JP7111461B2

JP7111461B2 - 再生可能エネルギー発電システム

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Publication number: JP7111461B2
Application number: JP2017228535A
Authority: JP
Inventors: 洋平河原; 裕子佐野; 昌俊杉政; 知治中村
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2017-11-29
Filing date: 2017-11-29
Publication date: 2022-08-02
Anticipated expiration: 2037-11-29
Also published as: JP2019103164A

Description

本発明は、例えば太陽光発電の変動抑制に好適な蓄電池システムに関する。

近年、環境問題等から太陽光発電システムの導入が促進されている。しかし、太陽光発電による発電出力は天候による変動が大きいため、連系する電力系統の電圧変動や周波数変動を引き起こす。この対策として、太陽光発電システムに変動抑制用の蓄電池システムを併設し、蓄電池システムを充放電させることで、電力系統の出力を平滑化している。

電力系統の出力変動の平滑化には移動平均法が知られており、太陽光発電の発電出力の移動平均値を太陽光発電システムと蓄電池システムが電力系統に供給する電力の合成値とする。移動平均法を用いた場合には標本サンプル数(移動平均時間)を増加させるとより滑らかな出力が得られるため電力系統の変動をより低減できる。しかし標本サンプル数の増加は、蓄電池システムの大型化およびコスト増を招く。これは移動平均による合成出力が遅れ成分を含むため、瞬時の太陽光発電出力に対する差分すなわち蓄電池システムの出力が増大するためである。したがって、移動平均法では変動抑制性能と蓄電池容量削減の両立は難しいという課題がある。これを解決するために、特許文献１に太陽光発電電力の変動抑制性能を保ちつつ、蓄電池容量の低減が可能な技術が開示されている。

特開2016-140121

特許文献１では、発電電力信号から短周期変動成分を抽出し、得られた短周期変動成分を平滑化し、これに基づき蓄電池の充放電指令値を求める。これにより、太陽光発電による発電電力と、蓄電池による補償を含むシステム出力電力目標値との差分が低減され、太陽光発電電力の変動抑制性能を維持しつつ、蓄電池の容量を更に低減することが可能となる。

ここで、太陽光発電の発電電力は季節や、天候の状況に応じて変化する。短周期変動成分を抽出して平滑化する方法における、蓄電池容量の低減効果を最大限に高めるためには、発電電力信号から短周期変動成分を抽出する過程において、季節や日々の状況に応じた発電電力の変化を考慮する必要がある。

本発明は、季節や日々の太陽光発電の発電電力変化に対応することで、太陽光発電電力の変動抑制性能を維持しつつ、蓄電池容量を低減できる太陽光発電システムを実現することを目的とする。

かかる課題を解決するために、本発明においては、発電装置と、前記発電装置の発電電力を充電して放電する蓄電池装置と、前記蓄電池装置の充放電を制御する制御装置とを備え、前記制御装置は、前記発電装置の発電電力の第一変動成分モデルを有し、検出した前記発電装置の発電電力と前記第一変動成分モデルを用いて第二変動成分を抽出し、前記第二変動成分を平滑化した結果と前記第一変動成分とを合成した電力を前記発電装置と前記蓄電池装置から出力するように制御し、前記制御装置は、前記第一変動成分モデルを変更する変更部を有することを特徴とする発電システムを提供することにある。これにより、日々の発電電力パターンに見合った長周期変動成分を用いて短周期変動成分を抽出できるため、変動抑制性能を維持しながら、変動抑制に必要な蓄電池容量を低減させることが可能となる。

本発明によれば、太陽光発電電力の変動抑制性能を維持しつつ、蓄電池容量を低減できる太陽光発電システムを提供できる。

実施例１における太陽光発電システムの概略全体構成図。実施例１における統括コントローラの詳細を示す図。実施例１における長周期変動成分の説明図。実施例１における長周期変動成分の変更方法を説明する図。実施例１における長周期変動成分の変更方法を説明する図。実施例２における統括コントローラの詳細を示す図。実施例２における長周期変動成分の変更方法を説明する図。実施例２における長周期変動成分の変更方法を説明する図。実施例３における統括コントローラの詳細を示す図。実施例３における長周期変動成分の変更方法を説明する図。実施例３における長周期変動成分の変更方法を説明する図。実施例４における太陽光発電システムの概略全体構成図。

以下、図面を用いて、本発明の実施形態について説明する。本発明を説明するための全図において、同一の機能を有するものは、同一の符号を付け、その繰り返しの説明は省略する場合がある。

図１は太陽光発電システムの概略全体構成図を示す。太陽光発電システム１は、太陽光パネル４、太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）5（以下、太陽光用ＰＣＳ５と称す）及び蓄電池システム２からなる。蓄電池システム２は、蓄電池７、蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）６（以下、蓄電池用ＰＣＳ６と称す）、及び電力制御装置３から構成される。電力制御装置３は、統括コントローラ９、インターネット等のネットワーク８を介して統括コントローラ９と相互に通信可能な外部コントローラ１０、及び外部コントローラ１０にシリアルバスあるいはパラレルバス等により接続される端末１１から構成される。既設あるいは新設の太陽光パネル４および太陽光ＰＣＳ５に、電力線を介して蓄電池システム２を接続することにより、容易に太陽光発電システム１を構成できる。また、既設の太陽光パネル４、蓄電池７、太陽光用ＰＣＳ５、及び蓄電池用ＰＣＳ６を有する設備に、信号線を介して電力制御装置３を接続することにより、太陽光発電システム１を容易に構成できるものである。

太陽光パネル４は太陽光によって発電し、その太陽光発電電力Ｐｐｖは、太陽光用ＰＣＳ５を介して直流から交流に変換され、電力系統１２へ供給される。また、蓄電池７は、蓄電池用ＰＣＳ６を介して電力系統１２に充放電電力Ｐｂａｔを充放電する。この結果、電力系統１２に対する全体のシステム出力Ｐｓｙｓは、太陽光発電電力Ｐｐｖと充放電電力Ｐｂａｔの合成出力となり、雲などの影響による太陽光発電電力Ｐｐｖの短周期変動は、充放電電力Ｐｂａｔにより相殺（補償）され、システム出力Ｐｓｙｓは平滑化される。すなわち、蓄電池システム２は、太陽光発電電力Ｐｐｖの変動抑制機能を有する。なお、ここで、太陽光パネル４は、例えば、単結晶シリコン型、多結晶シリコン型、微結晶シリコン型、アモルファスシリコン型等のシリコン系、あるいは、ＩｎＧａＡｓ、ＧａＡｓ系、ＣＩＳ系（カルコバライト系）等の化合物系の太陽電池を複数直並列接続されてなる。また、色素増感太陽電池あるいは有機薄膜太陽電池を用いた有機系の太陽光パネル４としても良い。なお、ＰＣＳ（パワーコンディショナ）５または６は、系統連系インバータと称される場合もある。また、太陽光パネル４による太陽光発電電力Ｐｐｖは、太陽光用ＰＣＳ５を介することにより、太陽光用ＰＣＳ５の容量により制限される。

電力制御装置３を構成する統括コントローラ９は、詳細は後述するが、変動抑制の目安となるシステム出力目標値Ｐｓｙｓ*を演算し、求めたシステム出力目標値Ｐｓｙｓ*に基づき充放電指令値Ｐｂ* を求め、蓄電池用ＰＣＳ６へ出力する。また、統括コントローラ９は、太陽光用ＰＣＳ５により計測される太陽光発電電力Ｐｐｖのモニタ信号である発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂ、及び蓄電池７より充電率（ＳＯＣ）を取得可能に構成される。図１では、太陽光用ＰＣＳ５及び蓄電池用ＰＣＳ６を、それぞれ単体にて設置する場合を示しているがこれに限られない。例えば、多数の太陽光パネル４を備えるメガソーラ等の大規模な太陽光発電システム１においては、これら複数の太陽光パネル４に応じて複数台の太陽光用ＰＣＳ５を設置すると共に、複数の蓄電池７に対応して複数台の蓄電池用ＰＣＳ６を設置する構成としても良い。この場合、統括コントローラ９は、システム出力目標値Ｐｓｙｓ*を複数台の太陽光用ＰＣＳ５の合計値として演算する。また、同様に統括コントローラ９は、充放電指令値Ｐｂ* を複数台の蓄電用ＰＣＳ６の合計値として演算する。また、発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂは、太陽光発電用ＰＣＳ５に別途設置される電力計等により計測する構成としても良い。

図２は統括コントローラ９の機能ブロック図である。統括コントローラ９は、長周期変動出力部２１と、平滑化処理部２２と、補正処理部２３とから構成される。統括コントローラ９は、太陽光用ＰＣＳ５から出力された発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂと蓄電池７から出力されたＳＯＣとを入力し、後述する演算処理によってシステム目標出力Ｐｓｙｓ*を算出する。その後、太陽光用ＰＣＳ５から出力された発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂとシステム目標出力Ｐｓｙｓ*との差分を取ることによって、システム目標出力Ｐｓｙｓ*を得るために必要な蓄電池７の充放電指令値Ｐｂ*を決定する。前記充放電指令値Ｐｂ*を蓄電池ＰＣＳ６に通知することで蓄電池７が充放電され（Ｐｂａｔ）、太陽光発電電力Ｐｐｖの変動が相殺（補償）されたシステム出力Ｐｓｙｓを得ることができる。そして、変動が抑制されたＰｓｙｓは電力系統１２へと供給される。

統括コントローラ９が備える、長周期変動出力部２１の概要について説明する。図３は、長周期変動出力部２１の演算の一例を示したものである。長周期変動成分Ｐｒｅｆは概ねその日の発電電力Ｐｐｖの24時間周期成分を描く曲線を描いたものである。例えば快晴時の日射から得られる発電カーブを三角関数で表現するなどの方法が知られており、ゼロ割りを防止するためのオフセット信号Ｐｏｆｆｓｅｔを加算して、以下のような式でＰｒｅｆを作成する。

ここでＸ、Ｙは任意のパラメータであり、これを調整すれば、薄曇りなど比較的長周期の発電変化が表現できる。また、θは日の出日の入りの間を－90°から＋90°で表現した関数とし、南中時刻T_N、および日の出時刻T_Rに基づきこれを設定する。

統括コントローラ９は、発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂに対して、長周期変動成分Ｐｒｅｆを除算することで、太陽光発電電力Ｐｐｖに含まれる短周期変動成分のみを抽出する。抽出した短周期変動成分のみを変動抑制することにより、24時間周期である長周期変動成分に対しての変動抑制を回避し、必要以上の発電電力Ｐｐｖとシステム出力Ｐｓｙｓの差を緩和できる。

統括コントローラ９は、前述したように短周期変動成分のみを抽出し、これを平滑化処理部２２にて変動抑制する。平滑化処理部２２にて実行される平滑化処理としては、移動平均方式や一次遅れなどのローパスフィルタ演算を行えばよい。

統括コントローラ９は、最終的なシステム目標出力Ｐｓｙｓ*を決定する前に、補正処理部２３による目標出力の補正処理を行う。本実施例では、補正処理部２３には蓄電池７から送信されるＳＯＣを受信している。受信するＳＯＣが高い場合、蓄電池７の放電を促進する必要がある。そこで、補正処理部２３はシステム目標出力Ｐｓｙｓ*を上昇させる。言い換えると、太陽光発電電力Ｐｐｖに加えて蓄電池７も放電させることで、電力系統１２への供給電力Ｐｓｙｓを上昇させる制御を実行し、蓄電池７のＳＯＣを低下させる。これとは逆に、ＳＯＣが低い場合は、蓄電池７の充電を促進する必要がある。そこで、補正処理部２３はシステム目標出力Ｐｓｙｓ*を低下させる。言い換えると、太陽光発電電力Ｐｐｖの一部を蓄電池７に充電させることで、電力系統１２への供給電力Ｐｓｙｓを低下させる制御を実行し、蓄電池７のＳＯＣを上昇させる。

更に、補正処理部２３は、電力系統１２に供給する電力に、電力変化率（量）などの制約がある場合は、前記システム目標出力Ｐｓｙｓ*の変化率（量）が前記制約を超えないよう、変化率（量）を制限する処理を実行しても良い。以上の処理によって前記システム目標出力Ｐｓｙｓ*が得られ、システム出力目標値Ｐｓｙｓ*に基づき充放電指令値Ｐｂ* を求め、蓄電池用ＰＣＳ６へと出力することで、電力系統１２には変動抑制された電力が供給されることとなる。

以上より、統括コントローラ９の全体的な処理内容について述べた。統括コントローラ９が備える長周期変動出力部２１が出力する長周期変動成分Ｐｒｅｆは、概ねその日の発電電力Ｐｐｖの24時間周期成分をモデル化して描く曲線であるが、これが日々の発電パターンに合致できるほど、長周期変動成分を除去した雲などによる短周期変動成分による太陽光発電電力Ｐｐｖの変動が抽出できる。そこで、本実施例における長周期変動出力部２１は、季節や日々の天候、その他の環境状況に応じて長周期変動成分Ｐｒｅｆを変更する機能を有する。

図４に、電力変動のイメージと、長周期変動成分Ｐｒｅｆの変更方法を説明するためのブロック線図を示す。前述した通り、長周期変動出力部２１が出力する長周期変動成分Ｐｒｅｆは、概ねその日の発電電力Ｐｐｖの24時間周期成分を描く曲線が望ましい。これは、図４の電力変動のイメージに示す通り、長周期変動成分Ｐｒｅｆを中心に、発電電力Ｐｐｖが上下に変動する状態である。言い換えると、発電電力Ｐｐｖと、長周期変動成分Ｐｒｅｆとで差をとった際、正となる電力差を積分した結果と、負となる電力差を積分した結果とが、概ね一致する状態である。

そこで、図４では、前述した２つの電力差を正と負で個別に積分する正負別積分処理４１と、正負別積分処理４１による正と負の個別の積分結果に基づいて長周期変動成分Ｐｒｅｆを決定する長周期変動決定処理４２とを備えることとした。例えば、正負別積分処理４１が、一日の間、発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂと長周期変動成分Ｐｒｅｆとの差を取り、正と負其々の電力差の積分を求め、一日の終わりに正と負のどちらの積分結果が大きかったかを確認する。正の電力差の積分結果が大きい場合は長周期変動成分Ｐｒｅｆを増加方向に変更し，負の電力差の積分結果が大きい場合は長周期変動成分Ｐｒｅｆを減少方向に変更する。これにより、一日前の発電状況を踏まえて長周期変動成分Ｐｒｅｆを決定できる。長周期変動成分Ｐｒｅｆの決定方法は、式（１）のＸを調整することで、一日の発電電力Ｐｐｖの24時間周期成分を描く曲線のピークの高さを調整する方法が採用できる。また、一日の終わりに調整量を決定する一日一回の調整としても良く、一時間単位など、一日の間に何度か調整量を決定して長周期変動成分Ｐｒｅｆを変更しても良い。更に、雲の影響で発電パターンの個体差が激しい場合は、ある程度の日数で均すために、複数日に１回変更してもよい。また、その時の気象条件（晴れ、曇り、雨など）毎に調整パラメータを設け、気象条件毎に調整パラメータを変更及び管理し、気象条件毎に24時間周期成分のピークの高さを調整しても良い。

以上の方法により、日々の条件に応じて最適となる長周期変動成分Ｐｒｅｆを設けることが可能となる。発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂに対して、日々の条件に応じて最適となる長周期変動成分Ｐｒｅｆを除算することで、太陽光発電電力Ｐｐｖに含まれる短周期変動成分を高精度に抽出し、短周期変動成分のみを変動抑制することで、24時間周期である長周期変動成分に対しての変動抑制を回避し、必要以上の発電電力Ｐｐｖとシステム出力Ｐｓｙｓの差を緩和できる。結果として、変動抑制に必要な蓄電池７の積載量を低減できる。

また、上記は式（１）のＸを調整する方法を説明したが、式（１）を用いない方法を採用することもできる。たとえば、長周期変動成分Ｐｒｅｆに初期値を設定し、発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂと長周期変動成分Ｐｒｅｆとで差をとり、所定時間後に正となる電力差を積分した結果と、負となる電力差を積分した結果とを比較する。正となる電力差の積分結果が大きい場合は長周期変動成分Ｐｒｅｆの値を所定値だけ上昇させ、負となる電力差の積分結果が大きい場合はＰｒｅｆの値を所定値だけ減少させる。このように、電力差の積分結果の大小関係に基づき、所定の時間間隔でＰｒｅｆの値を調整していくことで、時間に伴うＰｒｅｆの形状を決定することができる。

また、図４に換えて、図５の手段を用いることで日々の発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂをＰｒｅｆで除算し、変動抑制に必要な蓄電池７の積載量を低減しても良い。具体的に述べると、図５の変化量制限処理５１は、発電電力Ｐｐｖを変動抑制するにあたって目標となる所定時間間隔の電力変化率（量）よりも小さい電力変化率（量）で発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂの変化率（量）をリミット処理し、このリミット処理の結果をＰｒｅｆと決定して発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂを除算する。これにより、太陽光発電電力Ｐｐｖに含まれる短周期変動成分のみを抽出して変動抑制でき、24時間周期である長周期変動成分に対しての変動抑制を回避し、変動抑制に必要な蓄電池７の積載量の低減を実現できる。

上記実施例は太陽光発電装置を発電装置として、例えば日照を例にとり１日周期の長期変動成分に関して説明したが、風力、火力、水力等他の発電装置を、蓄電池装置と組み合わせて制御する場合において、異なる周期に関して本実施例のような制御を実施することができる。

図６は、第二の実施形態における統括コントローラ９の機能ブロック図である。本実施例の統括コントローラ９は、外部とやり取り可能なネットワーク８を介した信号が長周期変動出力部２１に入力されている。ネットワーク８を介して、外部コントローラ１０、及び端末１１と相互に通信し、長周期変動出力部２１の長周期変動成分Ｐｒｅｆの決定に影響を与えることができる。

図７に、本実施例における長周期変動成分Ｐｒｅｆの決定方法の一例を示す。ここでは、外部コントローラ１０、又は端末１１の何れかが気象データを提供できるものとし、気象データから、例えば一時間先の発電電力を推定できるものとした。気象データから発電電力を得る方法として、例えば、日射量と発電電力の関係をマップデータとして予め備えて日射量から発電電力に変換するか、日射量から発電電力を求めるための数式を実装しても良い。図７の白抜きの丸印は所定の時間間隔で気象データから発電電力が得られたタイミングを示しており、発電電力が得られない時間は得られたデータの線形補間にて対応している。これにより、例えば、一時間先の発電電力をもとに線形補間することで、気象データに基づく長周期変動成分Ｐｒｅｆが得られる。

以上より、気象情報も考慮した長周期変動成分Ｐｒｅｆを設けることが可能となる。気象情報を踏まえて短周期変動成分を抽出することで、少ない蓄電池７の積載量で太陽光発電電力Ｐｐｖの変動緩和が可能となる。

図８は、本実施例における、別の長周期変動出力部２１の処理内容を示している。この長周期変動出力部２１は、太陽光発電システム１が例えば、ネットワーク８を用いて外部から発電抑制指令を受けて発電を抑制する状況を考慮した、長周期変動成分Ｐｒｅｆの決定方法について示している。発電抑制指令を受信すると、通常では点線部のように半円を描くように発電電力が得られるのに対し、抑制指令値で頭打ちになる発電電力となる。そこで、長周期変動出力部２１は図８の実線に示すように頭打ちになった形状の長周期変動成分Ｐｒｅｆを用いる。この長周期変動成分Ｐｒｅｆを用いることで、発電抑制指令を受信した状況を踏まえて短周期変動成分が正しく抽出できるため、少ない蓄電池７の積載量で太陽光発電電力Ｐｐｖの変動緩和が可能となる。

なお、気象予報データ、気象データとは、例えば、季節、温度、気圧、湿度、日照、風況、天気等の情報を含む。

図９は、第三の実施形態における統括コントローラ９の機能ブロック図である。本実施例の統括コントローラ９は、外部とやり取り可能なネットワーク８を介した信号が長周期変動出力部２１に入力されると共に、統括コントローラ９の内部に記憶部１３が内蔵されている。なお、記憶部１３は統括コントローラ９の外部に設置されていても良く、記憶部１３からの情報に基づいて長周期変動出力部２１の長周期変動成分Ｐｒｅｆが決定できる手段であれば他の手段を採用することも可能である。本実施例の統括コントローラ９は取得した発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂを後述する処理を介して記憶部１３に保存することが可能である。

図１０に、本実施例における記憶部１３に蓄積するデータのイメージを示す。統括コントローラ９は発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂを取得すると同時に、そのデータ取得時の条件（季節や気象データ）についても取得する。そして、季節や気象データに応じた発電データとして発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂを記憶部１３に記憶する。このデータ蓄積作業を繰り返すことで、季節と気象データなどの条件に応じた発電履歴が蓄積でき、同条件の発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂを時間に応じて平均化することで、その条件を代表する発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂを作成することができる。この履歴データからの発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂ平均処理結果を長周期変動成分Ｐｒｅｆとして用い、現時刻の発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂの除算処理に適用することで、太陽光発電電力Ｐｐｖに含まれる短周期変動成分のみを抽出することが可能となる。抽出した短周期変動成分のみを変動抑制することにより、24時間周期である長周期変動成分に対しての変動抑制を回避し、必要以上の発電電力Ｐｐｖとシステム出力Ｐｓｙｓの差を緩和できる。

図１１は、異なる記憶部１３の機能を用いた場合の説明図である。具体的には、複数の長周期変動成分Ｐｒｅｆの形状を予め記憶部１３に記憶させた場合の長周期変動出力部２１の説明図を示している。ネットワーク８を介して、外部コントローラ１０、及び端末１１と相互に通信し、外部コントローラ１０、又は端末１１の何れかが気象データ等の環境情報を提供し、それに応じて最適となる長周期変動成分Ｐｒｅｆを、記憶部１３に記憶させた図１１の中から一日一回、もしくは一日複数回選択し、前記選択したＰｒｅｆを用いることで発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂから短周期変動成分を正しく抽出する。これにより、少ない蓄電池７の積載量で太陽光発電電力Ｐｐｖの変動緩和が可能となる。

本実施例では、実施例１から３記載の太陽光発電システム１に加えて、水電解装置９０と水素貯蔵タンク９１を備える。

水電解装置９０は、本実施例では、交流電力を吸収して水素を生成できる装置を例に示した。水電解装置９０はこの他に直流電力を吸収して水素を生成できるものを使用することもでき、この場合は、太陽光発電システム１の交流電力を直流電力に変換するための電力変換装置を、太陽光発電システム１と水電解装置９０との間に設置する必要がある。また、本実施例における水電解装置９０は、吸収する電力を統括コントローラ９からの指令で随時変更できるものとする。

水電解装置９０で生成された水素は水素貯蔵タンク９１に輸送及び貯蔵され、水素貯蔵タンク９１に貯蔵された水素は直接水素として活用されるか、水素発電機（図示せず）等で再び電気エネルギーに変換されて活用される。

本実施例の統括コントローラ９は、前述した長周期変動成分Ｐｒｅｆを、水電解装置９０への運転指令値として送信する。若しくは、発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂに対して、長周期変動成分Ｐｒｅｆを除算することで、太陽光発電電力Ｐｐｖに含まれる短周期変動成分のみを抽出し、抽出した短周期変動成分のみを変動抑制することで求めた出力（Ｐｓｙｓ*）を水電解装置９０への運転指令値として送信する。これにより、太陽光発電電力Ｐｐｖを水電解装置９０で吸収し（Ｐｗｅ）、水素を製造できる。そして、残存する短周期変動成分を蓄電池７からの充放電電力Ｐｂａｔで変動抑制し、水電解装置９０の性能によっては対応し切れない電力変動を抑制する。前述した長周期変動成分Ｐｒｅｆ若しくは短周期変動成分のみを変動抑制することで求めた出力Ｐｓｙｓ*を運転指令値として用いることで、残存する短周期変動成分は蓄電池７の充放電が偏らない充放電パターンとなる。その結果、水電解装置９０の運転のために設置する蓄電池７の積載量が低減できる。

以上より、太陽光発電システムを例に、本発明の実施例と適用効果について述べた。本発明は太陽光以外にも、風力発電システムなど、その他の発電システムについても適用できる。発電電力の変動を抑制しながら、変動抑制用の蓄電池７の積載量を低減可能な発電システムを提供することが可能となる。

１太陽光発電システム
２蓄電池システム
３電力制御装置
４太陽光パネル
５太陽光用パワーコンディショナ(ＰＣＳ)
６蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）
７蓄電池
８ネットワーク
９統括コントローラ
１０外部コントローラ
１１端末
１２電力系統
１３記憶部
９０水電解装置
９１水素貯蔵タンク

Claims

発電装置と、
前記発電装置の発電電力を充電して放電する蓄電池装置と、
前記蓄電池装置の充放電を制御する制御装置とを備え、
前記制御装置は、前記発電装置の発電電力の長周期成分を第一変動成分として求める第一変動成分モデルを有し、検出した前記発電装置の発電電力に対して、前記第一変動成分を除算することで前記発電装置の発電電力の短周期成分である第二変動成分を抽出し、前記第二変動成分をローパスフィルタ演算により平滑化した結果と前記第一変動成分とを合成した電力を前記発電装置と前記蓄電池装置から出力するように制御し、
前記制御装置は、前記発電装置の発電電力と前記第一変動成分の差を正負ごとに一定期間積分した時の正負の差に応じて前記第一変動成分が増加または減少する方向に前記第一変動成分モデルを変更する変更部を有することを特徴とする発電システム。
前記変更部は、過去の所定期間における前記発電装置の発電電力に基づき前記第一変動成分モデルを変更することを特徴とする請求項１記載の発電システム。
前記変更部は、過去の所定期間における前記発電装置の発電電力と前記第一変動成分モデルとの差を求め、
前記発電電力が前記第一変動成分モデルより大きい条件の電力差１と、前記発電電力が前記第一変動成分モデルより小さい条件の電力差２を比較し、
前記電力差１と前記電力差２の２つの電力量が所定の条件を満たした場合は前記第一変動成分を変更することを特徴とする請求項１記載の発電システム。
前記変更部は、前記電力差１が大きい場合は前記第一変動成分モデルを増加方向に変更し、前記電力差２が大きい場合は前記第一変動成分モデルを減少方向に変更することを特徴とする請求項３記載の発電システム。
前記変更部は、過去の所定期間における前記発電装置の発電電力をリミット処理し、前記リミット処理の結果に基づき前記第一変動成分モデルを変更することを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
前記過去の所定期間は、前日の１日であることを特徴とする請求項２乃至５のいずれか１項に記載の発電システム。
前記制御装置は、気象予報データ若しくは発電電力予測データを取得する手段を備え、
前記変更部は、前記気象予報データから推定した発電電力予測若しくは前記発電電力予測データに基づき前記第一変動成分モデルを変更することを特徴とする請求項１記載の発電システム。
前記制御装置が、前記発電装置の発電電力を抑制するための指令を受信した場合に、
前記変更部は、前記第一変動成分モデルを前記指令に基づき変更することを特徴とする請求項１記載の発電システム。
前記発電システムの内部又は外部に、前記第一変動成分モデルとして用いる一つ以上の変動パターンを記憶する記憶部を備え、
前記変更部は前記変動パターンの中から第一変動成分モデルとして用いるパターンを選択することで前記第一変動成分モデルを変更することを特徴とする請求項１記載の発電システム。
前記変更部は、前記第一変動成分モデルの変更を複数日に一回行うことを特徴とする請求項１記載の発電システム。
前記記憶部は季節、気象データ、若しくは発電状況に応じて変動パターンを保持し、
前記変更部は、季節、気象予報データ、発電履歴、又は発電状況に基づいて前記変動パターンを選択し、前記第一変動成分モデルを変更することを特徴とする請求項９記載の発電システム。
発電装置と、
前記発電装置の発電電力を充放電する蓄電池装置と
前記発電装置の発電電力から水素を製造する水素製造装置と、
前記蓄電池装置と前記水素製造装置を制御する制御装置とを備え、
前記制御装置は、前記発電装置の発電電力の長周期成分を第一変動成分として求める第一変動成分モデルを有し、前記発電装置の発電電力に対して、前記第一変動成分を除算することで前記発電装置の発電電力の短周期成分である第二変動成分を抽出し、前記第二変動成分をローパスフィルタ演算により平滑化した結果を前記第一変動成分に合成した電力を用いて水素製造、又は、逆潮流させる発電システムにおいて、
前記制御装置は、前記発電装置の発電電力と前記第一変動成分の差を正負ごとに一定期間積分した時の正負の差に応じて前記第一変動成分が増加または減少する方向に前記第一変動成分モデルを変更する変更部を有し、検出した前記発電装置の発電電力と前記変更部によって変更される第一変動成分を用いて第二変動成分を抽出し、前記第二変動成分を平滑化した結果と前記第一変動成分とを合成した電力に従って水素を製造するように前記水素製造装置を制御することを特徴とする発電システム。
発電装置の発電電力と前記発電装置の発電電力の長周期成分を第一変動成分として求める第一変動成分モデルを備え、前記発電装置の発電電力に対して、前記第一変動成分を除算することで前記発電装置の発電電力の短周期成分である第二変動成分を抽出し、前記第二変動成分をローパスフィルタ演算により平滑化し、前記平滑化した第二変動成分を前記第一変動成分モデルに合成し、前記合成した電力を前記発電装置と蓄電池装置から出力するように制御する発電システムの運転方法であって、
前記発電装置の発電電力と前記第一変動成分の差を正負ごとに一定期間積分した時の正負の差に応じて前記第一変動成分が増加または減少する方向に前記第一変動成分モデルを変更することを特徴とする発電システムの運転方法。