JP2014204466A - 制御装置及び方法並びにプログラム、それを備えたマイクログリッド - Google Patents

Abstract

【課題】気象予測が変化し、予想発電量に変動が生じた場合であっても出力を平準化し、電力系統の安定化に寄与すること。
【解決手段】電力系統６と連系され、自然エネルギーによって発電する発電装置２と接続される二次電池３１の充放電を制御するマスターコントローラ１０であって、所定の時間間隔で取得した発電装置２の発電量に影響する複数の気象予測に基づいて、発電装置２により発電される所定期間の電力量を複数回推定する推定部１１と、推定された電力量である第１推定値と、該第１推定値より後に推定された電力量である第２推定値との差、現在の二次電池３１の充電率、及び発電装置２の発電量の目標値に基づいて、発電装置２の出力を制限する、又は発電装置２と接続される負荷４の消費電力を制限し、発電装置２の発電量を目標値に近づける制御部１２とを具備する。
【選択図】図１

Description

本発明は、制御装置及び方法並びにプログラム、それを備えたマイクログリッドに関するものである。

例えば、電力系統と連系され、自然エネルギーを使用する発電装置と蓄電設備を有した発電所と、そこから得られた電力を消費する負荷とを備えるマイクログリッド（地域電力制御システム）において、発電装置によって発電された電力はそのまま出力されるので、天候変化に応じて発電量が変動する場合には、負荷に対する出力変動が問題とされている。そのため、気象予測に基づいて、自然エネルギーの発電量が「平準化目標値より低くなる」と予想される場合には、将来発電量が低くなった場合の放電に備え、蓄電設備のバッテリーは充電率を高めに維持する設定がなされ、実際に発電量が低くなった際にはバッテリーから放電させることで出力の平準化が図られている。
また、下記特許文献１では、気象予測を用いずに、過去数日分の所定間隔毎のパワーコンディショナの所定期間内積算値及び所定間隔毎の負荷の所定期間内積算値を含む過去値と、蓄電池の充電ＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）とに基づいて、系統連系点における目標潮流値を求めるマイクログリッドシステムが開示されている。

特開２０１１−１１４９０５号公報

しかしながら、従来の方法では、一定時間後に「平準化目標値より大きくなる」と予想が変化した場合には、平準化目標値より大きく得られる発電量の充電に備え、バッテリーは充電率を低く運転させることが好ましいにも関わらず、以前に「平準化目標値より低くなる」と予想した際の充電率を高めに維持する設定が適用されているために、バッテリーの充電率を低くして運転することができない。そうすると、予想した時刻に到達したときにはバッテリーの充電率が既に高い状態であり、目標値より大きく得られた出力をバッテリーに充電することができず、出力が平準化目標値に到達できないという問題があった。

本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであって、気象予測が変化し、予想発電量に変動が生じた場合であっても出力を平準化し、電力系統の安定化に寄与できる制御装置及び方法並びにプログラム、それを備えたマイクログリッドを提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明は以下の手段を採用する。
本発明は、電力系統と連系され、自然エネルギーによって発電する発電装置と接続される二次電池の充放電を制御する制御装置であって、前記発電装置の発電量に影響する所定間隔で取得した複数の気象予測に基づいて、前記発電装置により発電される所定期間の電力量を複数回推定する推定手段と、推定された電力量である第１推定値と、該第１推定値より後に推定された電力量である第２推定値との差、現在の前記二次電池の充電率、及び前記発電装置の発電量の目標値に基づいて、前記発電装置の出力を制限する、又は前記発電装置と接続される負荷の消費電力を制限し、前記発電装置の発電量を前記目標値に近づける制御手段とを具備する制御装置を提供する。

このような構成によれば、自然エネルギーによって発電する発電装置は気象に応じて発電量に影響があるが、所定間隔で取得した複数の気象予測に基づいて発電装置により発電される電力量が複数回推定され、推定値の第１推定値と第２推定値との差、二次電池の充電率、及び発電装置の発電量の目標値に基づいて、発電装置を出力制限させる、又は発電装置と接続される負荷の電力消費を制限させ、発電装置の発電量が目標値に近づけられる。
これにより、所定期間における発電装置の推定電力量が、先の推定と後の推定とで異なる（予想が外れる）場合であっても、現在の二次電池の充電率と発電量の目標値とを勘案した上で、発電装置の出力を制限して二次電池の充電を抑制するか、負荷の消費電力を制限して放電を抑制するかの制御を行い、発電装置の発電量を目標値に近づけるよう制御するので、出力を平準化し、電力系統の安定化に寄与できる。
また、同一の所定期間に関する電力量を複数回推定することにより、推定電力量の精度を向上させることができる。

上記制御装置において、前記第１推定値と前記第２推定値との差は電力量偏差値であり、前記制御手段は、前記第２推定値が前記目標値より大きく、かつ、前記電力量偏差値が、前記二次電池が充電可能な電力量より大きい場合には、前記発電装置の出力を制限することとしてもよい。

第１推定値と第２推定値との差である電力量偏差値が、二次電池の充電可能な電力量より大きい（電力量偏差値から充電可能な電力量を減算した結果が正である）場合とは、例えば、先に（前回）、発電量が低くなると推定され二次電池の目標とする充電率である目標充電率が高く設定されたが、後に（今回）、発電量が高くなると推定され二次電池の目標充電率は低いことが望ましいと推定された場合であり、二次電池に対して期待できる充電量（可能充電量）が少なくなる場合などである。このような場合には、予想外れとなった電力量が大きいので、発電装置の出力側を制限し、自然エネルギー発電を抑制することにより、系統周波数もしくは電圧の変動を抑制する。

上記制御装置において、前記第１推定値と前記第２推定値との差は電力量偏差値であり、前記制御手段は、前記第２推定値が前記目標値より大きく、かつ、前記電力量偏差値が、前記二次電池が充電可能な電力量より小さい場合には、前記二次電池の充電を制御することとしてもよい。
第１推定値と第２推定値との差である電力量偏差値が、二次電池の充電可能な電力量より小さい（電力量偏差値から充電可能な電力量を減算した結果が負である）場合は、二次電池の充電可能な電力量の範囲内となるので、二次電池の充電制御のみで系統周波数もしくは電圧変動の抑制に対応できる。

上記制御装置において、前記第１推定値と前記第２推定値との差は電力量偏差値であり、前記制御手段は、前記第２推定値が前記目標値より小さく、かつ、前記電力量偏差値が、前記二次電池が放電可能な電力量より大きい場合には、前記負荷の消費電力を制限することとしてもよい。

第１推定値と第２推定値との差である電力量偏差値が、二次電池の放電可能な電力量より大きい（電力量偏差から放電可能な電力量を減算した結果が正である）場合とは、例えば、先に（前回）、発電量が高くなると推定され二次電池の目標充電率が低く設定されていたが、後に（今回）、発電量が低くなると推定され二次電池の目標充電率は高いことが望ましいと推定された場合であり、二次電池に対して期待できる放電量（可能放電量）が少ない場合である。このような場合には、負荷の消費電力を制限して系統周波数もしくは電圧の変動を抑制する。

上記制御装置において、前記第１推定値と前記第２推定値との差は電力量偏差値であり、前記制御手段は、前記第２推定値が前記目標値より小さく、かつ、前記電力量偏差値が、前記二次電池が放電可能な電力量より小さい場合には、前記二次電池の放電を制御することとしてもよい。
第１推定値と第２推定値との差である電力量偏差値が、二次電池の放電可能な電力量より小さい（電力量偏差値から放電可能な電力量を減算した結果が負である）場合は、二次電池の放電可能な電力量の範囲内となるので、二次電池の放電制御のみで系統周波数もしくは電圧変動の抑制に対応できる。

上記制御装置において、前記発電装置は、連続的に負荷変動を行う前記発電装置である第１発電装置を備え、前記制御手段は、前記第１推定値と前記第２推定値との電力量の差の時間微分値を求め、該時間微分値が閾値以下の場合に、前記第１発電装置を制御することにより、発電量を目標値に近づけることとしてもよい。

第１推定値と第２推定値の差の時間微分値が閾値以下の場合は、時間変化量が小さいことを示すので、連続的に負荷変動を行う発電装置である第１発電装置によって微調整して発電量を目標値に近づけることにより、過補償となることがない。なお、連続的に負荷変動を行う発電装置である第１発電装置とは、例えば、風力発電装置であり、出力変化量が微細に調整できる設備や、ダイナミック（動的）に出力変動が得られる設備を含む。

上記制御装置において、前記発電装置は、連続的に負荷変動を行う前記発電装置である第１発電装置と、ステップ状に負荷変動を行う前記発電装置である第２発電装置とを備え、前記制御手段は、前記第１推定値と前記第２推定値との電力量の差の時間微分値を求め、前記時間微分値が、閾値より大きい場合に、前記二次電池の目標とする充電率である目標充電率、前記第１発電装置、及び前記第２発電装置のうち少なくともいずれか１つを制御することにより、発電量を目標値に近づけることとしてもよい。

第１推定値と第２推定値の差の時間微分値が閾値より大きい場合は、時間変化量が大きいことを示すので、例えば、目標充電率の変更に加え、ステップ状に負荷変動を行う発電装置である第２発電装置によって大幅に調整した上で、連続的に負荷変動を行う発電装置である第１発電装置によってダイナミック（動的）に微調整させる等、調整方法を組み合わせることで、速やかに必要量を補償することができる。なお、ステップ状に負荷変動を行う発電装置である第２発電装置とは、例えば、太陽光発電装置であり、オンオフで調整されるような、出力変化量が微細に調整できない設備や、矩形やステップ形状の出力変動が得られる設備を含む。

本発明は、上記いずれかに記載の制御装置と、電力系統と連系され、自然エネルギーによって発電する発電装置とを具備するマイクログリッドを提供する。

本発明は、電力系統と連系され、自然エネルギーによって発電する発電装置と接続される二次電池の充放電を制御する制御装置の制御方法であって、所定の時間間隔で取得した前記発電装置の発電量に影響する複数の気象予測に基づいて、前記発電装置により発電される所定期間の電力量を複数回推定し、推定された電力量である第１推定値と、該第１推定値より後に推定された電力量である第２推定値との差、現在の前記二次電池の充電率、及び前記発電装置の発電量の目標値に基づいて、前記発電装置の出力を制限する、又は前記発電装置と接続される負荷の消費電力を制限し、前記発電装置の発電量を前記目標値に近づける制御装置の制御方法を提供する。

本発明は、電力系統と連系され、自然エネルギーによって発電する発電装置と接続される二次電池の充放電を制御する制御プログラムであって、所定の時間間隔で取得した前記発電装置の発電量に影響する複数の気象予測に基づいて、前記発電装置により発電される所定期間の電力量を複数回推定する推定処理と、推定された電力量である第１推定値と、該第１推定値より後に推定された電力量である第２推定値との差、現在の前記二次電池の充電率、及び前記発電装置の発電量の目標値に基づいて、前記第２推定値が前記目標値より大きく、かつ、前記第１推定値と前記第２推定値との差が前記二次電池が充電可能な電力量より大きい場合には前記発電装置の出力を制限し、前記第２推定値が前記目標値より小さく、かつ、前記第１推定値と前記第２推定値との差が、前記二次電池が放電可能な電力量より大きい場合には前記発電装置と接続される負荷の消費電力を制限し、前記発電装置の発電量を前記目標値に近づける制御処理とをコンピュータに実行させるための制御プログラムを提供する。

本発明は、気象予測が変化し、予想発電量に変動が生じた場合であっても出力を平準化し、電力系統の安定化に寄与できるという効果を奏する。

本発明の第１の実施形態に係るマイクログリッドの概略構成図である。 第１の実施形態に係るバッテリーコントローラの機能ブロック図を示している。 第１の実施形態に係るマスターコントローラの機能ブロック図を示している。 第１の実施形態に係る出力電力量の第１推定値と第２推定値の一例を示した図である。 第１の実施形態に係る出力電力量の第１推定値と第２推定値の他の例を示した図である。 図４の出力電力量に応じた、二次電池の充電率の時間変化の一例を示した図である。 本発明の第２の実施形態に係るマイクログリッドの概略構成図である。 第２の実施形態に係る出力電力量の第１推定値と第２推定値の一例を示した図である。 時間微分値が大きい場合を説明するための図であり、（ａ）ステップ状の負荷変動を行う設備で優先的に補償した場合の例、（ｂ）連続的に負荷変動を行う設備で優先的に補償した場合の例を示している。 時間微分値が小さい場合を説明するための図であり、（ａ）連続的に負荷変動を行う設備で優先的に補償した場合の例、（ｂ）ステップ状の負荷変動を行う設備で優先的に補償した場合の例を示している。 本発明の第２の実施形態に係るマスターコントローラの動作フローである。 図１１の続きの動作フローである。

以下に、本発明に係る制御装置及び方法並びにプログラム、それを備えたマイクログリッドの実施形態について、図面を参照して説明する。

〔第１の実施形態〕
本実施形態においては、本発明に係る制御装置を風力発電装置に適用した場合を例に挙げて説明するが、これに限定されない。
図１は、本実施形態に係るマイクログリッド１の概略構成を示している。図１に示されるように、本実施形態に係るマイクログリッド１は、風力発電装置（発電装置）２と、電力貯蔵装置３と、負荷４と、マスターコントローラ（制御装置）１０とを備えており、電力系統６と接続されている。また、風力発電装置コントローラ（以下「風車コントローラ」という）２０は、マスターコントローラ１０から取得した指令に基づいて風力発電装置２を制御する。負荷コントローラ４０は、マスターコントローラ１０から取得した指令に基づいて負荷４のオンオフ等を制御する。

風力発電装置２は、自然環境によって出力が変動する発電装置の一例であり、風力によって発電する発電装置である。簡素化のため図１は風力発電装置２が１個である場合を例に挙げて説明するが、マスターコントローラ１０で管理する風力発電装置２の個数は特に限定されない。また、本実施形態では、風力発電装置を例に挙げているが、異なる種類の発電装置が複数設けられていてもよい。

電力貯蔵装置３は、バッテリーコントローラ３０と、二次電池３１と、電力変換器３２とを備えている。
二次電池３１は、リチウム二次電池、鉛二次電池、ニッケル水素二次電池など特に限定されないが、充放電の追従性がよいことからリチウム二次電池であることが好ましい。
バッテリーコントローラ３０は、マスターコントローラ１０から取得する充放電指令値に基づいて電力変換器３２を制御し、二次電池３１の充電率ＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）を調整する。

具体的には、バッテリーコントローラ３０は、図２に示されるような機能ブロック図で示される。図２に示されるように、バッテリーコントローラ３０は、二次電池３１の現在の充電率ＳＯＣであるＳＯＣ現状値〔％〕と、二次電池３１の目標充電率であるＳＯＣ目標値〔％〕との差にゲインＫｐを乗算し、充電率ＳＯＣの補正制御をする。また、風力発電装置２からの出力電力〔Ｗ〕と充電率ＳＯＣの補正制御量とが加算され、リミッタによって電力量が制限され、平滑化された電力量から、風力発電装置２の出力電力が減算される。算出された値は、インバータ出力リミッタにより電力変換器３２に与えられる値に制限がかけられ、正（＋）であれば放電、負（−）であれば充電とする充放電指令〔Ｗ〕を制御量（充放電指令値）として出力される。

電力変換器３２は、交流と直流を変換する交流直流変換器であって、例えば、バッテリーコントローラ３０によって決定された充放電指令値とするために二次電池３１に蓄電されている直流電力を交流電力に変換し、二次電池３１から放電させる。また、電力変換器３２は、バッテリーコントローラ３０によって決定された充放電指令値にするために風力発電装置２や電力系統６から取得した交流電力を直流電力に変換し、変換後の電力を二次電池３１に出力し、二次電池３１を充電させる。

マスターコントローラ１０は、例えば、図示しないＣＰＵ（中央演算装置）、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ Ａｃｃｅｓｓ Ｍｅｍｏｒｙ）、及びコンピュータ読み取り可能な記録媒体等から構成されている。後述の各種機能を実現するための一連の処理の過程は、プログラムの形式で記録媒体等に記録されており、このプログラムをＣＰＵがＲＡＭ等に読み出して、情報の加工・演算処理を実行することにより、後述の各種機能が実現される。
具体的には、図１に示されるように、マスターコントローラ１０は、推定部（推定手段）１１と、制御部（制御手段）１２とを備えている。

マスターコントローラ１０は、所定の時間間隔で気象予測の情報を取得している。
推定部１１は、風力発電装置２の発電量に影響する所定間隔で取得した複数の気象予測に基づいて、風力発電装置２により発電される所定期間の電力量を複数回推定する。
本実施形態においては、所定の時間間隔（例えば、３０分）に一度、気象予測の情報がマスターコントローラ１０に入力されることとし、推定部１１は、気象予測を取得したタイミングで、所定時間経過後（例えば、１時間後）の所定期間（例えば、３０分間）の電力量を推定することとして説明するが、ここで説明する時間数は一例であり、本発明を限定するものでないことはいうまでもない。

制御部１２は、推定された電力量である第１推定値と、第１推定値より後に推定された電力量である第２推定値との差、現在の二次電池３１の充電率ＳＯＣ、及び風力発電装置２の発電量の目標値に基づいて、風力発電装置２の出力を制限する、又は風力発電装置２と接続される負荷の消費電力を制限し、風力発電装置２の発電量を目標値に近づける。ここで、風力発電装置２の発電量の目標値は、電力系統に安定した電力を供給するための目標値であり、出力平準化の目標値である。また、負荷の消費電力を制限する場合とは、例えば、モータの回転数を下げる、家庭の負荷制限をかけるなどである。

また、制御部１２は、予想出力値である第２推定値が出力平準化の目標値より大きく、かつ、第１推定値と第２推定値との差である電力量偏差値が、二次電池３１の充電可能な電力量より大きい場合には、風力発電装置２の出力を制限する。また、制御部１２は、第２推定値が出力平準化の目標値より小さく、かつ、電力量偏差値が、二次電池３１の放電可能な電力量より大きい場合には、負荷の消費電力を制限する。
ここで、放電可能な電力量とは、現在の二次電池３１の充電容量（充電率）と、予測対象とする所定期間Δｔの電力量の変化とを勘案して算出されるもので、風力発電装置２を出力平準化に到達させるための必要放電量である。

マスターコントローラ１０は、具体的に、図３の機能ブロック図を用いて説明する。まず、予想出力値である第２推定値が出力平準化の目標値より大きい場合（図４）で説明する。図３に示されるように、マスターコントローラ１０は、バッテリーコントローラ３０から二次電池３１の充電率ＳＯＣの情報を取得すると、第１推定値と第２推定値との差ΔＷｄｉｆｆｅｒを算出し、該差ΔＷｄｉｆｆｅｒから、二次電池３１の充電可能な電力量ΔＷｃｈａｒｇｅを減算し、演算結果ΔＷｃｕｒｔａｉｌを求める。
演算結果ΔＷｃｕｒｔａｉｌが正（つまり、電力量偏差値が、二次電池３１の充電可能な電力量より大きい）の場合には、マスターコントローラ１０から風車コントローラ２０に出力を制限させる出力指令値が出力され、風力発電装置２の出力を制限させる。これは、予想外れとなった電力量が大きく、充電可能な電力量分を充電しても偏差が残ることを意味するので、系統を安定化させるために、風力発電装置２の出力を抑える方向に制御している。

演算結果ΔＷｃｕｒｔａｉｌが負（つまり、電力量偏差が、二次電池３１の充電可能な電力量より小さい）の場合には、風力発電装置２からの余剰電力量を二次電池３１に充電させる受電運転にて出力を目標値に一致させるよう二次電池３１の出力を制御する。すなわち、ΔＷｃｕｒｔａｉｌが二次電池３１の充電可能な電力量の範囲であるため、二次電池３１の充電制御のみで対応可能となる。

次に、予想出力値である第２推定値が出力平準化の目標値より小さい場合（図５）について説明する。マスターコントローラ１０は、バッテリーコントローラ３０から二次電池３１の充電率ＳＯＣの情報を取得すると、第１推定値と第２推定値との差ΔＷｄｉｆｆｅｒを算出し、該差ΔＷｄｉｆｆｅｒから、二次電池３１の放電可能な電力量ΔＷｄｉｓｃｈａｒｇｅを減算し、演算結果ΔＷｃｕｒｔａｉｌを求める。
演算結果ΔＷｃｕｒｔａｉｌが正（つまり、電力量偏差値が、二次電池３１の放電可能な電力量より大きい）の場合には、マスターコントローラ１０から負荷コントローラ４０に対し、消費電力を制限させる出力指令値が出力され、負荷４の消費電力を制限させる。これは、予想外れとなった電力量が大きく、放電可能な電力量分を放電しても偏差が残ることを意味するので、系統を安定化させるために、負荷４の消費電力を抑える方向に制御する。

演算結果ΔＷｃｕｒｔａｉｌが負（つまり、電力量偏差値が、二次電池３１の放電可能な電力量より小さい）の場合には、二次電池３１の放電運転にて出力を目標値に一致させるよう二次電池３１の出力を制御する。すなわち、ΔＷｃｕｒｔａｉｌが二次電池３１の放電可能な電力量の範囲であるため、二次電池３１の放電制御のみで対応可能となる。

次に、本実施形態に係るマスターコントローラ１０の作用を、例えば、図４を用いて説明する。図４は、横軸に時間、縦軸に気象予測に基づいた風力発電装置２の出力電力量を示し、グラフ中程の水平線は出力の平準化の目標値（風力発電装置２の発電量の目標値）の一例を図示したものである。例えば、現在を時刻１２：３０とし、推定部１１は、前回（例えば、現在より３０分前である時刻１２：００）に、推定した電力量を第１推定値とし、今回（例えば、現在）に推定した電力量を第２推定値とする。

図４では、予測対象とする所定期間Δｔを時刻１３：００〜１３：３０の３０分間とし、時刻１２：００に所定期間Δｔの出力電力量の予測をした第１推定値が点線で示され、３０分後の時刻１２：３０に、所定期間Δｔの出力電力量の予測をした第２推定値が実線で示されている。このように図４では、同一の所定期間１３：００〜１３：３０内の出力発電量の予測を１２：００と１２：３０との２回のタイミングで行った結果を示している。なお、同一の所定期間に対して発電量を予測する回数は、特に限定されない。

時刻１２：００において、風力発電装置２の発電量が、平準化の目標値より低くなると推定された場合には、将来二次電池３１から放電が必要になると推定されるので、制御部１２は、二次電池３１の充電率ＳＯＣを、風力発電装置２の平準化の目標値に相当する二次電池３１の目標充電率より高く設定し、バッテリーコントローラ３０に充電指令を出力する。これにより、図６に示されるように、二次電池３１は点線で示されるような充電率ＳＯＣで充放電が制御される（前回値（ＳＯＣ））。

３０分後の時刻１２：３０において、マスターコントローラ１０が気象予測を取得した場合に、その気象予測に基づいて推定される風力発電装置２の発電量が、平準化の目標値より高くなると推定された場合には（図４の実線）、将来二次電池３１に充電が必要になると推定されるので、二次電池３１の充電率ＳＯＣは目標充電率より低く設定していることが望ましい（図６の実線。今回値（ＳＯＣ））。このように、第１推定値と第２推定値とが異なっている場合には、望ましい二次電池の充電率ＳＯＣも異なる。
しかしながら、上述したように、今回「充電率ＳＯＣは目標充電率より低く設定していることが望ましい」と判定された段階においては、二次電池３１は、先に推定した際の「目標充電率より高く設定する」という設定で制御され、既に充電方向に動作している。

第１推定値と第２推定値とが異なることが検出された場合には、図６に示されるように、予想外れ分である差ΔＷｄｉｆｆｅｒから、目標充電率までの充電可能な電力量ΔＷｃｈａｒｇｅを減算した演算結果のΔＷｃｕｒｔａｉｌを求める。
予想出力値である第２推定値が出力平準化の目標値より大きく、第１推定値と第２推定値との差である電力量偏差値が、二次電池３１の充電可能な電力量より大きい（つまり、演算結果ΔＷｃｕｒｔａｉｌが正である）場合には、マスターコントローラ１０から風車コントローラ２０に出力を抑える方向に制御する出力指令値が出力され、風力発電装置２の出力が制限される。

上記例のように、前回（先に取得した）の気象予測では電力量が「下がる」と推定されていたために、将来の「放電」に備えて充電率ＳＯＣが高めに設定されていたものが、思いのほか天候が良くなり、充電をさせたいが二次電池３１が満充電状態で蓄電が出来ないという状況になった場合には、風力発電装置２の出力は平準化目標値より大きい方向に逸脱してしまうことが懸念される。このため、本実施形態では、二次電池３１の充電可能な電力量を減算後の充電率ＳＯＣが正である場合には、風力発電装置２（自然エネルギー発電）を抑制し、系統周波数もしくは電圧の変動を抑制する。

また、前回の気象予測では電力量が「上がる」と推定されていたために、将来の「蓄電」に備えて充電率ＳＯＣを低めに設定されていたものが、思いのほか天候が悪くなり、充電できず、放電の方が必要だったという状況になった場合には、出力は平準化目標値より小さい方向に逸脱してしまうことが懸念される。このため、本実施形態では、二次電池３１の放電可能な電力量を減算後の充電率ＳＯＣが負である場合には、負荷４の消費電力を制限し、系統周波数もしくは電圧の変動を抑制する。

以上説明してきたように、本実施形態に係る制御装置１０及び方法並びにプログラム、それを備えたマイクログリッド１によれば、風力発電装置２は気象に応じて発電量に影響があるが、所定間隔で取得した複数の気象予測に基づいて風力発電装置２により発電される所定期間Δｔの電力量が複数回推定され、推定値の第１推定値と第２推定値との差、二次電池３１の充電率ＳＯＣ、及び風力発電装置２の発電量の目標値に基づいて、風力発電装置２を出力制限させる、又は風力発電装置２と接続される負荷４の電力消費を制限させ、風力発電装置２の発電量が目標値に近づけられる。

これにより、所定期間Δｔにおける風力発電装置２の推定電力量が、第１推定値と第２推定値とで異なる（予想が外れる）場合であっても、現在の二次電池３１の充電率ＳＯＣと発電量の目標値とを勘案した上で、風力発電装置２の出力を制限して二次電池３１の充電を抑制するか、負荷４の消費電力を制限して放電を抑制するかの制御を行って風力発電装置２の発電量を目標値に近づけるよう制御するので、二次電池３１を安全に使用し、かつ、電力系統６の安定化に寄与できる。

なお、本実施形態においては、制御装置１０が風力発電装置２を備えるマイクログリッドに適用される場合を例に挙げて説明していたが、これに限定されず、例えば、制御装置１０を太陽光発電装置を備えるマイクログリッドに適用することとしてもよい。

〔第２の実施形態〕
次に、本発明の第２の実施形態について図７から図１２を用いて説明する。本実施形態の制御装置は、第１推定値と第２推定値との電力量の差の時間微分値に基づいて、制御を異ならせる点で第１の実施形態と異なる。以下、本実施形態の制御装置１０´について、第１の実施形態と共通する点については説明を省略し、異なる点について主に説明する。

図７は、本実施形態に係るマイクログリッド１´の概略構成を示している。図７に示されるように、本実施形態に係るマイクログリッド１´は、風力発電装置（第１発電装置）２ａと、太陽光発電装置（第２発電装置）２ｂと、電力貯蔵装置３と、負荷４と、マスターコントローラ（制御装置）１０´とを備えており、電力系統６と接続されている。

マスターコントローラ１０´は、第１推定値と第２推定値との電力量の差の時間微分値を求め、時間微分値が閾値以下の場合に、連続的に負荷変動を行う発電装置である第１発電装置を用いて、発電量を目標値に近づける。なお、閾値の情報は、予めマスターコントローラ１０´に記憶させておいてもよいし、外部から設定変更できるようになっていてもよい。
また、マスターコントローラ１０´は、第１推定値と第２推定値との電力量の差の時間微分値を求め、時間微分値が閾値より大きい場合に、二次電池３１の目標とする充電率である目標充電率の変更、連続的に負荷変動を行う発電装置である第１発電装置、及びステップ状に負荷変動を行う発電装置である第２発電装置のうち少なくともいずれか１つを制御することにより、発電量を目標値に近づける。

ここで、連続的に負荷変動を行う第１発電装置とは、例えば、風力発電装置２ａであり、微細に出力変化量が調整できる設備や、ダイナミック（動的）に出力変動が得られる設備を含む。また、ステップ状に負荷変動を行う第２発電装置とは、例えば、太陽光発電装置２ｂであり、微細に出力変化量が調整できない設備や、矩形やステップ形状の出力変動が得られる設備を含む。

図８は、横軸に時間、縦軸に気象予測に基づいた風力発電装置２の出力電力量を示し、グラフ中程の水平線は出力の平準化の目標値（発電装置による出力平準化の目標値）の一例を図示したものである。例えば、現在を時刻１２：３０とし、推定部１１は、前回（例えば、現在より３０分前である時刻１２：００）に、推定した電力量を第１推定値とし、今回（例えば、現在）に推定した電力量を第２推定値とする。

図８では、予測対象とする所定期間Δｔを時刻１３：００〜１３：３０の３０分間とし、時刻１２：００に所定期間Δｔの出力電力量の予測をした第１推定値が点線で示され、３０分後の時刻１２：３０に、所定期間Δｔの出力電力量の予測をした第２推定値が実線で示されている。このように図８では、同一の所定期間１３：００〜１３：３０内の出力発電量の予測を１２：００と１２：３０との２回のタイミングで行った結果を示している。
本実施形態においては、第１推定値と第２推定値との予想外れ分の差をΔＰｄｉｆｆｅｒとし、この差の時間微分値ΔＰ´ｄｉｆｆｅｒを求める。

ここで、出力の差の時間微分値ΔＰ´ｄｉｆｆｅｒを求める根拠について説明する。
時間微分値が大きいとは、図９（ａ）に示されるように、近未来で補償すべき出力がステップ状に大幅に拡大していることを意味している。近未来故、その事象の発生確率が高いと判断し、充電率ＳＯＣ維持制御の目標値の見直しを実施し、可能な限りバッテリーでの平準化を目論む。また、ステップ状の負荷変動を行う発電設備（例えば、太陽光発電装置）や、ステップ状の負荷変動を行う負荷設備の制御を優先的に実施し、ステップ状の負荷変動を行う設備で補完できなかった差分をダイナミック（動的）に制御可能な連続的に負荷変動を行う発電設備（例えば、風力発電装置）や負荷設備によって補償することで、最適な出力補償ができると期待できる。もしダイナミックな制御が可能な連続的に負荷変動を行う設備による補償を優先的に実施した場合には、図９（ｂ）に示されるように、微細な制御ができないため、過補償となる可能性があり、最適な制御とは言えなくなる。

時間微分値が小さいとは、図１０（ａ）に示されるように、近未来で補償すべき出力が緩やかに拡大していることを意味している。近未来では緩やかに拡大しているが、もう少し遠い未来においては、拡大し続けるかどうか疑わしい（予想精度が近未来と比較して悪いことに起因する）ため、バッテリーの充電率ＳＯＣ目標値の見直しやステップ状の変化しかできない設備での補償はせずに、ダイナミックな制御が可能な設備による補償を優先的に実施する。これにより、近未来より遠い未来における予想外れに対する対応能力を残しておくことができる。もし、矩形やステップ形状に大幅に出力制御する設備による補償を実施した場合、図１０（ｂ）に示されるように、即過補償となる可能性があり、最適な制御とは言えなくなる。
このように、時間微分値ΔＰ´ｄｉｆｆｅｒを求めることにより、最適な制御を選択することができる。

本実施形態に係る制御装置１０´の作用について、図１１及び図１２を用いて説明する。
マスターコントローラ１０´に気象予測の情報が入力されるタイミングで、発電量が推定され、第１推定値と第２推定値との一致不一致が判定され、不一致であり予想外れが生じたと検出されると（図１１のステップＳＡ１）、第１推定値と第２推定値との差の時間微分値ΔＰ´ｄｉｆｆｅｒが算出される（図１１のステップＳＡ２）。時間微分値ΔＰ´ｄｉｆｆｅｒが閾値より大きいか否かが判定される（図１１のステップＳＡ３）。時間微分値ΔＰ´ｄｉｆｆｅｒが閾値以下の場合には、微細な出力制御が可能な（ダイナミックな負荷変動が可能な）設備によって発電の制御、または微細な出力制御が可能な負荷設備の出力の制御を行い（図１１のステップＳＡ４）、図１２のステップＳＡ１０に進む。

一方、時間微分値ΔＰ´ｄｉｆｆｅｒが閾値より大きい場合には、二次電池３１の充電率ＳＯＣの目標値を変更し（図１１のステップＳＡ５）、充電率ＳＯＣの変更によって発電量が平準化目標に近づくか否かが判定され（図１１のステップＳＡ６）、平準化目標に近づくと判定されれば制御完了として図１２のステップＳＡ１０に進む。充電率ＳＯＣの目標値変更を行っても発電量が平準化目標値に近づかないと判定された場合は、ステップ状の負荷変動が可能な発電設備によって発電を制御、またはステップ状の出力変動が可能な負荷設備によって出力が制御される（図１２のステップＳＡ７）。

ステップ状の負荷変動が可能な設備によって発電量が平準化目標値に近づくか否かが判定され（図１２のステップＳＡ８）、発電量が平準化目標値に近づくと判定される場合には図１２のステップＳＡ１０に進み、発電量が平準化目標値に近づかないと判定される場合には、微細な出力制御が可能な設備により発電を制御、または微細な出力制御が可能な負荷設備により出力を制御する（図１２のステップＳＡ９）。所定期間Δｔ内（予想外れ期間）の判定が完了したか否かが判定され、完了であれば本処理を終了し、完了していなければ図１１のステップＳＡ２に戻り、本処理を繰り返す（図１２のステップＳＡ１０）。

本実施形態では、第１推定値と第２推定値との２値によって判定を行っていたが、３値以上を用いる場合には、判定対象とする第１推定値と第２推定値とを所定期間内で順次ずらしていく。

以上説明してきたように、本実施形態に係る制御装置１０´及び方法並びにプログラム、それを備えたマイクログリッド１´によれば、第１推定値と第２推定値の時間微分値が閾値以下の場合は、時間変化量が小さいことを示すので、連続的に負荷変動を行う第１発電装置（例えば、風力発電装置２ａ）によって微調整して、発電量が目標値に近づけられることで、過補償となることがない。また、第１推定値と第２推定値の時間微分値が閾値より大きい場合は、時間変化量が大きいことを示すので、例えば、目標充電率の変更に加え、ステップ状に負荷変動を行う第２発電装置（例えば、太陽光発電装置２ｂ）によってステップ状に大幅に調整した上で、連続的に負荷変動を行う第１発電装置によってダイナミック（動的）に微調整させる等、調整を組み合わせることで、速やかに必要量を補償することができる。

１、１´ マイクログリッド
２ 風力発電装置（発電装置）
２ａ 風力発電装置（第１発電装置）
２ｂ 太陽光発電装置（第２発電装置）
３ 電力貯蔵装置
４ 負荷
６ 電力系統
１０、１０´ マスターコントローラ（制御装置）
１１ 推定部（推定手段）
１２ 制御部（制御手段）
３０ バッテリーコントローラ
３１ 二次電池
３２ 電力変換器

Claims (10)

1. 電力系統と連系され、自然エネルギーによって発電する発電装置と接続される二次電池の充放電を制御する制御装置であって、
   前記発電装置の発電量に影響する所定間隔で取得した複数の気象予測に基づいて、前記発電装置により発電される所定期間の電力量を複数回推定する推定手段と、
   推定された電力量である第１推定値と、該第１推定値より後に推定された電力量である第２推定値との差、現在の前記二次電池の充電率、及び前記発電装置の発電量の目標値に基づいて、前記発電装置の出力を制限する、又は前記発電装置と接続される負荷の消費電力を制限し、前記発電装置の発電量を前記目標値に近づける制御手段と
   を具備する制御装置。
2. 前記第１推定値と前記第２推定値との差は電力量偏差値であり、
   前記制御手段は、前記第２推定値が前記目標値より大きく、かつ、前記電力量偏差値が、前記二次電池が充電可能な電力量より大きい場合には、前記発電装置の出力を制限する請求項１に記載の制御装置。
3. 前記第１推定値と前記第２推定値との差は電力量偏差値であり、
   前記制御手段は、前記第２推定値が前記目標値より大きく、かつ、前記電力量偏差値が、前記二次電池が充電可能な電力量より小さい場合には、前記二次電池の充電を制御する請求項１または請求項２に記載の制御装置。
4. 前記第１推定値と前記第２推定値との差は電力量偏差値であり、
   前記制御手段は、前記第２推定値が前記目標値より小さく、かつ、前記電力量偏差値が、前記二次電池が放電可能な電力量より大きい場合には、前記負荷の消費電力を制限する請求項１から請求項３のいずれかに記載の制御装置。
5. 前記第１推定値と前記第２推定値との差は電力量偏差値であり、
   前記制御手段は、前記第２推定値が前記目標値より小さく、かつ、前記電力量偏差値が、前記二次電池が放電可能な電力量より小さい場合には、前記二次電池の放電を制御する請求項１から請求項４のいずれかに記載の制御装置。
6. 前記発電装置は、連続的に負荷変動を行う前記発電装置である第１発電装置を備え、
   前記制御手段は、前記第１推定値と前記第２推定値との電力量の差の時間微分値を求め、該時間微分値が閾値以下の場合に、前記第１発電装置を制御することにより、発電量を目標値に近づける請求項１から請求項５のいずれかに記載の制御装置。
7. 前記発電装置は、連続的に負荷変動を行う前記発電装置である第１発電装置と、ステップ状に負荷変動を行う前記発電装置である第２発電装置とを備え、
   前記制御手段は、前記第１推定値と前記第２推定値との電力量の差の時間微分値を求め、該時間微分値が閾値より大きい場合に、前記二次電池の目標とする充電率である目標充電率、前記第１発電装置、及び前記第２発電装置のうち少なくともいずれか１つを制御することにより、発電量を目標値に近づける請求項１から請求項６のいずれかに記載の制御装置。
8. 請求項１から請求項７のいずれかに記載の制御装置と、
   電力系統と連系され、自然エネルギーによって発電する発電装置と
   を具備するマイクログリッド。
9. 電力系統と連系され、自然エネルギーによって発電する発電装置と接続される二次電池の充放電を制御する制御装置の制御方法であって、
   所定の時間間隔で取得した前記発電装置の発電量に影響する複数の気象予測に基づいて、前記発電装置により発電される所定期間の電力量を複数回推定し、
   推定された電力量である第１推定値と、該第１推定値より後に推定された電力量である第２推定値との差、現在の前記二次電池の充電率、及び前記発電装置の発電量の目標値に基づいて、前記発電装置の出力を制限する、又は前記発電装置と接続される負荷の消費電力を制限し、前記発電装置の発電量を前記目標値に近づける制御装置の制御方法。
10. 電力系統と連系され、自然エネルギーによって発電する発電装置と接続される二次電池の充放電を制御する制御プログラムであって、
    所定の時間間隔で取得した前記発電装置の発電量に影響する複数の気象予測に基づいて、前記発電装置により発電される所定期間の電力量を複数回推定する推定処理と、
    推定された電力量である第１推定値と、該第１推定値より後に推定された電力量である第２推定値との差、現在の前記二次電池の充電率、及び前記発電装置の発電量の目標値に基づいて、前記第２推定値が前記目標値より大きく、かつ、前記第１推定値と前記第２推定値との差が前記二次電池が充電可能な電力量より大きい場合には前記発電装置の出力を制限し、前記第２推定値が前記目標値より小さく、かつ、前記第１推定値と前記第２推定値との差が、前記二次電池が放電可能な電力量より大きい場合には前記発電装置と接続される負荷の消費電力を制限し、前記発電装置の発電量を前記目標値に近づける制御処理と
    をコンピュータに実行させるための制御プログラム。
    

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