JPWO2011074561A1 - 充放電システム - Google Patents

充放電システム Download PDF

Info

Publication number
JPWO2011074561A1
JPWO2011074561A1 JP2011546125A JP2011546125A JPWO2011074561A1 JP WO2011074561 A1 JPWO2011074561 A1 JP WO2011074561A1 JP 2011546125 A JP2011546125 A JP 2011546125A JP 2011546125 A JP2011546125 A JP 2011546125A JP WO2011074561 A1 JPWO2011074561 A1 JP WO2011074561A1
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
power
amount
power generation
storage unit
charge
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
JP2011546125A
Other languages
English (en)
Other versions
JP5824614B2 (ja
Inventor
山田 洋平
洋平 山田
中島 武
武 中島
千絵 杉垣
千絵 杉垣
龍蔵 萩原
龍蔵 萩原
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sanyo Electric Co Ltd
Original Assignee
Sanyo Electric Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Sanyo Electric Co Ltd filed Critical Sanyo Electric Co Ltd
Priority to JP2011546125A priority Critical patent/JP5824614B2/ja
Publication of JPWO2011074561A1 publication Critical patent/JPWO2011074561A1/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP5824614B2 publication Critical patent/JP5824614B2/ja
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/44Methods for charging or discharging
    • HELECTRICITY
    • H01ELECTRIC ELEMENTS
    • H01MPROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/46Accumulators structurally combined with charging apparatus
    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02JCIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381Dispersed generators
    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02JCIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/34Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering
    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02JCIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20The dispersed energy generation being of renewable origin
    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02JCIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/22The renewable source being solar energy
    • H02J2300/24The renewable source being solar energy of photovoltaic origin
    • HELECTRICITY
    • H02GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02JCIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28The renewable source being wind energy
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70Wind energy
    • Y02E10/76Power conversion electric or electronic aspects
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/10Energy storage using batteries

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)

Abstract

この充放電システムは、電力系統(50)に連結された発電モジュール(21)の発電電力を蓄電し、負荷に電力を放電する蓄電部(71)と、発電モジュールが発電可能な電力量に応じて設定された第1閾値と、負荷が消費する電力に応じた消費電力量との比較結果にしたがって蓄電部の放電を停止する機能を含んだ制御部(75)と、を備える。

Description

本発明は、電力を蓄電可能な蓄電部を備えた充放電システムに関する。
従来、電力を蓄電可能な蓄電池を備えた発電システムが知られている。このような発電システムでは、通常、太陽光発電モジュールが電力系統に連系されているとともに、電力系統に負荷が接続されている。太陽光発電モジュールの発電電力量は、負荷に供給されて消費される。発電電力量が負荷の消費電力量よりも大きい場合には、余剰電力は電力系統に逆潮流される。また、蓄電部は電力系統からの電力を蓄電することが可能であるとともに、蓄電した電力を負荷に供給することが可能に構成されている。ここで、負荷の消費電力量が太陽光発電モジュールの発電電力量よりも大きい場合には、その不足電力を電力系統から購入(買電)し、負荷の消費電力量が太陽光発電モジュールの発電電力量よりも小さい場合には、その余剰電力が電力系統に逆潮流(売電)されることになる。
このような発電システムにおいては、電力系統の安定運転などの観点から、電力系統から蓄電部に蓄電した電力を電力系統に逆潮流(売電)することは、電力会社が禁止している。また、太陽光発電モジュールの発電電力量の余剰電力が電力系統に逆潮流しているときに、蓄電部から放電して負荷に電力を供給することにより蓄電部からの供給分だけ逆潮流電力量を増加(売電量を増加)させることも、電力会社から望まれていない。
電力系統から蓄電部に蓄電した電力を電力系統に逆潮流せず、かつ、太陽光発電モジュールの発電電力量の余剰電力が電力系統に逆潮流しているときには蓄電部の放電を行わないような発電システムが知られている。
特開2002−369406号公報に記載の発電システムでは、太陽光発電モジュールがパワーコンディショナを介して電力系統に連系されている。また、電力系統からの電力を蓄電可能なように蓄電池が設けられている。また、電力系統には負荷が接続されており、電力系統から負荷に電力が供給されるとともに、蓄電池および太陽光発電モジュールの電力も負荷に供給可能に構成されている。この発電システムでは、買電電力量をセンサによって監視するとともに、買電電力量が所定の閾値よりも大きい場合には、その閾値を超えた分の電力だけ蓄電池から放電するように構成されている。これにより、蓄電池からの放電電力は全て負荷において消費されることになるので、電力系統から蓄電部に蓄電した電力が電力系統に逆潮流されることはない。また、電力を買電しているときにのみ蓄電池の放電が行われるので、太陽光発電モジュールの発電電力量の余剰電力が電力系統に逆潮流(売電)しているときに蓄電部の放電は行われない。
特開2002−369406号公報
しかしながら、負荷の消費電力量および太陽光発電モジュールの発電電力量は急激に変化する場合があるので、買電状態から売電状態に急激に遷移する場合がある。たとえば、天候の変化によって太陽光発電モジュールの発電電力量が急激に上昇した場合には、買電状態から売電状態に急激に遷移することになる。ここで、上記発電システムでは、蓄電池(蓄電部)の放電を行っている際に買電状態から売電状態に急激に遷移した場合には、蓄電池の放電を行ったまま売電状態に遷移してしまう場合があるという問題点がある。また、このときに、蓄電池(蓄電部)の電力を電力系統に逆潮流(売電)してしまうという問題点もある。
この発明の一の局面による充放電システムは、電力系統に連結された発電モジュールの発電電力を蓄電し、負荷に電力を放電する蓄電部と、発電モジュールが発電可能な電力量に応じて設定された第1閾値と、負荷が消費する電力に応じた消費電力量との比較結果にしたがって蓄電部の放電を停止する機能を含んだ制御部と、を備える。
本発明によれば、発電モジュールの実際の発電電力量が急激に上昇して買電状態から売電状態に急激に遷移した場合にも、蓄電部の電力を放電してしまうことを抑制することができる。
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。 本発明の第1実施形態による発電システムの夏季の放電制御を説明するための図である。 本発明の第1実施形態による発電システムの冬季の放電制御を説明するための図である。 本発明の第1実施形態による発電システムの買電電力量の減少率を説明するための図である。 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。 本発明の第2実施形態による発電システムの放電制御を説明するための図である。 本発明の第3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。 本発明の第4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。
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を参照して、本発明の第1実施形態による太陽光発電システム1の構造を説明する。
太陽光発電システム1は、太陽光を用いて発電した電力を出力する発電電力出力部2と、電力系統50に接続され発電電力出力部2により出力された電力を逆潮流が可能となるように電力系統50側に出力するインバータ3と、インバータ3および電力系統50を接続する母線4と、発電電力出力部2の出力電力量を検知する電力検知部5と、電力系統50から太陽光発電システム1側に供給される電力(買電電力)を検知する電力検知部6と、蓄電部71を含む蓄電ユニット7と、蓄電部71に接続された特定負荷60と、母線4に接続された一般負荷70と、を含んで構成される。なお、電力検知部5および電力検知部6は、それぞれ、本発明の「第2電力検知部」および「第1電力検知部」の一例である。
インバータ3は、発電電力出力部2から出力された直流の電力を交流に変換する。発電電力出力部2は、インバータ3を介して電力系統50に連系されている。
特定負荷60および一般負荷70は、交流電源によって駆動される機器である。通常、特定負荷60は、蓄電ユニット7の蓄電部71により給電が行われる。蓄電部71の電力がなくなった時には、特定負荷60は、母線4側から電力が供給される。一般負荷70は、発電電力出力部2から電力が供給されるとともに、電力系統50からも電力が供給される。特定負荷60および一般負荷70は、本発明の「負荷」の一例である。
発電電力出力部2は、互いに直列接続された複数の太陽光発電モジュール21を含んでいる。太陽光発電モジュール21は、本発明の「発電モジュール」の一例である。
次に、蓄電ユニット7の構造について説明する。
蓄電ユニット7は、電力系統50からの電力を蓄電する蓄電部71と、電力を交流から直流に変換するAC−DCコンバータ72と、蓄電部71の充放電を制御するための充放電制御ボックス73と、蓄電部71から特定負荷60側に電力を供給するためのインバータユニット74と、蓄電部71、AC−DCコンバータ72および充放電制御ボックス73などの機器の制御を行うコントロールボックス75とを主に備えている。コントロールボックス75は、本発明の「制御部」の一例である。
蓄電ユニット7は屋外に設置されている。蓄電ユニット7は、電力系統50から電力を受け取るための配線7aと、特定負荷60に電力を供給するための配線7bとを有している。
蓄電部71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、リチウムイオン蓄電池)が用いられている。
充放電制御ボックス73は、コントロールボックス75によりオン/オフの切り替えが可能な3つのスイッチ73a、73bおよび73cを含んでいる。スイッチ73aおよび73bは、AC−DCコンバータ72と蓄電部71との間の充電経路において直列に接続されている。ダイオード73dは、スイッチ73aと並列に設けられたバイパス経路上に設けられている。ダイオード73dは、AC−DCコンバータ72から蓄電部71に向かう方向に電流を整流する。スイッチ73cは、蓄電部71とインバータユニット74との間の放電経路に設けられている。
母線4側から蓄電部71に充電する場合には、まずスイッチ73bがオンにされ、次いでスイッチ73aがオンにされる。これにより、蓄電部71からAC−DCコンバータ72への逆流をダイオード73dによって防止することが可能である。この逆流は、AC−DCコンバータ72が起動直後であってその出力電圧が低い場合に生じる。
蓄電部71からインバータユニット74を介して特定負荷60に放電する場合には、スイッチ73cがオンにされる。また、スイッチ73aをオフにし、次いでスイッチ73bをオフにする。この場合にも同様に、蓄電部71からAC−DCコンバータ72への逆流をダイオード73dによって防止することが可能である。なお、スイッチ73a、73bおよび73cの全てがオンにされた場合には、蓄電部71の充電と放電との両方を行うことが可能である。
インバータユニット74は、直流電力を出力する蓄電部71の電力を交流電源で駆動される特定負荷60に供給するための直流−交流変換器としてのインバータ74aと、オン/オフの切り替えが可能なスイッチ74bとを含んでいる。スイッチ74bは、配線7aと配線7bとの間に設けられている。スイッチ74bは通常オンになっている。インバータユニット74は、インバータ74aに所定の電圧以上の電力が供給されている場合に、スイッチ74bをオフにするように構成されている。
スイッチ77は、配線7aとAC−DCコンバータ72との間の電流経路のうち、スイッチ74bとの接点よりもAC−DCコンバータ72側の部分に設けられている。スイッチ77は、コントロールボックス75内に設けられた温度センサ75aの温度に応じてオン/オフが切り替わるように構成されている。すなわち、温度センサ75aの温度が所定の温度(たとえば、約70度)以下である場合にはスイッチ77はオンとなり、母線4側からの電力がAC−DCコンバータ72に供給される。また、温度センサ75aの温度が所定の温度を上回った場合にはスイッチ77はオフとなり、母線4側とAC−DCコンバータ72との電気的な接続が切断される。スイッチ77のオン/オフは、コントロールボックス75によって制御される。
コントロールボックス75の電力は、スイッチ77とAC−DCコンバータ72との間の配線から取っている。このため、スイッチ77がオフになった場合には、電源がなくなることによりコントロールボックス75の駆動も自動的に停止するように構成されている。コントロールボックス75が停止した場合、AC−DCコンバータ72からの出力がオフにされ(AC−DCコンバータ72への電力供給も断たれている)、スイッチ73aおよび73cがオフにされる。スイッチ73cがオフにされることによって、インバータ74aへの電力供給が断たれるように構成されている。インバータ74aへの電力供給が断たれるので、上述のようにスイッチ74bはオンになる。スイッチ74bをオンにすることにより、配線7a、スイッチ74bおよび配線7bを介した電流経路を介して、母線4側からの電力を蓄電部71を介さずに特定負荷60に供給することが可能となる。
したがって、筐体76内の温度が低い状態では、スイッチ74bおよびスイッチ77はそれぞれオフおよびオンにされており、筐体76内の内部が異常発熱状態(たとえば、コントロールボックス75の内部の温度が約70℃以上)になった場合に、スイッチ74bおよびスイッチ77がそれぞれオンおよびオフにされる。これにより、異常発熱状態になった場合には、母線4側から特定負荷60への電力供給を維持したまま、発熱源となるAC−DCコンバータ72、蓄電部71、インバータ74aおよびコントロールボックス75を停止することが可能である。このため、筐体76の内部が異常発熱状態になった場合に、さらなる温度上昇を抑制することができるので、筐体76内の各機器が受ける熱的なダメージを低減することが可能である。
筐体76の内部には、温度センサ78と排気ファン79とがさらに設けられている。温度センサ78の検知温度が所定の温度(約40℃)以上になった場合に、排気ファン79が駆動されることにより、筐体76の内部の熱を排出することが可能である。
温度センサ78および排気ファン79は、筐体76内の他の機器(蓄電部71、コントロールボックス75など)とは接続されておらず、また電源は配線7aから取って駆動される。このため、温度センサ78および排気ファン79は、スイッチ77がオフになった場合にも、筐体76内の他の機器(蓄電部71、コントロールボックス75など)から電気的に独立して動作を行うように構成されている。
また、コントロールボックス75は、蓄電部71の充電量、温度センサ75aの検知結果、現在時刻(深夜時間帯であるか否か)などに基づいて、AC−DCコンバータ72の出力、充放電制御ボックス73のスイッチ73a〜73c、インバータユニット74のスイッチ74bおよびスイッチ77などのオン/オフなどを制御する機能を有する。具体的には、コントロールボックス75は、温度センサ75aの検知結果に基づいて、筐体76の内部の温度が所定の温度(たとえば、コントロールボックス75の内部の温度が約70℃)以上であると判断した場合に、異常発熱状態であると判断して、スイッチ77をオフにする。また、正常状態(異常発熱状態ではない状態)では、所定のプログラムなどに基づき、充放電制御ボックス73、AC−DCコンバータ72、インバータユニット74のスイッチ74bなどの各スイッチのオン/オフを制御する。
コントロールボックス75は、通常運転時、たとえば、深夜においては電力系統50から蓄電部71に充電を行い、特定負荷60に電力を供給する必要が生じたときには昼夜を問わず蓄電部71から特定負荷60に電力を供給するように、各スイッチを制御する。母線4側から蓄電部71に電力を供給して蓄電部71を充電する際の電流経路は、配線7a、スイッチ77、AC−DCコンバータ72、スイッチ73aおよびスイッチ73bを通る経路である。配線7a、スイッチ77、AC−DCコンバータ72、スイッチ73aおよびスイッチ73bを通る電流経路は、本発明の「充電経路」の一例である。蓄電部71が放電して特定負荷60に電力を供給する際の電流経路は、スイッチ73c、インバータ74aおよび配線7bを通る経路である。なお、蓄電部71に蓄電された電力は電力系統50には供給されない。スイッチ73c、インバータ74aおよび配線7bを通る電流経路は、本発明の「放電経路」の一例である。
図2および図3に示すように、コントロールボックス75は、放電可能閾値と、負荷の消費電力量との比較結果にしたがって蓄電部71の放電を停止する機能を有する。放電可能閾値は、本発明の「第1閾値」の一例である。放電可能閾値は、太陽光発電モジュール21の発電可能な電力量に応じて予め設定される。その一例として、ここでは放電可能閾値として最大発電電力量そのものの値を用いた。
最大発電電力量とは、太陽光発電モジュール21の使用条件に応じて太陽光発電モジュール21が発電可能な電力量の範囲のうち最大の値である。太陽光発電モジュール21の使用条件は、太陽光発電モジュール21自体の発電能力、太陽光発電システム1が設置される地域、太陽光発電システム1が設置される設置条件、時刻および季節などを含む。したがって、最大発電電力量(放電可能閾値)は、太陽光発電モジュール21自体の発電能力、太陽光発電システム1が設置される地域、太陽光発電システム1が設置される設置条件、時刻および季節などによって変化する値である。
最大発電電力量の時刻および季節による変化について説明する。図2に示すように、夏季においては5時から19時が発電時間となっており、最大発電電力量は12時においてピーク値を示している。図3に示すように、冬季においては6時から18時が発電時間となっており、12時における最大発電電力量のピーク値は夏季のピーク値よりも小さくなっている。図2と図3とを比較すると、消費電力量は同じであるが放電可能閾値が異なる。このため、ハッチング(斜線)で示す放電可能部分の領域が異なっている。このことは、夏季と冬季とで放電可能時間および放電可能量が異なることを意味する。
コントロールボックス75は、負荷の消費電力量が上記した放電可能閾値よりも小さい場合に、蓄電部71から特定負荷60への放電を停止するように構成されている。また、コントロールボックス75は、負荷の消費電力量が放電可能閾値よりも大きい場合に、蓄電部71から放電して特定負荷60に電力を供給することが可能なように構成されている。なお、消費電力量が太陽光発電モジュール21の放電可能閾値よりも大きい場合であっても、所定の場合にはコントロールボックス75は蓄電部71の放電を行わないように制御する。
負荷の消費電力量は、電力検知部5により検知した発電電力出力部2の実際の出力電力量と、電力検知部6により検知した買電電力量(=発電電力出力部2の実際の出力電力量−消費電力量)との和から算出される。負荷の消費電力量とは、電力系統50からの電力供給を受けている負荷の消費電力量であり、主に一般負荷70の消費電力量である。特定負荷60にも電力系統50から電力が供給される場合には、負荷の消費電力量とは一般負荷70の消費電力量と特定負荷60の消費電力量との和となる。
コントロールボックス75は、買電電力量の減少度合い(単位時間当たりの減少量)が放電停止閾値以上になった場合に、蓄電部71の放電を停止するように構成されている。買電電力量の減少は負荷の消費電力量の減少あるいは発電電力出力部2の出力電力量の増加が原因で生じる。このような買電電力量の減少を負荷の消費電力量の減少として扱うことにより、蓄電部71の電力を売電してしまうことをより確実に抑制する。図4に示すように、時間T毎に買電電力量を検知している場合に、買電電力量が時間Tの間にX0からX1に減少した場合には、買電電力量の減少率(単位時間当たりの減少量)は、(X0−X1)/Tで表される。放電停止閾値は、本発明の「第2閾値」の一例である。放電停止閾値は、負荷の消費電力量と放電可能閾値との差を所定の係数で除算するなどによって求めることが可能である。
コントロールボックス75は、通常運転時に蓄電部71の放電を行う場合にも、蓄電部71の容量が放電禁止閾値(たとえば、満充電状態の50%)以下にならないように蓄電部71の放電を制御する。放電禁止閾値は、本発明の「第3閾値」の一例である。放電禁止閾値は、特定負荷60の消費電力量を考慮して適宜設定すればよい。たとえば、特定負荷60で消費される半日分あるいは1日分の電力量を賄えるように放電禁止閾値を設定することができる。
コントロールボックス75は、蓄電部71の容量が放電禁止閾値以下になったと判断した場合には、蓄電部71から特定負荷60に電力を供給するのを停止するとともに、母線4から直接特定負荷60に電力を供給するように各スイッチを切り替える。具体的には、充放電制御ボックス73のスイッチ73cをオフにするとともに、インバータユニット74のスイッチ74bをオンにする。この時、AC−DCコンバータ72の出力はオフとし、昼間時間帯での電力充電は行わない。ただし、需要家側からの逆潮流によって配電線の許容電圧を越える場合、或いは電力需要量が電力発電量を大きく下回ることが予想されるような特定日に該当する場合には、蓄電部71への充電が行われるようにAC−DCコンバータ72および各スイッチを制御する。
停電時などの非常時には、電力系統50からの電力の供給が停止するので、コントロールボックス75が停止される。また、スイッチ77、スイッチ73aおよび73bがオフにされる。これにより、AC−DCコンバータ72にも電力が供給されないので、AC−DCコンバータ72の駆動も停止される。また、スイッチ73cには配線7aの電圧線信号が入力されており、停電した場合には、配線7aに電圧がかかっていないことを検知して、スイッチ73cがオンになるように構成されている。また、インバータ74aは、蓄電部71からの電力供給によって稼動するように構成されている。
コントロールボックス75は、通常運転時に蓄電部71の残容量が放電禁止閾値(たとえば、50%)以下にならないように蓄電部71の放電を制御している。この結果、停電時などの非常時における蓄電部71の特定負荷60への放電開始時には、蓄電部71に必ず放電禁止閾値(満充電状態の50%)より大きい電力が蓄電されている。停電時においては、配線7aに電圧がかかっていないことを検知して、スイッチ73cがオンになるため、蓄電部71の蓄電量が放電禁止閾値(満充電状態の50%)以下になっても放電する。
第1実施形態では、上記のように、放電可能閾値と、負荷の消費電力量との比較結果にしたがって蓄電部71の放電を停止することによって、実際の発電電力量の大きさに拘わらず、負荷の消費電力が発電可能な発電量に基づく閾値(放電可能閾値)よりも小さい場合に放電が停止されるので、太陽光発電モジュール21の実際の発電電力量が急激に上昇して買電状態から売電状態に急激に遷移した場合にも、遷移直後において売電状態で蓄電部71から放電が行われてしまうことを抑制することができる。その結果、太陽光発電モジュール21の発電電力量の急激な変化に起因して蓄電部71の電力を売電してしまうこと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、蓄電部71からの電力を電力系統50には逆潮流せずに特定負荷60に電力を供給することによって、蓄電部71の電力を売電してしまうのを確実に防止することができる。
また、第1実施形態では、上記のように、蓄電部71からの電力を電力系統50には逆潮流せずに特定負荷60に電力を供給することによって、電力系統50に連系するインバータをインバータ3以外に設ける必要がなくなる。
また、第1実施形態では、上記のように、放電可能閾値を、季節、太陽光発電システム1が設置される地域、太陽光発電システム1が設置される設置条件および時刻などに基づいて決定することによって、個々の太陽光発電システム1の状況に即した値を放電可能閾値として設定することができる。これにより、蓄電部71の放電時間や放電電力量が過多または過少になるのを抑制することができるので、個々の太陽光発電システム1において、有効に、売電状態における蓄電部71の放電の発生を抑制し、かつ、蓄電部71の電力を売電してしまうこと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、通常運転時に、蓄電部71の蓄電量が放電禁止閾値以下になった場合に、蓄電部71の放電を行わないように蓄電部71の充放電を制御することによって、通常運転時に、蓄電部71の蓄電量を常に一定量以上確保することができるので、非常時になった場合にも、蓄電部71から電力を特定負荷60に十分に供給することができる。また、通常運転時においては蓄電量が一定量以上の範囲内で充放電が行われるので、通常運転時における蓄電部71の放電深度を小さくすることができる。これにより、蓄電部71への負担を軽減することができるので、蓄電部71の長寿命化を図ることができる。
次に、上記第1実施形態の太陽光発電システム1の具体的な実施例について説明する。
この実施例では、蓄電部71の容量を7.85kWh、AC/DCコンバータ72の出力を1.5kWとし、蓄電部71を蓄電量が0の状態から満充電状態まで充電する際に、深夜電力時間帯(たとえば、23時から7時までの8時間など)の半分以上を費やして充電するように設計している。この場合、充電時間は単純計算では5時間以上となる。リチウムイオン蓄電池では、満充電付近では充電速度を遅く制御する必要があるので、実際の充電時間はさらに長くなる。
また、特定負荷60の消費電力を約600Whとした場合、5時間の特定負荷60の駆動には約3kWhの電力量が必要となり、5時間の停電時に蓄電部71から特定負荷60に電力を供給する場合には、蓄電部71の容量も約3kWh以上必要となる。ここで、第1実施形態では、蓄電部71の容量の50%で放電を停止する制御を行っており、満充電の50%の容量で5時間の停電時に特定負荷60を駆動させ続けるには、約6kWh以上の容量が必要になる。7.85kWhの値は、この6kWhに余裕を見て決定した値である。
また、実施例では、蓄電部71に蓄電した電力を、短時間で放電しきるように使用せず、長時間をかけて出力させることを前提として設計している。昼間時間帯に短時間で蓄電電力を放電しきってしまう場合では、電力会社の昼間の発電容量を減らすことにはつながりにくい。好ましくは、特定負荷60は、一日の使用電力量が蓄電容量よりも小さく、蓄電部71の蓄電電力によってたとえば5時間以上の駆動を賄える程度の消費電力とする。特定負荷60としない場合には、負荷量の設定が困難であり、適切な蓄電部71の容量の設定も困難になる。この実施例では、インバータ74aの定格電力を1kWとし、特定負荷60の消費電力は最大でも1kW程度とする。
(第2実施形態)
次に、図5および図6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100について説明する。この第2実施形態では、上記第1実施形態と異なり、放電可能閾値(最大発電電力量)のみならず、実際の発電電力量にも基づいて、蓄電部71の放電を制御する例について説明する。図5に示すように、第2実施形態による太陽光発電システム100の構成は、コントロールボックス101の制御以外については上記第1実施形態による太陽光発電システム1と同様である。コントロールボックス101は、本発明の「制御部」の一例である。
太陽光発電システム100のコントロールボックス101は、負荷の消費電力量が、放電可能閾値と、太陽光発電モジュール21の実際の発電電力量から予測される予測発電電力量範囲の最大値とのうち、小さい方の量よりも大きい場合に、蓄電部71から放電して特定負荷60に電力を供給することが可能なように構成されている。予測発電電力量範囲の最大値は、本発明の「予測閾値」の一例である。
ここで、予測発電電力量範囲について説明する。太陽光発電モジュール21の発電電力量は天候の変化などによって急激に変化する場合がある。この点、本願発明者らは、過去の発電電力量のデータに基づいて、少なくとも発電電力量の上昇量は一定の範囲内に収まることを見出した。すなわち、ある時点の実際の発電電力量からその直後の発電電力量がどの程度の電力量となり得るのかを表す発電電力量範囲の上限を予測することが可能であることを見出した。したがって、予測発電電力量範囲の最大値を放電の制御の閾値として用いる(消費電力量が予測発電電力量範囲の最大値よりも大きい場合に蓄電部71の放電を可能とする)ことにより、放電可能閾値を閾値として放電の制御を行う場合と同様に、放電を行っているときに発電電力量が急激に上昇した場合にも、買電状態から売電状態に急激に遷移することが抑制される。
ここで、図6に示すように、放電可能閾値と予測発電電力量範囲の最大値とは同じ値ではなく、時刻などによって両者の大小が変わる場合がある。そこで、放電可能閾値と予測発電電力量範囲の最大値とのうち、小さい方の値を放電の制御の閾値として用いることにより、より小さい値を閾値とすることが可能である。なお、予測発電電力量範囲の最大値そのものと放電可能閾値とを比較するのではなく、予測発電電力量範囲の最大値よりも大きい値と放電可能閾値とのうちで小さい方を放電制御の閾値としてもよい。
また、第2実施形態では、予測発電電力量範囲の最大値を、実際の発電電力量に所定の係数を乗じた量としている。図6では、実際の発電電力量に係数として「3」を乗じたもの(実際の発電電力量の3倍)を点線で示している。図6に示すハッチング部分の時間帯は、放電可能閾値よりも予測発電電力量の最大値の方が小さくなっているため、予測発電電力量の最大値を放電制御の閾値としている部分を示している。第2実施形態では、図6に示すように、放電可能閾値を放電制御の閾値として一律に用いる場合と比較して、ハッチング部分(斜線部分)の分だけ放電可能時間と放電可能量とが増加している。
第2実施形態では、上記のように、放電可能閾値と、電力検知部5に検知された太陽光発電モジュール21の実際の発電電力量から予測される予測発電電力量範囲の最大値とのうち、小さい方の量よりも負荷の消費電力量が大きい場合に、蓄電部71から電力を放電する。ここで、放電可能閾値よりも負荷の消費電力量が大きいときに蓄電部71の放電を行う場合のみならず、太陽光発電モジュール21の実際の発電電力量から予測される予測発電電力量範囲の最大値よりも負荷の消費電力量が大きいときに蓄電部71の放電を行う場合にも、放電中において実際の発電量が仮に急激に上昇した場合にその上昇した発電量が負荷の消費量を上回ってしまう(放電している状態で、買電状態から売電状態に遷移してしまう)ことを抑制することができるので、売電状態における蓄電部71の放電の発生を抑制することができる。したがって、この放電可能閾値と太陽光発電モジュール21の実際の発電電力量から予測される予測発電電力量範囲の最大値とのいずれか小さい方を放電制御の閾値とすることにより、売電状態における蓄電部71の放電の発生を抑制しながら、蓄電部71の放電可能時間および放電可能電力量をより多くすることができる。その結果、蓄電部71の電力を有効に活用することができる。
また、第2実施形態では、上記のように、太陽光発電モジュール21の発電電力量から予測される予測発電電力量範囲の最大値として、太陽光発電モジュール21の実際の発電電力量に所定の係数を乗じた値を用いることによって、太陽光発電モジュール21の実際の発電電力量に基づいて、容易に、予測発電電力量範囲の最大値を算出することができる。この値は、発電電力量のサンプリング間隔、パワーコンディショナのMPPT制御の追従性能、地域性などを考慮して求めるとよい。
第2実施形態のその他の効果は、上記第1実施形態と同様である。
(第3実施形態)
次に、図7を参照して、本発明の第3実施形態による太陽光発電システム200について説明する。この第3実施形態では、蓄電部71から特定負荷60に電力を供給する上記第1実施形態と異なり、蓄電部71から一般負荷80に電力を供給する例について説明する。
図7に示すように、本発明の第3実施形態による太陽光発電システム200では、母線4には蓄電部71を含む蓄電ユニット201が接続されており、蓄電部71には一般負荷80が接続されている。また、一般負荷80は母線4にも接続されている。
一般負荷80は、交流電源によって駆動される機器である。一般負荷80には、母線4から(発電電力出力部2および電力系統50から)電力が供給されるとともに、蓄電ユニット201の蓄電部71からも電力を供給することが可能に構成されている。一般負荷80は、本発明の「負荷」の一例である。
また、蓄電ユニット201のコントロールボックス202は、一般負荷80の消費電力量が放電可能閾値よりも大きい場合に、蓄電部71から放電して一般負荷80に電力を供給することが可能なように構成されている。コントロールボックス202は、本発明の「制御部」の一例である。
コントロールボックス202は、蓄電部71の放電を行う際に、一般負荷80の消費電力量から太陽光発電モジュール21の発電電力量を減算した電力を超えない程度の電力を放電するように、放電量の上限を制御している。
第3実施形態による太陽光発電システム200の上記以外の構成は、上記第1実施形態と同様である。
第3実施形態では、上記のように、蓄電部71の放電量の上限を制御することによって、蓄電部71から一般負荷80に電力を供給する場合にも、蓄電部71からの電力が電力系統50に逆潮流することを抑制することができる。
第3実施形態のその他の効果は、上記第1実施形態と同様である。
(第4実施形態)
次に、図8を参照して、本発明の第4実施形態による太陽光発電システム300について説明する。この第4実施形態では、上記第1実施形態と異なり、太陽光発電モジュール21aによる発電電力を蓄電部71に蓄電可能に構成した例について説明する。
発電電力出力部301は、互いに接続された複数の太陽光発電モジュール21aと、太陽光発電モジュール21aの発電電力をインバータ3側または蓄電ユニット7の蓄電部71側に選択的(択一的)に切替可能に接続する切替回路部301aとを含んでいる。太陽光発電モジュール21aは、温度係数が小さく(温度変化による特性の変化が小さく)、最大出力動作電圧の季節変動が少ない太陽電池を用いることが望ましい。温度係数の小さい太陽電池としては、たとえば、a−Siを用いた太陽電池(薄膜a−Si、結晶系シリコンとアモルファスシリコン薄膜とのハイブリッド型など)およびGaAs系などの化合物系太陽電池が挙げられる。
切替回路部301aは、発電電力出力部301をインバータ3側に接続する場合には、発電電力出力部301と蓄電部71との接続を電気的に切断し、発電電力出力部301を蓄電部71側に接続する場合には、発電電力出力部301とインバータ3との接続を電気的に切断するように構成されている。また、切替回路部301aは、発電電力出力部301をインバータ3側に接続する場合には、5つの太陽光発電モジュール21a同士の接続状態を、5つの太陽光発電モジュール21aが互いに直列接続された直列接続状態に切り替えることが可能である。また、切替回路部301aは、発電電力出力部301を蓄電部71側に接続する場合には、5つの太陽光発電モジュール21a同士の接続状態を、5つの太陽光発電モジュール21aが互いに並列接続された並列接続状態に切り替えることが可能である。
蓄電ユニット7のコントロールボックス75と通信可能な制御部302が設けられている。制御部302は、発電電力出力部301の発電量、蓄電部71の充電量、インバータ3の動作状況および予め設定された設定情報などに基づいて、蓄電ユニット7のコントロールボックス75に制御指令を送信するとともに、コントロールボックス75から蓄電部71の蓄電量などの蓄電ユニット7に関する情報を受信する機能を有する。また、制御部302は、発電電力出力部301の発電量、蓄電部71の充電量、インバータ3の動作状況および予め設定された設定情報などに基づいて、発電電力出力部301の切替回路部301aなどを制御する機能を有する。具体的には、制御部302は、蓄電部71の充電量、インバータ3の動作状況および予め設定された設定情報などに基づいて、システムが通常運転時であるか非常時であるかを判断する。制御部302は、本発明の「制御部」の一例である。
制御部302は、通常運転時であると判断した場合には、太陽光発電モジュール21aの接続状態を直列接続状態にするとともに、発電電力出力部301の接続先をインバータ3側に切り替えるように切替回路部301aを制御する。通常運転時においては、発電電力出力部301の出力電力は、一般負荷70等において消費され、余った電力は電力系統50に逆潮流される。
制御部302は、非常時であると判断した場合には、太陽光発電モジュール21aの接続状態を並列接続状態にするとともに、発電電力出力部301の接続先を蓄電部71側に切り替えるように切替回路部301aを制御する。非常時においては、発電電力出力部301の出力電力は、蓄電部71に供給され、特定負荷60は、蓄電部71の充電電力および発電電力出力部301の出力電力によって駆動される。
制御部302は、電力検知部5および電力検知部6の検知結果に基づいて、太陽光発電モジュール21aの発電量、買電電力量および負荷(特定負荷60および一般負荷70)における電力消費量などを検知することが可能である。また、制御部302は、太陽光発電モジュール21aの発電量、買電電力量、負荷における電力消費量および蓄電部71の状態(充電量、温度状態など)、その他の太陽光発電システム300の情報をインターネットを介して外部サーバ150に送信するように構成されている。この外部サーバ150は、たとえば、太陽光発電システム300のメンテナンス会社のサーバである。これにより、太陽光発電システム300の状態をメンテナンス会社が随時把握することが可能である。また、この外部サーバ150にはユーザのPC(パーソナルコンピュータ)160などからインターネットを介してアクセスすることが可能であり、ユーザはPC160を用いて自己の太陽光発電システム300の状態を確認することが可能である。
第4実施形態では、放電可能閾値、放電停止閾値などの充放電制御に用いられる各種データが更新可能に構成されている。そして、放電可能閾値、放電停止閾値などの更新データを外部サーバ150から受信して、その更新データに基づいて蓄電部71の放電制御を行うことが可能である。外部サーバ150は、本発明の「サーバ」の一例である。
第4実施形態の上記以外の構成は、上記第1実施形態と同様である。
第4実施形態では、非常時において、太陽光発電モジュール21aの発電電力を蓄電部71に蓄電することができるので、より長時間特定負荷60を駆動することができる。
第4実施形態のその他の効果は、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〜第4実施形態では、太陽光発電モジュール21によって発電を行う例について説明したが、本発明はこれに限らず、発電モジュールとして他の直流発電装置あるいは風力発電装置などの他の自然エネルギーを用いて発電する発電モジュールを用いてもよい。
また、上記第1〜第4実施形態では、蓄電部71としてリチウムイオン蓄電池711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。たとえば、ニッケル水素蓄電池や鉛蓄電池などの蓄電池を用いてもよい。また、本発明の「蓄電部」の一例として、蓄電池の代わりにキャパシタを用いてもよい。
また、上記第1、第2および第4実施形態では、特定負荷60の例として交流電源で駆動させる機器を示したが、直流電源で駆動される機器を用いてもよい。この場合、蓄電部71と特定負荷60との間には、直流から交流に変換するインバータ74aに代えて直流と直流との電圧変換を行うDC−DCコンバータが用いられる。或いは、蓄電部71と特定負荷60との間が直接接続される。さらに、特定負荷60として、直流負荷および交流負荷が混在してもよい。第1、第2および第4実施形態の一般負荷70および第3実施形態の一般負荷80についても同様に、直流電源で駆動される機器を用いてもよい。
また、上記第1〜第4実施形態では、リチウムイオン蓄電池711、充放電制御ボックス73、電力変換ユニット700およびコントロールボックス75を横に並べて配置した例について説明したが、本発明はこれに限らず、これらの機器の全部または一部を上下に重ねて配置してもよい。
また、上記第1〜第4実施形態では、蓄電ユニット7を屋外に設置する例について説明したが、本発明はこれに限らず、蓄電ユニット7を屋内に設置してもよい。また、その他、気温が大きく低下する可能性のある環境に蓄電ユニット7を設置する場合に、より有効である。
また、上記第1〜第4実施形態では、放電可能閾値が太陽光発電モジュール21の最大発電電力量である例について説明したが、本発明はこれに限らず、放電可能閾値が最大発電電力量そのものでなくてもよい。たとえば、特定負荷や一般負荷の使用状況および消費電力量などを勘案して、放電可能閾値を最大発電電力量に所定の係数を乗じるなどして求めてもよい。
また、上記第1〜第4実施形態では、放電停止閾値が一定値である例について説明したが、本発明はこれに限らず、放電可能閾値と同様に、季節、地域、時刻などに基づいて決定してもよい。
また、上記第1〜第4実施形態では、予め設定された値を放電可能閾値として用いる例について説明したが、本発明はこれに限らず、実際の発電電力量に応じて放電可能閾値(最大発電電力量)を修正(自己学習)してもよい。これにより、近隣に建物が新しく建てられるなど、日射時間などの発電システムの状況が途中で変化した場合にも、その状況に応じて最適な値を本発明の放電可能閾値として自動的に設定することができる。

Claims (15)

  1. 電力系統に連結された発電モジュールの発電電力を蓄電し、負荷に電力を放電する蓄電部と、
    前記発電モジュールが発電可能な電力量に応じて設定された第1閾値と、前記負荷が消費する電力に応じた消費電力量との比較結果にしたがって前記蓄電部の放電を停止する機能を含んだ制御部と、を備えた、充放電システム。
  2. 前記第1閾値は、前記発電モジュールの使用条件に応じて変動する値である、請求項1に記載の充放電システム。
  3. 前記発電モジュールの使用条件は、季節、前記発電モジュールが設置される地域、前記充放電システムが設置される設置条件、または時刻のうち、少なくともいずれかを含む、請求項2に記載の充放電システム。
  4. 前記第1閾値は、前記発電モジュールの使用条件に応じて前記発電モジュールが発電可能な電力量の範囲のうち最大の値に基づいて設定される、請求項3に記載の充放電システム。
  5. 前記電力系統から前記充放電システム側に供給された電力量である買電電力量を検知する第1電力検知部をさらに備え、
    前記制御部は、前記第1電力検知部の検知結果に基づいて、前記蓄電部の放電を停止する制御を行う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。
  6. 前記制御部は、前記第1電力検知部により検出される前記買電電力量の減少度合いが所定の第2閾値以上になった場合に、前記蓄電部の放電を停止するように構成されている、請求項5に記載の充放電システム。
  7. 前記買電電力量の減少度合いは、前記買電電力量の単位時間当たりの減少量である、請求項6に記載の充放電システム。
  8. 前記負荷は、前記蓄電部から電力が供給される特定負荷を含み、
    前記蓄電部は、前記蓄電部からの電力を前記電力系統には逆潮流せずに前記特定負荷に供給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。
  9. 前記発電モジュールまたは前記電力系統のうちの少なくとも一方と前記蓄電部との間を接続可能な充電経路と、前記電力系統には電力供給不能なように前記蓄電部と前記特定負荷との間を接続可能な放電経路とをさらに備える、請求項8に記載の充放電システム。
  10. 前記発電モジュールが実際に発電した電力量を検知する第2電力検知部をさらに備え、
    前記制御部は、前記第1閾値と、前記第2電力検知部に検知された前記発電モジュールの実際の発電電力量から予測される予測発電電力量範囲に基づいて決められる予測閾値とのうち、小さい方の量よりも前記負荷の消費電力量が大きい場合に、前記蓄電部から電力を放電することが可能な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。
  11. 前記予測閾値は、前記第2電力検知部に検知された前記発電モジュールの実際の発電電力量から予測される予測発電電力量範囲の最大値である、請求項10に記載の充放電システム。
  12. 前記発電モジュールの発電電力量から予測される予測発電電力量範囲の最大値は、前記発電モジュールの実際の発電電力量に所定の係数を乗じた値である、請求項11に記載の充放電システム。
  13. 前記発電モジュールが実際に発電した電力量を検知する第2電力検知部をさらに備え、
    前記制御部は、前記第2電力検知部に検知された前記発電モジュールの実際の発電電力量に応じて前記発電モジュールの最大発電電力量を修正した値を前記第1閾値として用い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。
  14. 前記制御部は、通常運転時に、前記蓄電部の蓄電量が所定の第3閾値以下になった場合に、前記蓄電部の放電を行わないように前記蓄電部の充放電を制御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。
  15. 前記制御部は、前記第1閾値を更新可能に構成されており、
    前記制御部と通信回線を介して通信可能に構成され、前記第1閾値の更新データを前記制御部に送信可能なサーバをさらに備える、請求項1に記載の充放電システム。
JP2011546125A 2009-12-14 2010-12-14 充放電システム Expired - Fee Related JP5824614B2 (ja)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2011546125A JP5824614B2 (ja) 2009-12-14 2010-12-14 充放電システム

Applications Claiming Priority (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2009282888 2009-12-14
JP2009282888 2009-12-14
PCT/JP2010/072443 WO2011074561A1 (ja) 2009-12-14 2010-12-14 充放電システム
JP2011546125A JP5824614B2 (ja) 2009-12-14 2010-12-14 充放電システム

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JPWO2011074561A1 true JPWO2011074561A1 (ja) 2013-04-25
JP5824614B2 JP5824614B2 (ja) 2015-11-25

Family

ID=44167314

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2011546125A Expired - Fee Related JP5824614B2 (ja) 2009-12-14 2010-12-14 充放電システム

Country Status (4)

Country Link
US (1) US20120256487A1 (ja)
EP (1) EP2515412A1 (ja)
JP (1) JP5824614B2 (ja)
WO (1) WO2011074561A1 (ja)

Families Citing this family (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9422922B2 (en) * 2009-08-28 2016-08-23 Robert Sant'Anselmo Systems, methods, and devices including modular, fixed and transportable structures incorporating solar and wind generation technologies for production of electricity
JP6021312B2 (ja) * 2011-10-26 2016-11-09 株式会社東芝 分散型電源システム、及び電路切替装置
DE102011055250A1 (de) * 2011-11-10 2013-05-16 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Erbringung von Regelleistung unter Verwendung von Energiespeichern
DE102011055231A1 (de) 2011-11-10 2013-05-16 Evonik Industries Ag Verfahren zur Bereitstellung von Regelleistung
DE102011055229A1 (de) 2011-11-10 2013-05-16 Evonik Degussa Gmbh Verfahren zur Bereitstellung von Regelleistung mit einem Energiespeicher unter Ausnutzung von Toleranzen bei der Bestimmung der Frequenzabweichung
JP5433072B1 (ja) * 2012-12-03 2014-03-05 積水化学工業株式会社 エネルギマネジメントシステム
JP2014135837A (ja) * 2013-01-10 2014-07-24 Daiwa House Industry Co Ltd 電力供給システム
WO2014122691A1 (ja) * 2013-02-07 2014-08-14 三洋電機株式会社 蓄電システム
JP2014165952A (ja) * 2013-02-21 2014-09-08 Daiwa House Industry Co Ltd 電力供給システム
JP6194527B2 (ja) * 2013-07-08 2017-09-13 株式会社高砂製作所 系統連系電源装置
DE102014003054B4 (de) 2013-07-09 2022-03-17 Sew-Eurodrive Gmbh & Co Kg Verfahren zur Leistungsregelung eines Systems und Vorrichtung zur Leistungsregelung eines Systems
JP2015133880A (ja) * 2014-01-16 2015-07-23 日東工業株式会社 電力供給システム
US10600132B2 (en) * 2014-07-24 2020-03-24 Mitsubishi Electric Corporation Supply-demand control device, charge-discharge control device, power storage device, supply-demand control system, and supply-demand control method
CA2958880A1 (en) * 2014-08-22 2016-02-25 East Penn Manufacturing Co. Control of multiple battery groups
JP2016140206A (ja) * 2015-01-28 2016-08-04 京セラ株式会社 電力供給機器、電力供給システム、および電力供給方法
WO2017163747A1 (ja) * 2016-03-23 2017-09-28 日本電気株式会社 蓄電システム、充放電制御装置、その制御方法、およびプログラム
JP6817565B2 (ja) * 2017-03-30 2021-01-20 パナソニックIpマネジメント株式会社 電力変換装置、電力変換システム
JP6872973B2 (ja) * 2017-05-17 2021-05-19 三菱電機株式会社 電力制御装置
JP6432099B2 (ja) * 2017-09-22 2018-12-05 大和ハウス工業株式会社 電力供給システム
US11399065B1 (en) 2020-01-06 2022-07-26 Vybe Energy, Llc Apparatus, system, method, and computer program product for scaling and managing electric power systems
US11362592B1 (en) 2020-12-15 2022-06-14 Apple Inc. AC/DC converter with active capacitor bank
US20230275521A1 (en) 2022-02-28 2023-08-31 Apple Inc. Power supply with active power buffer
US11621566B1 (en) * 2022-10-05 2023-04-04 8Me Nova, Llc Seasonal electrical resource allocation

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002171674A (ja) * 2000-12-04 2002-06-14 Japan Storage Battery Co Ltd 電力貯蔵型太陽光発電システム
JP2002369406A (ja) * 2001-06-08 2002-12-20 Hitachi Ltd 系統連系形電源システム
JP2003153448A (ja) * 2001-11-13 2003-05-23 Japan Storage Battery Co Ltd 発電システム
JP2006149037A (ja) * 2004-11-17 2006-06-08 Seiko Electric Co Ltd 電力貯蔵システム
JP2009033802A (ja) * 2007-07-24 2009-02-12 Fuji Pureamu Kk 電力貯蔵型太陽光発電システム

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002010495A (ja) * 2000-06-15 2002-01-11 Sekisui Chem Co Ltd 電力供給システム
US7830038B2 (en) * 2007-12-17 2010-11-09 Shay-Ping Thomas Wang Single chip solution for solar-based systems
US8253271B2 (en) * 2009-10-17 2012-08-28 Yang Pan Home power supply system
US7908036B2 (en) * 2009-10-20 2011-03-15 General Electric Company Power production control system and method
US8148844B2 (en) * 2009-11-22 2012-04-03 Yang Pan Power supply system including alternative sources

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2002171674A (ja) * 2000-12-04 2002-06-14 Japan Storage Battery Co Ltd 電力貯蔵型太陽光発電システム
JP2002369406A (ja) * 2001-06-08 2002-12-20 Hitachi Ltd 系統連系形電源システム
JP2003153448A (ja) * 2001-11-13 2003-05-23 Japan Storage Battery Co Ltd 発電システム
JP2006149037A (ja) * 2004-11-17 2006-06-08 Seiko Electric Co Ltd 電力貯蔵システム
JP2009033802A (ja) * 2007-07-24 2009-02-12 Fuji Pureamu Kk 電力貯蔵型太陽光発電システム

Also Published As

Publication number Publication date
JP5824614B2 (ja) 2015-11-25
US20120256487A1 (en) 2012-10-11
EP2515412A1 (en) 2012-10-24
WO2011074561A1 (ja) 2011-06-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP5824614B2 (ja) 充放電システム
JP3469228B2 (ja) 蓄電装置の充放電制御装置及び充放電制御方法並びに電力貯蔵システム
JP5449334B2 (ja) 制御装置および制御方法
KR101097260B1 (ko) 계통 연계형 전력 저장 시스템 및 전력 저장 시스템 제어 방법
JP5584763B2 (ja) 直流配電システム
US7800247B2 (en) Storage system that maximizes the utilization of renewable energy
JP5028517B2 (ja) 直流給電システム
JP5673551B2 (ja) 蓄電ユニット、発電システムおよび充放電システム
TWI524618B (zh) 電能管理裝置及其操作方法
KR101997535B1 (ko) 무인 독립형 마이크로그리드 시스템 및 그의 제어방법
WO2011068133A1 (ja) 充放電システム、発電システムおよび充放電制御装置
JP5670774B2 (ja) 複数拠点接続型省電力制御システム
JP6261866B2 (ja) 発電設備及び電力貯蔵装置を備えた発電システム及びその制御方法並びにプログラム
JP2013172495A (ja) 電力貯蔵型の発電システム
JP2011250673A (ja) エネルギーコントローラおよび制御方法
JP2013172514A (ja) 電力貯蔵型の発電システム
US10749346B2 (en) Power management system
JP2004194485A (ja) エネルギーシステム
JP5539094B2 (ja) 非常用電源装置
JP2017121171A (ja) 蓄電池充放電システム及び系統連系システム
KR20140111118A (ko) 최대수요전력 보상기능을 가지는 태양광 발전 시스템 및 그 방법
JP2013070585A (ja) 電力供給装置及びそれを使用した電力供給システム
US9929571B1 (en) Integrated energy storage system
JP2021057180A (ja) 電力供給システム
JP2012151977A (ja) 負荷平準化システム

Legal Events

Date Code Title Description
RD01 Notification of change of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7421

Effective date: 20130628

A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20131111

RD01 Notification of change of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7421

Effective date: 20140106

RD01 Notification of change of attorney

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A7421

Effective date: 20140314

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20140916

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20141107

A131 Notification of reasons for refusal

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131

Effective date: 20141216

A521 Request for written amendment filed

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523

Effective date: 20150209

A711 Notification of change in applicant

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A711

Effective date: 20150224

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20150407

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20150420

R151 Written notification of patent or utility model registration

Ref document number: 5824614

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R151

LAPS Cancellation because of no payment of annual fees