JP2014113034A - 蓄電池と再生可能エネルギーを利用した発電システム及びその運用方法 - Google Patents

Abstract

【課題】 風力の出力は予測困難であり、逐次変化する需要家の電力消費量に追従される
ことはできない。
【解決手段】 再生可能エネルギーを利用した発電設備と、前記発電設備から供給される電力を充電する第一の蓄電池と、系統に電力を供給する第二の蓄電池と、前記第一の蓄電池と前記第二の蓄電池を切り替える接続切替装置と、前記接続切替装置を制御する制御装置と、を有する発電システムにおいて、前記発電設備の発電量予測と、前記系統のデマンド予測に基づき決定された切替タイミングに、前記制御装置が前記接続切替装置を切り替える制御をすることを特徴とする
【選択図】 図１

Description

本発明は、蓄電池と再生可能エネルギーを利用した発電システム及びその運用方法に関する。

本技術分野の背景技術として、特開２００９−１９７５８７号公報（特許文献１）がある。この公報には、蓄電池側の制約で風力発電が制約を受けることなく発電出来ることにより、風力発電の利用率を向上させることができるとともに蓄電池容量を低減した風力発電設備を提供すると記載されている（要約参照）。

特開２００９−１９７５８７号公報

従来の蓄電池による再生可能エネルギーの出力変動緩和技術においては、再生可能エネルギーの出力変動は予測できないため、完全に出力変動を除去することはできず、系統の電力品質基準及び既存大型発電所の出力調整能力を考慮して、一定レベルの変動抑制で満足していた。しかし、マイクログリッドのような基幹系統から独立した孤立系統の安定電源として再生可能エネルギーを利用するには電力品質、特に周波数変動の観点から不十分であった。また、風力の出力は予測困難であり、逐次変化する需要家の電力消費量に追従されることはできない。

再生可能エネルギーを利用した発電設備と、交流と直流を変換する変換手段と、第一の蓄電池と、第二の蓄電池とを有する発電システムにおいて、前記発電設備からの出力は前記第一の蓄電池と前記第二の蓄電池のどちらかに充電され、前記発電設備からの出力を充電しない前記蓄電池から電力系統へ放電され、前記充電と前記放電を行う充電池の切り替えを、前記充電の総量と前記放電の総量とを比較して前記切り替えのタイミングを決定する制御装置を有する。

再生可能エネルギーの出力を変動も含めた形で有効活用でき、また蓄電池の放電により電力需要家のデマンドに応じた電力供給が可能となる。

第一実施例のシステム構成図である。 比較例のシステム構成図である。 第二実施例のシステム構成図である。 理想状態での運用方法である。 風速が弱い場合の運用方法である。 風速が強い場合の運用方法である。 需要が大きい場合の運用方法である。 無風の場合の運用方法である。 実施例３の概略図である。 実施例４の概略図である。 実施例５の概略図である 実施例６の概略図である 実施例７の概略図である。 実施例８の機能ブロック図である。 実施例８の機能ブロック図である。

まず比較例として、再生可能エネルギーの出力変動を蓄電池で吸収する場合の基本構成を風力発電を例にして図２に示す。図で、１は風力発電機、２はコンバーター、３は蓄電池、４は昇圧トランス、５は送電系統である。風力発電機１は風速の変動に伴い出力に変動を生じる。系統においては、電力の需要と供給が常にバランスしている必要があり、予測不可能な変動が生じると、前期の電力の需要と供給のバランスがずれて、周波数が変動するなどの課題が発生する。系統の電力品質、特に系統周波数を安定に維持するには前記変動を適切に吸収する必要がある。そのため、蓄電池３は前記出力変動が平均出力に比して超過する場合には充電し、反対に平均出力に比して減少する場合は放電をし、その出力変動を吸収するように作用する。出力変動を吸収した後、昇圧トランス４で適切な電圧に変換された後に、系統５へ送電される。

以下、本発明の実施の形態を説明する。図１に、本発明の第一実施例を示す。図で、１は再生可能エネルギーの一例としての風力発電装置、６は制御装置、７は充電用のパワーコンディショナー、８は充電用の蓄電池、９は放電用の蓄電池、10は放電用のパワーコンディショナー、1１は需要家に繋がる系統である。

パワーコンディショナー７の容量は風力発電６の年間平均期待出力容量から決定され、またパワーコンディショナー10の容量は需要家の最大デマンドにより決定される。風力発電６からの出力は一旦全量がパワーコンディショナー７を通じて蓄電池８に充電され、風力発電６からの変動が伴うものであっても変動が系統に影響することはない。また、蓄電池９は放電により系統11へデマンドに応じて電力を供給する。

充電用蓄電池８と放電用蓄電池９は適切な時刻に、制御装置６により切り替えられる。
前記適切な時刻とは、例えば一日で12時間を充電、12時間を放電として切り替える場合、12時間の充電により蓄えられる電力量と、12時間の放電により供給される電力量が一致する時刻とする。

以上説明した第一実施例の発電システムは、風力乃至太陽光などの再生可能エネルギーを利用した発電設備と、交流から直流或いは直流から交流に変換するパワーコンディショナー乃至UPS、前記再生可能エネルギーを利用した発電設備からの出力を全量充電する蓄電池、さらに電力需要家への電力系統に放電により電力を供給する蓄電池から構成され、且つ前記の発電設備からの出力を充電する蓄電池の充電総量と電力系統に放電により電力を供給する蓄電池との放電総量が一致するタイミングで充電する蓄電池と放電する蓄電池を切り替える制御を有する、蓄電池を用いた再生可能エネルギー運用方法により、再生可能エネルギーからの出力変動は再生可能エネルギーを利用した発電設備からの出力を全量充電する蓄電池により全て吸収され、また電力系統に放電により電力を供給する蓄電池により需要家のデマンドに応じて電力供給を任意に追従することが可能となる。

このように本実施例の発電システムは、再生可能エネルギーを利用した発電設備である風力発電機１と、交流と直流を変換する変換手段であるパワーコンディショナー７，１０乃至ＵＰＳと、第一の蓄電池８と、第二の蓄電池９とを有する発電システムにおいて、発電設備からの出力は第一の蓄電池と第二の蓄電池のどちらかに充電され、発電設備からの出力を充電しない蓄電池から電力系統へ放電され、充電と放電を行う充電池の切り替えを、充電の総量と放電の総量とを比較して前記切り替えのタイミングを決定する制御装置を有している。このようなシステムにより、再生可能エネルギーの出力を変動も含めた形で100％活用でき、また蓄電池の放電により電力需要家のデマンドに応じた電力供給が可能となる。なお、充電の総量と前記放電の総量とが一致するタイミングで充電と放電を行う充電池の切り替える制御装置を有するようにすれば、より良い運用が可能となる。

図３に、本発明の第二実施例を示す。図で、６は再生可能エネルギーの一例としての風力発電装置、７は充電用のパワーコンディショナー、８は充電用の蓄電池、９は放電用の蓄電池、10は放電用のパワーコンディショナー、1１は需要家に繋がる系統、１２はディーゼル発電機である。

パワーコンディショナー７の容量は風力発電６の年間平均期待出力容量から決定され、またパワーコンディショナー10の容量は需要家の最大デマンドにより決定される。風力発電６からの出力は一旦全量がパワーコンディショナー７を通じて蓄電池８に充電され、風力発電６からの変動が伴うものであっても変動が系統に影響することはない。また、蓄電池９は放電により系統11へデマンドに応じて電力を供給する。

充電用蓄電池８と放電用蓄電池９は適切な時刻に切り替えられる。前記適切な時刻とは、例えば一日で12時間を充電、12時間を放電として切り替える場合、12時間の充電により蓄えられる電力量と、12時間の放電により供給される電力量が一致する時刻とする。

本実施例では充電用蓄電池８、放電用蓄電池９の充電量及び電力残量と風力発電６からの出力と電力需要家のデマンドを評価して電力供給量の不足がデマンドに対して想定される場合には、バックアップ電源としてディーゼル発電機を起動する。これら一連の動作は制御装置６を通して行われる。本発明により、基幹系統から孤立したマイクログリッドにおいても、風力発電を安定電源として活用することが可能となる。

図４に理想的な条件下での本実施例の運用方法について説明する。横軸は一日の各時間を示し、上から電力需要家の一日の相対需要、風力発電の相対出力、充電用蓄電池のSOC、放電用の蓄電池及びディーゼルの相対出力を示す。ここで、SOCとはState of Chargeの略であり、蓄電池の充電状況を示す。なお、蓄電池は充電容量の全てを使うことはできず、主に寿命の制約から30-100%の範囲で使われる。

本事例において、蓄電池は12時間充電、12時間放電を行うものとし、時刻Tにおいて切り替えるものとする。図において時刻Tは、前日の需要家のデマンドから求めたデマンドの積分値が半分になる時刻である。この時刻では積分値デマンド-１とデマンド-２の総量が一致する。蓄電池-１では、風力発電からの出力がSOCが30％の状態から全量充電され、SOCが100％になるまで続く。風力の出力は変動するため充電は階段状に変化する。一方、蓄電池-２では、SOCが100％から放電され、系統へ電力が供給され、SOCが30％になるまで放電が続く。時刻Tでは蓄電池-１はSOCが100％、蓄電池-ではSOCが30％であり、この時刻で蓄電池-１と蓄電池-２の役割を切り替える。すなわち、一日で蓄電池-１及び蓄電池-２は半サイクルずれた状態で、SOC=30-100％のサイクルを繰り返すことになる。このような運用は、最も長い蓄電池寿命が期待できる。

図５には風速が小さい場合の本実施例の運用方法を示す。横軸は一日の各時間を示し、上から電力需要家の一日の相対需要、風力発電の相対出力、充電用蓄電池のSOC、放電用の蓄電池及びディーゼルの相対出力を示す。

風速が低い場合は、蓄電池-１に充電される電力量が少ない。そのため、12時間充電してもSOCが100％に達しない。放電する蓄電池-２側も100％より低いSOCから放電を開始するため、蓄電池単体で電力を系統に供給することが困難となる。その場合には、バックアップ電源としてディーゼルを起動することにより、系統の需給バランスを実現できる。

図６には風速が大きい場合の本実施例の運用方法を示す。横軸は一日の各時間を示し、上から電力需要家の一日の相対需要、風力発電の相対出力、充電用蓄電池のSOC、放電用の蓄電池及びディーゼルの相対出力を示す。この場合、風力の出力が大きいため、蓄電池-１のSOCは時刻Tよりも早い時刻に100％となる。この場合には、風力発電機側にピッチ制御をかけて、発電量を抑制する。

図７には電力需要が大きい場合の本実施例の運用方法を示す。横軸は一日の各時間を示し、上から電力需要家の一日の相対需要、風力発電の相対出力、充電用蓄電池のSOC、放電用の蓄電池及びディーゼルの相対出力を示す。蓄電池-１は時刻Tで充電から放電に切り替わっている。SOCが100％から放電開始しても電力需要が大きい場合、12時間よりも短い時間でSOCが30％になる。その場合には、ディーゼル発電機がバックアップとして起動する。

図８には無風の場合の本実施例の運用方法を示す。横軸は一日の各時間を示し、上から電力需要家の一日の相対需要、風力発電の相対出力、充電用蓄電池のSOC、放電用の蓄電池及びディーゼルの相対出力を示す。この場合には、蓄電池に残量がある場合には、その範囲で系統に電力を供給可能であるが、基本的にはディーゼル発電機からの電力で系統への電力を賄うものとする。

以上説明した第一実施例の発電システムは、第一実施例の電池を用いた再生可能エネルギー運用方法を有し、さらにディーゼル発電機などの分散電源から構成される系統から孤立したマイクログリッドにおいて、再生可能エネルギーの出力が需要に比して小さい場合に、分散電源がバックアップとして動作する蓄電池を用いた再生可能エネルギー運用方法により、再生可能エネルギーからの出力が天候、季節、時間によりゼロ乃至著しく低下した場合には、ディーゼル発電機などの分散電源をバックアップに稼動・活用することにより、基幹系統から孤立したマイクログリッドの安定電源として再生可能エネルギーをより有効に活用することが可能となる。

この第二実施例によれば、ディーゼルエンジンとバックアップ電源とすることにより、基幹系統から孤立したマイクログリッドの安定電源としても再生可能エネルギーを有効に活用できる。

図３と図９を用いて、本発明の第三実施例について説明する。なお、上述の実施例と重複する箇所については、その説明を省略する。

図３は本実施例の発電システムの概略図である。本実施例の発電システムでは、風力発電機１は充電用のパワーコンディショナー７経由で第一の蓄電池８に接続される。また、第二の蓄電池９は放電用パワーコンディショナー１０経由で系統５に接続される。本実施例の発電システムは、第一の蓄電池８と第二の蓄電池９の接続を切り替えられるように、図示されない接続切替装置を有する。図３の状態から接続切替装置が切り替えられた場合、第一の蓄電池８が放電用のパワーコンディショナー１０に接続され、第二の蓄電池９が充電用のパワーコンディショナー７に接続された状態となる。さらに、本実施例の発電システムは、風力発電機１、接続切替装置、パワーコンディショナー７、パワーコンディショナー１０、ディーゼル発電機１２を制御する制御装置６を有する。系統５にはディーゼル発電機１２が接続されている。

風力発電機１で発電された電力は、充電用のパワーコンディショナー７で交流から直流に変換され蓄電池８に充電される。同時に蓄電池９に充電された電力は、系統５の需要に応じて、放電用のパワーコンディショナー１０で直流から交流に変換され出力されて、系統５に送電される。制御装置６は、ある切替条件になった時に、系統５の負荷への接続を遮断することなく、接続切替装置の切替を実施するように制御する。その後は、風力発電機１で発電された電力は蓄電池９に充電され、蓄電池８から系統５に送電される。接続切替装置を切り替える条件の詳細については後述する。蓄電池を切り替える時間間隔は、例えば一日に何回か決まった時間に行ってもよいし、一日に切り替える回数だけ決まっていてデマンド予測や発電予測に基づき時刻を制御装置６が決定してもよいし、または、蓄電池の電力残量に伴い非定常に切り替えてもよい。

充電用のパワーコンディショナー７の定格容量は風力発電機１の年間平均期待出力容量から決定される。

放電用のパワーコンディショナー10の定格容量は需要家の最大デマンドにより決定される。最大デマンド電力量の値は、例えば、過去一年間の記録の中で、系統５に接続されたすべての需要家が時間当たりに使用した電力の最大値を採用してもよい。または、最大デマンドに一定の安全係数分のマージンを上乗せし決定してもよい。放電用のパワーコンディショナーの容量以下で系統５のデマンドが推移した場合、系統５の需要を放電用の蓄電池からの電力、つまり再生可能エネルギー発電装置からの電力で賄うことが可能となる。パワーコンディショナーは一般的にその容量の上限近くで動作した方が効率が高いため、上記のようにその容量を決定すれば、効率よい電力変換が可能となる。

蓄電池８と蓄電池９の容量は、系統５の需要家の最大デマンドに基づき決定してもよいし、風力発電機１の年間平均期待出力容量から決定してもよい。１日に２回接続切替装置の切り替えを実施する構成の場合、系統５の代表的な１日のデマンドカーブを用いて、その１日の電力需要の半分の電力量の容量とすれば、連携される系統５の多くの電力を、再生可能エネルギー発電装置のでんりょくで賄うことが出来る。また、１日に風力発電機１が発電すると予想される電力の半分の容量の蓄電池と採用した場合、再生可能エネルギーによる発電を無駄なく利用できる。逆に、ディーゼル発電機１２や図示されていない基幹系統から、系統５に供給する電力量の増加を許容する構成を採用する場合、コストへの影響が大きい蓄電池の容量を低く抑えることもできる。蓄電池の容量は切替制御する期間に依存する。蓄電池の容量が大きすぎてもコストが大きくなり、小さければ十分に再生可能エネルギー発電装置の発電した電力を利用することが出来なくなる。

本実施例の発電システムでは、風力発電機１は蓄電池と接続切替装置を介して系統に接続される構成であるため、必然的に、風力発電機１からの出力は一旦全量がパワーコンディショナー７を通じて蓄電池８に充電され、風力発電機１からの電力が変動を伴うものであっても、変動が系統５に影響することはないという効果が得られる。さらに、再生可能エネルギー発電装置の出力が小さく、系統５に送電するに満たない低出力の発電電力も、全量蓄電池に蓄えることで、系統５に供給することが出来る。

また、蓄電池９の放電により、系統５へデマンドに応じて放電用のパワーコンディショナー１０を介し電力を供給するため、風力発電機１の瞬間電力供給能力以上の電力を系統５に供給することができる効果がある。図２のように、単に容量の小さな蓄電池を、出力変動抑制のために設置していた場合は、過度の放電は出力安定化能力を損なうためそのような制御は実施できないが、本実施例の発電システムは、特に半日分の電力を充電するような大容量蓄電池を採用し、対応する適切な放電用パワーコンディショナーの構成を採用した場合、急にデマンドにピークが生じたとしても、それに応じた電力を供給できる。これにより過負荷耐性が高い発電システムを提供する。

また別の観点として、本実施例の発電システムでは、系統５の安定性が担保された上で、系統５の瞬間最大デマンドより小さい容量の風力発電機１を採用することが出来る効果があり、コスト有利である。前述の効果は、系統５に別途ピーク時の電力を補うための蓄電池等が設置されていても達成できるが、その場合デマンド側だけではなく風力発電機側の変動も考慮する必要があるため制御が複雑になる課題があるのに対し、本実施例の発電システムは一般的なＵＰＳとしての放電用パワーコンディショナー制御で足りるという効果がある。

系統５が、基幹系統と太い送電網で接続された大きな系統であっても、系統安定化の効果が得られる。しかし、系統５が離島や過疎地域等の小規模な系統であれば、風力発電機１の出力変動が系統の安定性に大きな影響を及ぼしやすいため、本実施例の発電システム実施による効果がより大きい。

本実施例の発電システムの安定した電力供給効果により、系統５に接続される電力供給の多くを、望ましくはほとんどを風力発電機１に担わせることが可能になるため、他に多様なバックアップ用の電力供給源を準備、接続、維持し、頻繁に稼働しなくてよくなるという効果が得られる。例えば、電力供給源として、本実施例の再生可能エネルギー発電装置を備えた発電システムと、ディーゼル発電機のみを系統５に接続した、若しくはその電力需要の多くを前述の二つの電源で賄う、独立型系統を構成することができる。前記構成の系統であれば、ディーゼル発電機１２を稼働する頻度を抑制するような制御をすることにより、ディーゼル発電機用の燃料使用を抑制することが出来る効果が得られる。

本実施例では、蓄電池への電力供給源を風力発電機１としたが、発電量を安定させることが難しい再生可能エネルギーであれば同様に前述の本実施例の効果が得られる。発電量の安定が難しい再生可能エネルギーによる電力供給源とは例えば、太陽熱発電、太陽光発電、各種海洋発電、水力発電等がある。

充電用の蓄電池とは、そのとき充電用途で使用されており、そのとき充電用パワーコンディショナーに接続されている蓄電池のことである。また、放電用の蓄電池とは、そのとき放電用途で使用されており、そのとき放電用パワーコンディショナーに接続されている蓄電池のことである。つまり、充電用の蓄電池８や放電用の蓄電池９は、どちらかがそれぞれの用途にのみ用いられるわけではない。そのため、それぞれを第一の蓄電池と第二の蓄電池とすることもできる。

次に、第一実施例〜第二実施例に適用する充電用蓄電池８と放電用蓄電池９の切替時における直流電圧電位制御について説明する。

図９を用いて、本実施例の発電システムの具体的な構成の例について説明する。本実施例において蓄電池８（図示されていないが、蓄電池８１〜８４により構成される）、蓄電池９（図示されていないが、蓄電池９１〜９４により構成される）、充電用パワーコンディショナー７、及び放電用パワーコンディショナー１０は、接続切替装置２０を介して接続されている。これら接続切替装置２０に接続される機器は、それぞれ個別の製品容量の都合上、またいずれかの機器単位での故障耐性を向上させ、システムとして運転継続性を改善するために、複数の機器で構成されていてもよい。また、複数並列に接続されたパワーコンディショナーが協調を取ってバランス制御運転すると、系統５に瞬時の負荷変動が起きた時に追従性が向上する効果もある。例えば、図９の発電システムは、２つの充電用パワーコンディショナー７２、４セットずつの蓄電池８と蓄電池９、４つの放電用パワーコンディショナー１０１で構成されている。もし、放電用パワーコンディショナー１０の４つの機器のうちひとつが故障しても、系統５のデマンドが残りの稼働中機器の容量範囲内であれば、本実施例の発電システムは運転継続可能である。

充電用パワーコンディショナー７はスイッチ２１aを介して蓄電池９１と、スイッチ２２aを介して蓄電池８１と接続されている。同時に放電用パワーコンディショナー１０はスイッチ２２bを介して蓄電池９１と、スイッチ２１bを介して蓄電池８１に接続されている。蓄電池８１に充電し、蓄電池９１から放電しているときは、スイッチ２２aと２２bが閉じられ、スイッチ２１aと２１bが開放されている。この状態の時に、接続切替装置２０の切替が実施されるとスイッチ２１a、２１b、２２a、２２bのスイッチが切り替わり、蓄電池８１が放電用パワーコンディショナー１０と接続状態となり、蓄電池９１が充電用パワーコンディショナー７と接続状態になる。並列に設置された蓄電池８２〜８４、９２〜９４も同様に、スイッチ２３〜２８を切り替えることで接続状態が変化する。

図９の発電システムにおいて、充電用パワーコンディショナー７と蓄電池の間にチョッパー７１が設置され、放電用パワーコンディショナー１０と蓄電池の間にチョッパー１０２が設置されている。これにより、蓄電池８や蓄電池９が充電・放電されるとき変化する電位変化を吸収することが出来る。又、蓄電池を常に寿命上最適な電位に管理することが出来る。さらにこれらチョッパーは蓄電池を切り替える際に、放電済みの蓄電池と充電済みの蓄電池の急な電位差が、各パワーコンディショナーや系統５や発電機に影響を与えることを抑制する効果もある。

並列に接続された蓄電池のセット８１〜９４は、すべて同一タイミングで８xから９xに切り替えられてもよいし、順次一つの蓄電池が切り替わったのを確認した後に、次の蓄電池を切り替えるようにしてもよい。順次切り替える場合であって、系統５の負荷が、切り替える蓄電池に対応する放電用パワーコンディショナーを解列・停止しても問題ない程度のデマンドであれば、切り替える間蓄電池８１と蓄電池９１を停止してもよい。その場合、蓄電池を切り替える時間帯はデマンドが少ない時間帯が望ましい。

接続切替装置を切り替える制御をすると言った時、それは充電用の蓄電池８と放電用の蓄電池９を切り替える為の一連の切替手順や動作をまとめて意味する。例えば蓄電池８１と蓄電池９１をまず切替、次に蓄電池８２と蓄電池９２という一連の切替手順で切替装置が動作する場合、蓄電池８１〜９４をすべて切り替えるまでの切替動作のことを、接続切替装置の切り替え実施とすることもできる。逆に蓄電池８と蓄電池９がそれぞれ複数の蓄電池により構成されている場合、部分的に切替が行われることも、接続切替装置の切り替え実施に含むこともできる。

図９の発電システムにおいて、放電用パワーコンディショナー１０からディーゼル発電機１２にバイパス１０３を設けてもよい。これにより、放電用蓄電池９からの電力供給が不足している場合に、ディーゼル発電機１２を始動させ系統５への電力供給を行うための切替時に、若しくはディーゼル発電機１２が稼働している状態からディーゼル発電機１２を停止して蓄電池のみから系統５に電力供給するように切替時に、瞬断することなく切替られる。

接続切替装置を切り替える制御をする条件、若しくは切替時刻の決定に関して説明する。系統５のデマンドは１日の周期を有するため、本実施例の発電システムにおいて、２つの蓄電池を１日に１回ずつ充電と放電させるように、蓄電池を切り替える制御をすることが望ましい。本実施例の発電システムにおいて、充電量は発電装置の発電量変動に、放電用パワーコンディショナーから系統５に送電される電力量は、系統５のデマンド変動に大きく依存する。そのため、切替時刻は系統５のデマンド予測カーブと、発電機５の発電予測カーブに基づき決定される。具体的には、前回の切替から次回の切替までに、充電用蓄電池８に充電される電力量と放電用蓄電池９の放電量の比較に基づき決定される。片方の蓄電池において、一日の時間を２分割し、一方の時間を充電、他方を放電とした場合、１日に充電される電力と、放電される電力が近くなるように切替時刻を設定すると、再生可能エネルギーからの電力を多く系統に送電できる。この切替時刻は、実際に充電された量に関わらず変更せずに実施することが出来る。

図１０を用いて、本発明の第四実施例について説明する。なお、上述の実施例と重複する箇所については、その説明を省略する。

蓄電池８と蓄電池９の接続を切り替える際、系統５の負荷への電力供給を継続的に行うためには、常にいずれかの蓄電池が放電用パワーコンディショナー１０と接続される必要がある。図９に示す実施例３の発電システムでは、充電済みの蓄電池９を放電用パワーコンディショナー１０に接続するために、まずスイッチ２２bを閉じる。その後スイッチ２１bが開放され蓄電池８１が放電用パワーコンディショナー１０から切断される。この蓄電池切替プロセスの間に、スイッチ２２bとスイッチ２１ｂが両方閉じられる状態が発生し、蓄電池８と蓄電池９が放電用パワーコンディショナー１０に対し並列に接続される状態が発生する。 蓄電池切替時、直前まで充電をしていた充電用蓄電池電圧は高く、逆に直前まで放電をしていた放電用蓄電池電圧は低い状態にある。そのため、それぞれの役割を切り替えるために両蓄電池を並列接続するときに、両蓄電池の電位差により充電用蓄電池から放電用蓄電池へ電流が流れる課題があり、これに伴う電力の損失や、蓄電池の劣化が促進される可能性があるが、以下の本実施例の発電システムであればこれが抑制される。

図１０に示す本実施例発電システムでは、この蓄電池間の電流を防止するため、放電用パワーコンディショナー１０の直流入力回路を2入力とし、各回路にチョッパーを設ける。図１０では、蓄電池９に対応するチョッパー１０５と、蓄電池８に対応するチョッパー１０６を設置している。これにより、充電用蓄電池電圧と放電用蓄電池電圧を調整し、各入力回路間に電位差を発生させず、両蓄電池を同時に放電用パワーコンディショナーに接続させる事が可能となる。これにより、蓄電池８と蓄電池９を停止させることなく、放電用パワーコンディショナーへの接続を切り替えることが出来る。

本実施例の発電システムにおいて、蓄電池切替作業は以下の手順で行われる。まず蓄電池８と蓄電池９をチョッパー経由で並列接続する。その後、系統５に送電する電力の供給元を放電用蓄電池だったものから充電用蓄電池だった蓄電池に切り替えた後に、充電用蓄電池となる蓄電池を放電用パワーコンディショナーから切り離し、充電用パワーコンディショナーへ接続する事で切替が完了する。

図１１を用いて、本発明の第五実施例について説明する。なお、上述の実施例と重複する箇所については、その説明を省略する。

図１１は、本実施例の蓄電池の切替タイミングを決定する過程を示すフローチャートである。

本実施例では充電用の蓄電池８、放電用の蓄電池９の充電量及び放電量が制御装置６に入力される。また、制御装置６で計測され蓄積された風力発電機１の過去の発電データから、風力発電機１の出力予測を算出する。同時に、制御装置６で計測され蓄積された過去の電力供給データから電力需要家のデマンド予測を算出する。制御装置６はこれら二つの予測値と２つの蓄電池の充放電量の比較に基づいて、接続切替装置２０を切り替える時刻を算出し、接続切替装置２０の切り替えが実施されるように指令を出す。二つの予測値を評価して電力供給量の不足がデマンドに対して想定される場合には、必要に応じバックアップ電源としてディーゼル発電機を起動する。ディーゼル発電機の起動時間や出力を算出し、それに基づきディーゼル発電機を制御する指令を出してもよい。逆に電力供給量に対してデマンドが小さいことが想定される場合は、算出された差異に基づき発電量が適切に抑制されるように風力発電機１を制御する指令を出してもよい。これら一連の動作は制御装置６を通して行われる。本発明により、基幹系統から孤立したマイクログリッドにおいても、風力発電を安定電源として活用することが可能となる。

制御装置６に入力される充電量及び放電量は、次の方法で制御装置内で算出してもよい。蓄電池８と蓄電池９の電力残量の計測値が制御装置６に定期的に若しくはトリガーに伴い入力される。前回切替時の蓄電池電力残量の計測値と、現在の電力残量の計測値の差分をとり、前回切り替えてから現在までの充電用の蓄電池８の充電量と、放電用の蓄電池の放電量を算出する。

風力発電機１の出力予測やデマンド予測は、蓄電池切替する時刻の判定を制御装置６で行う度に毎回算出する必要は無い。その場合は、例えば一日の最初にその日のデマンド予測と風車発電機の出力予測を算出し、それをその日一日時刻予測の算出に用いてもよい。また、風力発電機１の出力予測やデマンド予測は、予め制御装置６に入力された値でもよく、また、より予測精度が高い外部演算装置で計算されたものを外部から入力されたものであってもよい。

デマンドの日単位、月単位の変動が、充放電のバランスやディーゼル発電機の稼働時間に与える影響が、許容される範囲に収まること予想される場合は、最初に発電システムを設置した時に、予め出力予測やデマンド予測に基づき決定された切替時刻を設定しておき、メンテナンスで変更されるまで、固定の切替時刻で制御されていてもよい。

蓄電池の切替時間Tは、前回切替時から次回切替時までの間の、充電用蓄電池の予測充電量と放電用蓄電池の予測放電量が一致する時刻とする。各蓄電池の充放電量を把握し、蓄電池切替タイミングを可変とすることで、風力発電の出力変動を抑制しディーゼル運転の時間を抑え、風力発電電力をより有効に活用することが可能となる。また、蓄電池切替タイミングを可変とすることで、蓄電池は劣化による充放電の特性変化に対応できる。充放電量を、充電用の蓄電池と放電用の蓄電池で均一に保つことにより、蓄電池の劣化を均一にし、全体として劣化を抑制することが出来る。ここで、充電用蓄電池の予測充電量は風力発電の出力予測カーブの積分値、放電用蓄電池の予測放電量はデマンドカーブの積分値から算出される。

図１１に以下に説明する本実施例の運用方法フローを示す。ここで、各蓄電池のSOC初期状態は充電用蓄電池がSOC=30%、放電用蓄電池がSOC＝100%とする。ただし、充電用蓄電池がSOC=100%に達するまでに要する充電量と、放電用蓄電池がSOC=30%に達するまでに要する放電量がほぼ一致、若しくは近づいた初期状態であれば、同様のフローで運用できる。ここで、SOCとはState of Chargeの略であり、蓄電池の充電状況を示す。なお、蓄電池は充電容量の全てを使うことはできず、主に寿命の制約から30-100%の範囲で使われる。しかし用いる蓄電池の特性により、これ以外の数値範囲で制御してもよい。

なお、図１１に示す運用方法フローに記載される判定は、精度向上のために制御装置６により一定時間毎に定期的に実施されてもよいし、制御装置６の負荷抑制のために一日の最初のみ実施や、放電用蓄電池がSOC=50%になったら実施する等、トリガーに基づいて実施されてもよい。

まずステップ1000において、制御装置６は充電用蓄電池８の充電された電力量の計測値と、風力発電機１の出力予測から、充電用蓄電池８がSOC=100%となる時刻Ｔｃを予測する。同時に、放電用蓄電池９の電力残量の計測値と、デマンド予測から、放電用蓄電池９がSOC=30%となる時刻Ｔｄを予測する。 時刻ＴｃとＴｄがほぼ同時刻であると予測された理想的な条件下での本実施例の運用方法について説明する。制御装置６が当該切替前最後に実施した判定において、充電用蓄電池SOC=100%となる時刻Tcと放電用蓄電池SOC=30%となる時刻Tdがほぼ一致若しくは近くなると判定した場合（ステップ1001）、時刻Tc＝Tdにおいてそれぞれの蓄電池SOC増減量が70%で一致するため、時刻T=Tdで充電用蓄電池と放電用蓄電池の役割を切り替えるよう、制御装置６は接続切替装置２０に切替を実施させる指令を出す（ステップ1002）。また、当該条件の場合は時刻Ｔｃに切り替えを実施してもよい。

デマンドに対して風力発電出力が小さい場合の本実施例の運用方法について説明する。この場合、制御装置６が予測した充電用蓄電池がSOC=100%に達する時刻Ｔｃが、予測した放電用蓄電池がSOC=30%に達する時刻Ｔｄより遅く、大きい値になる。つまり時刻Ｔｃ＞時刻Ｔｄ（ステップ1101）であると予想される。この場合、放電する放電用蓄電池のSOCが30%となる時刻Tdにおいて蓄電池を切り替えると、充電用蓄電池のSOCは100%に達さず、それぞれの蓄電池SOC増減量が異なる。

そのため、制御装置６は運用方法フローの判定を実施した際にＴｃ＞Ｔｄと予測した場合、以下の充放電量に関する新たな判定を行う。前回切替時から時刻Ｔまでの充電用蓄電池８への充電量と放電用蓄電池９の放電量の予測値をそれぞれ求め、切替時若しくは当該判定時から予測時刻Ｔｄまでの間に、充電量と放電量がほぼ一致若しくは近くなる時刻が発生するか判定する。時刻Ｔｄ以前の時刻Ｔに各蓄電池SOC増減量が一致すると予測された場合（ステップ1111）、当該時刻Ｔに蓄電池切替を実施する制御をする（ステップ1112）。充電量と放電量がほぼ一致若しくは近くなると予測される時刻Ｔが複数あった場合は、切り替え回数低減のために、時刻Ｔｄ前で最も遅い時刻Ｔを切替時刻として決定する。時刻Tdより前にそれぞれの蓄電池SOC増減量が一致する時刻Tがある場合は時刻Tに蓄電池の切替を実施することで、前回切替時から時刻Ｔまでに風力発電機１で発電され充電された電力量範囲で、次回以降送電継続できる。それにより、当該切替間期間の間の風力発電機による発電量がデマンド電力量に満たなかった場合でも、充電用と放電用蓄電池の電力残量のバランスに影響を与えないように送電継続できるため、当該切替期間における不要なディーゼル起動を防止することが可能となる。

当該切替間の期間の次の期間は、充電用の蓄電池も放電用の蓄電池も、その充放電の余地が少ない状態で充放電開始されることになる。言い換えると、発電量と需要のバランスが取れていない状況を先送りする効果がある。需要や再生可能エネルギー発電装置の発電電力は変動が大きいため、先送りする制御をすることで、逆のアンバランスが発生しバランスが取れる猶予を生み出すことになる。

具体例を挙げて説明する。時刻Tdにおいて充電用蓄電池のSOC＝90%、放電用蓄電池のSOC＝30%になると予測され、時刻T（＜Td）においては充電用蓄電池のSOC＝80%、放電用蓄電池のSOC＝50%であると予測された場合、それぞれの蓄電池SOC増減量が50%で一致する時刻Tで充電用蓄電池と放電用蓄電池の役割を切り替える。

次に、放電用蓄電池のSOCが30%となる予測時刻Tdにおいて、充電用蓄電池のSOCは100%に達さず、かつ時刻Td以前にはそれぞれの蓄電池SOC増減量が一致しないと予測される場合（ステップ1121）について説明する。風力発電の出力予測及びデマンド予測、両蓄電池のSOCに応じて、より有効に風力発電出力が活用できるよう最適な時刻で蓄電池切替を実施する（ステップ1122）。ただし、Ｔｃ＜Ｔｄと予測されていても、基幹系統に系統５から送電する、若しくは風力発電機１の電力出力を低減する制御を行っている場合は、送電や低減制御を低下する若しくは停止する制御を行う。

具体例を挙げて説明する。時刻Tdにおいては充電用蓄電池のSOC＝60%、放電用蓄電池のSOC＝30%であり、それ以前のどの時刻でもそれぞれの蓄電池SOC増減量がほぼ一致する若しくは近づく予測がされなかった場合には、ディーゼル発電機１２から電力の供給を受けて、蓄電池の充電と放電状態をそれぞれSOC=100%とSOC=30%にリセットすることが考えられる。その場合、充電用蓄電池８がSOC=100%になる時刻Ｔｃを切替時刻として設定し、放電用蓄電池９が時刻ＴｃまでSOC=30%を下回らないように、ディーゼル発電機１２を起動し電力を系統５に供給する。ディーゼル発電機１２が電力を供給している場合、制御装置６は図１１に示した運用方法フローの判定を実施する際に、放電用蓄電池９の放電量と、系統５のデマンドに加え、ディーゼル発電機１２の発電量に基づいて時刻Ｔｄを予測する。さらに、ディーゼル発電機１２の出力が加わってもなお予測時刻Ｔｃ＜Ｔｄと判定された場合は、ディーゼル発電機１２の発電量を増加させる制御を行う。時刻Ｔｃに蓄電池切替が実施された後、ディーゼル発電機を停止させる制御を行う。

デマンドに対して風力発電出力が大きい場合の本実施例の運用方法について説明する。この場合、時刻Ｔｃ＜時刻Ｔｄとなり（ステップ1201）、充電用蓄電池のSOCが100%となる予測時刻Tcにおいて、放電用蓄電池のSOCは30%に達さず、それぞれの蓄電池SOC増減量が異なることが予測される。このとき、時刻Tcより前にそれぞれの蓄電池SOC増減量がほぼ一致する時刻T（ステップ1211）がある場合は時刻Tに蓄電池の切替を実施する（ステップ1212）ことで、不要な風力発電の出力抑制を防止することが可能となる。制御構成の詳細や作用については、デマンドに対して風力発電機出力が小さい場合と同様である。

具体例を挙げて説明する。時刻Tcにおいて充電用蓄電池のSOC＝100%、放電用蓄電池のSOC＝40%であり、時刻T（＜Tc）においては充電用蓄電池のSOC＝80%、放電用蓄電池のSOC＝50%であると予測される場合、それぞれの蓄電池SOC増減量が50%で一致する時刻Tで充電用蓄電池と放電用蓄電池の役割を切り替える。

次に、充電用蓄電池のSOCが100%となる予測時刻Tcにおいて、放電用蓄電池のSOCは30%に達さず、かつ時刻Tc以前にそれぞれの蓄電池SOC増減量が一致しないと予測される場合（ステップ1221）について説明する。風力発電の出力予測及びデマンド予測、両蓄電池のSOCに応じて、より有効に風力発電出力が活用できるよう最適な時刻で蓄電池切替を実施する（ステップ1222）。ただし、Ｔｃ＜Ｔｄと予測されていても、ディーゼル発電機１２又は基幹系統から電力が系統５に供給されている場合は、ディーゼル発電機１２の電力出力を低減する若しくは停止する制御を行う。

具体例を挙げて説明する。時刻Tcにおいては充電用蓄電池のSOC＝100%、放電用蓄電池のSOC＝70%になると予測される状態であり、それ以前のどの時刻でもそれぞれの蓄電池SOC増減量はほぼ一致した若しくは近づいた状態にならないと予測された場合、条件により二つの制御が考えられる。系統５が過疎地で電力系統が脆弱地域に位置する場合、溢れた電力は行き場がないため、風力発電機１の発電量を低減させるよう制御装置６が風力発電機１に指令を出す。系統５が基幹系統に接続されており、他の地域から電力供給を受けたり売電したり出来る場合、系統５で消費される電力以上に風力発電機１で発電された電力は基幹系統に送電する制御をする。そのために、予測時刻Ｔｃ＞Ｔｄと判定された場合は、時刻Ｔｃを蓄電池切替時刻Ｔとして設定する。そして時刻Ｔｃに蓄電池切替が実施された後、基幹系統に送電するよう制御する。それにより発電設備で発電された電力を無駄を抑制した形で利用できる。基幹系統に送電している場合、制御装置６は図１１に示した運用方法フローの判定を実施する際に、放電用蓄電池９の放電量と、系統５のデマンドに加え、基幹系統に送電している発電量に基づいて時刻Ｔｄを予測する。送電するように制御していてもなお予測時刻Ｔｃ＞Ｔｄと判定された場合は、次回蓄電池切替時以降、送電量若しくは風力発電機１発電低減量を増加させる制御をする。

充電量と放電量がほぼ一致する、若しくは近づいた、若しくはその差が所定の値以下である状態とは、完全一致の場合のみではなく、ある程度の範囲の状態を指す。その範囲は、充電用の蓄電池８の充電量と、放電用の蓄電池９の放電量のバランスがずれてもシステムとして許容できる範囲でありる。その範囲は定められた所定の値以下と規定することが出来る。最も望ましいのは完全一致だが、近づいた状態の制御でも充放電のバランスを取ることに貢献があり、蓄電池劣化を抑制やディーゼル発電機の稼働抑制の効果は得られる。具体的には、充電量と放電量の差異がSOCの20%以下であると望ましい。前記差異がSOCの5%以下であるとさらに望ましい。

本実施例において、充電用の蓄電池８に充電された電力量と、放電用の蓄電池９から放電された電力量を比較する状況について説明されているが、これは絶対値の比較である。

本実施例で説明した制御フローは、制御内容の周期性を維持するために、その時の充放電状況に関わらず、１日の決まった時刻に必ず蓄電池の切り替えを実施することで、状態をリセットすることができる。

図１２を用いて、本発明の第六実施例について説明する。なお、上述の実施例と重複する箇所については、その説明を省略する。

前記課題を解決するための手段は、停電時の非常用バックアップ電源として蓄電池を有するデータ・センターにおいて、実施例１〜５に記載の再生可能エネルギーを利用した発電設備からの出力を全量充電する蓄電池、さらに電力需要家への電力系統に放電により電力を供給する蓄電池を前記データセンターのバックアップ電源の蓄電池を二分割乃至、複数に分割する事で構成することにより、平常時はバックアップ電源としてのみ活用されているデータ・センターの蓄電池を有効活用すると供に、蓄電池分のコストを抑制しながら、再生可能エネルギーの安定活用を実現できる。

図１２に本実施例の概略図を示す。図１２で、再生可能エネルギー発電装置１（風力発電機）が充電用のパワーコンディショナー７を介して充電用の蓄電池８に接続されている。放電用の蓄電池９は放電用のパワーコンディショナー１０を介してデータ・センターにつながる電力系統１３に接続されている。制御装置６が再生可能エネルギー発電装置１や各パワーコンディショナーや蓄電池や電力系統１３を制御する。電力系統１３には、データ・センター１４や、データ・センターに電力を供給する外部系統１６が接続されている。充電用の蓄電池８と放電用蓄電池９はセットで、データ・センターのバックアップ電源の蓄電池１５として機能する。電力系統１３とは、例えばデータ・センターを内包する施設全体の系統を表す。当該施設がデータ・センターそのものである場合は、電力系統１３はデータ・センター１４内の系統を表す。また、電力系統１３は、データ・センター施設が主要な電力消費を行う地域の系統であってもよい。再生可能エネルギー発電装置１と複数のパワーコンディショナーと複数の蓄電池をまとめて、通常時や非常時に電力を得るためのバックアップ電源とすることが出来る。

本実施例では、バックアップ電源の蓄電池１５を二分割して、充電用の蓄電池８、放電用の蓄電池９を構成している。パワーコンディショナー７の容量は風力発電機１の年間平均期待出力容量から決定され、またパワーコンディショナー10の容量は需要家の最大デマンドにより決定される。風力発電機１からの出力は一旦全量がパワーコンディショナー７を通じて蓄電池８に充電され、風力発電機１からの変動が伴うものであっても変動が系統に影響することはない。また、蓄電池９は放電によりデータ・センターが連係する系統13へ、そのデマンドに応じた電力を供給する。充電用蓄電池８と放電用蓄電池９は適切な時刻に、制御装置６により切り替えられる。

本実施例の発電システムにより、出力変動が大きく不安定な再生可能エネルギー発電装置を、データ・センターの常時・非常時の電力供給源として安定活用できるようになる。

さらに、データ・センターが消費する電力の多くを本実施例の発電システムで供給するような構成を採用した場合、風力発電機１により発電された電力を全量充電し、適切な時刻に蓄電池を切り替える発電システムの、需要家の電力消費が容易に予測可能な負荷条件において特に顕著な効果を発揮する特徴を活用できる。変動の多い再生可能エネルギー発電装置１が発電する電力を、本実施例の発電システムで最大限活用し他電源の介入を低減するためには、充電中の蓄電池と放電中の蓄電池のバランスを取る必要があり、予測容易な負荷条件と組み合わせることにより、再生可能エネルギーによる電力供給の効率を改善することが出来る。また、データ・センターでは基本的に２４時間サーバーや空調が電力を消費しており、一日を通し負荷変動が他の小規模系統に比べ少ないため、放電用蓄電池の出力条件を均一化出来、蓄電池の劣化を抑制する効果もある。さらに、データ・センターはそもそもバックアップ用の蓄電池システムが必要であり、それを再生エネルギー活用するものとするときに、本実施例の発電システムであれば容易に利用性の高いシステムとして実装できる効果もある。

ここで説明する予測容易な負荷とは、系統の短期の過渡的な負荷変動が予測容易である必要は無く、蓄電池を切り替える間の総電力使用量が予測容易であれば、充電中の蓄電池と放電中の蓄電池のバランスを取る制御を精度よく行え、効率よく再生可能エネルギーにより発電された電力を利用できることも、本実施例の発電システムの利点である。例えば、データ・センターにおいてサーバーの処理状況により消費電力の細かい変動は頻繁に発生しうるが、唐突にある日の電力使用量が突出し次の日低下するような状況は考えにくい。

本実施例の発電システムにおいては、２つの蓄電池を用い、一日で12時間を充電、12時間を放電として切り替えるのが望ましい。なぜなら、データ・センターに限らず、どのような系統であっても電力使用量の変動周期は１日である場合が多い。特にデータ・センターは、データサービスを提供する地域住民の活動時間に併せて処理負荷が変動し、その周期の一つは一日である。一つのデマンド変動周期を二分割し、充電量と放電量を一致させるような切替時刻を設定すれば、次の周期も同様の制御をすれば良いため、制御が容易になり、この予測容易性は蓄電池制御の精度向上、しいては発電システムの効率向上につながる。

さらに、蓄電池切替を行うのに適切な時刻は、12時間の充電により蓄えられる電力量と、12時間の放電により供給される電力量が一致する時刻に設定するのが望ましい。また、サマータイム等により周期に変化があった場合は、適宜切替時刻設定を修正するのが望ましい。

ただし、データ・センターで異なる現地時間の複数の地域にデータサービスを提供する場合等、処理負荷のピークが複合的に表れ、負荷変動周期が一日ではない場合が考えられる。その条件下では、周期に合わせ蓄電池切替の周期を一日２回以外の設定にした方がよい場合が考えられる。つまり、本実施例適用先の条件に応じ、一つの負荷変動周期を、２セットの蓄電池で、充電と放電２分割するように蓄電池を切り替えるよう制御するのが望ましい。さらに蓄電池のセットを増やす場合は、２の倍数であると望ましい。

通常時はバックアップ電源の蓄電池１５は前記の通り、再生可能エネルギーの安定化の目的で使用される。一方、メインの系統１６が停電した場合には、通常のバックアップ電源として、データ・センターに電力を供給する。その際の電力は、放電用の蓄電池のパワーコンディショナー10を用いてもよい。非常時に、バックアップ電源として機能している際に、放電用の蓄電池がSOC=30%になった場合は、データ・センターへの電力供給を優先し、蓄電池切替を即座に実施する。データ・センターの電力使用量が、再生可能エネルギーの発電量より高い発電システム構成であれば、切替前に充電中の蓄電池が到達するSOCは徐々に低下し何れ供給ができなくなるが、系統からの電力供給が制限されている間、もともとバックアップ用蓄電池に充電されていた電力以上の電力を、再生可能エネルギーにより長期にわたってデータ・センターに安定供給継続できる。

本実施例では、データ・センターに本実施例発電システムを採用した場合について説明したが、予測容易な負荷であれば同様な効果が得られる。例えば、電力系統が脆弱な地域・僻地であっても、再生可能エネルギー発電装置と、本実施例の発電システムと、補助用のディーゼル発電機を設置することで、定常的な発電用燃料の輸送等が不要若しくは抑制され、なおかつ安定した電力を、物流センター、工場、野菜工場等に供給するシステムを構築することが出来る。

尚、データ・センターに、本実施例のバックアップ電源を設置する際には、再生可能エネルギー発電装置１と、それぞれのパワーコンディショナーと、それぞれの蓄電池の定格容量を適切に決定しなければならない。例えば、基幹系統からの電力供給が滞った状態で、非常用電源としてデータ・センターを最低２４時間維持運転することを目的とする場合を考える。通常であれば、過去の計測データからデータ・センターの２４時間の電力使用量を予測し、それに安全を取ってマージンを上乗せした容量の蓄電池を準備する。本実施例のバックアップ電源では、二つの蓄電池の合計定格容量を、一般的なバックアップ電源で使用する蓄電池の、前述の方法で決定する定格容量より、特にマージン部分を少なくすることが出来る。

図１３を用いて、本発明の第七実施例について説明する。なお、上述の実施例と重複する箇所については、その説明を省略する。

本実施例は、上述の実施例における再生可能エネルギー発電装置１として、太陽光発電装置５０を採用する。本実施例においても、蓄電池８と蓄電池９の２セットの蓄電池を有し、１日に二回蓄電池の切り替えを実施する。実施例６において、デマンドカーブの負荷変動周期について説明したが、本実施例では、発電量予測カーブに存在する周期性に基づき蓄電池切替時刻を決定する。

発電量の変動が予測し難い風力発電機と異なり、太陽光発電装置は日中太陽が出ている間に発電量のピークがあり、その周期は約１日である。発電量予測カーブの１周期を二つに分割し、充電量と発電量が一致するように充電池切替を実施する。

発電量予測カーブの周期性と、デマンドカーブの周期性が異なっていても、２つの周期の合成周期に関する情報を用いて切替時刻を決定すれば、制御決定のための演算負荷を低減でき、充電池制御の精度と効率向上が見込める。

また、太陽光は次の日の天気がある程度予測できるため。２つの蓄電池をそれぞれ一日に一回充電若しくは放電するように切替えて、本実施例の発電装置を運用した場合、例えば、今日の後半が曇りで発電量がデマンドに対し不足していても、次回充電時に挽回できるかある程度予測が立てられる。そのため、その日の後半にディーゼル発電機を稼働させるかの判断に天気の予測を用いて、その日の後半の蓄電池切替間の期間にディーゼル発電機を稼働しないという判断が可能となり、ディーゼル発電機による燃料消費を抑制できる。

本実施例は太陽光発電装置を採用することで、発電量予測カーブの周期に基づき蓄電池切替時刻を決定したが、風力発電機等であってもどの時間帯に風力を得やすいのか周期性が認められる場合、同様に本実施例を実施できる。

なお、太陽光発電装置５０は、パネル、モジュールの故障により、発電量が継続的に低下する状況が考えられる。モジュールが一部故障しても発電量に与える影響は限られており、送電継続可能なため、特に本実施例の発電システムが設置される地域が離島・僻地である場合、メンテナンスするためのコストに見合わず、故障が生じた状態で継続運転することが考えられる。その場合、発電システムは故障を検知した上で、想定される発電量の低下を、充放電量のバランスを取るための制御に反映する必要がある。

再生可能エネルギー発電装置１が太陽光発電装置５０である本実施例において、発電システムは再生可能エネルギー発電装置の故障診断装置５１を有する。例えば、モジュールに故障が発生したことを故障診断装置５１が検知した場合、その情報が制御装置６に送信される。制御装置６は故障したモジュールの数を把握し、そこから想定される発電量の低下を算出する。故障したモジュールの数の把握又はそれに伴う発電量の低下予測は、故障診断装置５１にその機能がある場合は故障診断装置５１で行われてもよい。モジュール故障による発電量低下予測の演算結果を用いて、制御装置６で扱う発電量予測のデータを修正し、接続切替装置２０を切り替える切替時刻の決定に反映する。これにより、再生可能エネルギー発電装置１が異常の無い、理想的な運転状態から逸脱しても、充放電のバランスが維持され、再生可能エネルギーの利用率向上や蓄電池寿命劣化抑制の効果向上が図れる。

再生可能エネルギー発電装置１が例えば風力発電機であったとしても、多数ある風車の一部が発電出来なくなっても、他の風車により発電継続可能な状態であれば、同様に故障状態から発電低下量を予測し、上述の切替制御への反映する制御をすることができる。

図１４と図１５を用いて、本発明の第八実施例について説明する。なお、上述の実施例と重複する箇所については、その説明を省略する。

図１４は上述の実施例に用いる制御装置を機能ブロックで表した図である。

図１４に示す制御装置６は、上述の実施例同様に、再生可能エネルギーを利用した発電設備と、発電設備から供給させる電力を交流から直流に変換する第一の変換器と、第一の変換器が変換した電力を蓄電する第一の蓄電池と、第二の蓄電池と、第二の蓄電池から供給される電力を直流から交流に変換し系統に供給する第二の変換器と、第一の蓄電池と第二の蓄電池を切り替える接続切替装置を有する発電システムに接続されている。

図１４において、制御装置６は、切替時刻演算部と、記憶部と、切替時刻判定部と、発電機指令部を備えている。切替時刻演算部は、接続切替装置を切り替える制御をしてから、次に切り替える制御をするまでの期間に、充電用の蓄電池８に充電される電力量と、前記放電用の蓄電池から放電される電力量の比較に基づいて切替時刻を演算する。記憶部は前記切替時刻を保存する。切替時刻判定部は、切替時刻演算部で演算された切替時刻に基づき接続切替装置に切り替える指令を送信する。

図１５は、制御装置６を別の機能ブロック構成で表した実施例である。制御装置は、記憶部と、予測カーブ演算部と、電力量推定部と、切替時刻決定部と、切替時刻判定部と、発電機指令部を備えている。

記憶部は、制御装置６に入力される、放電用の蓄電池から前記系統に供給される電力の計測値と、前記発電設備から前記蓄電用の蓄電池に供給される電力の計測値と、前記充電用と放電用の蓄電池の電力量の計測値と、気象情報等が時系列データとして保存される。

予測カーブ演算部は、放電用の蓄電池から系統５に供給される電力の計測値と、再生可能エネルギー発電設備から蓄電用の蓄電池に供給される電力の計測値に基づき、発電量予測カーブとデマンド予測カーブを算出する。

電力量推定部は、演算部で算出された発電量予測カーブと、デマンド予測カーブと、充電用と放電用の蓄電池の電力量の計測値に基づき、前回に前記接続切替装置を切り替える制御をしてから指定時刻までに、前記充電用の蓄電池に蓄電される電力量と、前記放電用の蓄電池から放電される電力量を予測する。

切替時刻決定部は、予測された蓄電される電力量と放電される電力量が近くなる時刻を推定し、前記接続切替装置を切り替える制御をする時刻を決定する。

切替時刻判定部は、切替時刻演算部で演算された切替時刻に基づき接続切替装置に切り替える指令を送信する。

発電機指令部は、決定された切替時刻と、各計測値をもとに、ディーゼル発電機や、再生可能エネルギー発電装置や、基幹系統に送電する電力量に指令を出す。

本実施例の制御装置６の機能ブロック図は、制御装置６以外のハードウェア上別の構成となっていてもよい。例えば、予測カーブ演算部や切替時刻演算部は、制御装置６とは別体の形で実装されていてもよい。

１ 風力発電機
２ コンバーター
３ 蓄電池
４ 昇圧トランス
５ 系統
６ 制御装置
７ パワーコンディショナー
８ 蓄電池
９ 蓄電池
１０ パワーコンディショナー
１１ 系統
１２ ディーゼル発電機
１３ データ・センターにつながる電力系統
１４ データ・センター
１５ データ・センターのバックアップ電源の蓄電池
１６ データ・センターに電力を供給する外部からの系統
６０１ 発電機指令部
６０２ 記憶部
６０３ 切替時刻演算部
６０４ 切替時刻判定部
６０５ 切替時刻決定部
６０６ 電力量推定部
６０７ 予測カーブ演算部

Claims (19)

1. 再生可能エネルギーを利用した発電設備と、
   前記発電設備から供給される電力を充電する第一の蓄電池と、
   系統に電力を供給する第二の蓄電池と、
   前記第一の蓄電池と前記第二の蓄電池を切り替える接続切替装置と、
   前記接続切替装置を制御する制御装置と、
   を有する発電システムにおいて、
   前記発電設備の発電量予測と、前記系統のデマンド予測に基づき決定された切替タイミングに、前記制御装置が前記接続切替装置を切り替える制御をすることを特徴とする発電システム。
   
2. 請求項１に記載の発電システムであって、
   前記充電される蓄電池への充電量の予測と、前記放電される蓄電池の放電量の予測の、比較に基づき前記接続切替装置を切り替える切替タイミングを決定する制御装置を有することを特徴とする発電システム。
   
3. 請求項１乃至２のいずれかに記載の発電システムであって、
   前記接続切替装置を切り替える制御を、１日２回実施する制御装置を有することを特徴とする発電システム。
   
4. 請求項１乃至３のいずれかに記載の発電システムであって、
   前記接続切替装置を、第一の切り替える制御をしてから、次に第二の切り替える制御をするまでの期間に、前記いずれかの蓄電池に充電される電力量の予測と、
   前記第二の切り替える制御をしてから、その次の第三の切り替える制御をするまでの期間に、前記いずれかの蓄電池から放電される電力量の予測に基づいて決定した、
   前記第二の切り替える制御のタイミングに、前記接続切替装置を切り替える制御を行う制御装置を有することを特徴とする発電システム。
   
5. 請求項１乃至３のいずれかに記載の発電システムであって、
   前記接続切替装置を、第一の切り替える制御をしてから、次に第二の切り替える制御をするまでの期間に、前記充電される蓄電池に充電される電力量の予測と、
   前記放電される蓄電池から放電される電力量の予測に基づいて、
   前記第二の切り替える制御のタイミングを決定し、前記接続切替装置を切り替える制御を行う制御装置を有することを特徴とする発電システム。
   
6. 請求項１乃至５のいずれかに記載の発電システムであって、
   前記系統にディーゼル発電機が接続され、
   前記ディーゼル発電機を制御する制御装置を有することを特徴とする発電システム。
   
7. 請求項１乃至６のいずれかの発電システムであって、
   前記充電される蓄電池に充電される電力量と、前記放電される蓄電池から放電される電力量の差が所定の値以下と予測されるタイミングに、前記接続切替装置を切り替える制御を行う制御装置を有することを特徴とする発電システム。
   
8. 請求項１乃至７のいずれかに記載の発電システムであって、
   前記発電設備から供給される電力を交流から直流に変換し、前記第一の蓄電池に供給する第一の変換器と、
   前記第二の蓄電池から供給される電力を直流から交流に変換し系統に供給する第二の変換器を有し、
   前記第一の変換器と前記第一の蓄電池の間、若しくは前記第二の変換器と前記第二の蓄電池の間のいずれかにチョッパーが設置されていることを特徴とする発電システム。
   
9. 請求項８に記載の発電システムであって、
   前記第二の変換器は、前記放電される蓄電池に接続する入力回路を２つ以上有し、それぞれにチョッパーが設置されていることを特徴とする発電システム
   
10. 再生可能エネルギーを利用した発電設備と、
    第一の蓄電池と、
    第二の蓄電池と、
    前記第一の蓄電池と前記第二の蓄電池を切り替える接続切替装置を有し、
    前記発電設備から供給される電力が一方の蓄電池に充電され、
    充電されていない他方の蓄電池から電力が負荷に供給され、
    前記負荷に供給される電力量の予測に基づき決定された切替タイミングに、前記接続切替装置を切り替える制御をする制御装置を有することを特徴とするバックアップ電源。
    
11. 請求項１０に記載のバックアップ電源を用いたデータ・センターへの電力供給方法。
    
12. 再生可能エネルギーを利用した発電設備から供給される電力が充電される蓄電池の電力量計測値と、系統に放電する蓄電池の電力量計測値が入力され、
    前記系統と前記発電設備との接続を入れ替えるように、前記二つの蓄電池を切り替える制御をしてから、次に切り替える制御をするまでの期間に、前記充電される蓄電池に充電される電力量と、前記放電される蓄電池から放電される電力量の比較に基づいて切替タイミングを演算する切替時刻演算部と、
    前記切替タイミングを保存する記憶部と、
    前記切替タイミングに基づき前記二つの蓄電池を切り替える指令を送信する切替時刻判定部を有することを特徴とする発電システムの制御装置。
    
13. 請求項１乃至９に記載の発電システムの制御装置であって、
    記憶部と、
    前記放電用の蓄電池から前記系統に供給される電力の計測値と、前記発電設備から前記蓄電用の蓄電池に供給される電力の計測値に基づき、発電量予測カーブとデマンド予測カーブを算出する予測カーブ演算部と、
    前記演算部で算出された発電量予測カーブと、デマンド予測カーブと、前記充電用と放電用の蓄電池の電力量の計測値に基づき、前回に前記接続切替装置を切り替える制御をしてから指定時刻までに、前記充電用の蓄電池に蓄電される電力量と、前記放電用の蓄電池から放電される電力量を予測する電力量推定部と、
    前記蓄電される電力量と放電される電力量が近くなる時刻を推定し、前記接続切替装置を切り替える制御をする時刻を決定する切替時刻決定部を備えることを特徴とする発電システムの制御装置。
    
14. 請求項１乃至９のいずれかに記載の発電システムであって、
    前記発電設備から供給させる電力を交流から直流に変換する第一の変換器と、
    前記第一の変換器が変換した電力を蓄電する第一の蓄電池と、
    第二の蓄電池と、
    前記第二の蓄電池から供給される電力を直流から交流に変換し系統に供給する第二の変換器と、
    前記第一の蓄電池と前記第二の蓄電池を切り替える接続切替装置と、
    を有する発電システムにおいて、
    前記発電システムは前記発電システムを制御する制御装置を備え、
    前記制御装置に前記第一と第二の蓄電池の電力量の計測値と、前記系統のデマンド予測カーブと、前記発電設備の発電量予測カーブを入力し、
    前記制御装置は前回前記接続切替装置を切り替える制御をしてから、前記蓄電する蓄電池に蓄電された電力と発電設備からの出力は前記第一の蓄電池と前記第二の蓄電池のどちらかに充電され、前記発電設備からの出力を充電しない前記蓄電池から電力系統へ放電され、
    前記充電と前記放電を行う充電池の切り替えを、前記充電の総量と前記放電の総量とを比較して前記切り替えのタイミングを決定する制御装置を有することを特徴とする発電システム。
    
15. 請求項８若しくは１４に記載の発電システムであって、
    前記第二の変換器の定格容量が、前記発電設備の定格容量より小さいことを特徴とする発電システム。
    
16. 請求項１乃至９のいずれかに記載の発電システムであって、
    前記第一若しくは第二の蓄電池の容量が、前記系統のデマンドカーブに基づき算出された、１日の電力需要量の半分以上の容量であることを特徴とする発電システム。
    
17. 請求項１乃至９のいずれかに記載の発電システムと、ディーゼル発電機が、
    デマンドの全てを供給する電力系統。
    
18. 再生可能エネルギーを利用した発電設備と、少なくとも二つ以上の蓄電池を利用した発電システムの運用方法であって、
    １日の時間を２分割し、
    その一方の時間の間、前記再生可能エネルギーを利用した発電設備が発電した電力を、全て前記蓄電池の一方に充電し、
    その他方の時間の間、前記充電した蓄電池の電力を系統に供給すること
    を特徴とする発電システムの運用方法。
    
19. 再生可能エネルギーを利用した発電設備と、
    前記発電設備から供給される電力を充電する第一の蓄電池と、
    系統に電力を供給する第二の蓄電池と、
    前記第一の蓄電池と前記第二の蓄電池を切り替える接続切替装置と、
    前記接続切替装置を制御する制御装置と、
    を有する発電システムにおいて、
    前記発電設備には診断装置が設置され、
    前記診断装置が検出する発電設備の故障情報に基づき決定された切替タイミングに、
    前記制御装置が前記接続切替装置を切り替える制御をすることを特徴とする発電システム。