JP5355721B2 - 充放電システムおよび充放電制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、充放電システムおよび充放電制御装置に関し、特に、自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置を備えた充放電システムおよび充放電制御装置に関する。

近年、変電所からの交流電力の供給を受ける各需要家に、風力や太陽光などの自然エネルギーを利用した発電装置が設けられるケースが増加している。発電装置により発電された電力は、需要家内の電力消費装置側に出力される。

このような発電装置は、変電所の配下に設けられる電力系統に接続されている。需要家内の電力消費装置により消費されずに余った電力は、電力系統に出力される。この需要家から電力系統に向かう電力の流れは、「逆潮流」と呼ばれ、需要家から電力系統に出力される電力は「逆潮流電力」と呼ばれる。

ここで、電力会社等の電力供給者には、電力の安定供給の義務が課されており、逆潮流電力分も含めた電力系統全体における周波数や電圧を一定に保つ必要がある。電力供給者は、変動周期の大きさに応じた複数の制御手法によって、電力系統全体の周波数を一定に保っている。

一般に十数分以上の変動周期をもつような負荷成分については、最も経済的な発電電力の出力分担が可能なように経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ Ｃｏｎｔｒｏｌ）が行われている。

ＥＤＣは、１日の負荷変動予想に基づいた制御であり、時々刻々と変動する負荷の増減（十数分より小さい変動周期の成分）に対する対応は困難である。そこで、電力会社は、時々刻々と変動する負荷に応じて電力系統への電力の供給量を調整し、周波数の安定化を行うための複数の制御を行っている。ＥＤＣを除いたこれらの制御は特に周波数制御と呼ばれており、この周波数制御によって、ＥＤＣで調整できない負荷変動分の調整を行っている。

より詳細には、約１０秒以下の変動周期の成分については、電力系統自体の自己制御性により自然に吸収することができる。また、約１０秒〜数分程度の変動周期の成分に対しては、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能である。また、数分から十数分までの変動周期の成分については、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Ｌｏａｄ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ）により対応している。この負荷周波数制御では、電力供給者の中央給電指令所からの制御信号によってＬＦＣ用発電所が発電出力を調整することにより、周波数制御を行っている。

しかし、自然エネルギーを利用した発電装置の出力は、天候などに応じて急激に変化することがある。このような発電装置の出力の急激な変化は、連系している電力系統の周波数の安定度に大きな悪影響を与えてしまう。この悪影響は、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家が増えるほど顕著になってくる。このため、今後、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家がさらに増えてきた場合には、発電装置の出力の急激な変化を抑制することにより、電力系統の安定度を維持する必要が生じてくる。

そこで、従来、このような発電装置の出力の急激な変化を抑制するために、自然エネルギーを利用した発電装置と、発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置とを備えた発電システムが提案されている。このような発電システムは、たとえば、特開２００１−５５４３号公報に開示されている。

上記特開２００１−５５４３号公報には、太陽電池と、太陽電池に接続されるとともに電力系統に接続されるインバータと、インバータと太陽電池とを接続する母線に接続された蓄電装置とを備えた発電システムが開示されている。この発電システムでは、太陽電池の発電電力（出力）の変動に伴って蓄電装置の充放電を行うことにより、インバータからの出力電力の変動を抑制している。これにより、電力系統への出力電力の変動を抑制することが可能であるので、電力系統の周波数などへの悪影響を抑制することが可能である。

特開２００１−５５４３号公報

しかしながら、この発電システムでは、発電装置の発電電力の変化に伴って蓄電装置の充放電がその都度行われるので、充放電の回数が多くなり、その結果、蓄電装置の寿命が短くなるという問題点がある。

この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、この発明の１つの目的は、発電装置による発電電力の変動に起因する電力系統への影響を抑制しながら、蓄電装置の長寿命化を図ることが可能な充放電システムおよび充放電制御装置を提供することである。

上記目的を達成するために、この発明の第１の局面による充放電システムは、自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置と、発電装置により発電された電力および蓄電装置から放電された電力を出力する電力出力部と、蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部とを備え、充放電制御部は、蓄電装置の充放電制御を行っている際に、発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の第１期間以上継続した場合に、蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている。

この発明の第２の局面による充放電制御装置は、自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部を備え、充放電制御部は、蓄電装置の充放電制御を行っている際に、発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の第１期間以上継続した場合に、蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている。

本発明によれば、発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さく、発電装置の発電電力をそのまま電力系統に出力したとしても電力系統への影響が小さい場合に、充放電制御を停止することができる。これにより、蓄電装置の充放電回数を減少させることができるので、蓄電装置の長寿命化を図ることができる。また、変動が小さい状態が所定の第１期間継続することを停止の条件とすることによって、一時的に変動が小さくなっただけで直ぐに変動が再度大きくなるような場合に充放電制御が停止されるのを抑制することができる。また、発電電力の変動が小さい状態が第１期間以上継続する場合には充放電制御を行わないので、その分、蓄電装置の充電状態の変動を小さくすることができる。これにより、蓄電装置の充放電深度を小さくすることができるので、蓄電装置の長寿命化を図ることができる。

本発明の第１実施形態による発電システムの構成を示すブロック図である。 電力系統に出力される負荷変動の大きさと変動周期との関係を説明するための図である。 図１に示した第１実施形態による発電システムの充放電制御の制御フローを説明するためのフローチャートである。 充放電制御におけるサンプリング期間について説明するための図である。 発電装置の発電電力の１日の推移の一例（例１）を示すグラフである。 実施例による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例１）を示すグラフである。 比較例による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例１）を示すグラフである。 実施例および比較例による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の蓄電池の容量推移（例１）を示すグラフである。 発電装置の発電電力の１日の推移の一例（例２）を示すグラフである。 実施例による発電システムにおいて、発電装置が図９に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例２）を示すグラフである。 比較例による発電システムにおいて、発電装置が図９に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移（例２）を示すグラフである。 実施例および比較例による発電システムにおいて、発電装置が図９に示した発電電力推移で発電した場合の蓄電池の容量推移（例２）を示すグラフである。 本発明の第２実施形態による発電システムの構成を示すブロック図である。 図１３に示した第２実施形態による発電システムの充放電制御の制御フローを説明するためのフローチャートである。

以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。

（第１実施形態）
まず、図１および図２を参照して、本発明の第１実施形態による発電システム（太陽光発電システム１）の構造を説明する。なお、本実施形態では、本発明の「充放電システム」を、太陽電池からなる発電装置を備えた太陽光発電システム１の充放電システムに適用した場合の例について説明する。

太陽光発電システム１は、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる発電装置２と、発電装置２により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置３と、電力系統５０に接続され、発電装置２により発電された電力および蓄電装置３により蓄電された電力を電力系統５０に出力するインバータを含む電力出力部４と、蓄電装置３の充放電を制御する充放電制御部５とを備えている。また、電力出力部４と電力系統５０とを接続する交流側母線には、負荷６０が接続されている。なお、充放電制御部５は、本発明の「充放電制御装置」の一例である。

発電装置２と電力出力部４とを接続する直流側母線６には、ＤＣ−ＤＣコンバータ７が直列的に接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、発電装置２により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧（第１実施形態では、約２６０Ｖ）に変換して電力出力部４側に出力する機能を有する。ＤＣ−ＤＣコンバータ７は、いわゆるＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御機能を有している。ＭＰＰＴ機能とは、発電装置２により発電された電力が最大となるように発電装置２の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置２とＤＣ−ＤＣコンバータ７との間には、発電装置２に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード（図示せず）が設けられている。

蓄電装置３は、直流側母線６に並列的に接続された蓄電池３１と、蓄電池３１の充放電を行う充放電部３２とを含んでいる。蓄電池３１としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い２次電池（たとえば、Ｌｉ−ｉｏｎ蓄電池、Ｎｉ−ＭＨ蓄電池など）が用いられている。蓄電池３１の電圧は約４８Ｖである。

充放電部３２は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を有している。直流側母線６と蓄電池３１とはＤＣ−ＤＣコンバータ３３を介して接続されている。充電時には、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、蓄電池３１に供給する電力の電圧を、直流側母線６の電圧から蓄電池３１を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、直流側母線６側から蓄電池３１側に電力を供給する。放電時には、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３は、直流側母線６側に放電させる電力の電圧を、蓄電池３１の電圧から直流側母線６の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池３１側から直流側母線６側に電力を放電させる。

充放電制御部５は、ＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の充放電制御を行う。具体的には、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力（ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力電力）と、後述する目標出力電力とに基づいて、発電装置２の発電電力と目標出力電力との差を補償するように蓄電池３１の充放電を行う。すなわち、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも大きい場合には、充放電制御部５は、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御する。一方、発電装置２の発電電力が目標出力電力よりも小さい場合には、充放電制御部５は、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御する。

ＤＣ−ＤＣコンバータ７の出力側には、発電装置２の発電電力を検出する発電電力検出部８が設けられている。発電電力検出部８の検出結果に基づいて、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力を所定の検出時間間隔（たとえば、３０秒以下）毎に取得することが可能である。第１実施形態では、充放電制御部５は、３０秒毎に発電装置２の発電電力データを取得している。この発電電力の検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電電力の変化を正確に検出することができないので、発電装置２の発電電力の変動周期などを勘案して適正な値に定める必要がある。第１実施形態では、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の下限周期よりも短くなるように検出時間間隔を設定している。

充放電制御部５は、電力出力部４の出力電力を取得することにより、実際に電力出力部４から電力系統５０に出力された電力と目標出力電力との差を認識する。これにより、充放電制御部５は、電力出力部４からの出力電力が目標出力電力となるように充放電部３２の充放電をフィードバック制御することが可能である。

充放電制御部５は、電力系統５０に出力する目標出力電力を、移動平均法を用いて算出するように構成されている。移動平均法とは、ある時点の目標出力電力を、その時点より過去の期間の発電装置２の発電電力の平均値とする算出方法である。過去の発電電力データはメモリ５ａに逐次記憶されている。以下、目標出力電力の算出に用いる発電電力データを取得するための期間をサンプリング期間と呼ぶ。サンプリング期間は、本発明の「第２期間」の一例である。サンプリング期間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する負荷の変動周期の下限周期Ｔ２〜上限周期Ｔ１の間、特に後半付近（長周期付近）からＴ１を超える範囲であまり長時間に渡らない範囲とすることが好ましい。サンプリング期間の具体的な値としては、たとえば、図２に示すような「負荷変動の大きさ−変動周期」特性を有する電力系統においては約１０分以上約３０分以下の期間であり、第１実施形態では、サンプリング期間を約２０分としている。この場合、充放電制御部５は、約３０秒置きに発電装置２の発電電力データを取得するので、過去２０分の期間に含まれる４０個の発電電力データの平均値を目標出力電力として算出している。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２については、後に詳細に説明する。

上記のように、太陽光発電システム１は、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０に出力するのではなく、過去の発電装置２の発電電力から目標出力電力を算出し、発電装置２の発電電力と蓄電池３１の充放電量との合計が目標出力電力となるように蓄電池３１の充放電を制御して目標出力電力を電力系統５０に出力する制御である充放電制御を行う。このような充放電制御を行うことにより、電力系統５０に出力する電力の変動が抑制されるので、雲の有無などによる発電装置２の発電電力の変動に起因する電力系統５０への悪影響が抑制される。

ここで、充放電制御部５は、充放電制御を常に行うわけではなく、特定の条件を満たした時にのみ充放電制御を行うように構成されている。すなわち、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０に出力しても電力系統５０への悪影響が小さい場合には充放電制御を行わず、悪影響が大きい場合にのみ充放電制御を行うように構成されている。具体的には、発電装置２の発電電力の変化量が所定の変化量（以下、「制御開始変化量」と呼ぶ）以上である場合に、充放電制御を行うように構成されている。制御開始変化量は、快晴時（雲が殆どない晴天）の昼間の時間帯における検出時間間隔毎の最大変化量よりも多い変化量であり、具体的な数値としては、たとえば、発電装置２の定格出力の５％である。発電電力の変化量は、所定の検出時間間隔毎に検出される発電装置２の発電電力の連続する２つの発電電力データの差分を算出することにより取得される。なお、上記の具体的な数値（発電装置２の定格出力の５％）については、発電電力の検出時間間隔が約３０秒である等、第１実施形態の場合に対応する数値であり、検出時間間隔を変えた場合には、その検出時間間隔に応じて制御開始変化量を設定する必要がある。

充放電制御部５は、充放電制御を開始した後、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の期間（以下、「制御停止判断期間」と呼ぶ）継続した場合に充放電制御を停止する。一方、充放電制御部５は、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間継続しない場合には、継続するまで充放電制御を継続する。

発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっているか否かを判断する指標として、目標出力電力と、その目標出力電力の出力時点において検出された発電電力との差分を用いている。制御停止判断期間は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期に相当する期間であり、第１実施形態では、上限周期Ｔ１の２０分としている。所定の基準として、発電装置２の定格出力の３％の値を用いている。

すなわち、充放電制御部５は、充放電制御を行っている際に、目標出力電力と、その目標出力電力の出力時点において検出された発電電力との差分が発電装置２の定格出力の３％未満の状態が２０分継続した場合に、充放電制御を停止するように構成されている。目標出力電力の算出および発電電力の検出は検出時間間隔（３０秒）毎に行っており、目標出力電力と発電電力との差分が発電装置２の定格出力の３％未満であるか否かの判断も検出時間間隔（３０秒）毎に行っている。したがって、検出時間間隔毎に算出される目標出力電力と発電電力との差分の大きさが４０回（制御停止判断期間の２０分）連続で定格出力の３％未満である場合に、充放電制御が停止される。なお、制御停止判断期間は、本発明の「第１期間」の一例であり、定格出力の３％は、本発明の「第１閾値」の一例である。

次に、第１実施形態による充放電制御により変動抑制を主に行う変動周期範囲について説明する。図２に示すように、変動周期によって対応可能な制御方法が異なっており、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期が領域Ｄ（ハッチングで示す領域）に示されている。また、ＥＤＣにより対応可能な負荷の変動周期は領域Ａに示されている。なお、領域Ｂは、負荷変動による影響を電力系統５０自体の自己制御性により自然に吸収する領域である。また、領域Ｃは、各発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な領域である。

ここで、領域Ｄと領域Ａとの境界線が負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な負荷の変動周期の上限周期Ｔ１となり、領域Ｃと領域Ｄとの境界線が負荷周波数制御により対応可能な負荷の変動周期の下限周期Ｔ２となる。この上限周期Ｔ１および下限周期Ｔ２は、図２より固有の周期ではなく、負荷変動の大きさによって変化する数値であることが分かる。さらに、構築された電力網によって図示されている変動周期の時間も変化する。たとえば、電力系統側におけるいわゆるならし効果などの影響により下限周期Ｔ２および上限周期Ｔ１の値は変化する。ならし効果の大きさも、太陽光発電システムの普及度および地域分散性などに応じて変化する。

第１実施形態では、ＥＤＣ、電力系統５０自体の自己制御性およびガバナフリー運転などによって対応できない領域Ｄ（ＬＦＣにより対応可能な領域）の範囲内に含まれる変動周期（変動周波数）を有する負荷変動に着目し、抑制することを目的としている。

次に、図３を参照して、第１実施形態による太陽光発電システム１の制御フローについて説明する。

まず、ステップＳ１において、充放電制御部５は、ある時刻における発電装置２の発電電力Ｐを検出する。そして、ステップＳ２において、充放電制御部５は、検出した発電電力Ｐを変動前発電電力Ｐ０とする。次に、ステップＳ３において、充放電制御部５は、発電電力Ｐ０の検出から３０秒（検出時間間隔）経過後に発電電力を検出し、その検出値をＰ１とする。

この後、ステップＳ４において、充放電制御部５は、発電電力の変化量（｜Ｐ１−Ｐ０｜）が制御開始変化量（発電装置２の定格出力の５％）以上であるか否かを判断する。

発電電力の変化量が制御開始変化量以上でない場合には、充放電制御部５は、ステップＳ５においてＰ１をＰ０とするとともにステップＳ３においてＰ１を取得して、発電電力の変化を監視する。

発電電力の変化量が制御開始変化量以上である場合には、ステップＳ６において、充放電制御部５は、充放電制御を開始する。すなわち、過去の２０分の発電電力の平均値を目標出力電力として、その目標出力電力を電力出力部４から出力するように、充放電制御部５は、蓄電池３１の充放電を制御する。以下の説明において、充放電制御の開始時点を時刻ｔとする。

充放電制御を開始するのと同時（時刻ｔ）に、ステップＳ７において、充放電制御部５は、目標出力電力と、その目標出力電力の出力時点において検出された発電電力との差分が発電装置２の定格出力の３％未満の状態の継続時間ｋのカウントを開始する。

ステップ８において、充放電制御部５は、時刻ｔにおいて、時刻（ｔ＋ｉ）（ｉ：検出時間間隔の３０秒）において電力出力部４から出力する電力（目標出力電力Ｐｍ（ｔ＋ｉ））を移動平均法により算出する。

この後、ステップＳ９において、充放電制御部５は、目標出力電力Ｐｍ（ｔ＋ｉ）と発電電力Ｐ（ｔ）との差分の電力（Ｐｍ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ））を蓄電池３１から充放電する。なお、放電制御部５は、Ｐｍ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ）が正の場合には、その差分を蓄電池３１に充電し、負の場合には、その差分を蓄電池３１から放電する。

そして、ステップＳ１０において、時刻がｔ＋ｉになると、充放電制御部５は、時刻ｔ＋ｉにおける発電電力Ｐ（ｔ＋ｉ）を検出する。

また、この時刻ｔ＋ｉでは、ステップＳ１１において、充放電制御部５は、目標出力電力Ｐｍ（ｔ＋ｉ）と発電電力Ｐ（ｔ＋ｉ）との差分の絶対値が蓄電池３１の定格容量ＰＶｃａｐの３％未満であるか否か（｜Ｐｍ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ＋ｉ）｜＜ＰＶｃａｐ×０．０３を満たすか否か）を判断する。

｜Ｐｍ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ＋ｉ）｜＜ＰＶｃａｐ×０．０３を満たさない場合には、充放電制御部５は、継続時間ｋを０とするとともに、時刻ｔ＝ｔ＋ｉとした後、ステップＳ８に戻る。

｜Ｐｍ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ＋ｉ）｜＜ＰＶｃａｐ×０．０３を満たす場合には、ステップＳ１３において、充放電制御部５は、継続時間ｋをｋ＋ｉとする。

その後、ステップＳ１４において、充放電制御部５は、継続時間ｋが１２００秒（制御停止判断期間の２０分）以上であるか否かを判断する。

継続時間ｋが１２００秒未満である場合には、ステップＳ１５において、充放電制御部５は、時刻ｔ＝ｔ＋ｉとした後、ステップＳ８に戻り、ステップＳ８〜ステップＳ１５の処理を継続時間ｋが１２００秒以上になるまで繰り返す。

継続時間ｋが１２００秒以上である場合には、ステップＳ１６において、充放電制御部５は、充放電制御を停止する。

なお、充放電制御部５は、ステップＳ１６において充放電制御を停止した後も、太陽光発電システム１の稼働中はステップＳ１〜Ｓ５を継続して行う。そして、充放電制御を停止した後、再び発電電力の変化量（｜Ｐ１−Ｐ０｜）が制御開始変化量（発電装置２の定格出力の５％）以上になった場合には、充放電制御部５は、ステップＳ６以降の処理に進み、直ちに充放電制御を再開する。

第１実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、発電装置２の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間以上継続した場合に、蓄電装置３の充放電制御を停止する。これを言い換えると、発電装置２の発電電力の変動が所定の基準よりも小さく、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０に出力したとしても電力系統５０への影響が小さい場合に、充放電制御部５は、充放電制御を停止することができる。これにより、蓄電装置３の充放電回数を減少させることができるので、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。また、変動が小さい状態が所定の制御停止判断期間継続することを停止の条件とすることによって、一時的に変動が小さくなっただけで直ぐに変動が再度大きくなるような場合に充放電制御が停止されるのを抑制することができる。これにより、平滑化（充放電制御）を十分に行いながら、発電装置２の発電電力をそのまま電力系統５０に出力したとしても電力系統５０への影響が小さい場合に、充放電制御部５は、充放電制御を停止することができる。また、１日中充放電制御を行う場合と異なり、発電電力の変動が小さい状態が制御停止判断期間以上継続する時間帯（たとえば、夕方以降など）には充放電制御を行わないので、その分、蓄電装置３の充電状態の変動を小さくすることができる。これにより、蓄電装置３の充放電深度を小さくすることができるので、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

また、第１実施形態では、上記のように、設定された目標出力電力の出力時点における発電装置２の発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の３％よりも小さい状態が制御停止判断期間以上継続した場合に、充放電制御部５は、蓄電装置３の充放電制御を停止する。このように構成することによって、発電装置２の発電電力と目標出力電力との差分の値を指標とすることにより、発電装置２の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間以上継続したか否かの判断を容易に行うことができる。

また、第１実施形態では、上記のように、設定された目標出力電力の出力時点における発電装置２の発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の３％よりも小さい状態が制御停止判断期間以上継続しなかった場合には、充放電制御部５は、蓄電装置３の充放電制御を継続する。このように構成することによって、変動の小さい状態が継続しにくい昼間などの時間帯において充放電制御を停止してしまうことを抑制することができるので、充放電制御の開始時の蓄電容量と充放電制御の停止時の蓄電容量との差が大きくなること（充電過多または放電過多の状態）を抑制することができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、目標出力電力の出力時点の近傍の時点における発電装置２の発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の３％よりも小さいか否かの判断を所定の検出時間間隔毎に行うことにより、差分が定格出力の３％よりも小さい状態が制御停止判断期間以上継続したか否かの判断を行う。このように構成することによって、発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の３％よりも小さいか否かの判断が制御停止判断期間内に複数回行われるので、充放電制御部５は、より正確に、発電電力と目標出力電力との差分が定格出力の３％よりも小さい状態が制御停止判断期間以上継続したか否かの判断を行うことができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、検出時間間隔を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間とする。このような検出時間間隔で発電電力を取得することにより、充放電制御部５は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期を有する発電電力の変化を容易に検出することができる。これにより、充放電制御部５は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の変動成分を減少させるように、充放電制御を行うことができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、サンプリング期間を負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間とすることによって、そのようなサンプリング期間の範囲において算出した目標出力電力となるように充放電を制御する。これにより、特に、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の成分を減少させることができ、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の範囲における電力系統５０への影響を有効に抑制することができる。

また、第１実施形態では、上記のように、充放電制御部５は、制御停止判断期間を負荷周波数制御により対応可能な変動周期に相当する時間とすることによって、発電装置２の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間以上継続した場合に充放電制御を停止する。これにより、充放電制御部５は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の変動成分が十分に少なくなっている状態で充放電制御を停止することができる。

次に、移動平均法のサンプリング期間について検討した。ここでは、発電電力データの取得期間であるサンプリング期間を１０分とした場合のＦＦＴ解析結果と、サンプリング期間を２０分とした場合のＦＦＴ解析結果を図４に示す。サンプリング期間が１０分の場合には、変動周期が１０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が１０分以上の範囲における変動があまり抑制されていないことがわかる。また、サンプリング期間が２０分の場合には、変動周期が２０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が２０分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。したがって、サンプリング期間の大きさと、充放電制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変わることがいえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にＴ１〜Ｔ２の後半付近（長周期付近）からＴ１以上の範囲の期間とすることが好ましいことがわかる。たとえば、図２の例では２０分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができることがわかる。ただし、サンプリング期間を長くすると、必要な蓄電池容量が大きくなる傾向があり、Ｔ１よりもあまり長くないサンプリング期間を選択することが好ましい。

次に、図５〜図８を参照して、本発明の充放電制御を行うことによる効果を検証したシミュレーション結果（例１）について説明する。図５には、定格出力が４ｋＷの発電装置の１日の発電電力推移（例１）を示している。図６には、実施例による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示しており、図７には、比較例による発電システムにおいて、発電装置が図５に示した発電電力推移で発電した場合の電力系統への出力電力推移のシミュレーション結果を示している。なお、実施例では、充放電制御の開始および停止を上記第１実施形態と同様に行う構成とした。また、比較例では、１日中常に充放電制御を行う構成とした。また、図８には、実施例による発電システムの図６に対応する蓄電池容量推移および比較例による発電システムの図７に対応する蓄電池容量推移を示している。

図５〜図７に示すように、実施例および比較例のいずれにおいても、図５に示した発電装置の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。図６に示すように、実施例による発電システムの出力電力は比較例に比べて出力変動が残っているが、この残った出力変動は主に約２分以下の変動周期（負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の変動周期）に対応する変動であり、発電所の発電機のガバナフリー運転により対応が可能な変動周期である。すなわち、実施例による発電システムでは、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の出力変動は抑制されている。

また、図８に示すように、比較例による発電システムの蓄電池の容量は常に変動しているのに対して、実施例による発電システムでは、蓄電池の容量が一定の期間が多くなっている。すなわち、実施例では比較例に比べて蓄電池の充放電を行う回数が大幅に減っていることがわかる。これは、実施例では発電電力の変動が安定している時間帯（変動が所定の基準より小さい時間帯）には充放電制御を行わないためである。また、本シミュレーションでは、実施例の１日の合計の充放電量は約１１２２Ｗｈである一方、比較例の１日の合計の充放電量は約１２４６Ｗｈであった。すなわち、実施例では比較例に比べて充放電量も減ることがわかった。また、図８に示すように、実施例による発電システムの蓄電池の充放電深度Ｈ１は、比較例による発電システムの蓄電池の充放電深度Ｈ２に比べて小さくなっていることがわかる。

次に、図９〜図１２を参照して、本発明の充放電制御を行うことによる効果を検証したシミュレーション結果（例２）について説明する。図９〜図１２には、例１とは異なる例について、図５〜図８と同様のシミュレーション結果を示している。

図９〜図１１に示すように、実施例および比較例のいずれにおいても、図９に示した発電装置の発電電力の変動を平滑化できていることがわかる。また、図１２に示すように、例２においても例１と同様に、実施例では比較例に比べて蓄電池の充放電を行う回数が大幅に減っていることがわかる。また、例２では、実施例の１日の合計の充放電量は約１２２２Ｗｈである一方、比較例の１日の合計の充放電量は約１４５１Ｗｈであった。すなわち、例２においても、実施例では比較例に比べて充放電量が減っている。また、図１２に示すように、実施例による発電システムの蓄電池の充放電深度Ｈ３は、比較例による発電システムの蓄電池の充放電深度Ｈ４に比べて小さくなっていることがわかる。

（第２実施形態）
次に、図１３および図１４を参照して、本発明の第２実施形態による太陽光発電システムについて説明する。第１実施形態では、目標出力電力と発電電力との差分を発電装置２の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっているか否かの判断の指標とした。一方、第２実施形態では、発電電力の変化を判断の指標とする例について説明する。

第２実施形態による太陽光発電システム１００は、上記第１実施形態の充放電制御部５に替えて充放電制御部１０１を備えている。充放電制御部１０１以外の構成は、上記第１実施形態による太陽光発電システム１と同様である。なお、充放電制御部１０１は、本発明の「充放電制御装置」の一例である。

充放電制御を開始した後、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間継続した場合、充放電制御部１０１は、充放電制御を停止する。一方、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が制御停止判断期間継続しない場合には、充放電制御部１０１は、継続するまで充放電制御を継続するように構成されている。

第２実施形態では、発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっているか否かを判断する指標として、発電電力の変化量を用いている。また、所定の基準として、発電装置２の定格出力の３％の値を用いている。すなわち、充放電制御部１０１は、充放電制御を行っている際に、発電電力の変化量が発電装置２の定格出力の３％未満の状態が２０分継続した場合に、充放電制御を停止するように構成されている。なお、定格出力の３％は、本発明の「第２閾値」の一例である。この充放電制御の停止以外の制御については、上記第１実施形態と同様である。

次に、図１４を参照して、第２実施形態による太陽光発電システム１００の制御フローについて説明する。

第２実施形態では、ステップＳ１〜ステップＳ１０において、上記第１実施形態と同様に充放電制御を開始して、蓄電池３１の充放電を行う。そして、ステップＳ２０において、時刻ｔ＋ｉにおいて、発電電力の変化量が定格出力の変化量よりも小さいか否か（｜Ｐ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ）｜＜ＰＶｃａｐ×０．０３を満たすか否か）を判断する。

｜Ｐ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ）｜＜ＰＶｃａｐ×０．０３を満たさない場合には、継続時間ｋを０とするとともに、時刻ｔ＝ｔ＋ｉとした後、ステップＳ８に戻る。また、｜Ｐ（ｔ＋ｉ）−Ｐ（ｔ）｜＜ＰＶｃａｐ×０．０３を満たす場合には、ステップＳ１３において、継続時間ｋをｋ＋ｉとする。その後、ステップＳ１４において、継続時間ｋが１２００秒（制御停止判断期間の２０分）以上であるか否かを判断する。継続時間ｋが１２００秒未満である場合には、ステップＳ１５において、時刻ｔ＝ｔ＋ｉとした後、ステップＳ８に戻り、ステップＳ８〜ステップＳ１０、ステップＳ２０およびステップＳ１２〜ステップＳ１５の処理を継続時間ｋが１２００秒以上になるまで繰り返す。継続時間ｋが１２００秒以上である場合には、ステップＳ１６において充放電制御を停止する。

第２実施形態の効果は、上記第１実施形態と同様である。

なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。

たとえば、上記第１および第２実施形態では、発電装置２として太陽電池を用いる例について説明したが、本発明はこれに限らず、風力発電装置などの他の自然エネルギー発電装置を用いてもよい。

また、上記第１および第２実施形態では、蓄電池としてＬｉ−ｉｏｎ電池やＮｉ−ＭＨ電池を用いる例を示したが、本発明はこれに限らず、他の２次電池を用いてもよい。

上記第１および第２実施形態では、蓄電池３１の電圧が４８Ｖである例について説明したが、本発明はこれに限らず、４８Ｖ以外の電圧にしてもよい。なお、蓄電池の電圧としては６０Ｖ以下が望ましい。

また、上記第１および第２実施形態では、制御開始変化量を発電装置２の定格出力の５％とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、上記以外の数値を用いてもよい。たとえば、制御開始変化量は、発電装置の変化前の発電電力を基準にして決めてもよい。

また、上記第１および第２実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力量を想定しない場合について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力の算出において、需要家内で用いられる少なくとも一部の負荷で消費する電力量を検出し、その負荷消費電力量あるいは負荷消費電力変動量を加味して目標出力の算出を行ってもよい。

また、上記第１および第２実施形態に記載されたサンプリング期間、母線電圧などの具体的な数値についても、本発明はこれに限られず、適宜変更が可能である。

また、上記第１および第２実施形態では、発電電力検出部８によって検出された発電電力の差分をとることにより発電電力の変化量を検出した例について説明したが、本発明はこれに限らず、発電電力を反映する電力を検出すればよい。

また、上記第１実施形態では、目標出力電力と目標出力電力の出力時点における発電電力との差分を指標とした例について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力と目標出力電力の出力時点の１検出時間間隔（３０秒）前（または後）の検出時間における発電電力との差分など、目標出力電力と目標出力電力の出力時点の近傍の時点の発電電力との差分を指標としてもよい。

また、上記第１および第２実施形態では、制御停止判断期間をＬＦＣにより対応可能な変動周期に相当する期間（下限周期Ｔ２以上で上限周期Ｔ１以下）とする例について説明したが、本発明はこれに限らず、上限周期Ｔ１より大きくてもよいし、下限周期Ｔ２より小さくてもよい。

また、上記第１および第２実施形態では、発電電力の変動が小さくなっていることを判断する基準として、発電装置２の定格容量の３％の値を用いた例を示したが、本発明はこれに限らず、他の値を用いてもよい。

また、上記第１および第２実施形態では、充放電制御部５がＤＣ−ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の充放電制御を行うように構成した例を示したが、本発明はこれに限られない。たとえば、充放電部３２に蓄電池３１の充放電を行う充放電スイッチを設け、充放電制御部５が充放電スイッチのオンオフを制御することによって、蓄電池３１の充放電制御を行うように構成してもよい。

Claims (22)

1. 自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置と、
   前記発電装置により発電された電力および前記蓄電装置から放電された電力を出力する電力出力部と、
   前記蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部とを備え、
   前記充放電制御部は、前記蓄電装置の充放電制御を行っている際に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の第１期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている、充放電システム。
2. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力と前記電力出力部から出力する目標出力電力との差分、および、前記発電装置により発電された電力の変化量の少なくともいずれかに基づいて、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっているか否かを判断するように構成されている、請求項１に記載の充放電システム。
3. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力と前記電力出力部から出力する目標出力電力との差分が前記所定の基準としての第１閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するとともに、前記差分が前記第１閾値よりも小さい状態が前記第１期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている、請求項２に記載の充放電システム。
4. 前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された発電電力の発電電力データを取得するとともに、取得した過去の発電電力データに基づいて前記目標出力電力を設定するように構成され、設定された前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力と前記目標出力電力との差分が前記第１閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するように構成されている、請求項３に記載の充放電システム。
5. 前記充放電制御部は、設定された前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力と前記目標出力電力との差分が前記第１閾値よりも小さい状態が前記第１期間以上継続しなかった場合には、前記蓄電装置の充放電制御を継続するように構成されている、請求項４に記載の充放電システム。
6. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力データを所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記所定の検出時間間隔で前記目標出力電力を設定するように構成されており、
   前記充放電制御部は、設定された前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力と前記目標出力電力との差分が前記第１閾値よりも小さいか否かの判断を前記所定の検出時間間隔毎に行うことにより、前記差分が前記第１閾値よりも小さい状態が前記第１期間以上継続したか否かの判断を行うように構成されている、請求項４に記載の充放電システム。
7. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力データを所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記所定の検出時間間隔で前記目標出力電力を設定するように構成されており、
   前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力は、前記目標出力電力の出力時点に対応する検出時間、または、前記目標出力電力の出力時点の前後の検出時間における前記発電装置の発電電力を含む、請求項４に記載の充放電システム。
8. 前記検出時間間隔は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期未満の期間である、請求項６に記載の充放電システム。
9. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力と前記目標出力電力との差分に基づいて、前記電力出力部からの出力電力が前記目標出力電力となるよう、前記蓄電装置の充放電制御を行うように構成されている、請求項２に記載の充放電システム。
10. 前記充放電制御部は、前記蓄電装置の充放電制御を行う際に、発電電力データの取得期間として所定の第２期間の範囲で発電電力データを取得して移動平均法により前記電力出力部から出力する目標出力電力を算出するように構成されており、
    前記第２期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期の下限周期以上の期間である、請求項２に記載の充放電システム。
11. 前記第１期間は、負荷周波数制御により対応可能な変動周期に相当する時間である、請求項１に記載の充放電システム。
12. 前記第１閾値は、前記発電装置の定格出力の所定割合に相当する値である、請求項３に記載の充放電システム。
13. 前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された電力の変化量を取得するように構成されており、
    前記充放電制御部は、検知した前記変化量が前記所定の基準としての第２閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するとともに、前記変化量が前記第２閾値よりも小さい状態が前記第１期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている、請求項２に記載の充放電システム。
14. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力データを所定の検出時間間隔で取得するとともに、前記検出時間間隔で連続する２つの発電電力データの差分に基づいて、前記発電装置により発電された電力の変化量を取得するように構成されている、請求項１３に記載の充放電システム。
15. 前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された電力の変化量を取得するように構成されており、前記蓄電装置の充放電制御の停止後、検知した前記変化量が所定の制御開始変化量以上である場合に、前記蓄電装置の充放電制御を再開するように構成されている、請求項１に記載の充放電システム。
16. 前記充放電制御部は、前記蓄電装置の充放電制御の停止後、検知した前記変化量が所定の制御開始変化量以上であると判断した場合に、直ちに前記蓄電装置の充放電制御を再開するように構成されている、請求項１５に記載の充放電システム。
17. 前記電力出力部は、電力系統に接続されており、前記発電装置により発電された電力および前記蓄電装置から放電された電力を前記電力系統に出力するように構成されている、請求項１に記載の充放電システム。
18. 自然エネルギーを用いて発電する発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置の充放電を制御する充放電制御部を備え、
    前記充放電制御部は、前記蓄電装置の充放電制御を行っている際に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断する状態が所定の第１期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている、充放電制御装置。
19. 前記充放電制御部は、前記発電装置の発電電力と前記電力出力部から出力する目標出力電力との差分が前記所定の基準としての第１閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するとともに、前記差分が前記第１閾値よりも小さい状態が前記第１期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている、請求項１８に記載の充放電制御装置。
20. 前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された発電電力の発電電力データを取得するとともに、取得した過去の発電電力データに基づいて前記目標出力電力を設定するように構成され、設定された前記目標出力電力の出力時点の近傍の時点における前記発電装置の発電電力と前記目標出力電力との差分が前記第１閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するように構成されている、請求項１９に記載の充放電制御装置。
21. 前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された電力の変化量を取得するように構成されており、
    前記充放電制御部は、検知した前記変化量が前記所定の基準としての第２閾値よりも小さい場合に、前記発電装置の発電電力の変動が所定の基準よりも小さくなっていると判断するとともに、前記変化量が前記第２閾値よりも小さい状態が前記第１期間以上継続した場合に、前記蓄電装置の充放電制御を停止するように構成されている、請求項１８に記載の充放電制御装置。
22. 前記充放電制御部は、前記発電装置により発電された電力を蓄電可能で、かつ、前記発電装置とともに電力系統に接続された前記蓄電装置の充放電を制御するように構成されている、請求項１８に記載の充放電制御装置。

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