JP6902663B1 - 再生可能エネルギー発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】逆潮流をしないという技術的制約を遵守しつつ、発電量の過度な抑制を避け、再生可能エネルギーによる自家消費を実現する再生可能エネルギー発電システムを提供する。【解決手段】再生可能エネルギー発電システム２は、再生可能エネルギー発電設備６と、再生可能エネルギー発電設備６からの発電量を検出する発電量検出部５と、負荷が必要とする需要量を検出する需要量検出部４と、発電量を予測する発電量予測部１０と、需要量を予測する需要量予測部９と、再生可能エネルギー発電設備６の出力上限値を指令する演算部３と、を備え、演算部３は、需要量予測部９からの需要量予測値に基づいてマージンを算出するマージン算出部３１を備える。【選択図】図１

Description

本発明は、再生可能エネルギー発電システムに関する。

再生可能エネルギー発電設備は、電気事業者による再生可能エネルギー電気の調達に関する特別措置法に基づく再生可能エネルギーの固定価格買取制度（ＦＩＴ制度）施行後、急速に導入量を増やしてきた。近年はＥＳＧ投資、ＲＥ１００、ＳＤＧｓが世界的に注目されており、事業活動の低炭素化を図るべく、再生可能エネルギー発電設備の更なる導入が期待されている。なお、ＥＳＧ投資とは、環境（Ｅ）、社会（Ｓ）、ガバナンス（Ｇ）を重視した経営を行う企業の株式や債券などを対象とした投資である。ＲＥ１００は「Renewable Energy 100%（再生可能エネルギー100％）」の略称である。ＳＤＧｓは「Sustainable Development Goals（持続可能な開発目標）」の略称である。

一方で、昨今の地震、台風等の災害影響を踏まえて、非常時の事業継続性（ＢＣＰ）や生活インフラの確保が強く求められている。ＦＩＴ制度を活用した発電設備は、電力需要場所によらず、気象や地形の条件がよい遠隔地に設置されることがあるが、ＢＣＰ対応電源は有事でも電源を確保できるよう電力需要場所に近接していることが望ましい。以上の状況から、今後は再生可能エネルギー発電設備を電力需要場所に設置する、すなわち自家消費する形態も増加すると予想される。

自家消費では、電力需要場所から商用系統への電力供給（逆潮流）が発生しないように制御する必要がある。とくに、電力需要が時々刻々と変化する場合、逆潮流を防止できるように各設備を時々刻々と制御する必要がある。また、再生可能エネルギー発電設備は、気象によって発電電力が時々刻々と変化する。すなわち、再生可能エネルギー発電設備による自家消費を実現するためには、電力需要と発電電力がそれぞれ時々刻々と変化する中、逆潮流を防止するよう制御を工夫する必要がある。ここで、特許文献１は、再生可能エネルギーによる自家消費を実現するためのシステム構成を開示している。需要量の急減に伴う逆潮流を防止するための工夫として、潮流電力から固定値（特許文献１ではベース潮流電力と表現され実施形態では例えば１００ｋＷ）を差し引いた値を、発電量設定値としている。また、ベース潮流電力は、需要量の最大値や制限可能な負荷により定めることとされ、固定値として与えられる。

特許第６４１４８７０号公報

特許文献１と異なり、需要量を制御しない、または蓄電池を有さない発電システムの場合、発電量の制御のみによって、逆潮流を防止する必要がある。この場合、時々刻々と変化する需要量や発電量に対応できるよう、十分に大きなマージン（ベース潮流電力）を設定する対策が考えられる。しかし、大きなマージンを課し続けると、発電量を過度に抑制し、発電機会を逸しかねない。再生可能エネルギー発電設備が発電機会を逸すると、化石燃料由来のエネルギーを動力源とした発電設備の発電量を増加させることで電力需要を賄う必要が生じるため、温室効果ガスの増加につながる。過剰なマージンを課さないよう、マージンを小さい値に更新する機構を有する必要がある。

特許文献１において、潮流電力は、需要量の値と発電量の値との差で定めることとされている。需要量、発電量、いずれも検出された値、すなわち過去の値を参照している。前述のとおり、需要量を制御しない、または蓄電池を有さない発電システムの場合、逆潮流を防止するため、発電量の制御を高度化する必要がある。とくに、需要量や発電量の予測値、すなわち将来の値を考慮することで、マージンの算出を精緻化し、発電量の制御を高度化することを考える。

本発明は、前記した課題を解決するためになされたものであり、逆潮流をしないという技術的制約を遵守しつつ、発電量の過度な抑制を避け、再生可能エネルギーによる自家消費を実現する再生可能エネルギー発電システムを提供することを目的とする。

前記目的を達成するため、本発明の再生可能エネルギー発電システムは、再生可能エネルギー発電設備と、再生可能エネルギー発電設備からの発電量を検出する発電量検出部と、負荷が必要とする需要量を検出する需要量検出部と、発電量を予測する発電量予測部と、需要量を予測する需要量予測部と、再生可能エネルギー発電設備の出力上限値を指令する演算部と、を備え、演算部は、アルゴリズムにより、需要量予測部からの需要量予測値に基づいて、需要量と出力上限値の差分と比較して、需要量予測値と出力上限値のマージンが小さくなるよう、複数のアルゴリズムの加重平均値を取ることでマージンを算出するマージン算出部を備えることを特徴とする。本発明のその他の態様については、後記する実施形態において説明する。

本発明によれば、逆潮流をしないという技術的制約を遵守しつつ、発電量の過度な抑制を避け、再生可能エネルギーによる自家消費を実現することを可能とする。

第１実施形態に係る再生可能エネルギー発電システムの構成を示す図である。 マージン算出部の処理を示すフロー図である。 マージン算出部のアルゴリズムの詳細を示すフロー図である。 出力上限値算出部の処理を示すフロー図である。 図４の算出処理をグラフで表記した図である。 需要量予測値の更新を時系列で示したグラフである。 第１実施形態に係る再生可能エネルギー発電システムによる制御例とその適用効果を示す図である。 第２実施形態に係る再生可能エネルギー発電システムの構成を示す図である。 第２実施形態に係る出力上限値算出部の処理を示すフロー図である。 第２実施形態の作用効果を説明した図である。 第３実施形態に係る再生可能エネルギー発電システムの構成を示す図である。 第３実施形態に係る異常検出部の処理を示すフロー図である。 第４実施形態に係る複数の再生可能エネルギー発電設備を備えた場合の再生可能エネルギー発電システムの構成を示す図である。

本発明を実施するための実施形態について、適宜図面を参照しながら詳細に説明する。
<<第１実施形態>>
図１は、第１実施形態に係る再生可能エネルギー発電システム２の構成を示す図である。再生可能エネルギー発電システム２は、商用系統１、負荷８が接続されたシステムである。再生可能エネルギー発電システム２は、演算部３、需要量検出部４、発電量検出部５、再生可能エネルギー発電設備６、再生可能エネルギー発電制御設備７、需要量予測部９、発電量予測部１０を備え、負荷８に電力を供給する。

需要量検出部４は、負荷８が必要とする電力需要を検出し、時刻ｔにおける需要量信号Ｄｔを送出する。発電量検出部５は、再生可能エネルギー発電設備６からの発電量を検出し、時刻ｔにおける発電量信号Ｐｔを送出する。

再生可能エネルギー発電設備６は、再生可能エネルギーを用いて発電する設備であり、例えば風力発電、太陽光発電などがある。

演算部３は、需要量検出部４、発電量検出部５、需要量予測部９、発電量予測部１０からの入力信号に基づき、再生可能エネルギー発電設備６の出力上限値を指令するための装置であり、マージン算出部３１及び出力上限値算出部３２で構成されている。そして、演算部３は時刻ｔにおける出力上限値Ｕｔを送出する。

再生可能エネルギー発電制御設備７は、演算部３からの出力上限値Ｕｔを再生可能エネルギー発電設備６に送信し、再生可能エネルギー発電設備６の出力を制御する。負荷８は需要家側で電力を消費する装置を表す。

需要量予測部９は、気象予報値、需要実績値、負荷特性、保守点検、生産スケジュールから需要予測するための装置であり、時刻ｔにおける需要量予測値信号Ｄｔ^＊を送出する。

発電量予測部１０は、気象予報値、発電実績値、発電機特性、発電機を囲む地形的な特性、保守点検スケジュールに基づいて、時刻ｔにおける発電量予測値信号Ｐｔ^＊を送出する。

本実施形態において、再生可能エネルギー発電設備６は風力発電設備とする。風力発電設備は、風力エネルギーを電気エネルギーに変換する発電機、発電された電気エネルギーを商用周波数に変換する電力変換器（フルコンバータ）を有しているほか、出力および出力変化率の上限値を設定することが可能であり、風速と発電量の相関関係（パワーカーブ）が既知であるため気象予報値から出力予測できることが特徴である。

太陽光発電設備では、光エネルギーを電気エネルギーに変換するパネル、発電された電気エネルギーを直流から交流に変換するパワーコンディショナを有しているほか、出力および出力変化率の上限値を設定することが可能であり、日射量と発電量の相関関係が既知であるため気象予報値から出力予測できることが特徴である。

図２は、マージン算出部３１の処理を示すフロー図である。マージン算出部３１には２つの手法（ａ）（ｂ）がある。基本的な手法（ａ）では、マージン算出部３１は、アルゴリズムにより（Ｓ３１ａ）、発電量信号Ｐｔ、発電量予測値信号Ｐｔ^＊、需要量信号Ｄｔ、需要量予測値信号Ｄｔ^＊に基づき、マージンＭｔを算出する。マージンＭｔの算出方法については、図３で説明する。そして、マージン算出部３１は、非負確認処理（Ｓ３１ｂ）により、マージンＭｔが負の値でないことを確認し、処理を終了する。出力上限値Ｕｔの算出方法は、図４、図５、数３、数４を用いて後記するが、マージンＭｔが負の値の場合、出力上限値Ｕｔが需要量予測値よりも大きくなる可能性があり、逆潮流を防止することができない。

次に、手法（ｂ）は、複数のアルゴリズムを用いた手法である点が相違する。マージン算出部３１は、それぞれのアルゴリズムにより（Ｓ３１ａ）、発電量信号Ｐｔ、発電量予測値信号Ｐｔ^＊、需要量信号Ｄｔ、需要量予測値信号Ｄｔ^＊に基づき、マージン候補を算出する。但し、再生可能エネルギー発電制御設備が指令できる値は一つのため、何らかのルールに基づいて、複数のマージン候補から一つの値に設定する。そこで、マージン算出部３１は、集計処理（Ｓ３１ｃ）により、任意の方法で一つのマージンＭｔに設定する。

集計処理（Ｓ３１ｃ）の方法としては、例えば以下の方法を用いる。
集計処理方法１：逆潮流を防ぐため、マージン候補のうち、最大値をとる方法。
集計処理方法２：逆潮流を防ぐため、加重平均値をとる方法。
具体的には、最大値のマージンを取れば、逆潮流を防ぎ安全側となるが、（マージン算出処理３１の後段にある）出力上限値算出部３２においても安全側を意識した計算をするため、演算部全体として過度の出力抑制となり兼ねない。そこで、アルゴリズム３１ａの精度や得意不得意、引数とした発電量、発電量予測値、需要量、需要量予測値の精度や傾向によって適当に重みを付けて、加重平均値をとる。
なお、非負確認処理Ｓ３１ｂは手法（ａ）と同様である。

図３は、マージン算出部３１のアルゴリズム（Ｓ３１ａ）の詳細を示すフロー図である。アルゴリズムには３つの手法が考えられ、順番に説明する。

図３（ａ）のアルゴリズムでは、マージン算出部３１は、トレンド把握処理（Ｓ３１ａ１）において需要量信号Ｄｔと発電量信号Ｐｔの差分、需要量予測値信号Ｄｔ^＊と発電量予測値信号Ｐｔ^＊の差分の変化方向（トレンド）を算出し、マージン算出関数（Ｓ３１ａ２）によりマージンＭｔを算出する。

マージン算出部３１は、例えば、次の式（１）に基づき、最小二乗法で回帰直線を推定し、回帰直線の傾きが負であれば差分が狭まるトレンド、回帰直線の傾きが正であれば差分が広がるトレンドと判定する。例えば、Ｔ０の１０秒前、２０秒前、３０秒前のＤｔとＰｔを用いて、３つのＤｔ−Ｐｔを算出する。さらに、Ｔ０から１０秒目、２０秒目、３０秒目のＤｔ^＊とＰｔ^＊をそれぞれ算出し、算出した３つのＤｔ^＊と３つのＰｔ^＊を用いて、それぞれＤｔ^＊−Ｐｔ^＊を算出する。これら３つのＤｔ−Ｐｔと３つのＤｔ^＊−Ｐｔ^＊からなる６点により、回帰直線を推定する。

そして、マージン算出部３１は、マージン算出関数（Ｓ３１ａ２）により、差分が狭まる場合は大きいマージン、差分が広がる場合は小さいマージンとする。

図３（ｂ）のアルゴリズムでは、マージン算出部３１は、逆潮流リスク把握処理（Ｓ３１ａ３）により、逆潮流リスクを算出し、マージン算出関数（Ｓ３１ａ２）によりマージンＭｔを算出する。マージン算出部３１は、逆潮流リスク把握処理（Ｓ３１ａ３）により、需要量予測値信号Ｄｔ^＊と発電量予測値信号Ｐｔ^＊の差によって、逆潮流リスクを算出する。具体的には、需要量予測値信号Ｄｔ^＊と発電量予測値信号Ｐｔ^＊が最も近づく値を逆潮流リスクＲＲと定義すると、需要量予測値と発電量予測値の差の最小値が逆潮流リスクとなる。

マージン算出部３１は、次の式（２）に基づき、逆潮流リスクＲＲを算出する。例えば、制御周期を６０秒、すなわちＴ１＝Ｔ０＋６０（秒）とするとき、Ｔ０から１０秒目、２０秒目、３０秒目、４０秒目、５０秒目、６０秒目のＤｔ^＊とＰｔ^＊をそれぞれ算出し、算出した６つのＤｔ^＊と６つのＰｔ^＊を用いて、それぞれＤｔ^＊−Ｐｔ^＊を算出し、それら６つのＤｔ^＊−Ｐｔ^＊のうち、最小値を逆潮流リスクＲＲとする。

そして、マージン算出部３１は、マージン算出関数（Ｓ３１ａ２）により、逆潮流リスクＲＲが高い場合は大きいマージン、低い場合は小さいマージンとする。前記逆潮流リスクＲＲの場合、逆潮流リスクの高低とＲＲの大小が逆であるため、マージンＭｔは逆潮流リスクＲＲのマイナス１倍、または逆潮流リスクＲＲの逆数とする。

図３（ｃ）のアルゴリズムでは、マージン算出部３１は、需要量予測精度把握処理（Ｓ３１ａ４）において需要量予測精度を算出し、マージン算出関数（Ｓ３１ａ２）により、マージンＭｔを算出する。マージン算出部３１は、需要量予測精度把握処理（Ｓ３１ａ４）により、これまでの需要量信号Ｄｔと需要量予測値信号Ｄｔ^＊から誤差を算出し、誤差に基づいて需要量予測精度を把握する。そして、マージン算出部３１は、マージン算出関数（Ｓ３１ａ２）により、需要量予測精度が低い場合は大きいマージン、高い場合は小さいマージンとする。

マージン算出関数（Ｓ３１ａ２）には、例えば以下の手法（マージン算出手法１、マージン算出手法２）を用いる。図３（ａ）（ｂ）（ｃ）のいずれも、どちらのマージン算出関数も適用できる。

マージン算出手法１：処理結果を引数にした関数や数表によって算出する。例えば図３（ａ）の場合、差分の傾向を引数、マージンを返り値とする関数や数表を定義しておく。

マージン算出手法２：処理結果をもとに前回のマージンに微小値を加減して算出する。例えば図３（ａ）の場合、差分が狭まる場合は前回のマージンＭ_０に、事前に設定しておいた微小値ΔＭ^＋を足した値を次のマージンＭ_１（＝Ｍ_０＋ΔＭ^＋）とし、差分が広まる場合は前回のマージンＭ_０から、事前に設定しておいた微小値ΔＭ⁻を引いた値を次のマージンＭ_１（＝Ｍ_０−ΔＭ⁻）とする。

図４は、出力上限値算出部３２の処理を示すフロー図である。出力上限値算出部３２は、算出処理（Ｓ３２ａ）により、需要量予測値信号Ｄｔ^＊とマージンＭｔに基づいて、以下の式（３）で仮の出力上限値Ｘｔを算出する。そして、出力上限値算出部３２は、後記する集計処理（Ｓ３２ｂ）後、非負確認処理（Ｓ３２ｃ）により、出力上限値Ｕ_１が負の値でないことを確認し、処理を終了する。

集計処理（Ｓ３２ｂ）について説明する。再生可能エネルギー発電制御設備７の制御周期が、発電量検出部５、需要量検出部４、発電量予測部１０、需要量予測部９の計測周期、予測周期よりも長い場合がある。このとき、算出処理３２ａの結果を再生可能エネルギー発電制御設備７へそのまま指令することができず、一つの値に集計する。ここで、自家消費型発電システムでは、出力抑制回数を削減するよりも逆潮流をさせない制約のほうがより強く求められることに注目すると、出力上限値Ｘｔは最小値を採用することが最も安全側の制御となる。そこで、以下の式（４）により、時刻ｔ＝Ｔ_０〜Ｔ_１間における再生可能エネルギー発電設備の出力上限値Ｕ_１を算出する。

図５は、図４の算出処理（Ｓ３２ａ）をグラフで表記した図である。縦軸に出力、横軸に時間で示す。例えば、制御周期を６０秒、すなわちＴ_１＝Ｔ＋６０とするとき、Ｔ_０から１０秒目、２０秒目、３０秒目、４０秒目、５０秒目、６０秒目のＸｔをそれぞれ算出し、算出された６つのＸｔのうち、最小値をＵ_１とする。

図６は、需要量予測値の更新を時系列で示したグラフである。横軸は時間、縦軸は出力である。図６（ａ）は、時刻ｔ＝Ｔ_０より以前の需要量（需要実績値）に基づく制御結果を示した図である。時刻ｔ＝Ｔ_０と時刻ｔ＝Ｔ_１は、制御タイミングである。実線は時刻ｔ＝Ｔ_０までの需要量（需要実績値）であり、点線は時刻ｔ＝Ｔ_０より一つ前の制御タイミングにおける需要実績値を積算することで得られた需要予測値である。また、一点鎖線は時刻ｔ＝Ｔ_０までの風力発電の出力上限値Ｕ_０を示す。

図６（ｂ）は、時刻ｔ＝Ｔ_０において需要予測値を更新した図である。時刻ｔがＴ_０に到達すると、演算部３は時刻ｔ＝Ｔ_０までの需要実績値を積算して、新しい需要予測値に更新する。

図６（ｃ）は、時刻ｔ＝Ｔ_０において風力発電の出力上限値を更新した図である。本実施形態では、新しい需要予測値が出力上限値Ｕ_０を下回っているため、時刻ｔ＝Ｔ_０〜Ｔ_１における風力発電の出力上限値はＵ_１に更新される（Ｕ_１＜Ｕ_０）。

図７は、第１実施形態に係る再生可能エネルギー発電システム２による制御例とその適用効果を示す図である。図７は、需要実績値および需要予測値、風力発電設備における発電実績値および発電予測値、風力発電設備に課せられた発電量上限値、逆潮流せずに出力するという技術的制約を遵守している様子、本実施形態の効果を示したグラフである。

Ｔ_０以前の時間帯において風力発電設備は出力上限値Ｕ_０を下回るように制御された結果、発電実績値は需要実績値を下回り、Ｔ_０以前の時間帯において逆潮流せずに出力できたことが分かる。Ｔ_０以降からＴ_１以前の時間帯において、風力発電設備は新たな出力上限値Ｕ_１を下回るように制御される予定であり、発電予測値は需要予測値を下回る予定であることから、風力発電設備はＴ_０以降からＴ_１以前の時間帯において逆潮流せずに出力できる予定であることが分かる。すなわち、風力発電設備に出力上限値を課す制御により、逆潮流をしないという技術的制約を満足できることを意味している。

さらに、図７では、出力上限値の更新によって、出力抑制せずに済む分、すなわち本実施形態で実現するマージン調整によって生じる効果が分かる。Ｔ_０以前に注目すると、需要実績値と出力上限値Ｕ_０の差分は比較的大きい。時刻Ｔ_０において、Ｔ_０以降Ｔ_１以前において適用されるマージンを小さくするように更新されると、Ｔ_０以降Ｔ_１以前において風力発電設備に課せられる出力上限値Ｕ_１が大きくなるように更新される。出力上限値Ｕ_１が大きくなることで、風力発電設備は発電機会を増やすことができる。ハッチング部は、出力上限値をＵ_０からＵ_１に更新することによって新たに獲得できた発電機会である。出力上限値がＵ_０のままであると、風力発電設備はハッチング部の下辺までしか発電できない。一方、出力上限値がＵ_１に更新されることによって、風力発電設備はハッチング部の上辺まで発電できるようになる。

本実施形態によれば、逆潮流をしないという技術的制約を遵守しつつ、風力発電設備の発電機会を増やすことが可能となり、低炭素化に寄与できる。

＜＜第２実施形態＞＞
第２実施形態では、出力上昇率を制限することにより、次の制御タイミングＴ_１までに逆潮流が発生しないと見込まれる時は、出力上限値を更新しない、または最大出力抑制制御をしないことが特徴である。

図８は、第２実施形態に係る再生可能エネルギー発電システム２Ａの構成を示す図である。図８は、図１と比較して、出力上限値算出部３２Ｘに発電量信号Ｐｔを入力している点が相違する。

図９は、第２実施形態に係る出力上限値算出部３２Ｘの処理を示すフロー図である。出力上限値算出部３２Ｘは、需要量予測値信号Ｄ_１ ^＊からマージンＭ_１を差し引いた値Ｘ_０を算出し（Ｓ３２ｄ）。現在の発電量Ｐ_０に、次の制御タイミングまでの時間（Ｔ_１‐Ｔ_０）×出力上昇率の上限値Ｒ［ｋＷ／ｓ］を足し合わせることで、Ｔ_１において発電量が取り得る最大値Ｙ_０を算出する（Ｓ３２ｅ）。

出力上限値算出部３２Ｘは、Ｘ_０とＹ_０の大小関係に応じて（Ｓ３２ｆ）、次の制御タイミングＴ_１における出力上限値Ｕ_１を算出する。Ｘ_０がＹ_０以下の場合（Ｓ３２ｆ，Ｙｅｓ）、出力上限制御をしないと逆潮流を発生させる可能性があるので、出力上限値算出部３２Ｘは、Ｘ_０をＵ_１とする（Ｓ３２ｇ）。

一方、Ｘ_０がＹ_０よりも大きい場合（Ｓ３２ｆ，Ｎｏ）、出力上限制御をしなくても出力上昇率制御により逆潮流を発生させないことが明らかなので、出力上限値算出部３２Ｘは、出力上限値を更新しない（Ｕ_１＝Ｕ_０）ことで出力上限値Ｕ_１を設定する（Ｓ３２ｈ）。なお、Ｓ３２ｈにおいて、最大出力抑制制御をしないことも可能である。

図１０は、本実施形態の作用効果を説明した図である。なお、出力上昇率制限制御の制御周期が、最大出力抑制制御の制御周期よりも粗い、または、外部指令で制御できない場合を想定している。

図１０（ａ）では、時刻Ｔ_０において、需要実績値と風力発電設備の出力実績値を集計した所、次の制御タイミングＴ_１以前で「出力上限値Ｕ_０＞需要予測値」となることが判明した場合である。

図１０（ｂ）のように、出力上限値Ｕ_０をＸ_０まで低下させると、最大出力抑制制御は一次遅れ系で近似されるため、出力上限値が低いと余計な抑制が発生する。

そこで、図１０（ｃ）のように、次の制御タイミングまでに出力上昇率制限制御により「出力＜需要予測値」が維持されることが明白な場合、出力上限値を更新しないことで、風力発電の無用な出力抑制を減らすことが可能である。

<<第３実施形態>>
図１１は、第３実施形態に係る再生可能エネルギー発電システム２Ｂの構成を示す図である。図１１は、図１と比較して、潮流量検出部１１及び異常検出部３３が設けられるとともに、潮流量検出部１１からの信号が異常検出部３３に入力されている点が相違する。潮流量検出部１１は、再生可能エネルギー発電システム２と商用系統１間（再生可能エネルギー発電システム２と商標系統１との連系点間）を流れる電流量を検出する装置である。

図１２は、第３実施形態に係る異常検出部３３の処理を示すフロー図である。異常検出部３３には、潮流量検出部１１から時刻Ｔ_０における潮流量信号Ｓ_０が入力される。異常検出部３３は、潮流量信号Ｓ_０が買電方向、または潮流量信号Ｓ_０＝０に該当するか、判断する（Ｓ３３ａ）。判断の結果、条件を満たす場合（Ｓ３３ａ，Ｙｅｓ）、異常検出部３３は、Ｓ３３ｂに進み、条件を満たさない場合は（（Ｓ３３ａ，Ｎｏ）、異常検出部３３は、出力上限値Ｕ_１を０とし（Ｓ３３ｃ）、処理を終了する。

Ｓ３３ｂにおいて、異常検出部３３は、発電量信号Ｐ_０と出力上限値信号Ｕ_０の大小関係を判断する。発電量信号Ｐ_０が出力上限値信号Ｕ_０を超えない場合（Ｓ３３ｂ，Ｙｅｓ）、処理を終了し、マージン算出部３１（図１１参照）に進む。一方で、発電量信号Ｐ_０が出力上限値信号Ｕ_０を超える場合（Ｓ３３ｂ，Ｎｏ）、異常検出部３３は、出力上限値Ｕ_１を０とし（Ｓ３３ｄ）、処理を終了する。

異常検出部３３を設けることで、異常検出時の不必要な通信や演算を省くことが可能となる。

＜＜第４実施形態＞＞
図１３は、第４実施形態に係る複数の再生可能エネルギー発電設備６ａ，６ｂ，６ｃを備えた場合の再生可能エネルギー発電システム２Ｃの構成を示す図である。なお、本実施形態では３基の再生可能エネルギー発電設備を示すが、複数基であれば、台数に制約はない。また、それぞれの再生可能エネルギー発電設備６ａ，６ｂ，６ｃに対して、下流側への電力供給量を調整するスイッチ１３ａ，１３ｂ，１３ｃが設けられている。

第４実施形態の場合、再生可能エネルギー発電制御設備７は演算部３からの出力上限値Ｕｔを再生可能エネルギー発電設備６ａ，６ｂ，６ｃに送信し、再生可能エネルギー発電設備の出力を制御する。また、同時に、スイッチ１３ａ，１３ｂ，１３ｃにより、逆潮流の発生を防ぐことが可能である。

再生可能エネルギー発電制御設備７に入力されるＵｔをそのまま再生可能エネルギー発電設備６ａ，６ｂ，６ｃに伝送すると、各発電設備の出力の合計値がＵｔを超える可能性がある。そこで、各発電設備に伝送する出力上限値の合計がＵｔとなるように配分する。出力上限値の配分方法には、例えば以下が挙げられる。

（配分方法１）
各発電設備の最大出力の比によって定める。例えば、再生可能エネルギー発電設備６ａ，６ｂ，６ｃの最大出力が５００ｋＷ、１，０００ｋＷ、１，５００ｋＷであった場合、５００：１００：１５００＝１：２：３となるように配分する。つまり、再生可能エネルギー発電設備６ａに伝送される出力上限値はＵｔ×（１／６）、再生可能エネルギー発電設備６ｂに伝送される出力上限値はＵｔ×（２／６）、再生可能エネルギー発電設備６ｃに伝送される出力上限値はＵｔ×（３／６）とする。

（配分方法２）
各発電設備の現在（時刻Ｔ_０）における出力の比によって定める。例えば、再生可能エネルギー発電設備６ａ，６ｂ，６ｃの現在の出力が４００ｋＷ、６００ｋＷ、１，２００ｋＷであった場合、４００：６００：１２００＝２：３：６となるように配分する。つまり、再生可能エネルギー発電設備６ａに伝送される出力上限値はＵｔ×（２／１１）、再生可能エネルギー発電設備６ｂに伝送される出力上限値はＵｔ×（３／１１）、再生可能エネルギー発電設備６ｃに伝送される出力上限値はＵｔ×（６／１１）とする。

（配分方法１）は、設備構成を変えない限り、配分比率を固定値で与えることができるため、配分を決定するために必要な伝送がないという長所がある。各発電設備の電源種別が同じであり、地理的に近接している場合、有用である。

（配分方法２）は、配分比率を時々刻々と変化させることができるため、各発電設備の出力特性を反映できる長所がある。各発電設備の電源種別が異なっている、または電源種別は同じであっても地理的に離れている場合、有用である。例えば、風力発電設備と太陽光発電設備を組み合わせる場合、夜間においては太陽光発電設備に出力上限値を配分する必要はなく、風力発電設備に出力上限値を全て配分することができる。また、地理的に離れている場合、例えば、東向きの太陽光発電設備と、西向きの太陽光発電設備からなる場合、午前中においては東向きの太陽光発電設備に多く配分、午後においては西向きの太陽光発電設備に多く配分することで、同じ出力上限値であっても、余分な出力抑制を回避することができる。

以上説明した本実施形態の再生可能エネルギー発電システム２は、次の特徴を有する。
再生可能エネルギー発電システム２は、再生可能エネルギー発電設備６と、再生可能エネルギー発電設備からの発電量を検出する発電量検出部５と、負荷が必要とする需要量を検出する需要量検出部４と、発電量を予測する発電量予測部１０と、需要量を予測する需要量予測部９と、再生可能エネルギー発電設備６の出力上限値を指令する演算部３と、を備え、演算部３は、需要量予測部からの需要量予測値に基づいてマージンを算出するマージン算出部を備える。これによれば、逆潮流をしないという技術的制約を遵守しつつ、発電量の過度な抑制を避け、再生可能エネルギーによる自家消費を実現することを可能とする。

マージン算出部３１は、需要量予測値と発電量予測部１０により予測した発電量予測値の差に基づいてマージン（マージンＭｔ）を算出することができる（図３（ａ）参照）。

マージン算出部３１は、需要量と需要量予測値の誤差に基づいてマージンを算出することができる（図３（ｃ）参照）。

演算部３は、需要量予測値とマージンの差分に基づいて再生可能エネルギー発電設備２の出力上限値を算出する出力上限値算出部３２を備える（図５参照）。

演算部３は、需要量予測値とマージンの差分、及び出力上昇率の上限値に基づいて再生可能エネルギー発電設備の出力上限値を算出する出力上限値算出部３２Ｘを備える（図９参照）。

演算部３には、再生可能エネルギー発電システム２と商用系統１間を流れる電流量を検出する潮流量検出部１１からの潮流量に基づいて異常の有無を検出する異常検出部３３を備える（図１１参照）。

１ 商用系統
２，２Ａ，２Ｂ，２Ｃ 再生可能エネルギー発電システム
３ 演算部
４ 需要量検出部
５ 発電量検出部
６ 再生可能エネルギー発電設備
７ 再生可能エネルギー発電制御設備
８ 負荷
９ 需要量予測部
１０ 発電量予測部
１１ 潮流量検出部
３１ マージン算出部
３２ 出力上限値算出部
３２ｘ 出力上限値算出部
３３ 異常検出部
Ｄｔ 需要量信号
Ｄｔ^＊ 需要量予測値信号
Ｍｔ マージン
Ｐｔ 発電量信号
Ｐｔ^＊ 発電量予測値信号
ＲＲ 逆潮流リスク
Ｕｔ 出力上限値

Claims (6)

1. 再生可能エネルギー発電設備と、
   前記再生可能エネルギー発電設備からの発電量を検出する発電量検出部と、
   負荷が必要とする需要量を検出する需要量検出部と、
   前記発電量を予測する発電量予測部と、
   前記需要量を予測する需要量予測部と、
   前記再生可能エネルギー発電設備の出力上限値を指令する演算部と、を備え、
   前記演算部は、アルゴリズムにより、前記需要量予測部からの需要量予測値に基づいて、前記需要量と前記出力上限値の差分と比較して、前記需要量予測値と前記出力上限値のマージンが小さくなるよう、複数の前記アルゴリズムの加重平均値を取ることで前記マージンを算出するマージン算出部を備える
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
2. 請求項１に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
   前記マージン算出部は、前記需要量予測値と前記発電量予測部により予測した発電量予測値の差に基づいて前記マージンを算出する
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
3. 請求項１に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
   前記マージン算出部は、前記需要量と前記需要量予測値の精度に基づいて前記マージンを算出する
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
4. 請求項１に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
   前記演算部は、前記需要量予測値と前記マージンの差分に基づいて再生可能エネルギー発電設備の前記出力上限値を算出する出力上限値算出部を備える
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
5. 請求項１に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
   前記演算部は、前記需要量予測値と前記マージンの差分、及び出力上昇率の上限値に基づいて再生可能エネルギー発電設備の前記出力上限値を算出する出力上限値算出部を備える
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。
6. 請求項１に記載の再生可能エネルギー発電システムであって、
   前記演算部には、前記再生可能エネルギー発電システムと商用系統間を流れる電力量を検出する潮流量検出部からの潮流量信号に基づいて異常の有無を検出する異常検出部を備える
   ことを特徴とする再生可能エネルギー発電システム。

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