JP2016025746A - 電力貯蔵システム、電力変換装置、自立運転システム、及び電力貯蔵システムの制御方法 - Google Patents
電力貯蔵システム、電力変換装置、自立運転システム、及び電力貯蔵システムの制御方法 Download PDFInfo
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Abstract
【課題】自立運転システムにおける電力貯蔵部の利用効率を向上させる。
【解決手段】交流母線との間で電力の授受を行う複数の電力貯蔵装置を有する電力貯蔵システムであって、前記電力貯蔵装置は、電力貯蔵部と、前記交流母線と前記電力貯蔵部との間で電力の充放電を行う電力変換部と、前記電力変換部の充放電を制御する制御部とを有し、前記制御部は、前記電力貯蔵部の充電率が、前記複数の電力貯蔵部のそれぞれの充電率から算出される基準充電率よりも高いほど、前記電力変換部の交流電圧の周波数が高くなるように前記電力変換部を制御し、前記電力貯蔵部の充電率が前記基準充電率よりも低いほど前記交流電圧の周波数が低くなるように前記電力変換部を制御する。
【選択図】図１
【解決手段】交流母線との間で電力の授受を行う複数の電力貯蔵装置を有する電力貯蔵システムであって、前記電力貯蔵装置は、電力貯蔵部と、前記交流母線と前記電力貯蔵部との間で電力の充放電を行う電力変換部と、前記電力変換部の充放電を制御する制御部とを有し、前記制御部は、前記電力貯蔵部の充電率が、前記複数の電力貯蔵部のそれぞれの充電率から算出される基準充電率よりも高いほど、前記電力変換部の交流電圧の周波数が高くなるように前記電力変換部を制御し、前記電力貯蔵部の充電率が前記基準充電率よりも低いほど前記交流電圧の周波数が低くなるように前記電力変換部を制御する。
【選択図】図１
Description
本発明は、電力貯蔵システム、電力変換装置、自立運転システム、及び電力貯蔵システムの制御方法に関する。
近年、風力発電機や太陽光発電機などの分散型電源が普及している。
分散型電源は、通常時には商用電力系統に連系して連系運転を行いつつ、停電時には一時的に商用電力系統から解列して（切り離して）自立運転を行うことができる。
このような分散型電源は、気象条件による発電量の変動が大きいため、電力を安定的に供給可能とするための技術も様々に開発されている（例えば特許文献１参照）。
そのような中で、蓄電池やフライホイールなどの電力貯蔵部を用いることで、分散型電源によって発電される変動の大きな電力を安定化させる自立運転システムも開発されている。
しかしながらこのような自立運転システムは、自立運転システム内に設けられる変圧器や電力貯蔵部等の設備の特性のばらつきや経時変化などによって、各電力貯蔵部へ充電あるいは放電を行う際の電流に差が生じたり、充電率に差が生じるなど、電力貯蔵部が均等に利用されず、電力貯蔵部の利用効率が低下することがある。その場合、分散型電源の発電量の変動を十分に吸収しきれなくなる可能性もある。
そのため、このような電力貯蔵部を用いた自立運転システムにおいて、電力貯蔵部の利用効率を向上させるための技術が求められている。
本発明はこのような課題を鑑みてなされたものであり、電力貯蔵部を用いた自立運転システムにおいて、自立運転システムに用いられる複数の電力貯蔵部をより均等に利用可能にする電力貯蔵システム、電力変換装置、自立運転システム、及び電力貯蔵システムの制御方法を提供することを一つの目的とする。
上記課題を解決するための手段の一つは、交流母線との間で電力の授受を行う複数の電力貯蔵装置を有する電力貯蔵システムであって、前記電力貯蔵装置は、電力貯蔵部と、前記交流母線と前記電力貯蔵部との間で電力の充放電を行う電力変換部と、前記電力変換部の充放電を制御する制御部とを有し、前記制御部は、前記電力貯蔵部の充電率が、前記複数の電力貯蔵部のそれぞれの充電率から算出される基準充電率よりも高いほど、前記電力変換部の交流電圧の周波数が高くなるように前記電力変換部を制御し、前記電力貯蔵部の充電率が前記基準充電率よりも低いほど前記交流電圧の周波数が低くなるように前記電力変換部を制御する。
その他、本願が開示する課題、及びその解決方法は、発明を実施するための形態の欄の記載、及び図面の記載等により明らかにされる。
本発明によれば、電力貯蔵部を用いた自立運転システムにおいて、電力貯蔵部の利用効率を向上させることが可能になる。
本明細書および添付図面の記載により、少なくとも以下の事項が明らかとなる。
＝＝＝自立運転システムの構成＝＝＝
以下、図１を参照して、本発明の一実施形態における自立運転システム１０００の構成について説明する。
以下、図１を参照して、本発明の一実施形態における自立運転システム１０００の構成について説明する。
図１に示されている自立運転システム１０００は、交流母線８００を介して互いに接続された、発電設備３００、負荷設備４００、および蓄電設備（電力貯蔵システムとも記す）１００を含んで構成される。また本実施形態に係る自立運転システム１０００は、開閉器９１０を介して商用電力系統９００と接続されているが、本実施形態では、開閉器９１０は開放されており、自立運転システム１０００は一時的に商用電力系統９００から解列されている（切り離されている）。なお、自立運転システム１０００は、商用電力系統９００に連系されることなく、常に商用電力系統９００から切り離されていてもよい。
発電設備３００は、発電装置３２０としての風力発電機３２１および太陽光発電機３２２のほか、変圧器３３１、変圧器３３０を含んで構成されている。
変圧器３３０は、開閉器９１０と交流母線８００とを接続する。また変圧器３３０には、複数（図１においては２つ）の変圧器３３１が並列に接続されている。一方の変圧器３３１には風力発電機３２１が接続され、他方の変圧器３３１には太陽光発電機３３２が接続されている。これにより、風力発電機３２１および太陽光発電機３２２は、交流母線８００に交流電力を供給する。なお、発電設備３００はさらに発電装置３２０を含んでいてもよく、風力発電機３２１や太陽光発電機３２２のように発電量が気象条件によって変動する発電装置３２０だけでなく、例えば燃料電池のように発電量が気象条件による影響を受けず、基準電圧に同期して運転する電流制御型の発電装置３２０を含んでいてもよい。
負荷設備４００は、交流母線８００から供給される交流電力を消費する負荷装置４２０と、変圧器４３０と、開閉器４１０と、を含んで構成される。
変圧器４３０は、交流母線８００と開閉器４１０とに接続される。変圧器４３０には、複数（図１においては２つ）の開閉器４１０が並列に接続されている。それぞれの開閉器４１０には、負荷装置４２０が接続されている。これにより、負荷装置４２０には、交流母線８００から交流電力が供給される。なお、負荷設備４００は、さらに負荷装置４２０を含んでもよい。
蓄電設備１００は、複数（Ｎ台（Ｎは２以上の自然数））の蓄電ユニット（電力貯蔵装置）１２０と、各蓄電ユニット１２０に接続される変圧器１３０と、蓄電池システム制御装置５００とを備えて構成される。本実施形態では、蓄電設備１００は、蓄電ユニット１２０と変圧器１３０とをそれぞれ３台（Ｎ＝３）ずつ備える。
各蓄電ユニット１２０は、電力を貯蔵可能な電力貯蔵部と、電力貯蔵部毎に設けられる電力変換器（電力変換部、電力変換装置）２００とを含んで構成される。
電力貯蔵部は、直流電力を充放電可能な蓄電池１２１や、フライホイール、揚水発電、キャパシタなどにより実現することが可能である。
電力変換器２００は、交流母線８００から供給される電力を電力貯蔵部に充電し、電力貯蔵部から放電された電力を交流母線８００に放電する。
なお本実施形態では、電力貯蔵部の一例として、蓄電池１２１を用いる場合について説明する。
その場合、電力変換器２００は、交流母線８００から供給される交流電力を直流電力に変換して蓄電池１２１に充電し、蓄電池１２１から直流電力を取り出して交流電力に変換して交流母線８００に放電する。
変圧器１３０は交流母線８００に接続されている。また変圧器１３０は、電力変換器２００を介して蓄電池１２１に接続されている。これにより、電力変換器２００は、交流母線８００との間で入出力される交流電力と、蓄電池１２１で充放電される直流電力とを相互に変換する。
蓄電池システム制御装置５００は、詳細は後述するが、複数（N台）の蓄電池１２１のそれぞれの充電率から基準充電率を算出する第１演算部と、複数（N台）の電力変換器２００がそれぞれ交流母線８００との間で授受する無効電力から基準無効電力を算出する第２演算部とを有する。
なお蓄電池システム制御装置５００は、複数（N台）の電力変換器２００がそれぞれ交流母線８００との間で授受する無効電流から基準無効電流を算出するようにしてもよい。
基準充電率、基準無効電流及び基準無効電力については、後述する。
また蓄電池システム制御装置５００には、交流母線８００の電圧vbase（自立運転システム母線電圧とも記す）が入力される。
そして蓄電池システム制御装置５００は、n番目(nは１〜Nの自然数。)の電力変換器２００が出力する交流電圧の周波数を調整するための周波数補正信号Δfn、及び振幅を調整するための振幅補正信号ΔVnを生成し、n番目の電力変換器２００に出力する。
なお、本実施形態に係る自立運転システム１０００は、蓄電池システム制御装置５００の機能を、各電力変換器２００がそれぞれ有するように構成するか、あるいは、いずれか１台の電力変換器２００が有するように構成することにより、蓄電池システム制御装置５００を設けない構成としてもよい。
＝＝＝蓄電池システム制御装置＝＝＝
以下、図２を参照して、本実施形態における蓄電池システム制御装置５００について説明する。
以下、図２を参照して、本実施形態における蓄電池システム制御装置５００について説明する。
蓄電池システム制御装置５００は、各電力変換器２００からそれぞれ変圧器１３０を介して交流母線８００に出力される交流電圧の振幅及び周波数が所定の定格値に近づくように、n番目の電力変換器２００に対して振幅補正信号ΔVn及び周波数補正信号Δfnを出力する。
図２において、自立運転システム母線電圧指令|Vbase|*は、交流母線８００における交流電圧の実効値の定格値を示す。自立運転システム母線電圧指令|Vbase|*は、たとえば6.6キロボルトである。
また基準周波数fbase*は、交流母線８００における交流電圧の周波数の定格値を示す。基準周波数fbase*は、例えば50ヘルツである。
蓄電池システム制御装置５００は、交流母線８００の電圧vbaseを取得する。そして実効値演算部５２０は、vbaseから実効値|vbase|を求め、実効値|vbase|を加算部５３６に入力する。
一方、蓄電池システム制御装置５００は、各電力変換器２００からそれぞれ出力される無効電力Q1〜QNを取得して、基準無効電力を算出する（第２演算部）。本実施形態では、加算部５３０がQ1〜QNの合計値を求め、乗除算部５３１がこの合計値をNで除算することによって無効電力Q1〜QNの平均値を基準無効電力として求める。
その後、加算部５３２が、基準無効電力と、無効電力Qnと、の差分を求め、無効電力調整器５３４が、この差分を定数倍し、加算部５３５によって、自立運転システム母線電圧指令|Vbase|*との和が算出される。そしてこの和と、交流母線８００の電圧の実効値|vbase|との差分が、加算部５３６によって算出される。
そして電圧制御部５３７は、加算部５３６によって算出された上記差分に対して所定のＰＩ制御を施すことで、振幅補正信号ΔVnを生成する。蓄電池システム制御装置５００は、この振幅補正信号ΔVnを、対応するn番目の電力変換器２００に出力する。
このため、n番目の電力変換器２００が出力する無効電力Qnが、Q1〜QNのばらつきに対して相対的に大きいほど、振幅補正信号ΔVnは小さな値になり、無効電力Qnが、Q1〜QNのばらつきに対して相対的に小さいほど、振幅補正信号ΔVnは大きな値になる。
なお、蓄電池システム制御装置５００が、各電力変換器２００からそれぞれ出力される無効電流を取得する場合には、蓄電池システム制御装置５００は、これらの各無効電流から基準無効電流を算出する。この場合、加算部５３０は各無効電流の合計値を求め、乗除算部５３１がこの合計値をNで除算することによって各無効電流の平均値を基準無効電流として求める。
一方、蓄電池システム制御装置５００は、交流母線８００の電圧vbaseを取得すると、周波数検出部５０１は、vbaseの周波数fbaseを求め、fbaseを加算部５０２に入力する。
加算部５０２は、交流母線８００における交流電圧の周波数の定格値fbase*（50ヘルツ)と、fbaseとの差分を求める。そして周波数制御部５０３は、fbase*と、fbaseとの差分に対して所定のＰＩ制御を行って出力する。
一方、蓄電池システム制御装置５００は、各蓄電池１２１からそれぞれ充電率SOC1〜SOCNを取得して、基準充電率を算出する（第１演算部）。本実施形態では、加算部５１１がSOC1〜SOCNの合計値を求め、乗除算部５１２がこの合計値をNで除算することによって、充電率SOC1〜SOCNの平均値を基準充電率として求める。
その後、加算部５１３が、基準充電率と、充電率SOCnと、の差分を求め、比例制御部５１４が、この差分を定数倍し、加算部５１５によって、周波数制御部５０３の出力値との差分が算出される。蓄電池システム制御装置５００は、加算部５１５によって算出された差分を、周波数補正信号Δfnとして生成し、対応するn番目の電力変換器２００に出力する。
このため、n番目の蓄電池１２１の充電率SOCnが、SOC1〜SOCNのばらつきに対して相対的に大きいほど、周波数補正信号Δfnは大きな値になり、充電率SOCnが、SOC1〜SOCNのばらつきに対して相対的に小さいほど、周波数補正信号Δfnは小さな値になる。
＝＝＝電力変換器＝＝＝
以下、図３〜図５を参照して、本実施形態における電力変換器２００について説明する。なお図３〜図５は、n番目の電力変換器２００を例示する。
以下、図３〜図５を参照して、本実施形態における電力変換器２００について説明する。なお図３〜図５は、n番目の電力変換器２００を例示する。
電力変換器２００は、主回路部２１０と、出力検知部２２０と、ドループ制御部２３０と、周波数制御部２４０と、電圧算出部２５０と、電圧制御部２６０と、電圧指令部２７０と、を備えて構成される。これらのうち、ドループ制御部２３０と、周波数制御部２４０と、電圧算出部２５０と、電圧制御部２６０と、電圧指令部２７０と、は、制御部２８０を構成する。
＜主回路部＞
主回路部２１０は、蓄電池１２１との間で授受する電力と、交流母線８００との間で授受する電力と、を相互に変換する回路である。具体的には、主回路部２１０は、直流電力と交流電力とを相互に変換する回路である。
主回路部２１０は、蓄電池１２１との間で授受する電力と、交流母線８００との間で授受する電力と、を相互に変換する回路である。具体的には、主回路部２１０は、直流電力と交流電力とを相互に変換する回路である。
＜出力検知部＞
出力検知部２２０は、主回路部２１０が交流母線８００との間で授受する三相分の交流電流in及び交流電圧vnを検知する回路である。本実施形態に係る出力検知部２２０は、交流電流検知部２２１と交流電圧検知部２２２とを有して構成され、交流電流検知部２２１は各相の交流電流inを検知し、交流電圧検知部２２２は各相の交流電圧vnを検知する。
出力検知部２２０は、主回路部２１０が交流母線８００との間で授受する三相分の交流電流in及び交流電圧vnを検知する回路である。本実施形態に係る出力検知部２２０は、交流電流検知部２２１と交流電圧検知部２２２とを有して構成され、交流電流検知部２２１は各相の交流電流inを検知し、交流電圧検知部２２２は各相の交流電圧vnを検知する。
＜ドループ制御部＞
ドループ制御部２３０は、交直変換部２３１と、周波数調整器２３２と、電圧調整器２３３とを有して構成される。
ドループ制御部２３０は、交直変換部２３１と、周波数調整器２３２と、電圧調整器２３３とを有して構成される。
交直変換部２３１は、交流電流検知部２２１によって検知された三相分の交流電流ｉnを、基準位相角θを用いてｄｑ変換し、d軸成分（有効電流成分）Ｉｄと、ｑ軸成分（無効電流成分）Ｉｑと、を出力する。
なお本実施形態においては、交流電流inのd軸成分Idは、蓄電池１２１が放電を行う場合に正の値をとるように定める。つまり主回路部２１０から変圧器１３０に向けて交流電流の有効電流成分が流れる場合に正の値をとる。そのため、蓄電池１２１が充電を行う場合には、交流電流inのd軸成分Idは負の値をとる。つまり変圧器１３０から主回路部２１０に向けて交流電流の有効電流成分が流れる場合には負の値をとる。
また交流電流inのq軸成分Iqは、主回路部２１０が出力する交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して遅れている場合に、正の値をとるように定める。そのため、主回路部２１０が出力する交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して進んでいる場合には、交流電流inのq軸成分Iqは負の値をとる。
周波数調整器２３２は、交流電流inのd軸成分Idに応じて、主回路部２１０が出力する交流電圧vnの周波数を調整するための周波数調整信号dfを出力する。詳しくは後述するが、周波数調整信号dfは、交流電圧vnの基準周波数f0*（本実施形態では50ヘルツ）と加算された後、交流電圧vnの周波数を制御するための周波数指令値として主回路部２１０に入力される。
図４に示すように、周波数調整器２３２は、ドループ特性を有するように構成されている。このため周波数調整器２３２は、交流電流inの有効電流成分(Id)が正の値の時（蓄電池１２１が放電している時）には、主回路部２１０が出力する交流電圧vnの周波数を減少方向に調整するように、周波数調整信号dfを負の値とし、交流電流inの有効電流成分(Id)が大きいほど、周波数調整信号dfをより小さな負の値（絶対値がより大きな値）で出力する。
また周波数調整器２３２は、交流電流inの有効電流成分(Id)が負の値の時（蓄電池１２１が充電している時）には、主回路部２１０が出力する交流電圧vnの周波数を増加方向に調整するように、周波数調整信号dfを正の値とし、交流電流inの有効電流成分(Id)が小さいほど（絶対値が大きいほど）、周波数調整信号dfをより大きな値（絶対値がより大きな値）で出力する。
電圧調整器２３３は、交流電流inのq軸成分Iqに応じて、主回路部２１０が出力する交流電圧vnの振幅を調整するための電圧調整信号dVを出力する。詳しくは後述するが、電圧調整信号dVは、交流電圧vnの基準電圧である出力端電圧振幅指令｜Vn｜*と加算された後、交流電圧vnの振幅を制御するための電圧指令値として主回路部２１０に入力される。
図５に示すように、電圧調整器２３３は、ドループ特性を有するように構成されている。このため電圧調整器２３３は、交流電流inの無効電流成分(Iq)が正の値の時（主回路部２１０が出力する交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して遅れているとき）には、主回路部２１０が出力する交流電圧vnの振幅を減少方向に調整するように、電圧調整信号dVを負の値とし、交流電流inの無効電流成分(Iq)が大きいほど（遅れ無効電流が大きいほど）、電圧調整信号dVをより小さな負の値（絶対値がより大きな値）で出力する。
また電圧調整器２３３は、交流電流inの無効電流成分(Iq)が負の値の時（主回路部２１０が出力する交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して進んでいるとき）には、主回路部２１０が出力する交流電圧vnの振幅を増加方向に調整するように、電圧調整信号dVを正の値とし、交流電流inの無効電流成分(Iq)が小さいほど（絶対値（進み無効電流）が大きいほど）、電圧調整信号dVをより大きな値（絶対値がより大きな値）で出力する。
＜周波数制御部＞
周波数制御部２４０は、加算部２４１、加算部２４２、ＶＣＯ（Voltage Controlled Oscillator）２４３を有して構成される。
周波数制御部２４０は、加算部２４１、加算部２４２、ＶＣＯ（Voltage Controlled Oscillator）２４３を有して構成される。
加算部２４１は、ドループ制御部２３０によって生成された周波数調整信号dfを、交流電圧vnの基準周波数f0*（本実施形態では50ヘルツ）と加算する。
加算部２４２は、加算部２４１による上記加算値に、さらに、蓄電池システム制御装置５００によって生成された周波数補正信号Δfnを加算し、内部周波数fを生成する。
このため、内部周波数fは、蓄電池１２１が放電している時には、交流電流inの有効電流成分(Id)が大きいほど小さくなる。また蓄電池１２１が充電している時には、交流電流inの有効電流成分(Id)が大きいほど大きくなる。
また内部周波数fは、蓄電池１２１の充電率SOCnが、SOC1〜SOCNの平均値よりも大きいほど大きくなり、充電率SOCnが、SOC1〜SOCNの平均値よりも小さいほど小さくなる。
ＶＣＯ２４３は、電圧制御発振器である。ＶＣＯ２４３は、周波数が内部周波数fであり、振幅が｜Vn｜*であるような、ａ相基準信号Ｓａおよびｃ相基準信号Ｓｃの正弦波信号を出力する。
＜電圧算出部＞
電圧算出部２５０は、交直変換部２５１、フィルタ回路２５２、２５３、二乗演算部２５４、２５５、加算部２５６、および平方根演算部２５７を含んで構成される。
電圧算出部２５０は、交直変換部２５１、フィルタ回路２５２、２５３、二乗演算部２５４、２５５、加算部２５６、および平方根演算部２５７を含んで構成される。
交直変換部２５１には、主回路部２１０から出力される三相分の交流電圧vnが入力され、交直変換部２５１からは、基準位相角θを用いて交流電圧vnをｄｑ変換して得られるｄ軸成分（電圧Ｖｄ）およびｑ軸成分（電圧Ｖｑ）が出力される。また、電圧Ｖｄおよび電圧Ｖｑは、それぞれフィルタ回路２５２、２５３により高調波成分が除去され、さらに二乗演算部２５４、２５５で２乗されたうえで、加算部２５６で加算される。そして平方根演算部２５７は、加算部２５６の出力値の平方根をとって、出力端電圧基本波正相Peak値｜Vn｜＝√（Ｖｄ2＋Ｖｑ2）を出力する。
＜電圧制御部＞
電圧制御部２６０は、加算部２６１、加算部２６２、加算部２６３、電圧調整部２６４をを有して構成される回路である。
電圧制御部２６０は、加算部２６１、加算部２６２、加算部２６３、電圧調整部２６４をを有して構成される回路である。
加算部２６１は、ドループ制御部２３０によって生成された電圧調整信号dVを、蓄電池システム制御装置５００によって生成された電圧補正信号ΔVnと加算する。
加算部２６２は、加算部２６１の加算結果を、交流電圧vnの基準電圧である出力端電圧振幅指令｜Vn｜*と加算する。
加算部２６３は、加算部２６２の加算結果と、電圧算出部２５０により算出された出力端電圧基本波正相Peak値｜Vn｜と、の差分を求める。
そして電圧調整部２６４は、加算部２６３の差分値に所定の比例ゲインを乗算した電圧偏差dVnを出力する。
このため、電圧偏差dVnは、主回路部２１０が出力する交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して遅れている場合には、遅れが大きいほど小さくなり、交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して進んでいる場合には、進みが大きいほど大きくなる。
また電圧偏差dVnは、主回路部２１０が交流母線８００と授受する遅れ無効電力が、平均値よりも大きいほど小さくなり、遅れ無効電力が平均値よりも小さいほど大きくなる。
なお遅れ無効電力とは、主回路部２１０が出力する交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して遅れている場合の無効電力を表す。
また進み無効電力とは、主回路部２１０が出力する交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して進んでいる場合の無効電力を表す。
また蓄電池システム制御装置５００が、各電力変換器２００からそれぞれ出力される無効電流を取得する場合には、電圧偏差dVnは、主回路部２１０が交流母線８００と授受する遅れ無効電流が、平均値よりも大きいほど小さくなり、遅れ無効電流が平均値よりも小さいほど大きくなる。
遅れ無効電流とは、主回路部２１０が出力する交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して遅れている場合の、交流電圧vnの位相に対して90°遅れた交流電流inの成分を表す。
進み無効電流とは、主回路部２１０が出力する交流電流inの位相が交流電圧vnの位相に対して進んでいる場合の、交流電圧vnの位相に対して90°進んだ交流電流inの成分を表す。
＜電圧指令部＞
電圧指令部２７０は、乗算部２７１、２７２、加算部２７３、２７４、２７５、及びＰＷＭ信号生成部２７６を含んで構成される。
電圧指令部２７０は、乗算部２７１、２７２、加算部２７３、２７４、２７５、及びＰＷＭ信号生成部２７６を含んで構成される。
乗算部２７１、２７２からは、それぞれ電圧偏差dVnを乗算した（dVn倍の）ａ相基準信号Ｓａおよびｃ相基準信号Ｓｃが出力されている。
加算部２７３からは、ａ相基準信号ＳａにdVn倍のａ相基準信号Ｓａを加算したａ相電圧指令値via*=(1+dVn)・Saが出力されている。一方、加算部２７４からは、ｃ相基準信号ＳｃにdVn倍のｃ相基準信号Ｓｃを加算したｃ相電圧指令値vic*=(1+dVn)・Scが出力されている。さらに、加算部２７５からは、ａ相電圧指令値via*とｃ相電圧指令値vic*とを加算して反転したｂ相電圧指令値vib*=-(vna*+vnc*)が出力されている。
ＰＷＭ信号生成部２７６は、via*、vib*、vic*のそれぞれの波高値に応じて変化するduty比を有し、via*、vib*、vic*のそれぞれの正負に応じて正負が反転するようなPWM信号に変換して出力する。
このPWM信号は、主回路部２１０に入力される。そして主回路部２１０は、このPWM信号によって指示される上述の周波数及び振幅を有するような交流電圧vnを出力する。
このようにして、本実施形態に係る制御部２８０（ドループ制御部２３０、周波数制御部２４０、電圧算出部２５０、電圧制御部３６０、電圧指令部２７０）は、主回路部２１０を制御する。
＝＝＝バランス制御＝＝＝
ここで、本実施形態に係る蓄電設備１００が、複数の蓄電池１２１の利用効率を向上させるために行う制御について、図６〜図１０を参照しながら説明する。
ここで、本実施形態に係る蓄電設備１００が、複数の蓄電池１２１の利用効率を向上させるために行う制御について、図６〜図１０を参照しながら説明する。
図６に示すように、自立運転システム１０００が商用電力系統９００から解列して自立運転を行う場合には、各蓄電池ユニット１２０は、それぞれが個々に交流電圧の振幅と位相を制御することで、負荷装置４２０に供給される交流電力を分担している。
図６では、第１蓄電池ユニット１２０（図６ではPCS1と表示）が振幅V1、位相δ1の交流電圧v1を出力して交流電力（有効電力Ｐ１、無効電力Ｑ１）を分担し、第２蓄電池ユニット１２０（図６ではPCS2と表示）が振幅V2、位相δ2の交流電圧v2を出力して交流電力（有効電力Ｐ２、無効電力Ｑ２）を分担し、負荷装置４２０に交流電力（有効電力Ｐｒ、無効電力Ｑｒ）を供給している様子が示されている。なお上記の位相δ1、δ2は、負荷装置４２０における交流電圧vrの位相を基準とした位相差である。また図６では、変圧器１３０、変圧器４３０、開閉器４１０は省略されている。
このとき、PCS1の出力電圧v1、PCS2の出力電圧v2、及び負荷装置４２０の供給電圧vrは、それぞれ
［数１］
ｖ１＝Ｖ１・ｓｉｎ（ωｔ＋δ１） （１）
［数２］
ｖ２＝Ｖ２・ｓｉｎ（ωｔ＋δ２） （２）
［数３］
ｖｒ＝Ｖｒ・ｓｉｎωｔ （３）
となる。
［数１］
ｖ１＝Ｖ１・ｓｉｎ（ωｔ＋δ１） （１）
［数２］
ｖ２＝Ｖ２・ｓｉｎ（ωｔ＋δ２） （２）
［数３］
ｖｒ＝Ｖｒ・ｓｉｎωｔ （３）
となる。
また、PCS1に接続される送配電線のインピーダンスをＸｌ、PCS2に接続される送配電線のインピーダンスをＸ２とすると、PCS1が供給する有効電力Ｐ１、無効電力Ｑ１、PCS2が供給する有効電力Ｐ２、無効電力Ｑ２、は、それぞれ、
［数４］
Ｐ１＝（Ｖ１・Ｖｒ／Ｘｌ）・ｓｉｎδ１ （４）
［数５］
Ｑ１＝（Ｖ１・Ｖｒ／Ｘｌ）・ｃｏｓδ１−（Ｖ１2／Ｘ１） （５）
［数６］
Ｐ２＝（Ｖ２・Ｖｒ／Ｘ２）・ｓｉｎδ２ （６）
［数７］
Ｑ２＝（Ｖ２・Ｖｒ／Ｘ２）・ｃｏｓδ２−（Ｖ２2／Ｘ２） （７）
で与えられることが知られている。
［数４］
Ｐ１＝（Ｖ１・Ｖｒ／Ｘｌ）・ｓｉｎδ１ （４）
［数５］
Ｑ１＝（Ｖ１・Ｖｒ／Ｘｌ）・ｃｏｓδ１−（Ｖ１2／Ｘ１） （５）
［数６］
Ｐ２＝（Ｖ２・Ｖｒ／Ｘ２）・ｓｉｎδ２ （６）
［数７］
Ｑ２＝（Ｖ２・Ｖｒ／Ｘ２）・ｃｏｓδ２−（Ｖ２2／Ｘ２） （７）
で与えられることが知られている。
式（４）、式（６）から、有効電力Ｐ１及びＰ２は、負荷装置４２０との位相差δ１、δ２に比例するため、例えばＰ１＞Ｐ２＞０の場合、δ１＞δ２＞０となり、電圧は図７に示すような関係になる。
このような場合、本実施形態に係る電力変換器２００は、蓄電池１２１を放電している時には、交流電流inの有効電流成分(Id)が大きいほど、ドループ制御部２３０が、より小さな負の値（絶対値がより大きな値）の周波数調整信号dfを出力することにより、主回路部２１０から出力される交流電圧vnの周波数が小さくなるように、主回路部２１０を制御する。
そのため、例えば図６においてPCS1とPCS2がそれぞれ出力する有効電力Ｐ１、Ｐ２がＰ１＞Ｐ２＞０である場合には、図８に示すように、PCS1が出力する交流電圧v1の周波数の低下量が、PCS2が出力する交流電圧v2の周波数の低下量よりも大きくなるため、δ１とδ２の差が縮小し、負荷装置４２０との位相差がδ’となったところでバランスする。
しかしながらこの状態では、PCS1が出力する交流電圧v1の周波数、及びPCS2が出力する交流電圧v2の周波数共に低下した状態であるので、本実施形態に係る電力変換器２００は、蓄電池システム制御装置５００から出力される周波数補正信号Δfnによって、交流電圧v1及びv2の周波数を基準周波数fbase*（５０ヘルツ）に近づけるように制御する。
このとき、上述したように、周波数補正信号Δfnは、他の蓄電池の充電率よりも蓄電池１２１の充電率が相対的に高いほど、交流電圧vnの周波数を増加させるように作用し、他の蓄電池の充電率よりも蓄電池１２１の充電率が、相対的に低いほど、交流電圧vnの周波数を減少させるように作用する。
例えば、周波数補正信号Δfnは、蓄電池１２１の充電率が平均値よりも高いほど、交流電圧vnの周波数を増加させるように作用し、蓄電池１２１の充電率が、平均値よりも低いほど、交流電圧vnの周波数を減少させるように作用する。
図８に示すように、蓄電池１２１を放電している時には、交流電圧vnの周波数が増加すると、負荷装置４２０との位相差δが大きくなるため、式（４）や式（６）に示されるように、蓄電池１２１から流出する有効電力が増加する。
このようにして、充電率が相対的に高い蓄電池１２１からの放電量が増加する。一方、充電率が相対的に低い蓄電池１２１からの放電量は減少する。
このため、蓄電設備１００内の蓄電池１２１の充電率が均一になるように制御される。
このように、周波数調整信号dfによる制御と、周波数補正信号Δfnによる制御と、が相乗的に行われるにつれて、各蓄電ユニット１２０が負荷装置４２０に供給する交流電力の分担率、及び各蓄電ユニット１２０が有する蓄電池１２１の充電率が共に均等化されていく。
このようにして、本実施形態に係る電力変換器２００は、自立運転システム１０００に用いられる複数の蓄電池１２１をより均等に利用可能にすることが可能になる。
同様に、蓄電池１２１を充電している時には、本実施形態に係る電力変換器２００は、交流電流inの有効電流成分(Id)が大きいほど（上述したように、充電時はIdが負の値であるため、絶対値が大きいほど）、ドループ制御部２３０が、より大きな正の値（絶対値がより大きな値）の周波数調整信号dfを出力することにより、主回路部２１０から出力される交流電圧vnの周波数が大きくなるように、主回路部２１０を制御する。
そのため、例えば図６においてPCS1とPCS2がそれぞれ出力する有効電力Ｐ１、Ｐ２（負の値）がＰ１＜Ｐ２＜０（｜Ｐ１｜＞｜Ｐ２｜）である場合には、図９に示すように、PCS1が出力する交流電圧v1の周波数の増加量が、PCS2が出力する交流電圧v2の周波数の増加量よりも大きくなるため、放電時と同様にδ１とδ２の差が縮小し、負荷装置４２０との位相差がδ’となったところでバランスする。
そしてこの場合も、本実施形態に係る電力変換器２００は、蓄電池システム制御装置５００から出力される周波数補正信号Δfnによって、交流電圧v1及びv2の周波数を基準周波数fbase*（５０ヘルツ）に近づけるように制御する。
このとき、上述したように、周波数補正信号Δfnは、他の蓄電池の充電率よりも蓄電池１２１の充電率が相対的に高いほど、交流電圧vnの周波数を増加させるように作用し、他の蓄電池の充電率よりも蓄電池１２１の充電率が相対的に低いほど、交流電圧vnの周波数を減少させるように作用する。
図９に示すように、蓄電池１２１を充電している時には、交流電圧vnの周波数が増加すると、負荷装置４２０との位相差δが小さくなるため、式（４）や式（６）に示されるように、蓄電池１２１に流入する有効電力が減少する。
このようにして、充電率が相対的に高い蓄電池１２１への充電量が減少する。一方、充電率が相対的に低い蓄電池１２１への充電量は増加する。
このため、蓄電設備１００内の蓄電池１２１の充電率が均一になるように制御される。
このように、周波数調整信号dfによる制御と、周波数補正信号Δfnによる制御と、が相乗的に行われるにつれて、各蓄電ユニット１２０が負荷装置４２０に供給する交流電力の分担率、及び各蓄電ユニット１２０が有する蓄電池１２１の充電率が共に均等化されていく。
このようにして、本実施形態に係る電力変換器２００は、自立運転システム１０００に用いられる複数の蓄電池１２１をより均等に利用可能にすることが可能になる。
＝＝＝制御の流れ＝＝＝
次に、本実施形態に係る蓄電設備１００における制御の流れについて、図１０を参照しながら説明する。
次に、本実施形態に係る蓄電設備１００における制御の流れについて、図１０を参照しながら説明する。
まず各電力変換器２００内の出力検知部２２０は、主回路部２１０から出力される三相分の交流電流in及び交流電圧vnを検知する（S1000）。
そして各電力変換器２００内のドループ制御部２３０、周波数制御部２４０、電圧指令部２７０は、交流電流inの有効電流成分Idに応じて交流電圧vnの周波数を制御する（S1010）。具体的には、まずドループ制御部２３０は、蓄電池１２１の放電時には、交流電流inの有効電流成分Idが大きいほど交流電圧vnの周波数を減少させ、蓄電池１２１の充電時には、有効電流成分Idが大きいほど交流電圧vnの周波数を増加させるように、周波数調整信号dfを出力する。そして周波数制御部２４０は、ドループ制御部２３０によって生成された周波数調整信号dfを交流電圧vnの基準周波数f0*（本実施形態では50ヘルツ）と加算して内部周波数fを求め、電圧指令部２７０は、交流電圧vnの周波数を内部周波数fにするためのPWM信号を、主回路部２１０に出力する。
そして蓄電池システム制御装置５００、各電力変換器２００内の周波数制御部２４０、電圧指令部２７０は、蓄電池１２１の充電率SOCに応じて、主回路部２１０から出力される交流電圧vnの周波数を制御する（S1020）。具体的には、まず蓄電池システム制御装置５００は、各蓄電池１２１の充電率SOC1〜SOCNに基づいて周波数補正信号Δfnを生成する。そして蓄電池システム制御装置５００によって生成された周波数補正信号Δfnを交流電圧vnの基準周波数f0*（本実施形態では50ヘルツ）と加算して内部周波数fを求め、電圧指令部２７０は、交流電圧vnの周波数を内部周波数fにするためのPWM信号を、主回路部２１０に出力する。
また各電力変換器２００内のドループ制御部２３０、電圧算出部２５０、電圧制御部２６０、電圧指令部２７０は、交流電流inの無効電流成分Iqに応じて交流電圧vnの振幅を制御する（S1030）。具体的には、まずドループ制御部２３０は、無効電流成分(Iq)が正の値の時には交流電圧vnの振幅を減少させ、無効電流成分(Iq)が負の値の時には、交流電圧vnの振幅を増加させるように電圧調整信号dVを出力する。そして電圧算出部２５０は、出力端電圧基本波正相Peak値｜Vn｜を求め、電圧制御部２６０は、出力端電圧基本波正相Peak値｜Vn｜と、出力端電圧振幅指令｜Vn｜*と、の差分に、ドループ制御部２３０によって生成された電圧調整信号dVを加算して電圧偏差dVnを求め、電圧指令部２７０は、交流電圧vnの振幅を電圧偏差dVn 倍にするためのPWM信号を、主回路部２１０に出力する。
また蓄電池システム制御装置５００、各電力変換器２００内の電圧制御部２６０、電圧指令部２７０は、各電力変換器２００が出力する無効電力に応じて、主回路部２１０から出力される交流電圧vnの振幅を制御する（S1040）。具体的には、まず蓄電池システム制御装置５００は、各電力変換器２００が出力する無効電力Q1〜QNに基づいて電圧補正信号ΔVnを生成する。そして電圧制御部２６０は、蓄電池システム制御装置５００によって生成された電圧補正信号ΔVnを、出力端電圧基本波正相Peak値｜Vn｜と出力端電圧振幅指令｜Vn｜*との差分に加算して電圧偏差dVnを求め、電圧指令部２７０は、交流電圧vnの振幅を電圧偏差dVn 倍にするためのPWM信号を、主回路部２１０に出力する。
なお本実施形態に係る蓄電設備１００は、上記の各処理(S1000〜S1040)を並列に実行するため、上記の各処理の順序は説明のための便宜上のものであり、各処理の順序が異なっても良い。
＝＝＝実施例＝＝＝
次に、自立運転システム１０００の実施例について説明する。
次に、自立運転システム１０００の実施例について説明する。
本実施例では、自立運転システム１０００が有する３台の蓄電ユニット１２０（以下、各蓄電池ユニット１２０を、１号機、２号機、３号機とも記す）にそれぞれ接続される変圧器１３０の漏れインダクタンスが、それぞれ10%、7.5%、5%であるとする。
また1号機〜3号機１２０が有する蓄電池１２１の充電率は、初期状態においてそれぞれ70%、65%、60%であるとする。
上述したように、各号機１２０がそれぞれ有する電力変換器２００は、図４及び図５に示したようなドループ特性を有したドループ制御部２３０を備えている。従って、蓄電ユニット１２０の出力端有効電流(Id)がプラス（放電）の場合は、周波数を下げ、また、出力端無効電流(Iq)がプラス（遅れ）の場合は、出力端電圧を下げるように制御される。
このような制御を行うことにより、各蓄電ユニット１２０は自律的に有効電力および無効電力を分担することが可能となる。
また上述したように、蓄電池システム制御装置５００は、交流母線８００の電圧vbaseを取得している。
そして図１１に示すように、蓄電池システム制御装置５００は、交流母線８００の電圧vbaseから求めた実効値|vbase|と、自立運転システム母線電圧指令|Vbase|*と、の差分に対して所定のＰＩ制御を施すことで振幅補正信号ΔVnを生成し、この振幅補正信号ΔVnを対応する電力変換器２００に出力している。
また蓄電池システム制御装置５００は、交流母線８００の電圧vbaseの周波数fbaseと、基準周波数fbase*と、の差分に対して所定のＰＩ制御を行って周波数補正信号Δfnを生成し、この周波数補正信号Δfnを電力変換器２００に出力している。
この時に、発電装置３２０の出力および負荷装置４２０がゼロの無負荷状態で複数台の蓄電ユニット１２０が定電圧定周波数制御を行っている場合には、蓄電ユニット１２０の出力端電流inはゼロになり、電力変換器２００のドループ制御によって、交流母線８００の周波数は、基準周波数（例えば50Hz）に維持され、電圧は基準電圧（例えば、1[pu]）に維持される。
そしてこの状態から図１２に示すように、発電装置３２０が出力（力率1、有効分のみ出力）を開始した場合には、負荷装置４２０が未だ接続されていないため、発電装置３２０の出力は蓄電池１２１に全て充電される。
そのため、各蓄電ユニット１２０の出力端有効電流inはマイナス（充電）になる。図１２に示す例では、それぞれ-0.3[pu]となっている。
そうすると、各電力変換器２００のドループ特性によって、各電力変換器２００が出力する交流電圧vnの周波数が上昇するように制御される。そして蓄電ユニット１２０間での有効電流inが自律的に調整され、各蓄電ユニット１２０が有効電力（充電量）を均等に分担するようになる。図１２に示す例では、それぞれ-0.3[pu]となっている。
上記制御により、各蓄電ユニット１２０が出力する交流電圧vnの周波数が上昇するため、交流母線８００の周波数も上昇するが、蓄電池システム制御装置５００は、上述したように、vbaseの周波数を計測し、基準周波数fbase*(50Hz)に近づくように、周波数補正信号Δfnを出力する。
各蓄電ユニット１２０は、周波数補正信号Δf1 〜Δf3（マイナス値、全て同値）が入力されると、交流電圧vnの周波数を低下させていくため、有効電流（充電量）の分担割合を維持したまま、交流母線８００の周波数が50Hzに整定される。
続いて、図１２に示すように、発電装置３２０が出力する以上の電力を消費する負荷装置４２０（遅れ力率0.85とする）が投入されたとする。
この場合は、負荷装置４２０の消費電力の不足分が、蓄電池１２１から放電されるため、各蓄電ユニット１２０の出力端有効電流inはプラス（放電）になる。図１２に示す例では、それぞれ+0.3[pu]となっている。
そしてこの場合も、蓄電ユニット２００間で有効電流inが調整され、有効電力量（放電量）を均等に分担するように自律的に制御がなされるので、交流母線８００の周波数は50Hzに整定される。
また、負荷装置４２０が投入されると、各蓄電ユニット１２０は負荷装置４２０に無効分（遅れ）の電力も供給する。このため、各蓄電ユニット１２０の出力端には遅れ方向に無効電流が流れる。
そうすると、各蓄電ユニット１２０のドループ特性によって、遅れが大きい蓄電ユニット１２０ほど交流電圧vnの振幅をより低下させるように制御がなされるため、各蓄電ユニット１２０が出力する無効電流（遅れ）の分担率が均一になるように制御される。
なお本実施例では、上述したように、変圧器１３０の漏れインダクタンスをそれぞれ10%、7.5%、5%としているため、図１２に示すように、各蓄電ユニット１２０の無効電流の分担量は、各変圧器１３０の漏れインダクタンスに応じて異なる。
上記制御により、各蓄電ユニット１２０が出力する交流電圧vnの振幅が低下するため、交流母線８００の電圧が低下するが、蓄電池システム制御装置５００は、上述したように、vbaseの実効値を計測し、自立運転システム母線電圧指令｜Vbase｜*に近づくように、電圧補正信号ΔVnを出力する。このようにして、低下した交流母線８００の電圧は1[pu]に整定される。
本実施形態に係る自立運転システム１０００は、以上のようにして、交流母線８００の電圧および周波数の維持と、需給調整と、を可能にする。
そして上述したように、本実施形態に係る蓄電池システム制御装置５００は、図１３に示すように、交流母線８００の電圧vbaseと、各蓄電池１２１のSOC1〜SOCNを取得している。
つまり蓄電池システム制御装置５００は、各蓄電池１２１からそれぞれ充電率SOC1〜SOCNを取得して基準充電率を算出し、この基準充電率と、充電率SOCnと、の差分を定数倍して加算部５１５によって周波数補正信号Δfnを生成し、対応するn番目の電力変換器２００に出力する。
このようにして蓄電池システム制御装置５００は、各蓄電池１２１のSOCの偏差に応じて、各蓄電ユニット１２０に送信する周波数補正信号Δf1 〜Δf3に重み付けを行う。
また、電力変換器２００は、蓄電池１２１の充電率が平均充電率よりも高いほど、交流電圧vnの周波数を増加させるように主回路部２１０を制御し、蓄電池１２１の充電率が平均充電率よりも低いほど、交流電圧vnの周波数を減少させるように主回路部２１０を制御する。
これにより、例えばSOCが平均値よりも高い1号機の電力変換器２００は、放電時にはより多く放電を行い、充電時にはより少なく充電を行う。
従って、図１４に示すように、自立運転システム１０００を稼働しながら各蓄電池１２１のSOC（充電率）が均一化されるので、一部の蓄電ユニット１２０のみが放電終止あるいは充電終止（満充電）に陥ることなく、継続して長時間運転を継続することが可能になる。
このようにして、本実施形態に係る電力変換器２００は、自立運転システム１０００に用いられる複数の蓄電池１２１をより均等に利用可能にすることが可能になる。
次に、蓄電池システム制御装置５００が、計測値として交流母線８００の電圧vbaseと、各蓄電ユニット１２０の出力端無効電力（Q1〜Q3）を計測する場合の実施例について説明する。
この場合、蓄電池システム制御装置５００は、上述したように、各蓄電ユニット１２０の出力端無効電力の偏差に応じて、各蓄電ユニット１２０に送信する電圧補正信号ΔVn に重み付けを行う。
蓄電池システム制御装置５００は、図１５に示すように、各電力変換器２００からそれぞれ出力される無効電力Q1〜QNを取得して、基準無効電力を算出する。そして加算部５３２が、基準無効電力と、無効電力Qnと、の差分を求め、無効電力調整器５３４が、この差分を定数倍し、加算部５３５によって、自立運転システム母線電圧指令|Vbase|*との和が算出される。そしてこの和と、交流母線８００の電圧の実効値|vbase|との差分が、加算部５３６によって算出される。
そして電圧制御部５３７は、加算部５３６によって算出された上記差分に対して所定のＰＩ制御を施すことで、振幅補正信号ΔVnを生成し、この振幅補正信号ΔVnを、対応するn番目の電力変換器２００に出力する。
そして電力変換器２００は、この振幅補正信号ΔVnによって、交流母線８００と授受する無効電力が、各無効電力の平均値よりも大きいほど交流電圧vnの振幅を小さくするように主回路部２１０を制御し、平均値よりも小さいほど交流電圧vnの振幅を大きくするように主回路部２１０を制御する。
これにより、変圧器１３０の特性（漏れインダクタンス）にバラつきがあった場合でも、図１６に示すように、無効電力の分担を均等にすることができる。このため、例えば、一部の蓄電ユニット１２０がより多くの無効電流を負担し、定格を超えて過電流停止に陥るようなリスクを低減することができる。
次に、蓄電池システム制御装置５００が、計測値として交流母線８００の電圧vbaseと、各蓄電池１２１のSOCと、各蓄電ユニット１２０の出力端無効電力（Q1〜Q3）と、を計測する場合について説明する。
この場合、蓄電池システム制御装置５００は、上述したように、各蓄電池１２１のSOCの偏差に応じて、各蓄電ユニット１２０に送信する周波数補正信号Δf1 〜Δf3に重み付けを行うとともに、各蓄電ユニット１２０の出力端無効電力の偏差に応じて、各蓄電ユニット１２０に送信する電圧補正信号ΔVn に重み付けを行う。
つまり蓄電池システム制御装置５００は、図１７に示すように、交流母線８００の電圧vbaseと、各蓄電池１２１のSOC1〜SOCNと、各電力変換器２００からそれぞれ出力される無効電力Q1〜QNと、を取得している。
そして蓄電池システム制御装置５００は、各蓄電池１２１からそれぞれ充電率SOC1〜SOCNを取得して基準充電率を算出し、この基準充電率と、充電率SOCnと、の差分を定数倍して加算部５１５によって周波数補正信号Δfnを生成し、対応するn番目の電力変換器２００に出力する。
このようにして蓄電池システム制御装置５００は、各蓄電池１２１のSOCの偏差に応じて、各蓄電ユニット１２０に送信する周波数補正信号Δf1 〜Δf3に重み付けを行う。
また蓄電池システム制御装置５００は、各電力変換器２００からそれぞれ出力される無効電力Q1〜QNを用いて基準無効電力を算出する。そして加算部５３２が、基準無効電力と、無効電力Qnと、の差分を求め、無効電力調整器５３４が、この差分を定数倍し、加算部５３５によって、自立運転システム母線電圧指令|Vbase|*との和が算出される。そしてこの和と、交流母線８００の電圧の実効値|vbase|との差分が、加算部５３６によって算出される。
そして電圧制御部５３７は、加算部５３６によって算出された上記差分に対して所定のＰＩ制御を施すことで、振幅補正信号ΔVnを生成し、この振幅補正信号ΔVnを、対応するn番目の電力変換器２００に出力する。
そして電力変換器２００は、周波数補正信号Δfnによって、蓄電池１２１の充電率が平均充電率よりも高いほど、交流電圧vnの周波数を増加させるように主回路部２１０を制御し、蓄電池１２１の充電率が平均充電率よりも低いほど、交流電圧vnの周波数を減少させるように主回路部２１０を制御するとともに、振幅補正信号ΔVnによって、交流母線８００と授受する無効電力が、各無効電力の平均値よりも大きいほど交流電圧vnの振幅を小さくするように主回路部２１０を制御し、平均値よりも小さいほど交流電圧vnの振幅を大きくするように主回路部２１０を制御する。
これにより、例えばSOCが平均値よりも高い電力変換器２００は、放電時にはより多く放電を行い、充電時にはより少なく充電を行う。
従って、図１８に示すように、自立運転システム１０００を稼働しながら各蓄電池１２１のSOC（充電率）が徐々に均一化され、蓄電池１２１をより均等に利用することが可能になるので、一部の蓄電ユニット１２０のみが放電終止あるいは充電終止（満充電）に陥ることもなく、さらに、無効電力の分担を均等にすることができるため、例えば変圧器１３０の特性（漏れインダクタンス）にバラつきがあった場合でも、一部の蓄電ユニット１２０がより多くの無効電流を負担し、定格を超えて過電流停止に陥るようなリスクも低減することができるようになるため、自立運転システム１０００の継続運転時間を長時間化することが可能になる。
以上、本実施形態に係る自立運転システム１０００について説明したが、本実施形態に係る自立運転システム１０００によれば、蓄電池１２１の利用効率をより一層向上させることが可能になる。
また、一部の蓄電ユニット１２０が無効電力を偏って多く負担するケースがなくなり、蓄電ユニット１２０の過電流停止によるリスクが低減され、自立運転システム１０００の安定化を図ることができる。
また、自立運転システム１０００の運転を中断することなく、複数の蓄電池１２１の充電率を均等化することができるため、負荷装置４２０へ安定的に電力を供給することが可能になる。
また、複数台の蓄電ユニット１２０のうちの一部の蓄電ユニット１２０が他の蓄電ユニット１２０よりも先に放電終止あるいは充電終止（満充電）に陥ることを防止することができるので、自立運転システム１０００を安定化させ、長時間運転を可能とすることができる。
また、本実施形態に係る自立運転システム１０００は、負荷装置４２０の総負荷を計測することなく、自立運転システム１０００の需給調整と安定化を図ることもできる。
このため、負荷装置４２０の負荷を計測するための計測器が不要になり、コストが低減できるとともに、発電装置３２０および負荷装置４２０の追加や削除を容易に行うことも可能になる。
なお、上記実施形態は、本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定して解釈するためのものではない。本発明は、その趣旨を逸脱することなく、変更、改良され得るとともに、本発明にはその等価物も含まれる。
例えば、蓄電池システム制御装置５００や、制御部２８０は、電子回路や電気回路、電子部品等のハードウェアを用いて実現してもよいし、ＣＰＵ（Central Processing Unit）やメモリを備えたコンピュータ、あるいはＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit)等の集積回路が、本実施形態に係る上述した蓄電池システム制御装置５００や制御部２８０としての機能を実現するためのプログラムを実行することにより実現してもよい。
また上記プログラムは、コンピュータに読み取り可能なＣＤＲＯＭやＤＶＤ等の記録媒体に格納された形態をとることも可能である。
１００ 蓄電設備
１２０ 蓄電ユニット
１２１ 蓄電池
１３０ 変圧器
２００ 電力変換器
２１０ 主回路部
２２０ 出力検知部
２２１ 交流電流検出部
２２２ 交流電圧検出部
２３０ ドループ制御部
２３１ 交直変換部
２３２ 周波数調整器
２３３ 電圧調整器
２４０ 周波数制御部
２４１ 加算部
２４２ 加算部
２４３ ＶＣＯ
２５０ 電圧算出部
２５１ 交直変換部
２５２ フィルタ回路
２５３ フィルタ回路
２５４ 二乗演算部
２５５ 二乗演算部
２５６ 加算部
２５７ 平方根演算部
２６０ 電圧制御部
２６１ 加算部
２６２ 加算部
２６３ 加算部
２６４ 電圧調整部
２７０ 電圧指令部
２７１ 乗算部
２７２ 乗算部
２７３ 加算部
２７４ 加算部
２７５ 加算部
２７６ ＰＷＭ信号生成部
２８０ 制御部
３００ 発電設備
３２０ 発電装置
３２１ 風力発電機
３２２ 太陽光発電機
３３０ 変圧器
３３１ 変圧器
４００ 負荷設備
４１０ 開閉器
４２０ 負荷装置
４３０ 変圧器
５００ 蓄電池システム制御装置
５０１ 周波数検出部
５０２ 加算部
５０３ 周波数制御部
５１１ 加算部
５１２ 乗除算部
５１３ 加算部
５１４ 比例制御部
５１５ 加算部
５２０ 実効値演算部
５３０ 加算部
５３１ 乗除算部
５３２ 加算部
５３４ 無効電力調節器
５３５ 加算部
５３６ 加算部
５３７ 電圧制御部
８００ 交流母線
９００ 商用電力系統
９１０ 開閉器
１０００ 自立運転システム
１２０ 蓄電ユニット
１２１ 蓄電池
１３０ 変圧器
２００ 電力変換器
２１０ 主回路部
２２０ 出力検知部
２２１ 交流電流検出部
２２２ 交流電圧検出部
２３０ ドループ制御部
２３１ 交直変換部
２３２ 周波数調整器
２３３ 電圧調整器
２４０ 周波数制御部
２４１ 加算部
２４２ 加算部
２４３ ＶＣＯ
２５０ 電圧算出部
２５１ 交直変換部
２５２ フィルタ回路
２５３ フィルタ回路
２５４ 二乗演算部
２５５ 二乗演算部
２５６ 加算部
２５７ 平方根演算部
２６０ 電圧制御部
２６１ 加算部
２６２ 加算部
２６３ 加算部
２６４ 電圧調整部
２７０ 電圧指令部
２７１ 乗算部
２７２ 乗算部
２７３ 加算部
２７４ 加算部
２７５ 加算部
２７６ ＰＷＭ信号生成部
２８０ 制御部
３００ 発電設備
３２０ 発電装置
３２１ 風力発電機
３２２ 太陽光発電機
３３０ 変圧器
３３１ 変圧器
４００ 負荷設備
４１０ 開閉器
４２０ 負荷装置
４３０ 変圧器
５００ 蓄電池システム制御装置
５０１ 周波数検出部
５０２ 加算部
５０３ 周波数制御部
５１１ 加算部
５１２ 乗除算部
５１３ 加算部
５１４ 比例制御部
５１５ 加算部
５２０ 実効値演算部
５３０ 加算部
５３１ 乗除算部
５３２ 加算部
５３４ 無効電力調節器
５３５ 加算部
５３６ 加算部
５３７ 電圧制御部
８００ 交流母線
９００ 商用電力系統
９１０ 開閉器
１０００ 自立運転システム
Claims (9)
- 交流母線との間で電力の授受を行う複数の電力貯蔵装置を有する電力貯蔵システムであって、
前記電力貯蔵装置は、
電力貯蔵部と、
前記交流母線と前記電力貯蔵部との間で電力の充放電を行う電力変換部と、
前記電力変換部の充放電を制御する制御部とを有し、
前記制御部は、
前記電力貯蔵部の充電率が、前記複数の電力貯蔵部のそれぞれの充電率から算出される基準充電率よりも高いほど、前記電力変換部の交流電圧の周波数が高くなるように前記電力変換部を制御し、前記電力貯蔵部の充電率が前記基準充電率よりも低いほど前記交流電圧の周波数が低くなるように前記電力変換部を制御する
ことを特徴とする電力貯蔵システム。 - 請求項１に記載の電力貯蔵システムであって、
前記基準充電率は、前記複数の電力貯蔵部のそれぞれの充電率の平均値である
ことを特徴とする電力貯蔵システム。 - 請求項１または２に記載の電力貯蔵システムであって、
前記制御部は、
前記電力貯蔵部の放電時には、前記電力変換部が前記交流母線との間で授受する交流電流の有効電流成分が大きいほど前記交流電圧の周波数が減少するように前記電力変換部を制御し、前記電力貯蔵部の充電時には、前記有効電流成分が大きいほど前記交流電圧の周波数が増加するように前記電力変換部を制御する
ことを特徴とする電力貯蔵システム。 - 請求項１または２に記載の電力貯蔵システムであって、
前記制御部は、前記電力変換部が出力する遅れ無効電力または遅れ無効電流が所定値より大きいほど前記交流電圧の振幅が小さくなるように前記電力変換部を制御し、遅れ無効電力または遅れ無効電流が前記所定値より小さいほど、前記交流電圧の振幅が大きくなるように前記電力変換部を制御する
ことを特徴とする電力貯蔵システム。 - 請求項４に記載の電力貯蔵システムであって、
前記所定値は、前記交流電流から求められた無効電流または無効電力の平均値である
ことを特徴とする電力貯蔵システム。 - 請求項１または２に記載の電力貯蔵システムであって、
前記制御部は、遅れ無効電流が大きいほど前記交流電圧の振幅が小さくなるように前記電力変換部を制御し、進み無効電流が大きいほど前記交流電圧の振幅が大きくなるように前記電力変換部を制御する
ことを特徴とする電力貯蔵システム。 - 電力貯蔵部と、
交流母線と前記電力貯蔵部との間で電力の充放電を行う主回路部、及び前記主回路部の充放電を制御する制御部を有する電力変換装置と、
を有して構成される複数の電力貯蔵装置を備える電力貯蔵システムにおける前記電力変換装置であって、
前記制御部は、
前記電力貯蔵部の充電率が、前記複数の電力貯蔵部のそれぞれの充電率から算出される基準充電率よりも高いほど、前記主回路部の交流電圧の周波数が高くなるように前記主回路部を制御し、前記電力貯蔵部の充電率が前記基準充電率よりも低いほど前記交流電圧の周波数が低くなるように前記主回路部を制御する
ことを特徴とする電力変換装置。 - 交流母線に電力を供給する発電装置と、
前記交流母線から供給される電力を消費する負荷装置と、
前記交流母線との間で電力の授受を行う複数の電力貯蔵装置と、
を有する自立運転システムであって、
前記電力貯蔵装置は、
電力貯蔵部と、
前記交流母線と前記電力貯蔵部との間で電力の充放電を行う電力変換部と、
前記電力変換部の充放電を制御する制御部とを有し、
前記制御部は、
前記電力貯蔵部の充電率が、前記複数の電力貯蔵部のそれぞれの充電率から算出される基準充電率よりも高いほど、前記電力変換部の交流電圧の周波数が高くなるように前記電力変換部を制御し、前記電力貯蔵部の充電率が前記基準充電率よりも低いほど前記交流電圧の周波数が低くなるように前記電力変換部を制御する
ことを特徴とする自立運転システム。 - 電力貯蔵部と、交流母線と前記電力貯蔵部との間で電力の充放電を行う電力変換部と、前記電力変換部の充放電を制御する制御部と、を有する複数の電力貯蔵装置を備える電力貯蔵システムの制御方法であって、
前記電力貯蔵装置の前記制御部は、前記電力貯蔵装置の前記電力貯蔵部の充電率が、前記複数の電力貯蔵部のそれぞれの充電率から算出される基準充電率よりも高いほど、前記電力貯蔵装置の前記電力変換部の交流電圧の周波数が高くなるように前記電力変換部を制御し、前記電力貯蔵部の充電率が前記基準充電率よりも低いほど前記交流電圧の周波数が低くなるように前記電力変換部を制御する
ことを特徴とする電力貯蔵システムの制御方法。
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