JP2016100918A - 太陽光発電システムの制御装置、制御システム、および制御方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】 発電した電力を効率的に送電できるようにすること。
【解決手段】 太陽電池モジュール群A20,B20から得られる電力を電力系統Eと連系するための電圧に昇圧する変圧器A0,B0が複数のバンクで構成される太陽光発電システム1の制御装置3は、日射予測から得られる単位時間毎の推定発電電力を示す情報に応じて所定のバンクの運転停止と起動の切り替えを行う操作手段を具備する。
【選択図】図1
【解決手段】 太陽電池モジュール群A20,B20から得られる電力を電力系統Eと連系するための電圧に昇圧する変圧器A0,B0が複数のバンクで構成される太陽光発電システム1の制御装置3は、日射予測から得られる単位時間毎の推定発電電力を示す情報に応じて所定のバンクの運転停止と起動の切り替えを行う操作手段を具備する。
【選択図】図1
Description
本発明の実施形態は、太陽光発電システムの制御装置、制御システム、および制御方法に関する。
平成24年7月にスタートした固定価格買取制度により、再生可能エネルギーの普及が進みつつある。例えば太陽光発電システムにおいては、電力の買取価格が高額であること等から、2桁メガクラスの大規模メガソーラの計画や建設が進んでいる。
一般に、大規模メガソーラを採用する太陽光発電システムにおいては、発電した低電圧の電力を系統と連系するための電圧(一般には、特別電圧)にするために、大型の変圧器を用いて2段階で昇圧を行っている。
上述したように、例えば大規模メガソーラを採用する太陽光発電システムにおいては、発電した電力を系統と連系するために大型の変圧器を用いていることから、日中においては日射の変動によって負荷状態が大きく変わり、また、夜間においても変圧器に多くの無負荷損が発生するため、電力を無駄に消費してしまう。
このようなことから、太陽光発電システムにおいて発電した電力を無駄なく効率的に送電できるようにすることが望まれている。特に大規模メガソーラを採用するシステムにおいては、変圧器における損失を低減することが望まれる。
発明が解決しようとする課題は、発電した電力を効率的に送電することを可能とする太陽光発電システムの制御装置、制御システム、および制御方法を提供することにある。
実施形態によれば、太陽電池モジュール群から得られる電力を電力系統と連系するための電圧に昇圧する変圧器が複数のバンクで構成される太陽光発電システムの制御装置であって、日射予測から得られる単位時間毎の推定発電電力を示す情報に応じて所定のバンクの運転停止と起動の切り替えを行う操作手段を具備することを特徴とする太陽光発電システムの制御装置が提供される。
本発明によれば、発電した電力を効率的に送電することができる。
以下、実施の形態について、図面を参照して説明する。
図1は、本実施形態に係る太陽光発電システムを制御する制御装置を含むシステム全体の構成を示す概念図である。
図1に示されるシステムは、大規模メガソーラを採用する太陽光発電システム1、PV監視システム(太陽光監視システム)2、および入出力中継装置(制御装置)3を含む。
太陽光発電システム1は、複数ある発電所のうちのある1つの発電所に設置される。PV監視システム2は、コンピュータネットワーク上(クラウド上)に構築される。入出力中継装置3は、太陽光発電システム1を構成する機器類を遠隔制御する制御装置として機能し、PV監視システム2や太陽光発電システム1と通信して各種の信号の入出力や中継を行う。
なお、入出力中継装置3の一部又は全部は、コンピュータで実現してもよく、また、入出力中継装置3により実施される一連の制御手順は、当該コンピュータに実行させるためのプログラムとして実現してもよい。また、入出力中継装置3は、太陽光発電システム2の一部として構成してもよい。また、PV監視システム2と入出力中継装置3とを合わせて、1つの制御システムとして太陽光発電システム1を制御する構成としてもよい。
太陽光発電システム1は、A系統とB系統とに分けられる。
A系統の太陽電池モジュール群A20には、DC/AC変換等を行うPCS群(パワーコンディショナー群)A11が接続され、昇圧用変圧器群A10が接続され、さらに遮断器群A12が接続される。同様に、B系統の太陽電池モジュール群B20にも、DC/AC変換等を行うPCS群(パワーコンディショナー群)B11が接続され、昇圧用変圧器群B10が接続され、さらに遮断器群B12が接続される。
また、A系統の連系電圧器A0の上流側と下流側には、それぞれ遮断器A1,A2が接続される。同様に、B系統の連系電圧器B0の上流側と下流側にも、それぞれ遮断器B1,B2が接続される。
そのほか、太陽光発電システム1と電力系統Eとの間の接続/遮断の切り替えを可能とする遮断器Xや、A系統とB系統との間を横断するラインの接続/遮断の切り替えを可能とする遮断器Yが設けられる。
なお、本実施形態では、太陽光発電システム1が正常に運転している状態にあるときは、遮断器群A12,B12、遮断器A1,A2,Xは常に投入の状態にあるものとする。
この太陽光発電システム1においては、太陽電池モジュール群A20,B20により発電した低圧の電力から、電力系統Eと連系するための電圧(特別電圧)を生成するために、昇圧用変圧器群A10,B10と連系電圧器A0,B0の2段階で昇圧を行う。
また、この太陽光発電システム1においては、連系電圧器は複数のバンクで構成されるが、ここでは2つの連系電圧器A0,B0による2バンク構成の例が示されている。この場合、入出力中継装置3の制御のもとで、連系電圧器A0,B0の両方を使用する2バンク運転(すなわち、発電所定格運転)と、連系電圧器A0,B0のうちの一方を使用せずに残りの一方のみを使用する1バンク運転とを切り替えて実施することが可能である。2バンク運転のときには、遮断器Yは開放しており、これ以外のすべての遮断器は投入されている。一方、1バンク運転のときには、遮断器B1,B2が開放しており、これら以外のすべての遮断器が投入されている。また、1バンク運転のときには、パワーコンディショナー群A11,B11の有効電力が2バンク運転のときよりも少なくなるよう制御される(例えば、定格の50%に設定される)。
PV監視システム2は、各発電所に対して通信回線経由で運転指令を送るものであり、例えば、気象会社等から日射量や気温などの気象を予測した気象予測情報(日射量予測情報、気温予測情報等を含む)を入手し、各地区の気象条件に応じた運転計画を毎時間試算し、その出力結果を示す運転指令を各発電所の入出力中継装置3へ送信する。運転計画の出力結果は、24時間先までの単位時間毎の(例えば1時間毎の)推定発電電力を示す情報である。この情報は、例えば、単位時間毎に定格発電電力(定格出力)に対する推定発電電力の割合を示す定格出力可能率(0〜100[%])で表される。
入出力中継装置3は、PV監視システム2から送信されてくる運転指令や図示しない電力会社からオンラインで送信されてくる発電の出力抑制指令を受信することが可能であり、これらの指令に含まれる情報を用いて所定のバンクの運転停止と起動の切り替えを動的に行う機能を有する。
より具体的には、入出力中継装置3は、図2に示されるように、通信部31、運転指令確認部32、出力抑制指令確認部33、バンク運転台数決定部34、操作部35、通知部36といった各種の機能を備えている。
通信部31は、PV監視システム2から送信されてくる運転指令の受信、電力会社からオンラインで送信されてくる出力抑制指令の受信、太陽光発電システム1を構成する各遮断器・PCS群に対する指令の送信、各遮断器・PCS群の状態を示す情報のPV監視システム2や電力会社(図示せず)への送信などを行う。
運転指令確認部32は、PV監視システム2から送信されてきた運転指令に対して24時間先までの単位時間毎の(例えば1時間毎の)定格出力可能率を確認する。この定格出力可能率によりバンク運転制御の要否を判定する。
出力抑制指令確認部33は、電力会社から出力抑制指令が送信されてきた場合に、その出力抑制指令に示される情報を確認する。この情報は、例えば、定格の発電電力に対する目標の発電電力の割合を示す出力抑制指令値(0〜100[%])で表される。この出力抑制指令値よりPCSに対して制御するPCS有効電力リミット値を決定する。
バンク運転台数決定部34は、単位時間毎に、定格出力可能率(もしくは出力抑制指令値)が閾値(例えば、定格出力の50%)よりも高いか低いかに応じてバンクの運転台数を決定する。
例として、図3に、ある日の0時から24時までの1時間毎の定格出力可能率に応じてバンクの運転台数が変わる様子を示す。この例では、0時〜8時の間は、定格出力可能率が50%よりも小さいため、バンクの運転台数は1台となる。一方、8時〜16時の間は、定格出力可能率が50%以上となるため、バンクの運転台数は2台となる。そして、16時〜24時の間は、定格出力可能率が50%よりも小さいため、バンクの運転台数は1台となる。
判定の詳細は出力抑制指令値確認部33が、電力会社からの発電の出力抑制指令を通信部31により受信した場合、当該出力抑制指令に応じてPCSからの有効電力のリミット値を算出する(例えば、50%の出力抑制指令値を受信した場合に、PCS500kw定格のものを一時的にMAX250kwとする制御とする)。バンク運転台数決定部34は出力抑制指令確認部33により確認された出力抑制指令値と、運転指令確認部32により確認された定格出力可能率のうち、値が低い方が、閾値(例えば、定格出力の50%)よりも高いか低いかに応じてバンクの運転台数を決定する。
操作部35は、バンク運転台数決定部34により決定される運転台数で運転が行われるようにバンクを操作する。
例えば、操作部35は、バンク運転台数決定部34により決定された運転台数が、先行する単位時間にて決定された運転台数よりも少ない場合(例えば、2台から1台に変わる場合)、所定のバンクの運転を停止させる(例えば、遮断器Yが開放しており、これ以外のすべての遮断器が投入されている2バンク運転の状態において、遮断器Yの投入、遮断器B1の開放、遮断器B2の開放をこの順で行うことにより、2バンク運転から1バンク運転への切り替えを実施する)。逆に多い場合(例えば、1台から2台に変わる場合)、当該所定のバンクを起動させる(例えば、遮断器B1,B2が開放しており、これら以外のすべての遮断器が投入されている1バンク運転の状態において、遮断器B2の投入、遮断器B1の投入、遮断器Yの開放をこの順で行うことにより、1バンク運転から2バンク運転への切り替えを実施する)。
更に、操作部35は、バンク運転台数を減らす場合には、安全上の観点からPCS群の有効電力を抑制する。
例えば、操作部35は、バンク運転台数決定部34により決定された運転台数が、先行する単位時間にて決定された運転台数よりも少ない場合、PCS群A11,B11の有効電力を減少させ(例えば、定格有効電力の50%にし)、逆に多い場合は、当該PCS群A11,B11の有効電力を増加させる(定格有効電力の状態に戻す)。
通知部36は、各遮断器・PCS群の状態を示す情報(各指令を行った結果を示す情報)を、通信部31を介してPV監視システム2や電力会社へ通知する。これにより、PV監視システム2や電力会社は、各発電所における各機器の制御状態をモニタリングすることができる。
次に、図4を参照して、本実施形態による動作の一例を説明する。
ここでは、太陽光発電システム1が正常に運転している状態にあり、遮断器群A12,B12、遮断器A1,A2,Xは常に投入の状態にあるものとする。遮断器B1,B2,Yの状態は、バンクの運転台数によって変わる。
PV監視システム2は、気象会社等から日射量や気温などの気象を予測した気象予測情報を入手し、各地区の気象条件に応じた運転計画を毎時間試算し、その出力結果を示す運転指令を各発電所の入出力中継装置3へ伝送する(ステップS1)。
ある発電所の入出力中継装置3は、PV監視システム2から送信されてくる運転指令を受信すると(ステップS2)、24時間先までの単位時間毎の(例えば1時間毎の)推定発電電力を示す情報、すなわち定格出力可能率を一定時間毎に確認する(ステップS3)。
また、上記入出力中継装置3は、電力会社からの出力抑制指令の受信があるか否かを判定する(ステップS4)。
電力会社からの出力抑制指令の受信があった場合(ステップS4のYES)、この出力抑制指令に示される出力抑制指令値と、運転指令確認部32により確認された定格出力可能率のうち、値が低い方を採用し(ステップS5)、この値が所定の閾値(例えば、定格出力の50%)よりも高いか低いかに応じてバンクの運転台数を決定する(ステップS6)。例えば、所定の閾値(例えば、定格出力の50%)よりも高ければバンクの運転台数を2台と決定し、低ければバンクの運転台数を1台と決定する。
一方、ステップS4において、電力会社からの出力抑制指令の受信がなければ(ステップS4のNO)、定格出力可能率が所定の閾値(例えば、定格出力の50%)よりも高いか低いかに応じてバンクの運転台数を決定する(ステップS6)。例えば、所定の閾値(例えば、定格出力の50%)よりも高ければバンクの運転台数を2台と決定し、低ければバンクの運転台数を1台と決定する。
入出力中継装置3は、決定されたバンク運転台数が、先行する単位時間にて決定した運転台数に比べて減少するか(例えば2台から1台に変わるか)、あるいは増加するか(例えば1台から2台に変わるか)、あるいは変わらないかを判定する(ステップS7)。
変わらなければ、入出力中継装置3は、運転の切り替えを行う必要はないため、各遮断器・PCS群の状態は特に変えない。
減少する場合は、入出力中継装置3は、2バンク運転から1バンク運転への切り替えを行うため、PCS群A11,B11の有効電力を減少させる(例えば、定格有効電力の50%にする)制御(以下、「リミット制御」)を行い、この制御が完了したら、遮断器Yに対して投入指令を発行し、遮断器Yの状態を確認する。次に、入出力中継装置3は、遮断器B1に対して開放指令を発行し、遮断器B1の状態を確認する。最後に、入出力中継装置3は、遮断器B2に対して開放指令を発行し、遮断器B2の状態を確認する。この一連の制御が正常に行われれば、1バンク運転への切り替えが完了する。
増加する場合は、入出力中継装置3は、1バンク運転から2バンク運転への切り替えを行うため、遮断器B2に対して投入指令を発行し、遮断器B2の状態を確認する。次に、入出力中継装置3は、遮断器B1に対して投入指令を発行し、遮断器B1の状態を確認する。その直後に、入出力中継装置3は、遮断器Yに対して開放指令を発行し、遮断器Yの状態を確認する。最後に、入出力中継装置3は、PCS群A11,B11に対して行っているリミット制御を解除する。
なお、ステップS7の処理を初めて実行する時など、判定する比較対象が無い場合は、初期設定として、ステップS6で決定したバンクの運転台数に応じた設定処理を行う。例えば、バンクの運転台数が1台の場合はステップS8の処理を行い、バンクの運転台数が2台の場合はステップS9の処理を行う。
この後、入出力中継装置3は、必要に応じて各遮断器・PCS群の状態を示す情報(各指令を行った結果を示す情報)をPV監視システム2や電力会社に通知し(ステップS10)、ステップS3からの処理を繰り返す。
24時間先までの個々の処理が遂行されると、一連の動作は終了する。
本実施形態によれば、以下のような効果が得られる。
すなわち、バンクの運転台数を太陽光発電システムの発電状態に応じて変えるため、連系変圧器の負荷損、無負荷損を低減させることが可能となる。これにより、売電電力量の向上および夜間の受電電力量の削減を図ることもできる。
また、連系変圧器のメンテナンスの際には、例えば入出力中継装置(制御装置)に対して出力抑制指令を発行することで、当該メンテナンスを発電所の運転を全停させずに行うことができ、売電電力量の損失を最低限に抑えることもできる。
また、各発電所の発電実績や運転記録をクラウド内に長期保存し、これらのデータを分析・解析することにより、運転計画の充実化や予想発電量の精度向上を図ることが可能となる。
なお、上記実施形態では、2バンク構成の場合を例示したが、これに限定されるものではない。例えば設備コストを抑えつつ定格運転での負荷損を低減できるなど、一定の効果が得られるのであれば、例えば3バンク構成、あるいは4バンク以上の構成としてもよい。その場合は、定格出力可能率(もしくは出力抑制指令値)の閾値を1つだけではなく複数段階に分けて設けることにより、1バンク運転,2バンク運転,3バンク運転,…等の切り替えを実現することができる。
以上詳述したように、上記実施形態によれば、発電した電力を効率的に送電することができる。
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
1…太陽光発電システム、2…PV監視システム(太陽光監視システム)、3…入出力中継装置(制御装置)、31…通信部、32…運転指令確認部、33…出力抑制指令確認部、34…バンク運転台数決定部、35…操作部、36…通知部、A0,B0…連系電圧器、A1,A2,B1,B2…遮断器、A10,B10…昇圧用変圧器群、A11,B11…PCS群(パワーコンディショナー群)、A12,B12…遮断器群、A20,B20…太陽電池モジュール群、E…電力系統、X,Y…遮断器。
Claims (10)
- 太陽電池モジュール群から得られる電力を電力系統と連系するための電圧に昇圧する変圧器が複数のバンクで構成される太陽光発電システムの制御装置であって、
日射予測から得られる単位時間毎の推定発電電力を示す情報に応じて所定のバンクの運転停止と起動の切り替えを行う操作手段を具備することを特徴とする太陽光発電システムの制御装置。 - 前記情報を含む運転指令を受信する通信手段を更に具備することを特徴とする請求項1に記載の太陽光発電システムの制御装置。
- 前記情報は、単位時間毎に定格発電電力に対する推定発電電力の割合を示す定格出力可能率で表されることを特徴とする請求項1又は2に記載の太陽光発電システムの制御装置。
- 単位時間毎に前記定格出力可能率が閾値よりも高いか低いかに応じてバンクの運転台数を決定するバンク運転台数決定手段を更に具備し、
前記操作手段は、前記バンク運転台数決定手段により決定される運転台数で運転が行われるようにバンクを操作することを特徴とする請求項3に記載の太陽光発電システムの制御装置。 - 前記通信手段は、発電の出力抑制指令を受信する手段を有し、
前記バンク運転台数決定手段は、前記通信手段により発電の出力抑制指令が受信された場合、当該出力抑制指令に応じて出力抑制を行ったときの抑制発電電力と前記推定発電電力のうち、値が低い方が、閾値よりも高いか低いかに応じてバンクの運転台数を決定することを特徴とする請求項4に記載の太陽光発電システムの制御装置。 - 前記操作手段は、前記バンク運転台数決定手段により決定された運転台数が、先行する単位時間にて決定された運転台数よりも少ない場合は、所定のバンクの運転を停止させ、多い場合は、当該所定のバンクを起動させることを特徴とする請求項4又は5に記載の太陽光発電システムの制御装置。
- 前記操作手段は、前記バンク運転台数決定手段により決定された運転台数が、先行する単位時間にて決定された運転台数よりも少ない場合は、前記太陽電池モジュール群に接続されるパワーコンディショナー群の有効電力を減少させ、多い場合は、当該有効電力を増加させることを特徴とする請求項6に記載の太陽光発電システムの制御装置。
- 請求項1乃至7のいずれか1項に記載の制御装置と、
日射予測から得られる単位時間毎の推定発電電力を示す情報を含む運転指令を前記制御装置に送信する太陽光監視システムと
を含むことを特徴とする太陽光発電システムの制御システム。 - 太陽電池モジュール群から得られる電力を電力系統と連系するための電圧に昇圧する変圧器が複数のバンクで構成される太陽光発電システムの制御方法であって、
通信手段を通じて、日射予測から得られる単位時間毎の推定発電電力を示す情報を取得し、
操作手段により、前記取得した情報に応じて所定のバンクの運転停止と起動の切り替えを行う
ことを特徴とする太陽光発電システムの制御方法。 - 太陽電池モジュール群から得られる電力を電力系統と連系するための電圧に昇圧する変圧器が複数のバンクで構成される太陽光発電システムの制御装置に適用されるプログラムであって、
コンピュータに、
日射予測から得られる単位時間毎の推定発電電力を示す情報を取得する手順と、
前記取得した情報に応じて所定のバンクの運転停止と起動の切り替えを行う手順と
を実行させるためのプログラム。
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