JP7169144B2 - 蓄電設備管理装置および蓄電設備管理方法 - Google Patents
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Description
本発明は、蓄電設備管理装置および蓄電設備管理方法に関する。
企業が事業活動で使う電気全量の再生可能エネルギー(以下、再エネまたは再生可能エネと記す)化を目指す企業連合「RE100」は現在、世界の大企業136社が参加する。我が国からは7社が参画しており、2018年7月には環境省ならびに外務省が申請手続きをしている。「RE100」が定める再生可能エネルギー調達の条件は以下のようである。
〇自社設備
・社屋屋上の太陽光発電や工場敷地内の風力発電の自家消費
・他社設備からの購入(他社が屋上に設置した太陽光発電を購入)
〇自社設備以外
・自社敷地外に建設した再エネ発電所から直接調達(自営線利用)
・自社敷地外に建設した他社の再エネ発電所からの直接調達(電力系統を経由)
・再エネ由来電力を扱う電力メニューを契約
・再エネ電力証書の購入
・社屋屋上の太陽光発電や工場敷地内の風力発電の自家消費
・他社設備からの購入(他社が屋上に設置した太陽光発電を購入)
〇自社設備以外
・自社敷地外に建設した再エネ発電所から直接調達(自営線利用)
・自社敷地外に建設した他社の再エネ発電所からの直接調達(電力系統を経由)
・再エネ由来電力を扱う電力メニューを契約
・再エネ電力証書の購入
現状では、再エネ証書購入による間接的な「再エネ利用」が多いと言われている。わが国でも、既存水力発電等の環境価値を切り出し、特定の需要家に電力メニューとして提供するサービスがあるが、再エネの絶対量が増えたわけではないので、結果的に他の需要家が使用する電力のCO2排出係数が上昇することになり、根本的な解決策とは言えない。
また我が国では2012年7月の再生可能エネルギーの固定価格買取制度(以下、FIT制度と記す)の導入により、再エネ電力は電力会社が一定期間、固定価格で買取るよう義務付けられ、太陽光発電を主にして再エネ発電量は急激に増加した。但し、電力会社が買取るための費用は、全ての電気利用者から電気料金の一部として集めた「再エネ賦課金(再生可能エネルギー発電促進賦課金)」で賄われている。そのため、FIT電力は電気利用者すべてが費用の負担をしており、その環境価値は電気を使う人のもとに帰属しているため、RE100に利用することは出来ない。
以上のような背景から脱炭素化に取組む企業等では、FIT制度を利用せずに、太陽光発電などの再エネ電力を自家消費することによって「自社のCO2削減に役立てたい」というニーズが高まっている。
〈自己託送制度〉
さて、電力自由化の一環として2014年4月に自己託送制度が施行された。企業が工場などで自家発電した電力を、電力会社の送配電ネットワークを利用して、離れた場所にある自社事業所へ供給できる一般電気事業者が提供する送電サービスである(図7参照)。図7は、非特許文献1に記載されている「自己託送の制度化による託送供給のイメージ」を示す模式図である。図7に示す構成では、自家用発電設備101で発電された電力が、一般電気事業者が保有する送配電ネットワーク102を介して、別の場所にある自社工場等の設備103へ送電される。
さて、電力自由化の一環として2014年4月に自己託送制度が施行された。企業が工場などで自家発電した電力を、電力会社の送配電ネットワークを利用して、離れた場所にある自社事業所へ供給できる一般電気事業者が提供する送電サービスである(図7参照)。図7は、非特許文献1に記載されている「自己託送の制度化による託送供給のイメージ」を示す模式図である。図7に示す構成では、自家用発電設備101で発電された電力が、一般電気事業者が保有する送配電ネットワーク102を介して、別の場所にある自社工場等の設備103へ送電される。
自己託送では「計画値同時同量」ルールが適用され、発電・需要の双方において同時同量の義務がある。事前に策定した発電計画または需要計画と、実際の供給における発電実績または需要実績とを30分単位で一致させる必要がある。計画と実績が一致しない場合は、その量に応じた「インバランス料金」を支払う必要がある。
需要家の全電力を供給する方法と小売事業者と按分する部分供給があり、部分供給では次の3通りパターンがある。(1)横切型部分供給;小売事業者が一定量のベース供給を行い、自己託送にて負荷追従供給を行う(この逆も可)。(2)縦切型部分供給;自己託送により、一部の時間帯に負荷追従供給し、小売事業者がそれ以外の時間帯の負荷追従供給を行う。(3)通告型部分供給;自己託送により通告値によるベース供給を行い、小売事業者が通告値によるものを除いた負荷追従供給を行う。
既に一部の企業では当該制度を活用し、工場に新たに8MW級と5MW級のコージェネ設備を追加設置し発電電力の一部(余剰電力)を電力系統を介して、距離約50kmに遠隔立地する別工場に通告型部分供給方式で自己託送する事例が実施されている。
現在の我が国ではFIT制度が実施されており、太陽光発電や風力発電などの再エネ電力を「売電」することが経済合理性を有しており、自家消費を目的として再エネ電力を自己託送する試みは行われていない。
RE100実現を目指す企業の本社が都市部立地の高層建物であり、事業拠点が各地に点在する低層建物である場合を想定する。一般に市街地における高層建物では太陽光発電が設置可能な屋上面積や空地が限られており、再エネ電力で本社の電力需要を賄う事が出来ない。他方、事業拠点である低層建物屋上に太陽光発電を設置すれば、再エネ電力だけで各拠点の電力需要を上回る状況になる可能性があり、再エネ余剰電力の発生が期待できる。
RE100実現を目指す企業の本社が都市部立地の高層建物であり、事業拠点が各地に点在する低層建物である場合を想定する。一般に市街地における高層建物では太陽光発電が設置可能な屋上面積や空地が限られており、再エネ電力で本社の電力需要を賄う事が出来ない。他方、事業拠点である低層建物屋上に太陽光発電を設置すれば、再エネ電力だけで各拠点の電力需要を上回る状況になる可能性があり、再エネ余剰電力の発生が期待できる。
RE100実現の方策の一例として、各地に点在する事業拠点の再エネ余剰電力を本社向けに自己託送することが考えられる。通告型部分供給での自己託送を実現するためには、上述の「計画値同時同量」に適合させるために蓄電池等を調整力として再エネ発電電力の出力変動を補償する必要がある(図8参照)。図8は、RE100実現の手段として再エネ電力の自己託送を行う構成の一例を示す模式図である。図8に示す構成例では、事業拠点等の自家用発電設備211および221で発電された電力が、一般電気事業者が保有する送配電ネットワーク231を介して、都市部立地の本社屋等の設備241へ送電される。図8に示す構成例では、自家用発電設備211が太陽光発電システム212と蓄電池システム213を備え、自家用発電設備221が太陽光発電システム222と蓄電池システム223を備える。
上述の技術課題に関連した研究開発事例として新エネルギー・産業技術総合開発機構(以下、NEDO)が平成18年度から5年間実施した「大規模電力供給用太陽光発電系統安定化等実証研究」が挙げられる(非特許文献2)。その目的の一つが、太陽光発電電力を受け入れる電力会社の需給計画と整合のとれた出力制御技術開発(計画発電技術開発)であった。数時間オーダーでの大規模太陽光発電(定格5000kW)の出力制御に大容量蓄電池(定格1500kW)を利用し、さらに日射量予測精度の改善等の取り組みにより、最終的には8割程度の確率で計画通りの運転を実現した、と報告されている。実施された計画発電の試験結果を図9に示す。図9は、NEDO「大規模電力供給用太陽光発電系統安定化等実証研究」での計画運転試験結果(平成18~22年度成果報告書、稚内サイト)を示す図である。図9(a)は、発電計画(破線)と実際の発電所出力(実線)の変化を示す図であり、横軸が時刻(目盛りの数値は「年/月/日」)であり、縦軸が出力[kW]である。図9(b)は、PV(太陽光発電)(実線)およびNaS電池(ナトリウム硫黄電池(蓄電池))(破線)の各出力および蓄電池SOC(State Of Charge;充電率)(鎖線)の変化を示す図であり、横軸が時刻(目盛りの数値は「年/月/日」)であり、縦軸が出力[kW]およびSOC[%]である。図9(c)は、日射量予測値(30分値)と実測値(30分平均)の変化を示す図であり、横軸が時刻(目盛りの数値は「年/月/日」)であり、縦軸が日射量[kW/m2]である。
毎日の計画発電の形は「表彰台」型である。なお、試験タイムフローは次の通りである。すなわち、18時に翌日の発電計画を作成する。当日の運用では1日2回、10時および15時に運用実績ならびに蓄電池SOC推移の予測を実施する。
3日目と5日目(2010年8月21、23日)の結果は日射量実績値と予測値で乖離があるものの、日射量絶対値が低かったため太陽光発電出力が最大でも1000kW程度に止まり、大容量蓄電池が余裕をもって発電計画値に調整できたと考えられる。その一方、2日目(2010年8月20日)は、特に午後に日射量実績値が予測値を大きく超過したため、午後に計画されていなかった発電出力が発生した。また6日目(2010年8月24日)は、午前中に日射量実績値が予測値を大きく超過したため、蓄電池出力上限の制約から、午前中は計画値を大きく逸脱した。
3日目と5日目(2010年8月21、23日)の結果は日射量実績値と予測値で乖離があるものの、日射量絶対値が低かったため太陽光発電出力が最大でも1000kW程度に止まり、大容量蓄電池が余裕をもって発電計画値に調整できたと考えられる。その一方、2日目(2010年8月20日)は、特に午後に日射量実績値が予測値を大きく超過したため、午後に計画されていなかった発電出力が発生した。また6日目(2010年8月24日)は、午前中に日射量実績値が予測値を大きく超過したため、蓄電池出力上限の制約から、午前中は計画値を大きく逸脱した。
関西電力株式会社、"電気事業法の改正等に伴う託送供給約款の変更届出等について""<添付資料>電気事業法の改正等に伴う託送供給約款の変更届出等の概要 [PDF 129KB] "、[online]、2013年12月26日、[2018年9月9日検索]、インターネット〈URL:http://www.kepco.co.jp/corporate/pr/2013/1226_1j.html〉、インターネット〈URL:http://www.kepco.co.jp/corporate/pr/2013/__icsFiles/afieldfile/2013/12/26/1226_1j_01.pdf〉
独立行政法人 新エネルギー・産業技術総合開発機構(NEDO)、"平成18年度~平成22年度成果報告書 大規模電力供給用太陽光発電系統安定化等実証研究(稚内サイト)"、[online]、2012年3月27日、[2018年9月9日検索]、インターネット〈URL:http://www.nedo.go.jp/library/seika/shosai_201203/20120000000077.html〉
解決しようとする課題は、日射量予測技術ならびに蓄電池管理技術が内包する予測誤差の発生を考慮した上で、設備する蓄電池の最小限容量の合理的評価手法の構築や、小容量蓄電池の最適な充放電制御ロジックの構築が、現在のところまだなされていない、ということである。
上記課題を解決するため、本発明の一態様は、所定のデータベースを参照することで予測した需要電力予想値と再生可能エネルギーによる発電電力予測値に基づき余剰電力予測値が発生する託送時間帯を特定し、前記託送時間帯が所定値以上の複数の単位時間にわたる場合、前記託送時間帯を1または複数の前記単位時間からなる複数の時間区分に分割し、前記時間区分毎に託送電力が一定となるように蓄電設備の充放電計画を策定し、策定した前記充放電計画を所定の記憶部に記憶する充放電計画策定部を備える蓄電設備管理装置である。
また、本発明の一態様は、上記蓄電設備管理装置であって、前記充放電計画策定部は、前記時間区分ごとに前記蓄電設備の充電量と放電量が一致するように前記充放電計画を策定する。
また、本発明の一態様は、上記蓄電設備管理装置であって、前記充放電計画策定部が策定した少なくとも1年間分の前記充放電計画に基づき、前記蓄電設備の必要な容量を算出して、算出した前記容量を前記記憶部に記憶する蓄電設備容量算出部を備える。
また、本発明の一態様は、蓄電設備管理装置が備える充放電計画策定部によって、所定のデータベースを参照することで予測した需要電力予想値と再生可能エネルギーによる発電電力予測値に基づき余剰電力予測値が発生する託送時間帯を特定し、前記託送時間帯が所定値以上の複数の単位時間にわたる場合、前記託送時間帯を1または複数の前記単位時間からなる複数の時間区分に分割し、前記時間区分毎に託送電力が一定となるように蓄電設備の充放電計画を策定し、策定した前記充放電計画を所定の記憶部に記憶する蓄電設備管理方法である。
本発明の各態様によれば、託送時間帯を分割した複数の時間区分毎に託送電力が一定となるように蓄電設備の充放電計画が策定される。したがって、全託送時間帯一括で充放電計画を策定する場合と比較して充電量と放電量を小さくすることができるので、小容量の蓄電池に適した充放電計画を策定することができる。
以下、図面を参照して本発明の実施形態について説明する。図1は、本発明の一実施形態に係る蓄電設備管理装置1の概略構成を示す構成図である。図1に示す蓄電設備管理装置1は、サーバ等のコンピュータとその周辺装置から構成され、そのコンピュータで所定のプログラムを実行することで動作する。蓄電設備管理装置1を構成するコンピュータは、例えば、CPU(中央処理装置)、記憶装置、入出力装置、通信装置等を有する。
蓄電設備管理装置1は、同装置1を構成するコンピュータと周辺装置等のハードウェアと所定の記憶装置に記憶されているプログラム、データ等のソフトウェアの組み合わせから構成される機能的構成要素として、充放電計画策定部2、蓄電設備容量算出部3および記憶部4を有する。
充放電計画策定部2は、所定のデータベース5を参照することで予測した需要電力予想値と再生可能エネルギー(以下、再エネという)による発電電力予測値に基づき余剰電力予測値が発生する託送時間帯を特定し、託送時間帯が所定値以上の複数の単位時間にわたる場合、託送時間帯を1または複数の単位時間からなる複数の時間区分に分割し、時間区分毎に託送電力が一定となるように所定の蓄電設備の充放電計画を策定し、策定した充放電計画を所定の記憶部4に記憶する。また、充放電計画策定部2は、例えば、時間区分ごとに蓄電設備の充電量と放電量が一致するように充放電計画を策定する。充放電計画は、放電電力値または充電電力値の制御目標値を単位時間より短い時間単位で定めた予定を表す情報である。また、充放電計画策定部2は、時間区分毎に託送電力が一定となるように電力託送計画を策定して記憶部4に記憶する。この場合、電力託送計画は、充放電計画に基づく蓄電設備からの充放電を前提として策定されている。
なお、需要電力予想値は蓄電設備管理装置1が管理対象とする施設等における需要電力(建物電力需要ともいう)の将来の所定の期間における推定値であり、発電電力予測値は、蓄電設備管理装置1が管理対象とする、太陽光発電等の再エネによる発電設備における発電電力の将来の所定の期間における推定値である。また、データベース5は、所定のデータを格納したファイルとそのファイルを管理するコンピュータからなるシステムであり、需要電力予想値と発電電力予測値を予測するための情報を記憶し、提供する。データベース5は、例えば通信ネットワークを介して分散して配置された複数のコンピュータを用いて構成される。データベース5は、例えば、日射量の予測値や観測値を表す情報、天気、気温、湿度等の予測値や観測値を表す情報、蓄電設備管理装置1が管理対象とする施設等における電力需要設備の仕様、発電設備の仕様、電力需要や発電の実績値等を表す情報等を記憶し、提供する。
また、本実施形態において蓄電設備とは、蓄電池、充放電装置、制御装置等を備え、充放電計画策定部2が策定した充放電計画に基づき、電力を充放電する。蓄電設備は、蓄電設備管理装置1によって直接、充放電計画に基づき電力の充放電を制御されてもよいし、他の制御装置によって、蓄電設備管理装置1が策定した充放電計画に基づき電力の充放電を制御されてもよい。また、蓄電設備は、複数個所に蓄電池、充放電装置、制御装置等を分散して配置されていてもよい。また、単位時間は、計画値同時同量ルールで定められた単位時間であり、30分間である(以下、この単位時間を30分単位ともいう)。ただし、単位時間は、30分間に限定されない。
蓄電設備容量算出部3は、充放電計画策定部2が策定した少なくとも1年間分の充放電計画に基づき、蓄電設備の必要な容量を算出して、算出した容量を記憶部4に記憶する。蓄電設備の必要な容量は、例えば、充放電計画を実行可能な蓄電設備の最低容量に、所定の安全係数を乗じた値等とすることができる。蓄電設備の必要な容量は、例えば、少なくとも1年間分の充放電計画における放電電力の最大値および充電電力の最大値と、連続した1回の放電時および充電時における放電電力量の最大値および充電電力量の最大値に基づいて決定することができる。
なお、本実施形態に係る蓄電設備管理装置1は、例えば、託送の送り側での太陽光発電等の再エネ電力と建物電力需要との差分である再エネ余剰電力を、蓄電池等を利用して託送に適した計画値同時同量が容易に実現可能な平滑化された電力に整形する際に使用することができる。この場合、蓄電設備管理装置1は、まず託送時間帯を定め、その時間帯を複数の時間区分に分けた託送電力の計画を立案し、そして調整力である蓄電池を利用して各時間区分の託送電力を一定値(kW)に整形する充放電制御の計画である充放電計画を策定する。また、蓄電設備管理装置1は、当該目的で利用する蓄電池最小限容量を評価する際に使用することができる。
ここで、図2および図3を参照して、図1に示す充放電計画策定部2の動作例について説明する。図2は、託送電力の計画イメージを示す模式図であり、横軸が時刻、縦軸が再エネ余剰電力を表す。図3は、図2に示す時間区分A1およびA2を拡大して、充放電計画における蓄電池充放電制御の例を示す模式図であり、横軸が時刻、縦軸が再エネ余剰電力を表す。なお、この動作例において、充放電計画策定部2は、調整力である蓄電池容量を最小限に限定するために、実線で示した託送電力の計画値を、破線で示した再エネ余剰電力の予測曲線に追随する形で複数の時間区分毎に一定値とする(託送電力を時間帯で一定値とすると、必要となる蓄電池容量が過大となるため)。託送電力の計画方法(手順P1~P3)を以下の変数表記で述べる。
PV(t):再エネ発電電力の予測値、
LOAD(t):建物電力需要の予測値、
PV(t)-LOAD(t):再エネ余剰電力の予測値、
t:30分単位の時刻、
A:託送時間帯(単位は時間)
P(A):託送電力の計画値
LOAD(t):建物電力需要の予測値、
PV(t)-LOAD(t):再エネ余剰電力の予測値、
t:30分単位の時刻、
A:託送時間帯(単位は時間)
P(A):託送電力の計画値
(手順P1)「託送時間帯」は再エネ電力が建物電力需要を上回る計画上の時間帯であり、充放電計画策定部2は、以下の条件式で判定して託送時間帯Aを計画する(図2参照)。
ここで、時刻tstartは託送時間帯Aの開始時刻であり、時刻tstopは託送時間帯Aの終了時刻-30分である。
なお、図2は、託送電力の受け側での電力調達計画の立案し易さを勘案して、1つの託送時間帯Aを表彰台型の3つの時間区分A1、A2、およびA3に分ける計画例を示す。
(手順P2)次に、充放電計画策定部2は、時間区分A1、A2、およびA3を次のようにして決定する。なお、図2に示す例では、時間区分A1は時刻tstart~時刻t1+30分までの時間であり、時間区分A2は時刻t1+30分~時刻t2+30分までの時間であり、時間区分A3は時刻t2+30分からtstop+30分までの時間である。時間区分A1、A2、およびA3は、託送時間帯Aの長短によって、以下のように定まる。なお、時刻t1と時刻t2は30分単位の時刻である。
・A<90分の場合(託送時間帯Aにおける30分単位が2つまでの場合):託送時間帯Aを時間区分A1だけで表記し、時間区分A1は時刻tstartから時刻tstop+30分までの時間である。
・A≧90分、且つA1=A2=A3に区分できる場合(託送時間帯Aの30分単位の個数が3の倍数個):「A1=A2=A3」を満たす時刻t1およびt2を決定する。
・A≧90分、且つA1=A2=A3に区分できない場合(託送時間帯Aの30分単位の個数が3の倍数個でない場合):
例えば、託送時間帯Aの30分単位の個数が3の倍数個から1つ余れば時間区分A2に振り分け、「A1=A2-30分=A3」を満たす時刻t1およびt2を決定する。
例えば、託送時間帯Aの30分単位の個数が3の倍数個から2つ余れば時間区分A2と時間区分A3に振り分け、「A1=A2-30分=A3-30分」を満たす時刻t1およびt2を決定する。
例えば、託送時間帯Aの30分単位の個数が3の倍数個から1つ余れば時間区分A2に振り分け、「A1=A2-30分=A3」を満たす時刻t1およびt2を決定する。
例えば、託送時間帯Aの30分単位の個数が3の倍数個から2つ余れば時間区分A2と時間区分A3に振り分け、「A1=A2-30分=A3-30分」を満たす時刻t1およびt2を決定する。
(手順P3)次に、充放電計画策定部2は、蓄電池容量を最小限に限定することを目的として、各時間区分(ここでは時間区分A1、A2、およびA3)において、蓄電池の充電量と放電量とを一致させることを条件として充放電制御を行う(図3参照)。各時間区分における託送電力は以下のように計画される。
・A<90分の場合:
・A≧90分の場合:
図3に示す例では、例えば時間区分A1については、託送電力の計画値P(A1)が、時間区分A1の再エネ余剰電力の予測値PV(t)-LOAD(t)の平均値と一致するように決定される。また、例えば時間区分A1では、再エネ余剰電力の予測値PV(t)-LOAD(t)が託送電力の計画値P(A1)を下回る場合に、再エネ余剰電力の予測値PV(t)-LOAD(t)と蓄電設備からの放電量の合計値が託送電力の計画値P(A1)と一致するように放電量が充放電計画策定部2によって決定される。また、再エネ余剰電力の予測値PV(t)-LOAD(t)が託送電力の計画値P(A1)を上回る場合に、再エネ余剰電力の予測値PV(t)-LOAD(t)と蓄電設備への充電量の合計値が託送電力の計画値P(A1)と一致するように充電量が充放電計画策定部2によって決定される。
次に、図4から図6を参照して、図1に示す蓄電設備容量算出部3が、充放電計画策定部2と連携して、蓄電設備の必要な容量を算出する際の動作例について説明する。図4から図6は、図1に示す充放電計画策定部2と蓄電設備容量算出部3が蓄電設備の必要な容量を算出する際の動作例を説明するための模式図である。図4は、蓄電設備管理装置1を用いて再エネ発電出力を平滑化する蓄電池容量を評価する際の処理の流れを示す。図5は、一時間単位の太陽光発電量予測値に対する発電量実績値のバラツキ分布の例を示す。図5の横軸は一時間単位の太陽光発電量予測値に対する実績値の比率であり、縦軸は頻度である。図6は、太陽光発電量の予測誤差を考慮した蓄電池容量のバラツキ分布の例を示す。図6の横軸は蓄電池容量であり、縦軸は算出された回数である。
本実施形態において、蓄電設備管理装置1を用いた蓄電設備の容量の評価は、図4に示す手順(1)から手順(6)を組み合わせることで実施することができる。なお、蓄電設備管理装置1が管理対象とする施設は建物であるとする。また、蓄電設備管理装置1が管理対象とする発電設備は太陽光発電設備であるとする。
手順(1);託送の送り側の太陽光発電の年間時別発電量推定:
充放電計画策定部2は、管理対象とする発電設備の立地での日射量として例えばNEDO(新エネルギー・産業技術総合開発機構)保有の年間時別日射量データベース(データベース5の一例)D1を参照し、立地場所および太陽光発電設備等の定格出力D2に基づき、当該データベースを利用して年間時別発電量(24時間365日の発電量)を推定する(S1)。
充放電計画策定部2は、管理対象とする発電設備の立地での日射量として例えばNEDO(新エネルギー・産業技術総合開発機構)保有の年間時別日射量データベース(データベース5の一例)D1を参照し、立地場所および太陽光発電設備等の定格出力D2に基づき、当該データベースを利用して年間時別発電量(24時間365日の発電量)を推定する(S1)。
手順(2);託送の送り側の建物の年間時別電力需要の推定:
次に、充放電計画策定部2は、管理対象の建物の年間時別の建物電力需要(24時間365日の電力需要)を推定する(S2)。充放電計画策定部2は、例えば、日本コージェネレーションセンター(現、コージェネレーション・エネルギー高度利用センター)編の「コージェネレーション総合マニュアル」に電力需要原単位として記載されている、建物用途別ピーク値、月別・時間別負荷パターン等に基づき、建物用途毎に年間時別電力需要を推定することができる。
次に、充放電計画策定部2は、管理対象の建物の年間時別の建物電力需要(24時間365日の電力需要)を推定する(S2)。充放電計画策定部2は、例えば、日本コージェネレーションセンター(現、コージェネレーション・エネルギー高度利用センター)編の「コージェネレーション総合マニュアル」に電力需要原単位として記載されている、建物用途別ピーク値、月別・時間別負荷パターン等に基づき、建物用途毎に年間時別電力需要を推定することができる。
手順(3);太陽光発電量の予測誤差の定量評価(図5参照):
次に、蓄電設備容量算出部3は、発電量予測の実績データD4に基づき、太陽光発電量の一時間単位での実績値と予測値の差分を求め(S3)、予測誤差分布を導出する(S4)。蓄電設備容量算出部3は、例えば、託送の送り側である太陽光発電所における管理システムが備える当日朝7:00時点での発電量予測結果の30分単位の予測値と、それに対応する30分単位の発電量実績値のバラツキ(=誤差)データを整理して、予測誤差分布を導出する。図5は、出願人が運営管理する大規模太陽光発電所でのデータを分析した結果を示し、横軸は発電量の(実績値-予測値)×100/(太陽光発電設備の定格出力)の値を表す。横軸のプラス領域が実績値の方が大きかった場合であり、マイナス領域は実績値が小さかった場合である。当該データを正規化したものは予測誤差分布の確率密度関数に相当する。
次に、蓄電設備容量算出部3は、発電量予測の実績データD4に基づき、太陽光発電量の一時間単位での実績値と予測値の差分を求め(S3)、予測誤差分布を導出する(S4)。蓄電設備容量算出部3は、例えば、託送の送り側である太陽光発電所における管理システムが備える当日朝7:00時点での発電量予測結果の30分単位の予測値と、それに対応する30分単位の発電量実績値のバラツキ(=誤差)データを整理して、予測誤差分布を導出する。図5は、出願人が運営管理する大規模太陽光発電所でのデータを分析した結果を示し、横軸は発電量の(実績値-予測値)×100/(太陽光発電設備の定格出力)の値を表す。横軸のプラス領域が実績値の方が大きかった場合であり、マイナス領域は実績値が小さかった場合である。当該データを正規化したものは予測誤差分布の確率密度関数に相当する。
手順(4);太陽光発電の年間時別発電量予測値の算出:
次に、蓄電設備容量算出部3は、手順(3)で導出した予測誤差分布を参照したモンテカルロ計算を行うことにより(S5)、手順(1)で定められた年間時別発電量を実測値と見なした場合の年間時別発電量予測値を算出する(S6)。すなわち、蓄電設備容量算出部3は、乱数(疑似乱数)を用いて、手順(3)で導出した予測誤差分布と同様のバラツキを有するように手順(1)で定められた年間時別発電量を修正することで、年間時別発電量予測値を算出する。
次に、蓄電設備容量算出部3は、手順(3)で導出した予測誤差分布を参照したモンテカルロ計算を行うことにより(S5)、手順(1)で定められた年間時別発電量を実測値と見なした場合の年間時別発電量予測値を算出する(S6)。すなわち、蓄電設備容量算出部3は、乱数(疑似乱数)を用いて、手順(3)で導出した予測誤差分布と同様のバラツキを有するように手順(1)で定められた年間時別発電量を修正することで、年間時別発電量予測値を算出する。
手順(5);再エネ余剰電力を原資とした託送計画し、年間シミュレーションで所要の蓄電池容量を算出:
次に、充放電計画策定部2は、手順(4)で算出された太陽光発電の年間時別発電量予測値と、手順(2)で算出した建物の年間時別電力需要との差分(=余剰電力)を原資として、充放電計画と電力託送計画を策定して、年間時別託送電力を計画する(S7)。ここで、充放電計画策定部2は、図2および図3を参照して説明したようにして、365日分1日毎に、充放電計画を策定するとともに、時間区分毎に託送電力が一定となるように電力託送計画を策定して記憶部4に記憶する。
次に、充放電計画策定部2は、手順(4)で算出された太陽光発電の年間時別発電量予測値と、手順(2)で算出した建物の年間時別電力需要との差分(=余剰電力)を原資として、充放電計画と電力託送計画を策定して、年間時別託送電力を計画する(S7)。ここで、充放電計画策定部2は、図2および図3を参照して説明したようにして、365日分1日毎に、充放電計画を策定するとともに、時間区分毎に託送電力が一定となるように電力託送計画を策定して記憶部4に記憶する。
次に、蓄電設備容量算出部3は、次の制約条件の下、太陽光発電および蓄電池からなる電源システムの10年ライフサイクルコスト(初期費用+メンテナンス費用+ランニング費用)が最小となるように(S8)、蓄電池の定格出力(kW)と容量(kWh)を算出する(S9)。蓄電設備容量算出部3は、例えば、制約条件を「太陽光発電+蓄電池放電+買電>建物電力需要+蓄電池充電+託送電力」として、蓄電池の定格出力(kW)と容量(kWh)を算出する。ここで、最適化変数はそれぞれ30分単位の蓄電池の充放電電力と買電電力である。
手順(6);太陽光発電量予測誤差を考慮した蓄電池最適容量を評価(図6参照):
蓄電設備容量算出部3は、手順(4)のモンテカルロ計算を再実行して年間時別発電量予測値を再算出し(S5~S6)、充放電計画策定部2と蓄電設備容量算出部3は、手順(5)の年間シミュレーションを再実行して所要の蓄電池設備容量を再算出する(S7~S9)。蓄電設備容量算出部3は、繰返し算出された蓄電池容量の分布が正規分布と見なせるまで上記過程を所定の回数、繰り返す(S10)。
所定の回数、繰り返した後(S10:yes)、蓄電設備容量算出部3は、算出された蓄電池容量の分布から蓄電池最適容量を決定する(S11)。正規分布では平均値±(標準偏差σの2倍)の範囲に収まる確率は約95%なので、例えば蓄電池最適容量は(平均値+2σ)を上限値として評価すればよい。
蓄電設備容量算出部3は、手順(4)のモンテカルロ計算を再実行して年間時別発電量予測値を再算出し(S5~S6)、充放電計画策定部2と蓄電設備容量算出部3は、手順(5)の年間シミュレーションを再実行して所要の蓄電池設備容量を再算出する(S7~S9)。蓄電設備容量算出部3は、繰返し算出された蓄電池容量の分布が正規分布と見なせるまで上記過程を所定の回数、繰り返す(S10)。
所定の回数、繰り返した後(S10:yes)、蓄電設備容量算出部3は、算出された蓄電池容量の分布から蓄電池最適容量を決定する(S11)。正規分布では平均値±(標準偏差σの2倍)の範囲に収まる確率は約95%なので、例えば蓄電池最適容量は(平均値+2σ)を上限値として評価すればよい。
以上のように、本実施形態によれば、電力託送計画において、小容量蓄電池の最適な充放電計画の策定と、日射量予測技術ならびに蓄電池管理技術が内包する予測誤差の発生を考慮した上で設備する蓄電池の最小限容量の合理的評価を行うことができる。また、本実施形態によれば、託送時間帯を分割した複数の時間区分毎に託送電力が一定となるように蓄電設備の充放電計画が策定される。この構成によれば、全託送時間帯一括で充放電計画を策定する場合と比較して充電量と放電量を小さくすることができるので、小容量の蓄電池に適した充放電計画を策定することができる。また、本実施形態によれば、時間区分ごとに蓄電設備の充電量と放電量が一致するように充放電計画が策定される。この構成によれば、時間区分毎の蓄電池の充電率を一定にすることができる。
また、本実施形態によれば、上述の方法によって各地に点在する企業等の事業拠点の間で自家消費を目的として再エネ余剰電力の自己託送を実現することが可能となる。再エネ余剰電力を託送可能とする調整力である蓄電池容量を合理的評価が可能になる。その結果、企業全体として再エネに基づいた電力ならびに環境価値を無駄なく融通することが可能になり、例えばRE100の目標達成を支える電源システムの合理的設計が容易になる。
以上、この発明の実施形態について図面を参照して説明してきたが、具体的な構成は上記実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。例えば、図1に示す充放電計画策定部2と蓄電設備容量算出部3は、一体的に構成されていたり、蓄電設備容量算出部3が充放電計画策定部2を含む形態で構成されていたりしてもよい。
1 蓄電設備管理装置
2 充放電計画策定部
3 蓄電設備容量算出部
4 記憶部
5 データベース
2 充放電計画策定部
3 蓄電設備容量算出部
4 記憶部
5 データベース
Claims (4)
- 所定のデータベースを参照することで予測した需要電力予想値と再生可能エネルギーによる発電電力予測値に基づき余剰電力予測値が発生する託送時間帯を特定し、前記託送時間帯が所定値以上の複数の単位時間にわたる場合、前記託送時間帯を1または複数の前記単位時間からなる複数の時間区分に分割し、前記時間区分毎に託送電力が一定となるように蓄電設備の充放電計画を策定し、策定した前記充放電計画を所定の記憶部に記憶する充放電計画策定部を備える
蓄電設備管理装置。 - 前記充放電計画策定部は、前記時間区分ごとに前記蓄電設備の充電量と放電量が一致するように前記充放電計画を策定する
請求項1に記載の蓄電設備管理装置。 - 前記充放電計画策定部が策定した少なくとも1年間分の前記充放電計画に基づき、前記蓄電設備の必要な容量を算出して、算出した前記容量を前記記憶部に記憶する蓄電設備容量算出部を備える
請求項1または2に記載の蓄電設備管理装置。 - 蓄電設備管理装置が備える充放電計画策定部によって、所定のデータベースを参照することで予測した需要電力予想値と再生可能エネルギーによる発電電力予測値に基づき余剰電力予測値が発生する託送時間帯を特定し、前記託送時間帯が所定値以上の複数の単位時間にわたる場合、前記託送時間帯を1または複数の前記単位時間からなる複数の時間区分に分割し、前記時間区分毎に託送電力が一定となるように蓄電設備の充放電計画を策定し、策定した前記充放電計画を所定の記憶部に記憶する
蓄電設備管理方法。
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