JP5520256B2 - マイクログリッドとその制御装置及びその制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、マイクログリッドとその制御装置及びその制御方法に関する。

近年、発電設備の分野では、低炭素型社会の実現に向けて、太陽光発電や風力発電等の再生可能エネルギーを利用した分散型電源設備の開発や実用化が押し進められている。なお、再生可能エネルギーをエネルギー源とした発電の場合、特許文献１、２に示されるように、その瞬時発電量は気象の変動等に左右されるのでその不安定性が主な課題となっている。

このため、蓄電設備を併用して電力系統に安定した電力を供給するスマートグリッド（Smart Grid）やマイクログリッド（Micro Grid）が注目されている。例えば、以下の非特許文献１〜３には、街レベルの広範囲な地域内で安定的な電力供給と効率的な電力運用とが図られるようなスマートグリッドの事例が紹介されている。

特開２００２−１７０４４号公報 特開２００８−２５９３５７号公報 "スマートグリッドニュース"、［ｏｎｌｉｎｅ］、２０１０年１１月４日、環境ビジネス．ｊｐ、［平成２３年３月２８日検索］、インターネット（ＵＲＬ：ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｋａｎｋｙｏ−ｂｕｓｉｎｅｓｓ．ｊｐ／ｎｅｗｓ２０１０／２０１０１１０４ｃ．ｈｔｍｌ） "スマートグリッドニュース"、［ｏｎｌｉｎｅ］、２０１０年１１月４日、環境ビジネス．ｊｐ、［平成２３年３月２８日検索］、インターネット（ＵＲＬ：ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｋａｎｋｙｏ−ｂｕｓｉｎｅｓｓ．ｊｐ／ｎｅｗｓ２０１０／２０１００５１４ｃ．ｈｔｍｌ） "エコニュース"［ｏｎｌｉｎｅ］、２０１０年９月２７日、ＥＣＯ ＪＡＰＡＮ ＴＯＰＩＣＳ、［平成２３年３月２８日検索］、インターネット（ＵＲＬ：ｈｔｔｐ：／／ｅｃｏ．ｎｉｋｋｅｉｂｐ．ｃｏ．ｊｐ／ａｒｔｉｃｌｅ／ｎｅｗｓ／２０１００９２７／１０４８６２／）

一方、マイクログリッドの事例としては、グリッド（送電網）内に１台の大容量の蓄電設備を設置し、この大容量の蓄電設備でグリッド内全ての分散型電源設備の出力変動を吸収し、マイクログリッドと商用の電力系統との連系点（以下、グリッド連系点と呼ぶ）での電力平滑化を図ることが検討されている。

しかしながら、大容量の蓄電設備を設置する場合には、設置スペースや導入コストの問題が生じてしまう。特に、商用の電力系統が設けられていない離島や山間僻地等の地域では、ディーゼル発電機等の常用発電機を主とした独立電源設備が設置されているものの電源安定性の観点から見れば商用の電力系統に劣るので、蓄電設備の更なる大容量化が必要となり、上記の設置スペースや導入コストの問題はより一層顕著となる。

本発明は、このような課題を解決するためになされたもので、その目的は、マイクログリッドと電力系統（独立電源設備を含む）との連系点での電力平滑化を適切に実現することにある。

上記の課題を解決するために、本発明のある形態（aspect）に係るマイクログリッドの制御装置は、外部の電力系統と連系点を介して連系される複数の分散型電源設備を備え、それぞれの当該分散型電源設備は、発電設備と、当該発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、当該電力変換器内に設けられた又は当該電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備とを備えているマイクログリッドの制御装置であって、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得する手段と、取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出する手段と、算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出する手段と、算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出する手段と、算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出する手段と、算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信する手段と、前記蓄電設備における充電電力量に相当する放電可能残量又は当該蓄電設備における容量から充電電力量を差し引いた差電力量に相当する充電可能残量である充放電可能残量を前記複数の分散型電源設備それぞれについて取得する手段と、を備え、前記分担電力指令値を算出する手段は、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出するように構成されているものである。

この制御装置によれば、１台の大容量の蓄電設備を新たに設けるのではなく、分散型電源設備向けの電力変換器のパッケージに元々付随している蓄電設備を、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化の制御に併用することで、設置スペースや導入コストを抑えることが可能となる。また、マイクログリッド内の複数の分散型電源設備それぞれの発電設備及び蓄電設備を例えば１台の仮想発電設備及び仮想蓄電設備とみなして、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を実現するための統合化された指標である平滑化目標電力を、各発電設備の発電方法の違い（太陽光、風力等）による各出力変動（大きさ、周期、時期の相違）が相殺されるように設定することができる。また、この平滑化目標電力と仮想発電設備の発電電力（各分散型電源設備の総発電電力）との差分として算出された仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させているので、各発電設備の出力変動に応じて各蓄電設備の容量を個別に決定する方式と比べると、各蓄電設備にとって必要な容量を抑えることが可能となる。以上のとおり、この制御方法によれば、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を適切に実現することができる。また、この制御装置によれば、各蓄電設備の充放電可能残量比に応じて各蓄電設備に対する分担電力指令値を算出することで、各蓄電設備の容量の上下限値に到達し、各発電設備が各蓄電設備に対して充放電を行えなくなるような事態を回避できる。また、このような事態を回避することでマイクログリッド全体での平滑化目標電力や各蓄電設備に対する分担電力指令値の自由度が増し、各蓄電設備が充放電可能な状態を継続、維持しやすくなる。

前記マイクログリッドの制御装置において、前記総発電電力を算出する手段は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力に、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の変換効率を乗算して前記総発電電力を算出するように構成されている、としてもよい。

この制御装置によれば、仮想蓄電設備に対する充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させる際に各電力変換器の変換効率を考慮に入れることで、この変換効率に起因した実系統と仮想系統との間の電力の誤差をなくし、連系点での平滑化電力不足やこの誤差の累積によって生じた各蓄電設備の充放電残量比のアンバランスを防ぐことが可能となる。

前記マイクログリッドの制御装置において、前記分担電力指令値を算出する手段は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の入出力容量の上下限値を制約条件として前記分担電力指令値を算出するように構成されている、としてもよい。

この制御装置によれば、電力変換器の入出力容量の上下限値の制約条件を考慮に入れた分担量指定値を算出することで、当該制約条件によって生じる連系点での平滑化電力の不足を防ぐことができる。

上記の課題を解決するために、本発明の他の形態（aspect）に係るマイクログリッドの制御方法は、外部の電力系統と連系点を介して連系される複数の分散型電源設備のそれぞれが、発電設備と、当該発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、当該電力変換器内に設けられた又は当該電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備とを備えているマイクログリッドの制御方法において、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得するステップと、取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出するステップと、算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出するステップと、算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出するステップと、前記蓄電設備における充電電力量に相当する放電可能残量又は当該蓄電設備における容量から充電電力量を差し引いた差電力量に相当する充電可能残量である充放電可能残量を前記複数の分散型電源設備それぞれについて取得するステップと、算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出するステップと、算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信するステップと、を含み、前記分担電力指令値を算出するステップは、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出するステップを含むものである。

前記マイクログリッドの制御方法において、前記総発電電力を算出するステップは、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力に、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の変換効率を乗算して前記総発電電力を算出するステップを含んでもよい。

前記マイクログリッドの制御方法において、前記分担電力指令値を算出するステップは、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の入出力容量の上下限値を制約条件として前記分担電力指令値を算出するステップを含んでもよい。

上記の課題を解決するために、本発明の他の形態（aspect）に係るマイクログリッドは、外部の電力系統と連系点を介して連系されている複数の分散型電源設備と、前記複数の分散型電源設備と通信可能に接続されている制御装置と、を備え、前記複数の分散型電源設備はそれぞれ、発電設備と、前記発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、前記電力変換器内に設けられた又は前記電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備と、を備え、前記制御装置は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得する手段と、取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出する手段と、算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出する手段と、算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出する手段と、前記蓄電設備における充電電力量に相当する放電可能残量又は当該蓄電設備における容量から充電電力量を差し引いた差電力量に相当する充電可能残量である充放電可能残量を前記複数の分散型電源設備それぞれについて取得する手段と、算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出する手段と、算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信する手段と、を備え、前記分担電力指令値を算出する手段は、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出する手段を含むものである。

本発明によれば、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を適切に実現することができる。

図１は本発明の実施の形態におけるマイクログリッドの構成例を示した図である。 図２は本発明の実施の形態におけるマイクログリッドのその他の構成例を示した図である。 図３は本発明の実施の形態１におけるマイクログリッドのシステム構成例を模式化した図である。 図４は本発明の実施の形態１に係るマイクログリッドの電力平滑化を説明するための概念図である。 図５は本発明の実施の形態２における各蓄電設備の充放電残量の例を示した図である。 図６は本発明の実施の形態３における電力変換器の入出力関係を説明するための図である。 図７（ａ）は電力変換器のＤＣリンク側に蓄電設備が接続される場合における電力変換器の入出力と変換効率との関係を説明するための図である。図７（ｂ）は電力変換器のＡＣリンク側に蓄電設備が接続される場合における電力変換器の入出力と変換効率との関係を説明するための図である。 図８は本発明の実施の形態３における平滑化目標関数の各項の一例をグラフ化した図である。 図９は本発明の実施の形態３における平滑化目標関数の一例をグラフ化した図である。 図１０は本発明の実施の形態４における平滑化目標関数の各項の一例をグラフ化した図である。

以下、本発明の好ましい実施の形態を、図面を参照しながら説明する。なお、以下では全ての図を通じて同一又は相当する要素には同一の参照符号を付して、その重複する説明を省略する。
（実施の形態１）
＝＝＝グリッド連系点での余剰又は不足電力を、各電力変換器に付随した蓄電設備が分担する手法＝＝＝
［構成例］
図１は本発明の実施の形態におけるマイクログリッド（Micro Grid）の構成例を示した図である。

図１に示すマイクログリッドでは、風車１０ａや太陽電池１０ｂ，１０ｃ等の発電設備が、コンバータ１２ａやパワーコンディショナ（以下、パワコンと呼ぶ）１２ｂ，１２ｃ等の電力変換器を介して互いにグリッド内で連系されており、負荷３０に対して電力供給を行うとともに、グリッド連系点１０２を介して外部の電力系統（商用系統）２００に電力供給するか、外部の電力系統２００から電力供給を受けている。

コンバータ１２ａとは、風車１０ａにより発電機を駆動して得られた交流電力を負荷３０が利用可能な交流電力に変換する機器のことであり、パワコン１２ｂ，１２ｃとは、主に太陽電池１０ｂ，１０ｃが発電した直流電力を負荷３０が利用可能な交流電力に変換する機器のことであり、それぞれ発電設備（１０ａ，１０ｂ，１０ｃ）に付随して設けられている。つまり、電力変換器（１２ａ，１２ｂ，１２ｃ）は、各発電設備により発電された電力を電力系統２００に供給可能となるようにその形態を変換（ＡＣ−ＡＣ変換，ＡＣ−ＤＣ−ＡＣ変換、ＤＣ−ＡＣ変換、周波数変換など）するものである。

電力変換器１２ａ，１２ｂ，１２ｃには、蓄電設備１３ａ，１３ｂ，１３ｃが標準的に含まれているか、あるいは蓄電設備１３ａ，１３ｂ，１３ｃ向けのインタフェースが含まれている。このように蓄電設備をパッケージ化した電力変換器１２ａ，１２ｂ，１２ｃを発電設備の種類や仕様、また設置場所や環境に応じてそれらの容量を選定し、自由に組み合わせて分散型電源を構築すれば、１台の大容量の蓄電設備を導入する場合と比べて、導入コストや設置場所の制約の面で有利である。

図１に示す実施の形態では、蓄電設備１３ａ，１３ｂ，１３ｃは、電力変換器１２ａ，１２ｂ，１２ｃの発電設備１０ａ，１０ｂ，１０ｃ側（以下、ＤＣリンク側と呼ぶ）に接続されている。この他に、図２に示すように、蓄電設備１３ａ，１３ｂ，１３ｃは、電力変換器１２ａ，１２ｂ，１２ｃのグリッド連系点１０２側（以下、ＡＣリンク側と呼ぶ）にインバータ１６ａ，１６ｂ，１６ｃを介して接続されている又は設けられてもよい。以下では、いずれの場合も同様の説明となるため、蓄電設備１３ａ，１３ｂ，１３ｃが電力変換器１２ａ，１２ｂ，１２ｃのＤＣリンク側に接続されている又は設けられている場合を前提として説明する。

図１に示すマイクログリッドでは、グリッド連系点１０２での電力平滑化を達成するために、蓄電設備１３ａ，１３ｂ，１３ｃに対する充放電量の分担制御を司るマイクログリッド計算機１１０が設けられている。マイクログリッド計算機１１０は、所定の通信回線を介してグリッド内全ての分散型電源設備と通信可能に接続されている。

具体的には、分散型電源設備側として、発電設備１０ａ，１０ｂ，１０ｃの出力側には、それらの発電電力をマイクログリッド計算機１１０に送信するための通信手段１１ａ，１１ｂ，１１ｃが設けられている。また、蓄電設備１３ａ，１３ｂ，１３ｃには、鉛蓄電池やリチウムイオン蓄電池などの蓄電池１４ａ，１４ｂ，１４ｃと、マイクログリッド計算機１１０との間で通信を行うための通信手段１５ａ，１５ｂ，１５ｃと、不図示の充放電回路とが備えられている。これらの構成に併せて、マイクログリッド計算機１１０は、通信手段１１１を備えており、発電設備１０ａ，１０ｂ，１０ｃそれぞれの通信手段１１ａ，１１ｂ，１１ｃ並びに蓄電設備１３ａ，１３ｂ，１３ｃそれぞれの通信手段１５ａ，１５ｂ、１５ｃと所定の通信回線を介して互いに通信可能に接続されている。マイクログリッド計算機１１０は、例えば、ＭＣＵ（micro control unit）、ＣＰＵ（central processing unit）、ＭＰＵ(micro processing unit)、ＰＬＣ（programmable logic controller）等で構成されている。なお、マイクログリッド計算機１１０は、図１に示すように１台で構成される他に、互いに協働して分散制御する複数の計算機によって構成されていてもよい。

以下、図３、図４を参照しながら、グリッド連系点１０２での余剰又は不足電力をＮ台の電力変換器ＩＮＶ＃１〜ＩＮＶ＃Ｎ（図１では、１２ａ，１２ｂ，１２ｃ）にそれぞれ付随した蓄電設備ＢＡＴ＃１〜ＢＡＴ＃Ｎ（図１では、１３ａ，１３ｂ，１３ｃ）が分担する制御手法について説明する。なお、図３は、本発明の実施の形態１におけるマイクログリッドのシステム構成例を模式化した図であり、図４は、本発明の実施の形態１に係るマイクログリッドの電力平滑化手法を説明するための概念図である。

Ｎ台の発電設備ＧＥＮ＃１〜ＧＥＮ＃Ｎ（図１では、１０ａ，１０ｂ，１０ｃ）のグリッド連系点１０２での総発電電力を平滑化するために、Ｎ台の発電設備ＧＥＮ＃１〜ＧＥＮ＃Ｎそれぞれの発電電力を合算した総発電電力を発電する１台の仮想発電設備とこれに付随した１台の仮想蓄電設備を想定する。なお、仮想発電設備並びに仮想蓄電設備は本発明の概念を分かり易く説明するために想定したものであり、以下の実施の形態と同様の制御手法を実現していく上で、必ずしも仮想発電設備並びに仮想蓄電設備の想定をしなくてもよい。

まず、発電設備ＧＥＮ＃１〜ＧＥＮ＃Ｎそれぞれの発電電力をＰ＿１〜Ｐ＿ｎとすると、仮想発電設備の発電電力Ｔ＿ｏｒｇは次式によって表される。

Ｔ＿ｏｒｇ＝Ｐ＿１＋Ｐ＿２＋・・・＋Ｐ＿ｎ・・・（１）
つぎに、この仮想発電設備の発電電力Ｔ＿ｏｒｇの変動を抑制するために、この仮想発電設備の発電電力Ｔ＿ｏｒｇを例えば一次遅れフィルタリングを用いて平滑化し、この平滑化した値を平滑化目標電力Ｔと表す。ここで、一次遅れフィルタリングの時定数をＴｓとすると、平滑化目標電力Ｔは次式によって表される。

Ｔ＝Ｔ＿ｏｒｇ／（１＋Ｔｓ）・・・（２）
つぎに、平滑化目標電力Ｔと仮想発電設備の発電電力Ｔ＿ｏｒｇとの差分を算出し、次式のとおり、この算出した差分を仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔＴとする。

ΔＴ＝Ｔ−Ｔ＿ｏｒｇ・・・（３）
なお、総充放電電力指令値ΔＴは、仮想蓄電設備に対して平滑化目標電力Ｔと発電電力Ｔ−ｏｒｇとの差分（電力）を充放電させるための指令値であるが、その差分に応じた電力量を充放電させるための指令値も含む。例えば、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔＴの極性が正の場合、平滑化目標電力Ｔと比べて仮想発電設備の発電電力Ｔ＿ｏｒｇが少ない電力不足の状態なので、総充放電電力指令値ΔＴは仮想蓄電設備に対して放電電力指令となる。一方、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔＴの極性が負の場合、平滑化目標電力Ｔと比べて仮想発電設備の発電電力Ｔ＿ｏｒｇが多い電力余剰の状態なので、総充放電電力指令値ΔＴは仮想蓄電設備に対して充電電力指令となる。

また、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔＴは、次式のように、現実の各蓄電設備ＢＡＴ＃１〜ＢＡＴ＃Ｎそれぞれの分担電力指令値ｘ＿１〜ｘ＿ｎの総和として表される。

ΔＴ＝ｘ＿１＋ｘ＿２＋・・・＋ｘ＿ｎ・・・（４）
なお、分担電力指令値ｘ＿１〜ｘ＿ｎについても総充放電電力指令値ΔＴと同様に各蓄電設備ＢＡＴ＃１〜ＢＡＴ＃Ｎそれぞれに充放電させる電力量の指令値を含む。ここで、１台の仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔＴを蓄電設備ＢＡＴ＃１〜ＢＡＴ＃Ｎそれぞれに分担させる手法としては、均等に分担させる手法、容量（残容量、総容量）毎に分担させる手法、電池特性毎に分担させる手法等を採用することができる。これらの手法の中から各蓄電設備ＢＡＴ＃１〜ＢＡＴ＃Ｎの構成や発電状況に応じた手法を選択すればよい。よって、式（４）及び所定の分担手法に基づいて、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値ΔＴから蓄電設備ＢＡＴ＃１〜ＢＡＴ＃Ｎそれぞれに対する分担電力指令値ｘ＿１〜ｘ＿ｎが算出される。

以上、本実施の形態１によれば、１台の大容量の蓄電設備を新たに設けるのではなく、分散型電源設備向けの電力変換器のパッケージに元々付随している蓄電設備を、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化の制御に併用することで、設置スペースや導入コストを抑えることが可能となる。また、具体的には、マイクログリッド内の複数の分散型電源設備それぞれの発電設備及び蓄電設備を例えば１台の仮想発電設備及び仮想蓄電設備とみなす。そして、各発電設備の発電方法の違い（太陽光、風力等）による各出力変動（大きさ、周期、時期の相違）が相殺されるように、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を実現するための統括的な指標である平滑化目標電力を設定することができる。また、この平滑化目標電力と仮想発電設備の発電電力（各発電設備の発電電力の総和）との差分として算出された仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値を各蓄電設備にそれぞれ分担させるので、各発電設備の出力変動に応じて各蓄電設備の容量を個別に決定していく方式と比べると、各蓄電設備それぞれに必要な容量を抑えることができ、これにより設置スペースや導入コストが抑えられる。以上のとおり、この制御方法によれば、マイクログリッドと電力系統との連系点での電力平滑化を適切に実現することができる。
（実施の形態２）
＝＝＝グリッド連系点での余剰又は不足電力を各電力変換器に付随した蓄電設備がそれらの充放電残量比に基づいて分担する手法＝＝＝
本発明の実施の形態２では、仮想蓄電設備の分担電力指令値を各蓄電設備に分担させる手法として、各蓄電設備の充放電残量比に基づく手法を提案する。以下では、本実施の形態２の手法を図３と図５に示す各蓄電設備の充放電残量の例を用いて説明する。

まず、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔＴの極性が正（放電電力指令）の場合、ｉ（＝１〜Ｎのいずれか）番目の蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの分担電力指令値ｘ＿ｉは次式のように表される。なお、次式において、各蓄電設備ＢＡＴ＃１〜＃Ｎそれぞれの放電可能残量をｄ＿１〜ｄ＿ｎと表しており、“ｄ＿ｉ／（ｄ＿１＋ｄ＿２＋・・・＋ｄ＿ｎ）”は、全ての蓄電設備ＢＡＴ＃１〜＃Ｎの放電可能残量の総和に対するｉ番目の蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの放電可能残量の比（以下、放電可能残量比）である。

ｘ＿ｉ＝ΔＴ＊ｄ＿ｉ／（ｄ＿１＋ｄ＿２＋・・・＋ｄ＿ｎ）・・・（５）
一方、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔＴの極性が負（充電電力指令）の場合、ｉ（＝１〜Ｎのいずれか）番目の蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの分担電力指令値ｘ＿ｉは次式のように表される。なお、次式において、各蓄電設備ＢＡＴ＃１〜＃Ｎそれぞれの充電可能残量をｃ＿１〜ｃ＿ｎと表しており、“ｃ＿ｉ／（ｃ＿１＋ｃ＿２＋・・・＋ｃ＿ｎ）”は、全ての蓄電設備ＢＡＴ＃１〜＃Ｎの充電可能残量の総和に対するｉ番目の蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの充電可能残量の比（以下、充電可能残量比）である。

ｘ＿ｉ＝ΔＴ＊ｃ＿ｉ／（ｃ＿１＋ｃ＿２＋・・・＋ｃ＿ｎ）・・・（６）
図５では、３台の蓄電設備ＢＡＴ＃１，ＢＡＴ＃２，ＢＡＴ＃３を想定しており、蓄電設備ＢＡＴ＃１，ＢＡＴ＃２，ＢＡＴ＃３それぞれの容量（電力量換算）が６０ｋＷｈ，２０ｋＷｈ，４０ｋＷｈとする。また、蓄電設備ＢＡＴ＃１，ＢＡＴ＃２，ＢＡＴ＃３には１８ｋＷｈ，１２ｋＷｈ，２０ｋＷｈの電力量が既に充電されているものとする。

蓄電設備ＢＡＴ＃１では、現時点の放電可能残量ｄ＿１（ここでは電力量換算とする。以下、同じ。）は１８ｋＷｈであり、現時点の充電可能残量ｃ＿１（ここでは電力量換算とする。以下、同じ。）は４２ｋＷｈ（＝６０ｋＷｈ−１８ｋＷｈ）である。また、蓄電設備ＢＡＴ＃２では、現時点の放電可能残量ｄ＿２は１２ｋＷｈであり、現時点の充電可能残量ｃ＿１は８ｋＷｈ（＝２０ｋＷｈ−１２ｋＷｈ）である。また、蓄電設備ＢＡＴ＃３では、現時点の放電可能残量ｄ＿３は２０ｋＷｈであり、現時点の充電可能残量ｃ＿３は２０ｋＷｈ（＝４０ｋＷｈ−２０ｋＷｈ）である。

まず、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値ΔＴ（ここでは説明の都合上、電力量換算とする。）が５ｋＷｈの場合、言い換えると、仮想蓄電設備に対する５ｋＷｈの放電電力指令（同様に電力量換算とする。）の場合、蓄電設備ＢＡＴ＃１，ＢＡＴ＃２，ＢＡＴ＃３それぞれの分担電力指令値ｘ＿１，ｘ＿２，ｘ＿３（同様に電力量換算とする。）は、式（５）に基づきそれぞれ次のとおりとなる。

ｘ＿１＝５ｋＷｈ＊１８ｋＷｈ／（１８ｋＷｈ＋１２ｋＷｈ＋２０ｋＷｈ）
＝１．８ｋＷｈ・・・（７−１）
ｘ＿２＝５ｋＷｈ＊１２ｋＷｈ／（１８ｋＷｈ＋１２ｋＷｈ＋２０ｋＷｈ）
＝１．２ｋＷｈ・・・（７−２）
ｘ＿３＝５ｋＷｈ＊２０ｋＷｈ／（１８ｋＷｈ＋１２ｋＷｈ＋２０ｋＷｈ）
＝２．０ｋＷｈ・・・（７−３）
なお、分担電力指令値ｘ＿１，ｘ＿２，ｘ＿３の極性は全て正であるため、蓄電設備ＢＡＴ＃１，ＢＡＴ＃２，ＢＡＴ＃３全てに対して放電電力指令が実行される。

また、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値ΔＴが−７ｋＷｈの場合、言い換えると、仮想蓄電設備に対する７ｋＷｈの充電電力指令の場合、蓄電設備ＢＡＴ＃１，ＢＡＴ＃２，ＢＡＴ＃３それぞれの分担電力指令値ｘ＿１，ｘ＿２，ｘ＿３は、式（６）に基づきそれぞれ次のとおりとなる。

ｘ＿１＝−７ｋＷｈ＊４２ｋＷｈ／（４２ｋＷｈ＋８ｋＷｈ＋２０ｋＷｈ）
＝−４．２ｋＷｈ・・・（８−１）
ｘ＿２＝−７ｋＷｈ＊８ｋＷｈ／（４２ｋＷｈ＋８ｋＷｈ＋２０ｋＷｈ）
＝−０．８ｋＷｈ・・・（８−２）
ｘ＿３＝−７ｋＷｈ＊２０ｋＷｈ／（４２ｋＷｈ＋８ｋＷｈ＋２０ｋＷｈ）
＝−２．０ｋＷｈ・・・（８−３）
なお、分担電力指令値ｘ＿１，ｘ＿２，ｘ＿３の極性は全て負であるため、蓄電設備ＢＡＴ＃１，ＢＡＴ＃２，ＢＡＴ＃３全てに対して充電電力指令が実行される。

以上、本実施の形態２によれば、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させる際に、充電可能残量又は放電可能残量の多い蓄電設備がより多くの充電又は放電を行えるようになる。このため、各蓄電設備の容量の上下限値に到達し、各発電設備が各蓄電設備に対して充放電を行えなくなるような事態を回避できる。また、このような事態を回避することで、マイクログリッド全体での平滑化目標電力や各蓄電設備に対する分担電力指令値の制約が減ずるため、各蓄電設備が充放電可能な状態を継続、維持しやすくなるという利点もある。
（実施の形態３）
＝＝＝電力変換器の変換効率を考慮に入れた分担手法＝＝＝
本発明の実施の形態３では、電力変換器の変換効率分、グリッド内で電力が実質的に減少することを勘案して、仮想蓄電設備に対する総充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させる際に各電力変換器の変換効率を考慮に入れることで、仮想系統の電力（制御上の電力）と実系統の電力との誤差をなくし、グリッド連系点での電力平滑化の精度を向上させる手法を提案する。

図６は、本発明の実施の形態３における電力変換器の入出力関係を説明するための図である。図６に示すとおり、電力変換器１２の発電設備１０並びに蓄電設備１３側（ＤＣリンク側）の電力，電力系統２００側（ＡＣリンク側）の電力，変換効率をそれぞれＡ，Ｂ，ｋと表すと、発電設備１０並びに蓄電設備１３側の電力Ａが電力変換器１２の入力（蓄電設備１３の放電）となる場合には“Ｂ＝Ａ＊ｋ”となり、発電設備１０並びに蓄電設備１３側の電力Ａが電力変換器１２の出力（蓄電設備１３の充電）となる場合には“Ｂ＝Ａ／ｋ”となる。

図７（ａ）は電力変換器のＤＣリンク側に蓄電設備が接続される場合における電力変換器の入出力と変換効率との関係を説明するための図である。この場合、電力変換器ＩＮＶ＃ｉには発電設備ＧＥＮ＃ｉの発電電力Ｐ＿ｉと蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの分担電力指令値ｘ＿ｉとの和が入力される。ここで、発電設備ＧＥＮ＃ｉの発電電力Ｐ＿ｉと蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの分担電力指令値ｘ＿ｉとの和（Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ）が正（蓄電設備ＢＡＴ＃ｉに対する放電電力指令）の場合、電力変換器ＩＮＶ＃ｉの出力Ｔ＿ｉは“（Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ）＊ｋ＿ｉ”と表される。また、発電設備ＧＥＮ＃ｉの発電電力Ｐ＿ｉと蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの分担電力指令値ｘ＿ｉとの和（Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ）が負（蓄電設備ＢＡＴ＃ｉに対する充電電力指令）の場合、電力変換器ＩＮＶ＃ｉの入力Ｔ＿ｉは“（Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ）＊（１／ｋ＿ｉ）”と表される。

図７（ｂ）は電力変換器のＡＣリンク側に蓄電設備が接続される場合の電力変換器の入出力電力と変換効率との関係を説明するための図である。この場合、電力変換器ＩＮＶ＃ｉには発電設備ＧＥＮ＃ｉの発電電力Ｐ＿ｉが入力される。ここで、蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの分担電力指令値ｘ＿ｉが正（蓄電設備ＢＡＴ＃ｉに対する放電電力指令）の場合、電力変換器ＩＮＶ＃ｉの出力Ｔ＿ｉは“ｘ＿ｉ＊ｋ＿ｉ”と表される。また、蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの分担電力指令値ｘ＿ｉが負（蓄電設備ＢＡＴ＃ｉに対する充電電力指令）の場合、電力変換器ＩＮＶ＃ｉの入力Ｔ＿ｉは“ｘ＿ｉ＊（１／ｋ＿ｉ）”と表される。

ここで、電力変換器ＩＮＶ＃ｉのＤＣリンク側に蓄電設備ＢＡＴ＃ｉが接続される場合において、グリッド連系点での平滑化目標電力Ｔを算出するための関数である平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）は、次式のように、電力変換器ＩＮＶ＃ｉの出力Ｔ＿ｉである“（Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ）＊ｋ＿ｉ”の総和として定義される。

Ｔ（ｘ＿１）＝（Ｐ＿１＋ｘ＿１）＊ｋ＿１（ｘ＿１）＋（Ｐ＿２＋ｘ＿２）＊ｋ＿２（ｘ＿２）＋・・・＋（Ｐ＿ｎ＋ｘ＿ｎ）＊ｋ＿ｎ（ｘ＿ｎ・・・（９）
但し、
ｋ＿ｉ（ｘ＿ｉ）＝ｋ＿ｉ （Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ≧０）・・・（１０−１）
＝１／ｋ＿ｉ （Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ＜０）・・・（１０−２）
ｘ＿ｉ＝（ｄ＿ｉ／ｄ＿１）＊ｘ＿１ （ΔＴ＞０）・・・（１１−１）
＝（ｃ＿ｉ／ｃ＿１）＊ｘ＿１ （ΔＴ≦０）・・・（１１−２）
式（９）で定義された平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）は、所定の蓄電設備ＢＡＴ＃１に対する分担電力指令値ｘ＿１（操作量）を基準としたものであるが、その他の蓄電設備ＢＡＴ＃２〜ＢＡＴ＃Ｎに対する分担電力指令値ｘ＿２〜ｘ＿ｎを基準としてもよい。

式（１０−１），（１０−２）では、変換効率ｋ＿ｉが、蓄電設備ＢＡＴ＃ｉに対する分担電力指令値ｘ＿ｉを操作量として“ｋ＿ｉ（ｘ＿ｉ）”と表され、且つ発電設備ＧＥＮ＃ｉの発電電力Ｐ＿ｉと蓄電設備ＢＡＴ＃ｉの分担電力指令値ｘ＿ｉとの和（Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ）の極性（正又は負）に応じて場合分けされることを表している。

式（１１−１），（１１−２）では、分担電力指令値ｘ＿ｉが、仮想蓄電設備の総充放電電力指令値ΔＴの極性（正又は負）に応じて場合分けされることを表している。

ここで、式（１０−１），（１０−２）、及び式（１１−１），（１１−２）の条件式を式（９）の平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）にそれぞれ代入すると、式（９）の平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の各項Ｔ＿ｉ（ｘ＿１）は次式のように表される。

Ｔ＿ｉ（ｘ＿１）＝（ｃ＿ｉ／ｃ＿１）／ｋ＿ｉ＊ｘ＿１＋Ｐ＿ｉ／ｋ＿ｉ （ｘ＿１＜（−Ｐ＿ｉ＊ｃ＿１）／ｃ＿ｉ）・・・（１２−１）
＝（ｃ＿ｉ／ｃ＿１）＊ｋ＿ｉ＊ｘ＿１＋Ｐ＿ｉ＊ｋ＿ｉ （−Ｐ＿ｉ＊ｃ＿１／ｃ＿ｉ≦ｘ＿１＜０）・・・（１２−２）
＝（ｄ＿ｉ／ｄ＿１）＊ｋ＿ｉ＊ｘ＿１＋Ｐ＿ｉ＊ｋ＿ｉ （０≦ｘ＿１）・・・（１２−３）
図８は、式（１２−１）〜（１２−３）で表現された平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の各項Ｔ＿ｉ（ｘ＿１）の一例をグラフ化した図である。電力変換器の系統毎の入出力関係を表しており、操作量ｘ＿１に応じて単調増加する連続区分線形関数として表される。

図９は、式（９）、式（１０−１），（１０−２）、及び式（１１−１），（１１−２）で表現された平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の一例をグラフ化した図である。図９に示すように、平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）は、単調増加する連続区分線形関数である各項Ｔ＿ｉ（ｘ＿１）を重ね合わせて得られる関数なので、操作量ｘ＿１に応じて単調増加する連続区分線形関数である。従って、平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の或る関数値を満たす操作量ｘ＿１は一意に求められる。例えば、図９に示す平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）は、４つの項Ｔ＿１（ｘ＿１）〜Ｔ＿４（ｘ＿１）を重ね合わせて構成されており、平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の或る関数値として例えば“８”が決定されると、その関数値“８”に対して操作量ｘ＿１が“−１．０５”として一意に求められる。

また、基準とする蓄電設備ＢＡＴ＃１以外の蓄電設備ＢＡＴ＃２〜ＢＡＴ＃Ｎそれぞれの分担電力指令値ｘ＿２、・・・、ｘ＿ｎは、操作量ｘ＿１との間の充放電残量比の関係に基づいて決定される。これにより、電力変換器の変換効率を考慮に入れた各蓄電設備への分担量が全て決定される。

以上、本実施の形態３によれば、仮想蓄電設備に対する充放電電力指令値を各蓄電設備に分担させる際に各電力変換器の変換効率を考慮に入れることで、この変換効率に起因した実系統と仮想系統との間の電力の誤差をなくし、連系点での平滑化電力不足やこの誤差の累積によって生じた各蓄電設備の充放電残量比のアンバランスを防ぐことが可能となる。
（実施の形態４）
＝＝＝電力変換器の入出力制限を考慮に入れた分担手法＝＝＝
本発明の実施の形態４では、電力変換器の入出力制限の影響で上記の分担手法によって決定された分担量に応じた入出力が現実的に行えない場合にはグリッド連系点で電力不足の状態が生じることを勘案して、電力変換器の入出力制限の制約下で充放電残量比に基づいて各蓄電設備に分担させる手法を提案する。

本実施の形態の平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）は、次式のように、電力変換器ＩＮＶ＃ｉの出力Ｔ＿ｉである“（Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ）”の総和として表される。

Ｔ（ｘ＿１）＝（Ｐ＿１＋ｘ＿１）＋（Ｐ＿２＋ｘ＿２）＋・・・＋（Ｐ＿ｎ＋ｘ＿ｎ）・・・（１３）
但し、
ｘ＿ｉ＝−Ｐ＿ｉ−Ｗ＿ｉ （Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ＜−Ｗ＿ｉ）・・・（１４−１）
＝−Ｐ＿ｉ＋Ｗ＿ｉ （Ｐ＿ｉ＋ｘ＿ｉ≧Ｗ＿ｉ）・・・（１４−２）
式（１４−１），（１４−２）では、蓄電設備ＢＡＴ＃１〜ＢＡＴ＃Ｎそれぞれの分担電力指令値ｘ＿１〜ｘ＿ｎが電力変換器ＩＮＶ＃ｉの入出力容量Ｗ＿ｉの上下限値に制約されることを表している。例えば、電力変換器ＩＮＶ＃１について、その入出力容量の上限値は“Ｗ＿１”であり、その入出力容量の下限値は“−Ｗ＿１”である。

ここで、式（１４−１），（１４−２）の制約条件を式（１３）の平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）にそれぞれ代入すると、式（１３）の平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の各項Ｔ＿ｉ（ｘ＿１）は次式のように表される。

Ｔ＿ｉ（ｘ＿１）＝−Ｗ＿ｉ （ｘ＿１＜（−Ｐ＿ｉ−Ｗ＿ｉ）＊ｃ＿１／ｃ＿ｉ）・・・（１５−１）
＝ｃ＿ｉ／ｃ＿１＊ｘ＿１＋Ｐ＿ｉ （（−Ｐ＿ｉ−Ｗ＿ｉ）＊ｃ＿１／ｃ＿ｉ≦ｘ＿１＜０）・・・（１５−２）
＝ｄ＿ｉ／ｄ＿１＊ｘ＿１＋Ｐ＿ｉ （０≦ｘ＿１＜（−Ｐ＿ｉ＋Ｗ＿ｉ）＊ｄ＿１／ｄ＿ｉ）・・・（１５−３）
＝Ｗ＿ｉ（（−Ｐ＿ｉ＋Ｗ＿ｉ）＊ｄ＿１／ｄ＿ｉ≦ｘ＿１）・・・（１５−４）
図１０は、式（１５−１）〜（１５−４）で表現された平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の各項Ｔ＿ｉ（ｘ＿１）の一例をグラフ化した図である。式（１５−１）〜（１５−４）で表される平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の各項Ｔ＿ｉ（ｘ＿１）は、電力変換器の系統毎における電力変換器の入出力関係を表しており、操作量ｘ＿１に応じて単調増加する連続区分線形関数として表される。

そして、式（１３）の平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）は、図１０に示す平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の各項Ｔ＿ｉ（ｘ＿１）を重ね合わせて得られる関数なので、操作量ｘ＿１に応じて単調増加する連続区分線形関数である。従って、平滑化目標関数Ｔ（ｘ＿１）の或る関数値を満たす操作量ｘ＿１は一意に求められる。また、基準とする蓄電設備ＢＡＴ＃１以外の蓄電設備ＢＡＴ＃２〜ＢＡＴ＃Ｎそれぞれの分担電力指令値ｘ＿２、・・・、ｘ＿ｎは、操作量ｘ＿１との間の充放電残量比の関係に基づいて決定される。これにより、電力変換器の入出力制限を考慮に入れた各蓄電設備への分担量が全て決定される。

以上、本実施の形態４によれば、電力変換器の入出力容量の上下限値の制約条件を考慮に入れた分担量指定値を算出することで、当該制約条件によって生じる連系点での平滑化電力の不足を防ぐことができる。

上記説明から、当業者にとっては、本発明の多くの改良や他の実施の形態が明らかである。従って、上記説明は、例示としてのみ解釈されるべきであり、本発明を実行する最良の態様を当業者に教示する目的で提供されたものである。本発明の精神を逸脱することなく、その構造及び／又は機能の詳細を実質的に変更できる。

本発明は、商用の電力系統に安定した電力を供給するマイクログリッドの運用にとって有用であり、特に、商用の電力系統が設けられていない離島や山間僻地等の地域にマイクログリッドを導入して遠方の商用の電力系統と連系させる場合に有用である。

２００…電力系統
１０２…グリッド連系点（連系点）
１０ａ…風車（発電設備）
１０ｂ，１０ｃ…太陽電池（発電設備）
１１ａ，１１ｂ，１１ｃ…通信手段
１１０…マイクログリッド計算機
１２ａ…コンバータ（電力変換器）
１２ｂ，１２ｃ…パワーコンディショナ（電力変換器）
１３ａ，１３ｂ，１３ｃ…蓄電設備
１４ａ，１４ｂ，１４ｃ…蓄電池
１５ａ，１５ｂ，１５ｃ…通信手段
１６ａ，１６ｂ，１６ｃ…インバータ
３０…負荷
Ｐ＿１〜Ｐ＿ｎ…発電電力
Ｔ＿ｏｒｇ…総発電電力
Ｔ…平滑化目標電力
ΔＴ…総充放電電力指令値
ｘ＿１〜ｘ＿ｎ…分担電力指令値
ｋ＿１〜ｋ＿ｎ…変換効率
ｃ＿１〜ｃ＿ｎ…充電可能残量
ｄ＿１〜ｄ＿ｎ…放電可能残量

Claims (7)

1. 外部の電力系統と連系点を介して連系される複数の分散型電源設備を備え、それぞれの当該分散型電源設備は、発電設備と、当該発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、当該電力変換器内に設けられた又は当該電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備とを備えているマイクログリッドの制御装置であって、
   前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得する手段と、
   取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出する手段と、
   算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出する手段と、
   算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出する手段と、
   算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出する手段と、
   算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信する手段と、
   前記蓄電設備における充電電力量に相当する放電可能残量又は当該蓄電設備における容量から充電電力量を差し引いた差電力量に相当する充電可能残量である充放電可能残量を前記複数の分散型電源設備それぞれについて取得する手段と、
   を備え、
   前記分担電力指令値を算出する手段は、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出するように構成されている、マイクログリッドの制御装置。
2. 前記総発電電力を算出する手段は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力に、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の変換効率を乗算して前記総発電電力を算出するように構成されている、請求項１に記載のマイクログリッドの制御装置。
3. 前記分担電力指令値を算出する手段は、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の入出力容量の上下限値を制約条件として前記分担電力指令値を算出するように構成されている、請求項１又は２に記載のマイクログリッドの制御装置。
4. 外部の電力系統と連系点を介して連系される複数の分散型電源設備のそれぞれが、発電設備と、当該発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、当該電力変換器内に設けられた又は当該電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備とを備えているマイクログリッドの制御方法において、
   前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得するステップと、
   取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出するステップと、
   算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出するステップと、
   算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出するステップと、
   前記蓄電設備における充電電力量に相当する放電可能残量又は当該蓄電設備における容量から充電電力量を差し引いた差電力量に相当する充電可能残量である充放電可能残量を前記複数の分散型電源設備それぞれについて取得するステップと、
   算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出するステップと、
   算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信するステップと、
   を含み、
   前記分担電力指令値を算出するステップは、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出するステップを含む、マイクログリッドの制御方法。
5. 前記総発電電力を算出するステップは、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力に、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の変換効率を乗算して前記総発電電力を算出するステップを含む、請求項４に記載のマイクログリッドの制御方法。
6. 前記分担電力指令値を算出するステップは、前記複数の分散型電源設備それぞれの前記電力変換器の入出力容量の上下限値を制約条件として前記分担電力指令値を算出するステップを含む、請求項４又は５に記載のマイクログリッドの制御方法。
7. 外部の電力系統と連系点を介して連系されている複数の分散型電源設備と、
   前記複数の分散型電源設備と通信可能に接続されている制御装置と、を備え、
   前記複数の分散型電源設備はそれぞれ、
   発電設備と、
   前記発電設備により発電された電力を当該電力系統に供給可能となるようにその形態を変換する電力変換器と、
   前記電力変換器内に設けられた又は前記電力変換器の所定のインタフェースを介して接続された蓄電設備と、を備え、
   前記制御装置は、
   前記複数の分散型電源設備それぞれの前記発電設備の発電電力を取得する手段と、
   取得したそれぞれの前記発電設備の発電電力を合算した総発電電力を算出する手段と、
   算出した前記総発電電力を平滑化して前記グリッド連系点での平滑化目標電力を算出する手段と、
   算出した前記平滑化目標電力と算出した前記総発電電力との差分である総充放電電力指令値を算出する手段と、
   前記蓄電設備における充電電力量に相当する放電可能残量又は当該蓄電設備における容量から充電電力量を差し引いた差電力量に相当する電可能残量である充放電可能残量を前記複数の分散型電源設備それぞれについて取得する手段と、
   算出した前記総充放電電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に分担させるように前記蓄電設備それぞれに対する分担電力指令値を算出する手段と、
   算出した前記分担電力指令値を前記複数の分散型電源設備それぞれの前記蓄電設備に送信する手段と、
   を備え、
   前記分担電力指令値を算出する手段は、取得したそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量から得られるそれぞれの前記蓄電設備の充放電可能残量比に基づいて前記分担電力指令値を算出する手段を含む、マイクログリッド。

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