JP7066948B2 - 蓄電池制御装置、蓄電池制御プログラム - Google Patents

Description

本発明は、系統電力、太陽光発電に代表される再生可能エネルギー発電による電力、及び蓄電池から受ける電力を併用して負荷に電力を供給する場合に、特に、蓄電池電力から受ける電力を制御する蓄電池制御装置及び蓄電池制御プログラムに関する。

近年、系統電力から受電する電力と、太陽光発電（再生可能エネルギーの代表例）による電力と、蓄電池からの放電による電力と、を併用する電力システムが適用されている。

特許文献１には、余剰電力を蓄える効率を向上させる共に、商用電力系統からの電力のピークカットを行うことが可能な電力システムが開示されている。

より具体的には、特許文献１では、蓄電池に充電されている充電電力量を計測し、再生可能エネルギーの一例である太陽電池で発電される発電量、及び、家電で消費される需要電力量を予測し、予測した発電量および需要電力量と、蓄電池の充電電力量とに基づいて、蓄電池の充放電の計画を立て、計画に従って、蓄電池の充放電を制御する。

ところで、太陽光発電と蓄電池を併用したシステムにおいては、今後、太陽光発電の発電量をできる限り自家消費することが望まれており、この場合、蓄電池に蓄電した電力を常時最大限に活用することで系統電力からの買電量を低減することができるが、受電電力の上限値を超えそうなときに、蓄電池の残量がなくなっている可能性があり、ピークカットを担保することができず、受電電力の上限値を超えてしまう場合がある。

一方、ピークカットを優先で制御する場合は、常時、蓄電値の残量を確保しておく必要があり、蓄電池が満充電状態で太陽光発電量が余剰になると、商用電力系統へ売電することになり、自家消費量が低下する。

特開２００９－２８４５８６号公報

しかしながら、特許文献１は、交流として商用電力系統、直流として太陽光発電と蓄電池を適用し、ピークカットを担保しているが、商用電力系統への売電（逆潮流）を許容しており、ピークカットの担保と系統への売電回避を両立することを考慮し制御形態になっていない。

本発明は、系統から受ける電力、再生可能エネルギー発電による電力、蓄電池から放電された電力を併用する場合に、日照時間や負荷の変動の推移の予測による計画電力の推定ロジックを確立し、ピークカットの担保と商用電力系統への売電回避を両立することができる蓄電池制御装置、蓄電池制御プログラムを得ることが目的である。

本発明に係る蓄電池制御装置は、負荷設備で消費する電力供給源として、系統からの受電による第１の電力、再生可能エネルギー発電による第２の電力、及び蓄電池からの放電による第３の電力を備え、前記第１の電力が受電電力の上限値を超えない第１条件、及び、前記第２の電力の前記系統への逆潮流を回避する第２条件を維持するための、前記第３の電力を制御する蓄電池制御装置であって、将来の一定期間を対象として、前記負荷設備で消費する負荷電力の時系列の推移予測と、前記第２の電力の発電量の時系列の推移予測とから、前記第１条件及び前記第２条件を維持するための前記蓄電池の必要残量を演算する必要残量演算手段と、前記蓄電池に充電されている残量と前記必要残量との差分に基づき、目標電力を設定する目標電力設定手段と、前記目標電力設定手段で設定された目標電力と、前記負荷電力から前記第２の電力における発電電力を差し引いた現在電力と、の差分で前記蓄電池から放電する出力値を演算する蓄電池出力値演算手段と、を有している。

本発明によれば、第１条件として、系統からの受電電力の上限値を超えないこと（ピークカット担保）、及び、第２条件として、系統への逆潮流回避（売電回避）のために、例えば、前日に予想した明日の負荷電力、ＰＶ電力の推移に基づき、蓄電値の放電量を決定する。

必要残量演算手段では、将来の一定期間を対象として、負荷設備で消費する負荷電力の時系列の推移予測と、第２の電力の発電量の時系列の推移予測とから、第１条件及び第２条件を維持するための蓄電池の必要残量を演算し、目標電力設定手段において、蓄電池に充電されている残量と前記必要残量との差分に基づき、目標電力を設定する。

蓄電池出力値演算手段では、目標電力設定手段で設定された目標電力と、負荷電力から第２の電力における発電電力を差し引いた現在電力と、の差分で蓄電池から放電する出力値を演算する。

このように、蓄電池の放電を制御することで、第１の電力が受電電力の上限値を超えない第１条件、及び、第２の電力の系統への逆潮流を回避する第２条件を維持することができる。

本発明において、前記目標電力設定手段は、前記蓄電池の残量が、前記必要残量に達している場合は、前記一定期間に含まれる所定期間中での実際の電力消費において前記現在電力に相当する放電電力の出力値となる目標電力に設定し、前記蓄電池の残量が、前記必要残量に達していない場合は、前記現在電力が前記第１条件を維持することが可能か否かを判断し、維持することが可能な場合は前記蓄電池から放電する出力値が０となる目標電力に設定し、維持することが不可能な場合は維持することが可能な範囲内の放電電力となる目標電力に設定することを特徴としている。

蓄電池の残量によって、目標電力の設定の仕方を変える。

目標電力を設定する場合、蓄電池の残量が、前記必要残量に達しているか否かによって、設定値を変えることができる。

本発明において、前記目標電力設定手段は、前記蓄電池の残量が、前記必要残量に達しているか否かの判定に、蓄電余裕幅を持たせ、当該蓄電余裕幅の範囲内の上限と下限との間で、目標電力を徐々に増減することを特徴としている。

しきい値付近でのハンティング防止策のため蓄電余裕幅を持たせる。

蓄電池の残量が、前記必要最小電力量に達しているか否かによって、極端に変る蓄電池の放電量を、例えば比例制御によって是正することで、蓄電池の必要最小電力量付近での微増微減に対して、オーバーシュートとアンダーシュートを繰り返す現象（ハンティング）回避することができる。

本発明において、前記蓄電池の残量が、前記第２の電力による充電では予め定めた残量に対して不足する場合に、前記第１の電力からの充電を許容することを特徴としている。

蓄電池の容量によって、補完的に系統電力からの充電を許容する。

ピークカットを優先する場合に有利な制御となる。

本発明に係る蓄電池制御プログラムは、コンピュータに、請求項１～請求項４の何れか１項記載の蓄電池制御装置の各部として機能させることを特徴としている。

本発明によれば、目標電力を予測し、この目標電力と現在電力との差分で、蓄電池の放電を制御することで、第１の電力が受電電力の上限値を超過しないようにする第１条件、及び、第２の電力の系統への逆潮流を回避する第２条件を維持することができる。

以上説明した如く本発明では、系統から受ける電力、再生可能エネルギー発電による電力、蓄電池から放電された電力を併用する場合に、日照時間や負荷の変動の推移の予測による計画電力の推定ロジックを確立し、ピークカットの担保と商用電力系統への売電回避を両立することができるという効果を奏する。

本実施の形態に係る蓄電地制御が実行される需要家の設備を示す概略図である。 本実施の形態に係る電力供給制御装置の制御ブロック図である。 本実施の形態に係る蓄電地制御を実行するための電力供給制御の流れを示す機能ブロック図である。 本実施の形態に係る必要蓄電池残量演算部(図３)を主体として実行される、必要蓄電残演算ルーチンを示す制御フローチャートである。 本実施の形態に係る目標電力演算部(図３)を主体として実行される、目標電力に基づく蓄電池放電出力演算ルーチンを示す制御フローチャートである。 （Ａ）は確保時間Ｔにおける電力推移に基づき、ピークカット必要電力量ＰＲを加算していく過程を示すタイミングチャート、（Ｂ）は蓄電池の蓄電池容量を一定の目盛で表現したレベルバーの集合体で表現した特性図である。 （Ａ）は蓄電池３２の残量のレベル表示特性図、（Ｂ）は蓄電池残量Ｓ計測値－計画電力Ｐ特性図である。 本実施の形態の電力供給制御装置を適用して、蓄電池残量を制御した実施例１であり、（Ａ）は予測当日の前日の電力推移、（Ｂ）は予測当日の実際の電力推移を示す特性図である。 本実施の形態の電力供給制御装置を適用して、蓄電池残量を制御した実施例２であり、（Ａ）は予測当日の前日の電力推移、（Ｂ）は予測当日の実際の電力推移を示す特性図である。

図１に示される如く、系統電力１０から受電する需要側１２が備える負荷設備１４へ電力を供給するための電力配線系統の一例を示している。なお、需要側１２としては、例えば、大中小の工場、住宅、ビルディング等が挙げられる。

需要側１２は、主電力計１６を備えており、当該主電力計１６の入力側には、系統電力１０から電力（第１の電力）が供給されるように配線されている。

主電力計１６の出力側は、受電設備１８に接続されている。受電設備１８は、例えば、ブレーカーや漏電遮断機等を含み、負荷設備１４に電力を分配する役目を有する。

本実施の形態における負荷設備は、例えば住宅を例にとると、空調設備及び照明設備等がある。

負荷設備には、受電設備１８から、負荷設備用の電力計２０及び変圧器２２を介して、電力が供給されるようになっている。空調設備や照明設備においても同様である。

また、本実施の形態の需要側１２は、再生可能エネルギー発電として太陽光発電（以下、必要に応じてＰＶ発電という場合がある）システムを有している。

太陽光発電による電力は、系統電力からの受電による電力である第１の電力に対して、第２の電力という位置付けとなる。

太陽光発電システムは、太陽光発電デバイス２４を備えている。太陽光発電デバイス２４は、太陽光の光を受けて充電する役目を有する。

太陽光発電デバイス２４は、パワーコンディショナー２６、変圧器２８、及びＰＶ用の電力計３０を介して、受電設備１８に接続されている。

さらに、本実施の形態の需要側１２は、蓄電池３２を備えている。蓄電池３２は、充電及び放電（以下、総称する場合、「充放電」という）が可能である。

蓄電池３２は、充電の際、蓄電池用の電力計３４、変圧器３６、及びパワーコンディショナー３８を介して、電力が供給されるようになっている。また、蓄電池３２は、放電の際、第３の電力として、負荷設備１４へ電力を供給する。

蓄電池３２の充放電は、蓄電池制御装置４０からの指示で実行されるようになっている。

主電力計１６、電力計２０、電力計３０、電力計３４、受電設備１８、及び蓄電池制御装置４０は、電力供給制御装置４２に接続されている。電力供給制御装置４２は、負荷設備１４、並びに、蓄電池３２を対象とした充放電制御を実行すると共に、受電設備１８を介して、太陽光発電システムによる発電状態を監視する。

すなわち、電力供給制御装置４２では、以下の電力供給制御を実行する。

（電力供給制御１） 太陽光発電の発電量の自家消費

（電力供給制御２） ピークカットの担保

図２に示される如く、電力供給制御装置４２は、マイクロコンピュータ５０を備えている。マイクロコンピュータ５０は、ＣＰＵ５０Ａ、ＲＡＭ５０Ｂ、ＲＯＭ５０Ｃ、入出力ポート（Ｉ／Ｏ）５０Ｄ及びこれらを接続するデータバスやコントロールバス等のバス５０Ｅを含んで構成されている。ＲＯＭ５０Ｃには、本実施の形態に係る電力供給制御プログラムが記憶されており、ＣＰＵ５０Ａが当該電力供給制御プログラムに従って動作することで、需要側１２を対象として電力供給制御が実行される。

なお、Ｉ／Ｏ５０Ｄには、大規模記憶装置（例えば、ハードディスク）５２が接続されている。電力供給プログラムは大規模記憶装置５２に記憶してもよいし、図示しないＵＳＢメモリやＳＤカード等の記憶媒体に記憶するようにしてもよい。また、大規模記憶装置５２は、後述する設定値記憶部７２（図３参照）として機能する。

また、Ｉ／Ｏ５０Ｄには、インターフェイス（Ｉ／Ｆ）５４を介して蓄電池制御装置４０、Ｉ／Ｆ５６を介して受電設備１８がそれぞれ接続されている。さらに、Ｉ／Ｏ５０Ｄには、主電力計１６、負荷設備用の電力計２０、太陽光発電用の電力計３０、蓄電池用の電力計３４が接続されている。

ところで、上記電力供給制御１及び電力供給制御２を実現するためには、蓄電池３２に蓄電した電力を最大限に活用し、系統電力１０からの買電量を低減し、受電電力の上限値を超えそうなときのための蓄電量を管理することが重要である。

そこで、本実施の形態の電力供給制御装置４２では、事前に(例えば、前日に）、将来の（例えば、明日の）負荷設備の消費量や太陽光発電システムでの発電量の推移を予測し、蓄電池３２の残量を制御して、電力供給制御１及び電力供給制御２を実行するようにした。

特に、本実施の形態では、負荷設備の消費量や太陽光発電システムでの発電量について、比較的に細かい時間帯毎に推移の予測を行うようにしている。

細かい時間帯とは、例えば、前日に明日(制御当日）の負荷設備の消費量や太陽光発電システムでの発電量を予測する場合に、２４時間単位で行うよりも細かい時間帯を指し、本実施の形態では、３０分毎、かつ、制御当日を起算日とした７２時間（３日）先まで期間（確保時間Ｔ）の推移を予測するようにしている。

ここで、太陽光発電システムの発電量が少ない場合に、蓄電値の残量がなくなっている可能性があり、ピークカットを担保することができず、受電電力の上限値を超えてしまう場合がある。

一方、ピークカットを優先で制御する場合は、常時、蓄電値の残量を確保しておく必要があり、蓄電池が満充電状態で太陽光発電量が余剰になると、商用電力系統へ売電することになり、自家消費量が低下する。

（電力負荷予測部６０、ＰＶ発電予測部６２）

図３は、電力供給制御装置４２における蓄電池の充放電制御を主体とした電力供給制御の流れを示す機能ブロック図である。なお、図３のブロックは機能別に分類したものであり、電力供給制御装置４２のハード構成を限定するものではない。

電力供給制御装置４２は、電力負荷予測部６０及びＰＶ発電予測部６２を備えている。電力負荷予測部６０では、外部情報に基づき、将来（本実施の形態では、確保時間Ｔとして、明日午前０時から７２時間を設定する。）電力を予測する。すなわち、電力負荷予測値Ｌｆ及びＰＶ発電予測値ＰＶｆを予測する。

電力負荷予測部６０が入手する外部情報としては、日付情報、需要側１２を利用する需要家（例えば、一般住宅であれば住人）のスケジュール情報等が挙げられ、需要家が負荷設備１４を利用する機会を解析することで、電力負荷予測値Ｌｆを予測する。

また、ＰＶ発電予測部６２が入手する外部情報としては、気象情報、日照時間情報等が挙げられ、需要側１２における太陽光発電デバイス２４の設置位置での、天気及び日照時間を解析することで、ＰＶ発電電力予測値ＰＶｆを予測する。

なお、外部情報から電力負荷予測及びＰＶ発電予測を行う場合、予測初期は誤差を認識し、日々の学習によって誤差を低減し、精度を上げる、人工知能による機械学習を適用してもよい。

（電力負荷・発電差分予測演算部６４）

電力負荷予測部６０及びＰＶ発電予測部６２は、電力負荷・発電差分予測演算部６４に接続されている。

電力負荷・発電差分予測演算部６４では、電力負荷予測部６０から受け付けた電力負荷Ｌｆと、ＰＶ発電予測部６２から受け付けたＰＶ発電電力ＰＶｆとに基づいて、予測電力Ｆを演算し（Ｆ＝Ｌｆ－ＰＶｆ）、必要蓄電池残量演算部６６へ送出する。

（必要蓄電池残量演算部６６）

必要蓄電池残量演算部６６は、ピークカット必要電力量演算部６８及び主演算部７０を備えており、それぞれ、設定値記憶部７２に接続されている。

ピークカット必要電力量演算部６８では、電力負荷・発電差分予測演算部６４で演算した予測電力Ｆと、設定値記憶部７２に記憶された上限電力Ｐ’及び確保時間Ｔとに基づき、ピークカット必要電力量ＰＲを演算する。

すなわち、ピークカット必要電力量演算部６８では、確保時間（例えば、７２時間）において、予測電力Ｆが上限電力Ｐ’を超えると予測されるときの、予測電力Ｆと上限電力Ｐとの差分の積算値を演算する。

上限電力Ｐ’とは、予め設定した系統電力１０から受ける電力の上限値であり、この上限電力Ｐ’を超えないようにすることを、ピークカット担保という。ピークカット必要電力量ＰＲは、ピークカット担保のために必要な電力量ということができる。

図６（Ａ）は、確保時間Ｔにおける電力推移に基づき、ピークカット必要電力量ＰＲを加算していく過程を示すタイミングチャートである。

確保時間Ｔは、例えば、３０分毎の単位で分割する。すなわち、確保時間Ｔが７２時間であれば、１４４分割されることになる。

各単位を棒グラフで示すと、予測電力Ｆが上限電力Ｐ’を超える場合と超えない場合とがある。なお、横軸の基準線よりも下向きに伸びる棒グラフは、太陽光発電の電力のみで負荷がまかなえる時間帯であることを示す。

ここで、上限電力Ｐ’を超える予測電力Ｆを、確保時間Ｔ内で順次加算した値が、ピークカット必要電力量ＰＲとなる。

図３に示される如く、ピークカット必要電力量演算部６８で演算されたピークカット必要電力量ＰＲは、主演算部７０へ送出される。

主演算部７０では、設定値記憶部７２から蓄電池３２の容量（蓄電池容量ＵＢ）と、蓄電池３２の残量の下限値（蓄電池残量下限値Ｕmin）とを読み出し、必要蓄電池残量Ｓminを演算する（Ｓmin＝（ＰＲ／ＵＢ)＋Ｕmin）。すなわち、必要蓄電池残量Ｓminは、蓄電池容量ＵＢに対する比率（例えば、０～１の数値、又は百分率「％」）で表現される数値である。

図６（Ｂ）は、蓄電池３２を、蓄電池容量ＵＢを一定の目盛で表現したレベルバーの集合体で表現したものである。図６（Ｂ）では、蓄電池容量ＵＢを１０段階に分類し、下限を０％、上限を１００％とした。

蓄電池残量下限値Ｕminは、予め設定値記憶部７２に記憶されており、図６（Ｂ）では、２レベル分とした。

ここで、ピークカット必要電力量演算部６８で演算したピークカット必要電力量ＰＲが３レベル分とすると、主演算部７０で演算される必要蓄電池残量Ｓminは、２レベル分の蓄電池残量下限値Ｕminと３レベル分のピークカット必要電力量ＰＲとの加算値であり、５レベルとなる。なお、ピークカット必要電力量ＰＲは、蓄電池容量ＵＢの割合（百分率）で示すと、（ＰＲ／ＵＢ）×１００％で表すことができる。

（目標電力演算部７４、現在電力計測部７６）

図３に示される如く、必要蓄電池残量演算部６６は、目標電力演算部７４に接続されている。目標電力演算部７４は、蓄電池余裕状態判定部７８、負荷・上限電力比較判定部８０、及び計画電力設定部８２を備える。

ここで、必要蓄電池残量演算部６６の主演算部７０で演算された、必要蓄電池残量Ｓminは、目標電力演算部７４の蓄電池余裕状態判定部７８へ送出される。

蓄電池余裕状態判定部７８は、設定値記憶部７２及び蓄電池残量計測部８４が接続されている。

蓄電池余裕状態判定部７８では、主演算部７０から必要蓄電池残量Ｓminを受け付けると、設定値記憶部７２から蓄電余裕幅Ｕを読み出し、蓄電池残量計測部８４で計測した蓄電池残量Ｓを取得して、蓄電池余裕状態を判定する。判定は、余裕が有る（判定Ａ）、余裕が少ない（判定Ｂ）、余裕が無い（判定Ｃ）の３種類の判定を行う。判定基準は、以下の通りである。

（判定Ａ） Ｓ＞Ｓmin＋Ｕ

（判定Ｂ） Ｓmin＋Ｕ＞Ｓ＞Ｓmin

（判定Ｃ） Ｓ≦Ｓmin

蓄電池余裕状態判定部７８における判定結果は、判定Ａが計画電力設定部８２へ送出され、判定Ｂ又は判定Ｃが負荷・上限電力比較判定部８０へ送出される。

負荷・上限電力比較判定部８０は、設定値記憶部７２及び現在電力計測部７６が接続されている。

現在電力計測部７６は、負荷設備用の電力計２０から負荷電力Ｌを取得し、ＰＶ発電用の電力計３０からＰＶ発電電力ＰＶを取得することで、現在電力Ｌ’を演算して（Ｌ’＝Ｌ－ＰＶ）、負荷・上限電力比較判定部８０へ送出する。現在電力Ｌ’とは、負荷電力から太陽光発電による電力でまかなう電力を差し引いた電力であり、系統電力１０から受ける電力又は蓄電池３２の放電による電力でまかなう負荷ということができる。

負荷・上限電力比較判定部８０では、蓄電池余裕状態判定部７８から、判定Ｂ又は判定Ｃを受け付けると、設定値記憶部７２から上限電力Ｐ’を読み出し、現在電力計測部７６から現在電力Ｌ’を取得して、現在電力Ｌ’と上限電力Ｐ’との上下関係（判定α又は判定βの２種類）を判定する。

（判定α） Ｌ’≧Ｐ’

（判定β） Ｌ’＜Ｐ’

負荷・上限電力比較判定部８０で判定した判定結果（判定α又は判定β）は、蓄電池余裕状態判定部７８から受け付けた判定（判定Ｂ又は判定Ｃ）と組み合わせることで、４種類の判定結果（判定Ｂ・α、判定Ｂ・β、判定Ｃ・α、及び判定Ｃ・β）となり、当該組み合わせた判定結果を計画電力設定部８２へ送出する。

この結果、計画電力設定部８２には、蓄電池余裕状態判定部７８から判定Ａを受け付けると共に、負荷・上限電力比較判定部８０から、判定Ｂ・α、判定Ｂ・β、判定Ｃ・α、及び判定Ｃ・βを受け付けることになる。

計画電力設定部８２では、以下に示すように、それぞれの判定結果に基づいて、本発明の目標電力としての計画電力Ｐを設定する。

（判定Ａ） Ｐ＝０

（判定Ｂ・α） Ｐ＝Ｐ’×｛１－（Ｓ－Ｓmin）／Ｕ｝

（判定Ｂ・β） Ｐ＝Ｌ’×｛１－（Ｓ－Ｓmin）／Ｕ｝

（判定Ｃ・α） Ｐ＝Ｐ’

（判定Ｃ・β） Ｐ＝Ｌ’

図７は、図６（Ｂ）と同等の蓄電池３２の残量のレベル表示（図７（Ａ））と、蓄電池残量Ｓ計測値－計画電力Ｐ特性図（図７（Ｂ）との対応関係を示している。なお、図７（Ａ）の段階数は、２０段階としている。

図７（Ａ）に示される如く、蓄電池残量下限値Ｕmin及び蓄電余裕幅Ｕは、設定値記憶部７２に予め記憶されており、蓄電池残量下限値Ｕminが４レベル分、蓄電余裕幅Ｕが４レベル分である。また、主演算部７０から取得する必要蓄電池残量Ｓminは、１０レベルである。

上記レベル設定において、蓄電池余裕状態判定部７８での判定では、０～必要蓄電池残量Ｓminまでの１０レベルが判定Ｃ（Ｓ≦Ｓmin）となる。

また、上記レベル設定において、蓄電池余裕状態判定部７８での判定では、必要蓄電池残量Ｓminを下限とする蓄電余裕幅Ｕ分（４レベル分）が判定Ｂ（Ｓmin＋Ｕ＞Ｓ≦Ｓmin）となる。

さらに、上記レベル設定において、蓄電池余裕状態判定部７８での判定では、蓄電余裕幅Ｕの上限を超えた分が判定Ａ（Ｓ＞Ｓmin＋Ｕ）となる。

各判定（判定Ａ～Ｃ）は、図７（Ｂ）の蓄電池残量Ｓ計測値－計画電力Ｐ特性図に反映されて、現在の蓄電池３２残量Ｓにより、計画電力Ｐが設定される。このとき、負荷・上限電力比較判定部８０での判定結果により、基礎となる電力（現在電力Ｌ’又は上限電力Ｐ’）が異なる。

図７（Ｂ）の蓄電池残量Ｓ計測値－計画電力Ｐ特性図では、余裕が有るときの計画電力（Ｐ＝０）と、余裕が無いときの計画電力（Ｌ’又はＰ’）との段差を解消するため、必要蓄電池残量Ｓminを下限とする余裕幅Ｕの間を、比例制御によって接続している。これにより、計画電力Ｐの変更時（蓄電池３２の残量が蓄電余裕幅Ｕの上下端付近）での微増微減に対して、オーバーシュートとアンダーシュートを繰り返す現象（ハンティング）を解消することができる。

（蓄電池出力値演算部８６）

計画電力設定部８２は、蓄電池出力値演算部８６に接続されている。計画電力設定部８２で設定された計画電力Ｐは、蓄電池出力値演算部８６に送出される。蓄電池出力値演算部８６は、現在電力計測部７６に接続されており、計画電力設定部８２から計画電力Ｐを受け付けると、現在電力計測部７６から現在電力Ｌ’を取得して、蓄電池放電出力Ｘを演算する（Ｘ＝Ｌ’－Ｐ）。

（蓄電池出力値指令部８８）

蓄電池出力値演算部８６は、蓄電池出力値指令部８８に接続され、演算した蓄電池放電出力Ｘを、蓄電池出力値指令部８８へ送出する。蓄電池出力値指令部８８では、蓄電池制御装置４０（図１参照）に対して、蓄電池放電出力Ｘに基づき蓄電池３２を制御するように指令する。

以下に、本実施の形態の作用を、図４及び図５のフローチャートに従い説明する。

図４は、図３の必要蓄電池残量演算部６６を主体として実行される、必要蓄電残量演算ルーチンを示す制御フローチャートである。

ステップ１００では、電力負荷予測値Ｌｆを入力し、次いで、ステップ１０２へ移行して、太陽光発電予測値ＰＶｆを入力して、ステップ１０４へ移行する。

ステップ１０４では、入力された電力負荷予測値ＬｆとＰＶ発電予測値ＰＶｆとに基づいて、予測電力Ｆを演算する（Ｆ＝Ｌｆ－ＰＶｆ）。

次のステップ１０６では、設定値記憶部７２から、上限電力Ｐ’を読み出し、次いで、ステップ１０８では、設定値記憶部７２から確保時間Ｔを読み出して、ステップ１１０へ移行する。

ステップ１１０では、ステップ１０４で演算した予測電力Ｆと、読み出した上限電力Ｐ’及び確保時間Ｔとに基づいて、ピークカット必要電力量ＰＲを演算する。ピークカット必要電力量ＰＲは、図６（Ａ）に示される如く、確保時間Ｔの期間中の、上限電力Ｐ’を超える電力の積算値である。

次のステップ１１２では、設定値記憶部７２から蓄電池容量ＵＢを読み出し、次いで、ステップ１１４では、設定値記憶部７２から蓄電池残量下限値Ｕminを読み出して、ステップ１１６へ移行する。

ステップ１１６では、ステップ１１０で演算したピークカット必要電力量ＰＲと、読み出した蓄電池容量ＵＢ及び蓄電池残量下限値Ｕminとに基づいて、必要蓄電池残量Ｓminを演算する。必要蓄電池残量Ｓminは、蓄電池容量ＵＢに対する比率として表現するため、図６（Ｂ）に示される如く、蓄電池残量下限値Ｕmin(単位、比率)に、蓄電池容量ＵＢに対するピークカット必要電力量ＰＲの割合分を加算した値となる。

次のステップ１１８では、ステップ１１６で演算した必要蓄電池残量Ｓminを一時保存して、このルーチンは終了する。

図５は、図３の目標電力演算部７４を主体として実行される、目標電力に基づく蓄電池放電出力演算ルーチンを示す制御フローチャートである。

ステップ１５０では、電力計２０から負荷電力Ｌ、及び電力計３０からＰＶ発電電力ＰＶを入力して、ステップ１５２へ移行する。

ステップ１５２では、入力された負荷電力ＬとＰＶ発電電力ＰＶとに基づいて、現在電力Ｌ’を演算する（Ｌ’＝Ｌ－ＰＶ）。

次のステップ１５４では、設定値記憶部７２から上限電力Ｐ’を読み出し、次いでステップ１５６では、ステップ１５２で演算した現在電力Ｌ’と、ステップ１５４で読み出した上限電力Ｐ’との比較を行って（Ｌ’：Ｐ’）、ステップ１５８へ移行する。

ステップ１５８では、蓄電池残量計測部８４から蓄電池残量Ｓを入力し、ステップ１６０へ移行して、図４のステップ１１８で一時保存した必要蓄電池残量Ｓminを読み出し、ステップ１６２へ移行する。

ステップ１６２では、設定値記憶部７２から蓄電余裕幅Ｕを読み出して、ステップ１６４へ移行する。

ステップ１６４では、現在の蓄電池残量Ｓの属する範囲を特定し（Ｓ＞Ｓmin、Ｓmin＋Ｕ＞Ｓ＞Ｓmin、Ｓ≦Ｓmin）、ステップ１６６へ移行する。

ステップ１６６では、蓄電池残量Ｓに余裕が有るか否かを判断し、肯定判定（判定Ａの確定）された場合は、ステップ１６８へ移行して判定Ａに基づき、計画電力設定部８２において、計画電力Ｐの設定を実行し（Ｐ＝０）、ステップ１８４へ移行する。

また、ステップ１６６で否定判定（判定Ｂ又は判定Ｃ）された場合は、ステップ１７０へ移行して、蓄電池残量Ｓの余裕が少ないか否かを判断する。ステップ１７０において、肯定判定（判定Ｂの確定）された場合はステップ１７２へ移行し、否定判定（判定Ｃの確定）された場合はステップ１７４へ移行する。

(判定Ｂの処理)

ステップ１７２では、負荷・上限電力比較判定部８０において、前述のステップ１５６での比較の結果、現在電力Ｌ’が上限電力Ｐ’以上か否かを判断する。

このステップ１７２で肯定判定（判定αの確定）された場合は、ステップ１７６へ移行して、計画電力設定部８２において、前述のステップ１７０での判定（判定Ｂ）との組み合わせ（判定Ｂ・α）に基づき、計画電力Ｐの設定を実行し（Ｐ＝Ｐ’×｛１－（Ｓ－Ｓmin）／Ｕ｝）、ステップ１８４へ移行する。

また、ステップ１７２で否定判定（判定βの確定）された場合は、ステップ１７８へ移行して、計画電力設定部８２において、前述のステップ１７０での判定（判定Ｂ）との組み合わせ（判定Ｂ・β）に基づき、計画電力Ｐの設定を実行し（Ｐ＝Ｌ’×｛１－（Ｓ－Ｓmin）／Ｕ｝）、ステップ１８４へ移行する。

(判定Ｃの処理)

ステップ１７４では、負荷・上限電力比較判定部８０において、前述のステップ１５６での比較の結果、現在電力Ｌ’が上限電力Ｐ’以上か否かを判断する。

このステップ１７４で肯定判定（判定αの確定）された場合は、ステップ１８０へ移行して、計画電力設定部８２において、前述のステップ１７０での判定（判定Ｃ）との組み合わせ（判定Ｃ・α）に基づき、計画電力Ｐの設定を実行し（Ｐ＝Ｐ’）、ステップ１８４へ移行する。

また、ステップ１７４で否定判定（判定βの確定）された場合は、ステップ１８２へ移行して、計画電力設定部８２において、前述のステップ１７０での判定（判定Ｃ）との組み合わせ（判定Ｃ・β）に基づき、計画電力Ｐの設定を実行し（Ｐ＝Ｌ’）、ステップ１８４へ移行する。

ステップ１８４では、電力計２０及び電力計３０の計測値に基づき、現在電力Ｌ’を取得し、次いで、ステップ１８６へ移行して蓄電池放電出力Ｘを演算する（Ｘ＝Ｌ’－Ｐ）。

次のステップ１８８では、演算結果の蓄電池放電出力Ｘを蓄電池制御装置４０に送出してこのルーチンは終了する。蓄電池制御装置４０は、蓄電池放電出力Ｘに基づき、蓄電池３２の放電量を制御することで、適正な放電を実行することができる。

なお、本実施の形態では、図５のステップ１７０において、「蓄電池余裕無し（判定Ｃ）」と判定された場合、蓄電池残量が蓄電池残量下限値Ｕmin以下であるが、０％ではないことを前提としている。これは、蓄電池３２の設置時に、実用上、蓄電池残量が０％にならない蓄電池容量ＵＢ（ＰＶ発電による充電可能機会を増やせる）を選択すればよい。これにより、系統電力１０からの蓄電池３２へ充電するという、効率の悪い充電が不要となる（交流→直流変換等の設備）。

一方、実用上、必要最小限の蓄電池容量ＵＢの蓄電池３２を適用した場合、蓄電池残量が０％となる場合がある。このような場合、系統電力１０からの充電を許容することで電力量を補完し、ピークカットを担保するようにしてもよい（補完手段）。

図８及び図９に、本実施の形態に係る電力供給制御装置４２を適用して、蓄電池残量を制御した実施例を示す。

(実施例１)

図８（Ａ）に示される如く、実施例１では、蓄電池残量制御の前日に、翌日の発電及び負荷の予測を実行し、横軸が発電電力の０レベルであり、当該横軸を基準として上側が発電電力（プラス）、下側が負荷電力（マイナス）を示す。

（太陽光発電電力）

外部情報（気象情報や日照時間情報等）に基づき、午前６時（０６：００）まで、並びに午後６時（１８：００）の期間は、日照が無い又は少ないため、太陽光発電電力はほとんど無いと予測した。

外部情報（気象情報や日照時間情報等）に基づき、午前６時から午後６時までは、午前１２時を頂点とした山形状に太陽光発電電力を得ると予測した。なお、気象情報及び日照時間情報により、予測当日は晴天で、日照時間も多いため、ほぼ最大限の太陽光発電電力を得ると予測した。

（電力負荷）

外部情報（予測当日の日付情報や需要家のスケジュール等）に基づき、午前６時（０６：００）まで、並びに午後６時（１８：００）の期間は、需要家の不在又は睡眠等により、需要家が活動する機会が無い又は少ないため、負荷電力は少ないと予測した。

外部情報（予測当日の日付情報や需要家のスケジュール等）に基づき、午前６時から午後６時までは、需要家が活動する機会が多いため、平均的に負荷電力が多いと予測した。なお、正午（１２：００）は、例えば、企業であれば、昼休み等により負荷設備１４の稼働が停止して、一時的に負荷電力が少ないと予測した。一般家庭でも同様のことが言える。

上記太陽光発電電力と電力負荷との関係（差分）が、系統電力１０から受ける受電電力予測となる（図８（Ａ）の点線で示す曲線参照）。図８（Ａ）では、この受電電力予測が、上限電力（契約電力）を超えることがなく、逆に、午前６時から午後６時までの太陽光発電電力が余剰となると予測される。

一方、蓄電池３２に蓄電されている電力の残量（蓄電池残量）は、予測前日の午前０時の段階でフル充電の７０％である。

すなわち、図８（Ａ）では、蓄電池残量が十分にあり、翌日（予測当日）に上限電力超えがないと予測した。

そこで、太陽光発電電力を逆潮流（すなわち、売電）させないために、午前６時から午後６時までの太陽光発電電力が蓄電池３２へ充電可能となるように、午前６時（０６：００）まで、並びに午後６時（１８：００）の期間で放電するように設定する。

図８（Ｂ）は、図８（Ａ）の予測の下、実際に予測当日の蓄電池３２の充放電制御の推移を示したものである。

図８（Ｂ）に示される如く、前日に行った予測通りに電力が推移した場合、蓄電池３２の残量の推移は、午前０時から午前６時までは放電されるため、蓄電池残量は徐々に減少する。その後、午前６時から午後６時までは、太陽光発電電力の余剰分で充電されるため、蓄電池残量は徐々に増加する。さらに、午後６時から午後１２時までは放電されるため、蓄電池残量は徐々に減少する。

このように、蓄電池３２は、蓄電池残量下限値Ｕminを下回ることなく、かつ蓄電池容量ＵＢの範囲内で推移する。従って、蓄電池３２の充放電制御により、上限電力を超えることを防止し、かつ、系統電力へ逆潮流を防止することができる（ピークカットの担保と売電回避とを両立）。

(実施例２)

図９（Ａ）に示される如く、実施例２では、蓄電池残量制御の前日に、翌日の発電及び負荷の予測を実行し、横軸が発電電力の０レベルであり、当該横軸を基準として上側が発電電力（プラス）、下側が負荷電力（マイナス）を示す。

（太陽光発電電力）

外部情報（気象情報や日照時間情報等）に基づき、午前６時（０６：００）まで、並びに午後６時（１８：００）の期間は、日照が無い又は少ないため、太陽光発電電力はほとんど無いと予測した。

外部情報（気象情報や日照時間情報等）に基づき、午前６時から午後６時までは、山形状に太陽光発電電力を得ると予測した。なお、気象情報及び日照時間情報により、予測当日は曇天で、日照時間が少ないため、実施例１（図８（Ａ）参照）に比べて太陽光発電電力が少ないと予測した。

（電力負荷）

外部情報（予測当日の日付情報や需要家のスケジュール等）に基づき、午前６時（０６：００）まで、並びに午後６時（１８：００）の期間は、需要家の不在又は睡眠等により、需要家が活動する機会が無い又は少ないため、負荷電力は少ないと予測した。

外部情報（予測当日の日付情報や需要家のスケジュール等）に基づき、午前６時から午後６時までは、需要家が活動する機会が多いため、平均的に負荷電力が多いと予測した。なお、正午（１２：００）は、例えば、企業であれば、昼休み等により負荷設備１４の稼働が停止して、一時的に負荷電力が少ないと予測した。一般家庭でも同様のことが言える。

上記太陽光発電電力と電力負荷との関係（差分）が、系統電力１０から受ける受電電力予測となる（図９（Ａ）の点線で示す曲線参照）。図９（Ａ）では、この受電電力予測が、上限電力（契約電力）を超えてしまい、午前６時から午後６時までは、太陽光発電電力だけでは、電力が不足すると予測される。

一方、蓄電池３２に蓄電されている電力の残量（蓄電池残量）は、予測前日の午前０時の段階でフル充電の６０％である。

すなわち、図９（Ａ）では、蓄電池残量が十分ではなく（余裕が少なく）、翌日（予測当日）に上限電力超えがあると予測した。

そこで、午前６時から午後６時までは太陽光発電電力の全てを負荷設備１４の負荷電力に利用し、かつ、蓄電池３２の放電電力を用いるように設定する。

このとき、蓄電池３２の蓄電残量を確保しておくため、午前６時（０６：００）まで、並びに午後６時（１８：００）の期間に必要な負荷電力は、系統電力１０からの受電電力でまかうように設定する。

図９（Ｂ）は、図９（Ａ）の予測の下、実際に予測当日の蓄電池３２の充放電制御の推移を示したものである。

図９（Ｂ）に示される如く、前日に行った予測通りに電力が推移した場合、蓄電池３２の残量の推移は、午前０時から午前６時までは現在の蓄電状態を維持する。その後、午前６時から午後６時までは、契約電力を超えないように放電されるため、蓄電池残量は徐々に減少する。さらに、午後６時から午後１２時までは蓄電状態を維持する。

このように、蓄電池３２の蓄電池残量の余裕が少なくても、蓄電池残量下限値Ｕminを下回ることなく、かつ蓄電池容量ＵＢの範囲内で推移する。従って、蓄電池３２の充放電制御により、上限電力を超えることを防止し、かつ、系統電力へ逆潮流を防止することができる（ピークカットの担保と売電回避とを両立）。

なお、以下において、本実施の形態（実施例の含む）で適用した変数の単位の一例を列挙する（表１参照）。当然、例示した単位に限定されるものではない。また、式の演算において、一貫性のある単位であることが好ましいが、各変数を表記する場合に単位系を統一する必要はなく、演算の際に換算すればよい。

１０ 系統電力（第１の電力）
１２ 需要側
１４ 負荷設備
１６ 主電力計
１８ 受電設備
２０ 電力計
２２ 変圧器
２４ 太陽光発電デバイス（再生可能エネルギー発電、第２の電力）
２６ パワーコンディショナー
２８ 変圧器
３０ 電力計
３２ 蓄電池（第３の電力）
３４ 電力計
３６ 変圧器
３８ パワーコンディショナー
４０ 蓄電池制御装置
４２ 電力供給制御装置
５０ マイクロコンピュータ
５０Ａ ＣＰＵ
５０Ｂ ＲＡＭ
５０Ｃ ＲＯＭ
５０Ｄ 入出力ポート（Ｉ／Ｏ）
５０Ｅ バス
５２ 大規模記憶装置
５４ インターフェイス（Ｉ／Ｆ）
５６ インターフェイス（Ｉ／Ｆ）
６０ 電力負荷予測部
６２ ＰＶ発電予測部
６４ 電力負荷・発電差分予測演算部
６６ 必要蓄電池残量演算部（必要残量演算手段）
６８ ピークカット必要電力量演算部
７０ 主演算部
７２ 設定値記憶部
７４ 目標電力演算部（目標電力設定手段）
７６ 現在電力計測部
７８ 蓄電池余裕状態判定部
８０ 負荷・上限電力比較判定部
８２ 計画電力設定部
８４ 蓄電池残量計測部
８６ 蓄電池出力値演算部（蓄電池出力値演算手段）
８８ 蓄電池出力値指令部

Claims (5)

1. 負荷設備で消費する電力供給源として、系統からの受電による第１の電力、再生可能エネルギー発電による第２の電力、及び蓄電池からの放電による第３の電力を備え、前記第１の電力が受電電力の上限値を超えない第１条件、及び、前記第２の電力の前記系統への逆潮流を回避する第２条件を維持するための、前記第３の電力を制御する蓄電池制御装置であって、
   将来の一定期間を対象として、前記負荷設備で消費する負荷電力の時系列の推移予測と、前記第２の電力の発電量の時系列の推移予測とから、前記第１条件及び前記第２条件を維持するための前記蓄電池の必要残量を演算する必要残量演算手段と、
   前記蓄電池に充電されている残量と前記必要残量との差分に基づき、目標電力を設定する目標電力設定手段と、
   前記目標電力設定手段で設定された目標電力と、前記負荷電力から前記第２の電力における発電電力を差し引いた現在電力と、の差分で前記蓄電池から放電する出力値を演算する蓄電池出力値演算手段と、
   を有する蓄電池制御装置。
2. 前記目標電力設定手段は、
   前記蓄電池の残量が、前記必要残量に達している場合は、前記一定期間に含まれる所定期間中での実際の電力消費において前記現在電力に相当する放電電力の出力値となる目標電力に設定し、
   前記蓄電池の残量が、前記必要残量に達していない場合は、前記現在電力が前記第１条件を維持することが可能か否かを判断し、維持することが可能な場合は前記蓄電池から放電する出力値が０となる目標電力に設定し、維持することが不可能な場合は維持することが可能な範囲内の放電電力となる目標電力に設定する請求項１記載の蓄電池制御装置。
3. 前記目標電力設定手段は、
   前記蓄電池の残量が、前記必要残量に達しているか否かの判定に、蓄電余裕幅を持たせ、当該蓄電余裕幅の範囲内の上限と下限との間で、目標電力を徐々に増減する請求項２記載の蓄電池制御装置。
4. 前記蓄電池の残量が、前記第２の電力による充電では予め定めた残量に対して不足する場合に、前記第１の電力からの充電を許容する請求項１～請求項３の何れか１項記載の蓄電池制御装置。
5. コンピュータに、
   請求項１～請求項４の何れか１項記載の蓄電池制御装置の各部として機能させるための蓄電池制御プログラム。

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