JP6802694B2 - 電力供給安定化システムおよび再生エネルギ発電システム - Google Patents
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Description
本発明は、電力供給安定化システムおよび再生エネルギ発電システムに関する。
太陽光、風力、波力等の再生可能エネルギの発電出力は、天候に応じて変動する不安定な電源のため、導入量が増加すると電力系統に悪影響が生じる。そこで、再生可能エネルギの発電出力を変動抑制するための手段が必要であり、従来では、この変動抑制を行う手段として蓄電池を活用することが一般的であった。しかし、再生可能エネルギ量が増加すると、設置する蓄電池量も増加し、設備コストが高額となるためシステムの大容量化が困難である。
そこで、近年では、大容量貯蔵が可能な水素が注目されている。再生可能エネルギの発電出力を水電解装置で吸収して水素を生成して貯蔵し、必要に応じて貯蔵した水素を取り出して活用する。
そこで、近年では、大容量貯蔵が可能な水素が注目されている。再生可能エネルギの発電出力を水電解装置で吸収して水素を生成して貯蔵し、必要に応じて貯蔵した水素を取り出して活用する。
特許文献１には、水を電気分解して高圧水素を発生させる水電解装置と、前記水電解装置で発生する水素を貯蔵する水素貯蔵タンクと、前記水電解装置に電力供給ラインを介して電力を供給する太陽電池と、前記太陽電池で発電された電力を貯蔵するための蓄電装置と、前記太陽電池で発電された電力、または前記蓄電装置からの電力を商用電源に供給するためのＤＣ／ＡＣコンバータと、前記商用電源からの電力を前記電力供給ラインに供給するためのＡＣ／ＤＣコンバータとを備える水素生成システムが記載されている。
特許文献１に記載の水素生成システムは、太陽電池により得られる電力を良好に使用することができ、電力が無駄に消費されることを阻止できる。また、水素生成効率の高い領域における運転が可能である。
特許文献１に記載の水素生成システムは、太陽電池により得られる電力を良好に使用することができ、電力が無駄に消費されることを阻止できる。また、水素生成効率の高い領域における運転が可能である。
水素生成システムに備えられる水電解装置の性能は様々であり、中には、電力吸収の変化に対して応答性が低いものも存在する。応答性が低い水電解装置では、発電電力の急変動には追従できず、水素生成システムに与える影響度に応じては別手段による補填が必要である。この対応策を含んだ制御方法を確立できれば、水電解装置の仕様の違いを意識せずに、システム構築することが可能となる。
本発明は、このような事情に鑑みてなされたものであり、水電解装置を用いて余剰電力吸収と系統安定化が可能な電力供給安定化システムおよび再生エネルギ発電システム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、本発明による電力供給安定化システムは、再生可能エネルギを用いて発電する発電装置の発電電力を蓄える蓄電池と、水を電気分解して水素を発生させて電力を吸収する水電解装置と、前記発電電力を平滑化し、前記発電電力が前記平滑化した電力より高い場合は前記蓄電池に充電し、前記発電電力が前記平滑化した電力以下の場合または前記水電解装置による吸収電力が前記平滑化した電力以上の場合は前記蓄電池から放電するように制御する制御手段と、を備え、前記制御手段は、前記平滑化した電力と前記水電解装置の現在の吸収電力との差を求め、前記平滑化した電力の方が大きい場合は、前記水電解装置による吸収電力を所定の傾きで増加させ、前記水電解装置で吸収できない余剰電力を電力系統へ出力するとともに、前記水電解装置の現在の吸収電力の方が大きい場合は、前記蓄電池から放電することで前記水電解装置の現在の動作を維持させることを特徴とする。
本発明によれば、水電解装置を用いて余剰電力吸収と系統安定化が可能な電力供給安定化システムおよび再生エネルギ発電システムを提供することができる。
以下、本発明の実施形態について図面を参照して詳細に説明する。
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る電力供給安定化システム（再生エネルギ発電システム）の全体構成図である。
電力供給安定化システム１００は、太陽光または風力発電システム等に使用される。太陽光発電システムの場合、太陽光パネルから供給された直流電力を交流電力に変換し、外部の負荷または商用電源系統に供給する。
図１に示すように、電力供給安定化システム１００は、再生可能エネルギ発電システム１１０（発電装置）と、蓄電・水電解システム１２０と、電力系統１３０と、これらを繋ぐ電力線１４０と、を備える。
なお、再生可能エネルギ発電システム１１０はウィンドファームやメガソーラ等を指す。
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る電力供給安定化システム（再生エネルギ発電システム）の全体構成図である。
電力供給安定化システム１００は、太陽光または風力発電システム等に使用される。太陽光発電システムの場合、太陽光パネルから供給された直流電力を交流電力に変換し、外部の負荷または商用電源系統に供給する。
図１に示すように、電力供給安定化システム１００は、再生可能エネルギ発電システム１１０（発電装置）と、蓄電・水電解システム１２０と、電力系統１３０と、これらを繋ぐ電力線１４０と、を備える。
なお、再生可能エネルギ発電システム１１０はウィンドファームやメガソーラ等を指す。
［再生可能エネルギ発電システム１１０］
再生可能エネルギ発電システム１１０は、再生可能エネルギによって発電する機器から構成されている。再生可能エネルギには、太陽光発電、太陽熱発電、風力発電、地熱発電、バイオマス発電、水力発電、波力発電、潮力発電などが挙げられる。本実施形態は、再生可能エネルギの変動を安定化し、導入拡大に寄与することである。導入ポテンシャルが高く普及が進んでおり、天候変化などによる出力変動を受けやすい太陽光発電と風力発電とを用いる。
太陽光発電を用いる再生可能エネルギ発電システム１１０は、太陽光パネル１１１と、太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２と、を備える。太陽光パネル１１１で発電された直流電力は、電力線１４０によりＰＣＳ＿ＰＶ１１２を介して交流電力として出力される。風力発電については、ここでは風力発電機１１３で直接、交流電力を出力する例を示している。なお、太陽光パネル１１１および太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２と、風力発電機１１３はそれぞれ単独でもよいし、組合わされていてもよい。また発電機単体でもよく、複数台から構成させていてもよい。以降、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力をＰ＿ＧＥＮと呼ぶものとする。
これら再生可能エネルギを用いた発電電力は、天候の影響を受ける不安定な電源であり、これが大量に導入されると電力系統１３０が不安定となるため、電力安定化を図るなどの対策が必要である。
再生可能エネルギ発電システム１１０は、再生可能エネルギによって発電する機器から構成されている。再生可能エネルギには、太陽光発電、太陽熱発電、風力発電、地熱発電、バイオマス発電、水力発電、波力発電、潮力発電などが挙げられる。本実施形態は、再生可能エネルギの変動を安定化し、導入拡大に寄与することである。導入ポテンシャルが高く普及が進んでおり、天候変化などによる出力変動を受けやすい太陽光発電と風力発電とを用いる。
太陽光発電を用いる再生可能エネルギ発電システム１１０は、太陽光パネル１１１と、太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２と、を備える。太陽光パネル１１１で発電された直流電力は、電力線１４０によりＰＣＳ＿ＰＶ１１２を介して交流電力として出力される。風力発電については、ここでは風力発電機１１３で直接、交流電力を出力する例を示している。なお、太陽光パネル１１１および太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２と、風力発電機１１３はそれぞれ単独でもよいし、組合わされていてもよい。また発電機単体でもよく、複数台から構成させていてもよい。以降、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力をＰ＿ＧＥＮと呼ぶものとする。
これら再生可能エネルギを用いた発電電力は、天候の影響を受ける不安定な電源であり、これが大量に導入されると電力系統１３０が不安定となるため、電力安定化を図るなどの対策が必要である。
［蓄電・水電解システム１２０］
蓄電・水電解システム１２０は、発電電力の変動を平滑化して電力系統１３０に逆潮流させる機能と、水素を生成する機能を有する。蓄電・水電解システム１２０は、前述した再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力を安定化させる機能に加え、発電電力から水素を生成する機能を有する。安定化させた発電電力は電力系統１３０に逆潮流させ、生成した水素は水素貯蔵タンク１２５（後記）に貯蔵されて必要に応じて活用される。
蓄電・水電解システム１２０は、システムコントローラ１２１（制御手段）と、電力を蓄え放電可能な蓄電池１２２と、蓄電池１２２の直流電力を外部からの指令に応じて交流電力として出力する蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３と、交流電力を吸収して直流電力に変換して水素を生成する水電解装置１２４と、生成した水素を貯蔵するための水素貯蔵タンク１２５（水素貯蔵手段，水素貯蔵設備）と、水電解装置１２４と水素貯蔵タンク１２５の間との間で水素を輸送するための水素輸送手段１２６と、を備える。
蓄電・水電解システム１２０は、発電電力の変動を平滑化して電力系統１３０に逆潮流させる機能と、水素を生成する機能を有する。蓄電・水電解システム１２０は、前述した再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力を安定化させる機能に加え、発電電力から水素を生成する機能を有する。安定化させた発電電力は電力系統１３０に逆潮流させ、生成した水素は水素貯蔵タンク１２５（後記）に貯蔵されて必要に応じて活用される。
蓄電・水電解システム１２０は、システムコントローラ１２１（制御手段）と、電力を蓄え放電可能な蓄電池１２２と、蓄電池１２２の直流電力を外部からの指令に応じて交流電力として出力する蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３と、交流電力を吸収して直流電力に変換して水素を生成する水電解装置１２４と、生成した水素を貯蔵するための水素貯蔵タンク１２５（水素貯蔵手段，水素貯蔵設備）と、水電解装置１２４と水素貯蔵タンク１２５の間との間で水素を輸送するための水素輸送手段１２６と、を備える。
<システムコントローラ１２１>
システムコントローラ１２１は、蓄電・水電解システム１２０が備える機器の状態監視や制御を行う制御手段である。また、システムコントローラ１２１は、太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２や風力発電機１１３の制御も担う。図１の破線矢印に示すように、システムコントローラ１２１と各機器の間は、相互に指令を送受信するための通信線１５０（１５０Ａ，１５０Ｂ，…）で接続される（ここでは、再生可能エネルギ発電システム１１０においては、一例として太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２に接続しており、風力発電機１１３への接続は省略した）。具体的には、システムコントローラ１２１と太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２は、通信線１５０Ａで接続され、システムコントローラ１２１と蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３は、通信線１５０Ｂで接続される。また、システムコントローラ１２１と蓄電池１２２は、通信線１５０Ｃで接続され、システムコントローラ１２１と水電解装置１２４は、通信線１５０Ｄで接続される。なお、通信線１５０Ａ〜１５０Ｄを総称する場合は、通信線１５０と呼ぶ。
システムコントローラ１２１は、蓄電・水電解システム１２０が備える機器の状態監視や制御を行う制御手段である。また、システムコントローラ１２１は、太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２や風力発電機１１３の制御も担う。図１の破線矢印に示すように、システムコントローラ１２１と各機器の間は、相互に指令を送受信するための通信線１５０（１５０Ａ，１５０Ｂ，…）で接続される（ここでは、再生可能エネルギ発電システム１１０においては、一例として太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２に接続しており、風力発電機１１３への接続は省略した）。具体的には、システムコントローラ１２１と太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２は、通信線１５０Ａで接続され、システムコントローラ１２１と蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３は、通信線１５０Ｂで接続される。また、システムコントローラ１２１と蓄電池１２２は、通信線１５０Ｃで接続され、システムコントローラ１２１と水電解装置１２４は、通信線１５０Ｄで接続される。なお、通信線１５０Ａ〜１５０Ｄを総称する場合は、通信線１５０と呼ぶ。
システムコントローラ１２１は、蓄電・水電解システム１２０内に設置したセンサの測定情報と、通信線１５０を介して取得できる蓄電池１２２等の機器の測定・演算した情報を用いて、予め定められた演算を実行する。また、システムコントローラ１２１は演算結果に応じて、通信線１５０を介して各機器に制御指令を送信する。
システムコントローラ１２１が取得するセンサの測定情報は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）と、蓄電・水電解システム１２０が備える蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３に出入する電力（Ｐ＿ＢＡＴ）と、水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）と、Ｐ＿ＧＥＮに存在する電力変動を平滑化した結果の平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）と、最終的に電力系統１３０に逆潮流させる電力（Ｐ＿ＲＥＶ）である。これら電力情報から、各機器の状態や、システムコントローラ１２１が演算して制御した結果を把握できる。
システムコントローラ１２１が取得するセンサの測定情報は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）と、蓄電・水電解システム１２０が備える蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３に出入する電力（Ｐ＿ＢＡＴ）と、水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）と、Ｐ＿ＧＥＮに存在する電力変動を平滑化した結果の平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）と、最終的に電力系統１３０に逆潮流させる電力（Ｐ＿ＲＥＶ）である。これら電力情報から、各機器の状態や、システムコントローラ１２１が演算して制御した結果を把握できる。
システムコントローラ１２１は、受信した電池状態やその他の機器の状態を考慮して充放電電力指令をＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３に送信する。ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３は、受信した充放電電力指令に応じて、蓄電池１２２を充放電させる。
このように、システムコントローラ１２１は、前述した電力情報と機器が測定・演算した情報を用いて、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力を平滑化させるための充放電制御と、水素を生成するための制御を実現している。
このように、システムコントローラ１２１は、前述した電力情報と機器が測定・演算した情報を用いて、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力を平滑化させるための充放電制御と、水素を生成するための制御を実現している。
特に、システムコントローラ１２１は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）を平滑化フィルタ１２１Ａにより平滑化する演算を行い、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）が演算結果である平滑化電力より高い場合は蓄電池１２２に充電し、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）が演算結果である平滑化電力以下の場合は蓄電池１２２から放電するように制御（指令）する。これにより、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）を得ることができる。
システムコントローラ１２１は、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）より大きい場合は余剰電力として電力系統１３０に逆潮流させ、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）以下の場合は蓄電池１２２を放電させて水電解装置１２４に電力を流すように制御（指令）する。
システムコントローラ１２１は、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）より大きい場合は吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）を増加させ、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）以下の場合は吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）を減少させるように制御する。
<蓄電池１２２>
蓄電池１２２は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）を蓄える。詳細には、蓄電池１２２に出入する電力（Ｐ＿ＢＡＴ）を蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３で直交変換し、充放電することによって電力Ｐ＿ＧＥＮの短周期変動を平準化する役割を有する。
蓄電池１２２は、１つ以上の単電池から構成されている。蓄電池１２２は、電気エネルギの蓄積および放出（直流電力の充放電）が可能な単電池を電気的に直列または並列に接続して構成している。蓄電池１２２の候補としては鉛蓄電池、Ｌｉ二次電池、レドックスフロー電池、ＮＡＳ（sodium-sulfur battery）電池が挙げられる。本実施形態ではＬｉ二次電池を使用する場合を例に採る。
蓄電池１２２には、充電状態（SOC:State of Charge）や劣化状態（SOH:State of Health）などの電池状態を検知するための電池状態検知装置（図示省略）が内蔵されている。電池状態検知装置が検知したＳＯＣやＳＯＨなどの電池状態は、通信線１５０Ｃを介してシステムコントローラ１２１に送信される。なお、ＳＯＣは、蓄電池１２２の残存容量の一例である。
蓄電池１２２は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）を蓄える。詳細には、蓄電池１２２に出入する電力（Ｐ＿ＢＡＴ）を蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３で直交変換し、充放電することによって電力Ｐ＿ＧＥＮの短周期変動を平準化する役割を有する。
蓄電池１２２は、１つ以上の単電池から構成されている。蓄電池１２２は、電気エネルギの蓄積および放出（直流電力の充放電）が可能な単電池を電気的に直列または並列に接続して構成している。蓄電池１２２の候補としては鉛蓄電池、Ｌｉ二次電池、レドックスフロー電池、ＮＡＳ（sodium-sulfur battery）電池が挙げられる。本実施形態ではＬｉ二次電池を使用する場合を例に採る。
蓄電池１２２には、充電状態（SOC:State of Charge）や劣化状態（SOH:State of Health）などの電池状態を検知するための電池状態検知装置（図示省略）が内蔵されている。電池状態検知装置が検知したＳＯＣやＳＯＨなどの電池状態は、通信線１５０Ｃを介してシステムコントローラ１２１に送信される。なお、ＳＯＣは、蓄電池１２２の残存容量の一例である。
<蓄電池用パワーコンディショナ１２３>
蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３は、蓄電池１２２の直流電力を外部からの指令に応じて交流電力として出力する。前記システムコントローラ１２１は、受信した電池状態やその他の機器の状態を考慮して充放電電力指令をＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３に送信する。ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３は、受信した充放電電力指令に応じて、蓄電池１２２を充放電させる。
蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３は、蓄電池１２２の直流電力を外部からの指令に応じて交流電力として出力する。前記システムコントローラ１２１は、受信した電池状態やその他の機器の状態を考慮して充放電電力指令をＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３に送信する。ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３は、受信した充放電電力指令に応じて、蓄電池１２２を充放電させる。
<水電解装置１２４>
水電解装置１２４は、水を電気分解して水素を発生させて電力を吸収する。例えば、水電解装置１２４は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）を平滑化した平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）を吸収する。また、水電解装置１２４は、水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）によって水を電気分解し、水素を製造する。水電解装置１２４は、装置内部で交直変換設備を有しており、交流電力を入力することで稼働する。
水電解装置１２４は、水を電気分解して水素を発生させて電力を吸収する。例えば、水電解装置１２４は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）を平滑化した平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）を吸収する。また、水電解装置１２４は、水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）によって水を電気分解し、水素を製造する。水電解装置１２４は、装置内部で交直変換設備を有しており、交流電力を入力することで稼働する。
水電解装置１２４は、再生可能エネルギ発電システム１１０の交流電力を吸収して水素を生成できる装置に用いた例である。水電解装置１２４は、この他に直流電力を吸収して水素を生成できる装置を使用することもできる。ただし、この場合は、再生可能エネルギ発電システム１１０の交流電力を直流電力に変換するための電力変換装置を、再生可能エネルギ発電システム１１０と水電解装置１２４との間に設置する。また、水電解装置１２４は、吸収する電力を随時変更することはできるものの、電力の変更に対する応答性は仕様によって様々である。
本実施形態では、応答性が遅い水電解装置１２４を用いた場合を例に採る。制御方法については後記する。応答性が遅い水電解装置１２４に対応した制御方法を確立すれば、応答性が速い水電解装置１２４についても同じ制御方法を適用できる。なお、ここでの水電解装置１２４は、吸収電流または電力の増加または減少指令を受信した場合に、所定の傾きに従って、吸収電流または電力が増加または減少するものとする。
本実施形態では、応答性が遅い水電解装置１２４を用いた場合を例に採る。制御方法については後記する。応答性が遅い水電解装置１２４に対応した制御方法を確立すれば、応答性が速い水電解装置１２４についても同じ制御方法を適用できる。なお、ここでの水電解装置１２４は、吸収電流または電力の増加または減少指令を受信した場合に、所定の傾きに従って、吸収電流または電力が増加または減少するものとする。
<水素貯蔵タンク１２５>
水素貯蔵タンク１２５は、生成した水素を貯蔵する水素貯蔵設備（水素貯蔵体）である。水素貯蔵タンク１２５は、水素輸送手段１２６（例えば、水素配管）以外の取り出し口が具備されており、外部からの水素の受け入れ、もしくは外部への水素供給を可能とする。
水素貯蔵タンク１２５は、生成した水素を貯蔵する水素貯蔵設備（水素貯蔵体）である。水素貯蔵タンク１２５は、水素輸送手段１２６（例えば、水素配管）以外の取り出し口が具備されており、外部からの水素の受け入れ、もしくは外部への水素供給を可能とする。
<水素輸送手段１２６>
水電解装置１２４で生成された水素は、水素輸送手段１２６を介して水素貯蔵タンク１２５に輸送および貯蔵される。水素輸送手段１２６は、例えば水素配管である。
水電解装置１２４で生成された水素は、水素輸送手段１２６を介して水素貯蔵タンク１２５に輸送および貯蔵される。水素輸送手段１２６は、例えば水素配管である。
以下、上述のように構成された電力供給安定化システム１００の動作について説明する。
［全体動作］
図２は、システムコントローラ１２１の全体動作を示すフローチャートである。
まず、ステップＳ１０でシステムコントローラ１２１は、電力系統への影響を抑制するため、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）の電力変動を平滑化する演算である平滑化フィルタ１２１Ａを適用して平滑化電力の演算結果を得る。この平滑化電力の演算結果に基づいて、蓄電池１２２の充放電による平滑化を行うが（Ｐ＿ＦＬＴ）、この点は後記する（図３参照）。
ステップＳ２０では、システムコントローラ１２１は、水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）分だけ電力を吸収して水素を生成する制御を行う。
ステップＳ３０では、システムコントローラ１２１は、Ｐ＿ＷＥの電力吸収後の余剰電力を電力系統に逆潮流させて本フローにおける処理を終了する。
［全体動作］
図２は、システムコントローラ１２１の全体動作を示すフローチャートである。
まず、ステップＳ１０でシステムコントローラ１２１は、電力系統への影響を抑制するため、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）の電力変動を平滑化する演算である平滑化フィルタ１２１Ａを適用して平滑化電力の演算結果を得る。この平滑化電力の演算結果に基づいて、蓄電池１２２の充放電による平滑化を行うが（Ｐ＿ＦＬＴ）、この点は後記する（図３参照）。
ステップＳ２０では、システムコントローラ１２１は、水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）分だけ電力を吸収して水素を生成する制御を行う。
ステップＳ３０では、システムコントローラ１２１は、Ｐ＿ＷＥの電力吸収後の余剰電力を電力系統に逆潮流させて本フローにおける処理を終了する。
［Ｐ＿ＧＥＮ平滑化処理］
図３は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）の平滑化のための処理を示すフローチャートである。図３は、図２のステップＳ１０の詳細フローである。
まず、ステップＳ１０１でシステムコントローラ１２１は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）に対して平滑化フィルタ１２１Ａを適用することで、平滑化後の目標値となるＰ＿ＴＡＲを演算する。
ステップＳ１０２では、システムコントローラ１２１は、上記発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）と目標値となるＰ＿ＴＡＲとの差分Ｐ＿ＢＡＴを求める。
ステップＳ１０３では、システムコントローラ１２１は、上記差分Ｐ＿ＢＡＴの符号を判定する。
図３は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）の平滑化のための処理を示すフローチャートである。図３は、図２のステップＳ１０の詳細フローである。
まず、ステップＳ１０１でシステムコントローラ１２１は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）に対して平滑化フィルタ１２１Ａを適用することで、平滑化後の目標値となるＰ＿ＴＡＲを演算する。
ステップＳ１０２では、システムコントローラ１２１は、上記発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）と目標値となるＰ＿ＴＡＲとの差分Ｐ＿ＢＡＴを求める。
ステップＳ１０３では、システムコントローラ１２１は、上記差分Ｐ＿ＢＡＴの符号を判定する。
Ｐ＿ＢＡＴが正の場合、ステップＳ１０４でシステムコントローラ１２１は、ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３にＰ＿ＢＡＴ分の蓄電池１２２の充電指令を送信してステップＳ１０６に進む。
Ｐ＿ＢＡＴが負の場合は、ステップＳ１０５でシステムコントローラ１２１は、ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３にＰ＿ＢＡＴ分の蓄電池１２２の放電指令を送信してステップＳ１０６に進む。
ステップＳ１０６では、ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３が受信した指令に応じて蓄電池１２２を充放電（Ｐ＿ＧＥＮ⇒Ｐ＿ＦＬＴ）させて本フローにおける処理を終了する。平滑化後の実際の電力をＰ＿ＦＬＴとしている。
これにより、Ｐ＿ＢＡＴが正の場合は、ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３が蓄電池１２２をＰ＿ＢＡＴ分充電する動作が行われるため、平滑化後の目標値としたＰ＿ＴＡＲと一致する電力Ｐ＿ＦＬＴを得ることができる。一方、Ｐ＿ＢＡＴが負の場合は、ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３が蓄電池１２２をＰ＿ＢＡＴ分放電する動作が行われてＰ＿ＴＡＲと一致する電力Ｐ＿ＦＬＴが得られる。
以上、システムコントローラ１２１による、Ｐ＿ＧＥＮの平滑化のための処理内容について説明した。
Ｐ＿ＢＡＴが負の場合は、ステップＳ１０５でシステムコントローラ１２１は、ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３にＰ＿ＢＡＴ分の蓄電池１２２の放電指令を送信してステップＳ１０６に進む。
ステップＳ１０６では、ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３が受信した指令に応じて蓄電池１２２を充放電（Ｐ＿ＧＥＮ⇒Ｐ＿ＦＬＴ）させて本フローにおける処理を終了する。平滑化後の実際の電力をＰ＿ＦＬＴとしている。
これにより、Ｐ＿ＢＡＴが正の場合は、ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３が蓄電池１２２をＰ＿ＢＡＴ分充電する動作が行われるため、平滑化後の目標値としたＰ＿ＴＡＲと一致する電力Ｐ＿ＦＬＴを得ることができる。一方、Ｐ＿ＢＡＴが負の場合は、ＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３が蓄電池１２２をＰ＿ＢＡＴ分放電する動作が行われてＰ＿ＴＡＲと一致する電力Ｐ＿ＦＬＴが得られる。
以上、システムコントローラ１２１による、Ｐ＿ＧＥＮの平滑化のための処理内容について説明した。
図４は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）の平滑化処理を説明する線図である。図４の横軸に時間、縦軸に電力をとる。図４の破線は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）、図４の実線は、平滑化後の実際の電力（Ｐ＿ＦＬＴ）である。
図４に示すように、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）が高くなる方向に変動した場合は蓄電池１２２への充電指令を蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３に送信し、Ｐ＿ＧＥＮが低くなる方向に変動した場合は蓄電池１２２への放電指令を蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３に送信する。これにより、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）を得ることができる。このようにすることで、Ｐ＿ＧＥＮに存在する電力変動を抑制できるため、電力系統に悪影響を与えることなく、逆潮流させることができるようになる。
図４に示すように、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）が高くなる方向に変動した場合は蓄電池１２２への充電指令を蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３に送信し、Ｐ＿ＧＥＮが低くなる方向に変動した場合は蓄電池１２２への放電指令を蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３に送信する。これにより、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）を得ることができる。このようにすることで、Ｐ＿ＧＥＮに存在する電力変動を抑制できるため、電力系統に悪影響を与えることなく、逆潮流させることができるようになる。
［水電解装置１２４での電力吸収処理］
上述した通り、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が得られた後、水電解装置１２４でＰ＿ＷＥ分を吸収する。吸収後の電力は、Ｐ＿ＲＥＶである。以下、図５を用いて、この電力吸収の流れについて述べる。
図５は、水電解装置１２４での電力吸収処理を示すフローチャートである。図５は、図２のステップＳ２０の詳細フローである。
まず、ステップＳ２０１でシステムコントローラ１２１は、平滑化後の実際の電力（Ｐ＿ＦＬＴ）と水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）の差分の電力（Ｐ＿ＲＥＶ）を求める。
ステップＳ２０２では、システムコントローラ１２１は、上記差分の電力（Ｐ＿ＲＥＶ）の符号を判定する。
上述した通り、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が得られた後、水電解装置１２４でＰ＿ＷＥ分を吸収する。吸収後の電力は、Ｐ＿ＲＥＶである。以下、図５を用いて、この電力吸収の流れについて述べる。
図５は、水電解装置１２４での電力吸収処理を示すフローチャートである。図５は、図２のステップＳ２０の詳細フローである。
まず、ステップＳ２０１でシステムコントローラ１２１は、平滑化後の実際の電力（Ｐ＿ＦＬＴ）と水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）の差分の電力（Ｐ＿ＲＥＶ）を求める。
ステップＳ２０２では、システムコントローラ１２１は、上記差分の電力（Ｐ＿ＲＥＶ）の符号を判定する。
Ｐ＿ＲＥＶが正の場合、水電解装置１２４でＰ＿ＷＥ分電力吸収しても、余剰電力があることを意味する。そこで、ステップＳ２０３でシステムコントローラ１２１は、水電解装置１２４にＰ＿ＷＥを更に増加させる指令を送信（発行）して本フローにおける処理を終了する。ここでは応答性が遅い水電解装置１２４を採用しており、吸収電流または電力は所定の傾きに従って増加していく。
一方、Ｐ＿ＲＥＶが負の場合、水電解装置１２４の吸収電力Ｐ＿ＷＥが過剰であり、平滑化済みの供給電力Ｐ＿ＦＬＴでは不足している状態である。ここでは応答性が遅い水電解装置１２４を採用しているため、Ｐ＿ＦＬＴに見合った吸収電力となるよう、Ｐ＿ＷＥを即座に低下させることができない。このままでは、水電解装置１２４は想定した吸収電力が供給されないため、動作不良を起こす可能性がある。そこで、Ｐ＿ＲＥＶが負の場合は、Ｐ＿ＲＥＶを蓄電池１２２からの放電で賄うこととし、ステップＳ２０４でシステムコントローラ１２１は、Ｐ＿ＲＥＶ分の放電指令をＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３に送信する。
ステップＳ２０５では、水電解装置１２４にＰ＿ＷＥを減少させる指令を送信して本フローにおける処理を終了する。
ステップＳ２０５では、水電解装置１２４にＰ＿ＷＥを減少させる指令を送信して本フローにおける処理を終了する。
図６は、水電解装置１２４の電力吸収の処理内容をまとめた線図である。図６の横軸に時間、縦軸に電力をとる。図６の破線は、水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）、図６の実線は、平滑化後の実際の電力（Ｐ＿ＦＬＴ）である。なお、システムコントローラ１２１は、平滑化フィルタ１２１Ａのフィルタ係数を変えることで（Ｐ＿ＦＬＴ）の減少の傾きを変化させることができる。
図６に示すように、上記Ｐ＿ＦＬＴとＰ＿ＷＥの大小関係に従って、処理が２つに分かれる。すなわち、Ｐ＿ＲＥＶが正（Ｐ＿ＦＬＴ＞Ｐ＿ＷＥ）の場合は、Ｐ＿ＲＥＶが余剰電力となる（図６の網掛部参照）。このため、システムコントローラ１２１は、更に水素を生成させるべく水電解装置１２４の吸収電流または電力の増加指令を送信する。
Ｐ＿ＲＥＶが負（Ｐ＿ＦＬＴ＜Ｐ＿ＷＥ）の場合は、Ｐ＿ＲＥＶが不足電力のため、これを蓄電池１２２から賄うための放電指令を送信しながら、水電解装置１２４の吸収電流または電力の減少指令を送信する（図６のハッチング部参照）。
Ｐ＿ＲＥＶが負（Ｐ＿ＦＬＴ＜Ｐ＿ＷＥ）の場合は、Ｐ＿ＲＥＶが不足電力のため、これを蓄電池１２２から賄うための放電指令を送信しながら、水電解装置１２４の吸収電流または電力の減少指令を送信する（図６のハッチング部参照）。
以上説明したように、本実施形態に係る電力供給安定化システム１００は、再生可能エネルギを用いて発電する再生可能エネルギ発電システム１１０と、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）を蓄える蓄電池１２２と、水を電気分解して水素を発生させて電力を吸収する水電解装置１２４と、発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）を平滑化フィルタ１２１Ａにより平滑化し、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）が平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）より高い場合は蓄電池１２２に充電し、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）が平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）以下の場合または吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）が平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）以上の場合は蓄電池１２２から放電するように制御するシステムコントローラ１２１と、を備える。
システムコントローラ１２１は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）に対して平滑化フィルタ１２１Ａを施して目標電力を設定し、目標電力に合うよう蓄電池１２２を充放電させることで平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）を実現する。この平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）と水電解装置１２４の現在の吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）との差を求め、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）の方が大きい場合は水電解装置１２４の吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）を所定の傾きで増加させ、水電解装置１２４で吸収できない余剰電力を電力系統１３０へ出力する。水電解装置１２４の現在の吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の方が大きい場合は、蓄電池１２２から放電することで水電解装置１２４の現在の動作を維持させる。
このように、発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）を平滑化することで水電解装置１２４を安定して運用することができる。また、水電解装置１２４の吸収電力の余剰分を蓄電池１２２で平滑化して出力することができる。再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）に存在する電力変動を抑制できるため、電力系統１３０に悪影響を与えることなく、逆潮流させることができるようになる。
また、再生可能エネルギ発電システム１１０で発電させた電力を、蓄電・水電解システム１２０によって安定化させ、発電電力から水素を生成できる。
また、再生可能エネルギ発電システム１１０で発電させた電力を、蓄電・水電解システム１２０によって安定化させ、発電電力から水素を生成できる。
本実施形態では、システムコントローラ１２１は、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）より大きい場合は吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）を増加させ、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）以下の場合は吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）を減少させるように制御する。
このようにすることで、水電解装置１２４の吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）を、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）に応じて動的または適応的に変えられる。これにより、低応答の水電解装置１２４を用いて余剰電力吸収と系統安定化ができる。一般に、応答性の高い水電解装置は設備コストが高い。本実施形態では、低コスト（低応答）の水電解装置１２４を用いて余剰電力吸収と系統安定化を図ることができる。同様の理由で、水電解装置１２４の応答性能が異なる場合でも、共通の制御方法をそのまま適用することができ、汎用性のある電力供給安定化システムを実現することができる。
以上、水電解装置１２４の応答性能が異なる場合でも共通に適用できる制御方法を確立するとともに、再生可能エネルギの発電電力を平滑化しながら電力系統１３０へ逆潮流し、同時に水素を生成することが可能な電力供給安定化システムを実現することができる。
（第２の実施形態）
第２の実施形態に係る電力供給安定化システムの構成は、図１の電力供給安定化システム１００と同様である。ただし、電力供給安定化システムが備えるシステムコントローラ１２１の処理内容が追加されている。
本実施形態のシステムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の残存容量（放電可能容量）に基づいて、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を設定する。
また、システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２のＳＯＣに基づいて、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を設定する。例えば、システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の放電可能容量またはＳＯＣが高い場合、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を高くし、放電可能容量またはＳＯＣが低い場合、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を低くする。以降では、放電可能容量を用いた場合の、本発明の第２の実施形態を説明する。
第２の実施形態に係る電力供給安定化システムの構成は、図１の電力供給安定化システム１００と同様である。ただし、電力供給安定化システムが備えるシステムコントローラ１２１の処理内容が追加されている。
本実施形態のシステムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の残存容量（放電可能容量）に基づいて、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を設定する。
また、システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２のＳＯＣに基づいて、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を設定する。例えば、システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の放電可能容量またはＳＯＣが高い場合、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を高くし、放電可能容量またはＳＯＣが低い場合、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を低くする。以降では、放電可能容量を用いた場合の、本発明の第２の実施形態を説明する。
図７は、本発明の第２の実施形態に係る電力供給安定化システムの蓄電池の必要放電容量を説明する線図である。図７の横軸に時間、縦軸に電力をとる。図７の一点鎖線は、水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）、図７の実線は、平滑化後の実際の電力（Ｐ＿ＦＬＴ）である。
図７に示すように、時刻ａまではＰ＿ＦＬＴがＰ＿ＷＥよりも大きく、求められるＰ＿ＲＥＶは、余剰電力として逆潮流される。
Ｐ＿ＦＬＴが急落し、時刻ａ以降ではＰ＿ＷＥよりも小さくなる。ここで、使用している水電解装置１２４は応答性が遅い場合、このＰ＿ＦＬＴの急落に追従できず、所定の傾きで吸収電流若しくは電力を下げる制御を行うことになる。前記図５および図６で説明した通り、時刻ａ以降では、Ｐ＿ＲＥＶ分の電力が不足するため、蓄電池１２２に不足電力分を放電させる。この時に必要な蓄電池１２２の放電容量が図７のハッチング部の面積（符号ｂ、ｃ、ｄの３点を頂点とする三角形の面積）である。このハッチング部の面積分の容量は、何らかの事情でＰ＿ＦＬＴが急落した場合に必要となるため、常時、確保しておくことが望ましい。
図７に示すように、時刻ａまではＰ＿ＦＬＴがＰ＿ＷＥよりも大きく、求められるＰ＿ＲＥＶは、余剰電力として逆潮流される。
Ｐ＿ＦＬＴが急落し、時刻ａ以降ではＰ＿ＷＥよりも小さくなる。ここで、使用している水電解装置１２４は応答性が遅い場合、このＰ＿ＦＬＴの急落に追従できず、所定の傾きで吸収電流若しくは電力を下げる制御を行うことになる。前記図５および図６で説明した通り、時刻ａ以降では、Ｐ＿ＲＥＶ分の電力が不足するため、蓄電池１２２に不足電力分を放電させる。この時に必要な蓄電池１２２の放電容量が図７のハッチング部の面積（符号ｂ、ｃ、ｄの３点を頂点とする三角形の面積）である。このハッチング部の面積分の容量は、何らかの事情でＰ＿ＦＬＴが急落した場合に必要となるため、常時、確保しておくことが望ましい。
そこで、本実施形態では、制御の簡単化と蓄電池１２２の容量に余裕を持たせるために、上記面積に替えて、図７の符号ａ、ｂ、ｃの３点を頂点とする三角形の面積分の必要放電容量を常時確保する制御を行う。
具体的には、システムコントローラ１２１（図１参照）は、蓄電池１２２（図１参照）の放電可能容量を確認し、続いて、システムコントローラ１２１は、現在、設定しているＰ＿ＷＥの上限値と水電解装置１２４の性能で定まる電流若しくは電力の傾きを用いて三角形の面積（必要放電容量）を求める。蓄電池１２２の放電可能容量の現在値と、三角形の面積（必要放電容量）との間で所定以上の乖離がある場合、システムコントローラ１２１はＰ＿ＷＥの上限値を変更する。例えば、蓄電池１２２の放電可能容量と比較して前述した三角形の面積（必要放電容量）が大きい場合、Ｐ＿ＷＥの上限値を小さくすることで三角形の面積（必要放電容量）を小さくする。蓄電池１２２の放電可能容量と比較して前述した三角形の面積（必要放電容量）が小さい場合は、Ｐ＿ＷＥの上限値を大きくすることで三角形の面積（必要放電容量）を大きくすることもできる。
具体的には、システムコントローラ１２１（図１参照）は、蓄電池１２２（図１参照）の放電可能容量を確認し、続いて、システムコントローラ１２１は、現在、設定しているＰ＿ＷＥの上限値と水電解装置１２４の性能で定まる電流若しくは電力の傾きを用いて三角形の面積（必要放電容量）を求める。蓄電池１２２の放電可能容量の現在値と、三角形の面積（必要放電容量）との間で所定以上の乖離がある場合、システムコントローラ１２１はＰ＿ＷＥの上限値を変更する。例えば、蓄電池１２２の放電可能容量と比較して前述した三角形の面積（必要放電容量）が大きい場合、Ｐ＿ＷＥの上限値を小さくすることで三角形の面積（必要放電容量）を小さくする。蓄電池１２２の放電可能容量と比較して前述した三角形の面積（必要放電容量）が小さい場合は、Ｐ＿ＷＥの上限値を大きくすることで三角形の面積（必要放電容量）を大きくすることもできる。
このように、本実施形態では、第１の実施形態と同様に、低応答の水電解装置１２４を用いて余剰電力吸収と系統安定化を図ることができる。
また、本実施形態では、システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の放電可能容量に基づいて、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を設定することにより、Ｐ＿ＦＬＴが急落してＰ＿ＷＥを下回り、不足電力分が発生して蓄電池１２２から賄う場合に、確実に放電容量が確保可能な電力供給安定化システムを実現することができる。
また、本実施形態では、システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の放電可能容量に基づいて、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を設定することにより、Ｐ＿ＦＬＴが急落してＰ＿ＷＥを下回り、不足電力分が発生して蓄電池１２２から賄う場合に、確実に放電容量が確保可能な電力供給安定化システムを実現することができる。
［変形例］
システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の放電可能容量に基づいて、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を設定する。例えば、システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の放電可能容量が高い場合、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を高くし、放電可能容量が低い場合、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を低くする。これにより、水電解装置１２４の動作の維持を維持することができ、水電解装置１２４の劣化を抑制することができる。
システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の放電可能容量に基づいて、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を設定する。例えば、システムコントローラ１２１は、蓄電池１２２の放電可能容量が高い場合、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を高くし、放電可能容量が低い場合、吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）の上限値を低くする。これにより、水電解装置１２４の動作の維持を維持することができ、水電解装置１２４の劣化を抑制することができる。
ここで、システムコントローラ１２１は、上述した蓄電池１２２の充放電指令、吸収電流または電力の増加指令、水電解装置１２４の吸収電力の減少指令などの発行に際し、所定ヒステリシス（判定閾値を複数設けるなど）を設けてもよい。このようにすれば、発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）と平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）との判定時、また平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）と吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）との判定時などにおいて、頻繁に制御切り替えが発生するハンチング状態を防止することができ、蓄電・水電解システム１２０の動作の安定化を図ることができる。
（第３の実施形態）
図８は、本発明の第３の実施形態に係る電力供給安定化システムの全体構成図である。図１と同一構成部分には同一符号を付して重複箇所の説明を省略する。
図８に示すように、電力供給安定化システム２００は、再生可能エネルギ発電システム１１０と、蓄電・水電解システム２２０と、電力系統１３０と、これらを繋ぐ電力線１４０と、を備える。
蓄電・水電解システム２２０は、システムコントローラ２２１と、電気を蓄え放電可能な蓄電池１２２と、蓄電池１２２の直流電力を外部からの指令に応じて交流電力として出力する蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３と、交流電力を吸収して直流電力に変換して水素を生成する水電解装置１２４と、生成した水素を貯蔵するための水素貯蔵タンク１２５と、外部からの指令に応じて水素を活用した発電を行う水素発電機２１０と、水素発電機２１０と水素貯蔵タンク１２５の間との間で水素を輸送するための水素輸送手段２１１と、水電解装置１２４と水素貯蔵タンク１２５との間で水素を輸送するための水素輸送手段１２６と、を備える。水素輸送手段２１１は、例えば水素配管である。
図８は、本発明の第３の実施形態に係る電力供給安定化システムの全体構成図である。図１と同一構成部分には同一符号を付して重複箇所の説明を省略する。
図８に示すように、電力供給安定化システム２００は、再生可能エネルギ発電システム１１０と、蓄電・水電解システム２２０と、電力系統１３０と、これらを繋ぐ電力線１４０と、を備える。
蓄電・水電解システム２２０は、システムコントローラ２２１と、電気を蓄え放電可能な蓄電池１２２と、蓄電池１２２の直流電力を外部からの指令に応じて交流電力として出力する蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３と、交流電力を吸収して直流電力に変換して水素を生成する水電解装置１２４と、生成した水素を貯蔵するための水素貯蔵タンク１２５と、外部からの指令に応じて水素を活用した発電を行う水素発電機２１０と、水素発電機２１０と水素貯蔵タンク１２５の間との間で水素を輸送するための水素輸送手段２１１と、水電解装置１２４と水素貯蔵タンク１２５との間で水素を輸送するための水素輸送手段１２６と、を備える。水素輸送手段２１１は、例えば水素配管である。
システムコントローラ２２１は、蓄電・水電解システム２２０が備える機器の状態監視や制御を行う。図８の破線矢印に示すように、システムコントローラ２２１と各機器の間は、相互に指令を送受信するための通信線１５０で接続される。具体的には、システムコントローラ２２１と太陽光用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＰＶ）１１２は、通信線１５０Ａで接続され、システムコントローラ２２１と蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）１２３は、通信線１５０Ｂで接続される。また、システムコントローラ２２１と蓄電池１２２は、通信線１５０Ｃで接続され、システムコントローラ２２１と水電解装置１２４は、通信線１５０Ｄで接続される。さらに、システムコントローラ２２１と水素発電機２１０は、通信線１５０Ｅで接続される。
システムコントローラ２２１が取得するセンサの測定情報は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）と、蓄電・水電解システム２２０が備えるＰＣＳ＿ＢＡＴ１２３に出入する電力（Ｐ＿ＢＡＴ）と、水電解装置１２４が吸収する電力（Ｐ＿ＷＥ）と、水素発電機２１０による発電電力（Ｐ＿ＥＮＧ）と、Ｐ＿ＧＥＮに存在する電力変動を平滑化した結果の平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）と、最終的に電力系統１３０に逆潮流させる電力（Ｐ＿ＲＥＶ）である。これら電力情報から、各機器の状態や、システムコントローラ２２１が演算して制御した結果を把握できる。
システムコントローラ２２１は、前述した電力情報と機器が測定・演算した情報を用いて、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力を平滑化させるための制御と、水素を生成するための制御を実現している。
システムコントローラ２２１は、前述した電力情報と機器が測定・演算した情報を用いて、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力を平滑化させるための制御と、水素を生成するための制御を実現している。
システムコントローラ２２１は、再生可能エネルギ発電システム１１０の発電電力（Ｐ＿ＧＥＮ）が平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）以下の場合、または吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）が平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）以上の場合は水素貯蔵タンク１２５から供給される水素を用いて水素発電機２１０を動作させる。
水電解装置１２４で生成された水素は、水素輸送手段１２６を介して水素貯蔵タンク１２５に輸送および貯蔵される。水素輸送手段１２６は、例えば水素配管である。
水素貯蔵タンク１２５に貯蔵された水素は、必要に応じて水素輸送手段２１１を介して水素発電機２１０に輸送される。水素発電機２１０は、受け取った水素を用いて交流電力を発電する。
なお、水電解装置１２４で製造された水素は、配管１２６を通して水素貯蔵タンク１２５に貯蔵され、必要に応じて水素発電機２１０で再び電力（Ｐ＿ＥＮＧ）に変換され供給される。
水電解装置１２４で生成された水素は、水素輸送手段１２６を介して水素貯蔵タンク１２５に輸送および貯蔵される。水素輸送手段１２６は、例えば水素配管である。
水素貯蔵タンク１２５に貯蔵された水素は、必要に応じて水素輸送手段２１１を介して水素発電機２１０に輸送される。水素発電機２１０は、受け取った水素を用いて交流電力を発電する。
なお、水電解装置１２４で製造された水素は、配管１２６を通して水素貯蔵タンク１２５に貯蔵され、必要に応じて水素発電機２１０で再び電力（Ｐ＿ＥＮＧ）に変換され供給される。
水素発電機２１０は、受け取った水素を用いて交流電力を発電する。
水素発電機２１０は、エンジン発電機、もしくはタービン発電機を用いることで交流電力を直接供給できる。燃料電池を利用した場合は、装置内部の交直変換設備によって交流変換し供給する。エンジン発電機もしくはタービン発電機の場合、システム上の問題により水素の供給が困難になった時に、別の燃料で発電することが可能である。このため、系統電力線１３０への電力安定供給の観点では、水素発電機２１０はエンジン発電機もしくはタービン発電機であることが好ましく、更にバックアップ用の燃料を備えていることが好ましい。バックアップ用の燃料は入手容易性から化石燃料を選択してもよく、環境性の観点からバイオマス燃料としてもよい。
水素発電機２１０は、エンジン発電機、もしくはタービン発電機を用いることで交流電力を直接供給できる。燃料電池を利用した場合は、装置内部の交直変換設備によって交流変換し供給する。エンジン発電機もしくはタービン発電機の場合、システム上の問題により水素の供給が困難になった時に、別の燃料で発電することが可能である。このため、系統電力線１３０への電力安定供給の観点では、水素発電機２１０はエンジン発電機もしくはタービン発電機であることが好ましく、更にバックアップ用の燃料を備えていることが好ましい。バックアップ用の燃料は入手容易性から化石燃料を選択してもよく、環境性の観点からバイオマス燃料としてもよい。
以下、上述のように構成された電力供給安定化システム２００の動作について説明する。
図９は、水素発電機２１０の動作処理を示すフローチャートである。
まず、ステップＳ３０１でシステムコントローラ２２１は、蓄電池１２２（図８参照）の残存電力量（放電可能容量）が所定範囲内か否かを判別する。
蓄電池１２２の残存電力量が所定範囲内の場合（Ｓ３０１：Ｙｅｓ）、ステップＳ３０２でシステムコントローラ２２１は、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）よりも小さい場合は蓄電池１２２から放電するよう制御する。そして、ステップＳ３０３でＰ＿ＷＥの上限値を上昇させて本フローにおける処理を終了する。
図９は、水素発電機２１０の動作処理を示すフローチャートである。
まず、ステップＳ３０１でシステムコントローラ２２１は、蓄電池１２２（図８参照）の残存電力量（放電可能容量）が所定範囲内か否かを判別する。
蓄電池１２２の残存電力量が所定範囲内の場合（Ｓ３０１：Ｙｅｓ）、ステップＳ３０２でシステムコントローラ２２１は、平滑化電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）よりも小さい場合は蓄電池１２２から放電するよう制御する。そして、ステップＳ３０３でＰ＿ＷＥの上限値を上昇させて本フローにおける処理を終了する。
一方、上記ステップＳ３０１で蓄電池１２２の残存電力量が所定範囲外の場合（Ｓ３０１：Ｎｏ）、ステップＳ３０４でシステムコントローラ２２１は、水素貯蔵タンク１２５の残存水素量が所定量あるか否かを判別する。
水素貯蔵タンク１２５の残存水素量が所定量ある場合（Ｓ３０４：Ｙｅｓ）、ステップＳ３０５でシステムコントローラ２２１は、Ｐ＿ＦＬＴがＰ＿ＷＥよりも小さい場合は蓄電池１２２と水素発電機２１０から放電するよう制御して本フローにおける処理を終了する。なお、図９のフローチャートには示していないが、蓄電池１２２の残存電力量が少ない、もしくは、蓄電池１２２から取り出せる電力が小さいなど、蓄電池１２２の利用ができない場合は、水素発電機２１０のみを用いた放電制御を実行すると良い。
水素貯蔵タンク１２５の残存水素量が所定量ない場合（Ｓ３０４：Ｎｏ）、ステップＳ３０６でシステムコントローラ２２１は、Ｐ＿ＷＥの上限値を低下させて本フローにおける処理を終了する。
水素貯蔵タンク１２５の残存水素量が所定量ある場合（Ｓ３０４：Ｙｅｓ）、ステップＳ３０５でシステムコントローラ２２１は、Ｐ＿ＦＬＴがＰ＿ＷＥよりも小さい場合は蓄電池１２２と水素発電機２１０から放電するよう制御して本フローにおける処理を終了する。なお、図９のフローチャートには示していないが、蓄電池１２２の残存電力量が少ない、もしくは、蓄電池１２２から取り出せる電力が小さいなど、蓄電池１２２の利用ができない場合は、水素発電機２１０のみを用いた放電制御を実行すると良い。
水素貯蔵タンク１２５の残存水素量が所定量ない場合（Ｓ３０４：Ｎｏ）、ステップＳ３０６でシステムコントローラ２２１は、Ｐ＿ＷＥの上限値を低下させて本フローにおける処理を終了する。
このように、本実施形態では、電力供給安定化システム２００は、水素貯蔵タンク１２５（水素貯蔵設備）と、水素輸送手段１２６と、水素発電機２１０と、を備え、システムコントローラ２２１は、平滑化フィルタ１２１Ａを施した後の発電電力（Ｐ＿ＦＬＴ）が吸収電力（Ｐ＿ＷＥ）よりも低い場合に水素貯蔵タンク１２５から水素輸送手段１２６を介して供給される水素を用いて水素発電機２１０を動作させる。
これにより、低応答の水電解装置１２４で生成した水素の活用を図ることができる。
これにより、低応答の水電解装置１２４で生成した水素の活用を図ることができる。
本発明は上記各実施形態に限定されるものではなく、特許請求の範囲に記載した本発明の要旨を逸脱しない限りにおいて、他の変形例、応用例を含む。
上記各実施形態は本発明をわかりやす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、ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態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。
１００，２００ 電力供給安定化システム（再生エネルギ発電システム）
１１０ 再生可能エネルギ発電システム
１２０，２２０ 蓄電・水電解システム
１２１，２２１ システムコントローラ（制御手段）
１２１Ａ 平滑化フィルタ
１２２ 蓄電池
１２３ 蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）
１２４ 水電解装置
１２５ 水素貯蔵タンク（水素貯蔵手段，水素貯蔵設備）
１２６，２１１ 水素輸送手段
１３０ 電力系統
１４０ 電力線
１５０，１５０Ａ〜１５０Ｅ 通信線
Ｐ＿ＧＥＮ 再生可能エネルギ発電システムの発電電力
Ｐ＿ＢＡＴ 蓄電池用パワーコンディショナに出入する電力
Ｐ＿ＷＥ 水電解装置が吸収する電力
Ｐ＿ＦＬＴ 電力変動を平滑化した結果の平滑化電力
Ｐ＿ＲＥＶ 電力系統に逆潮流させる電力
Ｐ＿ＥＮＧ 水素発電機による発電電力
１１０ 再生可能エネルギ発電システム
１２０，２２０ 蓄電・水電解システム
１２１，２２１ システムコントローラ（制御手段）
１２１Ａ 平滑化フィルタ
１２２ 蓄電池
１２３ 蓄電池用パワーコンディショナ（ＰＣＳ＿ＢＡＴ）
１２４ 水電解装置
１２５ 水素貯蔵タンク（水素貯蔵手段，水素貯蔵設備）
１２６，２１１ 水素輸送手段
１３０ 電力系統
１４０ 電力線
１５０，１５０Ａ〜１５０Ｅ 通信線
Ｐ＿ＧＥＮ 再生可能エネルギ発電システムの発電電力
Ｐ＿ＢＡＴ 蓄電池用パワーコンディショナに出入する電力
Ｐ＿ＷＥ 水電解装置が吸収する電力
Ｐ＿ＦＬＴ 電力変動を平滑化した結果の平滑化電力
Ｐ＿ＲＥＶ 電力系統に逆潮流させる電力
Ｐ＿ＥＮＧ 水素発電機による発電電力
Claims (5)
- 再生可能エネルギを用いて発電する発電装置の発電電力を蓄える蓄電池と、
水を電気分解して水素を発生させて電力を吸収する水電解装置と、
前記発電電力を平滑化し、前記発電電力が前記平滑化した電力より高い場合は前記蓄電池に充電し、前記発電電力が前記平滑化した電力以下の場合または前記水電解装置による吸収電力が前記平滑化した電力以上の場合は前記蓄電池から放電するように制御する制御手段と、を備え、
前記制御手段は、
前記平滑化した電力と前記水電解装置の現在の吸収電力との差を求め、前記平滑化した電力の方が大きい場合は、前記水電解装置による吸収電力を所定の傾きで増加させ、前記水電解装置で吸収できない余剰電力を電力系統へ出力するとともに、前記水電解装置の現在の吸収電力の方が大きい場合は、前記蓄電池から放電することで前記水電解装置の現在の動作を維持させる
ことを特徴とする電力供給安定化システム。 - 前記制御手段は、
前記蓄電池の残存容量に基づいて、前記吸収電力の上限値を設定する
ことを特徴とする請求項１に記載の電力供給安定化システム。 - 前記制御手段は、
前記蓄電池の前記残存容量が高い領域の場合、前記吸収電力の上限値を高くし、前記残存容量が前記高い領域よりも低い値である低い領域の場合、前記吸収電力の上限値を低くする
ことを特徴とする請求項２に記載の電力供給安定化システム。 - 水素貯蔵手段と、水素発電機と、をさらに備え、
前記制御手段は、
前記発電装置の発電電力が前記平滑化した電力以下の場合または前記吸収電力が前記平滑化した電力以上の場合は前記水素貯蔵手段から供給される水素を用いて前記水素発電機を動作させる
ことを特徴とする請求項１ないし請求項３のいずれか一項に記載の電力供給安定化システム。 - 再生可能エネルギを用いて発電する発電装置と、
請求項１ないし請求項４のいずれか一項に記載の電力供給安定化システムと、を備える
ことを特徴とする再生エネルギ発電システム。
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| JP2016228294A JP6802694B2 (ja) | 2016-11-24 | 2016-11-24 | 電力供給安定化システムおよび再生エネルギ発電システム |
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