WO2019193837A1

WO2019193837A1 - 発電システムおよびその制御方法

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Publication number: WO2019193837A1
Application number: PCT/JP2019/004779
Authority: WO
Inventors: 佐野　裕子; 洋平河原; 知治中村; 憲久和田; 直子中根
Original assignee: 株式会社日立製作所
Priority date: 2018-04-05
Filing date: 2019-02-12
Publication date: 2019-10-10
Also published as: JP2019187022A; JP7180993B2

Abstract

信頼性を維持しながら効率を向上できるようにした発電システムおよびその制御方法を提供すること。　電力系統１に接続される発電システム１００は、複数の発電装置２，５と、各発電装置に接続される蓄エネルギー装置８と、各発電装置と蓄エネルギー装置とを制御する制御装置１２と、を備え、制御装置１２は、各発電装置の発電出力の合計Ｐｓｙｓが所定の閾値ＰＬを超える可能性を示す超過リスク値に応じて、各発電装置および蓄エネルギー装置を制御する。

Description

発電システムおよびその制御方法

　本発明は、発電システムおよ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。

　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、新たな発電装置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装置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、新規発電装置の追加設置が行えないという問題である。

　さらに、再生可能エネルギー発電の出力する電力（発電出力）は天候による変動が大きいため、確保された連系容量を使い切ることができないという課題もある。例えば、太陽光発電の場合、夜間や悪天候時には発電できないため、確保された連系容量を使い切ることができず、太陽光発電装置の設備利用率が低下する。ここで、設備利用率とは、発電装置が連系容量以下で１００％運転を続けた場合に得られる電力量に対し、実際に発電された電力量の割合である。

　上述の課題を解決すべく、太陽光発電装置に風力発電装置を組み合わせて同一の連系点に接続し、互いの発電効率を補完する技術が提案されている（特許文献１）。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。

特許第６１０８５１０号明細書

　設備利用率向上のために、既設の太陽光発電装置に対して後から風力発電装置を増設する場合を検討する。この場合、連系容量は先に設置された太陽光発電装置の定格出力で決まっている。太陽光発電装置と風力発電装置の両方を備えた発電サイトも、太陽光発電装置と風力発電装置との合成出力は連系容量を超えてはならない。そのために、合成出力が連系容量を超えないように、増設した風力発電装置を制御するか、あるいは余った電力を蓄電装置に充電させる必要がある。

　本発明は、上記課題に鑑みてなされたもので、その目的は、信頼性を維持しながら効率を向上できるようにした発電システムおよびその制御方法を提供することにある。

　上記課題を解決すべく、本発明の一つの観点による発電システムは、電力系統に接続される発電システムであって、複数の発電装置と、各発電装置に接続される蓄エネルギー装置と、各発電装置と蓄エネルギー装置とを制御する制御装置と、を備え、制御装置は、各発電装置の発電出力の合計が所定の閾値を超える可能性を示す超過リスク値に応じて、各発電装置および蓄エネルギー装置を制御する。

　本発明によれば、超過リスク値に応じて、各発電装置および蓄エネルギー装置を制御することができる。

再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体図である。統括コントローラの機能構成図である。太陽光発電装置が発電する時間帯と連系容量を超過するリスクとの関係を示すグラフである。連系容量と太陽光発電出力と風力発電装置との関係に基づいて、蓄電池の充放電を制御する説明図である。パワーコンディショナ（ＰＣＳ）の効率カーブを示す特性図である。連系容量を超過するリスクに応じて蓄エネルギー装置の充放電を補正することのできる統括コントローラの機能構成図である。連系容量を超過するリスクに応じて蓄エネルギー装置の充放電を補正する処理を示すフローチャートである。連系容量を超過した場合は所定時間充電を継続する制御の説明図である。所定の単位時間（例えば３０分間）での同時同量を守ることで、連系容量の超過を抑制できることを示す説明図である。第２実施例に係り、再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体図である。統括コントローラの機能構成図である。第３実施例に係り、再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体図である。統括コントローラの機能構成図である。履歴情報を用いてリスク条件を算出する機能を持つ統括コントローラの機能構成図である。第４実施例に係り、再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの全体図である。統括コントローラの機能構成図である。第５実施例に係り、ＦＩＴ単価に応じていずれの発電装置を制御する処理を示すフローチャートである。

　以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。本実施形態では、第１発電装置２と、第２発電装置５と、蓄エネルギー装置８と、電力制御装置１１を備え、第１発電装置の発電出力と第２発電装置の発電出力との合計値Ｐｓｙｓが所定の閾値ＰＬを超えるリスクに応じて、蓄エネルギー装置８の充電と放電を切り替える。所定の閾値は、連系容量に対し所定量のマージンを加えて設定してもよい。

　本実施形態によれば、太陽光発電装置２と風力発電装置５との合成出力が連系容量ＰＬを超過することなく、設備利用率を向上させることができる。さらに、本実施形態によれば、既に系統連系枠が無い地域にも発電装置２，５のいずれかを新規で追加導入することができる。

　図１～図９を用いて第１実施例を説明する。図１は、本実施例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。本実施例では、複数の再生可能エネルギー発電装置を有する再生可能エネルギーハイブリッド発電システムの一例として、太陽光発電装置と風力発電装置を備える太陽光風力ハイブリッド発電システム１００を説明する。発電システム１００は、電力系統１に連系されている。再生可能エネルギー発電装置は、太陽光発電装置と風力発電装置に限らない。潮力発電装置、波力発電装置、地熱発電装置などの発電装置を採用してもよい。

　発電システム１００は、例えば、太陽光発電装置２と、風力発電装置５と、蓄エネルギー装置８と、電力制御装置１１とを備える。

　太陽光発電装置２から出力される太陽光発電出力Ｐｐｖと、風力発電装置５から出力される風力発電出力Ｐｗｔと、蓄エネルギー装置８から出力される充放電電力Ｐｂａｔとの総和が、システム電力Ｐｓｙｓとして電力系統１へ供給される。ここで、システム電力Ｐｓｙｓの上限値は、連系容量ＰＬである。

　太陽光発電装置２は、例えば、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）とを含む。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。

　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。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へ出力する。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。

　風力発電装置５は、例えば、風車６と、風車用パワーコンディショナ７（以下、「風車用ＰＣＳ７」と称す）とを含む。風力発電装置５は、風車用ＰＣＳ７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）とを持つ。

　風車６の発電電力が定格出力に達するまでは風の力だけで風車を回転させて発電し、定格出力に達するとピッチ角を制御して回転数を一定に保つ。発電機の回転数から発電可能量を算出し、風車用ＰＣＳ７へ与える。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。風力発電装置５から出力される風力発電電力Ｐｗｔは、電力系統１へ供給される。

　蓄エネルギー装置８は、例えば、蓄電池用パワーコンディショナ９(以下、「蓄電池用ＰＣＳ９」と称す)と、蓄電池１０とを含む。蓄電池１０から出力される直流の充放電電力は、蓄電池ＰＣＳ９で交流の充放電電力Ｐｂａｔに変換され、電力系統１へ出力される。なお、蓄電池ＰＣＳ９、太陽光用ＰＣＳ４、風車用ＰＣＳ７は、系統連系インバータと称される場合もある。蓄電池１０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。

　後述の統括コントローラ１２は、太陽光発電装置２および風力発電装置５からの情報と、蓄エネルギー装置８から蓄電池１０の充電率（ＳＯＣ）とに基づいて、充放電目標値Ｐｂａｔ＊を算出し、蓄電池用ＰＣＳ９へ送信する。本実施例では、蓄エネルギー装置８として、蓄電池１０を例に挙げて説明する。これに限らず、揚水発電、燃料電池など電気エネルギーを蓄積できる他の装置を用いてもよい。以下、蓄エネルギー装置として蓄電池１０を例示するため、充電、放電といった用語を使用する。充電は「エネルギーの貯蔵」と、放電は「エネルギーの放出」と呼び代えてもよい。

　電力制御装置１１は、発電システム１００から出力されるシステム電力Ｐｓｙｓを連系容量ＰＬ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装置である。電力制御装置１１は、例えば、統括コントローラ１２と、通信ネットワーク１３（インターネット等）と、外部コントローラ１４と、端末１５とを備える。

　電力制御装置１１内において、統括コントローラ１２は、通信ネットワーク１３を介して、外部コントローラ１４と通信可能に接続される。外部コントローラ１４は、シリアルバスまたはパラレルバス等を介して、端末１５に接続される。

　電力制御装置１１では、オペレータが、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１４を介して、統括コントローラ１２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１５を操作することにより、外部コントローラ１４を介して統括コントローラ１２へアクセスし、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。オペレータは、発電システム１００の状態（動作状況）を端末１５に表示させることもできる。本実施例では、電力制御装置１１に、外部コントローラ１４と通信ネットワーク１３および端末１５が含まれる構成例を説明するが、これに限らず、外部コントローラ１４と通信ネットワーク１３と端末１５を電力制御装置１１の外部に設ける構成でもよい。

　統括コントローラ１２は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等の演算装置を含んでいる。統括コントローラ１２は、通信網を介して、太陽光用ＰＣＳ４と、風車用ＰＣＳ７と、蓄電池用ＰＣＳ９とに接続されている。

　通信接続態様は、任意に設定することができる。例えば、無線通信および有線通信のいずれの態様も適用することができる。統括コントローラ１２は、詳細は後述するが、太陽光用ＰＣＳ４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。

　太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂは、太陽光用ＰＣＳ４とは別個に設けられた図示せぬ電力計等により計測されてもよい。風力発電装置５に関しても同様で、統括コントローラ１２は、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。風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ_ｆｂは、風力発電装置５とは別個に設けられた図示せぬ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１２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。

　統括コントローラ１２は、太陽光用ＰＣＳ４から入力された太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂと、風力発電装置５から入力された風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ_ｆｂとに基づいて、発電システム１００のシステム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスク値（以下、「超過リスク」または「リスク」と称す）を判定する。統括コントローラ１２は、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過しないための各種演算を行う。

　図１では、太陽光発電装置２と風力発電装置５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を備えるいわゆるメガソーラ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、風力発電装置５は、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装置であってもよい。

　図２を用いて、各発電装置２，５の発電電力の合計値であるシステム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超えないように発電システム１００を制御するための演算方法の一例を説明する。図２は、統括コントローラ１２の詳細な構成例を示す。図２の上側には、統括コントローラ１２の機能構成が示されている。図２の下側には、統括コントローラ１２の動作の一例が示されている。

　統括コントローラ１２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とを用いて、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクが所定のリスク閾値以上であるか判定する。統括コントローラ１２は、リスク判定の結果により、蓄エネルギー装置８の制御を切り替える。

　統括コントローラ１２は、例えば、リスク判定部１２１と、充放電制御部１２２とを備える。システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクを判定するためには、例えば、時刻、連系容量ＰＬ、太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂ、風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ_ｆｂのうち少なくとも１つ以上の情報が必要である。これらの情報は、例えば、リスク算出用パラメータと呼ぶことができる。判定に用いる情報数（パラメータ数）が多いほど、連系容量ＰＬを超過するリスクの判定精度は向上する。

　時刻、連系容量ＰＬ、太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂ、風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ_ｆｂのうち少なくとも１つ以上の情報をリスク判定部１２１へ入力すると、統括コントローラ１２のリスク判定部１２１は、現在のシステム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクＲを算出する（Ｓ１１）。

　リスク判定部１２１は、算出されたリスクＲが所定のリスク閾値Ｔｈ１以上であるか判定し（Ｓ１２）、その判定結果を出力する。統括コントローラ１２は、リスクＲが所定のリスク閾値Ｔｈ１以上であると判定すると（Ｓ１２：ＹＥＳ）、蓄エネルギー装置８を充電モードに移行させて、システム電力Ｐｓｙｓの一部を蓄電池１０に充電させる。これにより、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するのを抑制することができる。

　一方、統括コントローラ１２は、ステップＳ１１で算出されたリスクＲが所定の閾値Ｔｈ１未満であると判定すると（Ｓ１２：ＮＯ）、蓄エネルギー装置８を放電モードへ移行させて、蓄電池１０に蓄えられた電力の少なくとも一部を放電させる（Ｓ１４）。蓄エネルギー装置８に貯蔵されていた電力を電力系統１へ供給することにより、蓄エネルギー装置８に蓄えられていた太陽光発電装置２および風力発電装置５の発電電力を有効に利用でき、売却益を得ることができる。

　図３は、超過リスクの大小が時間帯で異なる例を示す。太陽光発電装置２は、その発電原理上、太陽が昇る時間帯のみで発電可能である。したがって、日の出前および日没後では、風力発電装置５が最大で発電したとしてもシステム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクは小さいと判断できる。

　そこで、日の出時刻ｔ１から日没時刻ｔ２までの時間帯（ｔ１＜ｔ＜ｔ２）では、連系容量ＰＬを超過するリスクが高いと判断する。日の出時刻ｔ１および日の入り時刻ｔ２は、あらかじめ季節毎に設定してもよいし、あるいは、年間の最も早い日の出時刻と最も遅い日没時刻とに設定してもよい。詳しくは後述するが、過去の発電履歴情報を用いて日の出時刻および日没時刻を算出し、算出した値を使用してもよい。

　後述するように、連系容量ＰＬの値に制御マージンＰｍを設定することもできる。すなわち、超過リスクの高い時間帯（ｔ１＜ｔ＜ｔ２）では、連系容量ＰＬにマージンＰｍを設定した値ＰＬ２を用い、超過リスクの低い時間帯（ｔ＜ｔ１，ｔ２＜ｔ）では、マージンを設定しない値ＰＬ１を用いることもできる。

　図４は、超過リスクの大小をさらに細かく検討した例を示す。風力発電装置５の発電可能領域は、連系容量ＰＬと太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂとの差分（＝ＰＬ－Ｐｐｖ_ｆｂ）から決定する。差分（ＰＬ－Ｐｐｖ_ｆｂ）が風力発電装置５のシステム定格出力よりも大きい場合に、連系容量ＰＬの超過リスクが小さいと判断する。

　太陽光発電装置２と風力発電装置５のシステム定格出力の比は、超過リスクの値に影響を与える。例えば、太陽光発電装置：風力発電装置＝１：１の場合は、常に超過リスクが高い。これに対し、太陽光発電装置：風力発電装置＝２：１の場合は、超過リスクの高い時間帯と超過リスクの低い時間帯とが存在する。

　太陽の出ている時間帯に超過リスクの高い時間帯と低い時間帯とが存在する場合を検討する。日の出時刻ｔ１を過ぎた場合であっても太陽の高度が低い間は、太陽光発電装置２の発電出力は太陽高度が高い間（昼間）の発電出力よりも低いと考えられる。同様に、日の入り時刻ｔ２の前であっても太陽の高度が低い場合、太陽光発電装置２の発電出力は太陽高度が高い間（昼間）の発電出力よりも低いと考えられる。

　したがって、図４の場合、統括コントローラ１２は、超過リスクを算出すると（Ｓ２１）、算出した超過リスクの大小を判定し（Ｓ２２）、超過リスクが大きい場合は蓄エネルギー装置８を充電モードへ移行させる（Ｓ２３）。一方、統括コントローラ１２は、超過リスクが小さいと判定すると、蓄エネルギー装置８を放電モードへ移行させると共に（Ｓ２４）、風力発電装置５の発電出力を許可することもできる（Ｓ２５）。超過リスクＲが閾値Ｔｈ１以上のときに超過リスクが大きいと判定し、超過リスクが閾値Ｔｈ１未満のときに超過リスクが小さいと判定することができる。超過リスクが小さい場合、常に蓄エネルギー装置８を放電モードへ移行させる必要はなく、必要に応じて移行させればよい。

　以上から、時刻、連系容量ＰＬ、太陽光発電電力モニタ信号Ｐｐｖ_ｆｂ、風力発電電力モニタ信号Ｐｗｔ_ｆｂといったパラメータのうち少なくとも１つのパラメータを使用することができれば、連系容量ＰＬを超過するリスクを判定できる。

　したがって、超過リスクの大きい場合（高い場合）に蓄エネルギー装置８に充電し、超過リスクの小さい場合（低い場合）に蓄エネルギー装置８から放電させることができる。さらに、超過リスクの小さい場合には、風力発電装置５の発電出力を許可できる。

　この結果、本実施例によれば、連系容量ＰＬを超過することなく、発電システム１００の設備利用率を向上させることができる。

　図５は、ＰＣＳの効率カーブを示す。ＰＣＳの効率が最大の点で蓄エネルギー装置８から放電させることにより、損失を低減することができる。これにより、太陽光発電装置２および風力発電装置５で得た電力を効率的に電力系統１へ供給することができる。

　図６を用いて、本実施例の変形例を説明する。図６に示す統括コントローラ１２（２）の構成は、図２に示す統括コントローラ１２の構成に比べて、充放電補正部１２３が追加されている。充放電補正部１２３は、蓄エネルギー装置８の充放電時に制御マージンを設定する機能である。

　連系容量ＰＬを超過するリスクが大きい場合、制御遅れや通信遅れ等により制御指令値にずれが生じると、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するおそれがある。そこで、統括コントローラ１２（２）は、超過リスクが大きいと判定された場合に、充放電電力にマージンを設定する。統括コントローラ１２（２）は、超過リスクが大きい場合、充電モードでは蓄エネルギー装置８へ多めに充電させ、放電モードでは蓄エネルギー装置８から少なめに放電させる。これにより、統括コントローラ１２（２）は、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過することを防止する。

　なお、蓄エネルギー装置８を利用せずに、太陽光発電装置２の発電出力または風力発電装置５の発電電力を通常よりも多めに抑制してもよい。これにより、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するのを防止できる。

　図７は、図６の統括コントローラ１２（２）における演算処理を示すフローチャートである。まず、連系容量ＰＬの超過リスクＲを算出し（Ｓ３１）、超過リスクＲが所定の閾値Ｔｈ２以上であるか判定する（Ｓ３２）。統括コントローラ１２（２）は、超過リスクＲが閾値Ｔｈ２（２）以上である場合（Ｓ３２：ＹＥＳ）、蓄エネルギー装置８の充放電電力にマージンを設定し（Ｓ３３）、本処理を終了する。統括コントローラ１２（２）は、超過リスクが閾値Ｔｈ２未満であると判定すると（Ｓ３２：ＮＯ）、ステップＳ３３をスキップし、本処理を終了する。

　閾値Ｔｈ１とＴｈ２とは同一の値に設定することもできるし、異なる値に設定することもできる。

　図８は、本実施例の他の変形例を示す。図８では、システム電力Ｐｓｙｓが一度連系容量ＰＬを超過した場合には、超過状態が連続するのを防止すべく、少なくとも所定の充電時間ｔｃ、充電モードを継続させる。図８の上側のグラフは、システム電力Ｐｓｙｓの時間変化を示す。図８の下側のフローチャートは、統括コントローラ１２の実行する充放電モード設定処理を示す。

　統括コントローラ１２は、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過したか判定する（Ｓ４１）。システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過した場合（Ｓ４１：ＹＥＳ）、しばらくは超過リスクの大きい状態が続くと考えられる。そこで、統括コントローラ１２は、蓄エネルギー装置８を充電モードへ移行させる（Ｓ４２）。これと同時に、統括コントローラ１２は、充電モードの継続時間を規定するタイマｔｃを設定する（Ｓ４３）。

　統括コントローラ１２は、タイマｔｃがタイムアップすると（Ｓ４４：ＹＥＳ）、現在のシステム電力Ｐｓｙｓと蓄エネルギー装置８に蓄電した電力Ｐｂａｔとの合計が連系容量ＰＬ以下であるか判定する（Ｓ４５）。もしも、システム電力Ｐｓｙｓと蓄電電力Ｐｂａｔとの合計が連系容量ＰＬ以下になった場合（Ｓ４５：ＹＥＳ）、統括コントローラ１２は、充電モードを解除する（Ｓ４６）。

　その後、統括コントローラ１２は、所定の放電条件が成立したときに、蓄エネルギー装置８を放電モードへ移行させて放電させる（Ｓ４７）。

　図８に示す変形例では、時刻Ｔ１においてシステム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過すると、統括コントローラ１２は、少なくとも所定の充電時間ｔｃは蓄エネルギー装置８を充電モードで運用する（Ｓ４２）。そして、統括コントローラ１２は、所定の充電時間ｔｃが経過した時刻Ｔ２になるまで充電を継続した後、システム電力Ｐｓｙｓと蓄電電力Ｐｂａｔの合計が連系容量ＰＬを超過しないことを確認できたら、充電モードを停止し、通常モードに戻す（Ｓ４６）。ここで、図８の斜線部は、蓄エネルギー装置８に充電された電力を示す。もしも斜線部が充電されなかったとすると、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを再び超過してしまう。

　このように制御することで、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを連続的に超過するのを未然に防止することができる。さらに、蓄エネルギー装置８に充電させることにより、溜めた電力を時間をずらして電力系統１へ放電できるため（Ｓ４７）、設備利用率を向上させることができる。

　なお、強制的な充電時間を規定するためのタイマｔｃの値は、蓄電池１０の充電率（ＳＯＣ）に基づいて設定してもよい。例えば、充電率の大きい場合はタイマｔｃの値を短く設定し、充電率の少ない場合はタイマｔｃの値を長く設定する。

　図９を用いてさらに別の変形例を説明する。図９は、所定の単位時間（例えば３０分間）でのシステム電力Ｐｓｙｓの積算値（ｋＷｈ）が連系容量ＰＬを超過しないように制御する例を示すグラフである。

　一般的に、電力の瞬時値（ｋＷ）は監視せずに、所定の単位時間分の積算値（ｋＷｈ）を監視する場合が多い。そこで、図９に示す変形例では、統括コントローラ１２は、一度システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過すると、所定の単位時間内に超過分を蓄エネルギー装置８へ充電させる。これにより、システム電力Ｐｓｙｓの積算値が連系容量ＰＬを超過することを防止できる。この変形例の制御を用いることにより、瞬時値ではなく、積算値で連系容量ＰＬの超過を判断する場合に、連系容量の超過を防止し、設備利用率を向上させることができる。ここで、図９の斜線部は、所定の単位時間におけるシステム電力Ｐｓｙｓの超過分を蓄エネルギー装置８への充電で打ち消す様子を示す。図９において、連系容量ＰＬを超えた領域の面積と、斜線部の面積とはほぼ等しくなるように、統括コントローラ１２は蓄エネルギー装置８の充電を制御する。

　このように構成される本実施例によれば、太陽光発電装置２と風力発電装置５との合成出力が連系容量ＰＬを超過することなく、設備利用率を向上させることができる。さらに、本実施例によれば、既に系統連系枠が無い地域にも発電装置２，５のいずれかを新規で追加導入することができる。

　図１０，図１１を用いて第２実施例を説明する。図１０は、本実施例に係る再生可能エネルギーハイブリッド発電システム１００Ａの全体構成を示すブロック図である。図１０に示す発電システム１００Ａは図１に示す発電システム１００に対して、発電予測部１６が追加されている。

　電力制御装置１１Ａの統括コントローラ１２Ａには、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクを判定するために、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とに加えて、発電予測部１６から得られる予測値も入力される。発電予測部１６が予測する予測値には、例えば、太陽光発電予測電力Ｐｐｖ_ｐｒｅと、風力発電予測電力Ｐｗｔ_ｐｒｅと、天気予報等の気象データを含めることができる。

　図１１は、本実施例における統括コントローラ１２Ａの詳細を示す。図１１に示す統括コントローラ１２Ａが図２で述べた統括コントローラ１２と異なる点は、リスク判定部１２１Ａに太陽光発電予測電力Ｐｐｖ_ｐｒｅと風力発電予測電力Ｐｗｔ_ｐｒｅとが入力される点である。

　発電予測電力Ｐｐｖ_ｐｒｅ，Ｐｗｔ_ｐｒｅを使用することで、統括コントローラ１２Ａは、超過リスクが大きくなることを事前に知ることができる。統括コントローラ１２Ａは、実測値である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も使用できるため、太陽光発電予測電力Ｐｐｖ_ｐｒｅと風力発電予測電力Ｐｗｔ_ｐｒｅをそれぞれリアルタイムに補正することができる。

　したがって、本実施例によれば、事前に超過リスクを予測することができ、かつその予測値を最新の情報で補正することができるため、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するのを防止することができる。

　さらに、本実施例では、第１実施例と同様に、超過リスクの大きい場合は蓄エネルギー装置８へ充電し、超過リスクの小さい場合は蓄エネルギー装置８から放電させることにより、設備利用率を向上させることもできる。

　晴天時は曇天時と比較して太陽光発電装置２の発電電力が大きくなるため、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクが大きくなると予測できる。本実施例の統括コントローラ１２Ａは気象データを利用することができるため、前日のうちに翌日の超過リスクを算出することができ、より一層高い信頼性で電力系統１の安定を保持できると共に、設備利用率を向上させることができる。

　図１２～図１４を用いて第３実施例を説明する。図１２は、本実施例に係る再生可能エネルギーハイブリッド発電システム１００Ｂの全体構成を示すブロック図である。図１２の電力制御装置１１Ｂには、図１に示す電力制御装置１１に比べて、発電電力の履歴を管理する履歴データ蓄積部１７が追加されている。

　本実施例における統括コントローラ１２Ｂは、超過リスクを判定するために、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とに加えて、履歴データ蓄積部１７から得られる履歴データも利用可能になっている。履歴データ蓄積部１７で管理される履歴データとしては、例えば、太陽光発電電力履歴Ｐｐｖ_ｐａｓ、風力発電電力履歴Ｐｗｔ_ｐａｓ、システム電力履歴Ｐｓｙｓ_ｐａｓ、充放電電力履歴Ｐｂａｔ_ｐａｓがある。

　図１３は、本実施例における統括コントローラ１２Ｂの詳細を示す。図１３の統括コントローラ１２Ｂが図２の統括コントローラ１２と異なるのは、リスク判定部１２１に太陽光発電電力履歴Ｐｐｖ_ｐａｓと風力発電電力履歴Ｐｗｔ_ｐａｓとが入力されている点である。

　統括コントローラ１２Ｂは、発電電力の履歴情報を使用することで、超過リスクを事前に予測することができる。さらに、統括コントローラ１２Ｂは、実測値である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も使用できるため、履歴情報に基づく予測値をリアルタイムで補正することができる。

　したがって、本実施例のように履歴情報を使用することにより、事前に超過リスクを判定することができ、かつ実測値による最新の情報で補正できるため、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するのを防止することができる。

　さらに、本実施例によれば、第１実施例と同様に、超過リスクの大きい場合は蓄エネルギー装置８に充電させ、超過リスクの小さい場合は蓄エネルギー装置８から放電させることにより、設備利用率も向上させることができる。

　図１４は、本実施例の変形例を示す。図１４の統括コントローラ１２Ｂ（２）は、図１３で述べた統括コントローラ１２Ｂと比較して、リスク条件を算出するリスク条件算出部１２４をさらに備える。図１４の統括コントローラ１２Ｂ（２）では、リスク判定部１２１Ｂ（２）にリスク条件算出部１２４の算出結果が入力される。

　履歴データ蓄積部１７から得られる、太陽光発電電力履歴Ｐｐｖ_ｐａｓと風力発電電力履歴Ｐｗｔ_ｐａｓとシステム電力履歴Ｐｓｙｓ_ｐａｓと充放電電力履歴Ｐｂａｔ_ｐａｓとのうちいずれか１つ以上の情報がリスク条件算出部１２４に入力されると、リスク条件算出部１２４は、入力されたデータを用いて学習し、超過リスクが大きくなる条件を算出する。

　例えば、リスク条件算出部１２４は、履歴データに蓄積されている過去に連系容量ＰＬを超過したときの電力情報を用いて、波形の特徴を抽出する。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とが、リスク条件算出部１２４で抽出された波形の特徴と同じ挙動を示した場合に、リスク判定部１２１は、超過リスクが大きいと判断することができる。リスク判定部１２１Ｂ（２）により超過リスクが大きいと判定されると、充放電制御部１２２は蓄エネルギー装置８を充電モードに切り替える。

　なお、図３で述べた日の出時刻ｔ１および日の入り時刻ｔ２と、図４で述べた時刻ｔ３，ｔ４を、履歴データ蓄積部１７に保存されている太陽光発電電力履歴Ｐｐｖ_ｐａｓから決定することもできる。

　このように構成される本実施例によれば、発電システム１００Ｂは、実測値である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とに加えて、履歴データ蓄積部１７に保存されている履歴データを使用することにより、システム電力Ｐｓｙｓが電力系統１の連系容量ＰＬを超過するリスクを、事前に、かつ、より正確に判定することができる。この結果、本実施例によれば、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過する事態を抑制することができ、設備利用率が向上する。

　図１５，図１６を用いて第４実施例を説明する。図１５は、本実施例に係る再生可能エネルギーハイブリッド発電システム１００Ｃの全体構成を示すブロック図である。図１５に示す発電システム１００Ｃには、図１に示す発電システム１００に比べて、日射量計１８および風速計１９が追加されている。

　図１６は、本実施例における統括コントローラ１２Ｃの詳細を示す。図１６の統括コントローラ１２Ｃが図２の統括コントローラ１２と異なるのは、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とに加えて、日射量計１８から得られる日射量ＳＲと風速計１９から得られる風速ＷＶとが、リスク判定部１２１Ｃへ入力されている点である。

　発電システム１００Ｃに日射量計１８および風速計１９を設置することにより、太陽光用ＰＣＳ４および風車用ＰＣＳ７からの発電モニタ信号よりも早く、日射量ＳＲおよび風速ＷＶを入手できる。したがって、統括コントローラ１２Ｃは、太陽光発電装置２の発電電力および風力発電装置５の発電電力を早期に予測することができる。

　本実施例によれば、リスク判定部１２１Ｃに日射量ＳＲおよび風速ＷＶを入力することにより、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクを早期に予測することができる。したがって、本実施例によれば、連系容量ＰＬを超過しないよう事前に蓄エネルギー装置８等を制御することができる。

　第５実施例を説明する。本実施例では、気象データ（天気予報等）を用いて蓄電池１０の充電率（ＳＯＣ）を調整する方法を説明する。

　システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクが大きい場合、蓄エネルギー装置８は、充電のために使用される。ここで、晴天時等の太陽光発電装置２が発電している時間帯では、超過リスクが大きい。そこで、超過リスクが大きい時間帯での充電に備えて、蓄エネルギー装置８のＳＯＣをあらかじめ下げておいた方がよい。そこで、本実施例では、気象データに基づいて翌日の天気が晴天であると予測した場合であって、本日の超過リスクが小さいと判定されたときにはできるだけ放電して、ＳＯＣを下げておく。

　図１７を用いて第６実施例を説明する。本実施例では、太陽光発電装置２と風力発電装置５のうち売電単価の高い方の発電を優先させる。太陽光発電装置２と風力発電装置５の売電単価（例えば、固定価格買い取り制度（FIT：Feed-in Tariff）における買い取り価格）は、一般的に異なる。そのため、太陽光発電装置２と風力発電装置５のいずれを優先的に発電させるかによって、発電システム１００の運用利益に影響が出る。

　図１７は、発電装置の優先度を決定する処理を示すフローチャートである。統括コントローラ１２は、太陽光発電装置２の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｐｖと風力発電装置５の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｗｔとを取得し（Ｓ５１）、両者を比較する（Ｓ５２）。

　統括コントローラ１２は、風力発電装置５の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｗｔの方が太陽光発電装置２の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｐｖよりも大きいと判定すると（Ｓ５２：ＹＥＳ）、風力発電装置５による発電を優先させる（Ｓ５３）。風力発電装置５の発電を優先させてシステム電力Ｐｓｙｓを電力系統１へ供給する方が、発電システム１００の利益向上になるためである。したがって、この場合、太陽光発電装置２による発電電力を制限したり、太陽光発電装置２の発電電力を蓄エネルギー装置８へ蓄えたりする。

　一方、太陽光発電装置２の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｐｖの方が風力発電装置５の売電単価Ｃｏｓｔ＿ｗｔよりも高い場合（Ｓ５２：ＮＯ）、太陽光発電装置２の発電出力を優先させた方が、発電システム１００の利益が増す。そこで、この場合は、風力発電装置５の発電出力を制限したり、蓄エネルギー装置８へ充電させたりする。

　本実施例によれば、売電単価の高い方の発電装置を優先的に発電させて、その発電電力を電力系統１へ売却することができるため、発電システム１００の利益が向上する。

　第７実施例を説明する。本実施例では、電力会社からの出力抑制指令に対応する方法について述べる。

　電力系統１には図示せぬ大量の再生可能エネルギー発電装置が連系されている。電力需給のバランスを保つために、電力会社から各再生可能エネルギー発電装置に対して、出力抑制指令が出される場合がある。多数の再生可能エネルギー発電装置から電力系統１へ電力が供給されると、これらの逆潮流により電力品質が低下等するためである。

　そこで、発電システム１００では、電力会社からの出力抑制指令を受信した場合に、その出力抑制指令を最優先の指令値として扱う。つまり、統括コントローラ１２は、連系容量ＰＬを出力抑制指令値に置き換え、前記各実施例で述べたと同様に処理する。これにより、本実施例では、電力会社の出力抑制指令を遵守しながら、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するのを防止する。さらに、本実施例では、蓄エネルギー装置８にあらかじめ充電しておき、超過リスクが小さいと判定されたときに放電させることにより、設備利用率を向上させることができる。

　なお、本発明は上述の実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例を含むことができる。例えば、上記実施形態は本発明を分かり易く説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。

　例えば、太陽光発電装置と風力発電装置を組み合わせた再生可能エネルギーハイブリッド発電システムに限らず、太陽光発電装置と潮力発電装置、波力発電装置と風力発電装置のように、異なる種類の発電装置を組み合わせた発電システムでもよい。発電方式や最適な発電条件の異なる複数種類の再生可能エネルギー発電装置を組み合わせてなる発電システムに本発明を適用すれば、信頼性を維持しつつ設備利用率を高めることができる。

　ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換も可能である。本実施例に含まれる技術的特徴は、特許請求の範囲に記載した組合せ以外にも組み合わせることができる。

　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、５：風力発電装置、６：風車、７：風車用パワーコンディショナ、８：蓄エネルギー装置、９：蓄電池用パワーコンディショナ、１０：蓄電池、１１，１１Ａ，１１Ｂ：電力制御装置、１２，１２Ａ，１２Ｂ，１２Ｃ：統括コントローラ、１３：通信ネットワーク、１４：外部コントローラ、１５：端末、１６：発電予測部、１７：履歴データ蓄積部、１８：日射量計、１９：風速計、１００，１００Ａ，１００Ｂ，１００Ｃ：太陽光風力ハイブリッド発電システム、１２１，１２１Ａ，１２１Ｂ，１２１Ｃ：リスク判定部、１２２：充放電制御部、１２３：充放電補正部、１２４：リスク条件算出部

Claims

　電力系統に接続される発電システムであって、
　複数の発電装置と、
　前記各発電装置に接続される蓄エネルギー装置と、
　前記各発電装置と前記蓄エネルギー装置とを制御する制御装置と、
を備え、
　前記制御装置は、前記各発電装置の発電出力の合計が所定の閾値を超える可能性を示す超過リスク値に応じて、前記各発電装置および前記蓄エネルギー装置を制御する、
発電システム。
　前記複数の発電装置は、再生可能エネルギー発電装置である、
請求項１に記載の発電システム。
　前記制御装置は、前記超過リスク値が所定の上限値に達すると判定すると、前記蓄エネルギー装置を充電モードに移行させ、それ以外の場合は前記蓄エネルギー装置を放電モードへ移行させる、
請求項２に記載の発電システム。
　前記制御装置は、前記超過リスク値に応じて、前記所定の閾値に制御マージンを設定する、
請求項１，２のいずれかに記載の発電システム。
　前記制御装置は、前記各発電装置の発電出力の実測値、前記各発電装置の発電出力の予測値、前記各発電装置の発電出力の履歴情報、時刻情報、気象データのうち少なくともいずれか一つを用いることにより、前記超過リスク値を計算する、
請求項１，２のいずれかに記載の発電システム。
　前記制御装置は、前記蓄エネルギー装置を放電させる場合、前記各発電装置の発電出力と前記蓄エネルギー装置からの放電出力との合計が前記所定の閾値を超えないように制御する、
請求項１，２のいずれかに記載の発電システム。
　前記制御装置は、前記蓄エネルギー装置に設けられる電力変換器の効率が所定の範囲に収まるように、前記蓄エネルギー装置から放電させる、
請求項６に記載の発電システム。
　前記制御装置は、前記各発電装置の発電出力の合計が前記所定の閾値を超えた場合、少なくとも所定の充電時間、前記蓄エネルギー装置を充電モードに移行させる、
請求項１，２のいずれかに記載の発電システム。
　前記制御装置は、前記所定の充電時間経過後に、前記各発電装置の発電出力の合計が前記所定の閾値を超えないと判定した場合に、前記蓄エネルギー装置の充電モードを解除させる、
請求項８に記載の発電システム。
　前記所定の充電時間は、前記蓄エネルギー装置の充電率に基づいて設定される、
請求項８に記載の発電システム。
　前記制御装置は、前記各発電装置の発電出力の合計を所定の単位時間で積算した値が所定の閾値を超えないように、前記各発電装置および前記発電装置を制御する、
請求項１，２のいずれかに記載の発電システム。
　前記制御装置は、前記各発電装置のうち売電単価の高い方の発電装置を優先して発電させる、
請求項１，２のいずれかに記載の発電システム。
　電力系統に接続される発電システムを制御する制御方法であって、
　前記発電システムは、複数の発電装置と、前記各発電装置に接続される蓄エネルギー装置と、前記各発電装置と前記蓄エネルギー装置とを制御する制御装置とを備え、
　前記制御装置は、前記各発電装置の発電出力の合計が所定の閾値を超える可能性を示す超過リスク値を算出し、前記算出された超過リスク値に基づいて前記各発電装置および前記蓄エネルギー装置を制御する、
発電システムの制御方法。