JP5520365B2 - 系統安定化システム、電力供給システム、集中管理装置の制御方法および集中管理装置のプログラム - Google Patents

Description

本発明は、系統安定化システム、電力供給システム、集中管理装置の制御方法および集中管理装置のプログラムに関する。

近年、変電所からの交流電力の供給を受ける各需要家（たとえば、住宅や工場など）に、風力や太陽光などの再生可能エネルギーを利用した発電装置（太陽電池などの分散型電源）が設けられるケースが増加している。このような発電装置は、変電所の配下に設けられる電力系統に接続される。ここで、発電装置により発電された電力は、需要家内の電力消費装置側に出力される。また、需要家内の電力消費装置により消費されずに余った電力は、電力系統に出力される。この需要家から電力系統に向かう電力の流れは、「逆潮流」と呼ばれ、需要家から電力系統に出力される電力は「逆潮流電力」と呼ばれる。

ここで、電力会社等の電力供給者には、電力の安定供給の義務が課されており、逆潮流電力分も含めた電力系統全体における周波数や電圧を一定に保つ必要がある。たとえば、電力供給者は、変動周期の大きさに応じた複数の制御手法によって、電力系統全体の周波数を一定に保っている。具体的には、一般に十数分以上の変動周期をもつような負荷成分については、最も経済的な発電電力の出力分担が可能なように経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ Ｃｏｎｔｒｏｌ）が行われている。このＥＤＣは、１日の負荷変動予想に基づいた制御であり、時々刻々と変動する負荷の増減（十数分より小さい変動周期の成分）に対する対応は困難である。そこで、電力会社は、時々刻々と変動する負荷に応じて電力系統への電力の供給量を調整し、周波数の安定化を行うための複数の制御を行っている。ＥＤＣを除いたこれらの制御は特に周波数制御と呼ばれており、この周波数制御によって、ＥＤＣで調整できない負荷変動分の調整を行っている。

より詳細には、約１０秒以下の変動周期の成分については、電力系統自体の自己制御性により自然に吸収することができる。また、約１０秒〜数分程度の変動周期の成分に対しては、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能である。また、数分から十数分までの変動周期の成分については、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Ｌｏａｄ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ）により対応している。この負荷周波数制御では、電力供給者の中央給電指令所からの制御信号によってＬＦＣ用発電所が発電出力を調整することにより、周波数制御を行っている。

しかし、再生可能エネルギーを利用した発電装置の出力は、天候などに応じて急激に変化することがある。このような発電装置の出力の急激な変化は、連系している電力系統の周波数の安定度に大きな悪影響を与えてしまう。この悪影響は、再生可能エネルギーを利用した発電装置を有する需要家が増えるほど顕著になってくる。このため、今後、再生可能エネルギーを利用した発電装置を有する需要家がさらに増えてきた場合には、発電装置の出力の急激な変化を抑制することにより、電力系統の安定度を維持する必要が生じてくる。

そこで、従来、このような発電装置の出力の急激な変化を抑制するために、太陽電池の電力系統への出力を蓄電装置の充放電により平滑化可能な発電システムが提案されている。このような発電システムは、たとえば、特開２００１−３４６３３２号公報に開示されている。

上記特開２００１−３４６３３２号公報には、太陽電池と、太陽電池に接続されるとともに電力系統に接続されるインバータと、インバータと太陽電池とを接続する母線に接続された蓄電装置とを備えた発電システムが開示されている。この発電システムでは、太陽電池の発電電力（出力）の変動に伴って蓄電装置の充放電を行うことにより、インバータからの出力電力の変動を抑制している。これにより、電力系統への出力電力の変動を抑制することが可能であるので、電力系統の周波数などへの悪影響を抑制することが可能である。また、この発電システムでは、太陽電池の発電電力の変動量が所定の値（閾値）よりも大きくなった場合に、平滑化制御を開始する。これにより、平滑化制御（蓄電装置の充放電）を行う時間が短くなるので、蓄電装置の充放電量を少なくすることができ、その結果、蓄電装置の寿命の長寿命化を図ることが可能であると考えられる。

特開２００１−３４６３３２号公報

しかしながら、上記特開２００１−３４６３３２号公報では、平滑化制御の開始の閾値を大きくした場合に、蓄電装置の充放電量をより少なくして蓄電装置の長寿命化を図ることが可能である一方、平滑化制御を行う時間が短くなるので、十分に電力系統への出力電力の変動を平滑化することが困難となってしまう。また、平滑化制御の開始の閾値を小さくした場合には、蓄電装置の充放電量の低減効果が小さくなってしまうので、蓄電装置の充放電量を十分に少なくすることができないという問題点がある。

この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の１つの目的は、電力系統への出力電力の変動を十分に平滑化し、かつ、蓄電装置の長寿命化を図ることが可能な系統安定化システム、電力供給システム、集中管理装置の制御方法および集中管理装置のプログラムを提供することである。

上記目的を達成するために、本発明の系統安定化システムは、複数の電力供給システムを備え、電力供給システムは、分散型電源と、分散型電源と電力系統との間の配線の所定部分を通過する電力を検出する電力検出部とを含み、電力検出部の検出電力データに基づいて、電力系統への出力電力の平滑化制御を行うものであり、複数の電力供給システムは、検出電力に関する値の変化量が第１閾値以上になった場合に平滑化制御を行う第１電力供給システムと、検出電力に関する値の変化量が第１閾値よりも大きい第２閾値以上になった場合に平滑化制御を行う第２電力供給システムとを含む。

本発明の電力供給システムは、電力系統への出力電力の平滑化制御を行う電力供給システムであって、再生可能エネルギーにより発電する発電装置を含む分散型電源と分散型電源と電力系統との間の配線の所定部分を通過する電力を検出する電力検出部とを含み、電力供給システムは、電力検出部の検出電力データに基づいて、検出電力に関する値の変化量が所定の閾値以上になった場合に平滑化制御を行うとともに、所定の閾値として、第１閾値と、第１閾値よりも大きい第２閾値とを入れ替えて用いる。

本発明の集中管理装置の制御方法は、外部と通信可能な通信部を介し、複数の電力供給システムと通信を行う集中管理装置の制御方法であって、所定時間毎に複数の電力供給システムから、発電電力データと、分散型電源の状態を示す分散電源データと電力供給システムの識別情報とが対応付けられた充放電管理データとを取得する充放電管理データ取得工程と、分散電源データに基づき、識別情報に相当する電力供給システムの充放電を開始するための発電電力の変化量の閾値を決定する閾値決定工程と、識別情報に相当する電力供給システムに閾値を送信する工程とを含む。

本発明の集中管理装置のプログラムは、外部と通信可能な通信部を介し、コンピュータを複数の電力供給システムと通信を行う集中管理装置として機能させるプログラムであって、コンピュータに対し、所定時間毎に複数の電力供給システムから、発電電力データと、分散型電源の状態を示す分散電源データと電力供給システムの識別情報とが対応付けられた充放電管理データとを取得させ、分散電源データに基づき、識別情報に相当する電力供給システムの充放電を開始するための発電電力の変化量の閾値を決定させ、識別情報に相当する電力供給システムに対して閾値を送信させる。

本発明によれば、第１電力供給システムの第１閾値を基準とした場合に、第２閾値を用いて平滑化制御を行う第２電力供給システムの蓄電装置の充放電量を減らすことができるので、地域内全体としてみた場合に、地域内の蓄電装置の長寿命化を図ることができる。

また、本願発明者は、第２閾値を適切な大きさに設定することにより、第１閾値よりも大きい第２閾値により平滑化制御の実行を判断する第２電力供給システムを地域内に設けた場合にも、地域内の電力供給システムの閾値を全て第１閾値とした場合と略同じレベルで平滑化を行う（電力系統への出力電力の変動を抑制する）ことが可能であることを見出した。したがって、第１の局面による系統安定化システムでは、電力系統への出力電力の変動を十分に平滑化し、かつ、蓄電装置の長寿命化を図ることができる。

本発明の第１実施形態による系統安定化システム（第１状態）の構成を示す模式図である。 本発明の第１実施形態による系統安定化システム（第２状態）の構成を示す模式図である。 本発明の第１実施形態による系統安定化システムに用いられる太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。 電力系統に出力される負荷変動の大きさと変動周期との関係を説明するための図である。 図１に示した第１実施形態による太陽光発電システム（第１閾値の発電システム）の平滑化制御の制御フローを説明するためのフローチャートである。 図１に示した第１実施形態による太陽光発電システム（第２閾値の発電システム）の平滑化制御の制御フローを説明するためのフローチャートである。 平滑化制御におけるサンプリング期間について説明するための図である。 ５月２３日（発電電力の変動が比較的激しい日）における発電装置の発電電力の推移を示すグラフである。 ５月２３日（発電電力の変動が比較的激しい日）における発電装置の発電電力の変化量の大きさを示すグラフである。 ８月２４日（発電電力の変動が比較的激しい日）における発電装置の発電電力の推移を示すグラフである。 ８月２４日（発電電力の変動が比較的激しい日）における発電装置の発電電力の変化量の大きさを示すグラフである。 ２月１６日（発電電力の変動が比較的激しい日）における発電装置の発電電力の推移を示すグラフである。 ２月１６日（発電電力の変動が比較的激しい日）における発電装置の発電電力の変化量の大きさを示すグラフである。 ５月１９日（発電電力の変動が比較的緩やかな日）における発電装置の発電電力の推移を示すグラフである。 ５月１９日（発電電力の変動が比較的緩やかな日）における発電装置の発電電力の変化量の大きさを示すグラフである。 ８月６日（発電電力の変動が比較的緩やかな日）における発電装置の発電電力の推移を示すグラフである。 ８月６日（発電電力の変動が比較的緩やかな日）における発電装置の発電電力の変化量の大きさを示すグラフである。 ２月５日（発電電力の変動が比較的緩やかな日）における発電装置の発電電力の推移を示すグラフである。 ２月５日（発電電力の変動が比較的緩やかな日）における発電装置の発電電力の変化量の大きさを示すグラフである。 ５月１９日（発電電力の変動が比較的緩やかな日）において、実施例による平滑化制御と比較例による平滑化制御とを行った場合のＦＦＴ解析結果を示すグラフである。 ５月２３日（発電電力の変動が比較的激しい日）において、実施例による平滑化制御と比較例による平滑化制御とを行った場合のＦＦＴ解析結果を示すグラフである。 ８月６日（発電電力の変動が比較的緩やかな日）において、実施例による平滑化制御と比較例による平滑化制御とを行った場合のＦＦＴ解析結果を示すグラフである。 ８月２４日（発電電力の変動が比較的激しい日）において、実施例による平滑化制御と比較例による平滑化制御とを行った場合のＦＦＴ解析結果を示すグラフである。 ２月５日（発電電力の変動が比較的緩やかな日）において、実施例による平滑化制御と比較例による平滑化制御とを行った場合のＦＦＴ解析結果を示すグラフである。 ２月１６日（発電電力の変動が比較的激しい日）において、実施例による平滑化制御と比較例による平滑化制御とを行った場合のＦＦＴ解析結果を示すグラフである。 本発明の第２実施形態による系統安定化システムに用いられる発電システムの構成を示すブロック図である。 本発明の第１実施形態による系統安定化システムの変形例を示す模式図である。

以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。

（第１実施形態）
まず、図１〜図４を参照して、本発明の第１実施形態による系統安定化システムの構造を説明する。

図１および図２に示すように、第１実施形態による系統安定化システムは、所定の地域内に設置された複数の太陽光発電システム１を備えている。図３に示すように、太陽光発電システム１は、それぞれが電力系統５０に連系されており、太陽電池（後述する発電装置２）による発電電力が負荷に消費されて余った電力が電力系統５０に逆潮流される。なお、所定の地域とは、たとえば、電力会社の管轄地域である。地域内に設置された太陽光発電システム１は、電力系統５０への逆潮流電力の変動を蓄電池３１の充放電により平滑化することが可能な平滑化制御機能を有する。なお、太陽光発電システム１は、本発明の「電力供給システム」の一例である。また、発電装置２は、本発明の「分散型電源」の一例である。

また、後述するように、太陽光発電システム１は、太陽電池（発電装置２）の発電電力の変化量が所定の閾値（制御開始変化量）よりも大きくなった場合に、平滑化制御を開始する。ここで、第１実施形態では、太陽光発電システム１は、閾値を変更することが可能である。太陽光発電システム１は、小さい閾値（第１閾値）により平滑化制御の開始を判断する発電システム１ａと、第１閾値よりも大きい第２閾値により平滑化制御の開始を判断する発電システム１ｂとして機能する。なお、発電システム１ａおよび発電システム１ｂは、それぞれ、本発明の「第１電力供給システム」および「第２電力供給システム」の一例である。

地域内の複数の太陽光発電システム１は、発電システム１ａと発電システム１ｂとのいずれかとなるように動作する。第１実施形態では、地域内の太陽光発電システム１の５０％が発電システム１ａとして動作し、残りの５０％が発電システム１ｂとして動作する。また、地域内の太陽光発電システム１は、所定の期間（たとえば、１ヶ月）毎に、発電システム１ａと発電システム１ｂとが入れ替わる。すなわち、図１に示すように、地域はたとえば４つの区域Ａ、Ｂ、ＣおよびＤに区分けされており、区域ＢおよびＤ内の太陽光発電システム１が発電システム１ａの場合には、区域ＡおよびＣ内の太陽光発電システム１は発電システム１ｂとして動作する。閾値の入れ替え（発電システム１ａと発電システム１ｂとの入れ替え）の前後において、地域内の発電システム１ａの数と発電システム１ｂの数との割合は、それぞれ５０％のまま変わらない。

以下、図１の状態を第１状態と呼ぶ。また、第１状態が１ヶ月継続した後には、図２に示すように、区域ＢおよびＤ内の太陽光発電システム１が発電システム１ｂとして動作するとともに、区域ＡおよびＣ内の太陽光発電システム１は発電システム１ａとして動作する。以下、図２の状態を第２状態と呼ぶ。このように、第１状態と第２状態とが１ヶ月毎に繰り返される。

次に、太陽光発電システム１の詳細について説明する。

図３に示すように、第１実施形態による太陽光発電システム１は、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる発電装置２と、発電装置２により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置３と、発電装置２により発電された電力および蓄電装置３により蓄電された電力を電力系統５０に出力するインバータを含む電力出力部４と、蓄電装置３の充放電を制御する充放電制御部５とを備えている。また、電力出力部４と電力系統５０とを接続する交流側母線には、負荷６０が接続されている。なお、充放電制御部５は、本発明の「制御装置」の一例である。

発電装置２と電力出力部４とを接続する直流側母線６には、ＤＣ−ＤＣコンバータ７が直列的に接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、発電装置２により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧（第１実施形態では、約２６０Ｖ）に変換して電力出力部４側に出力する機能を有する。また、ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、いわゆるＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御機能を有している。ＭＰＰＴ機能とは、発電装置２により発電された電力が最大となるように発電装置２の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置２とＤＣ−ＤＣコンバータ７との間には、発電装置２に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード（図示せず）が設けられている。

また、蓄電装置３は、直流側母線６に対して発電装置２と並列的に接続された蓄電池３１と、蓄電池３１の充放電を行う充放電部３２とを含んでいる。蓄電池３１としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い２次電池（たとえば、Ｌｉ−ｉｏｎ蓄電池、Ｎｉ−ＭＨ蓄電池など）が用いられている。また、蓄電池３１の電圧は約４８Ｖである。

充放電部３２は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を有している。直流側母線６と蓄電池３１とは、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を介して接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、充電時には、蓄電池３１に供給する電力の電圧を、直流側母線６の電圧から蓄電池３１を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、直流側母線６側から蓄電池３１側に電力を供給する。また、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、放電時には、直流側母線６側に放電させる電力の電圧を、蓄電池３１の電圧から直流側母線６の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池３１側から直流側母線６側に電力を放電させる。

充放電制御部５は、メモリ５ａおよびＣＰＵ５ｂを備える。充放電制御部５は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の平滑化制御を行う。具体的には、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力（ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力電力）と、後述する目標出力電力とに基づいて、発電装置２の発電電力と目標出力電力との差を補償するように蓄電池３１の充放電を行う。すなわち、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御する。充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御する。

また、ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力側には、発電装置２の発電電力を検出する発電電力検出部８が設けられている。発電電力検出部８は、本発明の「電力検出部」の一例である。充放電制御部５は、発電電力検出部８の検出結果に基づいて、発電装置２の発電電力を所定の検出時間間隔（たとえば、３０秒以下）毎に取得することが可能である。第１実施形態では、充放電制御部５は、３０秒毎に発電装置２の発電電力データを取得している。なお、この発電電力の検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電電力の変化を正確に検出することができないので、発電装置２の発電電力の変動周期などを勘案して適正な値に定める必要がある。第１実施形態では、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の下限周期よりも短くなるように検出時間間隔が設定されている。また、充放電制御部５は、電力出力部４の出力電力を取得することにより、実際に電力出力部４から電力系統５０に出力された電力と目標出力電力との差を認識する。これにより、電力出力部４からの出力電力が目標出力電力となるように充放電部３２の充放電を制御することが可能である。

また、充放電制御部５は、電力系統５０に出力する目標出力電力を、移動平均法を用いて算出する。移動平均法とは、ある時点の目標出力電力を、その時点より過去の期間の発電装置２の発電電力の平均値とする算出方法である。過去の発電電力データはメモリ５ａに逐次記憶されている。以下、目標出力電力の算出に用いる発電電力データを取得するための期間をサンプリング期間と呼ぶ。なお、サンプリング期間は、本発明の「第１期間」の一例である。サンプリング期間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する負荷の変動周期の下限周期Ｔ２〜上限周期Ｔ１の間、特に後半付近（長周期付近）からＴ１を超える範囲であまり長時間に渡らない範囲とすることが好ましい。サンプリング期間の具体的な値としては、たとえば、図４に示すような「負荷変動の大きさ−変動周期」特性を有する電力系統においては約１０分以上約３０分以下の期間であり、第１実施形態では、サンプリング期間を約２０分としている。この場合、充放電制御部５は、約３０秒置きに発電装置２の発電電力データを取得するので、過去２０分の期間に含まれる４０個の発電電力データの平均値を目標出力電力として算出している。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２については、後に詳細に説明する。

上記のように、第１実施形態では、太陽光発電システム１は発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０に出力するのではない。第１実施形態では、充放電制御部５は、過去の発電装置２の発電電力から目標出力電力を算出し、発電装置２の発電電力と蓄電池３１の充放電量との合計が目標出力電力となるように蓄電池３１の充放電を制御して、目標出力電力を電力系統５０に出力するように平滑化制御を行う。平滑化制御を行うことにより、電力系統５０に出力する電力の変動が抑制されるので、雲の有無などによる発電装置２の発電電力の変動に起因する電力系統５０への悪影響が抑制される。

ここで、第１実施形態では、充放電制御部５は、平滑化制御を常に行うわけではなく、特定の条件を満たした時にのみ平滑化制御を行う。すなわち、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０に出力しても電力系統５０への悪影響が小さい場合には平滑化制御を行わず、悪影響が大きい場合にのみ平滑化制御を行う。具体的には、発電装置２の発電電力の変化量が所定の変化量（以下、「制御開始変化量」と呼ぶ）以上である場合に、平滑化制御を行う。充放電制御部５は、制御開始変化量として、第１閾値と、第１閾値よりも大きい第２閾値とのいずれかを選択することが可能である。第１実施形態では、充放電制御部５は、所定の期間（たとえば１ヶ月）毎に制御開始変化量の大きさを第１閾値と第２閾値とで変更する。

太陽光発電システム１が発電システム１ａとして動作する場合には、制御開始変化量として第１閾値が用いられる。第１閾値は、たとえば、天候が安定している快晴時（雲が殆どない晴天）の昼間の時間帯における検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量であり、具体的な数値としては、たとえば、発電装置２の定格出力の５％である。太陽光発電システム１が発電システム１ｂとして動作する場合には、制御開始変化量として第２閾値が用いられる。第２閾値は、たとえば、第１閾値の２倍以上の値であり、具体的には発電装置２の定格出力の１５％である。第１閾値および第２閾値は、後述するように、過去の発電電力のデータに基づいて統計的に求められる。たとえば、第２閾値は、発電電力の変動があまり大きくない日には、所定の検出時間間隔毎に算出される発電電力の変化量の値の多くが第２閾値を越えない程度の大きさに設定される。なお、「発電電力の変動があまり大きくない日」とは、比較的安定な天候の日のことである。また、発電電力の変化量は、所定の検出時間間隔毎に検出される発電装置２の発電電力のうち、連続する２つの発電電力データの差分を算出することにより求められる。

なお、上記の具体的な数値（発電装置２の定格出力の５％および１５％）については、発電電力の検出時間間隔が約３０秒である等、第１実施形態の場合に対応する数値であり、検出時間間隔を変えた場合には、その検出時間間隔に応じて制御開始変化量を設定する必要がある。

また、充放電制御部５は、平滑化制御を開始した後、発電電力の変動が所定の変化量（制御終了変化量）よりも小さくなっていると判断する状態が所定の期間（以下、「制御停止判断期間」と呼ぶ）の間、継続した場合には平滑化制御を停止し、継続しない場合には、継続するまで平滑化制御を継続する。ここで、制御停止判断期間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期に相当する期間であり、第１実施形態では、上限周期Ｔ１の２０分としている。また、制御終了変化量の値は制御開始変化量以下の値であり、第１実施形態では、制御開始変化量と同じ値に設定した。したがって、太陽光発電システム１が発電システム１ａとして動作する場合には、制御終了変化量として発電装置２の定格出力の５％の値を用い、太陽光発電システム１が発電システム１ｂとして動作する場合には、制御終了変化量として発電装置２の定格出力の１５％の値を用いる。

すなわち、充放電制御部５は、平滑化制御を行っている際に、発電電力の変化量が発電装置２の定格出力の５％または１５％未満の状態が２０分継続した場合に、平滑化制御を停止する。発電電力の変化量の検出は検出時間間隔（３０秒）毎に行っており、充放電制御部５は、発電電力の変化量が発電装置２の定格出力の５％または１５％未満であるか否かの判断も検出時間間隔（３０秒）毎に行っている。したがって、検出時間間隔毎に算出される発電電力の変化量が４０回（制御停止判断期間の２０分）連続で定格出力の５％または１５％未満である場合に、平滑化制御が停止される。なお、発電システム１ａの制御終了変化量としての発電装置２の定格出力の５％の値および発電システム１ｂの制御終了変化量としての発電装置２の定格出力の１５％の値は、それぞれ、本発明の「第３閾値」および「第４閾値」の一例である。また、制御停止期間は、本発明の「第２期間」の一例である。

次に、第１実施形態による平滑化制御により変動抑制を主に行う変動周期範囲について説明する。

図４に示すように、変動周期によって対応可能な制御方法が異なっており、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期が領域Ｄ（ハッチングで示す領域）に示されている。また、ＥＤＣにより対応可能な負荷の変動周期は領域Ａに示されている。なお、領域Ｂは、負荷変動による影響を電力系統５０自体の自己制御性により自然に吸収する領域である。また、領域Ｃは、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な領域である。ここで、領域Ｄと領域Ａとの境界線が負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期の上限周期Ｔ１となり、領域Ｃと領域Ｄとの境界線が負荷周波数制御により対応可能な負荷の変動周期の下限周期Ｔ２となる。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２は、固有の周期ではなく、負荷変動の大きさによって変化する数値である。さらに、構築された電力網によって図示されている変動周期の時間も変化する。たとえば、電力系統側におけるいわゆるならし効果などの影響により下限周期Ｔ２および上限周期Ｔ１の値は変化する。また、ならし効果の大きさも、太陽光発電システムの普及度および地域分散性などに応じて変化する。第１実施形態では、ＥＤＣ、電力系統５０自体の自己制御性およびガバナフリー運転などによって対応できない領域Ｄ（ＬＦＣにより対応可能な領域）の範囲内に含まれる変動周期（変動周波数）を有する負荷変動に着目し、抑制することを目的としている。

次に、図５を参照して、第１実施形態による系統安定化システムの太陽光発電システム１が発電システム１ａとして動作する場合の制御フローについて説明する。

まず、ステップＳ１において、発電電力検出部８は、ある時刻における発電装置２の発電電力Ｐを検出する。そして、ステップＳ２において、充放電制御部５は、検出した発電電力Ｐを変動前発電電力Ｐ０とする。次に、ステップＳ３において、充放電制御部５は、発電電力Ｐ０の検出から３０秒（検出時間間隔）経過後に発電電力を取得し、その検出値をＰ１とする。

この後、ステップＳ４において、充放電制御部５は、発電電力の変化量（｜Ｐ１−Ｐ０｜）が制御開始変化量（発電装置２の定格出力の５％）以上であるか否かを判断する。発電電力の変化量が制御開始変化量以上でない場合には、充放電制御部５は、ステップＳ５においてＰ１をＰ０とするとともにステップＳ３において新たにＰ１を取得して、発電電力の変化を監視する。

また、発電電力の変化量が制御開始変化量以上である場合には、充放電制御部５は、ステップＳ６において、平滑化制御を開始する。すなわち、充放電制御部５は、過去の２０分の発電電力の平均値を目標出力電力として、その目標出力電力を電力出力部４から出力するように、蓄電池３１の充放電を制御する。以下の説明において、平滑化制御の開始時点を時刻ｔとする。

平滑化制御を開始するのと同時（時刻ｔ）に、ステップＳ７において、充放電制御部５は、発電電力の変化量が発電装置２の定格出力の５％未満の状態の継続時間ｋのカウントを開始する。また、ステップＳ８において、充放電制御部５は、時刻ｔにおいて、時刻（ｔ＋ｉ）（ｉ：検出時間間隔の３０秒）において電力出力部４から出力する電力（目標出力電力Ｐｍ（ｔ＋ｉ））を移動平均法により算出する。

この後、ステップＳ９において、充放電制御部５は、目標出力電力Ｐｍ（ｔ＋ｉ）と発電電力Ｐ（ｔ）との差分の電力（Ｐｍ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ））を蓄電池３１から充放電する。なお、充放電制御部５は、Ｐｍ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ）が正の場合には、その差分を蓄電池３１に充電し、負の場合には、その差分を蓄電池３１から放電する。

そして、ステップＳ１０において、時刻がｔ＋ｉになると、充放電制御部５は、時刻ｔ＋ｉにおける発電電力Ｐ（ｔ＋ｉ）を検出する。また、ステップＳ１１では、時刻ｔ＋ｉにおいて、充放電制御部５は、発電電力の変化量（発電電力Ｐ（ｔ＋ｉ）と発電電力Ｐ（ｔ）との差分の絶対値）が発電装置２の定格出力ＰＶｃａｐの５％未満であるか否か（｜Ｐ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ）｜＜ＰＶｃａｐ×０．０５を満たすか否か）を判断する。

｜Ｐ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ）｜＜ＰＶｃａｐ×０．０５を満たさない場合には、充放電制御部５は、ステップＳ１２において継続時間ｋを０とするとともに、時刻ｔ＝ｔ＋ｉとした後、ステップＳ８に戻る。また、｜Ｐ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ）｜＜ＰＶｃａｐ×０．０５を満たす場合には、充放電制御部５は、ステップＳ１３において、継続時間ｋをｋ＋ｉとする。

その後、ステップＳ１４において、充放電制御部５は、継続時間ｋが１２００秒（制御停止判断期間の２０分）以上であるか否かを判断する。継続時間ｋが１２００秒未満である場合には、充放電制御部５は、ステップＳ１５において、時刻ｔ＝ｔ＋ｉとした後、ステップＳ８に戻り、ステップＳ８〜ステップＳ１５の処理を継続時間ｋが１２００秒以上になるまで繰り返す。継続時間ｋが１２００秒以上である場合には、充放電制御部５は、ステップＳ１６において平滑化制御を停止する。

また、第１実施形態による系統安定化システムの太陽光発電システム１が発電システム１ｂとして動作する場合の制御フローは、図６に示すように、ステップＳ１０４およびステップＳ１１１の閾値が図５のステップＳ４およびステップＳ１１から変更されている点以外は発電システム１ａの制御フローと同様である。発電システム１ｂでは、ステップＳ１０４において、充放電制御部５は、発電装置２の定格出力の１５％の値を閾値として、平滑化制御の開始の判断を行う。また、ステップＳ１１１において、充放電制御部５は、発電装置２の定格出力の１５％の値を閾値として、平滑化制御の終了の判断を行う。

第１実施形態の系統安定化システムは、上記構成により以下の効果を得ることができる。

すなわち、系統安定化システムの複数の太陽光発電システム１は、地域内に、発電電力の変化量が第１閾値以上になった場合に平滑化制御を開始する発電システム１ａと、検出電力に関する値が第１閾値よりも大きい第２閾値以上になった場合に平滑化制御を開始する発電システム１ｂとを含む。これにより、発電システム１ａの第１閾値を基準とした場合に、第２閾値を用いて平滑化制御を開始する発電システム１ｂの蓄電装置３の充放電量を減らすことができるので、地域内全体としてみた場合に、地域内の蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

また、第２閾値が第１閾値の２倍以上に設定されている。これにより、地域全体としての蓄電装置３の充放電量および充放電回数を大きく減らすことができる。

また、太陽光発電システム１が、所定の期間（たとえば１ヶ月）毎に第１閾値と第２閾値とを入れ替える。この場合、第１閾値を用いる太陽光発電システム１（発電システム１ａ）と第２閾値を用いる太陽光発電システム１（発電システム１ｂ）とを固定する場合と異なり、ある特定の太陽光発電システム１の蓄電装置３のみを長寿命化させずに、地域全体の太陽光発電システム１に対して均一的に長寿命化を図ることができる。

また、検出時間間隔が負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間に設定されている。このような検出時間間隔で発電電力を取得することにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期を有する発電電力の変化を容易に検出することができる。これにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の変動成分を減少させるように、平滑化制御を行うことができる。

また、サンプリング期間が負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間に設定されている。このようなサンプリング期間の範囲において算出した目標出力電力となるように充放電を制御することにより、特に、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の成分を減少させることができる。これにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の範囲における電力系統５０への影響を有効に抑制することができる。

また、発電システム１ａおよび発電システム１ｂは、それぞれ、発電電力の変化量が第１閾値（定格出力の５％）以上および第２閾値（定格出力の１５％）以上になった場合に平滑化制御を開始し、検出電力に関する値が第１閾値（定格出力の５％）未満および第２閾値（定格出力の１５％）未満になった状態が所定の期間（２０分）継続する場合に、平滑化制御を停止する。このように構成すれば、発電電力が小さく平滑化制御が不要である場合に平滑化制御を停止することができるので、蓄電装置３の充放電量および充放電回数をより減少させることができる。これにより、蓄電装置３の長寿命化をさらに図ることができる。

次に、移動平均法のサンプリング期間について検討した。図７は、発電電力データの取得期間であるサンプリング期間を１０分とした場合のＦＦＴ解析結果と、サンプリング期間を２０分とした場合のＦＦＴ解析結果を示す。

図７に示すように、サンプリング期間が１０分の場合には、変動周期が１０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が１０分以上の範囲における変動があまり抑制されていない。また、サンプリング期間が２０分の場合には、変動周期が２０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が２０分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。したがって、サンプリング期間の大きさと、平滑化制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変わることがいえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にＴ１〜Ｔ２の後半付近（長周期付近）からＴ１以上の範囲の期間とすることが好ましい。たとえば、図４の例では２０分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができることがわかる。ただし、サンプリング期間を長くすると、必要な蓄電池容量が大きくなる傾向があり、Ｔ１よりもあまり長くないサンプリング期間を選択することが好ましい。

次に、図８〜図２５を参照して、本発明の第１実施形態による系統安定化システムの効果を検証したシミュレーション結果について説明する。

図８〜図１９は、２月、５月および８月の発電電力の変動が激しい日と緩やかな日との１日の発電電力の推移およびその発電電力変化量の推移を示している。発電電力の変動が激しい日とは、発電電力の変動が繰り返し発生する日であり、発電電力の変動が緩やかな日とは、発電電力の変動があまり継続しない日である。図８〜図１９のデータは、２００９年の埼玉県において実測した実際の日射量データに基づいて、４ｋＷの定格出力を有する太陽電池を用いたとした場合の発電電力をシミュレーションした結果である。また、本願明細書には示していないが、図８〜図１９の日以外の日についてもシミュレーションを行った。

まず、変動が比較的緩やかな５月の日（たとえば図１４および図１５に示すような５月１９日）においては、発電電力の変化量は定格出力の５％〜１０％（２００Ｗ〜４００Ｗ）が主であり、部分的に、定格出力の１０％〜１５％の変化量も存在した。また、変動が比較的緩やかな８月の日（たとえば図１６および図１７に示すような８月６日）においては、発電電力の変化量が定格出力の５％〜１０％で収まる場合が多く、やや大きな変動があった場合でも、変化量は定格出力の１５％未満であった。また、変動が比較的緩やかな２月の日（たとえば図１８および図１９に示すような２月５日）においては、発電電力の変化量は最大で定格出力の１０％（４００Ｗ）であった。

一方、変動が比較的激しい５月の日（たとえば、図８および図９に示すような５月２３日）においては、定格出力の２０％（８００Ｗ）を超える発電電力の変化がある日は、変動が激しい日であった。また、変動が比較的激しい８月の日（たとえば図１０および図１１に示すような８月２４日）においては、定格出力の２５％（１０００Ｗ）を超える発電電力の変化がある日は、変動が激しい日であった。また、変動が比較的激しい２月の日（たとえば図１２および図１３に示すような２月１６日）においては、定格出力の１５％（６００Ｗ）を超える発電電力の変化がある日は、変動が激しい日であった。

以上のような分析結果から、発電電力の変化量が定格出力の１５％未満であれば、その日は変動が緩やかであり、変化量も小さいことが予測されることがわかった。したがって、第２閾値を定格出力の１０％以上２０％以下とすることにより、発電電力の変動の大きい日には、第２閾値が機能することにより、地域全体として平滑化の効果が得られ、発電電力の変動の小さい日には、第２閾値が機能せずとも、第１閾値が機能することにより、地域全体として平滑化の効果が得られる。なお、本発明の第１実施形態では、第１閾値を定格出力の５％とし、第２閾値として定格出力の１５％に決定した。

次に、図８〜図１９に示す発電電力の推移（５月１９日、５月２３日、８月６日、８月２４日、２月５日および２月１６日）に対して、実施例の系統安定化システムおよび比較例の系統安定化システムについて、蓄電装置３の充放電量をシミュレーションにより比較した。

なお、このシミュレーションでは、実施例の系統安定化システムとして、２軒の太陽光発電システム１のうち１軒を第１閾値（定格出力の５％）を用いて平滑化の開始の判断を行う発電システム１ａとし、もう１軒が第２閾値（定格出力の１５％）を用いて平滑化の開始の判断を行う発電システム１ｂとした。また、比較例の系統安定化システムとして、２軒の太陽光発電システム１のうち、２軒とも第１閾値を用いて平滑化の開始の判断を行う発電システム１ａとした。このシミュレーション結果を以下の表１に示す。なお、充放電量は、１軒当たりのものである。

表１に示すように、変動が比較的緩やかな日（５月１９日、８月６日および２月５日）では、実施例の充放電量は比較例の約半分となっており、充放電量の低減効果が大きいことがわかった。これは、変動が比較的緩やかな日では、第２閾値（定格出力の１５％）を超える発電電力の変化がないので、２軒のうちの第２閾値を用いて平滑化制御の開始の判断を行う発電システム１ｂでは、平滑化制御を行う期間がなかったからである。

なお、発電電力の変動があまり大きくない場合、発電システム１ｂでの平滑化制御を行わないが、地域全体としては、出力電力を十分に平滑化できる。

その一方、変動が比較的激しい日（５月２３日、８月２４日および２月１６日）では、実施例と比較例とは充放電量はほとんど変わらないことがわかった。これは、変動が比較的激しい日では、第１閾値を超える発電電力の変化が生じた場合に、すぐに第２閾値を超える発電電力の変化が生じるので、実施例と比較例とで平滑化制御の開始のタイミングがあまり変わらないためである。

次に、図８〜図１９に示す発電電力の推移（５月１９日、５月２３日、８月６日、８月２４日、２月５日および２月１６日）について、実施例の平滑化制御を行った場合の出力電力に対してＦＦＴ（高速フーリエ変換）解析を行うとともに、比較例の平滑化制御を行った場合の出力電力に対してＦＦＴ解析を行った。その解析結果を図２０〜図２５および以下の表２に示す。

図２４および表２に示すように、２月５日は実施例のパワースペクトルが比較例よりもやや大きくなっているものの、発電電力の変化量は、最大で定格出力の１０％と小さいため、電力系統に与える影響は小さいと考えられる。２月５日以外では、図２０〜図２３、図２５および表２より、実施例と比較例とはほとんど差がないことがわかった。すなわち、実施例と比較例とは、略同じレベルで発電電力の変動を抑制していることがわかった。

なお、このシミュレーションでは、地域内に２軒の太陽光発電システムがあるモデルについて検証したが、さらに多くの太陽光発電システムが地域内にある場合でも、第２閾値を適切に設定することにより、比較例と略同じレベルで発電電力の変動を抑制しながら、全体として充放電量を減少させる効果を得られると考えられる。また、上記実施例では、１つの太陽光発電システムの過去の発電電力の推移に基づいて第２閾値を定格出力の１５％に決定したが、電力会社の管轄地域のように広い地域の全体で考えた場合、いわゆるならし効果により個々の太陽光発電システムの発電電力の変動が自然に抑制されることになる。この場合、ならし効果を考慮して、定格出力の１５％より大きい値を第２閾値とした場合にも、比較例と略同じレベルで発電電力の変動を抑制しながら、全体として充放電量を減少させる効果を得られると考えられる。

上記のように、本願発明者は、第２閾値を適切な大きさに設定することにより、第１閾値よりも大きい第２閾値により平滑化制御の開始を判断する発電システム１ｂを地域内に設けた場合にも、地域内の太陽光発電システム１の閾値を全て第１閾値とした場合と略同じレベルで平滑化を行う（電力系統５０への出力電力の変動を抑制する）ことが可能であることを見出した。

また、第１閾値と第２閾値との間の発電電力の変化があった場合に、第２閾値を用いて平滑化制御の開始の判断を行う発電システム１ｂでは平滑化を開始しないが、このような場合でも、地域全体の太陽光発電システムが第１閾値を用いて平滑化の制御の開始の判断を行う発電システム１ａのみからなる系統安定化システムと略同じレベルで発電電力の変動を平滑化することができる。また、発電システム１ｂでは、閾値が大きい分、平滑化制御期間が短くなるので、地域全体としての蓄電装置３の充放電量および充放電回数を減らすことができ、その結果、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

（第２実施形態）
次に、図２６を参照して、本発明の第２実施形態による系統安定化システムについて説明する。第１実施形態では、発電装置２の発電電力に基づいて平滑化制御を行う例を示した。一方、この第２実施形態では、太陽光発電システム３００と電力系統５０とを出入りする電力（買電力または売電力）に基づいて平滑化制御を行う例について説明する。

図２６に示すように、第２実施形態による系統安定化システムに用いられる太陽光発電システム３００は、発電装置２と、蓄電装置３と、電力出力部４と、充放電制御部３０１と、ＤＣ−ＤＣコンバータ７と、発電電力検出部８とを備えている。また、電力出力部４と電力系統５０との間の交流側母線９には分電盤２０２を介して３つの負荷２１０、２２０および２３０が接続されている。

また、交流側母線９の分電盤２０２よりも電力系統５０側には太陽光発電システム３００から電力系統５０に売却する電力を計量する電力メータ３１０と、電力系統５０から購入する電力を計量する電力メータ３２０とが設けられている。電力メータ３１０および電力メータ３２０のそれぞれには、電力センサ３０２および電力センサ３０３が設けられている。なお、電力センサ３０２および電力センサ３０３は、本発明の「電力検出部」の一例である。

充放電制御部３０１は、電力センサ３０２および３０３の出力に基づいて、電力系統５０と太陽光発電システム３００とを出入りする電力のデータ（買電電力データまたは売電電力データ）を所定の検出時間間隔毎（たとえば、３０秒以下）に取得することが可能である。充放電制御部３０１は、売電電力−買電電力の値を電力系統５０と太陽光発電システムとを出入りする電力のデータ（検出電力データ）として取得する。また、充放電制御部３０１は、過去の検出電力データに基づいて目標出力電力を算出するとともに、実際の検出電力と目標出力電力との差を補償するように蓄電池３１の充放電を行う。すなわち、充放電制御部３０１は、実際の検出電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御するとともに、実際の検出電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御する。

太陽光発電システム３００は、小さい閾値（第１閾値）により平滑化制御の開始を判断する発電システム３００ａと、第１閾値よりも大きい第２閾値により平滑化制御の開始を判断する発電システム３００ｂとして機能する。なお、発電システム３００ａおよび発電システム３００ｂは、それぞれ、本発明の「第１電力供給システム」および「第２電力供給システム」の一例である。

また、充放電制御部３０１は、上記第１実施形態と同様に、制御開始変化量として、第１閾値（たとえば定格出力の５％）と、第１閾値よりも大きい第２閾値（たとえば定格出力の１５％）とのいずれかを選択することが可能である。第２実施形態では、充放電制御部５は、上記所定の期間（たとえば１ヶ月）毎に制御開始変化量の大きさを第１閾値と第２閾値とで変更する。太陽光発電システム３００が発電システム３００ａとして動作する場合には、制御開始変化量として第１閾値が用いられる。太陽光発電システム３００が発電システム３００ｂとして動作する場合には、制御開始変化量として第２閾値が用いられる。

第２実施形態の上記以外の構成は、上記第１実施形態と同様である。

第２実施形態では、複数の負荷（負荷２１０、２２０および２３０）を備えているため、負荷全体として、負荷量の変動が大きい。電力センサ３０２および電力センサ３０３から検出する方が、発電電力検出部８から検出する場合よりも、負荷を反映した値が得られる。この負荷を反映した値に基づいて平滑化を行うことによって、より効果的に平滑化を行うことができる。

なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。

たとえば、上記第１および第２実施形態では、発電装置２として太陽電池を用いる例について説明したが、本発明はこれに限らず、風力発電装置などの他の再生可能エネルギー発電装置を用いてもよい。

また、上記第１および第２実施形態では、蓄電池（蓄電装置）としてＬｉ−ｉｏｎ電池やＮｉ−ＭＨ電池を用いる例を示したが、本発明はこれに限らず、他の２次電池を用いてもよい。また、蓄電装置としてキャパシタを用いてもよい。

上記第１および第２実施形態では、蓄電池３１の電圧が４８Ｖである例について説明したが、本発明はこれに限らず、４８Ｖ以外の電圧にしてもよい。なお、蓄電池の電圧としては６０Ｖ以下が望ましい。

また、上記第１実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力量を想定しない場合について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力の算出において、需要家内で用いられる少なくとも一部の負荷で消費する電力量を検出し、その負荷消費電力量あるいは負荷消費電力変動量を加味して目標出力の算出を行ってもよい。

また、本発明では、サンプリング期間、母線電圧などの具体的な数値についても、上記第１および第２実施形態に記載された数値に限らず適宜変更が可能である。

また、上記第１実施形態では、目標出力電力と目標出力電力の出力時点における発電電力との差分を指標とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力と目標出力電力の出力時点の１検出時間間隔（３０秒）前の発電電力との差分など、目標出力電力と目標出力電力の出力時点の近傍の時点の発電電力との差分を指標としてもよい。

また、上記第１および第２実施形態では、制御停止判断期間をＬＦＣにより対応可能な変動周期に相当する期間（下限周期Ｔ２以上で上限周期Ｔ１以下）とする例について説明したが、本発明はこれに限らず、上限周期Ｔ１より大きくてもよいし、下限周期Ｔ２より小さくてもよい。

また、上記第１および第２実施形態では、発電電力の変化量の制御開始変化量以上になった場合に平滑化制御を開始する例について説明したが、本発明はこれに限らず、発電電力の値そのものに基づいて平滑化制御の開始の判断を行ってもよい。

また、上記第１および第２実施形態では、地域内の太陽光発電システムが２つの閾値（第１閾値および第２閾値）を用いて平滑化制御の開始の判断を行う例について説明したが、本発明はこれに限らず、３つ以上の閾値を用いて平滑化制御の開始の判断を行ってもよい。この場合にも、地域内において均一な充放電量低減効果を得るために、地域内の太陽光発電システムの間で、所定期間毎に上記３つ以上の閾値を互いに入れ替えることが好ましい。

また、上記第１および第２実施形態では、第１閾値を用いる発電システム１ａと第２閾値を用いる発電システム１ｂとの割合を５０％／５０％とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、他の割合にしてもよい。したがって、電力系統が吸収することが可能な変動の大きさに応じて発電システム１ｂの割合を増やすことにより、より地域全体としての蓄電装置の充放電量を減らすことができる。

また、上記第１および第２実施形態では、第１閾値を定格出力の５％とし、第２閾値を定格出力の１５％とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、他の値でもよい。気候や日射量などが異なる地域では適切な第２閾値の値も異なると考えられる。

また、上記第１および第２実施形態では、制御終了変化量を制御開始変化量と同じ値にした例を示したが、本発明はこれに限らず、制御終了変化量を制御開始変化量よりも小さい値にしてもよい。

また、上記第１実施形態では、太陽光発電システム１が、所定の期間毎に第１閾値と第２閾値とを入れ替えるように構成した例を示したが、本発明はこれに限られない。たとえば、図２７に示す変形例のように、充放電制御部４０１の通信部４０１ｃに、監視サーバー４０２から第１閾値と第２閾値とを入れ替えるような信号が入力された場合に、第１閾値と第２閾値とを入れ替えるようにしてもよい。監視サーバー４０２は、通信部４０１ｃを介して複数の太陽光発電システム４００と通信を行うことで状態データを取得し、これらの状態を監視するものである。これにより、第１閾値で制御される太陽光発電システム４００（発電システム４００ａ）と第２閾値で制御される太陽光発電システム４００（発電システム４００ｂ）の入れ替えを制御性よく簡単に行うことができる。ここで状態データとは、発電システムに含まれる蓄電池の状態を示すデータであり、例えば電圧電流値、ＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）、サイクル数、劣化に関するデータなどである。状態データは、各太陽光発電システム４００を個別に特定するための識別情報と対応付けられる。そして、状態データと識別情報とを含む管理データが、各太陽光発電システム４００から監視サーバー４０２に送信される。また、監視サーバー４０２から各太陽光発電システム４００には、新たに設定される閾値のデータを含む閾値切替信号が送信される。なお、監視サーバー４０２は、本発明の「集中管理装置」の一例である。

監視サーバー４０２は、蓄電池のサイクル数や劣化に関する状態情報などから、各太陽光発電システム４００の閾値を設定することもできる。具体的には、所定の基準よりも劣化が進んだ蓄電池を含む太陽光発電システムの閾値（第二閾値）を高く設定し、劣化のない蓄電池を含む太陽光発電システムの閾値（第一閾値）を低く設定する。さらに、監視サーバー４０２は、閾値を入れ換える期間を、劣化した蓄電池は、第二閾値で動作する期間（例えば１ヶ月）を第一閾値で動作する期間（例えば２週間）よりも長くなるように調整する。逆に、監視サーバー４０２は、劣化が少ない蓄電池は、第一閾値で動作する期間（例えば２週間）を第二閾値で動作する期間(例えば１カ月)よりも長くなるように調整する。これにより、劣化した蓄電池の充放電を抑制することができるため、蓄電池の寿命を延ばすことができる。

Claims (15)

1. 複数の電力供給システムを備え、
   前記電力供給システムは、分散型電源と、前記分散型電源と電力系統との間の配線の所定部分を通過する電力を検出する電力検出部とを含み、前記電力検出部の検出電力データに基づいて、前記電力系統への出力電力の平滑化制御を行うものであり、
   前記複数の電力供給システムは、前記検出電力に関する値の変化量が第１閾値以上になった場合に平滑化制御を行う第１電力供給システムと、前記検出電力に関する値の変化量が前記第１閾値よりも大きい第２閾値以上になった場合に平滑化制御を行う第２電力供給システムとを含む、系統安定化システム。
2. 前記系統安定化システムは、更に前記第１および第２電力供給システムと通信を行う集中管理装置を有し、
   前記第１および第２電力供給システムは、更に前記集中管理装置と通信可能な通信部を有し、前記通信部を介して、前記分散型電源の状態を示す分散電源データと前記電力供給システムを特定するための識別情報とを対応づけた管理データを前記集中管理装置に送信するとともに、前記第１閾値および前記第２閾値のうち少なくとも１つを、前記通信部を介して前記集中管理装置から受信する、請求項１に記載の系統安定化システム。
3. 前記第２閾値は、前記第１閾値の２倍以上である、請求項１または２に記載の系統安定化システム。
4. 前記第２閾値は、前記第２電力供給システムの分散型電源の定格出力の１０％以上２０％以下である、請求項１に記載の系統安定化システム。
5. 前記第１電力供給システムおよび前記第２電力供給システムは、前記第１閾値と前記第２閾値とを入れ替えることにより、それぞれ、前記第２電力供給システムおよび前記第１電力供給システムとして動作する、請求項１または２に記載の系統安定化システム。
6. 前記電力供給システムは、前記電力検出部による検出電力データを所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記電力系統への出力電力の平滑化を行う際に、所定の第１期間の範囲で検出電力データを取得して移動平均法により前記電力系統に出力する目標出力電力を算出するように構成されている、請求項１に記載の系統安定化システム。
7. 前記第１電力供給システムおよび前記第２電力供給システムは、それぞれ、平滑化制御の実行中に検出電力に関する値が前記第１閾値以下の所定の第３閾値未満および前記第２閾値以下の所定の第４閾値未満になった状態が所定の第２期間継続する場合に、平滑化制御を停止するように構成されている、請求項１に記載の系統安定化システム。
8. 前記電力供給システムの分散型電源と電力系統との間の配線に負荷が接続される場合において、
   前記電力検出部は、前記配線の前記負荷が接続される部分よりも前記電力系統側で前記電力系統に出入りする電力を検出するように構成され、
   前記電力供給システムは、前記電力検出部による前記電力系統に出入りする電力の検出電力データに基づいて、前記電力系統への出力電力の平滑化制御を行うように構成されている、請求項１または２に記載の系統安定化システム。
9. 電力系統への出力電力の平滑化制御を行う電力供給システムであって、
   再生可能エネルギーにより発電する発電装置を含む分散型電源と
   前記分散型電源と電力系統との間の配線の所定部分を通過する電力を検出する電力検出部とを含み、
   前記電力供給システムは、前記電力検出部の検出電力データに基づいて、前記検出電力に関する値の変化量が所定の閾値以上になった場合に平滑化制御を行うとともに、前記所定の閾値として、第１閾値と、前記第１閾値よりも大きい第２閾値とを入れ替えて用いる、電力供給システム。
10. 前記電力供給システムは、更に集中管理装置と通信可能な通信部を有し、前記通信部を介して、前記分散型電源の状態を示す分散電源データと前記電力供給システムを特定するための識別情報とを対応づけた管理データを前記集中管理装置に送信するとともに、前記第１閾値および前記第２閾値のうち少なくとも１つを、前記通信部を介して前記集中管理装置から受信する、請求項９に記載の電力供給システム。
11. 前記第２閾値は、前記第１閾値の２倍以上である、請求項９または１０に記載の電力供給システム。
12. 前記第２閾値は、前記分散型電源の定格出力の１０％以上２０％以下である、請求項９に記載の電力供給システム。
13. 所定の期間毎に、前記第１閾値と前記第２閾値とを入れ替えるように構成されている、請求項９または１０に記載の電力供給システム。
14. 外部と通信可能な通信部を介し、複数の電力供給システムと通信を行う集中管理装置の制御方法であって、
    所定時間毎に前記複数の電力供給システムから、発電電力データと、分散型電源の状態を示す分散電源データと前記電力供給システムの識別情報とが対応付けられた充放電管理データとを取得する充放電管理データ取得工程と、
    前記分散電源データに基づき、前記識別情報に相当する電力供給システムの充放電を開始するための前記発電電力の変化量の閾値を決定する閾値決定工程と、
    前記識別情報に相当する前記電力供給システムに前記閾値を送信する工程とを含む、集中管理装置の制御方法。
15. 外部と通信可能な通信部を介し、コンピュータを複数の電力供給システムと通信を行う集中管理装置として機能させるプログラムであって、
    前記コンピュータに対し、所定時間毎に前記複数の電力供給システムから、発電電力データと、分散型電源の状態を示す分散電源データと前記電力供給システムの識別情報とが対応付けられた充放電管理データとを取得させ、
    前記分散電源データに基づき、前記識別情報に相当する電力供給システムの充放電を開始するための前記発電電力の変化量の閾値を決定させ、
    前記識別情報に相当する前記電力供給システムに対して前記閾値を送信させる、集中管理装置のプログラム。

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