JP2011101492A - 発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】ごみ焼却施設において太陽光発電を利用しつつ電力を安定して供給する。
【解決手段】ごみ焼却施設に設けられる発電システム１では、ごみを焼却することにより得られるエネルギーを利用して発電を行うごみ発電装置２、および、ごみ焼却施設に設けられる太陽電池パネルを用いて発電を行う太陽光発電装置３が設けられる。また、演算部５２では、日射強度の変化の予測に基づいて太陽光発電装置３における所定期間の発電電力の予測曲線が求められ、太陽光発電装置３における発電電力の目標曲線と当該予測曲線との差に基づいて、ごみ発電装置２における発電電力の予定曲線が決定される。そして、制御部５１が予定曲線に従ってごみ発電装置２における発電電力を制御することにより、太陽光発電装置３の発電電力が天候により理想的な発電電力に対して不足する場合であっても、発電システム１では、電力を毎日安定して供給することができる。
【選択図】図１

Description

本発明は、ごみ焼却施設に設けられる発電システムに関する。

近年、可燃ごみの焼却によりごみ焼却ボイラにて蒸気を発生させ、当該蒸気を用いて蒸気タービンを回転することにより発電を行う発電システムが、ごみ焼却施設に設けられている。また、発電された電力（以下、「発電電力」という。）をごみ焼却施設内にて利用する以外に、電力会社に売却する（すなわち、売電する）ことも行われている。特許文献１では、ごみ焼却にて発電された電気を、太陽光発電装置によって発電された電気と共に他のプラントに送電する技術が開示されている。なお、非特許文献１では、太陽光発電向けの日照量予測を提供するサービスについて記載されている。

特開平５−２８８０１２号公報

"JWA Information VOL.41"、［online］、財団法人日本気象協会、［平成２１年９月２９日検索］、インターネット＜ＵＲＬ：http://www.jwa.or.jp/var/plain_site/storage/original/application/e1d0b6cef1cd1c409a970e9e22b436bf.pdf＞

ところで、特許文献１ではごみ焼却による発電と、太陽光発電による発電とを組み合わせることにより、ごみ焼却施設において発電電力を増大することが可能となるが、太陽光発電における発電電力は日射強度（すなわち、単位時間当たりに単位面積に照射される太陽からの光の量であり、日射量とも呼ばれる。）に依存するため、ごみ焼却施設における総発電電力を安定させることが困難となる。電力会社に売電する場合には、電力を毎日安定して供給すること（一定の電力を連続して供給することではなく、１日の供給電力の変化が、毎日一定であること）が要求されるが、上記理由により、特許文献１のシステムではこのような要求を満たすことが困難となる。

本発明は上記課題に鑑みなされたものであり、ごみ焼却施設において太陽光発電を利用しつつ電力を安定して供給することを目的としている。

請求項１に記載の発明は、ごみ焼却施設に設けられる発電システムであって、ごみを焼却することにより得られるエネルギーを利用して発電を行うごみ発電装置と、ごみ焼却施設に設けられる太陽電池パネルを用いて発電を行う太陽光発電装置と、日射強度の変化の予測に基づいて前記太陽光発電装置における所定期間の発電電力の予測曲線を求め、前記太陽光発電装置における発電電力の目標曲線と前記発電電力の前記予測曲線との差に基づいて、前記ごみ発電装置における発電電力の予定曲線を決定する演算部と、前記発電電力の前記予定曲線に従って前記ごみ発電装置における発電電力を制御する制御部とを備える。

請求項２に記載の発明は、請求項１に記載の発電システムであって、前記太陽光発電装置が蓄電池を備え、前記制御部が、前記所定期間の各時刻における前記太陽光発電装置の実際の発電電力と、前記予測曲線の発電電力との差に基づいて、前記蓄電池の充放電を制御する。

請求項３に記載の発明は、請求項１または２に記載の発電システムであって、前記ごみ焼却施設に補助発電機が設けられており、前記太陽光発電装置の実際の発電電力が前記予測曲線の発電電力よりも所定値以上小さくなる場合に、前記制御部が、前記補助発電機を駆動する。

請求項４に記載の発明は、請求項１に記載の発電システムであって、蓄電池をさらに備え、前記所定期間が１日であり、前記目標曲線のピーク時刻からピーク時刻が遅延している出力電力の需要曲線が予め定められており、前記制御部が、前記需要曲線に従って前記蓄電池の充放電を制御する。

本発明によれば、ごみ焼却施設において太陽光発電を利用しつつ電力を安定して供給することができる。

請求項２の発明では、太陽光発電装置からの出力電力の変動を低減することができ、請求項３の発明では、電力をさらに安定して供給することができ、請求項４の発明では、需要曲線に合わせて出力電力を調整することができる。

発電システムの構成を示すブロック図である。 太陽光発電装置の構成を示す図である。 発電システムにおける発電に係る処理の流れを示す図である。 太陽光発電装置における発電電力の予測曲線を示す図である。 太陽光発電装置における発電電力の予測曲線を示す図である。 ごみ発電装置における発電電力の予定曲線を示す図である。 比較例の発電システムにおける総発電電力の変化を示す図である。 ごみ発電装置および太陽光発電装置による総発電電力の変化を示す図である。 需要曲線を示す図である。

図１は、本発明の一の実施の形態に係る発電システム１の構成を示すブロック図である。発電システム１は、ごみ焼却施設に設けられるものであり、発電システム１にて発電される電力（すなわち、発電電力）は送電線を介して、電力会社に供給（売電）される。以下の説明では、ごみ焼却施設は、実際にごみの焼却が行われる建造物以外に、当該建造物の周囲に設けられる他の関連建造物、あるいは、これらの建造物の周囲に設けられる駐車場や車路等、ごみの焼却に関連する区域の全体（いわゆる、ごみ焼却場の全体）を含むものとする。

図１に示すように、発電システム１は、ごみを焼却することにより得られるエネルギーを利用して発電を行うごみ発電装置２、太陽光発電を行う太陽光発電装置３、および、ごみ焼却施設に設けられる非常用発電機（例えば停電時に用いられる。）である補助発電機４を備える。ごみ発電装置２、太陽光発電装置３および補助発電機４は制御部５１に接続されており、制御部５１によりごみ発電装置２、太陽光発電装置３および補助発電機４における発電電力が制御（例えば、フィードバック制御）される。また、発電システム１は、制御部５１に接続されるとともに記憶部５２１を有する演算部５２をさらに備え、演算部５２にて制御部５１における制御に利用される情報が求められる。ごみ発電装置２では、例えば、ごみの焼却によりごみ焼却ボイラにて蒸気を発生させ、当該蒸気を用いて蒸気タービンを回転することにより発電が行われる。

図２は、太陽光発電装置３の構成を示す図である。太陽光発電装置３は、ごみ焼却施設に設けられる太陽電池パネル３１、太陽電池パネル３１にて発電した直流の電気を交流の電気に変換するパワーコンディショナ３２、および、パワーコンディショナ３２に接続されるとともに急速充電が可能な蓄電池３３を備える。太陽電池パネル３１は、ごみの焼却が行われる建造物の屋上や壁面、あるいは、駐車場や車路等、ごみ焼却施設内の屋外における様々なスペースに設けられている。また、蓄電池３３では、太陽電池パネル３１にて発電した電力の充電および放電が行われる。

蓄電池３３では、定期的に充電電流を確認しながら充電が行われる（Interrupt, Check & Charge）ため、蓄電池にて許容される限りの最大電流で電力を充電することが可能となり、一般的な充電方式に比べて急速な充電が可能となる。また、充電状況を監視しながら充電が行われることにより、蓄電池への過負荷の付与、および、蓄電池におけるメモリ効果の発生が防止され、蓄電池の長寿命化が実現される。本実施の形態では、太陽電池パネル３１からの発電電力のみが蓄電池３３にて充電可能となっている。

図３は、発電システム１における発電に係る処理の流れを示す図である。既述のように、図１の補助発電機４は（原則として）ごみ焼却施設における非常時に利用されるものであり、本処理例では、補助発電機４は使用されない。補助発電機４を使用する処理例については、本処理例の後に説明する。

発電システム１における発電に係る処理では、まず、ごみ焼却施設における翌日の日射強度の変化の予測が取得され、演算部５２に入力される（ステップＳ１１）。日射強度の変化の予測は、例えば、財団法人日本気象協会による太陽光発電向け日照量予測（上記非特許文献１参照）により取得可能である。

続いて、演算部５２では、当該日射強度の変化に基づいて、太陽光発電装置３における発電電力の変化の予測を示す曲線（以下、「予測曲線」という。）が求められる（ステップＳ１２）。図４および図５は、太陽光発電装置３における発電電力の予測曲線を示す図であり、図４および図５の縦軸は発電電力を示し、横軸は時間を示している（後述の図６ないし図９において同様）。また、図４および図５では、符号Ａ１，Ａ２を付す細い実線にて予測曲線を示している。予測曲線は、日射強度の変化を示す曲線に倣った形状となり、図４では翌日の天候の予測が曇りの場合における予測曲線Ａ１が示されており、図５では雨の場合における予測曲線Ａ２が示されている。

また、図４および図５中にて符号Ａ０を付す破線にて示すように、天候が理想的な晴天である場合における発電電力の変化を示す曲線（以下、「目標曲線」という。）も演算部５２の記憶部５２１に予め記憶されており、本実施の形態では、発電電力が０となる位置を目標曲線Ａ０と一致させつつ、予測曲線（図４中の予測曲線Ａ１または図５中の予測曲線Ａ２参照）が、例えば二次曲線や正規分布曲線にて近似されて修正され、修正済みの予測曲線が取得される（ステップＳ１３）。図４では、予測曲線Ａ１に対応する修正済みの予測曲線を符号Ａ３を付す太い実線にて示し、図５では、予測曲線Ａ２に対応する修正済みの予測曲線を符号Ａ４を付す太い実線にて示している。修正済みの予測曲線は記憶部５２１にて記憶される。以下の説明では、修正済みの予測曲線を単に予測曲線とも呼び、目標曲線Ａ０において発電電力が０よりも大きくなる期間を通常日射期間Ｔ１という。

翌日の修正済みの予測曲線（図４中の予測曲線Ａ３または図５中の予測曲線Ａ４参照）が取得されると、各時刻における目標曲線Ａ０の発電電力と当該予測曲線の発電電力との差を示す曲線（すなわち、予測曲線に従って発電電力が得られた場合に、目標曲線Ａ０が示す発電電力に対して不足する発電電力を示す曲線であり、以下、「電力不足曲線」という。）が求められる。なお、全ての時刻において予測曲線の発電電力は目標曲線Ａ０の発電電力以下となっている。

また、ごみ発電装置２では、例えばごみ発電装置２の最大発電能力の７５％が定常発電電力として定められており、各時刻において翌日の電力不足曲線に定常発電電力を加算した曲線が、ごみ発電装置２における発電電力の予定曲線として決定され、記憶部５２１にて記憶される（ステップＳ１４）。

図６は、ごみ発電装置２における発電電力の予定曲線を示す図である。図６では、符号Ｂ１を付す太い実線にて予定曲線を示すとともに、予定曲線Ｂ１と横軸との間の領域に間隔が広い平行斜線を付している（後述の図７および図８において同様）。図６の予定曲線Ｂ１では、通常日射期間Ｔ１において発電電力が定常発電電力Ｐ１よりも大きくなっている。なお、図６では、各時刻において修正済みの予測曲線（図４中の予測曲線Ａ３または図５中の予測曲線Ａ４参照）が示す発電電力を、予定曲線Ｂ１が示す発電電力に加算した曲線（すなわち、図４および図５中の目標曲線Ａ０が示す発電電力に定常発電電力Ｐ１を加算した曲線であり、ごみ発電装置２および太陽光発電装置３における発電電力の和である総発電電力の理想的な変化を示すものであるため、以下、「総目標曲線」という。）Ｂ０も破線にて図示している。

予定曲線Ｂ１に対応する当日には、発電システム１では、制御部５１によりごみ発電装置２が予定曲線Ｂ１に従って制御されることにより、各時刻において、ごみ発電装置２における実際の発電電力が予定曲線Ｂ１が示す発電電力に一致する。一方で、太陽電池パネル３１を用いて発電を行う太陽光発電装置３における実際の発電電力は、日射強度の変化に依存するため、通常日射期間Ｔ１において大幅に変動する。図６では、発電システム１における総発電電力の変化を符号Ｂ２を付す細い実線にて示しており（ただし、通常日射期間Ｔ１内の一部の時刻、および、通常日射期間Ｔ１以外の時刻では、予定曲線Ｂ１に一致している。）、各時刻において曲線Ｂ２の発電電力とごみ発電装置２における予定曲線Ｂ１の発電電力との差が、太陽光発電装置３における実際の発電電力を示す。図６では、当該差に相当する部分に間隔が狭い平行斜線を付している（後述の図７および図８において同様）。なお、間隔が狭い平行斜線および間隔が広い平行斜線を付す領域の全体が、各時刻における発電システム１の総発電電力を示すものとなっている。

太陽光発電装置３では、各時刻において実際の発電電力が修正済みの予測曲線（図４中の予測曲線Ａ３または図５中の予測曲線Ａ４参照）が示す発電電力（以下、「予測発電電力」という。）よりも大きい場合には、実際の発電電力と予測発電電力との差に相当する電力が図２の蓄電池３３にて充電され、実際の発電電力が予測発電電力よりも小さい場合には、予測発電電力と実際の発電電力との差に相当する電力が蓄電池３３から放電される。このようにして、１日の各時刻における太陽光発電装置３の実際の発電電力と予測発電電力との差に基づいて蓄電池３３の充放電が制御され、各時刻において太陽光発電装置３から出力される電力が、修正済みの予測曲線が示す予測発電電力に近似したものとなる（ステップＳ１５）。ステップＳ１５における補助発電機４の制御については後述する。

なお、パワーコンディショナ３２では、太陽電池パネル３１から取り出される電力が最大となるように内部の回路における電圧を制御する最大電力追従（MPPT:Maximum Power Point Tracking）制御が行われており、実際の発電電力が予測発電電力よりも所定値以上大きくなる場合には、この電圧を電力が最大となる値から変更する（すなわち、動作点を移動する）ことにより発電効率を低下させて、過渡的かつ過大な発電電力のピークカットが行われる。このとき、パワーコンディショナ３２における電力と電圧との関係は、日射強度および太陽電池パネル３１の温度に依存するため、日射強度と太陽電池パネル３１の温度との各組合せに対応する電力と電圧との関係を予め取得しておき、発電効率を低下させる際の日射強度および太陽電池パネル３１の温度（太陽電池パネル３１には日射強度計および温度計が設けられている。）から特定される当該関係に基づいて、動作点の移動方向および移動量が決定される。

実際には、ごみ焼却施設における翌日の日射強度の変化の予測は演算部５２にて毎日受け付けられ、太陽光発電装置３における発電電力の変化の予測曲線（修正済みの予測曲線）が取得されて、ごみ発電装置２における発電電力の予定曲線が決定される（ステップＳ１１〜Ｓ１４）。そして、その翌日に、ごみ発電装置２における発電電力が当該予定曲線に従って制御されるとともに、蓄電池３３における充放電が予測曲線に従って制御される（ステップＳ１５）。

ここで、ごみ発電装置２において一定の定常発電電力Ｐ１にて発電を行いつつ、ごみ発電装置２および太陽光発電装置３における総発電電力を電力会社に供給する比較例の発電システムについて述べる。図７は、比較例の発電システムにおける総発電電力の変化を示す図である。図７では、ごみ発電装置２における発電電力の変化（実際には、一定の定常発電電力Ｐ１となっている。）を符号Ｒ１を付す太い実線にて示し、ごみ発電装置２および太陽光発電装置３の総発電電力の変化を符号Ｒ２を付す細い実線にて示している。既述のように、太陽光発電における発電電力は天候により異なる日射強度に依存するため、比較例の発電システムでは、総発電電力の変化を毎日一定にすることが困難となる。

これに対し、発電システム１では、日射強度の変化の予測に基づいて太陽光発電装置３における１日の発電電力の（修正済みの）予測曲線が求められ、太陽光発電装置３における発電電力の目標曲線と当該予測曲線との差に基づいて、ごみ発電装置２における発電電力の予定曲線が決定される。そして、当該予定曲線に従ってごみ発電装置２における発電電力が制御される。これにより、ごみ焼却施設における太陽光発電を利用した発電システム１において、毎日異なる日射強度の変化により、太陽光発電装置３の発電電力が理想的な発電電力に対して不足する場合に、ごみ発電装置２の発電電力により不足する発電電力を補充（バックアップ）して、日射強度の変化の日々の相違の影響を低減することができ、その結果、総目標曲線Ｂ０に従って電力を毎日安定して供給することができる。なお、ごみ焼却施設において、１日の総ごみ焼却量を一定にする必要がある場合には、発電電力の低下が許容される夜間におけるごみ焼却量を低減する（すなわち、夜間における発電電力を定常発電電力よりも低くする）ことも可能である。

また、図７において、通常日射期間Ｔ１内の短時間における発電電力の変動に着目した場合、発電電力が日射強度に依存する太陽光発電装置３では、最大発電能力を１００％として、発電電力の変動幅が０〜１００％となる。例えば、太陽光発電装置３における最大発電能力が１０００ｋＷ（キロワット）であり、ごみ発電装置２における定常発電電力Ｐ１が３０００ｋＷである場合、比較例の発電システム全体における総発電電力の変動幅は７５〜１００％（３０００〜４０００ｋＷ）となり、通常日射期間Ｔ１内の短時間にて最大２５％の総発電電力の変動が生じてしまう（図７中の線Ｒ２参照）。

これに対し、発電システム１では、太陽光発電装置３に蓄電池３３が設けられ、１日の各時刻における太陽光発電装置３の実際の発電電力と、修正済みの予測曲線の発電電力との差に基づいて蓄電池３３の充放電が制御される。これにより、通常日射期間Ｔ１内の短時間における過渡的な発電電力のピークカットおよびボトムカットが行われ、太陽光発電装置３からの出力電力の変動、および、発電システム１全体における総出力電力の変動を低減することができる。

なお、図５の修正前の予測曲線Ａ２における１３時近傍では、発電電力が長時間に亘って修正済みの予測曲線Ａ４よりも大幅に低くなり、蓄電池３３における電力が不足して、太陽光発電装置３の実際の発電電力と、予測曲線Ａ４の発電電力との差に基づく蓄電池３３の放電ができなくなる虞がある。このように、１日の実際の発電電力量と予測曲線Ａ４が示す１日の発電電力量とに大差はないが、一時的に蓄電池３３における電力が不足することが予測される場合には、例えば、各時刻における修正済みの予測曲線の発電電力に１よりも小さい係数を乗じて予測曲線をさらに修正して（すなわち、予測曲線が示す山を低くして）、蓄電池３３における電力不足が回避されることが好ましい。

ところで、発電システム１では、蓄電池３３の容量を大きくすることにより、パワーコンディショナ３２における発電効率を低下させる既述の処理が不要となるが、蓄電池３３は比較的高価であるため、蓄電池３３の容量は必要最小限とすることが好ましい。したがって、過去数年間（例えば、５年間）における毎日の日照量（日射強度の１日の積分値）の予測と実際の日照量との差を太陽光発電装置３における発電電力量に換算し、全ての１日の発電電力量のうち最大となる発電電力量が充電可能な最小の容量の蓄電池３３を設けることにより、不必要に大きな容量の蓄電池３３を設けて発電システム１の設置コストが増大することを防止しつつ、パワーコンディショナ３２における発電効率を低下させる既述の処理を省略することが可能となる。言い換えると、発電システム１では、年間を通じて太陽光発電出力を安定化させるために、蓄電池３３だけでなく、ごみ発電での電力を用いるとともに、日射強度の変化の予測に基づいた予測曲線に基づいて蓄電池３３の充放電制御を行なうため、蓄電池３３の容量を必要最小限に抑えることができる。なお、上記の場合、蓄電池３３に充電された電力を夜間にある程度放電しておくことが好ましい。実際には、長期間の使用により蓄電池３３は消耗するため、蓄電池３３の容量を必要最小限とすることにより、蓄電池３３の交換時におけるコストも削減可能となる。

次に、発電システム１における他の処理例について説明する。以下の処理例では、図１の補助発電機４が使用される。補助発電機４はディーゼル発電機とされる。補助発電機４では、例えばごみ焼却施設にてごみから精製されるメタン燃料を使用した発電が可能とされる。

本処理例では、上記の処理例と同様に、太陽光発電装置３における予測曲線、および、ごみ発電装置２における予定曲線が取得されると（図３：ステップＳ１１〜Ｓ１４）、その翌日に当該予定曲線に従ってごみ発電装置２における発電電力が制御されるとともに、太陽光発電装置３の実際の発電電力と、予測曲線の発電電力との差に基づいて蓄電池３３の充放電が制御される（ステップＳ１５）。

図８は、ごみ発電装置２および太陽光発電装置３による総発電電力の変化を示す図である。図８では、予定曲線を符号Ｃ１を付す太い実線にて示し、総目標曲線を符号Ｃ０を付す破線にて示し、ごみ発電装置２および太陽光発電装置３による実際の総発電電力の変化を符号Ｃ２を付す細い実線にて示している。

ここで、前日に取得される日射強度の変化の予測は、その翌日の実際の日射強度の変化と大幅に相違することがあり、仮に、実際の日射強度が日射強度の予測値よりも大幅に低くなる時間が長い場合には、ごみ発電装置２および太陽光発電装置３による実際の総発電電力（図８中の曲線Ｃ２参照）が総目標曲線Ｃ０の発電電力よりも低くくなる時間も長くなる。この場合、ある期間での太陽光発電装置３における発電電力の総和（すなわち、発電電力量）が目標曲線Ａ０（図４および図５参照）が示す発電電力量よりも大幅に低くなり、蓄電池３３に蓄えられる電力が不足して、発電システム１（ごみ発電装置２および太陽光発電装置３）からの総出力電力が総目標曲線Ｃ０が示す電力よりも低くなる。

そこで、制御部５１では、太陽光発電装置３の実際の発電電力が（修正済みの）予測曲線の発電電力よりも所定値以上小さくなる場合に、補助発電機４が駆動され、図８中にて総目標曲線Ｃ０の発電電力と、曲線Ｃ２が示すごみ発電装置２および太陽光発電装置３による実際の総発電電力との差に相当する電力（すなわち、総目標曲線Ｃ０と曲線Ｃ２との間における白い領域に相当する電力量）が、補助発電機４により発電される。これにより、発電システム１では、実際の日射強度が日射強度の予測値と大きく乖離する場合であっても、補助発電機４の駆動により電力を補充することができ、電力をさらに安定して供給することが実現される。換言すると、予測曲線に比べ実際の発電電力が低下した場合、補助発電機４（非常用発電機）の電力を加えることで、安定した電力供給が可能な発電システム１における蓄電池３３の容量をさらに抑えることができる。補助発電機４を使用する処理例では、太陽光発電装置３における実際の発電電力の長期的な変動の影響はごみ発電装置２により補われ、短期的な変動の影響は補助発電機４により補われ、より短期的な変動の影響は蓄電池３３により補われていると捉えることができる。なお、大容量の蓄電池３３を設ける場合には、発電システム１の設置コストは増大するが、蓄電池３３にて常時十分な電力を蓄積することにより、補助発電機４を使用することなく、電力を安定して供給することが可能となる。

ところで、以上に説明した処理例では、修正済みの予測曲線が、天候が理想的な晴天である場合における発電電力の変化を示す目標曲線Ａ０（図４または図５参照）に近似した形状とされ、当該予測曲線に従って太陽光発電装置３の蓄電池３３の充放電が制御されるが、電力会社から要求される出力電力の変化は太陽光発電装置３における理想的な発電電力の変化とは相違する場合がある。

具体的には、図９に示すように、電力が最大となるピーク時刻が太陽光発電装置３における目標曲線Ｄ０のピーク時刻から遅延している出力電力の変化を示す曲線Ｄ１（すなわち、電力需要の変化を示す曲線であり、図９中にて細い実線にて示しており、以下、「需要曲線Ｄ１」という。）が予め定められる場合がある。図９の需要曲線Ｄ１では、電力が増大する時刻が目標曲線Ｄ０よりもおよそ３時間遅延しており、需要曲線Ｄ１のピーク時刻における電力は、目標曲線Ｄ０のピーク時刻における電力よりも大きくなっている。なお、上記需要曲線Ｄ１は太陽光発電装置３に対して求められる発電電力の変化を示すものであり、発電システム１の全体に対する総需要曲線は各時刻において需要曲線Ｄ１が示す電力に定常発電電力Ｐ１を加算したものとなる。

本処理例では、大容量のナトリウム硫黄（ＮＡＳ）電池が蓄電池３３として用いられ、天候が理想的な晴天である場合には、目標曲線Ｄ０の発電電力が需要曲線Ｄ１の電力よりも大きくなる時刻にて、これらの電力の差に相当する電力が蓄電池３３に充電され、目標曲線Ｄ０の発電電力が需要曲線Ｄ１の電力よりも小さくなる時刻にて、これらの電力の差に相当する電力が蓄電池３３から放電される。図９では、間隔が広い平行斜線を付す領域の面積が蓄電池３３に充電される電力量を示し、間隔が狭い平行斜線を付す領域の面積が蓄電池３３から放電される電力量を示している。

実際には、太陽光発電における発電電力は天候による日射強度に依存するため、太陽光発電装置３における発電電力の変化は、図９中にて太い実線にて示す修正済みの予測曲線Ｄ２におよそ倣ったものとなるが、各時刻における目標曲線Ｄ０の発電電力と予測曲線Ｄ２の発電電力との差に相当する電力がごみ発電装置２により追加的に発電され、一旦、太陽光発電装置３に入力される。そして、目標曲線Ｄ０の発電電力が需要曲線Ｄ１の電力よりも大きくなる時刻では蓄電池３３にて（主として）充電が行われ、目標曲線Ｄ０の発電電力が需要曲線Ｄ１の電力よりも小さくなる時刻では蓄電池３３にて（主として）放電が行われる。このようにして、制御部５１により、需要曲線Ｄ１に従って蓄電池３３の充放電が制御される。

また、例えば、６時〜１８時の間にて太陽光発電装置３にて発電電力が得られる場合に、需要曲線Ｄ１が８時〜２０時の間における電力の出力を示すものであるときには、６時〜８時の間における日射強度を用いて予測曲線Ｄ２を修正し、あるいは、８時における最新の日射強度の変化の予測を用いて予測曲線を再取得し、新たな予測曲線に基づいて予定曲線が取得され、信頼性の高い当該予定曲線に従ってごみ発電装置２における発電電力の制御が行われてもよい。

以上のように、本処理例では、太陽光発電装置３に対する需要曲線Ｄ１に従って蓄電池３３の充放電を制御することにより、需要曲線Ｄ１に合わせて太陽光発電装置３からの出力電力を精度よく調整する、換言すれば、発電システム１に対する総需要曲線に合わせて発電システム１からの総出力電力を精度よく調整することができる。また、日射強度の予測精度を高めるために電力需要に合わせた電力シフト（例えば２〜３時間のシフト）とすることで、蓄電池３３の容量をさらに抑えることができる。なお、蓄電池が太陽光発電装置３の外部に設けられるとともに、太陽光発電装置３およびごみ発電装置２の双方に接続されてもよい。

以上、本発明の実施の形態について説明してきたが、本発明は上記実施の形態に限定されるものではなく、様々な変形が可能である。

発電システム１では、修正済みの予測曲線に基づいてごみ発電装置２における発電電力の予定曲線が決定されるが、修正前の予測曲線が比較的緩やかな変化を示すものである場合には、修正前の予測曲線に基づいて予定曲線が決定されてもよい。また、修正前の予測曲線に基づいて生成される予定曲線が二次曲線等にて近似されて修正され、修正済みの予定曲線に従ってごみ発電装置２の発電電力が制御されてもよい。

また、上記実施の形態では、１日間の予測曲線および予定曲線が求められるが、これらの曲線が求められる期間は任意に決定されてよく、例えば、６時間置きに予測曲線および予定曲線が求められてもよい。このように、演算部５２では、日射強度の変化の予測に基づいて、所定期間における太陽光発電装置３での発電電力の予測曲線、および、ごみ発電装置２での発電電力の予定曲線が当該期間よりも前に求められ、ごみ発電装置２における発電電力が予定曲線に従って制御されることにより、ごみ焼却施設において太陽光発電を利用しつつ電力を安定して供給することが可能となる。

図４および図５中の目標曲線Ａ０は、実測値に基づいて求められてもよく、また、太陽電池パネル３１の設置場所や設置条件（方角、傾斜角度等）に従った演算により求められてもよい。さらに、季節によって目標曲線Ａ０が変更されてもよい。

１ 発電システム
２ ごみ発電装置
３ 太陽光発電装置
４ 補助発電機
３１ 太陽電池パネル
３３ 蓄電池
５１ 制御部
５２ 演算部
Ａ０，Ｄ０ 目標曲線
Ａ１〜Ａ４，Ｄ２ 予測曲線
Ｂ１，Ｃ１ 予定曲線
Ｄ１ 需要曲線

Claims (4)

1. ごみ焼却施設に設けられる発電システムであって、
   ごみを焼却することにより得られるエネルギーを利用して発電を行うごみ発電装置と、
   ごみ焼却施設に設けられる太陽電池パネルを用いて発電を行う太陽光発電装置と、
   日射強度の変化の予測に基づいて前記太陽光発電装置における所定期間の発電電力の予測曲線を求め、前記太陽光発電装置における発電電力の目標曲線と前記発電電力の前記予測曲線との差に基づいて、前記ごみ発電装置における発電電力の予定曲線を決定する演算部と、
   前記発電電力の前記予定曲線に従って前記ごみ発電装置における発電電力を制御する制御部と、
   を備えることを特徴とする発電システム。
2. 請求項１に記載の発電システムであって、
   前記太陽光発電装置が蓄電池を備え、
   前記制御部が、前記所定期間の各時刻における前記太陽光発電装置の実際の発電電力と、前記予測曲線の発電電力との差に基づいて、前記蓄電池の充放電を制御することを特徴とする発電システム。
3. 請求項１または２に記載の発電システムであって、
   前記ごみ焼却施設に補助発電機が設けられており、
   前記太陽光発電装置の実際の発電電力が前記予測曲線の発電電力よりも所定値以上小さくなる場合に、前記制御部が、前記補助発電機を駆動することを特徴とする発電システム。
4. 請求項１に記載の発電システムであって、
   蓄電池をさらに備え、
   前記所定期間が１日であり、前記目標曲線のピーク時刻からピーク時刻が遅延している出力電力の需要曲線が予め定められており、
   前記制御部が、前記需要曲線に従って前記蓄電池の充放電を制御することを特徴とする発電システム。

Images