WO2016208319A1 - 蓄電池制御装置、蓄電池充放電システム、太陽光発電システム、および蓄電池制御方法 - Google Patents

Abstract

系統電源５０への売電ができなくなる場合であっても、太陽光発電で発電された余剰電力を全て蓄電池１２に充電できるよう蓄電池１２の充電状態を制御し、経済性の向上が可能な蓄電池制御装置１を提供する。本発明に係る蓄電池制御装置１は、負荷電力を予測する負荷電力予測装置４と、太陽光発電の発電電力を予測するＰＶ電力予測装置３と、予め定められた時刻を始点とする予測区間６０の発電電力の総和である発電量から予測区間６０の負荷電力の総和である負荷電力量を除いた予測充電量を求め、予測充電量が正である場合に、予測区間６０において予測充電量が充電可能なよう始点における蓄電池１２の充電状態を制御するシステムコントローラ２とを備え、予測区間６０は、太陽光発電の発電電力が最大値を迎えた後に負荷電力と同電力になると予測する時刻を終点とする区間である。

Description

蓄電池制御装置、蓄電池充放電システム、太陽光発電システム、および蓄電池制御方法

　本発明は、蓄電池の充放電を制御する蓄電池制御装置、蓄電池充放電システム、太陽光発電システム、および蓄電池制御方法に関するものである。

　従来の蓄電池充放電システムにおいては、例えば蓄電池の使用時に満充電の状態となるよう、蓄電池に充電された電力の使用開始日時を入力する入力ステップと、蓄電池の充電量を予め定めた第１充電量まで充電するように制御手段によって蓄電池への充電を制御する第１充電制御ステップと、入力ステップで入力した使用開始日時に、第１充電量より大きい予め定めた第２充電量（満充電）までの充電が完了するように制御手段によって蓄電池への充電を制御する第２充電制御ステップと、を有する充電方法が開示されている（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１２－３９７２５号公報

　このような充電方法にあっては、負荷に対し必要な負荷電力より太陽光発電で発電された発電電力が大きい場合に、発電電力のうち負荷で消費されない余剰電力は、通常、系統電源に売電される。しかし、系統電源への売電が増加し、系統電源の電圧が予め定められた電圧以上（１０７Ｖ以上）となると、系統電源への売電ができなくなる場合があり、さらに、蓄電池が既に満充電の状態であると、余剰電力を蓄電池にも充電できないという問題点があった。

　本発明は、上述のような問題を解決するためになされたもので、系統電源への売電ができなくなる場合であっても、太陽光発電で発電された余剰電力を全て蓄電池に充電できるよう蓄電池の充電状態を制御し、経済性の向上が可能な蓄電池制御装置、蓄電池充放電システム、太陽光発電システム、および蓄電池制御方法を提供することを目的とする。

　本発明に係る蓄電池制御装置は、負荷に対し必要な負荷電力を予測する負荷電力予測装置と、太陽光発電の発電電力を予測するＰＶ電力予測装置と、予め定められた時刻を始点とする予測区間の発電電力の総和である発電量から予測区間の負荷電力の総和である負荷電力量を除いた予測充電量を求め、予測充電量が正である場合に、予測区間において予測充電量が充電可能なよう始点における蓄電池の充電状態を制御するシステムコントローラとを備え、予測区間は、太陽光発電の発電電力が最大値を迎えた後に負荷電力と同電力になると予測する時刻を終点とする区間である。

　本発明に係る蓄電池充放電システムは、負荷に対し必要な負荷電力を予測する負荷電力予測装置と、太陽光発電の発電電力を予測するＰＶ電力予測装置と、予め定められた時刻を始点とする予測区間の発電電力の総和である発電量から予測区間の負荷電力の総和である負荷電力量を除いた予測充電量を求め、予測充電量が正である場合に、予測区間において予測充電量が充電可能なよう始点における蓄電池の充電状態を制御するシステムコントローラとを有し、予測区間は、太陽光発電の発電電力が最大値を迎えた後に負荷電力と同電力になると予測する時刻を終点とする区間であり、蓄電池および蓄電池を充放電する際に、電力を直流または交流に変換する蓄電池用パワコンを有する蓄電装置とを備える蓄電池充放電システム。

　本発明に係る太陽光発電システムは、負荷に対し必要な負荷電力を予測する負荷電力予測装置と、太陽光発電の発電電力を予測するＰＶ電力予測装置と、予め定められた時刻を始点とする予測区間の発電電力の総和である発電量から予測区間の負荷電力の総和である負荷電力量を除いた予測充電量を求め、予測充電量が正である場合に、予測区間において予測充電量が充電可能なよう始点における蓄電池の充電状態を制御するシステムコントローラとを有し、予測区間は、太陽光発電の発電電力が最大値を迎えた後に負荷電力と同電力になると予測する時刻を終点とする区間であり、蓄電池および蓄電池を充放電する際に、電力を直流または交流に変換する蓄電池用パワコンを有する蓄電装置と、太陽光発電を行うパネルであるソーラーパネル、およびソーラーパネルで発電した電力を直流から交流に変換するＰＶ用パワコンを有する太陽光発電装置とを備えたものである。

　本発明に係る蓄電池制御方法は、負荷電力予測装置が、負荷に対し必要な負荷電力を予測し、ＰＶ電力予測装置が、太陽光発電の発電電力を予測し、システムコントローラが、予め定められた時刻を始点とする予測区間の発電電力の総和である発電量から予測区間の負荷電力の総和である負荷電力量を除いた予測充電量を求め、予測充電量が正である場合に、予測区間において予測充電量が充電可能なよう始点における蓄電池の充電状態を制御し、予測区間は、太陽光発電の発電電力が最大値を迎えた後に負荷電力と同電力になると予測する時刻を終点とする区間である。

　本発明に係る蓄電池制御装置、蓄電池充放電システム、太陽光発電システム、および蓄電池制御方法によれば、系統電源への売電ができなくなる場合であっても、太陽光発電で発電された余剰電力を全て蓄電池に充電できるよう蓄電池の充電状態を制御するため、経済性を向上させることができる。

本発明の実施の形態１に係る太陽光発電システムを含む全体を表すブロック図である。 本発明の実施の形態１における負荷電力、発電電力、および蓄電池の充電状態について変動を示すイメージ図である。 本発明の実施の形態１に係る蓄電池制御装置の深夜電力時間帯における動作を説明するフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係る発電電力の予測パターンの生成方法についての一例を説明するフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係る負荷電力の予測パターンの生成方法についての一例を説明するフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係るシステムコントローラの第一区間（時刻ｔ１～ｔ２）における動作を説明するフローチャートである。 本発明の実施の形態１に係るシステムコントローラの第二区間（時刻ｔ２～ｔ３）における動作を説明するフローチャートである。 本発明を適用した蓄電池の容量維持率の改善効果のイメージ図である。 本発明の実施の形態１に係る蓄電池制御装置のシステムコントローラのハードウェア構成図である。 本発明の実施の形態２に係るシステムコントローラの第一区間（時刻ｔ１～ｔ２）における動作を説明するフローチャートである。 本発明の実施の形態３に係るシステムコントローラの予測区間（時刻ｔ１～ｔ３）における動作を説明するフローチャートである。

実施の形態１．
　本発明の実施の形態１に係る太陽光発電システム１００を図１～９により説明する。図において、同一の符号を付したものは、同一またはこれに相当するものであり、このことは、明細書の全文において共通することである。

　本発明の実施の形態１において、負荷電力は所定時刻での負荷５１に対して必要な電力、発電電力は所定時刻での太陽光発電装置１０１により発電された電力を表す。また、余剰電力は、発電電力が負荷電力より大きい場合において、所定時刻での太陽光発電装置１０１により発電された電力から負荷５１に対して必要な電力を除いた値を指し、０を超える値である。

　また、負荷電力量は所定区間の負荷電力の総和（積分値）を取った値であり、発電量は所定区間の発電電力の総和（積分値）を取った値である。一方で、予測充電量は、発電電力の発電量から負荷電力の負荷電力量を除いた値であるが、総和を取る範囲が予め決まっており、詳細は後述する。

　図１は本発明の実施の形態１に係る太陽光発電システム１００を含む全体を表すブロック図である。図１には、太陽光発電システム１００、系統電源５０、および負荷５１が示されている。

　太陽光発電システム１００は、太陽光発電により発電した発電電力を電気器具などの負荷５１で利用または蓄電池１２に貯蔵することができるシステムである。太陽光発電システム１００の具体的な構成は後述する。また、太陽光発電システム１００は、太陽光発電装置１０１、蓄電池充放電システム１０、ＣＴセンサ１０４、およびケーブル１０５を有している。

　負荷５１は、例えば家庭に設置される電気器具などであって、エアコン、冷蔵庫、テレビ、または照明などであり、太陽光発電で発電した発電電力または系統電源５０の電力で駆動する。

　系統電源５０は、単相または３相の商用電源であり、太陽光発電システム１００に電力を供給する。また、発電電力が負荷電力より大きく、蓄電池１２にも充電できない場合、通常は、系統電源５０に売電もできる。

　太陽光発電装置１０１は、太陽光発電を行うパネルであるソーラーパネル１０２、およびソーラーパネル１０２で発電した発電電力を直流から交流に変換する変換器であるＰＶ（Ｓｏｌａｒ　ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃｓ）用パワコン１０３を有している。

　蓄電池充放電システム１０は、蓄電装置１１および蓄電池制御装置１を有している。また、ＰＶ用パワコン１０３で変換され、出力される発電電力は、主に、負荷５１で利用または蓄電池充放電システム１０の蓄電池１２で充電される。

　ＣＴセンサ１０４は、電流計であり、太陽光発電装置１０１、蓄電池充放電システム１０、および負荷５１に対する各電力を把握するために設けられている。各電力は、電圧を１００Ｖと仮定して、ＣＴセンサ１０４で計測された電流値から推定している。後述する蓄電池用パワコン１３が、各電力の推定を行い、推定値を保持している。また、系統電源５０の電力は、太陽光発電装置１０１、蓄電池充放電システム１０、および負荷５１に対する各電力の収支から推定する。

　ケーブル１０５は、ＣＴセンサ１０４を含む各機器（太陽光発電装置１０１、蓄電池充放電システム１０、系統電源５０、および負荷５１）を相互に接続し、電流または制御信号等が流れる。なお、ケーブル１０５で相互に接続された各機器間において、制御信号の送受信を行う場合は、各機器の通信装置（図示せず）を介して行う。

　蓄電装置１１は、蓄電池１２、ＢＭＵ（Ｂａｔｔｅｒｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｕｎｉｔ）１４、および蓄電池用パワコン１３を有する。また、蓄電池制御装置１は、システムコントローラ２、ＰＶ電力予測装置３、負荷電力予測装置４、および学習装置５を有する。

　蓄電池１２は、太陽光発電で発電した電力のうち負荷５１で消費されず余剰となった余剰電力、または系統電源５０からの電力（特に深夜充電時間帯の安価な電力）を充電し、また、充電した電力を必要に応じて放電する。なお、深夜電力時間帯とは、夜間などの電力需要の少ない時間帯における利用を促進するために、電気料金を割安に設定している時間帯である。例えば、日本では２３時～午前７時の間が深夜電力時間帯として一般的に設定されている。蓄電池１２は、例えばリチウムイオン二次電池、ニッケル水素電池、鉛蓄電池、ＮＡＳ電池、またはレッドクスフロー電池などで構成される。また、蓄電池１２は、定置用蓄電池だけでなく車載用蓄電池でもよく、これに限られるものではない。

　ＢＭＵ１４は、蓄電池１２の電圧計測、電流計測、電力計測、若しくは残存容量管理などを行う状態監視機能、または蓄電池１２の過充電、過放電、過電圧、過電流、若しくは温度異常などの保護機能を有する。

　蓄電池用パワコン１３は、蓄電池１２を充放電する際に、電力を直流または交流に変換する機能を有する。つまり、蓄電池１２を充電する際は、系統電源５０または太陽光発電装置１０１からの交流電力を蓄電池用パワコン１３が直流電力に変換し、蓄電池１２に充電する。蓄電池１２を放電する際は、蓄電池１２からの直流電力を蓄電池用パワコン１３が交流電力に変換し、変換された交流電力を負荷５１で利用または系統電源５０で売電する。また、蓄電池用パワコン１３は抵抗を備え、太陽光発電装置１０１から発電した発電電力が負荷５１で消費できず余剰電力が生じ、系統電源５０で売電できず、蓄電池１２が満充電状態で充電もできない場合には、余剰電力を抵抗で消費する機能を有する。

　さらに、蓄電池用パワコン１３は、ＣＴセンサ１０４などで測定した各機器の電圧、電流、または電力の情報を集め管理する。また、蓄電池用パワコン１３は、取得した各機器の電力等の情報をＢＭＵ１４を介してシステムコントローラ２に通知する。さらに、蓄電池用パワコン１３は、蓄電池１２の入出力電圧または電流のモニター機能を有し、加えて、各種機器（蓄電池１２、太陽光発電装置１０１、系統電源５０および負荷５１）に対する電力をコントロールする系統連系制御機能も有する。

　システムコントローラ２は、ＢＭＵ１４から、蓄電池１２の情報、太陽光発電により発電した発電電力、負荷電力、および系統電源５０の電力に関する情報などを取得する。また、システムコントローラ２は、蓄電池１２の充放電に関する制御信号を蓄電池用パワコン１３に送信し、蓄電池１２の充放電を制御する。なお、蓄電池１２の情報は、例えば蓄電池１２の電圧、充電状態、または蓄電池１２の温度などの情報である。また、システムコントローラ２は、ＰＶ電力予測装置３および負荷電力予測装置４から得た電力に関する予測に基づき、蓄電池１２の充放電を制御する。

　ＰＶ電力予測装置３は、予測を行う日付（以下、予測日と呼ぶ）のソーラーパネル１０２に照射される日射量を算出し、一日の太陽光発電による発電電力のパターンを予測する装置である。例えば、ＰＶ電力予測装置３は、予測日、および設置場所の緯度と経度から大気外日射量を算出し、予測日の気象情報（例えば時間毎の晴れ、曇、雨、降水確率、雪、湿度、または気温などの情報）を加味して予測日のソーラーパネル１０２に照射される日射量を算出し、一日の太陽光発電による発電電力を予測する。なお、気象情報は、例えばインターネットから取得してもよく、取得の方法はこれに限られるものではない。

　負荷電力予測装置４は、日付または曜日などに応じた負荷５１に対し必要となる負荷電力のパターンデータを備え、予測日に基づいて負荷電力のパターンを予測する装置である。なお、負荷電力のパターンデータは、ユーザの使用状態に合わせたパターンデータを持たない初期において、例えば設置地域での一般的な電力使用パターン（世帯平均値など）を用いる。

　学習装置５は、負荷電力予測装置４で予測した負荷電力と実際に負荷５１に対し必要となった電力とをメモリなどに記憶し、日付、曜日、または天候などに応じて負荷電力予測装置４が予測する負荷電力を、ユーザの使用状態に合わせ修正する装置である。負荷電力予測装置４は、ユーザの使用状態に合わせ修正されたパターンデータを用いて、負荷電力を予測する。

　図２は、本発明の実施の形態１における負荷電力、発電電力、および蓄電池１２の充電状態について変動を示すイメージ図である。図２において、負荷電力は破線２０１、太陽光発電装置１０１により発電が予想される発電電力は一点鎖線２０２、蓄電池１２の充電状態は実線２０３で示している。

　蓄電池１２の充電状態は、ＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ　Ｏｆ　Ｃｈａｒｇｅ）［％］で表記しており、１００［％］が満充電の状態である。ここで、負荷電力と発電電力の単位は電力［Ｗ］であり、蓄電池１２の充電状態の単位はパーセンテージ［％］であるため、大小の比較を直接的にできないが、時間の経過による負荷電力および発電電力の変化とＳＯＣの変化とを感覚的に把握するために、図２に重ねて示している。図２の縦軸の凡例は、負荷電力および発電電力であり、カッコ内は蓄電池１２の充電状態である。

　また、太陽光発電により発電が予想される発電電力は、通常、日の出とともに発電が開始し、日中に最大発電電力を迎え、日の入りとともに発電が終了するため、上に凸のグラフとなる。図２は、２４時間での変動を例示している。

　時刻ｔ１～ｔ３は、システムコントローラ２により予め定められる予測区間６０であり、時刻ｔ１は予測区間６０の始点、時刻ｔ３は予測区間６０の終点である。ここで、時刻ｔ１～ｔ２を第一区間６１、時刻ｔ２～ｔ３を第二区間６２と呼ぶ。

　時刻ｔ１は、予め定められた時刻であって、例えば、電気料金の安価な時間帯である深夜充電時間帯が終了した時刻（午前７時など）である。時刻ｔ１は、時刻ｔ１までに系統電源５０を用いて蓄電池１２を予め定められた充電状態に充電し、予め定められた充電状態から放電を開始する時刻である。なお、時刻ｔ１での予め定められた充電状態の決定方法については後述する。

　時刻ｔ２は、時刻ｔ１から時間の経過とともに太陽光発電により発電した発電電力が増加して行き、太陽光発電により発電した発電電力と負荷電力とが等しくなると、システムコントローラ２で予測される時刻である。

　時刻ｔ３は、太陽光発電により発電した発電電力が最大値を超え減少して行き、発電電力と負荷電力とが同電力になるとシステムコントローラ２で予測される時刻である。

　また、Ｓ_ｔ１２は、時刻ｔ１～ｔ２の間において、負荷電力に対し必要となると予測される負荷電力量から太陽光発電により発電されると予測される発電量を除いた電力量を示す。つまり、Ｓ_ｔ１２は、原則として蓄電池１２により賄う必要があると予測される電力量である。

　Ｓ_ｔ２３は、時刻ｔ２～ｔ３の間において、太陽光発電により発電されると予測される発電量から負荷電力に対し必要となると予測される負荷電力量を除いた電力量を示す。

　ここで、予測充電量は、Ｓ_ｔ２３からＳ_ｔ１２を除いた値である。言い換えれば、予測充電量は、予測区間６０（時刻ｔ１～ｔ３）における発電量から負荷電力量を除いた値である。

　システムコントローラ２で予測される蓄電池１２の充電状態であるＳＯＣについて、図２に示すＳＯＣの推移の予測から説明する。時刻ｔ１となるまでに、蓄電池１２は予め定められたＳＯＣとなるように系統電源５０によって充電される。時刻ｔ１から時刻ｔ２まで蓄電池１２は負荷５１に対し必要な負荷電力から太陽光発電により発電される発電電力を除いた電力分を供給するため放電を行い、ＳＯＣが低下していく。時刻ｔ２から時刻ｔ３まで太陽光発電により発電される発電電力から、負荷５１に対し必要な負荷電力を除いた余剰電力を蓄電池１２に充電し、ＳＯＣが増加していく。時刻ｔ３以後は、太陽光発電により発電される発電電力より負荷電力の方が大きいため、蓄電池１２は不足分の電力を補うため放電する。それゆえ、ＳＯＣは低下していく。

　なお、図２に示す時刻ｔ１～ｔ３を含むＳＯＣの変動は、概念図であることから直線状に示しているが、実際には負荷電力と発電電力が曲線状に変動するため、ＳＯＣの変動は必ずしも直線状ではない。また、時刻ｔ１から時刻ｔ２における蓄電池１２の放電は、負荷５１に対し必要な負荷電力に対応して放電するため、蓄電池１２の電流値を変化させて放電を行う。

　次に、システムコントローラ２による蓄電池１２に対する充放電制御について、図２を用いて詳しく説明する。システムコントローラ２は、予測区間６０（時刻ｔ１～ｔ３）において負荷電力の負荷電力量より発電電力の発電量が大きいと予測する場合（Ｓ_ｔ２３＞Ｓ_ｔ１２）に、予測区間６０の始点での蓄電池１２の充電状態が、予測区間６０における発電電力の発電量から負荷電力の負荷電力量を除いた太陽光発電の予測充電量を全て蓄電池１２に充電可能な充電状態となるよう、系統電源５０による蓄電池１２の充電を制御する。

　つまり、時刻ｔ１における予め定められた充電状態は、太陽光発電の予測充電量を蓄電池１２の充電に全て利用するために、蓄電池１２の満充電（ＳＯＣ＝１００［％］）の状態から少なくとも予測充電量分（＝Ｓ_ｔ２３－Ｓ_ｔ１２）を充電可能な充電状態とする。予め定められた充電状態は、システムコントローラ２が予測する。また、時刻ｔ１において予測充電量分を充電可能な充電状態とするための蓄電池１２の充電は、本発明の実施の形態１では、電気料金が安価な深夜電力時間帯（２３時～午前７時）に充電を行うため、経済性が優れる。

　システムコントローラ２は、予測区間６０（時刻ｔ１～ｔ３）のうち、第一区間６１（時刻ｔ１～ｔ２）において、蓄電池１２を放電させ、第二区間６２（時刻ｔ２～ｔ３）において、余剰電力を全て蓄電池１２に充電する。本発明の実施の形態１におけるシステムコントローラ２は、時刻ｔ３において蓄電池１２が満充電（ＳＯＣ＝１００［％］）となるように、発電電力および負荷電力の予測、並びに蓄電池１２の制御を行うため、満充電保持時間を減少することが可能となり、蓄電池１２の劣化を抑制し、長寿命化が見込める。

　なお、システムコントローラ２は、予測区間６０において負荷電力の負荷電力量より発電電力の発電量が、小さい（Ｓ_ｔ２３＜Ｓ_ｔ１２）または同等（Ｓ_ｔ２３＝Ｓ_ｔ１２）と予測する場合に、蓄電池１２に充電可能な予測充電量が生じないため、時刻ｔ１となるまでに蓄電池１２を満充電の状態に充電しておけばよい。

　また、本発明の実施の形態１に係る太陽光発電システム１００では、時刻ｔ２～ｔ３の間において太陽光発電により発電した発電電力のうち、負荷５１により消費されず余剰となった余剰電力を全て蓄電池１２に充電する。そのため、ＰＶ電力予測装置３は、予測区間６０における太陽光発電の発電量の予測値について、気象情報から予測される発電量のうち最大値を予測値とし、負荷電力予測装置４は、予測区間６０における電力量の予測値について、日時または曜日から予測される電力量のうち最小値を予測値とすることが好ましい。そうすることで、予測に誤差があったとしても、余剰電力を全て蓄電池１２に充電できない場合を抑制できる。

　また、負荷電力予測装置４が有する日時または曜日に応じた負荷５１パターンについて、実測された負荷電力を用いて修正を行う学習装置５を備えるため、ユーザの生活パターンに合わせて、学習装置５が負荷５１の使用状況を学習し、負荷５１パターンの更新または選定を行うことができる。ゆえに、ユーザに合わせた精度の高い負荷５１パターンを予測し使用することができるため、太陽光発電システム１００の予測精度を向上することできる。

　また、時刻ｔ１における予め定められた充電状態は、予測の誤差を考慮してシステムコントローラ２が予測した充電状態より小さい値としてもよい。そうすることで、予測に誤差があったとしても、余剰電力を全て蓄電池１２に充電できない場合を抑制できる。予測の誤差は、例えば学習装置５に記憶された過去の予測に関する情報に基づき求めてもよい。

　次に、本発明の実施の形態１に係る太陽光発電システム１００の具体的な動作を説明する。図３は、本発明の実施の形態１に係る蓄電池制御装置１の深夜電力時間帯における動作を説明するフローチャートである。図６は、本発明の実施の形態１に係るシステムコントローラ２の予測区間６０のうち時刻ｔ１～ｔ２における動作を説明するフローチャートである。図７は、本発明の実施の形態１に係るシステムコントローラ２の予測区間６０のうち時刻ｔ２～ｔ３における動作を説明するフローチャートである。

　図３について説明を行う。図３のフローチャートは、深夜電力時間帯の開始時刻（２３時）を経過すると開始する。ステップＳＴ１０１において、システムコントローラ２は、予測日における太陽光発電の発電電力および負荷５１に対し必要な負荷電力の予測を行うため、ＰＶ電力予測装置３に発電電力の予測および負荷電力予測装置４に負荷電力の予測を行わせる信号を送る。ここで、予測日は、図３のフローチャートの実行時間が２３時～２４時の間であれば翌日、図３のフローチャートの実行時間が２４時を経過した場合であれば当日である。

　ステップＳＴ１０２において、ＰＶ電力予測装置３は、システムコントローラ２から信号を受信すると、予測日の発電電力の予測パターンを生成する。ＰＶ電力予測装置３は、生成した予測日の発電電力の予測をシステムコントローラ２に送信する。同様に、ステップＳＴ１０３において、負荷電力予測装置４は、システムコントローラ２から信号を受信すると、予測日の負荷電力の予測パターンを生成する。負荷電力予測装置４は、生成した予測日の負荷電力の予測をシステムコントローラ２に送信する。なお、負荷電力予測装置４は、負荷電力の予測の際に、学習装置５に記憶された過去の負荷電力の実測値を参酌して、負荷電力の予測を生成する。

　ステップＳＴ１０４において、システムコントローラ２は、ＰＶ電力予測装置３および負荷電力予測装置４から、それぞれで予測した予測日の発電電力と負荷電力の予測を取得する。

　ステップＳＴ１０５において、システムコントローラ２は、ＰＶ電力予測装置３および負荷電力予測装置４からそれぞれ取得した太陽光発電の発電電力および負荷５１に対し必要な負荷電力の予測から、予測日における予測区間６０（第一区間６１および第二区間６２）を決定する。システムコントローラ２は、予測区間６０の終点（時刻ｔ３）として、取得した太陽光発電の発電電力が最大値を超え低下して行く場合に、負荷電力と等しくなる時刻を推定する。本発明の実施の形態１において、予測区間６０の始点（時刻ｔ１）は、深夜電力時間帯が終了する予め定められた時刻であって、例えば午前７時である。また、システムコントローラ２は、時刻ｔ２として、太陽光発電装置１０１による発電が開始してから、発電電力が増加し負荷電力と同電力になると予測される時刻を推定する。これにより、システムコントローラ２は、予測区間６０（時刻ｔ１～ｔ３）、第一区間６１（時刻ｔ１～ｔ２）、および第二区間６２（時刻ｔ２～ｔ３）を決定できる。

　ステップＳＴ１０６において、システムコントローラ２は、予測日における予測区間６０での太陽光発電の発電電力の予測から得られる発電量と、負荷５１に対し必要な負荷電力の予測から得られる電力量とを比較する。予測区間６０における負荷電力の負荷電力量より発電電力の発電量の方が大きいとシステムコントローラ２が判断した場合は、ステップＳＴ１０７に進む。予測区間６０における負荷電力の負荷電力量より発電電力の発電量の方が小さいとシステムコントローラ２が判断した場合は、ステップＳＴ１０８に進む。

　なお、予測区間６０における負荷電力の負荷電力量と発電電力の発電量との比較は、図２におけるＳ_ｔ１２とＳ_ｔ２３との比較に相当する。つまり、システムコントローラ２は、Ｓ_ｔ２３がＳ_ｔ１２以上の場合はＳＴ１０７に進み、Ｓ_ｔ２３がＳ_ｔ１２未満の場合はＳＴ１０８に進むようにしてもよい。

　ステップＳＴ１０７において、システムコントローラ２は、時刻ｔ１における蓄電池１２の充電状態を決定する。時刻ｔ１における蓄電池１２の充電状態は、予測充電量について全て充電が可能と予測される充電状態である。

　ステップＳＴ１０８において、システムコントローラ２は、予測区間６０における負荷電力の負荷電力量より発電電力の発電量の方が小さいと判断したため、予測充電量が発生しないとする予測である。それゆえ、太陽光発電装置１０１による発電電力の発電量だけでは不足することが予測されるため、時刻ｔ１において蓄電池１２を満充電（ＳＯＣ＝１００［％］）とすることが望ましい。よって、システムコントローラ２は、時刻ｔ１において蓄電池１２を満充電とする充電状態に充電することを決定する。

　ステップＳＴ１０９において、システムコントローラ２は、ステップＳＴ１０７またはステップＳＴ１０８において決定された時刻ｔ１での蓄電池１２の充電状態にすべく、蓄電池１２の充電を行い、目標充電状態に至ると充電を完了しフローチャートを終了する。

　なお、時刻ｔ１までにシステムコントローラ２は、料金が安い深夜電力時間帯において系統電源５０で蓄電池１２を予測充電量に充電すればよい。系統電源５０を用いて充電するため、時刻ｔ１において蓄電池１２が予測充電量まで充電されていない場合は殆ど生じず、時刻ｔ１において蓄電池１２が予測充電量まで充電されていない事態を想定し、時刻ｔ１以降に発電電力および負荷電力について再度の予測を行う必要性は乏しい。それゆえ、システムコントローラ２は、深夜電力時間帯において予測した時刻ｔ１～ｔ３の発電電力と負荷電力の予測に基づき蓄電池１２を制御すればよい。

　ここで、図３のステップＳＴ１０２における、予測日の発電電力の予測パターンの生成方法に関する例について図４を用いて説明する。図４は、本発明の実施の形態１に係る発電電力の予測パターンの生成方法についての一例を説明するフローチャートである。ＰＶ電力予測装置３は、発電電力の予測を行わせる信号をシステムコントローラ２から受信すると、図４のフローチャートを開始する。

　ステップＳＴ１１０において、ＰＶ電力予測装置３は、予測日の気象情報について例えばインターネットから取得する。

　ステップＳＴ１１１において、ＰＶ電力予測装置３は、過去の気象情報及び対応する発電電力の予測パターンを取得する。そして、ＰＶ電力予測装置３は、予測日の気象情報と取得した過去の気象情報とを比較し、気象情報が合致する場合に、過去の気象情報に対応する発電電力の予測パターンを予測日の発電電力の予測パターンの生成に利用するように決定する。気象情報の比較の際には、曇りなどの天候だけでなく、降水確率、湿度、又は気温などを考慮するようにしてもよい。なお、過去の気象情報及び対応する発電電力の予測パターンは、例えば、蓄電池制御装置１に保存されている場合は、ＰＶ電力予測装置３が保存された過去の気象情報及び対応する発電電力の予測パターンを使用してもよく、又はＰＶ電力予測装置３がインターネットなどから取得してもよい。

　ステップＳＴ１１２において、ＰＶ電力予測装置３は、ステップＳＴ１１１において決定された過去の発電電力の予測パターンに基づいて、予測日の発電電力の予測パターンを生成する。ＰＶ電力予測装置３は、降水確率、湿度、又は気温などを考慮し、過去の発電電力の予測パターンを補正して予測日の発電電力の予測パターンを生成してもよい。補正を行うことで予測日の発電電力の予測パターンの精度を高めることができる。そして、ＰＶ電力予測装置３は、生成した予測日の発電電力の予測パターンをシステムコントローラ２に出力する。

　なお、ステップＳＴ１１１において、ＰＶ電力予測装置３は、発電電力の予測パターンの取得に際して、例えば予測日が２０１６年５月１５日とすると、同一時期の発電電力の予測パターンを取得するようにすることが好ましい。例えば、予測日が２０１６年５月１５日であった場合、ＰＶ電力予測装置３は、２０１６年より以前の年の５月１５日（例えば２０１５年５月１５日）の発電電力の予測パターンを取得する。また、ＰＶ電力予測装置３は、予測日より以前の年の予測日に対応する日を中心とした予め定められた期間（例えば５月５日～５月２５日など）の発電電力の予測パターンを取得するようにしてももちろん良い。このようにすることで、季節による太陽光の日射量及び日射時間の変化を抑制することができ、ＰＶ電力予測装置３は、より精度の高い発電電力の予測パターンを生成することができる。

　次に、図３のステップＳＴ１０３における、予測日の負荷電力の予測パターンの生成方法に関する例について図５を用いて説明する。図５は、本発明の実施の形態１に係る負荷電力の予測パターンの生成方法についての一例を説明するフローチャートである。負荷電力予測装置４は、負荷電力の予測を行わせる信号をシステムコントローラ２から受信すると、図５のフローチャートを開始する。

　ステップＳＴ１１３において、負荷電力予測装置４は、予測日の気象情報について例えばインターネットから取得する。また、ステップＳＴ１１３において、負荷電力予測装置４は、予測日に対応する曜日を推定する。

　ステップＳＴ１１４において、負荷電力予測装置４は、学習装置５に記憶された過去の負荷電力の実測値と係る実測値が測定された日に対応する曜日を取得する。負荷電力予測装置４は、取得した過去の負荷電力の実測値が測定された日に対応する曜日と、予測日に対応する曜日とを比較し、曜日が一致する場合に、取得した過去の負荷電力の実測値を予測日の負荷電力の予測パターンの生成に利用するように決定する。なお、負荷電力予測装置４は、比較の際に、曜日だけでなく、天候、降水確率、湿度、又は気温などの気象情報を考慮してももちろん良い。

　ステップＳＴ１１５において、負荷電力予測装置４は、ステップＳＴ１１４において決定された過去の負荷電力の実測値に基づいて、予測日の負荷電力の予測パターンを生成する。負荷電力予測装置４は、降水確率、湿度、又は気温などを考慮し、過去の負荷電力の実測値を補正して予測日の負荷電力の予測パターンを生成してもよい。補正を行うことで予測日の負荷電力の予測パターンの精度を高めることができる。そして、負荷電力予測装置４は、生成した予測日の負荷電力の予測パターンをシステムコントローラ２に出力する。

　なお、ステップＳＴ１１４において、ステップＳＴ１１１と同様に、負荷電力予測装置４は、過去の負荷電力の実測値の取得に際して、同一時期の発電電力の予測パターンを取得するようにすることが好ましく、また、予測日より以前の年の予測日に対応する日を中心とした予め定められた期間の発電電力の予測パターンを取得するようにしてももちろん良い。このようにすることで、負荷電力の予測パターンの生成において、季節による周囲環境の変化の影響を受けにくくすることができ、負荷電力予測装置４は、より精度の高い負荷電力の予測パターンを容易に生成することができる。なお、負荷電力予測装置４は、日付と対応する曜日についてインターネットなどから取得するようにしてももちろん良い。

　次に図６について説明する。図６は、本発明の実施の形態１に係るシステムコントローラ２の第一区間６１（時刻ｔ１～ｔ２）における動作を説明するフローチャートである。本フローチャートは、時刻ｔ１になると開始する。

　ステップＳＴ１２１において、システムコントローラ２は、蓄電装置１１のＢＭＵ１４を介して太陽光発電の発電電力および負荷５１が必要とする負荷電力の実測値を蓄電装置１１のＢＭＵ１４を介して取得する。

　太陽光発電により発電している発電電力は、負荷電力に利用されるが、発電電力だけでは賄えない不足分が生じる。ステップＳＴ１２２において、システムコントローラ２は、ステップＳＴ１２１において取得した発電電力および負荷電力の実測値の情報に基づき、発電電力だけでは賄えない負荷電力に対する不足分の電力について、蓄電池１２から放電させて賄う。本発明の実施の形態１では、負荷電力に対し発電電力だけでは賄えない不足分の電力の値に応じて、蓄電装置１１の電流値を変化させ出力値を変える。ゆえに、蓄電装置１１からの放電により、負荷電力に対し発電電力だけでは賄えない不足分の電力を賄うことができる。

　ステップＳＴ１２３において、システムコントローラ２は、放電により変化した蓄電池１２の充電状態を取得する。

　ステップＳＴ１２４において、システムコントローラ２は、時刻ｔ２を経過したと判断した場合にフローチャートを終了し、時刻ｔ２を経過していないと判断した場合にステップＳＴ１２５に進む。ステップＳＴ１２５において、システムコントローラ２は、蓄電池１２の充電状態が目標充電状態に低下したと判断した場合にフローチャートを終了し、蓄電池１２の充電状態が目標充電状態に低下していないと判断した場合にステップＳＴ１２１に進む。

　図７について説明する。図７は、本発明の実施の形態１に係るシステムコントローラ２の第二区間６２（時刻ｔ２～ｔ３）における動作を説明するフローチャートである。図７のフローチャートは、時刻ｔ２になると開始する。

　ステップＳＴ１３１において、システムコントローラ２は、蓄電装置１１のＢＭＵ１４を介して太陽光発電の発電電力および負荷５１が必要とする負荷電力の実測値を取得する。

　ステップＳＴ１３２において、システムコントローラ２は、ステップＳＴ１３１で取得した太陽光発電の発電電力および負荷５１が必要とする負荷電力の実測値から、発電電力と負荷電力の絶対値の大きさを比較する。負荷電力より発電電力が大きい場合は、ステップＳＴ１３３に進み、負荷電力が発電電力以下の場合は、ステップＳＴ１３４に進む。

　ステップＳＴ１３３において、システムコントローラ２は、太陽光発電の発電電力のうち負荷５１で消費されず余剰となった余剰電力を蓄電池１２に充電させる。

　ステップＳＴ１３４は、負荷電力および発電電力の予測と実測とが、故障などの要因により大きく乖離した場合などに対応するためのステップである。負荷電力に対して発電電力で賄えない不足分の電力について、システムコントローラ２は、蓄電池１２から不足分を放電させる。そして、ステップＳＴ１３１に進む。

　ステップＳＴ１３５において、システムコントローラ２は、蓄電池１２の充電状態が充電により変化するため、蓄電池１２の充電状態を取得する。

　ステップＳＴ１３６において、システムコントローラ２は、時刻ｔ３を経過したと判断した場合にフローチャートを終了し、時刻ｔ３を経過していないと判断した場合にステップＳＴ１３７に進む。ステップＳＴ１３７において、システムコントローラ２は、蓄電池１２の充電状態が満充電に到達したと判断した場合にフローチャートを終了し、蓄電池１２の充電状態が満充電に到達していないと判断した場合にステップＳＴ１３１に進む。

　図８は、本発明を適用した蓄電池１２の容量維持率の改善効果のイメージ図である。図８において、実線は従来例であり、破線は本発明を適用した場合の実施例である。図８において、原点は比較始めを表し、本発明を適用した蓄電池１２および従来の蓄電池１２について、いずれの容量維持率も１００［％］である。時刻Ｔは比較始めからおよそ１０年後の時刻であり、点Ａは本時刻Ｔにおける従来の蓄電池１２の容量維持率を示し、点Ｂは時刻Ｔにおける本発明を適用した蓄電池１２の容量維持率を示す。蓄電池１２の点Ａの容量維持率と点Ｂの容量維持率を比較すると、本発明を適用した蓄電池１２の点Ｂにおける容量維持率は点Ａにおける容量維持率より高く、５～１０［％］の改善を見込むことができる。

　また、予測区間６０（時刻ｔ１～ｔ３）において、余剰電力を全て蓄電池１２に充電できるよう蓄電池１２の充電状態をシステムコントローラ２が制御しているため、余剰電力の発生を抑制できる。それゆえ、余剰電力の売電による系統電源の電圧上昇を抑制するための太陽光発電の発電抑制について回避することが可能になり、経済性の向上が見込めることができる。

　次に、具体的な数値を用いて、実施例を説明する。システムコントローラ２が、２０１５年１月２０日の深夜充電時間帯の開始時刻（２３時）を経過したと判断すると、システムコントローラ２は、予測日（２０１５年１月２１日）の発電電力と負荷電力をＰＶ電力予測装置３および負荷電力予測装置４に予測させる。

　ＰＶ電力予測装置３は、予測日の発電電力を予測する際には、予測日である２０１５年１月２１日の気象データおよび日射量データをインターネット経由で取得し、取得したデータと太陽光発電装置１０１の容量より、予測日の発電電力を予測する。負荷電力予測装置４は、負荷電力を予測する際に、学習装置５を利用して負荷電力の予測を行う。

　蓄電池１２の放電容量６０Ａｈ、電池容量６ｋＷｈであり、単セル平均電圧が３．７Ｖの２７直列とした。蓄電池１２の充電状態の下限はＳＯＣ＝０［％］、上限はＳＯＣ＝１００［％］である。また、太陽光発電装置１０１の最大の発電電力は２．０ｋＷ（１００Ｖ）、系統電源５０の電圧は１００Ｖで想定する。

　深夜充電時間帯の終了時刻は午前７時（時刻ｔ１）とし、ＰＶ電力予測装置３が、太陽光発電装置１０１からの出力が開始する時刻を午前８時、太陽光発電装置１０１からの出力が終了する時刻を１５時と予測する場合を考える。なお、発電電力の予測の際に、天候は晴れとして予測されたものとする。また、システムコントローラ２は、負荷電力および発電電力の予測から、時刻ｔ２を午前９時２０分、時刻ｔ３を１３時４２分と予測したとする。

　なお、時刻ｔ１～ｔ３の間で、システムコントローラ２により予想される発電電力の電力量は８．７ｋＷｈ（時刻ｔ１～ｔ２：０．９１ｋＷｈ、時刻ｔ２～ｔ３：７．７９ｋＷｈ）。ｔ１～ｔ３の間で、負荷５１に対してシステムコントローラ２により必要と予想される負荷電力量は、６．５３ｋＷｈ（時刻ｔ１～ｔ２：２．８４ｋＷｈ、時刻ｔ２～ｔ３：３．６９ｋＷｈ）である。つまり、Ｓ_ｔ１２は１．９３ｋＷ（＝２．８４ｋＷ―０．９１ｋＷｈ）であり、Ｓ_ｔ２３は４．１ｋＷ（＝７．７９ｋＷｈ―３．６９ｋＷｈ）である。

　午前７時（時刻ｔ１）～午前８時の間は、負荷５１が必要とする負荷電力に対し、蓄電池１２から放電することで電力を賄う。午前８時より太陽光発電装置１０１から発電電力が生じ、午前９時２０分（時刻ｔ２）に負荷電力と発電電力が等しくなる。つまり、蓄電装置１１は、午前７時（時刻ｔ１）～午前９時２０分（時刻ｔ２）の間において、Ｓ_ｔ１２（＝１．９３ｋＷｈ）を出力する。

　そして、午前９時２０分（時刻ｔ２）～１３時４２分（時刻ｔ３）まで、発電電力が負荷電力を上回るとシステムコントローラ２により予測されるため、余剰電力が生じると予測される。本発明の実施の形態１では、システムコントローラ２が生じた余剰電力を全て蓄電池１２に充電させる。予測充電量は、Ｓ_ｔ２３（＝４．１ｋＷｈ）からＳ_ｔ１２（＝１．９３ｋＷｈ）を除いた２．１７ｋＷｈ発生するとシステムコントローラ２により予測される。

　ここで、午前７時（時刻ｔ１）～午前９時２０分（時刻ｔ２）でシステムコントローラ２が蓄電池１２を放電させることも勘案し、システムコントローラ２は予測充電量を全て蓄電池１２に充電する時刻ｔ１での蓄電池１２の充電状態を決定する。すると、時刻ｔ１における蓄電池１２の充電状態は、ＳＯＣ＝６３．８［％］（≒１００－（４．１ｋＷｈ－１．９３ｋＷｈ）÷６ｋＷｈ×１００）とすることで、予測充電量を全て蓄電池１２に充電できるとシステムコントローラ２により推定される。よって、深夜充電時間帯が終了する時刻（時刻ｔ１）までに、蓄電池１２の充電状態をＳＯＣ＝６３．８［％］まで充電すれば良い。また、予測の誤差等を考慮して蓄電池１２の充電状態をＳＯＣ＝６３．８［％］より低い値まで、充電するようにしてもよい。

　なお、図９は、本発明の実施の形態１に係る蓄電池制御装置１のシステムコントローラ２のハードウェア構成図である。蓄電池制御装置１におけるシステムコントローラ２の処理は、図９に示すメモリ９１に記憶されたプログラムをＣＰＵ（Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）などのプロセッサー９０が実行することにより、実現される。プロセッサーまたはメモリは、システムコントローラ２だけでなく、ＰＶ電力予測装置３、負荷電力予測装置４、および学習装置５がそれぞれ有していてもよい。

　以上のとおり、本発明の実施の形態１における蓄電池制御装置１では、負荷５１に対し必要な負荷電力を予測する負荷電力予測装置４と、太陽光発電の発電電力を予測するＰＶ電力予測装置３と、予め定められた時刻を始点とし、太陽光発電の発電が開始して発電電力が最大値を迎えた後に低下し、負荷電力と同電力になると予測される時刻を終点とする予測区間６０において、負荷電力の総和である負荷電力量より発電電力の総和である発電量が大きい場合に、始点での蓄電池１２の充電状態が、発電電力の発電量から負荷電力の負荷電力量を除いた太陽光発電による予測充電量を全て蓄電池１２に充電可能な充電状態となるよう、系統電源５０による蓄電池１２の充電状態を制御するシステムコントローラ２とを備える。

　また、本発明の実施の形態１における蓄電池充放電システム１０では、上記蓄電池制御装置１と、蓄電池１２および蓄電池１２を充放電する際に、電力を直流または交流に変換する蓄電池用パワコン１３を有する蓄電装置１１とを備える。

　また、本発明の実施の形態１における太陽光発電システム１００では、上記蓄電池充放電システム１０と、太陽光発電を行うパネルであるソーラーパネル１０２、およびソーラーパネル１０２で発電した電力を直流から交流に変換するＰＶ用パワコン１０３を有する太陽光発電装置１０１とを備える。

　また、本発明の実施の形態１における蓄電池制御方法では、負荷電力予測装置４が、負荷５１に対し必要な負荷電力を予測し、ＰＶ電力予測装置３が、太陽光発電の発電電力を予測し、システムコントローラ２が、予め定められた時刻を始点とし、太陽光発電の発電が開始して発電電力が最大値を迎えた後に低下し、負荷電力と同電力になると予測される時刻を終点とする予測区間において、負荷電力の総和である負荷電力量より発電電力の総和である発電量が大きい場合に、始点での蓄電池１２の充電状態が、発電電力の発電量から負荷電力の負荷電力量を除いた太陽光発電による予測充電量を全て蓄電池１２に充電可能な充電状態となるよう、系統電源５０による蓄電池１２の充電状態を制御する。

　従来は、蓄電池１２の充電状態を任意の値としていたため、系統電源５０への売電ができなくなると余剰電力を全て蓄電池１２に充電することができず、ＰＶ発電装置の発電について抑制を行わなければならなかった。このような構成によれば、余剰電力を系統電源５０への売電ができなくなる場合に備え、太陽光発電で発電された余剰電力を全て蓄電池１２に充電できるよう蓄電池１２の充電状態を制御しているため、余剰電力を無駄にすること無く経済性を向上させることができる。

　また、時刻ｔ３において蓄電池１２が満充電（ＳＯＣ＝１００［％］）となるように制御するため、その他の時刻では満充電より低い充電状態に保つことができ、満充電保持時間または蓄電池１２の充電状態が高い状態の時間を減少することができる。よって、蓄電池１２の劣化を抑制し、長寿命化が見込める。

　また、システムコントローラ２は、予測区間６０のうち、始点から発電電力が増加し負荷電力と同電力になると予測される時刻を終点とする第一区間６１において、蓄電池１２を放電させ、第一区間６１の終点から、発電電力が低下し負荷電力と同電力になると予測される時刻までの第二区間６２において、発電電力から負荷電力を除いた余剰電力を全て蓄電池１２に充電する構成とすることもできる。

　このような構成によれば、蓄電池１２が放電する時間帯と、蓄電池１２が充電する時間帯が明確に分離することができるため、蓄電池１２に対する制御性の向上が図れる。

　また、ＰＶ電力予測装置３は、予測区間６０における太陽光発電の発電量の予測値について、気象情報から予測される発電量のうち最大値を予測値とする構成とすることもできる。

　このような構成によれば、太陽光発電の電力量を気象情報から予想される中の最大値で予測するため、予測に誤差があったとしても、太陽光発電で発電した発電電力が、負荷電力および蓄電池１２の充電を行う電力に全て利用されないことを抑制できる。

　また、負荷電力予測装置４は、予測区間６０における電力量の予測値について、日時または曜日から予測される電力量のうち最小値を予測値とする構成とすることもできる。

　このような構成によれば、負荷電力予測装置４は、日時または曜日から予測される負荷電力量の予測値を最小値で予測するため、予測に誤差があったとしても、太陽光発電で発電した発電電力が、負荷電力および蓄電池１２の充電を行う電力に全て利用されないことを抑制できる。

　また、負荷電力予測装置４が有する日時または曜日に応じた負荷５１パターンについて、実測された負荷電力を用いて修正を行う学習装置５を備える構成とすることもできる。

　このような構成によれば、ユーザの生活パターンに合わせて、学習装置５が実際の負荷５１の使用状況を学習し、負荷５１パターンの更新または選定を行うことができる。ゆえに、ユーザに合わせた精度の高い負荷５１パターンを予測し使用することができるため、太陽光発電システム１００の予測精度を向上することができる。

実施の形態２．
　本発明の実施の形態２に係る太陽光発電システム１００を図１０により説明する。なお、実施の形態１に係る太陽光発電システム１００においては、蓄電装置１１の放電の際に電流値を変化させることで、負荷５１に必要となる負荷電力が変動する場合でも対応できる例を説明した。本発明の実施の形態２では、第一区間６１において蓄電装置１１の放電の際に電流値を一定値とする変形例について説明する。以下に実施の形態１と異なる点を中心に説明し、同一または対応する部分についての説明は適宜省略する。

　図１０は本発明の実施の形態２に係るシステムコントローラ２の第一区間６１（時刻ｔ１～ｔ２）における動作を説明するフローチャートである。図１０のフローチャートは、図６のフローチャートと比較すると、ステップＳＴ１２１とステップＳＴ２０２、ステップＳＴ１２３とステップＳＴ２０６、ステップＳＴ１２４とステップＳＴ２０７、およびステップＳＴ１２５とステップＳＴ２０８がそれぞれ対応する。ここでは、図６と異なるステップＳＴ２０１、ステップＳＴ２０３、ステップＳＴ２０４、およびステップＳＴ２０５について説明する。

　図１０より、ステップＳＴ２０１において、システムコントローラ２は、既に取得した予測日の発電電力と負荷電力の予測に基づいて、蓄電池１２の放電電流値を決定する。本発明の実施の形態２に係る太陽光発電システム１００では、蓄電装置１１の放電の際に電流値を一定値とし、第一区間６１（時刻ｔ１～ｔ２）において蓄電装置１１は、１．９３ｋＷｈを放電する必要があると予測される。蓄電装置１１の放電の際の電圧は１００［Ｖ］であるため、システムコントローラ２は、電流値を８．２７［Ａ］の一定値に決定する。

　ステップＳＴ２０３において、システムコントローラ２は、ステップＳＴ２０２で取得した発電電力と負荷電力を比較し、負荷電力から発電電力を除いた値が蓄電池１２の出力より大きい場合はステップＳＴ２０４に進み、小さい場合はステップＳＴ２０５に進む。

　ステップＳＴ２０４において、システムコントローラ２は、負荷５１が必要とする負荷電力を賄うために、蓄電池１２から一定電流値で放電させる。蓄電池１２からの放電は一定値（本発明の実施の形態２では８２７［Ｗ］）であるため、負荷電力から発電電力を除いた値が、蓄電池１２の放電する電力を上回る場合、系統電源５０から買電して不足分を補う。

　ステップＳＴ２０５において、システムコントローラ２は、負荷電力から発電電力を除いた値より、蓄電池１２の放電する電力が過剰であるため、過剰分を蓄電池用パワコン１３が備える抵抗で消費させる。よって、システムコントローラ２は、蓄電池１２から一定値で放電させ、時刻ｔ２～ｔ３において余剰電力を全て蓄電池１２に充電することができる。

　以上のとおり、本発明の実施の形態２に係る蓄電池制御装置１によると、システムコントローラ２は、第一区間６１において、蓄電池１２を一定の電流値で放電させることを特徴としている。

　このような構成によれば、蓄電池１２を一定の電流値で放電させているため、発電電力または負荷電力の急激な変動に影響されないため、蓄電池１２の劣化を抑えことができ、長寿命化が見込める。

　なお、本発明の実施の形態２に係る太陽光発電システム１００では、時刻ｔ１～ｔ２において、負荷電力から発電電力を除いた値より、蓄電池１２の放電する電力が過剰である場合、過剰分を蓄電池用パワコン１３が備える抵抗で消費させたが、係る場合、時刻ｔ１～ｔ２においては蓄電池１２の放電を停止させておき、時刻ｔ２～ｔ３で過剰分に相当する電力を放電させてもよい。

実施の形態３．
　本発明の実施の形態３に係る太陽光発電システム１００を図１１により説明する。本発明の実施の形態３では、時刻ｔ１～ｔ３における蓄電池１２の充放電方法の変形例について説明する。以下に実施の形態１と異なる点を中心に説明し、同一または対応する部分についての説明は適宜省略する。

　図１１は本発明の実施の形態３に係るシステムコントローラ２の予測区間６０（時刻ｔ１～ｔ３）における動作を説明するフローチャートである。本発明の実施の形態３に係る太陽光発電システム１００では、本発明の実施の形態１の図６および図７に示すシステムコントローラ２のフローチャートに替えて、図１１のフローチャートが実行される。図１１のフローチャートは、時刻ｔ１になると開始する。

　ステップＳＴ３０１において、システムコントローラ２は、蓄電装置１１のＢＭＵ１４を介して太陽光発電の発電電力および負荷５１が必要とする負荷電力の実測値を蓄電装置１１のＢＭＵ１４を介して取得する。

　ステップＳＴ３０２において、システムコントローラ２は、発電電力と負荷電力の大きさを比較する。発電電力が負荷電力より小さいとシステムコントローラ２が判断した場合は、ステップＳＴ３０３に進み、発電電力が負荷電力以上であるとシステムコントローラ２が判断した場合は、ステップＳＴ３０４に進む。

　ステップＳＴ３０３において、システムコントローラ２は、負荷電力に対して発電電力だけでは賄えないため、蓄電池１２から不足分を補う放電をさせる。そして、ステップＳＴ３０５に進む。

　ステップＳＴ３０４において、システムコントローラ２は、発電電力から負荷電力を除いた余剰電力を蓄電池１２に充電させる。そして、ステップＳＴ３０５に進む。

　ステップＳＴ３０５において、システムコントローラ２は、放電または充電により変化した蓄電池１２の充電状態を取得する。

　ステップＳＴ３０６において、システムコントローラ２は、蓄電池１２の充電状態が満充電に達しているか否かを判断する。システムコントローラ２が、蓄電池１２の充電状態が満充電（ＳＯＣ＝１００［％］）に達していると判断した場合はフローチャートを終了する。一方で、システムコントローラ２が、蓄電池１２の充電状態が満充電（ＳＯＣ＝１００［％］）に達していないと判断した場合はステップＳＴ３０１に進む。また、蓄電池１２の充電状態が予め定められた充電状態以下であると判断した場合にも、フローチャートを終了し、蓄電池１２について系統電源を用いて充電するようにしてもよい。

　このような構成によれば、システムコントローラ２による時刻ｔ１若しくは時刻ｔ２の予測の誤差、または予測された発電電力若しくは負荷電力の誤差が、故障等により通常より大きかったとしても、蓄電池１２の充放電を適切に行うことができる。また、図１１のフローチャートは、予測区間６０（時刻ｔ１～ｔ３）以外に適用してもよい。

　なお、本発明は、発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせることや、各実施の形態を適宜、変形、省略することが可能である。

１　蓄電池制御装置、２　システムコントローラ、３　ＰＶ電力予測装置、４　負荷電力予測装置、５　学習装置、１０　蓄電池充放電システム、１１　蓄電装置、１２　蓄電池、１３　蓄電池用パワコン、５０　系統電源、５１　負荷、１００　太陽光発電システム、１０１　太陽光発電装置、１０２　ソーラーパネル、１０３　ＰＶ用パワコン

Claims (14)

1. 　負荷に対し必要な負荷電力を予測する負荷電力予測装置と、
   　太陽光発電の発電電力を予測するＰＶ電力予測装置と、
   　予め定められた時刻を始点とする予測区間の前記発電電力の総和である発電量から前記予測区間の前記負荷電力の総和である負荷電力量を除いた予測充電量を求め、前記予測充電量が正である場合に、前記予測区間において前記予測充電量が充電可能なよう前記始点における蓄電池の充電状態を制御するシステムコントローラとを備え、
   　前記予測区間は、前記太陽光発電の前記発電電力が最大値を迎えた後に前記負荷電力と同電力になると予測する時刻を終点とする区間である蓄電池制御装置。
2. 　前記システムコントローラは、前記予測区間のうち、前記始点から前記発電電力が増加し前記負荷電力と同電力になると予測される時刻を終点とする第一区間において、前記蓄電池を放電させ、前記第一区間の終点から、前記発電電力が低下し前記負荷電力と同電力になると予測される時刻までの第二区間において、前記発電電力から前記負荷電力を除いた余剰電力を全て前記蓄電池に充電する
   　請求項１に記載の蓄電池制御装置。
3. 　前記システムコントローラは、前記第一区間において、前記蓄電池を一定の電流値で放電させる
   　請求項２に記載の蓄電池制御装置。
4. 　前記ＰＶ電力予測装置は、前記予測区間における前記太陽光発電の前記発電量の予測値について、気象情報から予測される発電量のうち最大値を予測値とする
   　請求項１～３のいずれか一項に記載の蓄電池制御装置。
5. 　前記負荷電力予測装置は、前記予測区間における前記負荷電力量の予測値について、日時または曜日から予測される前記負荷電力量のうち最小値を予測値とする
   　請求項１～４のいずれか一項に記載の蓄電池制御装置。
6. 　前記負荷電力予測装置が有する日時または曜日に応じた負荷パターンについて、実測された負荷電力を用いて修正を行う学習装置を備える
   　請求項５に記載の蓄電池制御装置。
7. 　請求項１～６のいずれか一項に記載の蓄電池制御装置と、
   　前記蓄電池および前記蓄電池を充放電する際に、電力を直流または交流に変換する蓄電池用パワコンを有する蓄電装置と
   　を備える蓄電池充放電システム。
8. 　請求項７に記載の蓄電池充放電システムと、
   　前記太陽光発電を行うパネルであるソーラーパネル、および前記ソーラーパネルで発電した電力を直流から交流に変換するＰＶ用パワコンを有する太陽光発電装置と
   　を備える太陽光発電システム。
9. 　負荷電力予測装置が、負荷に対し必要な負荷電力を予測し、
   　ＰＶ電力予測装置が、太陽光発電の発電電力を予測し、
   　システムコントローラが、予め定められた時刻を始点とする予測区間の前記発電電力の総和である発電量から前記予測区間の前記負荷電力の総和である負荷電力量を除いた予測充電量を求め、前記予測充電量が正である場合に、前記予測区間において前記予測充電量が充電可能なよう前記始点における蓄電池の充電状態を制御し、
   　前記予測区間は、前記太陽光発電の前記発電電力が最大値を迎えた後に前記負荷電力と同電力になると予測する時刻を終点とする区間である蓄電池制御方法。
10. 　前記システムコントローラが、前記予測区間のうち、前記始点から前記発電電力が増加し前記負荷電力と同電力になると予測される時刻を終点とする第一区間において、前記蓄電池を放電させ、前記第一区間の終点から、前記発電電力が低下し前記負荷電力と同電力になると予測される時刻までの第二区間において、前記発電電力から前記負荷電力を除いた余剰電力を全て前記蓄電池に充電する
    　請求項９に記載の蓄電池制御方法。
11. 　前記システムコントローラが、前記第一区間において、前記蓄電池を一定の電流値で放電させる
    　請求項１０に記載の蓄電池制御方法。
12. 　前記ＰＶ電力予測装置が、前記予測区間における前記太陽光発電の前記発電量の予測値について、気象情報から予測される発電量のうち最大値を予測値とする
    　請求項９～１１のいずれか一項に記載の蓄電池制御方法。
13. 　前記負荷電力予測装置が、前記予測区間における前記負荷電力量の予測値について、日時または曜日から予測される前記負荷電力量のうち最小値を予測値とする
    　請求項９～１２のいずれか一項に記載の蓄電池制御方法。
14. 　学習装置が、前記負荷電力予測装置が有する日時または曜日に応じた負荷パターンについて、実測された負荷電力を用いて修正を行う
    　請求項１３に記載の蓄電池制御方法。

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