JP4064334B2 - エネルギーシステムの制御装置および制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、蓄電池を含む分散電源装置を有し、電力系統と電力負荷に接続されたエネルギーシステムの制御装置および制御方法に関する。

複数の分散電源装置を有するエネルギーシステムの低コストな運用制御を行うため、発電計画を作成する方法としては、特許文献１に記載されているように、タブーサーチや遺伝的アルゴリズム等のメタヒューリスティック手法を用いた方法がある。近年では、分散電源の普及等に伴い非線形や不連続な特性および制約条件を考慮する必要性が高まり、メタヒューリスティック手法は関数形に依らず比較的高速に大域的最適解の高精度な近似解を求めることができるため、発電計画等に用いられるようになってきた。

また、リアルタイムで制御する方法としては、特許文献２に記載されている燃料電池システム制御法のように、発電コストと蓄電池の放電コストを考慮してエネルギーコストが最小となるように制御する方法がある。
特開２００１−２５８１５７号公報 特開２００３−１６３０１３号公報

蓄電池を含むエネルギーシステムを低コスト化等の最適制御を行う場合には、蓄電池の充放電バランスを考慮しなければならないため、例えば一日における最適運用計画を作成して制御する必要がある。しかしながら家庭等の電力需要のように時間変動が大きく高精度の需要予測が困難な場合には、従来のように最適な計画を作成しただけでは、実際の電力需要の変動に対応して運用計画を修正し低コストな制御をリアルタイムで行うことが困難であるといった問題があった。上述したリアルタイム制御法では、一時的に低コスト化が図れるかを簡易的に評価しているだけであるため、一日トータルでの最適運用になるという保証がなかった。

また、従来の制御方法のようにランニングコストのみで低コスト化を評価していると、設備の寿命による更改によりトータルのコスト削減にならない運用・制御になる場合があった。

本発明の目的は、最適運用計画のみによる制御よりも低コストな制御を行うことができる、エネルギーシステムの制御装置および制御方法を提供することにある。

上記目的を達成するために、本発明のエネルギーシステムの制御装置は、
分散電源装置の最適運用計画を作成する最適運用計画作成手段と、
蓄電池の充放電量および充電コストを計測・積算することにより得られる蓄電量および蓄電コストを記憶し、蓄電池の充放電量を増加あるいは減少させたときをシミュレーションした計算によって、電力系統との受送電による売買電コストの変動分と、蓄電池の充放電量による蓄電コストの変動分の和が負になる（コスト的に安くなる）と判断された場合に、最適運用計画中の蓄電池の充放電量の制御指令値を変更し、分散電源装置に送信する制御指令値決定手段を有する。

本発明によれば、自然エネルギー発電や電力需要の一時的な変動に対応し、蓄電池の充放電量を変更した方がエネルギーコストを低減できるかどうかをシミュレーション計算により繰り返し判断し制御指令値を修正することによって、最適運用計画のみによる制御よりも低コストな制御を行うことができる。

また、運転により装置の寿命が短縮されたコスト分を制御において考慮するため、蓄電池等の更改までの長期的にみた場合においても最適に近い運用制御が可能となる。

次に、本発明の実施の形態について図面を参照して説明する。

図１は本発明の一実施形態のエネルギーシステムの構成図である。

本エネルギーシステムは分散電源装置１と電力系統２と制御装置３で構成されている。

分散電源装置１は太陽電池１１と燃料電池１３と蓄電池１２で構成されている。

制御装置３は通信部３１と最適運用計画作成部３２と制御指令値決定部３３から構成されている。通信部３１は制御装置３をインターネット等に接続して気象予報等に関する情報を得る。最適運用計画作成部３２は気象予報情報を用いて、太陽電池１１の発電電力負荷需要、および給湯需要を予測し、この予測結果を用いて燃料電池１３と蓄電池１２の最適運用計画を作成する。指令値決定部３３は、この最適運用計画に基づき燃料電池１３と蓄電池１２への制御指令値を決定し、分散電源装置１に送信する。

図２は制御装置３の処理の流れを示す概略図である。

まず、最適運用計画作成部３２は、電力系統２との受送電による売買電力の価格と、一日の電力／熱負荷需要予測および太陽電池１１の発電予測を用いて、制御可能な分散電源である燃料電池１３の発電、蓄電池１２の充放電の運用計画を作成する（ステップ１０１）。運用計画作成においては、例えば、一日のエネルギーコスト、すなわち発電等に用いる燃料コストに電力系統２との受送電による電力コストを加減算したコストを目的関数として、この目的関数が最小となるような運転パターンを探索する。燃料コストは、燃料電池１３の効率特性、起動特性や応答特性等をモデル化し、発電電力目標パターンにおける発電電力に対する燃料流量から算出する。蓄電池１２や貯湯槽は充放電ロスや放熱ロス等を考慮してモデル化し、その残容量を算出しておき、蓄電池や貯湯槽の一日におけるバランスをとるために、充電コストや貯湯コストの一日における差分をペナルティー関数として目的関数に加算する。また、蓄電池１２の過充電や過放電等は、制約条件として扱うか、同様にペナルティー関数として加算してもよい。探索方法としては、様々な最適アルゴリズムを適用することができるが、タブーサーチや遺伝的アルゴリズム等のメタヒューリスティック手法を用いることにより現実的な時間内に大域的最適解の高精度な近似解を得ることができる。この運用計画は例えば一日単位あるいは現時刻から２４時間先まで作成され、予測データの修正等により随時更新する。

次に、指令値作成部３３は、蓄電池１２の充放電電流等の計測データから蓄電池１２の蓄電量と蓄電コストを算出する（ステップ１０２）。図３に、この算出フローの一例を示す。充電中の場合においては、計測される充電電流を積算し、記憶している蓄電量に加算する（ステップ２０１）。満充電となった場合には、蓄電量を定格値にセットする（ステップ２０２，２０３）。この時点において、蓄電池１２における自己放電による誤差や測定値の積算誤差を補正することができる。蓄電コストは、そのときの系統電力価格と充電量および充電効率等から充電コストを算出し、記憶している蓄電コストに加算する（ステップ２０４）。発電中の場合には、系統電力価格の代わりに発電コストを用いてもよいし、あるいはそれらの平均コストで算出してもよい。放電中の場合においては、計測される放電電流を積算し、記憶している蓄電量から減算する（ステップ２０５）。もし、蓄電池電圧から蓄電量が下限値と判断された場合には、蓄電量や蓄電コストをリセットする（ステップ２０６，２０７）。また、蓄電コストは蓄電単価に放電電流の積算値を乗算した値を算出し（ステップ２０８）、記憶している蓄電コストから減算する（ステップ２０９）。ここで、蓄電単価は、単位蓄電量あたりの蓄電コストから算出される。

次に、最適運用計画にしたがった指令値を変更するためのシミュレーションによる計算を行う必要があるかどうかを判断する（ステップ１０３）。例えば、太陽電池１１の発電電力量や需要の予測値と計測値との誤差が所定値以上のときに、変更の可能性があると判断し、蓄電池１２の充放電量を一段階増減した場合をシュミレーション計算する（ステップ１０４）。電力需要から太陽電池発電量を差し引いた計測値が、その予測値と比較して、所定値以上大きくなったかどうかで判断してもよい。すなわち、一時的に予測値よりも多くの電力供給を必要とした場合に、その電力を電力系統２から受電するよりも、蓄電池１２からの放電量を増加させた方が低コストになるか等の判断を行う。一方、一時的に予測値よりも少ない電力供給で十分となった場合には、電力系統２の受電を減らすよりも蓄電池１２の放電量を減らした方がよいかどうかを判断する。

図４に、図２のフローにおける蓄電池１２の充放電量を一段階増減した場合をシミュレーション計算する処理（ステップ１０４）の一例を示す。この一段階は、蓄電池１２の応答性や制御装置３における計算速度等に応じて決める。シミュレーション計算は、前述した燃料電池１３や蓄電池１２のモデル化を用いて行う。

充電中の場合においては、まず、充電量を一段階増加させた場合に、蓄電池１２における最大充電電流等の制約条件を満たすかどうかを判断する（ステップ３０１）。この制約条件を満たす場合にのみ、この場合のシミュレーション計算を行う（ステップ３０２）。記憶している蓄電量・蓄電コストから算出される蓄電単価で充電されたとした蓄電コストの増加分から、売買電コストの増加分を減じた値を、充電量を一段階増加させた場合のコスト減少分として算出する。次に、充電量を一段階減少させた場合に、蓄電池における最小充電電流等の制約条件を満たすかどうか判断する（ステップ３０３）。この制約条件を満たす場合にのみ、この場合のシミュレーション計算を行う。売買電コストの減少分から蓄電単価で充電されたとした蓄電コストの減少分を減じた値を、充電量を一段階減少させた場合のコスト減少分として算出する（ステップ３０４）。

放電中の場合においては、まず、放電量を一段階増加させた場合に、蓄電池１２における最大放電量等の制約条件を満たすかどうかを判断する（ステップ３０５）。この制約条件を満たす場合にのみ、この場合のシミュレーション計算を行う。売買電コストの減少分から蓄電単価で放電されたとした蓄電コストの減少分を減じた値を、放電量を一段階増加させた場合のコスト減少分として算出する（ステップ３０５）。さらに、蓄電池１２のサイクル充放電による寿命短縮を考慮する場合においては、このコスト減少分から、放電量増加分による蓄電池寿命コストの増加分を減算する（ステップ３０７）。この蓄電池寿命コストは、蓄電池の単位放電量あたりの初期コストを、（サイクル寿命×放電深度）で除算し、放電量を乗算して得られる。ここで、鉛蓄電池の場合には、サイクル寿命と放電深度とが反比例の関係にあるため、（サイクル寿命×放電深度）は一定値として扱える（特開２００３−１６１７６８号公報）。次に、放電量を一段階減少させた場合に、蓄電池１２における最小放電電流等の制約条件を満たすかどうかを判定する（ステップ３０８）。この制約条件を満たす場合にのみ、この場合のシミュレーション計算を行う。蓄電単価で放電されたとした蓄電コストの増加分から、売買電コストの増加分を減じた値を、放電量を一段階減少させた場合のコスト減少分として算出する（ステップ３０９）。さらに、蓄電池のサイクル充放電による寿命短縮を考慮する場合においては、このコスト減少分から、放電量減少分による蓄電池寿命コストの減少分を加算する（ステップ３１０）。

以上のシミュレーション計算により得られた、充放電量を一段階増減することにより蓄電池１２の制約条件を満たし、かつコスト減少分が所定値以上であれば、蓄電池１２の充放電量の指令値を変更する（ステップ１０６，１０７）。

蓄電池１２の指令値を変更するためのこのような計算を、一定時間間隔毎に継続して行っていく。発電・需要等の予測データが修正されるタイミング等で、発電計画も含めた最適運用計画の更新を行う場合には、エネルギーコスト最小化等の運用計画の更新を行った後に、蓄電池１２の指令値変更の計算を行う。

本発明の一実施形態のエネルギーシステムの構成図である。 制御装置３の処理の流れを示すフローチャートである。 図２における、蓄電量・蓄電コストの算出処理のフローチャートである。 図２における、蓄電池１２の充放電量を一段階増減させた場合のシミュレーション計算のフローチャートである。

符号の説明

１ 分散電源装置
２ 電力系統
３ 制御装置
１１ 太陽電池
１２ 蓄電池
１３ 燃料電池
３１ 通信部
３２ 最適運用計画作成部
３３ 指令値作成部
１０１〜１０７，２０１〜２０９，３０１〜３１０ ステップ

Claims (6)

1. 蓄電池を含む分散電源装置を有し、電力系統と電力負荷に接続されたエネルギーシステムの制御装置であって、
   前記分散電源装置の最適運用計画を作成する最適運用計画作成手段と、
   前記蓄電池の充放電量および充電コストを計測・積算することにより得られる蓄電量および蓄電コストを記憶し、前記蓄電池の充放電量を増加あるいは減少させたときをシミュレーションした計算によって、前記電力系統との受送電による売買電コストの変動分と、前記蓄電池の充放電量による前記蓄電コストの変動分の和が負になると判断された場合に、前記最適運用計画中の前記蓄電池の充放電量の制御指令値を変更し、前記分散電源装置に送信する制御指令値決定手段を有する、エネルギーシステムの制御装置。
2. 前記制御指令値決定手段は、前記電力負荷の需要の予測値と計測値の差および前記分散電源装置が自然エネルギー源を含む場合はその発電の予測値と計測値との差が所定値以上になったとき、前記制御指令値変更のためのシミュレーションによる計算を行う、請求項１に記載のエネルギーシステムの制御装置。
3. 前記蓄電池の充放電量による前記蓄電コストの増加分に、蓄電池の初期コストに放電量による蓄電池の寿命短縮率を乗算した値の増加分を加算した値を前記蓄電コストの変動分とする、請求項１に記載のエネルギーシステムの制御装置。
4. 蓄電池を含む分散電源装置を有し、電力系統と電力負荷に接続されたエネルギーシステムの制御方法であって、
   前記エネルギーシステムのエネルギーコストを最小化する最適運用計画を作成する段階と、
   前記蓄電池の充放電量および充電コストを計測することにより得られた計測データから蓄電量および蓄電コストを算出する段階と、
   発電・需要の予測値と計測値の差が所定値以上かどうか判定する段階と、
   前記予測値と計測値の差が所定値以上のとき、蓄電池の充放電量を一段階増減させた場合のコスト減少分を計算する段階と、
   前記コスト減少分が所定値以上かどうか判定する段階と、
   前記コスト減少分が所定値以上の場合、前記最適運用計画中の前記蓄電池の充放電量の指令値を変更する段階を有する、エネルギーシステムの制御方法。
5. 前記蓄電量・蓄電コストを算出する段階は、
   前記蓄電池が充電中であれば、充電電流の積算値を前記蓄電量に加算し、満充電であれば、蓄電量を定格値にセットし、電力コストから充電コストを算出し、前記蓄電コストに加算し、
   前記蓄電池が放電中であれば、放電電流の積算値を前記蓄電量から減算し、放電の限界であれば、蓄電量と蓄電コストをリセットし、蓄電量と蓄電コストから蓄電単価を算出し、蓄電単価に放電電流の積算値を乗じた値を前記蓄電コストから減算することを含む、請求項４に記載のエネルギーシステムの制御方法。
6. 前記コスト減少分を計算する段階は、
   前記蓄電池が充電中であれば、前記蓄電池の充電量を一段階増加させた場合、充電量が最大充電量以下であれば、（蓄電単価で充電されたとした蓄電コストの増加分）−（売買電コストの増加分）を算出し、次に、前記蓄電池の充電量を一段階減少させた場合、充電量が最小充電量以上であれば、（売買電コストの減少分）−（蓄電単価で充電されたとした蓄電コストの減少分）を算出し、
   前記蓄電池が放電中であれば、前記蓄電池の放電量を一段階増加させた場合、充電量が最大放電量以下であれば、（売買電コストの減少分）−（蓄電単価で放電されたとした蓄電コストの減少分）を算出し、次に（放電量増加分による蓄電池寿命コストの増加分）を減算し、次に前記蓄電池の放電量を一段階減少させた場合、放電量が最小放電量以上であれば、（蓄電単価で放電されたとした蓄電コストの増加分）−（売買電コストの増加分）を算出し、これに（放電量減少分による蓄電池寿命コストの減少分）を加算する、請求項４または５に記載のエネルギーシステムの制御方法。

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