JP6622552B2 - 分散型電源の電力供給システム - Google Patents
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Description
本発明は、分散型電源の電力供給システムに関するものである。
温暖化や酸性雨をはじめとする地球規模の環境問題の顕在化、あるいは化石資源の枯渇、さらにはエネルギーセキュリティー確保等への対応策として、風力や太陽光といった再生可能エネルギーを利用した発電設備の導入が進んでいる。
これらの再生可能エネルギー発電は、発電量が予測できずに不安定である。そのため、系統内に占める割合が小さければ問題は少ないが、たとえば系統の全電力量の２０％以上を占めるようになると、電力系統の周波数変動や、送配電線の空間的な電圧勾配が時間的に不規則に変動するなど様々な問題を引き起こす。これらの要因により、電力系統への再生可能エネルギーの導入に限界や制約がある。
さらなる再生可能エネルギーの導入のためには、地域ごとに常に需給バランスを取るようにする必要がある。したがって、電力系統の運用者としては、大口需要家やある程度まとまった地域、いわゆるマイクログリッドや、ミニグリッドなどのゆるやかな系統単位（以下、地域系統とよぶ）の中において、電力の需給バランスの変動を抑えるように、地域系統の運用者に要求することがある。
これらの再生可能エネルギー発電は、発電量が予測できずに不安定である。そのため、系統内に占める割合が小さければ問題は少ないが、たとえば系統の全電力量の２０％以上を占めるようになると、電力系統の周波数変動や、送配電線の空間的な電圧勾配が時間的に不規則に変動するなど様々な問題を引き起こす。これらの要因により、電力系統への再生可能エネルギーの導入に限界や制約がある。
さらなる再生可能エネルギーの導入のためには、地域ごとに常に需給バランスを取るようにする必要がある。したがって、電力系統の運用者としては、大口需要家やある程度まとまった地域、いわゆるマイクログリッドや、ミニグリッドなどのゆるやかな系統単位（以下、地域系統とよぶ）の中において、電力の需給バランスの変動を抑えるように、地域系統の運用者に要求することがある。
一方、自治体などの地域系統の運用者は、地域系統内のエネルギー効率を高めるため、再生可能エネルギーをはじめ、発電の排熱利用、地域が保有する資源を利用したバイオマス発電などを取り入れ、地域のエネルギーコストを下げたい需要がある。
しかし、地域内の負荷変動を抑えるため、地域系統の運用者は、再生可能エネルギーとともに、出力調整の可能な発電機や蓄電装置などを追加する必要がある。また、地域系統の運用者は、このような発電機や蓄電装置などの設備の増加によるコストを抑えたいが、前記の調整用の発電装置や蓄電装置などの容量を小さくすることが難しく、コストの低減が容易でなかった。
しかし、地域内の負荷変動を抑えるため、地域系統の運用者は、再生可能エネルギーとともに、出力調整の可能な発電機や蓄電装置などを追加する必要がある。また、地域系統の運用者は、このような発電機や蓄電装置などの設備の増加によるコストを抑えたいが、前記の調整用の発電装置や蓄電装置などの容量を小さくすることが難しく、コストの低減が容易でなかった。
このような背景から、特許文献１〜４には、以下のような技術が開示されている。
特許文献１には、「［課題］電力貯蔵手段を併設した分散電源システムにおける電源出力の平滑化について、いかなる時間帯においても目標出力の変動速度を所定の範囲内に収め、かつ電力貯蔵手段の必要容量を従来法より小さくできることを目的とする。［解決手段］自然エネルギーを利用した分散電源１からの電源出力を、電力貯蔵手段７への充放電を通じて平滑化し、目標出力として系統電力１０へ出力する。その際、変動速度が所定範囲を超えないように目標出力を決定するとともに、電力貯蔵手段７における電力貯蔵量が一方向にシフトすることを避けるための補正を行う。（［要約］を参照）」として、再生可能エネルギーを利用した分散電源からの電源出力を電力貯蔵手段への充放電を通じて平滑化し、目標出力として出力する電力平滑方法とその装置が開示されている。
特許文献１には、「［課題］電力貯蔵手段を併設した分散電源システムにおける電源出力の平滑化について、いかなる時間帯においても目標出力の変動速度を所定の範囲内に収め、かつ電力貯蔵手段の必要容量を従来法より小さくできることを目的とする。［解決手段］自然エネルギーを利用した分散電源１からの電源出力を、電力貯蔵手段７への充放電を通じて平滑化し、目標出力として系統電力１０へ出力する。その際、変動速度が所定範囲を超えないように目標出力を決定するとともに、電力貯蔵手段７における電力貯蔵量が一方向にシフトすることを避けるための補正を行う。（［要約］を参照）」として、再生可能エネルギーを利用した分散電源からの電源出力を電力貯蔵手段への充放電を通じて平滑化し、目標出力として出力する電力平滑方法とその装置が開示されている。
また、二次電池は、一般的に満充電状態に近い充電率での運用がなされたり、完全放電状態に近い充電率での運用がなされたりすることで、寿命が短くなることが知られている。これに対し、特許文献２には、「［課題］電力系統に出力する電力の変化量を所定の範囲内に抑え、かつ二次電池の充電率を速やかに目標充電率に近づける。［解決手段］平滑化電力算出部１４２は、発電装置１１０の発電電力に基づいて、当該発電電力の平滑化後の電力である平滑化電力を算出する。適正化電力算出部１４４は、二次電池１３０の現在の充電率に対して単調非増加となる充電率適正化電力を算出する。充放電制御部は、平滑化電力と充電率適正化電力の差の電力を、二次電池に対して充放電する。（［要約］を参照）」として、電力系統に出力する電力の変化量を所定の範囲内に抑え、かつ二次電池の充電率を速やかに目標充電率に近づけるため、平滑化電力を算出し，二次電池の充電率に対して、単調非増加となる充電率適正電力を算出し、二次電池の充放電を制御する方法と装置が開示されている。
また、特許文献３では、「［課題］設置費用を少なくすることが出来る独立型電力供給システムを提供することを目的とする。［解決手段］気象予測データを用いて前記負荷装置の需要予測データ及び前記自然エネルギー発電装置の発電出力予測データを計算し、前記需要予測データ及び前記発電出力予測データにより、前記蓄電池の最大充電電力を超えて前記蓄電池に充電されることが予測される場合には前記自然エネルギー発電装置からの発電出力を抑制し、前記需要予測データ及び前記発電出力データにより、前記蓄電池の最大放電電力を超えて前記蓄電池から放電されることが予測される場合には前記調整用負荷の消費電力を抑制することを特徴とする独立型電力供給システム。（［要約］を参照）」として、再生可能エネルギー（自然エネルギー）発電の出力予測データを計算し、調整用負荷を用いて蓄電装置の設置費用を少なくする独立型電力システムが開示されている。
また、特許文献４では、「［課題］ガスエンジンと燃料電池を統合制御して、分散型電源の電力供給システムの出力変動を抑制する発電出力制御システムと制御方法を提供することを目的とする。［解決手段］ガスエンジンと燃料電池とを組み合わせて統合制御を行う分散型電源の電力供給システムに再生可能エネルギーなどの出力変動や負荷変動が生じた場合に、商用電力系統接続点の受電点電力の変化に応じてガスエンジンの発電量分担割合が最大になるように燃料電池の出力を下げて、負荷への供給電力を一定に維持する所要の負荷特性を実現することにより、システム全体の発電総合効率を向上させる。（［要約］を参照）」として、再生可能エネルギーとガスエンジン、燃料電池を統合制御して出力変動を抑制する技術が開示されている。
しかしながら、前記の特許文献１〜４には、次のような課題がある。
前記特許文献１〜３に開示された技術は、再生可能エネルギーと蓄電装置の組合せによる電力の平準化である。したがって、電力変動のエネルギー量が大きい場合には、大きな蓄電装置が必要であり、多大なコストを要するという課題があった。
特許文献４は、再生可能エネルギーとガスエンジンと燃料電池を組み合わせた例であって、総合効率の向上に関する技術が開示されているが、蓄電装置の小型化を目的とし充電量に着目した制御については述べられていない。また、種類や容量の異なる蓄エネ装置の有効な制御法も述べられていない。したがって、前記したように電力変動のエネルギー量が大きい場合には、大きな蓄電装置が必要であり、多大なコストを要するという課題があった。
前記特許文献１〜３に開示された技術は、再生可能エネルギーと蓄電装置の組合せによる電力の平準化である。したがって、電力変動のエネルギー量が大きい場合には、大きな蓄電装置が必要であり、多大なコストを要するという課題があった。
特許文献４は、再生可能エネルギーとガスエンジンと燃料電池を組み合わせた例であって、総合効率の向上に関する技術が開示されているが、蓄電装置の小型化を目的とし充電量に着目した制御については述べられていない。また、種類や容量の異なる蓄エネ装置の有効な制御法も述べられていない。したがって、前記したように電力変動のエネルギー量が大きい場合には、大きな蓄電装置が必要であり、多大なコストを要するという課題があった。
本発明は、前記した課題に鑑みて創案されたものであり、外部の電力系統と連系する地域系統向けの再生可能エネルギーと燃料を用いた発電装置および蓄エネルギー装置（蓄エネ装置）を備えた電力供給システムにおいて、前記蓄エネ装置の容量を小さくする分散型電源の電力供給システムを提供することを目的とする。
前記の課題を解決して、本発明の目的を達成するために、以下のように構成した。
すなわち、本発明の分散型電源の電力供給システムは、少なくとも一つの分散型電源である再生可能エネルギー発電装置と、一つ以上の燃料を用いた燃料発電装置と、一つ以上の蓄エネルギー装置と、電力負荷と、前記再生可能エネルギー発電装置と前記燃料発電装置と前記電力負荷を統合制御して電力需給を調整する電力の統合制御装置と、を備え、電力の外部系統と連系する電力の地域系統において、前記電力の統合制御装置は、地域系統内の前記電力負荷と前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力との差である需給不均衡の変動分に対し、前記再生可能エネルギー発電装置の出力と前記燃料発電装置の出力とを制御し、該制御において、地域系統内の電力需給の不均衡が所定の閾値を超える場合には、前記蓄エネルギー装置を放電して前記不均衡を補償し、地域系統内の電力需給の不均衡が所定の閾値内の場合には、前記蓄エネルギー装置を充電して蓄エネルギー装置の充電率を目標値に戻すように制御する、ことを特徴とする。
すなわち、本発明の分散型電源の電力供給システムは、少なくとも一つの分散型電源である再生可能エネルギー発電装置と、一つ以上の燃料を用いた燃料発電装置と、一つ以上の蓄エネルギー装置と、電力負荷と、前記再生可能エネルギー発電装置と前記燃料発電装置と前記電力負荷を統合制御して電力需給を調整する電力の統合制御装置と、を備え、電力の外部系統と連系する電力の地域系統において、前記電力の統合制御装置は、地域系統内の前記電力負荷と前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力との差である需給不均衡の変動分に対し、前記再生可能エネルギー発電装置の出力と前記燃料発電装置の出力とを制御し、該制御において、地域系統内の電力需給の不均衡が所定の閾値を超える場合には、前記蓄エネルギー装置を放電して前記不均衡を補償し、地域系統内の電力需給の不均衡が所定の閾値内の場合には、前記蓄エネルギー装置を充電して蓄エネルギー装置の充電率を目標値に戻すように制御する、ことを特徴とする。
また、その他の手段は、発明を実施するための形態のなかで説明する。
本発明によれば、外部の電力系統と連系する地域系統向けの再生可能エネルギーと燃料を用いた発電装置および蓄エネ装置を備えた電力供給システムにおいて、前記蓄エネルギー装置の容量を小さくする分散型電源の電力供給システムを提供できる。
以下、本発明を実施するための形態（以下においては「実施形態」と表記する）を、図面を参照して説明する。なお、実施の形態を説明するための全図において、同一の部材には原則として同一の符号を付し、重複する説明は、適宜、省略する。
≪第１実施形態≫
本発明の第１実施形態の分散型の電力供給システムを説明する。
本発明の第１実施形態の分散型の電力供給システムを説明する。
＜分散型の電力供給システムの構成の概要＞
図１は、本発明の第１実施形態に係る分散型の電力供給システムの構成例を示す図である。
図１において、電力系統としての地域系統１０は、変圧器１５と遮断器１６とを介して、電力系統としての外部系統１１と連系している。
外部系統（電力の外部系統）１１から地域系統（電力の地域系統）１０へ電力が供給されているが、この供給される電力を、所定の範囲内の変動に収めることが、外部系統１１と地域系統１０の運用者（管理者）の間で定められている。なお、前記の電力の所定の範囲は、年、月、日、時間等によってそれぞれ定められている。
図１は、本発明の第１実施形態に係る分散型の電力供給システムの構成例を示す図である。
図１において、電力系統としての地域系統１０は、変圧器１５と遮断器１６とを介して、電力系統としての外部系統１１と連系している。
外部系統（電力の外部系統）１１から地域系統（電力の地域系統）１０へ電力が供給されているが、この供給される電力を、所定の範囲内の変動に収めることが、外部系統１１と地域系統１０の運用者（管理者）の間で定められている。なお、前記の電力の所定の範囲は、年、月、日、時間等によってそれぞれ定められている。
地域系統１０には、地域エネルギー系統として、分散型電源である再生可能エネルギー発電装置の太陽光発電装置（ＰＶ）１０１と、風力発電装置（ＷＴ）１０２とを備えている。さらに、燃料を用いて発電する燃料発電装置として、ガスタービン発電装置（ＧＴ）１２１と、ディーゼル発電装置（ＤＥ）１２２とを備えている。
また、地域系統１０には、外部系統に対して電力変動幅をある範囲に抑制するため、蓄エネルギー装置（蓄エネ装置）として、蓄電装置（Ｂａｔ．１）１１１、蓄電装置（Ｂａｔ．２）１１２と、フライホイール（ＦＷ）１１３とを備える。なお、蓄電装置１１１、１１２はバッテリとして説明するが、フライホイール１１３も広い意味では蓄電装置である。
また、地域系統１０には、電力利用者である電力負荷（Ｌｏａｄ１）１３１と電力負荷（Ｌｏａｄ２）１３２がある。
また、地域系統１０には、前記の各装置（１０１，１０２，１１１〜１１３，１２１，１２２）を制御する統合制御装置１７０と、地域系統１０の電力を測定する電力測定器１６０とが備えられている。
なお、一般家庭のような小規模の電力使用者は、複数の一般家庭が所定の範囲の電力を消費するグループを単位として、情報の取り扱いやすいひとつの電力負荷として扱うものとする。また、一般家庭が有する小規模の太陽光発電装置（ＰＶ）や蓄電装置（Ｂａｔ．２）は電力負荷の中に含めて合算し、統合制御装置１７０の制御の対象外とする。
また、地域系統１０には、外部系統に対して電力変動幅をある範囲に抑制するため、蓄エネルギー装置（蓄エネ装置）として、蓄電装置（Ｂａｔ．１）１１１、蓄電装置（Ｂａｔ．２）１１２と、フライホイール（ＦＷ）１１３とを備える。なお、蓄電装置１１１、１１２はバッテリとして説明するが、フライホイール１１３も広い意味では蓄電装置である。
また、地域系統１０には、電力利用者である電力負荷（Ｌｏａｄ１）１３１と電力負荷（Ｌｏａｄ２）１３２がある。
また、地域系統１０には、前記の各装置（１０１，１０２，１１１〜１１３，１２１，１２２）を制御する統合制御装置１７０と、地域系統１０の電力を測定する電力測定器１６０とが備えられている。
なお、一般家庭のような小規模の電力使用者は、複数の一般家庭が所定の範囲の電力を消費するグループを単位として、情報の取り扱いやすいひとつの電力負荷として扱うものとする。また、一般家庭が有する小規模の太陽光発電装置（ＰＶ）や蓄電装置（Ｂａｔ．２）は電力負荷の中に含めて合算し、統合制御装置１７０の制御の対象外とする。
統合制御装置１７０は、前記の各装置を制御するために、電力負荷１３１，１３２からは現在（現時点、情報取得時）の消費電力の情報を受け取る。
また、統合制御装置１７０は、ガスタービン発電装置１２１とディーゼル発電装置１２２とからは各装置の上下限出力値と出力変化可能な上限レートおよび現在の出力の情報を、太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２とからは現在の自然状況で可能な最大出力と現在の実際の出力の情報を、それぞれ受け取る。
また、統合制御装置１７０は、蓄電装置１１１，１１２からは充電率の目標値および上下限と現在の出力値に関する情報を、それぞれから受取る。
また、統合制御装置１７０は、ガスタービン発電装置１２１とディーゼル発電装置１２２とからは各装置の上下限出力値と出力変化可能な上限レートおよび現在の出力の情報を、太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２とからは現在の自然状況で可能な最大出力と現在の実際の出力の情報を、それぞれ受け取る。
また、統合制御装置１７０は、蓄電装置１１１，１１２からは充電率の目標値および上下限と現在の出力値に関する情報を、それぞれから受取る。
地域系統１０と外部系統１１との間に流れる電力は、前記のように電力測定器１６０により測定する。
この電力測定器１６０で測定される電力の変動幅が所定の範囲に収まるように、統合制御装置１７０は、蓄電装置１１１，１１２とフライホイール１１３とガスタービン発電装置１２１とディーゼル発電装置１２２、および太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２の電力を調整する。
なお、太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２は、その自然状況で可能な出力を最大限に出し続けるわけではなく、統合制御装置により、適宜、出力を絞ることができる。
この電力測定器１６０で測定される電力の変動幅が所定の範囲に収まるように、統合制御装置１７０は、蓄電装置１１１，１１２とフライホイール１１３とガスタービン発電装置１２１とディーゼル発電装置１２２、および太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２の電力を調整する。
なお、太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２は、その自然状況で可能な出力を最大限に出し続けるわけではなく、統合制御装置により、適宜、出力を絞ることができる。
＜本システムが対象とする調整電力＞
次に、本システム（分散型の電力供給システム）が対象とする調整電力について説明する。
図２は、本発明の第１実施形態に係る分散型の電力供給システムの調整電力について説明する図であり、（ａ）は比較例としての従来の地域内需給不均衡の電力量の算出方法の一例を示し、（ｂ）は本システムにおける補償すべき電力量の算出を示している。
次に、本システム（分散型の電力供給システム）が対象とする調整電力について説明する。
図２は、本発明の第１実施形態に係る分散型の電力供給システムの調整電力について説明する図であり、（ａ）は比較例としての従来の地域内需給不均衡の電力量の算出方法の一例を示し、（ｂ）は本システムにおける補償すべき電力量の算出を示している。
《比較例の地域内需給不均衡について》
図２の（ａ）は前記したように、比較例としての従来の地域内需給不均衡の電力量の算出方法の一例を示すものである。図２の（ａ）において、地域内の電力負荷１３１，１３２の消費電力量の合計である地域内負荷合計（ＰＬ）と、地域内の再生可能エネルギーである太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２の発電電力の合計である地域内再生可能エネルギー電力総和（Ｐｒｅ）との差で、地域内の電力需給の不均衡である地域内需給不均衡（Ｐｉｍ）が生じる。従来は、この地域内需給不均衡（Ｐｉｍ）を外部系統１１（図１）からの電力供給（受電）と、地域系統１０内の蓄電装置とで補償していた。
図２の（ａ）は前記したように、比較例としての従来の地域内需給不均衡の電力量の算出方法の一例を示すものである。図２の（ａ）において、地域内の電力負荷１３１，１３２の消費電力量の合計である地域内負荷合計（ＰＬ）と、地域内の再生可能エネルギーである太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２の発電電力の合計である地域内再生可能エネルギー電力総和（Ｐｒｅ）との差で、地域内の電力需給の不均衡である地域内需給不均衡（Ｐｉｍ）が生じる。従来は、この地域内需給不均衡（Ｐｉｍ）を外部系統１１（図１）からの電力供給（受電）と、地域系統１０内の蓄電装置とで補償していた。
《本システムの補償すべき電力量について》
前記の比較例に対し、本（第１）実施形態のシステムでは、図２の（ｂ）に示すように、地域内の電力負荷１３１，１３２の消費電力量の合計である地域内負荷合計（ＰＬ）と、地域内の再生可能エネルギーである太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２の発電電力の合計である地域内再生可能エネルギー電力総和（Ｐｒｅ）との差（ＰＬ−Ｐｒｅ）による電力需給に対し、まず、ガスタービン発電装置１２１（またはディーゼル発電装置１２２）などの燃料を用いた発電装置の出力（ＰＧＴ）の調整で対応する。
さらに、それでも補償できない分（ＰＬ−Ｐｒｅ−ＰＧＴ）を蓄電装置１１１，１１２（あるいはフライホイール１１３）などの装置で補償すべき電力（Ｐｃｏ）として、補う方法をとる。すなわち、（Ｐｃｏ＝ＰＬ−Ｐｒｅ−ＰＧＴ）の関係がある。
このように、極力、蓄電装置１１１，１１２を用いないようにすることで、蓄電装置に投資をすることを避け、設備の低コスト化を図るものである。
前記の比較例に対し、本（第１）実施形態のシステムでは、図２の（ｂ）に示すように、地域内の電力負荷１３１，１３２の消費電力量の合計である地域内負荷合計（ＰＬ）と、地域内の再生可能エネルギーである太陽光発電装置１０１と風力発電装置１０２の発電電力の合計である地域内再生可能エネルギー電力総和（Ｐｒｅ）との差（ＰＬ−Ｐｒｅ）による電力需給に対し、まず、ガスタービン発電装置１２１（またはディーゼル発電装置１２２）などの燃料を用いた発電装置の出力（ＰＧＴ）の調整で対応する。
さらに、それでも補償できない分（ＰＬ−Ｐｒｅ−ＰＧＴ）を蓄電装置１１１，１１２（あるいはフライホイール１１３）などの装置で補償すべき電力（Ｐｃｏ）として、補う方法をとる。すなわち、（Ｐｃｏ＝ＰＬ−Ｐｒｅ−ＰＧＴ）の関係がある。
このように、極力、蓄電装置１１１，１１２を用いないようにすることで、蓄電装置に投資をすることを避け、設備の低コスト化を図るものである。
＜比較例の地域内の電力負荷と再エネ発電＞
次に、比較例の地域内の電力負荷と再エネ発電（再生可能エネルギー発電、再生可能エネルギー発電装置）の関係について説明する。
図３は、比較例としての地域内の電力負荷の総和と、再生可能エネルギー発電の電力の総和と、補償すべき電力を示す図である。
図３において、破線の特性線３０１で示したのが電力負荷であり、細線の特性線３０２で示したのが再エネ発電であり、太線の特性線３０３で示したのが補償すべき電力である。
また、縦軸は電力であり、横軸は時間（時間の推移）である。なお、縦軸に示した電力の数量である−１〜３は、相対的な電力の大小関係を示すものであって、絶対量として格別な意味はない。例えば電力の単位は［ＧＷ］や［ＭＷ］や［ｋＷ］であったりする。また、蓄電装置出力における電力が正の値の場合は、出力する電力を表し、負の値の場合は、充電（蓄電）する電力を表す。
次に、比較例の地域内の電力負荷と再エネ発電（再生可能エネルギー発電、再生可能エネルギー発電装置）の関係について説明する。
図３は、比較例としての地域内の電力負荷の総和と、再生可能エネルギー発電の電力の総和と、補償すべき電力を示す図である。
図３において、破線の特性線３０１で示したのが電力負荷であり、細線の特性線３０２で示したのが再エネ発電であり、太線の特性線３０３で示したのが補償すべき電力である。
また、縦軸は電力であり、横軸は時間（時間の推移）である。なお、縦軸に示した電力の数量である−１〜３は、相対的な電力の大小関係を示すものであって、絶対量として格別な意味はない。例えば電力の単位は［ＧＷ］や［ＭＷ］や［ｋＷ］であったりする。また、蓄電装置出力における電力が正の値の場合は、出力する電力を表し、負の値の場合は、充電（蓄電）する電力を表す。
また、図３において、地域内の電力負荷（３０１）を地域内の太陽光発電装置１０１（図１）や風力発電装置１０２（図１）の再エネ発電（３０２）で補う場合において、再エネ発電（３０２）の発電能力（発電容量）が少ない場合を示している。
この再エネ発電（３０２）のみでは、電力負荷（３０１）が賄えない場合には、何がしかの発電装置によって、補償する必要があるのが補償すべき電力（３０３）として図３では表記している。
この図３に示すように、再エネ発電（３０２）が環境条件などによって、小さくなれば、補償すべき電力（３０３）は、大きくなる。
この再エネ発電（３０２）のみでは、電力負荷（３０１）が賄えない場合には、何がしかの発電装置によって、補償する必要があるのが補償すべき電力（３０３）として図３では表記している。
この図３に示すように、再エネ発電（３０２）が環境条件などによって、小さくなれば、補償すべき電力（３０３）は、大きくなる。
＜補償すべき電力への対応方法＞
次に、地域内の前記した補償すべき電力（３０３）を補うべく、基本的な対応方法について説明する。
図４は、この補償すべき電力（４０３）に対し、外部系統１１（図１）と蓄電装置１１１，１１２（図１）でその差分を補う様子を示す図であり、（ａ）は外部系統１１から所定の電力を受電し、蓄電装置１１１，１１２でその差分を補う様子を示し、（ｂ）はそのときの需給不均衡の電力と、蓄電装置１１１，１１２の蓄電装置の充電量であるＳＯＣ（State Of Charge）を示す図である。
次に、地域内の前記した補償すべき電力（３０３）を補うべく、基本的な対応方法について説明する。
図４は、この補償すべき電力（４０３）に対し、外部系統１１（図１）と蓄電装置１１１，１１２（図１）でその差分を補う様子を示す図であり、（ａ）は外部系統１１から所定の電力を受電し、蓄電装置１１１，１１２でその差分を補う様子を示し、（ｂ）はそのときの需給不均衡の電力と、蓄電装置１１１，１１２の蓄電装置の充電量であるＳＯＣ（State Of Charge）を示す図である。
図４の（ａ）において、参考例の地域内の前記した「補償すべき電力」を太線の特性線４０３（図３の補償すべき電力の特性線３０３に相当）と、外部系統１１からの「系統から受電」する電力を破線の特性線４１１と、地域系統１０内の「蓄電装置出力（蓄電池出力）」を細線の特性線４１２で示している。また、横軸は時間（時間の推移）であり、縦軸は電力である。なお、縦軸に示した電力の数量である−１〜３については、図３での説明と同じであるので、省略する。
図４の（ａ）において、地域内の前記した補償すべき電力（４０３）は、時間の推移とともに負荷の変動に応じて、変動している。
この負荷の消費する電力を、まず、外部系統１１から所定の電力を受電することによって供給する。
しかしながら、外部系統１１から受電する電力は、契約によって定められているので、特性線４１１に示すように契約された一定値の所定の電力である。そのため、地域系統１０内の補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を上回る場合（例えば時刻ｔ２〜ｔ３）には、地域系統１０内の蓄電装置出力（４１２）で補うことになる。
なお、補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を下回る場合（例えば、時刻ｔ０〜ｔ１，ｔ３〜）には、その余った電力で蓄電装置を充電する。
この負荷の消費する電力を、まず、外部系統１１から所定の電力を受電することによって供給する。
しかしながら、外部系統１１から受電する電力は、契約によって定められているので、特性線４１１に示すように契約された一定値の所定の電力である。そのため、地域系統１０内の補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を上回る場合（例えば時刻ｔ２〜ｔ３）には、地域系統１０内の蓄電装置出力（４１２）で補うことになる。
なお、補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を下回る場合（例えば、時刻ｔ０〜ｔ１，ｔ３〜）には、その余った電力で蓄電装置を充電する。
図４の（ｂ）においては、特性線４２１で示す電力の需給不均衡が０とした場合の蓄電装置１１１，１１２のＳＯＣ（蓄電装置の充電量）の時間の推移による変化を示している。また、横軸は時間（時間の推移）であり、左側の縦軸は電力であり、右側の縦軸は蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣである。
時刻ｔ０〜ｔ１においては、図４の（ａ）に示すように、補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を下回っているので、蓄電装置１１１，１１２は、その余力の電力を吸収して充電するため、図４の（ｂ）に示すＳＯＣ（４４１）の値が上昇している。
時刻ｔ０〜ｔ１においては、図４の（ａ）に示すように、補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を下回っているので、蓄電装置１１１，１１２は、その余力の電力を吸収して充電するため、図４の（ｂ）に示すＳＯＣ（４４１）の値が上昇している。
また、時刻ｔ１〜ｔ２においては、図４の（ａ）に示すように、補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）と概ね等しいため、蓄電装置１１１，１１２においては、充電も放電もあまりしないので、図４の（ｂ）に示すＳＯＣ（４４１）の値が殆ど変化していない。
また、時刻ｔ２〜ｔ３においては、図４の（ａ）に示すように、補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を上回っているため、蓄電装置１１１，１１２は、放電、すなわち電力を出力し続けるので、図４の（ｂ）に示すＳＯＣ（４４１）は徐々に低下していく。
また、時刻ｔ３〜においては、再び補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を下回っているので、蓄電装置１１１，１１２は、その余力の電力を吸収して充電するため、図４の（ｂ）に示すＳＯＣ（４４１）の値が上昇している。
また、時刻ｔ２〜ｔ３においては、図４の（ａ）に示すように、補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を上回っているため、蓄電装置１１１，１１２は、放電、すなわち電力を出力し続けるので、図４の（ｂ）に示すＳＯＣ（４４１）は徐々に低下していく。
また、時刻ｔ３〜においては、再び補償すべき電力（４０３）が、外部系統１１から受電する電力（４１１）を下回っているので、蓄電装置１１１，１１２は、その余力の電力を吸収して充電するため、図４の（ｂ）に示すＳＯＣ（４４１）の値が上昇している。
以上のように、補償すべき電力（４０３）と外部系統１１から受電する電力（４１１）との差異を蓄電装置１１１，１１２のみで対応すると、蓄電装置１１１，１１２の充電率（ＳＯＣ）が大きく変動する。
充電率がＳＯＣ＝１は満充電状態であり、ＳＯＣ＝０は完全放電状態である。前記したように、満充電状態や完全放電状態に近づくと電池寿命が短くなることが知られている。電池寿命にとって、ＳＯＣ＝０．５付近が望ましい。
図４の（ｂ）に示されたＳＯＣ（４４１）の特性では、ＳＯＣの変動の幅が大きいので、蓄電装置１１１，１１２の容量が多く必要である。また、ＳＯＣが０．５を乖離して、１や０に近づくので、蓄電装置１１１，１１２の劣化が速く進行するという課題がある。
充電率がＳＯＣ＝１は満充電状態であり、ＳＯＣ＝０は完全放電状態である。前記したように、満充電状態や完全放電状態に近づくと電池寿命が短くなることが知られている。電池寿命にとって、ＳＯＣ＝０．５付近が望ましい。
図４の（ｂ）に示されたＳＯＣ（４４１）の特性では、ＳＯＣの変動の幅が大きいので、蓄電装置１１１，１１２の容量が多く必要である。また、ＳＯＣが０．５を乖離して、１や０に近づくので、蓄電装置１１１，１１２の劣化が速く進行するという課題がある。
＜ガスタービン発電装置を併用する方法＞
次に、本発明の第１実施形態に係るガスタービン発電装置を併用する方法について説明する。
図５は、補償すべき電力（５０３）を、ガスタービン発電装置１２１（図１）によるＧＴ出力（５３２）と、蓄電装置１１１，１１２による蓄電装置出力（５１２）とを併用する方法を示す図であり、（ａ）は、補償すべき電力（５０３）とＧＴ出力（５３２）と蓄電装置出力（５１２）の関係を示し、（ｂ）はそのときの需給不均衡の電力と、蓄電装置１１１，１１２の蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣを示す図である。
次に、本発明の第１実施形態に係るガスタービン発電装置を併用する方法について説明する。
図５は、補償すべき電力（５０３）を、ガスタービン発電装置１２１（図１）によるＧＴ出力（５３２）と、蓄電装置１１１，１１２による蓄電装置出力（５１２）とを併用する方法を示す図であり、（ａ）は、補償すべき電力（５０３）とＧＴ出力（５３２）と蓄電装置出力（５１２）の関係を示し、（ｂ）はそのときの需給不均衡の電力と、蓄電装置１１１，１１２の蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣを示す図である。
図５の（ａ）において、「補償すべき電力」を太線の特性線５０３（図４の補償すべき電力の特性線４０３に相当）と、ガスタービンの「ＧＴ出力」を破線の特性線５３２と、地域系統１０内の「蓄電装置出力（蓄電池出力）」を細線の特性線５１２で示している。また、横軸は時間（時間の推移）であり、縦軸は電力である。
なお、縦軸に示した電力の数量である−１〜３については、図３での説明と同じであるので、重複する説明を省略する。
図５の（ａ）において、本発明の第１実施形態では、補償すべき電力（５０３）を、まず、ガスタービン発電装置（ＧＴ）１２１の出力（ＧＴ出力：５３２）で追従させる。
ガスタービン発電装置１２１には、出力変化レートに上限があるため、時刻ｔ１，ｔ２，ｔ３などから始まる急激な負荷変化に追従しきれない場合があり、その不足分のみを蓄電装置１１１，１１２で出力する。蓄電装置１１１，１１２の出力と充放電の時間の推移を表したのが特性線５１２で示す蓄電装置出力（５１２）である。
なお、縦軸に示した電力の数量である−１〜３については、図３での説明と同じであるので、重複する説明を省略する。
図５の（ａ）において、本発明の第１実施形態では、補償すべき電力（５０３）を、まず、ガスタービン発電装置（ＧＴ）１２１の出力（ＧＴ出力：５３２）で追従させる。
ガスタービン発電装置１２１には、出力変化レートに上限があるため、時刻ｔ１，ｔ２，ｔ３などから始まる急激な負荷変化に追従しきれない場合があり、その不足分のみを蓄電装置１１１，１１２で出力する。蓄電装置１１１，１１２の出力と充放電の時間の推移を表したのが特性線５１２で示す蓄電装置出力（５１２）である。
また、図５の（ｂ）において、蓄電装置の充電量である「ＳＯＣ」を破線の特性線５４１で示している。また、横軸は時間（時間の推移）であり、左側の縦軸は電力であり、右側の縦軸は蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣである。
「需給不均衡」を示す太線の特性線５２１は、常に０（均衡状態）としている。ＳＯＣを表す特性線５４１が、ＳＯＣ＝０．５から最も乖離しているのは時刻ｔ２３〜ｔ３の間である。
このように、「需給不均衡」を常に０とした場合においても、まず、ガスタービン発電装置１２１を、補償に用いることによって、蓄電装置１１１，１１２の出力は、図４の（ａ）に比較して、少なくなる。また、蓄電装置１１１，１１２のＳＯＣは、図４の（ｂ）に比較して、０．５の付近からの乖離が小さくなる。
そのため、蓄電装置１１１，１１２の容量を小さくでき、低コスト化ができる。また、蓄電装置１１１，１１２をＳＯＣ＝０．５の近傍で動作させることができるので、蓄電装置１１１，１１２の劣化を軽減することができる。
「需給不均衡」を示す太線の特性線５２１は、常に０（均衡状態）としている。ＳＯＣを表す特性線５４１が、ＳＯＣ＝０．５から最も乖離しているのは時刻ｔ２３〜ｔ３の間である。
このように、「需給不均衡」を常に０とした場合においても、まず、ガスタービン発電装置１２１を、補償に用いることによって、蓄電装置１１１，１１２の出力は、図４の（ａ）に比較して、少なくなる。また、蓄電装置１１１，１１２のＳＯＣは、図４の（ｂ）に比較して、０．５の付近からの乖離が小さくなる。
そのため、蓄電装置１１１，１１２の容量を小さくでき、低コスト化ができる。また、蓄電装置１１１，１１２をＳＯＣ＝０．５の近傍で動作させることができるので、蓄電装置１１１，１１２の劣化を軽減することができる。
なお、蓄電装置１１１，１１２が小容量で済む代わりに燃料を利用する発電装置（ガスタービン発電装置１２１、あるいはディーゼル発電装置１２２）が必要であるが、この発電装置は、平均的に電力を出力している。
そのため、この発電装置（１２１，１２２）の平均電力を地域系統１０の電力需要に利用することで、外部系統１１の運用者に支払う電力料金抑えることができる。また、契約によっては、余剰の電力を外部系統１１の運用者に売電することにより収入を得ることもできる。
あるいは、前記の燃料を利用する発電装置の燃料を、例えば地域の有機物であるバイオマスなどを利用することで、地域系統１０の運用者としては利益を得るとともに、初期の投資コストを回収することが可能である。
したがって蓄電装置の容量が小さくなった分、地域系統１０の運用者は、ライフサイクルのコストを抑えることが可能である。
そのため、この発電装置（１２１，１２２）の平均電力を地域系統１０の電力需要に利用することで、外部系統１１の運用者に支払う電力料金抑えることができる。また、契約によっては、余剰の電力を外部系統１１の運用者に売電することにより収入を得ることもできる。
あるいは、前記の燃料を利用する発電装置の燃料を、例えば地域の有機物であるバイオマスなどを利用することで、地域系統１０の運用者としては利益を得るとともに、初期の投資コストを回収することが可能である。
したがって蓄電装置の容量が小さくなった分、地域系統１０の運用者は、ライフサイクルのコストを抑えることが可能である。
＜蓄電装置の容量を小さくした場合の特性＞
前記したように、燃料を利用する発電装置を導入した場合に、蓄電装置１１１，１１２の容量を小さくすることが可能である。
次に、蓄電装置１１１，１１２の容量を小さくした場合の特性について説明する。
図６は、蓄電装置１１１，１１２の容量を小さくした場合の特性を示す図であり、（ａ）は蓄電装置の出力（放電）と充電を示す蓄電装置出力を示し、（ｂ）は需給不均衡を０とした場合の蓄電装置の充電量ＳＯＣを示している。
前記したように、燃料を利用する発電装置を導入した場合に、蓄電装置１１１，１１２の容量を小さくすることが可能である。
次に、蓄電装置１１１，１１２の容量を小さくした場合の特性について説明する。
図６は、蓄電装置１１１，１１２の容量を小さくした場合の特性を示す図であり、（ａ）は蓄電装置の出力（放電）と充電を示す蓄電装置出力を示し、（ｂ）は需給不均衡を０とした場合の蓄電装置の充電量ＳＯＣを示している。
図６の（ａ）において、「蓄電装置出力（蓄電池出力）」を太線の特性線６１２で示している。また、横軸は時間（時間の推移）であり、縦軸は電力を示している。なお、縦軸の数値−１．０〜１．０は、相対的な電力の大小関係を示すものであって、絶対量として特別な意味はない。また、蓄電装置出力における電力が正の値の場合は、出力（放電）する電力を表し、負の値の場合は、充電（蓄電）する電力を表す。
図６の（ａ）において、時刻ｔ１０〜ｔ２０の期間は、概ね蓄電装置出力（６１２）が正の出力側で大きくなっており、主に放電が続いている。
図６の（ａ）において、時刻ｔ１０〜ｔ２０の期間は、概ね蓄電装置出力（６１２）が正の出力側で大きくなっており、主に放電が続いている。
また、図６の（ｂ）において、蓄電装置の充電量（充電率）である「ＳＯＣ」を破線の特性線６４１、「需給不均衡」を太線の特性線６２１で示している。また、横軸は時間（時間の推移）であり、左側の縦軸は電力であり、右側の縦軸は蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣである。
図６の（ｂ）において、蓄電装置の充電量（充電率）であるＳＯＣ（６４１）は、時刻ｔ１０〜ｔ２０の期間で０．５を下回っている。この理由は、前記したように、蓄電装置出力（６１２）が時刻ｔ１０〜ｔ２０の期間で大きくなっており、主に放電が続いている（図６の（ａ））からである。
特に時刻ｔ１４〜ｔ２０では、ＳＯＣ（６４１）が０．１の近傍となっていて、蓄電装置の充電率が非常に少なくなっている。
これは、前記したように、需給不均衡の幅をある閾値まで許容しても、それを利用して充電率を回復させるようにしたためである。ただし、図６の（ｂ）では需給不均衡（６２１）を０の場合を例示している。
図６の（ｂ）においては、バッテリの容量（Ｗｈ）を小さくしているため、蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣ（６４１）の変化幅が大きくなっている。次に、この変化幅を小さくする手法について説明する。
図６の（ｂ）において、蓄電装置の充電量（充電率）であるＳＯＣ（６４１）は、時刻ｔ１０〜ｔ２０の期間で０．５を下回っている。この理由は、前記したように、蓄電装置出力（６１２）が時刻ｔ１０〜ｔ２０の期間で大きくなっており、主に放電が続いている（図６の（ａ））からである。
特に時刻ｔ１４〜ｔ２０では、ＳＯＣ（６４１）が０．１の近傍となっていて、蓄電装置の充電率が非常に少なくなっている。
これは、前記したように、需給不均衡の幅をある閾値まで許容しても、それを利用して充電率を回復させるようにしたためである。ただし、図６の（ｂ）では需給不均衡（６２１）を０の場合を例示している。
図６の（ｂ）においては、バッテリの容量（Ｗｈ）を小さくしているため、蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣ（６４１）の変化幅が大きくなっている。次に、この変化幅を小さくする手法について説明する。
＜再生可能エネルギー発電の調整によって補償する場合の特性＞
前記したように、本発明の第１実施形態においては、再生可能エネルギー発電装置（１０１，１０２：図１）には、余力を残すように設定していた。
次に、この再生可能エネルギー発電装置の余力を用いて調整することによって、補償する場合の特性について説明する。なお、図７の（ａ）、（ｂ）を主として、説明するが、適宜、図６の（ａ）、（ｂ）との対応によって説明する。
前記したように、本発明の第１実施形態においては、再生可能エネルギー発電装置（１０１，１０２：図１）には、余力を残すように設定していた。
次に、この再生可能エネルギー発電装置の余力を用いて調整することによって、補償する場合の特性について説明する。なお、図７の（ａ）、（ｂ）を主として、説明するが、適宜、図６の（ａ）、（ｂ）との対応によって説明する。
図７は、再生可能エネルギー発電（再エネ発電）の調整によって補償する場合の特性を示す図であり、（ａ）は蓄電装置出力と再生可能エネルギー発電の調整量を示し、（ｂ）は需給不均衡の電力量と蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣを示している。
図７の（ａ）において「蓄電装置出力（蓄電池出力）」を太線の特性線７１２で、「再エネ発電」を破線の特性線７０２で示している。また、横軸と縦軸については、図６の（ａ）と同一であるので重複する説明は省略する。
また、図７の（ｂ）において、蓄電装置の充電量（充電率）である「ＳＯＣ」を破線の特性線７４１で、「需給不均衡」を太線の特性線７２１で、それぞれ示している。また、横軸は時間（時間の推移）であり、左側の縦軸は電力であり、右側の縦軸は蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣである。
図７の（ａ）において「蓄電装置出力（蓄電池出力）」を太線の特性線７１２で、「再エネ発電」を破線の特性線７０２で示している。また、横軸と縦軸については、図６の（ａ）と同一であるので重複する説明は省略する。
また、図７の（ｂ）において、蓄電装置の充電量（充電率）である「ＳＯＣ」を破線の特性線７４１で、「需給不均衡」を太線の特性線７２１で、それぞれ示している。また、横軸は時間（時間の推移）であり、左側の縦軸は電力であり、右側の縦軸は蓄電装置の充電量（充電率）ＳＯＣである。
図７の（ａ）において、本発明の第１実施形態に係る蓄電装置１１１，１１２（図１）の充放電パターンを、図６の（ａ）と同じ条件で示している。ただし、閾値を±０．１として、蓄電装置１１１，１１２の出力である「蓄電池出力」の調整すべき電力が前記の閾値以上の場合だけ充放電するように設定している。
図６の（ａ）および図７の（ａ）においては、時刻ｔ１０〜ｔ１１の期間で蓄電池出力（６１２，７１２）が閾値の０．１を超えている。そのため、図７の（ａ）では、次の期間である時刻ｔ１１〜ｔ１２において、再エネ発電（７０２）が稼動する。また、このように再エネ発電（７０２）が稼動するので、時刻ｔ１１〜ｔ１２の期間では蓄電装置１１１，１１２は、充電モードに切り換わって充電される（蓄電池出力（７１２））。
同様に、図６（ａ）および図７の（ａ）における時刻ｔ１３〜ｔ１４の期間で蓄電池出力（６１２，７１２）が閾値の０．１を超えている。そのため、図７の（ａ）では、次の期間である時刻ｔ１４〜ｔ１５において、再エネ発電（７０２）が稼動する。また、このように再エネ発電（７０２）が稼動するので、時刻ｔ１４〜ｔ１５の期間では蓄電装置１１１，１１２は充電する。
また、図６（ａ）および図７の（ａ）における時刻ｔ１２〜ｔ１３の期間では、蓄電池出力（６１２，７１２）が閾値の±０．１の範囲にあるの。そのため、図７の（ａ）では、次の期間である時刻ｔ１３〜ｔ１４において、再エネ発電（７０２）は稼動しない。
同様に、図６（ａ）および図７の（ａ）における時刻ｔ１３〜ｔ１４の期間で蓄電池出力（６１２，７１２）が閾値の０．１を超えている。そのため、図７の（ａ）では、次の期間である時刻ｔ１４〜ｔ１５において、再エネ発電（７０２）が稼動する。また、このように再エネ発電（７０２）が稼動するので、時刻ｔ１４〜ｔ１５の期間では蓄電装置１１１，１１２は充電する。
また、図６（ａ）および図７の（ａ）における時刻ｔ１２〜ｔ１３の期間では、蓄電池出力（６１２，７１２）が閾値の±０．１の範囲にあるの。そのため、図７の（ａ）では、次の期間である時刻ｔ１３〜ｔ１４において、再エネ発電（７０２）は稼動しない。
図７の（ｂ）において、前記の時刻ｔ１１〜ｔ１２の期間では、前記のように蓄電装置１１１，１１２は充電モードに切り換わるので、蓄電装置１１１，１１２の充電率が変わり時刻ｔ１２で目標値０．５に戻る。
このように調整すべき電力（蓄電池出力（６１２，７１２））が閾値を下回った場合には、蓄電装置１１１，１１２の充電率を目標値に戻すように制御することが本（第１）実施形態の特徴である。
しかし、単純に切り換えると、蓄電装置に補償する電力分だけ、地域系統の需給が不均衡になる。したがって、この電力は別途調達する必要がある。
本発明の第１実施形態では、この電力を再生可能エネルギー発電の余力の調整によって補償する。
このように調整すべき電力（蓄電池出力（６１２，７１２））が閾値を下回った場合には、蓄電装置１１１，１１２の充電率を目標値に戻すように制御することが本（第１）実施形態の特徴である。
しかし、単純に切り換えると、蓄電装置に補償する電力分だけ、地域系統の需給が不均衡になる。したがって、この電力は別途調達する必要がある。
本発明の第１実施形態では、この電力を再生可能エネルギー発電の余力の調整によって補償する。
その補償電力が図７（ａ）の破線で示した特性線７０２である。
調整すべき電力（蓄電池出力（６１２，７１２））が閾値０．１を下回っており、かつ、充電率が目標値から離れている場合に、この再生可能エネルギー発電（再エネ発電）の電力を調整する。
すなわち，時刻ｔ１１からｔ１２，時刻ｔ１４からｔ１５、時刻ｔ１６からｔ１７の期間などである。
充電のための電力を再生可能エネルギー電力の余力で補償しているため、全体の需給不均衡が増えることもない。この結果、図７の（ｂ）に示すように需給不均衡量（７２１）は、閾値０．１を超えることが無い。
このように本発明の第１実施形態によれば、図６の（ｂ）と図７の（ｂ）の比較でわかるように、図７の（ｂ）では充電率のＳＯＣ（７４１）が目標値（０．５）に戻りやすくなっている。
なお、蓄電装置に補償するための電力を、再生可能エネルギーの出力調整で補う方法のほかに、ガスタービン発電装置１２１、ディーゼル発電装置１２２など燃料を利用した発電機で補うことも可能である。
調整すべき電力（蓄電池出力（６１２，７１２））が閾値０．１を下回っており、かつ、充電率が目標値から離れている場合に、この再生可能エネルギー発電（再エネ発電）の電力を調整する。
すなわち，時刻ｔ１１からｔ１２，時刻ｔ１４からｔ１５、時刻ｔ１６からｔ１７の期間などである。
充電のための電力を再生可能エネルギー電力の余力で補償しているため、全体の需給不均衡が増えることもない。この結果、図７の（ｂ）に示すように需給不均衡量（７２１）は、閾値０．１を超えることが無い。
このように本発明の第１実施形態によれば、図６の（ｂ）と図７の（ｂ）の比較でわかるように、図７の（ｂ）では充電率のＳＯＣ（７４１）が目標値（０．５）に戻りやすくなっている。
なお、蓄電装置に補償するための電力を、再生可能エネルギーの出力調整で補う方法のほかに、ガスタービン発電装置１２１、ディーゼル発電装置１２２など燃料を利用した発電機で補うことも可能である。
＜統合制御装置の動作＞
以上の動作を統合制御装置１７０（図１）の動作として、（図２）、図８〜図１０を参照して説明する。
まず、図２の（ｂ）に示す方法に従って、統合制御装置１７０は、各発電装置（ＧＴ、ＤＥ、ＰＶ、ＷＴ等）と蓄エネ装置（蓄エネルギー装置：Ｂａｔ．１，２、ＦＷ等）から電力に関する情報、および負荷（Ｌｏａｄ１，２）から電力需要に関する情報を取得し、補償すべき電力を計算する。
なお、電力の需給不均衡を完全になくすことは実際上、不可能なので、地域系統１０の運用者は、外部系統１１の運用者に対して或る範囲の電力変動を許容されている。
また、図１においては、蓄電装置１１１、１１２を、電気を蓄積するバッテリとして説明した。しかし電気を蓄積するという観点ではコンデンサも蓄電装置である。また、電気エネルギー以外のエネルギーを蓄積するものとしては、フライホイール（ＦＷ）１１３もある。このように電気エネルギーに限らず広くエネルギーを蓄積する装置として、蓄エネルギー装置（適宜、「蓄エネ装置」と表記）がある。
以下においては、蓄エネ装置として、蓄電装置に限定せずに説明する。
以上の動作を統合制御装置１７０（図１）の動作として、（図２）、図８〜図１０を参照して説明する。
まず、図２の（ｂ）に示す方法に従って、統合制御装置１７０は、各発電装置（ＧＴ、ＤＥ、ＰＶ、ＷＴ等）と蓄エネ装置（蓄エネルギー装置：Ｂａｔ．１，２、ＦＷ等）から電力に関する情報、および負荷（Ｌｏａｄ１，２）から電力需要に関する情報を取得し、補償すべき電力を計算する。
なお、電力の需給不均衡を完全になくすことは実際上、不可能なので、地域系統１０の運用者は、外部系統１１の運用者に対して或る範囲の電力変動を許容されている。
また、図１においては、蓄電装置１１１、１１２を、電気を蓄積するバッテリとして説明した。しかし電気を蓄積するという観点ではコンデンサも蓄電装置である。また、電気エネルギー以外のエネルギーを蓄積するものとしては、フライホイール（ＦＷ）１１３もある。このように電気エネルギーに限らず広くエネルギーを蓄積する装置として、蓄エネルギー装置（適宜、「蓄エネ装置」と表記）がある。
以下においては、蓄エネ装置として、蓄電装置に限定せずに説明する。
＜充電率補償モードと平準化モードとを判定するフローチャート＞
次に、統合制御装置１７０が、蓄電装置１１１，１１２を充電する「充電率補償モード」と、蓄電装置１１１，１１２を放電する「平準化モード」とを、判定するフローについて説明する。
図８は、本発明の第１実施形態に係る統合制御装置１７０が、充電率補償モードと平準化モードとを判定する手順を示すフローチャートである。
次に、統合制御装置１７０が、蓄電装置１１１，１１２を充電する「充電率補償モード」と、蓄電装置１１１，１１２を放電する「平準化モード」とを、判定するフローについて説明する。
図８は、本発明の第１実施形態に係る統合制御装置１７０が、充電率補償モードと平準化モードとを判定する手順を示すフローチャートである。
《ステップＳ７０１》
図８において、まずステップＳ７０１において、前記のように、統合制御装置１７０（図１）は、各発電装置（ＧＴ、ＤＥ、ＰＶ、ＷＴ等：図１）と蓄エネ装置（蓄エネルギー装置：Ｂａｔ．１，２、ＦＷ等：図１）から電力に関する情報、および負荷（Ｌｏａｄ１，２：図１）から電力需要に関する情報を取得し、「補償すべき電力」を計算する。
図８において、まずステップＳ７０１において、前記のように、統合制御装置１７０（図１）は、各発電装置（ＧＴ、ＤＥ、ＰＶ、ＷＴ等：図１）と蓄エネ装置（蓄エネルギー装置：Ｂａｔ．１，２、ＦＷ等：図１）から電力に関する情報、および負荷（Ｌｏａｄ１，２：図１）から電力需要に関する情報を取得し、「補償すべき電力」を計算する。
《ステップＳ７０２》
次に、ステップＳ７０２において、統合制御装置１７０（図１）は、前記の計算された「補償すべき電力」が、外部系統１１（図１）の運用者に許容される範囲かどうかを判定する。
許容範囲内（Ｙｅｓ）であれば、ステップＳ７０３に進む。また、許容範囲外（Ｎｏ）であれば、ステップＳ７０４に進む。
次に、ステップＳ７０２において、統合制御装置１７０（図１）は、前記の計算された「補償すべき電力」が、外部系統１１（図１）の運用者に許容される範囲かどうかを判定する。
許容範囲内（Ｙｅｓ）であれば、ステップＳ７０３に進む。また、許容範囲外（Ｎｏ）であれば、ステップＳ７０４に進む。
《ステップＳ７０３》
ステップＳ７０３においては、統合制御装置１７０は、蓄エネ装置（蓄電装置１１１，１１２）の充電率補償モードの制御を行う。
すなわち、統合制御装置１７０は、蓄エネ装置（蓄電装置１１１，１１２）の充電率ＳＯＣを目標値に戻すような電力制御を行う。
ステップＳ７０３においては、統合制御装置１７０は、蓄エネ装置（蓄電装置１１１，１１２）の充電率補償モードの制御を行う。
すなわち、統合制御装置１７０は、蓄エネ装置（蓄電装置１１１，１１２）の充電率ＳＯＣを目標値に戻すような電力制御を行う。
《ステップＳ７０４》
また、ステップＳ７０４においては、統合制御装置１７０は、地域系統負荷平準化モードの制御を行う。
すなわち、統合制御装置１７０は、各蓄エネ装置（蓄電装置１１１，１１２）が地域系統１０内の電力を補償するように出力（放電）する電力制御を行う。
また、ステップＳ７０４においては、統合制御装置１７０は、地域系統負荷平準化モードの制御を行う。
すなわち、統合制御装置１７０は、各蓄エネ装置（蓄電装置１１１，１１２）が地域系統１０内の電力を補償するように出力（放電）する電力制御を行う。
＜充電率補償モードにおける統合制御装置の動作のフローチャート＞
次に、充電率補償モード（図８のＳ７０３）における統合制御装置１７０の動作の詳細について説明する。
図９は、本発明の第１実施形態に係る統合制御装置１７０の充電率補償モードにおける動作を示すフローチャートである。
次に、充電率補償モード（図８のＳ７０３）における統合制御装置１７０の動作の詳細について説明する。
図９は、本発明の第１実施形態に係る統合制御装置１７０の充電率補償モードにおける動作を示すフローチャートである。
《ステップＳ８０１》
図９において、まずステップＳ８０１において、統合制御装置１７０は、各蓄エネ装置（蓄電装置１１１，１１２：図１）の現在（現時点、情報取得時）での充電率の情報を取得する。
図９において、まずステップＳ８０１において、統合制御装置１７０は、各蓄エネ装置（蓄電装置１１１，１１２：図１）の現在（現時点、情報取得時）での充電率の情報を取得する。
《ステップＳ８０２》
次に、ステップＳ８０２において、統合制御装置１７０は、各蓄エネ装置が目標とする充電率に達するために必要な電力を算出する。なお、図９のステップＳ８０２においては「各装置の充電量を算出」として表記している。
次に、ステップＳ８０２において、統合制御装置１７０は、各蓄エネ装置が目標とする充電率に達するために必要な電力を算出する。なお、図９のステップＳ８０２においては「各装置の充電量を算出」として表記している。
《ステップＳ８０３》
ステップＳ８０３において、統合制御装置１７０は、各蓄エネ装置が目標とする充電率に達するために必要な電力（補償電力）の総和を算出する。なお、図９のステップＳ８０３においては「全蓄エネ装置の補償電力の総量を算出」として表記している。
ステップＳ８０３において、統合制御装置１７０は、各蓄エネ装置が目標とする充電率に達するために必要な電力（補償電力）の総和を算出する。なお、図９のステップＳ８０３においては「全蓄エネ装置の補償電力の総量を算出」として表記している。
《ステップＳ８０４》
ステップＳ８０４において、統合制御装置１７０は、前記の全蓄エネ装置の補償電力の総量を補うべく、再エネ装置（再生可能エネルギー発電装置）の出力を調整（調節）する。
なお、太陽光発電装置（ＰＶ）１０１（図１）や風力発電装置（ＷＴ）１０２（図１）などの再生可能エネルギー発電装置は、前記したように、現在（現時点、情報取得時）の自然状況で可能な最大出力よりも抑制した出力にしておき、その余裕分を出力調整に使う方法をとっている。なお、図９のステップＳ８０４においては「再エネ出力を調節」として表記している。
ステップＳ８０４において、統合制御装置１７０は、前記の全蓄エネ装置の補償電力の総量を補うべく、再エネ装置（再生可能エネルギー発電装置）の出力を調整（調節）する。
なお、太陽光発電装置（ＰＶ）１０１（図１）や風力発電装置（ＷＴ）１０２（図１）などの再生可能エネルギー発電装置は、前記したように、現在（現時点、情報取得時）の自然状況で可能な最大出力よりも抑制した出力にしておき、その余裕分を出力調整に使う方法をとっている。なお、図９のステップＳ８０４においては「再エネ出力を調節」として表記している。
《ステップＳ８０５》
ステップＳ８０５において、統合制御装置１７０は、前記の再エネ装置（再生可能エネルギー発電装置）の出力を調整することによって、前記の全蓄エネ装置の補償電力の総量を補えるか否か（補償電力は足りるか否か）を判定する。
再エネ装置の余裕分が、蓄エネ装置全体の充電補償に必要な電力よりも大きければ（Ｙｅｓ）、ステップＳ８０７に進む。
また、再エネ装置の余裕分だけで蓄エネ装置全体の充電補償に要する電力が足りない場合（Ｎｏ）には、ステップＳ８０６に進む。
ステップＳ８０５において、統合制御装置１７０は、前記の再エネ装置（再生可能エネルギー発電装置）の出力を調整することによって、前記の全蓄エネ装置の補償電力の総量を補えるか否か（補償電力は足りるか否か）を判定する。
再エネ装置の余裕分が、蓄エネ装置全体の充電補償に必要な電力よりも大きければ（Ｙｅｓ）、ステップＳ８０７に進む。
また、再エネ装置の余裕分だけで蓄エネ装置全体の充電補償に要する電力が足りない場合（Ｎｏ）には、ステップＳ８０６に進む。
《ステップＳ８０６》
ステップＳ８０６においては、再エネ装置の余裕分だけで蓄エネ装置の充電補償に要する電力が足りないので、統合制御装置１７０は、さらに燃料を利用した発電機（ＧＴ，ＤＥ：図１）の出力を増加するように制御して、その増加した電力を用いて蓄エネ装置全体の充電補償の不足分を補償する。
なお、ステップＳ８０６の後は、ステップＳ８０１に戻り、再度、ステップＳ８０１からのフローを実行するが、この場合には、燃料を利用した発電機（ＧＴ，ＤＥ：図１）の出力が増加した状態を前提に、統合制御装置１７０は制御を実行する。
ステップＳ８０６においては、再エネ装置の余裕分だけで蓄エネ装置の充電補償に要する電力が足りないので、統合制御装置１７０は、さらに燃料を利用した発電機（ＧＴ，ＤＥ：図１）の出力を増加するように制御して、その増加した電力を用いて蓄エネ装置全体の充電補償の不足分を補償する。
なお、ステップＳ８０６の後は、ステップＳ８０１に戻り、再度、ステップＳ８０１からのフローを実行するが、この場合には、燃料を利用した発電機（ＧＴ，ＤＥ：図１）の出力が増加した状態を前提に、統合制御装置１７０は制御を実行する。
《ステップＳ８０７》
ステップＳ８０７においては、再エネ装置の余裕分だけで蓄エネ装置の充電補償が可能であるので、統合制御装置１７０は、複数の蓄エネ装置の中で、同種類の蓄エネ装置では出力が大きいものを優先して充電するように制御する。
ステップＳ８０７においては、再エネ装置の余裕分だけで蓄エネ装置の充電補償が可能であるので、統合制御装置１７０は、複数の蓄エネ装置の中で、同種類の蓄エネ装置では出力が大きいものを優先して充電するように制御する。
《ステップＳ８０８》
ステップＳ８０８においては、統合制御装置１７０は、複数の蓄エネ装置の中で、異種の蓄エネ装置では充放電の応答が速いものを優先して充電するように制御する。
ステップＳ８０８においては、統合制御装置１７０は、複数の蓄エネ装置の中で、異種の蓄エネ装置では充放電の応答が速いものを優先して充電するように制御する。
《ステップＳ８０９》
ステップＳ８０９においては、統合制御装置１７０は、ステップＳ８０７、ステップＳ８０８で決定した優先順位に基づき、再エネ装置の電力の余裕分を用いて、各蓄エネ装置の補償電力を分配して、充電する制御を行う。
ステップＳ８０９においては、統合制御装置１７０は、ステップＳ８０７、ステップＳ８０８で決定した優先順位に基づき、再エネ装置の電力の余裕分を用いて、各蓄エネ装置の補償電力を分配して、充電する制御を行う。
《補足説明１》
前記のステップＳ８０７における再エネ装置の余裕分だけで蓄エネ装置の充電補償が可能である場合について補足説明する。
再生可能エネルギーは、自然条件に左右されるため増出力は難しいが、太陽光発電などは、切り離して発電量を抑えることは容易である。
したがって、地域系統のエネルギーで供給が多すぎる場合、蓄エネ装置が吸収できなくても、再生可能エネルギーの出力を抑制することは可能である。本発明の第１実施形態は、このような動作を可能にしている。
また、燃料を利用した発電機は、蓄電装置に充電するための電力が足りない場合に、主に動作する。
前記のステップＳ８０７における再エネ装置の余裕分だけで蓄エネ装置の充電補償が可能である場合について補足説明する。
再生可能エネルギーは、自然条件に左右されるため増出力は難しいが、太陽光発電などは、切り離して発電量を抑えることは容易である。
したがって、地域系統のエネルギーで供給が多すぎる場合、蓄エネ装置が吸収できなくても、再生可能エネルギーの出力を抑制することは可能である。本発明の第１実施形態は、このような動作を可能にしている。
また、燃料を利用した発電機は、蓄電装置に充電するための電力が足りない場合に、主に動作する。
《補足説明２》
前記のステップＳ８０７〜ステップＳ８０９における補足説明をする。
ステップＳ８０９において、統合制御装置１７０は、補償した電力の総量を、個別の機器に分配する。
また、複数の蓄エネ装置があり、充電が必要なものと放電が必要なものとが同時にある場合には、蓄エネ装置間で電力の入出（充電と放電）をする。
前記のステップＳ８０７において、複数の同種の蓄エネ装置があり、それらの最大出力が異なる場合には、充電率補償モードにおいて電力を分配する際に、最大出力が大きい蓄エネ装置を優先（優先順位を高く設定）して目標値に復帰させる。
ここで優先分配の具体的な例として、出力が大きな蓄エネ装置ほど短い時間で復帰するように分配する。なぜなら最大出力が小さな蓄電装置のＳＯＣに十分余力があり、最大出力が大きな蓄電装置でＳＯＣが小さいと、大きな出力変動に備えることができないためである。
この方法により、システムとして大きな負荷変動に備えることができ、蓄電装置の充電エネルギーを有効に使うことができる。
前記のステップＳ８０７〜ステップＳ８０９における補足説明をする。
ステップＳ８０９において、統合制御装置１７０は、補償した電力の総量を、個別の機器に分配する。
また、複数の蓄エネ装置があり、充電が必要なものと放電が必要なものとが同時にある場合には、蓄エネ装置間で電力の入出（充電と放電）をする。
前記のステップＳ８０７において、複数の同種の蓄エネ装置があり、それらの最大出力が異なる場合には、充電率補償モードにおいて電力を分配する際に、最大出力が大きい蓄エネ装置を優先（優先順位を高く設定）して目標値に復帰させる。
ここで優先分配の具体的な例として、出力が大きな蓄エネ装置ほど短い時間で復帰するように分配する。なぜなら最大出力が小さな蓄電装置のＳＯＣに十分余力があり、最大出力が大きな蓄電装置でＳＯＣが小さいと、大きな出力変動に備えることができないためである。
この方法により、システムとして大きな負荷変動に備えることができ、蓄電装置の充電エネルギーを有効に使うことができる。
また、ステップＳ８０８において、蓄電装置にもＮａＳ電池（ナトリウム・硫黄電池）、鉛電池、リチウムイオン電池など様々な種類がある。さらに広義に蓄エネ装置には、フライホイール、キャパシタ、熱利用など様々な方法があるが、それぞれ入出力指令に対する応答速度が異なる。
応答速度の速いキャパシタ、フライホイールは、出力が多くても蓄積エネルギーは小さい場合が多い。これらの装置は、一般的に、繰り返しに対する耐久性にも優れているため、頻繁な電力の入出に向いている。このため、応答速度の速い機器については、充電率補償モードにおいて優先的（優先順位を高く設定）に目標充電率に戻す。
応答速度の速いキャパシタ、フライホイールは、出力が多くても蓄積エネルギーは小さい場合が多い。これらの装置は、一般的に、繰り返しに対する耐久性にも優れているため、頻繁な電力の入出に向いている。このため、応答速度の速い機器については、充電率補償モードにおいて優先的（優先順位を高く設定）に目標充電率に戻す。
＜平準化モードにおける統合制御装置の動作のフローチャート＞
次に、平準化モードにおける統合制御装置の動作について説明する。
図１０は、本発明の第１実施形態に係る統合制御装置１７０の平準化モード（図８のＳ７０４）における動作の詳細を示すフローチャートである。
次に、平準化モードにおける統合制御装置の動作について説明する。
図１０は、本発明の第１実施形態に係る統合制御装置１７０の平準化モード（図８のＳ７０４）における動作の詳細を示すフローチャートである。
《ステップＳ９０１》
図１０において、まず、ステップＳ９０１において、統合制御装置１７０（図１）は、各発電装置（ＧＴ、ＤＥ、ＰＶ、ＷＴ等：図１）と蓄エネ装置（蓄エネルギー装置：Ｂａｔ．１，２、ＦＷ等：図１）から電力に関する情報、および負荷（Ｌｏａｄ１，２：図１）から電力需要に関する情報を取得し、「補償すべき電力」を計算する。
図１０において、まず、ステップＳ９０１において、統合制御装置１７０（図１）は、各発電装置（ＧＴ、ＤＥ、ＰＶ、ＷＴ等：図１）と蓄エネ装置（蓄エネルギー装置：Ｂａｔ．１，２、ＦＷ等：図１）から電力に関する情報、および負荷（Ｌｏａｄ１，２：図１）から電力需要に関する情報を取得し、「補償すべき電力」を計算する。
《ステップＳ９０２》
ステップＳ９０２において、統合制御装置１７０は、地域系統１０内の前記「補償すべき電力」を補うように、再エネ装置（再生可能エネルギー発電装置）の出力を調整（調節）する。
ステップＳ９０２において、統合制御装置１７０は、地域系統１０内の前記「補償すべき電力」を補うように、再エネ装置（再生可能エネルギー発電装置）の出力を調整（調節）する。
《ステップＳ９０３》
次に、ステップＳ９０３において、統合制御装置１７０（図１）は、前記の「補償すべき電力」が、再エネ装置の出力で調節可能であるかを判定する。
許容範囲内（Ｙｅｓ）であれば、ステップＳ９１０に進む。また、許容範囲外（Ｎｏ）であれば、ステップＳ９０４に進む。
なお、「補償すべき電力」を補う際に、例えば電力供給を減らす必要がある場合には、蓄エネ装置に蓄電する前に、まず再生可能エネルギーの出力を抑制する。そして、それだけで抑制しきれない成分に関して、次のステップ９０４以降において蓄エネ装置で充電する。
次に、ステップＳ９０３において、統合制御装置１７０（図１）は、前記の「補償すべき電力」が、再エネ装置の出力で調節可能であるかを判定する。
許容範囲内（Ｙｅｓ）であれば、ステップＳ９１０に進む。また、許容範囲外（Ｎｏ）であれば、ステップＳ９０４に進む。
なお、「補償すべき電力」を補う際に、例えば電力供給を減らす必要がある場合には、蓄エネ装置に蓄電する前に、まず再生可能エネルギーの出力を抑制する。そして、それだけで抑制しきれない成分に関して、次のステップ９０４以降において蓄エネ装置で充電する。
《ステップＳ９０４》
ステップＳ９０４において、各蓄エネ装置の充電率を取得する。
ステップＳ９０４において、各蓄エネ装置の充電率を取得する。
《ステップＳ９０５〜Ｓ９０７》
次に、ステップＳ９０５〜Ｓ９０７について一括して説明する。
なお、前記のように「補償すべき電力」を補う際に、例えば電力供給を減らす必要がある場合には、蓄エネ装置に蓄電する前に、まず再生可能エネルギーの出力を抑制する。そして、それだけで抑制しきれない成分に関して、蓄エネ装置で充電する。
逆に、電力供給を増やす場合には、まず、再生可能エネルギーの発電を予め抑制しておいた分を開放し、それで不足する場合に蓄エネ装置が放電する。このとき、各複数の蓄電装置の充放電電力の決め方を次に示す。
次に、ステップＳ９０５〜Ｓ９０７について一括して説明する。
なお、前記のように「補償すべき電力」を補う際に、例えば電力供給を減らす必要がある場合には、蓄エネ装置に蓄電する前に、まず再生可能エネルギーの出力を抑制する。そして、それだけで抑制しきれない成分に関して、蓄エネ装置で充電する。
逆に、電力供給を増やす場合には、まず、再生可能エネルギーの発電を予め抑制しておいた分を開放し、それで不足する場合に蓄エネ装置が放電する。このとき、各複数の蓄電装置の充放電電力の決め方を次に示す。
統合制御装置１７０は、予め各蓄エネ装置の最大出力、最大蓄積エネルギー量、充電率の目標値（充電率目標値）と上下限値の情報を持っている。ここでは目標充電率ＳＯＣを５０％（０．５）、上限値を７０％（０．７）、下限値を０％（０．０）とする。
まず、現在補償すべき電力がＣとした場合に、蓄電装置１１１，１１２により、その９０％を補償するとして、全体に対する出力係数Ｃ０を０．９に決定する（ステップＳ９０７）。
次に、蓄電装置１１１の容量と蓄電装置１１２との最大出力比で、それぞれの出力係数Ｃ１を決める（ステップＳ９０６）。
次に、ステップＳ９０４で取得した現時点の充電率ＳＯＣに応じても出力係数Ｃ２を決める（ステップＳ９０５）。
まず、現在補償すべき電力がＣとした場合に、蓄電装置１１１，１１２により、その９０％を補償するとして、全体に対する出力係数Ｃ０を０．９に決定する（ステップＳ９０７）。
次に、蓄電装置１１１の容量と蓄電装置１１２との最大出力比で、それぞれの出力係数Ｃ１を決める（ステップＳ９０６）。
次に、ステップＳ９０４で取得した現時点の充電率ＳＯＣに応じても出力係数Ｃ２を決める（ステップＳ９０５）。
《ステップＳ９０８》
次に、ステップＳ９０８において、統合制御装置１７０は、前記の補償すべき出力Ｃに対して、出力係数Ｃ０、Ｃ１、Ｃ２を乗じ、各装置の出力総和が補償すべき電力となるように、出力係数を再計算する。
なお、それぞれの蓄電装置について出力を決定すると、各装置の出力係数は１よりも小さいので、二つの装置の出力を合計しても全体として足りなくなってしまう。そこで統合制御装置１７０が、それらの出力係数を再計算する。
次に、ステップＳ９０８において、統合制御装置１７０は、前記の補償すべき出力Ｃに対して、出力係数Ｃ０、Ｃ１、Ｃ２を乗じ、各装置の出力総和が補償すべき電力となるように、出力係数を再計算する。
なお、それぞれの蓄電装置について出力を決定すると、各装置の出力係数は１よりも小さいので、二つの装置の出力を合計しても全体として足りなくなってしまう。そこで統合制御装置１７０が、それらの出力係数を再計算する。
《ステップＳ９０９》
ステップＳ９０９において、ステップＳ９０８で再計算した各出力係数を基に、統合制御装置１７０は、各出力係数による出力の合計が系統として補償すべき電力となるようにして、各蓄電装置の出力（充放電電力）を決定する。そして、ステップＳ９１０に進む。
ステップＳ９０９において、ステップＳ９０８で再計算した各出力係数を基に、統合制御装置１７０は、各出力係数による出力の合計が系統として補償すべき電力となるようにして、各蓄電装置の出力（充放電電力）を決定する。そして、ステップＳ９１０に進む。
《ステップＳ９１０》
前記のようにステップＳ９０３（Ｙｅｓ）、またはステップＳ９０９が終了するとステップＳ９１０に移行する（進む）。
ステップＳ９１０では、統合制御装置１７０による調整を終了する。
前記のようにステップＳ９０３（Ｙｅｓ）、またはステップＳ９０９が終了するとステップＳ９１０に移行する（進む）。
ステップＳ９１０では、統合制御装置１７０による調整を終了する。
＜蓄電装置の充電率に応じた出力係数Ｃ２の決め方の例＞
次に、蓄電装置の充電率に応じた出力係数Ｃ２（ステップＳ９０５：図１０）の決め方の例を示す。
図１１は、本発明の第１実施形態に係る統合制御装置１７０の平準化モードにおける出力係数Ｃ２の決定の仕方を説明する図である。
図１１において、太線で示した特性線１１００は放電を表し、破線で示した特性線１１０１は充電を表している。また、縦軸は出力係数Ｃ２（０〜１）であり、横軸は蓄電装置の充電量ＳＯＣ（％）である。
次に、蓄電装置の充電率に応じた出力係数Ｃ２（ステップＳ９０５：図１０）の決め方の例を示す。
図１１は、本発明の第１実施形態に係る統合制御装置１７０の平準化モードにおける出力係数Ｃ２の決定の仕方を説明する図である。
図１１において、太線で示した特性線１１００は放電を表し、破線で示した特性線１１０１は充電を表している。また、縦軸は出力係数Ｃ２（０〜１）であり、横軸は蓄電装置の充電量ＳＯＣ（％）である。
また、図１１において、ＳＯＣが５０％以上の場合には、放電の際の出力係数Ｃ２は１とする。また、充電の際の出力係数Ｃ２は、ＳＯＣが大きくなるとともに線形の関係（負の比例定数）で小さくなる。
また、ＳＯＣが５０％以下の場合には、充電に対する出力係数Ｃ２は１とする。また、放電の際には、ＳＯＣに比例して大きくなる。
このように出力係数Ｃ２を決定することで、各蓄エネ装置の過放電，過充電を避けることができる。
また、前記のような方法をとることによって、蓄エネ装置の充放電電力は、この充放電によって蓄エネ装置のそれぞれの充電率が目標値に近づく場合は大きくなり、目標値から遠ざかる場合には小さくなるように制御される。
また、ＳＯＣが５０％以下の場合には、充電に対する出力係数Ｃ２は１とする。また、放電の際には、ＳＯＣに比例して大きくなる。
このように出力係数Ｃ２を決定することで、各蓄エネ装置の過放電，過充電を避けることができる。
また、前記のような方法をとることによって、蓄エネ装置の充放電電力は、この充放電によって蓄エネ装置のそれぞれの充電率が目標値に近づく場合は大きくなり、目標値から遠ざかる場合には小さくなるように制御される。
以上の第１実施形態では、バッテリの蓄電装置で主に説明したが、フライホイールやキャパシタなど電力を充放電することが可能な装置に応用できる。
また、余剰な電力を熱に変換して地域のエネルギー需要に利用する際にも同様に電力調整の立場から，本（第１）実施形態が有効である。
また、余剰な電力を熱に変換して地域のエネルギー需要に利用する際にも同様に電力調整の立場から，本（第１）実施形態が有効である。
≪その他の実施形態≫
以上、本発明は、前記した各実施形態に基づき具体的に説明したが、本発明は前記各実施形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々、変更可能である。
以下に、その他の実施形態や変形例について、さらに説明する。
以上、本発明は、前記した各実施形態に基づき具体的に説明したが、本発明は前記各実施形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々、変更可能である。
以下に、その他の実施形態や変形例について、さらに説明する。
《蓄電装置、再エネ装置、発電機、負荷の台数》
第１実施形態の説明で参照した図１においては、蓄電装置（Ｂａｔ．１，２）１１１，１１２として２台、フライホイール（ＦＷ）１１３として１台、ガスタービン発電機（ＧＴ）１２１として１台、ディーゼル発電機（ＤＥ）１２２として１台、太陽発電装置（ＰＶ）１０１として１台、風力発電装置（ＷＴ）１０２として１台、負荷（Ｌｏａｄ１，２）１３１、１３２として２台を示して説明したが、これらの台数に限定されない。２台もしくは３台以上の複数台でもよい。
また、逆に、フライホイール（ＦＷ）１１３、ディーゼル発電機（ＤＥ）１２２、ガスタービン発電機（ＧＴ）１２１、太陽発電装置（ＰＶ）１０１、風力発電装置（ＷＴ）１０２などについては、代替装置に相当するものがある場合には必須要素ではない。
第１実施形態の説明で参照した図１においては、蓄電装置（Ｂａｔ．１，２）１１１，１１２として２台、フライホイール（ＦＷ）１１３として１台、ガスタービン発電機（ＧＴ）１２１として１台、ディーゼル発電機（ＤＥ）１２２として１台、太陽発電装置（ＰＶ）１０１として１台、風力発電装置（ＷＴ）１０２として１台、負荷（Ｌｏａｄ１，２）１３１、１３２として２台を示して説明したが、これらの台数に限定されない。２台もしくは３台以上の複数台でもよい。
また、逆に、フライホイール（ＦＷ）１１３、ディーゼル発電機（ＤＥ）１２２、ガスタービン発電機（ＧＴ）１２１、太陽発電装置（ＰＶ）１０１、風力発電装置（ＷＴ）１０２などについては、代替装置に相当するものがある場合には必須要素ではない。
《蓄電装置、再エネ装置、発電機の種類》
第１実施形態においては、燃料を用いた発電装置として、ガスタービン発電機（ＧＴ）１２１で主として説明したが、ディーゼル発電機（ＤＥ）１２２で行ってもよいし、混載して両方で行ってもよい。また、前記したようにバイオマス発電プラントによる発電でもよい。
また、蓄電装置としてバッテリを主として説明したが、前記のフライホイール（ＦＷ）１１３やコンデンサ（不図示）でもよい。
また、バッテリとして、ＮａＳ電池、鉛電池、リチウムイオン電池を例示したが他の電池、例えばレドックスフロー電池、ニッケル水素電池などでもよい。
第１実施形態においては、燃料を用いた発電装置として、ガスタービン発電機（ＧＴ）１２１で主として説明したが、ディーゼル発電機（ＤＥ）１２２で行ってもよいし、混載して両方で行ってもよい。また、前記したようにバイオマス発電プラントによる発電でもよい。
また、蓄電装置としてバッテリを主として説明したが、前記のフライホイール（ＦＷ）１１３やコンデンサ（不図示）でもよい。
また、バッテリとして、ＮａＳ電池、鉛電池、リチウムイオン電池を例示したが他の電池、例えばレドックスフロー電池、ニッケル水素電池などでもよい。
１０、２０ 地域系統（電力の地域系統）
１１ 外部系統（電力の外部系統）
１５ 変圧器
１６ 遮断器
１０１ 太陽光発電装置（再生可能エネルギー発電装置、再エネ発電）
１０２ 風力発電装置（再生可能エネルギー発電装置、再エネ発電）
１１１，１１２ 蓄電装置（蓄エネルギー装置、蓄エネ装置、バッテリ）
１１３ フライホイール（蓄エネ装置、蓄エネルギー装置、蓄電装置）
１２１ ガスタービン発電装置（燃料発電装置）
１２２ ディーゼル発電装置（燃料発電装置）
１３１，１３２ 電力負荷
１６０ 電力測定器
１７０ 統合制御装置
１１ 外部系統（電力の外部系統）
１５ 変圧器
１６ 遮断器
１０１ 太陽光発電装置（再生可能エネルギー発電装置、再エネ発電）
１０２ 風力発電装置（再生可能エネルギー発電装置、再エネ発電）
１１１，１１２ 蓄電装置（蓄エネルギー装置、蓄エネ装置、バッテリ）
１１３ フライホイール（蓄エネ装置、蓄エネルギー装置、蓄電装置）
１２１ ガスタービン発電装置（燃料発電装置）
１２２ ディーゼル発電装置（燃料発電装置）
１３１，１３２ 電力負荷
１６０ 電力測定器
１７０ 統合制御装置
Claims (6)
- 少なくとも一つの分散型電源である再生可能エネルギー発電装置と、
一つ以上の燃料を用いた燃料発電装置と、
一つ以上の蓄エネルギー装置と、
電力負荷と、
前記再生可能エネルギー発電装置と前記燃料発電装置と前記電力負荷を統合制御して電力需給を調整する電力の統合制御装置と、
を備え、電力の外部系統と連系する電力の地域系統において、
前記電力の統合制御装置は、
地域系統内の前記電力負荷と前記再生可能エネルギー発電装置の発電電力との差である需給不均衡の変動分に対し、前記再生可能エネルギー発電装置の出力と前記燃料発電装置の出力とを制御し、
該制御において、地域系統内の電力需給の不均衡が所定の閾値を超える場合には、前記蓄エネルギー装置を放電して前記不均衡を補償し、
地域系統内の電力需給の不均衡が所定の閾値内の場合には、前記蓄エネルギー装置を充電して蓄エネルギー装置の充電率を目標値に戻すように制御する、
ことを特徴とする分散型電源の電力供給システム。 - 請求項１において、
前記蓄エネルギー装置の少なくとも一つは、電気エネルギーを蓄積する蓄電装置である、
ことを特徴とする分散型電源の電力供給システム。 - 請求項１または請求項２において、
前記電力の統合制御装置は、前記一つ以上の蓄エネルギー装置のそれぞれの充電率目標値と上下限値、および稼動中の前記一つ以上の蓄エネルギー装置のそれぞれの充電率を用いて、前記一つ以上の蓄エネルギー装置のそれぞれの充放電電力を計算する、
ことを特徴とする分散型電源の電力供給システム。 - 請求項３において、
前記電力の統合制御装置が、前記蓄エネルギー装置の充放電で不均衡を補償する際に、前記蓄エネルギー装置の充放電電力は、該充放電によって前記蓄エネルギー装置のそれぞれの充電率が目標値に近づく場合は大きく、目標値から遠ざかる場合には小さくなる、
ことを特徴とする分散型電源の電力供給システム。 - 請求項３または請求項４において、
前記蓄エネルギー装置が複数、備えられて、前記電力の統合制御装置が、複数の同じ種類の蓄エネルギー装置の充電率を目標値に戻すように制御する際に、
最大出力が大きな蓄エネルギー装置の優先順位を高く設定する、
ことを特徴とする分散型電源の電力供給システム。 - 請求項３または請求項４において，
前記蓄エネルギー装置が複数、備えられて、前記電力の統合制御装置が、複数の異なる種類の蓄エネルギー装置の充電率を目標値に戻すように制御する際に、
出力応答速度の速い蓄エネルギー装置の優先順位を高く設定する、
ことを特徴とする分散型電源の電力供給システム。
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