JP2017017908A - 電力貯蔵システム、エネルギー貯蔵管理システム - Google Patents

Abstract

【課題】冷熱エネルギーを貯蔵可能な熱エネルギー蓄積装置を用いて、ＢＥＳＳの有用性維持や運用コスト低減を図る。【解決手段】送電網９に対する電力安定化のサービスを提供するＢＥＳＳ２は、充放電可能な電池４と、電池４と送電網９の間で入出力される電力を相互に変換するＰＣＳ５と、電池４の温度を調節する空調システム６と、ＢＥＳＳ２の動作を制御するエネルギー管理装置７とを備える。空調システム６は、冷熱エネルギーを貯蔵可能なＴＥＳＳ３と熱的に結合可能である。エネルギー管理装置７は、電池４の充電状態およびＴＥＳＳ３の冷熱エネルギー貯蔵状態に基づいて、空調システム６およびＴＥＳＳ３の動作を制御すると共に、電池４の充放電を制御する。【選択図】図１

Description

本発明は、電力貯蔵システムおよびエネルギー貯蔵管理システムに関する。

近年、地球温暖化問題の観点から、太陽光や風力などの再生可能エネルギーを利用して発電を行う電力システムを導入する重要性が増している。しかし、こうした再生可能エネルギーを用いた発電では、気象条件の変化により秒から分単位での電力変動が生じることで、送電網に流れる電力の周波数や電圧の安定性に悪影響を与えることが懸念される。

上記に関して、送電網に対する電力安定化サービスを送電網の運営管理者に有償で提供するサービス事業者の存在が知られている。サービス事業者は、電池を用いて電力を貯蔵および放出することができる、電力貯蔵システム（Battery Energy Storage System：ＢＥＳＳ）を利用して、必要に応じて送電網との間で充放電を行う。これにより、送電網に流れる電力の周波数や電圧の変動を抑えて、電力安定化サービスを提供し、金銭的利益を得ている。

ＢＥＳＳに用いられる電池は、ＢＥＳＳの動作条件や、ＢＥＳＳが置かれる環境条件に応じて、その容量が徐々に減少すると共に、その内部抵抗が徐々に増加する。電池容量の減少はＢＥＳＳが充放電可能な電力量の低下につながり、内部抵抗の増加は発熱量の増加につながる。その結果、ＢＥＳＳの有用性が年々低下すると共に、電池の温度調節を行う冷却システムの運用コストが年々増加する。そのため、サービス事業者は、電池の寿命期間を通してＢＥＳＳの有用性を維持すると共に、冷却システムによる効率的な温度調節を実現できる手法を求めている。

従来、自然エネルギーを電力に変換して出力する分散型電源から電力系統へ供給される電力の変動を抑制する分散型電源の出力平準化システムにおいて、空調設備による熱エネルギーを蓄えるための熱蓄積手段を備えたものが提案されている（特許文献１参照）。この熱蓄積手段に過剰となった熱エネルギーを一旦蓄えておき、将来的に熱蓄積手段からその熱エネルギーを放出させることで、空調設備から放出される熱エネルギーを有効に利用することができる。

特開２０１４−１３８５４６号公報

しかしながら、特許文献１に記載の装置では、熱蓄積手段を用いて熱エネルギーの有効利用を図ることはできるが、ＢＥＳＳの有用性維持や運用コスト低減を図ることはできない。

本発明による電力貯蔵システムは、送電網に対する電力安定化のサービスを提供するものであって、充放電可能な電池と、前記電池と前記送電網の間で入出力される電力を相互に変換する電力変換装置と、前記電池の温度を調節する空調システムと、前記電力貯蔵システムの動作を制御するエネルギー管理装置と、を備え、前記空調システムは、冷熱エネルギーを貯蔵可能な熱エネルギー貯蔵システムと熱的に結合可能であり、前記エネルギー管理装置は、前記電池の充電状態および前記熱エネルギー貯蔵システムの冷熱エネルギー貯蔵状態に基づいて、前記空調システムおよび前記熱エネルギー貯蔵システムの動作を制御すると共に、前記電池の充放電を制御する。
本発明によるエネルギー貯蔵管理システムは、上記の電力貯蔵システムと、前記空調システムと熱的に結合可能であって冷熱エネルギーを貯蔵可能な熱エネルギー貯蔵システムと、を備える。

本発明によれば、冷熱エネルギーを貯蔵可能な熱エネルギー蓄積装置を用いて、ＢＥＳＳの有用性維持や運用コスト低減を図ることができる。

本発明の一実施形態に係るエネルギー貯蔵管理システムの概略構成図である。 本発明の一実施形態に係る熱エネルギー貯蔵システムおよび空調システムの概略構成図である。 エネルギー管理装置の入出力信号および機能構成を示す図である。 本発明の一実施形態に係る電力貯蔵システムおよび熱エネルギー貯蔵システムの動作例を示すタイムチャート図である。

以下の実施形態では、前述のようにＢＥＳＳと呼ばれる電力貯蔵システムについて説明する。

米国などの国や地域では、送電網の運営や維持管理を行う運営管理者として、ＲＴＯ（Regional Transmission Organization）やＩＳＯ（Independent Transmission Operator）と呼ばれる機関が存在する。こうした送電網の運営管理者には、多様な発電設備で発電された電力を利用しつつ、送電網から消費者に供給される電力の周波数や電圧を一定の範囲内に維持する責務がある。さらに、送電網の運営管理者に対して、供給電力の安定化のために、周波数調整、無効電力の供給および電圧制御、系統再起動などの補助的なサービスを提供するサービス事業者の存在が知られている。こうしたサービス事業者は、前述のようにＢＥＳＳを利用して、上記のような電力安定化サービスを提供し、その内容や提供時間に応じた対価を送電網の運営管理者から得ることで収益を上げている。

上記のような送電網への電力安定化サービスの提供に利用されるＢＥＳＳは、一般に、充放電可能な複数の電池、電力変換装置、ＢＥＳＳが設置される施設内の温度を調節する空調システム、電池の充放電を含めたＢＥＳＳ全体の動作を制御する電池管理システムなどから構成される。電池の特性は、容量（Ａｈ）、内部抵抗（Ω）、充電状態（State Of Charge：ＳＯＣ）（％）などによって表される。また、電池の劣化が進むと、その容量が減少すると共に内部抵抗が増加していく。電池を劣化させる要因は、電池の充放電に用いられるＳＯＣの範囲、充放電サイクルの数や周期、充放電電流、外気温などを含む。

図１は、本発明の一実施形態に係るエネルギー貯蔵管理システムの概略構成図である。図１に示すエネルギー貯蔵管理システム１は、ＢＥＳＳ２と、ＢＥＳＳ２に接続された熱エネルギー貯蔵システム（Thermal Energy Storage System：ＴＥＳＳ）３により構成される。

ＢＥＳＳ２は、電池４、電力変換装置（Power Conditioning System：ＰＣＳ）５、空調システム６、エネルギー管理装置７および通信端末８を有する。

電池４は、電気化学反応を用いて化学エネルギーと電気エネルギーを相互に変換することで充放電可能な二次電池であり、１または複数の電池セルによって構成される。電池４は、ＰＣＳ５を介して送電網９と接続されている。ＰＣＳ５は、電池４からの直流電力を交流電力に変換して送電網９に出力したり、反対に送電網９からの交流電力を直流電力に変換して電池４に出力したりする。電池４およびＰＣＳ５の動作は、エネルギー管理装置７によって制御される。

空調システム６は、ＢＥＳＳ２が設置された施設内の温度を電池４の動作条件に応じた適切な温度範囲内に維持するための空調制御を行う。これにより、ＢＥＳＳ２の動作中に電池４の温度が適切となるように調節される。空調システム６は、エネルギー管理装置７によってその動作が制御される。空調システム６の詳細については後述する。

エネルギー管理装置７は、管理センター１０から送信された情報を通信端末８を介して受信する。管理センター１０は、送電網９の運営や維持管理などを行う機関である前述のＲＴＯやＩＳＯに設置されており、これらの機関がＢＥＳＳ２に対して要求するサービスの内容を示す情報をＢＥＳＳ２に送信する。また、エネルギー管理装置７は、不図示の電圧、電流、温度の各センサからの出力信号を受信する。受信したこれらの情報に基づいて、エネルギー管理装置７は、電池４およびＰＣＳ５に対する充放電制御や、空調システム６の制御などを行う。

ＴＥＳＳ３は、冷熱エネルギーを貯蔵可能なシステムである。ＴＥＳＳ３は、エネルギー管理装置７によってその動作が制御されることで、空調システム６と熱的に結合可能である。ＴＥＳＳ３の詳細については後述する。

図２は、本発明の一実施形態に係る熱エネルギー貯蔵システム（ＴＥＳＳ）３および空調システム６の概略構成図である。

空調システム６は、放熱器６１、コンプレッサー６２、エバポレーター６３、冷媒配管６４、バルブ６５ａ、６５ｂ、６５ｃおよび６５ｄ、ブロワー６６、ファン６７および制御部６８を備える。ＴＥＳＳ３は、断熱タンク３１、冷媒配管３２、冷媒ポンプ３３、冷却器３４および制御部３５を備える。

空調システム６において、冷媒配管６４は、放熱器６１、コンプレッサー６２およびエバポレーター６３の間に設けられている。また、冷媒配管６４は、ＴＥＳＳ３に設けられた冷媒配管３２と接続されている。冷媒配管６４を流れる冷媒の経路は、バルブ６５ａ〜６５ｄによって制御される。

エバポレーター６３は、冷媒を減圧して気化させることにより冷気を生成する。ブロワー６６およびファン６７は、エバポレーター６３で生成された冷気を送風する。これにより、ＢＥＳＳ２が設置された施設の冷却が行われる。コンプレッサー６２は、エバポレーター６３で気化された冷媒を圧縮する。放熱器６１は、コンプレッサー６２で圧縮された冷媒を放熱して液化する。制御部６８は、図１のエネルギー管理装置７からの指令に応じて、これら空調システム６の各構成要素の動作を制御する。

空調システム６は、エネルギー管理装置７からの指令に従い、通常モードまたは蓄熱モードのいずれかの動作モードで動作することができる。通常モードで動作する場合、制御部６８は、バルブ６５ａおよび６５ｂを閉じて、バルブ６５ｃおよび６５ｄを開くように各バルブを制御する。また、図１の送電網９から供給される電力を用いて、放熱器６１、コンプレッサー６２およびエバポレーター６３を動作させる。これにより、冷媒配管６４を介して冷媒を放熱器６１、コンプレッサー６２およびエバポレーター６３に循環させ、施設の冷却が行われるようにする。

一方、蓄熱モードで動作する場合、制御部６８は、バルブ６５ａおよび６５ｂを開いて、バルブ６５ｃおよび６５ｄを閉じるように各バルブを制御する。また、放熱器６１およびコンプレッサー６２の動作を停止し、エバポレーター６３のみを動作させる。これにより、空調システム６の冷媒配管６４およびＴＥＳＳ３の冷媒配管３２を通して冷媒が流れるようにする。

ＴＥＳＳ３において、断熱タンク３１には、温度に応じてその構造（形態）が変化する相変化物質、たとえば水（氷）等が貯蔵されている。断熱タンク３１は、冷媒配管３２と接続されていると共に、冷却器３４が取り付けられている。冷媒配管３２には、冷媒配管３２内で冷媒を循環させるための冷媒ポンプ３３が設けられている。制御部３５は、図１のエネルギー管理装置７からの指令に応じて、これらＴＥＳＳ３の各構成要素の動作を制御する。

ＴＥＳＳ３は、エネルギー管理装置７からの指令に従い、氷貯蔵モードまたは氷冷却モードのいずれかの動作モードで動作することができる。氷貯蔵モードで動作する場合、制御部３５は、ＢＥＳＳ２の電池４からＰＣＳ５を介して供給される電力、または図１の送電網９から供給される電力を用いて、冷却器３４を動作させる。これにより、断熱タンク３１内の水を冷却器３４で冷却して氷に変化させる。

一方、氷冷却モードで動作する場合、制御部３５は、ＢＥＳＳ２の電池４からＰＣＳ５を介して供給される電力、または図１の送電網９から供給される電力を用いて、冷媒ポンプ３３を動作させる。このとき同時に空調システム６を蓄熱モードで動作させることにより、前述のように、空調システム６の冷媒配管６４およびＴＥＳＳ３の冷媒配管３２を通して冷媒が流れるようにする。これにより、断熱タンク３１内に貯蔵されている氷により冷却された冷媒が、冷媒配管６４および冷媒配管３２を介して空調システム６のエバポレーター６３に流れるようにして、施設の冷却を行うようにする。なお、断熱タンク３１内に貯蔵されている氷は、冷媒から熱を吸収することで溶けて水になる。

図３は、エネルギー管理装置７の入出力信号および機能構成を示す図である。

エネルギー管理装置７には、図１の管理センター１０から通信端末８を介して、ＢＥＳＳ２が送電網９に対して充放電すべき電力の要求値を表す充放電要求信号Ｐ＿ＲＴＯおよび電気料金の情報が入力される。また、不図示の電流センサおよび電圧センサから、電池４の入出力電流を表す電池電流信号Ｉ＿Ｂａｔｔｅｒｙおよび電池４の電圧を表す電池電圧信号Ｖ＿Ｂａｔｔｅｒｙがそれぞれ入力される。また、不図示の温度センサから、ＢＥＳＳ２の周囲温度を表す周囲温度情報Ｔ＿ａｍｂｉｅｎｔおよび電池４の温度を表す電池温度情報Ｔ＿ｃｅｌｌｓが入力される。また、図２に示したＴＥＳＳ３の制御部３５から、ＴＥＳＳ３の状態を表すＴＥＳＳ状態信号ＴＥＳＳ＿ｓｔａｔｅが入力される。

エネルギー管理装置７は、電池容量計算部７１、ＳＯＣ計算部７２、電力配分計算部７３、動作モード設定部７４および記憶部７５の機能モジュールを有する。エネルギー管理装置７は、所定のプログラムをコンピュータで実行することにより、これらの機能モジュールを実現することができる。

電池容量計算部７１は、電池電流信号Ｉ＿Ｂａｔｔｅｒｙ、電池電圧信号Ｖ＿Ｂａｔｔｅｒｙおよび電池温度情報Ｔ＿ｃｅｌｌｓに基づいて、電池４の現在の充電容量を計算する。ＳＯＣ計算部７２は、電池容量計算部７１により計算された電池４の現在の充電容量と、電池電流信号Ｉ＿Ｂａｔｔｅｒｙ、電池電圧信号Ｖ＿Ｂａｔｔｅｒｙおよび電池温度情報Ｔ＿ｃｅｌｌｓに基づいて、電池４のＳＯＣを計算する。電力配分計算部７３は、ＳＯＣ計算部７２により計算された電池４のＳＯＣと、充放電要求信号Ｐ＿ＲＴＯおよびＴＥＳＳ状態信号ＴＥＳＳ＿ｓｔａｔｅに基づいて、冷媒ポンプ３３や冷却器３４を動作させるためのＴＥＳＳ３の消費電力と電池４の充放電電力の間での電力配分を計算する。電力配分計算部７３による電力配分の計算結果は、ＴＥＳＳ電力信号Ｐ＿ＴＥＳＳ、電池電力信号Ｐ＿Ｂａｔｔｅｒｙとして、ＴＥＳＳ３の制御部３５とＢＥＳＳ２の電池４およびＰＣＳ５にそれぞれ出力される。動作モード設定部７４は、電力配分計算部７３により計算された電力配分に基づいて、空調システム６の動作モードおよびＴＥＳＳ３の動作モードを設定する。動作モード設定部７４によるこれらの動作モードの設定結果は、空調システム６の制御部６８とＴＥＳＳ３の制御部３５にそれぞれ出力される。記憶部７５には、電池容量計算部７１、ＳＯＣ計算部７２、電力配分計算部７３、動作モード設定部７４においてそれぞれ用いられる各種のデータが記憶されている。

エネルギー管理装置７は、電池４のＳＯＣが所定のＳＯＣ範囲内に維持されるように、電池４とＰＣＳ５をそれぞれ制御する。このときのＳＯＣ範囲の最小値と最大値をそれぞれＳＯＣ＿ｍｉｎ（％）、ＳＯＣ＿ｍａｘ（％）と表すと、これらの値は、電池４の劣化特性や安全面を考慮して、以下の式（１）の関係を満たすように設定される。
０≦ＳＯＣ＿ｍｉｎ＜ＳＯＣ＿ｍａｘ≦１００ ・・・（１）

電池４が充電される場合、電池４のＳＯＣは次第に増加してＳＯＣ＿ｍａｘに近づいていく。ＳＯＣが最大値ＳＯＣ＿ｍａｘに到達すると、エネルギー管理装置７はＰＣＳ５に対して、電池４が放電可能となるまで充電を停止するように指示する。一方、電池４が放電される場合、電池４のＳＯＣは次第に減少してＳＯＣ＿ｍｉｎに近づいていく。ＳＯＣが最小値ＳＯＣ＿ｍｉｎに到達すると、エネルギー管理装置７はＰＣＳ５に対して、電池４が充電可能となるまで放電を停止するように指示する。このとき、劣化により電池４の充電容量が低下していると、新品の場合に比べて、電池４のＳＯＣがＳＯＣ＿ｍａｘまたはＳＯＣ＿ｍｉｎに到達しやすくなる。

送電網９に対するエネルギー貯蔵管理システム１全体での入出力電力をＰ＿ｓｙｓと表すと、この入出力電力Ｐ＿ｓｙｓの値が充放電要求信号Ｐ＿ＲＴＯと一致していれば、管理センター１０からの要求に対するエネルギー貯蔵管理システム１の稼働率は１００％となる。しかし、入出力電力Ｐ＿ｓｙｓの値が充放電要求信号Ｐ＿ＲＴＯと一致していなければ、稼働率は０％以上１００％未満となり、その差が大きくなるほど稼働率が低下することになる。

一般的に、ＢＥＳＳが提供する電力安定化サービスによって得られる利益は、ＢＥＳＳの稼働率の値に比例して変化する。そのため、稼働率をなるべく高い値に維持することが好ましいが、上記のように劣化により電池の充電容量が低下すると、充放電可能なＳＯＣ範囲が狭くなるため、稼働率の維持が困難となる。そこで本実施形態によるエネルギー貯蔵管理システム１では、ＢＥＳＳ２とＴＥＳＳ３を併用して用いることで、システム全体での稼働率を維持すると共に、運営コストを低減するようにしている。

図４は、本発明の一実施形態に係る電力貯蔵システム（ＢＥＳＳ）２および熱エネルギー貯蔵システム（ＴＥＳＳ）３の動作例を示すタイムチャート図である。図４において、実線１０１と破線１０２は、ある制御対象日（ｄ日目とする）における電池４の充放電電力とＴＥＳＳ３の消費電力をそれぞれ表す。また、実線１０３は、ｄ日目における電池４のＳＯＣを表す。また、図形１０４、１０５は、ｄ日目における空調システム６とＴＥＳＳ３の動作モードをそれぞれ表す。また、実線１０６、１０７は、ｄ日目におけるエネルギー貯蔵管理システム１の運用コストと稼働率をそれぞれ表す。一方、実線２０１と破線２０２は、翌日（ｄ＋１日目とする）における電池４の充放電電力とＴＥＳＳ３の消費電力をそれぞれ表す。また、実線２０３は、ｄ＋１日目における電池４のＳＯＣを表す。また、図形２０４、２０５は、ｄ＋１日目における空調システム６とＴＥＳＳ３の動作モードをそれぞれ表す。また、実線２０６、２０７は、ｄ＋１日目におけるエネルギー貯蔵管理システム１の運用コストと稼働率をそれぞれ表す。

ｄ日目において、送電網９からの充電を要求する充放電要求信号Ｐ＿ＲＴＯが管理センター１０から入力されると、エネルギー管理装置７は、送電網９から電力を吸収して電池４を充電する指令をＰＣＳ５に対して出力する。このとき、実線１０１のように電池４の充放電電力は充電側となり、破線１０２のようにＴＥＳＳ３の消費電力は０となる。また、実線１０３のように電池４のＳＯＣは徐々に増加する。図形１０４、１０５のように、空調システム６は通常モードで動作しており、ＴＥＳＳ３は停止している。その結果、実線１０６のように、エネルギー貯蔵管理システム１の運用コストは、空調システム６での消費電力に応じた金額となる。また、実線１０７のように、エネルギー貯蔵管理システム１の稼働率は、電池４が充電されることで１００％となる。

時刻ｔ１において、実線１０３のように電池４のＳＯＣが最大値ＳＯＣ＿ｍａｘに達すると、エネルギー管理装置７は、電池４の充電を停止する指令をＰＣＳ５に対して出力する。これにより、実線１０１のように電池４の充放電電力は０となる。このとき、ＴＥＳＳ３において断熱タンク３１内に水が残っており、ＴＥＳＳ３が氷貯蔵モードで動作可能であったとする。この場合、エネルギー管理装置７は、ＴＥＳＳ３の制御部３５に対して、送電網９からの電力を用いて冷却器３４を動作する指令を出力する。これにより、図形１０５のようにＴＥＳＳ３が氷貯蔵モードで動作する。このときの冷却器３４の消費電力をＰ＿ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒと表すと、以下の式（２）の関係が成り立つ。
Ｐ＿ＴＥＳＳ＝Ｐ＿ｃｏｍｐｒｅｓｓｏｒ＝Ｐ＿ＲＴＯ ・・・（２）

上記のようにすることで、電池４の充電を停止しても、送電網９からの電力吸収を継続することができる。そのため、実線１０７のように、エネルギー貯蔵管理システム１の稼働率を１００％に維持することができる。

その後、時刻ｔ２において、送電網９への放電を要求する充放電要求信号Ｐ＿ＲＴＯが管理センター１０から入力されたとする。この場合、エネルギー管理装置７は、電池４を放電して送電網９に電力を放出する指令をＰＣＳ５に対して出力する。これにより、実線１０１のように電池４の充放電電力は放電側となり、実線１０３のように電池４のＳＯＣは徐々に低下する。また、エネルギー管理装置７は、ＴＥＳＳ３の制御部３５に対して、氷貯蔵モードでの動作を停止する指令を出力する。これにより、図形１０５のようにＴＥＳＳ３の動作が停止する。

上記のようにすることで、充放電要求信号Ｐ＿ＲＴＯが充電側から放電側に切り替わった場合にも、実線１０７のように、エネルギー貯蔵管理システム１の稼働率を１００％に維持することができる。

その後は、翌日まで上記の状態を維持した後、ｄ＋１日目の時刻ｔ３において、送電網９からの充電を要求する充放電要求信号Ｐ＿ＲＴＯが管理センター１０から入力されたとする。この場合、エネルギー管理装置７は、送電網９から電力を吸収して電池４を充電する指令をＰＣＳ５に対して出力する。これにより、実線２０１のように電池４の充放電電力は充電側となり、実線２０３のように電池４のＳＯＣは徐々に増加する。また、エネルギー管理装置７は、ＴＥＳＳ３の制御部３５に対して、ＴＥＳＳ３の動作を停止する指令を出力する。これにより、破線２０２のようにＴＥＳＳ３の消費電力は０となり、図形２０５のようにＴＥＳＳ３は停止状態を維持する。その結果、前日の時刻ｔ１までの期間と同様に、実線２０６のように、エネルギー貯蔵管理システム１の運用コストは、空調システム６での消費電力に応じた金額となる。また、実線２０７のように、エネルギー貯蔵管理システム１の稼働率は、電池４が充電されることで１００％となる。

時刻ｔ４において、実線２０３のように電池４のＳＯＣが最大値ＳＯＣ＿ｍａｘに達すると、エネルギー管理装置７は、電池４の充電を停止する指令をＰＣＳ５に対して出力する。これにより、実線２０１のように電池４の充放電電力は０となる。このとき、ＴＥＳＳ３において断熱タンク３１内には前日に貯蔵された氷が残っており、ＴＥＳＳ３が氷冷却モードで動作可能であったとする。この場合、エネルギー管理装置７は、ＴＥＳＳ３の制御部３５に対して、送電網９からの電力を用いて冷媒ポンプ３３を動作する指令を出力する。また、空調システム６の制御部６８に対して、放熱器６１およびコンプレッサー６２の動作を停止すると共に、バルブ６５ａおよび６５ｂを開いて、バルブ６５ｃおよび６５ｄを閉じるように各バルブを制御する指令を出力する。これにより、図形２０４、２０５のように、空調システム６が蓄熱モードで動作すると共に、ＴＥＳＳ３が氷冷却モードで動作する。

上記のようにすることで、電池４の充電を停止しても、送電網９からの電力吸収を継続することができる。そのため、実線２０７のように、エネルギー貯蔵管理システム１の稼働率を１００％に維持することができる。さらに、空調システム６において放熱器６１およびコンプレッサー６２の動作を停止することで、空調システム６の消費電力を減らすことができる。そのため、実線２０６のように、エネルギー貯蔵管理システム１の運用コストを大幅に低減することができる。

エネルギー貯蔵管理システム１は、ＴＥＳＳ３の断熱タンク３１内に貯蔵されている氷が全て溶けて水になる時刻ｔ５までの間は、以上説明したような空調システム６とＴＥＳＳ３の動作状態を継続することができる。

なお、送電網９への放電を要求する充放電要求信号Ｐ＿ＲＴＯが管理センター１０から入力された場合でも、その重要性が低く、かつ電池４のＳＯＣが最大値ＳＯＣ＿ｍａｘに近いような場合には、上記とは異なる制御をエネルギー管理装置７が行ってもよい。具体的には、エネルギー管理装置７は、要求された値よりも大きな放電電力で電池４を放電し、これにより送電網９に電力を放出すると共にＴＥＳＳ３へ電力を供給する指令をＰＣＳ５に対して出力する。また同時に、エネルギー管理装置７は、ＴＥＳＳ３の制御部３５に対して、電池４からＰＣＳ５を介して供給される電力を用いて、冷却器３４または冷媒ポンプ３３を動作する指令を出力する。このときに冷却器３４と冷媒ポンプ３３のどちらを動作させるかは、ＴＥＳＳ状態信号ＴＥＳＳ＿ｓｔａｔｅに基づいて決定すればよい。さらに、冷媒ポンプ３３を動作させる場合には、空調システム６の制御部６８に対して、放熱器６１およびコンプレッサー６２の動作を停止すると共に、バルブ６５ａおよび６５ｂを開いて、バルブ６５ｃおよび６５ｄを閉じるように各バルブを制御する指令を出力する。その結果、電池４のＳＯＣを減少させて充電可能な電力量を増大しつつ、エネルギー貯蔵管理システム１の稼働率を高い値に維持することができる。さらに、空調システム６を蓄熱モードで動作させることができる場合には、空調システム６の消費電力を減らして運用コストの低減を図ることもできる。なお、送電網９への放電が要求されていないときに同様の制御を行ってもよい。

以上説明したように、本実施形態のエネルギー貯蔵管理システム１によれば、電池４のＳＯＣが最大値ＳＯＣ＿ｍａｘに到達した場合でも、システム全体での稼働率を最大限に維持することができる。さらに、ＴＥＳＳ３の断熱タンク３１内に氷が貯蔵されている場合には、運用コストの低減を図ることもできる。したがって、劣化によって電池４の充電容量が低下したとしても、システム運用期間の全体において高い稼働率を維持することができると共に、システム運用コストを減少することができる。

以上説明した本発明の一実施形態によれば、以下の作用効果を奏する。

（１）ＢＥＳＳ２は、送電網９に対する電力安定化のサービスを提供するものであり、充放電可能な電池４と、電池４と送電網９の間で入出力される電力を相互に変換するＰＣＳ５と、電池４の温度を調節する空調システム６と、ＢＥＳＳ２の動作を制御するエネルギー管理装置７とを備える。空調システム６は、冷熱エネルギーを貯蔵可能なＴＥＳＳ３と熱的に結合可能である。エネルギー管理装置７は、電池４の充電状態およびＴＥＳＳ３の冷熱エネルギー貯蔵状態に基づいて、空調システム６およびＴＥＳＳ３の動作を制御すると共に、電池４の充放電を制御する。このようにしたので、冷熱エネルギーを貯蔵可能な熱エネルギー蓄積装置であるＴＥＳＳ３を用いて、ＢＥＳＳ２の有用性維持や運用コスト低減を図ることができる。

（２）ＴＥＳＳ３は、水または氷が貯蔵された断熱タンク３１と、断熱タンク３１に貯蔵された水を冷却して氷に変化させる冷却器３４と、断熱タンク３１と空調システム６を熱的に結合するための冷媒配管３２と、冷媒配管３２内で冷媒を循環させる冷媒ポンプ３３とを備える。エネルギー管理装置７は、氷貯蔵モードまたは氷冷却モードのいずれかの動作モードによりＴＥＳＳ３を動作させる。氷貯蔵モードで動作する場合、ＴＥＳＳ３は、冷却器３４を動作させることで、断熱タンク３１に貯蔵された水を冷却して氷に変化させる。一方、氷冷却モードで動作する場合、ＴＥＳＳ３は、冷媒ポンプ３３を動作させることで、断熱タンク３１に貯蔵された氷により冷却された冷媒が冷媒配管３２を介して空調システム６に流れるようにする。このようにしたので、状況に応じて、ＴＥＳＳ３に冷熱エネルギーを蓄積したり、ＴＥＳＳ３に蓄積された冷熱エネルギーを空調システム６で利用したりすることができる。

（３）空調システム６は、冷媒配管６４と、冷媒配管６４を流れる冷媒を減圧して気化させることにより冷気を生成するエバポレーター６３と、エバポレーター６３で気化された冷媒を圧縮するコンプレッサー６２と、コンプレッサー６２で圧縮された冷媒を放熱して液化する放熱器６１と、冷媒配管６４を流れる冷媒の経路を放熱器６１または冷媒配管３２のいずれかに切り替えるためのバルブ６５ａ〜６５ｄとを備える。エネルギー管理装置７は、通常モードまたは蓄熱モードのいずれかの動作モードにより空調システム６を動作させる。通常モードで動作する場合、空調システム６は、冷媒配管６４から放熱器６１に冷媒が流れるようにバルブ６５ａ〜６５ｄを動作させると共に、エバポレーター６３、コンプレッサー６２および放熱器６１を動作させることで、冷気を生成する。一方、蓄熱モードで動作する場合、空調システム６は、冷媒配管６４から冷媒配管３２に冷媒が流れるようにバルブ６５ａ〜６５ｄを動作させると共に、コンプレッサー６２および放熱器６１を動作させずにエバポレーター６３を動作させることで、断熱タンク３１に貯蔵された氷により冷却された冷媒を用いて冷気を生成する。このようにしたので、空調システム６内の冷凍サイクルまたはＴＥＳＳ３に蓄積された冷熱エネルギーのどちらかを利用して、空調システム６を動作させることができる。

（４）図４の時刻ｔ１〜ｔ２の期間のように、断熱タンク３１に水が貯蔵されており、かつ電池４のＳＯＣが所定の最大値ＳＯＣ＿ｍａｘのときに、送電網９からの充電を要求された場合、エネルギー管理装置７は、送電網９からの電力を用いて、ＴＥＳＳ３を氷貯蔵モードで動作させると共に、空調システムを通常モードで動作させる。また、図４の時刻ｔ４〜ｔ５の期間のように、断熱タンク３１に氷が貯蔵されており、かつ電池４の充電状態が最大値ＳＯＣ＿ｍａｘのときに、送電網９からの充電を要求された場合、エネルギー管理装置７は、ＴＥＳＳ３を氷冷却モードで動作させると共に、空調システム６を蓄熱モードで動作させる。このようにしたので、電池４がそれ以上充電できない場合にも、送電網９からの電力吸収を継続し、エネルギー貯蔵管理システム１の稼働率を維持することができる。さらに加えて、エネルギー貯蔵管理システム１の運用コストを低減することもできる。

（５）エネルギー管理装置７は、電池４からの電力を用いて、ＴＥＳＳ３を氷貯蔵モードまたは氷冷却モードで動作させることもできる。このようにしても、エネルギー貯蔵管理システム１の稼働率の維持および運用コストの低減を図ることができる。

（６）エネルギー管理装置７は、電池４の充電容量を計算する電池容量計算部７１と、電池４のＳＯＣを計算するＳＯＣ計算部７２と、ＴＥＳＳ３の消費電力と電池４の充放電電力の間での電力配分を計算する電力配分計算部７３と、空調システム６の動作モードおよびＴＥＳＳ３の動作モードを設定する動作モード設定部７４とを備える。このようにしたので、エネルギー貯蔵管理システム１の制御に必要な機能をエネルギー管理装置７において実現することができる。

以上説明した実施形態や各種の変化例はあくまで一例であり、発明の特徴が損なわれない限り、本発明はこれらの内容に限定されない。本発明は上述した実施形態や変形例に限定されるものではなく、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で種々の変更が可能である。

１ エネルギー貯蔵管理システム
２ 電力貯蔵システム（ＢＥＳＳ）
３ 熱エネルギー貯蔵システム（ＴＥＳＳ）
４ 電池
５ 電力変換装置（ＰＣＳ）
６ 空調システム
７ エネルギー管理装置
８ 通信端末
９ 送電網
１０ 管理センター
３１ 断熱タンク
３２ 冷媒配管
３３ 冷媒ポンプ
３４ 冷却器
３５ 制御部
６１ 放熱器
６２ コンプレッサー
６３ エバポレーター
６４ 冷媒配管
６５ａ、６５ｂ、６５ｃ、６５ｄ バルブ
６６ ブロワー
６７ ファン
６８ 制御部
７１ 電池容量計算部
７２ ＳＯＣ計算部
７３ 電力配分計算部
７４ 動作モード設定部
７５ 記憶部

Claims (7)

1. 送電網に対する電力安定化のサービスを提供する電力貯蔵システムであって、
   充放電可能な電池と、
   前記電池と前記送電網の間で入出力される電力を相互に変換する電力変換装置と、
   前記電池の温度を調節する空調システムと、
   前記電力貯蔵システムの動作を制御するエネルギー管理装置と、を備え、
   前記空調システムは、冷熱エネルギーを貯蔵可能な熱エネルギー貯蔵システムと熱的に結合可能であり、
   前記エネルギー管理装置は、前記電池の充電状態および前記熱エネルギー貯蔵システムの冷熱エネルギー貯蔵状態に基づいて、前記空調システムおよび前記熱エネルギー貯蔵システムの動作を制御すると共に、前記電池の充放電を制御する電力貯蔵システム。
2. 請求項１に記載の電力貯蔵システムにおいて、
   前記熱エネルギー貯蔵システムは、水または氷が貯蔵された断熱タンクと、前記断熱タンクに貯蔵された水を冷却して氷に変化させる冷却器と、前記断熱タンクと前記空調システムを熱的に結合するための第１の冷媒配管と、前記第１の冷媒配管内で冷媒を循環させる冷媒ポンプと、を備え、
   前記エネルギー管理装置は、氷貯蔵モードまたは氷冷却モードのいずれかの動作モードにより前記熱エネルギー貯蔵システムを動作させ、
   前記氷貯蔵モードで動作する場合、前記熱エネルギー貯蔵システムは、前記冷却器を動作させることで、前記断熱タンクに貯蔵された水を冷却して氷に変化させ、
   前記氷冷却モードで動作する場合、前記熱エネルギー貯蔵システムは、前記冷媒ポンプを動作させることで、前記断熱タンクに貯蔵された氷により冷却された冷媒が前記第１の冷媒配管を介して前記空調システムに流れるようにする電力貯蔵システム。
3. 請求項２に記載の電力貯蔵システムにおいて、
   前記空調システムは、第２の冷媒配管と、前記第２の冷媒配管を流れる冷媒を減圧して気化させることにより冷気を生成するエバポレーターと、前記エバポレーターで気化された冷媒を圧縮するコンプレッサーと、前記コンプレッサーで圧縮された冷媒を放熱して液化する放熱器と、前記第２の冷媒配管を流れる冷媒の経路を前記放熱器または前記第１の冷媒配管のいずれかに切り替えるためのバルブと、を備え、
   前記エネルギー管理装置は、通常モードまたは蓄熱モードのいずれかの動作モードにより前記空調システムを動作させ、
   前記通常モードで動作する場合、前記空調システムは、前記第２の冷媒配管から前記放熱器に冷媒が流れるように前記バルブを動作させると共に、前記エバポレーター、前記コンプレッサーおよび前記放熱器を動作させることで、前記冷気を生成し、
   前記蓄熱モードで動作する場合、前記空調システムは、前記第２の冷媒配管から前記第１の冷媒配管に冷媒が流れるように前記バルブを動作させると共に、前記コンプレッサーおよび前記放熱器を動作させずに前記エバポレーターを動作させることで、前記断熱タンクに貯蔵された氷により冷却された冷媒を用いて前記冷気を生成する電力貯蔵システム。
4. 請求項３に記載の電力貯蔵システムにおいて、
   前記断熱タンクに水が貯蔵されており、かつ前記電池の充電状態が所定の最大値のときに、前記送電網からの充電を要求された場合、前記エネルギー管理装置は、前記送電網からの電力を用いて、前記熱エネルギー貯蔵システムを前記氷貯蔵モードで動作させると共に、前記空調システムを前記通常モードで動作させ、
   前記断熱タンクに氷が貯蔵されており、かつ前記電池の充電状態が前記最大値のときに、前記送電網からの充電を要求された場合、前記エネルギー管理装置は、前記熱エネルギー貯蔵システムを前記氷冷却モードで動作させると共に、前記空調システムを前記蓄熱モードで動作させる電力貯蔵システム。
5. 請求項３または４に記載の電力貯蔵システムにおいて、
   前記エネルギー管理装置は、前記電池からの電力を用いて、前記熱エネルギー貯蔵システムを前記氷貯蔵モードまたは前記氷冷却モードで動作させる電力貯蔵システム。
6. 請求項１乃至５のいずれか一項に記載の電力貯蔵システムにおいて、
   前記エネルギー管理装置は、前記電池の充電容量を計算する電池容量計算部と、前記電池の充電状態を計算するＳＯＣ計算部と、前記熱エネルギー貯蔵システムの消費電力と前記電池の充放電電力の間での電力配分を計算する電力配分計算部と、前記空調システムの動作モードおよび前記熱エネルギー貯蔵システムの動作モードを設定する動作モード設定部と、を備える電力貯蔵システム。
7. 請求項１乃至６のいずれか一項に記載の電力貯蔵システムと、
   前記空調システムと熱的に結合可能であって冷熱エネルギーを貯蔵可能な熱エネルギー貯蔵システムと、を備えるエネルギー貯蔵管理システム。

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