JP6933575B2 - 蓄電池システムおよび蓄電池システムの制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、蓄電池および蓄電池と交流系統の間の電力変換を行う電力変換装置により構成される蓄電池システムに関し、特に再生可能エネルギーの出力変化を平滑化するための蓄電池システムとして好適である。

ＣＯＰ２１の締結を背景にして、世界中でＣＯ_２排出量を削減するために、太陽光発電や風力発電などの再生可能エネルギーの導入が加速されている。
しかし、上記再生可能エネルギーは、気候条件によりその出力が変化する欠点を備える。系統の容量に比べて上記再生可能エネルギーの導入量が大きくなると、電力の需給バランスを取るため、既存の火力発電所による出力調整が困難になる。

そこで、火力発電所による出力調整を可能にするため、近年再生可能エネルギーの導入時には、発電プラントとしての出力変化率を所定値以下に制限することを電力系統運営者から求められる事例が出てきている。この変化率遵守のための有力な手段として、蓄電池システムを発電プラントに導入し、プラントとしての出力変化率を抑制する方法がある。

また、蓄電池システムのコスト低減方法の一つとして、特許文献１には、ｋＷｈ単価（容量単価）の安い蓄電要素とｋＷ単価（出力単価）の安い蓄電要素を蓄電池システム内に備え、再生可能エネルギーの出力変動の低周波成分をｋＷｈ単価の安い蓄電要素による充放電で平滑化し、上記出力変動の高周波成分をｋＷ単価の安い蓄電要素による充放電で平滑化する手法が開示されている。

特開２００７−１３５３５５号公報

出力平滑化対象である再生可能エネルギーとして、太陽光発電システムの場合には、雲の移動等による日射の急減時において、また、風力発電の場合には、風速の急低下時において、蓄電池システムからの大きな出力［ｋＷ］供給が必要となる。
しかし、蓄電池やキャパシタは、充電率が低い場合、放電可能電力が充電率の高い状態での放電可能電力に比べて小さくなる。そのため、急峻な再生可能エネルギーの出力変化の緩和用にｋＷ単価の安い蓄電池を備えても、Ｗｈ残量もしくは放電可能な電力の減少により十分な放電ができず、発電プラントとして変動緩和要求を遵守できない虞がある。

再生可能エネルギーに基づく発電源と電力系統との接続点に接続される蓄電池システムにあって、上記課題を解決するために、本発明に係る蓄電池システムは、複数の蓄電池ユニットと、該複数の蓄電池ユニットの出力電力指令値を算出して該複数の蓄電池ユニットを制御する蓄電池システム制御装置とを備え、蓄電池システム制御装置は、発電源が電力系統に向けて出力する有効電力の出力変動が所定の範囲内である場合に、複数の蓄電池ユニットの内の第１の蓄電池ユニットに対する出力電力指令値を、複数の蓄電池ユニットの内の他の蓄電池ユニットに対する出力電力指令値より絶対値の小さい値とし、前記有効電力の出力変動が所定の範囲を超過する場合に、第１の蓄電池ユニットに対する出力電力指令値を、第１の蓄電池ユニットからの充放電を増加させる値にして他の蓄電池ユニットからの充放電で不足する電力分を補うことにより、発電源の出力変化率を抑制することを特徴とする。

本発明によれば、再生可能エネルギーに基づく電源の出力急減時でも、蓄電池システムが発電プラントの出力変化率を抑制するための放電能力を確保でき、発電プラントとしての出力変動緩和要求に対する遵守率の向上を図ることができる。

実施例１に係る蓄電池システムを備えた太陽光発電プラントが電力系統に接続された構成を示す図である。 蓄電池システム制御装置の演算ブロックを示す図である。 電力変換器２０３の個別制御装置２０００内の演算ブロックを示す図である。 電力変換器３０３の個別制御装置３０００内の演算ブロックを示す図である。 実施例１の動作時の特性を時系列的に示した図である。 変動抑制用蓄電池システム電力算出部の別の形態を備える蓄電池システム制御装置の演算ブロックを示す図である。 電力変換器２０３の個別制御装置２０００内の演算ブロックの別の形態を示す図である。 実施例１を適用する別システムの形態の構成を示す図である。 実施例２に係る蓄電池システム制御装置の演算ブロックを示す図である。 太陽光発電の出力変化を説明する図である。

以下に、本発明に係る蓄電システムの実施形態として、実施例１および２について図面を参照して説明する。

図１は、本発明の実施例１に係る蓄電池システム１を備えた太陽光発電プラント６００が電力系統５に接続された構成を示す図である。

蓄電池システム１は、再生可能エネルギーの一つである太陽光発電システム４０に併設され、太陽光発電プラント６００の出力変化率を抑制する機能を奏する。

太陽光発電プラント６００は、電力系統５に連系し、該連系点に太陽光発電システム４０と蓄電システム１とが電気的に接続されている。

太陽光発電システム４０の主回路は、太陽光パネル４０４、電力変換器４０３および変圧器４０２から構成される。電力変換器４０３は、太陽光パネル４０４で発電される直流電力を系統５と同一の周波数を持つ交流電力に変換し、当該交流電力を変圧器４０２を介して系統５へ出力する。

蓄電池システム１は、主に２つの蓄電池ユニット２０、３０、有効電力計測ユニット１０、１１および蓄電池システム制御装置１００から構成される。有効電力計測ユニット１０は、太陽光発電プラント６００が系統５に出力する有効電力（Ｐ＿ＰＬＡＮＴ）を計測し、有効電力計測ユニット１１は、太陽光発電システム４０が系統５に出力する有効電力（Ｐ＿ＰＶ）を計測する。計測して検出されたそれぞれの有効電力（Ｐ＿ＰＬＡＮＴおよびＰ＿ＰＶ）は、図示しない通信網を介して蓄電池システム制御装置１００に出力される。

蓄電池ユニット２０、３０の主回路は、それぞれ蓄電池２０４、３０４、電力変換器２０３、３０３および変圧器２０２、３０２から構成される。電力変換器２０３、３０３が、変圧器２０２、３０２を介して系統５に電力を入出力することで、蓄電池２０４、３０４が充放電される。

蓄電池２０４、３０４の電圧および電流は、電圧センサ２０５、３０５および電流センサ２０７、３０７により検出され、それぞれの検出値はバッテリコントローラ２０６、３０６に出力される。バッテリコントローラ２０６、３０６は、蓄電池２０４、３０４の充電率ＳＯＣ１、ＳＯＣ２、放電可能電力Ｐ＿Ｍａｘ１、Ｐ＿Ｍａｘ２、充電可能電力Ｐ＿Ｍｉｎ１、Ｐ＿Ｍｉｎ２をそれぞれ算出する。上記バッテリコントローラ２０６、３０６の出力は、図示しない通信網を介して蓄電池システム制御装置１００に出力され、充電率ＳＯＣ１、ＳＯＣ２は、電力変換器２０３、３０３が備える個別制御装置２０００、３０００にも出力される。

電力変換器２０３、３０３の個別制御装置２０００、３０００は、バッテリコントローラ２０６、３０６により算出される蓄電池充電率ＳＯＣ１、ＳＯＣ２と、蓄電池システム制御装置１００より図示しない通信網を介して受信する太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１、Ｐ＿Ｒｅｆ２とをそれぞれ入力する。また、充電率指令値と蓄電池２０４、３０４の充電率ＳＯＣ１、ＳＯＣ２との偏差を小さくするための充電率制御用電力指令値（Ｐ＿ＳＯＣ１、Ｐ＿ＳＯＣ２）を算出して、図示しない通信網を介して蓄電池システム制御装置１００に出力する。

一方で、電力変換器２０３、３０３は、充電率制御用電力指令値（Ｐ＿ＳＯＣ１、Ｐ＿ＳＯＣ２）と、太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値（Ｐ＿Ｒｅｆ１、Ｐ＿Ｒｅｆ２）との和を系統５に出力する有効電力指令値とし、該有効電力指令値に追従するよう系統５に出力する有効電力を制御する。

電力変換器２０３、３０３から変圧器２０２、３０２を介して系統５に出力される有効電力、すなわち、蓄電池ユニット２０、３０が出力する有効電力（Ｐ＿ＢＥＳＳ１、Ｐ＿ＢＥＳＳ２）は、有効電力計測ユニット２０１、３０１により計測され、その出力は図示しない通信網を介して蓄電池制御システム１００に出力される。

蓄電池システム制御装置１００は、各有効電力計測ユニット（１０、１１、２０１、３０１の出力（Ｐ＿ＰＬＡＮＴ、Ｐ＿ＰＶ、Ｐ＿ＢＥＳＳ１、Ｐ＿ＢＥＳＳ２）、充電率制御用電力指令値Ｐ＿ＳＯＣ１、Ｐ＿ＳＯＣ２、蓄電池充電率ＳＯＣ１、ＳＯＣ２、蓄電池２０４の放電可能電力Ｐ＿Ｍａｘ１と充電可能電力Ｐ＿Ｍｉｎ１、および、蓄電池３０４の放電可能電力Ｐ＿Ｍａｘ２と充電可能電力Ｐ＿Ｍｉｎ２、それぞれを図示しない通信網を介して入力し、表示器１１０にこれらの受信データを表示する。

また、蓄電池システム制御装置１００は、太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値（Ｐ＿Ｒｅｆ１、Ｐ＿Ｒｅｆ２）を算出し、図示しない通信網を介して蓄電池ユニット２０、３０に出力し、太陽光発電プラント６００の出力変化率を抑制する。

本実施例１では、以上の構成により、蓄電池システム１が、太陽光発電システム４０の出力変化を抑制するための充放電を実施できることになる。

図２は、蓄電池システム制御装置１００の演算ブロックを示す図である。本発明の新規な点は、蓄電池システム１を構成する蓄電池ユニット２０、３０を、太陽光発電システム４０の出力変動を抑制するための充放電を常時実施する蓄電池ユニットと、上記太陽光発電システム４０の出力変化が急峻なときのみに発電プラント出力の変動抑制用放電を実施させる蓄電池ユニットに分けるべく、蓄電池ユニット２０、３０それぞれに出力電力指令値を算出する点にある。

蓄電池システム制御装置１００の演算ブロックは、大きく分けて、変動抑制用蓄電池システム電力算出部１１００および太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値を蓄電ユニット２０と３０に分配する電力分配部１２００により構成される。本実施例１では、太陽光発電プラント６００の単位時間あたりの出力変化幅を所定の値に制限する構成が示されている。

まず、変動抑制用蓄電池システム電力算出部１１００について説明する。ここで、蓄電池システム制御装置１００の演算周期はΔＴとし、太陽光発電プラント６００の単位時間あたりの出力変動制限値を、上記演算周期に換算した換算変動上限値ΔＰとする。

太陽光発電プラント６００が系統５に出力する有効電力の検出値Ｐ＿ＰＬＡＮＴは、一演算周期遅延ブロック１００１に入力される。一演算周期遅延ブロック１００１の出力は、前回演算時の太陽光発電プラント６００の有効電力出力値となり、加算器１００２および減算器１００３に入力される。

加算器１００２は、一演算周期遅延ブロック１００１の出力に換算変動上限値ΔＰを加算することにより、本制御周期で許容される太陽光発電プラント６００の有効電力の出力上限値を算出する。

減算器１００３は、一演算周期遅延ブロック１００１の出力から換算変動上限値ΔＰを減算することにより、本制御周期で許容される太陽光発電プラント６００の有効電力の出力下限値を算出する。

一方で、太陽光発電システム４０の出力する有効電力検出値Ｐ＿ＰＶと蓄電池ユニット２０が蓄電池２０４の充電率を制御するための充電率制御用電力指令値Ｐ＿ＳＯＣ１とが、加算器１００４で加算され、この加算出力と蓄電池ユニット３０が蓄電池３０４の充電率を制御するための充電率制御用電力指令値Ｐ＿ＳＯＣ２とが、加算器１００５で加算される。

減算器１００６は、加算器１００５の出力と太陽光発電プラント６００の有効電力出力上限値に相当する加算器１００２の出力との差を算出し、その差を正の値のみ通過させるリミッタ１００８に出力する。リミッタ１００８の出力は、太陽光発電システム４０と蓄電池充電率制御用電力の和に対する太陽光発電プラント６００の有効電力出力上限値の超過量に相当する。

減算器１００７は、加算器１００５の出力と太陽光発電プラント６００の有効電力出力下限値に相当する減算器１００３の出力との差を算出し、その差を負の値のみ通過させるリミッタ１００９に出力する。リミッタ１００９の出力は、太陽光発電システム４０と蓄電池充電率制御用電力の和に対する太陽光発電プラント６００の有効電力出力下限値の不足量に相当する。

リミッタ１００８とリミッタ１００９の各出力は加算器１０１０で加算され、乗算器１０１１で符号反転される。乗算器１０１１の出力は、太陽光発電プラント６００の出力する有効電力の変化率を抑制するための蓄電池システム１の出力電力指令値であり、電力分配部１２００の入力となる。

なお、本実施例１では、太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制のために、図２に示す変動抑制用蓄電池システム電力算出部１１００が行う演算を用いる例を示したが、これに替えて、図６に、変動抑制用蓄電池システム電力算出部１１００の別の形態として示すように、太陽光発電システム４０の出力Ｐ＿ＰＶと充電率制御用電力指令値Ｐ＿ＳＯＣ１およびＰ＿ＳＯＣ２との和に対するハイパスフィルタ演算を用いてもよい。すなわち、加算器１００４および１００５を介した出力（Ｐ＿ＰＶ＋Ｐ＿ＳＯＣ１＋Ｐ＿ＳＯＣ２）に対してハイパスフィルタ１０２０による演算を行い、乗算器１０１１による符号反転をして電力分配部１２００の入力とする。ハイパスフィルタ演算によりプラント出力変動の高調波成分を通し、それを抑制（補償）するための出力電力指令値を出力することができる。

次に、次段の電力分配部１２００について説明する。電力分配部１２００は、常時の太陽光発電システム４０の出力変動を蓄電池ユニット３０で補償し、太陽光発電システム４０の出力する有効電力Ｐ＿ＰＶに対して蓄電池ユニット３０で補償しきれない電力変動が発生する場合には、蓄電池ユニット２０から補償電力を出力するように、出力電力指令値を分配する機能を奏する。

具体的には、変動抑制用蓄電池システム電力算出部１１００が出力する出力電力指令値をリミッタ１０１２に入力する。リミッタ１０１２は、蓄電池ユニット３０のバッテリコントローラ３０６により算出された蓄電池３０４の放電可能電力Ｐ＿Ｍａｘ２および充電可能電力Ｐ＿Ｍｉｎ２を上下限とするリミッタ演算を行い、蓄電池ユニット３０用の太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ２を算出する。

また、変動抑制用蓄電池システム電力算出部１１００の出力とリミッタ１０１２の出力の差が減算器１０１３で算出され、その出力はリミッタ１０１４に入力される。

リミッタ１０１４は、蓄電池ユニット２０のバッテリコントローラ２０６により算出された蓄電池２０４の放電可能電力Ｐ＿Ｍａｘ１および充電可能電力Ｐ＿Ｍｉｎ１を上下限とするリミッタ演算を行い、蓄電池ユニット２０用の太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１を算出する。

出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１およびＰ＿Ｒｅｆ２は、図示しない通信網を介して蓄電池ユニット２０および３０に出力される。

以上のように、蓄電池ユニット２０および３０が、太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１およびＰ＿Ｒｅｆ２に従い、系統５に出力する有効電力を制御することにより、常時の太陽光発電システム４０の出力変動を蓄電池ユニット３０が補償し、太陽光発電システム４０の出力変動が大きい場合には蓄電池ユニット２０が電力補償を補助することが可能となる。

次に、蓄電池ユニット２０、３０の電力変換器２０３、３０３が備える個別制御装置２０００、３０００における有効電力指令値演算について、説明する。
図３は、電力変換器２０３の個別制御装置２０００内の演算ブロックを示す図である。

バッテリコントローラ２０６により算出された蓄電池２０４の充電率ＳＯＣ１および蓄電池システム制御装置１００で算出された太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１を入力とし、充電率制御用電力指令値Ｐ＿ＳＯＣ１および電力変換器２０３が系統５に出力する出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１＿Ｎｅｗを算出する。

充電率ＳＯＣ１は、減算器２００１に入力され、減算器２００１は、外部から指定される所定の充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１との差を算出し、乗算器２００２に出力する。乗算器２００２でゲイン補正された値は、充電率制御用電力指令値Ｐ＿ＳＯＣ１の上下限値Ｐ＿ＳＯＣＭａｘおよびＰ＿ＳＯＣＭｉｎ内に制限されるようリミッタ２００３により制限される。リミッタ２００３の出力は、乗算器２００４で符号反転された後、充電率制御用電力指令値Ｐ＿ＳＯＣ１として蓄電池システム制御装置１００および加算器２００５に出力される。

加算器２００５は、Ｐ＿Ｒｅｆ１とＰ＿ＳＯＣ１を加算し、電力変換器２０３の新たな出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１＿Ｎｅｗを算出する。電力変換器２０３は、系統５に出力する有効電力を、この新たな出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１＿Ｎｅｗに一致するように有効電力制御を実施する。

図４は、電力変換器３０３の個別制御装置３０００内の演算ブロックを示す図である。
ここにおいて、蓄電池ユニット２０の充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１は、蓄電池ユニット３０の充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ２より高い値にして、太陽光発電システム４０の出力急減時の補償電力を出力できるようにする。本実施例１では、ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１を８０％、ＳＯＣ＿Ｒｅｆ２を充電と放電双方の対応が可能なように５０％に設定する。これらの充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１およびＳＯＣ＿Ｒｅｆ２は、予め指示される指令値であり、必要に応じて変更してもよい。

蓄電池ユニット２０の充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１を高くすることにより、太陽光発電システム４０の出力する有効電力が急激に低下した場合でも、蓄電池ユニット２０は蓄電池２０４の貯蔵エネルギーを十分備えておくことができるため、太陽光発電プラント６００としての出力変動遵守率を高くすることができる。また、充電率を高くして待機することにより、ｋＷとしての放電能力も確保することができるため、よりプラント出力変動抑制の遵守率を高めることができる。

以上では、蓄電池ユニット２０の充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１を８０％としたが、充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１を切り替える構成を採用してもよい。図７に示す個別制御装置２０００の別の形態では、充電率指令値算出器２１００を設けている。充電率が高い状態のままであると蓄電池の劣化進行が速くなるので、充電率指令値算出器２１００は、蓄電池２０４の劣化を防ぐために、充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１を、例えば、夜間は５０％に抑制し、日中は８０％に調整するように、充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１を切替えることを可能にする。ここでは、時間的要因に応じて切り替えているが、これに限定されるものではなく、他の要因に応じて切り替えてもよい。

図５は、本実施例１の動作時の特性を時系列に示した図である。
図５では、一番上に、太陽光発電システム４０の出力Ｐ＿ＰＶと蓄電池ユニット２０および３０の充電率制御用電力指令値Ｐ＿ＳＯＣ１およびＰ＿ＳＯＣ２との和（以降、「和電力Ｐｓｕｍ」と記す）、並びに、太陽光発電プラント６００の出力Ｐ＿ＰＬＡＮＴの合成した時系列特性（合成グラフ）を示し、二番目に、蓄電池ユニット２０の出力Ｐ＿ＢＥＳＳ１の時系列特性を示し、三番目に、蓄電池ユニット３０の出力Ｐ＿ＢＥＳＳ２の時系列特性を示し、四番目に、蓄電池ユニット２０の充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１および充電率ＳＯＣ１の時系列特性を示し、そして五番目に、蓄電池ユニット３０の充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ２および充電率ＳＯＣ２の時系列特性を示す。

これら時系列特性において、横軸は時間であり、蓄電池システム制御装置２０００、３０００の演算は時間ΔＴ毎に実施される。また、太陽光発電プラント６００の単位時間における出力変化幅から、蓄電池システム制御装置１００の演算周期ΔＴ間に許容される電力変動幅を換算した値をΔＰとする。

時刻ｉにおいて、和電力Ｐｓｕｍ［ｉ］と太陽光発電プラント出力Ｐ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ］は等しいものとする。蓄電池システム制御装置１００は、時刻ｉ＋１におけるプラント出力Ｐ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ＋１］を、Ｐ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ］−ΔＰからＰ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ］＋ΔＰの間の許容電力変動幅内に調整するよう、蓄電池ユニット２０、３０を制御する。

蓄電池ユニット２０の充電率は、時刻ｉにおいて充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ１と等しいとし、蓄電池ユニット３０の充電率は、時刻ｉにおいて充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ２よりも小さい値にあるものとし、充電率ＳＯＣ２と充電率指令値ＳＯＣ＿Ｒｅｆ２との差が小さくなるように、充電率制御用電力指令値Ｐ＿ＳＯＣ２が算出されている状態とする。

時刻ｉ＋２において、Ｐｓｕｍ［ｉ＋２］がＰ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ＋１］＋ΔＰよりも大きくなるため、蓄電池システム１の電力指令は充電指令となる。また、このとき充電指令値が蓄電池ユニット３０の充電可能電力よりも小さいため、図２に示す蓄電池システム制御装置１００の電力分配演算に従い蓄電池ユニット３０に充電指令が割振られる。蓄電池ユニット３０の充電により、太陽光発電プラント６００の出力Ｐ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ＋２］は、Ｐ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ＋１］＋ΔＰとなり、変化率制約を遵守できることになる。

その後、時刻ｉ＋７において、太陽光発電システム４０の出力Ｐ＿ＰＶが急減する。Ｐｓｕｍ［ｉ＋７］は、Ｐ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ＋６］−ΔＰに比べて大きく下回り、変動抑制用蓄電池システム電力算出部１１００の出力は大きな放電電力指令となる。

このとき、上記放電電力指令値は、蓄電池ユニット３０の放電可能電力Ｐ＿Ｍａｘ２を上回るため、蓄電池ユニット３０への出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ２はＰ＿Ｍａｘ２となり、不足分の放電電力指令が蓄電池ユニット２０への出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１となる。

蓄電池ユニット２０は充電率を高く維持しているため、十分な放電が可能であり、Ｐ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ＋７］の低下をＰ＿ＰＬＡＮＴ［ｉ＋６］−ΔＰまでに抑えることができる。時刻ｉ＋９まで、蓄電池ユニット２０は、図２に示す蓄電池システム制御装置１００の電力分配演算に従い放電を続け、これにより、Ｐ＿ＰＬＡＮＴ［ｋ］（ｋは自然数）は、変動抑制条件を遵守しながら遷移することが可能となる。

以上より、本実施例１によれば、太陽光発電システム４０の出力が急激に低下した場合でも、蓄電池ユニット２０からの放電により太陽光発電プラント６００の出力変化率を抑制することができ、変動抑制要求に対する遵守率を向上することができる。

また、高い充電率で蓄電池２０４を待機させる電力分配制御を実施することで、常時の太陽光発電システム４０の出力変動抑制を実施する蓄電池ユニット３０の放電可能電力が低下した場合でも、太陽光発電プラント６００の出力変化率を所定の範囲内に制限するための放電を蓄電池ユニット２０が実施できる可能性が高まる。

本実施例１では、出力する有効電力の変動を抑制する対象が太陽光発電システムであったが、この発電システムに拘束されるものではない。太陽光発電システム４０の替わりに、本実施例１を適用する別の発電システムとして、例えば図８に示すように、風力発電システム５０であっても、同様の効果を奏することができる。

また、本実施例１では、太陽光発電システム４０は１台の電力変換システムで構成されているが、複数の電力変換システムで構成されてもよい。その場合は、電力変換システムの出力する有効電力の総和を検出できるよう、有効電力計測ユニット１１を配置することで、本実施例１と同等の効果を奏することができる。

さらに、本実施例１では、蓄電池ユニット２０および３０を一台の蓄電池用電力変換システムで構成しているが、複数の蓄電池用電力変換システムで構成してもよい。その場合、放電可能電力や充電可能電力は、上記複数の蓄電池用電力変換システムの総和としての放電可能電力や充電可能電力、充電率制御用電力指令値を蓄電池システム制御装置１００に送信し、蓄電池システム制御装置１００は、各蓄電池用電力変換器に対して出力電力指令値を送信すれば、本実施例１と同等の効果を奏することができる。

次に、本発明の実施例２に係る蓄電池システム１について説明する。
図９は、実施例２の蓄電池システム制御装置１００＿２の演算ブロックを示す図である。なお、実施例１と同じ部品は同じ記号で記し、重複説明を省く。

本実施例２の蓄電池システムと先の実施例１の蓄電池システムとの差異は、蓄電池システム制御装置１００の電力分配方法がカレンダー情報によって変更される構成を備える点のみである。そのために、蓄電池システム制御装置１００＿２は、先の実施例１の蓄電池システム制御装置１００に対して、後述する電力分配部１３００およびカレンダー機能付き切替器１４００を追加した構成となる。したがって、機能的にも、実施例１で説明した蓄電池システム制御装置１００が実行する機能（制御態様）に対して、後述する電力分配部１３００およびカレンダー機能付き切替器１４００による機能（制御態様）が追加されることになる。また、本実施例２においても、実施例１で示した図６または図７による別の形態を採用することも可能である。

図１０は、太陽光発電の出力変化を説明する図である。太陽光発電システム４０は、例えば太陽光パネル４０４に雲がかかることなどで発電量が低下する。発電量の低下幅に関しては、発電量がマイナスにはならないため、晴天時に発電可能な電力が大きければ大きいほど、その低下幅の最大値は大きくなる。そのため、図１０に示すように、日中に低下幅の最大値が大きくなり、太陽光発電プラントの出力変化率遵守が困難になる。一方、早朝や夕暮れ時には、晴天時の発電可能電力も小さくなるため、出力変動抑制のために必要となる出力最大値は小さくなる。

本実施例２に係る蓄電池システム１の蓄電池システム制御装置１００＿２は、晴天時に太陽光発電システム４０の出力が第１の所定値より大きくなることが想定される時間において、実施例１と同様に蓄電池ユニット２０を高い充電率で待機させて、常時の出力変動の抑制を蓄電池ユニット３０で担保し、それ以外の時間では、蓄電池ユニット２０の定格容量Ｐ２０と蓄電池ユニット３０の定格容量Ｐ３０との比率に応じて太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値を割振る。

この蓄電池システム制御装置１００＿２の構成により、蓄電池ユニット２０の稼働率を向上させることができ、また、蓄電池ユニット３０の蓄電池３０４の充放電回数を低減できることから蓄電池３０４の長寿命化が期待できる。

以下に、本実施例２に係る蓄電池システム１の蓄電池システム制御装置１００＿２による制御態様について説明する。

変動抑制用蓄電池システム電力算出部１１００の出力は、実施例１と同様の電力分配部１２００（以下、「第１の電力分配部」という）および実施例２で新たに設けた電力分配部１３００（以下、「第２の電力分配部」という）に出力される。

第２の電力分配部１３００では、変動抑制用蓄電池システム電力算出部１１００の出力を、乗算器１３０１および１３０２において、蓄電池ユニット２０および３０の各定格容量比で乗算し、それぞれの積をリミッタ１３０３および１３０４で放電可能電力および充電可能電力以内に制限する。

第１の電力分配部１２００のリミッタ１０１４で算出された蓄電池ユニット２０の出力電力指令値と第２の電力分配部１３００のリミッタ１３０４で算出された蓄電池ユニット２０の出力電力指令値とは、カレンダー機能付き切替器１４００に入力される。太陽光発電システム４０の出力が上記第１の所定値より大きくなることが期待できる期間は、第１の電力分配部１２００から入力された出力電力指令値を蓄電池ユニット２０用の太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１として出力する。上記期間以外の期間は、リミッタ１３０４の出力を蓄電池ユニット２０用の太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ１として出力する。

同様に、第１の電力分配部１２００のリミッタ１０１２で算出された蓄電池ユニット３０の出力電力指令値と第２の電力分配部１３００のリミッタ１３０３で算出された蓄電池ユニット３０の出力電力指令値とは、カレンダー機能付き切替器１４００に入力される。太陽光発電システム４０の出力が上記第１の所定値より大きくなることが期待できる期間は、第１の電力分配部１２００から入力された出力電力指令値を蓄電池ユニット３０用の太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ２として出力する。上記期間以外の期間は、リミッタ１３０３の出力を蓄電池ユニット３０用の太陽光発電プラント６００の出力変化率抑制用の出力電力指令値Ｐ＿Ｒｅｆ２として出力する。

以上より、本実施例２によれば、太陽光発電システム４０の出力が急激に低下した場合でも、蓄電池ユニット２０からの放電により太陽光発電プラント６００の出力変化率を抑制することができ、変動抑制要求に対する遵守率を向上することができる。

また、高い充電率で蓄電池２０を待機する電力分配制御を実施することにより、常時の太陽光発電システム４０の出力変動抑制を実施する蓄電池ユニット３０の放電可能電力が低下した場合でも、太陽光発電プラント６００の出力変化率を所定の範囲内に制限するための放電を蓄電池ユニット２０が実施できる可能性が高まる。

さらに、本実施例２によれば、太陽光発電システム４０の出力が第１の所定値より低いことが想定される期間においては蓄電ユニット２０を太陽光発電プラント６００の出力変動抑制用に使うことが可能になるため、蓄電池３０４の長寿命化が期待できる。

１…蓄電池システム、５…系統、１０、１１、２０１、３０１…有効電力計測ユニット、
２０、３０…蓄電池ユニット、４０…太陽光発電システム、５０…風力発電システム、
１００…蓄電池システム制御装置、１１０…表示器、２０２、３０２、４０２…変圧器、
２０３、３０３、４０３…電力変換器、２０４、３０４…蓄電池、
２０５、３０５…電圧センサ、２０６、３０６…バッテリコントローラ、
２０７、３０７…電流センサ、４０４…太陽光パネル、６００…太陽光発電プラント、
１００１…一演算周期遅延ブロック、
１００２、１００４、１００５、１０１０、２００５、３００５…加算器、
１００３、１００６、１００７、１０１３、２００１、３００１…減算器、
１００８、１００９、１０１２、１０１４、１３０３、１３０４、２００３、３００３…リミッタ、
１３０１、１３０２、２００２、２００４、３００２、３００４…乗算器、
１０２０…ハイパスフィルタ、１１００…変動抑制用蓄電池システム電力算出部、
１２００、１３００…電力分配部（第１の電力分配部、第２の電力分配部）、
１４００…カレンダー機能付き切替器、２０００、３０００…個別制御装置、
ＳＯＣ１、ＳＯＣ２…充電率、Ｐ＿ＳＯＣ１、Ｐ＿ＳＯＣ２…充電率制御用電力指令値、
Ｐ＿Ｒｅｆ１、Ｐ＿Ｒｅｆ２…出力変化率抑制用の出力電力指令値、
Ｐ＿Ｍａｘ１、Ｐ＿Ｍａｘ２…放電可能電力、
Ｐ＿Ｍｉｎ１、Ｐ＿Ｍｉｎ２…充電可能電力

Claims (13)

1. 発電源と電力系統との接続点に接続される蓄電池システムであって、
   当該蓄電池システムは、複数の蓄電池ユニットと、該複数の蓄電池ユニットの出力電力指令値を算出して該複数の蓄電池ユニットを制御する蓄電池システム制御装置とを備え、
   前記蓄電池システム制御装置は、前記発電源が前記電力系統に向けて出力する有効電力の出力変動が所定の範囲内である場合に、前記複数の蓄電池ユニットの内の第１の蓄電池ユニットに対する出力電力指令値を、前記複数の蓄電池ユニットの内の他の蓄電池ユニットに対する出力電力指令値より絶対値の小さい値とし、前記有効電力の出力変動が前記所定の範囲を超過する場合に、前記第１の蓄電池ユニットに対する出力電力指令値を、当該第１の蓄電池ユニットからの充放電を増加させる値にして前記他の蓄電池ユニットからの充放電で不足する電力分を補う第１の制御態様により、
   前記発電源の出力変化率を抑制することを特徴とする蓄電池システム。
2. 請求項１に記載の蓄電池システムであって、
   前記蓄電池システム制御装置は、前記第１の蓄電池ユニットの定格容量と前記他の蓄電池ユニットの定格容量との比率に応じて前記複数の蓄電池ユニットそれぞれの出力電力指令値を割振る第２の制御態様を有し、前記第１の制御態様と当該第２の制御態様とを時間帯に応じて切り替えることにより、
   前記発電源の出力変化率を抑制することを特徴とする蓄電池システム。
3. 請求項１または２に記載の蓄電池システムであって、
   前記所定の範囲の上限値を前記他の蓄電池ユニットの放電可能電力とし、前記所定の範囲の下限値を前記他の蓄電池ユニットの充電可能電力とする
   ことを特徴とする蓄電池システム。
4. 請求項１から３のいずれか１項に記載の蓄電池システムであって、
   前記蓄電池システム制御装置は、前記出力電力指令値を前記有効電力の出力上限値から出力下限値までの幅を超過する前記有効電力の電力量に基づいて算出する
   ことを特徴とする蓄電池システム。
5. 請求項１から３のいずれか１項に記載の蓄電池システムであって、
   前記蓄電池システム制御装置は、前記出力電力指令値を前記発電源の出力有効電力検出値にハイパスフィルタ演算処理した電力量から算出する
   ことを特徴とする蓄電池システム。
6. 請求項１から５のいずれか１項に記載の蓄電池システムであって、
   前記蓄電池システム制御装置は、予め指示される前記第１の蓄電池ユニットに対する充電率指令値を複数用意し切り替えて入力とする
   ことを特徴とする蓄電池システム。
7. 請求項１から６のいずれか１項に記載の蓄電池システムであって、
   前記発電源が再生可能エネルギーに基づく電源である
   ことを特徴とする蓄電池システム。
8. 請求項７に記載の蓄電池システムであって、
   前記再生可能エネルギーに基づく電源が太陽光発電システムである
   ことを特徴とする蓄電池システム。
9. 請求項７に記載の蓄電池システムであって、
   前記再生可能エネルギーに基づく電源が風力発電システムである
   ことを特徴とする蓄電池システム。
10. 発電源と電力系統との接続点に接続される蓄電池システムの制御方法であって、
    前記蓄電池システムが備える複数の蓄電池ユニットの出力電力指令値を算出して該複数の蓄電池ユニットを制御する際に、
    前記発電源が前記電力系統に向けて出力する有効電力の出力変動が所定の範囲内である場合に、前記複数の蓄電池ユニットの内の第１の蓄電池ユニットに対する出力電力指令値を、前記複数の蓄電池ユニットの内の他の蓄電池ユニットに対する出力電力指令値より絶対値の小さいにする第１のステップ、および、
    前記有効電力の出力変動が前記所定の範囲を超過する場合に、前記第１の蓄電池ユニットに対する出力電力指令値を、当該第１の蓄電池ユニットからの充放電を増加させる値にして前記他の蓄電池ユニットからの充放電で不足する電力分を補う第２のステップ
    により、前記発電源の出力変化率を抑制する蓄電池システムの制御方法。
11. 請求項１０に記載の蓄電池システムの制御方法であって、
    前記第１の蓄電池ユニットの定格容量と前記他の蓄電池ユニットの定格容量との比率に応じて前記複数の蓄電池ユニットそれぞれの出力電力指令値を割振る第３のステップを有し、前記第１および前記第２のステップによる制御と当該第３のステップによる制御とを時間帯に応じて切り替えることにより、前記発電源の出力変化率を抑制する蓄電池システムの制御方法。
12. 請求項１０または１１に記載の蓄電池システムの制御方法であって、
    前記出力電力指令値を、前記有効電力の出力上限値から出力下限値までの幅を超過する前記有効電力の電力量に基づいて算出する
    ことを特徴とする蓄電池システムの制御方法。
13. 請求項１０または１１に記載の蓄電池システムの制御方法であって、
    前記出力電力指令値を、前記有効電力の出力に基づいてハイパスフィルタ演算処理した電力量から算出する
    ことを特徴とする蓄電池システムの制御方法。

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