再生可能エネルギー発電と二次電池を導入した地域電力システムのシミュレーションによる設計

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よしたかありの
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2 目次 1. 本研究の趣旨 2. リアルタイムの地域電力経営支援法 3. リアルタイム電力経営支援法適用例 2

3 1. 本研究の趣旨 3

4 1. 本研究の趣旨リアルタイム電力経営支援電力需要と PV 発電量の予測をもとにリアルタイムに地域電力システムの電力経営支援を行う手法の開発最適アルゴリズム検証電力需要変動や PV 及び二次電池の導入量に応じた最適な充放電アルゴリズムの検証重要なのは目的によって最適なアルゴリズムは異なるということ 4

5 2. リアルタイム地域電力経営支援法 5

6 2. リアルタイム電力経営支援法電力経営支援法のシステムフロー統合データベース開始データの読み込み電力システムモデル化充放電アルゴリズムの決定 day=0 準備段階 PV 発電二次電池の容量や配置など電力システムをモデル化充放電アルゴリズムの決定設備仕様データパラメータデータ RE 発電, 電力需要の予測予測誤差許容ラインの算出充放電計画の策定 step=0 予測修正条件 Y 予測修正運用段階電力システムにおいて日々の電力経営支援を行う需給関連データオペレーションデータ計画修正条件充放電の実行 Y 計画修正 step=last day=last 終了 6

7 2. リアルタイム電力経営支援法運用段階における電力経営支援法のシステムフロー開始電力需要量の予測前日のオペレーション PV 発電量の予測予測誤差許容ラインの算出充放電計画の策定 step=0 当日のオペレーション修正予測条件修正計画条件 Y Y 修正予測修正計画充放電の実行 step= Last 終了 7

8 予測誤差許容ラインの算出予測誤差許容ラインの定義二次電池は通常容量の 30%~70% を利用するが予測誤差に対応するために下から 10%~30% の間の 20% を予測誤差吸収領域 ( マージン ) とするオペレーション当日早い時間帯にマージンを使い切らないように各ステップでの予測誤差吸収領域の利用可能量を制限しその制限値を定めたラインを予測誤差許容ラインと定義する二次電池の利用容量予測誤差許容ライン 70% 系統供給計画を立てる際に利用する二次電池の容量 30% 25% 20% 時刻 t におけるマージンの利用可能量 30% 10% 予測誤差を吸収するマージン部分 15% 10% 0:00 4:00 8:00 12:00 16:00 20:00 時間に応じてマージンの利用可能量が変化する 8

9 2-1. リアルタイム電力経営支援法前日のオペレーション 4. 充放電計画の策定開始電力需要量の予測前日のオペレーション PV 発電量の予測予測誤差許容ラインの算出充放電計画の策定 step=0 当日のオペレーション修正予測条件修正計画条件 Y Y 修正予測修正計画充放電の実行 step= Last 終了 9

10 power[mwh/0.5h] 充放電計画の策定充放電アルゴリズムによる計画 power[mwh/0.5h] storage[mwh] 充放電アルゴリズムとは電力需要及び PV 発電量をもとにある時点から一定期間の二次電池からの充放電を最適化するアルゴリズム充放電アルゴリズムを用いることで目的とする電力経営を実現できる :00 4:00 8:00 12:00 16:00 20: demand re netdemand 充放電アルゴリズム : :00 8:00 12:00 16:00 20: netdemand supply storage バラバラな需要と発電目的の電力経営を実現 10

11 充放電計画の策定目的に応じた充放電アルゴリズムの用意 PV 容量二次電池容量需要カーブ目的に応じて充放電アルゴリズムを用意する用いるアルゴリズムは以下の四つ 1. 余剰電力最小化アルゴリズム 2. 多段平滑化アルゴリズム 3. ピークカットアルゴリズム 4. ピークカットボトムアップ (PCBU) アルゴリズム重要なのは目的によって最適なアルゴリズムは異なるということ 11

12 2. リアルタイム電力経営支援法運用段階における電力経営支援法のシステムフロー開始電力需要量の予測前日のオペレーション PV 発電量の予測予測誤差許容ラインの算出充放電計画の策定 step=0 当日のオペレーション修正予測条件修正計画条件 Y Y 修正予測修正計画充放電の実行 step= Last 終了 12

13 3. リアルタイム電力経営支援法適用例 13

14 3. リアルタイム電力経営支援法適用例適用例の対象地域選定リアルタイム電力経営支援法を二つの対象地域に適用する (1) コミュニティ東京都 1000 戸のコミュニティ 1 日平均電力需要 20MWh 対象期間 :2010 年の 1 年間 (2) 沖縄のリゾート施設宿泊可能人数 1200 人 1 日平均電力需要 10MWh 対象期間 :2008 年の 1 年間 14

15 日次電力需要量 [MWh/day] 3-2. リゾート適用需要データ準備電力需要量 [KWh/0.5h] 0:00 8:00 16:00 0:00 8:00 16:00 0:00 8:00 16:00 0:00 8:00 16:00 0:00 8:00 16:00 0:00 8:00 16:00 0:00 8:00 16:00 コミュニティに比べて需要変動は小さいが細かい変動には対応が必要需要データの準備データ期間 : 年リゾート施設の需要データは実データを使用する一日の平均需要は10MWh Jan Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct ov Dec 需要の特徴年間の日次電力需要ある一週間の電力需要年間で見ると夏場だけ需要が高く他の時期は同程度の大きさである一日の変動の形状はあまり変化していない 15

16 3-2. リゾート適用発電データ準備コミュニティと同じデータを使用する電量も変動が大きく日によって異なるため電池による電力経営が必要と考えられる PV 発電量データの準備データ期間 : 年都内某所に設置された PV 発電設備の実データを使用する出力 :100kWp PV 発電量の例 PV 発電量の特徴 7/1~7/4 の PV 発電量需要に比べて変動が大きい日によって変動の形状が異なる 10/1~10/4 の PV 発電量期間が異なるが 2010 年データを 2008 年のものとしてシミュレーションを行う 16

17 CO2 削減率ピーク削減率 CO2 削減率ピーク削減率 3-2. リゾート適用シミュレーション結果 PV 二次電池導入量アルゴリズムごとの評価値比較目的や設備導入量によって最適な充放電アルゴリズムは異なる評価値 35% CO 2 削減率 [%] ピーク削減率 [%] 25% 30% 25% 20% PV1MWp 需要 0.3 日分 * 20% 15% 10% 5% 多段平滑化ピークカット PCBU 余剰電力 15% 10% 5% 多段平滑化ピークカット PCBU 余剰電力 0% 二次電池容量 [MWh] 0% 二次電池容量 [MWh] 90% 30% PV3MWp 需要 0.9 日分 * 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 二次電池容量 [MWh] 多段平滑化ピークカット PCBU 余剰電力 25% 20% 15% 10% 5% 0% 二次電池容量 [MWh] 多段平滑化ピークカット PCBU 余剰電力 *1 日の需要量と同じ電力量を発電する PV 導入量を需要 1 日分と表記する 17

18 CO2 削減率ピーク削減率 CO2 削減率ピーク削減率 3-2. リゾート適用シミュレーション結果 PV 二次電池導入量アルゴリズムごとの評価値比較目的や設備導入量によって最適な充放電アルゴリズムは異なる評価値 35% CO 2 削減率 [%] ピーク削減率 [%] 25% 30% 25% 20% PV1MWp 需要 0.3 日分 * 20% 15% 10% 5% 多段平滑化ピークカット PCBU 余剰電力 15% 10% 5% 多段平滑化ピークカット PCBU 余剰電力 0% 二次電池容量 [MWh] 0% 二次電池容量 [MWh] 90% 30% PV3MWp 需要 0.9 日分 * 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 二次電池容量 [MWh] 多段平滑化ピークカット PCBU 余剰電力 25% 20% 15% 10% 5% 0% 二次電池容量 [MWh] 多段平滑化ピークカット PCBU 余剰電力 PV1MWp, 二次電池 3MWh, PCBU アルゴリズムを用いたケースを詳細に確認する 18

19 3-2. リゾート適用シミュレーション結果 PV1MWp, 二次電池 3MWh, PCBU アルゴリズムの結果電力量 [KWh/0.5h] 電力量 [KWh/0.5h] 電力貯蔵量 [KWh] 電力貯蔵量 [KWh] 予測計画修正によりピークの削減が実現される 7/8 7/14 の電力量推移当日の修正を行わない系統購入量二次電池貯蔵量 PV: 需要 0.3 日分電池 : 需要 0.3 日分二次電池の下限 :00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 需要 : 実績需要 : 予測 PV 発電 : 実績 PV 発電 : 予測系統供給電力貯蔵量当日の修正を行う二次電池の 50 下限 0 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 0:00 6:00 12:00 18:00 需要 : 実績需要 : 修正予測 PV 発電 : 実績 RE 発電 : 修正予測系統供給電力貯蔵量 500 0

20 3-3. 仕様設計シミュレーションとの比較各対象地域のシミュレーション結果の評価需要発電予測当日の修正法ともに改善していく余地があるコミュニティ (PV1MWp, 二次電池 3MWh, 多段平滑化 ) ピーク削減率 (%) CO 2 削減率 (%) 仕様設計シミュレーション電力経営シミュレーションリゾート施設 (PV1MWp, 二次電池 3MWh, PCBU) ピーク削減率 (%) CO 2 削減率 (%) 仕様設計シミュレーション電力経営シミュレーション仕様設計と比較すると CO2 削減率はほぼ同水準の精度である一方ピーク削減率は小さいがこれは日の前半で予測誤差が蓄積することにより日の後半のピークに備えて蓄電を計画しておくことが難しいためである 20

21 結論 1. 大規模蓄電設備及び PV 発電設備が導入された地域電力システムのリアルタイム電力経営支援法を開発した. 2. 電力需要量,PV 発電量の修正予測法の構築, 予測誤差に応じて二次電池の充放電計画を修正する修正計画法を構築した. 3. 二次電池及び PV 発電設備が導入されたコミュニティとリゾート施設に対して電力経営シミュレーションを行い, リアルタイム電力経営支援法の有用性を示した. 4. 最適な充放電アルゴリズムは需要変動だけでなく PV と二次電池の導入量に依存することを示し, 目的に応じて適切な選択が重要であることを示した. 21

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