WO2013105259A1 - 蓄電池システムの容量決定装置および方法と、それに基づく蓄電池システム、および蓄電池システムを併設した電力供給システム - Google Patents

蓄電池システムの容量決定装置および方法と、それに基づく蓄電池システム、および蓄電池システムを併設した電力供給システム Download PDF

Info

Publication number
WO2013105259A1
WO2013105259A1 PCT/JP2012/050523 JP2012050523W WO2013105259A1 WO 2013105259 A1 WO2013105259 A1 WO 2013105259A1 JP 2012050523 W JP2012050523 W JP 2012050523W WO 2013105259 A1 WO2013105259 A1 WO 2013105259A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
storage battery
output
capacity
amount
power generation
Prior art date
Application number
PCT/JP2012/050523
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
小林　康弘
圭子 郡司
敏之 澤
Original Assignee
株式会社日立製作所
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 株式会社日立製作所 filed Critical 株式会社日立製作所
Priority to JP2013553158A priority Critical patent/JP5847849B2/ja
Priority to PCT/JP2012/050523 priority patent/WO2013105259A1/ja
Publication of WO2013105259A1 publication Critical patent/WO2013105259A1/ja

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/46—Accumulators structurally combined with charging apparatus
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M10/00—Secondary cells; Manufacture thereof
    • H01M10/42—Methods or arrangements for servicing or maintenance of secondary cells or secondary half-cells
    • H01M10/48—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte
    • H01M10/482—Accumulators combined with arrangements for measuring, testing or indicating the condition of cells, e.g. the level or density of the electrolyte for several batteries or cells simultaneously or sequentially
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/10—Energy storage using batteries
    • Y—GENERAL 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
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
    • Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin

Definitions

  • the present invention relates to a power supply system using a wind power generation system and a storage battery system in combination, and more particularly to a technique for determining an appropriate capacity value of the storage battery.
  • Patent Document 1 As a background of the present invention, there is a technique disclosed in Patent Document 1.
  • Patent Document 1 discloses a method of determining the capacity of a storage battery system so as to minimize the cost of the storage battery system (storage battery and inverter) installed in a wind power plant.
  • capacitance of a storage battery system is determined so that the parameter
  • the combined output is obtained from the moving average of the wind power generation output of the latest period.
  • the output fluctuation suppression condition is a condition that defines an allowable range of fluctuation of the combined output of the wind power generation and the storage battery.
  • Patent Document 1 The method of determining the storage battery capacity disclosed in Patent Document 1 has at least the following problems in light of the actual operation of the storage battery system installed in the wind power plant.
  • the problem is that since the output fluctuation suppression condition is treated as an absolute restriction condition, there is a possibility that the capacity of the storage battery suitable for actual operation can not be obtained.
  • the combined output is obtained by adding the discharge output of the storage battery system to the output of the wind power generation plant when the storage battery is discharged.
  • the combined output is the output of the wind power plant minus the charge output of the battery system.
  • Wind power by its very nature, can produce very large power fluctuations, even if the frequency is very low. For example, when the wind is too strong, it is necessary to stop the installation of wind power for protection. In that case, the amount of power generation of the wind power generation system suddenly changes from maximum output to zero output.
  • Patent Document 1 does not specifically show how to link an indicator such as the maximum variation or standard deviation of the combined output having such a property to the cost.
  • an indicator such as the maximum variation or standard deviation of the combined output having such a property
  • An object of the present invention is to provide a technology that makes it possible to set the capacity of a practical storage battery of a storage battery system used together with a wind power generation system.
  • a capacity determining device is a capacity determining device for determining a capacity of a storage battery of a storage battery system used together with a wind power generation system, wherein the storage battery of the storage battery that needs to be filled for protection of the storage battery.
  • the data of the operating condition which is the condition about the range of at least one of the charge / discharge output and the remaining amount of charge, the combined output to the power system combining the output of the wind power generation system and the output of the storage battery system
  • An input unit for inputting data of an output fluctuation suppression condition which is a condition for fluctuation of combined output with respect to time, and generation output data indicating a time-series output of the wind power generation system;
  • the accumulation is performed using, as an index, a violation amount indicating the degree of deviation from the output fluctuation suppression condition, which is calculated from the output data and the capacity of the storage battery. It has a processor for determining the capacity of the pond, a.
  • the power generation output data is data indicating the output of the wind power generation system as a time series over an evaluation period
  • the processing unit sets candidate values of the capacity of the storage battery,
  • the amount of violation may be calculated by simulating the transition of the combined output data as a time series over the evaluation period.
  • the input unit further inputs data of an allowable limit which is an upper limit of the amount of violation, and the processing unit determines the storage battery such that the amount of violation matches the allowable limit.
  • the processing unit may minimize a total cost which is a sum of a storage battery facility cost according to a capacity of the storage battery and a penalty cost to be paid according to the violation amount.
  • the capacity of the storage battery may be determined.
  • the input unit further inputs data of an allowable limit which is an upper limit of the amount of violation, and the processing unit determines that the amount of violation matches the allowable limit.
  • the second storage battery determined to minimize the total cost of adding the first capacity of the storage battery, the storage battery facility cost according to the storage battery capacity, and the penalty cost to be paid according to the violating amount It is also possible to select the larger one of the capacities.
  • FIG. It is a block diagram which shows the functional structure of the capacity
  • FIG. It is a block diagram of the wind power generation plant (electric power supply system) which put the wind power generation system and the storage battery system together. It is a flowchart which shows the charging / discharging control algorithm applied to the charging / discharging simulation in step 4 of FIG. It is a graph which shows a wind power generation output. It is a graph which shows synthetic output. It is a graph which shows charging / discharging output.
  • a capacity determination device that determines the capacity of a storage battery in a power supply system that uses a wind power generation system and a storage battery system in combination, and a power supply system constructed with a design of the capacity determined by the capacity determination device. included.
  • FIG. 1 is a block diagram showing a functional configuration of a capacity determining device according to the present embodiment.
  • the functions of the capacity determining device can be realized, for example, by a computer that executes a software program.
  • the capacity determining device A10 includes an input unit A11 and a processing unit A12.
  • the input unit A11 inputs data of operation conditions regarding the storage battery of the storage battery system, data of an output fluctuation suppression condition regarding a combined output of the wind power generation system and the storage battery system, and power generation output data indicating an assumed output of the wind power generation system.
  • the operation conditions are conditions for the range of the charge / discharge output of the storage battery and the remaining amount of storage, which are essential to satisfy the protection of the storage battery.
  • the range of both the charge / discharge output of the storage battery and the storage battery residual amount may be defined, or either one may be defined.
  • the output fluctuation suppression condition is a condition that the combined output to the power system combining the output of the wind power generation system and the output of the storage battery system is required to be satisfied, and a reducible condition defined for the variation of the combined output with respect to time It is.
  • the power generation output data is data in which the output of the wind power generation system over the evaluation period is defined as a time series.
  • the processing unit A12 simulates the control of the power supply system including the charge and discharge control of the storage battery system so as to satisfy the operation condition from the power generation output data and the capacity of the storage battery, and indicates the degree of deviation from the output fluctuation suppression condition Calculate the amount of violation.
  • the processing unit A12 determines the capacity of the storage battery of the storage battery system, using the amount of violation of the output fluctuation suppression condition as an index.
  • the capacity of the storage battery is set using the amount of violation indicating the degree of deviation as an indicator as the condition that can deviate from the output fluctuation suppression condition, and therefore, it is used together with the wind power generation system It is possible to set a realistic storage capacity of the storage battery system.
  • the power generation output data is data indicating the output of the wind power generation system as a time series over the evaluation period. Therefore, the processing unit A12 may set the candidate value of the capacity of the storage battery and calculate the amount of violation by simulating the transition of the combined output data as a time series over the evaluation period. According to this
  • the capacity of the storage battery can be appropriately selected from the candidate values, and the setting of an appropriate capacity is possible.
  • the input unit A11 may further input data of an allowable limit which is the upper limit of the violation amount.
  • the processing unit A12 may determine the capacity of the storage battery so that the amount of violation matches the allowable limit. According to this, by utilizing the range up to the allowable limit, the capacity of the storage battery can be set small, and a design can be performed in which the equipment cost of the storage battery is suppressed.
  • the processing unit A12 calculates the total cost which is the sum of the storage battery facility cost according to the capacity of the storage battery and the penalty cost to be paid according to the amount of violation, and the total cost is minimized
  • the capacity of the storage battery may be determined.
  • the penalty cost is, for example, the cost of the penalty imposed by the wind power company from the power company. According to this, it is possible to design such that the total cost taking into consideration the penalty cost is minimized.
  • FIG. 2 is a block diagram of the power supply system according to the present embodiment.
  • the power supply system A20 includes a wind power generation system A21, a storage battery system A22, and a control system A23.
  • a combined output obtained by combining the output of the wind power generation system A21 and the output of the storage battery system A22 is supplied to the transmission grid A24.
  • the wind power generation system A21 is a power generation facility that generates power using wind power. Because natural wind power is used, the amount of power generation of the wind power generation system A21 fluctuates with time. In particular, due to the nature of wind power generation, even if the frequency is very low, very large power fluctuations can occur.
  • the storage battery system A22 includes a storage battery (not shown) capable of charging and discharging electric power, and performs charging or discharging according to control from the control system.
  • the storage battery is designed to the capacity determined by the capacity determining device A10 described above.
  • the control system A23 controls charging / discharging of the storage battery system A22 such that the amount of violation in which the combined output of the output of the wind power generation system A21 and the output of the storage battery system A22 deviates from the output fluctuation suppression condition is minimized.
  • control system A23 controls the charging and discharging of the storage battery so that the charge amount of the storage battery approaches a predetermined value, and the combined output
  • the charge and discharge of the storage battery may be controlled to minimize the amount of violation.
  • the power supply system of this embodiment basically has the same configuration as that of the power supply system A20 of the above-described embodiment, and the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 is also determined by the same method as described above It is.
  • a present Example demonstrates in detail an example of the determination method of the capacity
  • FIG. 3 is a flowchart showing a procedure of calculating the amount of violation of the output fluctuation suppression condition of the power supply system A20.
  • steps 1 to 3 in FIG. 3 input data as a precondition for evaluating the output fluctuation suppressing performance is fetched, and thereafter, in step 5, the violation amount of the output fluctuation suppressing condition which is the evaluation result of the output fluctuation suppressing performance is presented Do.
  • Step 1 is a step of setting time-series data indicating fluctuation of the power generation output of the wind power generation system A 21 as a reference of evaluation.
  • Step 2 is a step of setting a constraint value, which is an operation condition of the storage battery system A22, and a candidate value of the capacity of the storage battery of the storage battery system A22.
  • Step 3 is a step of setting a constraint value which is an output fluctuation constraint condition.
  • the output fluctuation suppression condition of the power supply system A 20 is treated as a restriction condition that can be relaxed (deviation).
  • the deviation amount of the output fluctuation suppression condition corresponds to the violation amount of the output fluctuation restriction condition.
  • step 1 to 3 power generation output time series data of wind power generation system A21 over the evaluation period, candidate value of storage battery capacity of storage battery system A22, charge amount at the beginning of evaluation period (remaining charge), charge at end of evaluation period
  • the target value of the amount, the data of the operating condition of the storage battery system A22, and the data of the output fluctuation suppressing condition are read and stored in the database.
  • Step 4 is a step of performing charge and discharge simulation on the candidate value of the capacity of the storage battery of the storage battery system A22.
  • step 4 when a power generation output at a certain time within the evaluation period is given, storage battery system A22 based on the power generation output of wind power generation system A21, charge / discharge output of storage battery system A22 and charge amount history before that time.
  • the charge / discharge output at that time can be determined so as to satisfy the operation conditions of
  • the charge / discharge simulation is performed by extracting the time-series data of the power generation output from the database, thereby performing charge / discharge for the candidate value of the storage battery system capacity.
  • the time-series charge / discharge output which is the result of simulation is calculated.
  • Step 5 is a step of calculating the amount of violation of the output fluctuation constraint condition of the power supply system A 20 from the simulation result. Since the output fluctuation constraint condition is defined for the fluctuation of the combined output with respect to time, in step 5, the deviation of the output fluctuation suppression condition over the evaluation period is based on the simulation result of the time series of the charge / discharge output. Calculate the quantity.
  • a curve (trade-off curve) representing the relationship between the capacity of the storage battery system and the index (the amount of violation) of the output fluctuation suppression performance is determined with respect to the candidate value of the storage battery system capacity.
  • FIG. 4 is a block diagram of the wind power generation plant (electric power supply system) which put the wind power generation system and the storage battery system together.
  • the wind power generator 21 corresponds to the wind power generation system A21 of FIG. 2
  • the storage battery system 23 corresponds to the storage battery system A22 of FIG. 2.
  • the premises load 22 not depicted in FIG. 2 is depicted.
  • a system corresponding to the control system A23 of FIG. 2 is not illustrated.
  • the wind power generator 21 is a wind power generator with a rated output of 2000 kW.
  • the electric power 21 a is electric power generated and output by the wind power generator 21.
  • the premises load 22 is a load that consumes power in the premises.
  • the power 22 a is power that flows into the devices that make up the local load 22.
  • Electric power 23 b is electric power flowing into storage battery system 23 at the time of charging.
  • Electric power 23a is electric power released from storage battery system 23 at the time of discharge.
  • the combined output 24 a is the sum of the power 21 a from the wind power generator 21 and the power 23 a emitted from the storage battery system 23 or the difference between the power 21 a from the wind power generator 21 and the power 23 b flowing into the storage battery system 23 .
  • the interconnection point 24 is an end point at which the combined output 24 a flows into the transmission system 25.
  • FIG. 5 is a flowchart showing a charge / discharge control algorithm applied to the charge / discharge simulation in step 4 of FIG.
  • Step 31 of FIG. 5 is a step of setting an initial condition.
  • Step 32 is a step of updating the time.
  • Step 33 is a step of minimizing the amount of violation of the output fluctuation constraint.
  • Step 34 is a step of determining whether or not the combined output satisfies the output fluctuation restriction condition.
  • Step 35 is a step which performs charge amount deviation minimization processing which performs charge or discharge so that the charge amount of a storage battery approaches a desirable value, when an output change restrictions condition is satisfied in Step 34.
  • Step 36 is a step of performing constraint violation case processing for controlling charging and discharging so as to minimize the penalty paid for the violation amount or the violation when the output fluctuation constraint condition is not satisfied in step 34.
  • Step 37 is a step of determining 24 hours which is an evaluation period.
  • Step 38 is a step of outputting the result.
  • the processes of steps 33 to 36 surrounded by a broken line are processes defined as charge and discharge rules.
  • the process of executing the charge / discharge rule is periodically performed at predetermined time intervals.
  • calculation processing is performed on a minute-by-minute basis, and the procedure of determining the combined output will be described by taking the case where the fluctuation width of a 20-minute interval (a time interval of 20 minutes) is targeted as an output fluctuation suppression condition. .
  • the fluctuation width of a 20-minute interval a time interval of 20 minutes
  • the following setting values of variables are fetched.
  • the discharge output and the charge output are treated integrally as a charge / discharge output. Therefore, since the charge output is treated as a negative value, the upper limit value of the charge / discharge output is Zmax, and the lower limit value is Zmin (negative value).
  • a variable Y [n] representing the charge / discharge output with reference to the lower limit value is introduced.
  • the precondition for determining the charge / discharge output at time t [n] is set according to the following procedure.
  • A Wind power output W [n] at time t [n]
  • B History of combined output X [n-19] to X [n] of each section from time t [n-19] to t [n-1]
  • c time t [n-19] to t [n] Maximum value Xmax and minimum value Xmin of the combined output of the section up to n-1]
  • D Charge amount at time t [n-1] (or storage battery charge rate SOC) S [n-1]
  • E Target value V [n] of the charge amount (or storage battery charge rate SOC) at time t [n]
  • the combined output X [n] is the sum of the wind power generation output W [n] and the charge / discharge output Z [n] of the storage battery.
  • the violation amount M [n] at time t [n] is defined by equation (9).
  • E Upper and lower bounds on change speed of combined output Cmin X X [n]-X [n-1] C Cmax ..................(Ten)
  • the rate of change (the amount of change from the previous time) of the combined output is limited to the range of equation (10).
  • the relaxing constraint conditions are the output fluctuation range of the output fluctuation suppression condition and the condition related to the charge amount at termination (charging rate SOC). Constraint conditions that can not be mitigated are conditions related to the charge amount (charge rate SOC), charge / discharge current (output), and the start charge amount (charge rate SOC). Further, the initial value of the start time charge amount (charging rate SOC) is fixed to a designated value.
  • step 34 If it does not deviate from the output fluctuation suppression condition, it is desirable to make the charge amount as close as possible to the target charge amount in that range. If it is determined in step 34 that (20 minutes change amount of combined output Xmax ⁇ Xmin) ⁇ (restriction value Xrange), deviation from the output range of the output fluctuation suppression condition is avoided, so deviation from the target charge amount In step 35, solve the following problem of minimization of deviation
  • the relaxing restriction condition is only the condition of the end time charge amount (charge rate SOC), and the deviation of the end time charge amount (charge rate SOC) from the specified value is allowed. Since it is ensured that there is a feasible solution that does not deviate from the output range of the output variation suppression condition since the step 34 is performed, the constraint condition on the output variation range is treated as a non-relaxable constraint.
  • Restraints that can not be mitigated include departure from the output fluctuation range of the output fluctuation suppression condition, departure from the range of the charge amount (charge rate SOC), and excess of the upper limit of the charge / discharge current.
  • the requirement that the initial value of the rate SOC) be fixed to the designated value is described.
  • step 34 If it is determined in step 34 that (20 minutes change amount of combined output Xmax ⁇ Xmin)> (constraint value Xrange), a deviation from the output fluctuation range can not be avoided.
  • the solution of the above constraint violation amount minimizing step (step 33) is applied, and the combined output and the charge amount (input and output integrated value) are determined.
  • the combined output and the charge / discharge output (charge / discharge control) at time t [n] can be determined in the constraint violation case processing step 36 or the deviation minimization step 33 from the target charge amount.
  • (c) up to time t [n] Record violations for synthetic output
  • step 38 the application result (24 hours) of the charge and discharge rule is output.
  • the combined output, the charge / discharge output, the charge amount (charge rate SOC), and the deviation time and deviation amount from the output fluctuation range are output.
  • FIG. 6A is a graph showing wind power output.
  • FIG. 6B is a graph showing the combined output.
  • the horizontal axis 41 is time (h)
  • the vertical axis 42 is output (kW).
  • the wind power output of FIG. 6A and the combined output of FIG. 6B correspond.
  • the output (wind power output 43) of the wind power generation system A21 shown in FIG. 6A is input data for the processing of the charge and discharge control algorithm.
  • the combined output 44 which is the output of the power supply system A 20 shown in FIG. 6B is data calculated in the middle of the process of charge / discharge simulation.
  • the wind power generation output drops significantly between 13 and 14 h, but looking at FIG. 6B, the fluctuation of the combined output is suppressed. This is due to the discharge of the storage battery system A22. Thus, the deviation of the output fluctuation suppression condition is reduced by alleviating the rapid fluctuation.
  • FIG. 7 is a graph of the charge / discharge output of the storage battery system A22.
  • FIG. 8 is a graph of the charge amount of the storage battery system A22 obtained from the result of charge and discharge simulation. The graphs of FIGS. 7 and 8 also correspond to the graphs of FIGS. 6A and 6B.
  • the horizontal axis 51 is time (h), and the vertical axis 52 is the charge / discharge output (kW). Since the storage battery system A22 discharges and charges, the charge / discharge output 53 includes a discharge area 53 and a charge area 54.
  • the horizontal axis 61 is time (h), and the vertical axis 62 is the charge amount (kW min).
  • the charge amount (kW min) 63 indicates the time change of the charge amount.
  • the charge amount is controlled between the charge amount lower limit value 64 and the charge amount upper limit value 65.
  • FIG. 7 It can be seen from FIG. 7 that the storage battery system A22 is discharged to compensate for the drop in wind power output between 13 and 14 h. Further, it can be seen from FIG. 8 that the charge amount of the storage battery system A22 is lowered by the discharge between 13 and 14 h.
  • FIG. 9 is a graph showing the degree of change per unit time of the combined output obtained from the charge / discharge simulation results.
  • FIG. 10 is a graph showing the amount of violation obtained from the results of charge and discharge simulation.
  • the horizontal axis 71 is time (h), and the vertical axis 72 is output (kW).
  • the change 73 in the combined output per unit time exceeds the upper limit value 74 of the allowable range in the time zone 75 and deviates from the allowable range.
  • the horizontal axis 81 is time (h), and the vertical axis 82 is the deviation amount of the combined output. Between 13 and 14 h, a deviation amount (violation amount) 83 occurs while deviating from the output fluctuation suppression condition.
  • FIG. 11 is a flowchart showing a procedure of determining the capacity of the storage battery of the storage battery system A22.
  • a procedure of evaluating the performance (output fluctuation suppression performance) as to how much the deviation of the output fluctuation suppression condition is suppressed by the storage battery system A22 is performed as the preprocessing with respect to the plurality of storage battery capacities.
  • the amount of violation of the output fluctuation constraint condition with respect to the candidate values of the capacities of the plurality of storage batteries is calculated.
  • the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 is determined based on the amount of violation.
  • Step 91 is a step of setting an allowable limit of the violation amount of the output fluctuation constraint.
  • Step 92 is a step of creating data of a trade-off curve between the capacity of the storage battery of the storage battery system A 22 and the amount of violation of the output fluctuation constraint condition from the result of the evaluation of the output variation suppression performance of the storage battery system A 22.
  • Step 93 is a step of calculating the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 from the intersection of the trade-off curve and the allowable limit of the output fluctuation constraint violation amount.
  • FIG. 12 is a graph depicting a trade-off curve relating to the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 and the amount of violation of the output fluctuation constraint condition.
  • the trade-off curve 104 is a straight line or a curve obtained by inserting the simulation execution point 103 directly obtained from the evaluation result.
  • a straight line 105 indicating the allowable limit of the violation amount of the output fluctuation suppression condition of the combined output is drawn.
  • the allowable limit is, for example, the limit value of the amount of violation determined by the power company and the wind power generator in the interconnection contract, or set by the wind power generator independently.
  • the trade-off curve 104 has a property that the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 increases and the violation amount of the output fluctuation suppression condition decreases. Therefore, the minimum capacity of the storage battery in which the amount of violation of the output fluctuation suppression condition falls within the allowable range is determined at the intersection of the trade-off curve 104 and the allowable limit straight line 105. In FIG. 12, the capacity (decided capacity) 106 of the minimum storage battery in which the amount of violation falls within the allowable range is determined.
  • the determined capacity of the storage battery of the storage battery system A22 is 2000 kWh.
  • the power supply system of this embodiment also has basically the same configuration as that of the power supply system A20 of the above-described embodiment as in the first embodiment, and the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 is also the same method as described above It is determined in In this embodiment, another example of the method of determining the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 will be described in detail.
  • FIG. 13 is a flowchart illustrating the procedure of determining the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 according to the second embodiment.
  • an evaluation procedure on the output fluctuation suppression condition of the storage battery system A22 is executed as a preprocessing.
  • the amount of violation of the output fluctuation constraint condition is calculated for a plurality of capacity candidate values.
  • Step 111 of FIG. 13 is a step of setting the relationship between the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 and the equipment cost of the storage battery system A22. It can be assumed that the equipment cost of the storage battery system A22 is proportional to the capacity of the storage battery. Therefore, it is a value obtained by multiplying the capacity of the storage battery by the capacity unit price ( ⁇ / kWh).
  • Step 112 is a step of calculating the relationship between the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 and the penalty cost from the processing result of the evaluation procedure of the output fluctuation suppression condition of the storage battery system A22.
  • the penalty cost is proportional to the deviation (kWh) of the output fluctuation suppression condition
  • the trade-off curve representing the deviation of the power fluctuation suppression condition is multiplied by the penalty unit price ( ⁇ / kWh). It is a curve similar to.
  • the penalty cost the amount of deviation of the operation period of the storage battery system is calculated from the amount of deviation of the evaluation period, and the obtained value is used.
  • Step 113 is a step of calculating the total cost by adding together the storage battery facility cost and the penalty cost for each candidate of the storage battery capacity of the storage battery system A22, and setting a total cost curve.
  • Step 114 is a step of determining, as the capacity of the storage battery of the storage battery system A22, the value of the capacity of the storage battery at a point where the total cost is minimum in the total cost curve obtained in step 113. Steps 113 and 114 calculate the equipment cost of the storage battery system A22 from the capacity of the storage battery of the storage battery system A22, calculate the penalty cost from the deviation amount of the output fluctuation suppression condition, and calculate the total cost combining both Configure features
  • FIG. 14 is a graph for describing the relationship between the capacity and cost of the storage battery of storage battery system A22.
  • the horizontal axis is the capacity 121 of the storage battery of the storage battery system A22.
  • the vertical axis is a cost 122 such as a system cost of the storage battery system A22, a penalty cost due to a deviation of the output fluctuation suppression condition, and a total cost obtained by totaling them.
  • the evaluation procedure of output fluctuation suppression performance of storage battery system A22 is applied to each candidate value of storage battery capacity of storage battery system A22 of 4 points, and the penalty cost is calculated from the violation amount of output fluctuation constraint condition
  • the result and the result of having calculated the equipment cost of storage battery system A22 are shown with respect to each candidate value of the capacity
  • the curve 123 representing the penalty cost has the property of decreasing as the capacity of the storage battery increases.
  • the curve representing the equipment cost of the storage battery has the nature of increasing as the capacity of the storage battery increases.
  • the total cost curve is a convex curve with a minimum point 126.
  • the capacity value 127 of the minimum point of the total cost curve can be determined as the capacity of the storage battery system A22.
  • the power supply system of this embodiment basically has the same configuration as that of the power supply system A20 of the above-described embodiment, and the capacity of the storage battery of the storage battery system A22 is also determined by the same method as described above It is.
  • the method of determining the capacity of the storage battery of the present embodiment is a method combining the determination method of the first embodiment and the determination method of the second embodiment.
  • the procedure used in the first embodiment is called a determination procedure 1 and the procedure used in the second embodiment is called a determination procedure 2.
  • the capacity determined in the determination procedure 2 is adopted only when the capacity determined in the determination procedure 2 becomes larger than the capacity determined in the determination procedure 1. Specifically, the capacity of the storage battery of storage battery system A 22 is determined in both of determination procedure 1 and determination procedure 2, and if the capacity determined in determination procedure 1 is larger than the capacity determined in determination procedure 2, the determination procedure The capacity determined in step 1 is adopted, and if the capacity determined in step 1 is smaller than the capacity determined in step 2, the capacity determined in step 2 is adopted.
  • SYMBOLS 10A Capacity determination apparatus, 11A ... Input part, 12A ... Processing part, 20A ... Power supply system, 21 ... Wind-powered generator, 21A ... Wind power generation system, 22 ... Premise load, 22A ... Storage battery system, 23 ... Storage battery system, 23A ... Control system, 24 ... Interconnection point, 24 A ... Transmission system, 25 ... Transmission system

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)

Abstract

　風力発電システムと併用される蓄電池システムの蓄電池の容量を決定する容量決定装置は入力部と処理部とを有している。入力部は、蓄電池の保護のために満たすことが必要な蓄電池の充放電出力と蓄電残量の少なくとも一方の範囲についての条件である運用条件のデータ、風力発電システムの出力と蓄電池システムの出力を合成した電力系統への合成出力が満たすことが要求される、時間に対する合成出力の変動についての条件である出力変動抑制条件のデータ、および風力発電システムの時系列の出力を示す発電出力データを入力する。処理部は、運用条件を満たすように発電出力データと蓄電池の容量とから算出される、出力変動抑制条件を逸脱する程度を示す違反量を指標として、蓄電池の容量を決定する。

Description

蓄電池システムの容量決定装置および方法と、それに基づく蓄電池システム、および蓄電池システムを併設した電力供給システム
　本発明は、風力発電システムと蓄電池システムを併用する電力供給システムに関し、特にその蓄電池の適切な容量値を決定する技術に関する。
　本発明の背景として特許文献１に開示されている技術がある。
　特許文献１には、風力発電プラントに併設される蓄電池システム(蓄電池およびインバータ)のコストを最小化するように蓄電池システムの容量を決定する方法が開示されている。
　特許文献１の方法では、風力発電プラントの出力に蓄電池システムの出力を加えた合成出力に関する指標が所定の条件（出力変動抑制条件）を満たすように蓄電池システムの容量を決定する。またその際、直近の期間の風力発電出力の移動平均から合成出力を求めている。
　出力変動抑制条件とは、風力発電と蓄電池の合成出力の変動として許容される範囲を規定する条件である。
特開２００９－６５７８７号公報
　特許文献１に開示された蓄電池容量の決定方法は、風力発電プラントに併設される蓄電池システムの現実の運用に照らし、少なくとも以下の問題を有している。
　問題は、出力変動抑制条件を絶対的な制約条件として扱っているため、現実の運用に適した蓄電池の容量を求められない恐れがあるということである。
　合成出力は、蓄電池を放電させているときには、風力発電プラントの出力に、蓄電池システムの放電出力を加算したものである。蓄電池を充電させているときには、合成出力は、風力発電プラントの出力から、蓄電池システムの充電出力を減算したものである。
　風力発電は、その性質上、頻度は非常に低くても、極めて大きな出力の変動が生じうる。例えば、あまりに強い風が吹いているときには保護のために風力発電の設備を停止する必要がある。その場合には風力発電システムの発電量は最大出力からゼロ出力に急変する。
　特許文献１には、そのような性質を有する合成出力の最大変動や標準偏差といった指標をどのようにコストに結び付けるか具体的に示されていない。特に、頻度は非常に低くても、極めて大きな出力の変動がありうる合成出力について、出力変動抑制条件を、違反の許容されない絶対的な制約条件として扱うと、そこから算出される蓄電池システムの容量は現実とかけ離れたものになる恐れがあった。
　本発明の目的は、風力発電システムと併用される蓄電池システムの現実的な蓄電池の容量を設定することを可能にする技術を提供することである。
　本発明の一実施態様による容量決定装置は、風力発電システムと併用される蓄電池システムの蓄電池の容量を決定する容量決定装置であって、前記蓄電池の保護のために満たすことが必要な前記蓄電池の充放電出力と蓄電残量の少なくとも一方の範囲についての条件である運用条件のデータ、前記風力発電システムの出力と前記蓄電池システムの出力を合成した電力系統への合成出力が満たすことが要求される、時間に対する合成出力の変動についての条件である出力変動抑制条件のデータ、および前記風力発電システムの時系列の出力を示す発電出力データを入力する入力部と、前記運用条件を満たすように前記発電出力データと蓄電池の容量とから算出される、前記出力変動抑制条件を逸脱する程度を示す違反量を指標として、前記蓄電池の容量を決定する処理部と、を有している。
　また、本発明の容量決定装置において、前記発電出力データは、前記風力発電システムの出力を評価期間にわたって時系列として示すデータであり、前記処理部は、蓄電池の容量の候補値を設定して、前記評価期間にわたって前記合成出力データの遷移を時系列としてシミュレーションすることによって、前記違反量を算出することにしてもよい。
　また、本発明の容量決定装置において、前記入力部は、違反量の上限である許容限界のデータを更に入力し、前記処理部は、前記違反量が前記許容限界と一致するように、前記蓄電池の容量を決定するものであってもよい。
　また、本発明の容量決定装置において、前記処理部は、前記蓄電池の容量に応じた蓄電池設備コストと、前記違反量に応じて支払うべきペナルティコストとを合算したトータルコストが最小となるように、前記蓄電池の容量を決定することにしてもよい。
　また、本発明の容量決定装置において、前記入力部は、違反量の上限である許容限界のデータを更に入力し、前記処理部は、前記違反量が前記許容限界と一致するように決定した前記蓄電池の第１の容量と、前記蓄電池の容量に応じた蓄電池設備コストと、前記違反量に応じて支払うべきペナルティコストとを合算したトータルコストが最小となるように決定した前記蓄電池の第２の容量のうち、いずれか大きい方を選択することにしてもよい。
本実施形態による容量決定装置の機能的な構成を示すブロック図である。 本実施形態による電力供給システムのブロック図である。 実施例１における電力供給システムＡ２０の出力変動抑制条件の違反量を算出する手順を示すフローチャートである。 風力発電システムと蓄電池システムを併設した風力発電プラント（電力供給システム）の構成図である。 図３のステップ４における充放電シミュレーションに適用される充放電制御アルゴリズムを示すフローチャートである。 風力発電出力を示すグラフである。 合成出力を示すグラフである。 充放電出力を示すグラフである。 充放電シミュレーションの結果から得られる蓄電池システムＡ２２の充電量のグラフである。 充放電シミュレーションの結果から得られる合成出力の単位時間当たりの変化の程度を示すグラフである。 充放電シミュレーションの結果から得られる違反量を示すグラフである。 蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量を決定する手順を示すフローチャートである。 蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量と出力変動制約条件の違反量とに関するトレードオフ曲線を描いたグラフである。 実施例２における蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の決定手順を示すフローチャートである。 蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量とコストとの関係について説明するためのグラフである。
　本発明の一実施形態について図面を参照して説明する。
　本実施形態には、風力発電システムと蓄電池システムを併用する電力供給システムにおける蓄電池の容量を決定する容量決定装置と、その容量決定装置によって決定された容量の設計で構築された電力供給システムとが含まれる。
　図１は、本実施形態による容量決定装置の機能的な構成を示すブロック図である。
容量決定装置の機能は、例えばソフトウェアプログラムを実行するコンピュータによって実現することが可能である。図１を参照すると、容量決定装置Ａ１０は入力部Ａ１１と処理部Ａ１２を有している。
　入力部Ａ１１は、蓄電池システムの蓄電池に関する運用条件のデータ、風力発電システムと蓄電池システムの合成出力に関する出力変動抑制条件のデータ、および風力発電システムの想定される出力を示す発電出力データを入力する。
　運用条件は、蓄電池の保護のために満たすことが必須な、蓄電池の充放電出力や蓄電残量の範囲についての条件である。蓄電池の充放電出力と蓄電池残量の両方の範囲が規定される場合と、いずれか一方が規定される場合がありうる。
　出力変動抑制条件は、風力発電システムの出力と蓄電池システムの出力を合成した電力系統への合成出力が満たすことが要求される条件であり、時間に対する合成出力の変動について規定された緩和可能な条件である。
　発電出力データは、評価期間にわたる風力発電システムの出力が時系列として定義されたデータである。
　処理部Ａ１２は、発電出力データと蓄電池の容量とから、運用条件を満たすように、蓄電池システムの充放電制御を含む電力供給システムの制御をシミュレートし、出力変動抑制条件を逸脱する程度を示す違反量を算出する。その際、運用条件は必須の条件であり、出力変動抑制条件は緩和可能な条件であることを考慮し、例えば、出力変動抑制条件の違反量ができるだけ小さくなるようにシミュレーションを行う。その際、例えば違反量は出力変動抑制条件を違反した電力の累積値としてもよい。更に、処理部Ａ１２は、その出力変動抑制条件の違反量を指標として、蓄電池システムの蓄電池の容量を決定する。
　以上のように、本実施形態によれば、出力変動抑制条件を逸脱可能な条件として、その逸脱の程度を示す違反量を指標として、蓄電池の容量を設定するので、風力発電システムと併用される蓄電池システムに対して現実的な蓄電池の容量を設定することができる。
　一方、蓄電池の寿命を確保するための運用条件については、必須の条件としてシミュレーションを行うので、蓄電池の寿命に想定を超える程の悪影響があるような蓄電池の容量が設定されるのが防止される。
　本実施形態の容量決定装置Ａ１０において、発電出力データは、風力発電システムの出力を評価期間にわたって時系列として示すデータである。そこで、処理部Ａ１２は、蓄電池の容量の候補値を設定して、評価期間にわたって合成出力データの遷移を時系列としてシミュレーションすることによって、違反量を算出することにしてもよい。これによれば、
評価期間全域にわたるシミュレーションによって、蓄電池の容量を候補値の中から適切に選択することができ、適切な容量の設定が可能となる。
　また、一例として、入力部Ａ１１は、違反量の上限である許容限界のデータを更に入力することにしてもよい。その場合、処理部Ａ１２は、違反量が許容限界と一致するように、蓄電池の容量を決定すればよい。これによれば、許容限界までの範囲を活用することで蓄電池の容量を小さく設定することができ、蓄電池の設備コストを抑えた設計が可能となる。
　あるいは、他の例として、処理部Ａ１２は、蓄電池の容量に応じた蓄電池設備コストと、違反量に応じて支払うべきペナルティコストとを合算したトータルコストを算出し、そのトータルコストが最小となるように、蓄電池の容量を決定することにしてもよい。ペナルティコストは、例えば、風力発電事業者が電力会社から課されるペナルティのコストである。これによれば、トータルコストをペナルティコストも考慮したトータルコストが最小になるような設計が可能となる。
　図２は、本実施形態による電力供給システムのブロック図である。
　図２を参照すると、電力供給システムＡ２０は、風力発電システムＡ２１、蓄電池システムＡ２２、および制御システムＡ２３を有している。風力発電システムＡ２１の出力と蓄電池システムＡ２２の出力が合成された合成出力が送電系統Ａ２４に供給される。
　風力発電システムＡ２１は、風力を利用して発電を行う発電設備である。自然の風力を利用しているので、風力発電システムＡ２１の発電量は時間変動する。特に、風力発電の性質上、頻度は非常に低くても、極めて大きな出力の変動が生じうる。
　蓄電池システムＡ２２は、電力を充電および放電が可能な蓄電池（不図示）を備え、制御システムからの制御に応じて充電あるいは放電を行う。蓄電池は、上述した容量決定装置Ａ１０によって決定された容量に設計されている。
　制御システムＡ２３は、風力発電システムＡ２１の出力と蓄電池システムＡ２２の出力とを合成した合成出力が出力変動抑制条件を逸脱する違反量が最小になるように蓄電池システムＡ２２の充放電を制御する。
　また、制御システムＡ２３は、具体的な制御として、合成出力が出力変動抑制条件を満たすことができる場合には、蓄電池の充電量が所定値に近づくように蓄電池の充放電を制御し、合成出力が出力変動抑制得条件を満たすことができない場合には、違反量が最小となるように蓄電池の充放電を制御することにしてもよい。
　以下、本発明のより具体的な実施例について説明する。
　本実施例の電力供給システムは、基本的には上述した実施形態の電力供給システムＡ２０と同様の構成を有し、また、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量も上述と同様の方法で決定されたものである。本実施例では、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の決定方法の一例について詳細に説明する。
　まず、電力供給システムＡ２０の出力変動抑制条件の逸脱量（違反量）を算出するための処理について説明する。
　図３は、電力供給システムＡ２０の出力変動抑制条件の違反量を算出する手順を示すフローチャートである。図３のステップ１から３で、出力変動抑制性能の評価をする前提条件となる入力データを取り込み、その後、ステップ５で、出力変動抑制性能の評価結果である出力変動抑制条件の違反量を提示する。
　ステップ１は、評価の基準となる、風力発電システムＡ２１の発電出力の変動を示す時系列データを設定するステップである。
　ステップ２は、蓄電池システムＡ２２の運用条件である制約値と、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の候補値を設定するステップである。
　ステップ３は、出力変動制約条件である制約値を設定するステップである。電力供給システムＡ２０の出力変動抑制条件は緩和（逸脱）が可能な制約条件として扱われる。出力変動抑制条件の逸脱量は出力変動制約条件の違反量に相当する。
　ステップ１～３により、評価期間にわたる風力発電システムＡ２１の発電出力時系列データ、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の候補値、評価期間の初期における充電量（充電残量）、評価期間の末期における充電量の目標値、蓄電池システムＡ２２の運用条件のデータ、出力変動抑制条件のデータが読み込まれ、データベースに格納される。
　ステップ４は、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の候補値に対して、充放電シミュレーションを実行するステップである。ステップ４では、評価期間内のある時刻の発電出力が与えられたとき、それ以前の風力発電システムＡ２１の発電出力、蓄電池システムＡ２２の充放電出力および充電量の履歴データに基づいて、蓄電池システムＡ２２の運用条件を満たすように、当該時刻の充放電出力を決められる。ステップ４では、更に、評価期間にわたり時系列的に時刻を進めながら、データベースから発電出力の時系列データを取り出して上記充放電シミュレーションを進めることにより、蓄電池システム容量の候補値に対して、充放電シミュレーションの結果である時系列の充放電出力を算出する。
　ステップ５は、シミュレーション結果から電力供給システムＡ２０の出力変動制約条件の違反量を算出するステップである。出力変動制約条件は、時間に対する合成出力の変動に対して規定されているので、ステップ５では、シミュレーション結果である充放電出力の時系列の変動に基づいて、評価期間にわたる出力変動抑制条件の逸脱量を算出する。
　以上の処理により、蓄電池システム容量の候補値に対して、蓄電池システムの容量と出力変動抑制性能の指標（違反量）の関係を表わす曲線（トレードオフ曲線）が決定される。
　図４は、風力発電システムと蓄電池システムを併設した風力発電プラント（電力供給システム）の構成図である。風力発電機２１が図２の風力発電システムＡ２１に相当し、蓄電池システム２３が図２の蓄電池システムＡ２２に相当する。図４では、図２に描かれていない構内負荷２２が描かれている。また、図４では、図２の制御システムＡ２３に相当するシステムは描かれていない。
　風力発電機２１は、定格出力２０００ｋＷの風力発電機である。電力２１ａは風力発電機２１によって発電され、出力される電力である。
　構内負荷２２は、構内において電力を消費する負荷である。
　電力２２ａは、構内負荷２２をなす機器に流れ込む電力である。
　電力２３ｂは、充電の際に蓄電池システム２３に流入する電力である。
　電力２３ａは、放電の際に蓄電池システム２３にから放出される電力である。
　合成出力２４ａは、風力発電機２１からの電力２１ａと、蓄電池システム２３から放出される電力２３ａの和、あるいは風力発電機２１からの電力２１ａと、蓄電池システム２３に流入する電力２３ｂの差である。
　連系点２４は、合成出力２４ａが送電系統２５に流れ込む端点である。
　図５は、図３のステップ４における充放電シミュレーションに適用される充放電制御アルゴリズムを示すフローチャートである。
　図５のステップ３１は、初期条件を設定するステップである。ステップ３２は、時刻を更新するステップである。ステップ３３は、出力変動制約条件の違反量を最小化するステップである。ステップ３４は、合成出力が出力変動制約条件を満たすか否か判定するステップである。ステップ３５は、ステップ３４において出力変動制約条件を満たす場合に、蓄電池の充電量を好ましい値に近づけるように充電あるいは放電を行う充電量乖離最小化処理を行うステップである。ステップ３６は、ステップ３４において出力変動制約条件を満たさない場合に、違反量あるいは違反に対して支払うペナルティが最小となるように充放電を制御する制約違反ケース処理を行うするステップである。ステップ３７は、評価期間である２４時間経過を判定するステップである。ステップ３８は、結果を出力するステップである。
　なお、図５において、破線で囲まれたステップ３３から３６の処理は充放電ルールとして規定される処理である。この充放電ルールを実行する処理は所定の時間間隔で定期的に実行される。
　以下、図５に示した充放電制御アルゴリズムの具体的な一例について充放電ルールを中心に説明する。
　ここでは、分単位で演算処理を行うものとし、出力変動抑制条件として２０分区間（２０分分の時間区間）の振れ幅を対象とする場合を取り上げ、合成出力を決定する手順について詳述する。この場合、過去１９分間の風力発電出力と充放電出力を合成した合成出力の履歴が与えられているとする。
　初期条件設定ステップ３１では、以下のような変数の設定値を取り込む。
　　（ａ）２０分区間の合成出力の振れ幅Xrange
　　（ｂ）評価期間の終了時における充電量(あるいは蓄電池充電率SOC)の目標値Q
　　（ｃ）蓄電池放電出力の上限値Zmax
　　（ｄ）蓄電池充電出力の上限値Zmin
ここで、放電出力と充電出力は充放電出力として一体として扱う。そのため、充電出力は負の値として扱うため、充放電出力の上限値がZmax、下限値がZmin(負値)となる。充放電出力の補助変数として、充放電出力を下限値を基準にして表わす変数Y[n]を導入する。最大出力で充電のときは、Y[n]= 0、最大出力で放電のときは、Y[n]= Zmax－Zminとなる。
　　（ｅ）充電量(あるいは蓄電池充電率SOC(State of Charge))の上限値Smax
　　（ｆ）充電量(あるいは蓄電池充電率SOC)の下限値Smin
　　（ｇ）合成出力の上昇速度の上限値Cmax
　　（ｈ）合成出力の下降速度の上限値Cmin
　時刻更新ステップ３２では、以下のような手順で、時間t[n]における充放電出力を決める前提条件を設定する。
　　（ａ）時間t[n]における風力出力W[n]
　　（ｂ）時間t[n-19]からt[n-1]までの各区間の合成出力X[n-19]～X[n]の履歴
　　（ｃ）時間t[n-19]からt[n-1]までの区間の合成出力の最大値Xmaxと最小値Xmin
　　（ｄ）時間t[n-1]における充電量(あるいは蓄電池充電率SOC)S[n-1]
　　（ｅ）時間t[n]における充電量(あるいは蓄電池充電率SOC)の目標値V[n]
　制約違反量最小化ステップ３３では、線形計画法を用いて以下の出力振れ幅最小化問題を解き、充放電出力を決める。
目的関数：式(1)-(3)を用いて、時間t[n-19]からt[n]までの２０分区間の合成出力X[n-19]～X[n]の違反量f20[tn]が最小となるように、時間t[n]における合成出力X[n]を決める。
         
f20[tn] = Xmax -Xmin -> Min.  ……………………(1)
            
X[m] ≧ Xmin     (m = n-19, ……,
n)　 ……(2)
            
X[m] ≦ Xmax     (m = n-19, ……,
n)　 ……(3)
ここで、合成出力X[n]、合成出力の最大値Xmax、最小値Xminが変数となる。
制約条件：（ａ）充電量(蓄電池充電率SOC)S[n]の上下限制約
            
S[n]
= S[n-1] - Z[n] ……………………………(4)
            
Smin ≦ S[n]　≦ Smax 
…………………………(5)
　充電量(蓄電池充電率SOC)S[n]が式(5)の範囲に制限される。
　　　　　（ｂ）蓄電池充放電出力の上下限制約
            
Z[n]
= Y[n] - Zmin ………………………………(6)
            
Zmin ≦ Z[n] ≦ Zmax ……………………………(7)
　蓄電池の充放電出力が式(7)の範囲に限定される。
　　　　　（ｃ）合成出力の定義制約
            
X[n] = W[n] + Z[n] ………………………………(8)
　合成出力X[n]は風力発電出力W[n]と蓄電池の充放電出力Z[n]の和である。
　　　　　（ｄ）合成出力の違反量の定義制約
            
M[n] = Xmax - Xmin - Xrange  …………………(9)
　時間t[n]の違反量M[n]が式(9)で定義される。
　　　　　（ｅ）合成出力の変化速度の上下限制約
            
Cmin ≦ X[n] - X[n-1] ≦ Cmax 
………………(10)
　合成出力の変化速度（前回からの変化量）が式(10)の範囲に制限される。
　緩和可能な制約条件は、出力変動抑制条件の出力変動範囲と、終了時充電量(充電率SOC)に関する条件である。緩和不可の制約条件は、充電量(充電率SOC)、充放電電流(出力)、開始時充電量(充電率SOC)に関する条件である。また、開始時充電量(充電率SOC)の初期値は指定値に固定する。
　出力変動抑制条件を逸脱しないのであれば、その範囲で充電量を目標充電量にできるだけ近づけておくことが望ましい。ステップ３４の判定で、(合成出力の２０分間変化量Xmax - Xmin)≦(制約値Xrange)の場合には、出力変動抑制条件の出力範囲からの逸脱は避けられるので、目標充電量からの乖離の最小化ステップ３５にて、線形計画法を用いて以下の目標充電量Qからの乖離|Q - S[n]|の最小化問題を解き、充放電出力、合成出力、充電量を確定する。
　目的関数となる式(11)を用いて、区間終了時の充電量(充電率SOC)U[n]の、区間終了時の充電量(充電率SOC)の指定値V[n]からの乖離を最小化する。
        
g20[tn] = U[n] - V[n] -> Min.  ……………………(11)
　この場合、緩和可能な制約条件は、終了時充電量(充電率SOC)の条件のみであり、終了時充電量(充電率SOC)の指定値からの逸脱を許容する。ステップ３４を経ていることから、出力変動抑制条件の出力範囲を逸脱しない実行可解があることが保証されるので、出力変動範囲に関する制約条件は、緩和不可の制約条件として扱う。
　緩和不可の制約条件として、出力変動抑制条件の出力変動範囲からの逸脱、充電量(充電率SOC)の範囲からの逸脱、充放電電流の上限値の超過を許容しない、開始時充電量(充電率SOC)の初期値は指定値に固定するという要請が記述される。
制約条件：（ａ）蓄電池充電率SOC(充電量)の上下限制約
            
S[n]
= S[n-1] - Z[n] ……………………………(12)
            
Smin ≦ S[n]　≦ Smax 
…………………………(13)
　充電量S[n]が式(13)の範囲に制限される。
　　　　　（ｂ）蓄電池充放電出力の上下限制約
           
Z[n]
= Y[n] - Zmin  ………………………………(14)
           
Zmin ≦ Z[n] ≦ Zmax 
……………………………(15)
　充放電出力Z[n]が式(15)の範囲に制限される。
　　　　　（ｃ）合成出力の違反量の定義制約
           
M[n] = Xmax - Xmin - Xrange ……………………(16)
　時間t[n]の違反量M[n]が式(16)で定義される。
　　　　　（ｄ）合成出力の上下限制約
           
Xmin ≦ X[n] ≦ Xmax  ……………………………(17)
　合成出力X[n]が式(17)の範囲に制限される。
　　　　　（ｅ）合成出力の変化速度の上下限制約
           
Cmin ≦ X[n] - X[n-1] ≦ Cmax …………………(18)
　合成出力の変化速度が式(18)の範囲に制限される。
         
（ｆ）区間終了時間における蓄電池充電率SOC(充電量)の目標値との絶対偏差の定義制約
           
U[n] - V[n] = Q - S[n] ……………………………(19)
　区間終了時における充電量U[n]とその指定値との差が式(19)で定義される。
　ステップ３４の判定で、(合成出力の２０分間変化量Xmax - Xmin)＞(制約値Xrange)の場合には、出力変動範囲からの逸脱は避けられないので、制約違反ケース処理ステップ３６にて、上記の制約違反量最小化ステップ（ステップ３３）の解を適用し、合成出力、充電量(入出力積算値)を確定する。
　このようにして、制約違反ケース処理ステップ３６あるいは目標充電量からの乖離最小化ステップ３３において、時間t[n]における合成出力および充放電出力(充放電制御)を決めることができる。
（ａ）時間t[n]における充放電出力Z(ｔ[n])の決定
（ｂ）時間t[n]における蓄電池充電率SOC(充電量)の決定
（ｃ）時間t[n]までの合成出力の違反量の記録
　結果出力ステップ３８では、充放電ルールの適用結果(24時間)を出力する。
　合成出力、充放電出力、充電量(充電率SOC)、出力変動範囲からの逸脱時間と逸脱量を出力する。
　以下に、充放電制御アルゴリズムを適用したシミュレーション結果の例を示す。
　図６Ａは風力発電出力を示すグラフである。図６Ｂは合成出力を示すグラフである。図６Ａ、Ｂにおいて横軸４１は時間(h)であり、縦軸４２は出力(kW)である。図６Ａの風力発電出力と図６Ｂの合成出力は対応している。
　図６Ａに示した風力発電システムＡ２１の出力（風力発電出力４３）は、充放電制御アルゴリズムの処理に対する入力データである。図６Ｂに示した、電力供給システムＡ２０の出力である合成出力４４は、充放電シミュレーションの処理における中間に算出されるデータである。
　図６Ａを見ると１３～１４ｈの間に風力発電出力が大きく落ち込んでいるが、図６Ｂを見るとその間の合成出力の変動は抑制されている。これは蓄電池システムＡ２２の放電によるものである。このように急激な変動が緩和されることによって出力変動抑制条件の逸脱が低減される。
　図７は、蓄電池システムＡ２２の充放電出力のグラフである。図８は、充放電シミュレーションの結果から得られる蓄電池システムＡ２２の充電量のグラフである。図７、８のグラフも図６Ａ、６Ｂのグラフに対応している。
　図７において、横軸５１は時間(h)であり、縦軸５２は充放電出力(kW)である。蓄電池システムＡ２２は放電と充電を行うので、充放電出力５３には放電領域５３と充電領域５４とがある。
　図８において、横軸６１は時間(h)であり、縦軸６２は充電量(kWmin)である。充電量(kWmin)６３は充電量の時間変化を示している。充電量は充電量下限値６４と充電量上限値６５の間で制御されている。
　図７を見ると、１３～１４ｈの間に風力発電出力の落ち込みを補うように、蓄電池システムＡ２２の放電が行われることが分かる。また、図８を見ると、蓄電池システムＡ２２の充電量は１３～１４ｈの間の放電によって低下していることが分かる。
　図９は、充放電シミュレーションの結果から得られる合成出力の単位時間当たりの変化の程度を示すグラフである。図１０は、充放電シミュレーションの結果から得られる違反量を示すグラフである。
　図９において横軸７１は時間(h)であり、縦軸７２は出力(kW)である。単位時間当たりの合成出力の変化７３は、時間帯７５において、許容範囲の上限値７４を超え、許容範囲を逸脱している。
　図１０において横軸８１は時間(h)であり、縦軸８２は合成出力の逸脱量である。１３～１４ｈの間に、出力変動抑制条件を逸脱し、逸脱量（違反量）８３が生じている。
　図１１は、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量を決定する手順を示すフローチャートである。ここでは、まず、複数の蓄電池容量の値について、蓄電池システムＡ２２によって出力変動抑制条件の逸脱がどの程度に抑えられるかという性能（出力変動抑制性能）を評価する手順を前処理として行う。それにより、複数の蓄電池の容量の候補値に対する、出力変動制約条件の違反量が算出される。それらの違反量に基づいて蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量が決定される。
　ステップ９１は、出力変動制約条件の違反量の許容限界を設定するステップである。
　ステップ９２は、蓄電池システムＡ２２の出力変動抑制性能の評価の結果から、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量と出力変動制約条件の違反量とのトレードオフ曲線のデータを作成するステップである。
　ステップ９３は、トレードオフ曲線と出力変動制約違反量の許容限界の交点から、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量を算出するステップである。
　図１２は、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量と出力変動制約条件の違反量とに関するトレードオフ曲線を描いたグラフである。
　図１２には、蓄電池の容量の各候補（ここでは４つのシミュレーション実施点１０３）について、横軸の蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量１０１と、縦軸の出力変動制約条件の違反量１０２との関係を示すプロットと、それらの点を結んだ折れ線グラフ（トレードオフ曲線）１０４が示されている。トレードオフ曲線１０４は、評価結果から直接得られるシミュレーション実施点１０３を内外挿して得られる直線あるいは曲線である。また、図１２には、合成出力の出力変動抑制条件の違反量の許容限界を示す直線１０５が描かれている。許容限界は、例えば、連系契約において電力会社と風力発電事業者が決定したり、あるいは風力発電事業者が自主的に設定したりする違反量の限度値である。
　トレードオフ曲線１０４は、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量が増加するとともに、出力変動抑制条件の違反量が低下する性質を有する。そのため、トレードオフ曲線１０４と許容限界の直線１０５の交点で、出力変動抑制条件の違反量が許容範囲内に収まる、最小の蓄電池の容量が決まる。図１２における、違反量が許容範囲内に収まる最小の蓄電池の容量（決定容量）１０６が定まる。
　例えば、出力変動制約条件の違反について、定格出力(2000kW)の変動を１％まで許容すると想定すると、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の決定容量は2000kWhとなる。
　本実施例の電力供給システムも、実施例１と同様、基本的には上述した実施形態の電力供給システムＡ２０と同様の構成を有し、また蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量も上述と同様の方法で決定されたものである。本実施例では、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の決定方法の他の例について詳細に説明する。
　図１３は、実施例２における蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の決定手順を示すフローチャートである。この手順は、蓄電池システムＡ２２の出力変動抑制条件についての評価手順を前処理として実行しておく。その結果、複数の容量の候補値に対して出力変動制約条件の違反量が算出されている。
　図１３のステップ１１１は、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量と、蓄電池システムＡ２２の設備コストとの関係を設定するステップである。蓄電池システムＡ２２の設備コストは、蓄電池の容量に比例すると想定できる。そのため、蓄電池の容量に容量単価(￥/kWh)を乗じた値となる。
　ステップ１１２は、蓄電池システムＡ２２の出力変動抑制条件の評価手順の処理結果から、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量とペナルティコストとの関係を算出するステップである。例えば、ペナルティコストが、出力変動抑制条件の逸脱量(kWh)に比例すると想定できる場合、出力変動抑制条件の逸脱量を表わすトレードオフ曲線にペナルティ単価(￥/kWh)を乗じた、トレードオフ曲線と相似な曲線となる。ここでは、ペナルティコストとして、評価期間の逸脱量から、蓄電池システムの運用期間の逸脱量を算出し、その得られた値を用いるものとする。
　ステップ１１３は、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の各候補について、蓄電池設備コストとペナルティコストとを合算してトータルコストを算出し、トータルコスト曲線を設定するステップである。
　ステップ１１４は、ステップ１１３で得られたトータルコスト曲線においてトータルコストが最小となる点の蓄電池の容量の値を、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量に決定するステップである。ステップ１１３および１１４は、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量から蓄電池システムＡ２２の設備コストを算出するとともに、出力変動抑制条件の逸脱量からペナルティコストを算出し、両者を合算したトータルコストを算出するコスト換算機能を構成する。
　図１４は、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量とコストとの関係について説明するためのグラフである。図１４において、横軸は、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量１２１である。縦軸は、蓄電池システムＡ２２のシステムコスト、出力変動抑制条件の逸脱によるペナルティコスト、それらを合計したトータルコストなどのコスト１２２である。
　この図は、４点の蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の各候補値に対して、蓄電池システムＡ２２の出力変動抑制性能の評価手順を適用し、出力変動制約条件の違反量からペナルティコストを算出した結果と、４点の蓄電池の容量の各候補値に対して、蓄電池システムＡ２２の設備コストを算出した結果とが示されている。これらの結果より、ペナルティコストを表わす曲線１２３と、蓄電池設備コストを表わす曲線１２４とが得られる。また、両方のコストを合算したものが曲線１２５で示されているトータルコストである。
　蓄電池の容量が増加するとともに出力変動制約条件の違反量が低下するため、ペナルティコストを表わす曲線１２３は蓄電池の容量の増加に応じて低下する性質を有する。一方、蓄電池の設備コストを表わす曲線は、蓄電池の容量が増加すれば、増加する性質を有する。
　その結果、トータルコスト曲線は下に凸の曲線となり、最小点１２６を有する。トータルコスト曲線の最小点の容量値１２７を蓄電池システムＡ２２の容量として決定することができる。
　本実施例の電力供給システムは、基本的には上述した実施形態の電力供給システムＡ２０と同様の構成を有し、また、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量も上述と同様の方法で決定されたものである。
　本実施例では、蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量の決定方法の更に他の例について詳細に説明する。本実施例の蓄電池の容量の決定方法は、実施例１の決定方法と実施例２の決定方法とを組み合わせた方法である。ここでは、実施例１で用いた手順を決定手順１と呼び、実施例２で用いた手順を決定手順２と呼ぶ。
　本実施例では、決定手順２で決定される容量が、決定手順１で決定される容量よりも大きくなる場合に限って、決定手順２で決定される容量を採用する。具体的には、決定手順１と決定手順２の両方で蓄電池システムＡ２２の蓄電池の容量を決定し、決定手順１で決定された容量が決定手順２で決定された容量より大きい場合には決定手順１で決定された容量を採用し、決定手順１で決定された容量が決定手順２で決定された容量より小さい場合には決定手順２で決定された容量を採用する。
　上述した本発明の実施形態は、本発明の説明のための例示であり、本発明の範囲をそれらの実施形態にのみ限定する趣旨ではない。当業者は、本発明の要旨を逸脱することなしに、他の様々な態様で本発明を実施することができる。
１０Ａ…容量決定装置、１１Ａ…入力部、１２Ａ…処理部、２０Ａ…電力供給システム、２１…風力発電機、２１Ａ…風力発電システム、２２…構内負荷、２２Ａ…蓄電池システム、２３…蓄電池システム、２３Ａ…制御システム、２４…連系点、２４Ａ…送電系統、２５…送電系統
 
 
 
 
 

Claims (14)

  1. 　風力発電システムと併用される蓄電池システムの蓄電池の容量を決定する容量決定装置であって、
    　前記蓄電池の保護のために満たすことが必要な前記蓄電池の充放電出力と蓄電残量の少なくとも一方の範囲についての条件である運用条件のデータ、前記風力発電システムの出力と前記蓄電池システムの出力を合成した電力系統への合成出力が満たすことが要求される、時間に対する合成出力の変動についての緩和可能な条件である出力変動抑制条件のデータ、および前記風力発電システムの時系列の出力を示す発電出力データを入力する入力部と、
    　前記運用条件を満たすように前記発電出力データと蓄電池の容量とから算出される、前記出力変動抑制条件を逸脱する程度を示す違反量を指標として、前記蓄電池の容量を決定する処理部と、を有する容量決定装置。
  2. 　前記発電出力データは、前記風力発電システムの出力を評価期間にわたって時系列として示すデータであり、
    　前記処理部は、蓄電池の容量の候補値を設定して、前記評価期間にわたって前記合成出力データの遷移を時系列としてシミュレーションすることによって、前記違反量を算出する、請求項１に記載の容量決定装置。
  3. 　前記入力部は、違反量の上限である許容限界のデータを更に入力し、
    　前記処理部は、前記違反量が前記許容限界と一致するように、前記蓄電池の容量を決定する、請求項１または２に記載の容量決定装置。
  4. 　前記処理部は、前記蓄電池の容量に応じた蓄電池設備コストと、前記違反量に応じて支払うべきペナルティコストとを合算したトータルコストが最小となるように、前記蓄電池の容量を決定する、請求項１または２に記載の容量決定装置。
  5. 　　前記入力部は、違反量の上限である許容限界のデータを更に入力し、
    　前記処理部は、前記違反量が前記許容限界と一致するように決定した前記蓄電池の第１の容量と、前記蓄電池の容量に応じた蓄電池設備コストと、前記違反量に応じて支払うべきペナルティコストとを合算したトータルコストが最小となるように決定した前記蓄電池の第２の容量のうち、いずれか大きい方を選択する、請求項１または２に記載の容量決定装置。
  6. 　風力発電システムと併用される蓄電池システムの蓄電池の容量を決定する容量決定方法であって、
    　入力手段が、前記蓄電池の保護のために満たすことが必要な前記蓄電池の充放電出力と蓄電残量の少なくとも一方の範囲についての条件である運用条件のデータ、前記風力発電システムの出力と前記蓄電池システムの出力を合成した電力系統への合成出力が満たすことが要求される、時間に対する合成出力の変動についての緩和可能な条件である出力変動抑制条件のデータ、および前記風力発電システムの時系列の出力を示す発電出力データを入力するステップと、
    　処理手段が、前記運用条件を満たすように前記発電出力データと蓄電池の容量とから算出される、前記出力変動抑制条件を逸脱する程度を示す違反量を指標として、前記蓄電池の容量を決定するステップと、を有する容量決定方法。
  7. 　前記発電出力データは、前記風力発電システムの出力を評価期間にわたって時系列として示すデータであり、
    　前記処理手段は、蓄電池の容量の候補値を設定して、前記評価期間にわたって前記合成出力データの遷移を時系列としてシミュレーションすることによって、前記違反量を算出する、
    請求項６に記載の容量決定方法。
  8. 　前記入力手段は、違反量の上限である許容限界のデータを更に入力し、
    　前記処理手段は、前記違反量が前記許容限界と一致するように、前記蓄電池の容量を決定する、
    請求項６または７に記載の容量決定方法。
  9. 　前記処理手段は、前記蓄電池の容量に応じた蓄電池設備コストと、前記違反量に応じて支払うべきペナルティコストとを合算したトータルコストが最小となるように、前記蓄電池の容量を決定する、請求項６または７に記載の容量決定方法。
  10. 　前記入力手段は、違反量の上限である許容限界のデータを更に入力し、
    　前記処理手段は、前記違反量が前記許容限界と一致するように決定した前記蓄電池の第１の容量と、前記蓄電池の容量に応じた蓄電池設備コストと、前記違反量に応じて支払うべきペナルティコストとを合算したトータルコストが最小となるように決定した前記蓄電池の第２の容量のうち、いずれか大きい方を選択する、請求項８または９に記載の容量決定方法。
  11. 　請求項１から５のいずれか一項に記載の容量決定装置を適用して決定された容量の蓄電池を充放電する蓄電池システム。
  12. 　請求項６から１０のいずれか一項に記載の容量決定方法で決定された容量の蓄電池を充放電する蓄電池システム。
  13. 　風力で発電した電力を出力する風力発電システムと、
    　請求項６から１０のいずれか一項に記載の容量決定方法で決定された容量の蓄電池を充放電する蓄電池システムと、
    　前記風力発電システムの出力と前記蓄電池システムの出力とを合成した合成出力が出力変動抑制条件を逸脱する違反量が最小になるように前記蓄電池システムの充放電を制御する制御システムと、を有する電力供給システム。
  14. 　前記制御システムは、前記合成出力が前記出力変動抑制条件を満たすことができる場合には、前記蓄電池の充電量が所定値に近づくように前記蓄電池の充放電を制御し、前記合成出力が前記出力変動抑制得条件を満たすことができない場合には、前記違反量が最小となるように前記蓄電池の充放電を制御する、請求項１３に記載の電力供給システム。
     
PCT/JP2012/050523 2012-01-12 2012-01-12 蓄電池システムの容量決定装置および方法と、それに基づく蓄電池システム、および蓄電池システムを併設した電力供給システム WO2013105259A1 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2013553158A JP5847849B2 (ja) 2012-01-12 2012-01-12 蓄電池システムの容量決定装置および方法と、それに基づく蓄電池システム、および蓄電池システムを併設した電力供給システム
PCT/JP2012/050523 WO2013105259A1 (ja) 2012-01-12 2012-01-12 蓄電池システムの容量決定装置および方法と、それに基づく蓄電池システム、および蓄電池システムを併設した電力供給システム

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2012/050523 WO2013105259A1 (ja) 2012-01-12 2012-01-12 蓄電池システムの容量決定装置および方法と、それに基づく蓄電池システム、および蓄電池システムを併設した電力供給システム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2013105259A1 true WO2013105259A1 (ja) 2013-07-18

Family

ID=48781230

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2012/050523 WO2013105259A1 (ja) 2012-01-12 2012-01-12 蓄電池システムの容量決定装置および方法と、それに基づく蓄電池システム、および蓄電池システムを併設した電力供給システム

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP5847849B2 (ja)
WO (1) WO2013105259A1 (ja)

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103618326A (zh) * 2013-11-13 2014-03-05 清华大学 基于卡尔曼滤波的风电场中储能系统充放电控制方法
CN103633658A (zh) * 2013-11-27 2014-03-12 国家电网公司 一种基于实时调整滤波时间常数的储能系统出力计算方法及装置
JP2016130928A (ja) * 2015-01-14 2016-07-21 株式会社日立製作所 コミュニティ管理システムおよび方法
WO2018193689A1 (ja) * 2017-04-19 2018-10-25 住友電気工業株式会社 蓄電池の運転方法、蓄電池システム、及びプログラム
JP2019017157A (ja) * 2017-07-05 2019-01-31 株式会社ダイヘン 蓄電池容量演算装置、および、プログラム
JP2019115233A (ja) * 2017-12-26 2019-07-11 住友電気工業株式会社 制御システム、制御方法およびコンピュータプログラム
JP2022143316A (ja) * 2021-03-17 2022-10-03 株式会社豊田中央研究所 電力供給システムの設計支援装置、及び、電力供給システムの設計支援プログラム
JP2023083633A (ja) * 2021-12-06 2023-06-16 株式会社日立パワーソリューションズ 電力管理装置

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2008259357A (ja) * 2007-04-06 2008-10-23 Mitsubishi Electric Corp 出力安定化装置
JP2009065787A (ja) * 2007-09-06 2009-03-26 Univ Of Ryukyus 風力発電機に用いる蓄電池設備
JP2009079559A (ja) * 2007-09-27 2009-04-16 Hitachi Engineering & Services Co Ltd 蓄電システム併設型風力発電システム
JP2010159661A (ja) * 2009-01-07 2010-07-22 Shin Kobe Electric Mach Co Ltd 風力発電用蓄電池制御システム及びその制御方法

Family Cites Families (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2004242433A (ja) * 2003-02-06 2004-08-26 Toshiba Corp 分散エネルギー適正化装置および方法
JP5452714B2 (ja) * 2010-05-10 2014-03-26 三菱電機株式会社 発電計画作成装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2008259357A (ja) * 2007-04-06 2008-10-23 Mitsubishi Electric Corp 出力安定化装置
JP2009065787A (ja) * 2007-09-06 2009-03-26 Univ Of Ryukyus 風力発電機に用いる蓄電池設備
JP2009079559A (ja) * 2007-09-27 2009-04-16 Hitachi Engineering & Services Co Ltd 蓄電システム併設型風力発電システム
JP2010159661A (ja) * 2009-01-07 2010-07-22 Shin Kobe Electric Mach Co Ltd 風力発電用蓄電池制御システム及びその制御方法

Cited By (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN103618326A (zh) * 2013-11-13 2014-03-05 清华大学 基于卡尔曼滤波的风电场中储能系统充放电控制方法
CN103633658A (zh) * 2013-11-27 2014-03-12 国家电网公司 一种基于实时调整滤波时间常数的储能系统出力计算方法及装置
CN103633658B (zh) * 2013-11-27 2015-09-09 国家电网公司 一种基于实时调整滤波时间常数的储能系统出力计算方法及装置
JP2016130928A (ja) * 2015-01-14 2016-07-21 株式会社日立製作所 コミュニティ管理システムおよび方法
JP7072787B2 (ja) 2017-04-19 2022-05-23 住友電気工業株式会社 蓄電池の運転方法、蓄電池システム、及びプログラム
JPWO2018193689A1 (ja) * 2017-04-19 2020-02-27 住友電気工業株式会社 蓄電池の運転方法、蓄電池システム、及びプログラム
WO2018193689A1 (ja) * 2017-04-19 2018-10-25 住友電気工業株式会社 蓄電池の運転方法、蓄電池システム、及びプログラム
JP2019017157A (ja) * 2017-07-05 2019-01-31 株式会社ダイヘン 蓄電池容量演算装置、および、プログラム
JP7024945B2 (ja) 2017-07-05 2022-02-24 株式会社ダイヘン 蓄電池容量演算装置、および、プログラム
JP2019115233A (ja) * 2017-12-26 2019-07-11 住友電気工業株式会社 制御システム、制御方法およびコンピュータプログラム
JP7147166B2 (ja) 2017-12-26 2022-10-05 住友電気工業株式会社 制御システム、制御方法およびコンピュータプログラム
JP2022143316A (ja) * 2021-03-17 2022-10-03 株式会社豊田中央研究所 電力供給システムの設計支援装置、及び、電力供給システムの設計支援プログラム
JP7248045B2 (ja) 2021-03-17 2023-03-29 株式会社豊田中央研究所 電力供給システムの設計支援装置、及び、電力供給システムの設計支援プログラム
JP2023083633A (ja) * 2021-12-06 2023-06-16 株式会社日立パワーソリューションズ 電力管理装置

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2013105259A1 (ja) 2015-05-11
JP5847849B2 (ja) 2016-01-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2013105259A1 (ja) 蓄電池システムの容量決定装置および方法と、それに基づく蓄電池システム、および蓄電池システムを併設した電力供給システム
Metwaly et al. Optimum network ageing and battery sizing for improved wind penetration and reliability
Javadi et al. Look ahead dynamic security-constrained economic dispatch considering frequency stability and smart loads
Hemmati et al. Coordinated generation and transmission expansion planning in deregulated electricity market considering wind farms
Harrison et al. Exploring the tradeoffs between incentives for distributed generation developers and DNOs
JP4808754B2 (ja) 自然エネルギー発電制御システム
JP4064334B2 (ja) エネルギーシステムの制御装置および制御方法
Alharbi et al. Planning and operation of isolated microgrids based on repurposed electric vehicle batteries
EP1924896B1 (en) Predictive contract system and method
US10289088B2 (en) Systems and methods to control a power split between energy generation and energy storage assets
Lipu et al. A review of controllers and optimizations based scheduling operation for battery energy storage system towards decarbonization in microgrid: Challenges and future directions
Qiu et al. A risk-based approach to multi-stage probabilistic transmission network planning
EP2728700A1 (en) Control device designing method, and control device
US10734812B2 (en) Renewable power system and sizing method for controllable plant associated with renewable power system
JP5452714B2 (ja) 発電計画作成装置
JP6515640B2 (ja) 潮流計算装置、潮流計算方法、及びプログラム
KR20190023791A (ko) 신재생에너지와 부하의 불확실성을 고려한 마이크로그리드의 가상등가부하변동밴드 적용에 의한 단순화된 강인최적운영 시스템 및 그 방법
Raj et al. Optimally enhanced fractional-order cascaded integral derivative tilt controller for improved load frequency control incorporating renewable energy sources and electric vehicle
Bai et al. Robust online operation of power systems with advanced adiabatic compressed air energy storage and renewable generation
Saberi et al. A benders-decomposition-based transient-stability-constrained unit scheduling model utilizing cutset energy function method
US11467616B2 (en) System and method for controlling operation of an energy generation and storage system
KR102020285B1 (ko) 배전계통 운영 지표를 이용한 배전계통의 효과적인 운영방법
Chen et al. A Multi-time scale robust energy management scheme for grid-connected micro-grid
Gouin et al. Benefits of load shedding for distribution grids investments planning
Pousinho et al. Short-term optimal scheduling of a price-maker hydro producer in a pool-based day-ahead market

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 12864942

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2013553158

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 12864942

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1