JP7252116B2

JP7252116B2 - 再生可能エネルギー発電システム

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Publication number: JP7252116B2
Application number: JP2019211015A
Authority: JP
Inventors: 裕子佐野; 洋平河原; 雅浩米元; 章桧原; 徹治大屋
Original assignee: Hitachi Ltd
Current assignee: Hitachi Ltd
Priority date: 2019-11-22
Filing date: 2019-11-22
Publication date: 2023-04-04
Anticipated expiration: 2039-11-22
Also published as: JP2021083267A

Description

本発明は、蓄電装置と負荷を備えた再生可能エネルギー発電システムに関する。

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、新たな課題も生じている。例えば、国内ＦＩＴ（固定価格買取制度）の終焉と、太陽光発電や風力発電の出力抑制により従来型メガソーラーの採算性が低下するという課題がある。

これらの課題を解決するため、太陽光発電の発電電力を自ら消費する自家消費システムが注目されている。この従来技術として、例えば、特許文献１に、蓄電池の劣化を低減し、電力逼迫時においても電力を蓄電池から安定して供給することが可能な技術が開示されている。特許文献１には、「発電装置が発電した発電電力と商用の電力系統から供給される買電電力とに基づいて蓄電池の出力を制御する電力管理システムであって、制御対象日の気象情報と類似した気象情報に対応付けられて記録されている負荷電力の過去実績データを取得する負荷電力取得部と、前記負荷電力取得部によって取得した過去実績データに基づいて、前記蓄電池の使用容量を決定する蓄電池使用容量決定部と、前記蓄電池使用容量決定部によって決定された前記蓄電池の使用容量から前記蓄電池のＳＯＣの使用範囲を決定する蓄電池設定範囲決定部と、を有する電力管理システム。」との記載がある。

特開２０１６－０５９１３４号公報

国内のＦＩＴ終焉により電力の売電価格が低下し、売電による採算性が低下している。更に、再生可能エネルギーの導入量の増加により、電力会社からの出力抑制指令に対応すると発電量を確保できない。そこで、自家消費型再生可能エネルギー発電システムが注目されているが、発電電力を有効活用するために蓄電池を併設するとコストが増加し、収益の低下を招く。

以上のことから本発明の目的は、収益を最大化する再生可能エネルギー発電システム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使用した発電設備である再生可能エネルギー発電装置と、電力を蓄電する蓄電装置と、電力を消費する負荷と、電力を制御する電力制御装置を備えた再生可能エネルギー発電システムであって、電力制御装置は、電力計画実行日における負荷の消費電力を予測した予測需要電力と、再生可能エネルギー発電装置の発電量を予測した予測発電電力を生成し、予測需要電力が予測発電電力を上回った場合に備えて、再生可能エネルギー発電装置の電力を蓄電装置に蓄電開始する時刻と蓄電量を定め、予測需要電力と予測発電電力の差分である予測不足電力を蓄電装置に蓄電し、放電する場合の予測蓄電コストと、予測不足電力を電力系統からの買電電力により賄うコストである予測受電コストとを算出し、予測蓄電コストと予測受電コストに基づいて蓄電装置及び買電電力を制御することを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。」としたものである。

本発明によれば、電池の劣化状態だけでなく、収益も考慮して蓄電池の充放電電力を決定するため、収益を最大化することができる。

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に係るシステムコントローラ１１の詳細構成例を示す図。実施例１に係る余剰電力算出部１１２の詳細構成例を示す図。実施例１に係るコスト比較部１１５の詳細構成例を示す図。実施例１に係る電力計画の一例を示す図。蓄電池装置における劣化度の時間経緯の例を示す図。実施例２に係る再生可能エネルギー発電システムの全体構成例を示す図。実施例３に係るシステムコントローラの詳細構成例を示す図。

以下、図面を用いて、本発明の実施例について説明する。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発電システムとして太陽光発電システムの全体構成例を示すブロック図である。

図１の太陽光発電システム１００は、電力系統１に連系されている。太陽光発電システム１００は、太陽光発電装置２と蓄電装置５と負荷８と電力制御装置１０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電力Ｐｐｖと、蓄電装置５から出力された充放電電力Ｐｂａｔと、負荷８から出力された負荷電力Ｐｌｏａｄの総和が、システム電力Ｐｓｙｓとして電力系統１に供給される。

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（以下、「太陽光用ＰＣＳ４」と称す）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。

太陽光ＰＣＳ４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ＰＣＳ４の定格出力により制限される。なお太陽光発電電力Ｐｐｖは、通常は太陽光パネル３の発生出力であるが、その値は太陽光ＰＣＳ４においてシステムコントローラ１１が定める最大値Ｐｐｖｍａｘに制限される。

蓄電装置５は、蓄電池６と蓄電池用パワーコンディショナ７（以下、「蓄電池用ＰＣＳ７」と称す）から構成されている。蓄電池６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。蓄電池６は電池だけでなく、蓄電装置なら何でもよい。蓄電池用ＰＣＳ７は、蓄電池６から放電し、また蓄電池６に充電する電力（充放電電力）Ｐｂａｔを、システムコントローラ１１が定める充放電電力目標値Ｐｂａｔ^＊とすべく制御する。

電力制御装置１０は、太陽光発電システム１００の収益を最大化するように太陽光電力Ｐｐｖや充放電電力Ｐｂａｔを制御するための機能を有し、システムコントローラ１１、通信ネットワーク１２（インターネット等）、外部コントローラ１３、端末１４を備える。

電力制御装置１０内において、システムコントローラ１１は、通信ネットワーク１２を介して、外部コントローラ１３と通信可能に接続され、外部コントローラ１３は、シリアルバス又はパラレルバス等を介して端末１４に接続される。電力制御装置１０は、気象サーバー９から取得する予測発電電力Ｐｐｖ＿ｐｒｅと予測需要電力Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅと、蓄電池６のＢＭＵ（ＢａｔｔｅｒｙＭａｎａｇｅｍｅｎｔＵｎｉｔ）から取得する電池の充電率ＳＯＣや劣化率ＳＯＨの情報を用いて、太陽光上限値Ｐｐｖｍａｘ、充放電指令値Ｐｂａｔ^＊、買電電力Ｐｂｕｙを算出する。

このような構成の電力制御装置１０では、オペレータが、太陽光発電システム１００から離れた場所に設置された外部コントローラ１３を介して、システムコントローラ１１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１４を操作することにより、外部コントローラ１３を介してシステムコントローラ１１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、太陽光発電システム１００の状態（動作状況）を端末１４に表示することができる。なお、本実施例では、電力制御装置１０に通信ネットワーク１２、外部コントローラ１３及び端末１４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、これらの構成が電力制御装置１０の外部に設けられていてもよい。

システムコントローラ１１は、例えば、ＣＰＵ（ＣｅｎｔｒａｌＰｒｏｃｅｓｓｉｎｇＵｎｉｔ）等の演算装置により構成される。システムコントローラ１１は通信網を介して、太陽光用ＰＣＳ４、蓄電池用ＰＣＳ７と接続されている。この場合、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。システムコントローラ１１は、太陽光発電電力Ｐｐｖを太陽光ＰＣＳ４から取得してもよいし、電力計から取得してもよい。同様に、充放電電力Ｐｂａｔを蓄電池ＰＣＳ７から取得してもよいし、電力計から取得してもよい。負荷電力Ｐｌｏａｄとシステム電力Ｐｓｙｓは電力計から取得する。システムコントローラ１１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。

図１では、太陽光発電装置２、蓄電装置５、負荷８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ー等の大規模な太陽光発電装置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ＰＣＳ４を設置する。同様に、多数の蓄電池６と蓄電池ＰＣＳ７を備える大規模蓄電装置５としても良い。

システムコントローラ１１における各種電力の具体的な演算方法について、図２を用いて説明する。図２はシステムコントローラ１１の詳細構成例を示す図である。システムコントローラ１１は、ストレージ１１１、余剰電力算出部１１２、電力料金算出部１１３、電池劣化推定部１１４、コスト比較部１１５から構成されている。

システムコントローラ１１は、ストレージ１１１に格納されている情報と、気象サーバー９から取得する予測発電電力Ｐｐｖ＿ｐｒｅと予測需要電力Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅ、蓄電池６のＢＭＵから取得する蓄電池の充電率ＳＯＣと劣化率ＳＯＨを用いて、買電電力Ｐｂｕｙと太陽光上限値Ｐｐｖｍａｘと充放電指令値Ｐｂａｔ^＊を算出する。余剰電力算出部１１２の具体的な演算方法は図３で述べる。

ストレージ１１１には、電力会社毎や時間変動する電力料金情報が格納されており、この電力料金情報には電力単価Ｅｐｒｉｃｅとして、買電電力単価と太陽光発電電力単価を備えている。このうち買電電力単価は、電力市場における電力売買の際の時々刻々変動する電力の単価である。

また太陽光発電電力単価は例えば太陽光発電設備の建設と維持のための設備費用総額と設備使用予定期間との関連で定められたものであり、設備使用予定期間に変動がない場合には一般的には定額とされる。従って設備使用予定期間として５年を設定していた場合に、５年以上運用するのであれば５年以降の単価は０となり、５年以内に設備交換などを行うのであれば単価はより高額に見直しされる必要がある。なお太陽光発電電力単価は、蓄電池６に充電する場合の蓄電単価と蓄電池から放電する場合の放電単価に分けて設定されていてもよい。

電力料金算出部１１３は、ストレージ１１１に格納されている電力単価Ｅｐｒｉｃｅのうち買電電力単価と、余剰電力算出部１１２で計算される買電電力Ｐｂｕｙから、（１）式を用いて買電を行うときの電力コストＥｃｏｓｔを算出する。
［数１］
Ｅｃｏｓｔ＝Ｅｐｒｉｃｅ×Ｐｂｕｙ・・・・（１）
電池劣化推定部１１４には、電池の劣化モデルが搭載されている。電池の劣化は、例えばルート則で推定することができる。余剰電力算出部１１２で計算した充放電指令値Ｐｂａｔ^＊＊を電池劣化推定部１１４に入力すると、数年あるいは数十年先の電池の劣化状態（ＳＯＨ＿ｐｒｅ）を推定することができる。この電池劣化推定部１１４は、過去の蓄電池の運用状態から現時点における劣化状態を推定するとともに、将来における劣化状態を推定するものであり、蓄電池の寿命予測管理を行うことができる機能のものということができる。この寿命予測により、先に述べた設備使用予定期間（例えば５年）で寿命満了するような蓄電池運用指針、あるいは長期運用、短期運用に仕様変更するための今後の蓄電池運用指針を求めることが可能となる。

コスト比較部１１５の具体的な演算方法は図４で述べる。

図３は余剰電力算出部１１２の詳細図を示す。なお余剰電力算出部１１２の動作説明にあたり、以下の事例では当該再生可能エネルギー発電システム１００における明日（Ｘ年Ｙ月Ｚ日）の電力計画を今日（Ｘ年Ｙ月Ｚ－１日）以前に行う場合を想定する。従って、電力計画を行う日は計画日であり、明日は電力計画実行の予定日ということができる。

図５は電力計画の一例を示す図である。図５の上段において横軸は明日（Ｘ年Ｙ月Ｚ日）の２４時間を示しており、縦軸は出力を表している。出力としては予測発電電力Ｐｐｖ＿ｐｒｅと予測需要電力Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅが表示されており、日照のある昼間の期間のみ太陽光発電装置２が発電し、予測発電電力Ｐｐｖ＿ｐｒｅを与える。またこの再生可能エネルギー発電システム１００において、２４時間における負荷８の消費する電力は、予測需要電力Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅのようになるものとする。

この場合には、予測発電電力Ｐｐｖ＿ｐｒｅが予測需要電力Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅを超過する昼間の時間帯（Ｔ１－Ｔ３）において、太陽光発電装置２が発電した電力を蓄電装置５に蓄電し、あるいは負荷８に給電し、あるいは電力系統１に送電するといった方策が実行可能である。かつ予測需要電力Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅが予測発電電力Ｐｐｖ＿ｐｒｅを超過するそのほかの時間帯において、負荷８は蓄電装置５、太陽光発電装置２、電力系統１のいずれかからの電力供給を受けることになる。後者の場合、蓄電装置５、または太陽光発電装置２から負荷８に電力供給することで、極力電力系統１からの買電を行わない運用を実行するのがよい。

また図５の下段は、横軸に時間、縦軸に蓄電装置５のＳＯＣを表示している。ここでは、昼間の充電により蓄電装置５のＳＯＣが増加し、夕方の時刻Ｔ３になって予測発電電力Ｐｐｖ＿ｐｒｅが予測需要電力Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅ以下になり、蓄電装置５から負荷８への放電を開始することを示している。ここで、充電開始時刻は、満充電状態が継続する開始時刻Ｔ１からの充電動作よりも、放電開始直前の時刻Ｔ３に満充電に到達する開始時刻Ｔ２からの充電動作であることがＳＯＣ管理上は望ましい。

従来は、Ｐｐｖ＿ｐｒｅ＞Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅとなる時刻Ｔ１から蓄電池６へ充電を開始し、蓄電池６の充電率ＳＯＣが満充電となると、太陽光電力Ｐｐｖを出力抑制し始めるように運用している。よって、放電開始時刻Ｔ３まで満充電状態で待機することとなり、電池劣化が促進する。一方、放電開始時刻Ｔ３の直前に満充電となるよう、充電開始時刻を時刻Ｔ２まで遅らせることで、満充電での待機時間を短縮でき、電池劣化を抑制することができる。

上記の点を考慮の上で、例えば今日（Ｘ年Ｙ月Ｚ－１日）のうちに、明日（Ｘ年Ｙ月Ｚ日）の２４時間における電力計画が立案される。

上記実現のために余剰電力算出部１１２では、まず差分算出部１１２２において、（２）式により気象サーバー９から取得する予測発電電力Ｐｐｖ＿ｐｒｅと、明日（Ｘ年Ｙ月Ｚ日）の再生可能エネルギー発電システム１００の負荷運用計画で定まる予測需要電力Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅの差分を取る。これが、図５に示す余剰電力Ｐｄｅｌｔａとなる。
［数２］
Ｐｄｅｌｔａ＝Ｐｐｖ＿ｐｒｅ－Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅ・・・・（２）
次に電力制限部１１２１では、蓄電装置５が余剰電力Ｐｄｅｌｔａを受け入れ可能かを確認し、受け入れ可能であれば余剰電力Ｐｄｅｌｔａの全量を蓄電装置５に充電し、全量受け入れができないのであれば可能な範囲での受け入れとして余剰電力Ｐｄｅｌｔａの一部を蓄電装置５に充電するとともに、受け入れることができない残余の余剰電力についての付随的な処理を実行する。

電力制限部１１２１では、受け入れ可能であることを、余剰電力Ｐｄｅｌｔａと許容充放電電力Ｐｂａｔ＿ａｌｗの比較により判断する。許容充放電電力Ｐｂａｔ＿ａｌｗは、蓄電池の充電率ＳＯＣと蓄電池の劣化率ＳＯＨから求まるものであり、例えば蓄電装置５が現時点において既に３０％の充電率であるなら、以後の充電に可能な蓄電池容量は７０％に限定される。

この処理は、（３）式により余剰電力Ｐｄｅｌｔａを許容充放電電力Ｐｂａｔ＿ａｌｗで制限をかけることで実現される。
［数３］
Ｐｂａｔ^＊＊＝ｍｉｎ（Ｐｄｅｌｔａ、Ｐｂａｔ＿ａｌｗ）・・・・（３）
この場合には、余剰電力Ｐｄｅｌｔａと許容充放電電力Ｐｂａｔ＿ａｌｗのうち、より小さい値を充放電指令値Ｐｂａｔ^＊＊とする。ここで、許容充放電電力Ｐｂａｔ＿ａｌｗとは、蓄電池６の充放電能力のことを表す。余剰電力Ｐｄｅｌｔａを許容充放電電力Ｐｂａｔ＿ａｌｗで制限したものが、蓄電池６の充放電指令値Ｐｂａｔ^＊＊となる。充放電指令値Ｐｂａｔ^＊＊により、蓄電装置の受け入れ可能量に制限される。なお上記一連の処理においては、時刻Ｔ３の直前に満充電となるように蓄電装置の充電開始時刻が定められるものとする。

以上の構成により本発明の再生可能エネルギー発電システムは、将来における予測発電電力と予測需用電力の差から、充電可能な充電量と充電開始時刻を決定する。

次に、全量受け入れができない場合の残余の余剰電力についての付随的な処理について説明する。この処理は、逆潮流阻止対策と負荷８への供給電力不足対策の２つである。

まず逆潮流阻止対策について説明する。電力系統１への逆潮流が禁止されている再生可能エネルギー発電システムにおいては、（３）式により充放電電力Ｐｂａｔ^＊＊が制限されると電力系統１へ逆潮流してしまう。これを防ぐため、電力制限部１１２１において、さらに太陽光上限値Ｐｐｖｍａｘを（４）式で求める。
［数４］
Ｐｐｖｍａｘ＝Ｐｐｖ－（Ｐｄｅｌｔａ－Ｐｂａｔ^＊＊）
（ただしＰｄｅｌｔａ＞Ｐｂａｔ^＊＊）・・・（４）
図１に示すように、システムコントローラ１１は太陽光ＰＣＳ４に作用して、太陽光パネル３の発生出力を太陽光上限値Ｐｐｖｍａｘに制限する。なお電力系統１への逆潮流が禁止されていない再生可能エネルギー発電システムにおいては、電力制限の必要がないことは言うまでもない。

次に供給電力不足対策について説明する。更に、Ｐｂａｔ^＊＊＜Ｐｌｏａｄの場合、負荷８への供給電力が不足してしまう。その場合は、電力系統１から電力を購入し、負荷８へ供給することになる。この時の買電電力Ｐｂｕｙは（５）式で求められる。
［数５］
Ｐｂｕｙ＝Ｐｌｏａｄ－Ｐｂａｔ^＊＊・・・・（５）
このようにして、余剰電力算出部１１２は充放電指令Ｐｂａｔ^＊＊と太陽光上限値Ｐｐｖｍａｘと買電電力Ｐｂｕｙを算出する。

図２のシステムコントローラ１１において、図５に例示した明日（Ｘ年Ｙ月Ｚ日）の電力計画管理を行うのであれば、以上のようにして算出した蓄電池６の充放電指令値Ｐｂａｔ^＊＊（＝Ｐｂａｔ^＊）と太陽光上限値Ｐｐｖｍａｘと買電電力Ｐｂｕｙにより対応する電力を適宜制御することで、コストを抑えながら安全に運用可能な設備を提供可能である。毎日の電力計画が上記運用に管理される結果として、長期的には収益を最大化する再生可能エネルギー発電システムを提供することができる。

さらに本発明では、収益の最大化と寿命管理のためにコスト比較部１１５の機能を利用するのがよい。コスト比較部１１５は、蓄電池の寿命管理の観点から蓄電池の適正運用を行うものということができる。

図４はコスト比較部１１５の詳細構成例を示す図である。コスト比較部１１５は、残価値算出部１１５１と生涯利益算出部１１５２と出力決定部１１５３から構成される。

コスト比較部１１５は、余剰電力算出部１１２で算出した蓄電池６の充放電指令値Ｐｂａｔ^＊＊と太陽光上限値Ｐｐｖｍａｘと買電電力Ｐｂｕｙと、電力料金算出部１１３で算出した電力コストＥｃｏｓｔと、電池劣化推定部１１４で算出した将来の劣化率ＳＯＨ＿ｐｒｅを用いて、最終的な充放電指令値Ｐｂａｔ^＊と太陽光上限値Ｐｐｖｍａｘと買電電力Ｐｂｕｙを算出する。

まず、残価値算出部１１５１は、将来の劣化率ＳＯＨ＿ｐｒｅを入力して電池の残価値を金額に変換する。その後、電力コストＥｃｏｓｔと電池の残価値を生涯利益算出部１１５２に入力し、再生可能エネルギー発電システム１００の生涯利益が最大となる条件を算出する。

ここで、電池の残価値の金額への変換方法として、例えば、将来の劣化率ＳＯＨ＿ｐｒｅから何年後に電池が寿命を迎えるかを推定することができる。その結果、システム寿命まで性能を保つための電池の積み増し量が分かり、電池の追加コストを算出することができる。あるいは、蓄電池６をシステム寿命で使い切るように、蓄電池６のパフォーマンスを向上させることによる電力コストＥｃｏｓｔ低減を計算することができる。

最後に、出力決定部１１５３において再生可能エネルギー発電システム１００の生涯利益が最大となる充放電指令Ｐｂａｔ^＊と太陽光上限値Ｐｐｖｍａｘと買電電力Ｐｂｕｙを算出する。

図６は、蓄電池装置における劣化度の時間経緯の例を示す図である。ここで実線は、設備運転開始時から現在時点までの蓄電池装置６の劣化の推移を示しており、例えばＬ２は設備使用予定期間を例えば５年としたときの現在までの劣化度の推移であり、このままいけば当初計画通り５年での寿命満了を迎えることができるはずである。

これに対し、推移曲線Ｌ１の場合には５年以上の長期運用が可能であり、推移曲線Ｌ３の場合には５年を待たずに設備寿命が来そうである。係るそれぞれの事例の場合に、今後の運用次第ではＬ１´、Ｌ３´のように５年に合わせた新たな運用の提案が可能である。また現状のまま運転継続することが有利な場合もありうる。これらの選択は、コスト比較部１１５における寿命とコストの観点からの検討に応じて、適宜のパターンとしえるものである。

以上により、再生可能エネルギー発電システム１００の利益を最大化することができる。

図７は本発明の実施例２、実施例３に係る再生可能エネルギー発電システムの全体構成を示すブロック図である。

図７は図１に対し、記憶装置１５を追加した構成となっている。記憶装置１５は、電力計から取得する太陽光電力Ｐｐｖ、充放電電力Ｐｂａｔ、負荷電力Ｐｌｏａｄ、システム電力Ｐｓｙｓを蓄積する。

また、記憶装置１５から履歴発電電力Ｐｐｖ＿ｐａｓと履歴負荷電力Ｐｌｏａｄ＿ｐａｓをシステムコントローラへ入力し、気象サーバーから取得する予測発電電力Ｐｐｖ＿ｐｒｅと予測需要電力Ｐｌｏａｄ＿ｐｒｅを補正することで、予測精度を向上させることができる。

その他の演算は実施例１と同じであるため、説明を省略する。以上により、再生可能エネルギー発電システム１０１の利益を最大化することができる。

図８は実施例３におけるシステムコントローラの詳細図を示す。

図８は図２に対し、履歴発電電力Ｐｐｖ＿ｐａｓと履歴負荷電力Ｐｌｏａｄ＿ｐａｓを入力し、発電予測部１１６と需要予測部１１７を追加した構成となっている。

発電予測部１１６は発電予測モデルを搭載しており、履歴発電電力Ｐｐｖ＿ｐａｓを用いて太陽光電力Ｐｐｖを予測する。また、需要予測部１１７は需要予測モデルを搭載しており、履歴負荷電力Ｐｌｏａｄ＿ｐａｓを用いて負荷電力Ｐｌｏａｄを予測する。

発電予測部１１６と需要予測部１１７を持つことで、気象サーバーと契約しなくても発電予測および需要予測をすることができるようになり、コスト低減することができる。

実施例３までは太陽光発電装置２について述べてきたが、本発明は太陽光に限らず再生可能エネルギー発電であれば同様に適用が可能である。

１：電力系統
２：太陽光発電装置
３：太陽光パネル
４：太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）
５：蓄電装置
６：蓄電池
７：蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）
８：負荷
９：気象サーバー
１０：電力制御装置
１１：システムコントローラ
１２：ネットワーク
１３：外部コントローラ
１４：端末
１５：記憶装置
１１１：ストレージ
１１２：余剰電力算出部
１１３：電力料金算出部
１１４：電池劣化推定部
１１５：コスト比較部
１１６：発電予測部
１１７：需要予測部
１１２１：電力制限部
１１５１：残価値算出部
１１５２：生涯利益算出部
１１５３：出力決定部
１００：太陽光発電システム
１０１：記憶装置付太陽光発電システム

Claims

再生可能エネルギーを使用した発電設備である再生可能エネルギー発電装置と、電力を蓄電する蓄電装置と、電力を消費する負荷と、電力を制御する電力制御装置を備えた再生可能エネルギー発電システムであって、
前記電力制御装置は、電力計画実行日における前記負荷の消費電力を予測した予測需要電力と、前記再生可能エネルギー発電装置の発電量を予測した予測発電電力を生成し、
前記予測需要電力が前記予測発電電力を上回った場合に備えて、前記再生可能エネルギー発電装置の電力を前記蓄電装置に蓄電開始する時刻と蓄電量を定め、
前記予測需要電力と前記予測発電電力の差分である予測不足電力を蓄電装置に蓄電し、放電する場合の予測蓄電コストと、前記予測不足電力を電力系統からの買電電力により賄うコストである予測受電コストとを算出し、
前記予測蓄電コストと前記予測受電コストに基づいて前記蓄電装置及び前記買電電力を制御するとともに、
前記予測蓄電コストは、蓄電するときの前記蓄電装置の劣化に伴うコスト、および放電するときの前記蓄電装置の劣化に伴うコスト、のいずれか又は双方であることを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
請求項１に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
前記電力制御装置は、前記再生可能エネルギー発電装置の過去の発電量に基づいて前記予測発電電力を生成することを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
請求項１または請求項２に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
気象情報を生成する気象情報生成装置を備え、
前記電力制御装置は、前記気象情報生成装置から前記気象情報を受信し、前記気象情報に基づいて前記予測発電電力を生成することを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
前記電力制御装置は、
前記予測蓄電コストが前記予測受電コストを下回った場合、前記予測不足電力を予め前記蓄電装置に蓄電し、前記蓄電した電力により前記予測不足電力を賄うことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
前記予測蓄電コストは、前記買電電力により蓄電する場合、前記買電電力のコストを含むことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
前記再生可能エネルギーは風力又は太陽光であることを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
請求項１から請求項６のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
前記予測蓄電コストは、前記蓄電装置の設備購入と維持に必要な金額と設備使用予定期間により定められ、かつ運用計画の変更に伴い可変に設定されることを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
電力系統への逆潮流が禁止されている請求項１から請求項７のいずれか１項に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
前記電力制御装置は、電力系統への逆潮流を阻止すべく前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力を抑制することを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。