JP6573546B2 - 再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置および電力変動制御方法に関する。

近年、環境問題等から太陽光発電システムなどの再生可能エネルギ（自然エネルギ）を用いる発電装置の導入が促進されている。しかし、太陽光や風力などの再生可能エネルギは、天候による変動が大きいため、再生可能エネルギ発電装置の連系する電力系統に対して、電圧変動や周波数変動を引き起こす可能性がある。

この対策として、再生可能エネルギ発電装置に、変動抑制用の蓄電池システムを併設し、再生可能エネルギ発電装置の出力変化に応じて蓄電池システムを適宜充放電させることで、電力系統の出力を平滑化する方法が提案されている。

特許文献１には、蓄電池システムの運用方法に関する技術が開示されている。特許文献１では、風力発電装置群の出力電力の変動を所定の出力可能範囲に制御するために、蓄電システムの充放電によって補償するように制御指令する。また、特許文献１では、気象観測装置で計測した気象情報に基づいて、風力発電装置群の近未来の出力電力の変動を予測し、予測された出力電力が、出力可能範囲を逸脱するか否かを判定し、出力可能範囲を逸脱する場合、蓄電システムの制御指令として、蓄電システムの充電率の目標値及び蓄電システムの充放電電力の制限値のうち少なくともひとつを変更指令する。

特開２０１３−２１９９４１号公報

従来技術では、再生可能エネルギ発電装置の発電出力が余った場合は蓄電池を充電し、逆に発電出力が足りない場合は蓄電池から放電することで、連系する電力系統に電圧変動や周波数変動が生じるのを抑制している。従って、再生可能エネルギ発電装置の発電出力と蓄電池からの充放電出力との総和が、システム全体としての出力となる。

しかし、例えば、急に曇ってきたり風が止んだりして、その状態が長時間続いたりすると、再生可能エネルギ発電装置の発電出力が長時間低下する。この場合、システム出力の変動を許容範囲内に留めるためには、大容量の蓄電池を用意する必要がある。蓄電池の容量が足りないと、システム出力の変動量が電力系統の許容範囲を超えてしまい、電力の安定供給や品質維持に影響を与えうるためである。しかし、蓄電池が大型化するほど、導入費用は増大し、広い設置面積が必要となる。

本発明は、上記課題に鑑みてなされたもので、その目的は、再生可能エネルギ発電装置の発電出力が変動する場合でも、必要な蓄電装置の容量を低減することができるようにした再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置および電力変動制御方法を提供することにある。

上記課題を解決すべく、本発明の再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置は、再生可能エネルギを利用して発電する再生可能エネルギ発電装置の発電出力の変動を抑制する電力変動制御装置であって、発電出力のモニタ値を平滑化処理して得られる第１出力目標値と発電出力のモニタ値との乖離度合を検出し、乖離度合が所定の修正開始条件を成立させる場合は、乖離度合が減少するように、第１出力目標値を第２出力目標値へ修正する出力目標値修正部と、第２出力目標値と発電出力のモニタ値との差を低減すべく、発電出力に加えられる蓄電装置の充放電出力を制御する充放電目標値制御部と、を備える。

本発明によれば、第１出力目標値と発電出力のモニタ値との乖離度合が所定の修正開始条件を成立させると、乖離度合が減少するように、第１出力目標値は第２出力目標値へ修正される。このため、充放電目標値制御部は、蓄電池の充放電出力を適切に制御することができる。

再生可能エネルギ発電システムの全体図。 統括コントローラのブロック図。 システム目標出力演算部の詳細を示すブロック図。 出力補正部の詳細を示すブロック図。 出力補正部内のスイッチを制御するテーブルの例。 発電出力モニタ信号とシステム目標出力の時間変化と、システム目標値を修正する場合と修正しない場合とでのＳＯＣの違いを示すグラフ。 システム目標出力の修正方法の例を示す説明図。 システム目標出力を修正するために使用できる可変リミッタの概念図。 システム目標出力を修正する処理を示すフローチャート。 第２実施例に係る統括コントローラのブロック図。

以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。本実施形態に係る再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置３を説明する。本実施形態では、再生可能エネルギ発電装置として、太陽光発電装置を例に挙げて説明するが、これに限らず風力発電装置等にも適用可能である。

本実施形態の発電システム１は、発電装置の発電出力Ｐｐｖと蓄電池７の充放電出力Ｐｂａｔｔとの総和であるシステム出力Ｐｓｙｓの変動を抑制する「電力変動制御装置」としての電力制御装置３を備える。

電力制御装置３は、発電装置の発電モニタ信号を平滑化処理する平滑化部９１１（図２参照）を有する。電力制御装置３は、発電出力Ｐｐｖとシステム出力のＰｓｙｓとの乖離を補正する目標値修正機能を有する。目標値修正機能は、発電出力Ｐｐｖが減少すると、その減少に追従してシステム出力Ｐｓｙｓを減少させる。

本実施形態によれば、システム出力Ｐｓｙｓを発電装置の発電出力Ｐｐｖの変化に追従するように修正できるため、システム出力Ｐｓｙｓと発電出力Ｐｐｖとの乖離を低減できる。乖離を小さくできるため、その乖離を埋めるために蓄電池７から放電させる電力量を少なくすることができる。この結果、蓄電池７の容量を小型化しても、発電システム１の信頼性を維持することができる。蓄電池７を小型化することで、蓄電池７のコストを低減できる。

図１〜図９を用いて第１実施例を説明する。図１は、太陽光発電システム１の概略全体構成図を示す。太陽光発電システム１は、例えば、太陽光パネル４、太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）５（以下、太陽光用ＰＣＳ５と称す）および蓄電池システム２を備える。以下、太陽光パネル４および太陽光用ＰＣＳ５を合わせて、太陽光発電装置または発電装置と呼ぶ。

蓄電池システム２は、太陽光発電装置の発電出力Ｐｐｖを蓄電池７の充放電Ｐｂａｔｔにより補償する。蓄電池システム２は、例えば、蓄電池７と、蓄電池用パワーコンディショナ６（以下、蓄電池用ＰＣＳ６と称す）と、電力制御装置３とを備える。

電力制御装置３は、例えば、統括コントローラ９を備える。電力制御装置３は、インターネット等の通信ネットワーク８を介して統括コントローラ９と相互に通信可能な外部コントローラ１０と、外部コントローラ１０にシリアルバスあるいはパラレルバス等により接続される端末１１とをさらに備えてもよい。統括コントローラ９の詳細構成は、図２〜５で後述する。

既設あるいは新設の太陽光発電装置（太陽光パネル４および太陽光用ＰＣＳ５）に対して、蓄電池システム２を接続することにより、本実施例の太陽光発電システム１を容易に構成することができる。

また、既設の太陽光パネル４、蓄電池７、太陽光用ＰＣＳ５、および蓄電池用ＰＣＳ６を有する設備対して、電力制御装置３を接続することにより、本実施例の太陽光発電システム１を容易に構成できる。太陽光用ＰＣＳ５と蓄電池用ＰＣＳ６とは接続点ＣＰで接続されており、接続点ＣＰは電力系統１２に接続されている。

電力制御装置３は、複数の太陽光発電装置に対応することもできる。つまり、一つの電力制御装置３を複数の太陽光発電装置に接続することで、各太陽光発電装置の発電出力Ｐｐｖとシステム出力Ｐｓｙｓとの乖離を低減できる。

太陽光パネル４は、太陽光を利用して発電する。太陽光パネル４の発電電力Ｐｐｖは、太陽光用ＰＣＳ５により直流から交流に変換されて、電力系統１２へ供給される。ここで、太陽光パネル４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、あるいは、ＩｎＧａＡｓ、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で構成することができる。色素増感太陽電池あるいは有機薄膜太陽電池を用いた有機系の太陽光パネル４としても良い。

一方、蓄電池７は、蓄電池用ＰＣＳ６を介して、電力系統１２へ充放電電力Ｐｂａｔｔを充放電する。蓄電池７は、例えば、鉛蓄電池、リチウムイオン蓄電池、ニッケル・水素蓄電池などから構成される。

電力系統１２に対する発電システム１全体のシステム出力Ｐｓｙｓは、太陽光発電装置の発電電力である発電出力Ｐｐｖと充放電電力Ｐｂａｔｔの合成出力である。雲などの日影変動成分による発電出力Ｐｐｖの変動は、充放電電力Ｐｂａｔｔにより相殺（補償）され、システム出力Ｐｓｙｓは平滑化される。すなわち、蓄電池システム２は、発電出力Ｐｐｖの変動を抑制する変動抑制機能を有する。

なお、ＰＣＳ５，６は、系統連系インバータと称される場合もある。太陽光パネル４の発電出力Ｐｐｖは、太陽光用ＰＣＳ５を介して出力される。このため、発電出力Ｐｐｖの値は、太陽光用ＰＣＳ５の容量により制限される。

電力制御装置３を構成する統括コントローラ９は、詳細は後述するが、変動抑制の目安となるシステム目標出力Ｐｓｙｓ*を演算し、求めたシステム目標出力Ｐｓｙｓ*に基づいて充放電目標値Ｐｂ* を求める。そして、統括コントローラ９は、充放電目標値Ｐｂ*を蓄電池用ＰＣＳ６へ出力する。

統括コントローラ９は、太陽光用ＰＣＳ５から発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂを、蓄電池７からＳＯＣ（State Of Charge）を、それぞれ定期的にまたは不定期に取得することができる。発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂは、発電出力Ｐｐｖのモニタ信号であり、太陽光用ＰＣＳ５により計測される。太陽光発電用ＰＣＳ５に別途設置する電力計等により、発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂを計測する構成としても良い。

図１では、太陽光用ＰＣＳ５および蓄電池用ＰＣＳ６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４を備えるメガソーラ等の大規模な太陽光発電システム１では、複数の太陽光パネル４に応じて複数台の太陽光用ＰＣＳ５を設置すると共に、複数の蓄電池７に対応して複数台の蓄電池用ＰＣＳ６を設置としても良い。この場合、統括コントローラ９は、システム目標出力Ｐｓｙｓ*を複数台の太陽光用ＰＣＳ５の合計値として演算する。また、同様に統括コントローラ９は、充放電目標値Ｐｂ* を複数台の蓄電用ＰＣＳ６の合計値として演算する。

電力制御装置３は、発電システム１から離れた場所に設置される外部コントローラ１０を介して制御することもできる。オペレータは、端末１１を操作することで、外部コントローラ１０を介して統括コントローラ９にアクセスし、設定値などを入力できる。また、オペレータは、端末１１に発電システム１の状態を表示させることもできる。

図２は、統括コントローラ９の機能ブロック図である。統括コントローラ９は、後述のように、太陽光用ＰＣＳ５から入力される発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂに基づいて、充放電目標値Ｐｂ*を算出する。

統括コントローラ９は、例えば、システム目標出力演算部９１と、出力補正部９２とを備える。システム目標出力演算部９１は、太陽光用ＰＣＳ５から入力される発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂに基づいて、システム目標出力Ｐｓｙｓ*を算出する。システム目標出力Ｐｓｙｓ*とは、発電システム１の出力する発電電力の目標値である。

システム目標出力演算部９１は、平滑演算として移動平均方式や一次遅れなどのローパスフィルタ演算を行うことで、システム目標出力Ｐｓｙｓ*を得る。統括コントローラ９は、システム目標出力Ｐｓｙｓ*と発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂの差分から充放電目標値Ｐｂ**を算出する。充放電目標値Ｐｂ**は、出力補正部９２により補正される。出力補正部９２は、入力された充放電目標値Ｐｂ**を補正し、蓄電池７のＳＯＣを調整するための目標値Ｐｂ*を出力する。出力補正部９２は、ＳＯＣ調整部９２と呼んでもよい。出力補正部９２は、補正後の充放電目標値Ｐｂ*を蓄電池ＰＣＳ６に与える。

図３は、システム目標出力演算部９１の機能ブロック図である。システム目標出力演算部９１は、例えば、平滑化部９１１と、目標値修正部９１２とを備える。

平滑化部９１１は、発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂを、移動平均などのローパスフィルタ演算することで、システム目標出力Ｐｓｙｓ**を算出する。この修正前のシステム目標出力Ｐｓｙｓ**は、「第１出力目標値」に該当する。

目標値修正部９１２は、システム目標出力Ｐｓｙｓ**を修正して出力する。目標値修正部９１２は、例えば、出力変化算出部９１２１と、制約条件記憶部９１２２と、修正量算出部９１２３を備える。

出力変化算出部９１２１は、システム目標出力Ｐｓｙｓ**と発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂとの乖離度合を算出する。制約条件記憶部９１２２は、システム出力が守るべき条件を記憶する。制約条件としては、例えば、単位時間あたりの変化率がある。ここでは、送配電事業者などとの間で取り決められた変化率の範囲内で、発電システム１は電力系統１２へ電力を供給しなければならないものとする。

修正量算出部９１２３は、システム目標出力Ｐｓｙｓ**と発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂとの乖離度合が所定値を超えた場合に、制約条件を満たす範囲内で、システム目標出力Ｐｓｙｓ**を修正する。修正後のシステム目標出力Ｐｓｙｓ*は、「第２出力目標値」に該当する。

なお、目標値修正部９１２の機能は、出力補正部９２に設けることもできる。つまり、出力補正部９２は、修正後のシステム目標出力Ｐｓｙｓ*を仮想的に算出し、システム目標出力Ｐｓｙｓ*と発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂとの差分を埋めるようにして充放電目標値Ｐｂ*を算出することもできる。

図４は、出力補正部９２の詳細を示す。出力補正部９２は、例えば、ＳＯＣ判定部９２１と、乖離判定部９２２と、切換部９２３と、切換スイッチ９２４と、ＳＯＣ上昇出力演算部９２５と、ＳＯＣ減少出力演算部９２６を備える。

ＳＯＣ判定部９２１は、ＳＯＣ条件に基づいてシステム出力を増減させる。乖離判定部９２２は、補正後の充放電目標値Ｐｂ*と所定値ΔＰとの大小関係に基づいて、システム出力を増減させる。切換部９２３は、ＳＯＣ判定部９２１の判定結果と乖離判定部９２２の判定結果とに基づいて、切換スイッチ９２４を切り換える。ＳＯＣ上昇出力演算部９２５は、ＳＯＣを上昇させる出力を演算する。ＳＯＣ減少出力演算部９２６は、ＳＯＣを減少させる出力を演算する。

図５は、切換スイッチ９２４の動作を制御する条件を示すテーブルＴ１０である。出力補正部９２は、ＳＯＣ判定部９２１および乖離判定部９２２でのそれぞれの判定結果を切換部９２３に入力し、図５に示すテーブルＴ１０に基づいて切換スイッチ９２４のスイッチ状態を状態１，２，３の中から選択する。これにより、出力補正部９２は、充放電目標値Ｐｂ*を補正するかを決定することができる。

ここで、ＳＯＣ判定部９２１はＳＯＣに基づいて判定し、乖離判定部９２２は１ステップ前の充放電目標値Ｐｂ*を入力として判定する。スイッチ状態１が選択された場合は、ＳＯＣ上昇出力演算部９２５を介した出力が、補正後の充放電目標値Ｐｂ**として出力される。スイッチ状態２が選択された場合は、ＳＯＣ減少出力演算部９２６を介した出力が、補正後の充放電目標値Ｐｂ**として出力される。スイッチ状態３が選択された場合は、充放電目標値Ｐｂ*がそのまま出力される。

図５のテーブルＴ１０の下側に示すように、乖離が所定値ΔＰよりも小さい場合（Ｐｂ*＜ΔＰ）、１ステップ前のスイッチ状態に関わらず、ＳＯＣ判定部９２１の判定結果だけでスイッチ状態が決定される。

すなわち、ＳＯＣ＜ＵＬの場合は、ＳＯＣを上昇させるようにスイッチ状態１が選択される。ＳＯＣ＞ＨＬの場合は、ＳＯＣを減少させるべくスイッチ状態２が選択される。ＳＯＣが下限値ＵＬと上限値ＨＬの間に位置する場合（ＵＬ＜ＳＯＣ＜ＨＬ）、現状維持のために、スイッチ３状態が選択される。

テーブルＴ１０の上側に示すように、乖離が所定値ΔＰよりも大きい場合（Ｐｂ*≧ΔＰ）、１ステップ前のスイッチ状態の影響を受ける。１ステップ前のスイッチ状態が状態１あるいは状態３であり、かつＳＯＣ＜ＨＬの場合、Ｐｂ*＞ΔＰが優先されるため、スイッチ状態１が選択され、ＳＯＣを上昇させる出力が算出される。ＳＯＣ＞ＨＬの場合は、補正を中止するために、スイッチ状態３が選択される。１ステップ前がスイッチ状態２の場合、補正を中止してこれ以上ＳＯＣが減少するのを防ぐため、スイッチ状態３が選択される。このように、本実施例では、ＳＯＣ判定部９２１や乖離判定部９２２の判定結果により、ＳＯＣ減少出力（蓄電池７からの放電）を中断することもある。

図６は、システム目標出力Ｐｓｙｓ**、発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂ、修正後のシステム目標出力Ｐｓｙｓ*（Ｐｌｉｍ＿ｄ，Ｐｌｉｍ＿ｕ）の関係を示す。

例えば、時刻Ｔ１において発電電力Ｐｐｖが急激に減少し、その状態がしばらく回復しない場合、出力変動の許容範囲を満たすために蓄電池７から放電させる必要がある。しかし、蓄電池７から放電させ続けると、放電過多状態となって蓄電量（充電量、ＳＯＣ）が不足する。蓄電池７の蓄電量が不足すると、発電システム１のシステム出力は、電力系統１２の要求する出力変動の許容範囲を満たすことができないため、電力系統１２の電力品質（電圧や周波数が一定範囲内にあること）を低下させるおそれがある。さらに、発電システム１のシステム出力の変動を抑制する機能が低下すると、送配電事業者などとの契約違反となり、買電価格が低下するなどの不利益を招くおそれもある。

そこで、本実施例では、蓄電池７からの放電量をなるべく低減して蓄電量を維持できるように、システム目標出力Ｐｓｙｓ*を補正する。これにより、本実施例では、蓄電池７が過放電状態になるのを未然に防止し、出力変動の許容範囲から逸脱する事態の発生を抑制する。

このために、本実施例では、システム目標出力Ｐｓｙｓ*と発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂとの乖離Ｐｂ**の閾値を設定し、その閾値を超えた場合にシステム目標出力Ｐｓｙｓ*を放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄに修正（補正）する。

システム目標出力Ｐｓｙｓ*の修正を開始する条件としては、例えば、システム目標出力Ｐｓｙｓ*と発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂの乖離Ｐｂ**が閾値を超える場合、発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂの微分値が所定量以上減少する場合等がある。

システム目標出力Ｐｓｙｓ*を放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄに修正した後、放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄと発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂとが時刻Ｔｓで交差した場合、システム目標出力を再び修正する。

すなわち、システム目標出力Ｐｓｙｓ*を、交差時刻Ｔｓで、ａ２＝−ａ１の傾きを持つ放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕに切り替える。最後に、放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕとシステム目標出力Ｐｓｙｓ*とが交差する時刻Ｔ２で、放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕから補正前のシステム目標出力Ｐｓｙｓ**に切り替え、通常モードに戻す。

これにより、本実施例では、図６の下側に点線で示すように、日射が急激に減少している時間帯（Ｔ１−Ｔ２）での蓄電池７の放電量を低下させて、過放電状態の発生を防止することができる。システム目標出力Ｐｓｙｓ*を修正しない場合は、図６の下側に二点鎖線で示すように、過放電状態となり得る。

本実施例では、少ない蓄電池容量であっても、電力系統１２の管理者が要求する出力変動の許容範囲を満たすことができる。従って、本実施例では、発電システム１の変動抑制性能を低下させることなく、システム出力の信頼性を維持し、売電率を向上できる。

図６では、放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄや放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕは、一定の変化率ａ１，ａ２で変化させているが、これに限らない。システム目標出力を修正するための変化率は、出力変動の許容範囲以下で任意に選定すればよい。減少時の変化率ａ１と上昇時の変化率ａ２とは異なってもよいし、同一であってもよい。変化率ａ１とａ２を同一に設定した場合は、制御が容易である。なお、図８に示す可変リミッタを用いて、システム目標出力を修正してもよい。

図７は、放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄおよび放電量低減下降上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕの傾きを決定する方法を示す説明図である。

まず、毎秒システム目標出力Ｐｓｙｓ*の傾きａ３を求める。次に、発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂと放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄとの乖離Ｐｂ**を小さくするために、現在の傾きａ３よりも急な傾きとなるように放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄの傾きａ１を決定する。

図７に示すように、ａ３＜ａ１とすることで、発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂと放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄとの乖離を小さくできる。この結果、斜線部に示すように乖離を解消するための放電量を低減することができ、蓄電池７が過放電状態になるのを防止できる。

放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄが発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂに一致する折り返し時刻Ｔｓでは、システム目標出力Ｐｓｙｓ**を放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕに切り換える。放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕが発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂに一致する修正終了時刻Ｔ２になると、システム目標出力Ｐｓｙｓ**の修正を停止し、通常モードに戻る。

なお、図７中の放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄおよび放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕは、いずれも簡略化した直線として示したが、これに限らない。システム目標出力は、曲線状、階段状などの形状で修正することができる。また，図８に示すように，可変リミッタを用いても同じ効果が得られる。

図９は、システム目標出力を修正する処理を示すフローチャートである。その概略は図７で述べたが、図９ではより具体的に説明する。本処理は、統括コントローラ９内で実施されていればよく、システム目標出力演算部９１の修正量算出部９１２３で実行してもよいし、出力補正部９２で実行してもよい。ここでは、修正処理の動作主体を統括コントローラ９として述べる。またステップを「Ｓ」と略記する。

統括コントローラ９は、システム目標出力Ｐｓｙｓ**と発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂの差分Ｐｂ**を算出する（Ｓ１０）。統括コントローラ９は、システム目標出力Ｐｓｙｓ**と発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂの差分Ｐｂ**が所定値ΔＰを超えるかを判定する（Ｓ１１）。

統括コントローラ９は、差分Ｐｂ**が所定値ΔＰを超えと判定すると（Ｓ１１：ＹＥＳ）、システム目標出力Ｐｓｙｓ**の現在の傾きａ３に基づいて、放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄの変化率ａ１を算出する（Ｓ１２）。

統括コントローラ９は、ステップＳ１２で算出した変化率ａ１を用いて、放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄを算出し、システム目標出力Ｐｓｙｓ**から放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄへ切り換える（ステップ１３）。

統括コントローラ９は、放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄが発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂと交差するか判定し（Ｓ１４）、交差する場合（Ｓ１４：ＹＥＳ）、放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕの変化率ａ２を算出する（Ｓ１５）。ステップＳ１５では、放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄの変化率ａ１の大きさをそのままでマイナス符号を付けることで、変化率ａ２を求めてもよい。

統括コントローラ９は、ステップＳ１５で算出した変化率ａ２に基づいて、放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕを決定し、システム目標出力を放電量低減下降出力Ｐｌｉｍ＿ｄから切り換える（Ｓ１６）。

統括コントローラ９は、放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕとシステム目標出力Ｐｓｙｓ**とが交差するか判定し（Ｓ１７）、交差する場合（Ｓ１７：ＹＥＳ）、放電量低減上昇出力Ｐｌｉｍ＿ｕから修正前のシステム目標出力Ｐｓｙｓ**に切り換えて通常モードに戻り（Ｓ１８）、本処理を終了する。

このように構成される本実施例によれば、太陽光発電装置の発電出力の変化に応じて、システム目標出力を動的に修正することができるため、蓄電池７が過放電状態にならないように充放電目標値Ｐｂ*を調整することができる。従って、本実施例によれば、蓄電池７の容量を大型化しなくても、発電出力の低下時に、電力系統１２の管理者が要求する出力変動の許容範囲を満たすことができる。この結果、本実施例によれば、発電システム１の変動抑制性能を低下させることなく、システム出力の信頼性を維持でき、蓄電池７の導入コストを低減できる。

図１０を用いて第２実施例を説明する。本実施例を含む以下の実施例は、第１実施例の変形例に相当するため、第１実施例との相違を中心に説明する。本実施例では、発電電力Ｐｐｖに代えて、日射予測部１３からの予測日射量Ｐｐｒｅを使用する。

日射予測部１３は、気象データや日射量センサの信号などから太陽光パネル４への日射量を所定周期で予測し、その予測結果を予測日射量Ｐｐｒｅとして、本実施例の統括コントローラ９Ａへ出力する。なお、風力発電装置の場合は、風力計や風向計、気象データなどから、風速や風向を予測することができる。

本実施例では、予測日射量Ｐｐｒｅを用いることで、発電出力Ｐｐｖが実際に急変する前に、システム目標出力Ｐｓｙｓ**を補正することができ、蓄電池７を通常の使用範囲（ＵＬ以上、ＨＬ未満の範囲）で使用することができる。

さらに本実施例では、予測日射量Ｐｐｒｅの変化に基づいて、未来のＳＯＣ状態を予測することもできる。統括コントローラ９Ａは、予測されたＳＯＣ状態に応じて乖離の閾値を算出できる。これにより、本実施例では、過放電状態の発生を防止できる可能性をより一層向上できる。

例えば、統括コントローラ９Ａは、予測日射量Ｐｐｒｅが減少した場合、平滑化部９１１のフィルタの時定数を小さくする。これにより、発電出力モニタ信号Ｐｐｖ＿ｆｂとシステム目標出力Ｐｓｙｓ*との乖離が小さくなり、蓄電池７からの放電量を低減することができる。

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。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることも可能である。また、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。さらに、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることが可能である。なお、本実施形態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：発電システム、２：蓄電システム、３：電力制御装置、４：太陽光パネル、５：太陽光用ＰＣＳ、６：蓄電池用ＰＣＳ、７：蓄電池、９：統括コントローラ、１２：電力系統、１３：日射予測部、９１：システム目標出力演算部、９２：出力補正部、９１１：平滑化部

Claims (7)

1. 再生可能エネルギを利用して発電する再生可能エネルギ発電装置の発電出力の変動を抑制する電力変動制御装置であって、
   前記発電出力のモニタ値を平滑化処理して得られる第１出力目標値と前記発電出力のモニタ値との乖離度合を検出し、前記乖離度合が所定の修正開始条件を成立させる場合は、前記乖離度合が減少するように、前記第１出力目標値を第２出力目標値へ修正する出力目標値修正部と、
   前記第２出力目標値と前記発電出力のモニタ値との差を低減すべく、前記発電出力に加えられる蓄電装置の充放電出力を制御する充放電目標値制御部と、
   を備え、
   前記出力目標値修正部は、前記発電出力のモニタ値の変化に追従するように、前記第１出力目標値を前記第２出力目標値へ修正するものであり、
   前記出力目標値修正部は、前記発電出力のモニタ値が低下したために前記修正開始条件が成立した場合、所定の第１角度で減少するように前記第２出力目標値を設定し、
   前記第２出力目標値が前記発電出力のモニタ値以下になると、所定の第２角度で増加するように前記第２出力目標値を設定する、
   再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置。
2. 前記所定の第１角度および前記所定の第２角度は、予め設定されている制約条件を満たすように設定されている、
   請求項１に記載の再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置。
3. 前記充放電目標値制御部は、前記第２出力目標値と前記発電出力のモニタ値との差を充放電目標値として算出し、前記充放電目標値を前記蓄電装置の蓄電量と前記乖離度合とに基づいて補正し、補正した充放電目標値を前記蓄電装置へ与える、
   請求項２に記載の再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置。
4. 前記所定の第１角度と前記所定の第２角度は、その絶対値が同一に設定される、
   請求項３に記載の再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置。
5. 前記修正開始条件は、前記乖離度合が所定の閾値を超えた場合に成立する、
   請求項１〜４のいずれか一項に記載の再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置。
6. 前記発電出力のモニタ値は、前記再生可能エネルギ発電装置で利用可能な再生可能エネルギの予測値に基づいて生成されている、
   請求項１〜４のいずれか一項に記載の再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置。
7. 前記出力目標値修正部は、前記修正開始条件が成立した場合、前記平滑化処理の時定数を小さくすることで、前記第１出力目標値を前記第２出力目標値へ修正する、
   請求項６に記載の再生可能エネルギ発電装置の電力変動制御装置。

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