JP2016116428A - 分散型電源の自律運転システム - Google Patents

Abstract

【課題】複数の蓄電設備の放電電力を制御してピークカット効果の減少を防止することができる分散型電源システムの自律運転システムを提供する。【解決手段】商用系統からの電力を軽減する分散型電源の自律運転システム（自律運転システム１００ａ）であって、商用系統と系統連系して、商用系統からの電力の受電点（受電点Ｐ１）における電力変動の補償を、蓄電池を用いて行う複数の電力変換部（インバータ１２０ａ−１〜１２０ａ−３）と、受電点における電力が予め設定された目標電力値以上の場合、複数の電力変換部を制御して蓄電池から電力を放電させる制御部（制御部１１０ａ）と、を備え、制御部は、複数の電力変換部に接続される蓄電池のＳＯＣに応じて複数の電力変換部各々の放電電力を制御する。【選択図】図３

Description

本発明は、分散型電源（マイクログリッド）の自律運転システムに関する。

電力全面自由化後の社会動向として、分散型電源（天然ガスコージェネレーションや燃料電池）がエネルギー供給設備として建物内に進出してくる可能性が高い。これら分散型電源や太陽光発電等に代表される新エネルギーを、いかに商用系統（電力会社の電力網）に負担をかけることなく接続するかが課題となっている。その対策として、分散型電源の負荷追従運転によって商用系統への負担を軽減した「マイクログリッド」への取り組みが活発化している。

マイクログリッドの思想を取り込んだ分散型電源によるエネルギー供給システム（以下、単に「マイクログリッド」とする）では、通常時は商用系統と連携してピークカット運転を行い、商用系統の電源が停電するなどの非常時において、ＢＣＰ（Ｂｕｓｉｎｅｓｓ Ｃｏｎｔｉｎｕｉｔｙ Ｐｌａｎ、事業継続用計画）用の電源として利用することが考えられる。しかし、太陽光や風力などの自然エネルギーを用いた自然エネルギー発電は、天候や環境の変化により、発電する電力が大きく変動するため、連系運転時に確実なピークカット運転を行うためには、変動に応じて蓄電池の出力を制御する必要がある。

マイクログリッドを運用するためには、十分な容量の蓄電設備が不可欠となる。現状では蓄電設備が高いため、十分な容量の蓄電設備が導入できず、マイクログリッドが１００％の機能を発揮できない場合が想定される。例えば、蓄電池と太陽光発電によるマイクログリッドにおいて、電力負荷が最大デマンド付近で安定した場合、蓄電設備の容量不足によって十分なピークカット効果が期待できないことが懸念される。
例えば、特許文献１には、１台の蓄電池によりピークカット運転を行う分散型電源の自律運転システムが開示されている。

特開２０１３−２４７７９５号公報

しかしながら、特許文献１に記載の分散型電源の自律運転システムでは、１台の蓄電池によりピークカット運転を行うため、蓄電設備の容量不足によって十分なピークカット効果が期待できない。そこで、蓄電設備の容量不足を防ぐため、複数の蓄電設備を利用することが考えられるが、この方法では複数の蓄電設備のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ、充電状態）が異なる場合、ピークカット効果の減少が生じる可能性がある。

本発明は上記の点に鑑みてなされたものであり、主たる目的は、複数の蓄電設備の放電電力を制御してピークカット効果の減少を防止することができる分散型電源システムの自律運転システムを提供することにある。

上記の課題を解決するために、本発明の分散型電源の自律運転システムは、商用系統からの電力を軽減する分散型電源の自律運転システムであって、前記商用系統と系統連系して、前記商用系統からの電力の受電点における電力変動の補償を、蓄電池を用いて行う複数の電力変換部と、前記受電点における電力が予め設定された目標電力値以上の場合、前記複数の電力変換部を制御して前記蓄電池から電力を放電させる制御部と、を備え、前記制御部は、前記複数の電力変換部に接続される蓄電池のＳＯＣに応じて前記複数の電力変換部各々の放電電力を制御する、ことを特徴とする。
この構成により、本発明の分散型電源の自律運転システムは、制御部が、前記複数の電力変換部に接続される蓄電池のＳＯＣに応じて前記複数の電力変換部各々の放電電力を制御するため、ピークカット効果の減少を防止することができる。

また、本発明の分散型電源の自律運転システムは、前記制御部は、前記複数の電力変換部各々に接続される蓄電池のＳＯＣに比例させて前記複数の電力変換部各々の放電電力を制御する、ことを特徴とする。
この構成により、各電力変換部における蓄電池のＳＯＣが０％になるまでの時間を同一にすることができるため、蓄電池の電力を無駄なくピークカット運転に利用することが可能となる。

また、本発明の分散型電源の自律運転システムは、前記制御部は、前記複数の電力変換部各々に接続される蓄電池のＳＯＣが等しくなるように、ＳＯＣが高い蓄電池ほど高い放電電力とし、前記複数の電力変換部各々のそれぞれから放電させる、ことを特徴とする。
この構成により、各電力変換部における蓄電池のＳＯＣが０％になるまでの時間を同一にすることができるため、蓄電池の電力を無駄なくピークカット運転に利用することが可能となる。

本発明によれば、複数の蓄電設備の放電電力を制御してピークカット効果の減少を防止することができる分散型電源システムの自律運転システムを提供することができる。

一般的な分散型電源の自律運転システム１００の構成例を示す概略ブロック図である。 図１に示す自律運転システム１００におけるピークカット運転の効果を説明するための図である。 第１の実施形態の分散型電源の自律運転システム１００ａの構成例を示す概略ブロック図である。 図３に示す自律運転システム１００ａにおけるピークカット運転の効果を説明するための図である。 第２の実施形態の分散型電源の自律運転システム１００ｂの構成例を示す概略ブロック図である。 図５に示す自律運転システム１００ｂにおけるピークカット運転における制御処理を示すフロー図である。 図５に示す自律運転システム１００ｂにおけるピークカット運転の効果を説明するための図である。

本発明の分散型電源の自律運転システムは、商用系統からの電力を軽減する分散型電源の自律運転システムであって、商用系統と系統連系して、商用系統からの電力の受電点における電力変動の補償を、蓄電池を用いて行う複数の電力変換部と、受電点における電力が予め設定された目標電力値以上の場合、複数の電力変換部を制御して蓄電池から電力を放電させる制御部と、を備え、制御部は、複数の電力変換部に接続される蓄電池のＳＯＣに応じて複数の電力変換部各々の放電電力を制御する。
以下、まず本願の特徴である複数の電力変換部に接続される蓄電池のＳＯＣに応じて複数の電力変換部各々の放電電力を制御する点について、第１の実施形態及び第２の実施形態を説明する前に、ＳＯＣが異なる値を持つ蓄電池に接続される電力変換部を制御する例について説明する。
図１は、一般的な分散型電源の自律運転システム（以下、自律運転システム１００とする）の構成例を示す概略ブロック図である。
自律運転システム１００は、制御部１１０、インバータ１２０−１、インバータ１２０−２、インバータ１２０−３、蓄電池１３０−１、蓄電池１３０−２、蓄電池１３０−３、太陽光発電装置１５０および建物負荷１６０を備える。

制御部１１０は、インバータ１２０−１、インバータ１２０−２及びインバータ１２０−３（複数の電力変換部、以下インバータ１２０と言う場合がある）各々に対して充放電指令値を送信し、各インバータに接続される蓄電池への充電、各インバータに接続される蓄電池からの放電を制御する。なお、インバータ１２０は３台でなく、２台以上の複数台であればよい。
ここで、インバータ１２０−１に接続される蓄電池は、蓄電池１３０−１とＥＶ（Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｖｅｈｉｃｌｅ）１が備える蓄電池１４０−１である。また、インバータ１２０−２に接続される蓄電池は、蓄電池１３０−２とＥＶ２が備える蓄電池１４０−２である。また、インバータ１２０−３に接続される蓄電池は、蓄電池１３０−３とＥＶ３が備える蓄電池１４０−３である。以下、蓄電池１３０−１〜蓄電池１３０−３を蓄電池１３０と言い、蓄電池１４０−１〜蓄電池１４０−３をＥＶ蓄電池１４０と言うことがある。
ＥＶ蓄電池１４０は、ＥＶの走行距離や充電時間などにより、ＳＯＣが異なるため、ここでインバータ１２０に接続されるものとした。もちろん、ＥＶ蓄電池１４０だけでなく、インバータ１２０に接続される蓄電池１３０であっても、ＳＯＣがインバータ１２０各々において異なる場合がある。また、ここでは、蓄電池１３０とＥＶ蓄電池１４０が各インバータ１２０において１つずつ接続されているが、これらのうちいずれか一方が接続されることもある。また、蓄電池は、蓄電池１３０およびＥＶ蓄電池１４０を一例として説明したが、蓄電池はこれらに限られるものではない。すなわち、例えば蓄電池を搭載した機器であればＥＶ以外の機器を用いることもできる。

制御部１１０は、電力線２００の受電点２１０における電力を検出し、検出した電力が予め設定された目標電力値（買電目標電力値）以上になる場合、各インバータに放電指令値を送信し、各インバータが定格電力以下の電力で蓄電池の有する電力を放電させる制御を行う。これをピークカット運転という。なお、ピークカット運転を実行させる条件を、建物負荷１６０の負荷電力が目標電力値以上となった場合としてもよい。また、制御部１１０は、電力線２００の受電点２１０における電力を検出し、検出した電力が予め設定された目標電力値以下になる場合、各インバータに充電指令値を送信し、各インバータが商用系統４００からの電力により、ピークカット運転で蓄電池が放電した電力を蓄電池に充電させる制御を行う。

インバータ１２０は、交流と直流との間を双方向に電力変換する双方向型の電力変換装置である。インバータ１２０は、商用系統４００、太陽光発電装置１５０から蓄電池を充電するときの充電動作では交流を直流に変換し、建物負荷１６０に蓄電池から放電するときの動作モードでは直流を交流に変換する。また、インバータ１２０は、蓄電池１３０とＥＶに搭載された蓄電池１４０への充放電を選択的に行うことができる。

太陽光発電装置１５０は、太陽電池１５１及びパワーコンディショナ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｅｒ、ＰＣＳ）１５２から構成され、太陽光発電を行う装置である。太陽光発電装置１５０は、発生した電力を、電力線２００を介して建物負荷１６０に供給することができる。また、太陽光発電装置１５０は、電力線２００からインバータ１２０を介してインバータ１２０に接続される蓄電池に対して充電電力を供給することができる。

建物負荷１６０は、商用系統４００、太陽光発電装置１５０およびインバータ１２０からの電力が供給される負荷であり、具体的には、自律運転システム１００において備えられる各種の電子機器や照明などの電力を消費する機器や器具などとなる。

以上の構成を有する自律運転システム１００のピークカット動作について説明する。
制御部１１０は、受電点２１０の電力値を監視し、ピークカット動作に必要なインバータ１２０−１〜インバータ１２０−３の放電電力（合計）Ｐｄ［ｋＷ］を決定する。一般的な自律運転システム１００では、インバータ１２０が３台の場合、制御部１１０は、Ｐｄ÷３［ｋＷ］の放電指令値を、インバータ１２０−１〜インバータ１２０−３各々へ送信する。これにより、インバータ１２０は、放電電力（合計）Ｐｄ［ｋＷ］によりピークカット動作を行う。しかし、例えば、インバータ１２０−１に接続される蓄電池１３０−１と蓄電池１４０−１のＳＯＣが低い場合、そのまま放電を続けると、インバータ１２０−１に接続される蓄電池１３０−１と蓄電池１４０−１のＳＯＣが他のインバータに比べて早く０％になり、インバータ１２０−１からの放電が停止してしまう。その後は、インバータ１２０−２とインバータ１２０−３の２台からの放電となるため、ピークカット効果が減少してしまう。ピークカット効果とは、放電電力（合計）Ｐｄにより放電できることを言い、ピークカット効果の減少とは、放電電力（合計）が放電電力（合計）Ｐｄより減ることを言う。

このピークカット効果の減少について図２を参照して説明する。図２は、図１に示す自律運転システム１００におけるピークカット運転の効果を説明するための図である。図２は、インバータ１２０各々の放電電力［ｋＷ］、インバータ１２０の放電電力（合計）［ｋＷ］、インバータ１２０各々接続される蓄電池の合計のＳＯＣの時間遷移を示している。
なお、説明を簡単にするため、インバータ１２０には蓄電池１３０が接続されておらず、ＥＶ蓄電池１４０が接続されているものとする。ここで、ＥＶ蓄電池１４０の蓄電容量はそれぞれ１００ｋＷｈであり、蓄電池１４０−１はＳＯＣが５０％、蓄電池１４０−２及び蓄電池１４０−３はＳＯＣが１００％の状態から放電を行った場合を想定する。また、制御部１１０からの放電電力値（合計）Ｐｄ［ｋＷ］の指令は２５ｋＷであり、インバータ１２０各々の定格出力は１０ｋＷであるとする。
インバータ１２０−１に接続される蓄電池１４０−１の蓄電電力量は、放電開始時５０ｋＷｈであり、インバータ１２０−１の放電電力が２５／３ｋＷであるので、５０［ｋＷｈ］÷２５／３［ｋＷ］＝６［ｈ］後に０ｋＷｈになる。図２に示すように、放電開始から３６０分（６時間）後に、インバータ１２０−１に接続される蓄電池１４０−１のＳＯＣが０％となり、放電を停止する。その後は、放電電力（合計）が２５ｋＷから２５［ｋＷ］×（２／３）＝１６．７［ｋＷ］に低下し、ピークカット効果が減少してしまう。

このピークカット効果が低下してしまう原因は、接続される蓄電池のＳＯＣが少ないインバータと接続される蓄電池のＳＯＣが多いインバータとの間で、放電電力を同じ値としたためである。そこで、以下に説明する実施形態では、インバータ１２０各々の放電電力を、インバータ１２０各々に接続されている蓄電池の各々のＳＯＣに応じた値とすることで、インバータ１２０各々の蓄電池の放電電力のいずれかが先に０ｋＷにならず、同時に０ｋＷになるようにする。また、インバータ１２０の蓄電池各々の放電電力を、インバータ１２０の放電電力（合計）が放電電力（合計）Ｐｄとなるように、それぞれから放電させて制御する。これにより、ピークカット効果の減少を防止する。

（第１の実施形態）
図３は、第１の実施形態の分散型電源の自律運転システム１００ａの構成例を示す概略ブロック図である。図３において、図１と同じ箇所は同じ符号を付し、その説明を省略する。
図３において、図１に示す制御部１１０を制御部１１０ａとし、インバータ１２０−１をインバータ１２０ａ−１とし、インバータ１２０−２をインバータ１２０ａ−２とし、インバータ１２０−３をインバータ１２０ａ−３としている。

図３に示すインバータ１２０ａ−１は、制御部１１０ａに対して、接続されている蓄電池１３０−１と蓄電池１４０−１の合計のＳＯＣであるＳＯＣ１を送信する。インバータ１２０ａ−２は、制御部１１０ａに対して、接続されている蓄電池１３０−２と蓄電池１４０−２の合計のＳＯＣであるＳＯＣ２を送信する。インバータ１２０ａ−３は、制御部１１０ａに対して、接続されている蓄電池１３０−３と蓄電池１４０−３の合計のＳＯＣであるＳＯＣ３を送信する。制御部１１０ａが、ＳＯＣ１〜ＳＯＣ３に基づいてインバータ１２０ａ−１の放電電力Ｐ１、インバータ１２０ａ−２の放電電力Ｐ２、インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ３を決めるためである。制御部１１０ａは、ｎ台目のインバータ１２０ａ−ｎの放電電力Ｐｎを以下の式（１）で決定する。下記式においてＮは、インバータ１２０ａの合計台数（本実施形態ではＮ＝３）である。また、ＳＯＣｎは、ｎ台目の１２０ａ−ｎに接続される蓄電池１３０−ｎと蓄電池１４０−ｎの合計のＳＯＣである。また、Ｐｄは、インバータ１２０ａ−１〜インバータ１２０ａ−Ｎの放電電力値（合計値）である。

以上の構成を有する自律運転システム１００ａのピークカット動作について、図４を参照して説明する。図４は、図３に示す自律運転システム１００ａにおけるピークカット運転の効果を説明するための図である。図４は、インバータ１２０ａ各々の放電電力［ｋＷ］、インバータ１２０ａの放電電力（合計）［ｋＷ］、インバータ１２０ａ各々接続される蓄電池の合計のＳＯＣの時間遷移を示している。
なお、説明を簡単にするため、インバータ１２０ａには蓄電池１３０が接続されておらず、ＥＶ蓄電池１４０が接続されているものとする。ここで、ＥＶ蓄電池１４０の蓄電容量はそれぞれ１００ｋＷｈであり、蓄電池１４０−１はＳＯＣが５０％、蓄電池１４０−２及び蓄電池１４０−３はＳＯＣが１００％の状態から放電を行った場合を想定する。すなわち、ピークカット動作の開始時において、蓄電池１４０−１の蓄電電力量は５０ｋＷｈ、蓄電池１４０−２の蓄電電力量は１００ｋＷｈ、蓄電池１４０−３の蓄電電力量は１００ｋＷｈである。また、制御部１１０ａからの放電電力（合計）Ｐｄの指令は２５ｋＷであり、インバータ１２０各々の定格出力は１０ｋＷであるとする。
なお、ピークカット動作において、ＥＶ１〜ＥＶ３が自律運転システム１００ａから立ち去ることはなく、インバータ１２０ａは、蓄電池１４０−１〜蓄電池１４０−３からの放電を行えるものとする。

制御部１１０ａは、放電開始時、ＳＯＣ１が５０％、ＳＯＣ１〜ＳＯＣ３の合計値が２５０％であるので、２５［ｋＷ］×５０［％］／２５０［％］＝５［ｋＷ］の放電電力Ｐ１を示す放電指令値を、インバータ１２０ａ−１へ送信する。また、制御部１１０ａは、放電開始時、ＳＯＣ２が１００％、ＳＯＣ１〜ＳＯＣ３の合計値が２５０％であるので、２５［ｋＷ］×１００［％］／２５０［％］＝１０［ｋＷ］の放電電力Ｐ２を示す放電指令値を、インバータ１２０ａ−２へ送信する。また、制御部１１０ａは、放電開始時、ＳＯＣ３が１００％、ＳＯＣ１〜ＳＯＣ３の合計値が２５０％であるので、２５［ｋＷ］×１００［％］／２５０［％］＝１０［ｋＷ］の放電電力Ｐ３を示す放電指令値を、インバータ１２０ａ−３へ送信する。

制御部１１０ａは、定期的に（例えば１分毎に）、インバータ１２０ａ−１〜インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ１〜Ｐ３を、上記式（１）により見直す。
例えば、１２０分（２ｈ）後における、ＳＯＣ１〜ＳＯＣ３は次のようになる。インバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０−１の放電開始時における蓄電電力量５０ｋＷｈは、５０［ｋＷｈ］−５［ｋＷ］×２［ｈ］＝４０［ｋＷｈ］となるので、ＳＯＣ１は４０％になる。インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０−２の放電開始時における蓄電電力量１００ｋＷｈは、１００［ｋＷｈ］−１０［ｋＷ］×２［ｈ］＝８０［ｋＷｈ］となるので、ＳＯＣ２は８０％になる。インバータ１２０ａ−３に接続される蓄電池１４０−３の放電開始時における蓄電電力量１００ｋＷｈは、１００［ｋＷｈ］−１０［ｋＷ］×２［ｈ］＝８０［ｋＷｈ］となるので、ＳＯＣ３は８０％になる。

制御部１１０ａは、１２０分後、ＳＯＣ１が４０％、ＳＯＣ１〜ＳＯＣ３の合計値が２００％であるので、２５［ｋＷ］×４０［％］／２００［％］＝５［ｋＷ］の放電電力Ｐ１を示す放電指令値を、インバータ１２０ａ−１へ送信する。また、制御部１１０ａは、１２０分後、ＳＯＣ２が８０％、ＳＯＣ１〜ＳＯＣ３の合計値が２００％であるので、２５［ｋＷ］×８０［％］／２００［％］＝１０［ｋＷ］の放電電力Ｐ２を示す放電指令値を、インバータ１２０ａ−２へ送信する。また、制御部１１０ａは、１２０分後、ＳＯＣ３が８０％、ＳＯＣ１〜ＳＯＣ３の合計値が２００％であるので、２５［ｋＷ］×８０［％］／２００［％］＝１０［ｋＷ］の放電電力Ｐ３を示す放電指令値を、インバータ１２０ａ−３へ送信する。これにより、インバータ１２０ａ−１〜インバータ１２０ａ−３からの放電電力（合計）Ｐｄは２５ｋＷに維持される。

制御部１１０ａは、１２０分経過後においても、インバータ１２０ａ−１〜インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ１〜Ｐ３を、上記式（１）により見直す。インバータ１２０ａ−１へ送信する放電電力Ｐ１の５ｋＷが維持されるので、インバータ１２０ａ−１に接続される１４０−１の放電開始から１２０分経過後における蓄電電力量４０ｋＷｈは、４０［ｋＷｈ］÷５［ｋＷ］＝８［ｈ］後、０ｋＷｈとなる。インバータ１２０ａ−２へ送信する放電電力Ｐ２の１０ｋＷが維持されるので、インバータ１２０ａ−２に接続される１４０−２の放電開始から１２０分経過後における蓄電電力量８０ｋＷｈは、８０［ｋＷｈ］÷１０［ｋＷ］＝８［ｈ］後、０ｋＷｈとなる。インバータ１２０ａ−３へ送信する放電電力Ｐ３の１０ｋＷが維持されるので、インバータ１２０ａ−３に接続される１４０−３の放電開始から１２０分経過後における蓄電電力量８０ｋＷｈは、８０［ｋＷｈ］÷１０［ｋＷ］＝８［ｈ］後、０ｋＷｈとなる。

このようにして、インバータ１２０ａの蓄電池１４０−１〜蓄電池１４０−３の蓄電電力量が、ピークカット運転の開始時から１０ｈ（６００分）経過後、同時に０ｋＷｈになる。すなわち、上記説明の自律運転システム１００では、インバータ１２０からの放電電力（合計）Ｐｄを維持するのが６時間しか行えなかった。これに対して、自律運転システム１００ａでは、インバータ１２０ａからの放電電力（合計）Ｐｄを維持する時間を８時間にまで延長できる。また、制御部１１０ａが、インバータ１２０ａ−１〜インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ１〜Ｐ３を、上記式（１）により見直すことにより、放電を停止するまで放電電力（合計）Ｐｄを２５ｋＷに維持することができるため、蓄電池の有する電力（蓄電電力量）を無駄なくピークカットに利用することが可能となる。

このように、制御部１１０ａは、複数の電力変換部（インバータ１２０ａ−１〜インバータ１２０ａ−３）各々に接続される蓄電池（蓄電池１３０−１〜蓄電池１３０−３、蓄電池１４０−１〜蓄電池１４０−３）のＳＯＣに比例させて複数の電力変換部各々の放電電力を制御する。この構成により、各電力変換部における蓄電池のＳＯＣが０％になるまでの時間を同一にすることができるため、蓄電池の電力を無駄なくピークカット運転に利用することが可能となる。

（第２の実施形態）
図５は、第２の実施形態の分散型電源の自律運転システム１００ｂの構成例を示す概略ブロック図である。図５において、図３と同じ箇所は同じ符号を付し、その説明を省略する。
図５において、図３に示す制御部１１０ａを、制御部１１０ｂとしている。以下の手順により、Ｎ台のインバータ１２０ａ―１〜インバータ１２０ａ―Ｎの放電電力Ｐ１〜ＰＮを、図６に示すフロー図に従って決定する。図６は、図５に示す自律運転システム１００ｂにおけるピークカット運転における制御処理を示すフロー図である。
以下では、自律運転システム１００ｂのピークカット動作について、図６及び図７を参照して説明する。図７は、図５に示す自律運転システム１００ｂにおけるピークカット運転の効果を説明するための図である。図７は、インバータ１２０ａ各々の放電電力［ｋＷ］、インバータ１２０ａの放電電力（合計）［ｋＷ］、インバータ１２０ａ各々接続される蓄電池の合計のＳＯＣの時間遷移を示している。
なお、説明を簡単にするため、以下Ｎ＝３として説明を進める。また、インバータ１２０ａには蓄電池１３０が接続されておらず、ＥＶ蓄電池１４０が接続されているものとする。ここで、ＥＶ蓄電池１４０の蓄電容量はそれぞれ１００ｋＷｈであり、蓄電池１４０−１はＳＯＣが８０％、蓄電池１４０−２はＳＯＣが９０％、蓄電池１４０−３はＳＯＣが１００％の状態から放電を行った場合を想定する。すなわち、ピークカット動作の開始時において、蓄電池１４０−１の蓄電電力量は８０ｋＷｈ、蓄電池１４０−２の蓄電電力量は９０ｋＷｈ、蓄電池１４０−３の蓄電電力量は１００ｋＷｈである。また、制御部１１０ｂからの放電電力（合計）Ｐｄの指令は２５ｋＷであり、インバータ１２０各々の定格出力は１０ｋＷであるとする。
なお、ピークカット動作において、ＥＶ１〜ＥＶ３が自律運転システム１００ｂから立ち去ることはなく、インバータ１２０ａは、蓄電池１４０−１〜蓄電池１４０−３からの放電を行えるものとする。

制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐに放電電力（合計値）Ｐｄを代入する（ステップＳＴ１）。制御部１１０ｂは、例えば制御部１１０ｂが内部に備えるＲＡＭのＰｄｔｍｐに放電電力（合計値）Ｐｄを記憶する。
制御部１１０ｂは、集合｛Ａ｝に｛インバータ１２０ａ―ｎ、ｎ＝Ｎ｝を代入する（ステップＳＴ２）。｛インバータ１２０ａ―ｎ、ｎ＝Ｎ｝とは、インバータ１２０ａ―１〜インバータ１２０ａ―Ｎの合計Ｎ台のインバータのことである。制御部１１０ｂは、例えば制御部１１０ｂが内部に備えるＲＡＭの集合｛Ａ｝に｛インバータ１２０ａ―ｎ、ｎ＝Ｎ｝を記憶する。
制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐに放電電力（合計値）Ｐｄ＝２５［ｋＷ］を代入する（ステップＳＴ１）。制御部１１０ｂは、放電開始時、集合｛Ａ｝に、｛インバータ１２０ａ―１、インバータ１２０ａ―２、インバータ１２０ａ―３｝を代入する（ステップＳＴ２）。

制御部１１０ｂは、集合｛Ａ｝から、ＳＯＣが最大となるｉ台目のインバータ１２０ａ−ｉを抽出する（ステップＳＴ３）。ＳＯＣが最大となるインバータが複数の場合は複数を選定する。
制御部１１０ｂは、放電開始時、ＳＯＣ３が１００％、ＳＯＣ２が９０％、ＳＯＣ１が８０％であるので、インバータ１２０ａ−３を抽出する（ステップＳＴ３）。

制御部１１０ｂは、インバータ１２０ａ−ｉの放電電力Ｐｉを決定する（ステップＳＴ４）。インバータ１２０ａ−ｉの放電電力決定の条件として、Ｐｄｔｍｐ以下、かつインバータ１２０ａ−ｉの定格出力以下の条件を満たす中で最大となる放電電力を放電電力Ｐｉにする。また、インバータ１２０ａ−ｉが複数ある場合は、合計の放電電力が、Ｐｄｔｍｐ以下、かつインバータ１２０ａ−ｉの定格出力以下の条件を満たす中で、合計の放電電力を均等に分配した放電電力を放電電力Ｐｉにする。
制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐ＝２５［ｋＷ］以下、インバータ１２０ａ−３の定格出力１０ｋＷ以下の条件を満たす中で最大となる放電電力１０ｋＷを、インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ３に決定する（ステップＳＴ４）。

制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐから放電電力Ｐｉを減算する（ステップＳＴ５）。
制御部１１０ｂは、放電開始時、集合｛Ａ｝からインバータ１２０ａ−ｉを取り除く（ステップＳＴ６）。
制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐ＝２５［ｋＷ］から放電電力Ｐ３＝１０［ｋＷ］を減算し、Ｐｄｔｍｐ＝１５［ｋＷ］とする（ステップＳＴ５）。制御部１１０ｂは、放電開始時、集合｛Ａ｝からインバータ１２０ａ−３を取り除く（ステップＳＴ６）。

制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐ＝０［ｋＷ］か否かを判定する（ステップＳＴ７）。制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐが０ｋＷでない場合（ステップＳＴ７−Ｎｏ）、ステップＳＴ３に戻る。一方、制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐ＝０［ｋＷ］の場合（ステップＳＴ７−Ｙｅｓ）、ステップＳＴ８に進む。制御部１１０ｂは、集合｛Ａ｝が空集合か否かを判定する（ステップＳＴ８）。制御部１１０ｂは、集合｛Ａ｝が空集合の場合（ステップＳＴ８−Ｙｅｓ）、本フローによる処理を終了する。一方、制御部１１０ｂは、集合｛Ａ｝が空集合でない場合（ステップＳＴ８−Ｎｏ）、ステップＳＴ９に進む。制御部１１０ｂは、集合｛Ａ｝のインバータ１２０ａ−ｉの放電電力をＰｉ＝０［ｋＷ］にし、本フローによる処理を終了する（ステップＳＴ９）。

制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐが１５ｋＷであり０でないと判定する（ステップＳＴ７）。制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐが０ｋＷでない場合（ステップＳＴ７−Ｎｏ）であるので、ステップＳＴ３に戻り、次にＳＯＣが最大となるインバータ１２０ａ−ｉを選択する。
制御部１１０ｂは、放電開始時、ＳＯＣ２が９０％、ＳＯＣ１が８０％であるので、インバータ１２０ａ−２を抽出する（ステップＳＴ３）。制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐ＝１５［ｋＷ］以下、インバータ１２０ａ−２の定格出力１０ｋＷ以下の条件を満たす中で最大となる放電電力１０ｋＷを、インバータ１２０ａ−２の放電電力Ｐ２にする（ステップＳＴ４）。制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐ＝１５［ｋＷ］から放電電力Ｐ２＝１０［ｋＷ］を減算し、Ｐｄｔｍｐ＝５［ｋＷ］とする（ステップＳＴ５）。制御部１１０ｂは、放電開始時、集合｛Ａ｝からインバータ１２０ａ−２を取り除く（ステップＳＴ６）。
制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐが５ｋＷであり０ｋＷでないと判定する（ステップＳＴ７）。制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐが０ｋＷでない場合（ステップＳＴ７−Ｎｏ）であるので、ステップＳＴ３に戻り、次にＳＯＣが最大となるインバータ１２０ａ−ｉを選択する。

制御部１１０ｂは、放電開始時、ＳＯＣ１が８０％であるので、インバータ１２０ａ−１を抽出する（ステップＳＴ３）。制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐ＝５［ｋＷ］以下、インバータ１２０ａ−２の定格出力１０ｋＷ以下の条件を満たす中で最大となる放電電力５ｋＷを、インバータ１２０ａ−１の放電電力Ｐ１にする（ステップＳＴ４）。制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐ＝５［ｋＷ］から放電電力Ｐ２＝５［ｋＷ］を減算し、Ｐｄｔｍｐ＝０［ｋＷ］とする（ステップＳＴ５）。制御部１１０ｂは、放電開始時、集合｛Ａ｝からインバータ１２０ａ−１を取り除く（ステップＳＴ６）。

制御部１１０ｂは、放電開始時、Ｐｄｔｍｐが０ｋＷであり０ｋＷであると判定する（ステップＳＴ７）。制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐ＝０［ｋＷ］の場合（ステップＳＴ７−Ｙｅｓ）であるので、ステップＳＴ８に進む。制御部１１０ｂは、集合｛Ａ｝が空集合か否かを判定し（ステップＳＴ８）、集合｛Ａ｝が空集合であるので（ステップＳＴ８−Ｙｅｓ）、本フローによる処理を終了する。

以上により、インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ３＝１０［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−２の放電電力Ｐ２＝１０［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−１の放電電力Ｐ１＝５［ｋＷ］と決まった。制御部１１０ｂは、放電開始時、インバータ１２０ａに放電電力（合計）Ｐｄ＝２５［ｋＷ］によりピークカット運転を実行させる。

制御部１１０ｂは、放電開始後も定期的にインバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０ａ−１のＳＯＣ１、インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０ａ−２のＳＯＣ２、インバータ１２０ａ−３に接続される蓄電池１４０ａ−３のＳＯＣ３を受信し、上記判定を行う。放電開始時において、インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０ａ−２のＳＯＣ２が９０％であるので、蓄電池１４０−２の蓄電電力量は９０ｋＷｈである。また、インバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０ａ−１のＳＯＣ１が８０％であるので、蓄電池１４０−１の蓄電電力量は８０ｋＷｈである。
インバータ１２０ａ−２の放電電力Ｐ２＝１０［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−１の放電電力Ｐ１＝５［ｋＷ］であるので、放電開始から、（蓄電池１４０−２の蓄電電力量９０［ｋＷｈ］−蓄電池１４０−１の蓄電電力量８０［ｋＷｈ］）÷（１０［ｋＷ］−５［ｋＷ］）＝２［ｈ］（１２０分）経過後、インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０ａ−２のＳＯＣ２とインバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０ａ−１のＳＯＣ１とが等しくなる。

放電開始から１２０分経過後、インバータ１２０ａ−１のＳＯＣ１、インバータ１２０ａ−２のＳＯＣ２、インバータ１２０ａ−３のＳＯＣ３は次のようになる。
蓄電池１４０−３の放電開始時における蓄電電力量１００ｋＷｈは、放電電力Ｐ１＝１０［ｋＷ］で２時間放電したので、１００［ｋＷｈ］−１０［ｋＷ］×２［ｈ］＝８０［ｋＷｈ］になるので、ＳＯＣ３＝８０［％］である。蓄電池１４０−２の放電開始時における蓄電電力量９０ｋＷｈは、放電電力Ｐ２＝１０［ｋＷ］で２時間放電したので、９０［ｋＷｈ］−１０［ｋＷ］×２［ｈ］＝７０［ｋＷｈ］になるので、ＳＯＣ２＝７０［％］である。蓄電池１４０−１の放電開始時における蓄電電力量８０ｋＷｈは、放電電力Ｐ１＝５［ｋＷ］で２時間放電したので、８０［ｋＷｈ］−５［ｋＷ］×２［ｈ］＝７０［ｋＷｈ］になるので、ＳＯＣ１＝７０［％］である。

制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、以下の手順により、３台のインバータ１２０ａ―１〜インバータ１２０ａ―３の放電電力Ｐ１〜Ｐ３を決定する。
制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、Ｐｄｔｍｐに放電電力（合計値）Ｐｄ＝２５ｋＷを代入する（ステップＳＴ１）。
制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、集合｛Ａ｝に、｛インバータ１２０ａ―１、インバータ１２０ａ―２、インバータ１２０ａ―３｝を代入する（ステップＳＴ２）。
制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、ＳＯＣ３が８０％、ＳＯＣ２が７０％、ＳＯＣ１が７０％であるので、インバータ１２０ａ−３を抽出する（ステップＳＴ３）。
制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、Ｐｄｔｍｐ＝２５［ｋＷ］以下、インバータ１２０ａ−３の定格出力１０ｋＷ以下の条件を満たす中で最大となる放電電力１０ｋＷを、インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ３に決定する（ステップＳＴ４）。

制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、Ｐｄｔｍｐ＝２５［ｋＷ］から放電電力Ｐ３＝１０［ｋＷ］を減算し、Ｐｄｔｍｐ＝１５［ｋＷ］とする（ステップＳＴ５）。制御部１１０ｂは、放電開始時、集合｛Ａ｝からインバータ１２０ａ−３を取り除く（ステップＳＴ６）。
制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、Ｐｄｔｍｐが１５ｋＷであり０ｋＷでないと判定する（ステップＳＴ７）。制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐが０ｋＷでない場合（ステップＳＴ７−Ｎｏ）であるので、ステップＳＴ３に戻り、次にＳＯＣが最大となるインバータ１２０ａ−ｉを選択する。

制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、ＳＯＣ２が７０％、ＳＯＣ１が７０％であり、ＳＯＣが最大となるインバータが複数あるので、インバータ１２０ａ−２及びインバータ１２０ａ−２の２台を抽出する（ステップＳＴ３）。
制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、インバータ１２０ａ−２及びインバータ１２０ａ−２の合計の放電電力が、Ｐｄｔｍｐ＝１５［ｋＷ］以下、かつインバータ１２０ａ−２及びインバータ１２０ａ−２の定格出力１０ｋＷ以下の条件を満たす中で、合計の放電電力Ｐｄｔｍｐ＝１５［ｋＷ］を均等に分配した放電電力７．５ｋＷを放電電力Ｐ２及び放電電力Ｐ１にする（ステップＳＴ４）。

制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、Ｐｄｔｍｐ＝１５［ｋＷ］から放電電力Ｐ２＝７．５［ｋＷ］及び放電電力Ｐ１＝７．５［ｋＷ］を減算し、Ｐｄｔｍｐ＝０［ｋＷ］とする（ステップＳＴ５）。
制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、集合｛Ａ｝からインバータ１２０ａ−２及びインバータ１２０ａ−１を取り除く（ステップＳＴ６）。
制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、Ｐｄｔｍｐが０ｋＷであり０ｋＷであると判定する（ステップＳＴ７）。制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐ＝０［ｋＷ］の場合（ステップＳＴ７−Ｙｅｓ）であるので、ステップＳＴ８に進む。制御部１１０ｂは、集合｛Ａ｝が空集合か否かを判定し（ステップＳＴ８）、集合｛Ａ｝が空集合であるので（ステップＳＴ８−Ｙｅｓ）、本フローによる処理を終了する。

以上により、インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ３＝１０［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−２の放電電力Ｐ２＝７．５［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−１の放電電力Ｐ１＝７．５［ｋＷ］と決まった。制御部１１０ｂは、放電開始から１２０分経過後、インバータ１２０ａに放電電力（合計）Ｐｄ＝２５［ｋＷ］によりピークカット運転を実行させる。

制御部１１０ｂは、定期的にインバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０ａ−１のＳＯＣ１、インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０ａ−２のＳＯＣ２、インバータ１２０ａ−３に接続される蓄電池１４０ａ−３のＳＯＣ３を受信し、上記判定を行う。
放電開始から１２０分経過後において、インバータ１２０ａ−３に接続される蓄電池１４０ａ−３のＳＯＣ２が８０％であるので、蓄電池１４０−２の蓄電電力量は８０ｋＷｈである。インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０ａ−２のＳＯＣ２が７０％であるので、蓄電池１４０−２の蓄電電力量は７０ｋＷｈである。また、インバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０ａ−１のＳＯＣ１が７０％であるので、蓄電池１４０−１の蓄電電力量は７０ｋＷｈである。
インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ３＝１０［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−２の放電電力Ｐ２＝７．５［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−１の放電電力Ｐ１＝７．５［ｋＷ］である。従って、放電開始から１２０分経過後から、（蓄電池１４０−３の蓄電電力量８０［ｋＷｈ］−蓄電池１４０−２または蓄電池１４０−１の蓄電電力量７０［ｋＷｈ］）÷（１０［ｋＷ］−７．５［ｋＷ］）＝４［ｈ］（２４０分）経過後、インバータ１２０ａ−３に接続される蓄電池１４０ａ−３のＳＯＣ３と、インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０ａ−２のＳＯＣ２、インバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０ａ−１のＳＯＣ１とが等しくなる。

放電開始から３６０分経過後、インバータ１２０ａ−１のＳＯＣ１、インバータ１２０ａ−２のＳＯＣ２、インバータ１２０ａ−３のＳＯＣ３は次のようになる。
蓄電池１４０−３の放電開始から１２０分経過後における蓄電電力量８０ｋＷｈは、放電電力Ｐ１＝１０［ｋＷ］で４時間放電したので、８０［ｋＷｈ］−１０［ｋＷ］×４［ｈ］＝４０［ｋＷｈ］になるので、ＳＯＣ３＝４０［％］である。蓄電池１４０−２の放電開始から１２０分経過後における蓄電電力量７０ｋＷｈは、放電電力Ｐ２＝７．５［ｋＷ］で４時間放電したので、７０［ｋＷｈ］−７．５［ｋＷ］×４［ｈ］＝４０［ｋＷｈ］になるので、ＳＯＣ２＝４０［％］である。蓄電池１４０−１の放電開始から１２０分経過後における蓄電電力量７０ｋＷｈは、放電電力Ｐ１＝７．５［ｋＷ］で４時間放電したので、７０［ｋＷｈ］−７．５［ｋＷ］×４［ｈ］＝４０［ｋＷｈ］になるので、ＳＯＣ１＝４０［％］である。

制御部１１０ｂは、放電開始から３６０分経過後、以下の手順により、３台のインバータ１２０ａ―１〜インバータ１２０ａ―３の放電電力Ｐ１〜Ｐ３を決定する。
制御部１１０ｂは、放電開始から３６０分経過後、Ｐｄｔｍｐに放電電力（合計値）Ｐｄ＝２５［ｋＷ］を代入する（ステップＳＴ１）。
制御部１１０ｂは、放電開始から３６０分経過後、集合｛Ａ｝に、｛インバータ１２０ａ―１、インバータ１２０ａ―２、インバータ１２０ａ―３｝を代入する（ステップＳＴ２）。

制御部１１０ｂは、放電開始から３６０分経過後、ＳＯＣ３が４０％、ＳＯＣ２が４０％、ＳＯＣ１が４０％であり、ＳＯＣが最大となるインバータが複数あるので、インバータ１２０ａ−３、インバータ１２０ａ−２及びインバータ１２０ａ−２の３台を抽出する（ステップＳＴ３）。
制御部１１０ｂは、放電開始から３６０分経過後、インバータ１２０ａ−３、インバータ１２０ａ−２及びインバータ１２０ａ−２の合計の放電電力が、Ｐｄｔｍｐ＝２５［ｋＷ］以下、かつインバータ１２０ａ−２及びインバータ１２０ａ−２の定格出力１０ｋＷ以下の条件を満たす中で、合計の放電電力Ｐｄｔｍｐ＝２５［ｋＷ］を均等に分配した放電電力２５／３ｋＷを放電電力Ｐ３、放電電力Ｐ２及び放電電力Ｐ１にする（ステップＳＴ４）。

制御部１１０ｂは、放電開始から３６０分経過後、Ｐｄｔｍｐ＝２５［ｋＷ］から放電電力Ｐ３＝２５／３［ｋＷ］、放電電力Ｐ２＝２５／３［ｋＷ］及び放電電力Ｐ１＝２５／３［ｋＷ］を減算し、Ｐｄｔｍｐ＝０［ｋＷ］とする（ステップＳＴ５）。
制御部１１０ｂは、放電開始から３６０分経過後、集合｛Ａ｝からインバータ１２０ａ−３、インバータ１２０ａ−２及びインバータ１２０ａ−１を取り除く（ステップＳＴ６）。
制御部１１０ｂは、放電開始から３６０分経過後、Ｐｄｔｍｐが０ｋＷであり０ｋＷであると判定する（ステップＳＴ７）。制御部１１０ｂは、Ｐｄｔｍｐ＝０［ｋＷ］の場合（ステップＳＴ７−Ｙｅｓ）であるので、ステップＳＴ８に進む。制御部１１０ｂは、集合｛Ａ｝が空集合か否かを判定し（ステップＳＴ８）、集合｛Ａ｝が空集合であるので（ステップＳＴ８−Ｙｅｓ）、本フローによる処理を終了する。

以上により、インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ３＝２５／３［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−２の放電電力Ｐ２＝２５／３［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−１の放電電力Ｐ１＝２５／３［ｋＷ］と決まった。制御部１１０ｂは、放電開始時、インバータ１２０ａに放電電力（合計）Ｐｄ＝２５［ｋＷ］によりピークカット運転を実行させる。

制御部１１０ｂは、定期的にインバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０ａ−１のＳＯＣ１、インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０ａ−２のＳＯＣ２、インバータ１２０ａ−３に接続される蓄電池１４０ａ−３のＳＯＣ３を受信し、上記判定を行う。
放電開始から３６０分経過後において、インバータ１２０ａ−３に接続される蓄電池１４０ａ−３のＳＯＣ２が４０％であるので、蓄電池１４０−２の蓄電電力量は４０ｋＷｈである。インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０ａ−２のＳＯＣ２が４０％であるので、蓄電池１４０−２の蓄電電力量は４０ｋＷｈである。また、インバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０ａ−１のＳＯＣ１が４０％であるので、蓄電池１４０−１の蓄電電力量は４０ｋＷｈである。
インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ３＝２５／３［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−２の放電電力Ｐ２＝２５／３［ｋＷ］、インバータ１２０ａ−１の放電電力Ｐ１＝２５／３［ｋＷ］である。従って、放電開始から３６０分経過後から、（蓄電池１４０−３或いは蓄電池１４０−２または蓄電池１４０−１の蓄電電力量４０［ｋＷｈ］）÷２５／３［ｋＷ］＝４．８［ｈ］（２８８分）経過後、インバータ１２０ａ−３に接続される蓄電池１４０ａ−３のＳＯＣ３と、インバータ１２０ａ−２に接続される蓄電池１４０ａ−２のＳＯＣ２、インバータ１２０ａ−１に接続される蓄電池１４０ａ−１のＳＯＣ１とが等しくなる。

放電開始から６４８分経過後、インバータ１２０ａ−１のＳＯＣ１、インバータ１２０ａ−２のＳＯＣ２、インバータ１２０ａ−３のＳＯＣ３は次のようになる。
蓄電池１４０−３の放電開始から３６０分経過後における蓄電電力量４０ｋＷｈは、放電電力Ｐ１＝２５／３［ｋＷ］で４．８時間放電したので、４０［ｋＷｈ］−２５／３［ｋＷ］×４．８［ｈ］＝０［ｋＷｈ］になるので、ＳＯＣ３＝０［％］となる。蓄電池１４０−２の放電開始から３６０分経過後における蓄電電力量４０ｋＷｈは、放電電力Ｐ２＝２５／３［ｋＷ］で４．８時間放電したので、４０［ｋＷｈ］−２５／３［ｋＷ］×４．８［ｈ］＝０［ｋＷｈ］になるので、ＳＯＣ２＝０［％］となる。蓄電池１４０−１の放電開始から３６０分経過後における蓄電電力量４０ｋＷｈは、放電電力Ｐ１＝２５／３［ｋＷ］で４．８時間放電したので、４０［ｋＷｈ］−２５／３［ｋＷ］×４．８［ｋＷ］＝０［ｋＷｈ］になるので、ＳＯＣ１＝０［％］となる。

このようにして、インバータ１２０ａの蓄電池１４０−１〜蓄電池１４０−３の蓄電電力量が、ピークカット運転の開始時から１０．８ｈ（６４８分）経過後、同時に０ｋＷｈになる。すなわち、制御部１１０ｂが、インバータ１２０ａ−１〜インバータ１２０ａ−３の放電電力Ｐ１〜Ｐ３を、図６に示すフローに従って見直すことにより、放電を停止するまで放電電力（合計）Ｐｄを２５ｋＷに維持することができるため、蓄電池の有する電力（蓄電電力量）を無駄なくピークカットに利用することが可能となる。

このように、制御部１１０ｂは、複数の電力変換部（インバータ１２０ａ−１〜インバータ１２０ａ−３）各々に接続される蓄電池（蓄電池１３０−１〜蓄電池１３０−３、蓄電池１４０−１〜蓄電池１４０−３）のＳＯＣが等しくなるように、ＳＯＣが高い蓄電池（蓄電池１３０−３、蓄電池１４０−３）ほど高い放電電力とし、複数の電力変換部各々のそれぞれから放電させる。
この構成により、各電力変換部における蓄電池のＳＯＣが０％になるまでの時間を同一にすることができるため、蓄電池の電力を無駄なくピークカット運転に利用することが可能となる。

以上、図面を参照してこの発明の一実施形態について詳しく説明してきたが、具体的な構成は上述のものに限られることはなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲内において様々な設計変更等をすることが可能である。

１０，１０ａ，１０ｂ…自律運転システム、１１０，１１０ａ，１１０ｂ…制御部、１２０…インバータ、１３０，１４０…蓄電池、１５０…太陽光発電装置、１５１…太陽電池、１５２…パワーコンディショナ、１６０…建物負荷、２００…電力線、２１０…受電点、４００…商用系統

Claims (3)

1. 商用系統からの電力を軽減する分散型電源の自律運転システムであって、
   前記商用系統と系統連系して、前記商用系統からの電力の受電点における電力変動の補償を、蓄電池を用いて行う複数の電力変換部と、
   前記受電点における電力が予め設定された目標電力値以上の場合、前記複数の電力変換部を制御して前記蓄電池から電力を放電させる制御部と、
   を備え、
   前記制御部は、前記複数の電力変換部に接続される蓄電池のＳＯＣに応じて前記複数の電力変換部各々の放電電力を制御する、
   ことを特徴とする分散型電源の自律運転システム。
2. 前記制御部は、前記複数の電力変換部各々に接続される蓄電池のＳＯＣに比例させて前記複数の電力変換部各々の放電電力を制御する、
   ことを特徴とする請求項１に記載の分散型電源の自律運転システム。
3. 前記制御部は、前記複数の電力変換部各々に接続される蓄電池のＳＯＣが等しくなるように、ＳＯＣが高い蓄電池ほど高い放電電力とし、前記複数の電力変換部各々のそれぞれから放電させる、
   ことを特徴とする請求項１に記載の分散型電源の自律運転システム。

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