JP2020202064A - 電源システム、電源システムの制御装置、および電源システムの制御方法 - Google Patents
電源システム、電源システムの制御装置、および電源システムの制御方法 Download PDFInfo
- Publication number
- JP2020202064A JP2020202064A JP2019107272A JP2019107272A JP2020202064A JP 2020202064 A JP2020202064 A JP 2020202064A JP 2019107272 A JP2019107272 A JP 2019107272A JP 2019107272 A JP2019107272 A JP 2019107272A JP 2020202064 A JP2020202064 A JP 2020202064A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- current
- voltage
- fuel cell
- controlled fuel
- cell system
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 7
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 112
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 71
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 25
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 11
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/50—Fuel cells
Landscapes
- Fuel Cell (AREA)
Abstract
【課題】燃料電池システムの発電停止を低減することが可能な電源システムを提供する。【解決手段】一の実施形態によれば、電源システムは、共通の負荷に接続可能な、電圧制御の燃料電池システムおよび電流制御の燃料電池システムと、電圧制御の燃料電池システムから出力される第1電流および第1電圧と、電流制御の燃料電池システムから出力される第2電流および第2電圧と、負荷に供給される第3電流および第3電圧の少なくともいずれかを計測する1つ以上の計測器とを備える。電源システムはさらに、計測器により計測された第1電流、第1電圧、第2電流、第2電圧、第3電流、および第3電圧の少なくともいずれかに基づいて、電流制御の燃料電池システムを制御する制御装置を備え、制御装置は、電圧制御の燃料電池システムの発電出力がその定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、電流制御の燃料電池システムを制御する。【選択図】図1
Description
本発明の実施形態は、電源システム、電源システムの制御装置、および電源システムの制御方法に関する。
複数の燃料電池システムを備える電源システムとして、電圧制御の燃料電池システム(マスター機)が自立運転を行い、電流制御の燃料電池システム(スレーブ機)が系統連系運転を行う方式のシステムが知られている。この電源システムは、これらの燃料電池システム間で負荷分担しながら自立負荷への電力供給を行う。このように複数の発電システムで特定の負荷に電力を供給する電源システムを、自立運転負荷分担(ロードシェア)システムと呼ぶ。
一般的な商用電力系統でも、電圧源となる発電機に対し、複数台の発電機が連系運転を行っている。この場合、負荷量に対して発電機出力が不足すると、電力の需給バランスが崩れ、電力系統の全停電(ブラックアウト)が発生することがある。そのため、負荷変化に対していかに早く負荷追従させるかということが、自立運転状態におけるロードシェアシステムに求められる。
本発明の実施形態にかかわる電源システムは、各燃料電池システムが高効率の状態で運転するように、電圧制御の燃料電池システムの発電出力と、電流制御の燃料電池システムの発電出力とを制御する。しかし、自立運転状態で急激な負荷変化が発生し、電源システムの負荷が、負荷変化に最初に追従する電圧制御の燃料電池システムの負荷変動範囲を超えると、電圧制御の燃料電池システムは、過負荷状態または無負荷状態により発電を継続することができなくなる場合がある。その結果、電圧制御の燃料電池システムは発電を停止し、これにより、電流制御の燃料電池システムも系統異常を検出し発電を停止する。このような事態の発生を低減することが望ましい。
そこで、本発明の実施形態が解決しようとする課題は、燃料電池システムの発電停止を低減することが可能な電源システム、電源システムの制御装置、および電源システムの制御方法を提供することである。
一の実施形態によれば、電源システムは、共通の負荷に接続可能な、電圧制御の燃料電池システムおよび電流制御の燃料電池システムを備える。前記電源システムはさらに、前記電圧制御の燃料電池システムから出力される第1電流および第1電圧と、前記電流制御の燃料電池システムから出力される第2電流および第2電圧と、前記負荷に供給される第3電流および第3電圧の少なくともいずれかを計測する1つ以上の計測器を備える。前記電源システムはさらに、前記計測器により計測された前記第1電流、前記第1電圧、前記第2電流、前記第2電圧、前記第3電流、および前記第3電圧の少なくともいずれかに基づいて、前記電流制御の燃料電池システムを制御する制御装置を備える。さらに、前記制御装置は、前記電圧制御の燃料電池システムの発電出力が、前記電圧制御の燃料電池システムの定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、前記電流制御の燃料電池システムを制御する。
以下、本発明の実施形態を、図面を参照して説明する。図1〜図4において、同一または類似の構成には同一の符号を付し、重複する説明は省略する。
(第1実施形態)
図1は、第1実施形態の電源システムの構成を示す模式図である。
図1は、第1実施形態の電源システムの構成を示す模式図である。
図1の電源システムは、電圧制御の燃料電池システムであるマスター機1と、電流制御の燃料電池システムであるスレーブ機2と、スレーブ電流計測器3と、スレーブ電圧計測器4と、負荷電流計測器5と、負荷電圧計測器6と、受信部7a、算出部7b、および制御部7cを含むEMS(Energy Management System)7とを備えている。スレーブ電流計測器3、スレーブ電圧計測器4、負荷電流計測器5、および負荷電圧計測器6は、1つ以上の計測器の例である。EMS7は、制御装置の例である。
マスター機1とスレーブ機2は共通の負荷11に接続可能である。図1では、マスター機1の出力部のラインと、スレーブ機2の出力部のラインが、負荷11の入力部のラインに接続されている。マスター機1とスレーブ機2の各々は、負荷11に電力を供給することができる。
マスター機1は、電圧制御を行い自立運転が可能な燃料電池システムである。マスター機1は、電圧値が一定値となる電力を出力する。スレーブ機2は、電流制御を行い系統連系運転が可能な燃料電池システムである。スレーブ機2は、電流値が一定値となる電力を出力する。なお、図1の電源システムは、1台のスレーブ機2を備えているが、2台以上のスレーブ機2を備えていてもよい。
スレーブ電流計測器3は、スレーブ機2から出力される電流(以下、スレーブ電流と呼ぶ)を計測し、スレーブ電流の計測結果を示す信号をEMS7に出力する。スレーブ電圧計測器4は、スレーブ機2から出力される電圧(以下、スレーブ電圧と呼ぶ)を計測し、スレーブ電圧の計測結果を示す信号をEMS7に出力する。本実施形態のスレーブ電流計測器3とスレーブ電圧計測器4はそれぞれ、スレーブ機2の出力部のライン上でスレーブ電流とスレーブ電圧とを計測する。スレーブ電流は第2電流の例であり、スレーブ電圧は第2電圧の例である。
負荷電流計測器5は、負荷11に供給される電流(以下、負荷電流と呼ぶ)を計測し、負荷電流の計測結果を示す信号をEMS7に出力する。負荷電圧計測器6は、負荷11に供給される電圧(以下、負荷電圧と呼ぶ)を計測し、負荷電圧の計測結果を示す信号をEMS7に出力する。本実施形態の負荷電流計測器5と負荷電圧計測器6はそれぞれ、負荷11の入力部のライン上で負荷電流と負荷電圧とを計測する。スレーブ電流は第3電流の例であり、スレーブ電圧は第3電圧の例である。
なお、図1の電源システムは、スレーブ電流計測器3または負荷電流計測器5の代わりにマスター電流計測器を備えると共に、スレーブ電圧計測器4または負荷電圧計測器6の代わりにマスター電圧計測器を備えていてもよい。マスター電流計測器は、マスター機1から出力される電流(以下、マスター電流と呼ぶ)を計測し、マスター電流の計測結果を示す信号をEMS7に出力する。マスター電圧計測器は、マスター機1から出力される電圧(以下、マスター電圧と呼ぶ)を計測し、マスター電圧の計測結果を示す信号をEMS7に出力する。マスター電流計測器とマスター電圧計測器はそれぞれ、例えばマスター機1の出力部のライン上でマスター電流とマスター電圧とを計測する。マスター電流は第1電流の例であり、マスター電圧は第1電圧の例である。
以下、スレーブ電流、スレーブ電圧、負荷電流、および負荷電圧の計測結果の使用法を種々説明するが、これらの使用法はマスター電流およびマスター電圧の計測結果にも適用可能である。
EMS7は、図1の電源システムの種々の動作を制御する装置である。ただし、EMS7は、スレーブ機2を直接制御することはできるが、マスター機1を直接制御することはできない。本実施形態のEMS7は、スレーブ機2の動作を制御することで、マスター機1の動作を間接的に制御する。このような間接制御の詳細については後述する。
受信部7aは、スレーブ電流計測器3、スレーブ電圧計測器4、負荷電流計測器5、および負荷電圧計測器6から出力された上述の信号を受信する。こうして、受信部7aは、スレーブ電流、スレーブ電圧、負荷電流、および負荷電圧の計測結果を取得することができる。
算出部7bは、受信部7aにより受信されたスレーブ電流とスレーブ電圧とを用いてスレーブ電力を算出し、受信部7aにより受信された負荷電流と負荷電圧とを用いて負荷電力を算出する。スレーブ電力は、スレーブ機2から出力される電力であり、スレーブ電流とスレーブ電圧との積で与えられる。負荷電力は、負荷11に供給される電力であり、負荷電流と負荷電圧との積で与えられる。なお、受信部7aがマスター電流とマスター電圧とを受信する場合には、算出部7bは、マスター機1から出力されるマスター電力(マスター電流とマスター電圧との積)を算出する。マスター電力、スレーブ電力、負荷電力はそれぞれ、第1電力、第2電力、第3電力の例である。マスター電力、スレーブ電力、負荷電力はそれぞれ、マスター機1の発電出力、スレーブ機2の発電出力、負荷11のトータル負荷量の計算値に相当する。
制御部7cは、算出部7bにより算出されたスレーブ電力と負荷電力とに基づいて、スレーブ機2の動作を制御する。具体的には、制御部7cは、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、スレーブ機2の動作を制御する。このように、制御部7cは、スレーブ機2の動作を制御することで、マスター機1の動作を間接的に制御する。
本実施形態の制御部7cは、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の40%〜60%の範囲内の一定値に調整されるように、スレーブ機2の動作を制御する。この一定値は、上記の定格発電出力の40%〜60%の範囲内であればどのような値でもよいが、本実施形態では上記の定格発電出力の50%である。よって、本実施形態の制御部7cは、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の50%に調整されるように、スレーブ機2の動作を制御する。そのため、マスター機1の発電出力はほぼ常に50%に維持され、マスター機1の発電出力が50%から増加または減少すると、制御部7cは、マスター機1の発電出力を50%に戻すようにスレーブ機2を制御する。
図2は、第1実施形態の電源システムの動作を説明するためのグラフである。
図2(a)は、マスター機1の発電出力(負荷分担量)の時間変化を示している。図2(b)は、スレーブ機2の発電出力(負荷分担量)の時間変化を示している。図2(c)は、負荷11のトータル負荷量の時間変化を示している。
図2(c)に示すように、時刻t1にトータル負荷量が急激に増加している。この場合、図1の電源システムでは、スレーブ機2ではなくマスター機1が最初にこの負荷変化に追従する。理由は、マスター機1は、EMS7に制御されて動作するのではなく自立運転を行うからであり、負荷変化に素早く追従できるからである。
時刻t1において、マスター機1は負荷変化に素早く追従し、マスター機1の発電出力がその定格発電出力の100%まで増加している(図2(a))。一方、スレーブ機2は、マスター機1の発電出力を50%に戻すようにEMS7により制御される。具体的には、スレーブ機2の発電出力が時刻t2から増加していく(図2(b))。その結果、時刻t3でマスター機1の発電出力は100%から50%に減少する(図2(a))。
その後、時刻t4にトータル負荷量が急激に減少している(図2(c))。マスター機1はこの負荷変化に素早く追従し、マスター機1の発電出力がその定格発電出力の0%まで減少している(図2(a))。一方、スレーブ機2は、マスター機1の発電出力を50%に戻すようにEMS7により制御される。具体的には、スレーブ機2の発電出力が時刻t5から減少していく(図2(b))。その結果、時刻t6でマスター機1の発電出力は0%から50%に増加する(図2(a))。
よって、本実施形態によれば、マスター機1の発電出力をほぼ常に50%に維持することが可能となる。理由は、マスター機1の発電出力が50%から増加または減少すると、EMS7が、マスター機1の発電出力を50%に戻すようにスレーブ機2を制御するからである。
なお、トータル負荷量が急激に増加した場合には、負荷電圧は低下し、負荷電流は増加する。この場合、マスター機1は、マスター電圧を一定値に維持するために、マスター機1の発電出力を増加させる。図2(a)の時刻t1の変化は、この動作を示している。
また、トータル負荷量が急激に減少した場合には、負荷電圧は上昇し、負荷電流は減少する。この場合、マスター機1は、マスター電圧を一定値に維持するために、マスター機1の発電出力を減少させる。図2(a)の時刻t4の変化は、この動作を示している。
以下、このような制御の利点について説明する。
図1の電源システムにおいて、マスター機1の発電出力が100%付近に長時間維持されることは望ましくない。理由は、トータル負荷量がさらに増加したときに、マスター機1がこの負荷変化に追従できなくなるし、スレーブ機2はマスター機1ほど素早くこの負荷変化に追従できないからである。同様に、マスター機1の発電出力が0%付近に長時間維持されることは望ましくない。トータル負荷量がマスター機1の負荷変動範囲を超えると、マスター機1は、過負荷状態または無負荷状態により発電を継続することができなくなる場合がある。その結果、マスター機1は発電を停止し、これにより、スレーブ機2も系統異常を検出し発電を停止する。このような事態の発生は低減することが望ましい。
そこで、本実施形態のEMS7は、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の50%に調整されるように、スレーブ機2の動作を制御する。これにより、マスター機1の発電出力が100%付近や0%付近に長時間維持されることを回避することが可能となる。また、50%という値は、0%からも100%からも遠いことから、マスター機1の発電出力が100%や0%に達する可能性を低減することが可能となる。よって、本実施形態によれば、マスター機1およびスレーブ機2の発電停止を低減することが可能となる。
以下、再び図1を参照し、EMS7の制御部7cの動作のさらなる詳細を説明する。
上述のように、制御部7cは、算出部7bにより算出されたスレーブ電力と負荷電力とに基づいて、スレーブ機2の動作を制御する。具体的には、制御部7cは、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の50%に調整されるように、スレーブ機2の動作を制御する。この制御は、例えば以下のように行われる。
制御部7cは、トータル負荷量(負荷電力)と、マスター機1の定格発電出力の50%とを比較する。そして、トータル負荷量が定格発電出力の50%よりも大きい場合には、制御部7cは、スレーブ機2の発電出力を、トータル負荷量から定格発電出力の50%を差し引いた値に調整する。例えば、トータル負荷量が定格発電出力の70%の場合には、スレーブ機2の発電出力はこの定格発電出力の20%に調整される。これにより、マスター機1の発電出力が50%に調整されることになる。
この場合、制御部7cは例えば、スレーブ機2の発電出力の計測値(スレーブ電力)と設定値(マスター機1の定格発電出力の20%)とを比較し、計測値を設定値に近付けるような出力指令をスレーブ機2に出力する。スレーブ機2は、この出力指令に応じて動作して、発電出力をマスター機1の定格発電出力の20%に近付ける。このような出力指令は、例えばPID(Proportional-Integral-Derivative)制御により出力することが可能である。
一方、トータル負荷量が定格発電出力の50%以下の場合には、制御部7cは、スレーブ機2を停止させる。例えば、トータル負荷量が定格発電出力の30%の場合には、スレーブ機2は停止し、スレーブ機2の発電出力はこの定格発電出力の0%になる。これにより、マスター機1の発電出力は30%になり、スレーブ機2が停止していない場合に比べてマスター機1の発電出力が50%に戻りやすくなる。この場合、制御部7cは、スレーブ機2を停止させる出力指令をスレーブ機2に出力する。
なお、算出部7bがスレーブ電力または負荷電力の代わりにマスター電力を算出する場合にも、以上の制御は実行可能である。例えば、スレーブ電力は、負荷電力からマスター電力を引くことで算出可能である。また、負荷電力は、スレーブ電力にマスター電力を足すことで算出可能である。
以上のように、本実施形態のEMS7は、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、スレーブ機2を制御する。よって、本実施形態によれば、マスター機1およびスレーブ機2の発電停止を低減することが可能となる。
(第2実施形態)
図3は、第2実施形態の電源システムの構成を示す模式図である。
図3は、第2実施形態の電源システムの構成を示す模式図である。
図3の電源システムは、図1の電源システムと同様に、電圧制御の燃料電池システムであるマスター機1と、電流制御の燃料電池システムであるスレーブ機2と、スレーブ電流計測器3と、スレーブ電圧計測器4と、負荷電流計測器5と、負荷電圧計測器6と、EMS7とを備えている。ただし、本実施形態のEMS7は、受信部7aおよび制御部7cを備えているが、算出部7bは備えていない。
受信部7aは、第1実施形態の場合と同様に、スレーブ電流計測器3、スレーブ電圧計測器4、負荷電流計測器5、および負荷電圧計測器6から出力された信号を受信する。こうして、受信部7aは、スレーブ電流、スレーブ電圧、負荷電流、および負荷電圧の計測結果を取得することができる。
一方、制御部7cは、スレーブ電力および負荷電力ではなく、これらの電流および電圧そのものに基づいて、スレーブ機2の動作を制御する。そのため、本実施形態のEMS7は、スレーブ電力および負荷電力を算出する必要はない。本実施形態の制御部7cも、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、スレーブ機2の動作を制御する。
以下、制御部7cの動作のさらなる詳細を説明する。
上述のように、トータル負荷量が急激に増加した場合には、負荷電圧は低下し、負荷電流は増加する。この場合、マスター機1は、マスター電圧を一定値に維持するために、マスター機1の発電出力を増加させる。また、トータル負荷量が急激に減少した場合には、負荷電圧は上昇し、負荷電流は減少する。この場合、マスター機1は、マスター電圧を一定値に維持するために、マスター機1の発電出力を減少させる。
これらの場合、第1実施形態のようにスレーブ電力および負荷電力を算出してからスレーブ機2に出力指令を出力すると、スレーブ電力および負荷電力の計算時間の遅れに起因して、スレーブ機2の応答が遅れる可能性がある。第1実施形態を示す図2のt1とt2との間およびt4とt5との間の時間が応答の遅れを示している。そこで、本実施形態では、上述の電流および電圧そのものに基づいてスレーブ機2の動作を制御する。これにより、スレーブ機2の応答を早めることが可能となる。
例えば、制御部7cは、スレーブ電圧の計測値が低下した場合には、トータル負荷量が増加する(または既に増加した)と判断し、マスター機1の発電出力は増加する(または既に増加した(以下同様))と判断する。この場合、制御部7cは、スレーブ機2の発電出力を増加させることで、マスター機1の発電出力を減少させるように、上記の出力指令を出力する。
一方、制御部7cは、スレーブ電圧の計測値が上昇した場合には、トータル負荷量が減少すると判断し、マスター機1の発電出力は減少すると判断する。この場合、制御部7cは、スレーブ機2の発電出力を減少させることで、マスター機1の発電出力を増加させるように、上記の出力指令を出力する。
このような制御は、スレーブ電圧の代わりにマスター電圧または負荷電圧を使用して実行することも可能である。
また、制御部7cは、負荷電流の計測値が増加した場合には、トータル負荷量が増加すると判断し、マスター機1の発電出力は増加すると判断する。この場合、制御部7cは、スレーブ機2の発電出力を増加させることで、マスター機1の発電出力を減少させるように、上記の出力指令を出力する。
一方、制御部7cは、負荷電流の計測値が減少した場合には、トータル負荷量が減少すると判断し、マスター機1の発電出力は減少すると判断する。この場合、制御部7cは、スレーブ機2の発電出力を減少させることで、マスター機1の発電出力を増加させるように、上記の出力指令を出力する。
このような制御は、負荷電流の代わりにマスター電流を使用して実行することも可能である。
上述のように、本実施形態の制御部7cは、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、スレーブ機2の動作を制御する。このような調整を実現するためには、スレーブ電圧や負荷電流に応じてスレーブ機2の発電出力をどのように変化させるかが問題となる。そこで、本実施形態の制御部7cは、スレーブ電圧とスレーブ機2の発電出力との対応関係を示すテーブルや、負荷電流とスレーブ機2の発電出力との対応関係を示すテーブルを予め保持しておく。これらのテーブルには、マスター機1の発電出力が40%〜60%の範囲内に調整されるような対応関係を設定しておく。よって、スレーブ電圧や負荷電流に応じてスレーブ機2の発電出力をテーブル通りに変化させることで、このような調整を実現することが可能となる。
図4は、第2実施形態の電源システムの動作を説明するためのグラフである。
図4(a)は、負荷11の負荷電流の時間変化を示している。図4(b)は、スレーブ機2のスレーブ電圧の時間変化を示している。図4(c)は、負荷11のトータル負荷量の時間変化を示している。トータル負荷量が時刻t7や時刻t8から変化し始めると、スレーブ電圧や負荷電流も変化し始めることが分かる。
以上のように、本実施形態のEMS7は、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、電流や電圧の計測値そのものに基づいてスレーブ機2を制御する。よって、本実施形態によれば、スレーブ機2の応答を早めつつ、マスター機1およびスレーブ機2の発電停止を低減することが可能となる。
一方、第1実施形態のEMS7は、マスター機1の発電出力がマスター機1の定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、電力の計算値に基づいてスレーブ機2を制御する。よって、第1実施形態によれば、第2実施形態に比べて正確性の高い制御により、マスター機1およびスレーブ機2の発電停止を低減することが可能となる。
これらの実施形態によれば、トータル負荷量が急激に増加したり急減に減少したりした場合にも、負荷11への電力供給をマスター機1とスレーブ機2とで負荷分担しながら、負荷11に電力を安定して供給することが可能となる。
以上、いくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例としてのみ提示したものであり、発明の範囲を限定することを意図したものではない。本明細書で説明した新規なシステム、装置、および方法は、その他の様々な形態で実施することができる。また、本明細書で説明したシステム、装置、および方法の形態に対し、発明の要旨を逸脱しない範囲内で、種々の省略、置換、変更を行うことができる。添付の特許請求の範囲およびこれに均等な範囲は、発明の範囲や要旨に含まれるこのような形態や変形例を含むように意図されている。
1:マスター機(電圧制御の燃料電池システム)、
2:スレーブ機(電流制御の燃料電池システム)、
3:スレーブ電流計測器、4:スレーブ電圧計測器、
5:負荷電流計測器、6:負荷電圧計測器、
7:EMS、7a:受信部、7b:算出部、7c:制御部、11:負荷
2:スレーブ機(電流制御の燃料電池システム)、
3:スレーブ電流計測器、4:スレーブ電圧計測器、
5:負荷電流計測器、6:負荷電圧計測器、
7:EMS、7a:受信部、7b:算出部、7c:制御部、11:負荷
Claims (11)
- 共通の負荷に接続可能な、電圧制御の燃料電池システムおよび電流制御の燃料電池システムと、
前記電圧制御の燃料電池システムから出力される第1電流および第1電圧と、前記電流制御の燃料電池システムから出力される第2電流および第2電圧と、前記負荷に供給される第3電流および第3電圧の少なくともいずれかを計測する1つ以上の計測器と、
前記計測器により計測された前記第1電流、前記第1電圧、前記第2電流、前記第2電圧、前記第3電流、および前記第3電圧の少なくともいずれかに基づいて、前記電流制御の燃料電池システムを制御する制御装置とを備え、
前記制御装置は、前記電圧制御の燃料電池システムの発電出力が、前記電圧制御の燃料電池システムの定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、前記電流制御の燃料電池システムを制御する、電源システム。 - 前記制御装置は、前記電圧制御の燃料電池システムの発電出力が、前記定格発電出力の40%〜60%の範囲内の一定値に調整されるように、前記電流制御の燃料電池システムを制御する、請求項1に記載の電源システム。
- 前記一定値は、前記定格発電出力の50%である、請求項2に記載の電源システム。
- 前記制御装置は、前記共通の負荷のトータル負荷量が前記一定値より大きい場合には、前記電流制御の燃料電池システムの発電出力を、前記トータル負荷量から前記一定値を差し引いた値に調整する、請求項2または3に記載の燃料電池システム。
- 前記制御装置は、前記共通の負荷のトータル負荷量が前記一定値より小さい場合には、前記電流制御の燃料電池システムを停止させる、請求項2から4のいずれか1項に記載の燃料電池システム。
- 前記計測器は、前記第1電流および前記第1電圧の組と、前記第2電流および前記第2電圧の組と、前記第3電流および前記第3電圧の組のうちの少なくとも2組の電流および電圧を計測する、請求項1から5のいずれか1項に記載の電源システム。
- 前記制御装置は、前記電圧制御の燃料電池システムから出力される第1電力と、前記電流制御の燃料電池システムから出力される第2電力と、前記負荷に供給される第3電力のうちの少なくとも2つの電力を算出し、算出された電力に基づいて、前記電流制御の燃料電池システムを制御する、請求項1から6のいずれか1項に記載の電源システム。
- 前記制御装置は、前記第1電圧、前記第2電圧、または前記第3電圧の増減に基づいて、前記共通の負荷のトータル負荷量の増減を判断し、前記増減の判断結果に基づいて、前記電流制御の燃料電池システムを制御する、請求項1から5のいずれか1項に記載の電源システム。
- 前記制御装置は、前記第1電流または前記第3電流の増減に基づいて、前記共通の負荷のトータル負荷量の増減を判断し、前記増減の判断結果に基づいて、前記電流制御の燃料電池システムを制御する、請求項1から5のいずれか1項に記載の電源システム。
- 共通の負荷に接続可能な、電圧制御の燃料電池システムおよび電流制御の燃料電池システムと、
前記電圧制御の燃料電池システムから出力される第1電流および第1電圧と、前記電流制御の燃料電池システムから出力される第2電流および第2電圧と、前記負荷に供給される第3電流および第3電圧の少なくともいずれかを計測する1つ以上の計測器と、
を備える電源システムの制御装置であって、
前記計測器により計測された前記第1電流、前記第1電圧、前記第2電流、前記第2電圧、前記第3電流、および前記第3電圧の少なくともいずれかを受信する受信部と、
前記受信部により受信された前記第1電流、前記第1電圧、前記第2電流、前記第2電圧、前記第3電流、および前記第3電圧の少なくともいずれかに基づいて、前記電流制御の燃料電池システムを制御する制御部とを備え、
前記制御部は、前記電圧制御の燃料電池システムの発電出力が、前記電圧制御の燃料電池システムの定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、前記電流制御の燃料電池システムを制御する、電源システムの制御装置。 - 共通の負荷に接続可能な、電圧制御の燃料電池システムおよび電流制御の燃料電池システムと、
前記電圧制御の燃料電池システムから出力される第1電流および第1電圧と、前記電流制御の燃料電池システムから出力される第2電流および第2電圧と、前記負荷に供給される第3電流および第3電圧の少なくともいずれかを計測する1つ以上の計測器と、
を備える電源システムの制御方法であって、
前記計測器により計測された前記第1電流、前記第1電圧、前記第2電流、前記第2電圧、前記第3電流、および前記第3電圧の少なくともいずれかを受信部により受信し、
前記受信部により受信された前記第1電流、前記第1電圧、前記第2電流、前記第2電圧、前記第3電流、および前記第3電圧の少なくともいずれかに基づいて、前記電流制御の燃料電池システムを制御部により制御する、
ことを含み、
前記制御部は、前記電圧制御の燃料電池システムの発電出力が、前記電圧制御の燃料電池システムの定格発電出力の40%〜60%の範囲内に調整されるように、前記電流制御の燃料電池システムを制御する、電源システムの制御方法。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2019107272A JP2020202064A (ja) | 2019-06-07 | 2019-06-07 | 電源システム、電源システムの制御装置、および電源システムの制御方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2019107272A JP2020202064A (ja) | 2019-06-07 | 2019-06-07 | 電源システム、電源システムの制御装置、および電源システムの制御方法 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2020202064A true JP2020202064A (ja) | 2020-12-17 |
Family
ID=73742766
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2019107272A Pending JP2020202064A (ja) | 2019-06-07 | 2019-06-07 | 電源システム、電源システムの制御装置、および電源システムの制御方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP2020202064A (ja) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0660896A (ja) * | 1992-08-04 | 1994-03-04 | Mitsubishi Electric Corp | 燃料電池式発電装置およびその運転方法 |
JP2007287567A (ja) * | 2006-04-19 | 2007-11-01 | Toshiba Fuel Cell Power Systems Corp | 燃料電池システム |
JP2008066016A (ja) * | 2006-09-05 | 2008-03-21 | Ebara Ballard Corp | 燃料電池システムの運転方法及び燃料電池システム |
JP2009181852A (ja) * | 2008-01-31 | 2009-08-13 | Aisin Seiki Co Ltd | 燃料電池システム |
JP2009290939A (ja) * | 2008-05-27 | 2009-12-10 | Fuji Electric Systems Co Ltd | 発電装置システム及び発電装置システムの制御方法 |
WO2016208201A1 (ja) * | 2015-06-25 | 2016-12-29 | 京セラ株式会社 | 燃料電池装置、燃料電池システム及び制御方法 |
-
2019
- 2019-06-07 JP JP2019107272A patent/JP2020202064A/ja active Pending
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0660896A (ja) * | 1992-08-04 | 1994-03-04 | Mitsubishi Electric Corp | 燃料電池式発電装置およびその運転方法 |
JP2007287567A (ja) * | 2006-04-19 | 2007-11-01 | Toshiba Fuel Cell Power Systems Corp | 燃料電池システム |
JP2008066016A (ja) * | 2006-09-05 | 2008-03-21 | Ebara Ballard Corp | 燃料電池システムの運転方法及び燃料電池システム |
JP2009181852A (ja) * | 2008-01-31 | 2009-08-13 | Aisin Seiki Co Ltd | 燃料電池システム |
JP2009290939A (ja) * | 2008-05-27 | 2009-12-10 | Fuji Electric Systems Co Ltd | 発電装置システム及び発電装置システムの制御方法 |
WO2016208201A1 (ja) * | 2015-06-25 | 2016-12-29 | 京セラ株式会社 | 燃料電池装置、燃料電池システム及び制御方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8373291B2 (en) | Wind park with voltage regulation of the wind energy systems and operating method | |
JP5054083B2 (ja) | 風力タービン及びその運転方法 | |
US9130448B2 (en) | Control arrangement and method for regulating the output voltage of a dc source power converter connected to a multi-source dc system | |
US11322941B2 (en) | Method for controlling ESS output | |
JP6334563B2 (ja) | Dc−acコンバータのdc電圧入力に共通接続される複数のdc電源に電力を配分するための方法及びインバータ | |
US9620960B2 (en) | Control of a stabilizing energy storage in a microgrid | |
JP2017085880A (ja) | マルチソース電力システムのための無遮断電力切換え | |
CN110612650A (zh) | 用于运行孤岛电网的方法以及孤岛电网 | |
US11629697B2 (en) | Controlling a wind farm | |
WO2021044485A1 (ja) | インバータ装置の試験装置 | |
US20200169083A1 (en) | Dc voltage regulation by independent power converters | |
AU2015263484B2 (en) | Method and control device for controlling an operating frequency of an energy source in an AC voltage network | |
US11196254B2 (en) | Multi-slope droop control | |
JP2020202064A (ja) | 電源システム、電源システムの制御装置、および電源システムの制御方法 | |
US10505372B2 (en) | Method for supplying electrical power | |
US6768786B2 (en) | Circuit arrangement and method for generating an x-ray tube voltage | |
EP2110944B1 (en) | A generating system | |
JP2009124823A (ja) | 電鉄用電圧変動補償装置の制御装置 | |
AU2019423646A1 (en) | Power supply system and method for controlling power supply system | |
US20230223757A1 (en) | Power storage control system | |
JP2017195731A (ja) | 無停電電源装置の並列運転システム | |
KR101717824B1 (ko) | 에너지 저장 장치를 이용한 계통전력 평준화 시스템 및 방법 | |
US20240128755A1 (en) | Energy storage system and control method | |
KR101802632B1 (ko) | 여자기용 전류 공급 장치 및 전류 공급 방법 | |
JP2015023616A (ja) | 風力発電用電力変換装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20220121 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20221121 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20221223 |
|
A02 | Decision of refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A02 Effective date: 20230620 |