JP7181691B2 - 再生可能エネルギーハイブリッド発電システム及びその制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、複数の再生可能エネルギー発電装置を備えた再生可能エネルギーハイブリッド発電システム及びその制御方法に関する。

近年、環境問題等を考慮して太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギー発電システムの導入が促進されているが、導入の促進に伴い新たな課題が生じている。

この一例として、再生可能エネルギー発電が電力系統に大量に導入されたため、連系容量枠が不足し、新たな発電設備を電力系統に連系できないという課題がある。例えば再生可能エネルギーの発電サイトに、新たに再生可能エネルギーの発電設備を追加設置したい場合に、当該発電サイトを電力系統に接続するときの連系容量枠をオーバーしてしまい、新規発電設備の追加設置が行えないという問題である。

また、再生可能エネルギー発電の出力電力は天候による変動が大きく、例えば太陽光発電の場合、夜間や悪天候時に発電できないため、確保された連系容量を使い切れず、太陽光発電設備の設備利用率が低下するという課題がある。ここで、設備利用率とは、発電設備が連系容量以下で１００％運転を続けた場合に得られる電力量に対し、実際の発電電力量の割合である。

これらの課題を解決するため、従来、太陽光発電設備に風力発電設備を組み合わせて同一の連系点に接続することで、互いの発電効率を補完する技術が提案されている。例えば、特許文献１には、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率を向上させることが可能な技術が開示されている。

特許文献１には、「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ハイブリッド発電システム。」と記載されている。

特許第６１０８５１０号

設備利用率向上のため、既設の太陽光発電設備に風力発電設備を増設する場合、当該発電サイトを電力系統に接続する際の連系容量は太陽光発電設備の定格出力で決まっているため、太陽光発電設備と風力発電設備の合成出力は連系容量を超えてはならない。

そのため、合成出力が連系容量を超えないように、増設した風力発電設備を制御する必要がある。然しながら、風車の応答速度は太陽光発電設備よりも遅いため、太陽光発電出力が急増した際の風車の出力抑制が間に合わず、連系容量を超過するという課題がある。

以上のことから本発明の目的は、風車の応答速度の遅さを、太陽光発電設備や蓄電池装置で補うことで、太陽光発電設備と風力発電設備の合成出力が連系容量を超過せず、設備利用率を向上させることができる再生可能エネルギーハイブリッド発電システム及びその制御方法を提供することにある。

以上のことから本発明においては「再生可能エネルギーを用いて発電を行う第１の発電設備と第２の発電設備の合成電力を電力系統に連系するとともに、合成電力が連系電力枠内に制限されている再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの制御方法であって、応答速度の速い第１の発電設備は第１の制限電力以下で運転され、応答速度の遅い第２の発電設備は、第１の発電設備の出力と連系電力枠の差以下で運転され、合成電力が連系電力枠を超過する際に、連系電力枠と合成電力との差分を第１の発電設備により調整することを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの制御方法」としたものである。

また本発明は「再生可能エネルギーを用いて発電を行う第１の発電設備と第２の発電設備の合成電力を電力系統に連系するとともに、合成電力が連系電力枠内に制限されている再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの制御方法であって、蓄電装置を備え、蓄電装置の出力を含めた電力を合成電力として電力系統に連系し、応答速度の速い第１の発電設備は第１の制限電力以下で運転され、応答速度の遅い第２の発電設備は、第１の発電設備の出力と連系電力枠の差以下で運転され、合成電力が連系電力枠を超過する際に、連系電力枠と合成電力との差分を第１の発電設備、および蓄電装置のいずれか一方または双方により調整することを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの制御方法」としたものである。

また本発明は「太陽光発電設備と風力発電設備の合成電力を電力系統に連系するとともに、前記合成電力が連系電力枠内に制限されている再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、太陽光発電設備と風力発電設備に制御指令信号を与える統括コントローラは、太陽光発電設備の出力電力を入力して、第１の制限電力以下とする第１の制御指令信号を作成して太陽光発電設備に与える太陽光発電制限量算出部と、風力発電設備の出力電力を入力して、太陽光発電設備の出力と連系電力枠の差以下とする第２の制御指令信号を作成して風力発電設備に与える風力発電制限量算出部と、合成電力が連系電力枠を超過する際に、連系電力枠と合成電力との差分による第３の制御指令信号を作成して太陽光発電設備に与える太陽光発電制限量補正部を備えていることを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム」としたものである。

また本発明は「太陽光発電設備と風力発電設備の合成電力を電力系統に連系するとともに、前記合成電力が連系電力枠内に制限されている再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、蓄電装置を備え、蓄電装置の出力を含めた電力を合成電力として電力系統に連系し、太陽光発電設備と風力発電設備と蓄電装置に制御指令信号を与える統括コントローラは、太陽光発電設備の出力電力を入力して、第１の制限電力以下とする第１の制御指令信号を作成して太陽光発電設備に与える太陽光発電制限量算出部と、風力発電設備の出力電力を入力して、太陽光発電設備の出力と連系電力枠の差以下とする第２の制御指令信号を作成して風力発電設備に与える風力発電制限量算出部と、合成電力が前記連系電力枠を超過する際に、連系電力枠と合成電力との差分による第３の制御指令信号を作成して蓄電装置に与える充放電電力算出部を備えていることを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム」としたものである。

本発明によれば、太陽光発電設備と風力発電設備の合成出力が連系容量を超過せずに、設備利用率を向上させることができる。さらに、既に系統連系枠がない地域にも発電設備を新規で導入することができる。

本発明の実施例１に係る再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体構成例を示すブロック図。 実施例１に係る統括コントローラ９の詳細構成を示す図。 実施例１に係る統括コントローラ９の演算処理の一例を示すフローチャート。 太陽光発電設備２と風力発電設備５の合成出力Ｐｓｙｓが連系容量を超過する様子を示す図。 連系容量ＰＬを超過しないように風力発電設備５を制限したときの波形を示す図。 連系容量ＰＬを超過しないように太陽光発電設備２を制限したときの波形を示す図。 実施例２に係る再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体構成例を示す図。 実施例２に係る統括コントローラ９の詳細構成を示す図。 実施例２に係る統括コントローラ９の演算処理の一例を示すフローチャート。 実施例３に係る太陽光発電設備２のみに技術要件がある場合の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体構成例を示す図。 実施例３に係る太陽光発電設備２のみに技術要件がある場合の統括コントローラ９の詳細構成を示す図。 実施例３に係る風力発電設備５のみに技術要件がある場合の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体構成例を示す図。 実施例３に係る風力発電設備５のみに技術要件がある場合の統括コントローラ９の詳細構成を示す図。 実施例３に係る太陽光発電設備２と風力発電設備５の両方に技術要件がある場合に、最後に平滑化するときの統括コントローラ９の詳細構成を示す図。 実施例３に係る太陽光発電設備２と風力発電設備５の両方に技術要件がある場合に、最初に平滑化するときの統括コントローラ９の詳細構成を示す図。 実施例４における蓄電池システム１３の運用方法を示すフローチャー。 実施例５における発電機の優先度を決定するためのフローチャート。

以下、図面を用いて、本発明の実施形態について説明する。なお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、本発明の実施例１に係る再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体構成を示すブロック図である。

図１の太陽光風力ハイブリッド発電装置１００は電力系統１に連系されている。太陽光風力ハイブリッド発電装置１００は、太陽光発電設備２と風力発電設備５と電力制御装置８とを備える。太陽光発電設備２から出力された太陽光発電出力Ｐｐｖと、風力発電設備５から出力された風力発電出力Ｐｗｔの総和が、システム出力Ｐｓｙｓとして電力系統１に供給される。ここで、システム出力Ｐｓｙｓの上限値は、連系容量ＰＬである。

太陽光発電設備２は、太陽光パネル３と太陽光用パワーコンディショナ４から構成されている。太陽光パネル３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の太陽電池を複数直並列接続することにより構成することができる。また、太陽光パネル３を、例えば、ＩｎＧａＡｓ系、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することにより構成してもよい。さらに、本実施例では、太陽光パネル３を構成する太陽電池として、例えば、色素増感太陽電池、有機薄膜太陽電池等の有機系の太陽電池を用いてもよい。また、太陽光パワーコンディショナ４は太陽光パネル３から出力された直流の発電電力を交流の太陽光発電電力Ｐｐｖに変換し、電力系統１に出力する。したがって、電力系統１に供給される太陽光発電電力Ｐｐｖは、太陽光パワーコンディショナ４の定格出力により制限される。

風力発電設備５は、風車６と風車用パワーコンディショナ７から構成されている。風力発電設備５は、風車用パワーコンディショナ７により発電出力を制御する機能（ＰＣＳ制御）と、風車の羽根の角度制御により発電出力を制御する機能（ピッチ角制御）を持っている。一般的に、風車６の発電出力が定格出力に達するまではピッチは制御せず、風任せの運転をする。風速が定格風速に達して風車６の発電電力が定格出力に達すると、発電機の回転数を一定に保つようにピッチ角を制御する。また、発電機の回転数から発電可能量を算出し、風車用パワーコンディショナ７与える。ここで、風車用パワーコンディショナ７は風車６のタワー下に設置される場合もある。風力発電設備５から出力される風力発電電力Ｐｗｔは電力系統１に供給される。

電力制御装置８は、太陽光風力ハイブリッド発電装置１００から出力されるシステム出力Ｐｓｙｓを連系容量以下に抑えつつ、設備利用率を向上するように電力を制御するための機能を有し、統括コントローラ９、通信ネットワーク１０（インターネット等）、外部コントローラ１１、端末１２を備える。電力制御装置８内において、統括コントローラ９は、通信ネットワーク１０を介して、外部コントローラ１１と通信可能に接続され、外部コントローラ１１は、シリアルバス又はパラレルバス等を介して端末１２に接続される。

このような構成の電力制御装置８では、オペレータが、太陽光風力ハイブリッド発電装置１００から離れた場所に設置された外部コントローラ１１を介して、統括コントローラ９の処理動作を制御することができる。例えば、オペレータが端末１２を操作することにより、外部コントローラ１１を介して統括コントローラ９にアクセスし、各種制御に必要な各種設定値などを入力することができる。また、例えば、オペレータは、太陽光風力ハイブリッド発電装置１００の状態（動作状況）を端末１２に表示することができる。なお、実施例１では、電力制御装置８に外部コントローラ１１、通信ネットワーク１０及び端末１２が含まれる構成例を説明するが、本発明はこれに限定されず、これらの構成が当該発電サイトの外部に設けられていてもよい。

統括コントローラ９は、例えば、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）等の演算装置により構成される。統括コントローラ９は通信網を介して、太陽光用パワーコンディショナ４、風力発電設備用パワーコンディショナ７と接続されている。この場合に、通信接続態様は任意に設定することができ、例えば、無線通信及び有線通信のいずれの態様でも適用することができる。統括コントローラ９は、詳細は後述するが、太陽光用パワーコンディショナ４により計測される太陽光発電電力Ｐｐｖのモニタ信号（以下、「太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂ」と称す）を取得する。なお、太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂは、太陽光用パワーコンディショナ４とは別個に設けられた電力計等により計測されてもよい。

風力発電設備５に関しても同様で、統括コントローラ９は、風車用パワーコンディショナ７により計測される風力発電電力Ｐｗｔのモニタ信号（以下、「風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂ」と称す）を取得する。なお、風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂは、風力発電設備５とは別個に設けられた電力計等により計測されてもよい。なお、統括コントローラ９によるこれらの各種信号（各種情報）の取得動作は、定期的に行ってもよいし、不定期で行ってもよい。

また、統括コントローラ９は、太陽光用パワーコンディショナ４から入力された太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂと、風車用パワーコンディショナ７から入力された風車用発電モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂに基づいて、連系容量を超過せずに設備利用率を向上させるための各種演算を行う。図１では、太陽光用パワーコンディショナ４、風車用パワーコンディショナ７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３を備えるメガソーラ等の大規模な太陽光発電設備２では、複数の太陽光パネル３に応じて複数台の太陽光用パワーコンディショナ４を設置する。同様に、多数の風車６を備えるウィンドファーム等の大規模な風力発電設備５としても良い。

具体的な演算方法について、図２を用いて説明する。図２は統括コントローラ７の詳細構成を示す図である。統括コントローラ９は、システム出力Ｐｓｙｓが電力系統１の連系容量を超過しないように、太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂと風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂを制御する。

統括コントローラ９は、太陽光発電制限量算出部９１、太陽光発電制限量補正部９２、風力発電制限量算出部９３から構成される。システム出力Ｐｓｙｓが連系容量を超過しないように、太陽光発電制限量算出部９１と風力発電制限量算出部９３は各発電量の制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍ、Ｐｗｔ＿ｌｉｍを算出する。

ここで、風力発電装置５の応答速度は太陽光発電設備２と比較して遅いため、風力発電装置５の出力制限が間に合わず、連系容量を超過してしまう可能性がある。そのため、風力発電設備５が制限しきれなかった電力情報を太陽光発電制限量補正部９２に入力し、太陽光発電設備２の制限量を補正する。また、太陽光発電設備２の発電電力が急激に減少した場合、連系容量に余裕ができるため、風力発電設備５の出力制限を解放し、発電を急増させることにより設備利用率を向上させることができる。

しかし、一度太陽光発電設備２の発電ポテンシャルが高い日中は、発電電力が急激に減少した後、再び急激に増加する可能性がある。その場合、連系容量を超過しないように風力発電設備５の発電電力を急激に減少させる必要があるが、応答速度が遅いため出力制限が間に合わず連系容量を超過する可能性がある。そこで、太陽光発電設備２の発電電力が急増しても、風力発電設備５の応答速度が原因で連系容量を超過しないよう、太陽光発電設備２の発電出力が急減した後、太陽光発電設備２の上限値を風力発電設備５の応答速度に合わせて少しずつ増加させる。これにより、太陽光発電設備２の発電電力が急増しても、システム出力が連系容量を超過することを防止する。

図３は統括コントローラ９の演算処理の一例を示すフローチャートである。図３のフローチャートの最初の処理である処理ステップＳ１１では、検出した太陽光発電出力Ｐｐｖ＿ｆｂを太陽光用パワーコンディショナ７の定格出力と、連系容量ＰＬのどちらか小さい値で制限する。このときの制限値を太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍとする。これにより太陽光発電出力Ｐｐｖは連系容量ＰＬ以下の値とされる。なお太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍを設定する際に、これを連系容量ＰＬと同じ値としてもよいが、連系容量ＰＬの例えば９０％程度の値に設定しておくものであってもよい。応答の遅い風力発電設備５に合わせて適宜に低減された太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍとするのがよい。係る配慮により、合成電力が連系容量ＰＬを超過しにくくなる。

次に処理ステップＳ１２では、連系容量ＰＬと制限後の太陽光発電出力Ｐｐｖの差分を計算し、その結果を風力発電制限値Ｐｗｔ＿ｌｉｍとする。その後処理ステップＳ１３において、風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂを風力発電制限値Ｐｗｔ＿ｌｉｍで制限する。

上記の処理によれば、この発電サイトは、連系容量ＰＬ以下であるときに太陽光発電を優先的に実行し、連系容量ＰＬの順守の観点から風力発電を付随的に制御したものということができる。またここまでの処理によれば、太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍと、風力発電制限値Ｐｗｔ＿ｌｉｍにより制限されて運転された結果としてのシステム出力Ｐｓｙｓは、連系容量ＰＬ以下の値とされている。

但し、応答速度が遅い風力発電を連系容量ＰＬの順守の観点から付随的に制御しているため、システム出力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを急激に超過するときの対応には遅れが生じてくることから、最後に処理ステップＳ１４において、連系容量ＰＬを超過する電力と同等の電力ΔＰを、太陽光発電設備２の発電電力から減算する。このときには、処理ステップＳ１１で算出した太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍから連系容量ＰＬを超過する電力と同等の電力ΔＰを差し引いた新たな値を、太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍとして太陽光発電設備２を制御する。

上記の考え方によれば、システム出力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを急激に超過したときに、応答の早い太陽光発電出力Ｐｐｖが急減することにより、連系容量ＰＬの順守を可能としている。

図４ａ、図４ｂ、図４ｃを用いて本発明による効果を説明する。まず、図４ａは太陽光発電設備２と風力発電設備５の合成出力Ｐｓｙｓが連系容量を超過する様子を示す。この事例では、連系容量ＰＬを超過しないようにするための対応を実施していない場合を示している。連系容量ＰＬの超過期間が長期に及んでいる。

図４ｂは連系容量ＰＬを超過しないように風力発電設備５を制限したときの波形を示す。風力発電設備５の応答速度が遅いため、出力抑制が間に合わず、連系容量ＰＬを超過してしまう。

そのため実施例１では、図４ｂの連系容量ＰＬを超過した電力と同等の電力ΔＰを、太陽光発電設備２の発電電力から減算することで、図４ｃに示すようにシステム出力Ｐｓｙｓを連系容量ＰＬ以下に抑えることができる。

以上により、太陽光風力ハイブリッド発電システム１００は、電力系統の連系容量ＰＬを超過せずに、最大限発電することができる。

図５は実施例２に係る再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体構成を示す。図５は図１に対し、蓄電池システム１３を追加した構成となっている。

蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電装置１０１では、太陽光発電設備２から出力された太陽光発電出力Ｐｐｖと、風力発電設備５から出力された風力発電出力Ｐｗｔの総和が、合成発電出力Ｐｇｅｎとして供給される。また、合成発電出力Ｐｇｅｎと蓄電池システム１１から出力される充放電出力Ｐｂａｔの総和が、システム出力Ｐｓｙｓとして電力系統１に供給される。ここで、システム出力Ｐｓｙｓの上限値は、連系容量ＰＬである。

蓄電池システム１３は、蓄電池１４および蓄電池用パワーコンディショナ１５から構成されている。蓄電池１４から出力される直流の充放電電力は蓄電池パワーコンディショナ１５で交流の充放電電力Ｐｂａｔに変換され、電力系統１に出力される。なお、蓄電池パワーコンディショナ１５、上述の太陽光用パワーコンディショナ４、風車用パワーコンディショナ７は、系統連系インバータと称される場合もある。

蓄電池１４は、例えば鉛蓄電池、リチウムイオン蓄電池、ニッケル・水素蓄電池など二次電池により構成される。

統括コントローラ９は、太陽光発電設備２および風力発電設備５からの情報に加え、蓄電池システム１３から蓄電池１４の充電率ＳＯＣを受け取り、充放電目標値Ｐｂａｔ＊を蓄電池用パワーコンディショナ１５へ送信する。

図６は実施例２に係る統括コントローラ９の詳細構成例を示す図である。図６の構成によれば、統括コントローラ９は太陽光発電制限量算出部９１、風力発電制限量算出部９３、充放電電力算出部９４から構成されている。

この構成においても、太陽光発電制限量算出部９１と風力発電制限量算出部９３は、実施例１の図２の構成と基本的に同様に機能する。これらは、太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂと風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂをそれぞれ入力し、合成発電出力Ｐｇｅｎが連系容量ＰＬを超過しないように、太陽光発電設備２の制限量Ｐｐｖ＿ｌｉｍを太陽光発電制限量算出部９１で、風力発電設備５の制限量Ｐｗｔ＿ｌｉｍを風力発電制限量算出部９３で算出する。

実施例１では、システム出力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを急激に超過するときの対応を太陽光発電設備２において実施したが、実施例２ではこの処理対応を蓄電池システム１１で実行する。

充放電電力算出部９４は、風力発電設備５の制限量Ｐｗｔ＿ｌｉｍとＳＯＣの情報を元に、蓄電システム１１の充放電目標値Ｐｂａｔ＊を算出する。したがって、風力発電設備５の応答が遅く、出力制限が間に合わずに連系容量を超過する電力を蓄電池に充電することで、蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電装置１０１の設備利用率を向上させることができる。

図７は実施例２における統括コントローラ９の演算処理の一例を示すフローチャートである。図３との違いは、最後の処理ステップが処理ステップＳ１４から処理ステップＳ１５になった点のみである。

図７のフローチャートの最初の処理である処理ステップＳ１１では、検出した太陽光発電出力Ｐｐｖ＿ｆｂを太陽光用パワーコンディショナ７の定格出力と、連系容量ＰＬのどちらか小さい値で制限する。このときの制限値を太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍとする。これにより太陽光発電出力Ｐｐｖは連系容量ＰＬ以下の値とされる。なお太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍを設定する際に、これを連系容量ＰＬと同じ値としてもよいが、連系容量ＰＬの例えば９０％程度の値に設定しておくものであってもよい。応答の遅い風力発電設備５に合わせて適宜に低減された太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍとするのがよい。係る配慮により、合成電力が連系容量ＰＬを超過しにくくなる。

次に処理ステップＳ１２では、連系容量ＰＬと制限後の太陽光発電出力Ｐｐｖの差分を計算し、その結果を風力発電制限値Ｐｗｔ＿ｌｉｍとする。その後処理ステップＳ１３において、風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂを風力発電制限値Ｐｗｔ＿ｌｉｍで制限する。

上記の処理によれば、この発電サイトは、連系容量ＰＬ以下であるときに太陽光発電を優先的に実行し、連系容量ＰＬの順守の観点から風力発電を付随的に制御したものということができる。またここまでの処理によれば、太陽光発電制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍと、風力発電制限値Ｐｗｔ＿ｌｉｍにより制限されて運転された結果としてのシステム出力Ｐｓｙｓは、連系容量ＰＬ以下の値とされている。

但し、応答速度が遅い風力発電を連系容量ＰＬの順守の観点から付随的に制御しているため、システム出力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを急激に超過するときの対応には遅れが生じてくることから、最後に処理ステップＳ１５において、連系容量ＰＬを超過する電力と同等の電力ΔＰを、蓄電池１４に充電する。

上記の考え方によれば、合成発電出力Ｐｇｅｎが連系容量ＰＬを急激に超過したときに、応答の早い蓄電池１４に充電することにより、システム出力Ｐｓｙｓの連系容量ＰＬの順守を可能としている。

以上により、蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電システム１０１は、電力系統の連系容量を超過せず、蓄電池システム１１を活用することで発電電力を無駄にせず、設備利用率を向上させることができる。

実施例３では、電力会社が出力変動に対する規制（技術要件）を定めている地域に蓄電池付き再生可能エネルギーハイブリッド発電システムを導入する場合について説明する。

ここで電力会社が定めた出力変動に対する規制とは、総量規制に当たる連系容量ＰＬの順守とは別に、連系容量ＰＬ以下であっても太陽光風力ハイブリッド発電装置１００が与える発電電力の変動を例えば１％以下に制限することを求めたものである。ここで、技術要件は太陽光発電設備２のみにある場合、風力発電設備５のみにある場合、太陽光発電設備２と風力発電設備５の両方にある場合の３通りが考えられる。まず、太陽光発電設備２のみに技術要件がある場合について説明する。

図８は実施例３において、太陽光発電設備２のみに技術要件がある場合の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体構成を示す。図８は図１に対し、蓄電池システム１３を太陽光発電設備２に追加した構成となっている。また図８は、図５の構成に対し、蓄電池システム１３を太陽光発電設備２側に追加した構成であり、図８の各部電力に付与した記号が図５のそれとは、一部相違している。

図９は実施例３において太陽光発電設備２のみに技術要件がある場合の統括コントローラ９の詳細構成例を示す図である。

図９の統括コントローラ９は、実施例１の構成要素である太陽光発電制限量算出部９１、太陽光発電制限量補正部９２、風力発電制限量算出部９３と、実施例２の構成要素である充放電電力算出部９４と、さらに太陽光発電設備２の出力を平滑化する平滑化部９５から構成されている。ここでは、実施例１、実施例２で述べた各機能（太陽光発電制限量算出部９１、太陽光発電制限量補正部９２、風力発電制限量算出部９３、充放電電力算出部９４）は、実施例３でも同様に動くものであるので、ここでの詳細説明は簡単に行うものとする。

まず、太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂを平滑化部９５に入力して出力変動を平滑化する。平滑化に必要な充放電出力は充放電電力算出部９４で算出する。その後の処理は実施例１および実施例２と同様で、平滑化後の太陽光発電電力Ｐｐｖ’と風力発電電力Ｐｗｔの合成出力（システム出力Ｐｓｙｓ）が連系容量ＰＬを超過しないように、太陽光発電制限量算出部９１と風力発電制限量算出部９３は各発電量の制限値Ｐｐｖ＿ｌｉｍ、Ｐｗｔ＿ｌｉｍを算出する。

ここで、風力発電装置５の応答速度は太陽光発電設備２と比較して遅いため、風力発電装置５の出力制限が間に合わず、連系容量を超過してしまう可能性がある。そのため、風力発電設備５が制限しきれなかった電力情報を太陽光発電制限量補正部９２に入力し、太陽光発電設備２の制限量を補正する。あるいは、風力発電設備５が制限しきれなかった電力情報を充放電電力算出部９４に入力し、蓄電池１４の充放電電力Ｐｂａｔ＊を算出する。以上により、電力会社の技術要件を守りつつ、連系容量の超過を防止することができる。

次に、風力発電設備５のみに技術要件がある場合について説明する。図１０は実施例３において、風力発電設備５のみに技術要件がある場合の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体構成を示す。図１０は図１に対し、蓄電池システム１３を風力発電設備５に追加した構成となっている。また図１０は、図５、図８の構成に対し、蓄電池システム１３を風力発電設備５側に追加した構成であり、図１０の各部電力に付与した記号が図５、図８のそれとは、一部相違している。

図１１は実施例３において風力発電設備５のみに技術要件がある場合の統括コントローラ９の詳細構成例を示す図である。図１１は図９と異なり、平滑化部９５が風力発電制限量算出部９３の前に設置されている。ここで追加された平滑化部９５は、電力会社が技術要件を定めている地域では、既設の太陽光発電設備２に風力発電設備５を新設する場合に、新設する風力発電設備５の出力変動を平滑化しなければならないものとすることから設備されたものである。この場合、太陽光発電側についてみると、太陽光発電制限量算出部９１は、太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂを入力して、これを連系容量ＰＬ以下に制限すべく太陽光発電設備２の制限量Ｐｐｖ＿ｌｉｍを設定する。

風力発電側についてみると、平滑化部９５において風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂを平滑化する。その後、風力発電制限量算出部７３は、風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂの平滑化信号を用いて、合成発電出力Ｐｇｅｎが連系容量ＰＬを超過しないように制限すべく風力発電設備５の制限量Ｐｗｔ＿ｌｉｍを設定する。

そのうえで、風力発電装置５の応答速度が遅く、連系容量を超過する電力は太陽光発電制限量補正部９２にて太陽光発電装置２を制限するか、あるいは充放電電力算出部９４を介して蓄電池１４に充電する。

以上により、電力会社の技術要件を守り、連系容量の超過を防止でき、設備利用率も向上させることができる。

次に、太陽光発電設備２と風力発電設備５の両方に技術要件がある場合について説明する。太陽光発電設備２と風力発電設備５の両方の出力変動を平滑化しなければいけない場合、図５に示す再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体構成でも良いし、太陽光発電装置２と風力発電装置５のそれぞれに蓄電池システムを設置する構成でも良い。

図１２は実施例３において、太陽光発電設備２と風力発電設備５の両方に技術要件がある場合に、最後に平滑化するときの統括コントローラ９の詳細構成例を示す。

図１２は図９および図１１と異なり、平滑化部９５が太陽光発電制限量算出部９１と風力発電制限量算出部９３の後ろに設置されている。統括コントローラ９は、太陽光発電制限量算出部９１、風力発電制限量算出部９３、充放電電力算出部９４、平滑化部９５から構成される。

図１２は実施例１および実施例２と同様に、太陽光用パワーコンディショナ４から得られる太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂと、風車用パワーコンディショナ７から得られる風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂを統括コントローラ９に入力し、合成発電出力Ｐｇｅｎが連系容量ＰＬを超過しないように、太陽光発電設備２の制限量Ｐｐｖ＿ｌｉｍを太陽光発電制限量算出部９１で、風力発電設備５の制限量Ｐｗｔ＿ｌｉｍを風力発電制限量算出部９３で算出する。

制限後の合成発電出力Ｐｇｅｎを平滑化部９５で平滑化し、平滑化に必要な蓄電池システム１３の充放電目標値Ｐｂａｔ＊を充放電電力算出部９４で算出する。更に、充放電電力算出部９４では、風車６の応答性が原因で連系容量ＰＬを超過した分も充電するように、充放電目標値Ｐｂａｔ＊を補正する。

以上により、電力会社の技術要件を守り、連系容量の超過を防止でき、設備利用率も向上させることができる。

これに対し、図１３は実施例３において、太陽光発電設備２と風力発電設備５の両方に技術要件がある場合に、最初に平滑化するときの統括コントローラ９の詳細構成例を示す。統括コントローラ９の構成は図１２と変わらないが、処理の順序が異なっている。

まず、太陽光用パワーコンディショナ４から得られる太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂと、風車用パワーコンディショナ７から得られる風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂを平滑化部９５に入力し、合成発電出力Ｐｇｅｎを平滑化する。ここで、平滑化部９５の処理の例として合成発電出力Ｐｇｅｎを平滑化する場合について説明したが、太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂと、風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂを個別に平滑化しても良い。充放電電力算出部９４は、合成発電出力Ｐｇｅｎを平滑化し、連系容量ＰＬを超過しないための蓄電池１４の充放電目標値Ｐｂａｔ＊を算出し、蓄電池用パワーコンディショナへ送信する。

以上から、技術要件が定められている地域にも蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電装置１０１を導入することが可能となる。更に、風力発電装置５の応答性を補うように太陽光発電設備２あるいは蓄電池システム１１を活用するため、設備利用率を向上させることができる。

なお、実施例１、実施例２では説明を省略しているが、太陽光発電設備２および風力発電設備５は、夫々の制限量Ｐｐｖ＿ｌｉｍあるいはＰｗｔ＿ｌｉｍを統括コントローラ９から入手したときに、この制限量を上限としてその範囲内に制限する制限運転を行ってもよいし、この制限量を目標値とする帰還制御のいずれを実行するものであってもよい。制限量は制御指令信号を意味するのみであって、受け側の制御の仕方は任意に定めることができるものである。

これに対し、実施例３の場合には、制御指令信号である制限量を受けた太陽光発電設備２および風力発電設備５は、これを帰還制御の目標値として使用する。制限量Ｐｐｖ＿ｌｉｍあるいはＰｗｔ＿ｌｉｍは、平滑化部９５において太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂあるいは風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ＿ｆｂを平滑化した信号を用いているので、短周期での時間変動成分が除外されている。この結果として平滑化された制御指令信号を目標値とする帰還制御により、発電電力の変動を例えば１％以下に制限することができる。

実施例４では、図５の構成における蓄電池システム１３の運用方法について説明する。

蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電装置１０１において、蓄電池システム１３は風力発電装置５の応答速度が遅く、連系容量ＰＬを超過した電力を充電するために使用する。したがって、蓄電池１４のＳＯＣは低い状態にあるほうが良い。

図１４は実施例４における蓄電池システム１３の運用方法のフローチャートを示す。まず処理ステップＳ３１では、合成発電出力Ｐｇｅｎが連系容量ＰＬに到達していないかを判断する。到達していない場合、連系容量まで余裕があるため、処理ステップＳ３２では、蓄電池１４から放電する。このとき、システム出力Ｐｓｙｓの上限値は連系容量となる。連系容量ＰＬに到達している場合は蓄電池１４からの放電は不可能なため、蓄電池システム１３は稼動させない。なお蓄電装置は、高出力型と容量型を併設し、高出力放電時は、高出力型電池を使用するのがよい。

以上により、蓄電池１４のＳＯＣを常に低めに保つことができるため、急な充電時にも蓄電池システム１３が応答できるようになる。

実施例５では、実施例１から実施例３における、太陽光発電設備２と風力発電設備５の発電の優先度について説明する。太陽光発電設備２と風力発電設備５の売電単価は一般的に異なる。そのため、どちらを優先的に発電するかによって、売電利益に差がつく。

図１５は発電機の優先度を決定するためのフローチャートである。まず処理ステップＳ４１では、太陽光発電設備２の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｐｖと風力発電設備５の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｗｔを比較する。太陽光発電設備２の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｐｖが高い場合、太陽光発電設備２を優先的に発電し、発電電力を売電した方が儲かる。そのため処理ステップＳ４３において、風力発電設備５を優先的に制限する。

一方、風力発電設備５の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｗｔが高い場合、風力発電設備５を優先的に発電し、発電電力を売電した方が儲かるため、処理ステップＳ４３において太陽光発電設備２を優先的に制限する。

売電単価をトリガーとするスイッチで切り替える方式にすることで、売電単価が変動しても、優先する発電装置をすぐに切り替えることができる。

以上により、常に売電単価の高い発電装置を優先的に発電し、発電電力を売電できるため、利益が向上する。

実施例５までは太陽光発電設備２と風力発電設備５のハイブリッドシステムについて述べてきたが、太陽光や風力に限らず、応答性の異なる２種類の発電設備であれば本発明が適用可能である。

１：電力系統
２：太陽光発電設備
３：太陽光パネル
４：太陽光用パワーコンディショナ
５：風力発電設備
６：風車
７：風車用パワーコンディショナ
８：電力制御装置
９：統括コントローラ
１０：ネットワーク
１１：外部コントローラ
１２：端末
１３：蓄電池システム
１４：蓄電池
１５：蓄電池用パワーコンディショナ
９１：太陽光発電制限量算出部
９２：太陽光発電制限量補正部
９３：風力発電制限量算出部
９４：充放電電力算出部
９５：平滑化部
１００：太陽光風力ハイブリッド発電装置
１０１：蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電装置
Ｐｐｖ：太陽光発電電力
Ｐｐｖ＿ｆｂ：太陽光発電電力モニタ信号
Ｐｗｔ：風力発電電力
Ｐｗｔ＿ｆｂ：風力発電電力モニタ信号
Ｐｐｖ＿ｌｉｍ：太陽光発電制限値
Ｐｗｔ＿ｌｉｍ：風力発電制限値
Ｐｇｅｎ：合成発電出力
Ｐｂａｔ：充放電電力
Ｐｓｙｓ：システム出力
Ｐｂａｔ＊：充放電目標値
ＳＯＣ：充電率

Claims (13)

1. 再生可能エネルギーを用いて発電を行う第１の発電設備と第２の発電設備の合成電力を電力系統に連系するとともに、前記合成電力が連系電力枠内に制限されている再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの制御方法であって、
   応答速度の速い前記第１の発電設備は第１の制限電力以下で運転され、応答速度の遅い前記第２の発電設備は、前記第１の発電設備の出力と前記連系電力枠の差以下で運転され、前記合成電力が前記連系電力枠を超過する際に、前記連系電力枠と前記合成電力との差分を前記第１の発電設備により調整することを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの制御方法。
2. 請求項１に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの制御方法であって、
   前記第１の発電設備における前記第１の制限電力は、前記第２の発電設備の応答速度により決定されることを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの制御方法。
3. 請求項１または請求項２に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電シ
   ステムの制御方法であって、
   前記第１の発電設備が太陽光発電、前記第２の発電設備が風力発電であることを特徴と
   する再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの制御方法。
4. 太陽光発電設備と風力発電設備の合成電力を電力系統に連系するとともに、前記合成電力が連系電力枠内に制限されている再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
   前記太陽光発電設備と前記風力発電設備に制御指令信号を与える統括コントローラは、
   前記太陽光発電設備の出力電力を入力して、第１の制限電力以下とする第１の制御指令信号を作成して前記太陽光発電設備に与える太陽光発電制限量算出部と、前記風力発電設備の出力電力を入力して、前記太陽光発電設備の出力と前記連系電力枠の差以下とする第２の制御指令信号を作成して前記風力発電設備に与える風力発電制限量算出部と、前記合成電力が前記連系電力枠を超過する際に、前記連系電力枠と前記合成電力との差分による第３の制御指令信号を作成して前記太陽光発電設備に与える太陽光発電制限量補正部を備えていることを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。
5. 太陽光発電設備と風力発電設備の合成電力を電力系統に連系するとともに、前記合成電力が連系電力枠内に制限されている再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
   蓄電装置を備え、該蓄電装置の出力を含めた電力を前記合成電力として電力系統に連系し、
   前記太陽光発電設備と前記風力発電設備と前記蓄電装置に制御指令信号を与える統括コントローラは、
   前記太陽光発電設備の出力電力を入力して、第１の制限電力以下とする第１の制御指令信号を作成して前記太陽光発電設備に与える太陽光発電制限量算出部と、前記風力発電設備の出力電力を入力して、前記太陽光発電設備の出力と前記連系電力枠の差以下とする第２の制御指令信号を作成して前記風力発電設備に与える風力発電制限量算出部と、前記合成電力が前記連系電力枠を超過する際に、前記連系電力枠と前記合成電力との差分による第３の制御指令信号を作成して前記蓄電装置に与える充放電電力算出部と、前記合成電力が前記連系電力枠を超過する際に、前記連系電力枠と前記合成電力との差分による第４の制御指令信号を作成して前記太陽光発電設備に与える太陽光発電制限量補正部を備えており、
   前記合成電力が前記連系電力枠を超過する際に、前記連系電力枠と前記合成電力との差分を前記太陽光発電設備と前記蓄電装置の双方により調整することを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。
6. 請求項４または請求項５に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
   前記風力発電制限量算出部は、前記風力発電設備の出力電力を平滑した信号を入力していることを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。
7. 請求項４または請求項５に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
   前記太陽光発電制限量算出部は、前記太陽光発電設備の出力電力を平滑した信号を入力していることを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。
8. 請求項４または請求項５に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
   前記風力発電制限量算出部は、前記風力発電設備の出力電力を平滑した信号を入力しており、前記太陽光発電制限量算出部は、前記太陽光発電設備の出力電力を平滑した信号を入力していることを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。
9. 請求項５に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
   充放電電力算出部は、前記風力発電設備の出力電力と前記太陽光発電設備の出力電力を平滑した信号を入力していることを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。
10. 請求項４から請求項９のいずれか１項に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
    前記太陽光発電設備と前記風力発電設備の切り替えスイッチを有し、売電単価の高い発電設備を優先的に発電することを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。
11. 蓄電装置を備え、該蓄電装置の出力を含めた電力を前記合成電力として電力系統に連系している、請求項４から請求項１０のいずれか１項に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
    前記蓄電装置に充電されている電力を、前記連系電力枠が空いている時間帯に前記蓄電装置から放電し、
    前記蓄電装置に充電されている電力を、売電単価の高い時間帯にまとめて放電することを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。
12. 請求項１１に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
    前記蓄電装置は前記太陽光発電設備と前記風力発電設備の出力変動を平滑化するために使用され、前記太陽光発電設備と前記風力発電設備は連系容量枠以下で一定出力となるように制御されることを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。
13. 請求項１１に記載の再生可能エネルギーハイブリッド発電システムであって、
    前記蓄電装置は高出力型と容量型を併設し、高出力放電時は、高出力型電池を使用することを特徴とする再生可能エネルギーハイブリッド発電システム。

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