JP2019161836A - 再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】気象条件によって発電電力が変動する風力発電装置を含む再生可能エネルギ発電装置を対象に、蓄電池の充放電、水電電解装置の起動停止、エンジン発電機の起動停止を制御する方法を提供する。【解決手段】貯蔵した水素を用いて発電するエンジン発電機６と蓄電池３を用いた風力発電システムＳの電力変動緩和方法として、水素タンク５の貯蔵量の閾値として少なくても１種を、蓄電池３の貯蔵量の閾値として少なくても２種を設けることにより、それら各閾値と、水素タンク５の貯蔵量および蓄電池３の貯蔵量の関係によって、蓄電池３の充放電と、水電解槽装置４の起動または停止と、エンジン発電機６の起動または停止をそれぞれ制御することとした。【選択図】図１
Description
本発明は、気象条件によって発電電力が変動する太陽光、風力などに代表される再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法に関する。
太陽光、水力、風力、バイオマス、地熱などの再生可能エネルギは、二酸化炭素を殆ど排出しないエネルギである。これら再生可能エネルギは、石油、石炭および天然ガスなどの化石燃料の枯渇化対策として、また、地球温暖化対策として、導入が推進されている。
再生可能エネルギで発電した電力は、電力系統に導入し、有効利用される。これまでは、再生可能エネルギの導入割合が小さく、問題になっていなかったが、導入割合が大きくなれば、電力の需要と供給のバランスが変化するため、そのバランスを維持する運用が必要になる。
再生可能エネルギ発電装置が太陽光発電装置や風力発電装置であれば、発電電力が気象条件によって変動する。変動した電力を電力系統に大量に導入することになれば、電力系統の周波数が不安定になり、送電の際に不具合が生じることが懸念されている。
そこで、電力会社では、再生可能エネルギ発電装置の各サイトへ、電力系統に出力する電力の変動幅の制限、増減可否の制限、更にはそれらの時間帯の制限などを要求する電力の広域運用を検討している。それを受けて、再生可能エネルギ発電装置の各サイト側では、要求された制限に合わせて発電電力の変動を緩和し、電力系統に出力させる運用が検討されている。
以下、発明者らは、電力系統に出力させる電力を系統出力電力と表記する。
太陽光発電装置は、昼間に発電し、日射光が最も強い時間に最大となる。太陽が沈んだ後は発電しないため、１日の中で発電電力が０から最大となる変動がある。また、発電電力は、晴れと曇りの天候変化により数分間から数十分間に亘る変動がある。
以下、発明者らは、電力系統に出力させる電力を系統出力電力と表記する。
太陽光発電装置は、昼間に発電し、日射光が最も強い時間に最大となる。太陽が沈んだ後は発電しないため、１日の中で発電電力が０から最大となる変動がある。また、発電電力は、晴れと曇りの天候変化により数分間から数十分間に亘る変動がある。
風力発電装置は風があれば昼夜問わず発電できる。しかしながら、風力には、数秒および数分で強弱する変動や、数時間で強弱する変動があり、これに伴って発電電力が変化する。
このように、再生可能エネルギ発電装置では、時間間隔の異なる発電電力の変動があり、これらすべての変動に対して変動緩和するシステムが必要になっている。
このように、再生可能エネルギ発電装置では、時間間隔の異なる発電電力の変動があり、これらすべての変動に対して変動緩和するシステムが必要になっている。
その方法として、蓄電池を設け、蓄電池の充放電で変動を緩和するシステムがある。しかしながら、変動幅や変動周期が大きい場合、蓄電池が大型化し、システムの導入費用が高騰する課題が生じている。
この課題に対し、特許文献１には、太陽光発電装置と風力発電装置において、蓄電池の他に水電解槽装置と燃料電池を設けることで蓄電池の大型化を防ぐことが記載されている。
この課題に対し、特許文献１には、太陽光発電装置と風力発電装置において、蓄電池の他に水電解槽装置と燃料電池を設けることで蓄電池の大型化を防ぐことが記載されている。
変動する発電電力に対し、蓄電池の充放電制御で変動緩和するとともに、蓄電池の貯蔵割合（以下、ＳＯＣと記載）が大きい場合は、蓄電池に充電するよりはむしろ水電解槽装置に電力を供給し、水素を製造し、貯蔵する。一方、蓄電池のＳＯＣが小さい場合は、蓄電池から放電するよりはむしろ貯蔵した水素を用いて燃料電池を駆動し、発電し、電力を補充する。
特許文献２には、再生可能エネルギ発電装置の発電電力を直接水電解槽装置に供給し、水酸素ガスを製造し、貯蔵し、貯蔵した水酸素ガスを用いて、燃料電池あるいはエンジン発電機を駆動し、変動緩和することが記載されている。
特許文献１に記載の発明によれば、蓄電池に貯蔵するエネルギを水素に変換し、水素で貯蔵することにより蓄電池の大型化を抑制することができる。しかし、燃料電池は、耐久性およびコスト低減などの実用化に向けた課題があり、継続した開発が進められている。
また特許文献２に記載の発明によれば、蓄電池を用いないため、システムの導入費用の高騰は防ぐことはできる。しかし、水電解槽装置は、蓄電池に比べて応答性が悪く、数秒間の変動を緩和することは難しい。また、貯蔵した燃料ガスを用いて発電する発電装置として、実用性の高いエンジン発電機が必要になる。
したがって、蓄電池と、水電解槽装置と、水電解槽装置で製造した水素などの燃料ガスを貯蔵し、貯蔵した燃料ガスを用いて発電する発電装置で構成する再生可能エネルギ発電システムを適切に制御して、数秒間から数時間の時間間隔の異なるすべての発電電力の変動を緩和する必要がある。
したがって、蓄電池と、水電解槽装置と、水電解槽装置で製造した水素などの燃料ガスを貯蔵し、貯蔵した燃料ガスを用いて発電する発電装置で構成する再生可能エネルギ発電システムを適切に制御して、数秒間から数時間の時間間隔の異なるすべての発電電力の変動を緩和する必要がある。
そこで、本発明は、環境条件によって発電電力が変動する再生可能エネルギ発電装置に蓄電池、水電電解装置、水素貯蔵体およびエンジン発電機を加えた再生可能エネルギ発電システムにおいて、蓄電池を大型化することなく系統出力電力の変動を適切に緩和することを課題とする。
前記した課題を解決するため、本発明の再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法は、一または複数の再生可能エネルギ発電装置と、蓄電池と、水電解槽装置と、前記水電解槽装置で発生した水素を貯蔵する水素貯蔵体と、貯蔵した前記水素を用いて発電する発電機を含んで構成された再生可能エネルギ発電システムが、前記蓄電池の貯蔵量と前記水素貯蔵体の貯蔵量を計測するステップと、計測した前記蓄電池の貯蔵量と前記水素の貯蔵量に応じて、前記蓄電池の充放電電力、前記水電解槽装置の稼動電力と、前記水素を使用して発電する前記発電機からの電力を、再生可能エネルギ発電電力の変動を緩和するようにそれぞれ制御するステップと、前記水素の貯蔵体の貯蔵量を判断するため少なくとも１つの閾値が設けられており、前記水素の貯蔵体の貯蔵量が前記閾値以下ならば、前記再生可能エネルギ発電装置の発電電力の増減に関わらず、電力系統へ出力する電力を許容されうる任意の変動幅で減少させるステップ、を実行することを特徴とする。
その他の手段については、発明を実施するための形態のなかで説明する。
その他の手段については、発明を実施するための形態のなかで説明する。
本発明によれば、蓄電池を大型化することなく系統出力電力の変動を適切に緩和することが可能となる。
本発明は、気象条件によって発電電力が変動する太陽光発電装置や、風力発電装置を含む再生可能エネルギ発電装置を対象にして説明している。しかし本発明は、太陽熱発電装置、水力発電装置、地熱発電装置、波力発電装置、温度差発電装置およびバイオマス発電装置であっても発電電力に変動があるシステムにも適用することができる。
《第１の実施形態》
図１は、第１の実施形態の風力発電システムＳを示す図である。
風力発電システム（再生可能エネルギ発電システム）Ｓは、風力発電装置（再生可能エネルギ発電装置）１ａ〜１ｃを備え、その発電電力P_in(t)の変動緩和のため、蓄電池３と、水電解槽装置４、水素タンク５、およびエンジン発電機６と、これらを統括制御する制御装置７を備える。
図１は、第１の実施形態の風力発電システムＳを示す図である。
風力発電システム（再生可能エネルギ発電システム）Ｓは、風力発電装置（再生可能エネルギ発電装置）１ａ〜１ｃを備え、その発電電力P_in(t)の変動緩和のため、蓄電池３と、水電解槽装置４、水素タンク５、およびエンジン発電機６と、これらを統括制御する制御装置７を備える。
第１の実施形態の風力発電システムＳは、３台の風力発電装置１ａ〜１ｃを備えている。しかし、これに限られず、風力発電システムＳは、単一の風力発電装置を備えてもよく、任意台数の風力発電装置を備えてもよい。
風力発電装置１ａ〜１ｃは、変圧器１１の入力側に接続され、この変圧器１１を介して電力系統に接続されている。変圧器１１の出力側の母線１４には、風力発電装置１ａ〜１ｃの発電電力P_in(t)を計測する電力計１２と、系統出力電力P_out(t)を計測する電力計１３が設けられている。電力計１２と電力計１３は、計測した電力情報を制御装置７に出力する。なお、風力発電装置１ａ〜１ｃを特に区別しないときには、単に風力発電装置１と記載する。
風力発電装置１は、風力により羽を回転させ、その回転力で発電機を回転させて発電する。風力発電装置１によって得られる発電電力P_in(t)は、交流である。変圧器１１は、風力発電装置１による発電電力P_in(t)を所定の電圧に調整して電力系統に導入する。
風力発電装置１は、風力の変動で発電電力P_in(t)が変動する。発電電力P_in(t)の変動には、数秒間から数十秒間で変動する短期変動と、数分間から数十分間で変動する中期変動と、数時間に及ぶ長期変動が存在する。
風力発電装置１は、風力の変動で発電電力P_in(t)が変動する。発電電力P_in(t)の変動には、数秒間から数十秒間で変動する短期変動と、数分間から数十分間で変動する中期変動と、数時間に及ぶ長期変動が存在する。
風力発電のような再生可能エネルギ発電は、化石燃料の枯渇化防止、地球温暖化防止、および環境に優しいクリーンなエネルギ発電技術として導入が推進されている。再生可能エネルギ発電の導入量の増大により、出力変動が電力系統の周波数の維持に影響し、系統利用者に影響を及ぼす可能性がある。そのため、風力発電システムＳの運用者は、周波数調整に影響のないレベルまで発電電力P_in(t)の変動を緩和しなければならない。
蓄電池３は、発電電力P_in(t)の変動緩和手段のひとつである。蓄電池３は、蓄電池用ＰＣＳ（パワーコントロールシステム）３１を介して変圧器１１の出力側の母線１４に接続されている。蓄電池貯蔵量計３２は、この蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)を計測するセンサである。蓄電池貯蔵量計３２は、計測した蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)を制御装置７に出力する。
蓄電池用ＰＣＳ３１は、交流と直流の変換と、電圧の変換を行う装置である。制御装置７は、数秒間隔で蓄電池３への充放電を制御することで、風力発電装置１による発電電力P_in(t)の秒単位の変動を緩和する。風力発電装置１による発電電力P_in(t)の分単位と時単位の変動を緩和するためには、蓄電池３を大容量にすればよい。しかしながら、大容量の蓄電池３を導入すると、システムを構築する費用が高騰するという問題が生じる。
水電解槽装置４は、発電電力P_in(t)の変動緩和手段のひとつである。水電解槽装置４は、変圧器４１とＡＣ／ＤＣ変換器４２を介して、母線１４に接続されている。変圧器４１は、母線１４に印加された交流の電圧を変換するものである。ＡＣ／ＤＣ変換器４２は、変圧器４１が出力した交流を直流に変換するものである。水電解槽装置４は、ＡＣ／ＤＣ変換器４２が出力した直流電力により、水を電気分解して水素と酸素を製造する。電力計４３は、水電解槽装置４の稼動電力P_ele(t)を計測する。
蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が多い時、制御装置７は、水電解槽装置４に電力を導入して水素と酸素を製造させる。水電解槽装置４が製造した水素は、水素タンク５に貯蔵される。また、図示していないが、水電解槽装置４が製造した酸素は大気に放出してもよく、不図示の酸素タンクに貯蔵して活用してもよい。
水素タンク５は、製造した水素を貯蔵し、水素を使用するときに放出させる水素貯蔵体である。水素貯蔵量計５１は、水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)を計測するセンサである。水素タンク５に貯蔵された水素は売買してもよいが、本発明ではエンジン発電機６の燃料として用いている。
なお、水素貯蔵体は、水素ガスを高圧貯蔵するタンクに限定されず、水素貯蔵合金やメチルシクロヘキサン（ＭＣＨ）貯蔵体を用いて貯蔵、放出させるシステムであってもよい。
なお、水素貯蔵体は、水素ガスを高圧貯蔵するタンクに限定されず、水素貯蔵合金やメチルシクロヘキサン（ＭＣＨ）貯蔵体を用いて貯蔵、放出させるシステムであってもよい。
エンジン発電機６は、交流電力を発電して母線１４に導入するものである。電力計６２は、エンジン発電機６による発電電力P_eng(t)を計測する。エンジン発電機６が発電した電力は、風力発電装置１による発電電力P_in(t)と合流される。これにより蓄電池３を充電したり、系統出力電力P_out(t)を補填することができる。
エンジン発電機６は、ガソリンや軽油に水素を混合させる水素混焼エンジン発電機であり、排気６１を出しつつ交流電力を発電する。このようなガソリンを燃料とする点火式のレシプロエンジンや、軽油やＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）を燃料とする自着火式のディーゼルエンジンは実用化され、かつ広く普及している。それら燃料に水素を添加して稼動する水素混焼エンジンは、早々に実用化される予定である。
なお、これに限られず、エンジン発電機６は、水素専焼のエンジン発電機、水素専焼のガスタービン発電機、ＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）に水素を混合させる水素混焼のガスタービン発電機であってもよく、更に水素を用いて発電する燃料電池であってもよい。
水素専焼エンジンは、古くから開発されており、実証例もある。しかし、水素専焼エンジンは、エンジンを構成する金属の脆化の課題を有している。水素専焼エンジンは、燃焼速度が高いことによって起こるインナーファイヤーを回避するため、希薄燃焼が必要であり、出力が小さいという課題も有しており、現在も実用化に向けた更なる開発が進められている。
水素を用いるガスタービンは、燃焼温度の高温化によって効率は上がるが、窒素酸化物（ＮＯｘ）が発生しやすくなるという課題がある。そこで、低ＮＯｘ燃焼の技術開発が進められており、現在も実用化に向けた更なる開発が進められている。
燃料電池には高純度の水素が必要になるため、水素を精製するシステムが必要になるという課題がある。また、燃料電池は、耐久性やコスト低減の課題があり、現在も実用化に向けた更なる開発が進められている。
本発明では風力発電装置１の３６５日間の試験実績データを用い、年間を通じて適用できるシステムの制御方法を構築した。
制御装置７は、電力計１２，１３と、蓄電池貯蔵量計３２と、電力計４３と、水素貯蔵量計５１と、電力計６２の各計測値を取り込む。制御装置７は更に、蓄電池３、水電解槽装置４およびエンジン発電機６の各装置に付設されている制御ユニットに指令を送る。制御装置７は、蓄電池３に充放電を行わせ、水電解槽装置４およびエンジン発電機６に対して起動制御と停止制御を行うことにより、系統出力電力P_out(t)を所望の値にする。
モニタ７１は、制御装置７が取り込んだ各計測値や制御パラメータを表示する。
モニタ７１は、制御装置７が取り込んだ各計測値や制御パラメータを表示する。
以下、発明者らは、本発明の再生可能エネルギ発電装置における電力変動緩和システムの制御方法について説明する。
図２と図４から図６は、水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)と蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)を用いて風力発電システムＳを制御するためのフローチャートである。
風力発電システムＳは、水素タンク５に水素を貯蔵していなければならない。これは、系統出力電力P_out(t)が不足する場合に、エンジン発電機６を起動して出力電力を補填できるようにするためである。
図２と図４から図６は、水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)と蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)を用いて風力発電システムＳを制御するためのフローチャートである。
風力発電システムＳは、水素タンク５に水素を貯蔵していなければならない。これは、系統出力電力P_out(t)が不足する場合に、エンジン発電機６を起動して出力電力を補填できるようにするためである。
そこで、制御装置７は、前回の時刻(t-Δt)における水素タンク５の貯蔵量の計測値C_H2(t-Δt)を取得し（ステップＳ１０）、水素タンク５の貯蔵量のレベル条件として閾値C_H2_H1(高)を設定する（ステップＳ１１）。
ステップＳ１２において、制御装置７は、水素タンク５の貯蔵量の計測値C_H2(t-Δt)が、閾値C_H2_H1（高）以下ならば（Ｙｅｓ）、ステップＳ１３を介してステップＳ１４に進み、水素を貯蔵するようにした。エンジン発電機６が長時間稼動できるように、水素タンク５の貯蔵量の閾値C_H2_H1（高）は、高い値に設定されることが望ましい。
なお制御装置７は、水素タンク５の貯蔵量の計測値C_H2(t-Δt)が、閾値C_H2_H1（高）を超えているならば、図４のステップＳ３０の処理に進む。
なお制御装置７は、水素タンク５の貯蔵量の計測値C_H2(t-Δt)が、閾値C_H2_H1（高）を超えているならば、図４のステップＳ３０の処理に進む。
ステップＳ１３において、風力発電システムＳは、水素を貯蔵するために水電解槽装置４を稼動させる必要がある。そこで、制御装置７は、系統出力電力の変動幅ΔP_cを設定した。
更にステップＳ１４において、電力会社から系統出力電力P_out(t)の減少が認められた設定01，04ならば（Ｙｅｓ）、制御装置７は、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)から、この変動幅ΔP_cを差し引いて、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)として設定した（ステップＳ１５）。
更にステップＳ１４において、電力会社から系統出力電力P_out(t)の減少が認められた設定01，04ならば（Ｙｅｓ）、制御装置７は、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)から、この変動幅ΔP_cを差し引いて、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)として設定した（ステップＳ１５）。
つまり制御装置７は、設定01と設定04において、水素タンク５の貯蔵量が閾値C_H2_H1以下ならば、風力発電装置１による発電電力P_in(t)の増減に関わらず、電力系統へ出力する系統出力電力P_out(t)を許容されうる任意の変動幅ΔP_cで減少させる。この操作により風力発電システムＳは、蓄電池３と水電解槽装置４に電力を供給することができる。
なお、ステップＳ１４において、電力会社から系統出力電力P_out(t)の減少が認められた設定01，04でないならば（Ｎｏ）、ステップＳ１６の処理に進む。
なお、ステップＳ１４において、電力会社から系統出力電力P_out(t)の減少が認められた設定01，04でないならば（Ｎｏ）、ステップＳ１６の処理に進む。
ステップＳ１６において、制御装置７は、前回の時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)を取得したのち、蓄電池３の閾値C_bat_H2（高高）を設定する（ステップＳ１７）。
そして、ステップＳ１８において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_H2（高高）以上であれば（Ｙｅｓ）、ステップＳ１９に進んで水電解槽装置４の起動条件てある最低稼動電力P_ele_startを取得し、水電解槽装置４を起動して水素を製造させる（ステップＳ２０）。図２のステップＳ２０では、水電解槽装置４の起動のことを“P_ele(t)=P_ele_start“と記載している。なお、P_ele(t)は、この水電解槽装置４の稼動電力である。その後、制御装置７は、図６のステップＳ５０の処理に進む。
一方、ステップＳ１８において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_H2（高高）よりも低いならば（Ｎｏ）、図４のステップＳ３８の処理に進む。
一方、ステップＳ１８において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_H2（高高）よりも低いならば（Ｎｏ）、図４のステップＳ３８の処理に進む。
図３は、水電解槽装置４の挙動を模式的に示す図である。
時刻t1において蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_H1を超えると、水電解槽装置４が起動する。水電解槽装置４の起動には、最低稼動電力P_ele_startを要する。すなわち水電解槽装置４は、最低稼動電力P_ele_startより小さい電力では稼動できない。
時刻t2において水電解槽装置４は、定格電力となる。すなわち、水電解槽装置４が定格電力となるには、時間(t2-t1)が必要になる。定格電力にするための時間(t2-t1)は、数分程度である。
時刻t1において蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_H1を超えると、水電解槽装置４が起動する。水電解槽装置４の起動には、最低稼動電力P_ele_startを要する。すなわち水電解槽装置４は、最低稼動電力P_ele_startより小さい電力では稼動できない。
時刻t2において水電解槽装置４は、定格電力となる。すなわち、水電解槽装置４が定格電力となるには、時間(t2-t1)が必要になる。定格電力にするための時間(t2-t1)は、数分程度である。
時刻t3において蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2を下回ると、水電解槽装置４が停止する。
水電解槽装置４が水素を製造する速度は、流れる電流に比例する。水電解槽装置４を数秒間という短い時間で制御させると、時間(t2-t1)を確保することができず、荷電電流が小さく、水素製造速度が小さくなる。したがって、水電解槽装置４は、発電電力P_in(t)の短期変動の緩和には向かない装置である。そこで、中期変動の緩和に活用することとし、数十分間は連続稼動する制御方法を構築することにした。
図４は、水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)のレベル条件と蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)のレベル条件を用いて風力発電システムＳを制御するためのフローチャート（その２）である。
時刻(t-Δt)における水素タンク５の貯蔵量の計測値C_H2(t-Δt)が、貯蔵量の閾値C_H2_H1より多いならば（図２のノードＡ参照）、図３のステップＳ３０に進み、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)に合わせて系統出力電力P_out(t)を制御するようにした。ステップＳ３０において、制御装置７は、前回の時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)を取得する。
ステップＳ３１において、制御装置７は、蓄電池３のレベル条件として閾値C_bat_L2（低）を設定する。
時刻(t-Δt)における水素タンク５の貯蔵量の計測値C_H2(t-Δt)が、貯蔵量の閾値C_H2_H1より多いならば（図２のノードＡ参照）、図３のステップＳ３０に進み、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)に合わせて系統出力電力P_out(t)を制御するようにした。ステップＳ３０において、制御装置７は、前回の時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)を取得する。
ステップＳ３１において、制御装置７は、蓄電池３のレベル条件として閾値C_bat_L2（低）を設定する。
ここでは、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)の判定条件として新たに閾値C_bat_H1(高)と閾値C_bat_L2(低)を設けている。
ステップＳ３２において、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2以上かつ閾値C_bat_H1以下であれば、図５のステップＳ４０に進み、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2未満または閾値C_bat_H1を超えていれば、ステップＳ３３に進んで、設定に応じて多重分岐する。
ステップＳ３３において、制御装置７は、設定01ならばステップＳ３４の処理に進み、設定02ならばステップＳ３５の処理に進み、設定03ならばステップＳ３６の処理に進み、設定04ならばステップＳ３７の処理に進む。
設定01は、電力会社から系統出力電力P_out(t)の増減を認められているモードである。ステップＳ３４において、制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2より小さければ、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)に無関係に、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)から変動幅ΔP_cを差し引いて設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out(t)を減少させることで蓄電池３を充電させる制御をする。
一方、ステップＳ３４において制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2より大きければ、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)に変動幅ΔP_cを加えて設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out(t)を増加させることで蓄電池３を放電させる制御をする。ステップＳ３４の処理の後、制御装置７は、ステップＳ３８の処理に進む。
設定02は、電力会社から系統出力電力P_out(t)の増加方向の変動が認められているが、減少方向の変動が禁止されているモードである。ステップＳ３５において、制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2より小さければ、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)と同一に設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out(t)を減少させないことで、電力系統への影響を防いでいる。このような制御は、例えば午前中などの電力系統の需要が増大している時間帯に有用である。
一方、ステップＳ３５において制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2より大きければ、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)に変動幅ΔP_cを加えて設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out(t)を増加させることで蓄電池３を放電させる制御をする。ステップＳ３５の処理の後、制御装置７は、ステップＳ３８の処理に進む。
設定03は、系統出力電力P_out(t)の増減が禁止されているモードである。ステップＳ３６において、制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2より小さければ、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)と同一に設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out(t)を変化させないことで、電力系統への影響を防いでいる。このような制御は、例えば昼間の電力系統の需要が多い状態が継続する時間帯には必要である。
一方、ステップＳ３６において制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2より大きければ、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)と同一に設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out(t)を変化させないことで、電力系統への影響を防いでいる。このような制御は、例えば夜間などの電力系統の需要が小さい時間帯には必要である。ステップＳ３６の処理の後、制御装置７は、ステップＳ３８の処理に進む。
設定04は、系統出力電力P_out(t)の増加方向の変動が禁止されているが、減少方向の変動が認められているモードである。ステップＳ３７において、制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2より小さければ、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)に無関係に、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)から変動幅ΔP_cを差し引いて設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out(t)を減少させることで蓄電池３を充電させる制御をする。
一方、ステップＳ３７において制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2より大きければ、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)と同一に設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out(t)を増加させないことで、電力系統への影響を防いでいる。このような制御は、例えば夜間などの電力系統の需要が少ない時間帯には必要である。ステップＳ３７の処理の後、制御装置７は、ステップＳ３８の処理に進む。
また、図２のステップＳ１８において、制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_H1より少ない場合(図２のノードＢ参照)、図４のステップＳ３８に進むようにした。
ステップＳ３８において、制御装置７は、発電電力P_in(t)から、系統出力電力P_out(t)と、水電解槽装置４が稼動していれば水電解槽装置４の稼動電力P_ele(t)を差し引いて、蓄電池３の充放電電力P_bat(t)を制御する。ここに、充放電電力P_bat(t)の正は充電を、負は放電を表している。制御装置７は、ステップＳ３８の処理の後、図６のステップＳ５１の処理に進む。
この時点で、水素タンク５の貯蔵量の閾値C_H2_H1の1種類、蓄電池３の貯蔵量の第１の閾値C_bat_H1と、第２の閾値C_bat_L2の２種類が制御パラメータとなる。
この時点で、水素タンク５の貯蔵量の閾値C_H2_H1の1種類、蓄電池３の貯蔵量の第１の閾値C_bat_H1と、第２の閾値C_bat_L2の２種類が制御パラメータとなる。
図５は、水素タンク５の貯蔵量のレベル条件と蓄電池３の貯蔵量のレベル条件を用いて風力発電システムＳを制御するためのフローチャート（その３）である。
制御装置７は、発電電力P_in(t)を計測し（ステップＳ４０）、出力電力の変動幅ΔP_cを取得し（ステップＳ４１）、系統出力電力P_out(t-Δt)を計測すると（ステップＳ４２）、ステップＳ４３に進んで設定モードに応じて多重分岐する。
制御装置７は、発電電力P_in(t)を計測し（ステップＳ４０）、出力電力の変動幅ΔP_cを取得し（ステップＳ４１）、系統出力電力P_out(t-Δt)を計測すると（ステップＳ４２）、ステップＳ４３に進んで設定モードに応じて多重分岐する。
ステップＳ４３において、制御装置７は、設定01ならばステップＳ４４の処理に進み、設定02ならばステップＳ４５の処理に進み、設定03ならばステップＳ４６の処理に進み、設定04ならばステップＳ４７の処理に進む。
設定01は、電力会社から系統出力電力P_out(t)の増減が認められているモードである。ステップＳ４４において、制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)と前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)との差がゼロまたはマイナスの場合、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)から変動幅ΔP_cを差し引いて設定する。
また、ステップＳ４４において、制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)と前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)との差がプラスの場合、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)に変動幅ΔP_cを加算して設定する。ステップＳ４４の処理の後、制御装置７は、ステップＳ４８の処理に進む。
すなわち、制御装置７は、発電電力P_in(t)よりも系統出力電力P_out(t-Δt)が小さいならば系統出力電力P_out(t)を減少させ、発電電力P_in(t)よりも系統出力電力P_out(t-Δt)が大きいならば系統出力電力P_out(t)を増加させる制御をする。ここで変動幅ΔP_cは、電力会社から要求される系統出力電力P_out(t)に対する許容変動幅以下の定数とした。
設定02は、電力会社から系統出力電力P_out(t)の増加方向の変動が認められているが、減少方向の変動が禁止されているモードである。ステップＳ４５において、制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)と前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)との差がゼロまたはマイナスの場合、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)と同一に設定する。
一方、ステップＳ４５において、制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)と前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)との差がプラスの場合、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)に変動幅ΔP_cを加算して設定する。ステップＳ４５の処理の後、制御装置７は、ステップＳ４８の処理に進む。
すなわち、制御装置７は、発電電力P_in(t)よりも系統出力電力P_out(t-Δt)が小さいならば系統出力電力P_out(t)を変化させず、発電電力P_in(t)よりも系統出力電力P_out(t-Δt)が大きいならば系統出力電力P_out(t)を増加させる制御をする。
設定03は、系統出力電力P_out(t)の増減が禁止されているモードである。ステップＳ４６において、制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)と前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)との差がゼロまたはマイナスの場合、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)と同一に設定する。
一方、ステップＳ４６において制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)と前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)との差がプラスの場合、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)と同一に設定する。ステップＳ４６の処理の後、制御装置７は、ステップＳ４８の処理に進む。
すなわち、制御装置７は、発電電力P_in(t)と系統出力電力P_out(t-Δt)との大小関係によらず、系統出力電力P_out(t)を変化させない。
すなわち、制御装置７は、発電電力P_in(t)と系統出力電力P_out(t-Δt)との大小関係によらず、系統出力電力P_out(t)を変化させない。
設定04は、系統出力電力P_out(t)の増加方向の変動が禁止されているが、減少方向の変動が認められているモードである。ステップＳ４７において、制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)と前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)との差がゼロまたはマイナスの場合、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)から変動幅ΔP_cを差し引いて設定する。
一方、ステップＳ４７において制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in(t)と前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)との差がプラスの場合、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out(t-Δt)と同一に設定する。ステップＳ４７の処理の後、制御装置７は、ステップＳ４８の処理に進む。
すなわち、制御装置７は、発電電力P_in(t)よりも系統出力電力P_out(t-Δt)が小さいならば系統出力電力P_out(t)を減少させ、発電電力P_in(t)よりも系統出力電力P_out(t-Δt)が大きいならば系統出力電力P_out(t)を増加させる制御をする。ここに、変動幅ΔP_cは、電力会社から要求される系統出力電力P_out(t)に対する許容変動幅以下の定数とした。
ステップＳ４８において、制御装置７は、発電電力P_in(t)から、系統出力電力P_out(t)と、水電解槽装置４が稼動していれば水電解槽装置４の稼動電力P_ele(t)を差し引いて、蓄電池３の充放電電力P_bat(t)を制御する。ここに、充放電電力P_bat(t)の正は充電を、負は放電を表している。制御装置７は、ステップＳ４８の処理の後、図６のステップＳ５１の処理に進む。
図６は、水素タンク５の貯蔵量のレベル条件と蓄電池３の貯蔵量のレベル条件を用いて風力発電システムＳを制御するためのフローチャート（その４）である。
図２のステップＳ１９において、制御装置７が水電解槽装置４を起動すると、図６のノードＣを介して、ステップＳ５０の処理に進む。ステップＳ５０において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)のレベル条件として閾値C_bat_L2を取得する。
図２のステップＳ１９において、制御装置７が水電解槽装置４を起動すると、図６のノードＣを介して、ステップＳ５０の処理に進む。ステップＳ５０において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)のレベル条件として閾値C_bat_L2を取得する。
制御装置７は、図４のステップＳ３８の処理や、図５のステップＳ４８の処理を終了すると、図６のノードＥを介してステップＳ５１の処理に進む。ステップＳ５１において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2以下であるか否かを判定する。制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2以下ならば（Ｙｅｓ）、水電解槽装置４を停止させて（ステップＳ５２）、ステップＳ５３の処理に進む。制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2を超えていたならば（Ｎｏ）、ステップＳ５７の処理に進む。
ステップＳ５３において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)のレベル条件として閾値C_bat_L1を取得する。更にステップＳ５４において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L1以下であるか否かを判定する。ステップＳ５４において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L1以下ならば（Ｙｅｓ）、エンジン発電機６の起動条件P_eng_startを取得し（ステップＳ５５）、エンジン発電機６を起動して（ステップＳ５６）、ステップＳ５８の処理に進む。
一方、ステップＳ５４において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L1を超えていたならば（Ｎｏ）、ステップＳ５７に進む。
一方、ステップＳ５４において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L1を超えていたならば（Ｎｏ）、ステップＳ５７に進む。
ステップＳ５７において、制御装置７は、エンジン発電機６を停止し、ステップＳ５８の処理に進む。ステップＳ５８において、制御装置７は、時刻tを時間間隔Δtだけ更新し、ノードＧを介して図２のステップＳ１０に回帰させることで連続制御する。
一連の制御において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2より小さくなった時点で水電解槽装置４を停止する。すなわち制御装置７は、水電解槽装置４の稼動電力P_ele(t)を0にする制御をする。
水電解槽装置４は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_H1より大きくなった時点で起動し、閾値C_bat_L2より小さくなった時点で停止するため、任意の時間に亘って連続稼動する。
水電解槽装置４は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_H1より大きくなった時点で起動し、閾値C_bat_L2より小さくなった時点で停止するため、任意の時間に亘って連続稼動する。
更に本実施形態では、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)のレベル条件として、閾値C_bat_L1か設けられている。閾値C_bat_L1は閾値C_bat_L2であってもいいが、閾値C_bat_L1は閾値C_bat_L2より小さいレベルであることが望ましい。蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L1以下になった時点でエンジン発電機６を起動させ、蓄電池３を充電させる。
エンジン発電機６には、発電出力の最低電力があり、かつ、負荷上げ運転時間がある。したがって、エンジン発電機６も任意の時間連続稼動できることが必要である。蓄電池３の貯蔵量レベルの幅で起動、停止させる制御が望ましく、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L1以下で起動し、閾値C_bat_L2より大きくなったら停止するように制御する。
この時点で、制御パラメータとして、水素タンク５の貯蔵量のレベル条件として閾値C_H2_H1の１種類、蓄電池３の貯蔵量のレベル条件として閾値C_bat_H1と閾値C_bat_L2の２種が必要になる。更に蓄電池３の貯蔵量のレベル条件として閾値C_bat_L1を追加し、３種類を設定するのが望ましい。
以下、発明者らは、風力発電システムＳの３６５日間の試験実績データを用いて、第１の実施形態の制御方法を検証した結果について、図７を参照して説明する。
図７は、風力発電システムＳの制御結果を示すグラフである。このグラフは、３６５日中の或る１日における制御状態図である。
上から１段目のグラフは、風力発電装置１による発電電力P_in(t)と系統出力電力P_out(t)を示すグラフである。薄いハッチングの実線で示した発電電力P_in(t)は、所定の変動を有している。しかし濃い黒色の破線で示した系統出力電力P_out(t)は、その変動が緩和されている。
上から１段目のグラフは、風力発電装置１による発電電力P_in(t)と系統出力電力P_out(t)を示すグラフである。薄いハッチングの実線で示した発電電力P_in(t)は、所定の変動を有している。しかし濃い黒色の破線で示した系統出力電力P_out(t)は、その変動が緩和されている。
グラフ中の設定01は、系統出力電力P_out(t)を所定変動値の範囲で増減させてもよい時間帯である。設定02は、系統出力電力P_out(t)を一定または増加させてもいいが、減少させてはいけない時間帯である。設定03は、系統出力電力P_out(t)を一定として、増加させても減少させてもいけない時間帯である。設定04は、系統出力電力P_out(t)を一定または減少させてもいいが、増加させてはいけない時間帯である。
上から２段目のグラフは、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)を示すグラフである。グラフ中に蓄電池３の最大容量MAXが表記され、貯蔵量のレベル条件として閾値H2(C_bat_H2)、閾値H1(C_bat_H1)、閾値L2(C_bat_L2)、閾値L1(C_bat_L1)が表記されている。これらの各閾値を、上から３段目の水電解槽装置４の稼動電力P_ele(t)のグラフと、上から５段目のエンジン発電機６による発電電力P_eng(t)のグラフを用いて説明する。
時刻t10，t12，t14において蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が閾値C_bat_H2に達すると、３段目のグラフに示したように、水電解槽装置４が起動する。時刻t11，t13，t15において、それぞれ蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が閾値C_bat_L2を下回ると、３段目のグラフに示したように、水電解槽装置４が停止する。この蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)の二つの閾値C_bat_H2，C_bat_L2により、水電解槽装置４の連続稼動時間を確保することができる。
３６５日間の試験実績データから、蓄電池３の閾値C_bat_H2を設定した方が制御し易いことが分かった。したがって、蓄電池３のレベル条件として閾値C_bat_H2，C_bat_H1，C_bat_L2，C_bat_L1の４種類を設定することが望ましい。
時刻t16において蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が閾値C_bat_L1を下回ると、５段目のグラフに示したように、エンジン発電機６が起動する。時刻t17において蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が閾値C_bat_L2に達すると、５段目のグラフに示したように、エンジン発電機６が停止する。この蓄電池３の貯蔵量の二つの閾値C_bat_L1，C_bat_L2により、エンジン発電機６の連続稼動時間を確保することができる。
１段目に示した発電電力P_in(t)と系統出力電力P_out(t)のグラフのうち、２番目の設定02に係る時間帯は、系統出力電力P_out(t)を減少させることができない時間帯である。この時間帯の後半では、蓄電池３を放電させ、系統出力電力P_out(t)を補填するとともに、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が閾値C_bat_L1より小さくなった時にエンジン発電機６が起動し、その発電電力P_eng(t)で系統出力電力P_out(t)を補填している。
上から４段目のグラフは、水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)のグラフである。グラフ中に水素タンク５の最大容量MAXが表記され、貯蔵量C_H2(t)のレベル条件として閾値H1(C_H2_H1)が表記されている。
水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)のグラフと、発電電力P_in(t)と系統出力電力P_out(t)のグラフより、水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)が閾値C_H2_H1以下では系統出力電力P_out(t)が抑えられていることが判る。このとき、制御装置７は、蓄電池３を充電するとともに、蓄電池３の貯蔵量に応じて水電解槽装置４を稼動させて、水素タンク５の貯蔵量を増加させている。
また、エンジン発電機６の稼動により水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)が減少するが、このときであっても、十分な水素貯蔵量が確保されている。
このように、２段目に示した蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)のグラフと、４段目に示した水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)のグラフの両方において、各貯蔵量が最大容量を超えることなく、かつ0になることのない適切な制御ができている。
このように、２段目に示した蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)のグラフと、４段目に示した水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)のグラフの両方において、各貯蔵量が最大容量を超えることなく、かつ0になることのない適切な制御ができている。
風力発電装置１を用いた風力発電システムＳでは、図７のグラフのように、風力発電装置１による発電電力P_in(t)と、系統出力電力P_out(t)と、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)と、水電解槽装置４の稼動電力P_ele(t)と、水素タンク５の貯蔵量と、エンジン発電機６による発電電力P_eng(t)の各計測値を制御装置７のモニタ７１に表記するとともに、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)の閾値C_bat_H2，C_bat_H1，C_bat_L2，C_bat_L1と、水素タンク５の貯蔵量の閾値C_H2_H1を併記させることが望ましい。これにより、オペレータは、風力発電システムＳの制御状態を容易に把握することができる。
《第２実施形態》
太陽光発電装置の発電電力は、数秒間から数十秒間の短期変動と、数分間から数十分間の中期変動と、数時間に及ぶ長期変動がそれぞれ存在し、かつ発電できるのは太陽光のある昼間だけである。更に太陽光発電装置の発電電力は、昼間は高く、朝夕は低い挙動を示す。したがって、太陽光発電装置の電力変動緩和方法の制御は、風力発電装置の電力変動緩和方法の制御より簡単になる。そこで発明者らは、変動緩和装置として蓄電池だけとし、より簡単な制御方法を構築した。
太陽光発電装置の発電電力は、数秒間から数十秒間の短期変動と、数分間から数十分間の中期変動と、数時間に及ぶ長期変動がそれぞれ存在し、かつ発電できるのは太陽光のある昼間だけである。更に太陽光発電装置の発電電力は、昼間は高く、朝夕は低い挙動を示す。したがって、太陽光発電装置の電力変動緩和方法の制御は、風力発電装置の電力変動緩和方法の制御より簡単になる。そこで発明者らは、変動緩和装置として蓄電池だけとし、より簡単な制御方法を構築した。
図８は、第２の実施形態の太陽光発電システムＳａを示す図である。
太陽光発電システムＳａは、太陽光発電装置２を備え、その発電電力P_in2(t)の変動緩和のため、蓄電池３と、これを統括制御する制御装置７を備えている。
太陽光発電システムＳａは、太陽光発電装置２を備え、その発電電力P_in2(t)の変動緩和のため、蓄電池３と、これを統括制御する制御装置７を備えている。
太陽光発電装置２は、太陽光発電用ＰＣＳ（パワーコントロールシステム）２１に接続され、この太陽光発電用ＰＣＳ２１と母線２４を介して電力系統に接続されている。母線２４には、太陽光発電装置２による発電電力P_in2(t)を計測する電力計２２と、系統出力電力P_out2(t)を計測する電力計２３が設けられている。電力計２２と電力計２３は、計測した電力情報を制御装置７に出力する。
蓄電池３は、発電電力P_in2(t)の変動緩和手段のひとつである。蓄電池３は、蓄電池用ＰＣＳ３１を介して母線２４に接続されている。蓄電池貯蔵量計３２は、この蓄電池３の貯蔵量を計測するセンサである。蓄電池貯蔵量計３２は、計測した蓄電池３の貯蔵量を制御装置７に出力する。
太陽光発電装置２による発電電力P_in2(t)は直流であり、太陽光発電用ＰＣＳ２１により交流に変換され、更に所定の電圧に調整される。太陽光発電装置２の発電電力P_in2(t)は、蓄電池用ＰＣＳ３１を介して蓄電池３を充放電制御することで変動が緩和される。
図９は、太陽光発電システムＳａを制御するためのフローチャートである。
この太陽光発電システムＳａでは、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)のレベル条件として閾値C_bat_H1(高)と閾値C_bat_L2(低)の２種類を設けている。
この太陽光発電システムＳａでは、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)のレベル条件として閾値C_bat_H1(高)と閾値C_bat_L2(低)の２種類を設けている。
制御装置７は、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)を計測し（ステップＳ６０）、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)のレベル条件として、閾値C_bat_L2を取得したのち（ステップＳ６１）、閾値C_bat_H1を取得する（ステップＳ６２）。
次に制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2以上かつ閾値C_bat_H1以下であるか否かを判定する（ステップＳ６３）。制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2以上かつ閾値C_bat_H1以下ならば（Ｙｅｓ）、今回の時刻tにおける発電電力P_in2(t)を計測し（ステップＳ６４）、系統出力電力P_out(t)の変動幅ΔP_cを取得し（ステップＳ６５）、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)を計測する（ステップＳ６６）。
一方、ステップＳ６３において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2未満または閾値C_bat_H1を超えていたならば（Ｎｏ）、ステップＳ６８の処理に進む。
次に制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2以上かつ閾値C_bat_H1以下であるか否かを判定する（ステップＳ６３）。制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2以上かつ閾値C_bat_H1以下ならば（Ｙｅｓ）、今回の時刻tにおける発電電力P_in2(t)を計測し（ステップＳ６４）、系統出力電力P_out(t)の変動幅ΔP_cを取得し（ステップＳ６５）、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)を計測する（ステップＳ６６）。
一方、ステップＳ６３において、制御装置７は、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2未満または閾値C_bat_H1を超えていたならば（Ｎｏ）、ステップＳ６８の処理に進む。
ステップＳ６７において、発電電力P_in2(t)と系統出力電力P_out2(t-Δt)の差が０以下ならば、制御装置７は、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out2(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)から変動幅ΔP_cを差し引いて設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out2(t)を減少させる制御をする。ここで変動幅ΔP_cは、電力会社から要求される系統出力電力P_out2(t)に対する許容変動幅以下の定数である。
一方、ステップＳ６７において、発電電力P_in2(t)と系統出力電力P_out2(t-Δt)の差が0より大きければ、制御装置７は、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out2(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)に変動幅ΔP_cを加算して設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out2(t)を増加させる制御をする。制御装置７は、ステップＳ６７の処理が終了すると、ステップＳ６９に進む。
ステップＳ６８において、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_L2よりも小さいならば、制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in2(t)に無関係に、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out2(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)から変動幅ΔP_cを差し引いて設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out2(t)を減少させることで蓄電池３を充電させる制御をする。
一方、ステップＳ６８において、時刻(t-Δt)における蓄電池３の貯蔵量C_bat(t-Δt)が閾値C_bat_H1より大きいならば、制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in2(t)に無関係に、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out2(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)に変動幅ΔP_cを加算して設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out2(t)を増加させることで蓄電池３を放電させる制御をする。制御装置７は、ステップＳ６８の処理が終了すると、ステップＳ６９に進む。
ステップＳ６９において、制御装置７は、蓄電池３の充放電電力P_bat(t)を、発電電力P_in2(t)から系統出力電力P_out2(t)を差し引いて制御する。充放電電力P_bat(t)が正のときは充電であり、負のときは放電を表している。
ステップＳ７０において、制御装置７は、時刻tを時間間隔Δtだけ更新し、ステップＳ６０に回帰させることで連続制御を実行する。
ステップＳ７０において、制御装置７は、時刻tを時間間隔Δtだけ更新し、ステップＳ６０に回帰させることで連続制御を実行する。
図９は、系統出力電力P_out2(t)の正負の変動を許容する場合について図示した。太陽光発電装置２が発電できるのは昼間だけであり、発電電力P_in2(t)は一般的に正午が高く、朝夕が低くなる。
また、電力会社から昼間の時間帯において、系統出力電力P_out2(t)の正または負の変動を禁止する旨の要求が課せられることがある。その場合、ステップＳ６７またはステップＳ６８の処理を変更するとよい。
また、電力会社から昼間の時間帯において、系統出力電力P_out2(t)の正または負の変動を禁止する旨の要求が課せられることがある。その場合、ステップＳ６７またはステップＳ６８の処理を変更するとよい。
発明者らは、太陽光発電システムＳａの３６５日間の試験実績データを用いて、第２の実施形態の制御方法を検証した。図１０は、太陽光発電システムＳａの制御結果の一例を示すグラフである。
太陽光発電装置２の定格出力は、第１の実施形態で説明した風力発電装置１の定格出力の１／２であり、系統出力電力P_out2(t)に対する増減制限と時間帯制限は無い。許容変動幅ΔP_cは定数である。
上段は発電電力P_in2(t)と系統出力電力P_out2(t)のグラフである。薄いハッチングの実線で示した発電電力P_in2(t)は、数秒間から数十秒間の短期変動、数分間から数十分間の中期変動の幅を持っている。この日は、発電電力P_in2(t)の短期変動と中期変動の変動幅が小さい日である。濃い黒色の破線で示した系統出力電力P_out2(t)は、発電電力P_in2(t)に沿うように変化している。
下段は蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)のグラフである。実線は蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)であり、グラフ中に蓄電池３の貯蔵量のレベル条件である閾値H1(C_bat_H1)と閾値L2(C_bat_L2)の２種類を記述した。蓄電池３の貯蔵量は、蓄電池３の貯蔵量の閾値C_bat_H1と閾値C_bat_L2の間で一定であり、得られた発電電力P_in(t)を緩和しながらも、ほぼ全量を系統出力電力P_out2(t)として出力している。
図１１は、太陽光発電システムＳａの制御結果の他の例を示すグラフである。
上段の薄いハッチングの実線で示す発電電力P_in2(t)から分かるように、数秒間から数十秒間の短期変動と、数分間から数十分間の中期変動の幅が大きい日である。濃い黒色の破線で示す系統出力電力P_out2(t)は単調増加、減少する挙動が現れた。
上段の薄いハッチングの実線で示す発電電力P_in2(t)から分かるように、数秒間から数十秒間の短期変動と、数分間から数十分間の中期変動の幅が大きい日である。濃い黒色の破線で示す系統出力電力P_out2(t)は単調増加、減少する挙動が現れた。
下段の蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)のグラフより、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が閾値C_bat_H1以上になる時間と、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が閾値C_bat_L2以下になる時間がある。蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が閾値C_bat_H1以上になる過程で系統出力電力P_out2(t)が単調増加し、蓄電池３の貯蔵量の閾値C_bat_L2以下になる過程で系統出力電力P_out2(t)が単調減少する。
このように短期変動や中期変動の幅が大きい場合であっても、制御装置７は、蓄電池３の容量の範囲内で制御することできた。また制御装置７は、３６５日間の全発電電力データに対して制御できた。ここで、蓄電池３の容量を小さくすると、３６５日間の中で、蓄電池３の貯蔵量が最大容量を超える場合や、貯蔵量が0となる時間帯が生じた。これらの時間帯は、制御できない時間帯である。
《第３の実施形態》
図１２は、第３の実施形態の風力発電装置１と太陽光発電装置２が混在する発電システムＳｂを示す図である。
発明者らは、第１の実施形態の風力発電装置１と第２の実施形態の太陽光発電装置２を足し合わせ、第１の実施形態と同じ蓄電池３、水電解槽装置４、水素タンク５およびエンジン発電機６で発電システムＳｂを構成した。
図１２は、第３の実施形態の風力発電装置１と太陽光発電装置２が混在する発電システムＳｂを示す図である。
発明者らは、第１の実施形態の風力発電装置１と第２の実施形態の太陽光発電装置２を足し合わせ、第１の実施形態と同じ蓄電池３、水電解槽装置４、水素タンク５およびエンジン発電機６で発電システムＳｂを構成した。
図１３は、風力発電装置１と太陽光発電装置２が混在した発電システムＳｂを制御するためのフローチャートである。図１３は、図９の蓄電池３に関する項目を削除したものであり、太陽光発電装置２の変動緩和に蓄電池３の貯蔵量は無関係とした。
制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in2(t)を計測し（ステップＳ６４）、系統出力電力P_out2(t)の変動幅ΔP_cを取得し（ステップＳ６５）、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)を計測する（ステップＳ６６）。
制御装置７は、今回の時刻tにおける発電電力P_in2(t)を計測し（ステップＳ６４）、系統出力電力P_out2(t)の変動幅ΔP_cを取得し（ステップＳ６５）、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)を計測する（ステップＳ６６）。
ステップＳ６７において、発電電力P_in2(t)と系統出力電力P_out2(t-Δt)の差が０以下ならば、制御装置７は、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out2(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)から変動幅ΔP_cを差し引いて設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out2(t)を減少させる制御をする。ここで変動幅ΔP_cは、電力会社から要求される系統出力電力P_out2(t)に対する許容変動幅以下の定数である。
一方、ステップＳ６７において、発電電力P_in2(t)と系統出力電力P_out2(t-Δt)の差が0より大きければ、制御装置７は、今回の時刻tにおける系統出力電力P_out2(t)を、前回の時刻(t-Δt)における系統出力電力P_out2(t-Δt)に変動幅ΔP_cを加算して設定する。すなわち制御装置７は、系統出力電力P_out2(t)を増加させる制御をする。制御装置７は、ステップＳ６７の処理が終了すると、ステップＳ６９に進む。
ステップＳ６９において、制御装置７は、蓄電池３の充放電電力P_bat(t)を、発電電力P_in2(t)から系統出力電力P_out2(t)を差し引いて制御する。充放電電力P_bat(t)が正のときは充電であり、負のときは放電を表している。
ステップＳ７０において、制御装置７は、時刻tを時間間隔Δtだけ更新し、ステップＳ６４に回帰させることで連続制御を実行する。
ステップＳ７０において、制御装置７は、時刻tを時間間隔Δtだけ更新し、ステップＳ６４に回帰させることで連続制御を実行する。
ここで、図１３は、系統出力電力P_out2(t)の変動を許容する場合について図示した。電力会社から昼間の時間帯などに系統出力電力P_out2(t)の変動を禁止する要求が課せられた場合、ステップＳ６７の処理を、図５のステップＳ４３〜Ｓ４７のように変更すればよい。
風力発電装置１による発電電力P_in(t)を緩和する制御方法は、第１の実施形態と同じとした。ここで、図１２のシステム図より、風力発電装置１による発電電力P_in(t)と太陽光発電装置２による発電電力P_in2(t)は、合流された後、発電システムＳｂで変動が緩和されたのちに電力系統に出力される。
ところが、第１の実施形態の風力発電システムＳの系統出力電力P_out(t)には増減制限や時間帯制限を設け、第２の実施形態の太陽光発電システムＳａの系統出力電力P_out2(t)には増減制限や時間帯制限は設けなかった。このように異なる制限にした理由は、再生可能エネルギ発電装置の種類によっては、電力会社から要求される制限が異なることが考えられるためである。
本発明では、種類の異なる再生可能エネルギ発電装置を組み合わせる場合は、それぞれの再生可能エネルギ発電装置に課せられる制限を遵守するようにした。すなわち、一つの系統出力電力として出力するが、風力発電装置１と太陽光発電装置２それそれで系統出力電力を制御することにした。
発明者らは、風力発電装置１と太陽光発電装置２の３６５日間の試験実績データを用いて制御方法を検証した。
図１４は、第３の実施形態における風力発電装置１と太陽光発電装置２が混在したシステムの制御結果を示すグラフである。この制御結果を計測した日は、風力発電装置１、太陽光発電装置２ともに短期変動、中期変動および長期変動の変動幅が大きい日である。
図１４は、第３の実施形態における風力発電装置１と太陽光発電装置２が混在したシステムの制御結果を示すグラフである。この制御結果を計測した日は、風力発電装置１、太陽光発電装置２ともに短期変動、中期変動および長期変動の変動幅が大きい日である。
上から１段目が太陽光発電装置２による発電電力P_in2(t)と系統出力電力P_out2(t)であり、上から２段目が風力発電装置１による発電電力P_in(t)と系統出力電力P_out(t)である。１−２段目のグラフの薄いハッチングの実線は、発電電力P_in(t)，P_in2(t)である。
１−２段目のグラフの黒色の破線は、それぞれ系統出力電力P_out(t)，P_out2(t)である。太陽光発電装置２の系統出力電力P_out2(t)は、図１０では単調増加や単調減少する時間帯があったが、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)と無関係に制御したため、発電電力P_in2(t)に沿っている。
ここで、太陽光発電装置２の系統出力電力P_out2(t)の制御を蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)と無関係とした理由を説明する。
ここで、太陽光発電装置２の系統出力電力P_out2(t)の制御を蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)と無関係とした理由を説明する。
太陽光発電装置２の変動緩和制御に蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)を加味すると、太陽光発電装置２の発電電力P_in2(t)が小さく、風力発電装置１による発電電力P_in(t)が大きい場合に、太陽光発電装置２における系統出力電力P_out2(t)が発電電力P_in2(t)よりも増大する挙動が起こった。言い換えれば、風力発電装置１による発電電力P_in(t)が太陽光発電装置２による発電電力P_in2(t)として出力された。
本発明では太陽光発電装置２の系統出力電力P_out2(t)と風力発電装置１の系統出力電力P_out(t)を別々に制御することにしたため、このような制御は対象にしないとして取り扱った。その結果、太陽光発電装置２の制御は簡単にできることが分かった。
本発明では太陽光発電装置２の系統出力電力P_out2(t)と風力発電装置１の系統出力電力P_out(t)を別々に制御することにしたため、このような制御は対象にしないとして取り扱った。その結果、太陽光発電装置２の制御は簡単にできることが分かった。
上から３段目のグラフは、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)を示すグラフである。グラフ中に蓄電池３の最大容量MAXが表記され、貯蔵量C_bat(t)のレベル条件として閾値H2(C_bat_H2)、閾値H1(C_bat_H1)、閾値L2(C_bat_L2)、閾値L1(C_bat_L1)が表記されている。
上から４段目のグラフは、水電解槽装置４の稼動電力P_ele(t)のグラフである。時刻t30，t32，t38において、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)は閾値C_bat_H2を超えるので、水電解槽装置４が起動し、稼動電力P_ele(t)は立ち上がる。時刻t31，t33，t39において、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)は閾値C_bat_L2以下となるので、水電解槽装置４が停止し、稼動電力P_ele(t)は0になる。
上から４段目のグラフは、水電解槽装置４の稼動電力P_ele(t)のグラフである。時刻t30，t32，t38において、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)は閾値C_bat_H2を超えるので、水電解槽装置４が起動し、稼動電力P_ele(t)は立ち上がる。時刻t31，t33，t39において、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)は閾値C_bat_L2以下となるので、水電解槽装置４が停止し、稼動電力P_ele(t)は0になる。
上から５段目のグラフは、水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)のグラフである。グラフ中に水素タンク５の最大容量MAXが表記され、貯蔵量C_H2(t)のレベル条件として閾値H1(C_H2_H1)が表記されている。
上から６段目のグラフは、エンジン発電機６による発電電力P_eng(t)のグラフである。時刻t34，t36において、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)は閾値C_bat_L1以下となるので、エンジン発電機６が起動し、発電電力P_eng(t)は立ち上がる。時刻t35，t37において、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)は閾値C_bat_L2を超えるので、エンジン発電機６が停止し、発電電力P_eng(t)は0になる。
上から６段目のグラフは、エンジン発電機６による発電電力P_eng(t)のグラフである。時刻t34，t36において、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)は閾値C_bat_L1以下となるので、エンジン発電機６が起動し、発電電力P_eng(t)は立ち上がる。時刻t35，t37において、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)は閾値C_bat_L2を超えるので、エンジン発電機６が停止し、発電電力P_eng(t)は0になる。
蓄電池３の貯蔵量の閾値C_bat_H2と水電解槽装置４の起動とが対応している。蓄電池３の貯蔵量の閾値C_bat_L2と水電解槽装置４の停止とが対応している。この蓄電池３の貯蔵量の二つの閾値により、水電解槽装置４の連続稼動時間が確保できている。
蓄電池３の貯蔵量の閾値C_bat_L1とエンジン発電機６の起動が対応しており、蓄電池３の貯蔵量の閾値C_bat_L2とエンジン発電機６の停止が対応している。この蓄電池３の貯蔵量の二つの閾値により、エンジン発電機６の連続稼動時間が確保できている。
設定02は系統出力電力P_out(t)を増減できない時間帯であり、発電電力P_in(t)が系統出力電力P_out(t)より低くなる時間帯がある。このとき蓄電池３から放電し、系統出力電力P_out(t)を補填するとともに、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)が閾値C_bat_L1より小さくなったときにエンジン発電機６が起動し、その発電電力P_eng(t)を系統出力電力P_out(t)に補填している。
上から５段目のグラフは、水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)のグラフである。グラフ中に水素タンク５の最大容量MAXが表記され、貯蔵量の閾値H1(C_H2_H1)が表記されている。エンジン発電機６の稼動により水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)が減少するが、このときに十分な水素の貯蔵量C_H2(t)が確保できている。
蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)のグラフと水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)のグラフの両方において、各貯蔵量が最大容量MAXを超えることなく、0になることのない適切な制御ができていることが検証された。
第１の実施形態と同様に、風力発電装置１による発電電力P_in(t)と、系統出力電力P_out(t)と、蓄電池３の貯蔵量C_bat(t)と、水電解槽装置４の稼動電力P_ele(t)と、水素タンク５の貯蔵量C_H2(t)と、エンジン発電機６による発電電力P_eng(t)の各計測値を制御装置７のモニタ７１に表記する。更にモニタ７１には、蓄電池３の貯蔵量の閾値と、水素タンク５の貯蔵量の閾値を、併記させることが望ましい。これにより、本発明の風力発電装置１における発電システムＳｂの制御状態把握と、次に起こる制御状態予測が容易になる。
図１に示した第１実施形態のシステムと、図１２に示した第３の実施形態のシステムにおいて、蓄電池３、水電解槽装置４、エンジン発電機６および水素タンク５の各容量は同じである。風力発電装置１に、その定格出力の１／２の太陽光発電装置２を加えても同じ発電システムＳｂでよく、かつ、風力発電装置１の変動緩和制御をそのまま適用できる。更に太陽光発電装置２に対する変動緩和制御は、単独における変動緩和より簡単になった。
すなわち、蓄電池３、水電解槽装置４、エンジン発電機６および水素タンク５で構成する発電システムＳｂは、風力発電装置１、または風力発電装置１を含む複数の再生可能エネルギ発電装置の発電電力を緩和するのに有効である。
また、風力発電装置１と太陽光発電装置２が混在する発電電力を蓄電池３のみで変動緩和するとき、その蓄電池容量は本発明の蓄電池容量の約１０倍となった。したがって、蓄電池３に水電解槽装置４、エンジン発電機６および水素タンク５と組み合わせることにより蓄電池容量を１／１０にでき、変動緩和システムの導入費用を大幅に削減することができた。
また、風力発電装置１と太陽光発電装置２が混在する発電電力を蓄電池３のみで変動緩和するとき、その蓄電池容量は本発明の蓄電池容量の約１０倍となった。したがって、蓄電池３に水電解槽装置４、エンジン発電機６および水素タンク５と組み合わせることにより蓄電池容量を１／１０にでき、変動緩和システムの導入費用を大幅に削減することができた。
（変形例）
本発明は上記した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば上記した実施形態は、本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることも可能である。
本発明は上記した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば上記した実施形態は、本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることも可能である。
上記の各構成、機能、処理部、処理手段などは、それらの一部または全部を、例えば集積回路などのハードウェアで実現してもよい。上記の各構成、機能などは、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈して実行することにより、ソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイルなどの情報は、メモリ、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）などの記録装置、または、フラッシュメモリカード、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）などの記録媒体に置くことができる。
各実施形態に於いて、制御線や情報線は、説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には、殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。
各実施形態に於いて、制御線や情報線は、説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には、殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。
本発明の変形例として、例えば、次の（ａ）〜（ｃ）のようなものがある。
（ａ） 風力発電装置は、太陽熱発電装置、水力発電装置、地熱発電装置、波力発電装置、温度差発電装置およびバイオマス発電装置などの発電電力に変動がある再生可能エネルギ発電装置であってもよい。
（ｂ） エンジン発電機６は、水素専焼のエンジン発電機、水素専焼のガスタービン発電機、ＬＮＧに水素を混合させる水素混焼のガスタービン発電機であってもよく、更に水素を用いて発電する燃料電池であってもよい。
（ｃ） 風力発電装置１の台数は３台に限られず、１台または複数台であってもよい。
（ｂ） エンジン発電機６は、水素専焼のエンジン発電機、水素専焼のガスタービン発電機、ＬＮＧに水素を混合させる水素混焼のガスタービン発電機であってもよく、更に水素を用いて発電する燃料電池であってもよい。
（ｃ） 風力発電装置１の台数は３台に限られず、１台または複数台であってもよい。
Ｓ 風力発電システム （再生可能エネルギ発電システムの一例）
Ｓａ 太陽光発電システム （再生可能エネルギ発電システムの一例）
Ｓｂ 発電システム （再生可能エネルギ発電システムの一例）
１ 風力発電装置 （再生可能エネルギ発電装置の一例）
１１ 変圧器
１２，１３，２２ 電力計
２ 太陽光発電装置 （再生可能エネルギ発電装置の一例）
２１ 太陽光発電用ＰＣＳ
３ 蓄電池
３１ 蓄電池用ＰＣＳ
３２ 蓄電池貯蔵量計
４ 水電解槽装置
４１ 変圧器
４２ ＡＣ／ＤＣ変換器
４３ 電力計
５ 水素タンク （水素貯蔵体）
５１ 水素貯蔵量計
６ エンジン発電機 （発電機）
６１ 排気
６２ 電力計
７ 制御装置
７１ モニタ
Ｓａ 太陽光発電システム （再生可能エネルギ発電システムの一例）
Ｓｂ 発電システム （再生可能エネルギ発電システムの一例）
１ 風力発電装置 （再生可能エネルギ発電装置の一例）
１１ 変圧器
１２，１３，２２ 電力計
２ 太陽光発電装置 （再生可能エネルギ発電装置の一例）
２１ 太陽光発電用ＰＣＳ
３ 蓄電池
３１ 蓄電池用ＰＣＳ
３２ 蓄電池貯蔵量計
４ 水電解槽装置
４１ 変圧器
４２ ＡＣ／ＤＣ変換器
４３ 電力計
５ 水素タンク （水素貯蔵体）
５１ 水素貯蔵量計
６ エンジン発電機 （発電機）
６１ 排気
６２ 電力計
７ 制御装置
７１ モニタ
Claims (8)
- 一または複数の再生可能エネルギ発電装置と、蓄電池と、水電解槽装置と、前記水電解槽装置で発生した水素を貯蔵する水素貯蔵体と、貯蔵した前記水素を用いて発電する発電機を含んで構成された再生可能エネルギ発電システムにおいて、
前記蓄電池の貯蔵量と前記水素貯蔵体の貯蔵量を計測するステップと、
計測した前記蓄電池の貯蔵量と前記水素の貯蔵量に応じて、前記蓄電池の充放電電力、前記水電解槽装置の稼動電力と、前記水素を使用して発電する前記発電機からの電力を、再生可能エネルギ発電電力の変動を緩和するようにそれぞれ制御するステップと、
前記水素の貯蔵体の貯蔵量を判断するため少なくとも１つの閾値が設けられており、前記水素の貯蔵体の貯蔵量が前記閾値より低いならば、前記再生可能エネルギ発電装置の発電電力の増減に関わらず、電力系統へ出力する電力を許容されうる任意の変動幅で減少させるステップ、
を実行することを特徴とする再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法。 - 前記蓄電池の貯蔵量を判断するための第１閾値と、前記第１閾値よりも低い第２閾値とが設けられており、
前記水素貯蔵体の貯蔵量が前記閾値より高く、かつ前記蓄電池の貯蔵量が前記第１閾値と前記第２閾値との間にあるときは、前記電力系統へ出力する電力を前記再生可能エネルギ発電装置の発電電力の増減に合わせて、許容されうる任意の変動幅で増減させるステップと、
前記水素貯蔵体の貯蔵量が前記閾値より高く、かつ前記蓄電池の貯蔵量が前記第１閾値よりも高いときは、前記再生可能エネルギ発電装置の発電電力の増減によらず、前記電力系統へ出力する電力を許容されうる任意の変動幅で増加させるステップと、
前記水素貯蔵体の貯蔵量が前記閾値より高く、かつ前記蓄電池の貯蔵量が前記第２閾値よりも低いときは、前記再生可能エネルギ発電装置の発電電力の増減によらず、前記電力系統へ出力する電力を許容されうる任意の変動幅で減少させるステップと、
を実行することを特徴とする請求項１に記載の再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法。 - 前記蓄電池の貯蔵量が前記第１閾値またはそれ以上のときに前記水電解槽装置を起動させるステップ、
を実行することを特徴とする請求項２に記載の再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法。 - 前記蓄電池の貯蔵量が前記第２閾値またはそれ以下のときに前記水電解槽装置を停止させるステップ、
を実行することを特徴とする請求項３に記載の再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法。 - 前記蓄電池の貯蔵量が前記第２閾値またはそれ以下のときに前記発電機を起動させるステップ、
を実行することを特徴とする請求項２に記載の再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法。 - 前記蓄電池の貯蔵量が前記第２閾値またはそれ以上のときに前記発電機を停止させるステップ、
を実行することを特徴とする請求項５に記載の再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法。 - 前記再生可能エネルギ発電装置の発電電力と、前記電力系統に出力する電力と、前記水素貯蔵体の貯蔵量と、蓄電池の貯蔵量と、前記水素貯蔵体の貯蔵量で設定した前記閾値と、前記蓄電池の貯蔵量で設定した前記第１，第２閾値とを表示装置に表示させるステップ、
を実行することを特徴とする請求項２から６のうちいずれか１項に記載の再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法。 - 前記再生可能エネルギ発電システムは、一または複数の風力発電装置を含んでいる、
ことを特徴とする請求項１から７のうちいずれか１項に記載の再生可能エネルギ発電システムの電力変動緩和方法。
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