(57)【要約】【課題】シェールガス井から産出されたシェールガスをもとに燃料電池により発電された電力を蓄える複数の蓄電モジュールの寿命を平準化する。【解決手段】シェールガス井１から採掘されるシェールガスを改質して得られた水素をもとに発電する燃料電池装置２０と、燃料電池装置２０で発電された電力を蓄える蓄電装置３０と、蓄電装置３０から放電される直流電力を交流電力に変換して送電路に出力する電力変換装置４０の内、少なくとも蓄電装置３０を管理する管理装置１０において、管理装置１０は、シェールガス井１から採掘されるシェールガスの生産量の予測推移と、現時点のシェールガスの生産量をもとに、蓄電装置３０の充放電パターンの放電深度を切り替える。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
シェールガス井から採掘されるシェールガスを改質して得られた水素をもとに発電する燃料電池装置と、前記燃料電池装置で発電された電力を蓄える蓄電装置と、前記蓄電装置から放電される直流電力を交流電力に変換して送電路に出力する電力変換装置の内、少なくとも前記蓄電装置を管理する管理装置であって、
前記シェールガス井から採掘されるシェールガスの生産量の予測推移と、現時点のシェールガスの生産量をもとに、前記蓄電装置の充放電パターンの放電深度を切り替える管理装置。
【請求項２】
前記管理装置は、前記シェールガスの生産量に基づき発電される電力量が、前記蓄電装置の蓄電容量まで低下すると、前記蓄電装置の充放電パターンを、放電深度が浅い充放電パターンに切り替える請求項１に記載の管理装置。
【請求項３】
前記管理装置は、前記蓄電装置の温度が所定値より低下したとき、前記燃料電池装置の排熱により作られた温水で前記蓄電装置を昇温させる請求項１に記載の管理装置。
【請求項４】
前記燃料電池装置と前記蓄電装置の組が、前記電力変換装置に対して複数並列に接続されており、
前記燃料電池装置と前記蓄電装置の各組には、それぞれ異なるシェールガス井から採掘されるシェールガスが供給され、
各蓄電装置は、それぞれ複数の蓄電モジュールを含み、
前記管理装置は、各シェールガス井から採掘されるシェールガスの生産量の予測推移と、各シェールガス井から採掘される現時点のシェールガスの生産量をもとに、容量に余剰が発生している蓄電装置に含まれる少なくとも１つの蓄電モジュールを、別の蓄電装置に移動させることを指示するメッセージを出力する請求項１に記載の管理装置。
【請求項５】
シェールガス井から採掘されるシェールガスを改質して得られた水素をもとに発電する燃料電池装置と、
前記燃料電池装置で発電された電力を蓄える蓄電装置と、
前記蓄電装置から放電される直流電力を交流電力に変換して送電路に出力する電力変換装置と、
前記シェールガス井から採掘されるシェールガスの生産量の予測推移と、現時点のシェールガスの生産量をもとに、前記蓄電装置の充放電パターンの放電深度を切り替える管理装置と、
を備える発電システム。
【請求項６】
前記シェールガス井の経時的な生産量低下を補うための太陽光発電装置が事後的に前記蓄電装置に接続される請求項５に記載の発電システム。
【請求項７】
前記燃料電池装置と前記蓄電装置の組が、前記電力変換装置に対して複数並列に接続されており、
前記シェールガス井の経時的な生産量低下を補うための太陽光発電装置が、前記並列接続された複数の蓄電装置の内、ＳＯＨ（State Of Health）が最も高い蓄電装置に事後的に接続される請求項５に記載の発電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、蓄電部を管理する管理装置、及び発電システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、北米を中心にシェールガスの開発が進んでいる。しかしながら、２０１４年前半からの天然ガス価格の下落傾向を受けて、２０１６年１０月現在、リグの稼働を停止させている開発業者が増えている。そこでシェールガス田から産出された天然ガスを、天然ガスとしてそのまま販売するのではなく、ガス発電機や燃料電池を用いて電力に変換し、電力を販売することが考えられる。天然ガスからガス発電機や燃料電池を用いて変換した電力を蓄電池に貯蔵しておけば、任意のタイミングで販売することができる。
【０００３】
世界的な電力自由化の流れの中、特に米国では、多くの独立系発電事業者（ＩＰＰ：Independent Power Producer）が設立され、電力取引市場において競争入札が行われている。米国の独立系統運用機関（ISO:Independent System Operator)の１つであるＰＪＭ(Pennsylvania-New Jersey- Maryland)では、エネルギー市場、送電権市場、容量市場、アンシラリーサービス市場を運営している。
【０００４】
エネルギー市場には、一日前エネルギー市場、リアルタイム市場がある。一日前エネルギー市場は、翌日２４時間の各発電施設の運営計画を入札を通じて決定する市場であり、ｋＷｈ単位で取引が行われる。リアルタイム市場では、当日の需要予測誤差や設備事故を反映して運転計画の修正を行い、最終的な発電実績を基にリアルタイム市場価格が算定される。
【０００５】
容量市場は、送電制御エリア全体で安定供給維持のために必要とされる供給力を確保する市場であり、運用当日に運用可能な供給力（ｋＷ単位）に対して対価が支払われる。ＰＪＭでは３年前から当該取引が可能である。一般的に、電力の安定供給確保には、予想ピーク電力に対して約１．１５倍の供給力が必要となる。
【０００６】
上記取引では電力会社が、入札したＩＰＰまたは電力会社の発電部門から落札者を決定し、当該落札者から電力または各種サービスの提供を受ける。電力会社は落札した電力を、電力の最終需要家に小売する。なおＰＪＭでは、ＩＰＰと最終需要家との相対取引も認められている。
【０００７】
電力会社や最終需要家は、ＩＰＰの電力価格だけでなく、電力供給能力の信頼性も考慮して購入相手を決定する。電力会社や最終需要家の電力需要に対して電力供給の信頼性を保証できなければ、落札できる確率が大きく低下する（例えば、特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２０１５−９０７０９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
シェールガス井は寿命が短く、稼働直後は大量にガスが産出されるが、時間経過と共に産出量が急激に減少する性質がある。著しく産出量が減少し、燃料電池の発電量が大きく減少した場合、燃料電池で発電された電力を蓄える蓄電池の使用率も低下していく。蓄電池の使用率が低下してくると、蓄電池を構成する複数の蓄電セル間において充電状態のばらつきが大きくなっていく。
【００１０】
蓄電池は充放電回数が増加するにつれ劣化していく。蓄電池のサイクル劣化は、放電深度（ＤＯＤ：Depth Of Discharge）に大きく依存しており、浅い放電深度で使用したほうが寿命は長くなる。上述のように充電状態のばらつきが大きい複数の蓄電セルから放電する場合、放電深度のばらつきも大きくなり、寿命のばらつきも大きくなる。
【００１１】
本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、シェールガス井から産出されたシェールガスをもとに燃料電池により発電された電力を蓄える複数の蓄電モジュールの寿命を平準化する技術を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
上記課題を解決するために、本発明のある態様の管理装置は、シェールガス井から採掘されるシェールガスを改質して得られた水素をもとに発電する燃料電池装置と、前記燃料電池装置で発電された電力を蓄える蓄電装置と、前記蓄電装置から放電される直流電力を交流電力に変換して送電路に出力する電力変換装置の内、少なくとも前記蓄電装置を管理する管理装置であって、前記シェールガス井から採掘されるシェールガスの生産量の予測推移と、現時点のシェールガスの生産量をもとに、前記蓄電装置の充放電パターンの放電深度を切り替える。
【００１３】
なお、以上の構成要素の任意の組み合わせ、本発明の表現を方法、装置、システムなどの間で変換したものもまた、本発明の態様として有効である。
【発明の効果】
【００１４】
本発明によれば、シェールガス井から産出されたシェールガスをもとに燃料電池により発電された電力を蓄える複数の蓄電モジュールの寿命を平準化することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】本発明の実施の形態に係る発電システムの基本構成を示す図である。
【図２】本発明の実施の形態に係る発電システムの機能ブロックを示す図である（その１）。
【図３】本発明の実施の形態に係る発電システムの機能ブロックを示す図である（その２）。
【図４】シェールガスの生産量の理論曲線の一例を示す図である。
【図５】複数のシェールガス井が存在する場合の、発電システムの構成例を示す図である。
【図６】第１蓄電装置の蓄電部と、第２蓄電装置の蓄電部の構成例を示す図である。
【図７】本発明の実施の形態に係る管理装置の基本的な処理の流れを示すフローチャートである。
【図８】図７の予測演算処理の具体的な処理を示すフローチャートである。
【図９】図７のシステム構成の変更指示生成処理の具体的な処理を示すフローチャートである。
【図１０】シェールガス井の生産量推移に応じて、放電深度を切り替える制御の一例を示す図である。
【図１１】シェールガス井の生産量推移に応じて、放電深度を切り替える制御の別の例を実行するための回路構成例を示す図である。
【図１２】太陽電池装置の事後的な接続位置の一例を示す図である。
【図１３】太陽電池装置の事後的な接続方法の一例を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
図１は、本発明の実施の形態に係る発電システム２の基本構成を示す図である。発電システム２は基本的な構成要素として、燃料電池装置２０、蓄電装置３０、電力変換装置４０、及び管理装置１０を備える。燃料電池装置２０は、シェールガス井１の近傍に設置される。シェールガスは、砂岩層に滞留している在来型の天然ガスと異なり、頁岩層（シェール層）の隙間に存在する非在来型の天然ガスである。近年、シェール層にパイプを通して高圧水流でシェール層を破砕して人工的に無数のひび割れを作り、その隙間からシェール層の泥岩に封じ込まれていたガスを回収する技術が確立され、シェールガスの採掘が急拡大している。
【００１７】
シェールガス田の開発は、地下資源の所有権を土地所有者に認める法体系を持つ米国で進んでおり、代表的なシェールガス田として、イーグルフォード、パーミアン・ベイシン、バーネット、マーセラスなどがある。シェールガス田で採掘されたシェールガスは通常、パイプラインを経由して需要地まで輸送される。
【００１８】
天然ガス価格は、シェールガス開発による供給増、新興国経済の成長鈍化を背景として、２０１４年前半から下落傾向にあり、シェールガス田開発の採算が悪化している。そこで採掘地に発電設備を設置し、採掘された天然ガスを用いて発電し、売電するスキームが考えられる。天然ガスを用いた発電方法として、ガスタービン発電、燃料電池発電が考えられるが、本実施の形態では燃料電池発電を用いる例を想定する。
【００１９】
燃料電池装置２０は、水の電気分解と逆の原理、即ち、水素と酸素を電気化学反応させて直流電力を発生させる発電装置である。燃料電池装置２０は燃料改質器２３、セルスタック２４、熱回収器２５を含む。
【００２０】
燃料改質器２３は、シェールガスを水蒸気と反応させて水素を取り出す。セルスタック２４は、燃料改質器２３により取り出された水素と、空気中から取り込んだ酸素を化学反応させ、電気と熱に変換する。セルスタック２４は、複数の燃料電池セルが積み重ねられて形成される。燃料電池セルの直列数を多くするほど高電圧化することができ、並列数を多くするほど発電容量を増加させることができる。熱回収器２５は、セルスタック２４及び燃料改質器２３で発生した熱を回収し、温水を生成する。
【００２１】
蓄電装置３０は、燃料電池装置２０で発電された電力を蓄える。蓄電装置３０は複数の蓄電セルを含み、蓄電セルには、リチウムイオン電池セル、ニッケル水素電池セル、電気二重層キャパシタセル、リチウムイオンキャパシタセル等を用いることができる。以下、本実施の形態ではリチウムイオン電池セルを使用する例を想定する。蓄電装置３０と燃料電池装置２０間には水配管８０が設置され、燃料電池装置２０で生成された温水を水配管８０を通して蓄電装置３０に送り、蓄電装置３０内の複数の蓄電セルを昇温させることができる。
【００２２】
なお、ヒートポンプ（不図示）を設置し、燃料電池装置２０で生成された温水から冷水を生成可能にしてもよい。この場合、ヒートポンプで生成された冷水を水配管８０を通して蓄電装置３０に送り、蓄電装置３０内の複数の蓄電セルを降温させることができる。なお、蓄電セルの冷却は、ファンやクーラーを用いた空冷方式で行ってもよい。
【００２３】
電力変換装置４０は、蓄電装置３０から放電される直流電力を交流電力に変換して送電路に出力するパワーコンディショナシステムである。図１では、変換した交流電力を商用の電力系統３に出力する例を描いている。なお、特定の需要家と専用の送電線を敷設している場合は、当該専用の送電線に交流電力を出力する。
【００２４】
太陽電池装置５０は、太陽から入射する光エネルギーを電気エネルギーに変換する装置である。太陽電池装置５０は複数の太陽電池セルを含む。太陽電池セルの直列数を多くするほど高電圧化することができ、並列数を多くするほど発電容量を増加させることができる。なお、太陽電池装置５０はオプションであり、必ずしも設置する必要はない。
【００２５】
管理装置１０は、発電システム２全体を管理する。管理装置１０は、少なくとも１台のサーバ、ＰＣ等の情報処理装置で構築される。管理装置１０は燃料電池装置２０、蓄電装置３０、電力変換装置４０、及び太陽電池装置５０とネットワーク４を介して接続され、それぞれの装置と通信することが可能である。なお管理装置１０は、必ずしも採掘地に近接した場所に設置される必要はなく遠隔地に設置されてもよい。また管理装置１０は、別の発電システムを含む複数の発電システムを管理運用してもよい。
【００２６】
図２は、本発明の実施の形態に係る発電システム２の機能ブロックを示す図である（その１）。図３は、本発明の実施の形態に係る発電システム２の機能ブロックを示す図である（その２）。発電システム２は、管理装置１０、燃料電池装置２０、蓄電装置３０、電力変換装置４０、太陽電池装置５０、ガス井管理装置６０、及び端末装置７０を備える。それらの装置はネットワーク４を介して相互接続される。
【００２７】
ネットワーク４は、インターネット、イントラネット、専用線、またはそれらの組み合わせで構築される。例えば、管理装置１０はＲＳ−４８５規格に従い、燃料電池装置２０、蓄電装置３０、電力変換装置４０、太陽電池装置５０、及びガス井管理装置６０とシリアル通信する。また管理装置１０はＴＣＰ／ＩＰ規格に従い、端末装置７０、気象データ管理装置５、及び電力会社データ管理装置６とパケット通信する。なお、全ての通信をＴＣＰ／ＩＰ規格に従い統一的に行ってもよい。
【００２８】
燃料電池装置２０は、通信部２１、管理部２２、燃料改質器２３、セルスタック２４、熱回収器２５を備える。通信部２１は所定の通信プロトコルに従い通信処理を実行する。管理部２２はセルスタック２４の状態を監視する。具体的には、セルスタック２４に流入する水素流量、セルスタック２４に含まれる各燃料電池セルの電圧、電流、温度を監視する。管理部２２は、セルスタック２４の出力電圧、出力電流をもとにセルスタック２４の出力電力（発電量）を算出する。
【００２９】
管理部２２は、セルスタック２４の過電圧、過小電圧、過電流、または温度異常を検出すると、水素および酸素の流入を停止させてセルスタック２４を保護する。管理部３２は、発電量、異常発生の有無等の燃料電池装置２０の状態情報を管理装置１０に通知する。
【００３０】
また管理部２２は、管理装置１０から設定された運転パターンに従い、燃料改質器２３及びセルスタック２４の動作パターンを制御する。基本的に、燃料電池装置２０による発電パターンと、蓄電装置３０による充電パターンは同期する。即ち、燃料電池装置２０の発電中は、蓄電装置３０が充電状態に制御される。
【００３１】
燃料電池装置２０は一度停止すると、再起動に時間を要するため基本的に継続運転が好ましい。１日当たりのメンテナンス時間を２時間に設定した場合、２２時間の連続運転が好ましい。しかしながら蓄電装置３０の放電中は基本的に、燃料電池装置２０で発電した電力を蓄電装置３０に充電することができない。なお、蓄電装置３０の蓄電部３３を充電用のチャンネルと放電用のチャンネルに分割すれば、蓄電装置３０が放電中であっても、燃料電池装置２０から蓄電装置３０に充電することができる。また、燃料電池装置２０から電力変換装置４０に直接電力を供給する電流路を設置している場合も、蓄電装置３０の放電中に燃料電池装置２０が発電することができる。
【００３２】
蓄電装置３０は、通信部３１、管理部３２、蓄電部３３を備える。通信部３１は所定の通信プロトコルに従い通信処理を実行する。蓄電部３３は例えば、コンテナ内に設置され、並列接続された複数の蓄電ラックを備える。蓄電ラックは、直列または直並列接続された複数の蓄電モジュールを含む。蓄電モジュールは、直列または直並列接続された複数の蓄電セルを含む。上述のように本実施の形態では、リチウムイオン電池セルを使用する例を想定している。蓄電モジュール間、または蓄電ラック間の隙間には、水配管８０から分岐される導水路が張り巡らされる。
【００３３】
管理部３２は、蓄電部３３の状態を監視する。具体的には、蓄電部３３に含まれる各蓄電セルの電圧、電流、温度を監視する。管理部３２は、ＳＯＣ(State Of Charge)管理、ＳＯＨ（State Of Health）管理、均等化制御、電池保護などを実行する。ＳＯＣは、電流積算法またはＯＣＶ（Open Circuit Voltage）法により推定することができる。ＳＯＨは、初期の満充電容量に対する現在の満充電容量の比率で規定される。均等化制御は、直列接続された複数の蓄電セルの電圧または容量を均等化させる制御である。電池保護は、過電圧、過小電圧、過電流、または温度異常を検出すると、保護スイッチ（不図示）をターンオフして蓄電部３３を電気的に切り離す制御である。
【００３４】
管理部３２は、ＳＯＣ、ＳＯＨ、異常発生の有無等の蓄電装置３０の状態情報を管理装置１０に通知する。なお、状態情報として蓄電セルの電圧値、電流値、温度値を通知し、管理装置１０側でＳＯＣ、ＳＯＨを算出する構成でもよい。
【００３５】
太陽電池装置５０は、通信部５１、管理部５２、太陽電池部５３を備える。通信部５１は、通信部５１は所定の通信プロトコルに従い通信処理を実行する。太陽電池部５３は、複数の太陽電池ストリングを備える。太陽電池ストリングは、直列接続された複数の太陽電池モジュールを含む。太陽電池モジュールは、直並列接続された太陽電池パネルを含み、太陽電池パネルは、直並列接続された複数の太陽電池セルを含む。
【００３６】
太陽電池部５３は、集中型で構成されてもよいし、マルチストリング型で構成されてもよい。集中型では、複数の太陽電池ストリングの出力配線が接続箱で結合された後、電力変換装置４０内の昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４（図５参照）に接続される。マルチストリング型では、太陽電池ストリングごとに昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４が設けられる。
【００３７】
管理部５２は、太陽電池部５３の状態を監視する。具体的には、各太陽電池セルの電圧、電流、温度を監視する。また太陽電池部５３の近傍に日射計、外気温計が設置されている場合、管理部５２は日射量、外気温度も監視する。管理部５２は、太陽電池部５３の出力電圧と出力電流をもとに、太陽電池部５３の出力電力（発電量）を算出する。管理部５２は、発電量、異常発生の有無、日射量、外気温度等の太陽電池装置５０の状態情報を管理装置１０に通知する。
【００３８】
電力変換装置４０は、通信部４１、制御部４２、電力変換部４３を備える。通信部４１は所定の通信プロトコルに従い通信処理を実行する。電力変換部４３は、複数のＤＣ−ＤＣコンバータ及びインバータを含む。本実施の形態では、充電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３１（図５参照）、放電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３２（図５参照）、昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４（図５参照）及びインバータ４３３（図５参照）を含む。
【００３９】
充電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３１は、燃料電池装置２０で発電された直流電力を、蓄電装置３０に定電流（ＣＣ）または定電圧（ＣＶ）で充電するための制御を実行する。放電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３２は、蓄電装置３０から出力される直流電力を、インバータ４３３に定電流（ＣＣ）または定電圧（ＣＶ）で放電するための制御を実行する。
【００４０】
昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４は、太陽電池装置５０の発電電力が最大電力点（最適動作点）となるようＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御を実行する。具体的には、山登り法に従い動作点電圧を所定のステップ幅で変化させて最大電力点を探索し、太陽電池装置５０の出力電力が最大電力点を維持するよう制御する。インバータ４３３は、蓄電装置３０から放電された直流電力および／または太陽電池装置５０で発電された直流電力を交流電力に変換し、電力系統３に出力する。
【００４１】
制御部４２は、管理装置１０から設定される充放電パターンに従い、充電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３１、放電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３２及びインバータ４３３を制御する。制御部４２は通常時、昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４をＭＰＰＴ制御し、太陽電池装置５０の出力電力を抑制すべき状態のとき、昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４のデューティ比を低下させて、太陽電池装置５０の出力電力を抑制する。
【００４２】
制御部４２は、インバータ４３３の出力電圧、出力電流をもとに、発電システム２の出力電力（売電量）を算出する。制御部４２は、売電量、異常発生の有無等の電力変換装置４０の状態情報を管理装置１０に通知する。
【００４３】
ガス井管理装置６０は、通信部６１、管理部６２、生産量計測部６３を備える。通信部６１は所定の通信プロトコルに従い通信処理を実行する。生産量計測部６３は、流量計を用いてシェールガス井１から採掘されるガスの流量を計測して、シェールガス井１の生産量を計測する。この生産量は、パイプラインを介してガスの状態のまま出荷される分と、燃料電池装置２０に供される分を分離する前の生産量である。管理部６２は、シェールガス井１の生産量を管理装置１０に通知する。
【００４４】
端末装置７０は、通信部７１、処理部７２、操作表示部７３を備える。端末装置７０は、ＰＣ、タブレット、スマートフォン等の情報端末装置である。例えば、現場の管理者または作業員が携帯するタブレットであってもよい。通信部７１は所定の通信プロトコルに従い通信処理を実行する。操作表示部７３はユーザインタフェースであり、タッチパネルディスプレイ等で構成される。処理部７２は、通信部７１を介して管理装置１０と通信するとともに端末装置７０全体を制御する。例えば、処理部７２は管理装置１０から発電システム２の状態情報、履歴情報、予測情報等の各種情報を取得して操作表示部７３に表示させる。また、操作表示部７３に対してなされたユーザの操作をもとに操作信号を生成し、管理装置１０に通知する。
【００４５】
管理装置１０は、記憶部１１、処理部１２、通信部１３を備える。通信部１３は所定の通信プロトコルに従い通信処理を実行する。記憶部１１は、電池状態情報記憶部１１０、電池劣化予測情報記憶部１１１、電力需要予測情報記憶部１１２、電力需要履歴情報記憶部１１３、ガス井将来生産量記憶部１１４、ガス井生産量履歴情報記憶部１１５、燃料電池劣化予測情報記憶部１１６、燃料電池状態情報記憶部１１７、将来発電量予測情報記憶部１１８、及び太陽光発電量・気象情報記憶部１１９を含む。記憶部１１は、ＨＤＤ、ＳＳＤ等の不揮発性メモリで構築される。
【００４６】
処理部１２は、電池状態情報収集部１２０、電池劣化予測部１２１、システム判定部１２２、電力需要予測部１２３、電力需要量収集部１２４、ガス井将来生産量予測部１２５、ガス井生産量収集部１２６、燃料電池劣化予測部１２７、燃料電池状態情報収集部１２８、将来発電量予測部１２９、及び太陽光発電量・気象情報収集部１２１０を含む。処理部１２の構成は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働により実現できる。ハードウェア資源としてＣＰＵ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源としてオペレーティングシステム、アプリケーション等のプログラムを利用できる。
【００４７】
電池状態情報収集部１２０は、蓄電装置３０から蓄電池の状態情報を定期的に収集し、電池状態情報記憶部１１０に記録する。電池劣化予測部１２１は、電池状態情報記憶部１１０に記憶された蓄電池の状態情報をもとに蓄電池の劣化を予測する。蓄電池は、充放電回数が増えるにつれ電圧と容量が低下していく。蓄電池の劣化曲線の形状は、基本的に電池の仕様により決定されるが、温度や電流量にも依存する。電池劣化予測部１２１は、予め設定された使用中の蓄電池の劣化曲線と、当該蓄電池の電圧、電流、温度をもとに現在の劣化状態を推定するとともに、将来の劣化状態の推移を予測する。電池劣化予測部１２１は、予測した蓄電池の劣化状態の推移を電池劣化予測情報記憶部１１１に記録する。
【００４８】
電力需要量収集部１２４は、電力会社データ管理装置６から、電力系統３の電力需要情報を収集し、電力需要履歴情報記憶部１１３に記録する。本実施の形態では、時間帯別の電力需要推移と時間帯別の売電価格を毎日取得する。電力需要は午前５〜６時頃をボトムに上昇し、夏期は午後３時頃、冬期は午後６時頃にピークをつける。一方、電力供給は電力系統３に接続された発電設備のポートフォリオに依存する。
【００４９】
近年、再生可能エネルギーを用いた発電設備が増加している。特に太陽光発電設備が多く接続されている電力系統３では日射変動の影響を大きく受ける。晴天日では、午前８時頃から午後５時頃までの発電量が増加する。市場取引されている売電価格は、基本的に需給バランスにより決定されるため、午前９時頃から午後７時頃までの売電価格が安価になる傾向にある。北米のある電力会社の例では、午前９時１５分から午後７時１５分までの売電価格を２０セント、午後７時１５分から翌日９時１５分までの売電価格を４０セントに設定している。
【００５０】
電力需要予測部１２３は、電力需要履歴情報記憶部１１３に記憶された電力需要履歴情報をもとに将来の電力需要を予測する。例えば、過去複数年の各日の電力需要推移を平均化して、将来の各日の電力需要推移を予測する。なお、より精緻な予測モデルに基づき将来の電力需要を予測してもよい。電力需要予測部１２３は、予測した電力需要を電力需要予測情報記憶部１１２に記録する。
【００５１】
ガス井生産量収集部１２６は、ガス井管理装置６０からシェールガス井１の生産量を定期的に収集し、ガス井生産量履歴情報記憶部１１５に記録する。ガス井将来生産量予測部１２５は、ガス井生産量履歴情報記憶部１１５に記憶されたシェールガス井１の生産量をもとに将来のシェールガス井１の生産量を予測する。
【００５２】
多くのシェールガス田ではガスの産出が始まってから３年が経つと、生産量が７５％以上減少する。生産量の具体的な予測には例えば、Arpsの減少分析理論を利用することができる。シェールガスの生産量は、生産開始直後の初期は指数曲線、中期は双曲線関数、終期は調和関数で近似することができる。
【００５３】
図４は、シェールガスの生産量の理論曲線の一例を示す図である。この曲線は、シェールガスの６年間の生産量を双曲線関数で近似し模式的に表したものである。横軸は経過時間を、縦軸はシェールガスの生産量をそれぞれ示している。本来は図４に示した理論曲線の左側の領域は指数曲線、右側の領域は調和曲線で近似されるべきであるが、簡単のために全体を双曲線で近似している。
【００５４】
各月のシェールガスの生産量は例えば、下記（式１）により推定することができる。
ｑｔ＝ｑｉ／（１＋ｂＤｉｔ）１／ｂ・・・（式１）
ｑｉは初期のガス生産量［ＭＭｓｃｆ／Ｍｏｎｔｈ］、ｑｔはｔ月におけるガス生産量［ＭＭｓｃｆ／Ｍｏｎｔｈ］、ｂはArpsの減少曲線指数、ＤｉはArpsの初期の減少率［Ｍｏｎｔｈ−１］、ｔは月数をそれぞれ示している。
【００５５】
ガス井将来生産量予測部１２５は、理論曲線と、生産開始初期のガス生産量から将来のガス生産量の推移を予測する。なお、生産開始後の数ヶ月のガス生産量をもとに予測すると予測精度が向上する。ガス井将来生産量予測部１２５は、予測した将来のガス生産量の推移をガス井将来生産量記憶部１１４に記録する。
【００５６】
燃料電池状態情報収集部１２８は、燃料電池装置２０から燃料電池の状態情報を定期的に収集し、燃料電池状態情報記憶部１１７に記録する。燃料電池劣化予測部１２７は、燃料電池状態情報記憶部１１７に記憶された燃料電池の状態情報をもとに燃料電池の劣化を予測する。燃料電池は稼働日数が増加するに従い電解質膜や触媒等が劣化し、発電量が低下していく。燃料電池状態情報収集部１２８は、予め設定された使用中の燃料電池の劣化曲線と、当該燃料電池の発電量をもとに現在の劣化状態を推定するとともに、将来の劣化状態の推移を予測する。燃料電池状態情報収集部１２８は、予測した燃料電池の劣化状態の推移を燃料電池劣化予測情報記憶部１１６に記録する。
【００５７】
太陽光発電量・気象情報収集部１２１０は、太陽電池装置５０から太陽電池の発電量を定期的に収集し、太陽光発電量・気象情報記憶部１１９に記録する。なお太陽電池装置５０から太陽電池の設置地点の気象データ（例えば、日射量、気温）を収集できる場合は、太陽電池装置５０から気象データも収集する。太陽電池装置５０から設置地点の気象データを収集できない場合、太陽光発電量・気象情報収集部１２１０は、気象データ管理装置５から設置地点の気象データを収集し、太陽光発電量・気象情報記憶部１１９に記録する。
【００５８】
将来発電量予測部１２９は、太陽光発電量・気象情報記憶部１１９に記憶された太陽電池の発電量の履歴情報および気象データをもとに、太陽電池の将来の発電量を予測する。例えば、最も単純な予測モデルとして、過去複数年の各日の発電量推移を平均化して、将来の各日の発電量を予測する。また、過去複数年の各日の設置地点の日射量および気温から関数を生成し、将来の各日の日射量および気温を予測し、予測した各日の日射量および気温から各日の発電量を予測してもよい。将来発電量予測部１２９は、予測した太陽電池の発電量を将来発電量予測情報記憶部１１８に記録する。システム判定部１２２の詳細な動作は後述する。
【００５９】
上述のように、多くのシェールガス田ではガスの産出が始まってから３年が経つと、生産量が７０〜９０％以上減少する。従ってガスの生産量を維持するためには、次々と新しい井戸を掘り続ける必要がある。通常、開発業者は既存の井戸の近くで、新しい井戸を掘る。この場合、２つの井戸から算出される天然ガスをもとに発電された電力を、１つの電力変換装置４０に合流させるシステム構成が可能である。
【００６０】
図５は、複数のシェールガス井が存在する場合の、発電システム２の構成例を示す図である。図５に示す発電システム２において、第１燃料電池装置２０ａ及び第１蓄電装置３０ａが第１発電系統を形成している。第２燃料電池装置２０ｂ及び第２蓄電装置３０ｂが第２発電系統を形成している。太陽電池装置５０が第３発電系統を形成している。３つの発電系統は電力変換装置４０に対して並列接続される。第１充電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３１ａ、第１放電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３２ａ、第２充電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３１ｂ、第２放電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３２ｂ、昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４、及びインバータ４３３は、電力変換装置４０の電力変換部４３を構成する。
【００６１】
第１燃料電池装置２０ａは、第１シェールガス井１ａの近傍に設置され、第１シェールガス井１ａから採掘されるシェールガスを改質して得られた水素をもとに発電する。第１充電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３１ａは、第１燃料電池装置２０ａで発電された直流電力を、所定の電圧の直流電力に変換して第１蓄電装置３０ａに充電する。第１放電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３２ａは、第１蓄電装置３０ａに蓄えられた直流電力を、所定の電圧の直流電力に変換してインバータ４３３に放電する。
【００６２】
第２燃料電池装置２０ｂは、第２シェールガス井１ｂの近傍に設置され、第２シェールガス井１ｂから採掘されるシェールガスを改質して得られた水素をもとに発電する。第２充電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３１ｂは、第２燃料電池装置２０ｂで発電された直流電力を、所定の電圧の直流電力に変換して第２蓄電装置３０ｂに充電する。第２放電用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３２ｂは、第２蓄電装置３０ｂに蓄えられた直流電力を、所定の電圧の直流電力に変換してインバータ４３３に放電する。
【００６３】
昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４は、太陽電池装置５０により発電された直流電力を昇圧してインバータ４３３に出力する。インバータ４３３は、入力される直流電力を交流電力に変換して電力系統３に出力する。
【００６４】
図６は、第１蓄電装置３０ａの蓄電部３３ａと、第２蓄電装置３０ｂの蓄電部３３ｂの構成例を示す図である。蓄電部３３ａは、それぞれ直列接続された複数の蓄電モジュール３３１１−３３１ｎ、複数の蓄電モジュール３３２１−３３２ｎ、・・・、複数の蓄電モジュール３３ｍ１−３３ｍｎが並列接続されて構成される。直列接続された複数の蓄電モジュールのそれぞれは、例えばラックに積層されて構成される。各蓄電モジュール３３１１−３３ｍｎは、直列または直並列接続された複数の蓄電セル（不図示）を含む。蓄電モジュールの直列数を増減させることにより電圧を調整することができ、蓄電モジュールの並列数を増減させることにより蓄電容量を調整することができる。第２蓄電装置３０ｂの蓄電部３３ｂの構成も同様である。
【００６５】
電力取引市場における入札では、発電容量が大きく、かつ電力需要に対する応答信頼性が高い発電施設を有している事業者が有利となる。図５に示すように、複数の発電リソースを並列接続させることにより発電容量を増加させることができる。発電容量が大きな発電施設は、より大きなロットの入札に参加できるメリットがある。また第１シェールガス井１ａ、第２シェールガス井１ｂ、太陽光とエネルギー源を分散させることにより、電力需要に対する応答信頼性を高めることができる。電力取引市場では、価格だけでなく信頼性も考慮されるため、信頼性の高い発電施設を有する事業者は落札確率が高くなる。また、相対取引でも発電容量が大きく信頼性が高い発電施設では、電力需要家との価格交渉において有利である。
【００６６】
図７は、本発明の実施の形態に係る管理装置１０の基本的な処理の流れを示すフローチャートである。電池状態情報収集部１２０は、蓄電装置３０から蓄電池の状態情報を収集し、電池状態情報記憶部１１０に記録する（Ｓ１０）。電力需要量収集部１２４は、電力会社データ管理装置６から、電力系統３の電力需要情報と時間帯別売電価格を収集し、電力需要履歴情報記憶部１１３に記録する（Ｓ１１）。ガス井生産量収集部１２６は、ガス井管理装置６０からシェールガス井１の生産量を収集し、ガス井生産量履歴情報記憶部１１５に記録する（Ｓ１２）。
【００６７】
燃料電池状態情報収集部１２８は、燃料電池装置２０から燃料電池の状態情報を収集し、燃料電池状態情報記憶部１１７に記録する（Ｓ１３）。太陽光発電量・気象情報収集部１２１０は、太陽電池装置５０から太陽電池の発電量を収集し、太陽光発電量・気象情報記憶部１１９に記録する（Ｓ１４）。太陽光発電量・気象情報収集部１２１０は、太陽電池装置５０または気象データ管理装置５から、太陽電池装置５０の設置地点の気象データを収集し、太陽光発電量・気象情報記憶部１１９に記録する（Ｓ１５）。
【００６８】
なお図７のフローチャートには記載していないが、売電量収集部（不図示）は、電力変換装置４０から電力系統３に放電された売電量を収集し、売電量記憶部（不図示）に記録してもよい。各予測部は、収集・記録された各種情報をもとに各種予測演算処理を実行する（Ｓ１６）。
【００６９】
図８は、図７の予測演算処理の具体的な処理を示すフローチャートである。電池劣化予測部１２１は、電池状態情報記憶部１１０に記憶された蓄電池の使用状況や状態情報をもとに蓄電池の劣化・寿命を予測する（Ｓ１６１）。具体的には電池劣化予測部１２１は、蓄電池の充放電回数、電圧、ＳＯＣ、ＳＯＨ等をもとに出力電圧の低下推移を予測する。
【００７０】
燃料電池劣化予測部１２７は、燃料電池状態情報記憶部１１７に記憶された燃料電池の状態情報をもとに燃料電池の発電効率・劣化を予測する（Ｓ１６２）。具体的には燃料電池劣化予測部１２７は、ガス消費量と発電量との比率から発電効率を算出し、経時劣化に伴う発電効率の低下推移を予測する。
【００７１】
ガス井将来生産量予測部１２５は、ガス井生産量履歴情報記憶部１１５に記憶されたシェールガス井１の生産量をもとに将来のシェールガス井１の生産量推移を予測する（Ｓ１６３）。予測方法の具体例は上述した。
【００７２】
将来発電量予測部１２９は、太陽光発電量・気象情報記憶部１１９に記憶された太陽電池の発電量の履歴情報および気象データをもとに、太陽電池の将来の発電量推移を予測する。発電可能容量予測部（不図示）は、シェールガス井の生産量推移、蓄電池の劣化推移、燃料電池の劣化推移、太陽電池の発電量推移をもとに、発電システム２全体の発電可能容量の推移を予測する（Ｓ１６４）。
【００７３】
利益・コスト予測部（不図示）は、発電システム２全体の発電可能容量の推移と、市場の売電価格を総合的に判断し、生涯利益を最大限に維持できる設備更新コストと最適な充放電パターンを予測する（Ｓ１６５）。設備更新コストは複数のシナリオを試算する。複数のシナリオには例えば、発電設備を途中で交換しないシナリオ、生産開始から所定期間後（例えば、５年経過時）に発電設備を部分的に交換するシナリオ、生産開始から所定期間後に発電設備を全面的に交換するシナリオが含まれる。
【００７４】
各シナリオの設備更新コストは例えば、ＤＣＦ（Discounted Cash Flow）により試算することができる。以下、Ｘ年（例えば、１２年）間、シェールガスの生産を行う場合を考える。
【００７５】
シナリオ１では、生産開始年にa個の燃料電池とｂ個の蓄電池を導入する。次に各年のフリーキャッシュフローを試算する。各年のフリーキャッシュフローは、売電によるキャッシュインから、諸経費の支出によるキャッシュアウトを減算して試算する。各年の売電によるキャッシュインは、市場の売電価格の予測推移、a個の燃料電池とｂ個の蓄電池を導入した場合における発電システム２全体の発電可能容量の予測推移をもとに試算される。諸経費の支出によるキャッシュアウトには、地代、管理運営費などが含まれる。
【００７６】
次に、試算した各年のフリーキャッシュフローを所定の割引率で割り引き、各年のフリーキャッシュフローの割引現在価値を算出する。割引率には、リスクフリーレートにリスクプレミアムが加算された値が使用される。次に、各年のフリーキャッシュフローの割引現在価値を積算した総和から、a個の燃料電池とｂ個の蓄電池の導入によるキャッシュアウトを減算して正味現在価値を算出する。
【００７７】
シナリオ２では、生産開始年にｃ（ｃ＞ａ）個の燃料電池とｄ（ｄ＞ｂ）個の蓄電池を導入する。シナリオ１と同様の算出方法で、シナリオ２の正味現在価値を算出する。シナリオ３では、生産開始年にｅ（ｅ＞ｃ）個の燃料電池とｆ（ｆ＞ｄ）個の蓄電池を導入する。シナリオ１と同様の算出方法で、シナリオ３の正味現在価値を算出する。
【００７８】
シナリオ４では、生産開始年にa個の燃料電池とｂ個の蓄電池を導入する。そして生産開始からＮ年経過時に発電設備を部分的に交換する。シナリオ４では、Ｎ年後による設備更新によるキャッシュアウトが発生する。Ｎ年後のフリーキャッシュフローからは、この設備更新によるキャッシュアウトを減算する。
【００７９】
以下、このような種々の設備導入・更新パターンに対応したシナリオごとに、正味現在価値を算出する。正味現在価値が最も大きくなるシナリオが、予測される最適な設備導入・更新パターンとなる。
【００８０】
燃料電池と蓄電池の導入個数が多くなるほど、発電システム２全体の発電可能容量が大きくなるため、より大きなロットの入札に参加でき、１日に放電できる回数も多くなる。従って、燃料電池と蓄電池の導入個数が多くなるほど、売電単価が上昇し、収益機会も増加するがその反面、設備の導入コストは高くなる。同様に、Ｎ年後の設備更新規模を大きくするほど、売電単価の下落と収益機会の減少を抑えることができるが、設備更新コストは高くなる。上述のように複数のシナリオの正味現在価値を算出することにより、複数のシナリオを同一の価値尺度で比較することができる。
【００８１】
利益・コスト予測部（不図示）は、発電システム２全体の発電可能容量の推移と、市場の売電価格予想をもとに最適な充放電パターンを予測する。例えば、過去の発電システム２全体の発電可能容量、売電単価、売電量の履歴データに対して、複数のビッディング戦略を適用して、各戦略の収益をシミュレーションする。ビッディング戦略として例えば、（１）全ての入札に参加する、（２）売電単価がＡＡセント以上の入札にのみ参加する、（３）売電単価がＢＢ（ＢＢ＞ＡＡ）以上の入札にのみ参加する、（４）売電時間が所定時間帯（例えば、１９時〜翌９時）に収まる入札にのみ参加する、等の戦略が考えられる。最適なビッディング戦略は発電システム２全体の発電可能容量に依存するため、発電可能容量に応じてビッディング戦略を切り替える必要がある。
【００８２】
また、明日の天気予報が曇天／雨天の場合、予めシェールガス発電による蓄電池への充電量を増加させる戦略を用いてもよい。曇天／雨天の場合、太陽光発電施設の発電量が低下するため、太陽光発電施設からの電力系統３に対する電力供給量が低下し、売電価格が高騰する傾向にある。予め蓄電池への充電量を増加させておけば、高価格な入札に多く参加することができる。
【００８３】
反対に、明日の天気予報が快晴の場合、予めシェールガス発電による蓄電池への充電量を減少させる戦略を用いてもよい。この場合、相対的に小さな機会損失と引き替えに、シェールガス井１の産出寿命を延ばすことができる。
【００８４】
図７に戻る。システム判定部１２２は、設備更新コストの予測結果に基づき、発電システム２のシステム構成の変更指示を生成する（Ｓ１７）。
【００８５】
図９は、図７のシステム構成の変更指示生成処理の具体的な処理を示すフローチャートである。システム判定部１２２は、発電システム２全体の発電可能容量を確認する（Ｓ１７１）。過去に予測した電力需要量に対して、新たに予測した電力需要量が所定値以上増減している場合（Ｓ１７２のＹ）、システム判定部１２２は、新たなシステム構成の提案を、端末装置７０の操作表示部７３に表示させる（Ｓ１７３）。
【００８６】
システム判定部１２２は、設備導入時と同様に、再判定時からシェールガスの生産終了年までの各年のフリーキャッシュフローを試算する。試算した各年のフリーキャッシュフローを所定の割引率で割り引き、各年のフリーキャッシュフローの割引現在価値を算出し、それらを積算する。各年のフリーキャッシュフローの割引現在価値を積算した総和から、新たな設備投資額を減算して正味現在価値を算出する。システム判定部１２２は、複数のシナリオの正味現在価値を算出し、正味現在価値が最も大きくなるシナリオのシステム構成を提案する。なお、上位複数のシステム構成を提案してもよい。
【００８７】
過去に予測した電力需要量に対して、新たに予測した電力需要量が所定値以上増減していない場合（Ｓ１７２のＮ）、ステップＳ１７３の処理をスキップする。
【００８８】
電力需要に対してシェールガスの生産量が十分でない場合（Ｓ１７４のＮ）、システム判定部１２２は、発電システム２内の他の発電設備（例えば、太陽電池装置５０）を稼働させる。また、電力会社または電力需要家と容量維持契約を締結している場合、契約条件を小容量のものに切り替える（Ｓ１７５）。電力需要に対してシェールガスの生産量が十分な場合（Ｓ１７４のＹ）、ステップＳ１７５の処理をスキップする。
【００８９】
蓄電装置３０に、ＳＯＨが所定値未満まで低下している蓄電セルが含まれる場合（Ｓ１７６のＹ）、システム判定部１２２は、当該劣化している蓄電セルを含む蓄電モジュールの交換／更新指示を、端末装置７０の操作表示部７３に表示させる（Ｓ１７７）。例えば、発電システム２内に、容量に余剰が発生している蓄電装置３０が存在する場合、システム判定部１２２は、当該蓄電装置３０に含まれる蓄電モジュールと、上記劣化している蓄電セルを含む蓄電モジュールとの交換を指示する。
【００９０】
上記図４に示したように、多くのシェールガス田では、生産開始から１年以内に生産量が急減少する。従って、産出開始からの稼働年数が古い発電系統に含まれる蓄電装置３０では通常、容量に余剰が発生している。このような蓄電装置が存在する場合、発電システム２を管理している作業員は、端末装置７０の操作表示部７３に表示された指示に従い、蓄電モジュールを交換する。
【００９１】
発電システム２内に、容量に余剰が発生している蓄電装置３０が存在しない場合、システム判定部１２２は、当該劣化している蓄電セルを含む蓄電モジュールの買替更新を指示する。蓄電装置３０に、ＳＯＨが所定値未満まで低下している蓄電セルが含まれない場合（Ｓ１７６のＮ）、ステップＳ１７７の処理をスキップする。
【００９２】
燃料電池装置２０のセルスタック２４に、発電効率が所定値未満まで低下している燃料電池セルが含まれる場合（Ｓ１７８のＹ）、システム判定部１２２は、当該劣化している燃料電池セルを含むセルスタック２４の交換／更新指示を、端末装置７０の操作表示部７３に表示させる（Ｓ１７９）。例えば、発電システム２内に、発電容量に余剰が発生している燃料電池装置２０が存在する場合、システム判定部１２２は、当該燃料電池装置２０に含まれるセルスタック２４と、上記劣化している燃料電池セルを含むセルスタック２４との交換を指示する。
【００９３】
産出開始からの稼働年数が古い発電系統に含まれる燃料電池装置では通常、発電容量に余剰が発生している。このような燃料電池装置２０が存在する場合、発電システム２を管理している作業員は、端末装置７０の操作表示部７３に表示された指示に従い、セルスタック２４を交換する。
【００９４】
発電システム２内に、発電容量に余剰が発生している燃料電池装置２０が存在しない場合、システム判定部１２２は、当該劣化している燃料電池セルを含むセルスタックの買替更新を指示する。燃料電池装置２０のセルスタック２４に、発電効率が所定値未満まで低下している燃料電池セルが含まれない場合（Ｓ１７８のＮ）、ステップＳ１７９の処理をスキップする。
【００９５】
このようにシステム判定部１２２は、設備更新コストの予測結果に基づき、電力需要量に対して十分な設備能力がある事を確認し、設備老朽化の過程の中で、利益を最大化できるよう、設備交換／更新等によるシステム構成変更の提案内容を端末装置７０に表示させる。その際、発電システム２内の他の発電設備の発電余力も加味し、最小限の設備交換／更新や、契約内容や入札条件の変更も含めた提案を行う。
【００９６】
上述のように蓄電池のサイクル劣化は、放電深度に大きく依存しており、浅い放電深度で使用したほうが寿命は長くなる。また蓄電池セルは、プロセスのばらつき、設置位置の温度のばらつき等により、電圧・容量にばらつきが発生する。図６に示したように複数の蓄電モジュール群を並列接続した構成では、蓄電モジュール群間に容量のばらつきが発生する。この容量のばらつきは、放電深度を浅くするほど平坦化することができる。
【００９７】
上述のように多くのシェールガス田では、生産開始から１年以内に生産量が急減少する。そこで、シェールガス井の生産量推移に応じて、放電深度を浅く切り替えていく仕組みを導入する。
【００９８】
図１０は、シェールガス井の生産量推移に応じて、放電深度を切り替える制御の一例を示す図である。この例では、蓄電装置３０の蓄電容量を、シェールガス井１の初期の１日の生産量で発電可能な電力量の１／３に設定している。なお説明の簡単のため、ガス生産量の内、発電に回す比率は一定とする。
【００９９】
蓄電装置３０の管理部３２は、初期の段階では、ＳＯＣが２０％−８０％の範囲の充放電パターンで蓄電部３３を充放電制御する。即ち、放電深度を６０％に設定している。管理部３２は、シェールガスによる発電量が蓄電装置３０の蓄電容量まで低下すると、蓄電装置３０の充放電パターンを、放電深度が浅い別の充放電パターンに切り替える。図１０に示す例では、ＳＯＣが６０％−８０％の範囲の充放電パターンに切り替える。即ち、放電深度を６０％から２０％に切り替える。
【０１００】
管理装置１０のガス井将来生産量予測部１２５により予測されるシェールガス井１の生産量推移と、ガス井生産量収集部１２６により生成されるシェールガス井１の生産量に基づき、システム判定部１２２が充放電パターンを切り替える。システム判定部１２２は、切り替え後の充放電パターンを蓄電装置３０に送信して、管理部３２に設定する。なお、管理装置１０からシェールガス井１の生産量推移と、現在のシェールガス井１の生産量を蓄電装置３０に定期的に送信し、管理部３２が充放電パターンを切り替えてもよい。
【０１０１】
図１０に示す例は、放電深度を切り替える最もシンプルな制御例である。以下、より精緻な制御例を説明する。上述のように管理装置１０は、日々のガス生産量の減少と蓄電装置３０の劣化の進行をモニタしている。システム判定部１２２は、シェールガスによる発電量が蓄電装置３０の蓄電容量に、初期に想定していたより早く到達しそうであることを検出した場合、放電深度の調整を開始してもよい。例えば、シェールガスによる発電量の予想推移と実際の推移との乖離が所定値以上に拡大したとき、放電深度の調整を開始してもよい。またシステム判定部１２２は、当該放電深度の調整により、蓄電装置３０の蓄電容量への到達が当初予定通りに戻った時点で、当該放電深度の調整を停止させてもよい。
【０１０２】
また、シェールガスによる発電量の低下に応じて、より適応的に放電深度を切り替えていってもよい。例えば、１ヶ月に１回切り替えてもよい。また利益・コスト予測部（不図示）が、シェールガス生産量が減少により、売電しても利益がゼロ以下になる時期を予測し、システム判定部１２２が、その時期に全ての蓄電モジュールが寿命に到達するように放電深度を調整してもよい。
【０１０３】
このように、シェールガスによる発電量の低下に応じて、放電深度を浅く切り替えることにより、蓄電装置３０に含まれる蓄電モジュール全体の寿命を延ばすことができる。また並列接続された蓄電モジュール間の容量のばらつきを軽減することができる。
【０１０４】
図１１は、シェールガス井の生産量推移に応じて、放電深度を切り替える制御の別の例を実行するための回路構成例を示す図である。図１１に示す回路構成例では、それぞれ直列接続された複数の蓄電モジュール３３１１−３３１ｎ、複数の蓄電モジュール３３２１−３３２ｎ、・・・、複数の蓄電モジュール３３ｍ１−３３ｍｎごとに、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４３５１、４３５２、・・・４３５ｍを設ける。これにより、直列接続された蓄電モジュール群ごとに個別に充放電制御が可能となり、システム判定部１２２は、直列接続された蓄電モジュール群ごとに充放電パターンの放電深度を変えることができる。
【０１０５】
システム判定部１２２は、シェールガスによる発電量が蓄電装置３０の蓄電容量まで低下すると、一部の蓄電モジュール群を最大の放電深度の充放電パターンで制御し、残りの蓄電モジュール群の充放電を停止させる。例えば、全体の１／３の蓄電モジュール群を放電深度＝６０％で充放電制御し、２／３の蓄電モジュール群の充放電を停止させる。当該１／３の蓄電モジュール群が寿命に到達すると、当該１／３の蓄電モジュール群を廃棄し、別の１／３の蓄電モジュール群を放電深度＝６０％で充放電制御し、残りの１／３の蓄電モジュール群の充放電を停止させる。当該別の１／３の蓄電モジュール群が寿命に到達すると、当該別の１／３の蓄電モジュール群を廃棄し、残りの１／３の蓄電モジュール群を放電深度＝６０％で充放電制御する。この場合、蓄電モジュール群の寿命が到来する時期が分散されるため、蓄電池の設置スペースを徐々に縮小させていくことができる。
【０１０６】
また、システム判定部１２２は、シェールガスによる発電が開始してから、任意のタイミングで蓄電装置３０に含まれる複数の蓄電モジュール３３１１−３３ｍｎのＳＯＨを参照し、ＳＯＨが低い蓄電モジュールが、一部の蓄電モジュール群に集まるように、蓄電モジュールの組み換えを指示してもよい。例えば、ＳＯＨが低い順にｎ個の蓄電モジュールで１つの蓄電モジュール群を形成するよう組み換えを指示する。さらに当該ｎ個の蓄電モジュールを除いた複数の蓄電モジュール間において、同様の組み換えを指示する。これを繰り返すことにより、蓄電モジュール間のＳＯＨに序列を設けることができる。
【０１０７】
上述の例では、システム判定部１２２は、シェールガスによる発電量が蓄電装置３０の蓄電容量まで低下すると、一部の蓄電モジュール群を最大の放電深度の充放電パターンで制御し、残りの蓄電モジュール群の充放電を停止させる。この一部の蓄電モジュール群に、ＳＯＨが低い蓄電モジュール群を割り当てる。この場合、蓄電モジュール群の寿命が到来する時期をさらに分散させることができる。
【０１０８】
図１、図５に示した回路構成では、太陽電池装置５０は、シェールガスによる発電系統と別の発電系統として電力変換装置４０に並列接続されていた。この点、シェールガス田の経時的な生産量低下を補うために、シェールガスの生産開始後に、太陽電池装置５０を事後的に追加してもよい。
【０１０９】
図１２は、太陽電池装置５０の事後的な接続位置の一例を示す図である。シェールガスによる発電系統が複数存在する場合、発電系統が異なる複数の蓄電装置３０ａ、３０ｂの内、ＳＯＨが最も高い蓄電装置の充電系統に、太陽電池装置５０と昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４を接続する。太陽電池装置５０の出力電力は、日射量、雲の位置などの環境要因により大きく変動する。これに対して蓄電装置３０の出力電力は安定している。従って、太陽電池装置５０の出力電力を蓄える蓄電装置３０には、劣化が相対的に小さい相対的に高品位な蓄電装置３０を割り当てることが好ましい。
【０１１０】
太陽電池装置５０を事後的に導入するタイミングは、例えば、シェールガスにより発電した電力を販売しても利益がゼロ以下になるタイミングであってもよいし、シェールガスによる発電量が蓄電装置３０の蓄電容量に到達したタイミングであってもよい。また、太陽電池パネルを段階的に導入してもよい。
【０１１１】
図１３は、太陽電池装置５０の事後的な接続方法の一例を示す図である。図１３に示す例では３段階に分けて太陽電池装置５０を導入する。例えば、第２シェールガス井１ｂの１日の生産量が初期の生産量の２／３に低下した時点で、第１太陽電池ストリング５３ａと第１昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４ａを第２蓄電部３３ｂの充電系統に接続する。次に、第２シェールガス井１ｂの１日の生産量が初期の生産量の１／３に低下した時点で、第２太陽電池ストリング５３ｂと第２昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４ｂを第２蓄電部３３ｂの充電系統に接続する。最後に、第２シェールガス井１ｂの１日の生産量が略ゼロになった時点で、第３太陽電池ストリング５３ｃと第３昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ４３４ｃを第２蓄電部３３ｂの充電系統に接続する。
【０１１２】
以上のようにシェールガス田の生産量低下を補うように、太陽電池装置５０を事後的に追加することにより、蓄電装置３０の容量使用率を維持することができる。また、シェールガス田が閉鎖された後も、蓄電装置３０をメガソーラ発電所の蓄電装置３０として、そのまま使用し続けることができる。
【０１１３】
以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。
【０１１４】
例えば、システム判定部１２２は任意のタイミングで、第１シェールガス井１ａの生産用推移と、現在の第１シェールガス井１ａの生産量をもとに第１蓄電装置３０ａの容量使用率を算出し、第２シェールガス井１ｂの生産用推移と、現在の第２シェールガス井１ｂの生産量をもとに第２蓄電装置３０ｂの容量使用率を算出する。システム判定部１２２は、容量に余裕がある方の蓄電装置３０に含まれる蓄電モジュールの少なくとも１つを、容量に余裕がない方の蓄電装置３０に移動させることを指示するメッセージを、端末装置７０の操作表示部７３に表示させる。発電システム２を管理している作業員は、端末装置７０の操作表示部７３に表示されたメッセージに従い、蓄電モジュールを移動させる。なお通常、直列接続された複数の蓄電モジュール群の単位で移動させる。
【０１１５】
第１シェールガス井１ａと第２シェールガス井１ｂの生産開始時期にずれがある場合、先に生産開始された方の発電系統に含まれる蓄電装置３０から、後に生産開始された方の発電系統に含まれる蓄電装置３０に蓄電モジュールが移動されることになる。なお、後に生産開始された方の発電系統に含まれる蓄電装置３０に十分な容量の余裕がある場合は、必ずしも先に生産開始された方の発電系統に含まれる蓄電装置３０から蓄電モジュールを移動させる必要はない。
【０１１６】
上記実施の形態では発電システム２を、第１燃料電池装置２０ａ及び第１蓄電装置３０ａによる第１発電系統、第２燃料電池装置２０ｂ及び第２蓄電装置３０ｂによる第２発電系統、及び太陽電池装置５０による第３発電系統で形成する例を説明した。この発電設備のポートフォリオは一例であり、発電システム２に、風力発電装置（不図示）、マイクロ水力発電装置（不図示）、地熱発電装置（不図示）、ガスタービン発電装置（不図示）等の別種類の発電装置が接続されてもよい。
【０１１７】
なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。
【０１１８】
［項目１］
シェールガス井（１）から採掘されるシェールガスを改質して得られた水素をもとに発電する燃料電池装置（２０）と、前記燃料電池装置（２０）で発電された電力を蓄える蓄電装置（３０）と、前記蓄電装置（３０）から放電される直流電力を交流電力に変換して送電路（３）に出力する電力変換装置（４０）の内、少なくとも前記蓄電装置（３０）を管理する管理装置（１０）であって、
前記シェールガス井（１）から採掘されるシェールガスの生産量の予測推移と、現時点のシェールガスの生産量をもとに、前記蓄電装置（３０）の充放電パターンの放電深度を切り替える管理装置（１０）。
これによれば、蓄電装置（３０）の寿命を延ばすことができるとともに、蓄電装置（３０）に含まれる蓄電モジュールの寿命を平準化することができる。
［項目２］
前記管理装置（１０）は、前記シェールガスの生産量に基づき発電される電力量が、前記蓄電装置（３０）の蓄電容量まで低下すると、前記蓄電装置（３０）の充放電パターンを、放電深度が浅い充放電パターンに切り替える項目１に記載の管理装置（１０）。
これによれば、並列接続された蓄電モジュール間の容量ばらつきにより、一部の蓄電モジュールに大きなストレスがかかることを防止することができる。
［項目３］
前記管理装置（１０）は、前記蓄電装置（３０）の温度が所定値より低下したとき、前記燃料電池装置（２０）の排熱により作られた温水で前記蓄電装置（３０）を昇温させる項目１に記載の管理装置（１０）。
これによれば、燃料電池装置（２０）の排熱を有効活用することができる。
［項目４］
前記燃料電池装置（２０）と前記蓄電装置（３０）の組が、前記電力変換装置（４０）に対して複数並列に接続されており、
前記燃料電池装置（２０）と前記蓄電装置（３０）の各組には、それぞれ異なるシェールガス井から採掘されるシェールガスが供給され、
各蓄電装置（３０）は、それぞれ複数の蓄電モジュール（３３１１−３３ｍｎ）を含み、
前記管理装置（１０）は、各シェールガス井（１）から採掘されるシェールガスの生産量の予測推移と、各シェールガス井（１）から採掘される現時点のシェールガスの生産量をもとに、容量に余剰が発生している蓄電装置（３０）に含まれる少なくとも１つの蓄電モジュールを、別の蓄電装置（３０）に移動させることを指示するメッセージを出力する項目１に記載の管理装置（１０）。
これによれば、蓄電モジュールを有効活用することができる。
［項目５］
シェールガス井（１）から採掘されるシェールガスを改質して得られた水素をもとに発電する燃料電池装置（２０）と、
前記燃料電池装置（２０）で発電された電力を蓄える蓄電装置（３０）と、
前記蓄電装置（３０）から放電される直流電力を交流電力に変換して送電路（３）に出力する電力変換装置（４０）と、
前記シェールガス井（１）から採掘されるシェールガスの生産量の予測推移と、現時点のシェールガスの生産量をもとに、前記蓄電装置（３０）の充放電パターンの放電深度を切り替える管理装置（１０）と、
を備える発電システム（２）
これによれば、蓄電装置（３０）の寿命を延ばすことができるとともに、蓄電装置（３０）に含まれる蓄電モジュールの寿命を平準化することができる。
［項目６］
前記シェールガス井（１）の経時的な生産量低下を補うための太陽光発電装置（５０）が事後的に前記蓄電装置（３０）に接続される項目５に記載の発電システム（２）。
これによれば、シェールガス井（１）の生産量が低下しても、蓄電装置（３０）の容量使用率を維持することができる。
［項目７］
前記燃料電池装置（２０）と前記蓄電装置（３０）の組が、前記電力変換装置（２０）に対して複数並列に接続されており、
前記シェールガス井（１）の経時的な生産量低下を補うための太陽光発電装置（５０）が、前記並列接続された複数の蓄電装置（３０）の内、ＳＯＨ（State Of Health）が最も高い蓄電装置（３０）に事後的に接続される項目５に記載の発電システム（２）。
これによれば、出力変動が大きな太陽電池装置（５０）の蓄電装置（３０）に、相対的に高品位な蓄電装置（３０）を割り当てることができる。
【符号の説明】
【０１１９】
１  シェールガス井、  ２  発電システム、  ３  電力系統、  ４  ネットワーク、  ５  気象データ管理装置、  ６  電力会社データ管理装置、  １０  管理装置、  １１  記憶部、  １１０  電池状態情報記憶部、  １１１  電池劣化予測情報記憶部、  １１２  電力需要予測情報記憶部、  １１３  電力需要履歴情報記憶部、  １１４  ガス井将来生産量記憶部、  １１５  ガス井生産量履歴情報記憶部、  １１６  燃料電池劣化予測情報記憶部、  １１７  燃料電池状態情報記憶部、  １１８  将来発電量予測情報記憶部、  １１９  太陽光発電量・気象情報記憶部、  １２  処理部、  １２０  電池状態情報収集部、  １２１  電池劣化予測部、  １２２  システム判定部、  １２３  電力需要予測部、  １２４  電力需要量収集部、  １２５  ガス井将来生産量予測部、  １２６  ガス井生産量収集部、  １２７  燃料電池劣化予測部、  １２８  燃料電池状態情報収集部、  １２９  将来発電量予測部、  １２１０  太陽光発電量・気象情報収集部、  １３  通信部、  ２０  燃料電池装置、  ２１  通信部、  ２２  管理部、  ２３  燃料改質器、  ２４  セルスタック、  ２５  熱回収器、  ３０  蓄電装置、  ３１  通信部、  ３２  管理部、  ３３  蓄電部、  ３３１１−３３ｍｎ  蓄電モジュール、  ４０  電力変換装置、  ４１  通信部、  ４２  制御部、  ４３  電力変換部、  ４３１  充電用ＤＣ−ＤＣコンバータ、  ４３２  放電用ＤＣ−ＤＣコンバータ、  ４３３  インバータ、  ４３４  昇圧用ＤＣ−ＤＣコンバータ、  ５０  太陽電池装置、  ５１  通信部、  ５２  管理部、  ５３  太陽電池部、  ６０  ガス井管理装置、  ６１  通信部、  ６２  管理部、  ６３  生産量計測部、  ７０  端末装置、  ７１  通信部、  ７２  処理部、  ７３  操作表示部、  ８０  水配管。
【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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