JP2014090535A - 蓄電システム及び蓄電池システムの制御方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】安定した出力制御が可能な蓄電システムを提供する。
【解決手段】複数の蓄電池パワーコンディショナと、各蓄電池パワーコンディショナに接続される蓄電池と、各蓄電池パワーコンディショナに接続される電流センサと、を備え、少なくとも、1の電流センサの買電量検出整定値と他の電流センサの買電量検出整定値とが異なる。
【選択図】図1
【解決手段】複数の蓄電池パワーコンディショナと、各蓄電池パワーコンディショナに接続される蓄電池と、各蓄電池パワーコンディショナに接続される電流センサと、を備え、少なくとも、1の電流センサの買電量検出整定値と他の電流センサの買電量検出整定値とが異なる。
【選択図】図1
Description
本発明は、蓄電システム及び蓄電池システムの制御方法に関する。
従来より、蓄電池を備える蓄電システムが知られている。蓄電システムの蓄電池は例えば商用電力系統に接続されており、商用電力系統から電力の供給を受けることで蓄電池の充電を行う。電気料金の契約形態には時間帯区分によって電力量料金が異なる契約形態がある。そこで蓄電システムでは電力量料金が安い夜間時間帯(深夜時間帯)に蓄電池の充電を行うことが一般に行われている(例えば特許文献1参照)。
このような蓄電システムにおいて単一の蓄電池のみを備える蓄電システムでは蓄電可能な電力量に限りがあり、日中の負荷電力量が蓄電電力量を上回ることが考えられる。そこで蓄電電力量を増やすために蓄電システム内に複数の蓄電池を設けることが考えられる。
ところで蓄電システムを利用するにあたって電力会社と逆潮流なしで契約を締結する必要があり、電力系統連系技術要件ガイドラインの規定により、逆潮流を検出するための逆電力継電器(RPR)及び不足電力継電器(UPR)の連系保護装置の設置が必要である。RPRは蓄電電力から商用電力系統への電力の供給、いわゆる逆潮流を検知する。UPRは商用電源系統の停電や不足電力を検知する。
RPRで逆潮流が発生すると(蓄電池の充放電を制御する蓄電池パワーコンディショナの出力電力>負荷になると)蓄電池パワーコンディショナによって連系リレーが開放され、商用電源系統が解列される。そして、蓄電池パワーコンディショナは、逆潮流が発生しないように出力電力を調整して負荷に供給する。
一方で、逆潮流が発生しないように、常に買電量を検出しながら、あらかじめ定められた整定値(所定電力)分の電力を商用電源系統から買電しながらパワーコンディショナの運転を出力抑制制御している。この抑制制御により、RPR検出による解列(連係保護装置の動作による連系リレー遮断動作)を最小限に抑えることができるものである。本抑制制御運転下では商用電源系統から供給される電力量が一定になるため、負荷の増減に応じて、蓄電池の充電電力の供給(蓄電池パワーコンディショナの出力電力)が増減する。
ところで蓄電システムが複数の蓄電池及び複数の蓄電池コンディショナを有する場合に、各蓄電池コンディショナは独立して各蓄電池コンディショナに接続される蓄電池の充放電を制御する。言い換えれば、各蓄電池コンディショナは他の蓄電池コンディショナの存在を考慮することなく出力調整を行う。
このため、動作条件によっては、各蓄電池コンディショナが同一の制御を独立して行うことで出力制御が不安定になるおそれがある。
本発明は、上記の状況に鑑み、安定した出力制御が可能な蓄電システム及び蓄電池システムの制御方法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の蓄電システムは、複数の蓄電池パワーコンディショナと、各蓄電池パワーコンディショナに接続される蓄電池と、各蓄電池パワーコンディショナに接続される電流センサと、を備え、少なくとも、1の電流センサの買電量検出整定値と他の電流センサの買電量検出整定値とが異なる。
また、上記構成の蓄電システムにおいて、各継電器の整定値が定期又は不定期に変更される。
また、上記構成の蓄電システムにおいて、各継電器の整定値を変更可能なリモコンを備える。
上記課題を解決するために本発明の蓄電池システムの制御方法は、複数の蓄電池パワコーコンディショナを備える蓄電池システムの制御方法であって、前記複数の蓄電池パワーコンディショナは夫々系統からの買電量が一定に制御され、少なくとも、1の前記蓄電池パワーコンディショナの買電量と他の蓄電池パワーコンディショナの買電量とが異なる値となるように制御されている。
本発明に係る蓄電システムによれば、少なくとも、1の電流センサの買電量検出整定値と他の電流センサの買電量検出整定値とが異なることにより、整定値が異なる蓄電池パワーコンディショナ同士の出力の優先順をつけることが可能なる。従って、蓄電システムの動作が不安定になるのが防がれる。
本発明の実施形態について図面を参照して以下に説明する。
<第1実施形態>
図1は、本発明の第1実施形態に係る蓄電システムの概略構成を示す図である。本発明の第1実施形態に係る蓄電システムは、蓄電池ユニット1#1〜1#2、電力系統(系統)3、電流センサ4#1〜4#2、負荷5、リモコン6、売買センサ7を備える。
図1は、本発明の第1実施形態に係る蓄電システムの概略構成を示す図である。本発明の第1実施形態に係る蓄電システムは、蓄電池ユニット1#1〜1#2、電力系統(系統)3、電流センサ4#1〜4#2、負荷5、リモコン6、売買センサ7を備える。
蓄電池ユニット1#1は蓄電装置10#1と蓄電池パワーコンディショナ(以下、「蓄電池パワーコンディショナ」を「蓄電池PCS」と称することもある。)20#1を備える。蓄電装置10#1は蓄電池11#1及びBMU(電池管理ユニット)12#1を備える。蓄電池11#1はリチウムイオン二次電池である。BMU12#1は蓄電池11#1の電圧、電流、温度、SOC(バッテリー残量)、内部抵抗、充放電積算電流等の蓄電池情報を管理する。また、BMU12#1は蓄電池11#1の蓄電池情報を蓄電池PCS20#1の制御部21#1に対して出力する。
蓄電池PCS20#1は制御部(制御基板)21#1、インバータ22#1、双方向DC/DCコンバータ(以下、「双方向DC/DCコンバータ」を「コンバータ」とも称する。」)23#1、連系リレー24#1を備える。
制御部21#1はインバータ22#1及びコンバータ23#1及びBMU12#1を制御するマイコン211#1とDSP212#1を備える。制御部21#1はBMU12#1を介して蓄電池11#1の状態を監視しており、インバータ22#1、コンバータ23#1を制御することで蓄電池11#1の充放電を制御する。さらに、蓄電池11#1に異常が発生した場合は、制御部21#1はシステム全体の動作を停止させ、安全性を確保している。
インバータ22#1はコンバータ23#1を介して蓄電池11#1の入出力端に接続される。インバータ22#1は、蓄電池11#1の充電時には系統3から供給される交流電圧を直流電圧に変換してコンバータ23#1に供給する。また、蓄電池11#1の放電時には、コンバータ23#1から供給される直流電圧を交流電圧に変換して負荷5に供給する。
コンバータ23#1は、蓄電池11#1の入出力端に接続され、蓄電池11#1とインバータ22#1の間に配される。コンバータ23#1は蓄電池11#1の充放電時に蓄電池11#1から供給される直流電圧又はインバータ22#1から供給される直流電圧を昇圧又は降圧する。
連系リレー24#1に関しては後述する。
蓄電池ユニット1#2は蓄電装置10#2と蓄電池蓄電池PCS20#2を備える。蓄電装置10#2は蓄電池11#2及びBMU(電池管理ユニット)12#2を備える。蓄電池11#2はリチウムイオン二次電池である。BMU12#2は蓄電池11#2の電圧、電流、温度、SOC(バッテリー残量)、内部抵抗、充放電積算電流等の蓄電池情報を管理する。また、BMU12#2は蓄電池11#2の蓄電池情報を蓄電池PCS20#2の制御部21#2に対して出力する。
蓄電池PCS20#2は制御部(制御基板)21#2、インバータ22#2、双方向DC/DCコンバータ23#2、連系リレー24#2を備える。
制御部21#2はインバータ22#2、コンバータ23#2及びBMU12#2を制御するマイコン211#2とDSP212#2を備える。制御部21#2はBMU12#2を介して蓄電池11#2の状態を監視しており、インバータ22#2、コンバータ23#2を制御することで蓄電池11#2の充放電を制御する。
インバータ22#2はコンバータ23#2を介して蓄電池11#2の入出力端に接続される。インバータ22#2は、蓄電池11#2の充電時には系統3から供給される交流電圧を直流電圧に変換してコンバータ23#2に供給する。また、蓄電池11#2の放電時には、コンバータ23#2から供給される直流電圧を交流電圧に変換して負荷5に供給する。
コンバータ23#2は、蓄電池11#2の入出力端に接続され、蓄電池11#2とインバータ22#2の間に配される。コンバータ23#2は蓄電池11#2の充放電時に蓄電池11#2から供給される直流電圧又はインバータ22#2から供給される直流電圧を昇圧又は降圧する。
電流センサ4#1は蓄電池ユニット1#1(蓄電池PCS20#1)と系統3間を流れる電流を検出するホールセンサである。電流センサ4#2は蓄電池ユニット1#2(蓄電池PCS20#2)と系統3間を流れる電流を検出するホールセンサである。
以下の説明では、蓄電池ユニット1#1〜1#2について、個々の区分けが不要な場合は蓄電池ユニット1と称することがある。その他の構成に関しても同様であり、電流センサ4、蓄電装置10、蓄電池11、BMU12、蓄電池PCS20、制御部21、インバータ22、コンバータ23、連系リレー24と称することがある。
電流センサ4は蓄電池PCS20とアナログ接続されている。電流センサ4は制御部21とともに逆電力検出機能(RPR)及び出力抑制制御機能(UPR)を構成する。すなわち電流センサ4が取得する電流値及び電流の向きを示す情報に基づいて制御部21が逆潮流の発生や一定買電量の検出によるインバータ22の出力抑制制御を実行する。
制御部21は逆潮流を検出すると、逆潮流を防ぐために連系リレー24を開放状態とする。また制御部21は系統3からの買電量を一定にするようにインバータ22の出力を抑制する。
リモコン6は蓄電システムに関する情報を表示する表示手段61、蓄電システムの各種設定・制御を遠隔操作可能な操作手段62を備える。表示手段61には例えば電力料金、契約電力容量、運転モード等が表示される。操作手段62は例えば買電量の整定値を設定する設定手段等を備える。リモコン6は売買センサ7及び蓄電池PCS20の制御部21と有線接続若しくは無線接続されている。
買電量の整定値は電流センサ毎に設定することができる。以下、電流センサ4#1と制御部21#1とから構成される出力抑制機能を第1のUPR、電流センサ4#2と制御部21#2とから構成される出力抑制機能を第2のUPRと称する。本実施形態においては第1のUPRの整定値と第2のUPRの整定値とは異なる値に設定されている。制御部21は設定された整定値に基づいて系統3から買電を行う。
売買センサ7は買電量、売電量を計測する電力量計である。なお、売買センサ7は電力会社により設置される電力計とは別に、蓄電システムの設置者によって設置される電力計である。売買センサ7は上述したようにリモコン6と無線接続されている。従って売買センサ7から出力される買電量、売電量を示す情報はリモコン6を介して蓄電池PCS20の制御部21に入力される。なお、電力会社により設置される電力計から買電量、売電量を示す情報が取得可能であれば、売買センサ7を別途設けないこととしてもよい。その場合には電力会社により設置される電力計を売買センサ7と称する。
ここで買電量検出整定値(UPR整定値)が設定されている場合の、蓄電池PCSの出力電力(蓄電池PCSのインバータ)、買電量計出整定値(UPR整定値)、負荷の関係について単一の蓄電池ユニットを有する蓄電システムを例に説明する。蓄電池PCS(蓄電池PCSのインバータ)の出力電力をPa(kW)、UPR整定値をPb(W)、負荷をPc(kW)とする。Pbは固定値である。なお、蓄電池PCSの定格出力電力>Pbであるものとする。
UPR整定値Pbは予め設定され、或いはリモコンにより一定の値に設定される。なお、UPR整定値Pbは電流センサ及び売買センサで計測されるため、蓄電池PCSの制御部は電流センサ又は売買センサからUPR整定値Pbを取得可能することとしてもよい。その場合には、電流センサからUPR整定値Pbを取得することがより望ましい。上述したように電流センサと蓄電池PCSの制御部とはアナログ接続されているため、蓄電池PCSの制御部は、タイムラグなくUPR整定値Pbを示す情報を取得することができる。
ここでPa、Pb、Pcの関係は、Pc=Pa+Pbを満たすとともに、Pbが一定量であるからPaはPcの増減に応じて増減する。つまり、蓄電池PCSの制御部は負荷に応じて出力電力を制御する。
次に本実施形態の出力調整について説明する。蓄電池PCS20#1(インバータ22#1)及び蓄電池PCS20#2(インバータ22#2)の定格が2kW、負荷が1kW、第1のUPR整定値が100W、第2のUPR整定値が50Wである場合を例に本実施形態の出力調整について説明する。当然ながら各電力値は一例であって、これらに限定されるものではない。
上述したように蓄電池PCS20の出力制御は蓄電池ユニット1毎に行われる。従って制御部21#1、21#2はそれぞれ整定値と負荷5の要求電力に基づいて蓄電池PCS20#1、20#2の出力制御を行う。
第1のUPR整定値は100Wである。第1のシステムが単体であれば、制御部21#1は蓄電池PCS20#1の出力電力が900W(1kW−100W)となるように制御を行う。一方、第2のUPR整定値は50Wである。従って制御部21#2は蓄電池PCS20#2の出力電力が950W(1kW−50W)となるように制御を行う。
第1と第2が同一箇所で連系されている場合は、整定値の小さいほうのシステムが優先的に出力される。したがって、第2のシステムの出力が優先され、負荷1kWに対して、950W出力され、第1のシステムは出力はゼロになる(つまり抑制状態)。第2のシステムがSOC=0%により出力できなると、第1のシステムが900Wの出力を開始する。このように、制御部21#1、21#2が同一の制御を行うことがなく、動作が不安定になることが防がれる。
具体的には、第1のUPR整定値よりも整定値が小さい第2のUPR整定値に基づいて制御部21#1によって出力制御が行われる蓄電池PCS20#2の出力が、蓄電池PCS20#1の出力よりも優先される。つまり本実施形態では、UPR毎にUPR整定値を異なる値に設定することで蓄電池PCS20#1、20#2のうちどちらの蓄電池PCS20を優先するかの優先順位を定めている。
本実施形態によれば、2つ蓄電池ユニット1(つまり2つの蓄電池PCS20及び各蓄電池PCS20に接続される蓄電池10)と、各蓄電池PCS20に接続される電流センサを備え、一のUPR整定値と、他のUPR整定値が異なる値に設定される。蓄電池PCS20は自身に設定されるUPR整定値に基づいて個別に出力制御を行う。その際、蓄電池PCS毎にUPR整定値が異なるので同一の出力制御が行われることがない。従って、蓄電システムの動作が不安定になるのが防がれる。
<第2実施形態>
図2は、本発明の第2実施形態に係る蓄電システムの概略構成を示す図である。
図2は、本発明の第2実施形態に係る蓄電システムの概略構成を示す図である。
本発明の第2実施形態に係る蓄電システムは、本発明の第1実施形態に係る蓄電システムの加えて、自然エネルギー(再生可能エネルギー)を利用した発電(例えば太陽光発電、風力発電)システムを有する。すなわち、図2は太陽光発電システムを備える蓄電システムを示す。
本実施形態においてリモコン6は蓄電システムに関する情報を表示する表示手段61、蓄電システムの各種設定・制御を遠隔操作可能な操作手段62を備える。表示手段61には例えば電力料金、契約電力容量、運転モード等が表示される。操作手段62は例えばUPRの整定値を設定する設定手段等を備える。また、リモコン6は太陽光PCS80の出力電力(太陽光システム8の発電量)を示す情報を取得する。リモコン6は売買センサ7及び蓄電池PCS20の制御部21と無線接続されている。
太陽光発電システム8は太陽光モジュールMJと、太陽光パワーコンディショナ(以下、「太陽光パワーコンディショナ」を「太陽光PCS」とも称する。)80を備える。太陽PCS80は、太陽光発電用DC/DCコンバータ81、インバータ82、連系リレー83を備える。太陽光モジュールMJによって発電された電力は、太陽光発電用DC/DCコンバータ81によって昇圧された後、インバータ82により交流電圧に変換される。太陽光発電システムによって発電された電力は、売電、負荷への供給、蓄電池10への充電のいずれかに使用される。
ここでUPR整定値が設定されている場合の、太陽光PCS(太陽光PCSのインバータ)の出力電力、蓄電池PCS(蓄電池PCSのインバータ)の出力電力、買電量検出整定値(UPR整定値)、負荷の関係について単一の蓄電池ユニットを有する蓄電システムを例に説明する。太陽光PCS(太陽光PCSのインバータ)の出力電力をPd(kW)、蓄電池PCS(蓄電池PCSのインバータ)の出力電力Pe(kW)、UPR整定値をPf(W)、負荷をPg(kW)とする。Pfは固定値である。なお、蓄電池PCSの定格出力電力>Peであるものとする。
太陽光PCSの出力電力値Pdを示す情報は、リモコンを介して蓄電池PCSの制御部に入力される。
UPR整定値Peは予め設定され、或いはリモコンにより一定の値に設定される。なお、UPR整定値Peは電流センサ及び売買センサで計測されるため、蓄電池PCSの制御部は電流センサ又は売買センサからUPR整定値Peを取得可能することとしてもよい。その際、電流センサからUPR整定値Peを取得することが望ましい。上述したように電流センサと蓄電池PCSの制御部とはアナログ接続されているため、蓄電池PCSの制御部は、タイムラグなくUPR整定値Peを示す情報を取得することができる。
ここでPd、Pe、Pf、Pgの関係は、Pd+Pe+Pf=Pgを満たす。つまり、Pe=Pg−(Pd+Pf)である。Pg>Pd+Pfであれば、Pfは一定量であるからPeはPd及びPgの増減に応じて増減する。つまり、蓄電池PCSの制御部は太陽光PCSの出力電圧及び負荷に応じて出力電力を制御する。
太陽光発電システム8を備える本実施形態の蓄電システムでも、第1実施形態と同様に第1のUPR整定値と第2のUPR整定値とを異なる値に設定することによって制御部21#1、21#2はそれぞれ整定値と負荷5の要求電力に基づいて蓄電池PCS20#1、20#2の出力制御を行う。従って、制御部21#1、21#2が同一の制御を行うことがなく、動作が不安定になることが防がれる。
本実施形態によれば、第1実施形態と同様の効果を奏する。
<補足>
上記実施形態では、2つの蓄電池ユニットを備える蓄電システムを例に説明したがこれに限られるものではなく、3つ以上の蓄電池ユニットを備える蓄電システムにも適用できる。その際、蓄電池PCSに接続されるUPRの整定値は、少なくとも、1のUPRの整定値と他のUPRの整定値が異なる整定値であればよい。当然ながら全てのUPR整定値と異なる整定値としてもよい。
上記実施形態では、2つの蓄電池ユニットを備える蓄電システムを例に説明したがこれに限られるものではなく、3つ以上の蓄電池ユニットを備える蓄電システムにも適用できる。その際、蓄電池PCSに接続されるUPRの整定値は、少なくとも、1のUPRの整定値と他のUPRの整定値が異なる整定値であればよい。当然ながら全てのUPR整定値と異なる整定値としてもよい。
また、UPRの整定値は定期的、或いは、不定期的に自動的或いはリモコン6が操作されることで変更されることとしてもよい。UPR整定値と変えて蓄電池PCS20の優先順位を変えることで、特定の蓄電池11の寿命や劣化が他の蓄電池11に比べて早くなるのを防ぐことができる。
本発明は、蓄電システムに利用できる。
1#1〜1#2 蓄電池ユニット
3 (商用)電力系統
4#1〜4#2 電流センサ(ホールセンサ)
5 負荷(家庭内負荷)
6 リモコン
7 売買センサ
10#1〜10#2 蓄電装置
11#1〜11#2 蓄電池
12#1〜12#2 BMU(Battery Management Unit)
20#1〜20#2 蓄電池パワーコンディショナ(PCS)
21#1〜21#2 制御部
22#1〜22#2 インバータ
23#1〜23#2 双方向DC/DCコンバータ
24#1〜24#2 連系リレー
80 太陽光発電ユニット
81 太陽光パワーコンディショナ(PCS)
211#1〜211#2 マイコン
212#1〜212#2 DSP
3 (商用)電力系統
4#1〜4#2 電流センサ(ホールセンサ)
5 負荷(家庭内負荷)
6 リモコン
7 売買センサ
10#1〜10#2 蓄電装置
11#1〜11#2 蓄電池
12#1〜12#2 BMU(Battery Management Unit)
20#1〜20#2 蓄電池パワーコンディショナ(PCS)
21#1〜21#2 制御部
22#1〜22#2 インバータ
23#1〜23#2 双方向DC/DCコンバータ
24#1〜24#2 連系リレー
80 太陽光発電ユニット
81 太陽光パワーコンディショナ(PCS)
211#1〜211#2 マイコン
212#1〜212#2 DSP
Claims (4)
- 複数の蓄電池パワーコンディショナと、
各蓄電池パワーコンディショナに接続される蓄電池と、
各蓄電池パワーコンディショナに接続される電流センサと、
を備え、
少なくとも、1の電流センサの買電量検出整定値と他の電流センサの買電量検出整定値とが異なる蓄電システム。 - 各継電器の整定値が定期又は不定期に変更される請求項1に記載の蓄電システム。
- 各継電器の整定値を変更可能なリモコンを備える請求項1又は請求項2に記載の蓄電システム。
- 複数の蓄電池パワコーコンディショナを備える蓄電池システムの制御方法であって、
前記複数の蓄電池パワーコンディショナは夫々系統からの買電量が一定に制御され、
少なくとも、1の前記蓄電池パワーコンディショナの買電量と他の蓄電池パワーコンディショナの買電量とが異なる値となるように制御されていることを特徴とする蓄電池システムの制御方法。
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