JP5558172B2 - 電力安定化システム - Google Patents

Description

本発明は、電力系統を安定化する電力安定化システムに関する。

一般に、温暖化ガス排出量の低減や環境保全等を目的に太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーを利用した分散電源の系統連系量が増大している。このような自然エネルギーを利用した発電は、日照や風速等の不規則な自然条件の変化により、その発電出力が不安定に変動する。このため、自然エネルギーを利用した分散電源の系統連系量の増大は、系統周波数変動や電圧変動などの電力品質に大きく影響すると予想されている。

自然エネルギーを利用した分散電源の系統連系による電力品質への影響の軽減や電力安定化を目的に、充電および放電可能な二次電池を用いた電力安定化システムが提案されている。電力安定化システムは、自然エネルギーを利用した分散電源の不安定な電力出力の増減変動を補償するように電力安定化システムの二次電池の充放電を制御する。このように制御された電力安定化システムの二次電池による出力と自然エネルギーを利用した分散電源の出力とを合成することで、負荷に変動が小さい電力を供給する。

このような電力安定化の制御において、次のような提案がされている。

一つ目の制御として、電力貯蔵システムは、電力貯蔵電池の開放端子電圧を検出し、その検出結果に基づいて電池の充電電力又は放電電力の上限値又は下限値を設定する。電力貯蔵電池への充電電力又は放電電力を指令する指令値が上限値よりも大きい場合は、上限値の電力を指令値とする。指令値が下限値よりも小さい場合は、下限値の電力を指令値とする。これにより、電力貯蔵電池の過充電又は過放電を防止する（特許文献１参照）。

二つ目の制御として、電力安定化システムは、補償目標値の算出において上限閾値と下限閾値で、演算または演算値を制限する内部リミッタをもつローパスフィルタを有している。運転状態が運転許容範囲の上下限に達した場合、内部リミッタにより補償目標値の演算値自体が運転許容範囲に収まる信号レベルに制限する。これにより、運転状態が運転許容範囲の上下限に張り付き電力補償ができない時間を短縮する（特許文献２参照）。

三つ目の制御として、電力安定化システムは、有効電力変動成分抽出フィルタにより、交流電力系統の有効電力からフィルタ時定数に応じた所定の周波数領域における有効電力変動成分を抽出する。有効電力変動成分の大きさに応じた電力変動補償量によって、電力貯蔵装置の双方向電力変換器の変換動作を制御する。フィルタ時定数は、有効電力変動成分の絶対値が大きいほど有効電力変動成分抽出フィルタにおける周波数領域が狭くなるように設定することで、カットする周波数領域が広くなるようにする。これにより、過大な長周期の電力変動に対しては立ち上がり（または立ち下り）のみ補償する。その後、長周期変動成分を補償領域から外すことで、過大な長周期電力変動に対する補償量のみを減少させ、短周期の電力変動に対する補償量を確保する（特許文献３参照）。

特開２００１−２９８８７２号公報 特開２００７−３０６６６９号公報 特開２００７−１２９８０３号公報

しかしながら、先行技術文献に開示された電力安定化の制御では、以下のような問題がある。

一つ目の制御では、急速で過大な自然エネルギー発電の電力変動が発生して、端子電圧が上限値又は下限値に保持され、放電電力又は充電電力が制限された期間では、電力変動を充分に補償できなくなる。

二つ目の制御では、電力貯蔵装置の運転状態が運転許容範囲の上下限に達した場合にのみ機能するものである。このため、急速で過大な自然エネルギー発電の電力変動が発生した場合には、運転状態が運転許容範囲の上下限値へ達することが避けられない。

三つ目の制御では、有効電力変動成分の大きさに応じてフィルタ時定数を過敏に大きく設定変更すると、フィルタ時定数の変更自体が外乱となり電力貯蔵装置の電力出力に変動を生じて電力補償効果が低下する。逆にフィルタ時定数を低速で小さく変化させるとフィルタ時定数の設定変更による電力補償効果が小さくなる。このため、有効電力変動成分の大きさに対するフィルタ時定数の設定が難しい。

そこで、本発明の目的は、急速で過大な電力変動が発生した場合でも、効率的で効果的な電力安定化を図ることのできる電力安定化システムを提供することにある。

本発明の観点に従った電力安定化システムは、交流電力系統に供給する有効電力の変動を抑制し、二次電池及び前記二次電池と前記交流電力系統との間で電力を双方向に変換する双方向インバータを備えた電力安定化システムを制御する電力安定化システムの制御装置であって、前記交流電力系統に供給する有効電力を計測する有効電力計測手段と、前記有効電力計測手段により計測された有効電力から所定周波数以下の周波数成分を抽出する第１の周波数成分抽出手段と、前記交流電力系統に供給する有効電力の目標となる目標指令値を生成する目標指令値生成手段と、前記双方向インバータから出力される有効電力を制御するための有効電力指令値から所定周波数以下の周波数成分を抽出する第２の周波数成分抽出手段と、前記第１の周波数成分抽出手段の出力と前記目標指令値生成手段の出力と前記第２の周波数成分抽出手段の出力を加減算する加減算手段と、前記加減算手段により出力された周波数成分に基づいて、前記有効電力計測手段により計測された有効電力から所定周波数以上の周波数成分を抑制するための前記有効電力指令値を生成する高周波数成分抑制指令値生成手段と、前記有効電力指令値を入力し、前記双方向インバータの出力可能範囲に制限した制限付有効電力指令値を出力する有効電力指令値生成手段と、前記制限付有効電力指令値に基づいて、前記双方向インバータを制御する制御手段とを備えている。

本発明によれば、急速で過大な電力変動が発生した場合でも、効率的で効果的な電力安定化を図ることのできる電力安定化システムを提供することができる。

本発明の実施形態に係る電力安定化システム及び制御装置が適用された電力系統システムの構成を示すブロック図。 実施形態に係る電力安定化システムの制御装置の加減算器における伝達関数の直線近似ゲイン線図。 実施形態に係る出力中心目標算出器の構成を示すブロック構成図。 実施形態に係る出力中心目標算出器の出力値と移動平均値との関係を示すグラフ図。 実施形態に係る低周波数変動抑制器の構成を示すブロック図。 実施形態に係る電力安定化システムの制御装置を簡易的に示したブロック図。 実施形態に係る電力安定化システムの制御装置の簡易構成における第１の折線近似ゲイン線図。 実施形態に係る電力安定化システムの制御装置の簡易構成における第２の折線近似ゲイン線図。 実施形態に係る電力安定化システムの制御装置の簡易構成における第３の折線近似ゲイン線図。 実施形態に係る電力安定化システムの制御装置の簡易構成における第４の折線近似ゲイン線図。

以下図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。

（実施形態）
図１は、本発明の実施形態に係る電力安定化システム７及び制御装置１０が適用された電力系統システム２０の構成を示すブロック図である。

電力系統システム２０は、自然エネルギー発電装置１と、交流送電線２と、交流電力系統３と、変圧器６と、電力安定化システム７と、電流検出器８と、有効電力検出器９と、制御装置１０とを備えている。電力安定化システム７は、二次電池４と、双方向インバータ５とを備えている。

自然エネルギー発電装置１は、自然エネルギーを利用して発電する発電装置である。自然エネルギー発電装置１は、交流送電線２を介して、発電した有効電力Ｐｇを交流電力系統３に供給する。

交流送電線２は、自然エネルギー発電装置１により発電された三相交流電力を交流電力系統３に送電する。

二次電池４は、化学反応を利用して充放電する電池である。例えば、二次電池４は、ＮＡＳ（ナトリウム硫黄）電池、鉛電池、リチウムイオン電池、レッドクスフロー電池などである。

双方向インバータ５の直流側は、二次電池４と接続されている。双方向インバータ５の交流側は、変圧器６を介して交流送電線２と接続されている。双方向インバータ５は、制御装置１０から受信する信号Ｐｂａｔ＿ｒｅｆに従って、二次電池４の充電又は放電を制御する。例えば、双方向インバータ５は、ＰＷＭ(Pulse Width Modulation)制御方式のインバータである。

信号Ｐｂａｔ＿ｒｅｆのレベルが正の場合は、双方向インバータ５は、二次電池４の直流電圧を、信号Ｐｂａｔ＿ｒｅｆに応じたレベルの交流電圧に変換する。双方向インバータ５は、変換した交流電圧を変圧器６に供給する。これにより、双方向インバータ５は、二次電池４に蓄えられたエネルギーを変換して、変圧器６を介して、交流送電線２に有効電力Ｐｂａｔを供給する。

信号Ｐｂａｔ＿ｒｅｆのレベルが負の場合は、双方向インバータ５は、変圧器６を介して、交流送電線２から供給された有効電力Ｐｇを、信号Ｐｂａｔ＿ｒｅｆに応じたレベルの直流電圧に変換して、二次電池４に充電する。

電流検出器８は、二次電池４の出力電流Ｉｂａｔを検出する。電流検出器８は、検出した出力電流Ｉｂａｔの検出値を制御装置１０に出力する。

有効電力検出器９は、自然エネルギー発電装置１の出力端の電圧及び電流に基づいて、有効電力Ｐｇを検出する。有効電力検出器９は、検出した有効電力Ｐｇの検出値を制御装置１０に出力する。

交流電力系統３には、自然エネルギー発電装置１から出力された有効電力Ｐｇと二次電池４から出力された有効電力Ｐｂａｔとを合成した有効電力が供給される。

制御装置１０は、電流検出器８による出力電流Ｉｂａｔの検出値及び有効電力検出器９による有効電力Ｐｇの検出値に基づいて、電力安定化システム７を制御する。

次に、制御装置１０の構成について説明する。

制御装置１０は、電力計測部２１と、ローパスフィルタ２２と、加減算器２３と、出力中心目標算出器２４と、低周波数変動抑制器２５と、ＳＯＣ算出器２７と、ＳＯＣ目標設定器２８と、加減算器２９と、ゲイン３０と、加減算器３１と、リミッタ３２とを備えている。

電力計測部２１は、有効電力検出器９による検出値に基づいて有効電力Ｐｇを計測する。電力計測部２１は、計測した有効電力計測値Ｐｇｄｅｔを、ローパスフィルタ２２、出力中心目標算出器２４、及び加減算器３１に出力する。電力計測部２１により計測された有効電力計測値Ｐｇｄｅｔは、有効電力検出器９及び電力計測部２１により定まる時定数をＴｇ、ラプラス演算子をｓとすると、交流送電線２に流れる有効電力Ｐｇを用いて、次式のように表される。

ローパスフィルタ２２には、電力計測部２１から有効電力計測値Ｐｇｄｅｔが入力される。ローパスフィルタ２２は、有効電力計測値Ｐｇｄｅｔの変動成分から時定数Ｔ１に対応する低周波数領域の変動成分ΔＰｇｄｅｔを抽出する。ローパスフィルタ２２は、抽出した低周波数領域の変動成分ΔＰｇｄｅｔを加減算器２３に出力する。

出力中心目標算出器２４は、電力計測部２１により計測された有効電力計測値Ｐｇｄｅｔに基づいて、交流電力系統３に供給する有効電力の目標値を増減させるための値を演算する。出力中心目標算出器２４は、演算した値を加減算器２３に出力する。

低周波数変動抑制器２５は、双方向インバータ５から出力される有効電力Ｐｂａｔの目標値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０に含まれる低周波数領域成分を演算する。低周波数変動抑制器２５は、演算した値を加減算器２３に出力する。低周波数変動抑制器２５が演算した演算値を、加減算器２３により減算することで、目標値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０から低周波数領域成分が抑制される。

加減算器２３には、ローパスフィルタ２２により抽出された低周波数領域の変動成分ΔＰｇｄｅｔ、出力中心目標算出器２４による演算値、及び低周波数変動抑制器２５による演算値が入力される。加減算器２３は、低周波数領域の変動成分ΔＰｇｄｅｔに、出力中心目標算出器２４による演算値を加算し、低周波数変動抑制器２５による演算値を減算する。加減算器２３は、演算結果（低周波数領域の変動成分ΔＰｇｄｅｔ＋出力中心目標算出器２４による演算値−低周波数変動抑制器２５による演算値）を加減算器３１に出力する。この演算結果は、自然エネルギー発電装置１の有効電力出力Ｐｇと電力安定化システム７の有効電力出力Ｐｂａｔとを合成した交流電力系統３への有効電力の目標値となる。

ＳＯＣ算出器２７は、電流検出器８により検出された出力電流Ｉｂａｔの検出値を積分して、二次電池４の電力貯蔵量ＳＯＣを演算する。ＳＯＣ算出器２７は、演算した電力貯蔵量ＳＯＣを加減算器２９に出力する。

ＳＯＣ目標設定器２８には、二次電池４の電力貯蔵量の目標値ＳＯＣｒｅｆが設定されている。ＳＯＣ目標設定器２８は、目標値ＳＯＣｒｅｆを加減算器２９に出力する。

加減算器２９には、ＳＯＣ算出器２７により演算された電力貯蔵量ＳＯＣ及びＳＯＣ目標設定器２８に設定された電力貯蔵量の目標値ＳＯＣｒｅｆが入力される。加減算器２９は、目標値ＳＯＣｒｅｆから電力貯蔵量ＳＯＣを減算する。加減算器２９は、演算結果（電力貯蔵量ＳＯＣ−目標値ＳＯＣｒｅｆ）をゲイン３０に出力する。

ゲイン３０には、ゲインＧ１が設定されている。ゲイン３０は、加減算器２９による演算結果（電力貯蔵量ＳＯＣ−目標値ＳＯＣｒｅｆ）にゲインＧ１を乗じる。ゲイン３０は、演算結果を信号ＳＯＣｃｏｍｐとして加減算器３１に出力する。

加減算器３１には、加減算器２３による演算値、ゲイン３０により演算された信号ＳＯＣｃｏｍｐ、及び電力計測部２１により計測された有効電力計測値Ｐｇｄｅｔが入力される。加減算器３１は、加減算器２３による演算値に、信号ＳＯＣｃｏｍｐを加算し、電力計測部２１により計測された有効電力計測値Ｐｇｄｅｔを減算する。加減算器３１は、演算結果である演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０（加減算器２３による演算値＋信号ＳＯＣｃｏｍｐ−有効電力計測値Ｐｇｄｅｔ）をリミッタ３２に出力する。

リミッタ３２には、加減算器３１による演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０が入力される。リミッタ３２には、上限値及び下限値が設定されている。これらの上限値及び下限値は、双方向インバータ５が出力可能な範囲の上限値及び下限値と同じに設定されている。リミッタ３２は、加減算器３１による演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０を、上限値及び下限値の範囲内に制限する。リミッタ３２は、制限した値を出力指令Ｐｂａｔ＿ｒｅｆとして双方向インバータ５に出力する。

次に、制御装置１０による制御の内容について説明する。

始めに、出力中心目標算出器２４の出力と低周波数変動抑制器２５の出力がゼロの場合について説明する。

電力計測部２１は、自然エネルギー発電装置１から出力された有効電力Ｐｇを計測して有効電力計測値Ｐｇｄｅｔを得る。ローパスフィルタ２２は、有効電力計測値Ｐｇｄｅｔから低周波数変動成分ΔＰｇｄｅｔを抽出する。

一方、制御装置１０は、ＳＯＣ算出器２７により検出した二次電池４の電力貯蔵量ＳＯＣとＳＯＣ目標設定器２８に設定された二次電池４の電力貯蔵量の目標値ＳＯＣｒｅｆとの差分にゲインＧ１を乗じた値を信号ＳＯＣｃｏｍｐとして算出する。

加減算器３１は、「低周波数変動成分ΔＰｇｄｅｔ−有効電力計測値Ｐｇｄｅｔ＋信号ＳＯＣｃｏｍｐ」を演算し、演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０を求める。制御装置１０は、演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０をリミッタ３２の制限範囲内に制限し、双方向インバータ５に出力指令Ｐｂａｔ＿ｒｅｆとして送信する。双方向インバータ５は、出力指令Ｐｂａｔ＿ｒｅｆに応じた有効電力Ｐｂａｔを出力する。

ここで、加減算器３１により演算される演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０（低周波数変動成分ΔＰｇｄｅｔ−有効電力計測値Ｐｇｄｅｔ＋信号ＳＯＣｃｏｍｐ）について説明する。

まず、「低周波数変動成分ΔＰｇｄｅｔ−有効電力計測値Ｐｇｄｅｔ」について説明する。

ローパスフィルタ２２の出力である低周波数変動成分ΔＰｇｄｅｔは、ローパスフィルタ２２の時定数をＴ１とした場合、有効電力計測値Ｐｇｄｅｔを用いて、次式のように表される。

さらに、「低周波数変動成分ΔＰｇｄｅｔ−有効電力計測値Ｐｇｄｅｔ」は、次式のように表される。

図２は、本実施形態に係る加減算器３１における式（３）で表される伝達関数の直線近似ゲイン線図である。

「低周波数変動成分ΔＰｇｄｅｔ−有効電力計測値Ｐｇｄｅｔ」は、図２に示すように、自然エネルギー発電装置１から出力された有効電力Ｐｇの計測値Ｐｇｄｅｔから時定数Ｔ１に対応する角周波数１／Ｔ１以上の高周波数成分を、有効電力出力Ｐｇに対して位相差１８０度（正負の符号反転と同意）で抽出したものとなる。「低周波数変動成分ΔＰｇｄｅｔ−有効電力計測値Ｐｇｄｅｔ」は、最終的に、双方向インバータ５から出力される有効電力Ｐｂａｔの出力指令Ｐｂａｔ＿ｒｅｆとなる。

従って、双方向インバータ５から出力される有効電力Ｐｂａｔには、「低周波数変動成分ΔＰｇｄｅｔ−有効電力計測値Ｐｇｄｅｔ」相当である自然エネルギー発電装置１の有効電力出力Ｐｇの角周波数１／Ｔ１以上の高周波数成分が有効電力出力Ｐｇに対して位相差１８０度で含まれる。交流電力系統３には、自然エネルギー発電装置１から出力された有効電力Ｐｇと電力安定化システム７（双方向インバータ５）から出力された有効電力Ｐｂａｔとを合成した有効電力（Ｐｇ＋Ｐｂａｔ）が供給される。よって、交流電力系統３に供給される有効電力では、角周波数１／Ｔ１以上の高周波数成分は打ち消される。

次に、加減算器３１の出力に含まれる信号ＳＯＣｃｏｍｐについて説明する。

信号ＳＯＣｃｏｍｐは、次式のように表される。

ＳＯＣｃｏｍｐ ＝ Ｇ１×（ＳＯＣ−ＳＯＣｒｅｆ） 式（４）
信号ＳＯＣｃｏｍｐは、双方向インバータ５への出力指令Ｐｂａｔ＿ｒｅｆに含まれる。電力貯蔵量ＳＯＣが電力貯蔵量の目標値ＳＯＣｒｅｆより小さい場合は、信号ＳＯＣｃｏｍｐは、負値になる。よって、電力貯蔵量ＳＯＣが不足の場合には、双方向インバータ５への出力指令Ｐｂａｔ＿ｒｅｆは、小さくなる。従って、双方向インバータ５は、有効電力Ｐｂａｔの出力を減少させる動作をすることで、二次電池４の放電を減少させ又は充電を増加させる。これにより、二次電池４の電力貯蔵量ＳＯＣは、電力貯蔵量の目標値ＳＯＣｒｅｆに近づく。

一方、電力貯蔵量ＳＯＣが電力貯蔵量の目標値ＳＯＣｒｅｆより大きい場合は、信号ＳＯＣｃｏｍｐは、正値となる。よって、電力貯蔵量ＳＯＣが過多の場合には、双方向インバータ５への出力指令Ｐｂａｔ＿ｒｅｆは、大きくなる。従って、双方向インバータ５は、有効電力Ｐｂａｔの出力を増加させる動作をすることで、二次電池４の充電を減少させ又は放電を増加させる。これにより、二次電池４の電力貯蔵量ＳＯＣは、電力貯蔵量の目標値ＳＯＣｒｅｆに近づく。

このようにして、信号ＳＯＣｃｏｍｐにより、二次電池４の電力貯蔵量は、ＳＯＣ目標設定器２８で設定した二次電池４の電力貯蔵量の目標値ＳＯＣｒｅｆ付近に維持される。

図３を参照して、出力中心目標算出器２４について説明する。

図３は、出力中心目標算出器２４の構成を示すブロック構成図である。

出力中心目標算出器２４は、移動平均算出器２４１と、出力中心設定器２４２と、加減算器２４３と、ゲイン２４４と、リミッタ２４５とを備えている。

移動平均算出器２４１には、電力計測部２１により計測された有効電力計測値Ｐｇｄｅｔが入力される。移動平均算出器２４１は、設定されている時間幅に区切られた時間帯毎に、有効電力計測値Ｐｇｄｅｔの移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔを演算する。移動平均算出器２４１は、演算した移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔを加減算器２４３に出力する。

出力中心設定器２４２には、自然エネルギー発電装置１から出力される有効電力Ｐｇの平均値又は中心値と考える出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔが設定されている。出力中心設定器２４２は、設定されている出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔを加減算器２４３に出力する。

加減算器２４３には、出力中心設定器２４２から入力された出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔ及び移動平均算出器２４１により演算された移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔが入力される。加減算器２４３は、出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔから移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔを減算する。加減算器２４３は、演算結果「出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔ−移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔ」をゲイン２４４に出力する。

ゲイン２４４には、ゲインＧ２が設定されている。ゲイン２４４は、加減算器２４３による演算結果に、ゲインＧ２を乗じる。ゲイン２４４は、ゲインＧ２を乗じた演算結果「ゲインＧ２×（出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔ−移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔ）」をリミッタ２４５に出力する。

リミッタ２４５には、上限値及び下限値が設定されている。リミッタ２４５は、ゲイン２４４による演算結果「ゲインＧ２×（出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔ−移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔ）」を上限値及び下限値の範囲内に制限する。リミッタ２４５は、制限した値を加減算器２３に出力する。

図４は、本実施形態に係る出力中心目標算出器２４の出力値と移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔとの関係を示すグラフ図である。図４において、縦軸は、出力中心目標算出器２４の出力値を表している。横軸は、移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔを表している。リミッタ２４５の上限値及び下限値により制限されない部分の直線の傾きは、ゲインＧ２である。

出力移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔが出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔより小さい場合には、出力中心目標算出器２４の出力値は、正値となる。出力移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔと出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔが同値の場合には、出力中心目標算出器２４の出力値は、ゼロとなる。出力移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔが出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔより大きい場合には、出力中心目標算出器２４の出力値は、負値となる。

出力中心目標算出器２４の出力値は、加減算器２３により加算される。加減算器２３の演算値は、上述したように、自然エネルギー発電装置１から出力される有効電力Ｐｇと二次電池４から出力される有効電力Ｐｂａｔとを合成した交流電力系統３への有効電力の目標値である。従って、出力中心目標算出器２４の出力値が正値であれば、交流電力系統３への有効電力の目標値は増加する。出力中心目標算出器２４の出力値が負値であれば、交流電力系統３への有効電力の目標値は減少する。

加減算器２３の演算値は、加減算器３１により加算される。従って、出力中心目標算出器２４の出力値が正値の場合、加減算器３１の演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０は増加するため、双方向インバータ５は、有効電力Ｐｂａｔが増加するように制御される。このため、二次電池４は、放電増加又は充電減少となる。出力中心目標算出器２４の出力値が負値の場合、加減算器３１の演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０は減少するため、双方向インバータ５は、有効電力Ｐｂａｔが減少するように制御される。このため、二次電池４は、放電減少又は充電増加となる。

出力移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔは、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇを計測した有効電力計測値Ｐｇｄｅｔの設定時間幅での移動平均値である。このため、出力移動平均値Ｐｇｄｅｔ＿ｃｅｎｔは、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇの設定時間幅での平均値を表す。

即ち、自然エネルギー発電装置１の設定時間幅での有効電力出Ｐｇの平均値が、出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔより小さい場合には、二次電池４は、放電増加又は充電減少となるように制御される。一方、自然エネルギー発電装置１の設定時間幅での有効電力出Ｐｇの平均値が、出力中心設定値Ｐｇｃｅｎｔより大きい場合には、二次電池４は、放電減少又は充電増加となるように制御される。

出力中心目標算出器２４は、次のような考えに基づいて、双方向インバータ５の制御をするための演算処理を行う。

自然エネルギー発電装置１により発電される有効電力Ｐｇは、ランダムに変化すると考えられる。従って、自然エネルギー発電装置１の設定時間幅での有効電力Ｐｇの平均値が小さい場合、今後、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇは増加する確率が高くなる。自然エネルギー発電装置１により発電された有効電力Ｐｇが小さい値から増加した場合、交流電力系統３への有効電力の変動を小さくするためには、この有効電力Ｐｇの増加分を、電力安定化システム７（双方向インバータ５）から出力される有効電力Ｐｂａｔにより補償する必要がある。

従って、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇが低く推移している場合、有効電力Ｐｇが増加する前に、二次電池４の放電減少幅又は充電増加幅を大きく確保するように、双方向インバータ５から出力される有効電力Ｐｂａｔを放電出力側で運転することが望まれる。よって、出力中心目標算出器２４は、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇの設定時間幅での平均値が小さい場合は、電力安定化システム７（双方向インバータ５）の有効電力Ｐｂａｔは、二次電池４の放電増加又は充電減少となるように制御される。これにより、電力安定化システム７は、充電方向の出力変動幅が大きくなるように運転される。

一方、自然エネルギー発電装置１の設定時間幅での有効電力Ｐｇの平均値が大きい場合、今後、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇは減少する確率が高くなる。自然エネルギー発電装置１により発電された有効電力Ｐｇが大きい値から減少した場合、交流電力系統３への有効電力の変動を小さくするためには、この有効電力Ｐｇの減少分を、電力安定化システム７（双方向インバータ５）から出力される有効電力Ｐｂａｔにより補償する必要がある。

従って、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇが高く推移している場合、有効電力Ｐｇが減少する前に、二次電池４の放電増加幅又は充電減少幅を大きく確保するように、双方向インバータ５から出力される有効電力Ｐｂａｔを充電側で運転することが望まれる。よって、出力中心目標算出器２４は、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇの設定時間幅での平均値が大きい場合は、電力安定化システム７（双方向インバータ５）の有効電力Ｐｂａｔは、二次電池４の放電減少又は充電増加となるように制御される。これにより、電力安定化システム７は、放電方向の出力変動幅が大きくなるように運転される。

図５は、本実施形態に係る低周波数変動抑制器２５の構成を示すブロック図である。

低周波数変動抑制器２５は、ローパスフィルタ２５１を備えている。ここで、ローパスフィルタ２５１の時定数をＴ２とする。時定数Ｔ２は、ローパスフィルタ２２の時定数Ｔ１との関係において、「Ｔ１／２ ≧ Ｔ２」又は「Ｔ１ ≧ Ｔ２ ≧ Ｔ１／２」のいずれかを満たすように設定されている。

ローパスフィルタ２５１には、加減算器３１による演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０が入力される。入力された演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０は、ローパスフィルタ２５１を介して、加減算器２３に入力される。これにより、双方向インバータ５から出力される有効電力Ｐｂａｔの目標値となる演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０から低周波数領域成分が減じられる。

図６は、本実施形態に係る電力安定化システムの制御装置１０を簡易的に示したブロック図である。図６では、説明を簡単にするために、出力中心目標算出器２４の出力値及びゲイン３０の出力値ＳＯＣｃｏｍｐをそれぞれゼロと見なして、制御装置１０の構成を簡易的に示している。

図６に示す制御装置１０の構成において、計測した有効電力計測値Ｐｇｄｅｔを入力信号として、加減算器３１による演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０を出力信号とした場合の伝達関数は、次式のように表される。

なお、ローパスフィルタ２５１の無い場合（即ち、低周波数変動抑制器２５が無い場合）の伝達関数は、前述の式（３）で表される。

次に、時定数Ｔ１と時定数Ｔ２との大小関係による式（３）の伝達関数と式（５）の伝達関数の直線近似ゲイン線図の違いについて説明する。

式（５）の伝達関数及び式（３）の伝達関数において、時定数Ｔ１と時定数Ｔ２との大小関係により、入力信号を通過させる０ｄＢ領域に相違が生じる。

図７は、「Ｔ１／２ ≧ Ｔ２」の場合における式（３）の伝達関数と式（５）の伝達関数のそれぞれの折線近似ゲイン線図である。図７において、実線は、式（５）の伝達関数の直線近似ゲイン線図を、点線は、式（３）の伝達関数の直線近似ゲイン線図をそれぞれ表している。

図８は、「Ｔ１ ≧ Ｔ２ ≧ Ｔ１／２」の場合における式（３）の伝達関数と式（５）の伝達関数のそれぞれの折線近似ゲイン線図である。図８において、実線は、式（５）の伝達関数の直線近似ゲイン線図を、点線は、式（３）の伝達関数の直線近似ゲイン線図をそれぞれ表している。

図７及び図８に示すように、「Ｔ１／２ ≧ Ｔ２」又は「Ｔ１ ≧ Ｔ２ ≧ Ｔ１／２」のいずれかの条件を満たしている場合では、低周波数変動抑制器２５が無い場合（点線で示す式（３）の伝達関数の直線近似ゲイン線図）は、角周波数領域が１／Ｔ１以上の入力信号成分をゲイン０ｄＢで通過させる。

一方、低周波数変動抑制器２５が有る場合（実線で示す式（５）の伝達関数の直線近似ゲイン線図）には、２／Ｔ２以上の角周波数領域で０ｄＢとなる。さらに、１／Ｔ１から２／Ｔ２の角周波数領域のゲインは、０ｄＢ以下であるので、この角周波数領域の入力信号の振幅を減衰させる。但し、入力信号を除去する程度までには、ゲインの大きな低下はしない。

次に、時定数Ｔ１と時定数Ｔ２との大小関係が上記の「Ｔ１／２ ≧ Ｔ２」及び「Ｔ１ ≧ Ｔ２ ≧ Ｔ１／２」のいずれも満たさない場合における式（５）の伝達関数及び式（３）の伝達関数について説明する。

図９は、「Ｔ２／２ ≧ Ｔ１」の場合における式（３）の伝達関数と式（５）の伝達関数のそれぞれの折線近似ゲイン線図である。図９において、実線は、式（５）の伝達関数の直線近似ゲイン線図を、点線は、式（３）の伝達関数の直線近似ゲイン線図をそれぞれ表している。

図１０は、「Ｔ２ ≧ Ｔ１ ≧ Ｔ２／２」の場合における式（３）の伝達関数と式（５）の伝達関数のそれぞれの折線近似ゲイン線図である。図１０において、実線は、式（５）の伝達関数の直線近似ゲイン線図を、点線は、式（３）の伝達関数の直線近似ゲイン線図をそれぞれ表している。

図９及び図１０のそれぞれが示す直線近似ゲイン線図では、式（３）及び式（５）のそれぞれの伝達関数で入力信号を通過させる０ｄＢ領域の差異は小さい。このため、低周波数変動抑制器２５の有無による差異はほとんど無く、この場合の時定数Ｔ１，Ｔ２の関係条件時における低周波数変動抑制器２５では、図７及び図８に示す条件のときの効果は期待できない。

本実施形態によれば、以下の作用効果を得ることができる。

電力安定化システム７及び制御装置１０による構成では、自然エネルギー発電装置１の有効電力出力Ｐｇに含まれる特定周波数（角周波数１／Ｔ１）以上の有効電力変動に対して、位相反転した有効電力出力Ｐｂａｔを出力する。これにより、自然エネルギー発電装置１の有効電力出力Ｐｇに含まれる特定周波数以上の有効電力変動を打ち消すことができる。従って、自然エネルギー発電装置１の有効電力変動による交流電力系統３の電圧変動や周波数変動の電力品質の低下を抑制することができる。

また、制御装置１０では、安定化システム７内の二次電池４の電力貯蔵量を設定された目標値ＳＯＣｒｅｆ付近に維持するように制御する。このため、二次電池４の電力貯蔵量が満充電又は充電量がゼロとなって、電力安定化システム７から出力される有効電力Ｐｂａｔに制限が掛かったり、運転停止になったりすることがない。このため、電力安定化システム７は、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇの変動の補償制御を長く継続することができる。

さらに、制御装置１０には、出力中心目標算出器２４が設けられている。出力中心目標算出器２４は、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇの設定時間幅での平均値が小さい場合は、電力安定化システム７の有効電力Ｐｂａｔを放電増加又は充電減少となるように制御する。これにより、双方向インバータ５は、充電方向の出力変動幅が大きくなるように運転される。一方、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇの設定時間幅での平均値が大きい場合は、電力安定化システム７の有効電力Ｐｂａｔを充電増加又は放電減少となるように制御する。これにより、双方向インバータ５は、放電方向の出力変動幅が大きくなるように運転される。このため、電力安定化システム７の有効電力Ｐｂａｔの出力容量が小さくても、自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇの変動抑制効果を高くできる。従って、電力安定化システム７の容量を小さくすることができる。

また、自然エネルギー発電装置１の有効電力出力Ｐｇがステップ上に急速に大きく変動した場合、有効電力出力Ｐｇを検出した検出値Ｐｇｄｅｔには、広い周波数範囲に大きな振幅の成分が含まれる。

このような場合、制御装置１０の入力である検出値Ｐｇｄｅｔから出力である演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０までの伝達関数で、ゲイン０ｄＢ以上の周波数領域が広い程、演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０の絶対値が大きくなる。演算値Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０の絶対値が大きくなると、制御装置１０により制御される双方向インバータ５の出力が大きくなるため、この出力が上下限値に張り付くことになる。この場合、結果的に、自然エネルギー発電装置１の有効電力出力Ｐｇの変動を補償できなくなる。

そこで、制御装置１０では、ローパスフィルタ２２の時定数Ｔ１と低周波数変動抑制器２５のローパスフィルタ２５１の時定数Ｔ２の関係を「Ｔ１／２ ≧ Ｔ２」又は「Ｔ１ ≧ Ｔ２ ≧ Ｔ１／２」のいずれかを満足するようにしている。この場合には、制御装置１０の入力Ｐｇｄｅｔから出力Ｐｂａｔ＿ｒｅｆ０までの伝達関数で、低周波数側（角周波数が１／Ｔ１から２／Ｔ２）のゲインが０ｄＢより小さくなる。

このため、自然エネルギー発電装置１の有効電力出力Ｐｇがステップ上に急速に大きく変動した場合でも、電力安定化システム７への電力出力指令Ｐｂａｔ＿ｒｅｆの絶対値が過度に大きくなることがない。

これにより、制御装置１０内の制御定数等を自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇの変動に応じて可変にすることなく、急速で過大な自然エネルギー発電装置１の有効電力Ｐｇの変動が発生した場合でも、電力安定化システム７の有効電力Ｐｂａｔが上下限値に張り付くことを抑制することができる。よって、自然エネルギー発電装置１は、有効電力Ｐｇの変動の抑制効果を高くすることができる。

従って、電力系統システムに、電力安定化システム７及び制御装置１０を適用することで、急速で過大な電力変動が発生した場合でも、効率的で効果的な電力安定化を図ることができる。

なお、本実施形態では、双方向インバータ５を、変圧器６を介して、交流送電線２に接続しているが、変圧器６を取り除き、双方向インバータ５を交流送電線２に直接接続してもよい。

また、本実施形態では、ＳＯＣ算出器２７は、二次電池４の出力電流Ｉｂａｔを検出して、電力貯蔵量ＳＯＣを算出しているが、これに限らない。ＳＯＣ算出器２７は、二次電池４の端子電圧を検出して、電力貯蔵量ＳＯＣを算出してもよいし、その他のどのような方法で、電力貯蔵量ＳＯＣを算出してもよい。

さらに、本実施形態では、交流電力系統３に電力を供給する電源を、自然エネルギーを利用する発電装置としたが、これに限らない。電力安定化を目的として設置されるのであれば、電力安定化システム７及び制御装置１０は、自然エネルギーを利用する発電装置に限らず、他の電源装置を備えた電力系統システムでも適用することができる。

また、本実施形態では、出力中心目標算出器２４において、設定時間幅での有効電力の平均値を用いたが、その設定時間幅での有効電力の高低の傾向を示す値であれば、他のどのような統計的な値を用いてもよい。

なお、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組合せにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。

１…自然エネルギー発電装置、２…交流送電線、３…交流電力系統、４…二次電池、５…双方向インバータ、６…変圧器、７…電力安定化システム、８…電流検出器、９…有効電力検出器、１０…制御装置、２０…電力系統システム、２１…電力計測部、２２…ローパスフィルタ、２３…加減算器、２４…出力中心目標算出器、２５…低周波数変動抑制器、２７…ＳＯＣ算出器、２８…ＳＯＣ目標設定器、２９…加減算器、３０…ゲイン、３１…加減算器、３２…リミッタ。

Claims (9)

1. 交流電力系統に供給する有効電力の変動を抑制し、二次電池及び前記二次電池と前記交流電力系統との間で電力を双方向に変換する双方向インバータを備えた電力安定化システムを制御する電力安定化システムの制御装置であって、
   前記交流電力系統に供給する有効電力を計測する有効電力計測手段と、
   前記有効電力計測手段により計測された有効電力から所定周波数以下の周波数成分を抽出する第１の周波数成分抽出手段と、
   前記交流電力系統に供給する有効電力の目標となる目標指令値を生成する目標指令値生成手段と、
   前記双方向インバータから出力される有効電力を制御するための有効電力指令値から所定周波数以下の周波数成分を抽出する第２の周波数成分抽出手段と、
   前記第１の周波数成分抽出手段の出力と前記目標指令値生成手段の出力と前記第２の周波数成分抽出手段の出力を加減算する加減算手段と、
   前記加減算手段により出力された周波数成分に基づいて、前記有効電力計測手段により計測された有効電力から所定周波数以上の周波数成分を抑制するための前記有効電力指令値を生成する高周波数成分抑制指令値生成手段と、
   前記有効電力指令値を入力し、前記双方向インバータの出力可能範囲に制限した制限付有効電力指令値を出力する有効電力指令値生成手段と、
   前記制限付有効電力指令値に基づいて、前記双方向インバータを制御する制御手段と
   を備えたことを特徴とする電力安定化システムの制御装置。
2. 前記目標指令値生成手段は、
   前記有効電力計測手段により計測された有効電力に基づいて、所定の時間幅毎に時間帯の有効電力を演算する時間幅有効電力演算手段と、
   前記時間幅有効電力演算手段により演算された前記時間帯の有効電力が所定電力よりも小さい場合、前記目標指令値を増加させ、前記時間幅有効電力演算手段により演算された前記時間帯の有効電力が前記所定電力よりも大きい場合、前記目標指令値を減少させる目標指令値増減手段とを備えたこと
   を特徴とする請求項１に記載の電力安定化システムの制御装置。
3. 前記二次電池の蓄電量を計測する蓄電量計測手段と、
   前記蓄電量計測手段により計測された蓄電量に基づいて、前記高周波数成分抑制指令値生成手段により生成された前記有効電力指令値を増減させる蓄電量制御手段と
   を備えたことを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の電力安定化システムの制御装置。
4. 前記第１の周波数成分抽出手段の時定数をＴ１とし、前記第２の周波数成分抽出手段の時定数をＴ２とすると、Ｔ１＞Ｔ２の関係が成り立つこと
   を特徴とする請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の電力安定化システムの制御装置。
5. 前記第１の周波数成分抽出手段の時定数をＴ１とし、前記第２の周波数成分抽出手段の時定数をＴ２とすると、Ｔ１／２≧Ｔ２の関係が成り立つこと
   を特徴とする請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の電力安定化システムの制御装置。
6. 交流電力系統に供給する有効電力の変動を抑制する電力安定化システムであって、
   二次電池と、
   前記二次電池と前記交流電力系統との間で電力を双方向に変換する双方向インバータと、
   前記交流電力系統に供給する有効電力を計測する有効電力計測手段と、
   前記有効電力計測手段により計測された有効電力から所定周波数以下の周波数成分を抽出する第１の周波数成分抽出手段と、
   前記交流電力系統に供給する有効電力の目標となる目標指令値を生成する目標指令値生成手段と、
   前記双方向インバータから出力される有効電力を制御するための有効電力指令値から所定周波数以下の周波数成分を抽出する第２の周波数成分抽出手段と、
   前記第１の周波数成分抽出手段の出力と前記目標指令値生成手段の出力と前記第２の周波数成分抽出手段の出力を加減算する加減算手段と、
   前記加減算手段により出力された周波数成分に基づいて、前記有効電力計測手段により計測された有効電力から所定周波数以上の周波数成分を抑制するための前記有効電力指令値を生成する高周波数成分抑制指令値生成手段と、
   前記有効電力指令値を入力し、前記双方向インバータの出力可能範囲に制限した制限付有効電力指令値を出力する有効電力指令値生成手段と、
   前記制限付有効電力指令値に基づいて、前記双方向インバータを制御する制御手段と
   を備えたことを特徴とする電力安定化システム。
7. 前記目標指令値生成手段は、
   前記有効電力計測手段により計測された有効電力に基づいて、所定の時間幅毎に時間帯の有効電力を演算する時間幅有効電力演算手段と、
   前記時間幅有効電力演算手段により演算された前記時間帯の有効電力が所定電力よりも小さい場合、前記目標指令値を増加させ、前記時間幅有効電力演算手段により演算された前記時間帯の有効電力が所定電力よりも大きい場合、前記目標指令値を減少させる目標指令値増減手段とを備えたこと
   を特徴とする請求項６に記載の電力安定化システム。
8. 前記二次電池の蓄電量を計測する蓄電量計測手段と、
   前記蓄電量計測手段により計測された蓄電量に基づいて、前記高周波数成分抑制指令値生成手段により生成された前記有効電力指令値を増減させる蓄電量制御手段と
   を備えたことを特徴とする請求項６又は請求項７に記載の電力安定化システム。
9. 交流電力系統に供給する有効電力の変動を抑制し、二次電池及び前記二次電池と前記交流電力系統との間で電力を双方向に変換する双方向インバータを備えた電力安定化システムを制御する電力安定化システムの制御方法であって、
   前記交流電力系統に供給する有効電力を計測するステップと、
   計測された有効電力から所定周波数以下の第１の周波数成分を抽出するステップと、
   前記交流電力系統に供給する有効電力の目標となる目標指令値を生成するステップと、
   前記双方向インバータから出力される有効電力を制御するための有効電力指令値から所定周波数以下の第２の周波数成分を抽出するステップと、
   抽出された第１の周波数成分と前記目標指令値と抽出された第２の周波数成分を加減算するステップと、
   加減算して出力された周波数成分に基づいて、前記計測された有効電力から所定周波数以上の周波数成分を抑制するための前記有効電力指令値を出力するステップと、
   前記有効電力指令値を入力し、前記双方向インバータの出力可能範囲に制限した制限付有効電力指令値を出力するステップと
   を含むことを特徴とする電力安定化システムの制御方法。

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