JP2018023262A - 電力供給システム - Google Patents

Abstract

【課題】系統に流れる電力の単位時間当たりの出力変化率の調整を行う電力供給システムを提供する。【解決手段】再生可能エネルギー発電装置１０１と、再生可能エネルギー発電装置１０１が発電した発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の貯蔵、及び貯蔵した電力の放出を行う電力貯蔵装置１０４と、を備える電力供給システムは、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣの状態を考慮して、合成電力Ｐｔ（ｔ）の変動抑制を行う。変動抑制を行うため電力供給システムは、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣ状態を合成電力Ｐｔ（ｔ）の状態変化に合わせて調整する。【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、系統に流れる電力の単位時間当たりの出力変化率の調整を行う電力供給システムに関する。

再生可能エネルギー導入量の多い地域では、電力会社が２ＭＷを超える大規模再生可能エネルギー発電設備の系統接続に対して、系統の安定化を目的とし発電設備から系統流れ込む電力の単位時間当たりの出力の変化量(出力変化率)に制限を設けている。この出力変化率制限に対応するため、新設される再生可能エネルギー発電設備に対して、蓄電池システムを接続し、再生可能エネルギーの発電出力を検出し出力変化率を超える変動を蓄電池システムの充放電によって補償する、出力補償の実施が提案されている。しかし、従来適用されてきた変動を吸収するだけの制御方式では、出力補償のために大容量の蓄電池システム容量が必要となり、システムの小容量化のためには容量を考慮する充放電制御手法が必要となる。

蓄電池システム容量を考慮した充放電制御手法として、出力変化率を蓄電池システムのエネルギー貯蔵量（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ 以降はＳＯＣと記載）に応じて調整するものがある。これは出力変化率の制限を満足させるための蓄電池システム出力決定部に可変のリミッタを設定し、蓄電池システムのＳＯＣが小さい場合は、放電側の可変のリミッタを電力会社等によって定められた出力変化率制限値から０に変更して放電電力を抑制する。また、蓄電池システムのＳＯＣが大きい場合は、充電側の可変リミッタの値を出力変化率制限値から０に変更することで充電電力を抑制する方法が知られている。

また、他の方法として、出力変化率には着目せず、蓄電池システムのＳＯＣを制御することを目的とした充放電制御手法がある。これは、再生可能エネルギー出力とＳＯＣを検出し、発電設備定格出力に対する現在の出力の割合がＳＯＣと等しくなるように蓄電池システムの充放電電力を制御する方法も知られている。

特許第５７３８２２０号公報 特許第５９０１４９号公報

出力変化率を蓄電池システムのＳＯＣに応じて調整する方法は、蓄電池システムの過剰な充放電を抑制するためのもので、蓄電池システムのＳＯＣ下限と上限として設定された値の近傍の出力変化率を調整するものである。しかしこの手法はＳＯＣ上下限値近傍で出力変化率のリミット値を固定することになり、再生可能エネルギー出力の急変に対して蓄電池システムからの出力補償が制限される可能性がある。このように出力補償に制限がかかると、過剰な充放電につながり蓄電池システムのＳＯＣを任意の値に調整することが難しくなる。

再生可能エネルギー出力とＳＯＣを用いて蓄電池システムからの出力である充放電電力を調整する手法においては、特許文献２の制御方法は出力変化率の制御を目的としておらず、仮に出力変化率制限のかかっている状況に適応した場合、再生可能エネルギー出力の割合とＳＯＣが一致するように充放電電力を制御したとしても出力変化率を補償する為に必要となる蓄電池システム容量を得られない可能性がある。このように出力変化率を補償するためには、蓄電池システム容量を増加させる必要があり、システムコストの低減は難しい。

本発明の実施形態は、上記のような問題を解決するものであり、出力変化率の制限に合わせた充放電の制御を実施しながらも、必要となる蓄電池の容量を低減し、システムコストを低減した電力供給システムを提供する。

本発明の実施形態における電力供給システムは、前記系統に対して発電した発電電力を供給する発電装置と、前記発電装置によって発電された発電電力の貯蔵、及び貯蔵した電力の放出を行う電力貯蔵装置と、を備え系統に対して電力を供給する電力供給システムであって、前記電力貯蔵装置に対する発電電力の貯蔵量、及び貯蔵した電力の放出量を調整する出力調整部と、前記発電装置の発電電力と、前記出力調整部が出力を調整した前記電力貯蔵装置が放出する放出電力との合成電力を前記系統に対して出力する電力合成部と、前記発電装置が供給する電力量が変化した場合に、前記合成電力の単位時間当たりの出力変化率が所定の範囲内となるように、出力調整部の調整量を変化させる制御部と、を備えることを特徴とする。

第１の実施形態の電力供給システムの構成を示すブロック図である。 第１の実施形態の制御部の機能を示す機能ブロック図である。 第１の実施形態において算出される容量Ｃｃｏｍｐ（ｔ）と、合成電力Ｐｔ（ｔ）の関係を示すグラフである。 第１の実施形態において、合成電力、充放電出力、及びＳＯＣと時間との関係を示すグラフである。 第１の実施形態と、従来の制御との比較を示すグラフである。 第２の実施形態の電力供給システムの構成を示すブロック図である。 第２の実施形態の制御部の機能を示す機能ブロック図である。 第２の実施形態において、合成電力と時間との関係を示すグラフである。 第２の実施形態と効果を示すグラフである。

以下、本発明に係る電力供給システムの実施形態について、図面を参照して説明する。

［１．第１の実施形態］
本実施形態に係る電力供給システムは、電力系統に接続し、電力系統に対して電力を供給する。電力供給システムが供給する電力は、システム内の設置された発電装置で発電した発電電力と、同じくシステム内に設置された電力蓄電装置の放電を組み合わせた電力である。電力供給システムは、電力系統に対して供給する電力の単位時間当たりの変化量（以下、出力変化率という）が、所定の値以内に収まるように出力電力の制御を行う。

本実施形態の発電装置は、再生可能エネルギー発電装置である。再生可能エネルギー発電装置は、太陽光や風力などの再生可能な自然エネルギーを電力に変換している。自然相手であり、そのため出力電力を制御することは難しい。電力供給システムでは、再生可能エネルギー発電装置の出力に応じて、電力蓄電装置への充電量及び放電量を制御することで、電力系統に対して供給する電力の出力変化率の制御を行う。

［１−１．構成］
以下では、図１〜図５を参照しつつ、本実施形態に係る電力供給システムについて説明する。図１は、本実施形態に係る変動抑制制御システムの構成を示すブロック図である。

電力供給システムは、前述のとおり再生可能エネルギー発電装置１０１を備える。再生可能エネルギー発電装置１０１は電力変換器を含むものであり、電力変換器１０３を介して電力貯蔵装置１０４と接続する。再生可能エネルギー発生装置１０１及び電力変換器１０３は、電力系統１０５と接続する。電力貯蔵装置１０４は、蓄電池システム１０９の一部である。蓄電池システム１０９は、電力貯蔵装置１０４の容量を検出する容量検出部１０７と、電力変換器１０３に対して出力指令値を出力する制御部１０８とを備える。制御部１０８には、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力の検出を行う電力検出部（１）１０２が接続される。

再生可能エネルギー発電装置１０１は、太陽光発電や風力発電といった再生可能発電を実施する発電装置である。本実施形態では、再生可能発電を実施していれば、直流、交流のどちらの発電方法でも採用できる。以下では、直流の電力を発電する太陽光発電を例に挙げ説明する。

再生可能エネルギー発生装置１０１は電力変換器によって再生可能エネルギー発電装置１０１が発電した電力を電力系統１０５の扱う電力種類に合わせた変換が実施される。電力変換器１０３には、電力系統１０５と電力貯蔵装置１０４が接続される。電力変換器１０３は、電力貯蔵装置１０４の出力を電力系統１０５が扱う電力種類に合わせて変換を行う。電力変換器１０３は、所謂パワーコンディショナーである。例えば、再生可能エネルギー発電装置１０１が太陽光発電を行い、電力系統１０５が交流の電力系統１０５である場合には、電力変換器１０３は、直流の発電電力を交流に変化する。

電力変換器１０３は、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力の貯蔵、及び貯蔵した電力の放出を調整する出力調整部１０３ａと、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力と電力貯蔵装置１０４が放出する放出電力との合成を行う電力合成部１０３ｂとを備える。

出力調整部１０３ａは、後述する制御部１０８の指示に基づいて、再生可能エネルギー発電装置１０１から余剰な電力を取り出して、電力貯蔵装置１０４に対して出力したり、電力貯蔵装置１０４から必要な電力を取り出す。電力貯蔵装置１０４から電力を取り出す場合には、制御部１０８からの指示に基づいて、電力貯蔵装置１０４に出力させる電力を指令値として、電力貯蔵装置１０４に対して出力しても良い。

電力合成部１０３ｂは、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力と電力貯蔵装置１０４が放出する放出電力との合成を行う。出力調整部１０３ａが電力貯蔵装置１０４から取り出した電力及び再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）は、電力合成部１０３ｂにより合成され、合成電力Ｐｔ（ｔ）として電力系統１０５に対して供給される。言い換えれば、電力合成部１０３ｂで合成した合成電力Ｐｔ（ｔ）が、電力システム全体の出力となる。

（蓄電池システム）
蓄電池システム１０９は、再生可能エネルギー発電装置１０１が発電した発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の余剰分を電力貯蔵装置１０４に貯蔵するとともに、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が変化した場合に、電力システムの出力たる合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率が所定の範囲内となるように、電力貯蔵装置１０４内の電力を放出する。電力貯蔵装置１０４の貯蔵量及び放出量は、蓄電池システム１０９内の制御部は、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）、電力変換器１０３が出力する合成電力Ｐｔ（ｔ）、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣを基に算出する。蓄電池システム１０９には、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）を検出する電力検出部（１）１０２と、電力変換器１０３が出力する合成電力Ｐｔ（ｔ）を検出する電力検出部（２）１０６の検出結果が入力する。

電力貯蔵装置１０４は、直流の電力を充放電可能な装置である。電力貯蔵装置１０４は、複数の電池から構成され、２次電池や蓄電池と呼ばれる。電力貯蔵装置１０４は、出力調整部からの指令値に応じた電力を充放電する。容量検出部１０７は、電力貯蔵装置１０４のエネルギー貯蔵量（ＳＯＣ）の検出を行う。ＳＯＣの検出は、種々の方法を採用することが可能である。

［１−２．制御部の機能］
制御部１０８は、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）、電力変換器１０３が出力する合成電力Ｐｔ（ｔ）、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣに基づいて、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が変化した場合に、電力システムの出力たる合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率が所定の範囲内となるように、電力貯蔵装置１０４からの電力放出及び電力吸収を決定する。図２は、本実施形態における制御部１０８の機能構成を示すブロック図である。制御部１０８は、図２に示すように変動抑制出力算定部２０１と、充放電補正量算定部２０２、電力所蔵装置出力算出部２０６とを備える。

変動抑制出力算定部２０１は、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率を、予め定められた合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率以内に抑制するために必要な電力を算出する。変動抑制出力算定部２０１は、平滑値算出部２０３ａ、変動抑制出力算出部２０３ｂを備える。

平滑値算出部２０３ａは、電力検出部（１）１０２で検出した再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の出力変化率を、予め設定された合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率に近づけた平滑値Ｐｓｍ（ｔ）を算出する。発電電力Ｐｒｅ（ｔ）は、急峻な変動をするため、大きな出力変化率を有する。換言すれば、平滑値算出部２０３ａは、急峻な変動を有する発電電力Ｐｒｅ（ｔ）から、予め設定された合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率に近づけた平滑値Ｐｓｍ（ｔ）を算出する。平滑値Ｐｓｍ（ｔ）の算出方法としては、任意の時定数を設定した一次遅れや、任意の時間を設定した移動平均を作成する手法を用いる。

変動抑制出力算出部２０３ｂは、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率を、定められた合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率以内に抑制するために必要な電力Ｐ２０１を算出する。電力Ｐ２０１は、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）と、平滑値算出部２０３ａが算出した平滑値Ｐｓｍ（ｔ）の差分より算出する。

充放電補正量算定部２０２は、再生可能エネルギー発電装置１０１が供給する電力量が減少した場合に、合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、合成電力Ｐｔ（ｔ）を減少させるために必要な電力貯蔵装置１０４の容量を算出する。充放電補正量算定部２０２は、補償量算出部２０４と、充放電補正量算出部２０５と、を備える。

補償量算出部２０４は、電力検出部（２）１０６で検出した電力変換器１０３と再生可能エネルギー発電装置１０１の出力を合わせた合成電力Ｐｔ（ｔ）を基に、次のサンプル周期で発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が０、若しくは急激に低下した場合に、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）から単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）を減少させるために必要な電力貯蔵装置１０４の容量Ｃｃｏｍｐ（ｔ）を算出する。

ところで、合成電力Ｐｔ（ｔ）を単位時間当たりの出力変化率の範囲は、合成電力Ｐｔ（ｔ）を単位時間当たりの出力変化量α［ｗ］と、出力変化量の判定時間β（ｔ）で、設定することができる。その場合の、容量Ｃｃｏｍｐ（ｔ）は、電力検出部（２）１０６で検出した合成電力Ｐｔ（ｔ）と、単位時間当たりの出力変化量α［ｗ］と、出力変化量の判定時間β（ｔ）とより、以下の式（１）として表現することができる。

［式（１）］
ここで、式の簡略化のために、Ａ＝ｉｎｔ（Ｐｔ（ｔ）／α）とする。

式（１）において、第１項目は、出力変化率の制限に合わせて、合成電力Ｐｔ（ｔ）を減少するために必要な最小容量を算出している。また、第２項目は、Ｐｔ（ｔ）／αに端数が発生した場合の端数分の容量を算出するための項である。図３は、算出される容量Ｃｃｏｍｐ（ｔ）と、合成電力Ｐｔ（ｔ）の関係を示す図である。図３に示すように、容量Ｃｃｏｍｐ（ｔ）と、合成電力Ｐｔ（ｔ）の関係は、曲線で表すことができる。

充放電補正量算出部２０５は、合成電力Ｐｔ（ｔ）と現在の電力蓄電装置のＳＯＣを考慮した、次のサンプル周期で発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が０、若しくは急激に低下した場合の充放電電力の補正量Ｐ２０２（ｔ）を算出する。充放電補正量算出部２０５には、容量検出部１０７が検出した現在の電力蓄電装置のＳＯＣが入力する。充放電補正量算出部２０５は、入力した現在の電力蓄電装置のＳＯＣから電力貯蔵装置１０４の容量Ｃｃａｐ（ｔ）を算出する。そして、容量Ｃｃｏｍｐ（ｔ）とＣｃａｐ（ｔ）とを比較することで、現在の電力蓄電装置のＳＯＣを考慮した充放電電力の補正量Ｐ２０２（ｔ）の算出を行う。

電力所蔵装置出力算出部２０６は、変動抑制出力算定部２０１で算出したＰ２０１（ｔ）と、充放電補正量算定部２０２で算出したＰ２０２（ｔ）、電力検出部（１）１０２で検出した発電電力Ｐｒｅ（ｔ）、電力検出部（２）で検出した合成電力Ｐｔ（ｔ）から電力変換器１０３への出力指令値を作成する。電力貯蔵装置出力算出部２０６は、初めに、電力貯蔵装置１０４から入出力する電力の算出を行う。電力貯蔵装置１０４に入出力する電力は、変動抑制出力算定部２０１で算出したＰ２０１（ｔ）と、充放電補正量算定部２０２で算出したＰ２０２（ｔ）を合算したものである。次に、算出された電力貯蔵装置１０４に入出力する電力と、電力検出部（１）１０２で検出した発電電力Ｐｒｅ（ｔ）とを足し合わせ、電力検出部（２）で検出した合成電力Ｐｔ（ｔ）を超過しないことを確認する。超過しない場合には、変動抑制出力算定部２０１で算出したＰ２０１（ｔ）と、充放電補正量算定部２０２で算出したＰ２０２（ｔ）を合算した値を出力指令値として、電力変換器１０３へ出力する。電力変換器１０３では、この出力指令値に基づいて、電力貯蔵装置１０４から放電及び蓄電を実施する。

［１−３．作用］
上記の構成を有する本実施形態では、発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が変化した場合に、以下の２の電力値を算出する。
（ａ）再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率を、定められた合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率以内に抑制するために必要な電力Ｐ２０１（ｔ）。
（ｂ）合成電力Ｐｔ（ｔ）と現在の電力貯蔵装置１０４のＳＯＣを考慮した、次のサンプル周期で発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が０、若しくは急激に低下した場合の充放電電力の補正量Ｐ２０２（ｔ）。
この２つの電力値より、電力変換器１０３が電力貯蔵装置１０４に対して放電及び充電の指令を出す。

これにより、図４に示すように、発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が高出力の場合には、（ｂ）で記載した項目が重視されることとなる。これは図３で示した合成電力が高い状態、つまり所定の出力変化率の範囲以内で、合成電力Ｐｔ（ｔ）を減少させるために必要な充電容量である容量Ｃｃｏｍｐ（ｔ）が大きく設定される。そのため、再生可能エネルギー発電装置１０１と電力変換器１０３の電力を合わせた合成電力Ｐｔ（ｔ）の波形が、低出力側にシフトされることとなる。これによって、図4の（Ａ）の領域に示すように、合成電力Ｐｔ（ｔ）の波形が、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の波形を上回る、つまり蓄電池システム１０９にとって、放電動作となる場合には、より放電電力を減少させるために、合成電力Ｐｔ（ｔ）を低出力とする動作が働く。

一方、図４の（Ｂ）の領域に示すように、合成電力Ｐｔ（ｔ）が再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の波形を下回る、つまり蓄電池システム１０９にとって充電動作となる場合には、より充電電力を増加させることとなる。そのため、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣ状態を合成電力Ｐｔ（ｔ）の状態変化に合わせて調整することが可能となる。

［１−４．効果］
再生可能エネルギー発電装置１０１と、再生可能エネルギー発電装置１０１が発電した発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の貯蔵、及び貯蔵した電力の放出を行う電力貯蔵装置１０４と、を備える電力供給システムは、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣの状態を考慮して、合成電力Ｐｔ（ｔ）の変動抑制を行う。図５に示す様に、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣ状態を合成電力Ｐｔ（ｔ）の状態変化に合わせて調整しているため、単に再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率を、定められた合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率以内に抑制するだけの制御をしている場合と比較して、使用するＳＯＣの幅を狭めることかが可能となる。このため、蓄電池のＳＯＣが不足する状態の発生を低減することができる。そのため、同じ容量の蓄電池を使用した場合には、ＳＯＣの上限下限をさせた運用が可能となる。換言すれば、使用するＳＯＣの幅が狭いため、容量の少ない電力貯蔵装置１０４でも安定的な運用が可能となる。

本実施形態では、制御部１０８は、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率を、予め定められた合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率に近づけるために必要な電力を算出する変動抑制出力算定部２０１と、再生可能エネルギー発電装置１０１が供給する電力が減少した場合に、合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、合成電力Ｐｔ（ｔ）を低出力側へシフトさせるために必要な電力貯蔵装置１０４の容量を算出する充放電補正量算定部２０２と、を備える。これにより、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣ状態を合成電力Ｐｔ（ｔ）の状態変化に合わせて調整することが可能となる。

変動抑制出力算定部２０１は、再生可能エネルギー発電装置１０１が発電した発電電力Ｐｒｅ（ｔ）を平滑化する平滑値算出部２０３ａを備える。また、平滑値算出部２０３ａは、一次遅れまたは移動平均により発電電力Ｐｒｅ（ｔ）を平滑化する。これにより、再生可能エネルギー発電装置１０１が発電した発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の出力変化率を所定の範囲内に抑えるための電力を効率良く算出することが可能となる。

本実施形態の電力供給システムは、合成電力Ｐｔ（ｔ）の値を検出する電力検出部（２）１０６を備える。そして、充放電補正量算定部２０２は、検出した合成電力Ｐｔ（ｔ）に基づいて、再生可能エネルギー発電装置１０１が供給する電力が減少した場合に、合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、合成電力Ｐｔ（ｔ）を低出力側へシフトさせるために必要な電力貯蔵装置１０４の容量を算出する。これにより、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）に応じ必要な電力貯蔵装置１０４の容量を算出することが可能となるため、その値をもとに充放電電力の補正量Ｐ２０２（ｔ）を算出することができる。

本実施形態の電力供給システムは、合成電力Ｐｔ（ｔ）の値を検出する電力検出部（２）１０６を備える。電力貯蔵装置１０４内に貯蔵される電力量を検出する容量検出部１０７を備える。そして、充放電補正量算出部２０５は、容量検出部１０７で検出した電力貯蔵装置１０４内に貯蔵される電力量と、補償量算出部２０４で算出した必要な電力貯蔵装置１０４の容量とに基づいて、出力の調整量を算出する。これにより、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣ状態を合成電力Ｐｔ（ｔ）の状態変化に合わせて調整することが可能となる。

［２．第２実施形態］
第２実施形態について説明する。第２実施形態は、蓄電池システム１０９に接続する構成として、電力量予測装置１１０を新たに追加するとともに、充放電補正量算定部２０２の構成として予測電力量算出部２０７を追加したものである。
［２−１．構成］
図６は、第２の実施形態の構成を示すブロック図である。なお、第１実施形態と同一の構成には、同一の符号を付し、重複する説明は省略する。

電力量予測装置１１０は、一日あるいは任意の期間の再生可能エネルギー発電装置１０１にて発電される電力量予測値を算出、或いは、算出された電力量予測値を取得する装置である。電力量予測値の算出には、例えば、天候情報や衛星による雲量情報、過去の天候、気象情報を用いることができる。

制御部１０８は、電力検出部（１）１０２で検出した発電電力Ｐｒｅ（ｔ）と、予測電力量算出部２０７では、電力量予測装置１１０の再生可能エネルギー発電の電力量予測値と電力検出部（２）１０６で検出された合成電力Ｐｔ（ｔ）を入力として、まず、電力量予測装置１１０110の再生可能エネルギー発電の電力量予測値を用いた予測周期における平均発電電力を算出する。

［２−２．制御部の機能］
制御部１０８は、再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）、電力変換器１０３が出力する合成電力Ｐｔ（ｔ）、電力貯蔵装置１０４のＳＯＣと、電力量予測装置１１０にて取得される再生可能エネルギー発電の発電量の予測に応じた充放電電力の算出を行う。これにより、合成電力Ｐｔ（ｔ）が低い場合に補償量算出部２０４で算出される、次のサンプル周期で発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が０、若しくは急激に低下した場合に、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）から単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）を減少させるために必要な電力貯蔵装置１０４の容量Ｃｃｏｍｐ（ｔ）の必要容量の過小評価を改善する。図７は、本実施形態における制御部１０８の機能構成を示すブロック図である。制御部１０８は、図７に示すように変動抑制出力算定部２０１と、充放電補正量算定部２０２、電力貯蔵装置出力算出部２０６とを備える。

電力量予測装置１１０は、過去の実績データや天候データ、気象情報等を用いて予測サンプル周期（例えば３０分）毎の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の積算量を予測する機能、或は予測を実施する機器に接続し予測データを取得する機能を有する。

予測電力量算出部２０７では、電力量予測装置１１０の再生可能エネルギー発電の電力量予測値を用いた予測周期における平均発電電力を算出する。平均発電電力の算出では、初めに、電力量予測装置１１０の再生可能エネルギー発電の電力量予測値と電力検出部（２）１０６で検出された合成電力Ｐｔ（ｔ）を入力する。そして、電力量予測装置１１０の再生可能エネルギー発電の電力量予測値を用いた予測周期における平均発電電力を算出する。次に、電力検出部（２）１０６で検出された合成電力Ｐｔ（ｔ）と、出力変化率制限値を用いて、予測周期経における合成電力の予測合成出力値を算出する。

上述したように算出した、予測周期における平均発電電力と、予測周期経における合成電力の予測合成出力値を比較する事によって、予測周期毎の予測充放電量Ｃｐｒｅ（ｔ）を算出する。
［式（２）］

式（２）において、第１項目は、予測周期における平均発電電力を算出している。また、第２項目は、電力検出部（２）１０６で検出された合成電力Ｐｔ（ｔ）と、出力変化率制限値から算出される予測周期における合成電力の予測合成出力値を算出するための項である。
予測周期における平均発電電力が、予測周期における合成電力の予測合成出力値を上回る場合は、今後再生可能エネルギーの発電電力が増加し、出力変化率の上限値で合成電力Ｐｔ（ｔ）を変化させたとしても充電動作となるつまり、予測電力量算出部２０７の出力は充電を示しプラスの値を出力する。また、予測周期における平均発電電力が、予測周期における合成電力の予測合成出力値を下回る場合は、今後再生可能エネルギーの発電電力が減少し出力変化率の下限値で合成電力Ｐｔ（ｔ）を変化させたとしても放電動作となるつまり、予測電力量算出部２０７の出力は放電を示しマイナスの値が算出される。

充放電補正量算定部２０５は、予測電力量算出部２０７で算出される予測周期毎の予測充放電量Ｃｐｒｅ（ｔ）と、補償量算出部２０４で算出される次のサンプル周期で発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が０、若しくは急激に低下した場合に、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）から単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）を減少させるために必要な電力貯蔵装置１０４の容量Ｃｃｏｍｐ（ｔ）を比較する。この比較によって、再生可能エネルギー発電の電力量予測から想定される蓄電池システム１０９のエネルギー貯蔵量の過不足量を算出することが可能となる。更に算出されたエネルギー貯蔵量の過不足量と、容量検出部１０７にて検出されるＳＯＣの値を比較する事で、再生可能エネルギー発電の電力量予測値とＳＯＣの状態を考慮した充放電電力の補正量Ｐ２０２（ｔ）を決定する。

［２−３．作用］
上記の構成を有する本実施形態では、発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が変化した場合に、以下の２の電力値を算出する。
（ａ）再生可能エネルギー発電装置１０１の発電電力Ｐｒｅ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率を、定められた合成電力Ｐｔ（ｔ）の単位時間当たりの出力変化率以内に抑制するために必要な電力Ｐ２０１。
（ｂ）合成電力Ｐｔ（ｔ）と、発電電力量の予測値と、現在の電力貯蔵装置１０４のＳＯＣを考慮した、次のサンプル周期で発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が０、若しくは急激に低下した場合の充放電電力の補正量Ｐ２０２（ｔ）。
この２つの電力値より、電力変換器１０３が電力貯蔵装置１０４に対して放電及び充電の指令を出す。

これにより、図８の（Ｃ）の領域における充放電電力の補正量Ｐ２０２（ｔ）を算出では、再生可能エネルギー発電の電力量予測から想定される蓄電池システム１０９のエネルギー貯蔵量の過不足量を勘案して算出する。図９は、低領域における放電出力と、時間の関係を示す図である。図９に示すように、低出力の領域では、予測を利用することで、実際の充放電量に応じた出力を出力することが可能となる。

［１−４．効果］
本実施形態の電力供給システムでは、予測サンプル周期ごとの再生可能エネルギー発電の発電電力量予測を行う電力量予測装置１１０と、再生可能エネルギー発電の電力量予測値を用いた予測周期における平均発電電力を算出する予測電力量算出部２０７を備える。そして、充放電補正量算出部２０５は、予測電力量予測部２０７が予測した再生可能エネルギー発電の発電電力量予測値と、補償量算出部２０４で算出される、次のサンプル周期で発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が０、若しくは急激に低下した場合に、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）から単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）を減少させるために必要な電力貯蔵装置１０４の容量とから、電力貯蔵装置１０４の過不足量を算出する。これにより、蓄電池システム１０９のＳＯＣ状態を、合成電力Ｐｔ（ｔ）の変化状態と電力量予測を勘案した値に調整することが可能となり、蓄電池システム１０９のＳＯＣが不足する状態を低減し、蓄電池システム１０９を構成する為に必要となる電力貯蔵装置１０４の容量を低減することが可能となる。

また、充放電補正量算出部２０５は、合成電力Ｐｔ（ｔ）が低出力の場合に予測電力量予測部２０７が予測した再生可能エネルギー発電の発電電力量予測値と、補償量算出部２０４で算出される、次のサンプル周期で発電電力Ｐｒｅ（ｔ）が０、若しくは急激に低下した場合に、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）から単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、現在の合成電力Ｐｔ（ｔ）を減少させるために必要な電力貯蔵装置１０４の容量とから、電力貯蔵装置１０４の過不足量の算出を行う。補償量算出部２０４で算出される高出力の場合に必要な容量と、予測電力量予測部２０７で算出される低出力の場合に必要な容量との２の方法により、電力貯蔵装置１０４の過不足量の算出を行うことで、高出力と低出力ともに高精度な電力の評価を実施することが可能となる。

［３．他の実施形態］
本明細書においては、本発明に係る複数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って、発明の範囲を限定することを意図していない。具体的には、発明の範囲を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、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ものである。

１０１…再生可能エネルギー発電装置
１０３…電力変換器
１０３ａ…出力調整部
１０３ｂ…電力合成部
１０４…電力貯蔵装置
１０５…電力系統
１０７…容量検出部
１０８…制御部
１０９…蓄電池システム
１１０…電力量予測装置
２０１…変動抑制出力算定部
２０２…充放電補正量算定部
２０３ａ…平滑値算出部
２０３ｂ…変動抑制出力算出部
２０５…充放電補正量算出部
２０６…電力貯蔵装置出力算出部
２０７…予測電力量算出部

Claims (9)

1. 系統に対して発電した発電電力を供給する発電装置と、
   前記発電装置によって発電された発電電力の貯蔵、及び貯蔵した電力の放出を行う電力貯蔵装置と、
   を備え系統に対して電力を供給する電力供給システムであって、
   前記電力貯蔵装置に対する発電電力の貯蔵量、及び貯蔵した電力の放出量を調整する出力調整部と、
   前記発電装置の発電電力と、前記出力調整部が出力を調整した前記電力貯蔵装置が放出する放出電力との合成電力を前記系統に対して出力する電力合成部と、
   前記発電装置が供給する電力量が変化した場合に、前記合成電力の単位時間当たりの出力変化率が所定の範囲内となるように、前記出力調整部の調整量を変化させる制御部と、
   を備えることを特徴とする電力供給システム。
2. 前記制御部は、
   前記発電装置の発電電力の単位時間当たりの出力変化率を、予め定められた前記合成電力の単位時間当たりの出力変化率の範囲以内とするために必要な電力を算出する変動抑制出力算定部と、
   前記発電装置が供給する電力が減少した場合に、前記合成電力の単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、前記合成電力を低出力側へシフトさせるために必要な電力貯蔵装置の容量を算出する充放電補正量算定部と、
   を備えることを特徴とする請求項１に記載の電力供給システム。
3. 前記変動抑制出力算定部は、
   前記発電装置が発電した発電電力を平滑化する電力平滑化部とを備えることを特徴とする請求項２に記載の電力供給システム。
4. 前記電力平滑化部は、一次遅れまたは移動平均により前記発電電力を平滑化することを特徴とする請求項３に記載の電力供給システム。
5. 前記合成電力の値を検出する電力検出部を備え、
   前記充放電補正量算定部は、
   検出した前記合成電力に基づいて、前記発電装置が供給する電力量が減少した場合に、前記合成電力の単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、前記合成電力を低出力側へシフトさせるために必要な電力貯蔵装置の容量を算出する電力貯蔵量装置出力算出部を備えることを特徴とする請求項２乃至４の何れか１項に記載の電力供給システム。
6. 前記電力貯蔵装置内に貯蔵される電力量を検出する容量検出部を備え、
   前記充放電補正量算定部は、
   前記容量検出部で検出した電力貯蔵装置内に貯蔵される電力量と、前記電力貯蔵量装置出力算出部で算出した前記合成電力の単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、合成電力を低出力側へシフトさせるために必要な電力貯蔵装置の容量とに基づいて、出力調整部の調整量を算出することを特徴とする請求項５に記載の電力供給システム。
7. 前記電力貯蔵装置出力算出部は、前記合成電力の単位時間当たりの出力変化率を所定の範囲内としつつ、合成電力を低出力側へシフトさせるための電力を、前記合成電力の単位時間当たりの出力変化率が所定の範囲内とするための変化量と、前記出力変化率の判定時間とに基づいて算出することを特徴とする請求項５または６の何れか１項に記載の電力供給システム。
8. 予測サンプル周期ごとの前記発電装置の充放量の予測を行う予測充放電量予測部を、さらに備え、
   前記充放電補正量算定部は、
   予測充放電量予測部が予測した前記発電装置の予測充放量と、前記電力貯蔵量装置出力算出部で算出した必要な電力貯蔵装置の容量とから、前記電力貯蔵装置の過不足量を算出することを特徴とする請求項１乃至７の何れか１項に記載の電力供給システム。
9. 前記充放電補正量算定部は、前記合成電力が低出力の場合に前記発電装置の予測充放量と、前記電力貯蔵量装置出力算出部で算出した必要な電力貯蔵装置の容量とから、前記電力貯蔵装置の過不足量を算出することを特徴とする請求項８に記載の電力供給システム。