JP2017163639A - 蓄電システム、制御装置、及び制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】再生可能エネルギーを用いた発電装置から系統への出力電力の変動を抑えるための蓄電部を小型化する。【解決手段】制御部３０は、出力電流経路４から系統５に出力される電力値の許容変動率と、再生エネルギーを用いた発電装置から出力される電力値をもとに、系統５に出力される電力値の変動を許容変動率以下に抑えるよう電力変換部２０を制御する。制御部３０は、再生エネルギーを用いた発電装置から出力される電力値の変動が許容変動率以下であっても、蓄電部１０のＳＯＣ（State Of Charge）に応じて決定される系統５に出力される電力値の制限範囲内において、電力変換部２０を制御して、再生エネルギーを用いた発電装置から出力される電力値が低下したとき蓄電部１０から放電させ、再生エネルギーを用いた発電装置から出力される電力値が上昇したとき蓄電部１０に充電させる。【選択図】図１

Description

本発明は、再生可能エネルギーを用いた発電装置から系統への出力電力の変動を抑えるための蓄電システム、制御装置、及び制御方法に関する。

近年、メガソーラー発電が普及してきており、太陽光発電システムの電力系統への大量連系により電力の需給調整能力の不足が顕在化している地域が発生している。系統に供給される総電力量と、系統に接続される負荷で消費される総消費電力量のバランスが崩れると、系統周波数や系統電圧に揺らぎが発生する。急激な日射変動が発生した場合、太陽光発電システムから系統への出力電力が急激に変動するため、火力発電所のタービンの回転数制御で対応することは難しい。また容量が小さい系統では、太陽光発電システムから系統への出力電力の急激な変動を吸収しきれない。

そこで太陽光発電システムに蓄電池を接続して、太陽光発電システムの出力変動を抑制する手法が提案されている。この手法では、太陽電池の発電量が急減少した場合に蓄電池から放電して出力上昇を抑制し、太陽電池の発電量が急増加した場合に蓄電池に充電して出力低下を抑制することにより、系統への出力を平滑化している。

この手法では発電量の増加と減少の速度が対称でない場合、平滑化のための充電と放電がバランスせず、蓄電池が過充電または過放電になる可能性がある。例えば、発電量の増加時は変化速度が遅く（蓄電池への充電が発動しない）、発電量の減少時は変化速度が速い（蓄電池からの放電が発動する）状態が繰り返された場合、蓄電池は過充電状態に陥る。

これに対して発電量の急変動を蓄電池の充電／放電で吸収した後、蓄電池のＳＯＣ（State Of Charge）を５０％付近に戻す補正処理を追加する対策が提案されている（例えば、特許文献１参照）。

特開２００８−２９５２０８号公報

蓄電池のＳＯＣを常時５０％近辺に維持する方法では基本的に、発電量の最大変動量に対応するための容量を５０％の上側と下側の両方に確保しておく必要がある。従って蓄電池が大型化する傾向にある。

本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、再生可能エネルギーを用いた発電装置から系統への出力電力の変動を抑えるための蓄電部を小型化することができる蓄電システム、制御装置、及び制御方法に関する。

上記課題を解決するために、本発明のある態様の蓄電システムは、再生可能エネルギーを用いた発電装置から系統への出力電流経路に電流を放出または当該出力電流経路から電流を吸収する蓄電システムであって、蓄電部と、前記蓄電部から放電される直流電力を交流電力に変換して前記出力電流経路に出力し、前記出力電流経路から入力される交流電力を直流電力に変換して前記蓄電部に充電する電力変換部と、前記出力電流経路から前記系統に出力される電力値の許容変動率と、前記発電装置から出力される電力値をもとに、前記系統に出力される電力値の変動を前記許容変動率以下に抑えるよう前記電力変換部を制御する制御部と、を備える。前記制御部は、前記発電装置から出力される電力値の変動が前記許容変動率以下であっても、前記蓄電部のＳＯＣ（State Of Charge）に応じて決定される前記系統に出力される電力値の制限範囲内において、前記電力変換部を制御して、前記発電装置から出力される電力値が低下したとき前記蓄電部から放電させ、前記発電装置から出力される電力値が上昇したとき前記蓄電部に充電させる。

なお、以上の構成要素の任意の組み合わせ、本発明の表現を方法、装置、システムなどの間で変換したものもまた、本発明の態様として有効である。

本発明によれば、再生可能エネルギーを用いた発電装置から系統への出力電力の変動を抑えるための蓄電部を小型化することができる。

本発明の実施の形態に係る発電システムの構成を示す図である。 図２（ａ）−（ｂ）は、太陽電池の発電量の急変動時の、系統への出力電力の推移例を示す図である。 太陽電池の発電量の増加速度と減少速度の非対称により蓄電池が過充電になる例を示す図である。 図４（ａ）−（ｂ）は、比較例に係る、系統への出力電力と蓄電池のＳＯＣの推移例を示す図である。 図５（ａ）−（ｂ）は、実施例に係る、系統への出力電力と蓄電池のＳＯＣの推移例を示す図である。 本実施例に係る制御部の構成を示す図である。 蓄電池のＳＯＣ［％］に対する、上限値Ｙｍａｘ［％］の曲線と下限値Ｙｍｉｎ［％］の曲線を描いた図である。 蓄電池の満充電容量ＦＣＣが必要な容量より大きい場合における蓄電池のＳＯＣ［％］に対する、上限値Ｙｍａｘ［％］の曲線と下限値Ｙｍｉｎ［％］の曲線を描いた図である。

図１は、本発明の実施の形態に係る発電システム１の構成を示す図である。発電システム１は太陽電池２ａ、太陽電池用の電力変換部２ｂを備える。太陽電池２ａは、直並列接続された複数の太陽電池セルを含み、太陽光エネルギーを電力に変換して出力する。太陽電池用の電力変換部２ｂは、太陽電池２ａから出力される直流電力を交流電力に変換して系統５に出力する。太陽電池用の電力変換部２ｂは例えば、昇圧チョッパとインバータ回路を含む。当該昇圧チョッパは、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御を実行し、太陽電池２ａの出力電力が最大電力点を維持するよう制御する。当該インバータ回路は、当該昇圧チョッパから出力される直流電力を交流電力に変換して出力する。

発電システム１は蓄電システム３を備える。蓄電システム３は、太陽電池２ａから電力変換部２ｂを介して系統５へ電力を出力する出力電流経路４に対して、電流を出し入れするためのものである。蓄電システム３は、太陽電池２ａの設置当初から太陽電池２ａと併設されてもよいし、既存の太陽電池２ａに対して後付で設置されてもよい。

電力検出部２ｃは、太陽電池用の電力変換部２ｂから出力電流経路４に出力された電力を検出する。具体的には電流センサと電圧センサを設け、太陽電池用の電力変換部２ｂの出力電流値と出力電圧値を検出し、両者を乗算して出力電力値を検出する。なお電流センサと電圧センサは、太陽電池用の電力変換部２ｂの筐体内に設置されてもよい。電力検出部２ｃは、検出した出力電力値を制御部３０に通知する。なお電力検出部２ｃから制御部３０に出力電流値と出力電圧値を通知し、制御部３０が両者を乗算して出力電力値を算出してもよい。

蓄電システム３は蓄電部１０、電力変換部２０及び制御部３０を含む。蓄電部１０は蓄電池１１及び監視部１２を含む。蓄電池１１は、直列または直並列接続された複数の蓄電池セルにより構成される。蓄電池セルにはリチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池などを使用できる。なお蓄電池１１の代わりに電気二重層コンデンサを使用してもよい。監視部１２は当該複数の蓄電池セルの状態（例えば、電圧、電流、温度）を監視し、当該複数の蓄電池セルの監視データを通信線を介して制御部３０に送信する。監視部１２と制御部３０間は例えば、ＲＳ−４８５規格に準拠したシリアル通信で接続される。

蓄電池用の電力変換部２０は蓄電池１１の放電時、蓄電池１１から放電される直流電力を交流電力に変換して出力電流経路４に出力する。蓄電池１１の充電時、出力電流経路４から入力される交流電力を直流電力に変換して蓄電池１１に充電する。

蓄電池用の電力変換部２０は例えば、双方向インバータを含み、当該双方向インバータは複数のスイッチング素子と駆動回路を含む。当該駆動回路は、制御部３０から設定される電流指令値をもとに当該スイッチング素子のデューティ比を調整して、充電電流または放電電流を当該電流指令値に追従させる。なお蓄電池１１と当該双方向インバータの間に双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを追加して、当該双方向ＤＣ−ＤＣコンバータで電流を制御してもよい。

制御部３０は、蓄電部１０を管理するとともに蓄電池用の電力変換部２０を制御する。制御部３０の構成は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。ハードウェア資源として、ＣＰＵ、ＤＳＰ(Digital Signal Processor)、ＦＰＧＡ(Field-Programmable Gate Array)、ＲＯＭ、ＲＡＭ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源としてファームウェア等のプログラムを利用できる。

ところで人口が比較的少ない地域（例えば、離島）の電力系統は容量が小さくなる。このような容量が小さい系統に太陽光発電システムを接続する場合、短周期の出力変動を一定以下に抑えることが求められる。２０１５年現在、日本のある電力会社では、定格出力が２［ＭＷｐ］以上の太陽光発電システムに対して、毎分の出力変動を１％以内に収めるよう要請している。また日本の別の電力会社では、定格出力が２［ＭＷｐ］以上の太陽光発電システムに対して、１秒当たりの出力変動を±５［ｋＷ］以内に収めるよう要請している。また太陽光発電システムの不具合により発電が停止した場合でも、７分間の出力維持を要請している。

これに対して蓄電池１１を使用して系統５への出力電力を平滑化する対策が考えられる。すなわち、日射量が急減少して太陽電池２ａの発電量が急減少した場合、蓄電池１１から出力電流経路４に放電して、系統５への出力電力の低下を緩やかにする。反対に、日射量が急増加して太陽電池２ａの発電量が急増加した場合、出力電流経路４から蓄電池１１に充電して、系統５への出力電力の上昇を緩やかにする。具体的には制御部３０は、系統５への出力電力の許容変動率と太陽電池２ａの発電量をもとに、系統５への出力電力の変動を当該許容変動率以下に抑えるよう電力変換部２０を制御する。

図２（ａ）−（ｂ）は、太陽電池２ａの発電量の急変動時の、系統５への出力電力の推移例を示す図である。図２（ａ）は発電量が急減少した場合の例であり、太陽電池２ａの出力電力が定格のＹ％から０％に変化した場合の例である。図２（ａ）において太線が太陽電池２ａの出力電力を示しており、右下がり斜め線が系統５への出力電力（太陽電池２ａの出力電力＋蓄電池１１からの放電電力）を示している。当該右下がり斜め線と底辺と高さで構成される三角形の面積が、発電量の急減少時に蓄電池１１から放電される累積電力量を示す。

図２（ｂ）は発電量が急増加した場合の例であり、太陽電池２ａの出力電力が定格のＹ％から１００％に変化した場合の例である。図２（ｂ）において太線が太陽電池２ａの出力電力を示しており、右上がり斜め線が系統５への出力電力（太陽電池２ａの出力電力−蓄電池１１への充電電力）を示している。当該右上がり斜め線と上辺と高さで構成される三角形の面積が、発電量の急増加時に蓄電池１１に充電される累積電力量を示す。

蓄電池１１を使用して系統５への出力電力を平滑化する手法は、太陽電池２ａの発電量の増加と減少の速度が対称でない場合、蓄電池１１が過放電または過充電になる可能性を有している。例えば、雲が急に晴れた場合は発電量の増加速度は速くなるが、日没に向かって日射量が徐々に低下していく場合は発電量の減少速度は遅くなる。

図３は、太陽電池２ａの発電量の増加速度と減少速度の非対称により蓄電池１１が過充電になる例を示す図である。図３に示す例では、平滑化が必要な発電量の減少は発生していない一方、平滑化が必要な発電量の増加は２回発生している。従って蓄電池１１の放電回数が０回、充電回数が２回である。このように充電機会が多い状態が継続すると蓄電池１１のＳＯＣが上昇し続け、過充電になる可能性がある。

（比較例）
これに対して、平滑化のための放電または充電の終了後に、蓄電池１１のＳＯＣを５０％近辺に戻す処理を追加することが考えられる。例えば、平滑化のための放電により蓄電池１１のＳＯＣが３０％になった場合、平滑補正終了後にＳＯＣが５０％になるまで蓄電池１１を充電する。

図４（ａ）−（ｂ）は、比較例に係る、系統５への出力電力と蓄電池１１のＳＯＣの推移例を示す図である。図４（ａ）は発電量の急増加のみが発生した場合の例である。発電量の減少時は、緩やかな変化であるため蓄電池１１からの放電は発動しない。一方、発電量の増加時は、急な変化であるため蓄電池１１への充電が発動し、系統５への出力電力が平滑補正される。蓄電池１１への充電が終了した後、蓄電池１１のＳＯＣを５０％に戻すための放電が開始し、蓄電池１１のＳ０Ｃが５０％に戻ると当該放電が終了する。

図４（ｂ）は発電量の急減少と急増加の両方が発生した場合の例である。発電量の急減少時、蓄電池１１からの放電が発動し、系統５への出力電力が平滑補正される。蓄電池１１からの放電が終了した後、蓄電池１１のＳＯＣを５０％に戻すための充電が開始し、蓄電池１１のＳＯＣが５０％に戻ると当該充電が終了する。同様に、発電量の急増加時、蓄電池１１への充電が発動し、系統５への出力電力が平滑補正される。蓄電池１１への充電が終了した後、蓄電池１１のＳＯＣを５０％に戻すための放電が開始し、蓄電池１１のＳ０Ｃが５０％に戻ると当該放電が終了する。

比較例では変動速度を抑える代わりに、系統５への出力電力の変動幅が増加する。平滑補正後の蓄電池１１のＳＯＣを５０％に戻すための放電または充電は、系統５にとって本来必要のないものであり、発電システム１から系統５へ出力される電力の品質を下げているといえる。また、上げ幅および下げ幅が小さいときでもＳＯＣを５０％近辺に維持するため、余分な蓄電池容量が必要になっている。太陽電池２ａの出力電力は最大で、ゼロから定格電力値まで変動する可能性があるため、５０％を中心に上下に、定格分の変動を吸収できる容量を確保する必要がある。

（実施例）
上述の比較例では、蓄電池１１を使用して発電量の急変動を吸収した後、蓄電池１１のＳＯＣを５０％に戻すための充放電が実行される。これに対して本実施例では、発電量の変動が緩やかな場合でも、変動が急な場合と同等量の充放電をし、蓄電池１１のＳＯＣを５０％に戻すための充放電は行わない。

図５（ａ）−（ｂ）は、実施例に係る、系統５への出力電力と蓄電池１１のＳＯＣの推移例を示す図である。図５（ａ）は発電量の急増加のみが発生した場合の例である。発電量の減少時において、変化が緩やかであっても変化が急な場合と同等に蓄電池１１から放電される。これにより系統５への出力電力の低下がより緩やかになる。発電量の増加時において図４（ａ）に示した比較例と同様に蓄電池１１への充電が発動し、系統５への出力電力が平滑補正される。ただし蓄電池１１への充電が終了した後、蓄電池１１のＳＯＣを調整するための放電は発動しない。

図５（ｂ）は発電量の急減少と急増加の両方が発生した場合の例である。発電量の急減少時において図４（ｂ）に示した比較例と同様に蓄電池１１からの放電が発動し、系統５への出力電力が平滑補正される。ただし蓄電池１１からの放電が終了した後、蓄電池１１のＳＯＣを調整するための充電は発動しない。発電量の増加時において図４（ｂ）に示した比較例と同様に蓄電池１１への充電が発動し、系統５への出力電力が平滑補正される。ただし蓄電池１１への充電が終了した後、蓄電池１１のＳＯＣを調整するための放電は発動しない。

図４（ｂ）−（ｂ）に示した比較例と図５（ａ）−（ｂ）に示した本実施例を比較すると、後者では系統５への出力電力の変動幅が増加しないことが分かる。また後者では、蓄電池１１のサイズを前者の半分にすることができる。図５（ｂ）の点線曲線が図４（ｂ）に示したＳＯＣ推移を示しており、本実施例ではＳＯＣの変動幅が半分になることが分かる。

図６は、本実施例に係る制御部３０の構成を示す図である。制御部３０は、電力値取得部３１、系統出力目標値算出部３２、範囲制限部３３、減算部３４、前値保持部３５、監視データ取得部３６、ＳＯＣ推定部３７、及び上下限値算出部３８を含む。

電力値取得部３１は、電力検出部２ｃから太陽電池２ａの出力電力を取得する。監視データ取得部３６は、蓄電部１０の監視部１２から蓄電池１１の監視データを取得する。ＳＯＣ推定部３７は取得された監視データをもとに蓄電池１１の残容量を推定する。例えば、監視データとして取得された電流値を積算して蓄電池１１の残容量を推定する。また蓄電池１１の開回路電圧（ＯＣＶ）から蓄電池１１の残容量を推定することもできる。

上下限値算出部３８は、蓄電池１１のＳＯＣをもとに、系統５への出力電力の上限値と下限値を算出する。以下、具体的な算出方法について説明する。系統５への出力電力の上限値と下限値を算出する前提として、まず蓄電池１１の満充電容量ＦＣＣ［ｋＷｈ］の決定方法について説明する。

系統５への出力電力の許容変動率を、Ｒ［％／ｍ］＝６０Ｒ［％／ｈ］と規定する。Ｒは毎分の出力変動の最大許容率を示している。太陽電池２ａの最大発電量（ピーク発電量）をＰ［ｋＷｐ］とした場合、必要な蓄電池１１の満充電容量ＦＣＣ［ｋＷｈ］は下記（式１）で規定される。

ＦＣＣ＝１／２×Ｐ×（１００／６０Ｒ） ・・・（式１）
必要な蓄電池１１の満充電容量ＦＣＣは、図２（ａ）−（ｂ）の三角形の面積、最大発電量Ｐは三角形の高さ、（１００／６０Ｒ）は三角形の底辺または上辺にそれぞれ対応する。三角形の底辺または上辺は、許容変動率Ｒで太陽電池２ａの発電量を最大値からゼロに、またはゼロから最大値に変化させるに必要な時間に対応する。このように、太陽電池２ａの発電量が最大値からゼロに変動した場合に必要な残容量、またはゼロから最大値に変動した場合に必要な空き容量を蓄電池１１に確保する。

系統５への出力電力［ｋＷ］が太陽電池２ａの最大発電量Ｐ［ｋＷｐ］のＹ［％］であるとき、必要な蓄電池１１の残量ＲＣ［ｋＷｈ］は下記（式２）で規定される。ＳＯＣ［％］は、蓄電池１１の満充電容量ＦＣＣ［ｋＷｈ］に対する残量ＲＣ［ｋＷｈ］の比率を示している。

ＲＣ＝ＦＣＣ×ＳＯＣ／１００≧１／２×Ｐ×Ｙ／１００×Ｙ／６０Ｒ ・・・（式２）
Ｐ×Ｙ／１００が三角形の高さ（出力変動）、Ｙ／６０Ｒが三角形の底辺（時間）にそれぞれ対応している。

太陽電池２ａの最大発電量Ｐ［ｋＷｐ］に対する、系統５への出力電力の比率Ｙ［％］の上限値Ｙｍａｘ［％］は、下記（式３）で規定される。上記（式２）をＹに対して解き、ＦＣＣに上記（式１）を代入することにより、Ｙの上限値Ｙｍａｘ［％］は、ＳＯＣ［％］の関数として求められる。

Ｙ≦（１２０Ｒ×ＦＣＣ×ＳＯＣ／Ｐ）^１／２＝（１００×ＳＯＣ）^１／２＝Ｙｍａｘ ・・・（式３）

同様に、系統５への出力電力［ｋＷ］が太陽電池２ａの最大発電量Ｐ［ｋＷｐ］のＹ［％］であるとき、必要な蓄電池１１の空き容量（ＦＣＣ−ＲＣ）［ｋＷｈ］は下記（式４）で規定される。

ＦＣＣ−ＲＣ＝ＦＣＣ×（１００−ＳＯＣ）／１００≧１／２×Ｐ×（１００−Ｙ）／１００×（１００−Ｙ）／６０Ｒ ・・・（式４）
Ｐ×（１００−Ｙ）／１００が三角形の高さ（出力変動）、（１００−Ｙ）／６０Ｒが三角形の上辺（時間）にそれぞれ対応している。

太陽電池２ａの最大発電量Ｐ［ｋＷｐ］に対する、系統５への出力電力の比率Ｙ［％］の下限値Ｙｍｉｎ［％］は、下記（式５）で規定される。上記（式４）をＹに対して解き、ＦＣＣに上記（式１）を代入することにより、Ｙの下限値Ｙｍａｘ［％］は、ＳＯＣ［％］の関数として求められる。

Ｙ≧１００−｛１２０Ｒ×ＦＣＣ×（１００−ＳＯＣ）／Ｐ｝^１／２＝１００−｛１００×（１００−ＳＯＣ）｝^１／２＝Ｙｍｉｎ ・・・（式５）

上下限値算出部３８は、蓄電池１１のＳＯＣをもとに、系統５への出力電力の比率Ｙ［％］の上限値Ｙｍａｘ［％］と下限値Ｙｍｉｎ［％］を算出する。上下限値算出部３８は、太陽電池２ａの最大発電量Ｐ［ｋＷｐ］に上限値Ｙｍａｘ［％］と下限値Ｙｍｉｎ［％］をそれぞれ乗算して、系統５への出力電力の上限値［ｋＷｐ］と下限値［ｋＷｐ］をそれぞれ算出する。上下限値算出部３８は、算出した上限値［ｋＷｐ］と下限値［ｋＷｐ］を範囲制限部３３に設定する。

系統出力目標値算出部３２は、電力値取得部３１により取得された太陽電池２ａの出力電力値と、前値保持部３５に保持された、系統５への出力電力の目標値（以下、系統出力目標値という）の前値とを比較する。本実施例では系統出力目標値を１分単位で更新する例を想定する。この場合、前値保持部３５に保持される前値は１分前の系統出力目標値である。なお系統出力目標値の更新周期は１分に限るものではなく、秒単位で更新してもよいし、１分より長い周期で更新してもよい。

系統出力目標値算出部３２は、検出された太陽電池２ａの出力電力値と、系統出力目標値の前値との差が許容変動率Ｒを超えている場合、両者の差が許容変動率Ｒ以下に収まる系統出力目標値を算出する。例えば、検出された太陽電池２ａの出力電力値が系統出力目標値の前値より許容変動率Ｒを超えて大きい場合、系統出力目標値の前値に許容変動率Ｒを乗算した値を、系統出力目標値の前値に加算して今回の系統出力目標値を算出する。反対に、検出された太陽電池２ａの出力電力値が系統出力目標値の前値より許容変動率Ｒを超えて小さい場合、系統出力目標値の前値に許容変動率Ｒを乗算した値を、系統出力目標値の前値から減算して今回の系統出力目標値を算出する。なお実際はマージンを設けて、系統出力目標値の前値と今回の系統出力目標値の差を、より小さくすることが望ましい。

比較例では系統出力目標値算出部３２は、検出された太陽電池２ａの出力電力値と、系統出力目標値の前値との差が許容変動率Ｒを超えていない場合、今回の系統出力目標値に、検出された太陽電池２ａの出力電力値を設定する。この場合、蓄電池１１から出力電流経路４への出力電力はゼロとなる。比較例では範囲制限部３３が設けられず、今回の系統出力目標値から太陽電池２ａの出力電力値を差し引いた値が、蓄電池１１から出力電流経路４に出力すべき電力の目標値（以下、蓄電池出力目標値という）として蓄電池用の電力変換部２０に設定される。この場合、蓄電池出力目標値はゼロになる。

一方、本実施例では系統出力目標値算出部３２は、検出された太陽電池２ａの出力電力値と、系統出力目標値の前値との差が許容変動率Ｒを超えていない場合、両者の差分を補償する値を、系統出力目標値の前値に加算して今回の系統出力目標値を算出する。系統出力目標値算出部３２は、算出した今回の系統出力目標値を範囲制限部３３に出力する。

範囲制限部３３は、系統出力目標値算出部３２から入力された系統出力目標値が、上下限値算出部３８から設定される上限値と下限値の範囲内に収まっている場合、入力された系統出力目標値をそのまま減算部３４に出力する。入力された系統出力目標値が設定された上限値を上回っている場合、入力された系統出力目標値を当該上限値に置き換えて減算部３４に出力する。入力された系統出力目標値が設定された下限値を下回っている場合、入力された系統出力目標値を当該下限値に置き換えて減算部３４に出力する。

減算部３４は、範囲制限部３３から入力された系統出力目標値から、電力値取得部３１により取得された太陽電池２ａの出力電力値を減算して蓄電池出力目標値を算出する。当該蓄電池出力目標値に対応する電流指令値が、蓄電池用の電力変換部２０に設定される。

図７は、蓄電池１１のＳＯＣ［％］に対する、上限値Ｙｍａｘ［％］の曲線と下限値Ｙｍｉｎ［％］の曲線を描いた図である。系統５への出力電力が、太陽電池２ａの最大発電量Ｐ［ｋＷｐ］のＹ［％］の値に位置する場合において、発電量が急減少しても蓄電池１１が過放電にならない条件を考える。図２（ａ）に示したように蓄電池１１のＳＯＣが三角形の面積に対応する容量以上であれば過放電になることはない。すなわち、上記（式３）に示したＹ≦（１００×ＳＯＣ）^１／２の関係を満たすＳＯＣを確保できていれば過放電を起こすことはない。

次に系統５への出力電力が、最大発電量Ｐ［ｋＷｐ］のＹ［％］の値に位置する場合において、発電量が急増加しても蓄電池１１が過充電にならない条件を考える。図２（ｂ）に示したように蓄電池１１の空き容量（ＦＣＣ−ＳＯＣ）が三角形の面積に対応する容量以上であれば過充電になることはない。すなわち、上記（式５）に示したＹ≧１００−｛１００×（１００−ＳＯＣ）｝^１／２の関係を満たす空き容量（ＦＣＣ−ＳＯＣ）を確保できていれば過放電を起こすことはない。

このようにＹ［％］の値が、上限値曲線と下限値曲線に囲まれた範囲内に収まっていれば、蓄電池１１が過放電および過充電を起こすことはない。ＳＯＣ［％］とＹ［％］の関係は基本的に比例関係にあり、系統５への出力電力が高い水準のときはＳＯＣも高い水準になり、系統５への出力電力が低い水準のときはＳＯＣも低い水準になる。

以上説明したように本実施例では制御部３０は、太陽電池２ａから出力される電力値の変動が許容変動率以下であっても、蓄電池用の電力変換部２０を制御して、太陽電池２ａから出力される電力値が低下したとき蓄電池１１から放電させ、太陽電池２ａから出力される電力値が上昇したとき蓄電池１１に充電させる。これにより、比較例において説明した平滑補正後に蓄電池１１のＳＯＣを５０％に戻すための充放電を行う必要がない。従って系統５への出力電力の変動幅が増加することを抑制でき、系統５への出力電力の品質を比較例より高く維持することができる。

また本実施例では制御部３０は、蓄電池１１のＳＯＣ（State Of Charge）に応じて決定される系統５への出力電力の制限範囲に収まるように、蓄電池用の電力変換部２０を制御する。これにより、蓄電池１１の過放電および過充電を回避することができる。また、蓄電池１１のＳＯＣの水準が系統５への出力電力の水準に比例して変化するため、蓄電池１１の容量を最大限に有効活用することができ、蓄電池１１のサイズを小型に抑えることができる。比較例では５０％を中心に上下に、発電量の最大変化に対応する容量を確保する必要があるため本実施例の略２倍の容量が必要となる。

以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

上述の実施例では上記（式１）に示したように蓄電池１１の満充電容量ＦＣＣを、過放電および過充電を起こさない必要最小限の容量（１／２×Ｐ×（１００／６０Ｒ））に設計する例を説明した。この点、蓄電池１１の満充電容量ＦＣＣを当該容量より大きな容量に設計してもよい。その場合、上記（式３）のＹｍａｘ＝（１００×ＳＯＣ）^１／２は、Ｙｍａｘ＝（１２０Ｒ×ＦＣＣ×ＳＯＣ／Ｐ）^１／２に置き換えられる。同様に上記（式５）のＹｍｉｎ＝１００−｛１００×（１００−ＳＯＣ）｝^１／２は、Ｙｍｉｎ＝１００−｛１２０Ｒ×ＦＣＣ×（１００−ＳＯＣ）／Ｐ｝^１／２に置き換えられる。図８は、蓄電池１１の満充電容量ＦＣＣが必要な容量より大きい場合における蓄電池１１のＳＯＣ［％］に対する、上限値Ｙｍａｘ［％］の曲線と下限値Ｙｍｉｎ［％］の曲線を描いた図である。

また上述の実施の形態では、再生可能エネルギーを使用した発電装置として太陽光発電システムを使用する例を説明したが、風力発電装置やマイクロ水力発電装置など他の発電装置を使用してもよい。いずれの発電装置も自然環境の変化により発電量が変化する発電装置である。

なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。

［項目１］
再生可能エネルギーを用いた発電装置（２ａ）から系統（５）への出力電流経路（４）に電流を放出または当該出力電流経路（４）から電流を吸収する蓄電システム（１）であって、
蓄電部（１０）と、
前記蓄電部（１０）から放電される直流電力を交流電力に変換して前記出力電流経路（４）に出力し、前記出力電流経路（４）から入力される交流電力を直流電力に変換して前記蓄電部（１０）に充電する電力変換部（２０）と、
前記出力電流経路（４）から前記系統（５）に出力される電力値の許容変動率（Ｒ）と、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値をもとに、前記系統（５）に出力される電力値の変動を前記許容変動率（Ｒ）以下に抑えるよう前記電力変換部（２０）を制御する制御部（３０）と、を備え、
前記制御部（３０）は、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値の変動が前記許容変動率（Ｒ）以下であっても、前記蓄電部（１０）のＳＯＣ（State Of Charge）に応じて決定される前記系統（５）に出力される電力値の制限範囲内において、前記電力変換部（２０）を制御して、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値が低下したとき前記蓄電部（１０）から放電させ、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値が上昇したとき前記蓄電部（１０）に充電させることを特徴とする蓄電システム（３）。
これによれば、蓄電部（１０）のサイズを小型化することができる。
［項目２］
前記蓄電部（１０）のＦＣＣ（Full Charge Capacity）は、前記発電装置（２ａ）の発電量のピーク値と、前記許容変動率（Ｒ）で前記発電装置（２ａ）の発電量をゼロからピーク値に変化させるに必要な時間を乗算した値を１／２にした値以上に設定されることを特徴とする項目１に記載の蓄電システム（３）。
これによれば、過充電および過放電を起こさない条件を満たした蓄電部（１０）のサイズとすることができる。
［項目３］
前記蓄電部（１０）のＦＣＣは、前記発電装置（２ａ）の発電量のピーク値と、前記許容変動率（Ｒ）で前記発電装置（２ａ）の発電量をゼロからピーク値に変化させるに必要な時間を乗算した値を１／２にした値に設定され、
前記制御部（３０）は、前記系統（５）に出力される電力値の目標値を、１００−｛１００×（１００−ＳＯＣ）｝^１／２〜（１００×ＳＯＣ）^１／２の範囲内で算出し、算出した目標値から、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値を減じた値を、前記電力変換部（２０）に設定することを特徴とする項目１に記載の蓄電システム（３）。
これによれば、過充電および過放電を起こさない最小容量の蓄電部（１０）で、平滑処理を運用することができる。
［項目４］
再生可能エネルギーを用いた発電装置（２ａ）から系統（５）への出力電流経路（４）と、蓄電部（１０）との間に接続される電力変換部（２０）を制御する制御装置（３０）であって、
前記出力電流経路（４）から前記系統（５）に出力される電力値の許容変動率（Ｒ）と、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値をもとに、前記系統（５）に出力される電力値の変動を前記許容変動率（Ｒ）以下に抑えるよう前記電力変換部（２０）を制御し、
前記発電装置（２ａ）から出力される電力値の変動が前記許容変動率（Ｒ）以下であっても、前記蓄電部（１０）のＳＯＣ（Stage Of Charge）に応じて決定される前記系統（５）に出力される電力値の制限範囲内において、前記電力変換部（２０）を制御して、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値が低下したとき前記蓄電部（１０）から放電させ、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値が上昇したとき前記蓄電部（１０）に充電させることを特徴とする制御装置（３０）。
前記フィルファクタ値を入力する入力部（３０）をさらに備えることを特徴とする項目２または３に記載の電力変換装置（２）。
これによれば、蓄電部（１０）のサイズを小型化することができる。
［項目５］
再生可能エネルギーを用いた発電装置（２ａ）から系統への出力電流経路（４）と、蓄電部（１０）との間に接続される電力変換部（２０）を制御する制御方法であって、
前記出力電流経路（４）から前記系統（５）に出力される電力値の許容変動率（Ｒ）と、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値をもとに、前記系統（５）に出力される電力値の変動を前記許容変動率（Ｒ）以下に抑えるよう前記電力変換部（２０）を制御し、
前記発電装置（２ａ）から出力される電力値の変動が前記許容変動率（Ｒ）以下であっても、前記蓄電部（１０）のＳＯＣ（Stage Of Charge）に応じて決定される前記系統（５）に出力される電力値の制限範囲内において、前記電力変換部（２０）を制御して、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値が低下したとき前記蓄電部（１０）から放電させ、前記発電装置（２ａ）から出力される電力値が上昇したとき前記蓄電部（１０）に充電させることを特徴とする制御方法。
これによれば、蓄電部（１０）のサイズを小型化することができる。

１ 発電システム、 ２ａ 太陽電池、 ２ｂ 電力変換部、 ２ｃ 電力検出部、 ３ 蓄電システム、 ４ 出力電流経路、 ５ 系統、 １０ 蓄電部、 １１ 蓄電池、 １２ 監視部、 ２０ 電力変換部、 ３０ 制御部、 ３１ 電力値取得部、 ３２ 系統出力目標値算出部、 ３３ 範囲制限部、 ３４ 減算部、 ３５ 前値保持部、 ３６ 監視データ取得部、 ３７ ＳＯＣ推定部、 ３８ 上下限値算出部。

Claims (5)

1. 再生可能エネルギーを用いた発電装置から系統への出力電流経路に電流を放出または当該出力電流経路から電流を吸収する蓄電システムであって、
   蓄電部と、
   前記蓄電部から放電される直流電力を交流電力に変換して前記出力電流経路に出力し、前記出力電流経路から入力される交流電力を直流電力に変換して前記蓄電部に充電する電力変換部と、
   前記出力電流経路から前記系統に出力される電力値の許容変動率と、前記発電装置から出力される電力値をもとに、前記系統に出力される電力値の変動を前記許容変動率以下に抑えるよう前記電力変換部を制御する制御部と、を備え、
   前記制御部は、前記発電装置から出力される電力値の変動が前記許容変動率以下であっても、前記蓄電部のＳＯＣ（State Of Charge）に応じて決定される前記系統に出力される電力値の制限範囲内において、前記電力変換部を制御して、前記発電装置から出力される電力値が低下したとき前記蓄電部から放電させ、前記発電装置から出力される電力値が上昇したとき前記蓄電部に充電させることを特徴とする蓄電システム。
2. 前記蓄電部のＦＣＣ（Full Charge Capacity）は、前記発電装置の発電量のピーク値と、前記許容変動率で前記発電装置の発電量をゼロからピーク値に変化させるに必要な時間を乗算した値を１／２にした値以上に設定されることを特徴とする請求項１に記載の蓄電システム。
3. 前記蓄電部のＦＣＣは、前記発電装置の発電量のピーク値と、前記許容変動率で前記発電装置の発電量をゼロからピーク値に変化させるに必要な時間を乗算した値を１／２にした値に設定され、
   前記制御部は、前記系統に出力される電力値の目標値を、１００−｛１００×（１００−ＳＯＣ）｝^１／２〜（１００×ＳＯＣ）^１／２の範囲内で算出し、算出した目標値から、前記発電装置から出力される電力値を減じた値を、前記電力変換部に設定することを特徴とする請求項１に記載の蓄電システム。
4. 再生可能エネルギーを用いた発電装置から系統への出力電流経路と、蓄電部との間に接続される電力変換部を制御する制御装置であって、
   前記出力電流経路から前記系統に出力される電力値の許容変動率と、前記発電装置から出力される電力値をもとに、前記系統に出力される電力値の変動を前記許容変動率以下に抑えるよう前記電力変換部を制御し、
   前記発電装置から出力される電力値の変動が前記許容変動率以下であっても、前記蓄電部のＳＯＣ（Stage Of Charge）に応じて決定される前記系統に出力される電力値の制限範囲内において、前記電力変換部を制御して、前記発電装置から出力される電力値が低下したとき前記蓄電部から放電させ、前記発電装置から出力される電力値が上昇したとき前記蓄電部に充電させることを特徴とする制御装置。
5. 再生可能エネルギーを用いた発電装置から系統への出力電流経路と、蓄電部との間に接続される電力変換部を制御する制御方法であって、
   前記出力電流経路から前記系統に出力される電力値の許容変動率と、前記発電装置から出力される電力値をもとに、前記系統に出力される電力値の変動を前記許容変動率以下に抑えるよう前記電力変換部を制御し、
   前記発電装置から出力される電力値の変動が前記許容変動率以下であっても、前記蓄電部のＳＯＣ（Stage Of Charge）に応じて決定される前記系統に出力される電力値の制限範囲内において、前記電力変換部を制御して、前記発電装置から出力される電力値が低下したとき前記蓄電部から放電させ、前記発電装置から出力される電力値が上昇したとき前記蓄電部に充電させることを特徴とする制御方法。

Images