JP2010220406A - 発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】蓄電装置の長寿命化を可能とする発電システムを提供する。
【解決手段】発電システム１００において、目標値設定部２０３は、電源装置１０４の出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続した場合に、所定の期間Ｔ_Ｔにおける出力電力Ｐの値に基づいて、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１を設定する。充放電制御部２０４は、第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１に基づいて、蓄電装置１０６の充放電制御を実行する。
【選択図】図３

Description

本発明は、自然エネルギーを利用した電源装置を備える発電システムに関する。

近年、変電所から交流電力の供給を受ける各需要家（例えば、住宅や工場など）内に自然エネルギーを利用した電源装置（例えば、太陽光電源装置）が備えられるケースが増えている。電源装置は、変電所の配下に設けられる配電系統に接続されており、電源装置によって出力される電力は、自需要家内に設けられた電力消費装置だけでなく配電系統にも出力される。このように、需要家から配電系統へ向かう電力の流れは「逆潮流」と呼ばれ、需要家から配電系統へ出力される電力は「逆潮流電力」と呼ばれる。

ところで、自然エネルギーを利用した電源装置の出力は、天候などに応じて変動しうる。そのため、電源装置から配電系統へ逆潮流されている場合、逆潮流電力は、電源装置の出力変動に伴って変動する。その結果、配電系統の系統周波数が変動するおそれがある。このような系統周波数の変動は、自然エネルギーを利用した電源装置を備える需要家が増えるほど顕著となる。

ここで、自然エネルギーを利用した電源装置と蓄電装置とを備え、電源装置の出力変動に応じて蓄電装置の充放電を行う発電システムが提案されている（特許文献１参照）。このような発電システムによれば、逆潮流電力の急激な変動を抑制することができる。

特開２００１−５５４３号公報

しかしながら、上記特許文献１に記載の手法では、所定の単位時間毎に頻繁に蓄電装置の充放電が行われるため、蓄電装置の寿命が短くなるという問題があった。

本発明は、上述した問題を解決するためになされたものであり、蓄電装置の長寿命化を可能とする発電システムを提供することを目的とする。

本発明の特徴に係る発電システムは、交流電力が配電される配電系統に接続された発電システムであって、自然エネルギーを利用することによって出力電力を生成する電源装置と、充放電する蓄電装置と、出力電力を検出する検出部と、出力電力の増加傾向又は減少傾向が所定の期間にわたって継続した場合、所定の期間における出力電力の値に基づいて、電源装置及び蓄電装置から配電系統へ逆潮流される電力の目標値を設定する目標値設定部と、目標値に基づいて、電源装置から蓄電装置への充電及び蓄電装置から配電系統への放電の制御である充放電制御を実行する充放電制御部とを備えることを要旨とする。

本発明の特徴に係る発電システムにおいて、所定の期間は、配電系統におけるガバナフリー運転の対象となる負荷変動の周期の１／４より大きく、配電系統における負荷周波数制御の対象となる負荷変動の周期の１／４より小さくてもよい。

本発明の特徴に係る発電システムにおいて、目標値設定部は、充放電制御の開始から所定の時間経過後における蓄電装置の蓄電容量に基づいて、新たな目標値を設定し、充放電制御部は、設定された新たな目標値に基づいて、充放電制御を実行してもよい。

本発明の特徴に係る発電システムにおいて、充放電制御部は、充放電制御の終了後において、蓄電装置の蓄電容量を所定の初期容量に調整してもよい。

本発明によれば、蓄電装置の長寿命化を可能とする発電システムを提供することを目的とすることができる。

実施形態に係る配電システム１の構成を示す概略図である。 実施形態に係る発電システム１００の構成を示すブロック図である。 実施形態に係る系統連系装置２００の構成を示すブロック図である。 出力電力Ｐの推移の一例を示すグラフである。 逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの推移を模式的に示すグラフである。 実施形態に係る系統連系装置２００の変動検出処理を示すフロー図である。 実施形態に係る系統連系装置２００の平滑化処理を示すフロー図である。 実施形態に係る系統連系装置２００の初期化処理を示すフロー図である。 某太陽電池発電システムの出力電力Ｐの推移を示すグラフである。 実施例１に係るシミュレーション結果を示すグラフである。 実施例２に係るシミュレーション結果を示すグラフである。 実施例３に係るシミュレーション結果を示すグラフである。

以下において、本発明の実施形態に係る系統連系システムについて、図面を参照しながら説明する。なお、以下の図面の記載において、同一又は類似の部分には、同一又は類似の符号を付している。

ただし、図面は模式的なものであり、各寸法の比率などは現実のものとは異なることに留意すべきである。従って、具体的な寸法などは以下の説明を参酌して判断すべきである。また、図面相互間においても互いの寸法の関係や比率が異なる部分が含まれていることは勿論である。

また、以下の説明において、配電系統から需要家へ向かう電力の流れを「潮流」といい、配電系統から需要家へ潮流する電力を「潮流電力」という。また、需要家から配電系統へ向かう電力の流れを「逆潮流」といい、需要家から配電系統へ逆潮流する電力を「逆潮流電力」という。

（配電システムの構成）
以下において、実施形態に係る配電システムの構成について、図面を参照しながら説明する。図１は、実施形態に係る配電システム１の構成を示す概略図である。

図１に示すように、配電システム１は、複数の高圧電力供給源１０（高圧電力供給源１０Ａ、高圧電力供給源１０Ｂ）と、変電所２０と、複数の需要家３０（需要家３０Ａ〜３０Ｉ）とを有する。

高圧電力供給源１０は、高圧送電線４０を介して、変電所２０に高圧電力を送電する。高圧電力供給源１０は、例えば、発電所である。

変電所２０は、配電系統５０を介して、各需要家３０に高圧電力を降圧して生成した交流電力を配電する。配電系統５０は、変電所２０が各需要家３０を管理する単位である。図示しないが、変電所２０は、複数の配電系統５０を配下に有していてもよい。

各需要家３０は、発電システム１００を備える。発電システム１００は、配電系統５０を介して変電所２０と電気的に接続されている。発電システム１００は、配電系統５０との間で電力の入出力（潮流及び逆潮流）を行う。

（発電システムの構成）
以下において、実施形態に係る発電システムの構成について、図面を参照しながら説明する。図２は、実施形態に係る発電システム１００の構成を示すブロック図である。

図２に示すように、発電システム１００は、複数の電力消費装置１０２（電力消費装置１０２Ａ〜電力消費装置１０２Ｃ）と、電源装置１０４と、蓄電装置１０６と、系統連系装置２００とを有する。

電力消費装置１０２は、配電系統５０から配電される潮流電力、及び電源装置１０４によって出力される出力電力Ｐを消費する。電力消費装置１０２は、例えば家電などである。

電源装置１０４は、自然エネルギーを利用することによって出力電力Ｐを生成する。電源装置１０４は、例えば太陽光電源装置、風力電源装置などである。このような電源装置１０４によって生成される出力電力Ｐは、気象・天候などに応じて変動することに留意すべきである。なお、本実施形態では、電源装置１０４によって生成される出力電力Ｐは、系統連系装置２００を介して、配電系統５０へ逆潮流されうる。

蓄電装置１０６は、所定の定格容量Ｃ_ＣＡＰを有し、充放電可能な装置である。具体的には、蓄電装置１０６は、電源装置１０４によって生成される出力電力Ｐを蓄電する。また、蓄電装置１０６は、蓄電した電力を配電系統５０へ逆潮流する。蓄電装置１０６は、例えば、リチウムイオン電池やニッケル水素電池などの二次電池、或いは電気二重層キャパシタなどである。

本実施形態では、蓄電装置１０６の初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}は定められており、例えば、定格容量Ｃ_ＣＡＰの５０％であるが、これに限られるものではない。

系統連系装置２００は、配電系統５０、複数の電力消費装置１０２、電源装置１０４及び蓄電装置１０６の連系を制御する。具体的には、系統連系装置２００は、例えば、蓄電装置１０６から配電系統５０への放電や電源装置１０４から蓄電装置１０６への充電を制御する。なお、以下の説明において、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶには、電源装置１０４の出力電力Ｐと蓄電装置１０６から放電される放電電力Ｑとが含まれることに留意すべきである。

（系統連系装置の構成）
以下において、実施形態に係る系統連系装置の構成について、図面を参照しながら説明する。図３は、実施形態に係る系統連系装置２００の構成を示すブロック図である。

系統連系装置２００は、図３に示すように、検出部２０１、判定部２０２、目標値設定部２０３、充放電制御部２０４、ＤＣ／ＤＣ変換部２０５及びパワーコンディショナー２０６を備える。

（検出部）
検出部２０１は、検出周期Ｔ_Ｄ（例えば、１分）ごとに電源装置１０４の出力電力Ｐを検出する。図４は、出力電力Ｐの推移の一例を示すグラフである。図４に示すグラフにおける検出周期Ｔ_Ｄは、１分である。なお、検出部２０１は、出力電力Ｐが電源装置１０４の定格出力Ｐ_ＣＡＰの所定割合（例えば、１０％）以上である場合に出力電力Ｐを検出することとしてもよい。

（判定部）
判定部２０２は、出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続したか否かを判定する。

具体的には、まず、判定部２０２は、前回の検出タイミングで検出された出力電力Ｐ_ＬＡＳＴと、今回の検出タイミングで検出された出力電力Ｐ_ＴＨＩＳとの差である電力変動幅ΔＰを、検出周期Ｔ_Ｄごとに算出する。判定部２０２は、電力変動幅ΔＰが定格出力Ｐ_ＣＡＰの３０％以上か否かを判定する。判定部２０２は、電力変動幅ΔＰが定格出力Ｐ_ＣＡＰの３０％以上であると判定されるまで、電力変動幅ΔＰの算出を繰り返す。このように、本実施形態では、電力変動幅ΔＰが定格出力Ｐ_ＣＡＰの３０％以上であることをもって出力電力Ｐが増加傾向又は減少傾向にあるとみなすが、これに限られるものではない。電力変動幅ΔＰが定格出力Ｐ_ＣＡＰの０％より大きければ、出力電力Ｐが増加傾向又は減少傾向にあるとみなすことができる。

次に、判定部２０２は、電力変動幅ΔＰが定格出力Ｐ_ＣＡＰの３０％以上であると判定された場合、すなわち、出力電力Ｐが増加傾向又は減少傾向にあると判定された場合に、出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続するか否かを判定する。具体的には、判定部２０２は、出力電力Ｐが、出力電力Ｐ_ＬＡＳＴが検出された時刻から所定の期間Ｔ_Ｔ後の時刻まで、出力電力Ｐ_ＬＡＳＴ±１０％の範囲外を継続して推移するか否かを判定する。

次に、判定部２０２は、出力電力Ｐが出力電力Ｐ_ＬＡＳＴ±１０％の範囲外を継続して推移した場合、すなわち、出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続した場合に、その旨を目標値設定部２０３に通知する。

ここで、所定の期間Ｔ_Ｔは、配電系統５０におけるガバナフリー（ＧＦ：Ｇｏｖｅｒｎｏｒ Ｆｒｅｅ）運転の対象となる負荷変動の周期の１／４より大きく、配電系統５０における負荷周波数制御（ＬＦＣ:Load Frequency Control）の対象となる負荷変動の周期の１／４より小さいことに留意すべきである。ガバナフリー運転とは、配電系統５０における負荷変動のうち周期が数分程度（例えば、２分）までの微小周期変動を解消するための運転である。ガバナフリー運転は、高圧電力供給源１０に設けられた調速機の制限解除による発電出力制御によって行われる。また、ＬＦＣとは、配電系統５０における負荷変動のうち周期が数分から十数分程度（例えば、２〜２０分程度）の短周期変動を解消するための制御である。ＬＦＣは、高圧電力供給源１０とは別に設けられ、短周期変動に対応可能な周波数制御用の発電所における出力制御によって行なわれる。なお、配電系統５０における負荷変動のうち周期が十数分を超える長周期変動は、経済負荷配分制御（ＥＤＣ:Economic Dispatching Control）により解消されうる。ＧＦ運転、ＬＦＣ及びＥＤＣについては、“横山隆一監修「電力自由化と技術開発−２１世紀における電気事業の経営効率と供給信頼性の向上を目指して−」第５章”、及び“電気学会技術報告,第869号”に詳しい。

ところで、多数の電源装置１０４から配電系統５０に逆潮流されている場合において、配電系統５０付近の気象変動によって多数の電源装置１０４それぞれの出力電力が変動する場合がある。この場合、配電系統５０には、微小周期変動、短周期変動、或いは長周期変動のいずれかが発生する。上述の通り、微小周期変動及び長周期変動には、ＧＦ運転及びＥＤＣによって対応可能である。従って、微小周期変動及び長周期変動を発生させるような出力電力の変動は、発電システム１００内で解消する必要はない。一方で、短周期変動の解消には、配電系統５０の規模に応じて、周波数制御用の発電所を増設する必要がある。そのため、短周期変動を発生させるような出力電力の変動は、発電システム１００内で解消されることが望ましい。なお、短周期変動の周期は、配電系統５０の規模などに応じて異なるものであることに留意すべきである。

本実施形態において、所定の期間Ｔ_Ｔは、ＧＦ運転の対象となる負荷変動の周期の１／４より大きく、ＬＦＣの対象となる負荷変動の周期の１／４より小さい。そのため、判定部２０２は、微小周期変動を発生させるような出力電力Ｐの変動ではなく、短周期変動を発生させるような出力電力Ｐの変動に対して、出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が継続していると判定する。

（目標値設定部）
目標値設定部２０３は、判定部２０２からの通知に応じて、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの目標値を設定する。なお、本発明において、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶは、需要家３０から配電系統５０へ逆潮流する電力であり、電源装置１０４の出力電力Pと蓄電装置１０６の放電電力との合成電力であることに留意すべきである。

具体的には、目標値設定部２０３は、所定の期間Ｔ_Ｔにおける出力電力Ｐの値に基づいて、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの目標値である第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１を設定する。また、目標値設定部２０３は、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶが第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１に到達するまでの第１到達時間Ｔ_１を設定する。

具体的には、目標値設定部２０３は、出力電力Ｐ_ＬＡＳＴと、出力電力Ｐ_ＬＡＳＴが検出された時刻から所定の期間Ｔ_Ｔ後の時刻における出力電力Ｐ_Ｔとの間の値（例えば、出力電力Ｐ_ＬＡＳＴと出力電力Ｐ_Ｔとの中間値）を第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１に設定する。また、目標値設定部２０３は、短周期変動の周期の１／４（例えば、３０秒〜５分）以上に第１到達時間Ｔ_１を設定する。ただし、第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１は、出力電力Ｐ_ＬＡＳＴと出力電力Ｐ_Ｔとの間の値であればよく、第１到達時間Ｔ_１は、出力電力Ｐの変動を平滑化できる時間であればよい。

また、目標値設定部２０３は、第１到達時間Ｔ_１経過後における蓄電装置１０６の蓄電容量Ｃ_Ｔ１に基づいて、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの新たな目標値である第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２を設定する。また、目標値設定部２０３は、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶが第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２に到達するまでの第２到達時間Ｔ_２を設定する。

具体的には、目標値設定部２０３は、蓄電容量Ｃ_Ｔ１が初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}以上の場合、定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分よりも大きな値（例えば、定格出力Ｐ_ＣＡＰの７５％）を第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２に設定する。一方で、目標値設定部２０３は、蓄電容量Ｃ_Ｔ１が初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}未満である場合、定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分よりも小さな値（例えば、定格出力Ｐ_ＣＡＰの２５％）を第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２に設定する。また、目標値設定部２０３は、短周期変動の周期の１／４（例えば、３０秒〜５分）以上に第２到達時間Ｔ_２を設定する。ただし、第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２は、出力電力Ｐ_ＬＡＳＴと出力電力Ｐ_Ｔとの間の値であればよく、第２到達時間Ｔ_２は、出力電力Ｐの変動を平滑化できる時間であればよい。

さらに、目標値設定部２０３は、時刻ｔ_１から時刻ｔ_２までの間において、第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２が定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分以上の値に設定されている場合であって、蓄電装置１０６の蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}未満となったとき、或いは、第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２が定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分よりも小さな値に設定されている場合であって、蓄電装置１０６の蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}以上となったとき、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの新たな目標値として第３目標値Ｐ_ＳＥＴ３を設定する。第３目標値Ｐ_ＳＥＴ３は、例えば、定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分である。

（充放電制御部）
充放電制御部２０４は、目標値設定部２０３によって設定された逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの目標値に基づいて、電源装置１０４から蓄電装置１０６への充電、及び蓄電装置１０６から配電系統５０への放電の制御である充放電制御を実行する。これによって、充放電制御部２０４は、電源装置１０４の出力電力Ｐの変動を平滑化する。

図５は、発電システム１００から配電系統５０への逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの推移を模式的に示すグラフである。図５では、電源装置１０４の出力電力Ｐ_ＬＡＳＴが検出された時刻ｔ_ＬＡＳＴから所定の期間Ｔ_Ｔ後の時刻ｔ_Ｔにおいて、充放電制御部２０４による充放電制御が開始されている。

充放電制御部２０４は、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶが時刻ｔ_Ｔから第１到達時間Ｔ_１経過後の時刻ｔ_１に第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１となるように、充放電制御を実行する。図５に示すように、出力電力Ｐの減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続した場合には、充放電制御部２０４は、出力電力Ｐに放電電力Ｑを加えて出力する。一方で、図示しないが、出力電力Ｐの増加傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続した場合には、充放電制御部２０４は、出力電力Ｐの一部を蓄電装置１０６への充電電力Ｒとする。

具体的には、充放電制御部２０４は、時刻ｔ_Ｔから時刻ｔ_１までの間は、次の式（１）に基づいて蓄電装置１０６からの放電電力Ｑを算出する。
〔数１〕
放電電力Ｑ１＝逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶ−出力電力Ｐ（ｉ） …（１）
＝（出力電力Ｐ_Ｔ＋第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１×ｉ／T₁）−出力電力Ｐ（ｉ）
ただし、式（１）において、iは、時刻ｔ_Ｔからの経過時間であり、出力電力Ｐ（ｉ）は、時刻ｔ_Ｔからi経過時における出力電力Ｐである。なお、式（１）に基づいて算出される放電電力Ｑ１が負の値である場合、算出値は充電電力Ｒを表していることに留意すべきである。充放電制御部２０４は、算出された放電電力Ｑ１に従って、蓄電装置１０６の充放電を制御する。

次に、充放電制御部２０４は、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶが時刻ｔ_１から第２到達時間Ｔ_２経過後の時刻ｔ_２に第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２となるように、充放電制御を実行する。具体的には、充放電制御部２０４は、時刻ｔ_１から時刻ｔ_２までの間は、次の式（２）に基づいて蓄電装置１０６からの放電電力Ｑ２を算出する。
〔数２〕
放電電力Ｑ２＝逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶ−出力電力Ｐ（ｊ） …（２）
＝（第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１＋第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２×ｊ／T_２）−出力電力Ｐ（ｊ）
ただし、式（２）において、ｊは、時刻ｔ_１からの経過時間であり、出力電力Ｐ（ｊ）は、時刻ｔ_１からj経過時における出力電力Ｐである。なお、式（１）と同様に、式（２）に基づいて算出される放電電力Ｑ２が負の値である場合、算出値は充電電力Ｒを表していることに留意すべきである。充放電制御部２０４は、算出された放電電力Ｑ２に従って、蓄電装置１０６の充放電を制御する。

また、充放電制御部２０４は、時刻ｔ_１から時刻ｔ_２までの間において、目標値設定部２０３によって第３目標値Ｐ_ＳＥＴ３が設定された場合、次の式（３）に基づいて蓄電装置１０６からの放電電力Ｑ３を算出する。
〔数３〕
放電電力Ｑ３＝逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶ（ｋ）−出力電力Ｐ（ｋ） …（３）
＝逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶ（ｋ）＋（第３目標値Ｐ_ＳＥＴ３−逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶ（ｋ））×l／ｋ）
ただし、式（３）において、ｋは、時刻ｔ_１から第３目標値Ｐ_ＳＥＴ３設定までに経過した時間であり、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶ（ｋ）及び出力電力Ｐ（ｋ）は、時刻ｔ_１からｋ経過時における逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶ及び出力電力Ｐである。ｌは、第３目標値Ｐ_ＳＥＴ３設定後からの経過時間である。 充放電制御部２０４は、算出された放電電力Ｑ３に従って、蓄電装置１０６の充放電を制御する。

次に、充放電制御部２０４は、時刻ｔ_２経過後、すなわち充放電制御の終了後において、蓄電装置１０６の蓄電容量Ｃを初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}に調整する。充放電制御部２０４は、蓄電容量Ｃを初期化するために、逆潮流電力Ｐ_REVの初期化用目標値Ｐ_ＳＥＴＳを設定する。

具体的には、充放電制御部２０４は、蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}以上の場合、定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分以上の値（例えば、定格出力Ｐ_ＣＡＰの７５％）を初期化用目標値Ｐ_ＳＥＴＳに設定する。一方で、充放電制御部２０４は、蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}未満である場合、定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分未満の値（例えば、定格出力Ｐ_ＣＡＰの２５％）を初期化用目標値Ｐ_ＳＥＴＳに設定する。充放電制御部２０４は、次の式（４）に基づいて蓄電装置１０６からの放電電力Ｑ４を算出する。
〔数４〕
放電電力Ｑ４＝初期化用目標値Ｐ_ＳＥＴＳ−出力電力Ｐ（ｍ） …（４）
ただし、式（４）において、ｍは、時刻ｔ_２からの経過時間であり、出力電力Ｐ（ｍ）は、時刻ｔ_２からｍ経過時における出力電力Ｐである。充放電制御部２０４は、算出された放電電力Ｑ４に従って、蓄電装置１０６の充放電を制御する。具体的には、充放電制御部２０４は、蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}以上の場合には放電することによって、また、蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}未満である場合には充電することによって、蓄電容量Ｃを初期化する。

（ＤＣ／ＤＣ変換部とパワーコンディショナー）
ＤＣ／ＤＣ変換部２０５は、電源装置１０４又は配電系統５０と蓄電装置１０６との間での適切な入出力のために電圧の昇降圧を行う。

パワーコンディショナー２０６は、図３に示すように、最大化制御部２０６ａ、電力調整部２０６ｂ及びＤＣ／ＡＣ変換部２０６ｃを備える。最大化制御部２０６ａは、電源装置１０４の出力電力を最大化する。電力調整部２０６ｂは、充放電制御部２０４と協働して逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶを調整する。ＤＣ／ＡＣ変換部２０６ｃは、出力電力Ｐ及び放電電力Ｑを交流電力に変換する。

（変動の検出）
以下において、実施形態に係る系統連系装置による変動の検出について、図面を参照しながら説明する。変動検出とは、平滑化を行う必要のある変動（短周期変動を生じさせる変動）を検出することである。図６は、実施形態に係る系統連系装置２００の変動検出処理を示すフロー図である。

図６に示すように、ステップＳ１０において、系統連系装置２００は、前回の検出タイミングにおける電源装置１０４の出力電力Ｐ_ＬＡＳＴと、今回の検出タイミングにおける出力電力Ｐ_ＴＨＩＳとを検出する。

ステップＳ１１において、系統連系装置２００は、出力電力Ｐ_ＬＡＳＴと出力電力Ｐ_ＴＨＩＳとの電力変動幅ΔＰを算出する。

ステップＳ１２において、系統連系装置２００は、電力変動幅ΔＰが定格出力Ｐ_ＣＡＰの３０％以上か否かを判定する。電力変動幅ΔＰが定格出力Ｐ_ＣＡＰの３０％以上である場合、処理はステップＳ１３に進む。電力変動幅ΔＰが定格出力Ｐ_ＣＡＰの３０％以上でない場合、処理はステップＳ１０に戻る。

ステップＳ１３において、系統連系装置２００は、出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続したか否かを判定する。出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続した場合、出力電力Ｐの変動が感知されたとして処理は後述する平滑化処理に移行する。一方で、出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続しなかった場合、処理はステップＳ１０に戻る。

（逆潮流電力の平滑化）
以下において、実施形態に係る系統連系装置による平滑化について、図面を参照しながら説明する。図７は、実施形態に係る系統連系装置２００の平滑化処理を示すフロー図である。

図７に示すように、ステップＳ２０において、系統連系装置２００は、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの目標値である第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１と、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶが第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１に到達するまでの第１到達時間Ｔ_１とを設定する。

ステップＳ２１において、系統連系装置２００は、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶが時刻ｔ_Ｔから第１到達時間Ｔ_１経過後の時刻ｔ_１に第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１となるように、充放電制御を実行する。具体的には、充放電制御部２０４は、上記式（１）から算出される放電電力Ｑ１に基づいて、蓄電装置１０６の充放電を制御する。

ステップＳ２２において、系統連系装置２００は、時刻ｔ_１における蓄電装置１０６の蓄電容量Ｃ_Ｔ１に基づいて、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２と、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶが第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２に到達するまでの第２到達時間Ｔ_２とを設定する。

ステップＳ２３において、系統連系装置２００は、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶが時刻ｔ_１から第２到達時間Ｔ_２経過後の時刻ｔ_２に第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２となるように、充放電制御を実行する。具体的には、充放電制御部２０４は、上記式（２）から算出される放電電力Ｑ２に基づいて、蓄電装置１０６の充放電を制御する。

ステップＳ２４において、系統連系装置２００は、第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２が定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分以上の値に設定されており、かつ、蓄電装置１０６の蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}未満となるか否か、又は、第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２が定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分よりも小さな値に設定されており、かつ、蓄電装置１０６の蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}以上となるか否かを判定する。いずれかの条件に該当する場合には、処理はステップＳ２５に進む。一方で、いずれの条件にも該当しない場合、処理はステップＳ27に進む。

ステップＳ２５において、系統連系装置２００は、第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２を破棄して、新たに第３標値Ｐ_ＳＥＴ３を設定する。

ステップＳ２６において、系統連系装置２００は、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶが時刻ｔ_２に第３目標値Ｐ_ＳＥＴ３となるように、充放電制御を実行する。具体的には、充放電制御部２０４は、上記式（３）から算出される放電電力Ｑ３に基づいて、蓄電装置１０６の充放電を制御する。

ステップＳ２７において、系統連系装置２００は、時刻ｔ_２に到達したか否かを判定する。時刻ｔ_２に到達した場合、充放電制御は終了する。一方で、時刻ｔ_２に到達していない場合、処理はステップＳ24に戻る。

（蓄電装置の初期化）
以下において、実施形態に係る系統連系装置による蓄電装置の初期化について、図面を参照しながら説明する。図８は、実施形態に係る系統連系装置２００の初期化処理を示すフロー図である。

図８に示すように、ステップＳ３０において、系統連系装置２００は、蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}以上か否かを判定する。蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}以上である場合、処理はステップＳ３１に進む。蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}以上でない場合、処理はステップＳ３３に進む。

ステップＳ３１において、系統連系装置２００は、定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分以上の値を初期化用目標値Ｐ_ＳＥＴＳに設定する。系統連系装置２００は、上記式（４）から算出される放電電力Ｑ４（正の値）に基づいて、蓄電装置１０６を放電する。

ステップＳ３２において、系統連系装置２００は、蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}となったか否かを判定する。蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}となった場合、処理は終了する。蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}となっていない場合、処理はステップＳ３１に戻る。

ステップＳ３３において、系統連系装置２００は、定格出力Ｐ_ＣＡＰの半分未満の値を初期化用目標値Ｐ_ＳＥＴＳに設定する。系統連系装置２００は、上記式（４）から算出される放電電力Ｑ４（負の値）に基づいて、蓄電装置１０６を充電する。

ステップＳ３４において、系統連系装置２００は、蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}となったか否かを判定する。蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}となった場合、処理は終了する。蓄電容量Ｃが初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}となっていない場合、処理はステップＳ３３に戻る。

（作用及び効果）
実施形態に係る発電システム１００において、目標値設定部２０３は、電源装置１０４の出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続した場合に、所定の期間Ｔ_Ｔにおける出力電力Ｐの値に基づいて、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶの第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１を設定する。充放電制御部２０４は、第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１に基づいて、蓄電装置１０６の充放電制御を実行する。

このように、蓄電装置１０６の充放電制御は、電源装置１０４の出力電力Ｐの増加傾向又は減少傾向が所定の期間Ｔ_Ｔにわたって継続した場合にのみ実行される。従って、既定の間隔で断続的に充放電制御を実行する場合に比べて、蓄電装置１０６の充放電回数を減少することができる。そのため、蓄電装置１０６の長寿命化を図ることができる。

ここで、図９は、２００８年４月２９日における某太陽電池発電システムの出力電力Ｐの推移を示すグラフである。所定の期間Ｔ_Ｔを２分に設定した場合、実施形態に係る発電システム１００によれば、図９に示す期間Ａ、Ｂ、Ｃの３回の変動に対してのみ充放電制御が行なわれる。一方で、２分ごとに移動平均法による算出値による充放電制御を行う場合には、１０時４７分〜１１時３５分の間に２４回の充放電制御が行なわれる。このように、実施形態に係る発電システム１００によれば、蓄電装置１０６の充放電回数を減少することができることは明らかである。

また、実施形態において、所定の期間Ｔ_Ｔは、ＧＦ運転の対象となる負荷変動の周期の１／４より大きく、ＬＦＣの対象となる負荷変動の周期の１／４より小さい。従って、充放電制御は、微小周期変動を発生させるような出力電力Ｐの変動ではなく、短周期変動を発生させるような出力電力Ｐの変動に対して実行される。そのため、ＧＦ運転によって解消可能な出力電力Ｐの変動を解消するために実行される充放電を少なくするとともに、ＬＦＣの対象となる短周期変動を発生させるような出力電力Ｐの変動を解消するために実行される充放電を確保することができる。その結果、各需要家３０に設けられた電源装置１０４の出力変動に起因して、配電系統５０に周波数制御用の発電所を増設する必要を小さくすることができる。

また、実施形態において、目標値設定部２０３は、充放電制御の開始から第１到達時間Ｔ_１経過後における蓄電装置１０６の蓄電容量Ｃに基づいて、新たに第２目標値Ｐ_ＳＥＴ２を設定する。従って、第１目標値Ｐ_ＳＥＴ１設定後における日射変動などによって生じる電源装置１０４の出力変動に則した目標値を設定できるので、変動の平滑化を効率的に行うことができる。

また、充放電制御部２０４は、充放電制御の終了後において、蓄電装置１０６の蓄電容量Ｃを初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}に調整する。従って、次回に実行される充放電制御に迅速に対応できるとともに、蓄電装置１０６の蓄電容量の過不足を生じることなく、毎回同じ条件で充放電制御を実行することができる。

［その他の実施形態］
本発明は上述した実施形態によって説明したが、この開示の一部をなす論述及び図面は、この発明を限定するものであると理解すべきではない。この開示から当業者には様々な代替実施形態、実施例及び運用技術が明らかとなろう。

例えば、上述した実施形態において例示した数値は一例であることに留意すべきである。各種閾値などに用いられる数値は、配電システム１及び発電システム１００の構成に応じて適宜設定することができる。

また、上述した実施形態において、図２及び図３を用いて発電システム１００の構成について説明したが、これに限られるものではない。特に、系統連系装置２００が備える構成の少なくとも一つは、電源装置１０４や蓄電装置１０６などに備えられていてもよいことに留意すべきである。

なお、上述した系統連系装置２００のハードウェア構成は、プログラムモジュールとして実現することができる。したがって、上述した系統連系装置２００において実行されるとした処理は、系統連系装置２００の機能を有した汎用コンピュータ等によって実行されてもよい。

以下、本発明に係る太陽電池モジュールの実施例について具体的に説明するが、本発明は、下記の実施例に示したものに限定されるものではなく、その要旨を変更しない範囲において、適宜変更して実施することができるものである。

（実施例１）
所定の天候変動が発生した場合の、太陽光発電装置の出力電力Ｐ、蓄電装置の放電電力Ｑ、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶ（Ｐ＋Ｑ）、蓄電装置の蓄電容量Ｃの推移についてシミュレーションを行った。図１０は、実施例１に係るシミュレーション結果を示すグラフである。

実施例１では、晴れ（−３分〜−２分）、曇り（−２分〜３分）、晴れ（３分〜１３分）の順で天候変動が発生したものとした。また、充放電制御が実行される条件である所定の期間Ｔ_Ｔを２分に設定とした。また、発電システム全体の容量を４０００Ｗ、晴れ時の出力電力Ｐを３５００Ｗ、曇り時の出力電力Ｐを７００Ｗ、蓄電容量Ｃを１０００Ｗｈ、蓄電装置の初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}を５００Ｗｈに設定した。

このような条件では、０分に出力電力Ｐの変動が検出されて、充放電制御が開始された。その後、１０分に蓄電装置の充放電制御が終了して、蓄電容量Ｃの初期化が開始された。

図１０（ａ）に示すように、出力電力Ｐは急激に変動しているものの、逆潮流電力Ｐ_ＲＥＶは平滑化されることが確認された。また、図１０（ｂ）に示すように、蓄電容量Ｃは、４７８〜６１４Ｗｈ（４７．８〜６１．４％）内で推移しているので、蓄電装置の劣化が起こりにくいことが確認された。

（実施例２）
実施例２では、晴れ（−３分〜−２分）、曇り（−２分〜０分）、晴れ（０分〜１０分）、曇り（１０分〜１７分）の順で天候変動が発生したものとした。その他の条件は、実施例１と同じに設定した。

図１１は、実施例２に係るシミュレーション結果を示すグラフである。図１１（ｂ）に示すように、蓄電容量Ｃは、７５４Ｗｈ（７５．４％）まで増加し、初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}から２５４Ｗｈ増加している。従って、２５４Ｗｈに対応できるように、蓄電装置の特性、寿命などに基づいて、蓄電装置の種類や容量を決定することができる。

（実施例３）
実施例３では、曇り（−３分〜−２分）、晴れ（−２分〜０分）、曇り（０分〜１０分）、晴れ（１０分〜１６分）の順で天候変動が発生したものとした。その他の条件は、実施例１と同じに設定した。

図１２は、実施例３に係るシミュレーション結果を示すグラフである。図１２（ｂ）に示すように、蓄電容量Ｃは、２５４Ｗｈ（２５．４％）まで減少し、初期容量Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}から２４６Ｗｈ減少している。従って、２５４Ｗｈに対応できるように、蓄電装置の特性、寿命などに基づいて、蓄電装置の種類や容量を決定することができる。

ΔＰ…電力変動幅
Ｃ…蓄電容量
Ｃ_ＣＡＰ…定格容量
Ｃ_{ＳＴＡＲＴ}…初期容量
Ｐ…出力電力
Ｐ_ＣＡＰ…定格出力
Ｐ_ＲＥＶ…逆潮流電力
Ｐ_ＳＥＴＳ…初期化用目標値
Ｑ…放電電力
Ｒ…充電電力
Ｔ_１…第１到達時間
Ｔ_２…第２到達時間
Ｔ_Ｄ…検出周期
Ｔ_Ｔ…所定の期間
１…配電システム
１０…高圧電力供給源
２０…変電所
３０…需要家
４０…高圧送電線
５０…配電系統
１００…発電システム
１０２…電力消費装置
１０４…電源装置
１０６…蓄電装置
２００…系統連系装置
２０１…検出部
２０２…判定部
２０３…目標値設定部
２０４…充放電制御部
２０５…ＤＣ／ＤＣ変換部
２０６…パワーコンディショナー
２０６ａ…最大化制御部
２０６ｂ…電力調整部
２０６ｃ…ＤＣ／ＡＣ変換部

Claims (4)

1. 交流電力が配電される配電系統に接続された発電システムであって、
   自然エネルギーを利用することによって出力電力を生成する電源装置と、
   充放電する蓄電装置と、
   前記出力電力を検出する検出部と、
   前記出力電力の増加傾向又は減少傾向が所定の期間にわたって継続した場合、前記所定の期間における前記出力電力の値に基づいて、前記電源装置及び前記蓄電装置から前記配電系統へ逆潮流される電力の目標値を設定する目標値設定部と、
   前記目標値に基づいて、前記電源装置から前記蓄電装置への充電及び前記蓄電装置から前記配電系統への放電の制御である充放電制御を実行する充放電制御部と
   を備えることを特徴とする発電システム。
2. 前記所定の期間は、前記配電系統におけるガバナフリー運転の対象となる負荷変動の周期の１／４より大きく、前記配電系統における負荷周波数制御の対象となる負荷変動の周期の１／４より小さい
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
3. 前記目標値設定部は、前記充放電制御の開始から所定の時間経過後における前記蓄電装置の蓄電容量に基づいて、新たな目標値を設定し、
   前記充放電制御部は、設定された前記新たな目標値に基づいて、前記充放電制御を実行する
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
4. 前記充放電制御部は、前記充放電制御の終了後において、前記蓄電装置の蓄電容量を所定の初期容量に調整する
   ことを特徴とする請求項１に記載の発電システム。

Images