WO2011093419A1

WO2011093419A1 - 電力供給方法、コンピュータ読み取り可能な記録媒体および発電システム

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Publication number: WO2011093419A1
Application number: PCT/JP2011/051687
Authority: WO
Inventors: 総一酒井; 山田　健
Original assignee: 三洋電機株式会社
Priority date: 2010-01-28
Filing date: 2011-01-28
Publication date: 2011-08-04
Also published as: JPWO2011093419A1; US20120235497A1; JP5475019B2

Abstract

　この電力供給方法は、再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、蓄電装置に発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、ある時点から所定時間前までの期間の複数の時点における発電装置の発電電力データの平均値から目標出力電力を決定する工程と、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力電力を出力する工程とを含み、目標出力電力決定工程において、複数の時点のそれぞれにおける発電電力データの重み付けを異ならせることにより発電電力の平均値を算出する。

Description

電力供給方法、コンピュータ読み取り可能な記録媒体および発電システム

　本発明は、電力供給方法、コンピュータ読み取り可能な記録媒体および発電システムに関する。

　近年、変電所からの交流電力の供給を受ける各需要家（たとえば、住宅や工場など）に、風力や太陽光などの自然エネルギーを利用した発電装置（太陽電池など）が設けられるケースが増加している。このような発電装置は、変電所の配下に設けられる電力系統に接続され、発電装置により発電された電力は、需要家内の電力消費装置側に出力される。また、需要家内の電力消費装置により消費されずに余った電力は、電力系統に出力される。この需要家から電力系統に向かう電力の流れは、「逆潮流」と呼ばれ、需要家から電力系統に出力される電力は「逆潮流電力」と呼ばれる。

　ここで、電力会社等の電力供給者には、電力の安定供給の義務が課されており、逆潮流電力分も含めた電力系統全体における周波数や電圧を一定に保つ必要がある。たとえば、電力供給者は、変動周期の大きさに応じた複数の制御手法によって、電力系統全体の周波数を一定に保っている。具体的には、一般に十数分以上の変動周期をもつような負荷成分については、最も経済的な発電電力の出力分担が可能なように経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃ　Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ　Ｃｏｎｔｒｏｌ）が行われている。このＥＤＣは、１日の負荷変動予想に基づいた制御であり、時々刻々と変動する負荷の増減（十数分より小さい変動周期の成分）に対する対応は困難である。そこで、電力会社は、時々刻々と変動する負荷に応じて電力系統への電力の供給量を調整し、周波数の安定化を行うための複数の制御を行っている。ＥＤＣを除いたこれらの制御は特に周波数制御と呼ばれており、この周波数制御によって、ＥＤＣで調整できない負荷変動分の調整を行っている。

　より詳細には、約１０秒以下の変動周期の成分については、電力系統自体の自己制御性により自然に吸収することができる。また、約１０秒～数分程度の変動周期の成分に対しては、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能である。また、数分から十数分までの変動周期の成分については、負荷周波数制御（ＬＦＣ:Ｌｏａｄ　Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　Ｃｏｎｔｒｏｌ）により対応している。この負荷周波数制御では、電力供給者の中央給電指令所からの制御信号によってＬＦＣ用発電所が発電出力を調整することにより、周波数制御を行っている。

　しかし、自然エネルギーを利用した発電装置の出力は、天候などに応じて急激に変化することがある。このような発電装置の出力の急激な変化は、連系している電力系統の周波数の安定度に大きな悪影響を与えてしまう。この悪影響は、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家が増えるほど顕著になってくる。このため、今後、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家がさらに増えてきた場合には、発電装置の出力の急激な変化を抑制することにより、電力系統の安定度を維持する必要が生じてくる。

　そこで、従来、このような発電装置の出力の急激な変化を抑制するために、自然エネルギーを利用した発電装置と、発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置とを備えた発電システムが提案されている。このような発電システムは、たとえば、特開２００１－５５４３号公報に開示されている。

　上記特開２００１－５５４３号公報には、太陽電池と、太陽電池に接続されるとともに電力系統に接続されるインバータと、インバータと太陽電池とを接続する母線に接続された蓄電装置とを備えた発電システムが開示されている。上記特開２００１－５５４３号公報では、過去の所定の期間の発電電力を加えた値を発電電力データ数で除することにより移動平均値（目標出力電力）を算出し、その移動平均値の電力がインバータから電力系統に出力されるように、移動平均値と太陽電池の発電電力との差分だけ蓄電装置の充放電を行うことにより、電力系統に逆潮流される電力の変動を抑制する平滑化制御を行っている。これにより、電力系統の周波数などへの悪影響を抑制することが可能である。

特開２００１－５５４３号公報

　しかしながら、上記特開２００１－５５４３号公報では、実際の発電電力が大きく変化した場合に、所定の期間の発電電力の平均をとった移動平均値は実際の発電電力の変化量ほど大きく変化しないため、実際の発電電力と移動平均値（目標出力電力）との差が大きくなってしまうことになる。この場合、実際の発電電力と目標出力電力との差分である蓄電装置の充放電量が大きくなってしまい、その結果、蓄電装置の寿命が短くなるという問題点がある。

　この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の１つの目的は、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図ることが可能な電力供給方法、コンピュータ読み取り可能な記録媒体および発電システムを提供することである。

　上記目的を達成するために、本発明の電力供給方法は、再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、蓄電装置に発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、ある時点から所定時間前までの期間の複数の時点における発電装置の発電電力データの平均値から目標出力電力を決定する工程と、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力電力を出力する工程とを含み、目標出力電力決定工程において、複数の時点のそれぞれにおける発電電力データの重み付けを異ならせることにより発電電力の平均値を算出する。

　本発明のコンピュータ読み取り可能な記録媒体は、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置を制御するための制御プログラムを記憶する、コンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、プログラムはコンピュータシステムに以下の動作を実行させる、ある時点から所定時間前までの期間の複数の時点において発電装置の発電電力データを取得し、複数の時点のそれぞれにおける発電電力データの重み付けを異ならせることにより発電電力の平均値を算出し、発電電力の平均値から目標出力電力を決定し、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力電力を出力する。

　本発明の発電システムは、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置と、発電装置または蓄電装置から出力される電力を制御する充放電制御部とを備え、充放電制御部は、ある時点から所定時間前までの期間の複数の時点において発電装置の発電電力データを取得し、複数の時点のそれぞれにおける発電電力データの重み付けを異ならせることにより発電電力の平均値を算出し、発電電力の平均値から目標出力電力を決定し、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力電力を出力させるように構成されている。

　本発明によれば、実際の発電電力が大きく変化した場合にも、目標出力電力が変化後の発電電力に近づくように変化前後の発電電力データの重み付けを異ならせて目標出力電力を算出すれば、目標出力電力の値に変化後の発電電力の値を大きく反映させることができる。これにより、実際の発電電力と目標出力電力との差が大きくなってしまうことを抑制することができる。この結果、実際の発電電力と目標出力電力との差分である蓄電装置の充放電量を小さくすることができるので、蓄電装置の長寿命化を図ることができる。発電電力の変化を平滑化するための目標出力電力をこのように設定することにより、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図ることができる。

本発明の一実施形態による発電システムの構成を示すブロック図である。電力系統に出力される負荷変動の大きさと変動周期との関係を説明するための図である。図１に示した一実施形態による発電システムの充放電制御の制御フローを説明するためのフローチャートである。充放電制御におけるサンプリング期間について説明するための図である。発電装置の実際の発電電力の１日の推移の一例（例１）を示すグラフである。実施例１による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例１）を示すグラフである。比較例による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例１）を示すグラフである。実際の発電電力、実施例１による発電システムの出力電力および比較例による発電システムの出力電力のＦＦＴ解析結果（例１）を示すグラフである。実施例１および比較例による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の蓄電池の容量推移（例１）を示すグラフである。実施例２による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例１）を示すグラフである。実際の発電電力、実施例２による発電システムの出力電力および比較例による発電システムの出力電力のＦＦＴ解析結果（例１）を示すグラフである。実施例２および比較例による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の蓄電池の容量推移（例１）を示すグラフである。発電装置の発電電力の１日の推移の一例（例２）を示すグラフである。実施例１による発電システムにおいて、発電装置が図１３に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例２）を示すグラフである。比較例による発電システムにおいて、発電装置が図１３に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例２）を示すグラフである。実際の発電電力、実施例１による発電システムの出力電力および比較例による発電システムの出力電力のＦＦＴ解析結果（例２）を示すグラフである。実施例１および比較例による発電システムにおいて、発電装置が図１３に示した発電電力推移で発電した場合の蓄電池の容量推移（例２）を示すグラフである。実施例３による発電システムにおいて、発電装置が図１３に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例２）を示すグラフである。実際の発電電力、実施例３による発電システムの出力電力および比較例による発電システムの出力電力のＦＦＴ解析結果（例２）を示すグラフである。実施例３および比較例による発電システムにおいて、発電装置が図１３に示した発電電力推移で発電した場合の蓄電池の容量推移（例２）を示すグラフである。実施例４による発電システムにおいて、発電装置が図１３に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例２）を示すグラフである。実際の発電電力、実施例４による発電システムの出力電力および比較例による発電システムの出力電力のＦＦＴ解析結果（例２）を示すグラフである。実施例４および比較例による発電システムにおいて、発電装置が図１３に示した発電電力推移で発電した場合の蓄電池の容量推移（例２）を示すグラフである。

　以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。

　まず、図１および図２を参照して、本発明の一実施形態による発電システム１の構造を説明する。

　発電システム１は、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる発電装置２および電力系統５０に接続されている。発電システム１は、発電装置２により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置３と、発電装置２により発電された電力および蓄電装置３により蓄電された電力を電力系統５０に出力するインバータを含む電力出力部４と、蓄電装置３の充放電を制御する充放電制御部５とを備えている。なお、発電装置２は、再生可能エネルギーを利用した発電装置であればよく、例えば風力発電装置等を用いてもよい。また、電力出力部４と電力系統５０とを接続する交流側母線には、負荷６０が接続されている。

　発電装置２と電力出力部４とを接続する直流側母線６には、ＤＣ－ＤＣコンバータ７が直列的に接続されている。ＤＣ－ＤＣコンバータ７は、発電装置２により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧（本実施形態では、約２６０Ｖ）に変換して電力出力部４側に出力する。また、ＤＣ－ＤＣコンバータ７は、いわゆるＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｏｉｎｔ　Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御機能を有している。ＭＰＰＴ機能とは、発電装置２により発電された電力が最大となるように発電装置２の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置２とＤＣ－ＤＣコンバータ７との間には、発電装置２に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード（図示せず）が設けられている。

　蓄電装置３は、直流側母線６に並列的に接続された蓄電池３１と、蓄電池３１の充放電を行う充放電部３２とを含んでいる。蓄電池３１としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い２次電池（たとえば、Ｌｉ－ｉｏｎ蓄電池、Ｎｉ－ＭＨ蓄電池など）が用いられている。また、蓄電池３１の電圧は約４８Ｖである。

　充放電部３２は、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３を有しており、直流側母線６と蓄電池３１とはＤＣ－ＤＣコンバータ３３を介して接続されている。ＤＣ－ＤＣコンバータ３３は、充電時には、蓄電池３１に供給する電力の電圧を、直流側母線６の電圧から蓄電池３１を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、直流側母線６側から蓄電池３１側に電力を供給する。また、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３は、放電時には、直流側母線６側に放電させる電力の電圧を、蓄電池３１の電圧から直流側母線６の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池３１側から直流側母線６側に電力を放電させる。

　充放電制御部５は、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の充放電制御を行う。充放電制御部５は、発電装置２の発電電力に関わらず電力系統５０へ出力する電力値を平滑化するために、電力系統５０へ出力する目標出力電力を設定する。充放電制御部５は、発電装置２の発電電力に応じて、電力系統５０へ出力する電力量が目標出力電力となるように、蓄電池３１の充放電量を制御する。すなわち、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ－ＤＣコンバータ３３を制御するとともに、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ－ＤＣコンバータ３３を制御する。

　また、充放電制御部５は、ＤＣ－ＤＣコンバータ７の出力側に設けられた発電電力検出部８から発電装置２の発電電力データを取得する。発電電力検出部８は、発電装置２の発電電力を検出して、発電電力データを充放電制御部５に送信する。充放電制御部５は、発電電力データを発電電力検出部８から所定の検出時間間隔（たとえば、３０秒以下）毎に取得する。充放電制御部５は、３０秒毎に発電装置２の発電電力データを取得している。なお、この発電電力データの検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電電力の変化を正確に検出することができないので、発電装置２の発電電力の変動周期などを勘案して適正な値に定める必要がある。本実施形態では、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の下限周期よりも短くなるように検出時間間隔を設定している。

　また、充放電制御部５は、電力出力部４の出力電力を取得することにより、実際に電力出力部４から電力系統５０に出力された電力と目標出力電力との差を認識することにより、電力出力部４からの出力電力が目標出力電力となるように充放電部３２の充放電をフィードバック制御する。

　次に、充放電制御部５による蓄電池３１の充放電制御方法について説明する。

　上述したように、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力と蓄電池３１の充放電量との合計が目標出力電力となるように蓄電池３１の充放電を制御する。この目標出力電力は移動平均法を用いて算出される。なお、移動平均法とは、ある時点の目標出力電力を、その時点より過去の期間の発電装置２の発電電力の平均値とする算出方法である。過去の発電電力データはメモリ５ａに逐次記憶されている。以下、目標出力電力の算出に用いる発電電力データを取得するための期間をサンプリング期間と呼ぶ。サンプリング期間の具体的な値としては、本実施形態では約２０分３０秒としている。この場合、充放電制御部５は、約３０秒置きに発電装置２の発電電力データを取得するので、過去２０分３０秒の期間に含まれる４１個の発電電力データの平均値を目標出力電力として算出している。

　しかし、目標出力電力として、移動平均法を用いた移動平均値をそのまま用いれば、実際の発電装置２の発電電力とずれが生じてしまう。そのため、充放電制御部５は、目標出力電力が最新の発電電力に近づくように最新の発電電力の重み付けを大きくした状態で、目標出力電力を算出する。通常の移動平均法では、過去の４１個の発電電力データの単純平均（４１個の発電電力データの全てが等しい重み付けの平均）をとることにより目標出力電力を算出する。これに対し、本実施形態では、最新の発電電力データの重み付けを他の４０個の発電電力データよりも大きくし、それらの平均（加重平均）をとることにより、最新の発電電力の値が大きく反映されるように目標出力電力が設定される。このように加重平均により算出された目標出力電力は、目標出力電力を単純平均により算出する場合よりも最新の発電電力に近い値となるので、目標出力電力と実際の発電電力との差分が小さくなる。

　また、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力の変化量が所定の閾値よりも大きい場合に、上記の重み付けを大きくする算出方法により目標出力電力を算出する。発電電力の変化量は新たな発電電力データを取得する毎に算出されており、発電電力の変化量が所定の閾値よりも大きいか否かの判断もその都度行われる。また、発電電力の変化量が所定の閾値以下の場合には、重み付けを行うことなく、通常の移動平均法（単純平均）で目標出力電力を算出する。本実施形態では、所定の閾値は制御開始変化量よりも小さい変化量であり、具体的には発電装置２の定格出力の３％である。

　加重平均による目標出力電力の算出および単純平均による目標出力電力の算出は、それぞれ、以下の式（１）および式（２）により行われる。なお、式（１）および式（２）において、検出時間間隔をｉ、サンプリング期間をＴ、重み付け係数をｎ、時刻ｔにおける発電電力をＰ（ｔ）、時刻ｔにおける目標出力電力をＰｍ（ｔ）とする。

　式（１）に示すように、加重平均による目標出力電力Ｐｍ（ｔ）は、時刻ｔ－Ｔ＋ｉから時刻ｔ－ｉまでの発電電力データの和（データ数は（Ｔ－ｉ）／ｉ個）と、時刻ｔにおける発電電力データＰ（ｔ）に重み付けをした値とを加えた値（データ数はｎ（Ｔ－ｉ）／ｉ個）を、加えたデータの総数（（Ｔ－ｉ）／ｉ＋ｎ（Ｔ－ｉ）／ｉ）で除した値となっている。一方、式（２）に示すように、単純平均による目標出力電力Ｐｍ（ｔ）は、時刻ｔ－Ｔ＋ｉから時刻ｔまでの発電電力データの和を、加えたデータの総数（Ｔ／ｉ）で除した値となっている。また、ｎ＝ｉ／（Ｔ－ｉ）の場合に、式（１）と値と式（２）の値とが等しくなり、ｎ＞ｉ／（Ｔ－ｉ）の場合に、式（１）の値は式（２）の値よりもＰ（ｔ）の値に近づく。また、式（１）において重み付け係数ｎを大きくする程、目標出力電力Ｐｍ（ｔ）の値がＰ（ｔ）に近い値となる。

　また、充放電制御部５は、充放電制御を開始した後、所定の時刻（たとえば、１７時など）になったときに充放電制御を停止する。

　また、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０に出力しても電力系統５０への悪影響が小さい場合には充放電制御を行わず、悪影響が大きい場合にのみ充放電制御を行う。具体的には、発電装置２の発電電力の変化量が所定の変化量（以下、「制御開始変化量」と呼ぶ）以上である場合に、充放電制御を開始する。制御開始変化量の具体的な数値としては、たとえば、発電装置２の定格出力の５％である。また、発電電力の変化量は、所定の検出時間間隔毎に検出される、連続する２つの発電電力データの差分を算出することにより取得される。

　次に、図２を参照して、充放電制御部５による充放電制御により、変動抑制を主に行う変動周期範囲について説明する。図２に示すように、変動周期によって対応可能な制御方法は異なっている。負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期は、領域Ｄ（ハッチングで示す領域）に示されている。また、ＥＤＣにより対応可能な負荷の変動周期は、領域Ａに示されている。なお、領域Ｂは、負荷変動による影響を電力系統５０自体の自己制御性により自然に吸収する領域である。また、領域Ｃは、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な領域である。

　ここで、領域Ｄと領域Ａとの境界線が負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期の上限周期Ｔ１となり、領域Ｃと領域Ｄとの境界線が負荷周波数制御により対応可能な負荷の変動周期の下限周期Ｔ２となる。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２は、図２より固有の周期ではなく、負荷変動の大きさによって変化する数値であることが分かる。さらに、構築された電力網によって図示されている変動周期の時間も変化する。たとえば、電力系統側におけるいわゆるならし効果などの影響により下限周期Ｔ２および上限周期Ｔ１の値は変化する。また、ならし効果の大きさも、太陽光発電システムの普及度および地域分散性などに応じて変化する。本実施形態では、ＥＤＣ、電力系統５０自体の自己制御性およびガバナフリー運転などによって対応できない領域Ｄ（ＬＦＣにより対応可能な領域）の範囲内に含まれる変動周期（変動周波数）を有する負荷変動に着目し、抑制することを目的としている。

　次に、図３を参照して、発電システム１の制御フローについて説明する。

　まず、ステップＳ１において、充放電制御部５は、ある時刻における発電装置２の発電電力Ｐを検出する。そして、ステップＳ２において、充放電制御部５は、検出した発電電力Ｐを変動前発電電力Ｐ０とする。次に、ステップＳ３において、充放電制御部５は、発電電力Ｐ０の検出からｉ秒（ｉ：検出時間間隔）経過後に発電電力を検出し、その検出値をＰ１とする。

　この後、ステップＳ４において、充放電制御部５は、発電電力の変化量（｜Ｐ１－Ｐ０｜）が制御開始変化量（発電装置２の定格出力の５％）より大きいか否かを判断する。発電電力の変化量が制御開始変化量以下の場合には、ステップＳ５においてＰ１をＰ０とするとともにステップＳ３においてＰ１を取得して、発電電力の変化を監視する。

　また、発電電力の変化量が制御開始変化量より大きい場合には、ステップＳ６において、充放電制御を開始する。すなわち、過去の２０分３０秒の発電電力に基づいて目標出力電力を算出し、その目標出力電力を電力出力部４から出力するように、蓄電池３１の充放電を制御する。以下の説明において、充放電制御の開始時点を時刻ｔとし、開始時点における発電電力Ｐ１およびＰ０をそれぞれ発電電力Ｐ（ｔ）およびＰ（ｔ－ｉ）とする。

　また、充放電制御を開始するのと同時（時刻ｔ）に、ステップＳ７において、充放電制御部５は、時刻ｔにおいて検出した発電電力の変化量（｜Ｐ（ｔ）－Ｐ（ｔ－ｉ）｜）が所定の閾値（発電装置２の定格出力の３％）より大きいか否かを判断する。発電電力の変化量が閾値より大きい場合には、ステップＳ８において、重み付けありで目標出力電力Ｐｍ（ｔ）を算出する。すなわち、重み付けなしの場合よりも変化後の発電電力Ｐ（ｔ）に近づくように、上記式（１）の加重平均によって目標出力電力Ｐｍ（ｔ）を算出する。また、発電電力の変化量が閾値以下の場合には、ステップＳ９において、重み付けなしで目標出力電力Ｐｍ（ｔ）を算出する。すなわち、上記式（２）のように、サンプリング期間に含まれる発電電力データの単純平均をとることにより目標出力電力Ｐｍ（ｔ）を算出する。

　この後、ステップＳ１０において、充放電制御部５は、目標出力電力Ｐｍ（ｔ）と発電電力Ｐ（ｔ）との差分の電力（Ｐｍ（ｔ）－Ｐ（ｔ））を時刻ｔ～時刻ｔ＋ｉまで蓄電池３１から充放電する。なお、Ｐｍ（ｔ）－Ｐ（ｔ）が正の場合には、その差分を蓄電池３１に充電し、負の場合には、その差分を蓄電池３１から放電する。

　この後、ステップＳ１１において、充放電制御部５は、所定の時刻になったか否かを判断する。所定の時刻になった場合には、充放電制御部５は、ステップＳ１４において、充放電制御を停止する。また、所定の時刻になっていない場合には、充放電制御を継続する。この場合、ステップＳ１２において、充放電制御部５は、発電電力Ｐ（ｔ）をＰ（ｔ－ｉ）とした後に、ステップＳ１３において、発電電力Ｐ（ｔ）を検出する。なお、ステップＳ１３における発電電力Ｐ（ｔ）は、その直前のステップＳ７～ステップＳ１０における発電電力Ｐ（ｔ）のｉ秒後の発電電力である。そして、所定の時刻になるまでステップＳ７～ステップＳ１３を繰り返す。

　本実施形態の発電システム１は、上記構成により以下の効果を得ることができる。

　充放電制御部５は、発電装置２の発電電力の変化量が所定の閾値より大きい場合に、目標出力電力が変化後の発電電力に近づくように変化後の発電電力の重み付けを大きくした状態で、加重平均により目標出力電力を算出する。このように構成することによって、目標出力電力の値に変化後の発電電力の値を大きく反映させることができる。これにより、実際の発電電力が大きく変化した場合に、その発電電力の変化に応じて大きく目標出力電力が変化するので、実際の発電電力と目標出力電力との差が大きくなってしまうことを抑制することができる。これにより、実際の発電電力と目標出力電力との差分である蓄電装置３の充放電量を小さくすることができるので、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。また、発電電力の変化を平滑化するための目標出力電力をこのように設定することにより、発電装置２による発電電力の変動に起因する電力系統５０への影響を抑制しながら、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

　また、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力の変化量が所定の閾値以下の場合に、変化後の発電電力の重み付けを行うことなく、単純平均により目標出力電力を算出する。このように構成することによって、発電電力の変化量が小さく、重み付けを行わない場合にも蓄電装置３の充放電量が多くならないような場合に、重み付けを行わずに目標出力電力を算出することができるので、この場合には、目標出力電力の平滑化をより十分に行って目標出力電力が変動することをより抑制することができる。

　また、充放電制御部５は、発電電力の変化量が制御開始変化量より大きい場合に、目標出力電力を算出する制御を開始する。このように構成することによって、発電電力の変化量が制御開始変化量よりも小さい場合には目標出力電力を算出せず、蓄電装置３の充放電も行わないので、蓄電装置３の充放電回数を減らすことができる。これにより、さらに蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

　また、充放電制御部５は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間を検出時間間隔とすることによって、このような検出時間間隔で取得した発電電力に基づいて発電電力の変化を検出することによって、負荷周波数制御により対応可能な変動周期を有する発電電力の変化を容易に検出することができる。これにより、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の変動成分を減少させるように、充放電制御を行うことができる。

　また、充放電制御部５は、サンプリング期間を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間とすることによって、このような期間の範囲において取得した発電電力データに基づいて移動平均法により目標出力電力を算出することによって、特に、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の成分を減少させることができる。これにより、電力系統５０に影響を与えることを抑制することができる。

　次に、図４を参照して、移動平均法のサンプリング期間の検討結果について説明する。図４は、発電電力データの取得期間であるサンプリング期間を１０分とした場合のＦＦＴ解析結果と、サンプリング期間を２０分とした場合のＦＦＴ解析結果を示す。

　図４に示すように、サンプリング期間が１０分の場合には、変動周期が１０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が１０分以上の範囲における変動があまり抑制されていない。また、サンプリング期間が２０分の場合には、変動周期が２０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が２０分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。

　したがって、サンプリング期間の大きさと、充放電制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変わることがいえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にＴ１～Ｔ２の後半付近（長周期付近）からＴ１以上の範囲の期間とすることが好ましい。たとえば、図２の例では２０分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができる。ただし、サンプリング期間を長くすると、必要な蓄電池容量が大きくなる傾向があり、Ｔ１よりもあまり長くないサンプリング期間を選択することが好ましい。

　次に、図５～図２３を参照して、本発明の充放電制御を行うことによる効果を検証したシミュレーション結果について説明する。

　まず、図５～図９を参照して、本発明の充放電制御を行うことによる効果を検証したシミュレーション結果（例１）について説明する。図５は、定格出力が４ｋＷの発電装置の１日の発電電力推移（例１）を示している。図６は、実施例１による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示している。図７は、比較例による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示している。図８は、実施例１、比較例および実際の発電電力の推移についてＦＦＴ解析を行った解析結果を示している。

　なお、実施例１では、重み係数ｎを０．２５とし、所定の閾値を発電装置の定格出力の３％として、本実施形態の加重平均または単純平均による移動平均法により目標出力電力を算出する充放電制御を行う構成とした。また、比較例では、単純平均による移動平均法のみにより目標出力電力を算出する充放電制御を行う構成とした。また、実施例１および比較例では、発電電力の変化量が発電装置の定格出力の５％を超えたときに充放電制御を開始し、所定の時刻（１７時）に充放電制御を停止した。また、図９は、実施例１による発電システムおよび比較例による発電システムの蓄電池容量推移を示している。

　図５～図７に示すように、実施例１および比較例のいずれにおいても、図５に示した発電装置の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。図８に示すように、ＦＦＴ解析結果では、実際の発電電力と、実施例１および比較例とは略同じであることがわかる。これは、例１における実際の発電電力の変動が元々小さいため、実施例１および比較例による平滑化を行っても差がでにくいためである。

　また、図９に示すように、例１では、実施例１と比較例とで差はあまり大きくなく、略同じ容量推移となることがわかる。このシミュレーション結果では、実施例１および比較例の充放電量はそれぞれ１２９０Ｗｈおよび１３２４Ｗｈであった。すなわち、発電電力の変動が小さい場合において、実施例１では比較例に比べて充放電量が若干（３４Ｗｈ）小さくなることがわかる。

　次に、図５に示した発電電力推移（例１）に対して、実施例２による充放電制御を行った場合のシミュレーション結果について説明する。図１０は、実施例２による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示している。図１１は、実施例２、比較例および実際の発電電力の推移についてＦＦＴ解析を行った解析結果を示している。なお、実施例２では、実施例１と異なり、重み係数ｎを１．００として（閾値は定格出力の３％で）充放電制御を行う構成とした。また、図１２は、実施例２による発電システムおよび比較例による発電システムの蓄電池容量推移を示している。

　図１０に示すように、実施例２においても、図５に示した発電装置の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。また、図１１に示すように、実施例１の場合と同様に、ＦＦＴ解析結果では、実際の発電電力と、実施例２および比較例とは略同じであることがわかった。また、図１２に示すように、実施例２の場合では、実施例１の場合と比べて比較例に対する差が大きくなっていることがわかる。このシミュレーション結果では、実施例２および比較例の充放電量はそれぞれ１２３４Ｗｈおよび１３２４Ｗｈであった。すなわち、実施例１に比べて重み係数ｎを大きくした実施例２では充放電量の減少量が９０Ｗｈとなり、実施例１（減少量３４Ｗｈ）に比べて比較例に対する充放電量の減少量が大きくなることがわかる。

　次に、図１３～図１７を参照して、本発明の充放電制御を行うことによる効果を検証したシミュレーション結果（例２）について説明する。図１３～図１７は、例１とは異なり、発電電力の変動の大きい例２について、図５～図９と同様のシミュレーション結果を示している。

　図１３～図１５に示すように、実施例１および比較例のいずれにおいても、図１３に示した発電装置の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。また、図１６に示すように、ＦＦＴ解析結果においても、実施例１および比較例は実際の発電電力の変動を大きく抑制していることがわかる。特に、実施例１では、約２分～約２０分の変動周期を比較例と略同じレベルで抑制している。すなわち、約２分～約３分までの変動周期については実施例１は比較例に比べて抑制度合いが若干小さいが、約３分～約２０分の変動については同じ抑制度合いとなっている。

　また、図１７に示すように、例２では、例１（図９参照）に比べて、実施例１と比較例との間の容量推移の差が大きくなっていることがわかる。このシミュレーション結果では、実施例１および比較例の充放電量はそれぞれ３０４１Ｗｈおよび３２３９Ｗｈであった。すなわち、発電電力の変動が大きい場合において、実施例１では比較例に比べて充放電量を大きく（約２００Ｗｈ）減少させていることがわかる。

　次に、図１３に示した発電電力推移（例２）に対して、実施例３による充放電制御を行った場合のシミュレーション結果について説明する。図１８は、実施例３による発電システムにおいて、発電装置が図１３に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示している。図１４は、実施例３、比較例および実際の発電電力の推移についてＦＦＴ解析を行った解析結果を示している。なお、実施例３では、実施例１と異なり、重み係数ｎを０．２５とし、所定の閾値を発電装置の定格出力の５％として充放電制御を行う構成とした。また、図２０は、実施例３による発電システムおよび比較例による発電システムの蓄電池容量推移を示している。

　図１８に示すように、実施例３においても、図１３に示した発電装置の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。また、図１９に示すように、ＦＦＴ解析結果においても、実施例３および比較例は実際の発電電力の変動を大きく抑制していることがわかる。実施例３の抑制度合いは、実施例１の抑制度合いと略同じであった。また、図２０に示すように、実施例３の場合でも、実施例１（図１７参照）の場合と同様に、比較例との間の差が大きくなっていることがわかる。このシミュレーション結果では、実施例３および比較例の充放電量はそれぞれ３０７７Ｗｈおよび３２３９Ｗｈであった。すなわち、実施例１に比べて閾値を大きくした実施例３では充放電量の減少量が１６２Ｗｈとなり、実施例１（比較例に対する減少量１９８Ｗｈ）に比べて充放電量の減少量は小さくなっているが、比較例に対する充放電量の減少量は大きく増加することがわかる。

　次に、図１３に示した発電電力推移（例２）に対して、実施例４による充放電制御を行った場合のシミュレーション結果について説明する。図２１は、実施例４による発電システムにおいて、発電装置が図１３に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示している。図２２は、実施例４、比較例および実際の発電電力の推移についてＦＦＴ解析を行った解析結果を示している。なお、実施例４では、実施例１と異なり、重み係数ｎを０．５０とし、所定の閾値を発電装置の定格出力の３％として充放電制御を行う構成とした。また、図２３は、実施例４による発電システムおよび比較例による発電システムの蓄電池容量推移を示している。

　図２１～図２３に示すように、実施例４においても、図１３に示した発電装置の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。また、図２２に示すように、ＦＦＴ解析結果においては、実施例４の抑制度合いは、実施例１の抑制度合いより小さくなっている。特に、約２分～約６分の変動周期の抑制度合いが小さくなっていることがわかる。その一方、図２３に示すように、実施例４の場合では、実施例１（図１７参照）の場合と比べて、比較例との間の差が大きくなっていることがわかる。このシミュレーション結果では、実施例４および比較例の充放電量はそれぞれ２８９１Ｗｈおよび３２３９Ｗｈであった。すなわち、実施例１に比べて重み係数ｎを大きくした実施例４では充放電量の減少量が３５２Ｗｈとなり、実施例１（減少量１９８Ｗｈ）に比べて充放電量の減少量が大きく増加することがわかる。

　以上のシミュレーション結果をまとめると、重み係数が大きい程、充放電量の軽減効果が大きくなるとともに、閾値を小さくする程、充放電量の軽減効果が大きくなる。また、実際の発電電力の変動が大きい程、本発明の制御を行うことによる充放電量の軽減効果を大きく得られることがわかった。また、重み係数を０．２５とした場合には負荷周波数制御により対応可能な変動周期を抑制することができるが、重み係数を０．５とした場合には負荷周波数制御により対応可能な変動周期に対する抑制度合いは小さくなる。すなわち、重み係数の値と抑制される変動周期とに相関関係があることがわかる。これらから、実際の発電電力の変動の大きさなどを勘案して、重み係数および閾値を適切に設定することにより、従来の平滑化制御（比較例）と同じレベルで負荷周波数制御により対応可能な変動周期を抑制しながら、従来の平滑化制御（比較例）に比べて充放電量を少なくすることが可能である。

　なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。

　たとえば、上記実施形態では、蓄電池３１の電圧が４８Ｖである例について説明したが、本発明はこれに限らず、４８Ｖ以外の電圧にしてもよい。なお、蓄電池の電圧としては６０Ｖ以下が望ましい。

　また、上記実施形態では、制御開始変化量を発電装置２の定格出力の５％とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、上記以外の数値を用いてもよい。たとえば、制御開始変化量は、発電装置の変化前の発電電力を基準にして決めてもよい。

　また、上記実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力量を想定しない場合について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力の算出において、需要家内で用いられる少なくとも一部の負荷で消費する電力量を検出し、その負荷消費電力量あるいは負荷消費電力変動量を加味して目標出力の算出を行ってもよい。

　また、上記実施形態に記載されたサンプリング期間、母線電圧などの具体的な数値についても、本発明はこれに限られず、適宜変更が可能である。

　また、上記実施形態では、時刻に基づいて充放電制御を停止する例について説明したが、本発明はこれに限らず、充放電制御を開始してから一定時間後に停止してもよいし、発電電力の変化量が小さくなっていると判断した場合に停止してもよい。

　また、上記実施形態では、発電電力検出部８によって検出された発電電力の差分をとることにより発電電力の変化量を検出した例について説明したが、本発明はこれに限らず、発電電力を反映する電力を検出すればよい。たとえば、売電電力（発電電力から負荷６０の消費電力を減じた電力）の差分をとることにより発電電力の変化量を検出してもよい。

　また、上記実施形態では、所定の閾値が制御開始変化量よりも小さい変化量（定格出力の３％）とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、制御開始変化量以上の値でもよい。

　また、上記実施形態では、発電電力の変化量が所定の閾値よりも大きい場合に加重平均により目標出力電力を算出し、所定の閾値以下の場合に単純平均により目標出力電力を算出する例を示したが、本発明はこれに限らず、所定の閾値よりも大きい場合に大きい重み付けで加重平均により目標出力電力を算出し、所定の閾値以下の場合に小さい重み付けで加重平均により目標出力電力を算出してもよい。また、充放電制御を行う際には、常に一定の重み付けの加重平均により目標出力電力を算出するように構成してもよい。

Claims

　再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、
　蓄電装置に前記発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、
　ある時点から所定時間前までの期間の複数の時点における前記発電装置の発電電力データの平均値から目標出力電力を決定する工程と、
　前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から前記目標出力電力を出力する工程とを含み、
　前記目標出力電力決定工程において、前記複数の時点のそれぞれにおける前記発電電力データの重み付けを異ならせることにより前記発電電力の平均値を算出する電力供給方法。
　請求項１に従属する電力供給方法であって、
　前記目標出力電力決定工程は、
　前記複数の時点のうち、第１の時点と、前記第１の時点より前の第２の時点との前記発電電力データの電力差を算出する工程と、
　前記電力差と予め設定された第１の閾値とを比較し、前記電力差が前記第１の閾値よりも大きい場合に前記発電電力データの重み付けを異ならせることにより前記目標出力電力を決定する工程とを含む。
　請求項２に従属する電力供給方法であって、
　前記目標出力電力決定工程において、前記電力差が前記第１の閾値よりも小さい場合には、前記複数の時点のそれぞれにおける前記発電電力データの重み付けを均一にして前記目標出力電力を決定する。
　請求項２に従属する電力供給方法であって、
　前記目標出力電力決定工程において、前記電力差が前記第１の閾値よりも大きい場合、前記第１の時点における前記発電電力データを他の時点における前記発電電力データよりも重み付けを大きくすることにより前記目標出力電力を決定する。
　請求項２～４のいずれかに従属する電力供給方法であって、
　前記第１の閾値は、前記発電装置の定格出力に対する所定割合に相当する。
　請求項１～５のいずれかに従属する電力供給方法であって、
　前記目標出力電力決定工程前に、
　前記複数の時点のうち、第１の時点と、前記第１の時点より前の第２の時点との前記発電電力データの電力差を算出する工程と、
　前記電力差と予め設定された第２の閾値とを比較する工程とを含み、
　前記電力差が前記第２の閾値よりも大きい場合には、前記目標出力電力決定工程を行わず、前記発電装置から発電電力を出力する。
　請求項６に従属する電力供給方法であって、
　前記第１の閾値は、前記第２の閾値よりも小さい。
　請求項２～７のいずれかに従属する電力供給方法であって、
　前記第１の時点と前記第２の時点は、前記複数の時点のうち連続する時点である。
　再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および前記発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置を制御するための制御プログラムを記憶する、コンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、前記プログラムはコンピュータシステムに以下の動作を実行させる、
　ある時点から所定時間前までの期間の複数の時点において前記発電装置の発電電力データを取得し、
　前記複数の時点のそれぞれにおける前記発電電力データの重み付けを異ならせることにより前記発電電力の平均値を算出し、
　前記発電電力の平均値から目標出力電力を決定し、
　前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から前記目標出力電力を出力する。
　再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置と、
　前記発電装置または前記蓄電装置から出力される電力を制御する充放電制御部とを備え、
　前記充放電制御部は、ある時点から所定時間前までの期間の複数の時点において前記発電装置の発電電力データを取得し、前記複数の時点のそれぞれにおける前記発電電力データの重み付けを異ならせることにより前記発電電力の平均値を算出し、前記発電電力の平均値から目標出力電力を決定し、前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から前記目標出力電力を出力させるように構成されている、発電システム。