JP2017011855A - 蓄電池の制御装置及び直流送電システム - Google Patents

Abstract

【課題】直流送電システムの多様な運用が可能となる蓄電池の制御装置及び直流送電システムを提供する。
【解決手段】直流送電線１と当該直流送電線１に接続された複数の交直変換器１１〜１４とを備えた直流送電システムに併設された蓄電池３１の制御装置４１であって、蓄電池３１が直流送電線１に接続され、直流送電線１の直流電圧と、予め設定された不感帯４１１とを比較判定する比較判定部４１ａと、比較判定の結果に基づき蓄電池３１に対する指令を生成する制御部４１ｂと、を備える。不感帯４１１は、直流電圧制御で運転される少なくとも何れかの交直変換器１１の直流電圧指令値が含まれる直流電圧帯域であり、制御部４１ｂは、比較判定部４１ａによる比較判定の結果が、直流電圧が不感帯４１１を逸脱する結果である場合に、蓄電池３１を直流電圧制御する。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、直流送電システムに併設された蓄電池の制御装置及び直流送電システムに関する。

直流送電システムは、交流系統間で電力を融通する場合に用いられており、例えば、交流から直流又は直流から交流への電力変換を行う２つの交直変換器と、２つの交直変換器を接続する直流送電線とを備えている。直流送電システムは、例えば２つの交流系統Ａ，Ｂ間に接続され、一方の交流系統Ａからこれに接続された交直変換器Ａによって交流から直流に変換して、直流送電線を経由して直流電力が送電される。そして、他方の交直変換器Ｂで直流から交流に変換されて他方の交流系統Ｂに電力が融通される。

直流送電（ＨＶＤＣ）は、交流を直流にして送電するため、送電線のリアクタンスによる電圧降下はなく、長距離の送電が可能という利点がある。また、２つの交流系統が別々の周波数であっても連系させることが可能という利点がある。このようなことから、近年、再生可能エネルギーの導入量増大や系統運用多様化のため、直流送電の導入が進んでいる。その中で、例えば、蓄電池と協調して動作させる直流送電システムや、直流送電線を分岐させ、３つ以上の交流系統間で電力の融通を行う多端子直流送電システムが提案されている。

特開平０９−３１２９３４号公報

直流送電と蓄電池を協調してシステムを運転させる方法としては、交流系統と交直変換器との間に蓄電池を接続して、直流送電システムの出力変動分を、蓄電池の充放電制御により補償することが行われていた。しかし、この方法では蓄電池が設置された交直変換器の出力端における出力変動を抑制することはできるが、他の交直変換器の出力端の変動を抑制することはできない。すなわち、直流送電システムの出力変動のみが蓄電池の補償対象であって直流送電システム全体で蓄電池を活用するものではなく、多様な運用に対応できなかった。

例えば、再生可能エネルギーの大量導入に伴い、直流送電を利用して電力が不足している系統に対して電力の調整力を融通し合うことが考えられるが、必要となる調整力が大きい場合、交直変換器の容量を超えてしまう虞がある。交直変換器の容量を超えれば直流送電システム自体が継続して運転できなくなる虞がある。特に、複数の交直変換器が直流送電線に接続された多端子直流送電において顕著となる。

本実施形態に係る蓄電池の制御装置は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、直流送電システムの多様な運用が可能となる蓄電池の制御装置及び直流送電システムを提供することを目的とする。

上記の目的を達成するために、本実施形態の蓄電池の制御装置は、直流送電線と当該直流送電線に接続された複数の交直変換器とを備えた直流送電システムに併設された蓄電池の制御装置であって、前記蓄電池が前記直流送電線に接続され、前記直流送電線の直流電圧と、予め設定された不感帯とを比較判定する比較判定部と、前記比較判定の結果に基づき前記蓄電池に対する指令を生成する制御部と、を備え、前記不感帯は、直流電圧制御で運転される少なくとも何れかの前記交直変換器の直流電圧指令値が含まれる直流電圧帯域であり、前記制御部は、前記比較判定の結果が、前記直流電圧が前記不感帯を逸脱する結果である場合に、前記蓄電池を直流電圧制御すること、を特徴とする。

また、本実施形態の直流送電システムは、直流送電線に接続され、電力を融通するための直流送電システムであって、前記直流送電線に接続された複数の交直変換器と、前記交直変換器毎に設けられ、各前記交直変換器の出力を制御する複数の変換器制御装置と、前記直流送電線に接続された蓄電池と、前記蓄電池の入出力制御を行う蓄電池制御装置と、を備え、前記蓄電池制御装置は、前記直流送電線の直流電圧と、予め設定された不感帯とを比較判定する比較判定部と、前記比較判定の結果に基づき前記蓄電池に対する指令を生成する制御部と、を備え、前記不感帯は、直流電圧制御で運転される少なくとも何れかの前記交直変換器の直流電圧指令値が含まれる直流電圧帯域であり、前記制御部は、前記比較判定の結果が、前記直流電圧が前記不感帯を逸脱する結果である場合に、前記蓄電池を直流電圧制御すること、を特徴とする。

第１の実施形態に係る直流送電システムの全体構成を示す図である。 蓄電池の制御装置の構成を示す図である。 直流電圧の不感帯を示す図である。 直流電圧の不感帯を示す図である。 直流電圧制御で運転していた交直変換器が脱落した場合に、他の交直変換器を直流電圧制御運転に切り替える動作例を示すフローチャートである。 第２の実施形態に係る統合制御装置の構成図である。 第２の実施形態の変形例に係る統合制御装置の構成図である。 第３の実施形態に係る直流送電システムの全体構成を示す図である。 蓄電池のＳＯＣとＳＯＣ管理部が出力する指令との関係を示す図である。 第３の実施形態に係る作用を説明する図である。 第３の実施形態に係る作用を説明する図である。 第４の実施形態に係る蓄電池の制御装置の構成図である。 蓄電池のＳＯＣと不感帯の上限又は下限の変更との関係を示す図である。 第４の実施形態に係る作用を説明する図である。 第４の実施形態に係る作用を説明する図である。

［１． 第１の実施形態］
［１−１．構成］
以下では、図１及び図２を参照しつつ、本実施形態の直流送電システム及びこれに併設される蓄電池の制御装置について説明する。図１は、本実施形態に係る直流送電システムの全体構成を示す図である。

図１に示すように、直流送電システムは、直流送電線１に接続された電力を融通するためのシステムであり、複数の交流系統５１〜５４と接続される。直流送電システムにおいては、これらの何れかの交流系統５１〜５４から電力が入力され、直流送電システムを経由して他の交流系統５１〜５４に出力される。

この直流送電システムは、直流送電線１に接続された複数の（ここでは４台）交直変換器１１〜１４と、交直変換器１１〜１４の出力を制御する制御装置２１〜２４と、直流送電線１に接続された蓄電池３１と、蓄電池３１の入出力を制御する制御装置４１と、各制御装置２１〜２４，４１にそれぞれ接続された統合制御装置２０１と、を備える。

なお、交直変換器１１〜１４は、単に「変換器」１１〜１４ともいう。各制御装置２１〜２４，４１及び統合制御装置２０１は、例えば、ＣＰＵ、メモリ等を有するコンピュータを含み構成され、プログラムをＨＤＤやＳＳＤ等に記憶して、ＲＡＭに適宜展開し、ＣＰＵで処理することにより、後述する比較判定や制御指令生成、算出等を行う。

交流系統５１〜５４には、変換器１１〜１４がそれぞれ連系されている。変換器１１〜１４は、交流系統５１〜５４から入力された交流電力を直流電力に変換して直流送電線１に送電し、又は、直流送電線１を経由して送電された直流電力を交流電力に変換して交流系統５１〜５４に融通する。変換器１１〜１４は、制御装置２１〜２４により直流電圧制御又は出力電圧制御で運転される。本実施形態では、変換器１１〜１４の少なくとも何れかは直流電圧制御で運転され、残りの変換器１１〜１４は出力電圧制御で運転される。直流送電線１は、図１に示すように、各変換器１１〜１４を繋ぐように分岐した送電線である。

制御装置２１〜２４は、変換器１１〜１４と接続されており、交流から直流又は直流から交流に電力を変換する変換器１１〜１４の出力を制御する。具体的には、各変換器１１〜１４の直近の直流送電線１には、直流電流検出器７１〜７４及び直流電圧検出用変圧器８１〜８４がそれぞれ接続されており、制御装置２１〜２４は、その直近の直流電流検出器７１〜７４及び直流電圧検出用変圧器８１〜８４から直流電流及び直流電圧を取得する。

制御装置２１〜２４は、直流電圧制御する場合には、取得した直流電圧値と直流電圧指令値との差分を算出し、当該差分が零となるように変換器１１〜１４を動作させる。また、出力電圧制御する場合には、取得した直流電流値と直流電圧値とを乗算し、当該乗算値と電力指令値との差分を算出し、当該差分が零となるように変換器１１〜１４を動作させる指令を生成する。そして、制御装置２１〜２４は、当該指令を変換器１１〜１４に出力する。

蓄電池３１は、直流送電線１に接続されており、直流送電線１の電力を蓄積し又は直流送電線１に対して放出する。蓄電池３１は、その接続台数及び設置箇所は１台以上あり、直流送電線１に接続されていれば、その台数や設置箇所は特に限定されないが、本実施形態では１台の蓄電池３１が、変換器１１近傍の直流送電線１に接続されている。なお、変換器１１近傍とは、例えば、変換器１１及び蓄電池３１の各出力端の、送電による電圧上昇又は電圧降下による差が予測又は計算できる範囲内とする。

制御装置４１は、蓄電池３１と接続されており、蓄電池３１の入出力を制御する。具体的には、直流電圧制御を行う。本実施形態の制御装置４１は、直流送電線１の直流電圧と予め設定された不感帯４１１とに基づき、蓄電池３１の出力を制御する。すなわち、制御装置４１は、直流電圧制御で運転される変換器１１〜１４の近傍で直流送電線１に接続された直流電流検出器９１及び直流電圧検出用変圧器９２から、直流電流及び直流電圧を取得する。そして、制御装置４１は、この不感帯４１１に入っていれば蓄電池３１の入出力を零とし、不感帯４１１を逸脱していれば直流送電線１の直流電圧を不感帯４１１内に戻すように蓄電池３１を充放電制御する。

図２は、制御装置４１の構成を示す図である。制御装置４１は、予め設定された不感帯４１１と、比較判定部４１ａと、制御部４１ｂとを備える。図３は、直流電圧の不感帯４１１を示す図である。なお、図中のグラフは、直流電圧検出用変圧器９２により検出された直流送電線１の直流電圧の時間変化を示している。

この不感帯４１１は、図３に示すように、予め設定された直流電圧指令値Ｖｒｅｆを基準として上限Ｖｕ及び下限Ｖｌを有する直流電圧値の帯域である。すなわち、不感帯４１１は、数値データであり、直流電圧指令値Ｖｒｅｆを含んだ下限Ｖｌ以上、上限Ｖｕ以下の直流電圧値の帯域である。本実施形態では、制御装置４１には記憶部が設けられており、当該記憶部に不感帯４１１が予め記憶されている。また、不感帯４１１は、コンパレータ等を用いて回路により構成しても良い。不感帯４１１は、記憶部に記憶して固定したものを用いても良いし、統合制御装置２０１から不感帯４１１を設定するようにしても良い。

不感帯４１１の基準となる直流電圧指令値は、直流電圧制御を行う変換器１１〜１４の直流電圧指令値であり、本実施形態では、変換器１１の直流電圧指令値が設定されている。不感帯４１１の上限Ｖｕ及び下限Ｖｌは、適宜設計により決定できる。例えば、蓄電池３１を直流電圧制御する変換器１１〜１４端の直近に接続する場合には、近傍の変換器１１〜１４の直流電圧指令値Ｖｒｅｆの±３〜５％と設定しても良い。また、蓄電池３１を直流電圧制御する変換器１１〜１４端から遠くに接続する場合には、電圧降下分を加味して設定しても良い。本実施形態では、不感帯４１１において、直流電圧指令値、上限Ｖｕ及び下限Ｖｌは固定値とする。

比較判定部４１ａは、直流電圧検出用変圧器９２から入力された直流電圧Ｖが、不感帯４１１内にあるかを判定し、その判定結果を制御部４１ｂに出力する。例えば、比較判定部４１ａは、直流電圧Ｖと上限Ｖｕ又は下限Ｖｌと比較し、Ｖ＞Ｖｕ又はＶ＜Ｖｌであれば直流電圧Ｖが不感帯４１１を逸脱していると判定し、その判定結果として１を出力し、Ｖｌ≦Ｖ≦Ｖｕであれば、直流電圧Ｖが不感帯４１１内であると判定し、その判定結果として０を出力する。

制御部４１ｂは、比較判定部４１ａの判定結果に基づいて蓄電池３１への指令を生成する。すなわち、制御部４１ｂは、当該直流電圧Ｖが不感帯４１１内（Ｖｌ≦Ｖ≦Ｖｕ）であれば、蓄電池３１の入出力を零とし、蓄電池３１に充電も放電もさせない指令を生成する。当該直流電圧Ｖが不感帯４１１を逸脱する場合、具体的には、当該直流電圧Ｖが不感帯４１１の上限Ｖｕを上回っている場合には（Ｖｕ＜Ｖ）、制御部４１ｂは蓄電池３１に充電させる指令を生成し、当該直流電圧Ｖが不感帯４１１の下限Ｖｌを下回っている場合には（Ｖ＜Ｖｌ）、制御部４１ｂは蓄電池３１に放電させる指令を生成する。そして、制御部４１ｂは、生成した充電、放電、又は何もさせない指令を蓄電池３１に出力する。

蓄電池３１及び制御装置４１には、蓄電池３１のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）を検出する検出器１０１が接続されており、検出器１０１は検出した蓄電池３１のＳＯＣを制御装置４１に出力する。なお、ＳＯＣは充電率であり、電池容量に対する充電量の比である。

図２に示すように、制御装置４１はＳＯＣ判定部４１ｃを備えている。ＳＯＣ判定部４１ｃには、放電末に近いことの基準となる閾値Ｔ１と、満充電に近いことの基準となる閾値Ｔ２とが予め設定されている。すなわち、ＳＯＣ判定部４１ｃには、Ｔ１以上Ｔ２以下のＳＯＣの範囲が予め設けられている。ＳＯＣ判定部４１ｃは、検出器１０１から入力された蓄電池３１のＳＯＣが閾値Ｔ１未満又は閾値Ｔ２超であれば、蓄電池３１が放電末又は満充電に近いことを統合制御装置２０１に通知する。蓄電池３１のＳＯＣが所定範囲内であるＴ１以上Ｔ２以下であれば、統合制御装置２０１に通知しなくても良いし、所定範囲内にあることを通知しても良い。

統合制御装置２０１は、直流送電システム全体を統括する上位の制御装置である。統合制御装置２０１は、制御装置２１〜２４及び制御装置４１と接続されている。統合制御装置２０１は、制御装置４１からの放電末又は満充電に近い旨の通知を受けて、直流電圧制御を行う変換器１１〜１４を他の変換器１１〜１４に切り替える制御切替指令を対応する制御装置２１〜２４に出力する。例えば、変換器１１が直流電圧制御で運転していて脱落した場合、蓄電池３１による放電又は充電が継続されると蓄電池３１は放電末又は満充電に近くなる。この場合、統合制御装置２０１は、出力電力制御で運転している他の変換器１２〜１４のうち、例えば変換器１２を直流電圧制御の運転に切り替えるよう、制御切替指令を制御装置２２に出力する。

直流電圧制御を行う変換器１１〜１４の切り替えは、上記のような蓄電池３１のＳＯＣの監視によるものの他、直流電圧制御を行っていた変換器１１〜１４が故障等で停止したことを契機として運用者による手動又は自動で切り替えるようにしても良い。自動切り替えの例としては、直流電圧制御を行っていた変換器１１〜１４が停止した時点から所定時間経過した時点で切り替えることが挙げられる。また、蓄電池３１が所定時間継続して充電又は放電したことを検知して他の健全な変換器１１〜１４に直流電圧制御に切り替える指令を出力しても良い。また、運用者による切替又は脱落後の所定時間経過を基にした切り替えを第１の切り替え方法とし、その予備として蓄電池３１のＳＯＣに基づく切り替えを第２の切り替え方法として運用しても良い。

［１−２．作用］
本実施形態の直流送電システム及び蓄電池３１の制御装置４１の動作について説明する。直流送電システムにおいては、直流側へ入力される電力と交流側へ出力される電力の差分が直流電圧の変動となって現れる。一般的には少なくとも１台の変換器１１〜１４は直流電圧制御で運転し、残りの変換器１１〜１４は任意の値に設定された電力を出力する出力電力制御で運転することで、直流電圧が一定に保たれ、かつ、直流送電システムのエネルギー収支のバランスが常時取られる。本実施形態においては、変換器１１を直流電圧制御で運転させるとともに蓄電池３１にも不感帯４１１に基づく直流電圧制御を行う。他の変換器１２〜１４は、出力電力制御を行う。

変換器１１は、直流電圧指令値をＶｒｅｆとして直流電圧制御で運転し、変換器１１端の直流電圧ＶがＶｒｅｆとなるように出力する。ここで、蓄電池３１の制御装置４１の動作について説明すると、直流電圧検出用変圧器９２で検出された直流電圧Ｖが不感帯４１１内（Ｖｌ≦Ｖ≦Ｖｕ）であれば、制御装置４１は蓄電池３１の入出力を零とする。すなわち、図３に示すように、不感帯４１１を超過する時刻ｔ１までは、変換器１１のみが直流電圧制御で運転する。一方、不感帯４１１を超過した時刻ｔ１より後は蓄電池３１の入出力が零ではなくなる。

具体的には、例えば変換器１１の容量を超えるような出力を求められた場合に直流電圧ＶがＶｒｅｆから乖離し始め、不感帯４１１を超過すると、変換器１１の容量を超えてエネルギー収支のバランスが取れなくなる。そこで、不感帯４１１の上限Ｖｕを超えると、図３に示すように、制御装置４１は、蓄電池３１が充電するよう制御し、直流送電線１の直流電圧を下げ、不感帯４１１内に入るように戻す。一方、不感帯４１１の下限Ｖｌを下回ると、図４に示すように、制御装置４１は、蓄電池３１が放電するよう制御し、直流送電線１の直流電圧を上げ、不感帯４１１内に入るように戻す。このように、直流電圧Ｖが不感帯４１１を逸脱すると、制御部４１ｂにより、変換器１１の容量を超えてエネルギー収支のバランスが取れなくなった分を蓄電池３１から供給又は吸収する。

上記のように、直流送電システムにおいて蓄電池３１が直流送電線１に接続されているので、蓄電池３１を動作させることにより、直流送電システムの直流電圧は保たれ、運転を継続することができる。このように、蓄電池３１が直流送電システム全体の中で直流電圧変動を抑制する働きをするので、多様な運用に対応することができる。例えば、電力が不足している交流系統５１に対して他の交流系統５２〜５４から電力の融通がなされ、直流電圧制御で運転する変換器１１の容量を超える場合であっても、蓄電池３１が補償するため、継続して直流送電システムを運転することができる。

また、直流電圧制御で運転していた変換器１１が何らかの原因で脱落した場合は、次のような方法により直流電圧制御する変換器１１を他の健全な変換器１２〜１４に切り替えることができる。図５は、直流電圧制御で運転していた変換器１１が脱落した場合に、他の変換器を直流電圧制御運転に切り替える動作例を示すフローチャートである。

図５に示すように、変換器１１が脱落すると（ステップＳ０１）、直流電圧検出用変換器９２により検出される直流電圧Ｖが変化し、不感帯４１１を逸脱することになる。この場合、直流送電システムのエネルギー収支のバランスが取れない分は、蓄電池３１により補償される。ここで、制御装置４１の動作として、ＳＯＣ判定部４１ｃが、蓄電池３１のＳＯＣを監視する。ＳＯＣが所定範囲内にあれば（ステップＳ０２のＹＥＳ）、蓄電池３１による直流電圧制御が可能と判断されるため、その旨を統合制御装置２０１に通知し、統合制御装置２０１は待機状態とする（ステップＳ０３）。すなわち、ステップＳ０２に戻る。

一方、ＳＯＣ判定部４１ｃより蓄電池３１のＳＯＣが所定範囲を逸脱すると判定される場合には（ステップＳ０２のＮＯ）、その判定結果を統合制御装置２０１に通知する（ステップＳ０４）。そして、統合制御装置２０１は、他の変換器１２〜１４を直流電圧制御に切り替える制御切替指令を少なくとも何れかの制御装置２２〜２４に出力する（ステップＳ０５）。当該指令を受けた制御装置２２〜２４は、対象となる変換器１２〜１４を直流電圧制御に切り替える（ステップＳ０６）。

上記のように、直流電圧制御を行う変換器１１が脱落した場合であっても、一定期間は蓄電池３１による直流電圧制御で直流送電システムの運転を継続でき、さらに、他の健全な変換器１２〜１４を直流電圧制御に切り替えるので、直流送電システムのエネルギー収支のバランスを常時取ることができる。

［１−３．効果］
（１）本実施形態に係る蓄電池３１の制御装置４１は、直流送電線１と当該直流送電線１に接続された複数の交直変換器１１〜１４とを備えた直流送電システムに併設された蓄電池３１の制御装置４１であって、蓄電池３１が直流送電線１に接続され、直流送電線１の直流電圧と、予め設定された不感帯４１１とを比較判定する比較判定部４１ａと、比較判定の結果に基づき蓄電池３１に対する指令を生成する制御部４１ｂと、を備える。不感帯４１１は、直流電圧制御で運転される少なくとも何れかの交直変換器１１の直流電圧指令値が含まれる直流電圧帯域であり、制御部４１ｂは、比較判定部４１ａによる比較判定の結果が、直流電圧が不感帯４１１を逸脱する結果である場合に、蓄電池３１を直流電圧制御するようにした。

直流送電システムにおいては、直流側へ入力される電力と交流側へ出力される電力の差分が直流電圧の変動となって現れるが、交直変換器１１〜１４の直流電圧制御及び出力電力制御によっても直流送電システムのエネルギー収支のバランスが取れない場合であっても、蓄電池３１によりその分を補償することができる。言い換えると、蓄電池３１が直流送電システム全体の中で直流電圧変動を抑制する働きをするので、多様な運用に対応することができる。

（２）本実施形態の直流送電システムは、各制御装置２１〜２４及び制御装置４１と接続された統合制御装置２０１を備え、少なくとも何れかの交直変換器１１が直流電圧制御で運転され、他の交直変換器１２〜１４が出力電力制御で運転される。制御装置４１は、蓄電池３１のＳＯＣが所定範囲内にあるかを判定するＳＯＣ判定部４１ｃを有し、ＳＯＣ判定部４１ｃは、ＳＯＣが所定範囲を逸脱する場合に、統合制御装置２０１にその判定結果を通知し、統合制御装置２０１は、前記通知を受けて、出力電力制御の他の交直変換器１２〜１４の少なくとも何れかを、直流電圧制御の運転に切り替えるようにした。これにより、放電末又は満充電に近くなったとしても、直流送電システムを継続して運転することができる。

［２．第２の実施形態］
［２−１．構成］
第２の実施形態について、図６を用いて説明する。第２の実施形態は、第１の実施形態と基本構成は同じである。第１の実施形態と異なる点のみを説明し、第１の実施形態と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明は省略する。

第２の実施形態は、全ての変換器１１〜１４が出力電力制御で運転するものであり、蓄電池３１のみが直流電圧制御で運転する。本実施形態では、各変換器１１〜１３の出力電力値を任意とし、その分変換器１４が出力電力のバランスを取る。直流電圧制御は蓄電池３１のみが担う。

すなわち、図６に示すように、統合制御装置２０１は、加算器６１、ローパスフィルタ（ＬＰＦ）６２、及び符号反転フィルタ６３を有する。加算器６１は、各変換器１１〜１３の制御装置２１〜２３から各出力電力Ｐ１〜Ｐ３を入力とし、Ｐ１＋Ｐ２＋Ｐ３（＝Ｐ）の加算を行う。

ローパスフィルタ６２は、カットオフ周波数を有し、加算された電力Ｐの短周期変動成分を除去する。ローパスフィルタ６２は、デジタルフィルタであり、例えば、抵抗器やコンデンサによるアナログのＲＣ回路をデジタルに変換した１次遅れのデジタルフィルタや、移動平均フィルタを用いることができ、ソフトウェアとしてコンピュータに実装されている。

符号反転フィルタ６３は、ローパスフィルタ６２から出力された結果の符号を反転させ、変換器１４の出力電力指令値Ｐｒｅｆとして制御装置２４に出力する。符号反転フィルタ６３は、ローパスフィルタ６２を介さずに加算器６１で得られた電力Ｐの符号を反転させ、変換器１４の出力電力指令値Ｐｒｅｆとして制御装置２４に出力しても良い。

なお、出力電力指令値Ｐｒｅｆを得る方法については、ローパスフィルタ６２に代えて、変換器１１〜１４の出力Ｐ１，Ｐ２，Ｐ３，・・・の変化の予測値を使用して出力電力指令値Ｐｒｅｆを得るなど、直流送電システムの長周期のエネルギー変動分を指定できる方法であれば特に限定されず、公知の方法を採用することができる。

第２の実施形態では、蓄電池３１の制御装置４１には、予め直流電圧指令値Ｖｒｅｆが設定されている。制御装置４１は、直流電圧検出用変圧器９２から入力された直流送電線１の直流電圧と当該指令値Ｖｒｅｆとの差分を算出し、当該差分が零になるように蓄電池３１を動作させる指令を生成する。そして、制御装置４１は、当該指令を蓄電池３１に出力する。

第２の実施形態の蓄電池３１の容量は、運用によって設計されるが、できるだけ大きいことが好ましい。例えば、各変換器１１〜１４の定格容量の合計分に、直流送電システムの必要運転時間をかけた分の電力量とすることができる。

［２−２．作用］
直流送電システムにおいては、直流側へ入力される電力と交流側へ出力される電力の差分が直流電圧の変動となって現れる。第２の実施形態では、各変換器１１〜１４を出力電圧制御で運転し、蓄電池３１のみを直流電圧制御で運転する。

出力電力のバランスは、統合制御装置２０１が取る。すなわち、各変換器１１〜１３の出力電力指令値が任意の値Ｐ１，Ｐ２，Ｐ３にそれぞれ設定され、これらの合計分の電力Ｐの短周期変動分を除去した電力に符号を反転させて得られるＰｒｅｆを変換器１４の出力電力指令値としたことにより、エネルギー収支はＰ１＋Ｐ２＋Ｐ３＋Ｐｒｅｆ＝０となり、比較的長周期のエネルギーバランスを取ることができる。

このように統合制御装置２０１により、直流送電システム全体を統括して互いに電力を融通し合うことでエネルギーバランスを取ることが理想であるが、この収支バランスが出力電力の変動により崩れる場合もある。すなわち、直流送電システムへの入力電力と、交流系統５１〜５４側への出力電力のバランスが崩れる場合には、その変動分が直流電圧の変動となって現れることとなるが、その分は蓄電池３１が直流電圧制御を行うことで抑制される。

本実施形態は、各変換器１１〜１４を発電機のガバナフリーのような短周期（例えば数秒〜数十秒）で変動する出力で運転する場合に有効である。変換器１１〜１４が周期の短い電力を出力するため、長期的に見た場合、各変換器１１〜１４の入力電力の周波数変動の累計は０と見なせる。また、各変換器１１〜１４の出力は全て同周期となることが少ないので平滑化効果が得られ、直流送電システム全体で見た場合には、個々の変換器１１〜１４の変動の絶対値の和よりも小さくなるため、蓄電池３１による調整も少なくて済む利点がある。このような条件で運転する場合には、全ての変換器１１〜１４の出力を任意に設定することができる。

また、蓄電池３１を大きく取ることで、蓄電池３１の満充電や放電末を考慮することなく、直流送電システムのエネルギー収支のバランスを取ることができる。

［２−３．効果］
（１）第２の実施形態の蓄電池３１の制御装置４１は、直流送電線１と当該直流送電線１に接続された複数の交直変換器１１〜１４とを備えた直流送電システムに併設された蓄電池３１の制御装置４１であって、直流送電システムにおいて、蓄電池３１が直流送電線１に接続され、全ての交直変換器１１〜１４が出力電力制御で運転され、制御装置４１は蓄電池３１を直流電圧制御するようにした。これにより、交直変換器１１〜１４の出力電力指令値が任意の値に設定されていても、蓄電池３１により直流電圧制御を行うので、直流送電システムの直流電圧は保たれ、エネルギー収支のバランスを取ることができる。

（２）第２の実施形態の直流送電システムでは、各変換器１１〜１４を出力電圧制御で運転し、蓄電池３１のみを直流電圧制御で運転するようにした。これにより、各変換器１１〜１４の出力電力を任意の値とし直流送電システムでのエネルギー収支のバランスに変動が生じても、蓄電池３１で補償することができるので、多様な運用に対応することができる。直流電圧を保ち、直流送電システムの運転を継続して行うことができる。

（３）直流送電システムは、各制御装置２１〜２４と接続された統合制御装置２０１を備え、統合制御装置２０１は、交直変換器１１〜１４の少なくとも何れかの出力電力指令値を、他の交直変換器１１〜１４の出力電力を基に生成し、当該他の交直変換器１１〜１４は、出力電力指令値に追従して運転するようにした。これにより、直流送電システムのエネルギー収支のバランスを取ることができる。本実施形態では、各変換器１１〜１３の出力電力に変動が生じた場合であっても、他の変換器１４が直流送電システムのエネルギー収支のバランスの取れる出力電力指令値に追従するので、各変換器１１〜１３の出力電力を任意に設定でき、多様な運用に対応することができる。

（４）統合制御装置２０１は、ローパスフィルタ６２を有し、出力電力指令値の生成を当該ローパスフィルタ６２を介して生成するようにした。これにより、比較的長周期のエネルギーバランスを取ることができる。

［２’．第２の実施形態の変形例］
第２の実施形態の変形例について、図７を用いて説明する。第２の実施形態の変形例は、第２の実施形態と基本構成は同じである。第２の実施形態と異なる点のみを説明し、第２の実施形態と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明は省略する。

図７は、第２の実施形態の変形例に係る統合制御装置２０１の構成図である。図７に示すように、本変形例の統合制御装置２０１には、符号判定フィルタ６３の出力側に分配器６４が設けられている。本変形例では、任意の変換器１１、１２の出力電力指令値Ｐ１，Ｐ２を任意の値に設定し、他の変換器１３、１４により出力電力指令値の調整を行う。

すなわち、加算器６１により得られたＰ１＋Ｐ２（＝Ｐ’）をローパスフィルタ６２により短周期変動成分を除去した上、符号反転フィルタ６３で符号を反転させる。分配器６４は当該値を分配し、各変換器１３、１４のそれぞれの出力電力指令値Ｐｒｅｆ’、Ｐｒｅｆ’’とする。分配方法としては、制御装置の数（ここでは制御装置２３、２４の２つ）で均等に割った値としても良いし、変換器２３、２４の容量比で分配しても良い。

［３．第３の実施形態］
［３−１．構成］
第３の実施形態について、図８〜図１１を用いて説明する。第３の実施形態は、第１の実施形態と基本構成は同じである。第１の実施形態と異なる点のみを説明し、第１の実施形態と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明は省略する。

第３の実施形態は、蓄電池３１のＳＯＣを維持する方法を提供する。第３の実施形態に係る直流送電システムは、ＳＯＣ管理部１１０を有している。ＳＯＣ管理１１０は、所定のＳＯＣに応じて、直流電圧制御で運転する変換器１１〜１４の直流電圧指令値Ｖｒｅｆを上下に変更させる指令を、直流電圧制御で運転する変換器１１〜１４に対して出力する。

ＳＯＣ管理部１１０は、直流送電システムにおいて独立に設けても良いし、蓄電池３１の出力を制御する制御装置４１に設けても良いし、統合制御装置２０１に設けても良い。本実施形態では、図８に示すように、ＳＯＣ管理部１１０は統合制御装置２０１に設けられ、検出器１０１から検出されたＳＯＣの入力を受けた制御装置４１が統合制御装置２０１に当該検出されたＳＯＣを通知し、統合制御装置２０１がＳＯＣを管理する。

図９は、蓄電池３１のＳＯＣと、ＳＯＣ管理部１１０が出力する指令との関係を示す図である。図９に示すように、蓄電池３１のＳＯＣは、大きく３つの区間に分けられる。第１には、満充電側に近い区間Ｆ、放電末に近い区間Ｅ、及びこれらの中間区間Ｍである。なお、第１の実施形態で示した満充電に近いことを示す閾値Ｔ２を例えば９０（％）とし、放電末に近いことを示す閾値Ｔ１を例えば１０（％）とする。

中間区間Ｍは例えば３０（％）≦ＳＯＣ≦７０（％）とし、ＳＯＣが中間区間Ｍ内であれば、ＳＯＣ管理部１１０は指令を出さない。すなわち、直流電圧指令値Ｖｒｅｆは維持される。

満充電側区間Ｆは、例えば７０（％）＜ＳＯＣ＜９０（％）とし、ＳＯＣが区間Ｆ内であれば、直流電圧制御で運転する変換器１１〜１４に対し、変換器１１〜１４の直流電圧指令値Ｖｒｅｆを下げてＶｒｅｆ’にするように指令する。

より詳細には、満充電側区間Ｆは、中間区間Ｍ側の区間Ｆ１（例えば７０（％）＜ＳＯＣ≦８０（％））と、満充電に近い区間Ｆ２（例えば８０（％）＜ＳＯＣ＜９０（％））とに分けられており、区間Ｆ１では直流電圧指令値Ｖｒｅｆを不感帯４１１の下限Ｖｌを下回らないように下げる（Ｖｒｅｆ→Ｖｒｅｆ’≧Ｖｌ）。区間Ｆ２では、直流電圧指令値Ｖｒｅｆを不感帯４１１の下限Ｖｌを下回るように下げる（Ｖｒｅｆ→Ｖｒｅｆ’＜Ｖｌ）。

放電末側区間Ｅは、例えば１０（％）＜ＳＯＣ≦３０（％）とし、ＳＯＣが区間Ｅ内であれば、直流電圧制御で運転する変換器１１〜１４に対し、変換器１１〜１４の直流電圧指令値Ｖｒｅｆを上げてＶｒｅｆ’にするように指令する。

より詳細には、放電末側区間Ｅは、中間区間Ｍ側の区間Ｅ１（例えば２０（％）＜ＳＯＣ≦３０（％））と、放電末に近い区間Ｅ２（例えば１０（％）＜ＳＯＣ≦２０（％））とに分けられており、区間Ｅ１では直流電圧指令値Ｖｒｅｆを不感帯４１１の上限Ｖｕを上回らないように上げる（Ｖｒｅｆ→Ｖｒｅｆ’≦Ｖｕ）。区間Ｅ２では、直流電圧指令値Ｖｒｅｆを不感帯４１１の上限Ｖｕを上回るように上げる（Ｖｒｅｆ→Ｖｒｅｆ’≧Ｖｕ）。

［３−２．作用・効果］
本実施形態では、蓄電池３１のＳＯＣに応じて、直流電圧制御で運転する交直変換器１１〜１４の直流電圧指令値Ｖｒｅｆを上下に変更するＳＯＣ管理部１１０を備えるようにした。これにより、蓄電池３１の充放電確率の向上又は強制的な充放電がなされるので、蓄電池３１の充電量を維持することができる。

すなわち、蓄電池３１のＳＯＣが区間Ｆ１にある場合には、図１０に示すように、直流電圧指令値を不感帯４１１の下限Ｖｌを下回らないようにＶｒｅｆ’に下げるので、不感帯４１１の下限Ｖｌを下回りやすくなり、放電される確率を上げることができる。さらに、ＳＯＣが区間Ｆ２にある場合には、不感帯４１１の下限Ｖｌを下回るように直流電圧指令値を変更するので、蓄電池３１が直流電圧制御されて、強制的に放電動作させることができる。

一方、蓄電池３１のＳＯＣが区間Ｅ１にある場合には、図１１に示すように、直流電圧指令値を不感帯４１１の上限Ｖｕを上回らないようにＶｒｅｆ’に上げるので、不感帯４１１の上限Ｖｕを上回りやすくなり、充電される確率を上げることができる。さらに、ＳＯＣが区間Ｅ２にある場合には、不感帯４１１の上限Ｖｕを上回るように直流電圧指令値を変更するので、蓄電池３１が直流電圧制御されて、強制的に充電動作させることができる。

［４．第４の実施形態］
第４の実施形態について、図１２〜図１５を用いて説明する。第４の実施形態は、第１の実施形態と基本構成は同じである。第１の実施形態と異なる点のみを説明し、第１の実施形態と同じ部分については同じ符号を付して詳細な説明は省略する。

第４の実施形態は、蓄電池３１のＳＯＣを維持する方法を提供する。第４の実施形態に係る直流送電システムは、ＳＯＣ管理部１２０を有している。図１２に示すように、ＳＯＣ管理部１２０は、制御装置４１に設けられており、所定のＳＯＣに応じて、不感帯４１１の上限Ｖｕ又は下限Ｖｌを変更する。

図１３は、蓄電池３１のＳＯＣと、不感帯４１１の上限又は下限の変更との関係を示す図である。図１３に示すように、蓄電池３１のＳＯＣは、大きく３つの区間に分けられる。第１には、満充電側に近い区間Ｆ、放電末に近い区間Ｅ、及びこれらの中間区間Ｍである。なお、第１の実施形態で示した満充電に近いことを示す閾値Ｔ２を例えば９０（％）とし、放電末に近いことを示す閾値Ｔ１を例えば１０（％）とする。

中間区間Ｍは例えば３０（％）≦ＳＯＣ≦７０（％）とし、ＳＯＣが中間区間Ｍ内であれば、ＳＯＣ管理部１２０は不感帯４１１の上限及び下限を維持する。

満充電側区間Ｆは、例えば７０（％）＜ＳＯＣ≦９０（％）とし、ＳＯＣが区間Ｆ内であれば、ＳＯＣ管理部１２０は、図１４に示すように、不感帯４１１の下限Ｖｌを上げるよう変更する。これにより、直流電圧が不感帯４１１の下限を下回りやすくなり、蓄電池３１が放電で運転する確率が高くなる。

放電末側区間Ｅは、例えば１０（％）＜ＳＯＣ≦３０（％）とし、ＳＯＣが区間Ｅ内であれば、ＳＯＣ管理部１２０は、図１５に示すように、不感帯４１１の上限Ｖｕを下げるよう変更する。これにより、直流電圧が不感帯４１１の上限を上回りやすくなり、蓄電池３１が充電で運転する確率が高くなる。

以上のように、不感帯４１１の上限Ｖｕ又は下限Ｖｌを変更することにより、蓄電池３１の充電量を維持することができる。また、本実施形態によれば、不感帯４１１を調整するだけで済み、蓄電池３１の制御装置４１のみで制御が完結できるので、システム構成が簡単になる利点がある。

［５．その他の実施形態］
本明細書においては、本発明に係る複数の実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。以上のような実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の範囲を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

（１）直流送電システムには、蓄電池３１及びその制御装置４１は、各１台に限られず、複数組設けられていても良い。第１乃至第４の実施形態では蓄電池３１は交直変換器１１の近くに設けたが、直流送電線１に接続されていればどこに設けても良い。

（２）直流電圧制御で運転している変換器１１〜１４端の直流電圧と、蓄電池３１が直流送電線１に接続している場所の直流電圧には、送電による電圧上昇又は電圧降下によって差が生じる。この分を直流電流と直流送電線１の抵抗値を用いて不感帯４１１の上限Ｖｕと下限Ｖｌを補正しても良い。また、電圧上昇分や電圧下降分を見込んで不感帯４１１の上限Ｖｕと下限Ｖｌを設定しても良い。

（３）第３及び第４の実施形態において、直流電圧指令値Ｖｒｅｆ、不感帯４１１の上限Ｖｕ、下限Ｖｌを上下に変更することを示したが、段階的に上昇又は下降させて変更しても良いし、線形的に上昇又は下降させて変更しても良い。例えば直流電圧指令値を１００ｋＶ上昇させる場合で説明すると、３０ｋＶ、５０ｋＶ、７０ｋＶ、１００ｋＶのように順に上昇、或いは、一度で１００ｋＶ上昇させるように、離散的に上昇させても良い。また、一次関数に従うように連続的に上昇させても良い。

（４）第１の実施形態では、変換器１１から他の変換器１２〜１３の何れかを直流電圧制御に切り替える制御を行った。この切替時間は、蓄電池３１の容量や充電状態に依存する。変換器１１が交流系統５１から電力を受け取るような運転をしている場合は、蓄電池３１には多くの電力が蓄えられているようにしたり、逆に、変換器１１が交流系統５１へ電力を送り出しているような運転をしている場合は、蓄電池３１に蓄えられている電力を少なめにしておいたりすることで切替時間を長くすることができる。

（５）第１乃至第４の実施形態では、直流電圧制御を行う変換器１１〜１４を切り替えるための指標として、蓄電池３１のＳＯＣを検出して蓄電池３１の放電末又は満充電が近いことを判定したが、蓄電池３１の蓄電量に基づいて判定しても良い。
（６）交流系統の数や配置は特に限定されない。

１…直流送電線
１１〜１４…交直変換器
２１〜２４…交直変換器の制御装置
３１…蓄電池
４１…蓄電池の制御装置
４１１…不感帯
４１ａ…比較判定部
４１ｂ…制御部
４１ｃ…ＳＯＣ判定部
５１〜５４…交流系統
６１…加算器
６２…ローパスフィルタ
６３…符号反転フィルタ
６４…分配器
７１〜７４…直流電流検出器
８１〜８４…直流電圧検出用変圧器
９１…直流電流検出器
９２…直流電圧検出用変圧器
１０１…検出器
１１０…ＳＯＣ管理部
１２０…ＳＯＣ管理部
２０１…統合制御装置

Claims (13)

1. 直流送電線と当該直流送電線に接続された複数の交直変換器とを備えた直流送電システムに併設された蓄電池の制御装置であって、
   前記蓄電池が前記直流送電線に接続され、
   前記直流送電線の直流電圧と、予め設定された不感帯とを比較判定する比較判定部と、
   前記比較判定の結果に基づき前記蓄電池に対する指令を生成する制御部と、
   を備え、
   前記不感帯は、直流電圧制御で運転される少なくとも何れかの前記交直変換器の直流電圧指令値が含まれる直流電圧帯域であり、
   前記制御部は、前記比較判定の結果が、前記直流電圧が前記不感帯を逸脱する結果である場合に、前記蓄電池を直流電圧制御すること、
   を特徴とする蓄電池の制御装置。
2. 前記蓄電池のＳＯＣに基づいて、直流電圧制御で運転する前記交直変換器の直流電圧指令値を上下に変更させる指令を出力する第１のＳＯＣ管理部を備え、
   前記第１のＳＯＣ管理部は、
   前記ＳＯＣが満充電側区間内であると判定する場合に、前記直流電圧指令値を下げる指令を、当該交直変換器に出力すること、
   を特徴とする請求項１に記載の蓄電池の制御装置。
3. 前記蓄電池のＳＯＣに基づいて、直流電圧制御で運転する前記交直変換器の直流電圧指令値を上下に変更させる指令を出力する第１のＳＯＣ管理部を備え、
   前記第１のＳＯＣ管理部は、
   前記ＳＯＣが放電末側区間内であると判定する場合に、前記直流電圧指令値を上げる指令を、当該交直変換器に出力すること、
   を特徴とする請求項１又は２に記載の蓄電池の制御装置。
4. 前記第１のＳＯＣ管理部は、前記ＳＯＣが満充電側区間内であると判定する場合に、前記直流電圧指令値を前記不感帯の下限を下回るように下げること、
   を特徴とする請求項２又は３に記載の蓄電池の制御装置。
5. 前記第１のＳＯＣ管理部は、前記ＳＯＣが放電末側区間であると判定する場合に、前記直流電圧指令値を前記不感帯の上限を上回るように上げること、
   を特徴とする請求項２〜４の何れかに記載の蓄電池の制御装置。
6. 前記蓄電池のＳＯＣに基づいて、前記不感帯の上限又は下限を変更する第２のＳＯＣ管理部を備え、
   前記第２のＳＯＣ管理部は、前記ＳＯＣが満充電側区間であると判定する場合に、前記不感帯の下限を上げること、
   を特徴する請求項１〜５の何れかに記載の蓄電池の制御装置。
7. 前記蓄電池のＳＯＣに基づいて、前記不感帯の上限又は下限を変更する第２のＳＯＣ管理部を備え、
   前記第２のＳＯＣ管理部は、前記ＳＯＣが放電末側区間であると判定する場合に、前記不感帯の上限を下げること、
   を特徴する請求項１〜６の何れかに記載の蓄電池の制御装置。
8. 直流送電線と当該直流送電線に接続された複数の交直変換器とを備えた直流送電システムに併設された蓄電池の制御装置であって、
   前記直流送電システムにおいて、前記蓄電池が前記直流送電線に接続され、全ての交直変換器が出力電力制御で運転され、
   前記蓄電池の制御装置は、前記蓄電池を直流電圧制御すること、
   を特徴する蓄電池の制御装置。
9. 直流送電線に接続され、電力を融通するための直流送電システムであって、
   前記直流送電線に接続された複数の交直変換器と、
   前記交直変換器毎に設けられ、各前記交直変換器の出力を制御する複数の変換器制御装置と、
   前記直流送電線に接続された蓄電池と、
   前記蓄電池の入出力制御を行う蓄電池制御装置と、
   を備え、
   前記蓄電池制御装置は、前記直流送電線の直流電圧と、予め設定された不感帯とを比較判定する比較判定部と、前記比較判定の結果に基づき前記蓄電池に対する指令を生成する制御部と、を備え、
   前記不感帯は、直流電圧制御で運転される少なくとも何れかの前記交直変換器の直流電圧指令値が含まれる直流電圧帯域であり、
   前記制御部は、前記比較判定の結果が、前記直流電圧が前記不感帯を逸脱する結果である場合に、前記蓄電池を直流電圧制御すること、
   を特徴とする直流送電システム。
10. 各前記変換器制御装置及び前記蓄電池制御装置と接続された統合制御装置を備え、
    前記交直変換器の少なくとも何れかが直流電圧制御で運転され、他の前記交直変換器が出力電力制御で運転され、
    前記蓄電池制御装置は、前記蓄電池のＳＯＣが所定範囲内にあるかを判定するＳＯＣ判定部を有し、
    前記ＳＯＣ判定部は、前記ＳＯＣが所定範囲を逸脱する場合に、前記統合制御装置にその判定結果を通知し、
    前記統合制御装置は、前記通知を受けて、出力電力制御の前記他の交直変換器の少なくとも何れかを、直流電圧制御の運転に切り替えること、
    を特徴する請求項９に記載の直流送電システム。
11. 直流送電線に接続され、電力を融通するための直流送電システムであって、
    前記直流送電線に接続された複数の交直変換器と、
    前記交直変換器毎に設けられ、各前記交直変換器の出力を制御する複数の変換器制御装置と、
    前記直流送電線に接続された蓄電池と、
    前記蓄電池の入出力制御を行う蓄電池制御装置と、
    を備え、
    前記交直変換器の全てが出力電力制御で運転され、
    前記蓄電池のみが直流電圧制御で運転されること、
    を特徴とする直流送電システム。
12. 各前記変換器制御装置と接続された統合制御装置を備え、
    前記統合制御装置は、前記交直変換器の少なくとも何れかの出力電力指令値を、他の前記交直変換器の出力電力を基に生成し、
    前記他の交直変換器は、前記出力電力指令値に追従して運転すること、
    を特徴する請求項１１記載の直流送電システム。
13. 前記統合制御装置は、ローパスフィルタを有し、前記出力電力指令値の生成を当該ローパスフィルタを介して生成すること、
    を特徴とする請求項１２記載の直流送電システム。
    

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