JP6875888B2

JP6875888B2 - 給電システム

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Publication number: JP6875888B2
Application number: JP2017046951A
Authority: JP
Inventors: 山根　俊博; 俊博山根
Original assignee: Shimizu Corp
Current assignee: Shimizu Corp
Priority date: 2017-03-13
Filing date: 2017-03-13
Publication date: 2021-05-26
Anticipated expiration: 2037-03-13
Also published as: JP2018152970A

Description

本発明は、自立運転時に定電圧制御されることで給電を行う定電圧制御蓄電装置と、定電流制御されることで給電を行う定電流制御蓄電装置と、から構成される給電システムに関する。

近年、ＣＯ₂削減を目的として太陽光発電や風力発電に代表される自然エネルギーの活用技術への取り組みが活発化している。太陽光発電を有効に活用する方法としては、通常時は商用系統と連系してピークカット運転を行い、商用系統停電等の非常時にＢＣＰ（ＢｕｓｉｎｅｓｓＣｏｎｔｉｎｕｉｔｙＰｌａｎ、事業継続計画）用の電源として利用することが考えられる。

上記のような電源として、例えば、引用文献１（特開２０１６−２５７４６号公報）には、自立運転システムにおける電力貯蔵部の利用効率を向上させるために、交流母線との間で電力の授受を行う複数の電力貯蔵装置を有する電力貯蔵システムであって、前記電力貯蔵装置は、電力貯蔵部と、前記交流母線と前記電力貯蔵部との間で電力の充放電を行う電力変換部と、前記電力変換部の充放電を制御する制御部とを有し、前記制御部は、前記電力貯蔵部の充電率が、前記複数の電力貯蔵部のそれぞれの充電率から算出される基準充電率よりも高いほど、前記電力変換部の交流電圧の周波数が高くなるように前記電力変換部を制御し、前記電力貯蔵部の充電率が前記基準充電率よりも低いほど前記交流電圧の周波数が低くなるように前記電力変換部を制御するものが提案されている。

また、引用文献２（特開２０１１−５５６７号公報）においては、負荷変動に対する応答性能が異なる複数の分散型電源を統合的に制御する分散型電源の制御方法であって、分散型電源は、蓄電装置を備え、蓄電装置の残存容量と目標残存容量との差分値に基づいて、蓄電装置と比較して応答性能が同等以下の電源で補償するべき成分を求め、該補償するべき成分を蓄電装置と比較して応答性能が同等以下の電源で補償する方法が提案されている。
特開２０１６−２５７４６号公報特開２０１１−５５６７号公報

従来の引用文献１及び引用文献２記載のように、電源を構成する上では、蓄電装置の充放電制御が不可欠となる。ここで、図４を参照して、複数の蓄電装置から構成される従来の給電システムの一例について説明する。

図４は、停電時に蓄電装置と太陽光発電を組み合わせて電力供給を行うためのシステム構成の一例を示すものである。

商用系統との連系運転時は、給電ライン遮断器１９１が投入状態となっており、太陽光発電や電力負荷の変動に応じて蓄電装置１３７の出力制御を行うことにより、ピークカット運転を行う。停電時は給電ライン遮断器１９１を開放し、蓄電装置１３７と、太陽光発電（太陽電池１４０）による自立運転により給電ラインを介して重要負荷１５０に電力を供給する。

自立運転時に蓄電装置１３７を複数台利用する場合（図４では３台）、いずれか１台を定電圧制御として装置自身が出力制御を行い、その他は定電流制御として主制御部１１０から出力制御することが一般的に行われる。

しかしながら、このような従来の蓄電装置１３７の出力制御方法によっては、各蓄電装置１３７の蓄電残量（以下、ＳＯＣともいう）にアンバランスが生じ、蓄電電力を最後まで使いきれない可能性がある、という問題があった。

引用文献１記載のものにおいては、複数の蓄電池の出力を電圧制御により制御し、ＳＯＣ値により各蓄電池の出力周波数を調整してＳＯＣのアンバランスを防止しているが、蓄電装置自体の改造が必要となりコストアップにつながる、という問題があった。

また、引用文献２記載のものにおいては、蓄電容量が小さな電気２重層キャパシタなどのＳＯＣ低下を防止するための管理を行うが、複数の蓄電装置が同程度の蓄電容量の場合には対応することができない。

この発明は、上記のような課題を解決するものであって、本発明に係る給電システムは、定電圧制御されることで、給電ラインに対して給電を行う定電圧制御蓄電装置と、定電流制御されることで、前記給電ラインに対して給電を行う定電流制御蓄電装置と、からなる給電システムであって、前記定電圧制御蓄電装置をどの程度利用するかに係る値である利用率を設定する利用率設定手段と、前記定電圧制御蓄電装置の蓄電残量を取得する定電圧制御蓄電装置蓄電残量取得手段と、前記定電流制御蓄電装置の蓄電残量を取得する定電流制御蓄電装置蓄電残量取得手段と、前記利用率設定手段で設定された利用率と、前記定電圧制御蓄電装置蓄電残量取得手段で取得された蓄電残量と、前記定電流制御蓄電装置蓄電残量取得手段で取得された蓄電残量と、から前記定電流制御蓄電装置によって給電ラインに対して給電する電力量を演算する演算手段と、からなることを特徴とする。

また、本発明に係る給電システムは、前記定電流制御蓄電装置が複数設けられることを特徴とする。

本発明に係る給電システムによれば、商用系統が停電となった際、自立運転を行うことができる電源系統を、コストを抑制しつつ構築できると共に、各蓄電装置の蓄電電力をバランス良く利用することが可能となる。

本発明の実施形態に係る給電システム１００が含まれる電力系統の一例を示す図である。本発明の実施形態に係る給電システム１００の制御処理のフローチャートを示す図である。本発明の実施形態に係る給電システム１００の利用率変更処理のフローチャートを示す図である。従来の給電システムが含まれる電力系統の一例を示す図である。

以下、本発明の実施の形態を図面を参照しつつ説明する。本発明の実施形態に係る給電システム１００が含まれる電力系統の一例を示す図である。

図１は本発明の実施形態に係る給電システムの概要を示す図である。図１において、１００は給電システム、１１０は主制御部、１３０は蓄電池、１３３は制御部、１３５はインバーター、１３７は蓄電装置、１４０は太陽電池、１４５はパワーコンディショナー、１５０は重要負荷、１８０は一般負荷、１９１は給電ライン遮断器、１９２は受電点遮断器、２００は商用電源をそれぞれ示している。

なお、図１には単相分即ち一相分の結線と制御系だけを図示してある。また、本実施形態に係る給電システム１００においては、最も重要な負荷（１５０）を含み停電直後においても自立する範囲である範囲（Ｒ）が定義されている。

一般負荷１８０は、商用電源２００が停電その他の異常状態に陥った時には給電が遮断される。一方、重要負荷１５０は、例えばサーバーなどの重要度の高い負荷である。

この重要負荷１５０の接続ラインには、商用電源２００が停電しても、非常用発電機１９０が停止しても自立運転を可能にするため、インバーター（ＩＮＶ）１３５を介して蓄電池１３０が接続されるとともに、パワーコンディショナー（ＰＣＳ）１４５を介して太陽電池１４０が接続される。

給電システム１００は、複数の蓄電装置１３７によって構成されている。本実施形態では、給電システム１００は、Ｎ台の蓄電装置１３７から構成されるが、本発明に係る給電システム１００においては、設ける蓄電装置１３７は２台以上であり、このうち１台が定電圧制御されるものであり、その他１台以上は定電流制御されるものであることが必須の構成要件となる。

本実施形態ではｎ＝１の蓄電装置１３７は定電圧制御されるものであり、ｎ＝２〜Ｎの蓄電装置１３７は定電流制御されるものである。

各蓄電装置１３７は、電力が蓄電される二次電池である蓄電池１３０と、蓄電池１３０に蓄電された電力を所定周波数の電力に変換すると共に、蓄電池１３０に蓄電するための電力を直流に変換するインバーター１３５（充放電制御回路）が設けられている。

インバーター１３５は、交流と直流との間を双方向に電力変換する双方向型の電力変換装置であり、商用電源２００や太陽光電池１４０から蓄電池１３０を充電するときの動作モードでは交流を直流に変換し、重要負荷１５０に蓄電池１３０から放電するときの動作モードでは直流を交流に変換する。

また、インバーター１３５は、制御部１３３からの指令に基づいて、蓄電池１３０の充放電を制御する。一方、制御部１３３は、上位装置である主制御部１１０からの出力制御信号に受信し、インバーター１３５に対して制御指令を発するように構成されている。一方、蓄電池１３０の蓄電残量（ＳＯＣ）は、適当な方法により検出されると共に、ｎ＝１〜Ｎの蓄電装置１３７のＳＯＣデータ（ＳＯＣ_CV，ＳＯＣ_CC-2，・・，ＳＯＣ_CC-n，・・，ＳＯＣ_CC-N）は、上位装置である主制御部１１０に対して送信されるようになっている。

主制御部１１０は本発明に係る給電システム１００の各制御を行うためのメインコントローラである。このような主制御部１１０としては、ＣＰＵやＲＡＭ、ＲＯＭ等を備える汎用の情報処理装置を用い、入力された所定情報に基づいて所定ブロックへの命令を出力する動作を前記ＣＰＵに実行させるプログラムを予め前記ＲＯＭに記憶させることによって実現することが可能である。

太陽光電池１４０は、パワーコンディショナー１４５を介して重要負荷１５０の接続ラインに接続して、一般負荷１８０や重要負荷１５０に独立して発電出力を供給することができる。パワーコンディショナー１４５は、重要負荷１５０の接続ラインの所定の周波数や電圧に適合していない太陽光電池１４０の直流出力を所定の交流電力に変換し、周波数や電圧を給電ラインの電力に適合させる。パワーコンディショナー１４５の出力部には、例えば電力を最大限に供給できるように電流制御方式のインバーターを備えている。

なお、本発明に係る給電システム１００においては、太陽光電池１４０は必ずしも必須の構成要件ではない。

給電ライン遮断器１９１は、一般負荷１８０が接続される商用電源２００の給電ラインが給電状態にある通常の負荷運転時に投入され、商用電源２００の給電ラインが停電状態になると開放（遮断）される。

商用電源２００の給電ラインが停電状態になると、給電システム１００は自立運転時の動作モードとなり、主制御部１１０が各蓄電装置１３７に対して出力制御信号を送信する。

ここで、本発明に係る給電システム１００が採用されている電力系統では、自立運転中に定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）が停止すると、全ての蓄電装置からの電力供給が完全停止する。これは、定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）が自立運転範囲の電圧・周波数を生成する役割を有しており、定電流制御の蓄電装置１３７（ｎ＝２〜Ｎ）のみでは電力供給は出来ないためである。

逆に定電流制御の蓄電装置１３７（ｎ＝２〜Ｎ）のうちの何台かがＳＯＣ低下により停止した場合は、電力供給を継続可能である。ただし、この場合、蓄電装置から供給可能な最大電力が低下するため、必要に応じて電力供給を行う負荷を選定する必要がある。

上記を鑑み、本発明に係る給電システム１００においては、特に定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）の利用率αを設定し、これにより特に定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）のＳＯＣが極端に低下することを防止するようにしている。

利用率αは、０≦α≦１を満たす定数である。α＝０とすると定電流制御の蓄電装置１３７（ｎ＝２〜Ｎ）のみから放電し、定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）の放電はほぼゼロになる。定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）の蓄電電力を温存し、定電流制御の蓄電装置のＳＯＣ低下による停止後も特定の重要負荷１５０（サーバなどの特に重要な負荷）への電力供給を継続できる。

α＝１とした場合、自立運転時に各ＳＯＣ_CC-nはＳＯＣ_CVと同程度の値となり、全ての蓄電装置１３７についてＳＯＣのアンバランスを防止することが可能となる。停電が継続した場合、全ての蓄電装置１３７のＳＯＣはほぼ同時に０％となり、電力供給を停止する。重要負荷１５０内の負荷に特に優先順位がない場合などにα＝１とすればよい。

以上を踏まえ、商用電源２００が停電となり、本発明に係る給電システム１００が自立運転時の動作モードとなったときの制御処理のアルゴリズムを説明する。図２は本発明の実施形態に係る給電システム１００の制御処理のフローチャートを示す図である。

図２において、ステップＳ１００で制御処理が開始されると、続いて、ステップＳ１０１では、全ての蓄電装置１３７のＳＯＣ_CV，ＳＯＣ_CC-2，・・，ＳＯＣ_CC-n，・・，ＳＯＣ_CC-Nが取得される。

続いて、ステップＳ１０２に進み、定電流制御の蓄電装置１３７（ｎ＝２〜Ｎ）が給電ラインに対して給電を行う電力量であるＢＡＴ_CC-2，・・，ＢＡＴ_CC-n，・・，ＢＡＴ_CC-Nを下式（１）により演算する。

ここで、Ｌｏａｄ［ｋＷ］は重要負荷１５０の負荷の値であり、ＰＶ［ｋＷ］は太陽電池１４０が給電ラインに対して供給する電力量である。Ｌｏａｄ［ｋＷ］やＰＶ［ｋＷ］は直接検出し、検出した値を式（１）に適用することができるし、或いは、Ｌｏａｄ［ｋＷ］やＰＶ［ｋＷ］の値を予め設定しておき、設定した値を式（１）に適用することもできる。本発明に係る給電システム１００において、式（１）による演算を実行することを演算手段と称することとする。

続く、ステップＳ１０３では、これまでのステップで演算されたＢＡＴ_CC-2，・・，ＢＡＴ_CC-n，・・，ＢＡＴ_CC-Nを各蓄電装置１３７に送信する。

ステップＳ１０４では、制御処理を終了する。

一方、定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）が給電ラインに対して給電を行う電力量であるＢＡＴ_CVは下式（２）となる。

ここで、本発明に係る給電システム１００が自立運転時の動作モードとなったとき、利用率αを適宜変更しつつ、定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）のＳＯＣを温存する利用率変更処理のアルゴリズムについて説明する。図３は本発明の実施形態に係る給電システム１００の利用率変更処理のフローチャートを示す図である。このような利用率変更処理は、給電システム１００において自立運転時の動作モード中に実行されるものである。

図３において、ステップＳ２００で利用率変更処理が開始されると、ステップＳ２０１では、α＝１がセットされる。すなわち、給電システム１００の自立運転時の初期においては、定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）も、他の定電流制御の蓄電装置１３７（ｎ＝２〜Ｎ）と同様の条件で、放電を行うような設定とされる。

ステップＳ２０２では、ＳＯＣ_CVが取得され、ステップＳ２０３では、ＳＯＣ_CV＜ＳＯＣ_Aが真であるか否かが判定される。ここで、ＳＯＣ_Aは定数であり、第１の閾値として利用されるものである。

ステップＳ２０３の判定がＮＯである間は、ステップＳ２０２に戻りループする。一方、ステップＳ２０３の判定がＹＥＳであると、ステップＳ２０４に進み、α＝０．５に設定し、定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）の利用率を抑制する。

続く、ステップＳ２０５では、ＳＯＣ_CVが取得され、ステップＳ２０６では、ＳＯＣ_CV＜ＳＯＣ_Bが真であるか否かが判定される。ここで、ＳＯＣ_B＜ＳＯＣ_Aを満たす定数であり、第２の閾値として利用されるものである。

ステップＳ２０６の判定がＮＯである間は、ステップＳ２０５に戻りループする。一方、ステップＳ２０６の判定がＹＥＳであると、ステップＳ２０４に進み、α＝０．１に設定し、定電圧制御の蓄電装置１３７（ｎ＝１）の利用率をさらに抑制する。

なお、α＝１、α＝０．５、α＝０．１は一つの数値例に過ぎない。また、判定条件で用いた閾値の数も、本実施形態のように２つに限定されるものでない。

以上のような本発明に係る給電システム１００によれば、商用系統が停電となった際、自立運転を行うことができる電源系統を、コストを抑制しつつ構築できると共に、各蓄電装置１３７の蓄電電力をバランス良く利用することが可能となる。

本発明に係る給電システム１００によれば、自立運転時、複数の蓄電装置１３７のＳＯＣのアンバランスが防止できるため、蓄電装置に蓄電された電力を無駄なく最後まで使い切ることができる。これにより、蓄電装置１３７による自立運転の運転時間を最大化できる。

また、サーバーなどの特に重要な特定の負荷がある場合は、特定負荷のみさらに運転時間を延長することも可能である。

また、本発明に係る給電システム１００で用いる蓄電装置１３７の機能は、自立運転機能と出力制御のみであり、市販の一般的な蓄電装置１３７に適用可能（自立運転時の周波数の制御は不要）である。

なお、実施形態の式（１）において、例えばＢＡＴ_CC-2が蓄電装置１３７（ｎ＝２）の最大出力ＢＡＴ_{MAX CC-2}を上回った場合、ＢＡＴ_CC-2＝ＢＡＴ_{MAX CC-2}とし、ＢＡＴ_CC-3〜ＢＡＴ_CC-Nを下式（３）にて再計算する。

同様に全ての蓄電装置出力が最大出力以下となるように逐次再計算を繰り返すようにするようにすればよい。

１００・・・給電システム
１１０・・・主制御部
１３０・・・蓄電池
１３３・・・制御部
１３５・・・インバーター
１３７・・・蓄電装置
１４０・・・太陽電池
１４５・・・パワーコンディショナー
１５０・・・重要負荷
１８０・・・一般負荷
１９１・・・給電ライン遮断器
１９２・・・受電点遮断器
２００・・・商用電源

Claims

定電圧制御されることで、給電ラインに対して給電を行う定電圧制御蓄電装置と、
定電流制御されることで、前記給電ラインに対して給電を行う定電流制御蓄電装置と、からなる給電システムであって、
前記定電圧制御蓄電装置をどの程度利用するかに係る値である利用率を設定する利用率設定手段と、
前記定電圧制御蓄電装置の蓄電残量を取得する定電圧制御蓄電装置蓄電残量取得手段と、
前記定電流制御蓄電装置の蓄電残量を取得する定電流制御蓄電装置蓄電残量取得手段と、
前記利用率設定手段で設定された利用率と、前記定電圧制御蓄電装置蓄電残量取得手段で取得された蓄電残量と、前記定電流制御蓄電装置蓄電残量取得手段で取得された蓄電残量と、から前記定電流制御蓄電装置によって給電ラインに対して給電する電力量を演算する演算手段と、からなることを特徴とする給電システム。
前記定電流制御蓄電装置が複数設けられることを特徴とする請求項１に記載の給電システム。