JP6108510B1 - ハイブリッド発電システム、ハイブリッド発電制御装置およびハイブリッド発電制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】商用電力系統に対する連系容量を超えることなく設備利用利率を向上させる。【解決手段】ハイブリッド発電制御装置１６は、太陽光発電設備１１の発電電力を予測する太陽光発電電力予測部１６１を備え、商用電力系統２０に対して予め設定された上限の電力である連系容量から、太陽光発電電力予測部１６１により予測された太陽光発電電力予測値を差し引いた電力を、風力発電設備１３により発電される電力の最大値として風力発電制御装置１５に設定する。風力発電制御装置１５は、ブレードのピッチ制御により、風力発電設備１３が発電する電力を前記設定された電力の最大値以内に抑制する。【選択図】図１

Description

本発明は、複数種の再生可能エネルギーを用いたハイブリッド発電システム、ハイブリッド発電制御装置およびハイブリッド発電制御方法に関する。

枯渇の可能性がある化石エネルギーを用いずに、自然界に存在する再生可能エネルギーを電力エネルギーに変換する代表的な発電方法として太陽光発電と風力発電を挙げることができる。これら再生可能エネルギー利用した発電は、地球温暖化の主因となる二酸化炭素をほとんど発生させないことから、地球規模の温暖化という環境問題を解決する手段として全世界で普及が進行しつつある。

再生可能エネルギー利用した発電設備で発電された電力は、多くの場合、商用の電力系統に連系されるが、現時点の国内では、太陽光発電設備に対してより多くの連系出力枠が確保されている。そして、太陽光発電設備は、日中に日射がありさえすれば発電できるため、設置場所を制限されることが少なく、最近では市街地だけでなく農地も含めて至る所に設置されている。

しかしながら、太陽光発電の場合、夜には日射がなくなり、また、冬には日照時間が短くなるため、定格出力で確保された連系出力枠を使い切れない期間が長くなる、すなわち、設備利用率が低いということが大きな問題となる。なお、例えば、１年間の設備利用率は、次の式で定義される。
１年間の設備利用率（％）
＝年間発電量÷｛発電設備容量×３６５（日）×２４（時間）｝×１００

この問題を解決する方法の一つとして、太陽光発電と風力発電を一体化することで、お互いの発電効率を補完するハイブリッド発電装置が提案されている。例えば、特許文献１には、太陽光により発電する素子を風力発電機の羽や支柱の表面に組み込んだハイブリッド発電装置の例が開示されている。また、特許文献２には、風力発電装置とバッテリとからなり商用の電力系統に連系された発電システムにおいて、近い未来の風力発電量を予測し、その予測値に基づいてバッテリの充放電電力量を制御する例が開示されている。

特開２０１４−１０５７０１号公報 特開２０１３−２１９９４１号公報

発電事業者がこのハイブリッド発電装置を商用の電力系統と連系させる場合には、事前にこのハイブリッド発電装置の最大出力電力（以下、連系容量という）が定められる。そして、このハイブリッド発電装置は、この連系容量を超える電力を商用の電力系統へ供給することはできない。しかしながら、特許文献１に開示されたハイブリッド発電装置は、風力発電電力と太陽光発電電力を足し合わせた電力を供給することが可能な装置であるものの、とくに商用の電力系統との連系は想定されていない。また、特許文献１に開示されたハイブリッド発電装置の発電電力は、気象条件により変化するので、いかにして連系容量を超えない電力を商用の電力系統に供給するかが問題となる。

なお、このようなハイブリッド発電装置を商用の電力系統に連系させる場合、連系容量を大きくすれば、連系容量を超えない電力の供給が容易になるが、これは、設備利用率が大きく低下することを意味する。

特許文献２に開示されたバッテリを備えた風力発電システムでは、連系容量を超えた電力が発電されても、その超過した電力をバッテリに蓄えることが可能になる。したがって、連系容量を強風時の風力発電装置の発電量よりも低く設定することが可能になるので、この風力発電システムの設備利用率は向上する。しかしながら、特許文献２に開示された発明では、風力発電と太陽光発電とを組み合わせることについては、何ら考慮されていない。

以上の従来技術の問題点に鑑み、本発明の目的は、発電電力が商用電力系統に対する連系容量を超えることなく設備利用利率を向上させることが可能なハイブリッド発電システム、ハイブリッド発電制御装置およびハイブリッド発電制御方法を提供することにある。

前記目的を達成するために、本発明に係るハイブリッド発電システムは、第１のエネルギー源により電力を発電する第１の発電設備と、第２のエネルギー源により電力を発電する第２の発電設備と、前記第２の発電設備が出力する発電電力を制御する第２の発電設備制御装置と、前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力を商用電力系統へ供給する制御を行うハイブリッド発電制御装置と、を備えてなり、前記ハイブリッド発電制御装置は、前記第１の発電設備の発電電力を予測する発電電力予測手段と、前記商用電力系統に対して予め設定された上限の電力である連系容量から前記発電電力予測手段により予測された前記第１の発電設備の発電電力の予測値を差し引いた電力値に基づき、前記第２の発電設備の発電電力の制約値を算出し、前記算出した制約値を前記第２の発電設備制御装置に設定する制約値設定手段と、を有することを特徴とする。

なお、前記第１の発電設備の一態様は、太陽光をエネルギー源とする太陽光発電設備であり、前記第２の発電設備の一態様は、風力をエネルギー源とする風力発電設備とすることができるが、必ずしもこれに限定されない。

本発明によれば、商用電力系統に対する連系容量を超えることなく設備利用利率を向上させることが可能なハイブリッド発電システム、ハイブリッド発電制御装置およびハイブリッド発電制御方法が提供される。

本発明の第１の実施形態に係るハイブリッド発電システムの構成の例を示した図。 本発明の第１の実施形態に係るハイブリッド発電システムによって発電される３日間の発電電力の時間推移の例を示した図。 本発明の第１の実施形態に係るハイブリッド発電システムが太陽光発電電力と風力発電電力の合計値を連系容量以下に調整する機能を備えていない場合の発電電力の時間推移の例を示した図。 本発明の第１の実施形態に係るハイブリッド発電システムにおいて、ハイブリッド発電制御装置および風力発電制御装置が実行する制御手順の例を示した図。 太陽光発電電力の予測値に応じて発電される風力発電電力およびハイブリッド発電電力の時間推移の例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係るハイブリッド発電システムの構成の例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係るハイブリッド発電システムにおいてハイブリッド発電制御装置が実行する制御手順の例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係るハイブリッド発電システムにおいて蓄電池制御装置が実行する制御手順の例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係るハイブリッド発電システムに設定された計画値および商用電力系統へ供給される電力の時間推移の例を示した図。

以下、本発明の実施形態について、図面を参照して詳細に説明する。なお、各図面において、共通する構成要素には同一の符号を付し、重複した説明を省略する。

≪第１の実施形態≫
図１は、本発明の第１の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０の構成の例を示した図である。図１に示すように、第１の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０は、太陽光発電設備１１と、風力発電設備１３と、風力発電制御装置１５と、ハイブリッド発電制御装置１６と、を含んで構成される。そして、太陽光発電設備１１および風力発電設備１３のそれぞれから出力される電力線には、それぞれの発電電力を計測する電力計１２，１４が設けられている。

なお、図１において、矢印付きの太実線は、電力線および電力が流れる方向を表し、矢印付きの細実線は、制御または情報の伝送線およびその伝送方向を表している。また、この電力線（矢印付きの太実線）の途中には、直流電力を交流電力に変換するインバータや変圧器などが適宜設けられているが、ここでは、その図示を省略している。また、太陽光発電設備１１に用いられる太陽光発電パネルは、多結晶シリコン型発電素子、単結晶シリコン型発電素子、薄膜型発電素子などで構成されるものとするが、素子の種類をとくに限定するものではない。

本実施形態に係るハイブリッド発電制御装置１６は、太陽光発電設備１１および風力発電設備１３で発電された電力を、予め設定された商用電力系統２０に対する連系容量を超えないように調整して、商用電力系統２０へ供給する役割を果たす。ハイブリッド発電制御装置１６には、この調整を適切に行うために、太陽光発電電力予測部１６１が設けられている。また、風力発電設備１３には、風力発電制御装置１５の指示に従って風車の羽根（以下、ブレードという）の角度を制御（ピッチ制御）し、発電電力を調整する機能が備えられている。

すなわち、太陽光発電電力予測部１６１は、所定の時間（例えば３０分）ごとに気象観測所３０から取得される情報に基づき、現時点から前記所定の時間の間の日射量などを予測し、その予測結果に基づき太陽光発電設備１１の発電電力を予測する。

次に、太陽光発電電力予測部１６１は、連系容量から前記予測した太陽光発電設備１１の発電電力を差し引いた電力値を、風力発電電力制約値として風力発電制御装置１５へ送信する。風力発電制御装置１５は、この風力発電電力制約値を受信すると、次の風力発電電力制約値を受信までの間、風力発電設備１３の発電電力がこの風力発電電力制約値を超えないように指示する。

その結果、風力発電設備１３は、その発電電力がこの風力発電電力制約値を超えるような場合があっても、ブレードのピッチ制御などにより、発電電力を前記風力発電電力制約値以内に抑えることができる。したがって、ハイブリッド発電制御装置１６は、連系容量を超えない電力を商用電力系統２０へ供給することができる。

太陽光発電電力予測部１６１における太陽光発電電力を予測する方法としては、様々な方法を用いることができる。例えば、気象衛星による雲画像を利用した日射量予測、気象予報に基づく日射量予測、当該太陽光発電設備１１による過去の発電データを利用した日射量予測、さらには、これらを組み合わせた予測など、そのいずれを用いてもよい。また、これらの太陽光発電電力の予測において、日射量の他に、気圧、気温、降水量、相対湿度、風速、および、これらの時間的な変化量から選ばれた１つまたは複数のデータを組み合わせて用いることは、予測の精度向上を図る上で有効である。

本実施形態では、以上のような太陽光発電電力の予測をする基礎となる日射量などのデータは、気象観測所３０から得られるものとしている。したがって、ここでいう気象観測所３０とは、気象衛星、気象台、測候所、その他の気象観測ポイントで観測された気象データを提供する気象情報提供センタのことを指す。

さらに、気象観測所３０は、太陽光発電設備１１の近傍に独自に設けられたものであってもよい。この場合には、太陽光発電設備１１の近傍で観測された日射量、気圧、気温、降水量、相対湿度、風速などのデータを用いることができるため、太陽光発電電力予測部１６１は、太陽光発電電力の予測精度を向上させることができる。また、独自の気象観測所３０の設置時に、その設置場所を予め最適化しておくことは、太陽光発電電力の予測精度向上を図る上で効果があることは言うまでもない。

また、ここでいう独自の気象観測所３０は、気象観測機器に加えて、気象衛星データを入手するシステムや、全天空写真を撮影するための魚眼カメラなどを備えていてもよい。あるいは、気象観測機器を備えず、その他の機器だけで構成されていてもよい。魚眼カメラでは、全天空における太陽の位置と雲の位置関係を直接に表した画像を得ることができることから、その画像の解析により数秒あるいは数分先の日射量を高精度に予測することができる。

本実施形態に係るハイブリッド発電制御装置１６は、気象観測所３０から得られた様々なデータとくに太陽光発電電力予測部１６１での予測に利用されたデータを、日時、予測結果、実績発電電力などに関連付けて蓄積するための記憶部１６２を備えている。このようなデータが記憶部１６２に蓄積されると、太陽光発電電力予測部１６１は、その後の太陽光発電電力の予測時に、過去の類似した日時における同様の気象条件下での予測結果および実績発電電力を利用することができる。その結果、太陽光発電電力予測部１６１は、そのとき予測した太陽光発電電力の予測値を過去の実績値やその統計値に照らして補正したりすることが可能になるので、予測精度の向上が図られる。

なお、以上に説明したいずれの予測方法においても、気象観測データや太陽光発電電力の予測データには必ず誤差が伴うことを考慮しておく必要がある。そして、それらのデータの誤差の傾向や相関関係がわかっている場合には、バイアス補正などの手法を適用するなど、誤差を予測し加味した補正をすることが可能となる。このような誤差を考慮した予測値の補正は、太陽光発電電力の予測値の精度が向上するだけでなく、より適切な風力発電電力制約値を設定することが可能になる。

以上、本実施形態に係るハイブリッド発電制御装置１６においては、太陽光発電電力予測部１６１により精度の高い太陽光発電電力の予測が可能となり、風力発電制御装置１５には、精度の高い風力発電電力制約値が送信される。したがって、風力発電設備１３からは、風力発電電力制約値より大きな電力は発電されなくなる。よって、商用電力系統２０へは、予め設定された連系容量を超える電力が供給されないので、ハイブリッド発電システム１０の設備利用率が向上する。

表１は、第１の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０の効果の例を示した表である。表１には、太陽光発電設備１１のみの設備利用率、風力発電設備１３のみの設備利用率および太陽光発電と風力発電とを組み合わせたハイブリッド発電システム１０の設備利用率を、１年間にわたって月別に評価した例が示されている。

この評価では、日射計で測定した強度を換算して太陽光発電電力を求め、また、風況測定器で測定した風速を風車の高さ補正しパワーカーブで補正し、その補正した風速を換算して風力発電電力を求めた。これら日射および風速の測定地点は、事前検討において、太陽光発電と風力発電の補完関係が大きくなる国内地域をあらかじめ選択した。

表１に示すように、太陽光発電のみの発電設備の設備利用率は、５月〜９月頃にやっと２０〜２４％に達する程度であり、また、風力発電のみの発電設備の設備利用率は、１０月〜２月頃に３０〜３５に達する程度である。これに対し、太陽光発電と風力発電とを組み合わせたハイブリッド発電システム１０では、その設備利用率は、年間を通して３９％を超えることがわかった。

なお、このハイブリッド発電システム１０の設備利用率は、太陽光発電のみの発電設備の設備利用率と風力発電のみの発電設備の設備利用率とを合わせた合計値よりも小さい。これは、ハイブリッド発電システム１０では、前記合計値が予め設定された連系容量を超えることがあることを示すものに他ならない。

図２は、本発明の第１の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０によって発電される３日間の発電電力の時間推移の例を示した図である。図２において、グラフの横軸は時間（時）を表し、縦軸は発電電力（ＭＷ）を表す。また、小さいドットが付された領域２１は、太陽光発電電力を表し、斜線が付された領域２２は、風力発電電力を表す。さらに、このハイブリッド発電システム１０では、連系容量として太陽光発電設備１１の定格出力である２０ＭＷが設定されているものとしている。

また、図２では、１日目、２日目は晴天だったが、３日目は厚い雲に覆われていたため、太陽光発電電力（領域２１）が非常に小さくなっているとしている。そして、このハイブリッド発電システム１０では、ハイブリッド発電制御装置１６によって太陽光発電電力（領域２１）と風力発電電力（領域２２）の合計値が２０ＭＷの連系容量を超えないように調整されるものとしている。

図３は、本発明の第１の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０が太陽光発電電力と風力発電電力の合計値を連系容量以下に調整する機能を備えていないとした場合の発電電力の時間推移の例を示した図である。この場合には、例えば、１日目と２日目の正午前後に網目が付された出力制限領域３１が現れている。この領域３１は、ハイブリッド発電システム１０が２０ＭＷの連系容量を超えた電力を発電したものである。仮に、連系容量を超える電力が商用電力系統２０に送電されてしまうと、送電線の発熱などに影響が生じ、ヒューズや送電線の劣化の恐れがある。

図２に示したように、本実施形態に係るハイブリッド発電システム１０では、風車のピッチ制御により発電電力が２０ＭＷの連系容量を超えないように制御されるので領域３１は現れない。ただし、この領域３１が表す電力は捨てられることを意味する。したがって、領域３１に相当する部分を極力小さくすることが望ましい。

図４は、本発明の第１の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０において、ハイブリッド発電制御装置１６および風力発電制御装置１５が実行する制御手順の例を示した図である。図４に示すように、ハイブリッド発電制御装置１６は、まず、電力計１２を介して太陽光発電設備１１により発電される太陽光発電電力値Ｐｓを計測する（ステップＳ１１）。次に、ハイブリッド発電制御装置１６は、太陽光発電電力予測部１６１を介して太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを算出し（ステップＳ１２）、さらに、風力発電電力制約値Ｐｗｒを算出する（ステップＳ１３）。ここで、風力発電電力制約値Ｐｗｒは、当該ハイブリッド発電システム１０に予め設定されている連系容量Ｐｃから、ステップＳ１２で算出した太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを差し引いた値をいう。続いて、ハイブリッド発電制御装置１６は、ステップＳ１３で算出した風力発電電力制約値Ｐｗｒを風力発電制御装置１５に送信する（ステップＳ１４）。

ハイブリッド発電制御装置１６は、以上の制御手順を実行しつつ、太陽光発電設備１１が出力する太陽光発電電力値Ｐｓと風力発電設備１３が出力する風力発電電力値Ｐｗとを合わせた電力を商用電力系統２０に供給する。このとき、商用電力系統２０に供給される電力が連系容量Ｐｃを超えることが防止されるのは、風力発電制御装置１５により、次のような制御が行われるからである。

風力発電制御装置１５は、ハイブリッド発電制御装置１６から送信された風力発電電力制約値Ｐｗｒを受信すると（ステップＳ２１）、その風力発電電力制約値Ｐｗｒを風力発電設備１３の出力最大値Ｐｗｘに設定する（ステップＳ２２）。続いて、風力発電制御装置１５は、電力計１４を介して風力発電設備１３が出力する風力発電電力値Ｐｗを計測し（ステップＳ２３）、その風力発電電力値Ｐｗが風力発電設備１３の出力最大値Ｐｗｘより大きいか否かを判定する（ステップＳ２４）。

その判定の結果、風力発電電力値Ｐｗが風力発電設備１３の出力最大値Ｐｗｘより大きい場合（ステップＳ２４でＹｅｓ）、風力発電制御装置１５は、風力発電電力値Ｐｗが出力最大値Ｐｗｘを超えないよう、ブレードのピッチを制御を実行する（ステップＳ２５）。逆に、風力発電電力値Ｐｗが風力発電設備１３の出力最大値Ｐｗｘより大きくない場合には（ステップＳ２４でＮｏ）、ブレードのピッチ制御を停止する（ステップＳ２６）。

なお、以上の制御手順において、ハイブリッド発電制御装置１６によるステップＳ１１〜ステップＳ１４の手順は、太陽光発電電力を予測する所定の時間周期で（例えば、１０分ごとに）実行される。一方、風力発電制御装置１５によるステップＳ２１およびステップＳ２２の手順は、風力発電電力制約値が受信されるたびに実行される。また、ステップＳ２３〜ステップＳ２６の手順は、常に実行されることになるが、その実行の周期は、実際にはブレードのピッチ制御の応答速度などによって制約される。

以上のように、本実施形態では、ブレードのピッチ制御により、風力発電設備１３の風力発電電力値をステップＳ２２で設定された出力最大値Ｐｗｘ、つまり、風力発電電力制約値Ｐｗｒを超えないこととなる。また、風力発電電力制約値Ｐｗｒは、ステップＳ１３において連系容量Ｐｃから太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを差し引いた値として算出されているので、太陽光発電電力予測値Ｐｓｓと風力発電電力値Ｐｗの合計は、連系容量Ｐｃ以下の値となる。したがって、太陽光発電電力予測値Ｐｓｓに予測誤差のマージンを見込んでおけば、本実施形態に係るハイブリッド発電システム１０では、連携容量Ｐｃを超える電力が商用電力系統２０へ供給されるのを防止することができる。

図５は、太陽光発電電力の予測値に応じて発電される風力発電電力およびハイブリッド発電電力の時間推移の例を示した図である。図５において、上段のグラフは、太陽光発電電力の時間推移を表し、中段のグラフは、風力発電電力の時間推移を表し、下段のグラフは、太陽光発電電力と風力発電電力とを合計したハイブリッド発電電力の時間推移を表している。

図５の例におけるハイブリッド発電システム１０に設定された連系容量Ｐｃは、太陽光発電設備１１の定格出力の２０ＭＷであるとし、各段のグラフにおいて、連系容量Ｐｃは、実線５２で表わされている。また、図５の上段のグラフにおいて、現在以降未来の丸く囲まれた領域５１に含まれる折れ線５３は、太陽光発電電力予測部１６１によって予測された太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを表している。このような太陽光発電電力予測値Ｐｓｓは、太陽光発電電力予測部１６１により、例えば１時間先までの値が算出され、適宜、例えば１０分ごとに修正されるものとしている。

風力発電電力制約値Ｐｗｒは、１０分ごとに修正された太陽光発電電力予測値Ｐｓｓの１０分間の最大値に予測誤差のマージンを見込んで求められる。したがって、図５では、風力発電電力制約値Ｐｗｒは、実線５２の値から破線の階段状の折れ線５４の値を差し引いた差分値５５で表される。こうして求められた風力発電電力制約値Ｐｗｒは、例えば、１０分ごとに風力発電制御装置１５に送信される。

本実施形態では、風力発電電力値Ｐｗは、この風力発電電力制約値Ｐｗｒを超えることはできない。もし、超える場合には、その超過分は、ブレードのピッチ制御により捨てられる。したがって、図５の中段のグラフの現在以降未来の丸く囲まれた領域５６において折れ線５７で表わされる風力発電電力値Ｐｗ（現在以降の実績値）は、風力発電電力制約値Ｐｗｒに応ずるように小さくなっている。その結果、本実施形態では、図５の下段のグラフの折れ線５８に示すように、太陽光発電電力値Ｐｓと風力発電電力値Ｐｗとを合わせたハイブリッド発電電力が連系容量Ｐｃを超えることはなくなる。

以上の図５の説明からも容易に分かるように、太陽光発電電力予測部１６１が太陽光発電電力の予測をする時間間隔は短いほどその予測精度は向上し、ブレードのピッチ制御により捨てられる電力も小さくなる。例えば、５分先の太陽光発電電力を予測するとした場合、１時間先の予測に比べて予測誤差（予測値と実測値の差）が平均で１０％以上も小さくなり、予測精度が向上することが確認されている。

さらに、太陽光発電電力予測部１６１で予測された太陽光発電電力予測値Ｐｓｓに沿って風力発電電力制約値Ｐｗｒ（図５では符号５５）を求め、その求めた風力発電電力制約値Ｐｗｒを風力発電制御装置１５に送信する時間間隔も短いほどよい。すなわち、この時間間隔が短いほど、図５に示された階段状の破線５４は、太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを表す折れ線５３により近似したものとなる。その結果、ブレードのピッチ制御により捨てられる電力は小さくなる。

なお、近年、風車のブレード制御の応答時間の短縮化が進み、現状では、その応答時間は、分単位、さらには秒単位で表されるものとなっている。したがって、風力発電電力制約値Ｐｗｒを風力発電制御装置１５に送信する時間間隔は、風車のブレード制御のこの応答時間までは短縮化することができる。

以上の通り、本実施形態では、太陽光発電電力値Ｐｓと風力発電電力値Ｐｗとの合計電力、すなわち商用電力系統２０へ供給する電力が連系容量Ｐｃを超えることはなくなる。また、本実施形態では、連系容量Ｐｃとして太陽光発電設備１１の定格出力が定められているため、太陽光発電設備１１を最大限に利用することができる。したがって、ハイブリッド発電システム１０としての設備利用利率が向上する。

≪第２の実施形態≫
図６は、本発明の第２の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０ａの構成の例を示した図である。図６に示すように、本発明の第２の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０ａは、第１の実施形態のハイブリッド発電システム１０の構成に蓄電設備１７、蓄電池制御装置１９、電力計１８などが追加されたものとなっている。さらに、ハイブリッド発電制御装置１６ａは、第１の実施形態での太陽光発電電力予測部１６１に代えて、太陽光・風力発電電力予測部１６３を備える構成となっている。

ここで、蓄電設備１７の蓄電池としては、鉛電池、リチウムイオン電池、ナトリウム硫黄電池、ニッケル水素電池、レドックスフロー電池、燃料電池、キャパシタ電池などを使用することができる。また、蓄電池制御装置１９は、ハイブリッド発電制御装置１６からに指示に従い、蓄電設備１７の充放電を制御する。なお、蓄電池の場合、その劣化などを考慮する必要があり、蓄電池サイクル数や充電率（ＳＯＣ：State of Charge）の管理など特有の制御が必要となるが、ここではその制御については説明を省略する。

太陽光・風力発電電力予測部１６３は、気象観測所３０から得られる様々なデータに基づき、太陽光発電設備１１の発電電力だけでなく、風力発電設備１３の発電電力を予測する。したがって、ここでいう太陽光・風力発電電力予測部１６３は、前記第１の実施形態でいう太陽光発電電力予測部１６１に、風力発電設備１３の発電電力を予測する風力発電電力予測部が新たに追加されたものということができる。

また、本実施形態でも、気象観測所３０から得られた様々なデータとくに太陽光・風力発電電力予測部１６３での予測に利用されたデータは、日時、予測結果、実績発電電力などに関連付けて記憶部１６２に蓄積される。その結果、その後の太陽光発電電力および風力発電電力の予測時に、過去の類似した日時における同様の気象条件下での予測結果および実績発電電力を利用することができることとなり、予測精度の向上を期待することができる。

以上のような構成により、太陽光発電設備１１で発電される太陽光発電電力と風力発電設備１３で発電される風力発電電力との合計が予め設定された連系容量を超える場合には、その超えた電力の少なくとも一部を蓄電設備１７に蓄えることができる。そのため、本実施形態では、ブレードのピッチ制御により捨てる電力が少なくなるので、電力をより有効に活用できるようになるといえる。また、供給すべき電力が不足する場合には、その不足する電力を蓄電設備１７からの放電電力で補うことができる。すなわち、本実施形態では、発電電力の時間的な変動を抑制することが可能になるという効果を期待することができる。なお、本実施形態では、当該ハイブリッド発電システム１０ａには、太陽光発電設備１１の定格出力以上の連系容量が設定されているものとする。

ところで、発電事業者がハイブリッド発電システム１０ａを用いて商用電力系統２０に電力を供給する場合、供給する電力の上限値は、連系容量だけでなく計画値に依存する。計画値とは、発電事業者が商用電力系統２０に電力を供給するとき、商用電力系統２０を所有する電力会社に対し申告する供給電力量の約束値をいう。発電事業者は、例えば６時間前までに６時間以降例えば１日分の計画値を電力会社に申告する。この１日分の計画値は、１日を例えば３０分ごとに区分した各時間帯の計画値によって構成される。したがって、発電事業者が申告する電力供給の計画値は、３０分ごとに変動するように設定することが許容される。ただし、電力の安定供給のため、その３０分内で供給する電力量は、所定の変動幅（例えば３％以内）に抑制することが求められる。なお、このような発電事業者と電力会社との間の取り決めは、計画値同時同量などと呼ばれる。

以上のように申告され設定される計画値は、例えば所定の３０分間に供給すべき電力量であるが、以下では、簡単のために、計画値とは、この３０分間の電力量を実現するための各時刻の平均の電力値であるとする。このように定めた場合、計画値は、連系容量を超えることはできない。すなわち、計画値は、連系容量以下の値となる。

本実施形態に係るハイブリッド発電システム１０ａでは、計画値を遵守した電力を商用電力系統２０へ供給することが容易になる。すなわち、太陽光発電電力と風力発電電力の合計値が計画値を超える場合には、超過した電力を蓄電設備１７に蓄えることができ、さらに必要に応じてブレードのピッチ制御により捨てることもできる。また、太陽光発電電力と風力発電電力の合計値が計画値に達しない場合には、不足する電力を蓄電設備１７からの放電電力で補充することができる。

図７は、第２の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０ａにおいてハイブリッド発電制御装置１６ａが実行する制御手順の例を示した図である。なお、以下の説明では、当該ハイブリッド発電システム１０ａには、連系容量Ｐｃおよび図７の制御手順が実行される時点での計画値Ｐｐが予め設定されているものとする。

ハイブリッド発電制御装置１６ａは、まず、電力計１２（図６参照）を介して太陽光発電設備１１により発電される太陽光発電電力値Ｐｓを計測する（ステップＳ３１）。次に、ハイブリッド発電制御装置１６ａは、太陽光・風力発電電力予測部１６３を介して太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを算出し（ステップＳ３２）、さらに、風力発電電力制約値Ｐｗｒを算出する（ステップＳ３３）。ここで、風力発電電力制約値Ｐｗｒは、第１の実施形態と同様に、連系容量ＰｃからステップＳ３２で算出した太陽光発電電力予測値Ｐｓｓを差し引いた値をいう。次に、ハイブリッド発電制御装置１６ａは、ステップＳ３３で算出した風力発電電力制約値Ｐｗｒを風力発電制御装置１５に送信する（ステップＳ３４）。ハイブリッド発電制御装置１６ａは、以上の制御手順を実行しつつ、太陽光発電設備１１が出力する太陽光発電電力値Ｐｓと風力発電設備１３が出力する風力発電電力値Ｐｗとを合わせた電力を商用電力系統２０に供給する。

以上、ここまでの制御手順は、図４に示したステップＳ１１〜ステップＳ１４の制御手順と実質的に同じである。また、風力発電制御装置１５が風力発電電力制約値Ｐｗｒを受信したとき実行する制御手順は、図４に示したステップＳ２１〜ステップＳ２６の制御手順と同じになるので、その図示および説明を省略する。そして、ここまでの制御手順が実行されることにより、風力発電電力Ｐｗが風力発電電力制約値Ｐｗｒを超えた場合には、超えた分の電力は、ブレードのピッチ制御により捨てられることになる。そのため、ハイブリッド発電システム１０ａから商用電力系統２０に供給される電力が連系容量Ｐｃを超えることが防止される。

次に、ハイブリッド発電制御装置１６ａは、電力計１２，１４を介して太陽光発電設備１１および風力発電設備１３によりそれぞれ発電される太陽光発電電力値Ｐｓおよび風力発電電力Ｐｗを計測する（ステップＳ３５）。そして、ハイブリッド発電制御装置１６ａは、その計測した太陽光発電電力値Ｐｓおよび風力発電電力Ｐｗの合計値（Ｐｓ＋Ｐｗ）が予め設定された計画値Ｐｐを超過しているか否かを判定する（ステップＳ３６）。

その判定の結果、合計値（Ｐｓ＋Ｐｗ）が計画値Ｐｐを超過している場合には（ステップＳ３６でＹｅｓ）、ハイブリッド発電制御装置１６ａは、蓄電池制御装置１９へ充電指令を送信する（ステップＳ３７）。この充電指令は、次に図８を用いて説明するように、計画値Ｐｐを超過した分の電力を蓄電設備１７に充電させるための指令である。この指令により計画値Ｐｐを超過した分の電力が蓄電設備１７に充電されると、商用電力系統２０に供給される電力は、計画値Ｐｐまで減少する。

また、合計値（Ｐｓ＋Ｐｗ）が計画値Ｐｐを超過していない場合には（ステップＳ３６でＮｏ）、ハイブリッド発電制御装置１６ａは、蓄電池制御装置１９へ放電指令を送信する（ステップＳ３８）。この放電指令は、計画値Ｐｐに達しない分の電力を蓄電設備１７に放電させるための指令である。この指令により計画値Ｐｐに達しない分の電力が蓄電設備１７から放電されると、商用電力系統２０に供給される電力は、計画値Ｐｐまで増加する。

図８は、本発明の第２の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０ａにおいて蓄電池制御装置１９が実行する制御手順の例を示した図である。なお、この制御手順が実行されるとき、蓄電池制御装置１９には予め所定の目標ＳＯＣ範囲が設定されているものとする。目標ＳＯＣ範囲とは、その時点で適正と判断される蓄電設備１７の充電率（ＳＯＣ）の範囲をいう。そして、ここでは、蓄電設備１７は、充電率が目標ＳＯＣ範囲の上限値を上回った場合には、充電ができないものとし、充電率が目標ＳＯＣ範囲の下限値を下回った場合には、放電ができないものとする。

また、目標ＳＯＣ範囲は、一定でなく、状況に応じて適宜変更されるものであってもよい。例えば、太陽光発電電力予測値Ｐｓｓと風力発電電力予測値Ｐｗｗとの合計値が今後増大することが見込まれる場合には、目標ＳＯＣ範囲は低めに変更される。逆に、太陽光発電電力予測値Ｐｓｓと風力発電電力予測値Ｐｗｗとの合計値が今後減少することが見込まれる場合には、目標ＳＯＣ範囲は高めに変更される。なお、このような目標ＳＯＣ範囲の設定、変更の方法については、ここではその説明を省略する。

図８に示すように、蓄電池制御装置１９は、充電指令または放電指令を受信すると（ステップＳ４１）、それが充電指令であるか否かを判定する（ステップＳ４２）。そして、充電指令を受信した場合には（ステップＳ４２でＹｅｓ）、そのときの蓄電設備１７の充電率が予め設定された目標ＳＯＣ範囲内であるか否かを判定する（ステップＳ４３）。

ステップＳ４３の判定で、そのときの蓄電設備１７の充電率が目標ＳＯＣ範囲内であった場合には（ステップＳ４３でＹｅｓ）、蓄電池制御装置１９は、蓄電設備１７を充電モードに設定する（ステップＳ４４）。この場合には、計画値Ｐｐを超過した分の電力は、蓄電設備１７に充電されるので、ハイブリッド発電システム１０ａから出力される電力は、計画値Ｐｐとほぼ同じになる。

また、ステップＳ４３の判定で、そのときの蓄電設備１７の充電率が目標ＳＯＣ範囲内でなかった場合には（ステップＳ４３でＮｏ）、蓄電池制御装置１９は、蓄電設備１７を非充放電モードに設定する（ステップＳ４５）。したがって、この場合には、ハイブリッド発電システム１０ａから出力される電力は、計画値Ｐｐを超過することになる。

さらに、ステップＳ４２の判定の結果、充電指令を受信していなかった場合（ステップＳ４２でＹｅｓ）、つまり放電指令を受信した場合には、そのときの蓄電設備１７の充電率が予め設定された目標ＳＯＣ範囲内であるか否かを判定する（ステップＳ４６）。

ステップＳ４６の判定で、そのときの蓄電設備１７の充電率が目標ＳＯＣ範囲内であった場合には（ステップＳ４６でＹｅｓ）、蓄電池制御装置１９は、蓄電設備１７を放電モードに設定する（ステップＳ４４）。この場合には、計画値Ｐｐに達しない分の電力は、蓄電設備１７から放電されるので、ハイブリッド発電システム１０ａから出力される電力は、計画値Ｐｐとほぼ同じになる。

また、ステップＳ４６の判定で、そのときの蓄電設備１７の充電率が目標ＳＯＣ範囲内でなかった場合には（ステップＳ４６でＮｏ）、蓄電池制御装置１９は、蓄電設備１７を非充放電モードに設定する（ステップＳ４８）。したがって、この場合には、ハイブリッド発電システム１０ａから出力される電力は、計画値Ｐｐに達しないことになる。

なお、ステップＳ４５およびステップＳ４８のケースでは、ハイブリッド発電システム１０ａは、計画値Ｐｐを達成できないことになるが、目標ＳＯＣ範囲を適切に管理することにより、このようなケースを可能な限り減らすことができる。また、前記のように、申告する計画値は、例えば３０分間の積算電力量であるから、瞬時的に計画値Ｐｐを達成できないことは許容される。

図９は、本発明の第２の実施形態に係るハイブリッド発電システム１０ａに設定された計画値Ｐｐおよび商用電力系統２０へ供給される電力の時間推移の例を示した図である。図９において、階段状の太実線７１は、計画値Ｐｐを表し、折れ線７２は、太陽光発電電力値Ｐｓを表し、折れ線７３は、太陽光発電電力値Ｐｓと風力発電電力値Ｐｗの合計値を表している。また、階段状の太実線７１に近似する値の細実線の折れ線７４は、ハイブリッド発電システム１０ａが商用電力系統２０の出力電力値を表している。

以上、本発明の第２の実施形態によれば、ブレードのピッチ制御により捨てられる電力は小さくなるとともに、いわゆる計画値同時同量が実現される。その結果、ハイブリッド発電システム１０ａ設備利用利率が向上し、また、太陽光発電電力値Ｐｓと風力発電電力値Ｐｗとの合計電力、すなわち、商用電力系統２０へ供給される電力が連系容量Ｐｃを超えることはなくなる。

≪その他の実施形態≫
以上に説明した実施形態におけるハイブリッド発電システム１０，１０ａでは、発電に用いられるエネルギーは、太陽光と風力の組み合わせであったが、その組み合わせは、太陽光および風力に限定されない。例えば、太陽光と河川の水力の組み合わせや太陽光と海洋の波力の組み合わせなどであってもよい。ただし、本発明の特徴を考慮すると、その組み合わせは、発電電力の出力制御がしにくいエネルギーと発電電力の出力制御がしやすいエネルギーの組み合わせが好ましい。

本発明は、以上に説明した実施形態および変形例に限定されるものではなく、さらに、様々な変形例が含まれる。例えば、前記した実施形態および変形例は、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。また、ある実施形態や変形例の構成の一部を、他の実施形態や変形例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態や変形例の構成に他の実施形態や変形例の構成を加えることも可能である。また、各実施形態や変形例の構成の一部について、他の実施形態や変形例に含まれる構成を追加・削除・置換することも可能である。

１０，１０ａ ハイブリッド発電システム
１１ 太陽光発電設備
１２，１４，１８ 電力計
１３ 風力発電設備
１５ 風力発電制御装置
１６，１６ａ ハイブリッド発電制御装置
１７ 蓄電設備
１９ 蓄電池制御装置
２０ 商用電力系統
２１ 太陽光発電電力
２２ 風力発電連力
３０ 気象観測所
３１ 出力制限領域
１６１ 太陽光発電電力予測部
１６２ 記憶部
１６３ 太陽光・風力発電電力予測部
Ｐｓ 太陽光発電電力値
Ｐｗ 風力発電電力値
Ｐｐ 計画値
Ｐｓｓ 太陽光発電電力予測値
Ｐｗｒ 風力発電電力制約値
Ｐｗｘ 出力最大値
Ｐｗｗ 風力発電電力予測値

Claims (10)

1. 第１のエネルギー源により電力を発電する第１の発電設備と、
   第２のエネルギー源により電力を発電する第２の発電設備と、
   前記第２の発電設備が出力する発電電力を制御する第２の発電設備制御装置と、
   前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力を商用電力系統へ供給する制御を行うハイブリッド発電制御装置と、
   を備えてなり、
   前記ハイブリッド発電制御装置は、
   前記第１の発電設備の発電電力を予測する発電電力予測手段と、
   前記商用電力系統に対して予め設定された上限の電力である連系容量から前記発電電力予測手段により予測された前記第１の発電設備の発電電力の予測値を差し引いた電力値に基づき、前記第２の発電設備の発電電力の制約値を算出し、前記算出した制約値を前記第２の発電設備制御装置に設定する制約値設定手段と、
   を有すること
   を特徴とするハイブリッド発電システム。
2. 電力を蓄電する蓄電設備と、
   前記蓄電設備の充放電を制御する蓄電池制御装置と、
   をさらに備えてなり、
   前記ハイブリッド発電制御装置は、さらに、
   前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力が、前記商用電力系統に対し供給することを予め約束した電力である計画値を超える場合には、前記蓄電池制御装置に対し、前記計画値を超える分の電力を前記蓄電設備に蓄電させることを指令して、前記商用電力系統へ供給する電力を減少させる手段と、
   前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力が前記計画値に達しない場合には、前記蓄電池制御装置に対し、前記計画値に達しない分の電力を前記蓄電設備から放電させることを指令して、前記商用電力系統へ供給する電力を増加させる手段と、
   をさらに備えること
   を特徴とする請求項１に記載のハイブリッド発電システム。
3. 前記第１の発電設備は、太陽光をエネルギー源とする太陽光発電設備であり、前記第２の発電設備は、風力をエネルギー源とする風力発電設備であること
   を特徴とする請求項１または請求項２に記載のハイブリッド発電システム。
4. 前記第２の発電設備制御装置は、
   前記風力発電設備の風車のブレードのピッチ制御をすることにより、前記風力発電設備の出力を制御すること
   を特徴とする請求項３に記載のハイブリッド発電システム。
5. 第１のエネルギー源により電力を発電する第１の発電設備と、第２のエネルギー源により電力を発電する第２の発電設備と、前記第２の発電設備が出力する発電電力を制御する第２の発電設備制御装置と、前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力を商用電力系統へ供給する制御を行うハイブリッド発電制御装置と、を備えてなるハイブリッド発電システムに含まれる前記ハイブリッド発電制御装置であって、
   前記第１の発電設備の発電電力を予測する発電電力予測手段と、
   前記商用電力系統に対して予め設定された上限の電力である連系容量から前記発電電力予測手段により予測された前記第１の発電設備の発電電力の予測値を差し引いた電力値に基づき、前記第２の発電設備の発電電力の制約値を算出し、前記算出した制約値を前記第２の発電設備制御装置に設定する制約値設定手段と、
   を有すること
   を特徴とするハイブリッド発電制御装置。
6. 前記ハイブリッド発電システムは、
   電力を蓄電する蓄電設備と、
   前記蓄電設備の充放電を制御する蓄電池制御装置と、
   をさらに備えており、
   前記ハイブリッド発電制御装置は、
   前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力が、前記商用電力系統に対し供給することを予め約束した電力である計画値を超える場合には、前記蓄電池制御装置に対し、前記計画値を超える分の電力を前記蓄電設備に蓄電させることを指令して、前記商用電力系統へ供給する電力を減少させる手段と、
   前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力が前記計画値に達しない場合には、前記蓄電池制御装置に対し、前記計画値に達しない分の電力を前記蓄電設備から放電させることを指令して、前記商用電力系統へ供給する電力を増加させる手段と、
   をさらに備えること
   を特徴とする請求項５に記載のハイブリッド発電制御装置。
7. 前記第１の発電設備は、太陽光をエネルギー源とする太陽光発電設備であり、前記第２の発電設備は、風力をエネルギー源とする風力発電設備であること
   を特徴とする請求項５または請求項６に記載のハイブリッド発電制御装置。
8. 第１のエネルギー源により電力を発電する第１の発電設備と、
   第２のエネルギー源により電力を発電する第２の発電設備と、
   前記第２の発電設備が出力する発電電力を制御する第２の発電設備制御装置と、
   前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力を商用電力系統へ供給する制御を行うハイブリッド発電制御装置と、
   を備えてなるハイブリッド発電システムにおいて行われるハイブリッド発電制御方法であって、
   前記ハイブリッド発電制御装置は、
   前記第１の発電設備の発電電力を予測する発電電力予測ステップと、
   前記商用電力系統に対して予め設定された上限の電力である連系容量から前記発電電力予測ステップで予測された前記第１の発電設備の発電電力の予測値を差し引いた電力値に基づき、前記第２の発電設備の発電電力の制約値を算出し、前記算出した制約値を前記第２の発電設備制御装置に設定する制約値設定ステップと、
   を実行すること
   を特徴とするハイブリッド発電制御方法。
9. 前記ハイブリッド発電システムは、
   電力を蓄電する蓄電設備と、
   前記蓄電設備の充放電を制御する蓄電池制御装置と、
   をさらに備えており、
   前記ハイブリッド発電制御装置は、
   前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力が、前記商用電力系統に対し供給することを予め約束した電力である計画値を超える場合には、前記蓄電池制御装置に対し、前記計画値を超える分の電力を前記蓄電設備に蓄電させることを指令して、前記商用電力系統へ供給する電力を減少させるステップと、
   前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力が前記計画値に達しない場合には、前記蓄電池制御装置に対し、前記計画値に達しない分の電力を前記蓄電設備から放電させることを指令して、前記商用電力系統へ供給する電力を増加させるステップと、
   を実行を実行すること
   を特徴とする請求項８に記載のハイブリッド発電制御方法。
10. 前記第１の発電設備は、太陽光をエネルギー源とする太陽光発電設備であり、前記第２の発電設備は、風力をエネルギー源とする風力発電設備であること
    を特徴とする請求項８または請求項９に記載のハイブリッド発電制御方法。

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