に、充電動作及び放電動作のどちらの動作を実行させるかを指示する情報を含むといえる。双方向インバータ１０は電力センサ２４が充放電指令に一致するようにフィードバック制御を行う。

電力制御システム１は、自立運転時において、蓄電装置１２が放電する電力を重要負荷３１に供給することによって、重要負荷３１の動作を継続させることができる。自立運転時において、充放電指令による充電動作の指示は無効となる。

ＥＭＳ１３は、各電力センサから瞬時電力の測定値を取得してよい。ＥＭＳ１３は、ＭＰＰＴコンバータ１１からＭＰＰＴコンバータ１１が出力する瞬時電力又は電力量を取得してよい。ＥＭＳ１３は、双方向インバータ１０から、双方向インバータ１０が直流側から交流側に放電する瞬時電力又は電力量を取得してよい。ＥＭＳ１３は、双方向インバータ１０から、双方向インバータ１０が交流側から直流側に放電する瞬時電力又は電力量を取得してよい。ＥＭＳ１３は、蓄電装置１２から、蓄電装置１２のＳＯＣ、又は、蓄電装置１２に流れる電流を取得してよい。

蓄電装置１２の定格蓄電容量、及び、双方向インバータ１０の容量は、電力制御システム１が接続される重要負荷３１及び一般負荷３２の消費電力に関する情報、並びに、発電装置３３の定格出力及び発電電力の実績値に基づいて決定されてよい。負荷の消費電力に関する情報及び発電電力の実績値は、所定期間にわたるデマンドデータを含んでもよい。所定期間は、例えば１年間であってよい。蓄電装置１２の定格蓄電容量、及び、双方向インバータ１０の容量は、負荷の消費電力に関する情報及び発電電力の実績値に基づくシミュレーションの結果に基づいて決定されてもよい。

（蓄電池充放電予測の生成）
ＥＭＳ１３の制御部１３１は、現時点から見て未来の所定期間における、発電装置３３の発電電力の予測値、及び、負荷の消費電力の予測値に基づいて、蓄電池充放電予測を生成する。

＜発電量予測＞
発電装置３３が太陽光発電装置を含む場合、発電装置３３の発電電力量は、日射量に応じて変動する。発電装置３３が風力発電装置を含む場合、発電装置３３の発電電力量は、風速に応じて変動する。風速は、東西方向及び南北方向それぞれの成分を含むとする。制御部１３１は、日射量、又は、風速の予測値を含む数値予報データに基づいて、発電装置３３の発電電力量を予測できる。

制御部１３１は、数値予報データとして、通信部１３２及び管理サーバ４１を介して外部サーバ４２から提供されているＭＳＭに基づく最大３９時間先までのＧＰＶデータを取得してよい。管理サーバ４１は、電力制御システム１が設置されている位置の情報に基づいて、外部サーバ４２からＧＰＶデータを取得し、ＥＭＳ１３の通信部１３２を介して制御部１３１に送信する。

ＧＰＶデータに含まれる予測期間の開始時刻から制御部１３１がＧＰＶデータを取得するまで約３時間のタイムラグがある。したがって、制御部１３１は、約３６時間先までの予測データに基づいて発電電力量を予測できる。ＧＰＶデータが３時間毎に配信される場合、制御部１３１は、ＧＰＶデータを取得するタイミングによって、約３４時間先から約３６時間先までの予測データに基づいて発電電力量を予測できる。

発電装置３３が風力発電装置を含む場合、制御部１３１は、風速の予測データに基づいて風力発電装置の発電量を予測する。風速は、東西方向及び南北方向それぞれの成分を含むとする。制御部１３１は、例えば、風速の大きさに基づいて風力発電装置の発電量を予測してよい。制御部１３１は、例えば、風力発電装置の風車向きと風速の東西方向及び南北方向それぞれの成分とに基づいて発電量を予測してもよい。

発電装置３３が太陽光発電装置を含む場合、制御部１３１は、日射量の予測データに基づいて太陽光発電装置の発電量を予測する。太陽光発電装置の定格発電電力がＰ（ｋＷ）で表されるとする。定格発電電力は、日射量が１ｋＷ／ｍ²である場合に発電する電力である。日射量がＳ（ｋＷ／ｍ²）で表されるとする。発電効率がＫ（％）で表されるとする。発電効率は、太陽光発電装置が発電する際に生じる損失を考慮して、定格発電電力に対する実際に発電される電力の比率を表す。太陽光発電装置が発電する電力は、Ｐ×Ｓ×Ｋで算出される。したがって、制御部１３１は、日射量の予測データに太陽光パネルの定格発電電力と発電効率とを乗じることによって、発電量の予測値を算出できる。日射量の単位がｋＷｈ／ｍ²である場合、発電量の単位は、ｋＷｈとなる。発電効率は、例えば８５％に設定される。発電効率は、ＭＰＰＴコンバータ１１又は双方向インバータ１０の効率に基づいて設定されてよい。発電効率は、気温又は太陽光の入射角等の種々の要因に基づいて設定されてもよい。

＜負荷予測＞
制御部１３１は、現時点から所定時間先までの気温の予測データに基づいて、負荷の消費電力量を予測する。現時点から所定時間先までの気温の予測データは、気温変化予測データとも称される。制御部１３１は、電力制御システム１が設置されている地点の過去の気温履歴と、同時刻の電力制御システム１に接続される負荷の消費電力量の履歴をあらかじめ取得しておく。負荷の消費電力量の履歴は、負荷履歴とも称される。制御部１３１は、気温履歴と気温変化予測データを比較して最も近似している期間を抽出し、抽出した期間と同時刻の負荷履歴を、負荷の消費電力量の予測値として採用する。

制御部１３１は、負荷履歴に含まれる負荷の消費電力量の変動が曜日又は時間帯に依存することを考慮して、例えば、現在時刻のＮ週間前（同じ曜日、且つ、同じ時刻）の気温履歴と、現時点における気温変化予測データを比較してよい。このようにすることで、負荷の消費電力量の予測値は、曜日又は時間帯等の、気温に依存しない要因による影響を受けにくくなる。制御部１３１は、気温履歴のうち、気温変化予測データに近似した気温変化を含む期間を抽出する。制御部１３１は、気温履歴と気温変化予測データとの近似の度合いを、それぞれの気温差の二乗平均平方根によって表してよい。制御部１３１は、気温差の二乗平均平方根が最小となる期間を抽出してよい。

制御部１３１は、気温変化予測データに対応する数値予報データとして、通信部１３２、管理サーバ４１を介して外部サーバ４２によって提供されているＭＳＭに基づく最大３９時間先までのＧＰＶデータを取得してよい。ＧＰＶデータに含まれる予測期間の開始時刻から制御部１３１がＧＰＶデータを取得するまで約３時間のタイムラグがある。したがって、制御部１３１は、約３６時間先までの気温変化予測データに基づいて負荷の消費電力量を予測できる。ＧＰＶデータが３時間毎に配信される場合、制御部１３１は、ＧＰＶデータを取得するタイミングによって、約３４時間先から約３６時間先までの気温変化予測データに基づいて負荷の消費電力量を予測できる。

負荷履歴は、例えば以下のように取得される。制御部１３１は、電力センサ２１及び２５から、重要負荷３１及び一般負荷３２の消費電力の瞬時値を取得し積算することによって、１時間毎に積算電力量を算出する。制御部１３１は、算出した１時間毎の積算電力量を記憶部に格納する。制御部１３１は、積算電力量を少なくとも１年間にわたって、１時間毎の積算電力量を記憶部に格納してよい。制御部１３１は、１年間より長い所定期間にわたって、１時間毎の積算電力量を記憶部に格納してもよい。所定期間にわたって格納された積算電力量が負荷履歴として用いられる。

気温履歴は、例えば以下のように取得される。制御部１３１は通信部１３２及び管理サーバ４１を介して外部サーバ４２によって提供されている気温変化予測データから直近時刻の気温予測を気温実測データとして記憶部に格納する。直近時刻の気温予測データは同時刻の気温実績との乖離が小さいと考えられるため実績として採用できる。あるいは外部サーバ４２から同時刻の気温実績として別途取得しても良い。制御部１３１は、１時間毎の気温の実測データを記憶部に格納してよい。制御部１３１は、１時間より短い周期で気温の実測データを取得し記憶部に格納してもよい。制御部１３１は、少なくとも１年間にわたって、気温の実測データを記憶部に格納する。制御部１３１は、１年間より長い所定期間にわたって、気温の実測データを記憶部に格納してもよい。所定期間にわたって格納された気温の実測データが気温履歴として用いられる。

制御部１３１は、現在時刻を少なくとも秒単位で保持するカレンダユニットを備える。カレンダユニットは、例えばコイン電池等によってバックアップされていてよい。制御部１３１は、通信部１３２を介して外部サーバ４２からデータを取得する際に、時刻情報も取得してカレンダユニットの時刻情報を外部サーバ４２の時刻情報に同期させてよい。外部サーバ４２は、例えば１時間毎に日本標準時を提供する外部サーバ４２から時刻情報を取得して時刻同期させてよい。制御部１３１は、発電量を予測するための起点の時刻と、カレンダユニットが表す時刻とを比較し、発電量の予測の有効時間範囲を求める。有効時間範囲は、現在時刻から見て発電量を予測するために用いられるＧＰＶデータ等の予測データを取得できる時間の範囲に対応する。例えば、現在時刻から見て３６時間先までのＧＰＶデータを取得できる場合、有効時間範囲は３６時間先である。制御部１３１は、有効時間範囲に基づいて負荷の予測の起点の時刻も決定する。

＜目標充電量の算出＞
制御部１３１は、発電装置３３の発電電力の予測値、及び、負荷の消費電力の予測値に基づいて蓄電装置１２の目標充電量を算出する。

制御部１３１は、所定のタイミングで蓄電装置１２の目標充電量を算出する。所定のタイミングは、例えば、毎正時とされてよい。所定のタイミングは、第１周期毎とされてよい。第１周期は１時間であってよい。制御部１３１は、目標充電量を算出するために、充電量を予測する時間の範囲を設定する。予測する時間の範囲は、現時点から所定時間経過した時刻までとする。現時点から所定時間経過した時刻は、予測時間先とも称される。予測時間先は、Ｎ時間先の時刻として表されるとする。制御部１３１は、予測時間先として、日射量の予測データが得られる最も未来の時刻を設定してよい。

制御部１３１は、予測時間先の目標充電量を適宜設定し、予測時間先から１時間先までさかのぼる途中の各時刻において発電予測値から負荷予測値を差し引いた値を余剰電力として算出する。また余剰電力から目標充電量を算出する。例えば、制御部１３１は、（Ｎ−１）時間先からＮ時間先までの１時間における余剰電力量の予測値を取得する。制御部１３１は、余剰電力量の予測値と蓄電装置１２のＮ時間先の目標充電量とに基づいて、（Ｎ−１）時間先の目標充電量を算出する。制御部１３１は、時間をさかのぼりながら目標充電量を算出することによって、現時点から１時間先の目標充電量を算出できる。

＜蓄電池充放電予測の生成＞
制御部１３１は、前述の１時間先の目標充電量に基づいて蓄電池充放電予測を生成する。具体的には制御部１３１は、蓄電装置１２の現時点のＳＯＣを取得し、蓄電装置１２の定格充電容量にＳＯＣを乗じることによって、現時点の充電量を算出する。制御部１３１は、現時点の充電量から１時間先の目標充電量を差し引いた電力量を算出する。これは蓄電池充放電予測と称される。目標充電量が第１周期毎に算出される場合、蓄電池充放電予測は、第１周期毎に算出される。蓄電池充放電予測が負の場合、１時間先の充電量を目標充電量に一致させるために充電を促しているものとする。蓄電池充放電予測が正の場合、１時間先の充電量を目標充電量に一致させるために放電を促しているものとする。

以上述べてきたように、蓄電池充放電予測に従って蓄電装置１２の充放電が行われることによって、発電装置３３の発電電力が負荷の消費電力を上回って余剰電力となる場合、余剰電力を蓄電装置１２に充電するための空き容量が確保されやすくなる。一方で、制御部１３１は、余剰電力の発生を予測して、余剰電力の発生の直前まで放電しないようにできる。このようにすることで、蓄電装置１２の充電率が高く維持され得る。

＜蓄電池充放電予測に基づく目標充放電指令の生成＞
制御部１３１は、前述の蓄電池充放電予測を基に、双方向インバータ１０の充放電を制御するための充放電指令を生成する。これは目標充放電指令と称される。目標充放電指令は蓄電池充放電予測に対して発電装置３３による発電電力が相殺されるように算出を行う。

制御部１３１は、蓄電池充放電予測と発電装置３３の発電電力との和を、目標充放電指令として算出する。言い換えれば、制御部１３１は、以下の式（１）に基づいて目標充放電指令を算出する。
目標充放電指令＝蓄電池充放電予測＋発電装置３３の発電電力 （１）
目標充放電指令は、双方向インバータ１０が直流側から交流側に電力を出力する放電方向の場合に正の値で表され、双方向インバータ１０が交流側から直流側に電力を出力する充電方向の場合に負の値で表されるとする。発電装置３３の発電電力は太陽光発電であれば短時間で変動するため、制御部１３１の目標充放電指令の算出タイミングは速いほうが良い。例えば１秒毎であってよい。目標充放電指令の算出タイミングは、蓄電池充放電予測を算出する第１周期より短い第２周期毎とされてもよい。

目標充放電指令は、以下の表に基づいて算出され得る。

各列に対応するパラメータは、以下の通りである。
実発電（ｋＷ）：発電装置３３の実際の発電電力
実負荷（ｋＷ）：負荷の実際の消費電力
実余剰（ｋＷ）：実発電と実負荷との差
蓄電池充放電予測（ｋＷ）：現時点から１時間先までの蓄電装置１２の予測値
目標充放電指令（ｋＷ）：上述の式(１)に基づいて算出される値
系統買電（ｋＷ）：電力網３０から受電する電力
また、上記表において、発電装置３３の発電電力の予測値が２０ｋＷであるとする。

（Ａ）の行は、発電電力が予測通りである場合を表す。この場合、目標充放電指令は負荷の消費電力と同値になる。したがって、電力網３０から受電する電力が０ｋＷになっている。蓄電装置１２には余剰電力だけで蓄電池充放電予測分が充電されることになる。

（Ｂ）の行は、発電電力が減少した場合を表す。本実施形態において、ＥＭＳ１３は、蓄電装置１２の充電を、蓄電池充放電予測に沿って実行する。目標充放電指令は余剰分の５ｋＷのみとなり、負荷の消費電力の不足分は電力網３０から受電する電力でまかなわれる。蓄電装置１２には発電電力から蓄電池充放電予測分が充電されることになる。

（Ｃ）の行は、極端な例だが発電電力が０ｋＷになった場合を表す。この場合も蓄電池充放電予測に沿って実行される。負荷の消費電力は全て電力網３０から受電する電力でまかなわれる。また目標充放電指令は蓄電池充放電予測と同値になるため蓄電装置１２に充電される電力も全て電力網３０からまかなわれる

（Ｄ）の行は、翌日の余剰分の受け入れのため深夜に蓄電装置１２の放電が行われる例である。目標充放電指令は蓄電池充放電予測と同値になり蓄電装置１２から放電される。負荷は予測通りのため、電力網３０から受電する電力が０ｋＷになっている。

（Ｅ）の行は、（Ｄ）と同様だが負荷が予測より大きいため、負荷の消費電力の不足分が電力網３０から受電する電力でまかなわれる。

以上述べてきたように、制御部１３１は、発電装置３３の発電電力量の予測と実際の発電電力量とが異なる場合であっても実際の発電電力量に基づいて目標充放電指令を生成し、蓄電装置１２の目標充電量を達成する。その結果、発電装置３３の実際の発電電力量が少なくなった場合でも、蓄電装置１２の充電率が高く維持され得る。また、負荷の予測が外れた場合も目標充放電指令は不変のため充電率が高く維持され得る。

＜ピークカット充放電指令の生成＞
施設５１の管理者は、電力網３０に電力を供給する電力事業者と電力供給契約を結ぶ。電力供給契約において、所定期間に施設５１が受電する最大の電力量が大きいほど電力料金の単価が高くなる。電力料金の単価の算出の基準となる所定期間は、デマンド期間とも称される。デマンド期間は、例えば１５分、３０分又は６０分等の種々の時間に設定される。制御部１３１は、デマンド期間において電力網３０から受電する電力量が所定値以下となるように双方向インバータ１０を制御する。デマンド期間において電力網３０から受電する電力量を所定値以下とする制御は、ピークカットとも称される。所定値は、ピークカット閾値とも称される。

制御部１３１は、ピークカットを考慮した充放電指令を算出する。ピークカットを考慮した充放電指令は、ピークカット充放電指令とも称される。制御部１３１は、負荷の消費電力量からピークカット閾値を差し引いた値を、ピークカット充放電指令として算出する。ピークカット充放電指令が正の値の場合は、ピークカット放電を促しているものとする。ピークカット充放電指令が負の値の場合は、ピークカット充電を促しているものとする。制御部１３１は、所定のタイミングでピークカット充放電指令を算出してよい。所定のタイミングは、目標充放電指令を算出するタイミングと同じであってよい。所定のタイミングは、例えば１秒毎であってよい。所定のタイミングは、目標充放電指令の算出タイミングと同じく、蓄電池充放電予測を算出する第１周期より短い第２周期毎とされてもよい。

＜双方向インバータ１０に対する充放電指令の決定＞
制御部１３１は、目標充放電指令とピークカット充放電指令とに基づいて、双方向インバータ１０に対する充放電指令を決定する。制御部１３１は、ピークカット充放電指令が目標充放電指令未満である場合、目標充放電指令を双方向インバータ１０に対する充放電指令として出力する。この場合、制御部１３１は、ピークカット閾値にかかわらず目標充放電指令で双方向インバータ１０を制御できる。その結果、蓄電装置１２の目標充電量が達成されやすくなる。一方で、制御部１３１は、ピークカット充放電指令が目標充放電指令以上である場合、ピークカット充放電指令を双方向インバータ１０に対する充放電指令として出力する。このようにすることで、電力網３０から受電する電力量がピークカット閾値以下に維持され得る。その結果、電力料金が増大しにくくなる。またピークカット放電又は自立運転により蓄電池を予測外で放電したときに「現在充電率＜目標充電率」となり、その差が大きいと目標充放電指令で極端に大きな充電指令が出される場合があるが、この判定により買電を超えないピークカット充電に制限される

制御部１３１は、所定のタイミングで双方向インバータ１０の充放電指令を決定してよい。所定のタイミングは、目標充放電指令及びピークカット充放電指令を算出するタイミングと同じであってよい。所定のタイミングは、例えば１秒毎であってよい。充放電指令を生成するタイミングは、蓄電池充放電予測を算出する第１周期より短い第２周期毎とされてよい。充放電指令を生成する周期が目標充電量を算出する周期より短いことによって、負荷の消費電力又は発電装置３３の発電電力の変動に追従した充放電制御が実行され得る。その結果、予測外も含めた負荷の消費電力の増大に応じたピークカットが実行されつつ、蓄電装置１２の充電率が高い値に維持され得る。

本実施形態に係る電力制御システム１は、蓄電装置１２の充電率を高い値に維持しつつ、余剰電力の予測値に基づいて余剰電力を充電できる空き容量を蓄電装置１２に確保するように双方向インバータ１０を制御できる。このようにすることで、発電装置３３が発電する電力の有効利用と、停電時の重要負荷３１のバックアップとが両立され得る。

（実施例）
例えば図２のグラフに示されるように、発電電力の大きさが日によって異なる場合に、制御部１３１は、発電電力の大きさに応じて、充放電指令を生成する。図２のグラフは、３段に分かれている。各段のグラフは、共通の横軸を有する。横軸は時刻を表している。横軸は、１日の長さを表すＤ１、Ｄ２及びＤ３で表される区間で分けられている。上段のグラフは、蓄電装置１２の充電率の時間変化を表している。縦軸はＳＯＣ（単位：％）を表している。ＳＯＣの現在値（ＰＳ）は、実線で表されている。ＳＯＣの目標値（ＴＳ）は、破線で表されている。制御部１３１は、ＳＯＣの現在値を目標値に一致させる又は近づけるように蓄電装置１２の充放電を制御する。中段のグラフは、負荷の消費電力（ＣＰ）、電力網３０からの受電電力（ＳＰ）、及び、発電装置３３の発電電力（ＧＰ）それぞれの時間変化を表している。負荷の消費電力（ＣＰ）は、実線で表されている。受電電力（ＳＰ）は、破線で表されている。発電電力（ＧＰ）は、一点鎖線で表されている。縦軸は、電力（単位：ｋＷ）を表している。下段のグラフは、双方向インバータ１０の出力の時間変化を実線で表している。縦軸は、出力する電力（単位：ｋＷ）を表している。縦軸の正の値は、双方向インバータ１０が直流側から交流側に放電している電力を表している。縦軸の負の値は、双方向インバータ１０が交流側から直流側に充電している電力を表している。

区間Ｄ１において、発電電力は消費電力より低くなっている。したがって、余剰電力が発生しない。この場合、制御部１３１は、蓄電装置１２に放電させず、発電電力と受電電力とで負荷の消費電力を賄う。

区間Ｄ２において、発電電力は、期間ＰＤ１で消費電力より低いものの、期間ＰＣ１で消費電力より高い。したがって、期間ＰＣ１で余剰電力が発生する。この場合、制御部１３１は、期間ＰＣ１で余剰電力が発生することを予測し、期間ＰＣ１の直前の期間ＰＤ１で蓄電装置１２に放電させて空き容量を確保し、期間ＰＣ１で余剰電力だけで蓄電装置１２に充電させる。その結果、余剰電力だけで蓄電装置１２の充電率が充電率の制御上限にまで回復し得る。

区間Ｄ３において、発電電力は、期間ＰＤ２で消費電力より低いものの、期間ＰＣ２で消費電力より高い。したがって、期間ＰＣ２で余剰電力が発生する。この場合、制御部１３１は、期間ＰＣ２で余剰電力が発生することを予測し、期間ＰＣ２の直前の期間ＰＤ２で蓄電装置１２に放電させて空き容量を確保し、期間ＰＣ２で蓄電装置１２に充電させる。期間ＰＣ２で発生する余剰電力は、期間ＰＣ１で発生する余剰電力より大きい。したがって、制御部１３１は、期間ＰＤ２の終わりの充電率を、期間ＰＤ１の終わりの充電率よりも低くする。制御部１３１は、そのために、蓄電装置１２に放電させる期間ＰＤ２の開始を早くし、期間ＰＤ２を期間ＰＤ１より長くする。これによって、余剰電力の大きさに応じた空き容量が確保され得る。

＜比較例＞
比較例に係る制御は、１日分の余剰電力に相当する空き容量を確保するために最初に余剰電力が発生する前に、放電を終えておく。一方で、本実施形態に係る制御は、余剰電力が発生するタイミングに合わせて放電させる。図３のグラフに示されるように、１日の中で余剰電力が発生する区間が分かれる場合、比較例に係る制御と本実施形態に係る制御とで充電率に差が生じる。図３のグラフの縦軸及び横軸、並びにグラフに付された符号の説明は、図２のグラフの説明と同様である部分について省略される。図３の横軸は、比較例に係る制御を表す区間と、本実施形態に係る制御を表す区間とに分けられている。比較例に係る制御を表す区間は、余剰電力が最初に発生してから最後に発生するまでの期間ＰＣ３と、その直前の期間ＰＤ３とを含む。比較例において、期間ＰＣ３で発生する余剰電力を充電するための空き容量は、期間ＰＤ３でまとめて確保される。その結果、期間ＰＤ３の終わりの充電率は約５０％にまで低下する。一方、本実施形態に係る制御を表す区間は、余剰電力が最初に発生する期間ＰＣ４と、その直前の期間ＰＤ４と、余剰電力が２回目に発生する期間ＰＣ５と、その直前の期間ＰＤ５とを含む。本実施形態において、期間ＰＣ４で発生する余剰電力を充電するための空き容量は、期間ＰＤ４で確保される。期間ＰＣ５で発生する余剰電力を充電するための空き容量は、期間ＰＤ５で確保される。つまり、余剰電力が発生する期間が分かれる場合、それぞれの期間の直前で蓄電装置１２に放電させる。その結果、充電率の低下は約７０％に押さえられる。比較例よりも充電率の低下が抑えられる。

＜余剰電力が大きい場合＞
図４に示されるグラフを参照して、施設５１の休業日等の余剰電力が大きくなる日における制御が説明される。図４のグラフの縦軸及び横軸、並びにグラフに付された符号の説明は、図２のグラフの説明と同様である部分について省略される。図４のグラフの横軸は、１日の長さを表すＤ４、Ｄ５及びＤ６で表される区間で分けられている。Ｄ４で表される日は、施設５１の稼働日に対応する。Ｄ５及びＤ６で表される日は、施設５１の休業日に対応する。図４の上段のグラフにおいて、一点鎖線で表されているＳＯＣの現在値（ＰＳ−Ｃ）は、比較例に係る制御が実行された場合におけるＳＯＣの時間変化に対応する。一方で、実線で表されているＳＯＣの現在値（ＰＳ）は、本実施形態に係る制御が実行された場合におけるＳＯＣの時間変化に対応する。

施設５１の稼働日（Ｄ４）において、負荷の消費電力（ＣＰ）は、全時間帯にわたってバックグラウンド負荷によるほぼ一定の消費電力と、７時頃から２０時頃までの間に稼働する負荷によって増加する消費電力とを含む。制御部１３１は、発電電力（ＧＰ）を負荷に供給するとともに、電力網３０からの受電電力を負荷に供給する。これによって、蓄電装置１２のＳＯＣの目標値（ＴＳ）及び現在値（ＰＳ）は、ＥＭＳ１３が蓄電装置１２の充放電を制御するために設定する充電率の制御上限で維持される。充電率の制御上限は、例えば９０％に設定される。充電率の制御上限に対応する充電量は、充電量の制御上限と称される。

施設５１の休業日（Ｄ５及びＤ６）において、負荷の消費電力（ＣＰ）は、バックグラウンド負荷によるほぼ一定の消費電力だけを含む。したがって、発電電力（ＧＰ）が消費電力（ＣＰ）を上回る時間帯が長くなる。その結果、余剰電力が発生しやすくなる。制御部１３１は、休業日Ｄ５の余剰電力を蓄電装置１２に充電できるように期間ＰＤ６において蓄電装置１２に放電させる。制御部１３１は、０時から２４時までの１日単位の制御にしばられて蓄電装置１２を０時から放電させるのではなく、休業日Ｄ５の前日の稼働日Ｄ４の１９時頃から蓄電装置１２の放電を開始させている。制御部１３１は、余剰電力が発生する期間ＰＣ６において、余剰電力を蓄電装置１２に充電する。さらに、制御部１３１は、休業日Ｄ６の余剰電力を蓄電装置１２に充電できるように期間ＰＤ７において蓄電装置１２に放電させる。制御部１３１は、余剰電力が発生する期間ＰＣ７において、余剰電力を蓄電装置１２に充電する。

以上述べてきたように、本実施形態に係る制御は、休業日Ｄ５及びＤ６における余剰電力を考慮して、蓄電装置１２のＳＯＣを制御する。一方で、比較例に係る制御は、休業日Ｄ５における余剰電力を考慮するものの、休業日Ｄ６における余剰電力を考慮しない。この場合、比較例に係る制御において蓄電装置１２に放電させる期間ＰＤ６’は、本実施形態に係る制御において蓄電装置１２に放電させる期間ＰＤ６より短くなる。その結果、休業日Ｄ６において余剰電力が発生している期間の途中でＳＯＣが充電率の制御上限に達してしまう。したがって、比較例に係る制御において休業日Ｄ６の余剰電力を蓄電装置１２に充電できる期間ＰＣ７’は、本実施形態に係る制御において休業日Ｄ６の余剰電力を蓄電装置１２に充電できる期間ＰＣ７より短くなる。本実施形態に係る電力制御システム１は、蓄電装置１２の空き容量を確保するための制御を１日単位で行うというルールにしばられずに、さらに長い期間にわたる予測に基づいて蓄電装置１２の空き容量を制御できる。例えば、３９時間先までを予測したＧＰＶデータに限られず、さらに長期間先までを予測したデータが用いられてよい。このようにすることで、余剰電力の発生に合わせた蓄電装置１２の空き容量が確保されやすくなる。

＜予測と実際との違いが生じる場合＞
図５に示されるグラフを参照して、発電電力の予測値と実際の発電電力との間に差が生じる場合の制御が説明される。図５のグラフの縦軸及び横軸、並びにグラフに付された符号の説明は、図２のグラフの説明と同様である部分について省略される。図５のグラフの横軸は、１日単位の区間に分けられている。各区間は、連続していないとする。各区間は、Ｃａｓｅ１及びＣａｓｅ２として表されている。図５の中段のグラフにおいて、破線は、電力網３０からの受電電力の時間変化を表している。細い線幅の破線で表される受電電力（ＳＰ−Ｅ）は、受電電力の予測値に対応する。太い線幅の破線で表される受電電力（ＳＰ−Ａ）は、実際の受電電力に対応する。一点鎖線は、発電装置３３の発電電力の時間変化を表している。細い線幅の一点鎖線で表される発電電力（ＧＰ−Ｅ）は、発電電力の予測値に対応する。太い線幅の一点鎖線で表される発電電力（ＧＰ−Ａ）は、実際の発電電力に対応する。図５の下段のグラフにおいて、実線で表される出力（ＥＳＴ）は、双方向インバータ１０の出力電力の予測値に対応する。破線で表される出力（ＡＣＴ）は、双方向インバータ１０の実際の出力電力に対応する。

Ｃａｓｅ１において、実際の発電電力（ＧＰ−Ａ）は、予測値（ＧＰ−Ｅ）より小さくなっている。制御部１３１は、蓄電装置１２の実際の充電率（ＰＳ）を目標充電率（ＴＳ）に一致させる又は近づけるように、双方向インバータ１０の出力を制御する。この場合、双方向インバータ１０の実際の出力は、予測値に対して減少している。双方向インバータ１０の出力の減少は、発電電力が予測値より小さくなった分に対応する。双方向インバータ１０の出力が減少することによって、電力網３０からの受電電力が増加する。したがって、受電電力の予測値（ＳＰ−Ｅ）が０であっても、実際の受電電力（ＳＰ−Ａ）が増加する。このようにすることで、実際の発電電力が予測値より小さくても、蓄電装置１２の充電率は、目標充電率にあわせて制御され得る。

Ｃａｓｅ２において、実際の発電電力（ＧＰ−Ａ）は、１０時頃から１８時頃までの間に予測値（ＧＰ−Ｅ）より大きくなっている。制御部１３１は、実際の充電率（ＰＳ）が目標充電率（ＴＳ）に対して上昇して乖離するため双方向インバータ１０の放電電力を大きくしたいが、逆潮流制限のため負荷以下での放電しかできない。このため余剰電力は蓄電装置１２の充電量の制御上限を超えたバッファに充電され一時的に吸収される。

Ｃａｓｅ２の期間Ｐ８において、蓄電装置１２の充電率が１００％に達したため余剰電力が吸収しきれなくなる。この場合、制御部１３１はＭＰＰＴコンバータ１１の発電電力を双方向インバータ１０が放電した電力に合わせて制限する。この結果制限された発電電力は、斜線のハッチングで表される領域に対応する。しかし発電電力を負荷の消費電力に合わせて制限することによって、制御部１３１は、逆潮流の発生を回避し、ＲＰＲ２７から動作停止の指示を回避できるように制御できる。

図６に示されるグラフを参照して、充電量の制御上限を定格蓄電容量（上限充電量）未満に設定することによる効果が説明される。図６のグラフの縦軸及び横軸、並びにグラフに付された符号の説明は、図２のグラフの説明と同様である部分について省略される。図６のグラフの横軸は、１日の時間を表している。制御部１３１は、期間Ｐ９の直前までで蓄電装置１２の充電率が充電率の制御上限に達するように制御する。期間Ｐ９において予測されていなかった余剰電力が発生した場合、制御部１３１は、蓄電装置１２の充電率を、充電量の制御上限を超えて定格蓄電容量（上限充電量）にまで高めることを許容する。つまり、定格蓄電容量（上限充電量）と充電量の制御上限との差は、一点は予測されていなかった余剰電力を吸収するためのバッファとして機能する。蓄電装置１２の充電量の上限側にバッファが設けられることによって、余剰電力が有効に活用され得る。もう一点として、発電の予測は１時間当たりの平均日射量で提供される。実際の発電は、秒単位又は分単位で見た場合は雲の状況により平均以上になり得る。充電量の制御上限との差は平均以上の発電を制限せず受け入れるためにも必要となる。

制御部１３１は、蓄電装置１２の充電量の下限側においても、充放電を制御するために充電率の制御下限を設定してよい。充電率の制御下限は、０％より大きい所定値以上、例えば５％に設定されてもよい。このようにすることによって、発電電力が予測値より小さくなった場合でも、蓄電装置１２が重要負荷３１をバックアップするために必要な充電量が確保され得る。

図７に示されるグラフを参照して、電力網３０からの受電電力のピークカットが説明される。図７のグラフの縦軸及び横軸、並びにグラフに付された符号の説明は、図６のグラフの説明と同様である部分について省略される。図７の中段のグラフにおいて、二点鎖線は、ピークカット閾値（ＰＴＨ）を表している。

図７の期間ＰＤ１０において、負荷の消費電力が増加している。制御部１３１は、負荷の消費電力の増加に対応して双方向インバータ１０に放電動作をさせるように制御し、電力網３０からの受電電力をピークカット閾値以下に制限する。双方向インバータ１０が放電することによって、蓄電装置１２の放電、及び、蓄電装置１２の充電率の低下が起こる。

負荷の消費電力が減少した図７の期間ＰＣ１０において、制御部１３１は、期間ＰＤ１０で低下した蓄電装置１２の充電率を回復させる。つまり制御部１３１は、蓄電装置１２の充電率を充電率の制御上限に一致させる又は近づけるように双方向インバータ１０に充電動作をさせる。制御部１３１は、受電電力をピークカット閾値以下に制限しつつ、双方向インバータ１０に充電動作をさせ、蓄電装置１２の充電率を充電率の制御上限に回復させる。

＜自立運転＞
電力網３０が停電した場合、電力制御システム１は、自立運転を実行する。図２のグラフに示されるように、制御部１３１は、余剰電力の予測値に基づいて、余剰電力が発生する期間の直前の期間に蓄電装置１２を放電させて空き容量を確保する。このようにすることで、蓄電装置１２の充電率は、充電率の制御上限に一致する又は近づいている。その結果、自立運転時に重要負荷３１の稼働を長く継続させることができる。

また、図３のグラフに示されるように、空き容量を確保するための放電を、比較例に係る制御のように毎朝まとめて実行するよりも、本実施形態に係る制御のように余剰電力が発生するタイミングに合わせて実行することによって、充電率を高く維持できる。その結果、自立運転が開始するタイミングによらず、重要負荷３１の稼働を長く継続させることができる。

図８に示されるグラフを参照して、余剰電力を充電するための空き容量を確保するために放電している途中で電力網３０が停電した場合における制御が説明される。図８のグラフの縦軸及び横軸、並びにグラフに付された符号の説明は、図２のグラフの説明と同様である。制御部１３１は、期間ＰＣ１１で発生する余剰電力を蓄電装置１２に充電するための空き容量を確保するために、期間ＰＤ１１において蓄電装置１２に放電させるように双方向インバータ１０を制御する。

ここで、蓄電装置１２が放電している期間ＰＤ１１の途中の停電Ａ又は停電Ｂのタイミングで電力網３０が停電すると仮定する。停電Ｂのタイミングにおける充電率は、停電Ａのタイミングにおける充電率よりも低い。このことからすると、停電Ｂのタイミングにおける停電は、停電Ａのタイミングにおける停電よりも高いリスクを生じさせるように見える。しかし、余剰電力の予測に基づいてあらかじめ実行する放電と、停電時の自立運転のために実行する放電とは、同等である。したがって、停電Ａ及びＢのどちらのタイミングで停電が発生しても、実際のリスクの大きさは変わらないといえる。また、停電Ｂのタイミングで停電が発生した場合、充電率は低いものの、発電電力が増加するまでの時間が短いことによって、充電率の回復が期待される。このことからしても、停電のタイミングによってリスクの大きさは変わらないといえる。

＜目標充電量の算出手順例＞
目標充電量の具体的な算出手順の一例が図９に示される表に基づいて説明される。最も左の列にＭ時間先と記載されている行の数値は、現時点のＭ時間先から（Ｍ＋１）時間先までの１時間における、蓄電装置１２の目標充電量と、目標充電量を算出するために用いられるパラメータの予測値とを含む。現時点が０時間先に読み替えられるとすれば、Ｍは０から３４までの整数として表される。例えば、３４時間先の行の数値は、３４時間先から３５時間先までの１時間における値を含む。

表の左から２列目は、予測日時を表しており、現時点からＭ時間先の時刻に対応する。表の左から３列目は、予測日時における負荷の消費電力量の予測値を過去データから参照する場合における参照日時を表しており、予測日時に対してＮ週間ずれた日時となっている。表の左から４列目から７列目まではそれぞれ、現時点のＭ時間先から（Ｍ＋１）時間先までの１時間における、日射量、発電量、負荷の消費電力量、及び、余剰電力量それぞれの予測値に対応する。表の左から８列目及び９列目はそれぞれ、現時点のＭ時間先から（Ｍ＋１）時間先までの１時間における、蓄電装置１２の目標充電量及び目標充電率に対応する。目標充電率は、（目標充電量）／（定格充電量）×１００で算出されるとする。蓄電装置１２の定格蓄電容量は、３８３．３ｋＷｈであるとする。

予測時間として３４時間先と記載されている行において、予測値は、３４時間先から３５時間先までの１時間の積算値に対応する。言い換えれば、予測時間としてＭ時間先（図９の表でＭ＝１〜３４）と記載されている行において、予測値は、Ｍ時間先から（Ｍ＋１）時間先までの１時間の積算値に対応する。日射予測（Ｗ／ｍ²）は、１時間の積算日射量の予測値（Ｗｈ／ｍ²）に読み替えられる。発電予測（ｋＷ）は、１時間の発電電力量の予測値（ｋＷｈ）に読み替えられる。負荷予測（ｋＷ）は、１時間の負荷の消費電力量の予測値（ｋＷｈ）に読み替えられる。余剰予測（ｋＷ）は、１時間の余剰電力量の予測値（ｋＷｈ）に読み替えられる。

図９において、左から３列目の負荷予測参照月日時の項目として記載されているように、負荷予測として、現時点（７月７日１９時）の１週間前の日時（６月３０日１９時）からその３４時間先（７月２日５時）までの負荷実績が用いられている。３４時間先の負荷実績は、７月２日５時から６時までの１時間の積算値に対応する。

発電装置３３が太陽光発電装置を含む場合、制御部１３１は、日射予測に基づいて発電予測を算出してよい。図９において、例えば３４時間先から３５時間先までの１時間の日射予測は、３２Ｗｈ／ｍ²である。発電予測は、日射予測に太陽光発電装置の定格発電電力と発電効率とを乗じることによって、５．２ｋＷｈと算出されている。

制御部１３１は、発電予測から負荷予測を差し引くことによって余剰予測を算出する。余剰予測は、直流側において電力が余って蓄電装置１２に充電される場合に正の値になり、直流側において電力が不足し蓄電装置１２から放電する場合に負の値になる。

図９において、例えば３４時間先から３５時間先までの１時間の発電予測は５．２ｋＷｈである。３４時間先から３５時間先までの１時間の負荷予測は１２．８ｋＷｈである。この場合、３４時間先の余剰予測は５．２ｋＷｈから１２．８ｋＷｈを差し引いて、−７．６ｋＷｈと算出される。

制御部１３１は、双方向インバータ１０の容量に基づいて余剰予測を算出してもよい。負荷予測が双方向インバータ１０の容量より大きい場合、実際に負荷に供給される電力は双方向インバータ１０の容量によって制限される。したがって、制御部１３１は、発電予測から、負荷予測と双方向インバータ１０の容量とのうち小さい方の値を差し引くことによって余剰予測を算出してよい。

予測時間としてＭ時間先（図９の表でＭ＝１〜３４）と記載されている行において、目標充電量（ｋＷｈ）は、（Ｍ＋１）時間先の時刻における目標充電量を表している。制御部１３１は、現時点から１時間先の目標充電量を逆算するための初期値として、（Ｍ＋１）時間先の目標充電量を設定する。制御部１３１が設定する初期値は、図９に示される表で３４時間先の行の目標充電量に対応している。３４時間先の行の目標充電量は、３５時間先の目標充電量を表している。制御部１３１は、例えば、所定値を蓄電装置１２の充電量の制御上限に対応する基準充電量の５０％に設定してよい。本実施形態において、蓄電装置１２の基準充電量（充電量の制御上限）は、定格蓄電容量の９０％に設定されるとする。蓄電装置１２の定格蓄電容量は、３８３．３ｋＷｈであるとする。この場合、制御部１３１は、所定値を定格蓄電容量の４５％である１７２．５ｋＷｈに設定する。この例に限られず、制御部１３１は、例えば、所定値を蓄電装置１２の充電量の制御上限と充電量の制御下限との中間値に設定してよい。充電量の制御下限は定格蓄電容量の５％に設定されるとする。この場合、制御部１３１は、所定値を定格蓄電容量の４７．５％に対応する１７２ｋＷｈに設定してよい。

制御部１３１は、（Ｍ＋１）時間先から現時点の１時間先まで逆算することによって、（Ｍ＋１）時間先の目標充電量に基づいて、現時点から１時間先の目標充電量を算出できる。具体的には、制御部１３１は、（ｉ＋１）時間先の目標充電量からｉ時間先から（ｉ＋１）時間先までの余剰電力量の予測値を差し引くことによって、ｉ時間先の目標充電量を算出する。ここで、ｉは、Ｍ以下の自然数である。制御部１３１によるｉ時間先の目標充電量の算出は、ｉ時間先から（ｉ＋１）時間先に時刻が進む場合に蓄電装置１２の充電量がｉ時間先の余剰電力量だけ増加することの逆算に相当する。

例えば図９の３４時間先の行において、３４時間先の目標充電量は、３５時間先の目標充電量である１７２．５ｋＷｈから、３４時間先から３５時間先までの１時間の余剰予測である−７．６ｋＷｈを差し引くことによって、１８０．１ｋＷｈと算出されている。

制御部１３１は、ｉ時間先の目標充電量が蓄電装置１２の基準充電量（充電量の制御上限）を超える場合、ｉ時間先の目標充電量を基準充電量（充電量の制御上限）に制限する。この場合、ｉ時間先から（ｉ＋１）時間先までの１時間において余剰電力量が負の値となっている。つまり、負荷の消費電力量が発電電力量より大きい。負荷の消費電力量のうち、発電電力量でまかないきれない分は、電力網３０からの受電電力量によってまかなわれると仮定される。

例えば図９の２１時間先の行において、２１時間先の目標充電量は、２２時間先の目標充電量である３４５．０ｋＷｈから、２１時間先から２２時間先までの１時間の余剰予測である−３０．６ｋＷｈを差し引けば３７５．６ｋＷｈとなるものの、基準充電量（充電量の制御上限）である３４５．０ｋＷｈに制限されている。この場合、２１時間先から２２時間先までの１時間において、蓄電装置１２の充放電電力は０ｋＷｈであると予測される。このことは、２１時間先から２２時間先までの１時間の余剰予測は、負荷の消費電力量に対して発電電力量が３０．６ｋＷｈ不足していることを意味する。不足している３０．６ｋＷｈは、電力網３０から受電する電力によってまかなわれる。

制御部１３１は、ｉ時間先の目標充電量が蓄電装置１２の充電量の制御下限を下回る場合、ｉ時間先の目標充電量を充電量の制御下限に制限する。この場合、ｉ時間先から（ｉ＋１）時間先までの１時間における余剰電力量は、蓄電装置１２に充電されない。したがって、発電装置３３が発電電力量のうち余剰電力量に相当する分の出力を制限すると仮定される。

制御部１３１が蓄電装置１２の充電率の制御上限及び充電率の制御下限を目標充電量の算出に反映させることによって、目標充電量の算出精度が向上し得る。

制御部１３１がＮ時間先から現時点の１時間先までの逆算によって１時間先の目標充電量を算出する手順は、以下のように言い換えられる。制御部１３１は、現時点からＮ時間先までの間の複数の時刻における発電電力量の予測値と負荷の消費電力量の予測値とを取得する。複数の時刻は、１時間おきの時刻とされてよい。制御部１３１は、Ｎ時間先における蓄電装置１２の目標充電量を仮定する。制御部１３１は、仮定した目標充電量に対して、Ｎ時間先から現時点までさかのぼるように各時刻における発電電力量の予測値と負荷の消費電力量の予測値とを適用して各時刻において目標充電量を更新する。制御部１３１は、現時点までさかのぼって目標充電量を更新することによって、現時点における蓄電装置１２の目標充電量を算出できる。

制御部１３１は、現時点までさかのぼって逆算する途中の少なくとも１つの時刻における目標充電量が蓄電装置１２の充電量の制御上限又は充電量の制御下限に到達するように、所定値を設定してよい。Ｎ時間先において仮定値として設定されていた目標充電量は、例えばｊ時間先（ｊ＝２〜（Ｎ−１））充電量の制御上限又は制御下限に到達することによって蓄電装置１２の実際の状態に関連づけられる。そうすると、（ｊ−１）時間先から１時間先までさかのぼる期間の目標充電量は、蓄電装置１２の実際の状態にあわせた予測値といえる。したがって、制御部１３１は、目標充電量を充電量の制御上限又は制御下限に到達させることによって目標充電量の精度を向上させ得る。また、目標充電量が充電量の制御上限に到達するように所定値が設定される場合、充電量の制御下限に到達するように所定値が設定される場合よりも発電電力の出力が制限される状況になりにくくなる。

制御部１３１は、例えば、所定値を蓄電装置１２の充電量の制御上限の５０％の値に設定してよい。このようにすることで、逆算する途中に目標充電量が蓄電装置１２の充電量の制御上限又は充電量の制御下限に到達する確率が高められる。制御部１３１は、所定値を設定して演算を実行した結果において、どの時刻においても目標充電量が蓄電装置１２の充電量の制御上限又は充電量の制御下限に到達しない場合、所定値を変更して演算を実行し直してもよい。このようにすることで、制御部１３１は、逆算する途中の少なくとも１つの時刻において目標充電量を蓄電装置１２の充電量の制御上限又は充電量の制御下限に確実に到達させることができる。

制御部１３１は、現時点の１時間先に限られず、所定時間先の目標充電量を算出してもよい。目標充電量を算出する対象となる時刻は、第１時刻とも称される。第１時刻から予測時間先の時刻は、第２時刻とも称される。制御部１３１は、第２時刻において目標充電量を仮定し、仮定した目標充電量を初期値として、第２時刻から第１時刻までさかのぼって逆算することによって、第１時刻の目標充電量を算出してよい。

比較例として、余剰電力を蓄電装置１２に充電できるように空き容量をまとめて確保することが考えられる。比較例において、予測期間を長くすると確保すべき空き容量が大きくなり充電率の低下につながる。そのため、比較例において予測時間は昼夜１サイクルの２４時間程度とされるのが現実的である。一方で、本実施形態において、ＥＭＳ１３の制御部１３１は、余剰電力の発生に応じて空き容量を確保するように双方向インバータ１０を制御する。制御部１３１は、４８時間以上の予測値を用いることによって、２日間の長期間にわたって余剰と消費がバランスして充電量の制御上限に到達しない場合も、目標充電量を高精度に算出できる。その結果、余剰電力が有効に充電されつつ、蓄電装置１２の実際の充電量が高い値で維持され得る。

また上記比較例では２４時間の予測時間内に余剰電力が発生する区間が分かれる場合も、空き容量をまとめて確保するため、最初に余剰が発生する前に充電率が低下する。一方で、本実施形態において、ＥＭＳ１３の制御部１３１は、余剰電力が発生する、それぞれの区間の直前で空き容量を確保するように双方向インバータ１０を制御する。その結果、余剰電力が有効に充電されつつ、蓄電装置１２の実際の充電量が高い値で維持され得る。

＜フローチャート＞
ＥＭＳ１３の制御部１３１は、図１０及び図１１に例示されているフローチャートの手順に沿って、電力制御システム１における電力制御方法を実行してもよい。電力制御方法の各手順は、プロセッサに実行させる電力制御プログラムとして実現されてもよい。

制御部１３１は、予測値を取得する（図１０のステップＳ１）。制御部１３１は、現時点から予測時間先までの予測値を取得する。制御部１３１は、気温の予測値を取得してよい。制御部１３１は、気温の予測値に基づいて、負荷の消費電力の予測値を取得してよい。発電装置３３が太陽光発電装置を含む場合、制御部１３１は、日射量の予測値を取得してよい。制御部１３１は、日射量の予測値に基づいて、太陽光発電装置の発電電力の予測値を算出してよい。

制御部１３１は、目標充電量を算出する（ステップＳ２）。制御部１３１は、現時点の１時間先の目標充電量を算出してもよいし、現時点の１時間先を含む第１時刻の目標充電量を算出してもよい。制御部１３１は、ステップＳ２の手順として、図１１に示されるサブルーチンの手順を実行する。

制御部１３１は、第２時刻からＸ時間先の目標充電量を仮の値に設定する（図１１のステップＳ１１）。ここでＸは１であるとする。Ｘは１に限られず、正の実数であってよい。制御部１３１は、第２時刻からＸ時間先の目標充電量を例えば５０％と仮定してよいし、０％から１００％までの間の任意の値と仮定してもよい。本実施形態において、蓄電装置１２の基準充電量（充電量の制御上限）は、定格蓄電容量の９０％に設定されるとする。蓄電装置１２の定格蓄電容量は、３８３．３ｋＷｈであるとする。この場合、制御部１３１は、所定値を定格蓄電容量の４５％である１７２．５ｋＷｈに設定する。この例に限られず、制御部１３１は、例えば、所定値を蓄電装置１２の充電量の制御上限と充電量の制御下限との中間値に設定してよい。充電量の制御下限は定格蓄電容量の５％に設定されるとする。この場合、制御部１３１は、所定値を定格蓄電容量の４７．５％に対応する１７２ｋＷｈに設定してよい。

制御部１３１は、第２時刻からＸ時間さかのぼった時刻を第３時刻として算出する（ステップＳ１２）。

制御部１３１は、第３時刻から第２時刻までの間の余剰電力量を算出する（ステップＳ１３）。Ｘが１である場合、制御部１３１は、第３時刻から１時間の余剰電力量を算出する。制御部１３１は、第３時刻から第２時刻までの間の発電電力量の予測値から、第３時刻から第２時刻までの間の負荷の消費電力量の予測値を差し引くことによって、第３時刻から第２時刻までの間の余剰電力量を算出する。制御部１３１は、双方向インバータ１０の容量に基づいて余剰予測を算出してもよい。負荷予測が双方向インバータ１０の容量より大きい場合、実際に負荷に供給される電力は双方向インバータ１０の容量によって制限される。したがって、制御部１３１は、発電予測から、負荷予測と双方向インバータ１０の容量とのうち小さい方の値を差し引くことによって余剰予測を算出してよい。

制御部１３１は、第２時刻のＸ時間先の目標充電量から余剰電力量を減算する（ステップＳ１４）。Ｘが１である場合、具体的には、制御部１３１は、（ｉ＋１）時間先の目標充電量からｉ時間先から（ｉ＋１）時間先までの余剰電力量の予測値を減算する。

制御部１３１は、ステップＳ１４における減算結果が充電量の制御上限を超えるか判定する（ステップＳ１５）。

制御部１３１は、ステップＳ１４における減算結果が充電量の制御上限を超える場合（ステップＳ１５：ＹＥＳ）、第３時刻のＸ時間先の目標充電量として充電量の制御上限を採用する（ステップＳ１６）。制御部１３１は、ステップＳ１６の手順の後、ステップＳ２０の手順に進む。

制御部１３１は、ステップＳ１４における減算結果が充電量の制御上限を超えない場合（ステップＳ１５：ＮＯ）、ステップＳ１４における減算結果が充電量の制御下限未満か判定する（ステップＳ１７）。

制御部１３１は、ステップＳ１４における減算結果が充電量の制御下限未満である場合（ステップＳ１７：ＹＥＳ）、第３時刻のＸ時間先の目標充電量として充電量の制御下限を採用する（ステップＳ１８）。制御部１３１は、ステップＳ１８の手順の後、ステップＳ２０の手順に進む。

制御部１３１は、ステップＳ１４における減算結果が充電量の制御下限未満でない場合（ステップＳ１７：ＮＯ）、第３時刻のＸ時間先の目標充電量としてステップＳ１４における減算結果を採用する（ステップＳ１９）。

制御部１３１は、ステップＳ１６、Ｓ１８又はＳ１９で第３時刻のＸ時間先の目標充電量を設定した後、ステップＳ１２で算出した第３時刻を第２時刻とみなす処理をする（ステップＳ２０）。つまり、制御部１３１は、ステップＳ１２からＳ１９までの処理において予測値を取得する時刻を更新する。

制御部１３１は、更新した第２時刻が第１時刻までさかのぼったか判定する（ステップＳ２１）。制御部１３１は、第２時刻が第１時刻までさかのぼった場合（ステップＳ２１：ＹＥＳ）、図１１のサブルーチンを終了して、図１０のステップＳ４の手順に戻る。制御部１３１は、第２時刻が第１時刻までさかのぼっていない場合（ステップＳ２１：ＮＯ）、ステップＳ１２の手順に戻って、更にＸ時間さかのぼって目標充電量を算出する手順を、第２時刻が第１時刻に達するまで繰り返す。

制御部１３１は、ステップＳ２の手順を実行した後、つまり、図１１のフローチャートの手順の実行を終了した後、蓄電池充放電予測を生成する（図１０のステップＳ３）。制御部１３１は、第１時刻の目標充電量と、現時点の充電量とに基づいて、蓄電池充放電予測を生成してよい。

制御部１３１は、ステップＳ２ａの蓄電池充放電予測を基に、目標充放電指令を生成する（ステップＳ４）。目標充放電指令は蓄電池充放電予測に対して発電装置３３による発電電力が相殺されるように算出を行う。制御部１３１は、蓄電池充放電予測と発電装置３３の発電電力との和を、目標充放電指令として算出する。

制御部１３１は、ピークカット充放電指令を生成する（ステップＳ５）。制御部１３１は、現時点の負荷の消費電力からピークカット閾値を差し引いた値を、ピークカット充放電指令として算出する。

制御部１３１は、ピークカット充放電指令が目標充放電指令より小さいか判定する（ステップＳ６）。

制御部１３１は、ピークカット充放電指令が目標充放電指令より小さい場合（ステップＳ６：ＹＥＳ）、目標充放電指令を、双方向インバータ１０に対する充放電指令として出力する（ステップＳ７）。制御部１３１は、ステップＳ７の手順の後、ステップＳ９の手順に進む。

制御部１３１は、ピークカット充放電指令が目標充放電指令より小さくない場合、つまりピークカット充放電指令が目標充放電指令以上である場合（ステップＳ６：ＮＯ）、ピークカット充放電指令を、双方向インバータ１０に対する充放電指令として出力する（ステップＳ８）。制御部１３１は、ステップＳ８の手順の後、ステップＳ９の手順に進む。

制御部１３１は、ステップＳ７又はＳ８の手順の後、目標充電量の更新時期になったか判定する（ステップＳ９）。目標充電量の更新時期は、例えば、毎正時とされてよい。目標充電量の更新時期は、所定の間隔とされてもよい。制御部１３１は、目標充電量の更新時期になった場合（ステップＳ９：ＹＥＳ）、ステップＳ１の手順に戻る。制御部１３１は、目標充電量の更新時期になっていない場合（ステップＳ９：ＮＯ）、ステップＳ４の手順に戻る。制御部１３１は、ステップＳ４からＳ９までの手順の実行を、目標充電量の更新の間隔よりも短い間隔で繰り返す。制御部１３１は、例えば１秒毎にステップＳ４からＳ９までの手順を実行してもよい。

以上述べてきたように、本実施形態に係る電力制御方法によれば、蓄電装置１２の充電率が充電率の制御上限に近づけられつつ、余剰電力の予測値に基づいて余剰電力を充電できる空き容量が蓄電装置１２に確保され得る。このようにすることで、発電装置３３が発電する電力の有効利用と、停電時の重要負荷３１のバックアップとが両立され得る。

本実施形態に係る電力制御システム１において、発電装置３３が出力する発電電力は、直流電力のままで蓄電装置１２に充電される。このような接続方式は、ＤＣリンク方式と称される。一方で、発電装置３３が出力する発電電力を一旦交流電力に変換する接続方式は、ＡＣリンク方式と称される。本実施形態に係る電力制御方法は、上述してきたようにＤＣリンク方式を採用したシステムだけでなく、ＡＣリンク方式を採用したシステムにおいて実行されてもよい。

本開示に係る実施形態について、諸図面及び実施例に基づき説明してきたが、当業者であれば本開示に基づき種々の変形又は修正を行うことが容易であることに注意されたい。従って、これらの変形又は修正は本開示の範囲に含まれることに留意されたい。例えば、各構成部又は各ステップなどに含まれる機能などは論理的に矛盾しないように再配置可能であり、複数の構成部又はステップなどを１つに組み合わせたり、或いは分割したりすることが可能である。本開示に係る実施形態について装置を中心に説明してきたが、本開示に係る実施形態は装置の各構成部が実行するステップを含む方法としても実現し得るものである。本開示に係る実施形態は装置が備えるプロセッサにより実行される方法、プログラム、又はプログラムを記録した記憶媒体としても実現し得るものである。本開示の範囲にはこれらも包含されるものと理解されたい。

本開示に含まれるグラフは、模式的なものである。スケールなどは、現実のものと必ずしも一致しない。

１ 電力制御システム
１０ 双方向インバータ
１１ ＭＰＰＴコンバータ
１２ 蓄電装置
１３ ＥＭＳ（１３１：制御部、１３２：通信部）
１５ スイッチ
２０〜２６ 電力センサ
２７ ＲＰＲ（２７ａ：電力センサ）
３０ 電力網
３１ 重要負荷
３２ 一般負荷
３３ 発電装置
３４ 節点
４０ ネットワーク
４１ 管理サーバ
４２ 外部サーバ
５１ 施設

Claims (9)

1. 電力網から受電する負荷を含む交流側と、再生可能エネルギー発電装置及び蓄電装置を含む直流側との間に接続される双方向インバータを制御可能に構成される制御部を備え、
   前記制御部は、
   前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力量、及び、前記負荷の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得し、
   前記第２時刻における前記蓄電装置の目標充電量を仮定し、仮定した目標充電量に対して、前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼるように各時刻の前記予測値を適用して各時刻において前記目標充電量を更新することによって、前記第１時刻における前記目標充電量を算出し、
   前記第１時刻における前記目標充電量に基づいて、前記双方向インバータに、前記交流側から前記直流側への充電動作、又は、前記直流側から前記交流側への放電動作を実行させる、電力制御装置。
2. 前記制御部は、前記前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼる途中の少なくとも１つの時刻における前記目標充電量が前記蓄電装置の充電量の制御上限又は充電量の制御下限に到達するように、前記第２時刻における前記目標充電量を仮定する、請求項１に記載の電力制御装置。
3. 前記制御部は、
   前記前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼる途中の各時刻における前記目標充電量が前記充電量の制御上限を超える場合、当該時刻における前記目標充電量を前記充電量の制御上限とし、
   前記前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼる途中の各時刻における前記目標充電量が前記充電量の制御下限を下回る場合、当該時刻における前記目標充電量を前記充電量の制御下限とする、請求項２に記載の電力制御装置。
4. 前記制御部は、前記第１時刻における前記目標充電量に基づいて前記蓄電装置の充放電予測を生成し、前記充放電予測と前記発電電力量とに基づいて前記双方向インバータを制御する、請求項１から３までのいずれか一項に記載の電力制御装置。
5. 前記制御部は、第１周期毎に前記目標充電量を算出し前記目標充電量に基づいて前記蓄電装置の充放電予測を生成し、前記第１周期より短い第２周期毎に前記充放電予測と前記発電電力量とに基づいて前記双方向インバータを制御するための充放電指令を生成し、前記双方向インバータに出力する、請求項４に記載の電力制御装置。
6. 前記制御部は、
   前記充放電予測と前記発電電力量とに基づいて目標充放電指令を算出し、
   前記負荷の消費電力量とピークカット閾値とに基づいてピークカット充放電指令を算出し、
   前記ピークカット充放電指令が前記目標充放電指令より小さい場合、前記目標充放電指令を、前記充放電指令として前記双方向インバータに出力し、
   前記ピークカット充放電指令が前記目標充放電指令以上である場合、前記ピークカット充放電指令を、前記充放電指令として前記双方向インバータに出力する、請求項５に記載の電力制御装置。
7. 電力網から受電する負荷を含む交流側と、再生可能エネルギー発電装置及び蓄電装置を含む直流側との間に接続される双方向インバータを制御可能に構成される電力制御装置が、前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力量、及び、前記負荷の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得するステップと、
   前記電力制御装置が、前記第２時刻における前記蓄電装置の目標充電量を仮定し、仮定した目標充電量に対して、前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼるように各時刻の前記予測値を適用して各時刻において前記目標充電量を更新することによって、前記第１時刻における前記目標充電量を算出するステップと、
   前記電力制御装置が、前記第１時刻における前記目標充電量に基づいて、前記双方向インバータに、前記交流側から前記直流側への充電動作、又は、前記直流側から前記交流側への放電動作を実行させるステップと
   を含む、電力制御方法。
8. 電力網から受電する負荷を含む交流側と、再生可能エネルギー発電装置及び蓄電装置を含む直流側との間に接続可能に構成され、
   前記交流側から前記直流側への充電、又は、前記直流側から前記交流側への放電の実行を制御する制御部を備え、
   前記制御部は、
   前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力量、及び、前記負荷の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得し、
   前記第２時刻における前記蓄電装置の目標充電量を仮定し、仮定した目標充電量に対して、前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼるように各時刻の前記予測値を適用して各時刻において前記目標充電量を更新することによって、前記第１時刻における前記目標充電量を算出し、
   前記第１時刻における前記目標充電量に基づいて、充電又は放電の実行を制御する、
   双方向インバータ。
9. 双方向インバータと蓄電装置とを備える電力制御システムであって、
   前記双方向インバータは、
   電力網から受電する負荷を含む交流側と、再生可能エネルギー発電装置及び前記蓄電装置を含む直流側との間に接続可能に構成され、
   前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力量、及び、前記負荷の消費電力量それぞれの、第１時刻から第２時刻までの間の複数の時刻における予測値を取得し、
   前記第２時刻における前記蓄電装置の目標充電量を仮定し、仮定した目標充電量に対して、前記第２時刻から前記第１時刻までさかのぼるように各時刻の前記予測値を適用して各時刻において前記目標充電量を更新することによって、前記第１時刻における前記目標充電量を算出し、
   前記第１時刻における前記目標充電量に基づいて、前記交流側から前記直流側への充電動作、又は、前記直流側から前記交流側への放電動作を実行し、
   前記蓄電装置は、
   前記直流側において前記再生可能エネルギー発電装置に接続され、
   前記双方向インバータが実行する動作に応じて、前記再生可能エネルギー発電装置及び前記双方向インバータから受電する電力による充電、又は、前記双方向インバータに対する放電を実行する、
   電力制御システム。

Images