(57)【要約】【課題】連系容量を超過せず、風力発電設備の設備利用率を確保する、再生可能エネルギーハイブリッド発電システム、制御装置及びその制御方法を提供することにある。【解決手段】太陽光発電設備と、風力発電設備と、電力制御装置を備え、電力制御装置は、連系容量と快晴時の太陽光発電出力との差分である快晴時風力発電可能量を算出し、快晴時の太陽光発電出力と太陽光発電設備の発電出力との差分に対してマージン係数に応じた値である風力発電可能量を算出し、快晴時風力発電可能量と風力発電可能量の和に基づいて風力発電設備の上限値を算出することを特徴とするハイブリッド発電システム。【選択図】図１
2020022241.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽光発電設備と、風力発電設備と、電力制御装置を備え、
前記電力制御装置は、連系容量と快晴時の太陽光発電出力との差分である快晴時風力発電可能量を算出し、前記快晴時の太陽光発電出力と前記太陽光発電設備の発電出力との差分に対してマージン係数に応じた値である風力発電可能量を算出し、前記快晴時風力発電可能量と前記風力発電可能量の和に基づいて前記風力発電設備の上限値を算出することを特徴とするハイブリッド発電システム。
【請求項２】
請求項１に記載のハイブリッド発電システムにおいて、
前記マージン係数は前記太陽光発電設備および前記風力発電設備の応答速度に応じて決定することを特徴とする、
ハイブリッド発電システム。
【請求項３】
請求項２に記載のハイブリッド発電システムにおいて、
前記マージン係数は前記風力発電設備の応答速度を前記太陽光発電設備の応答速度で除算することを特徴とする、
ハイブリッド発電システム。
【請求項４】
請求項２に記載のハイブリッド発電システムにおいて、
前記マージン係数は前記太陽光発電設備の応答速度と前記風力発電設備の応答速度の減算で算出することを特徴とする、
ハイブリッド発電システム。
【請求項５】
請求項１乃至請求項４のいずれか１つに記載のハイブリッド発電システムにおいて、
前記快晴時の太陽光発電出力は過去の履歴データや、日射量の理論式を用いて作成することを特徴とする、
ハイブリッド発電システム。
【請求項６】
請求項１乃至請求項５のいずれか１つに記載のハイブリッド発電システムにおいて、
蓄電設備を備え、前記風力発電可能量を前記蓄電設備に充放電することを特徴とする、
ハイブリッド発電システム。
【請求項７】
請求項１乃至請求項５のいずれか１つに記載のハイブリッド発電システムにおいて、
蓄電設備を備え、
前記電力制御装置は、前記風力発電設備の最大発電可能量を推定し、前記風力発電設備に前記最大発電可能量の発電を指示し、前記最大発電可能量と前記風力発電設備の上限値との差分を前記蓄電設備に充放電することを特徴とする、
ハイブリッド発電システム。
【請求項８】
太陽光発電設備と、風力発電設備とを制御する電力制御装置であって、
連系容量と快晴時の太陽光発電出力との差分である快晴時風力発電可能量を算出し、快晴時の太陽光発電出力と前記太陽光発電設備の発電出力との差分に対してマージン係数に応じた値である風力発電可能量を算出し、前記快晴時風力発電可能量と前記風力発電可能量の和に基づいて前記風力発電設備の上限値を算出することを特徴とする電力制御装置。
【請求項９】
請求項８に記載の電力制御装置であって、
前記マージン係数は前記太陽光発電設備および前記風力発電設備の応答速度に応じて決定することを特徴とする、
電力制御装置。
【請求項１０】
請求項９に記載の電力制御装置であって、
前記マージン係数は前記風力発電設備の応答速度を前記太陽光発電設備の応答速度で除算することを特徴とする、
電力制御装置。
【請求項１１】
請求項９に記載の電力制御装置であって、
前記マージン係数は前記太陽光発電設備の応答速度と前記風力発電設備の応答速度の減算で算出することを特徴とする、
電力制御装置。
【請求項１２】
請求項８乃至請求項１１のいずれか１つに記載の電力制御装置であって、
前記快晴時の太陽光発電出力は過去の履歴データや、日射量の理論式を用いて作成することを特徴とする、
電力制御装置。
【請求項１３】
請求項８乃至請求項１２のいずれか１つに記載の電力制御装置であって、
蓄電設備を制御し、前記風力発電可能量を前記蓄電設備に充放電することを特徴とする、
電力制御装置。
【請求項１４】
請求項８乃至請求項１２のいずれか１つに記載の電力制御装置であって、
蓄電設備を制御し、
前記風力発電設備の最大発電可能量を推定し、前記風力発電設備に前記最大発電可能量の発電を指示し、前記最大発電可能量と前記風力発電設備の上限値との差分を前記蓄電設備に充放電することを特徴とする、
電力制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、複数の再生可能エネルギー発電装置を備えた再生可能エネルギーハイブリッド発電システムと、再生可能エネルギーハイブリッド発電制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
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。
【０００３】
この一例として、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、新たな発電設備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設備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、新規発電設備の追加設置が行えないという問題である。
【０００４】
また、再生可能エネルギー発電の出力電力は天候による変動が大きく、例えば太陽光発電の場合、夜間や悪天候時に発電できないため、確保された連系容量を使い切れず、太陽光発電設備の設備利用率が低下するという課題もある。ここで、設備利用率とは、発電設備が連系容量で１００％運転を続けた場合に得られる電力量に対し、実際の発電電力量の割合である。
【０００５】
これらの課題を解決するため、従来、太陽光発電設備に風力発電設備を組み合わせて同一の連系点に接続することで、互いの発電効率を補完する技術が提案されている。この従来技術として、例えば、特許文献１に、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。
【０００６】
特許文献１には、「第１のエネルギー源により電力を発電する第１の発電設備と、第２のエネルギー源により電力を発電する第２の発電設備と、前記第２の発電設備が出力する発電電力を制御する第２の発電設備制御装置と、前記第１の発電設備が出力する発電電力と前記第２の発電設備が出力する発電電力とを合計した電力を商用電力系統へ供給する制御を行うハイブリッド発電制御装置と、を備えてなり、前記ハイブリッド発電制御装置は、前記第１の発電設備の発電電力を予測する発電電力予測手段と、前記商用電力系統に対して予め設定された上限の電力である連系容量から前記発電電力予測手段により予測された前記第１の発電設備の発電電力の予測値を差し引いた電力値に基づき、前記第２の発電設備の発電電力の制約値を算出し、前記算出した制約値を前記第２の発電設備制御装置に設定する制約値設定手段と、を有することを特徴とするハイブリッド発電システム。」との記載がある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特許第６１０８５１０号
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
設備利用率向上のために既設の太陽光発電設備に風力発電設備を増設する場合、連系容量は太陽光発電設備の定格出力（契約電力）で決まっているため、太陽光発電設備と風力発電設備の合成出力は連系容量を超えてはならない。そのため、合成出力が連系容量を超えないように、増設した風力発電設備を制御する必要があるが、太陽光発電設備と風力発電設備の応答速度が異なるため、風力発電設備の制御が間に合わず、連系容量を超過する可能性がある。また、連系容量を超過しないように過剰なマージンを設けると、風力発電設備の設備利用率の低下を招く。
【０００９】
本発明の目的は、連系容量を超過せず、風力発電設備の設備利用率を確保する、ハイブリッド発電システム、及び電力制御装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
かかる課題を解決するために、本発明のハイブリッド発電システムは、太陽光発電設備と、風力発電設備と、電力制御装置を備え、前記電力制御装置は、連系容量と快晴時の太陽光発電出力との差分である快晴時風力発電可能量を算出し、前記快晴時の太陽光発電出力と前記太陽光発電設備の発電出力との差分に対してマージン係数に応じた値である風力発電可能量を算出し、前記快晴時風力発電可能量と前記風力発電可能量の和に基づいて前記風力発電設備の上限値を算出することを特徴とする。
【００１１】
また、かかる課題を解決するために、本発明の電力制御装置は、太陽光発電設備と、風力発電設備とを制御する電力制御装置であって、連系容量と快晴時の太陽光発電出力との差分である快晴時風力発電可能量を算出し、快晴時の太陽光発電出力と前記太陽光発電設備の発電出力との差分に対してマージン係数に応じた値である風力発電可能量を算出し、前記快晴時風力発電可能量と前記風力発電可能量の和に基づいて前記風力発電設備の上限値を算出することを特徴とする。
【発明の効果】
【００１２】
本発明によれば、太陽光発電設備と風力発電設備の合成出力が連系容量を超過せずに、風力発電設備の設備利用率を向上させることができる。さらに、既に系統連系枠がない地域にも発電設備を新規で導入することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】実施例１におけるハイブリッド発電システムの全体構成の例を示すブロック図。
【図２】実施例１におけるハイブリッドコントローラの詳細の例を示す図。
【図３】実施例１において、風力発電上限値のイメージを示す図。
【図４】風力発電装置の発電可能領域の例を示す図。
【図５】実施例１におけるマージン算出部の例を示すブロック図。
【図６】実施例１において、マージン演算部の演算処理の例を示すフローチャート。
【図７】実施例１における連系容量逸脱判定部の例を示すブロック図。
【図８】実施例１において、連系容量逸脱判定部の演算処置の例を示すフローチャート。
【図９】実施例１における風力発電上限値算出部の例を示すブロック図。
【図１０】実施例２におけるハイブリッド発電システムの全体構成の例を示すブロック図。
【図１１】実施例２ハイブリッドコントローラの詳細の例を示す図。
【図１２】実施例２における風力発電上限値算出部の例を示すブロック図。
【図１３】実施例３におけるハイブリッド発電システムの全体構成の例を示すブロック図。
【図１４】実施例３における風力発電上限値算出部の例を示すブロック図。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下、図面を用いて、実施の形態について説明する。実施の形態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。
【００１５】
以下、図面に基づいて、実施の形態を説明する。
【実施例１】
【００１６】
図１は、第１の実施の形態に係るハイブリッド発電システムの全体構成の例を示すブロック図である。太陽光風力ハイブリッド発電システム１００は電力系統１に連系されている。太陽光風力ハイブリッド発電システム１００は、太陽光発電装置２と風力発電装置６と電力制御装置１１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、風力発電設備６から出力された風力発電電力Ｐｗｔ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。ここで、システム電力Ｐｓｙｓの上限値は、連系容量ＰＬである。
【００１７】
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、本実施形態では、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。また、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。
【００１８】
風力発電設備６は、風車７と風車用パワーコンディショナ８（以下、「風車用ＰＣＳ８」と称す）から構成されている。風車用ＰＣＳ８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）を持っている。風車７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。また、発電機の回転数から発電可能量を算出し、風車用ＰＣＳ８へ与える。ここで、風車用ＰＣＳ８は風車のタワー下に設置される場合もある。風力発電設備６から出力される風力発電電力Ｐｗｔは電力系統１に供給される。
【００１９】
電力制御装置１１は、太陽光風力ハイブリッド発電システム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ための機能を有し、ハイブリッドコントローラ１２、風車コントローラ１３、通信ネットワーク１４（インターネット等）、外部コントローラ１５、端末１６を備える。電力制御装置１１内において、ハイブリッドコントローラ１２は、通信ネットワーク１４を介して、外部コントローラ１５と通信可能に接続され、外部コントローラ１５は、シリアルバス又はパラレルバス等を介して端末１６に接続される。
【００２０】
このような構成の電力制御装置１１では、オペレータが、太陽光風力ハイブリッド発電システム１００から離れた場所に設置された外部コントローラ１５を介して、ハイブリッドコントローラ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１６を操作することにより、外部コントローラ１５を介してハイブリッドコントローラ１２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、太陽光風力ハイブリッド発電システム１００の状態（動作状況）を端末１６に表示させることができる。なお、本実施形態では、電力制御装置１１に通信ネットワーク１４、外部コントローラ１５及び端末１６が含まれる構成例を説明するが、本実施の形態はこれに限定されず、これらの構成が電力制御装置１１の外部に設けられていてもよい。
【００２１】
ハイブリッドコントローラ１２は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）等の演算装置により構成される。ハイブリッドコントローラ１２は通信網を介して、太陽光用ＰＣＳ４、風車用ＰＣＳ８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。ハイブリッドコントローラ１２は、詳細は後述するが、電力計５により計測される太陽光発電電力Ｐｐｖを取得する。なお、太陽光発電電力Ｐｐｖは、太陽光用ＰＣＳ４により計測されてもよい。風力発電設備６に関しても同様で、電力計９により計測される風力発電電力Ｐｗｔを取得する。なお、風力発電電力Ｐｗｔも太陽光発電電力Ｐｐｖと同様に、風車用ＰＣＳ８により計測されてもよい。また、ハイブリッドコントローラ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。
【００２２】
更に、ハイブリッドコントローラ１２は、計測された太陽光発電電力Ｐｐｖと、計測された風力発電電力Ｐｗｔに基づいて、それらの合成出力であるシステム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクを判定し、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、風力発電装置６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、多数の風車７を備えるウィンドファーム等の大規模な風力発電装置６としても良い。
【００２３】
風車コントローラ１３は、ハイブリッドコントローラ１２で算出された風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘを各風車に振り分ける役割を持っている。風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘの振り分け方法は、各風力発電装置６に均等に振り分けても良いし、各風力発電装置６の風況に応じて比率を変えても良い。
【００２４】
具体的な演算方法については、図２を用いて説明する。図２はハイブリッドコントローラ１２の詳細の例を示す図を示す。ハイブリッドコントローラ１２は、ストレージ１２１、快晴時太陽光発電波形作成部１２２、マージン算出部１２３、連系容量逸脱判定部１２４、風力発電上限値算出部１２５、データ蓄積部１２６から構成される。ストレージ１２１には連系容量ＰＬ、太陽光発電装置２の応答速度Ｓｐｖ、風力発電装置６の応答速度Ｓｗｔが格納されている。
【００２５】
風力発電上限値算出部１２５は、ストレージ１２１に格納されているこれらの情報と、電力計５から計測される太陽光発電電力Ｐｐｖ、電力計９から計測される風力発電電力Ｐｗｔ、電力計１０から計測されるシステム電力Ｐｓｙｓを用いて、風力発電装置６の風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘを算出する。
【００２６】
快晴時太陽光発電波形作成部１２２は、快晴時の太陽光発電電力Ｐｐｖ_ｆを作成する。快晴時の太陽光発電電力Ｐｐｖ_ｆは予め計算しておき、マップで実装しても良いし、数式で実装してもよい。ここで、快晴時の太陽光発電電力Ｐｐｖ_ｆを数式で実装すると、コントローラのメモリ容量を削減することができるという利点がある。一方、マップで実装すると、コントローラに実装するアルゴリズムを単純化できる点や、アルゴリズムのアップデート時に変更しやすいという利点がある。快晴時の太陽光発電出力Ｐｐｖ_ｆは、過去の発電履歴データや一般公開しているデータベースを活用して作成したり、日射量の理論式から計算される理論日射量を発電量に変換して作成するなど、様々な方法が考えられる。マージン算出部１２３は、太陽光発電装置２の応答速度Ｓｐｖおよび風力発電装置６の応答速度Ｓｗｔを用いて、太陽光発電装置２と風力発電装置６の合成出力であるシステム電力Ｐｓｙｓが、連系容量ＰＬを超過しないように風力発電装置６の風力発電電力Ｐｗｔを抑制するための指令値である風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘに設けるマージンを算出する。ここで、マージンを設ける理由は、太陽光発電装置２と風力発電装置６の応答速度が異なることが原因で、風力発電電力Ｐｗｔの出力抑制が間に合わず、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを逸脱することを防止するためである。また、連系容量逸脱判定部１２４は、システム電力Ｐｓｙｓを監視し、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過したら、風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘを補正するための係数Ｐｆｂを出力する。マージン算出部１２３と連系容量逸脱判定部１２４の詳細は後述する。風力発電上限値算出部１２５は、電力計５で計測された太陽光発電電力Ｐｐｖ、ストレージの格納情報である連系容量ＰＬ、快晴時太陽光発電波形作成部１２２で作成された快晴時の太陽光発電電力Ｐｐｖ_ｆ、マージン算出部１２３で算出したマージン係数ｍおよび連系容量逸脱判定部１２４で算出した補正係数Ｐｆｂを用いて、風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘを算出し、風車コントローラ１３へ送信する。また、データ蓄積部１２６はハイブリッドコントローラ内の全てのパラメータを保存し、制御へフィードバックすることもできる。
【００２７】
図３は風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘ算出のイメージ図を示す。風力発電装置６が発電可能な領域は（ＰＬ−Ｐｐｖ）であるが、太陽光発電装置２の応答速度よりも風力発電装置６の応答速度が遅い場合、太陽光発電電力Ｐｐｖが急激に増加すると、風力発電装置６の出力抑制が間に合わず、システム電力Ｐｓｙｓは連系容量ＰＬを超過してしまう。そのため、風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘにマージンを設定することで、連系容量ＰＬの超過を防止することができる。しかし、（ＰＬ−Ｐｐｖ）にマージンを設定すると、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過するリスクの低い日の出や日の入付近のマージンが過剰となり、風力発電装置６の設備利用率の低下を招き、売電量が減少してしまう。そこで、太陽光発電装置２の太陽光発電電力Ｐｐｖは、理論上快晴時の太陽光発電電力Ｐｐｖ_ｆを上回ることはないため、天候に関わらず変動しない連系容量ＰＬと快晴時の太陽光発電電力Ｐｐｖ_ｆの差分（ＰＬ−Ｐｐｖ_ｆ）はマージン無しで風力発電し、天候により変動する可能性のある快晴時の太陽光発電電力Ｐｐｖ_ｆと太陽光発電装置２の太陽光発電電力Ｐｐｖの差分（Ｐｐｖ_ｆ−Ｐｐｖ）はマージンを設けて風力発電する。これにより、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過することを防止し、かつ、風力発電装置６の設備利用率を確保することができる。つまり、風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘは、式（１）で算出する。
Ｐｗｔ_ｍａｘ＝（ＰＬ−Ｐｐｖ_ｆ）＋（Ｐｐｖ_ｆ−Ｐｐｖ）×ｍ
＝Ｐｗｔ_ｍａｘ１＋Ｐｗｔ_ｍａｘ２                （１）
【００２８】
図４の(a)の網掛けの領域は式（１）で算出した風力発電装置６の発電可能領域の例を示す図、図４の(b)の網掛けの領域は一般的だと考えられる（ＰＬ−Ｐｐｖ）にマージンを設けた場合の風力発電装置６の発電可能領域の例を示す図である。図４(a)は（Ｐｐｖ_ｆ−Ｐｐｖ）に対してのみマージン（（Ｐｐｖ_ｆ−Ｐｐｖ）×（１−ｍ））を設ける。図４(b)に比べて日の出及び日の入付近マージンが小さくなり、売電量が多くなるため、連系容量を超過せず、風力発電装置６の設備利用率を確保することができる。
【００２９】
一方、図４(b)はＰＬ−Ｐｐｖに対して一定割合のマージン（すなわち、（ＰＬ−Ｐｐｖ）×（１−ｍ））を設けるため、風力発電装置６の設備利用率低下を招く。
【００３０】
つまり、ＰＬ＞Ｐｐｖ＿ｆなので、（ＰＬ−Ｐｐｖ）×（１−ｍ）＞（Ｐｐｖ_ｆ−Ｐｐｖ）×（１−ｍ）となり、図４（ｂ）の方が図４（ａ）よりマージンが大きくなり、風力発電装置６の設備利用率低下を招く。
【００３１】
図５はマージン算出部の例を示すブロック図である。太陽光発電電力Ｐｐｖ、太陽光発電装置２の応答速度Ｓｐｖ、風力発電装置６の応答速度Ｓｗｔを用いてマージン係数ｍを算出する。
【００３２】
図６はマージン算出部の演算処理の例を示すフローチャートである。太陽光発電装置２が発電中のみマージンを設ければ良いので、発電中を検知する必要がある。太陽光発電装置２が発電していない間は、風力発電上限値と連系容量ＰＬは一致（Ｐｗｔ_ｍａｘ＝ＰＬ）し、このときの風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘは変動する可能性がないため、マージンは不要である。そこで、太陽光発電電力Ｐｐｖ＞０が一定時間継続した場合（Ｓ１１）、太陽光発電装置２が発電中であると判断し、マージン係数ｍ＝Ｓｗｔ/Ｓｐｖで計算する（Ｓ１２）。ｍ＝Ｓｗｔ/Ｓｐｖとすることで、太陽光発電装置２が応答速度Ｓｐｖで連続的に変動した場合でも、常にシステム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過しないように風力発電装置６を制御することができる。一方、Ｐｐｖ≦０の場合、太陽光発電装置２は発電していないと判断し、マージン係数ｍ＝１とする（Ｓ１３）。今回、マージン算出方法の例として（Ｐｐｖ_ｆ−Ｐｐｖ）×ｍとしたが、例えばマージンＭをＭ＝（Ｓｐｖ−Ｓｗｔ）とし、風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘを（Ｐｐｖ_ｆ−Ｐｐｖ）−Ｍとしても良い。
【００３３】
図７は連系容量逸脱判定部１２４の例を示すブロック図である。連系容量逸脱判定部１２４は、連系容量逸脱検知部１２４１と風車上限値補正量算出部１２４２から構成される。連系容量逸脱検知部１２４１でシステム電力Ｐｓｙｓと連系容量ＰＬを比較し、連系容量ＰＬを逸脱すると判断した場合、風車上限値補正量算出部１２４２で補正係数Ｐｆｂを算出する。一方、逸脱していないと判断した場合、Ｐｆｂ＝０である。
【００３４】
図８は連系容量逸脱判定部の演算処理の例を示すフローチャートである。まず、システム電力Ｐｓｙｓと連系容量ＰＬの大小関係を比較する（Ｓ２１）。Ｐｓｙｓ＞ＰＬのとき、これ以上連系容量ＰＬを超過しないように、風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘを補正するための補正係数をＰｆｂ＞０とする。ここで、Ｐｆｂはシステム電力Ｐｓｙｓの連系容量ＰＬに対する超過分（Ｐｆｂ＝|ＰＬ−Ｐｓｙｓ|）である。一方、Ｐｓｙｓ≦ＰＬのとき、システム電力Ｐｓｙｓは連系容量ＰＬを超過していないため、補正係数Ｐｆｂ＝０とする。これにより、システム電力Ｐｓｙｓが一度連系容量ＰＬを逸脱したら、マージンを増加させるため、再度逸脱することを防止することができる。
【００３５】
図９は風力発電出力上限値算出部１２５の例を示すブロック図である。連系容量ＰＬと快晴時の太陽光発電電力Ｐｐｖ_ｍａｘの差を取り、Ｐｗｔ_ｍａｘ１とする（Ｐｗｔ_ｍａｘ１＝ＰＬ−Ｐｐｖ_ｆ）。また、快晴時の太陽光発電電力Ｐｐｖ_ｆと太陽光発電電力Ｐｐｖの差をとり、マージン係数ｍを乗算したものをＰｗｔ_ｍａｘ２とする（Ｐｗｔ_ｍａｘ２＝Ｐｐｖ_ｆ−Ｐｐｖ）×ｍ）。Ｐｗｔ_ｍａｘ１とＰｗｔ_ｍａｘ２の和を補正係数Ｐｆｂで補正し（Ｐｗｔ_ｍａｘ＝Ｐｗｔ_ｍａｘ１−Ｐｗｒ_ｍａｘ２−Ｐｆｂ）、風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘを算出する。これにより、システム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過せず、風力発電装置６の設備利用率を向上させることが出来る。
【実施例２】
【００３６】
図１０は第２の実施の形態に係るハイブリッド発電システムの全体構成の例を示すブロック図である。図１０は図１に対し、蓄電装置１７を追加した構成となっている。蓄電装置１７は蓄電池用パワーコンディショナ１８(以下、「蓄電池用ＰＣＳ１８」と称す)と蓄電池１９から構成されている。蓄電池１９から出力される直流の充放電電力は蓄電池ＰＣＳ１８で交流の充放電電力Ｐｂａｔに変換され、電力系統１に出力される。なお、蓄電池ＰＣＳ１８、上述の太陽光用ＰＣＳ４、風車用ＰＣＳ８は、系統連系インバータと称される場合もある。蓄電池１９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。ハイブリッドコントローラ１２は、太陽光発電装置２および風力発電装置６からの情報に加え、蓄電装置１７から蓄電池１９の充電率ＳＯＣを受け取り、充放電電力指令値Ｐｂａｔ＊を蓄電池用ＰＣＳ１８へ送信する。ここで、蓄電装置１７は例として蓄電池１９を示しているが、揚水発電や燃料電池、水素などエネルギーを蓄積できる装置なら代用できるため、蓄電装置１７に限らず蓄エネルギー装置であればよい。太陽光発電装置２と風力発電装置６の合成出力であるシステム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過する場合、風力発電装置６の出力を抑制するのではなく、蓄電装置１７に充電し、空き時間に電力系統１へ放電することで、風力発電装置６の設備利用率を向上させることができる。
【００３７】
図１１は実施例２におけるハイブリッドコントローラ１２の詳細の例を示す図である。図２と異なる点は、ハイブリッドコントローラ１２の入力にＳＯＣが追加された点である。蓄電池１９のＳＯＣを監視し、ＳＯＣが上限値に達するまでは余った風力発電装置６の電力を蓄電装置１７に充電し、ＳＯＣが上限値に達したら風力発電装置６の電力を抑制する。ここで、発電電力を抑制するのは太陽光発電装置２でも良く、売電単価の高い発電装置を優先的に発電する。これにより、風力発電電力Ｐｗｔを最大限売電することが出来るようになる。また、メンテナンスコストの低い発電装置を優先的に発電すると、メンテナンスコストの高い発電装置の磨耗を抑制でき、メンテナンスコストを低減できる。つまり、メンテナンスコストの低い太陽光発電装置２を優先的に発電することで、メンテナンスコストの高い風力発電装置６の磨耗を抑制できるため、風力発電装置６のメンテナンスコストを低減できるので、風力発電装置６の設備利用率の向上に貢献できる。
【００３８】
図１２は実施例２における風力発電上限値算出部１２７の例を示すブロック図である。図１２は図９に対し、充放電電力算出部１２７１を追加した構成となっている。まず，風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘ＝ＰＬとする。風力発電装置６の発電可能領域は（ＰＬ−Ｐｐｖ_ｆ）なので，風力発電出力Ｐｗｔが（ＰＬ−Ｐｐｖ_ｆ）を超えた分は蓄電装置１７に充電する。つまり，蓄電装置17の充放電指令Ｐｂａｔ＊＝Ｐｗｔ−（ＰＬ−Ｐｐｖ_ｆ）となる。これにより，蓄電池容量ＰＬの超過リスクを低減できる。ここで、蓄電装置１７の応答速度が太陽光発電装置２の応答速度と同等程度の場合、マージン係数ｍは１としてよい（マージンを設けなくてもよい）。また、連系容量逸脱判定部１２４でシステム電力Ｐｓｙｓの逸脱を検知したら、これ以上逸脱が発生しないように補正係数Ｐｆｂも考慮して充放電電力Ｐｂａｔを算出する。ここで、補正係数Ｐｆｂは実施例１と同様の方法で求める。よって、充放電電力指令値Ｐｂａｔ＊は、Ｐｂａｔ＊＝ｍｉｎ（Ｐｗｔ−（ＰＬ−Ｐｐｖ_ｆ），（Ｐｐｖ_ｆ−Ｐｐｖ）×ｍ−Ｐｆｂ）で計算する。以上により、蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電システム１０１は、電力系統の連系容量ＰＬを超過せずに、風力発電装置６設備利用率が向上する。
【実施例３】
【００３９】
図１３は第３の実施の形態に係るハイブリッド発電システムの全体構成の例を示すブロック図である。図１３は図１０に対し、風速計２０を追加した構成となっている。風速計２０から計測される風速Ｖｗｔを用いれば、風力発電装置６の抑制前の電力である可能最大電力Ｐｗｔ_ｅを推定することができる。そのため、風力発電装置６の発電を優先させて可能最大電力Ｐｗｔ_ｅを出力し、風力発電装置６の風力発電電力Ｐｗｔを抑制しなければシステム電力Ｐｓｙｓが連系容量ＰＬを超過してしまう場合のみ、蓄電装置１７に充電することで、風力発電装置６の設備利用率を向上させることができる。
【００４０】
図１４は実施例３における風力発電上限値算出部１２７の例を示すブロック図である。図１４は図１２と比較し、入力値に風速Ｖｗｔが追加され、風力発電装置６の可能最大電力Ｐｗｔ_ｅを算出する可能最大出力推定部１２７２と、システム電力Ｐｓｙｓが一度連系容量ＰＬを逸脱した後に再度逸脱することを防止するために風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘを補正する補正部１２５１が追加されている。蓄電装置１７に充電した電力を放電する場合、充放電損失により電力が減少してしまうため、風力発電装置６を最大限活用する方が設備利用率向上に繋がる。そこで，風力発電上限値Ｐｗｔ_ｍａｘ＝ＰＬとする。風力発電装置６の発電可能領域は，（Ｐｗｔ_ｍａｘ１＋Ｐｗｔ_ｍａｘ２）であるため，風力発電装置６の可能最大電力Ｐｗｔ_ｅが（Ｐｗｔ_ｍａｘ１＋Ｐｗｔ_ｍａｘ２）を超えた分は蓄電装置１７に充電する。また、蓄電装置１７のＳＯＣが満充電状態の場合は、蓄電装置１７に充電できないため、（Ｐｗｔ_ｅ−Ｐｗｔ_ｍａｘ）分も風力発電装置６の発電出力を抑制する。以上により、風速計付蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電システム１０２は、風速計２０から計測する風速Ｖｗｔを元に、風力発電装置６の可能最大電力Ｐｗｔ_ｅを算出することで、風力発電装置６を最大限発電し、風力発電電力Ｐｗｔを抑制しなければならない場合のみ蓄電装置１７に充電することで、電力系統の連系容量ＰＬを超過せずに、設備利用率が向上する。
【実施例４】
【００４１】
実施例３までは太陽光発電装置２と風力発電装置６のハイブリッドシステムについて述べてきたが、太陽光や風力に限らないし、２種類以上の発電装置を組み合わせても良い。
【符号の説明】
【００４２】
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、９、１０  電力計
６      風力発電設備
７      風車
８      風車用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）
１１    電力制御装置
１２    ハイブリッドコントローラ
１３    風車コントローラ
１４    ネットワーク
１５    外部コントローラ
１６    端末
１７    蓄電装置
１８    蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ）
１９    蓄電池
２０    風速計
１００  太陽光風力ハイブリッド発電システム
１０１  蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電システム
１０２  風速計付蓄電池併設太陽光風力ハイブリッド発電システム
１２１  ストレージ
１２２  快晴時太陽光発電波形作成部
１２３  マージン算出部
１２４  連系容量逸脱判定部
１２５  風力発電上限値算出部
１２６  データ蓄積部
１２７  風力発電上限値算出部
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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