JP5773627B2 - 複数の分散電源の出力制御システムおよび複数の分散電源の出力制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、複数の分散電源の出力制御システムおよび複数の分散電源の出力制御方法、例えば、太陽光発電装置群の出力制御システムおよび太陽光発電装置群の出力制御方法に関する。

一般に住宅等の太陽光発電装置の発電電力は家屋内の商用負荷（家電製品）で消費される。そして、太陽光発電装置の発電電力のうち余った電力、いわゆる余剰電力は、商用電力系統側に逆潮流されて電力会社に売電される。

しかしながら、逆潮流の電力量が過剰になると商用電力系統の電圧が上昇して、電圧上昇抑制の規定に従い、太陽光発電装置からの逆潮流を停止させなければならない。そのため、余剰電力が売電できず、太陽光発電装置から得られる発電電力の全電力量が活かせなくなる。

そこで、逆潮流の電力量が過剰にならないように、ヒーターなどの余剰電力を消費するための専用の負荷を設けて余剰電力を活用できる様にした構成を備えるシステムが提案されている。

また、商用電力系統の系統電圧が上昇したときに、複数の太陽光発電装置のうち一部の太陽光発電装置において電圧上昇抑制によって逆潮流が不可となったときに当該太陽光発電装置の余剰電力が活かせなくなることのないよう、複数の太陽光発電装置の受電点の電圧を監視して、複数の太陽光発電装置の余剰電力の逆潮流量を同じように抑制する構成を備えるシステムも提案されている（特許文献１参照）。

特開２００４−１３５４５４号公報

引用文献１のようなシステムでは、複数の太陽光発電装置のうち一部の太陽光発電装置において局所的に逆潮流が停止されることはなくなっても、各太陽光発電装置の受電点の電圧が、電圧上昇抑制が動作する値以上である場合には、当該太陽光発電装置からの逆潮流が停止されてしまう。そのため、同じ商用電力系統に連系する他の太陽光発電装置において、電力の需要があった場合に、逆潮流が停止された太陽光発電装置からは余剰電力が生じていたとしても、電力を供給することが出来ない。そのため、１つの商用電力系統に連系する複数の太陽光発電装置において、電力の有効活用が不十分であった。

本発明は、上記問題点に基づいてなされたものであり、１つの商用電力系統に連系する複数の太陽光発電装置における電力の有効活用が図れる出力制御システムおよび制御方法を提供することを目的とする。

本発明の一実施形態に係る複数の分散電源の出力制御システムは、商用電力系統に連系する複数の分散電源と、該複数の分散電源と通信可能に接続されて前記複数の分散電源の出力を管理する管理装置とを備える。そして、前記複数の分散電源は、各々、太陽光発電装置から成る直流電源と、該直流電源からの直流電力を交流電力に変換して出力する変換部と、前記直流電源からの前記直流電力が充電される蓄電池と、該蓄電池の充電許容量および前記変換部の出力電力値を検出する検出部と、該検出部が検出した前記蓄電池の前記充電許容量および前記変換部の前記出力電力値を前記管理装置へ送信する送信部と、前記管理装置から他の前記分散電源における前記蓄電池の前記充電許容量および前記変換部の前記出力電力値を受信する受信部と、前記蓄電池の前記充電許容量および前記変換部の前記出力電力値に基づいて、前記送信部に、前記管理装置へ受電要求信号および送電可能信号を送信するよう指令する第１制御部と、前記管理装置の指令に基づき、逆潮流および前記蓄電池の充電を制御する第２制御部とを有している。そして、前記管理装置は、前記分散電源の各々との間で前記受電要求信号および前記送電可能信号の送受信を行う通信部と、前記受電要求信号および前記送電可能信号に基づいて、前記分散電源に逆潮流開始指令および受電開始指令を送る指令部とを有している。そして、前記管理装置は、前記複数の分散電源のうちの１つの前記分散電源における前記蓄電池の前記充電許容量が前記１つの分散電源における前記変換部の前記出力電力値以上である場合に、前記指令部から前記他の分散電源に前記逆潮流開始指令を送った後に、前記１つの分散電源に前記受電開始指令を送ることで系統電圧の電圧上昇を抑制する。

上記複数の分散電源の出力制御システムによれば、１つの分散電源の変換部の出力電力値および他の分散電源における蓄電池の充電許容量に基づいて、当該２つの分散電源間での逆潮流および受電を制御する。そのため、分散電源の受電点の電圧の値に関わらず、分散電源から逆潮流をおこなうことができ、従来であれば電圧上昇抑制が動作する場合であっても、前記１つの分散電源からの逆潮流電力を前記他の分散電源へ供給することができる。その結果、１つの商用電力系統に連系する複数の太陽光発電装置における電力の有効活用が図れる。

本発明の第１の実施形態に係る複数の分散電源の出力制御システム（以下、出力制御システムとする。）の構成を示すブロック図である。 本発明の第２の実施形態に係る出力制御システムの構成を示すブロック図である。 本発明の第２の実施形態に係る出力制御システムにおける出力制御を示すフローチャートである。 本発明の第３の実施形態に係る出力制御システムの概略構成を示すブロック図である。 本発明の第３の実施形態に係る出力制御システムにおける出力制御を示すフローチャートである。

＜第１の実施形態＞
以下、本発明の第１の実施形態に係る出力制御システム１について、図１を用いて説明する。

本実施の形態に係る出力制御システム１は、商用電力系統に連系する複数の分散電源と、該複数の分散電源の出力を管理する管理装置２と、を備える。本実施形態においては、分散電源として、太陽光発電装置３を用いた場合を例示している。

本実施形態においては、図１に示すように、出力制御システム１は、第１の太陽光発電装置３Ａと第２の太陽光発電装置３Ｂとを有する。なお、本発明に係る出力制御システムは、２つ以上の分散電源を有していればよく、分散電源の数は２に限らない。

図１に示すように、第１の太陽光発電装置３Ａは、太陽電池アレイ４Ａと、蓄電池５Ａと、変換部６Ａと、充電制御部７Ａと、通信部８Ａと、を備える。

太陽電池アレイ４Ａは、互いに電気的に接続された複数の太陽電池モジュールを備える。蓄電池５Ａは、太陽電池アレイ４Ａからの直流電力が充電される。変換部６Ａは、商用電力系統に接続され交流電力を直流電力に変換する交流／直流電力変換部である。充電制御部７Ａは、変換部６Ａからの直流電力且つ／または太陽電池アレイ４Ａからの直流電力を蓄電池５Ａに充電する。通信部８Ａは、太陽電池アレイ４Ａの発電電力や蓄電池５Ａへの充電電力などの電力情報を送信したり、他の太陽光発電装置３からの信号を受信したりする。

以下、太陽光発電装置３Ａの各構成について、詳細に説明する。

太陽電池アレイ４Ａは、直流電力を発生する機能を有しており、複数の太陽電池モジュールと、該複数の太陽電池モジュールを電気的に接続する配線材と、を備える。

蓄電池５Ａは、直流電力を充電することができるものであればよい。例えば、蓄電池５Ａは、据え置き型蓄電池や、電動アシスト自転車や電気自動車などの移動可能な蓄電池であってもよい。

変換部６Ａは、交流電力を直流電力に変換する交流／直流電力変換部である。

充電制御部７Ａは、太陽電池アレイ４Ａおよび変換部６Ａを介して、蓄電池５Ａへの充電を制御する機能を有する。充電制御部７Ａは、太陽電池アレイ４Ａ、蓄電池５Ａおよび変換部６Ａに電気的に接続されている。そして、充電制御部７Ａは、検出部７１Ａと、第１制御部７２Ａと、第２制御部７３Ａと、を備える。

検出部７３Ａは、蓄電池５Ａの充電許容量（残存容量）および変換部６Ａの出力電力値を検出する。

第１制御部７１Ａは、蓄電池５Ａの充電許容量および、変換部６Ａの出力電力値に基づいて、後述する送信部８１Ａに、管理装置２へ受電要求信号および送電可能信号を送信するよう指令する。

第２制御部７２Ａは、管理装置２の指令に基づき、逆潮流および蓄電池５Ａの充電を制御する。

通信部８Ａは、太陽光発電装置３Ａと管理装置２との間の通信をおこなう機能を有し、充電制御部７Ａと管理装置２と電気的に接続されている。そして、通信部８Ａは、送信部８１Ａと受信部８２Ａと、を備える。

送信部８１Ａは、検出部７１Ａが検出した蓄電池５Ａの充電許容量および変換部６Ａの出力電力値を管理装置２へ送信する。

第２の太陽光発電装置３Ｂは、変換部６Ｂを除く他の構成において、太陽光発電装置３Ａと同様の構成を有する。具体的には、太陽光発電装置３Ｂは、太陽電池アレイ４Ｂと、蓄電池５Ｂと、充電制御部７Ｂと、通信部８Ａと、を備える。そして、太陽光発電装置３Ｂは、商用電力系統に接続された太陽電池アレイ４Ｂの直流電力を商用電力系統へ逆潮流する直流／交流電力変換部である変換部６Ｂを備えている。これらの構成は、太陽光発電
装置３Ａと同様であるため、詳細な説明を省略する。

管理装置２は、太陽光発電装置３Ａと太陽光発電装置３Ｂとに通信可能に接続されており、太陽光発電装置３Ａおよび太陽光発電装置３Ｂの出力を管理する機能を有する。具体的には、管理装置２は、太陽光発電装置３Ａの通信部８Ａと、太陽光発電装置３Ｂの通信部８Ａと通信可能に接続されている。

管理装置２は、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂの各々との間で受電要求信号および送電可能信号の送受信を行う通信部２１と、受電要求信号および送電可能信号に基づいて、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂに逆潮流開始指令および受電開始指令をだす指令部２２と、を備える。

通信部２１は、各々の太陽光発電装置３Ａ，３Ｂの情報を送受信する。各々の太陽光発電装置３Ａ、３Ｂの情報とは、各々の太陽電池アレイ４Ａ、４Ｂの発電電力や、蓄電池５Ａ、５Ｂへの充電に必要な電力（量も含む）や、充電状況などの情報である。

指令部２２は、各々の太陽光発電装置３Ａ、３Ｂから上記情報や信号を受信または要求し、電力の最も必要な場所や優先度を判定し、各太陽光発電装置に電力の送電または受電（消費）の指令や開始タイミングの指定を行う。すなわち、指令部２２は、各太陽光発電装置３の情報を基に、逆潮流開始指令および受電開始指令を出す。

管理装置２の構成例としては、例えば、パーソナルコンピュータをサーバーとして用いるものがある。このような管理装置２においては、各太陽光発電装置３の発電電力・充電電力・環境条件・設置条件・発電電力の予測値などのデータを記憶部（ハードディスクドライブや外部記憶装置など）に蓄積しておき、それらのデータを基に発電電力や充電電力の今後の予測値を算出して、インターネット回線（光回線や電話回線）や専用通信回線（特定省電力無線通信や携帯電話通信など）を用いて太陽光発電装置３（太陽光発電装置３Ａ〜３Ｃ）に伝達される。このような情報を集中管理するよう構成された管理装置２とすることで、出力制御システム１における複雑な演算を行なう頭脳部分が１箇所でよく、管理装置２の置き場所が、太陽光発電装置３の設置場所とは別に必要となる反面、汎用性のある設備装置を用いた構築が容易である。また、各太陽光発電装置側に複雑な演算をこなせるＣＰＵや情報を蓄積しておく記憶部を設けなくてもよいので、各太陽光発電装置３の構成を簡素化できる。

なお、本実施形態において、複数の太陽光発電装置３のうち太陽光発電装置３を管理装置２と一体化して構成し、太陽光発電装置３の１つが基地局となるような構成としてもよい。このような構成であれば、他の太陽光発電装置３は制御系が簡素なままの構成とした上に、非常時には管理装置２の駆動電源を一体化して構成されている前記太陽光発電装置３から供給して動作させることが出来る。その結果、各太陽光発電装置３の発電電力の今後の予測値の算出を実施でき、複数の太陽光発電装置３の出力を最適化することが可能となる。なお、このように災害などの非常時にも各太陽光発電装置３を運転させるには、管理装置２および複数の太陽光発電装置３間の通信手段として、特定省電力無線通信や電話回線（メタル回線）のような商用電力系統の停電に影響されにくいものを選択することができる。

以下、管理装置２および各太陽光発電装置３Ａ、３Ｂにおける出力制御方法について、説明する。

まず、太陽光発電装置３Ａは、充電制御部７Ａで蓄電池５Ａへどのくらい充電を行わなければならないかを判断する。具体的には、検出部７１Ａは、蓄電池５Ａへの充電電圧と
充電電流や電解液の比重などを測定し、得られた情報を第１制御部７２Ａに送信する。第１制御部７２Ａは、得られた情報に基づき、蓄電池５Ａの残存容量を推定する。そして、第１制御部７２Ａは、推定した残存容量に基づき、蓄電池５Ａの充電に必要な充電電力（主に電流）と充電に要する時間を算出し、得られた情報を通信部８Ａに送信する。通信部８Ａは、得られた情報を、充電要求信号して、管理装置２に伝達する。

管理装置２と各太陽光発電装置３との間の情報の通信方法は特に制限されるものではない。当該通信方法としては、例えばインターネット回線（電話回線や光ファイバー回線）を用いて太陽光発電装置３と管理装置２とをＷｅｂサイトのように通信設定してネット接続する通信方法でも良く、特定省電力無線通信装置を用いてコードレスで通信が行えるようにした通信方法であっても良く、様々な通信方法が適用可能である。

また、上述した形態においては、太陽光発電装置３と管理装置２とが別の設備である形態を例示したが、管理装置２は、太陽光発電装置３の一構成として、太陽光発電装置の設備に含まれていても良い。この場合には、管理装置２と太陽光発電装置３との間の通信は、ワイヤードで行うこともできる。

前記通信方法としては、例えば、管理装置２をインターネットの１つのサイトとして、各太陽光発電装置３の通信部８もインターネットの１つのサイトとしてアクセス可能とする方法がある。このような場合、専用の通信プロトコルなどを用いることなく比較的容易に通信網の確立・太陽光発電装置３の増設が行なえる。また、このような場合には、出力制御システム１が、１つの外部サイトを一の構成として含み、当該外部サイトに接続することによって、天気予報や日射情報などの発電電力の予測値の算出に有用な情報を収集し易いといった利点もある。さらに、このような構成においては、光通信ケーブルなどの光回線を用いて情報量の多いデータを高速に送受信することができるので、後述する各太陽光発電装置３間の動作制御のタイミングのタイムラグ（指令伝達の時間差）を小さくすることができ、各太陽光発電装置３間の素早い制御を行うことができる。

また、太陽光発電装置３が管理装置２に伝達する情報は、上述した形態で示したように、電力の過不足情報、すなわち、受電要求信号および送電可能信号だけでもよいが、各太陽光発電装置３の発電電力の予測値や過去の実績情報などを含んでいてもよい。すなわち、管理装置側で、各太陽光発電装置３これらの情報が算出できない場合など、各太陽光発電装置３側で算出した結果を受電要求信号および送電可能信号と一緒に送っても良い。

また、蓄電池５の残存容量の測定方法としては、信号送信時に測定した充電時の蓄電池５への電圧と充電電流に基づいて算出する方法や、充電制御部７に蓄電池５の充電・放電電流を記憶する記憶部を設けて、該過去の情報に基づいて蓄電池５を再び満充電状態に戻すにはどのくらいの電流でどのくらいの時間を要するかを算出する方法がある。

前者は充電電流を所定の電流値にした場合の充電電圧が蓄電池５側によって制限された電圧値から残存容量を算出し、後者は蓄電池５の全容量から放出した電流値と充電された電流値を減算・加算して残存容量から充電可能な電力量を算出するものであり、先に述べた比重を測定する方法とあわせるとより精度の高い残存容量の算出が可能となる。

次に、このようにして管理装置２に受電要求信号として送られた情報、蓄電池５の充電許容量および変換部６の出力電力値を基に、管理装置２は太陽光発電装置Ａを含む各太陽光発電装置３（本実施形態においては、太陽光発電装置３Ｂ）の発電状況や、その後の発電がどのようになるかを過去の履歴や天気予報などから発電電力の予測値を算出する。そして、管理装置２は、太陽光発電装置３Ｂから太陽光発電装置３Ａに発電電力の譲渡が可能かを判定する。

もし、太陽光発電装置３Ｂから送られてきた情報に、充電が必要な蓄電池５Ｂがなく発電電力の譲渡が可能であると判明すれば、管理装置２は太陽光発電装置３Ｂに発電電力の逆潮流を指令する。すなわち、太陽光発電装置３Ｂの第１制御部７２Ｂが、送電可能信号を送信し、当該信号を受信した管理装置２の指令部２１は、太陽光発電装置３Ａの受電要求信号と照らし合わせ、太陽光発電装置３Ｂから太陽光発電装置３Ａへの送電が可能と判断すれば、太陽光発電装置３Ｂに、逆潮流開始指令を送る。

次に、太陽光発電装置３Ｂは通信部８Ｂで逆潮流開始指令を受信すると、充電制御部７Ｂは、管理装置２から指定された電力分の太陽電池アレイ４Ｂの発電電力を直流／交流電力変換部６Ｂを介して交流電力に変換し、商用電力系統に逆潮流を行う。具体的には、太陽光発電装置３Ｂにおいて、通信部８Ｂの受信部８２Ｂが、逆潮流開始指令を受信すると、充電制御部７Ｂの第２制御部７３Ｂは、太陽電池アレイ４Ｂによって得られた電力を変換部６Ｂにより交流電力に変換し、逆潮流をおこなう。

なお、このとき、管理装置２により要求された逆潮流の電力よりも太陽電池アレイ４Ｂの発電電力の方が多ければ、太陽光発電装置３Ｂは、残った電力を蓄電池５Ｂへ充電してもよい。

また、もし、天候不順などの理由で発電電力が少なくなった場合には、充電制御部７Ｂは、蓄電池５Ｂへの充電優先度（何時間以内に充電完了しなければならないか等）を考慮して、逆潮流に割ける発電電力を算出し直し、通信部８Ｂから管理装置２に逆潮流としての送電電力値の変更指令を伝達する。

なお、ここでいう、蓄電池５の充電優先度とは、例えば、蓄電池５の残量が少ないほど高くなる指標であり、充電優先度が高いほど、他の太陽光発電装置３に譲渡（逆潮流）できる発電電力は少なくなるといったものである。

さらに、管理装置２は、太陽光発電装置３Ａには、受電開始指令を出す。太陽光発電装置３Ａは、受信した情報を基に交流／直流電力変換部６Ａを介して、管理装置２から受信した電力分の交流電力を直流電力に変換する。そして、充電制御部６Ａは、変換部６Ａからの直流電力を太陽電池アレイ４Ａで発電された発電電力と合わせて蓄電池５Ａに充電する。このとき、管理装置２は、太陽光発電装置３Ａに、太陽光発電装置３Ｂから受信した、逆潮流開始時刻と逆潮流された電力値の情報を送信してもよい。

なお、太陽光発電装置３Ｂから送電された電力と太陽光発電装置３Ａの発電電力とを合わせても、蓄電池５Ａへ充電するのに必要な電力に満たない場合には、不足分の電力を買電して上乗せして交流／直流電力変換部６Ａに電力変換させて賄うことができる。

以上、本実施形態においては、このように複数の太陽光発電装置３Ａ、３Ｂ間の出力制御をおこなうことで、送電側と受電側が対応して電力の逆潮流および受電をおこなうので、商用電力系統の電圧の変動が低減でき、系統電源の安定が保たれる。そのため、商用電力系統の系統電圧が上昇することによって生じる電圧上昇抑制に伴う、複数の太陽光発電装置３の電力量の損失を低減でき、複数の太陽光発電装置３の総電力量を有効に活用することができる。

例えば、蓄電池５が電動アシスト自転車や電気自動車で、太陽電池アレイ４をその充電のための電源としたチャージステーションであるとした場合には、蓄電池５はさまざまな場所に移動して充電を受けようとする。そのため、太陽光発電装置３は、直前まで接続されていた蓄電池５への充電が完了していたとしても、その後、新たに他の蓄電池５が接続
されることによって、大量の蓄電池５への充電を要求される場合もある。一方、太陽電池アレイ４による電力供給は太陽電池アレイ４の設置容量と、その時の日射状況により決定されるので、その発電電力以上には蓄電池５へ電力供給することはできない。このような状況においても、本実施形態のシステムによれば、１つの蓄電池５への充電が完了した直後に、大量の蓄電池５が新たに太陽光発電装置３Ａに接続されたとしても、太陽光発電装置３Ａの発電電力だけで賄えない直流電力の不足分は、商用電力系統からの電力のみで補完しなくて済む。そのため、商用電力系統から大量の電力を短時間に消費することによって、商用電力系統の系統電圧が低下することを低減でき、商用電力系統の系統電圧の安定化が図れる。

すなわち、このような構成とすることで、太陽光発電装置３Ａの太陽電池アレイ４Ａと太陽光発電装置３Ｂの太陽電池アレイ４Ｂをひとつの太陽電池のように用いることができ、分散された太陽電池の発電力を総合した電力値を利用することができるといえる。なお、該システムにおける電力の需要が複数の太陽光発電装置３の太陽電池アレイ４の総合発電力内であれば、電力需要が発生した太陽光発電装置３における蓄電量が不足している場合でも他の太陽光発電装置３の電力で補完されるので、電力会社からの買電が発生しないので、システムの運転経費を最小限に抑えることができる。

さらに、従来のマイクログリッドのようなデマンドコントロールを主眼とした分散電源では、負荷による商用電力系統の電圧変動が起こってからいずれかの電源で電力の補完を行なって電圧の復元を行なっていたが、上述した本実施形態における出力制御によれば、上述したように、商用電力系統の電圧変動を低減できる。そのため、商用電力系統の電圧の変動を考慮せずに、複数の太陽光発電装置間での送受電をおこなうことができる。

またさらに、本実施の形態においては、基本的には、各々独立電源である複数の太陽電池式充電機構の太陽電池アレイ４（発電部）の発電電力を、商用電力系統の送電線を介して、複数個所集めてひとつの電力として取り出すことができるという集電方法を用いている。これにより、当該システムにおいては、個々の太陽光発電装置３が小規模な太陽電池アレイ４の設備を備える場合であっても、各太陽電池アレイ４の総発電容量までの充電電力を引き出すことができ、大規模太陽光発電所のような広大な敷地や巨大な設備を用いなくてよい。その結果、発電電力の有効活用が可能なシステムを、より小規模で実現することができる。

＜第２の実施形態＞
図２は、第２の実施形態に係る第２の実施形態に係る出力制御システム１１の構成を示すブロック図である。図２を用いて、第２の実施形態に係る出力制御システム１１の構成について、説明する。

出力制御システム１１は、太陽光発電装置３Ａの変換部６１Ａおよび太陽光発電装置３Ｂの変換部６１Ｂの構成において、図１における第１の実施形態に係る出力制御システム１と異なる。具体的には、太陽光発電装置３Ａの変換部６１Ａおよび太陽光発電装置３Ｂの変換部６１Ｂは、いずれも同様の構成を有しており、直流・交流のいずれにも電力変換可能な双方向電力変換部である。各太陽光発電装置３Ａ、３Ｂの変換部６１Ａ、６１Ｂをこのような構成とすることで、太陽光発電装置３Ｂが充電電力不足となった場合にも、太陽光発電装置３Ａの太陽電池アレイ４の発電電力を、太陽光発電装置３Ｂに譲渡することが可能となる。

すなわち、第１の実施形態のシステム１においては、太陽光発電装置３Ｂから太陽光発電装置３Ａへの一方向への電力供給をおこなう出力制御方法を採用していたが、本実施形態のシステム１１においては、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂの相互間で、電力の授受が可能
となる出力制御方法を採用している。

このような構成により、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂの双方が同程度の太陽電池アレイ４の設置容量を有しておりで、且つ、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂにおける蓄電池５の最大接続容量が、前記太陽電池容量を上回る場合に、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂのうち対応する蓄電池５への充電優先度が高い太陽光発電装置への電力譲渡の要求に応じることができる。すなわち、各太陽光発電装置３の変換部６を双方向対応とすることで、複数の太陽光発電装置３のいずれの太陽光発電装置３が電力不足を生じた場合にも、それを補完することができる。その結果、商用電力系統の系統電圧の変動を低減するとともに、太陽光発電装置３における発電電力の有効活用をより一層図れる。

以下、上述した第２の実施形態に係る出力制御システム１１における、太陽光発電装置３Ａと太陽光発電装置３Ｂと管理装置２の制御フローについて、図３のフローチャートを用いて、詳細に説明する。

まず、ＳＴＥＰ１で、太陽光発電装置３Ａに充電すべき蓄電池５が接続されているかを確認する。具体的には、検出部７１Ａが検出した蓄電池５の充電許容量に基づき、制御部６が、接続されている蓄電池５における充電すべき蓄電池５の有無を確認する。接続されていても既に充電済みの蓄電池５のみであればＳＴＥＰ１に戻り、充電許容量のある蓄電池５が接続されていればＳＴＥＰ２に進み、該当する蓄電池５の電圧を測定する。

次に、ＳＴＥＰ２で、蓄電池４に充電電流を流して、蓄電池５の電圧の上昇度合いを確認して蓄電池５が充電可能なものか否か（寿命間近の蓄電池は電圧が急速に上昇する）、および充電許容量（放電状態）を確認する。蓄電池５が充電可能なものか否かは、寿命間近の蓄電池５は充電電流を流した際に、電圧が急速に上昇するか否かで判断することができる。具体的には、電圧が急速に上昇しなかった蓄電池５を、充電可能なものと判断することができる。

ＳＴＥＰ２で、寿命間近と判定され充電不可能と判断されば、ＳＴＥＰ３で警告（表示等）を行なって充電制御を停止し、充電可能と判断されれば、ＳＴＥＰ４に進んで充電制御部７に得られた充電許容量などの蓄電池５の情報を送る。

ＳＴＥＰ５では、充電制御部７Ａが太陽電池アレイ４Ａの発電電力および変換部６Ａの出力電力値を確認し、ＳＴＥＰ６で、充電制御部７Ａが、今後の太陽電池アレイ４Ａの発電電力がどうなるか、発電電力の時間ごとの予測値を算出する。当該予測値の算出としては、過去の同時刻の発電電力が同等だった日の太陽光発電装置３Ａでの発電電力および出力電力値や、過去の同時期の類似発電状況における発電電力や出力電力値とともに、インターネット等で得た天気予報や日射データを基にした算出方法を用いることができる。

ＳＴＥＰ７では、ＳＴＥＰ６で算出された太陽電池アレイ４Ａの発電電力の予測値を基に、充電制御部７Ａが、太陽電池アレイ４Ａで発電される発電電力と蓄電池５Ａに充電すべき電力（充電許容量）の差分を算出する。充電電力が十分であれば、すなわち、太陽電池アレイ４Ａの発電電力の予測値が蓄電池５Ａの充電許容量よりも大きい場合は、充電制御部７Ａは、ＳＴＥＰ８で蓄電池５Ａに太陽電池アレイ４Ａからの直流電力の充電を開始し、余剰電力は双方向電力変換部６Ａで交流電力に変換して商用電力系統に逆潮流（売電）する。一方、充電電力が不足するのであれば、すなわち、太陽電池アレイ４Ａの発電電力の予測値が蓄電池５Ａの充電許容量よりも小さい場合は、ＳＴＥＰ９で不足する電力の受電要求信号を管理装置２に送信する。

ＳＴＥＰ１０では、管理装置２が他の分散電源である太陽光発電装置３Ｂに太陽電池ア
レイ４Ｂの発電電力の譲渡が可能か否かを確認する信号を送る。太陽光発電装置３Ｂは、管理装置２からのこれらの依頼に対して、充電池５Ｂの充電許容量や変換部６Ｂの出力電力値に基づいて、管理装置２へ送電可能信号を送信する。なお、第１の実施形態に係る出力制御システム１において述べたように、管理装置２側に太陽光発電装置３の発電情報や過去の発電推移等の情報が蓄積されている場合には、この信号は太陽光発電装置３Ｂの発電状況と蓄電池５の充電状態の情報を送信して当該情報の内容を確認する信号として、太陽光発電装置３Ｂ側では発電電力の譲渡の可否は判定しないものとしてもよい。

ＳＴＥＰ１１では、太陽光発電装置３Ｂからの送電可能信号により、太陽光発電装置３Ｂの譲渡電力の有無を判定し、譲渡できる電力が無い場合にはＳＴＥＰ１２で太陽光発電装置３Ａに商用電力系統からの買電を指示し、ＳＴＥＰ１３で、商用電力系統からの電力を用いて蓄電池５Ａへの充電を開始する。太陽光発電装置３Ｂの発電電力のうち譲渡できる電力がある場合には、ＳＴＥＰ１４で管理装置２から太陽光発電装置３Ｂに逆潮流開始指令を送る。このとき、管理装置２は、逆潮流開始指令として、逆潮流すべき電力値と逆潮流の開始時刻を伝達する。

ＳＴＥＰ１５では、管理装置２は、太陽光発電装置３Ｂの逆潮流電力値が管理装置２の要求した逆潮流電力値を下回るとの信号を送出するかを監視し、下回ることになった場合には、ＳＴＥＰ１２に戻り商用電力系統からの電力供給を受けるように、太陽光発電装置３Ａに指令を送る。太陽光発電装置３Ｂの逆潮流電力値が管理装置２によって要求された逆潮流電力値を下回らなければ、ＳＴＥＰ１６に進み太陽光発電装置３Ａに受電開始指令を送り、ＳＴＥＰ１７で太陽光発電装置３Ａは、当該時刻に蓄電池５Ａへ、商用電力系統を介して直流電力の充電を開始する。このとき、管理装置２は、受電開始指令として、太陽光発電装置３Ｂからの逆潮流電力値と逆潮流開始時刻を伝達する。

このような制御フローに沿って、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂの出力制御がおこなわれる。なお、上述した一連の出力制御フローの後は、再びＳＴＥＰ５に戻り、各太陽光発電装置３Ａ、３Ｂの充電制御部７Ａ、７Ｂが、逐次、当該蓄電池５Ａ、５Ｂの充電許容量と太陽電池アレイ４Ａ、４Ｂの発電電力と変換部６Ａ、６Ｂの出力電力値を監視し、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂ間の送受電制御を継続する。

上述した太陽光発電装置３Ｂの逆潮流開始指令における逆潮流開始時刻と、太陽光発電装置３Ａの受電開始指令における受電開始時刻のズレは短いほど系統電圧の変動が少なくて好適である。なお、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂ間での送受電のタイミングを取るトリガ信号にどのような方式を用いるかに対応して、各指令における開始時刻と実際の動作開始時刻とには、タイムラグが生じる。具体的には、管理装置２から太陽光発電装置３Ｂが受信した逆潮流開始指令における開始時刻と、実際に太陽光変換装置３Ｂの変換部６Ｂが逆潮流を開始する時刻とにはタイムラグがある。そして、同様に、管理装置２から太陽光発電装置３Ａが受信した受電開始指令における開始時刻と、実際に太陽光変換装置３Ａの変換部６Ａが商用電力系統を介して受電を開始する時刻とにはタイムラグがある。これらのタイムラグの長さは、その動作性の違いから異なる。結果として、例え、逆潮流開始指令における逆潮流開始時刻と、受電開始指令における受電開始時刻とが同じであっても、該指令に基づき太陽光発電装置３Ｂが実際に逆潮流を開始した時刻と、太陽光発電装置３Ａが実際に受電を開始した時刻との間にはタイムラグが生じる。このようなタイムラグは、１秒以下にできる方式を用いるようにするのがよい。

例えば、商用電力系統の系統電圧の一時的な上昇や低下によって当該太陽光発電装置３に接続されている他の接続機器が誤操作を起こさないように、実際の逆潮流開始と受電開始のタイムラグを３００ｍ秒以下とすることができる。これは、管理装置２が、予め太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ａの内部時計の情報を比較し、どれだけの誤差が生じ
ているかを把握した上で、逆潮流開始指令における逆潮流開始時刻と受電開始指令における受電開始時刻のそれぞれ又はいずれかに時間の補正を行なうことで実現できる。すなわち、管理装置２が、上記内部時計の比較情報に基づき、逆潮流開始指令における逆潮流開始時刻と受電開始指令における受電開始時刻のそれぞれ又はいずれかに補正をおこない、補正された時刻を含む指令を各太陽光発電装置３に送る。そして、当該補正された時刻を含む指令を受信した太陽光発電装置３の蓄電池５や変換部６は、補正された時刻に基づき動作を開始すればよい。その結果、太陽光発電装置３Ｂでの実際の逆潮流の動作開始時刻と太陽光発電装置３Ａでの実際の受電の動作開始時刻とが近い値となり、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂのいずれか一方が単独運転（逆潮流または受電）している時間を短くすることができる。これにより、商用電力系統における系統電圧の変動を低減する効果が高まる。

ここで、上述した内部時計とは、各太陽光発電装置３の制御における基準時計のことであり、出力制御システム１の設置期間などによって、時報からのズレが生じる可能性のある時計である。

なお、逆潮流動作と受電動作では、商用電力系統からの交流電力の直流化の電力変換を開始してから受電が開始されるまでの時間よりも、蓄電池５からの直流電力の交流化の電力変換を開始してから逆潮流が開始されるまでのほうが若干時間を要する。そのため、交流化の電力変換開始から逆潮流できるまでに要する時間を補正値として、前述した逆潮流開始指令における逆潮流開始時刻の補正に加味してもよい。これにより、より正確な時間補正が行なえ、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂのいずれか一方が単独運転（逆潮流または受電）している時間を短くする効果が高まる。このとき、交流化の電力変換から逆潮流を行なえるまでに要する時間は、電力変換する変換部６のスイッチング周波数や電流値（電力値）に影響されるので、それらの要素も加味して上記補正値を算出すると、更に時間補正の精度を増すことができる。

以上述べたように、太陽光発電装置３Ｂの逆潮流開始と太陽光発電装置Ａの受電（消費）開始時間をほぼ同時とすることで商用電力系統の系統電圧の変動を低減させて、商用電力系統の安定を保つことができる。また、このようなシステムによれば、例えば系統電圧が電圧上昇抑制を作動させるべき電圧まで上昇していて従来のシステムであれば逆潮流を行なえない状態であっても、系統電圧を上昇させることがないので、複数の太陽光発電装置３間での逆潮流を用いた電力の補完を実行・継続することができる。すなわち、分散電源全体では電力の融通によって買電による電気代が生じない筈なのに、逆潮流による送電ができないために買電による電気代が生じるといった問題を生じさせない。

なお、ここでいう系統電圧の上昇とは、電圧上昇抑制を作動させるに十分な時間で系統電圧が上昇することを意味し、電圧上昇抑制を作動させない瞬間的な系統電圧の上昇は含まない。

また、太陽光発電装置３Ｂの送電（逆潮流）と太陽光発電装置３Ａの受電のタイミングの合わせ方は、上述した態様に限るものではない。

例えば、本実施形態において、管理装置２は、上記時刻の補正を行わず、太陽光発電装置３Ｂに逆潮流開始指令を出した後で、太陽光発電装置３Ａに受電開始指令を出してもよい。このような制御によっても、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂのいずれか一方が単独運転（逆潮流または受電）している時間を短くすることができる。これにより、商用電力系統における系統電圧の変動を低減することができる。

また、本実施形態において、管理装置２は、太陽光発電装置３Ｂに、逆潮流開始指令とともに、送電側の逆潮流する電力値を徐々に増加させる逆潮流制御指令を送り、太陽光発
電装置３Ａには、受電開始指令とともに、受電側の受電の電力値を徐々に増加させる受電制御指令を送ってもよい。このような制御によっても、太陽光発電装置３Ａ、３Ｂのいずれか一方が単独運転（逆潮流または受電）している時間を短くすることができる。これにより、商用電力系統における系統電圧の変動を低減できる。

また、太陽光発電装置３Ｂから太陽光発電装置３Ａへ商用電力系統の送電線を用いて電力を送電する際には、一般的に、電力変換効率、送電距離（送電線の抵抗値および流れる電流値）、受電側の変換効率、などの損失要素によって送電しようとした電力が減少する。そのため、送電（逆潮流）する太陽光発電装置３Ｂと受電する太陽光発電装置３Ａの距離と電力変換部６Ａ、６Ｂでの電力損失（電圧値および電流値により変わる）とを予め管理装置２の記憶部に記憶させておいてもよい。そして、これらの損失分を、充電要求信号における要求電力に上乗せしたり、逆潮流開始指令における逆潮流の電力に上乗せしたりして得られる逆潮流の電力値で送電するよう、管理装置２から太陽光発電装置３Ｂへ逆潮流開始指令を送るようにするとよい。このようにすることで、受電側の太陽光発電装置３Ａに不足電力分の買電を生じさせることを低減することができる。さらに、出力制御システム中に、送電側の太陽光発電装置３として複数の選択可能な太陽光発電装置３が存在する場合などには、それら複数の太陽光発電装置３間での送電電力の割り振りを最適化して総合の電力損失が最小になるよう制御することも可能である。

＜第３の実施形態＞
図４および図５を用いて、第３の実施形態に係る出力制御システム９１について、説明する。本実施形態に係る出力制御システム９１は、分散電源として第２の実施形態に係る出力制御システム１１で用いた太陽光発電装置３が３箇所以上設置された出力制御システムである。すなわち、出力制御システム９１は、管理装置２とは異なる場所に設置された３つの太陽光発電装置３と、を備える。図４において、実線は商用電力系統の送電線を示し、破線は通信回線を示したものである。

以下、本実施形態に係るシステムにおける複数の分散電源の発電電力の相互補完の方法、すなわち出力制御の方法について詳細に説明する。なお便宜上、本実施形態においては、全ての太陽光発電装置３の太陽電池アレイ４の設置容量は同じものとして説明するが、それぞれの容量が異なっていても、同様の制御方法が採用できる。

図４に示すように、太陽光発電装置３Ａと太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ｃは、商用電力系統の送電線路に接続されている。太陽光発電装置３Ａで要求される充電電力の増加が検出され電力の受電要求信号が管理装置２に送信されると、管理装置２は太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ｃに対して、送電可能な電力の有無を返信するよう指令を送る。当該指令を受信した太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ｃは、各々に接続された太陽電池アレイ４の発電電力と、蓄電池５の残存容量と、太陽電池アレイ４の発電・蓄電池５の充電電力の今後の予測値を算出し、送電可能信号もしくは算出結果（得られた各予測値）を管理装置２に返信する。

そして、管理装置２は返信された太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ｃの電力情報から、各太陽光発電装置３Ｂ、３Ｃの各々に逆潮流させる電力の分担比率を算出し、太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ｃに逆潮流する電力値と逆潮流開始時刻とを含む逆潮流開始指令を出す。この太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ｃの逆潮流の電力値の分担比の算出には、それぞれの太陽光発電装置３同士の距離と、それぞれの太陽光発電装置３における太陽電池アレイ４の発電電力と蓄電池４への充電電力の予測値と、を用いることができる。

上述の分担比率の算出において、例えば、図４に示すように、太陽光発電装置３Ａと太
陽光発電装置３Ｂとの距離よりも、太陽光発電装置Ａと太陽光発電装置３Ｃとの距離が長い。すなわち、太陽電池装置３Ｂからよりも太陽光発電装置Ｃからの方が太陽光発電装置Ａまでの送電距離が長いため、太陽光発電装置３Ｂからの送電よりも太陽光発電装置３Ｃからの送電の方が電圧降下による送電損失が大きい。そのため、太陽光発電装置３Ａが要求する逆潮流の電力値のうち太陽光発電装置３Ｂの負担比率を大きくしてもよい。

加えて、上述の分担比率の算出において、太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ｃの発電電力が、逆潮流開始後の時間にどのように変化するかを太陽電池アレイ４の設置方位や容量、設置場所の日射強度などから算出し、該算出によって得られた太陽光発電装置３Ｂ、３Ｃの発電・消費電力の予測値を考慮して、時系列で太陽光発電装置３Ｂ、３Ｃの逆潮流の電力値の分担比率を変化させてもよい。

なお、本実施形態の場合、上記太陽光発電装置３Ａまでの距離に基づく送電損失を考慮すれば、損失の少ない太陽光発電装置３Ｂの発電電力を、太陽光発電装置３Ａへの逆潮流の主とするのが好ましいが、太陽光発電装置３Ｂにおいて太陽電池アレイ４Ｂの発電電力が少なかったり蓄電池５Ｂへの充電が優先されたりする場合には、太陽光発電装置３Ｃを太陽光発電装置３Ａへの逆潮流の主にした分担比率としてもよい。

また、太陽光発電装置３Ｂ、３Ｃの電力値の分担比率の割り振りにおいては、太陽光発電装置３Ｂの蓄電池５Ｂの充電許容量が所定値以下であるならば、その後の太陽電池アレイ４Ｂから蓄電池５Ｂへの充電の優先度上昇に備えて、太陽電池アレイ４Ｂの発電電力の一部を蓄電池５Ｂへ継続して充電してもよい。これにより、その後に太陽電池アレイ４Ｂの発電電力の全量を蓄電池５Ｂへ充電するよう切り替えた際にも、他の太陽光発電装置３Ｃとその蓄電池５Ｃの保全状態が大きく変わらないようにすることができる。その結果、電動アシスト自転車の蓄電池５のように、ある太陽光発電装置３において、予期せず蓄電池５の充電の必要性が生じても、当該太陽光発電装置３の太陽電池アレイ４の発電電力の一部の継続充電により充電された蓄電池５の電力を提供することができる。

なお、このようにして決定された太陽光発電装置３Ｂ、３Ｃの逆潮流の電力値の分担比率および逆潮流開始時刻等を含む逆潮流開始指令は、管理装置２から太陽光発電装置Ｂと太陽光発電装置Ｃに送られる。そして、太陽光発電装置３Ａには、管理装置２から太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ｃの逆潮流の分担電力値の総合電力値と対応する逆潮流開始時刻を含む受電開始指令が伝達される。それにより、太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置Ｃ３では、管理装置２から指定された逆潮流開始時刻になると予め指令された電力値の逆潮流を開始する。このとき、太陽光発電装置３Ｂと太陽光発電装置３Ｃでは、各々、蓄電池５Ｂおよび蓄電池５Ｃからの直流電力が、各太陽光発電装置３Ｂ、３Ｃからの逆潮流の電力として用いられないように、蓄電池５Ｂ、５Ｃを充電制御部７Ｂ、７Ｃと電気的に切り離しても良い。他の形態として、各太陽光発電装置３Ｂ、３Ｃにおいて、蓄電池５からの逆流防止制御を設けて、太陽電池アレイ４Ｂ、４Ｃの発電電力の一部による蓄電池５Ｂ、５Ｃへの充電が継続される構成としても良い。

また、太陽光発電装置３Ｂ、３Ｃの電力値の分担比率の割り振りにおいては、各太陽光発電装置３Ｂ、３Ｃの太陽電池アレイ４Ｂ、４Ｃが東、南、西のように異なる方位を向いた屋根に設置してある場合には、それぞれの方位で太陽電池アレイ４の発電電力が最大となる時間帯が異なることを考慮して、当該時間帯に最適な太陽光発電装置３を選択したり、最適な太陽光発電装置３の分担比率を大きくしたりするようにすることができる。これにより、出力制御システム９１における複数の太陽光発電装置３の発電電力を効率的に活用することができる。しかも、このような場合においては、商用電力系統に逆潮流によって売電を行なった際にも、各太陽光発電装置３での発電電力のピークの時間帯が異なることにより、商用電力系統の系統電圧の上昇が起こりにくいという利点もある。

上述した３つの太陽光発電装置３Ａ乃至３Ｃ間での出力制御の制御フローを、図５に示している。

＜第４の実施形態＞
次に、第４の実施形態に係る出力制御システム９２について、説明する。本実施形態は、上述した第１乃至第３の実施形態に係る出力制御システムと、管理装置２の構成において、異なる。

第１の実施形態においては、管理装置２は、各太陽光発電装置３とは異なる場所に配置された専用のサーバー装置として、各太陽光発電装置３の情報を集中管理する形態を例示した。それに対して、本実施形態においては、管理装置２は、各太陽光発電装置３の制御部の一部として組み込まれた構成を有する。すなわち、本実施形態は、管理装置２が、各太陽光発電装置３と同じ場所に分散して設置されている形態である。

このような形態においては、各太陽光発電装置３に管理装置２の機能が含まれ、管理装置２の演算を担う部分が各太陽光発電装置３に内蔵されている。例えば、各太陽光発電装置３における管理装置２の演算を担う部分は、前述した充電制御部７や通信部８、さらには変換部６の制御部分を兼ねているものとしてもよい。このような形態においては、太陽光発電装置３内の各部の制御状態を、管理装置２として機能する演算を担う部分がリアルタイムに把握できるので、上述した時間補正の制御などを迅速に行うことができる。また、各太陽光発電装置３に応じて、管理装置２として機能する演算を担う部分が独立して配置さているので、災害時等の通信障害においても、独立して各太陽光発電装置３の発電電力の今後の予測値の算出を実施でき複数の太陽光発電装置３の出力を最適化することができる。

以上、本発明は上記実施形態に限定されるものではなく、本発明の範囲内で多くの修正および変更を加えることができるのは言うまでもない。

１、１１、９１ ：出力制御システム
２ ：管理装置
３ ：太陽光発電装置
４ ：太陽電池アレイ
５ ：蓄電池
６、６１ ：変換部
７ ：充電制御部
８ ：通信部

Claims (6)

1. 商用電力系統に連系する複数の分散電源と、
   該複数の分散電源と通信可能に接続されて前記複数の分散電源の出力を管理する管理装置と
   を備え、
   前記複数の分散電源は、各々、
   太陽光発電装置から成る直流電源と、
   該直流電源からの直流電力を交流電力に変換して出力する変換部と、
   前記直流電源からの前記直流電力が充電される蓄電池と、
   該蓄電池の充電許容量および前記変換部の出力電力値を検出する検出部と、
   該検出部が検出した前記蓄電池の前記充電許容量および前記変換部の前記出力電力値を前記管理装置へ送信する送信部と、
   前記管理装置から他の前記分散電源における前記蓄電池の前記充電許容量および前記変換部の前記出力電力値を受信する受信部と、
   前記蓄電池の前記充電許容量および前記変換部の前記出力電力値に基づいて、前記送信部に、前記管理装置へ受電要求信号および送電可能信号を送信するよう指令する第１制御部と、
   前記管理装置の指令に基づき、逆潮流および前記蓄電池の充電を制御する第２制御部とを有し、
   前記管理装置は、
   前記分散電源の各々との間で前記受電要求信号および前記送電可能信号の送受信を行う通信部と、
   前記受電要求信号および前記送電可能信号に基づいて、前記分散電源に逆潮流開始指令および受電開始指令をだす指令部とを有しており、
   前記管理装置は、前記複数の分散電源のうちの１つの前記分散電源における前記蓄電池の前記充電許容量が前記１つの分散電源における前記変換部の前記出力電力値以上である場合に、前記指令部から前記他の分散電源に前記逆潮流開始指令を送った後に、前記１つの分散電源に前記受電開始指令を送ることで系統電圧の電圧上昇を抑制する、分散電源の出力制御システム。
2. 前記管理装置の前記指令部は、前記他の分散電源における逆潮流の電力値を徐々に増加させる逆潮流制御指令を前記他の分散電源に送るとともに、前記他の分散電源における逆潮流の電力の増加に対応して前記１つの分散電源が受電する電力値を徐々に増加させる受電制御指令を前記１つの分散電源に送る、請求項１に記載の分散電源の出力制御システム
   。
3. 前記１つの分散電源は、前記複数の分散電源のうちの第１および第２の分散電源によって各々逆潮流された電力を受電するとともに、
   前記第１の分散電源から前記１つの分散電源までの距離は、前記第２の分散電源から前記１つの分散電源までの距離よりも小さく、
   前記管理装置の前記指令部は、前記１つの分散電源の総受電電力値における前記第１の分散電源からの受電電力値の割合が、前記第２の分散電源からの受電電力値の割合よりも大きくなるように、前記第１および前記第２の分散電源に前記逆潮流開始指令を送る、請求項１または請求項２に記載の分散電源の出力制御システム。
4. 前記検出部は、前記蓄電池への充電電圧、充電電流および充放電収支の少なくともいずれか１つに基づいて、前記蓄電池の前記充電許容量を検出する、請求項１乃至３のいずれかに記載の分散電源の出力制御システム。
5. 前記蓄電池は、開放型であり、
   前記検出部は、さらに前記蓄電池の電解液の比重にも基づいて、前記蓄電池の前記充電許容量を検出する、請求項４に記載の分散電源の出力制御システム。
6. 前記蓄電池は、着脱可能である、請求項１乃至５のいずれかに記載の分散電源の出力制御システム。

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