JP2017169396A

JP2017169396A - 蓄電池システム

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Publication number: JP2017169396A
Application number: JP2016053903A
Authority: JP
Inventors: 和政中井; Kazumasa Nakai
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2016-03-17
Filing date: 2016-03-17
Publication date: 2017-09-21

Abstract

【課題】電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止が容易で、発電量が不安定な直流電源からの電力供給の安定化を図れる蓄電池システムを得ること。【解決手段】蓄電池システム２０は、太陽光発電パネル１から供給される直流電力を第１の直流基準電圧の直流電力に変換する第１の電力変換部２と、第１の直流基準電圧の直流電力と商用系統８の交流電力とを双方向で変換する第２の電力変換部３と、第１の直流基準電圧の直流電力がアノード１４に入力され、カソード１５から第２の直流基準電圧の直流電力を出力するダイオード４と、第２の直流基準電圧の直流電力と蓄電池７の充放電電圧の直流電力とを双方向で変換する第３の電力変換部５と、第２の直流基準電圧の直流電力を交流電力に変換する第４の電力変換部６と、第２の電力変換部３と商用系統８との間に設けられた開閉器１０と、第４の電力変換部６と負荷１２との間に設けられた開閉器１１とを有する。【選択図】図１

Description

本発明は、売電可能な電力を供給する直流電源と蓄電池とに接続される蓄電池システムに関する。

ＣＯ_２排出量の削減及び電力の地産地消を実現するために、自然再生エネルギーの普及が望まれており、自然再生エネルギーによって発電された電力の買い取りを電力会社に義務付ける制度が導入されている。一方、発電量が天候に左右される太陽光発電が急速に普及したことに伴って、太陽光発電による電力が電力会社の商用系統の電圧の不安定さを招いている。この結果、太陽光発電には、年間最大３６０時間の出力抑制が義務付けられることになっている。

このような現状を改善するために、太陽光発電システムは、蓄電池システムとの組み合わせが推奨されており、天候に左右される太陽光発電電力を安定化させ、又は太陽光発電の出力抑制が適用された場合、発電した電力を蓄電池に充電するなどの無駄のない電力活用が考えられている。

特許文献１に開示される発明は、蓄電池からの放電電力を、ダイオードを介して太陽光発電電力に補完して電力安定を図っている。

ところで、電力会社から安価な夜間電力で充電し、昼間に放電して売電すると、価格差によって利益が生じることになってしまう。このため、発電できない蓄電池に充電された電力を商用系統に売電することは禁止されている。

また、電力会社に買い取りが義務付けられている自然再生エネルギーには、太陽光発電、風力発電、バイオマス発電といったものがあるが、ガス会社が提唱する燃料電池発電は、発電量の少なさもあり、単体での買い取り対象になっていない。電力会社で買い取りできない電力は、負荷へ優先的に供給される。

特開平１０−２３６７１号公報

特許文献１に開示される発明は、太陽光発電電圧と蓄電池が持つ放電電圧とが整合しない場合、太陽光発電の安定性改善ができない。蓄電池の電圧は、その都度充電率により変化するため、蓄電池の電圧が太陽光発電電圧を上回る場合には、太陽光発電セルに逆耐電圧がかかるため、蓄電池の満充電電圧に制限がかかる。また、蓄電池の電圧が太陽光発電電圧を下回った場合、太陽光発電の不安定性の改善に寄与しない。

特許文献１に開示される発明は、太陽光発電電力と商用系統とがつながる蓄電池システムにおいて、蓄電池の放電電力といった電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止制御に手間がかかる。また、太陽光発電の出力抑制時の電力活用、及び自然環境に左右され発電量が不安定な太陽光発電の安定化を総合的に管理及び制御するシステムが求められている。

発電量が不安定となる現象は、太陽光発電システムに限らず他の方式の直流電源においても同様の現象が発生する。例えば、風力発電による直流電源でも、発電量は自然環境に左右され不安定である。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止が容易で、発電量が不安定な直流電源からの電力供給の安定化を図れる蓄電池システムを得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、売電可能な電力を供給する第１の直流電源と、交流系統と、売電不可能な電力を供給する蓄電池と、電力供給対象である負荷とに接続される蓄電池システムであって、第１の直流電源から供給される直流電力を第１の直流基準電圧の直流電力に変換する第１の電力変換部と、第１の直流基準電圧の直流電力と交流系統の交流電力とを双方向で変換する第２の電力変換部とを有する。本発明は、第１の直流基準電圧の直流電力がアノードに入力され、カソードから第２の直流基準電圧の直流電力を出力するダイオードと、第２の直流基準電圧の直流電力と蓄電池の充放電電圧の直流電力とを双方向で変換する第３の電力変換部と、第２の直流基準電圧の直流電力を交流電力に変換する第４の電力変換部と、第２の電力変換部と交流系統との間に設けられた第１の開閉器と、第４の電力変換部と負荷との間に設けられた第２の開閉器と、第１の電力変換部、第２の電力変換部、第３の電力変換部、第４の電力変換部、第１の開閉器及び第２の開閉器を制御する制御部とを有する。

本発明によれば、電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止が容易で、発電量が不安定な直流電源からの電力供給の安定化を図れる蓄電池システムを得られるという効果を奏する。

本発明の実施の形態１に係る蓄電池システムの構成を示す図実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図実施の形態１に係る蓄電池システムが商用系統から切り離された状態を示す図本発明の実施の形態２に係る蓄電池システムの構成を示す図実施の形態２に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図本発明の実施の形態３に係る蓄電池システムの構成を示す図本発明の実施の形態４に係る蓄電池システムの構成を示す図

以下に、本発明の実施の形態に係る蓄電池システムを図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。

実施の形態１．
図１は、本発明の実施の形態１に係る蓄電池システムの構成を示す図である。蓄電池システム２０は、売電可能な直流電力を供給する第１の直流電源である太陽光発電パネル１、売電不可能な直流電力を供給する蓄電池７、交流系統である商用系統８及び電力供給対象である負荷１２に接続される。

蓄電池システム２０は、太陽光発電パネル１で発電された直流電力を第１の直流基準電圧の電力に変換する第１の電力変換部２と、第１の直流基準電圧の直流電力と商用系統８の交流電力とを双方向で変換する第２の電力変換部３と、第１の直流基準電圧の直流電力がアノード１４に入力され、カソード１５から第２の直流基準電圧の直流電力を出力するダイオード４と、第２の直流基準電圧の電力と蓄電池７の充放電電圧の直流電力とを双方向で変換する第３の電力変換部５と、第２の直流基準電圧の直流電力を交流電力に変換する第４の電力変換部６と、第２の電力変換部３と商用系統８との間に設けられた第１の開閉器である開閉器１０と、第４の電力変換部６と負荷１２の間に設けられた第２の開閉器である開閉器１１と、第１の電力変換部２、第２の電力変換部３、第３の電力変換部５、第４の電力変換部６、第１の開閉器１０及び第２の開閉器１１を制御する制御部であるマイクロコントローラ１３とを有する。

第１の電力変換部２及び第２電力変換部３は、ダイオード４のアノード１４側に接続されている。第３の電力変換部５及び第４の電力変換部６は、ダイオード４のカソード１５側に接続されている。

蓄電池システム２０は、通常は系統連係運転をしており、商用系統８から供給される電力と、太陽光発電パネル１及び蓄電池７から供給される電力とを負荷１２に供給する。停電時には、蓄電池システム２０は、太陽光発電パネル１及び蓄電池７を商用系統８から切り離した状態の自立運転を行う。

太陽光発電パネル１は、太陽光エネルギーを直流電流に変換して直流電力を発生させる。太陽光発電パネル１は、パネル数により異なるが、４５０Ｖ以下の直流電圧の電力を発生させる。

蓄電池７は、高密度にエネルギーを蓄積可能な二次電池であり、リチウムイオン電池が例示される。蓄電池セルの集合体は蓄電池モジュールと称され、蓄電池７は、蓄電池モジュールの接続方法により直流電圧及び一度に放電できるエネルギー量が異なる。蓄電池システム２０に接続される蓄電池７の直流電圧は、１００Ｖ程度から３００Ｖ程度までの間であることが一般的である。蓄電池７が供給する直流電力は、売電不可能な電力である。

太陽光発電パネル１から供給される直流電力は、第１の電力変換部２によって第１の直流基準電圧の直流電力に変換される。したがって、ダイオード４のアノード１４での電圧は第１の直流基準電圧となっている。第１の直流基準電圧を基準に、第２の電力変換部３で直流電力から交流電力に変換される。ここで、第１の直流基準電圧は、第２の電力変換部３により商用系統８の交流電圧に合致した交流電力を作る基準となる。

第４の電力変換部６は、ダイオード４のカソード１５と負荷１２との間に設置されている。第４の電力変換部６は、第２の直流基準電圧の直流電力を負荷１２に供給する交流電力へ変換可能である。

第２の直流基準電圧は、第４の電力変換部６で直流電力を負荷１２に合致した交流電力に変換する基準となる。

蓄電池７は、蓄電池７の充放電時の電圧に適した直流電圧を要するため、ダイオード４のカソード１５と蓄電池７との間に第３の電力変換部５を備える。第３の電力変換部５は、第２の直流基準電圧の直流電力と蓄電池７の充放電電圧の直流電力との電圧変換をする。

マイクロコントローラ１３は、第１の直流基準電圧及び第２の直流基準電圧がそれぞれ常に一定に保つように第１の電力変換部２、第２の電力変換部３、第３の電力変換部５及び第４の電力変換部６を制御する。なお、マイクロコントローラ１３は、第１の直流基準電圧及び第２の直流基準電圧を完全に一定に保つ必要はなく、設定された上限及び下限の間の電圧値となるように第１の電力変換部２、第２の電力変換部３、第３の電力変換部５及び第４の電力変換部６を制御してもよい。

蓄電池システム２０は、開閉器１０，１１を開くことにより、商用系統８及び負荷１２と切り離すことができる。系統連係運転時には、マイクロコントローラ１３は、開閉器１０，１１を閉じる。

図２は、実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、商用系統８から蓄電池７及び負荷１２に電力が供給される場合を示している。商用系統８は交流電力であり、第２の電力変換部３により交流電力から直流電力へ変換され、第１の直流基準電圧の直流電力とされる。ダイオード４は、商用系統８への逆潮流防止を兼ね、第１の直流基準電圧の電力を第２の直流基準電圧の電力に変換する。マイクロコントローラ１３は、蓄電池７の充放電に適した直流電圧に合致させるため、第３の電力変換部５により第２の直流基準電圧の電力を電圧変換するとともに、蓄電池７に流れる電流量も制御する。また、負荷１２に電力供給する場合、第４の電力変換部６は、第２の直流基準電圧の直流電力を負荷１２に適した交流電力へ変換する。

図３は、実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、太陽光発電パネル１から商用系統８、蓄電池７及び負荷１２に電力を供給する場合を示している。太陽光発電パネル１で発電された直流電力は、第１の電力変換部２により第１の直流基準電圧の直流電力に変換され、第２の電力変換部３を通じて商用系統８に逆潮流可能である。

マイクロコントローラ１３は、第３の電力変換部５により第２の直流基準電圧の直流電力から蓄電池７の充放電に適した直流電力に変換するとともに、蓄電池７に流れる電流量も制御する。また、負荷１２に電力供給する場合、第４の電力変換部６は、ダイオード４のカソード１５側の第２の直流基準電圧の直流電力を負荷１２に適した交流電力へ変換する。

図４は、実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、蓄電池７の放電電力を負荷１２のみに供給する場合を示している。第３の電力変換部５は、蓄電池７の放電電圧の直流電力を第２の直流基準電圧の直流電力に変換する。第２の直流基準電圧の直流電力は、第４の電力変換部６により負荷１２に適した交流電力に変換される。

図５は、実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、商用系統８及び蓄電池７から負荷１２に電力を供給する場合を示している。商用系統８から負荷１２に電力を供給する動作は、図２に基づいて説明した動作と同じであり、蓄電池７の放電電力を負荷１２に供給する動作は、図４に基づいて説明した動作と同じである。商用系統８からの電力と蓄電池７からの電力は、ダイオード４のカソード１５側で合成されるため、マイクロコントローラ１３は、第２の直流基準電圧が一定となるように、第２の電力変換部３及び第３の電力変換部５を制御する。

図６は、実施の形態１に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、商用系統８、太陽光発電パネル１及び蓄電池７から負荷１２に電力を供給する場合を示している。商用系統８から負荷１２に電力を供給する動作は、図２に基づいて説明した動作と同じであり、太陽光発電パネル１から負荷１２へ電力を供給する動作は、図３に基づいて説明した動作と同じであり、蓄電池７の放電電力を負荷１２に供給する動作は、図４に基づいて説明した動作と同じである。マイクロコントローラ１３は、第１の直流基準電圧及び第２の直流基準電圧が一定となるように、第１の電力変換部２、第２の電力変換部３、第３の電力変換部５及び第４の電力変換部６を制御する。

図７は、実施の形態１に係る蓄電池システムが商用系統から切り離された状態を示す図である。蓄電池システム２０が商用系統８から切り離されている場合、太陽光発電パネル１から蓄電池７及び負荷１２に電力を供給するか、太陽光発電パネル１及び蓄電池７から負荷１２に電力を供給するか、蓄電池７から負荷１２に電力を供給するかの３通りの動作のいずれかを行う。太陽光発電パネル１から蓄電池７及び負荷１２へ電力を供給する動作は、図３に基づいて説明した動作と同じであり、蓄電池７の放電電力を負荷１２に供給する動作は、図４に基づいて説明した動作と同じである。

実施の形態１では、蓄電池７から電力を供給できるのは負荷１２のみであり、ダイオード４は蓄電池７の放電電力が商用系統８に逆潮流することを防止している。また、太陽光発電パネル１の電力は、太陽光発電の出力制御が発動された場合でも、動作を切り替えることなく、蓄電池７に充電し、負荷１２に電力供給可能である。また、商用系統８の変動に対しては、第１の直流基準電圧が一定となるように、負荷１２の変動に対しては、第２の直流基準電圧が一定となるように、第１の電力変換部２、第２の電力変換部３、第３の電力変換部５及び第４の電力変換部６をマイクロコントローラ１３が制御する。

上記の説明において、売電可能な電力を供給する第１の直流電源には太陽光発電パネル１を例示したが、これに限定されない。売電可能な電力を供給する第１の直流電源の他の例には風力発電システムを例示できる。

また、上記の説明においては、逆潮流防止のためにダイオードを用いているが、逆潮流防止の機能があるトランジスタ、電界効果トランジスタ（ＦｉｅｌｄＥｆｆｅｃｔＴｒａｎｓｉｓｔｏｒ：ＦＥＴ）又は半導体集積回路を用いてもよい。

実施の形態１に係る蓄電池システム２０は、ダイオード４を設け、第２の直流基準電圧の直流電力を負荷１２に適した電圧の直流電力に変換する第４の電力変換部６を有するため、電力会社が買い取れない蓄電池７からの電力の逆潮流防止が容易であり、かつ発電量が不安定な太陽光発電パネル１からの電力供給の安定化を図れる。また、実施の形態１に係る蓄電池システム２０は、系統運転と自立運転との切り替えを行う必要がない。

実施の形態２．
図８は、本発明の実施の形態２に係る蓄電池システムの構成を示す図である。商用系統８が接続される端子８ａと負荷１２が接続される端子１２ａとの間にバイパススイッチ９が設けられている点で実施の形態１と相違している。マイクロコントローラ１３は、蓄電池システム２０を商用系統８及び負荷１２から切り離す際に、開閉器１０，１１を開くとともに、バイパススイッチ９を閉じる。

図９は、実施の形態２に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、蓄電池システム２０を商用系統８及び負荷１２から切り離した状態を示している。実施の形態１では、故障又はメンテナンスにより商用系統８及び負荷１２から蓄電池システム２０を切り離す必要が生じた場合、第２の電力変換部３、第４の電力変換部６及びマイクロコントローラ１３への電力供給も停止するため、商用系統８の電力を負荷１２に供給できなかった。実施の形態２では、バイパススイッチ９を閉じることで、第２の電力変換部３、第４の電力変換部６及びマイクロコントローラ１３への電力供給が停止しても、商用系統８の電力を負荷１２に供給できる。

この他については実施の形態１と同様である。

実施の形態３．
図１０は、本発明の実施の形態３に係る蓄電池システムの構成を示す図である。第２の直流電源１６から供給される売電可能な直流電力を第１の直流基準電圧の直流電力に変換する第５の電力変換部１７と、第３の直流電源１８から供給される売電不可能な直流電力を第２の直流基準電圧の直流電力に変換する第６の電力変換部１９とを有する。第５の電力変換部１７の出力側は、ダイオード４のアノード１４に接続されている。第６の電力変換部１９の出力電力及び第３の電力変換部５の出力電力は、第４の電力変換部６に入力される。

太陽光発電パネル１及び第２の直流電源１６は、売電可能な直流電力を供給する売電可能電力グループ３０を構成している。蓄電池７及び第３の直流電源１８は、売電不可能な直流電力を供給する売電不可能電力グループ４０を構成している。売電不可能な電力を供給する第３の直流電源１８には、ＳＯＦＣ（Solid Oxide Fuel Cell）とも称される燃料電池を含む燃料電池発電システム及びガス燃料により発電するガス発電機システムを例示できるが、これらに限定されない。

実施の形態３に係る蓄電池システムは、売電可能電力グループ３０によって供給された直流電力の電圧を第１の直流基準電圧に変換し、売電不可能電力グループ４０によって供給された直流電力の電圧を第２の直流基準電圧に変換する。したがって、実施の形態１と同様に、電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止が容易であり、かつ発電量が不安定な太陽光発電パネル１からの電力供給の安定化を図れる。

実施の形態４．
図１１は、本発明の実施の形態４に係る蓄電池システムの構成を示す図である。商用系統８に通じる配線と負荷１２に通じる配線との間にバイパススイッチ９が設けられている点で実施の形態３と相違している。蓄電池システム２０は、商用系統８及び負荷１２から切り離された場合、又はマイクロコントローラ１３への電力供給が停止した場合には、開閉器１０，１１を開くとともに、バイパススイッチ９を閉じる。

実施の形態４では、バイパススイッチ９を閉じることで、第２の電力変換部３、第４の電力変換部６及びマイクロコントローラ１３への電力供給が停止しても、商用系統８の電力を負荷１２に供給できる。

この他については実施の形態３と同様である。

以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

１太陽光発電パネル、２第１の電力変換部、３第２の電力変換部、４ダイオード、５第３の電力変換部、６第４の電力変換部、７蓄電池、８商用系統、８ａ，１２ａ端子、９バイパススイッチ、１０，１１開閉器、１２負荷、１３マイクロコントローラ、１４アノード、１５カソード、１６第２の直流電源、１７第５の電力変換部、１８第３の直流電源、１９第６の電力変換部、２０蓄電池システム、３０売電可能電力グループ、４０売電不可能電力グループ。

Claims

売電可能な直流電力を供給する第１の直流電源と、交流系統と、売電不可能な直流電力を供給する蓄電池と、電力供給対象である負荷とに接続される蓄電池システムであって、
前記第１の直流電源から供給される直流電力を第１の直流基準電圧の直流電力に変換する第１の電力変換部と、
前記第１の直流基準電圧の直流電力と前記交流系統の交流電力とを双方向で変換する第２の電力変換部と、
前記第１の直流基準電圧の直流電力がアノードに入力され、カソードから第２の直流基準電圧の直流電力を出力するダイオードと、
前記第２の直流基準電圧の直流電力と前記蓄電池の充放電電圧の直流電力とを双方向で変換する第３の電力変換部と、
前記第２の直流基準電圧の直流電力を交流電力に変換する第４の電力変換部と、
前記第２の電力変換部と前記交流系統との間に設けられた第１の開閉器と、
前記第４の電力変換部と前記負荷との間に設けられた第２の開閉器と、
前記第１の電力変換部、前記第２の電力変換部、前記第３の電力変換部、前記第４の電力変換部、前記第１の開閉器及び前記第２の開閉器を制御する制御部とを有することを特徴とする蓄電池システム。
前記交流系統が接続される端子と前記負荷が接続される端子との間に、給電停止時に閉じるバイパススイッチを備えることを特徴とする請求項１に記載の蓄電池システム。
前記交流系統に売電可能な第２の直流電源から供給される直流電力を前記第１の直流基準電圧の直流電力に変換する第５の電力変換部と、
前記交流系統に売電不可能な第３の直流電源から供給される直流電力を前記第２の直流基準電圧の直流電力に変換する第６の電力変換部とを有し、
前記第５の電力変換部の出力側と前記ダイオードのアノードとが接続され、
前記第６の電力変換部が出力する直流電力及び前記第３の電力変換部が出力する直流電力は、前記第４の電力変換部に入力されることを特徴とする請求項１又は２に記載の蓄電池システム。
前記制御部は、前記第１の直流基準電圧と前記第２の直流基準電圧とが設定範囲内に収まるように前記第１の電力変換部、前記第２の電力変換部、前記第３の電力変換部、前記第４の電力変換部、前記第５の電力変換部及び前記第６の電力変換部を制御することを特徴とする請求項３に記載の蓄電池システム。