JP5042369B2 - 発電システムの電力貯蔵装置およびその電力貯蔵装置の運用方法 - Google Patents

Description

本発明は発電電力が時間的に変動する発電システムと並列に電力系統に接続し、発電電力が変動する発電システムの電力変動を緩和するように充放電する発電システムの電力貯蔵装置およびその電力貯蔵装置の運用方法に関する。

自然界に存在する再生可能なエネルギーを電力エネルギーに変換する手段として、風力発電システムや太陽光発電システムが利用されている。風力発電システムや太陽光発電システムのエネルギー源は、時間的に変動する風のエネルギーや太陽光エネルギーであるため、発電システムの発電電力も時間的に変動する。

電力系統は、電力需要の大きさに応じて火力発電所や水力発電所、揚水発電所等の発電電力を調整することで、電力の需給のバランスを保っている。このため、風力発電システムや太陽光発電システム等の変動の大きな電源が大量に電力系統に連系した場合、需給バランスの調整力不足や、周波数変動の拡大が懸念される。

これを回避するため、風力発電システムや太陽光発電システムに電力貯蔵装置を併設し、風力発電システムや太陽光発電システムの変動する発電電力を、電力貯蔵装置が充放電することで、電力系統に出力する電力変動を緩和するなどの手段が必要となる。

自然エネルギーの電力変動を緩和する電力貯蔵装置として、特開２００７−３０６６７０号公報には、蓄電池貯蔵電力量が長期的に上限値あるいは下限値に偏ることを防止する充放電技術が記載されている。

風力発電システムや太陽光発電システム等の発電システムの発電容量が大型化するにつれ、電力貯蔵装置の電力補償容量も大容量化する。電力貯蔵装置の大容量化は一般に二次電池と電力制御装置を備えた蓄電装置を複数個並列接続することで実現される。このため、複数の蓄電装置への充放電電力指令の振り分け方法を決定する必要がある。

複数の蓄電装置で構成される電力貯蔵装置の電力指令振り分け方法として、例えば特開２００９−０４４８６２号公報には、電気自動車の電源制御装置が、二次電池の劣化状態を検出して、劣化の進んだ蓄電装置への電力指令を小さく分配する技術が記載されている。

また、電力貯蔵装置を備える風力発電システムにおいて、電力変動を緩和して蓄電地の充放電に伴なう電力損失を低減する技術として、一定期間の過去における風力発電装置と電力貯蔵装置の出力電力の最大値と最小値から、次の期間における出力可能範囲を決定して、前記風力発電装置と電力貯蔵装置の出力電力がこの出力可能範囲内に収まるように、電力貯蔵装置の充放電電力量と風力発電装置の電力制限指令を決定するように構成した発電システムが、特開２００９−０７９５５９号公報に開示されている。

特開２００７−３０６６７０号公報 特開２００９−０４４８６２号公報 特開２００９−０７９５５９号公報

電力変動緩和向けの電力貯蔵装置の蓄電装置を構成する二次電池に鉛蓄電池を使用する場合、鉛蓄電池は劣化モードの一つにサルフェーションと呼ばれる劣化モードを持つ。これは鉛蓄電池を放電状態（充電率が低い状態）で長期間放置した際、鉛電池電極に溶解性の低い硫酸鉛の結晶が析出する現象である。

サルフェーションが発生すると、鉛蓄電池の放電可能容量減少や内部抵抗増大が発生するため、結果的に鉛蓄電池の充放電可能電力範囲が狭まることになり、電力貯蔵装置の変動緩和能力が低下する。サルフェーションと呼ばれる劣化モードを回避するためには、鉛蓄電池の充電率（以下ＳＯＣ）を高めに保持しておくことが望ましい。

例えば特開２００７−３０６６７０号公報に記載された技術には、変動緩和効果を確実に得るために蓄電池貯蔵電力量あるいはＳＯＣの偏りを抑制する方式は検討されているが、劣化抑制の観点からＳＯＣを積極的に変化させる技術については何等開示されていない。

複数の蓄電装置で構成される電力貯蔵装置の電力指令振り分け方法として、例えば特開２００９−０４４８６２号公報には劣化度合に応じて充放電電力指令の分配比を決める技術が存在するが、しかしながら個々の二次電池のＳＯＣを制御する手段は開示されておらず、鉛電池特有の劣化モードであるサルフェーションの進行を遅らせることは困難であった。

また、特開２００９−０７９５５９号公報に記載された技術では二次電池のＳＯＣを制御しているが、二次電池の劣化度合を考慮してＳＯＣを変化させる技術は開示されていないので、二次電池の劣化の進行を遅らせることが困難であるという課題があった。

本発明の目的は、蓄電装置を構成する複数の二次電池のうち、劣化の進んだ二次電池の更なる劣化の進行を遅らせ、劣化の進んだ二次電池と劣化の進んでいない二次電池の双方を備えた蓄電装置を有する電力貯蔵装置全体の運用期間を延ばすことを可能にした発電システムの電力貯蔵装置および発電システムの電力貯蔵装置の運用方法を提供することにある。

本発明の発電システムの電力貯蔵装置は、発電電力が時間的に変動する自然エネルギーを利用した発電システムに連携して設置され、充放電を行なうことで発電システムの発電電力変動を緩和する電力貯蔵装置であって、前記電力貯蔵装置は制御装置と複数の蓄電装置によって構成され、前記複数の蓄電装置は変換器と二次電池によって構成され、前記制御装置は発電所出力の目標値を演算する発電所出力目標値演算器と、この発電所出力目標値演算器で演算した発電所出力の目標値に基いて前記複数の各蓄電装置が充放電すべき変動緩和充放電指令を演算する充放電電力演算器と、前記複数の蓄電装置の充電率目標値を演算する充電率目標値演算器と、前記蓄電装置の二次電池の充電率を検出する充電率演算器と、前記充電率目標値演算器で演算した充電率目標値と充電率演算器で検出した充電率検出値に基いて前記充放電電力演算器で演算した変動緩和充放電指令を補正して各蓄電装置に指令する充放電電力指令の補正値を演算する充電率管理充放電指令演算器を備え、前記変換器は前記制御器から指令された充放電電力指令に追従するように前記二次電池の充放電電力を制御して前記発電システムから出力する電力と前記電力貯蔵装置から出力する充放電電力とを合算した合成電力の変動を緩和するように構成され、前記制御装置は前記蓄電装置を構成する複数の二次電池の特性あるいは運用履歴に応じて前記各電力貯蔵装置の充電率目標値の補正値を演算して前記充電率目標値演算器に指令する劣化指数演算器を備えていることを特徴とする。

また本発明の発電システムの電力貯蔵装置は、発電電力が時間的に変動する自然エネルギーを利用した発電システムに連携して設置され、充放電を行なうことで発電システムの発電電力変動を緩和する電力貯蔵装置であって、前記電力貯蔵装置は制御装置と複数の蓄電装置によって構成され、前記複数の蓄電装置は変換器と二次電池によって構成され、前記制御装置は発電所出力の目標値を演算する発電所出力目標値演算器と、この発電所出力目標値演算器で演算した発電所出力の目標値に基いて前記複数の各蓄電装置が充放電すべき変動緩和充放電指令を演算する充放電電力演算器と、前記複数の蓄電装置の充電率目標値を外部から入力する外部入力装置と、前記複数の蓄電装置を構成する前記二次電池の充電率を演算する充電率演算器と、外部入力装置から入力した充電率目標値と充電率演算器で検出した充電率検出値に基いて前記充放電電力演算器で演算した変動緩和充放電指令を補正して各蓄電装置に指令する充放電電力指令の補正値を演算する演算器がそれぞれ備えられていることを特徴とする。

本発明の発電システムの電力貯蔵装置の運用方法は、発電電力が時間的に変動する自然エネルギーを利用した発電システムに連携して設置され、充放電を行なうことで発電システムの発電電力変動を緩和する電力貯蔵装置の運用方法であって、前記電力貯蔵装置は制御装置と複数の蓄電装置によって構成され、前記複数の蓄電装置は変換器と二次電池によって構成されている発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、前記制御装置に備えた充電率演算器によって前記蓄電装置の二次電池の充電率を検出し、前記制御装置にそれぞれ備えた発電所出力目標値演算器によって発電所出力の目標値を演算し、充放電電力演算器によって前記発電所出力目標値演算器で演算した発電所出力の目標値に基いて前記複数の各蓄電装置が充放電すべき充放電電力指令を演算して出力し、前記制御装置に備えた前記充電率管理充放電指令演算器によって前記充電率演算器で検出した蓄電装置の二次電池の充電率検出値と前記充電率目標値演算器で演算した充電率目標値に基いて前記充放電電力演算器で演算した充放電電力指令の補正値を演算し、前記制御装置に備えた劣化指数演算器によって前記蓄電装置を構成する二次電池の特性あるいは運用履歴に応じて前記各電力貯蔵装置の充電率目標値の補正値を演算して前記充電率目標値演算器に指令し、前記変換器によって前記制御器から指令された充放電電力指令に追従するように前記二次電池の充放電電力を制御して前記発電システムから出力する電力と前記電力貯蔵装置から出力する充放電電力とを合算した合成電力の変動を緩和するようにして、発電システムの電力貯蔵装置の運用を行なうことを特徴とする。

また本発明の発電システムの電力貯蔵装置の運用方法は、発電電力が時間的に変動する自然エネルギーを利用した発電システムに連携して設置され、充放電を行なうことで発電システムの発電電力変動を緩和する電力貯蔵装置は制御装置と複数の蓄電装置によって構成され、前記複数の蓄電装置は変換器と二次電池によって構成されて、前記電力貯蔵装置が充放電することで前記発電システムと前記電力貯蔵装置が出力する合成電力の変動を緩和する発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、前記制御装置に備えた発電所出力目標値演算器によって発電所出力の目標値を演算し、前記制御装置に備えた充放電電力演算器によって前記発電所出力目標値演算器で演算した発電所出力の目標値に基いて前記複数の各蓄電装置が充放電すべき変動緩和充放電指令を演算し、前記制御装置に備えた外部入力装置によって前記複数の蓄電装置の充電率目標値を外部から入力し、前記制御装置に備えた充電率演算器によって前記複数の蓄電装置を構成する前記二次電池の充電率を演算し、前記制御装置に備えた演算器によって前記外部入力装置から入力した充電率目標値と充電率演算器で検出した充電率検出値に基いて前記充放電電力演算器で演算した変動緩和充放電指令を補正して充放電電力指令の補正値を演算し、各蓄電装置にこの充放電電力指令の補正値を指令することで、発電システムの電力貯蔵装置の運用を行なうことを特徴とする。

本発明によれば、蓄電装置を構成する複数の二次電池のうち、劣化の進んだ二次電池の更なる劣化の進行を遅らせ、劣化の進んだ二次電池と劣化の進んでいない二次電池の双方を備えた蓄電装置を有する電力貯蔵装置全体の運用期間を延ばすことを可能にした発電システムの電力貯蔵装置および発電システムの電力貯蔵装置の運用方法が実現できる。

本発明の第１実施例である発電システムと電力貯蔵装置を備えた風力発電所の構成を示す概略構成図。 図１に示した第１実施例である風力発電所の発電システムを構成する風力発電装置を示す概略構成図。 図１に示した第１実施例である風力発電所の電力貯蔵装置を構成する蓄電装置を示す概略構成図。 図１に示した第１実施例である風力発電所の電力貯蔵装置に設置された統括コントローラを示す概略構成図。 図４に示した電力貯蔵装置の統括コントローラに設置された発電所出力目標値を演算する発電所出力目標値演算部を示す概略構成図。 図５に示した統括コントローラの発電所出力目標値演算部の他の具体例を示す概略構成図。 図５に示した統括コントローラの発電所出力目標値演算部の更に他の具体例を示す概略構成図。 図４に示した電力貯蔵装置の統括コントローラに設置された充放電電力指令を演算する充放電電力指令分配部を示す概略構成図。 図４に示した電力貯蔵装置の統括コントローラに設置された蓄電装置の劣化指数を演算する劣化指数演算部を示す概略構成図。 図４に示した電力貯蔵装置の統括コントローラに設置された蓄電装置の劣化指数を演算する劣化指数演算部の他の具体例を示す概略構成図。 図４に示した電力貯蔵装置の統括コントローラに設置された蓄電装置のＳＯＣ目標値を演算するＳＯＣ目標値演算部を示す概略構成図。 図４に示した電力貯蔵装置の統括コントローラに設置された蓄電装置の充放電電力指令を演算するＳＯＣ管理充放電電力指令演算部を示す概略構成図。 図１に示した第１実施例である風力発電所の電力貯蔵装置に設置された統括コントローラによって風力発電所を運転した場合をシミュレーションした動作状況図であり、風力発電所の出力電力の時間変化を表している。 図１に示した第１実施例である風力発電所の電力貯蔵装置に設置された統括コントローラによって風力発電所を運転した場合をシミュレーションした動作状況図であり、風力発電所の電力貯蔵装置を構成する蓄電装置６台のそれぞれの充放電電力の時間変化を示している。 図１に示した第１実施例である風力発電所の電力貯蔵装置に設置された統括コントローラによって風力発電所を運転した場合をシミュレーションした動作状況図であり、風力発電所の蓄電装置６台のそれぞれの充電率ＳＯＣ（ＳＯＣ１、ＳＯＣ２、ＳＯＣ３、ＳＯＣ４、ＳＯＣ５、ＳＯＣ６）の時間変化を示している。 図１３に示した第１実施例の風力発電所のシミュレーション条件において電力貯蔵装置に用いられる鉛蓄電池のＳＯＣの滞在率分布図。 本発明の第２実施例である発電システムと電力貯蔵装置を備えた風力発電所の構成を示す概略構成図。 図１５に示した第２実施例である風力発電所の電力貯蔵装置に設置された統括コントローラを示す概略構成図。 図１５に示した第２実施例の電力貯蔵装置における蓄電装置について放電可能容量から二次電池の劣化状態を推定するステップを示したフローチャート。

本発明の実施例である発電電力が変動する自然エネルギーを利用した発電システムと連係して設置される電力貯蔵装置、及びこの電力貯蔵装置の運用方法について、図１から図１４を用いて以下に説明する。

図１は本発明の第１実施例である発電電力が変動する自然エネルギーを利用した発電システム１と、この発電システム１と連係して設置される電力貯蔵装置２を備えた風力発電所１０の構成を示す実施例である。

図１に示した第１実施例の風力発電所１０は、風力発電システム１と、発電システム１と連係して設置された電力貯蔵装置２とから構成されている。

前記発電システム１は発電電力が時間的に変動する自然エネルギーを利用した風力発電装置によって構成される発電システム１であり、風力発電システム１、及び該発電システム１と連係して設けられた電力貯蔵装置２は同一の電力系統５に送電線を介して電気的に接続され、風力発電システム１で発電した発電電力及び電力貯蔵装置２で貯蔵した貯蔵電力を電力系統５に送電するように構成されている。

風力発電システム１は１台以上の風力発電装置１−１、１−２、１−３で構成しており、図１の実施例では３台の風力発電装置を備えた例を示している。

風力発電所１０に備えられた電力貯蔵装置２は統括コントローラ３と２台以上の蓄電装置２−１、２−２、２−３で構成されている。電力貯蔵装置２を構成する蓄電装置の台数は２台以上であれば本実施例と同じ効果を発揮できる。

風力発電システム１の風力発電装置１−１、１−２、１−３で発電した発電電力は電力計４によって発電電力値ＰＷとして計測され、電力計４で計測した発電電力値ＰＷは電力貯蔵装置２に備えられた統括コントローラ３に入力する。また統括コントローラ３は電力貯蔵装置２に設置した各蓄電装置２−１、２−２、２−３の状態量Ｓｔａｔｅ１、Ｓｔａｔｅ２、Ｓｔａｔｅ３をそれぞれ受信するようになっている。

各蓄電装置２−１、２−２、２−３の状態量Ｓｔａｔｅ１、Ｓｔａｔｅ２、Ｓｔａｔｅ３の具体例については、本文の中で詳細に説明する。

統括コントローラ３では、入力した発電電力値ＰＷ、および電力貯蔵装置２の状態量Ｓｔａｔｅ１、Ｓｔａｔｅ２、Ｓｔａｔｅ３をもとに、発電電力値ＰＷの変動を緩和するために電力貯蔵装置２に指令する充放電電力指令ＰＢＣ１、ＰＢＣ２、ＰＢＣ３をそれぞれ演算し、統括コントローラ３から各蓄電装置２−１、２−２、２−３に送信する。

各蓄電装置２−１、２−２、２−３では統括コントローラ３から送信された充放電電力指令ＰＢＣ１、ＰＢＣ２、ＰＢＣ３に従って充放電を行なうことで、風力発電所１０の出力電力変動を緩和する。

図２を用いて図１に示した第１実施例の風力発電所１０に備えられた風力発電システム１を構成する風力発電装置について詳細に説明する。

図２にいて、風力発電システム１を構成する風力発電装置１−１は、ブレード１−１−１、発電機１−１−４、励磁装置１−１−５及び変換器１−１−６を備えたナセル１−１−３と、変換器１−１−７と、連系変圧器１−１−８と、遮断器１−１−９とを備えて構成している。

そして、ブレード１−１−１で風を受けて風のエネルギーを回転エネルギーに変換する。ブレード１−１−１を回転させる回転エネルギーは発電機１−１−４に伝達される。図２に示した風力発電装置１−１では、発電機１−１−４として直流励磁型同期発電機１−１−４を用いている。

直流励磁型同期発電機１−１−４の固定子端子は、交直変換器１−１−６、変換器１−１−７、連系変圧器１−１−８、遮断器１−１−９を介して、電力系統に連系される。

また、直流励磁型同期発電機１−１−４の回転子も、励磁装置１−１−５を介して固定子に接続されており、交直変換器１−１−６と励磁装置１−１−５を制御して可変速運転を実現している。

なお図２に示した風力発電装置１−１の他に、永久磁石発電機を用いた風力発電装置、誘導機を用いた風力発電システム等があるが、風力発電装置１−１、１−２、１−３がこれらの風力発電装置、あるいはこれらの風力発電装置の組み合わせによって構成されても、本実施例と同じ効果を得ることができる。

次に図１に示した第１実施例の風力発電所１０に備えられた電力貯蔵装置２を構成する蓄電装置２−１、２−２、２−３について、図３を用いて詳細に説明する。

図３において、電力貯蔵装置２を構成する蓄電装置２−１は、鉛蓄電池２−１−１と、変換器２−１−２、連系変圧器２−１−３、遮断器２−１−４等から構成されている。鉛蓄電池２−１−１は複数の鉛蓄電池単位セルの直列接続、並列接続で構成されている。鉛蓄電池２−１−１の端子は変換器２−１−２の直流部に電気的に接続されている。

変換器２−１−２は、図１に示した統括コントローラ３から出力される充放電電力指令ＰＢＣ１に従って、鉛蓄電池２−１−１の充放電電力を制御する。変換器２−１−２は鉛蓄電池２−１−１の充電率（ＳＯＣ１）や、充放電電流、端子電圧等の状態量Ｓｔａｔｅ１を検出する機能を備えており、これらの状態量を統括コントローラ３に送信する。なお鉛蓄電池２−１−１の充放電電流Ｉは、図示していないが蓄電装置２−１を構成する電流検出器によって検出する。

また鉛蓄電池２−１−１の端子電圧は、同じく図示していないが蓄電装置２−１を構成する直流電圧検出器によって検出する。また鉛蓄電池２−１−１の充電率ＳＯＣ１は、鉛蓄電池２−１−１の充放電電流Ｉから（１）式に従って演算する。

ＳＯＣ１＝ＳＯＣ（ｔ＝０）―（∫Ｉｄｔ）÷（蓄電池定格容量）・・・（１）
なお式（１）中のＳＯＣ（ｔ＝０）は初期のＳＯＣ状態を表し、また充放電電流Ｉは放電側を正、充電側を負として取り扱うことにする。

ここで電力貯蔵装置２を構成する他の蓄電装置２−２、２−３の構成は、図３に示した蓄電装置２−１の構成と同様であるので、詳細な説明は省略する。

次に第１実施例の風力発電所１０を構成する電力貯蔵装置２に設置された統括コントローラ３の構成とその動作について図１及び図４から図１４を用いて説明する。

統括コントローラ３はマイクロプロセッサ等で構成され、風力発電システム１と電力貯蔵装置２の状態量を検出し、電力貯蔵装置２の蓄電装置２−１、２−２、２−３が充放電すべき充放電電力の指令ＰＢＣ１、ＰＢＣ２、ＰＢＣ３を演算する役割を担う。以下で統括コントローラ３の具体的な動作について詳細に説明する。

図１及び図４において、統括コントローラ３は電力計４で計測した風力発電システム１の発電電力値ＰＷから、統括コントローラ３を構成する発電所出力目標値演算部３−１において、発電所が出力すべき発電所出力の目標値ＰＳｙｓＴを演算する。

発電所出力目標値演算部３−１で演算する発電所出力の目標値ＰＳｙｓＴは、風力発電システム１の発電電力値ＰＷに対して、発電電力値ＰＷの時間的な変動を緩和した値として決定する。

統括コントローラ３を構成する発電所出力目標値演算部３−１の具体的な動作の１例を、図５を用いて説明する。

図５に示した統括コントローラ３を構成する発電所出力目標値演算部３−１は、風力発電システム１の発電電力値ＰＷに一次遅れ演算（あるいは一次遅れフィルタ）を施すことで、発電電力値の変動を平滑化した発電所出力目標値ＰＳｙｓＴを演算する。なお図５では一次遅れ時定数をＴｍにした例を示している。

統括コントローラ３を構成する発電所出力目標値演算部３−１の別の構成例を図６に示す。

図６に示した統括コントローラ３を構成する発電所出力目標値演算部３−１ａは、風力発電システム１の発電電力値ＰＷの時間的な変化率（ｄＰ／ｄＴ）を所定値以下に制限することで、発電所出力目標値ＰＳｙｓＴを決定する。

また、統括コントローラ３を構成する発電所出力目標値演算部３−１のさらに別の構成例を図７に示す。

図７に示した統括コントローラ３を構成する発電所出力目標値演算部３−１ｂは、風力発電システム１の発電電力値ＰＷに対して出力可能な上限値と下限値を設け、上下限で制限した値を発電所出力目標値ＰＳｙｓＴとして演算する。なお発電所出力目標値演算部３−１ｂの上限値および下限値の演算方法としては、本発明者等が以前に提案した方式等（特開２００９−０７９５５９号公報）により実現可能であり、詳細な説明は省略する。

上記した第１実施例である風力発電所１０を構成する電力貯蔵装置２に設置された統括コントローラ３を構成する発電所出力目標値演算部３−１として、発電所出力目標値ＰＳｙｓＴの演算方式が図５、図６、図７に示した３例の構成を挙げたが、いずれの演算方式においても風力発電システム１の発電電力値ＰＷの時間的な変動を緩和した発電所出力目標値ＰＳｙｓＴを演算するという効果は達せられており、いずれの手法を用いても本発明の効果は発揮される。

また同様に風力発電システム１の発電電力値ＰＷの時間的な変動を緩和する発電所出力目標値ＰＳｙｓＴを演算する手段であれば、本実施例に示した以外の発電所出力目標値演算方式であっても本発明の効果は発揮できる。

次に前記電力貯蔵装置２に設置された統括コントローラ３において、図４に示すように、発電所出力目標値演算部３−１が演算した発電所出力目標値ＰＳｙｓＴの変動を緩和するため、減算演算部３−６によって発電所出力目標値演算部３−１が演算した発電所出力目標値ＰＳｙｓＴから風力発電システム１の発電電力値ＰＷを減算することで、変動緩和のための充放電電力指令ＰＢＭｉｔｉＣを決定する。

変動緩和のための充放電電力指令ＰＢＭｉｔｉＣは、風力発電システム１の発電電力値ＰＷの変動を緩和するために電力貯蔵装置２が充放電すべき充放電電力値を表す値である。

統括コントローラ３を構成する充放電電力指令分配部３−２は、減算演算部３−６によって演算された変動緩和のための充放電電力指令ＰＢＭｉｔｉＣを各蓄電装置２−１、２−２、２−３が充放電すべき充放電電力指令として分配する。

充放電電力指令分配部３−２の具体的な動作を示したものが図８である。図８に示すように充放電電力指令分配部３−２は、各蓄電装置２−１、２−２、２−３に減算演算部３−６によって演算された充放電電力指令ＰＢＭｉｔｉＣを平均的に分配する。

図１、図４及び図８に示した第１実施例の風力発電所１０を構成する電力貯蔵装置２では電力貯蔵装置２が３台の蓄電装置２−１、２−２、２−３で構成される場合を想定しているため、充放電電力指令分配部３−２では充放電電力指令ＰＢＭｉｔｉＣを３で除算して、各蓄電装置２−１、２−２、２−３の変動緩和のための充放電電力指令ＰＢＭｉｔｉＣ１、ＰＢＭｉｔｉＣ２、ＰＢＭｉｔｉＣ３を決定する。

これまで説明した前記各装置によって、第１実施例の風力発電所１０に設置された風力発電システム１の発電電力値ＰＷの時間的な変動を緩和するために、前記風力発電所１０に設置された電力貯蔵装置２が充放電すべき充放電電力値が決定される。

一方、第１実施例の風力発電システム１に連係して設置された電力貯蔵装置２は、風力発電システム１の発電電力値ＰＷの時間的な変動を緩和するために充放電することに加え、前記電力貯蔵装置２を構成する各蓄電装置２−１、２−２、２−３の劣化を防止するために、各蓄電装置２−１、２−２、２−３の劣化抑制を目的とした充電率（以下ＳＯＣ）を制御するための充放電も合わせて実施する。以下にＳＯＣを制御のために各蓄電装置２−１、２−２、２−３の充放電方法について詳細に説明する。

まず図４に示した統括コントローラ３を構成する劣化指数演算部３−３の具体的な動作について説明する。劣化指数演算部３−３は、電力貯蔵装置２の蓄電装置２−１、２−２、２−３から受信した各蓄電装置２−１、２−２、２−３の状態量Ｓｔａｔｅ１、Ｓｔａｔｅ２、Ｓｔａｔｅ３に基づいて前記蓄電装置２−１、２−２、２−３を構成する鉛蓄電池２−１−１、２−２−１、２−３−１の劣化度合を示す劣化度合指数Ｄ１、Ｄ２、Ｄ３を演算する。

劣化指数演算部３−３の具体的な構成を詳細に示したものが図９である。図９に詳細な構成を示した劣化指数演算部３−３は、図１に示した各蓄電装置２−１、２−２、２−３から状態量Ｓｔａｔｅ１、Ｓｔａｔｅ２、Ｓｔａｔｅ３として、二次電池（鉛蓄電池）が設置されてからの二次電池運用年数を受信する。

劣化指数演算部３−３は内部に二次電池運用年数と劣化指数Ｄの関係を対応付ける年数―劣化指数対応マップ３−３−１、３−３−２、３−３−３をデータとしてそれぞれ保存しており、前記年数―劣化指数対応マップ３−３−１、３−３−２、３−３−３では受信した二次電池運用年数から対応する劣化指数Ｄ１、Ｄ２、Ｄ３を選択して出力する。なお劣化指数Ｄ１、Ｄ２、Ｄ３は０から１００の数値で表す。

劣化指数Ｄが０のときは劣化が全く進行していない状態を表し、１００のときは劣化が進行し、運用できない（寿命に達した）ことを表す。鉛蓄電池は運用期間が長い程、劣化（サルフェーション）が進行するため、運用期間が長いほど対応する劣化指数は大きく設定する。

図４に示した統括コントローラ３を構成する前記劣化指数演算部３−３の別の構成である劣化指数演算部３−３ａについて図１０に示す。図１０に示した劣化指数演算部３−３ａは、電力貯蔵装置２の蓄電装置２−１、２−２、２−３から状態量Ｓｔａｔｅ１、Ｓｔａｔｅ２、Ｓｔａｔｅ３として受信した二次電池（鉛蓄電池）の端子電圧Ｖ１、Ｖ２、Ｖ３および充放電電流Ｉ１、Ｉ２、Ｉ３を利用するように構成されている。

前記状態量Ｓｔａｔｅ１、Ｓｔａｔｅ２、Ｓｔａｔｅ３には端子電圧Ｖ１、Ｖ２、Ｖ３および充放電電流Ｉ１、Ｉ２、Ｉ３がそれぞれ含まれている。

前記劣化指数演算部３−３ａには、各鉛蓄電池２−１−１、２−２−１、２−３−１の内部抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３を演算する内部抵抗演算部３−３ａ−１、３−３ａ−２、３−３ａ−３と、劣化指数を対応付ける内部抵抗−劣化指数対応マップ３−３ａ−４、３−３ａ−５、３−３ａ−６とが夫々設置されている。

そして前記劣化指数演算部３−３ａに設けた内部抵抗演算部３−３ａ−１、３−３ａ−２、３−３ａ−３では、蓄電装置２−１、２−２、２−３から受信した状態量Ｓｔａｔｅ１、Ｓｔａｔｅ２、Ｓｔａｔｅ３に含まれている端子電圧Ｖ１、Ｖ２、Ｖ３および充放電電流Ｉ１、Ｉ２、Ｉ３から、各鉛蓄電池２−１−１、２−２−１、２−３−１の内部抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３を演算する。

具体的には前記内部抵抗演算部３−３ａ−１、３−３ａ−２、３−３ａ−３にそれぞれ備えられた（２）式、（３）式、及び（４）式の演算式に従って各鉛蓄電池２−１−１、２−２−１、２−３−１の内部抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３を演算する。

Ｒ１＝（Ｖ１−Ｖ０）÷Ｉ１・・・・（２）
Ｒ２＝（Ｖ２−Ｖ０）÷Ｉ２・・・・（３）
Ｒ３＝（Ｖ３−Ｖ０）÷Ｉ３・・・・（４）
ここでＶ０は劣化していないときの鉛蓄電池の端子電圧である。

次に劣化指数演算部３−３ａに設けた内部抵抗−劣化指数対応マップ３−３ａ−４、３−３ａ−５、３−３ａ−６では、図１０に示された内部抵抗Ｒと劣化指数Ｄとの関係を定めた特性線分に基づいて、前記内部抵抗演算部３−３ａ−１、３−３ａ−２、３−３ａ−３で演算した内部抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３に対応する劣化指数Ｄ１、Ｄ２、Ｄ３をそれぞれ選択して出力する。

なお鉛蓄電池は劣化（サルフェーション）が進行すると内部抵抗が大きくなる傾向があるため、内部抵抗−劣化指数対応マップ３−３ａ−４、３−３ａ−５、３−３ａ−６に示したように、内部抵抗Ｒ１、Ｒ２、Ｒ３が大きくなるほど、対応する劣化指数Ｄ１、Ｄ２、Ｄ３の値が大きくなるように設定してある。

本実施例の風力発電システム１に連係して設置された電力貯蔵装置２の統括コントローラ３では、劣化指数演算部３−３として図９に示した劣化指数演算部３−３の構成と、図１０に示した劣化指数演算部３−３ａの構成との２方式を説明したが、いずれの方式の劣化指数演算部３−３の構成を用いても本発明の効果は発揮できる。

また図示していないが、劣化推定手段として二次電池の放電電流の累積積算量を演算して、累積放電電流積算量が大きいほど劣化が進行していると推定しても良い。これは放電電流量が多いほど、鉛蓄電池の劣化が進行するためである。

次に図４に示した統括コントローラ３を構成するＳＯＣ目標値演算部３−４の具体的な動作について図１１を用いて説明する。

図１１において、ＳＯＣ目標値演算部３−４は、劣化指数演算部３−３に設けた内部抵抗−劣化指数対応マップ３−３ａ−４、３−３ａ−５、３−３ａ−６から出力される各鉛蓄電池２−１−１、２−２−１、２−３−１の劣化度合Ｄ１、Ｄ２、Ｄ３に応じて、充電率目標値（ＳＯＣ目標値）ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３をそれぞれ演算して出力する劣化度合−ＳＯＣ目標値対応マップ３−４−１、３−４−２、３−４−３が設置されている。

なお、本実施例のＳＯＣ目標値演算部３−４に設けられた前記劣化度合−ＳＯＣ目標値対応マップ３−４−１、３−４−２、３−４−３では、鉛蓄電池の満充電状態をＳＯＣが１００％の状態と定義し、また鉛蓄電池の完全放電状態をＳＯＣが０％の状態と定義して、図１１に示されたＳＯＣ目標値と劣化指数Ｄとの関係を定めた特性線分に基づいて、前記劣化指数演算部３−３又は前記劣化指数演算部３−３ａで演算されて出力した各鉛蓄電池２−１−１、２−２−１、２−３−１の劣化指数Ｄ１、Ｄ２、Ｄ３に対応するＳＯＣ目標値ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３をそれぞれ選択して出力する。

鉛蓄電池の劣化（サルフェーション）は満充電に近いほどその進行が抑制される。このため劣化度合−ＳＯＣ目標値対応マップ３−４−１、３−４−２、３−４−３は劣化指数Ｄ１、Ｄ２、Ｄ３の値が大きいほど、対応するＳＯＣ目標値の値が大きくなるように設定してある。

次に図４に示した統括コントローラ３を構成するＳＯＣ管理充放電指令演算部３−５の具体的な動作について図１２を用いて説明する。

図１２において、ＳＯＣ管理充放電指令演算部３−５は、ＳＯＣ目標値演算部３−４に設けた劣化度合−ＳＯＣ目標値対応マップ３−４−１、３−４−２、３−４−３で演算して出力された各蓄電装置２−１−１、２−２−１、２−３−１のＳＯＣ目標値ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３と、前記各蓄電装置２−１−１、２−２−１、２−３−１で検出されたＳＯＣ測定値ＳＯＣ１、ＳＯＣ２、ＳＯＣ３との値に基づいて、各蓄電装置２−１−１、２−２−１、２−３−１のＳＯＣ管理のための充放電電力指令ＰＢＳＯＣＣ１、ＰＢＳＯＣＣ２、ＰＢＳＯＣＣ３を演算する。

具体的には前記ＳＯＣ管理充放電指令演算部３−５に設置された減算器３−５−１、３−５−２、３−５−３がＳＯＣ目標値ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３からそれぞれＳＯＣ測定値ＳＯＣ１、ＳＯＣ２、ＳＯＣ３を減算し、この減算した値を比例演算器３−５−４、３−５−５、３−５−６によって比例演算し、更にこの比例演算した値にリミッタ演算器３−５−７、３−５−８、３−５−９によってリミッタを施すことで、ＳＯＣ管理のための充放電電力指令ＰＢＳＯＣＣ１、ＰＢＳＯＣＣ２、ＰＢＳＯＣＣ３をそれぞれ演算して出力している。

前記比例演算器３−５−４、３−５−５、３−５−６は、ＳＯＣ目標値演算部３−４から出力されたＳＯＣ目標値ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３と、前記各蓄電装置２−１、２−２、２−３で検出されたＳＯＣ測定値ＳＯＣ１、ＳＯＣ２、ＳＯＣ３との差分に固定値Ｋｐを積算することで、前記目標値と前記測定値との差が大きな各蓄電装置２−１、２−２、２−３に対して、大きな充放電電力指令（ＰＢＳＯＣＣ１、ＰＢＳＯＣＣ２、ＰＢＳＯＣＣ３）を演算する。

リミッタ演算器３−５−７、３−５−８、３−５−９はＳＯＣ管理のための充放電が変動緩和効果に影響を与えないように、風力発電所１０の定格電力に対して小さな値以内（例えば±１％以内）に充放電電力指令ＰＢＳＯＣＣ１、ＰＢＳＯＣＣ２、ＰＢＳＯＣＣ３を制限する。

図４に示した統括コントローラ３は、以上に説明した手段を用いて、充放電電力指令分配部３−２で演算した変動緩和のための充放電電力指令ＰＢＭｉｔｉＣ１、ＰＢＭｉｔｉＣ２、ＰＢＭｉｔｉＣ３と、ＳＯＣ管理のために前記ＳＯＣ管理充放電指令演算部３−５で演算した充放電電力指令ＰＢＳＯＣＣ１、ＰＢＳＯＣＣ２、ＰＢＳＯＣＣ３とを、該統括コントローラ３に設けた加算演算部３−７−１、３−７−２、３−７−３によってそれぞれ合算することで、各蓄電装置２−１、２−２、２−３が充放電すべき充放電電力指令ＰＢＣ１、ＰＢＣ２、ＰＢＣ３を決定して各蓄電装置２−１、２−２、２−３に対して指令するように構成されている。

前記加算演算部３−７−１、３−７−２、３−７−３にて合算して決定した充放電電力指令ＰＢＣ１、ＰＢＣ２、ＰＢＣ３は、統括コントローラ３から指令値として各蓄電装置２−１、２−２、２−３に送信される。

次に図１に示した電力貯蔵装置２と発電システム１を備えた第１実施例の風力発電所１０における動作例について、シミュレーションした動作状況の結果を図１３Ａ乃至図１３Ｃに示す。

図１３Ａ乃至図１３Ｃに示した第１実施例の風力発電所１０をシミュレーションした動作状況例は、電力貯蔵装置２を構成する蓄電装置が６台設置された場合のシミュレーションを示している。

図１３Ａは第１実施例の風力発電所１０における風力発電所出力電力の時間変化を表したものであり、縦軸の電力は風力発電システム１の定格電力を１００％として表示しており、また符合が正の値が放電方向を、負の値が充電方向を示す。

そしてＰＷは風力発電システム１の発電電力、ＰＢは電力貯蔵装置２の充放電電力、ＰＳｙｓは風力発電所１０の出力電力をそれぞれ示す。

図１３Ａに示したように、風力発電システム１の発電電力ＰＷは時間とともに変動するが、変動を緩和するように電力貯蔵装置２が充放電電力ＰＢを出力するため、発電電力ＰＷと充放電電力ＰＢとを合成した風力発電所１０の出力電力ＰＳｙｓの変動が緩和される状況を示している。

図１３Ｂは上記シミュレーションにおける電力貯蔵装置２を構成する蓄電装置６台のそれぞれの充放電電力ＰＢ１乃至ＰＢ６の時間変化を示している。

なお図１３Ｂに示したシミュレーションにおいては、６台の蓄電装置のうち第３の蓄電装置を構成する鉛蓄電地の劣化が進行した場合を仮定している。

図１３Ｂに示すように、電力貯蔵装置２を構成する６台の蓄電装置の充放電電力ＰＢ１、ＰＢ２、ＰＢ３、ＰＢ４、ＰＢ５、ＰＢ６のなかで、劣化の進んだ第３の蓄電装置の充放電電力ＰＢ３の状況が他の蓄電装置の充放電電力とは異なる動きを示している。

図１３Ｃは上記シミュレーションにおける６台の蓄電装置の充電率ＳＯＣ（ＳＯＣ１、ＳＯＣ２、ＳＯＣ３、ＳＯＣ４、ＳＯＣ５、ＳＯＣ６）の時間変化を示している。このシミュレーションでは第３の蓄電装置の劣化が進行していると仮定したため、第３の蓄電装置のＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ３）は７０％に設定されている。一方、その他の５台の蓄電装置のＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ１〜ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ４〜ＳＯＣＴ６）は５０％に設定されている。

図１３Ｃに示したように、各蓄電装置の充電率（ＳＯＣ）がＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ）に一致していないが、これは風力発電システム１の発電電力変動を緩和するために、電力貯蔵装置２を構成する電力貯蔵装置６台が全て充放電を行っているためである。

図１４は図１３Ａ乃至図１３Ｃの風力発電所１０のシミュレーション条件において、風力発電所１０を１年間に亘って運用した際の電力貯蔵装置２を構成する６台の蓄電装置に用いられる鉛蓄電池のＳＯＣ滞在率分布をそれぞれ示したものである。

蓄電装置のＳＯＣ滞在率分布とは、１年間の運用期間のうち、横軸に示した充電率（ＳＯＣ）の状態の期間が１年間に対してどれくらいの割合発生したかを年間滞在率として縦軸に示したものである。

図１４において、上から３番目に示した劣化の進行した３台目の蓄電装置３のＳＯＣ滞在率は、ＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ３）である７０％付近に滞在する期間が最も多くなる状況を示している。

一方、劣化の進んでいないその他の５台の蓄電装置は、ＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ１〜ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ４〜ＳＯＣＴ６）がそれぞれ５０％であるため、年間を通して運用した場合に、ＳＯＣ目標値である５０％付近に滞在する期間が最も長くなる状況を示している。

このため、年間を通して本実施例の風力発電所１０を運用した場合に、電力貯蔵装置２を構成する蓄電装置として６台設置された鉛蓄電池１〜鉛蓄電池６のうち、劣化した３台目の鉛蓄電池３の充電率（ＳＯＣ）が平均的に高い値に維持されるため、劣化した鉛蓄電地３の更なる劣化進行を遅らせることができる。

なお、本実施例の発電電力が変動する発電システムとして風力発電システム１を用いた場合を示したが、発電電力が変動する発電システムとして太陽光発電システムなどの自然エネルギーを利用した発電システムであっても本実施例と同じ効果を奏することができる。

また発電電力が変動する発電システムとして、風力発電システムと太陽光発電システム、更には前記の自然エネルギーを利用した発電システムにエンジン発電機等の発電システムを組合せた複合発電システムであっても本実施例と同じ効果を奏することができる。

本実施例の自然エネルギーを利用した発電システムによれば、電力貯蔵装置２を構成する蓄電装置となる複数の鉛蓄電池のうち、劣化の進んだ鉛蓄電池の充電率（ＳＯＣ）が時間平均的に満充電に近い値に滞在する割合を多くすることが可能となるので、劣化の進んだ鉛蓄電池の更なる劣化進行を遅らせることができる。

この効果により複数備えられた各鉛蓄電装置の劣化の進行が平均化され、結果的には電力貯蔵装置全体の運用期間を延ばすことが可能となる。

なお本実施例の発電システムにおいては、電力貯蔵装置２を構成する二次電池として鉛蓄電池を用いた例を示したが、二次電池としてリチウムイオン電池等を用いても本実施例と同じ効果が得られる。

ただし、リチウムイオン電池の場合は、一般的に充電率を放電状態に近い値に制御した方が劣化の進行が抑制されることが知られている。これに対しては、劣化が進行していると推定されたリチウムイオン電池の充電率目標値を、劣化が進行していないリチウムイオン電池に対する充電率目標値よりも小さめに設定して対応すれば良い。

本実施例によれば、蓄電装置を構成する複数の二次電池のうち、劣化の進んだ二次電池の更なる劣化の進行を遅らせ、劣化の進んだ二次電池と劣化の進んでいない二次電池の双方を備えた蓄電装置を有する電力貯蔵装置全体の運用期間を延ばすことを可能にした発電システムの電力貯蔵装置および発電システムの電力貯蔵装置の運用方法が実現できる。

次に本発明の第２の実施例である発電電力が変動する自然エネルギーを利用した発電システム１と、この発電システム１と連係して設置される電力貯蔵装置２を備えた風力発電所１０の構成について、図１５、図１６を用いて説明する。

本発明の第２実施例の風力発電所１０は、先に説明した第１実施例の風力発電所１０と基本的な構成は同じであるので、両者に共通した構成及び動作の説明は省略し、先の実施例と相違する構成及び動作の説明についてのみ、以下に説明する。

図１５に示した第２実施例の風力発電所１０の電力貯蔵装置２の設置された統括コントローラ３ｂは、外部からＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ）を入力する外部入力手段３−８と、この外部入力手段３−８からＳＯＣ目標値が入力される制御器３−９を備えた構成となっている。

統括コントローラ３ｂに備えられたＳＯＣ管理充放電指令演算部３−５を有する制御器３−９に入力できるように構成されている。

また本実施例の統括コントローラ３ｂの詳細構成は、図１６に示すように、ＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ）を出力する外部入力手段３−８と、マイコンなどで構成され、前記外部入力手段３−８から入力するＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３）から各蓄電装置２−１、２−２、２−３へ送信する充放電電力指令（ＰＢＳＯＣＣ１、ＰＢＳＯＣＣ２、ＰＢＳＯＣＣ３）を演算するＳＯＣ管理充放電指令演算部３−５を有する制御器３−９とを備えている。

制御器３−９に備えたＳＯＣ管理充放電指令演算部３−５の構成要素の動作については、図１２に示した第１実施例のＳＯＣ管理充放電指令演算部３−５の動作と同じであるので、ここでの説明は省略する。

本実施例の統括コントローラ３ｂのうち、外部入力手段３−８は、各蓄電装置２−１、２−２、２−３のＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３）を外部から設定する機能をもつ。例えば外部入力手段３−８はパーソナルコンピュータで構成され、各蓄電装置２−１、２−２、２−３のＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３）をパーソナルコンピュータを構成するキーボード等からオペレータが入力するようになっている。

また外部入力手段３−８の別の例としては、目盛りのついたスライドスイッチであったり、目盛りのついた回転型スイッチであっても良い。

この外部入力手段３−８を通して、オペレータが手動で各蓄電装置２−１、２−２、２−３のＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３）を入力する。入力するＳＯＣ目標値は、蓄電装置を構成する鉛蓄電池の劣化の度合に応じて設定し、劣化度合の大きな蓄電装置に対しては、ＳＯＣ目標値を劣化の進んでいない蓄電装置に比べて満充電に近い値に設定する点は、第１実施例と同じである。

また蓄電装置を構成する鉛蓄電池の劣化を推定する手段は先の第１実施例に記載した手法を用いることになる。さらに蓄電装置を構成する鉛蓄電池の別の劣化推定手段として、二次電池の分解調査により直接劣化状態を推定し、ＳＯＣ目標値を決定してもよい。

具体的には、蓄電装置を構成する二次電池の直列接続された電池セルの一部分を抜き出し、抜き出した電池セルを分解する。二次電池セルを構成する電解液の比重等を調べることで劣化を推定し、劣化度合からＳＯＣ目標値を決定する。

また蓄電装置を構成する二次電池の別の劣化推定方法として、二次電池の放電可能Ａｈ容量を利用してもよい。

この場合、前記統括コントローラ３ｂに充電率目標値ＳＯＣＴを設定する劣化設定器３−１０を設けて、オペレータが図１７に記載した手順によって前記外部入力手段３−８に充電率目標値ＳＯＣＴを入力すれば良い。

図１７は図１５に示した第２実施例の電力貯蔵装置における蓄電装置について放電可能Ａｈ容量から蓄電装置を構成する二次電池の劣化状態を推定し、さらにＳＯＣ目標値を決定する方法を示したフローチャートである。

図１７に示したように、まず、蓄電装置を構成する二次電池の劣化状態を推定する第一のステップとして、放電可能Ａｈ容量を測定したい蓄電装置の二次電池を満充電状態（ＳＯＣ＝１００％）まで充電する。

蓄電装置の劣化状態を推定する第２ステップにおいては、対象蓄電装置を一定電流（図１７では１００Ａ一定）で放電する。

放電中において蓄電装置を構成する二次電池単位セルの電圧も同時に測定する。二次電池単位セル電圧が所定値（図１７では１．８［Ｖ］）に達したら放電を停止し、所定電圧に達するまでに要した時間Ｈ［ｈｏｕｒ］を測定する。

蓄電装置を構成する二次電池の劣化状態を推定する第３ステップにおいては、放電時間Ｈ［ｈｏｕｒ］と一定電流値を積算することで、放電可能容量Ｇ［Ａｈ］を求める。劣化が進んだ二次電池においては、放電可能容量Ｇが小さくなることが知られており、放電可能容量Ｇが劣化状態を推定するパラメータとなる。

蓄電装置を構成する二次電池の劣化状態を推定する第４のステップにおいて、放電可能容量ＧからＳＯＣ目標値を決定する。具体的には放電可能容量ＧとＳＯＣ目標値の対応関係を示す表あるいはグラフから、ＳＯＣ目標値を決定する。なお劣化が進んだ二次電池の放電可能容量Ｇは小さくなることから、放電可能容量Ｇが小さいほど対応する蓄電装置のＳＯＣ目標値は大きな値にする。

ＳＯＣ目標値（ＳＯＣＴ１、ＳＯＣＴ２、ＳＯＣＴ３）を受信した以降の統括コントローラ３ｂおよび蓄電装置２−１、２−２、２−３の動きは実施例１と同じであるため、説明は省略する。

本実施例の電力貯蔵装置の運用方法によって、劣化の進んだ鉛蓄電池のＳＯＣが時間平均的に満充電に近い値に滞在する割合が多くなり、劣化の進んだ鉛蓄電池の更なる劣化進行を遅らせることができる。

この結果、電力貯蔵装置を構成する複数の鉛蓄電池の劣化進行が平均化され、結果的には電力貯蔵装置全体の運用期間を延ばすことが可能となる。

本実施例によれば、蓄電装置を構成する複数の二次電池のうち、劣化の進んだ二次電池の更なる劣化の進行を遅らせ、劣化の進んだ二次電池と劣化の進んでいない二次電池の双方を備えた蓄電装置を有する電力貯蔵装置全体の運用期間を延ばすことを可能にした発電システムの電力貯蔵装置および発電システムの電力貯蔵装置の運用方法が実現できる。

本発明は、自然エネルギーを利用した発電システムの電力貯蔵装置および電力貯蔵装置の運用方法に適用可能である。

１：風力発電システム、１−１、１−２、１−３：風力発電装置、１−１−１：ブレード、１−１−２：風速計、１−１−３：ナセル、１−１−４：発電機、１−１−５：励磁装置、１−１−６：交直変換器、１−１−７：変換器、１−１−８：連系変圧器、１−１−９：遮断器、２：電力貯蔵装置、２−１、２−２、２−３：蓄電装置、２−１−１、２−２−１、２−３−１：鉛蓄電池、２−１−２、２−２−２、２−３−２：変換器、２−１−３、２−２−３、２−３−３：連系変圧器、２−１−４、２−２−４、２−３−４：遮断器、３、３ｂ：統括コントローラ、３−１、３−１ａ、３−１ｂ：発電所出力目標値演算部、３−２：充放電電力指令分配部、３−３、３−３ａ：劣化指数演算部、３−３ａ−１、３−３ａ−２、３−３ａ−３：内部抵抗演算部、３−３ａ−４、３−３ａ−５、３−３ａ−６：内部抵抗−劣化指数対応マップ、３−３−１、３−３−２、３−３−３：年数―劣化指数対応マップ、３−４：ＳＯＣ目標値演算部、３−４−１、３−４−２、３−４−３：劣化度合−ＳＯＣ目標値対応マップ、３−５：ＳＯＣ管理充放電指令演算部、３−５−１、３−５−２、３−５−３；減算器、３−５−４、３−５−５、３−５−６：比例演算器、３−５−７、３−５−８、３−５−９ リミッタ演算、３−６：減算器、３−７−１、３−７−２、３−７−３：加算器、３−８：外部入力手段、３−９：制御器、４：電力計、５：電力系統、１０：風力発電所。

Claims (13)

1. 発電電力が時間的に変動する自然エネルギーを利用した発電システムに連携して設置され、充放電を行なうことで発電システムの発電電力変動を緩和する電力貯蔵装置であって、前記電力貯蔵装置は制御装置と複数の蓄電装置によって構成され、前記複数の蓄電装置は変換器と二次電池によって構成され、
   前記制御装置は発電所出力の目標値を演算する発電所出力目標値演算器と、この発電所出力目標値演算器で演算した発電所出力の目標値に基いて前記複数の各蓄電装置が充放電すべき変動緩和充放電指令を演算する充放電電力演算器と、前記複数の蓄電装置の充電率目標値を演算する充電率目標値演算器と、前記蓄電装置の二次電池の充電率を検出する充電率演算器と、前記充電率目標値演算器で演算した充電率目標値と充電率演算器で検出した充電率検出値に基いて前記充放電電力演算器で演算した変動緩和充放電指令を補正して各蓄電装置に指令する充放電電力指令の補正値を演算する充電率管理充放電指令演算器を備え、
   前記変換器は前記制御器から指令された充放電電力指令に追従するように前記二次電池の充放電電力を制御して前記発電システムから出力する電力と前記電力貯蔵装置から出力する充放電電力とを合算した合成電力の変動を緩和するように構成され、
   前記制御装置は前記蓄電装置を構成する複数の二次電池の特性あるいは運用履歴に応じて前記各電力貯蔵装置の充電率目標値の補正値を演算して前記充電率目標値演算器に指令する劣化指数演算器を備えていることを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置。
2. 請求項１に記載の発電システムの電力貯蔵装置において、
   前記充放電電力指令演算器は、前記充電率目標値演算器で演算した充電率目標値と前記充電率演算器で演算した充電率検出値との差分から前記二次電池の充電率を制御するための充電率制御充放電電力指令を演算する充電率制御充放電電力指令演算器を備えており、
   前記充放電電力指令の補正値を演算する演算器は、前記充放電電力演算器によって演算した変動緩和充放電指令と前記充電率制御充放電電力指令とを合算した値を、各蓄電装置に指令する前記充放電電力指令の補正値とする演算器であることを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置。
3. 請求項１に記載の発電システムの電力貯蔵装置において、
   前記複数の蓄電装置を構成する前記二次電池は鉛蓄電池であって、前記二次電池の充電率目標値を演算する充電率目標値演算器は、前記劣化状態推定演算器によって推定した二次電池の劣化が進行していると推定した場合に、前記二次電池の充電率目標値を、劣化が進行していない前記二次電池の充電率目標値よりも満充電に近い充電率の値に設定するように構成されていることを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置。
4. 請求項１に記載の発電システムの電力貯蔵装置において、
   前記複数の蓄電装置を構成する二次電池はリチウムイオン電池であって、前記二次電池の充電率目標値を演算する充電率目標値演算器は、前記劣化状態推定演算器によって推定した二次電池の劣化が進行していると推定した場合に、前記二次電池の充電率目標値を、劣化が進行していない前記二次電池の充電率目標値よりも放電状態に近い充電率の値に設定するように構成されていることを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置。
5. 発電電力が時間的に変動する自然エネルギーを利用した発電システムに連携して設置され、充放電を行なうことで発電システムの発電電力変動を緩和する電力貯蔵装置であって、前記電力貯蔵装置は制御装置と複数の蓄電装置によって構成され、前記複数の蓄電装置は変換器と二次電池によって構成され、
   前記制御装置は発電所出力の目標値を演算する発電所出力目標値演算器と、この発電所出力目標値演算器で演算した発電所出力の目標値に基いて前記複数の各蓄電装置が充放電すべき変動緩和充放電指令を演算する充放電電力演算器と、前記複数の蓄電装置の充電率目標値を外部から入力する外部入力装置と、前記複数の蓄電装置を構成する前記二次電池の充電率を演算する充電率演算器と、外部入力装置から入力した充電率目標値と充電率演算器で検出した充電率検出値に基いて前記充放電電力演算器で演算した変動緩和充放電指令を補正して各蓄電装置に指令する充放電電力指令の補正値を演算する演算器がそれぞれ備えられていることを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置。
6. 発電電力が時間的に変動する自然エネルギーを利用した発電システムに連携して設置され、充放電を行なうことで発電システムの発電電力変動を緩和する電力貯蔵装置の運用方法であって、前記電力貯蔵装置は制御装置と複数の蓄電装置によって構成され、前記複数の蓄電装置は変換器と二次電池によって構成されている発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、
   前記制御装置に備えた充電率演算器によって前記蓄電装置の二次電池の充電率を検出し、
   前記制御装置にそれぞれ備えた発電所出力目標値演算器によって発電所出力の目標値を演算し、充放電電力演算器によって前記発電所出力目標値演算器で演算した発電所出力の目標値に基いて前記複数の各蓄電装置が充放電すべき充放電電力指令を演算して出力し、
   前記制御装置に備えた前記充電率管理充放電指令演算器によって前記充電率演算器で検出した蓄電装置の二次電池の充電率検出値と前記充電率目標値演算器で演算した充電率目標値に基いて前記充放電電力演算器で演算した充放電電力指令の補正値を演算し、
   前記制御装置に備えた劣化指数演算器によって前記蓄電装置を構成する二次電池の特性あるいは運用履歴に応じて前記各電力貯蔵装置の充電率目標値の補正値を演算して前記充電率目標値演算器に指令し、
   前記変換器によって前記制御器から指令された充放電電力指令に追従するように前記二次電池の充放電電力を制御して前記発電システムから出力する電力と前記電力貯蔵装置から出力する充放電電力とを合算した合成電力の変動を緩和するようにして、発電システムの電力貯蔵装置の運用を行なうことを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置の運用方法。
7. 請求項６に記載した発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、
   前記充電率管理充放電指令演算器は、前記充電率目標演算器で演算した充電率目標値と前記充電率演算器で検出した充電率検出値の差分から前記二次電池の充電率を制御する充放電電力指令の補正値を演算し、前記変動緩和充放電指令と前記充放電電力指令の補正値を合算した値を前記充放電電力指令を補正する補正充放電電力指令とすることを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置の運用方法。
8. 請求項６に記載した発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、
   前記複数の蓄電装置を構成する二次電池として鉛蓄電池を使用し、前記充電率目標値は前記劣化指数演算器によって二次電池の劣化が進行していると推定した場合は前記充電率目標値演算器で設定する二次電池の充電率目標値を、劣化が進行していない二次電池の充電率目標値よりも満充電に近い充電率に設定することを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置の運用方法。
9. 請求項６に記載した発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、
   前記複数の蓄電装置を構成する二次電池としてリチウムイオン電池を使用し、前記充電率目標値は前記前記劣化指数演算器によって二次電池の劣化が進行していると推定した場合は前記充電率目標値演算器で設定する二次電池の充電率目標値を、劣化が進行していない前記二次電池の充電率目標値よりも放電状態に近い充電率に設定することを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置の運用方法。
10. 発電電力が時間的に変動する自然エネルギーを利用した発電システムに連携して設置され、充放電を行なうことで発電システムの発電電力変動を緩和する電力貯蔵装置は制御装置と複数の蓄電装置によって構成され、前記複数の蓄電装置は変換器と二次電池によって構成されて、前記電力貯蔵装置が充放電することで前記発電システムと前記電力貯蔵装置が出力する合成電力の変動を緩和する発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、
    前記制御装置に備えた発電所出力目標値演算器によって発電所出力の目標値を演算し、
    前記制御装置に備えた充放電電力演算器によって前記発電所出力目標値演算器で演算した発電所出力の目標値に基いて前記複数の各蓄電装置が充放電すべき変動緩和充放電指令を演算し、
    前記制御装置に備えた外部入力装置によって前記複数の蓄電装置の充電率目標値を外部から入力し、
    前記制御装置に備えた充電率演算器によって前記複数の蓄電装置を構成する前記二次電池の充電率を演算し、
    前記制御装置に備えた演算器によって前記外部入力装置から入力した充電率目標値と充電率演算器で検出した充電率検出値に基いて前記充放電電力演算器で演算した変動緩和充放電指令を補正して充放電電力指令の補正値を演算し、各蓄電装置にこの充放電電力指令の補正値を指令することで、発電システムの電力貯蔵装置の運用を行なうことを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置の運用方法。
11. 請求項１０に記載した発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、
    前記複数の蓄電装置を構成する二次電池として鉛蓄電池を使用し、前記外部入力装置から入力する前記充電率目標値は前記二次電池の劣化状態から設定して該二次電池の劣化が進行していると推定した場合は前記二次電池の充電率目標値を劣化が進行していない二次電池の充電率目標値よりも満充電に近い充電率に設定することを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置の運用方法。
12. 請求項１０に記載した発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、
    前記複数の蓄電装置を構成する二次電池としてリチウムイオン電池を使用し、前記外部入力装置から入力する前記充電率目標値は前記二次電池の劣化状態から決定して該二次電池の劣化が進行していると推定した場合は前記二次電池の充電率目標値を劣化が進行していない前記二次電池の充電率目標値よりも放電状態に近い充電率に設定することを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置の運用方法。
13. 請求項１１に記載の発電システムの電力貯蔵装置の運用方法において、
    前記外部入力装置から入力する前記充電率目標値を前記二次電池の劣化状態から設定する際に、前記二次電池の劣化状態の推定について、前記二次電の放電可能Ａｈ容量を測定し、この測定した放電可能Ａｈ容量が小さいほど劣化が進んでいると推定することを特徴とする発電システムの電力貯蔵装置の運用方法。

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