JP2022021371A - 蓄電池制御装置、蓄電池システム、発電システムおよびプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】連系する電力系統に脱落が生じた場合であっても、発電装置を運転させることができる蓄電池制御装置を得ること。【解決手段】自然エネルギーを用いて発電を行う発電装置１により発電された電力を一時的に蓄えることが可能な蓄電池２－１～２－ｎの充放電を行う連系可能なＰＣＳ３－１～３－ｎを制御する蓄電池制御装置４であって、電力系統から発電装置１およびＰＣＳ３－１～３－ｎが切り離されているときに、ＰＣＳ３－１～３－ｎのうち一部であるＰＣＳ３－１の運転モードを、出力電圧を目標電圧にするよう制御する電圧制御モードに設定し、ＰＣＳ３－１～３－ｎのうち残部であるＰＣＳ３－２～３－ｎを、出力電流を目標電流にするように制御する電流制御モードに設定し、ＰＣＳ３－１の出力の計測値に基づいて、ＰＣＳ３－１の出力を吸収するようにＰＣＳ３－２～３－ｎの充放電量を決定する充放電制御部４３、を備える。【選択図】図３

Description

本開示は、複数の蓄電池を制御する蓄電池制御装置、この蓄電池制御装置を備える蓄電池システム、およびこの蓄電池システムを備える発電システム、この蓄電池制御装置が実行するプログラムに関する。

風力発電装置、太陽光発電装置などのように自然エネルギーを用いた発電装置によって発電された電力を、電力会社が管理する電力系統に逆潮流させて電力会社に売電する発電システムでは、連系点の電力の変動を抑制するために、蓄電池システムが用いられることがある。

例えば、特許文献１には、風力発電装置の発電出力変動および発電出力上限を所望の範囲内に調整する蓄電池システムが開示されている。

特開２００７－１２４７８０号公報

電力会社の電力系統のような大規模系統において事故などを要因として脱落が発生することにより系統周波数に大きな変動が生じると、周波数低下リレーなどの機能により負荷および発電装置などが自動で切り離される。このため、大規模系統に脱落が生じると、上述した自然エネルギーを用いた発電装置および蓄電池システムを備える小規模系統は、連系する大規模系統から切り離され、大規模系統における脱落が復旧するまで発電装置を運転することができなかった。

本開示は、上記に鑑みてなされたものであって、連系する電力系統に脱落が生じた場合であっても、発電装置を運転させることができる蓄電池制御装置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、本開示にかかる蓄電池制御装置は、自然エネルギーを用いて発電を行う発電装置により発電された電力を一時的に蓄えることが可能な複数の蓄電池のそれぞれの充放電を行い電力系統に連系可能な複数の電力変換装置、を制御する蓄電池制御装置であって、充放電制御部を備える。この充放電制御部は、電力系統から発電装置および複数の電力変換装置が切り離されているときに、複数の電力変換装置のうち一部である第１電力変換装置の運転モードを、出力電圧を目標電圧にするよう制御する電圧制御モードに設定し、複数の電力変換装置のうち残部である第２電力変換装置を、出力電流を目標電流にするように制御する電流制御モードに設定し、第１電力変換装置の出力の計測値に基づいて、第１電力変換装置の出力を吸収するように第２電力変換装置の充放電量を決定する。

本開示によれば、連系する電力系統に脱落が生じた場合であっても、発電装置を運転させることができるという効果を奏する。

実施の形態の発電システムの構成例を示す図 実施の形態の発電システムの自立運転時の接続例を示す図 実施の形態の蓄電池制御装置の構成例を示す図 実施の形態の蓄電池制御装置における自立運転制御の一例を示すフローチャート 処理回路がプロセッサを備える回路である場合の処理回路の構成例を示す図

以下に、実施の形態にかかる蓄電池制御装置、蓄電池システム、発電システムおよびプログラムを図面に基づいて詳細に説明する。

図１は、本開示にかかる実施の形態の発電システムの構成例を示す図である。本実施の形態の発電システム３０は、風力発電、太陽光発電などの自然エネルギーを用いて発電を行う発電装置１－１～１－３と、蓄電池２－１～２－ｎと、蓄電池２－１～２－ｎのそれぞれの充放電を行うＰＣＳ（Power Conditioning System）３－１～３－ｎと、ＰＣＳ３－１～３－ｎを制御する蓄電池制御装置４と、切替装置５と、を備える。ｎは２以上の整数である。なお、切替装置５は、発電システム３０外であってもよい。

発電装置１－１～１－３のそれぞれを個別に区別せずに示すときには、発電装置１と記載する。蓄電池２－１～２－ｎは、発電装置１－１～１－３により発電された電力を一時的に蓄えることが可能な複数の蓄電池である。なお、図１では、３台の発電装置１を示したが、発電装置１は１台または２台であってもよいし、４台以上であってもよい。蓄電池２－１～２－ｎのそれぞれを個別に区別せずに示すときには、蓄電池２と記載し、ＰＣＳ３－１～３－ｎのそれぞれを個別に区別せずに示すときには、ＰＣＳ３と記載する。ＰＣＳ３は、直流電力と交流電力とを双方向に変換する電力変換装置である。

ＰＣＳ３－１～３－ｎは、蓄電池２－１～２－ｎのそれぞれの充放電を行う電力変換装置である。運転モードを設定可能であり、運転モードとして、出力する電流が目標電流に一致するように制御する電流制御モードと、出力する電圧が目標電圧に一致するように制御する電圧制御モードとを含む。

切替装置５０は、発電システム３０を電力系統１０に連系させる状態と発電システム３０が電力系統１０から切り離された状態とを切り替える。本実施の形態の発電システム３０は、切替装置５０によって発電システム３０が電力系統１０から切り離されているときに、後述するように自立運転を行うことが可能である。

図１では、発電システム３０が電力系統１０に連系されている状態を示しており、発電システム３０は連系線１１を介して電力系統１０に接続されている。電力系統１０は、電力会社により管理される大規模系統であり、発電システム３０は電力系統１０に連系されているときは、発電した電力を電力系統１０に逆潮流させる。これにより、発電システム３０の管理者は、発電システム３０により発電された電力を電力会社に売電することができる。

発電装置１－１～１－３は、風力発電、太陽光発電のように自然エネルギーを用いて発電を行うため、発電量が変動する。電力系統１０に連系する発電システムには一般に逆潮流させる電力の変動を抑制することが望まれる。このため、蓄電池制御装置４は、連系点における電力の変動を抑制するために、発電装置１－１～１－３が発電する電力に応じてＰＣＳ３－１～３－ｎを制御することにより蓄電池２－１～２－ｎを充放電させる。発電システム３０が電力系統１０に連系しているときの蓄電池制御装置４の制御方法には、特に制約はなく、連系点における電力の変動を抑制するように制御が行われる方法であればどのような方法が用いられてもよい。発電システム３０が電力系統１０に連系しているときは、発電装置１－１～１－３が発電する電力に応じて蓄電池２－１～２－ｎの充放電量が決定されるため、ＰＣＳ３－１～３－ｎは、電流制御モードで動作する。

発電装置１の設置される発電所内の負荷である所内負荷７は、電力系統１０に停電などが生じていないときには、電路１３を介して電力系統１０と接続され、所内負荷７には電力系統１０から電力が供給される。所内負荷７には、蓄電池システムのＰＣＳ３－１～３－ｎ、および蓄電池制御装置４が含まれていてもよい。また、所内負荷７は、自立運転の際に利用される電路２３および電路２１によって切替装置５に接続されている。図１では、上述したように、発電システム３０が電力系統１０に連系されている状態を示しているので、電路２１および電路２３は所内負荷７への電力の供給に使用されていない。

電力系統１０には、所内負荷７以外の一般負荷８も電路１２を介して接続されている。一般負荷８は、一般の需要家の負荷である。一般負荷８は、電力系統１０に接続される全負荷のうち自立運転時に発電システム３０から電力が供給される負荷である。一般負荷８は、自立運転の際に利用される電路２２および電路２１によって切替装置５に接続されている。なお、図１では、所内負荷７、一般負荷８をそれぞれ１つ図示しているが、これらはそれぞれ実際には複数の負荷であってもよい。

切替装置５は、ＰＣＳ３－１～３－ｎおよび蓄電池２－１～２－ｎで構成される蓄電池システムに接続されるとともに発電装置１－１～１－３の出力の合流点に接続される。ＰＣＳ３－１～３－ｎは並列に接続されている。切替装置５は、発電システム３０を電力系統１０に連系させる状態では、発電装置１－１～１－３および蓄電池システムを連系線１１に接続させる。また、切替装置５は、電路２１に接続され、電路２１は、所内負荷７に接続される電路２３と、一般負荷８に接続される電路２２との分岐点に接続される。なお、図１では、発電システム３０を電力系統１０に連系させるときに、所内負荷７に発電装置１－１～１－３および蓄電池システムが接続されない例を示しているが、発電システム３０を電力系統１０に連系させるときにも、所内負荷７に発電装置１－１～１－３および蓄電池システムが接続される構成として、発電システム３０からの電力を所内負荷７に供給できるような構成であってもよい。

図２は、本実施の形態の発電システム３０の自立運転時の接続例を示す図である。図２では、電力系統１０において事故などにより停電が発生し、発電システム３０が、電力系統１０から切り離されて、自立運転を行っている状態を示している。発電システム３０が、電力系統１０から切り離されると、本実施の形態では、発電システム３０、所内負荷７および一般負荷８を含む小規模系統３１において、発電システム３０から所内負荷７および一般負荷８へ電力が供給される。本実施の形態では、蓄電池システムを構成するＰＣＳ３のうち１台を電圧制御モードに設定して小規模系統３１内の電圧を目標値に維持しつつ、他のＰＣＳ３を電流制御モードに設定して、電流制御モードのＰＣＳ３が電圧制御モードのＰＣＳの出力を吸収するように動作する。小規模系統３１内の電圧の目標値は、所内負荷７および一般負荷８が問題なく動作できるように、例えば、電力系統１０すなわち商用系統の一般的な電圧と同等の値とすることができる。これにより、発電装置１－１～１－３による発電量が変動する場合であっても蓄電池システムにより所内負荷７および一般負荷８への電力供給を行うことができ、小規模系統３１における自立運転が実現可能となる。

図２に示すように、自立運転の状態では、所内負荷７および一般負荷８には、それぞれ電路１３および電路１２を経由した電力系統１０からの電力供給が停止している。一方で、図２に示すように、所内負荷７には、電路２１および電路２３を介して発電システム３０から電力が供給され、一般負荷８には、電路２１および電路２２を介して発電システム３０から電力が供給される。

図２に示した例では、ＰＣＳ３－１が電圧制御モードに設定された第１電力変換装置２０１であり、ＰＣＳ３－２～３－ｎが電流制御モードに設定された第２電力変換装置２０２である。各ＰＣＳ３の運転モードは、電力系統１０が停電すると、蓄電池制御装置４により設定される。なお、どのＰＣＳ３を電圧制御モードに設定するかは、運用者などにより、蓄電池制御装置４に入力されてもよいし、蓄電池制御装置４が、あらかじめ定められた規則に従って選択してもよい。

図３は、本実施の形態の蓄電池制御装置４の構成例を示す図である。図３に示すように、蓄電池制御装置４は、発電状態取得部４１、計測値取得部４２、充放電制御部４３、指令値配分部４４、評価関数設定部４５、蓄電池状態取得部４６および指令部４７を備える。

発電状態取得部４１は、発電装置１から発電電力など発電状態を示す発電情報を取得する。計測値取得部４２は、計測装置６から電圧制御モードのＰＣＳ３の出力電圧の計測値を取得する。なお、図１および図３では、電圧制御モードに設定されるＰＣＳ３－１の出力電圧を計測する計測装置６を図示しているが、電圧制御モードに設定されるＰＣＳ３を変更可能な場合には、同様に他のＰＣＳ３にも計測装置６が設けられているとする。蓄電池状態取得部４６は、ＰＣＳ３を介して蓄電池２のＳＯＣ（State Of Charge）など、蓄電池の状態に関する情報を取得する。

電力系統１０に連系しているときには、次のような動作が行われる。充放電制御部４３は、電力系統１０に連系しているときには、発電情報に基づいて蓄電池システムの充放電量を決定し、決定した充放電量を合計の指令値として指令値配分部４４へ出力する。例えば、充放電制御部４３は、系統との連系点の潮流、電圧などを計測する図示しない計測器から取得した計測値と発電情報とに基づいて蓄電池への充放電指令値を演算する。評価関数設定部４５は、合計の指令値を各ＰＣＳ３へ配分するための評価関数の設定を受け付け、評価関数を指令値配分部４４へ設定する。指令値配分部４４は、管理装置９から受信する評価関数に基づいて充放電制御部４３が決定した合計の指令値を、各ＰＣＳ３へ配分し、配分した指令値を指令部４７へ渡す。指令部４７は、配分された指令値を各ＰＣＳ３へ制御指令値として送信する。評価関数は、例えば、通常運用時には、連系における電力変化を平滑化するために用いられ、自立運転時には、電圧制御モードのＰＣＳ３の許容変化幅などを設定するために使用される。評価関数は、例えば、各ＰＣＳ３から受信する各ＰＣＳ３のＳＯＣを用いて、配分した指令値で充放電が行われた場合に各ＰＣＳ３のＳＯＣが均等になるほど評価関数の値が小さくなるような関数であり、指令値配分部４４は評価関数が最小になるように各ＰＣＳ３へ指令値を配分する。評価関数はこれに限定されない。また、指令値配分部４４は、評価関数を用いずに、合計値を各ＰＣＳ３へ均等に配分してもよいし、ＰＣＳ３に対応する蓄電池２の定格容量が異なる場合には、定格容量の比に応じて各ＰＣＳ３へ指令値を配分してもよい。

管理装置９は、発電システム３０を管理するコンピュータであり、例えば、発電システム３０の運用者から入力を受け付ける入力手段と、監視用の画面を表示手段とを有する。管理装置９は、運用者から蓄電池制御装置４へ設定する評価関数の入力を受け付け、評価関数を蓄電池制御装置４へ送信する。また、管理装置９は、後述する自立運転時の電圧制御モードのＰＣＳ３に関する電圧の目標値についても、運用者から入力を受け付けて、目標値を蓄電池制御装置４へ送信する。また、管理装置９は、電力系統１０の停電を検出し、蓄電池制御装置４へ自立運転の開始と終了を指示する。なお、管理装置９における電力系統１０の停電の検出は、図示しない計測器により連系線１１の電圧などを計測することにより行われてもよいし、自動的に周波数の低下を検出して切り離しを行うリレーなどから信号を受信することにより行われてもよい、運用者から管理装置９に入力されてもよい。また、上述した評価関数および目標値は、管理装置９を介して蓄電池制御装置４へ設定されるかわりに、蓄電池制御装置４に直接入力されてもよいし、管理装置９以外の装置から蓄電池制御装置４へ送信されてもよい。同様に、蓄電池制御装置４が、図示しない計測器により連系線１１の電圧などを計測することにより電力系統１０の停電と復旧を検出してもよい。

次に、自立運転時の動作について説明する。図４は、実施の形態の蓄電池制御装置４における自立運転制御の一例を示すフローチャートである。まず、充放電制御部４３は、自立運転を開始するか否かを判断する（ステップＳ１）。自立運転の開始は、上述したように例えば、管理装置９から指示される。

自立運転を開始しない場合（ステップＳ１ Ｎｏ）、充放電制御部４３は、ステップＳ１を繰り返す。自立運転を開始する場合（ステップＳ１ Ｙｅｓ）、充放電制御部４３は、各ＰＣＳ３の運転モードを設定する（ステップＳ２）。

ステップＳ２では、詳細には、充放電制御部４３は、複数のＰＣＳ３のうちの一部の運転モードを電圧制御モードとし、他のＰＣＳ３の運転モードを電流制御モードとするように各ＰＣＳ３の運転モードを決定する。このとき、どのＰＣＳ３を電圧制御モードにするかは、あらかじめ定められていてもよいし、管理装置９から指示されてもよいし、あらかじめ定められた規則にしたがって各蓄電池２の状態に応じて決定してもよい。例えば、複数のＰＣＳ３の定格容量が全て同一ではない場合に、定格容量の大きいもののなかから電圧制御モードに設定されるＰＣＳ３が選択されてもよい。あらかじめ定められた規則に従って電圧制御モードに設定されるＰＣＳ３が選択される場合、例えば、ＳＯＣが指定値に近い順に電圧制御モードに設定されるＰＣＳ３を選択するという規則が定められていてもよい。

また、ステップＳ２では、充放電制御部４３は、電圧制御モードのＰＣＳ３に対する目標電圧を決定する。目標値は、電圧制御モードのＰＣＳ３の出力電圧の目標電圧値を含む。目標値は、電圧制御モードのＰＣＳ３の出力電圧の目標周波数を含んでいてもよい。目標値は、上述したように例えば管理装置９から送信される。充放電制御部４３は、決定した各ＰＣＳ３の運転モードと目標値とを指令部４７へ出力する。指令部４７は、各ＰＣＳ３へ、設定する運転モードを制御指令として送信する。このとき、電圧制御モードのＰＣＳ３には、目標電圧も制御指令として送信される。このように、充放電制御部４３は、複数のＰＣＳ３のうち一部である第１電力変換装置の運転モードを、出力電圧を目標電圧にするよう制御する電圧制御モードに指令部４７を介して設定し、複数のＰＣＳ３のうち残部である第２電力変換装置を、出力電流を目標電流にするように制御する電流制御モードに指令部４７を介して設定する。

次に、充放電制御部４３は、電圧制御モードのＰＣＳ３の出力の計測値に基づいて電流制御モードのＰＣＳ３全体の充放電指令値を決定する（ステップＳ３）。すなわち、充放電制御部４３は、電圧制御モードのＰＣＳ３である第１電力変換装置の出力の計測値に基づいて、第１電力変換装置の出力を吸収するように電流制御モードのＰＣＳ３である第２電力変換装置の充放電量である充放電指令値を決定する。この充放電量は、複数の第２電力変換装置の充放電量の合計値である。なお、計測値取得部４２は、例えば、電圧制御モードのＰＣＳ３の出力の計測値を定期的に取得し、取得して計測値が充放電制御部４３に入力する。充放電制御部４３は、ＰＣＳ３全体の充放電指令値すなわちＰＣＳ３の充放電指令値の合計値を指令値配分部４４へ出力する。なお、第２電力変換装置が１つの場合には、充放電制御部４３が算出する充放電量は当該第２電力変換装置の充放電指令値に相当するため、後述するステップＳ４を実施する必要はなく、蓄電池制御装置４は指令値配分部４４を備えていなくてもよい。

指令値配分部４４は、電流制御モードの各ＰＣＳ３に充放電指令値を配分する（ステップＳ４）。このとき、指令値配分部４４は、例えば、評価関数設定部４５により設定された評価関数に基づいて各ＰＣＳ３に充放電指令値を配分する。自立運転時の評価関数は、電力系統１０に連系しているときの評価関数と同じであってもよいし異なっていてもよい。この評価関数は、例えば、配分した指令値で充放電を行った後の各ＰＣＳ３のＳＯＣのばらつきを示す関数であってもよいし、その他の関数であってもよい。評価関数は、配分した指令値で充放電を行った後の各ＰＣＳのＳＯＣの平均値からのずれ量の重み付け加算値であってもよい。また、指令値配分部４４は、評価関数を用いずに、各ＰＣＳ３に均等に指令値を配分してもよい。指令値の配分方法は上述した例に限定されずどのような方法であってもよい。指令値配分部４４は、配分した指令値を指令部４７へ出力する。

指令部４７は、配分された指令値の充電または放電を行う制御指令を、電流制御モードの各ＰＣＳ３へ送信する（ステップＳ５）。充放電制御部４３は、自立運転を終了するか否かを判断し（ステップＳ６）、自立運転を終了しないすなわち自立運転を継続する場合（ステップＳ６ Ｎｏ）には、ステップＳ３からの処理を繰り返す。自立運転を終了する場合（ステップＳ６ Ｙｅｓ）、自立運転制御の処理を終了する。なお、自立運転の終了は、例えば管理装置９から通知される。

以上のように、蓄電池制御装置４は、自立運転時に、ＰＣＳ３の運転モードを設定すると、電圧制御モードのＰＣＳ３へ目標電圧を制御指令として送信する。また、蓄電池制御装置４は、電圧制御モードのＰＣＳ３の出力を計測する計測装置６の計測値を用いて、電圧制御モードのＰＣＳ３の出力を吸収するように電流制御モードのＰＣＳ３の合計の充放電量を決定し、決定した充放電量を電流制御モードの各ＰＣＳ３に配分し、配分した指令値を制御指令値として制御指令を送信する。これにより、電力系統１０が停電した場合に、発電システム３０が自立運転を行うことができる。発電システム３０が自立運転を行うことによって、電力系統１０から発電装置１およびＰＣＳ３－１～３－ｎが切り離されているときに、蓄電池２－１～２－ｎから出力される電力は、所内負荷７および一般負荷８に供給される。

また、所内負荷７に、蓄電池システムのＰＣＳ３－１～３－ｎ、および蓄電池制御装置４が含まれている場合、発電装置１により発電された電力を電源としてこれらが動作することができるので、大掛かりな外部電源を設ける必要はない。なお、電圧制御モードのＰＣＳ３および蓄電池制御装置４については、無停電電源（ＵＰＳ：Uninterruptible Power Supply）により起動されるが、電圧制御モードのＰＣＳ３が起動された後は、各ＰＣＳ３および蓄電池制御装置４に発電システム３０から電源を供給することができるので、無停電電源を用いる時間は短時間で済む。また、所内負荷７だけでなく、あらかじめ電路を設けておくことで、自立運転時に、発電装置１からの距離にかかわらず遠方であっても一般負荷８へ電力を供給することが可能である。

例えば、電圧制御モードのＰＣＳ３の出力の計測結果が＋１０ｋＷであり１０ｋＷの放電を行っていることを示す場合、蓄電池制御装置４は、電流制御モードのＰＣＳ３の合計の充放電量として－１０ｋＷ、すなわち１０ｋＷの充電を行うと決定する。そして、蓄電池制御装置４は、１０ｋＷの充電指令値を電流制御モードのＰＣＳ３へ配分し、配分値を充電指令値とする充電指令を、電流制御モードのＰＣＳ３へ制御指令として送信する。充電指令値は電力で示されるが、電圧は上述した目標電圧であるため、この充電指令値は、電流制御モードにおける目標電流に相当する。

なお、以上の説明では、小規模系統３１に、所内負荷７および一般負荷８の両方が含まれる例を説明したが、小規模系統３１は所内負荷７および一般負荷８のうち一方だけを含んでいてもよい。また、発電システム３０が、複数の発電装置１を備える場合、所内負荷７および一般負荷８の消費電力によっては、自立運転時には、複数の発電装置１のうちの一部を運転させてもよい。

ここで、蓄電池制御装置４のハードウェア構成について説明する。蓄電池制御装置４の発電状態取得部４１、計測値取得部４２、充放電制御部４３、指令値配分部４４、評価関数設定部４５、蓄電池状態取得部４６および指令部４７は処理回路により実現される。

蓄電池制御装置４の発電状態取得部４１、計測値取得部４２、充放電制御部４３、指令値配分部４４、評価関数設定部４５、蓄電池状態取得部４６および指令部４７を実現する処理回路は、プロセッサを備える回路であってもよいし、専用のハードウェアであってもよい。処理回路は制御回路とも呼ばれる。

発電状態取得部４１、計測値取得部４２、充放電制御部４３、指令値配分部４４、評価関数設定部４５、蓄電池状態取得部４６および指令部４７を実現する処理回路が専用のハードウェアである場合、処理回路は、例えば、単一回路、複合回路、プログラム化したプロセッサ、並列プログラム化したプロセッサ、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、ＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）、またはこれらを組み合わせたものが該当する。

図５は、処理回路がプロセッサを備える回路である場合の処理回路の構成例を示す図である。発電状態取得部４１、計測値取得部４２、充放電制御部４３、指令値配分部４４、評価関数設定部４５、蓄電池状態取得部４６および指令部４７を実現する処理回路がプロセッサを備える場合、処理回路は例えば図５に示すように、プロセッサ１０１およびメモリ１０２を備える。処理回路が図５に示す処理回路である場合、発電状態取得部４１、計測値取得部４２、充放電制御部４３、指令値配分部４４、評価関数設定部４５、蓄電池状態取得部４６および指令部４７の各機能は、ソフトウェア、ファームウェア、またはソフトウェアとファームウェアとの組み合わせにより実現される。ソフトウェアまたはファームウェアはプログラムとして記述され、メモリ１０２に格納される。処理回路では、メモリ１０２に記憶されたプログラムをプロセッサ１０１が読み出して実行することにより、各機能を実現する。このプログラムは、プログラムが記録された記録媒体により提供されてもよいし、通信媒体など他の手段により提供されてもよい。また、メモリ１０２は、プロセッサ１０１が処理を実行する際に必要なデータを記憶する記憶領域としても用いられる。

ここで、プロセッサ１０１は、例えば、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、処理装置、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、またはＤＳＰ（Digital Signal Processor）などである。また、メモリ１０２は、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、フラッシュメモリ、ＥＰＲＯＭ（Erasable Programmable ＲＯＭ）、ＥＥＰＲＯＭ（登録商標）（Electrically ＥＰＲＯＭ）などの、不揮発性または揮発性の半導体メモリ、磁気ディスク、フレキシブルディスク、光ディスク、コンパクトディスク、ミニディスク、またはＤＶＤ（Digital Versatile Disc）などが該当する。

また、発電状態取得部４１、計測値取得部４２、充放電制御部４３、蓄電池状態取得部４６および指令部４７の実現には、受信機および送信機を備える通信回路が用いられてもよい。

発電状態取得部４１、計測値取得部４２、充放電制御部４３、指令値配分部４４、評価関数設定部４５、蓄電池状態取得部４６および指令部４７の各機能は、一部が専用のハードウェアで実現され、一部がソフトウェアまたはファームウェアで実現されてもよい。

以上述べたように、本実施の形態では、蓄電池制御装置４は、発電システム３０が連系されていないときに、ＰＣＳ３の一部を電圧制御モードに設定し、残部を電流制御モードに設定する。そして、蓄電池制御装置４は、電圧制御モードのＰＣＳ３の出力を計測する計測装置６の計測値を用いて、電圧制御モードのＰＣＳ３の出力を吸収するように電流制御モードのＰＣＳ３の合計の充放電量を決定し、決定した充放電量を電流制御モードの各ＰＣＳ３に配分し、配分した指令値を制御指令値として充放電指令を送信する。これにより、連系する電力系統１０に脱落が生じた場合であっても、発電装置１を運転させることができる。電力系統１０の脱落の生じていない通常時は、系統の周波数および電圧の基準を定める発電機またはこれに準じた機器が存在し、ＰＣＳ３は連系点における潮流変化が定められた条件になるように制御するが、自立運転時に、全てのＰＣＳ３が電流制御モードで動作すると電圧および周波数の基準を生成する機器が存在しなくなり、全てのＰＣＳ３が電圧制御モードで動作すると潮流の変化を抑制する機器が存在しなくなり、自立運転ができない。これに対して、本実施の形態では、一部のＰＣＳを電圧制御モードでの運転とし、残りを電流制御モードでの運転とすることで自立運転が可能となる。

以上の実施の形態に示した構成は、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、実施の形態同士を組み合わせることも可能であるし、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。

１，１－１～１－３ 発電装置、２－１～２－ｎ 蓄電池、３－１～３－ｎ ＰＣＳ、４ 蓄電池制御装置、５ 切替装置、６ 計測装置、７ 所内負荷、８ 一般負荷、９ 管理装置、１０ 電力系統、３０ 発電システム、４１ 発電状態取得部、４２ 計測値取得部、４３ 充放電制御部、４４ 指令値配分部、４５ 評価関数設定部、４６ 蓄電池状態取得部、４７ 指令部。

Claims (7)

1. 自然エネルギーを用いて発電を行う発電装置により発電された電力を一時的に蓄えることが可能な複数の蓄電池のそれぞれの充放電を行い電力系統に連系可能な複数の電力変換装置、を制御する蓄電池制御装置であって、
   前記電力系統から前記発電装置および前記複数の電力変換装置が切り離されているときに、前記複数の電力変換装置のうち一部である第１電力変換装置の運転モードを、出力電圧を目標電圧にするよう制御する電圧制御モードに設定し、前記複数の電力変換装置のうち残部である第２電力変換装置を、出力電流を目標電流にするように制御する電流制御モードに設定し、前記第１電力変換装置の出力の計測値に基づいて、前記第１電力変換装置の出力を吸収するように前記第２電力変換装置の充放電量を決定する充放電制御部、
   を備えることを特徴とする蓄電池制御装置。
2. 前記第２電力変換装置は複数であり、
   前記充放電制御部により決定される前記充放電量は、複数の前記第２電力変換装置の充放電量の合計値であり、
   前記蓄電池制御装置は、
   前記合計値を前記複数の前記第２電力変換装置へ配分する指令値配分部、
   を備えることを特徴とする請求項１に記載の蓄電池制御装置。
3. 前記電力系統から前記発電装置および前記複数の電力変換装置が切り離されているときに、前記複数の蓄電池から出力される電力は、前記発電装置の設置される発電所内の負荷に供給されることを特徴とする請求項１または２に記載の蓄電池制御装置。
4. 前記電力系統から前記発電装置および前記複数の電力変換装置が切り離されているときに、前記複数の蓄電池から出力される電力は、前記発電装置の設置される発電所外の一般の需要家の負荷に供給されることを特徴とする請求項１から３のいずれか１つに記載の蓄電池制御装置。
5. 複数の蓄電池と、
   前記複数の蓄電池のそれぞれの充放電を行い電力系統に連系可能な複数の電力変換装置と、
   前記複数の電力変換装置を制御する請求項１から４のいずれか１つに記載の蓄電池制御装置と、
   を備えることを特徴とする蓄電池システム。
6. 自然エネルギーを用いて発電を行う発電装置と、
   前記発電装置により発電された電力を一時的に蓄えることが可能な複数の蓄電池と、
   前記複数の蓄電池のそれぞれの充放電を行う複数の電力変換装置と、
   前記複数の電力変換装置を制御する請求項１から４のいずれか１つに記載の蓄電池制御装置と、
   を備えることを特徴とする発電システム。
7. 自然エネルギーを用いて発電を行う発電装置により発電された電力を一時的に蓄えることが可能な複数の蓄電池のそれぞれの充放電を行い電力系統に連系可能な複数の電力変換装置、を制御する蓄電池制御装置に、
   前記電力系統から前記発電装置および前記複数の電力変換装置が切り離されているときに、前記複数の電力変換装置のうち一部である第１電力変換装置の運転モードを、出力電圧を目標電圧にするよう制御する電圧制御モードに設定する設定ステップと、
   前記複数の電力変換装置のうち残部である第２電力変換装置を、出力電流を目標電流にするように制御する電流制御モードに設定し、前記第１電力変換装置の出力の計測値に基づいて、前記第１電力変換装置の出力を吸収するように前記第２電力変換装置の充放電量を決定する充放電制御ステップと、
   を含むことを特徴とするプログラム。

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