WO2022239616A1 - 圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置及びその制御方法 - Google Patents

圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置及びその制御方法 Download PDF

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air energy
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    • Y02E60/16—Mechanical energy storage, e.g. flywheels or pressurised fluids

Definitions

  • the present invention relates to a compressed air energy storage power generation device and its control method.
  • thermal power generation has been responsible for maintaining a stable power system by linking synchronous generators, but in recent years, the share of renewable energy such as solar power and wind power in the power supply has increased rapidly. ing. Renewable energy is difficult to adjust power supply to meet demand, so large-scale power storage equipment is required to alleviate the burden of stabilizing the electric power system and absorb demand fluctuations.
  • a compressed air energy storage (CAES) power generator is known as one of the large-scale power storage devices.
  • the output of the generator can be controlled by controlling the rotation speed of the generator driven by the expander using compressed air as the working medium, using the inverter.
  • An object of the present invention is to provide a CAES generator and a control method thereof that can contribute to stabilization of the power system while maintaining the advantage of output control by controlling the rotation speed of the generator.
  • a first aspect of the present invention includes an electric motor driven by fluctuating input power, a compressor driven by the electric motor for compressing air, a pressure accumulator for storing the compressed air discharged from the compressor, and the an expander driven by compressed air supplied from a pressure accumulator; a generator that is a synchronous machine that is driven by the expander and supplies output power to an electric power system; a plurality of compressed air energy storage power generation units each having a switching unit capable of switching between variable speed operation connected to the power system via an inverter that controls the power system and synchronous operation directly connected to the power system; A compressed air energy storage power generation system comprising a control section for setting the generators of the plurality of compressed air energy storage power generation units to either the variable speed operation or the synchronous operation according to stability.
  • the control unit increases the number of compressed air energy storage power generation units in which the generator is set to the variable speed operation so that the generator is Reduce the number of units of the compressed air energy storage and power generation units that are set to the synchronous operation.
  • the control unit increases the number of compressed air energy storage power generation units in which the generator is set to the synchronous operation as the stability of the electric power system is lower, so that the generator is in the variable speed operation.
  • the higher the stability of the power system the greater the number of compressed air energy storage power generation units in which the generator is set to variable speed operation.
  • control of the rotational speed of the generator can control the power output to the power grid.
  • the lower the stability of the power system the more units of compressed air energy storage power generation units the generators are set to synchronous operation.
  • a compressed air energy storage power generation unit in which the generator is set to synchronous operation contributes to the adjustment of the power supply and demand balance in the power system by changing the load angle of the generator with respect to the fluctuation of the demand load.
  • the fluctuating input power includes power obtained by a renewable energy power generation facility, and the control unit predicts natural conditions that affect power generation of the renewable energy power generation facility and a demand load connected to the power system. predicting the stability of the power system based on the prediction of the power supply demand, and based on the prediction, the number of the compressed air energy storage power generation units in which the generator is set to the variable speed operation; and a number of said compressed air energy storage power generation units that said generator will be set to said synchronous operation.
  • the control unit controls the number of compressed air energy storage power generation units in which the generator is set to the variable speed operation and the number of units of the compressed air energy storage power generation unit in which the generator is set to the variable speed operation based on the fluctuation in the system frequency of the electric power system acquired in real time.
  • a number of said compressed air energy storage and power generation units to be set into operation may be determined.
  • the compressor and the expander may be separate devices, and the electric motor and the generator may be separate devices.
  • the compressor and the expander may be the same device, and the electric motor and the generator may be the same synchronous machine.
  • a second aspect of the present invention includes an electric motor driven by fluctuating input power, a compressor driven by the electric motor for compressing air, a pressure accumulator for storing the compressed air discharged from the compressor, and the an expander driven by compressed air supplied from a pressure accumulator; a generator that is a synchronous machine that is driven by the expander and supplies output power to an electric power system; Compressed air energy storage having a plurality of compressed air energy storage power generation units each provided with a switching unit capable of switching between a variable speed operation connected to the power system via an inverter that controls the power system and a synchronous operation directly connected to the power system Compressed air energy storage power generation, wherein a power generation device is prepared, and the generators of the plurality of compressed air energy storage power generation units are set to either the variable speed operation or the synchronous operation according to the stability of the power system. How to control the device.
  • CAES power generator and its control method of the present invention it is possible to contribute to the stabilization of the power system while maintaining the advantage of output control by controlling the rotation speed of the generator.
  • FIG. 1 is a block diagram of a CAES power generator according to a first embodiment of the present invention
  • FIG. A schematic system diagram of a CAES power generation unit is a conceptual diagram showing an example of operating states of individual CAES power generation units
  • FIG. 4 is a conceptual diagram showing another example of the operating state of individual CAES power generation units
  • Schematic system diagram of a modification of the CAES power generation unit is
  • FIG. 1 shows a power system 2 with a compressed air energy storage (CAES) power plant 1 connected according to an embodiment of the invention.
  • the power system 2 is connected to a group of generators, that is, generators 3a, 3b, 3c, and 3d, and a group of demand loads, that is, demand loads 4a, 4b, 4c, 4d, and 4e.
  • the power generators 3a to 3c are power generators of conventional power generation equipment using fossil fuel, and are composed of synchronous machines.
  • the generator 3d is a generator of renewable energy power generation equipment, and is linked to the power system 2 by an inverter.
  • the generators connected to the power system 2 are only the generators 3a to 3c, which are synchronous machines, the individual generators 3a to 3c generate a synchronizing force (inertial force) against fluctuations in the demand loads 4a to 4e. contributes to the stabilization of the power system 2 by the autonomous change of the load angle due to
  • the generator 3d when the generator 3d is linked with the power system 2 by an inverter, it cannot obtain a synchronous stabilization function like a synchronous machine. Therefore, when the number of renewable energy power generation facilities connected to the power system 2 increases, the number of generators that can supply synchronizing power decreases relatively. The electric power system 2 becomes unstable when the output of the generator 3d fluctuates.
  • the CAES power generator 1 of the present embodiment maintains the advantage of output control by inverter control of the rotational speed of the generator 23 (see FIG. 3), and at the time of sudden changes in the demand loads 4a to 4e, It can also contribute to stabilization of the power system 2 when the output of the generator 3d fluctuates.
  • the CAES power generator 1 of this embodiment includes eight compressed air energy storage (CAES) power generation units 5a, 5b, 5c, 5d, 5e, 5f, 5g, 5h and a controller (control section). 6.
  • CAES compressed air energy storage
  • the CAES power generation units 5a to 5h have the same configuration.
  • the individual CAES power generation units 5a to 5h in this embodiment will be described with reference to FIG. First, the overall configuration and functions of the CAES power generation units 5a to 5h will be described.
  • the CAES power generation units 5a to 5h are equipped with an air piping system 11 and a heat medium piping system 12.
  • the air pipe system 11 is provided with a compressor 13, an accumulator tank (pressure accumulator) 14, and an expander 15, which are connected by air pipes 16a, 16b, 16c, and 16d.
  • the compressor 13 is a screw compressor provided with a pair of male and female screw rotors in this embodiment.
  • the compressor 13 may be a displacement compressor other than a screw compressor, or may be a turbo compressor.
  • An electric motor 17 is mechanically connected to the screw rotor of the compressor 13 .
  • the electric motor 17 is operated by the electric power generated by the renewable energy power generation equipment 18 , that is, the fluctuating input electric power, and drives the compressor 13 to rotate.
  • the compressor 13 can also receive power supply from the power system 2 .
  • renewable energy power plants 18 include, but are not limited to, wind power plants and solar power plants.
  • a suction port 13a of the compressor 13 communicates with the atmosphere through an air pipe 16a, and a discharge port 13b is fluidly connected to the accumulator tank 14 through an air pipe 16b.
  • a compression side heat exchanger 19 is interposed in the air pipe 16b.
  • the electric motor 17 is operated by the fluctuating input power from the renewable energy power generation equipment 18 to rotate the compressor 13, and the compression generated by the compressor 13 Air is stored in the accumulator tank 14 (charging operation).
  • An example of the accumulator tank 14 is a steel tank, but is not limited to this.
  • the accumulator tank 14 stores compressed air pressure-fed from the compressor 13 . That is, energy is stored in the accumulator tank 14 as compressed air.
  • the accumulator tank 12 is fluidly connected to the air supply port 15a of the expander 15 through an air pipe 16c, and the compressed air stored in the accumulator tank 12 is supplied to the expander 15 through the air pipe 16c.
  • the air pipe 16c is provided with a valve 21 and an expansion side heat exchanger 22 for allowing or blocking the flow of compressed air. By opening and closing the valve 21 , it is possible to change whether compressed air is supplied from the accumulator tank 14 to the expander 15 .
  • the expander 15 is a screw expander provided with a pair of male and female screw rotors in this embodiment.
  • the expander 15 may be a capacitive expander other than a screw expander, or may be a turbo expander.
  • a generator 23 is mechanically connected to the screw rotor of the expander 15 .
  • the generator 23 is rotationally driven by the expander 15 to generate electricity.
  • the expander 15 supplied with compressed air from the air supply port 15a is operated by the compressed air to drive the generator 23 .
  • the air expanded by the expander 15 is exhausted to the outside from the exhaust port 15b through the air pipe 16d.
  • the generator 23 is electrically connected to the electric power system 2 via a switching unit 25 and a circuit breaker 26, which will be detailed later. Electric power generated by the generator 23 is output to the power system 2 via the switching unit 25 and the circuit breaker 26 .
  • the expander 15 is operated by the compressed air supplied from the pressure accumulator 14 to rotate the generator 23, and the power generated by the generator 23 is converted into electric power. Output to system 2 (discharge operation).
  • the heat medium piping system 12 is provided with a compression side heat exchanger 19, a low temperature heat medium tank 27, an expansion side heat exchanger 22, and a high temperature heat medium tank 28. These are heat medium pipes 29a and 29a. 29b is fluidly connected in circulation.
  • a heat medium (for example, water) flows inside the heat medium piping system 12 .
  • a heat medium pump 31 a provided in the heat medium pipe 29 a sends heat medium from the low-temperature heat medium tank 27 to the compression side heat exchanger 19 .
  • a heat medium pump 31b provided in the heat medium pipe 29b sends the heat medium from the high-temperature heat medium tank 28 to the expansion side heat exchanger 22. As shown in FIG.
  • the compression side heat exchanger 19 heat is exchanged between the compressed air discharged from the compressor 13 and the heat medium supplied from the low-temperature heat medium tank 27, the temperature of the former decreases and the temperature of the latter increases.
  • the compressed air whose temperature has decreased is pressure-fed to the pressure accumulation tank 14 , and the heat medium whose temperature has risen is sent to the high-temperature heat medium tank 28 .
  • the compressed air energy storage efficiency in the pressure accumulator tank 14 can be enhanced.
  • the expansion side heat exchanger 22 heat is exchanged between the compressed air supplied from the accumulator tank 14 to the expander 15 and the heat medium supplied from the high-temperature heat medium tank 28, the former is heated, and the latter is heated. Cool down. By supplying the heated compressed air to the expander 15, the energy conversion efficiency of the expander 15 and the generator 23 is enhanced. The cooled heat medium is sent to the low-temperature heat medium tank 27 .
  • the generator 23 is a synchronous machine (synchronous generator). As the generator 23, for example, an embedded permanent magnet generator can be employed. As the generator 23, a synchronous generator other than an embedded permanent magnet generator may be employed. The generator 23 is configured to operate as an induction machine when started.
  • the generator 23 is electrically connected to the power system 2 via the switching section 25 and the circuit breaker 26.
  • the switching unit 25 includes parallel conductive paths 32a and 32b.
  • An inverter 33 for controlling the rotation speed of the generator 23 is provided on one conductive path 32a.
  • a first switch 34 is provided on the power generator 23 side of the inverter 33 in the conductive path 32a.
  • a second switch 35 is provided on the other conductive path 32b.
  • the circuit breaker 26 is closed when the current flowing from the generator 23 to the power system 2 is in a normal state, allowing power output from the generator 23 to the power system 2 .
  • the circuit breaker 26 is opened when an abnormality occurs in the current flowing from the generator 23 to the power system 2, and cuts off the power output from the generator 23 to the power system.
  • the switching unit 25 switches between the state in which the generator 23 is connected to the power system 2 via the inverter 33 and the state in which the generator 23 is directly connected to the power system without the inverter 33. can be switched to and from Specifically, when the first switch 34 is closed and the second switch 35 is opened, the generator 23 is connected to the electric power system 2 via the conductive path 32a provided with the inverter 33, and the inverter 33 The power output from the generator 23 to the electric power system 2 is controlled by the rotational speed control (shift operation). On the other hand, when the first switch 34 is opened and the second switch 35 is closed, the generator 23 is connected to the electric power system 2 via the conducting path 32 a bypassing the inverter 33 . In this state, the generator 23 functions as a normal synchronous generator (synchronous operation).
  • the controller 6 can be constructed from hardware including storage devices such as a CPU (Central Processing Unit), RAM (Random Access Memory), and ROM (Read Only Memory), and software installed on it.
  • the controller 6 does not have to be a single device, and may be composed of devices distributed over a network.
  • the controller 6 controls the elements that make up the individual CAES power generation units 5a-5h.
  • the controller controls the inverter 33, the first switch 34, and the second switch 35 that constitute the switching unit 25 during the discharging operation.
  • the controller 6 switches the first and second switches 34 and 35 of the switching unit 25 for each of the CAES power generation units 5a to 5h according to the stability of the power system 2, thereby switching the CAES power generation unit 5a. 5h, the generator 23 is set to either variable speed operation or synchronous operation.
  • the controller 6 increases the number of CAES power generation units 5a to 5h in which the generator 23 is set to variable speed operation as the stability of the electric power system 2 increases, and the generator 23 is set to synchronous operation. reduce the number of CAES power generation units 5a to 5h.
  • the controller 6 increases the number of CAES power generation units 5a to 5h in which the generator 23 is set to synchronous operation as the stability of the power system 2 is lower, and increases the number of CAES power generation units 5a to 5h in which the generator 23 is set to variable speed operation. Reduce the number of units for ⁇ 5h.
  • the controller 6 when the stability of the power system 2 is high, the controller 6, as shown in FIG.
  • the generator 23 is set to variable speed operation, and the generators 23 of the remaining three units (CAES power generation units 5f to 5h) are set to synchronous operation.
  • the controller 6 sets the generators 23 of five units (CAES power generation units 5a to 5e) to synchronous operation, as shown in FIG.
  • the generators 23 of three units (CAES power generation units 5f to 5h) are set to variable speed operation.
  • the output power to the electric power system 2 can be controlled by controlling the rotational speed of the generator 23.
  • the load angle of the generator 23 changes in response to fluctuations in the demand load, thereby contributing to the adjustment of the power supply and demand balance in the power system 2.
  • the number of units in which the generator 23 is set to variable speed operation and the number of units in which the generator 23 is set to synchronous operation are increased or decreased. This can contribute to stabilization of the electric power system 2 while maintaining the advantage of output control by controlling the rotational speed of the generator 23 .
  • the controller 6 predicts natural conditions that affect the power generation of the renewable energy power generation facility 18 conceptually indicated by arrow A1 in FIG. 2, and predicts the stability of the power system 2 based on these predictions. Then, based on the prediction of the stability of the power system 2, the controller 6 sets the number of CAES power generation units 5a to 5h for which the generator 23 is set to variable speed operation, and sets the generator 23 to synchronous operation. Determine the number of CAES units 5a to 5h.
  • Prediction of natural conditions that affect the power generation of the renewable energy power generation equipment 18 includes, for example, prediction of wind conditions in the case of wind power generation and prediction of time transition of sunshine intensity in the case of solar power generation.
  • the controller 6 controls the CAES power generation unit 5a in which the generator 23 is set to variable-speed operation for one day or for individual time periods within one day. 5h and the number of CAES units 5a to 5h in which the generator 23 is set to synchronous operation are determined.
  • the controller 6 acquires fluctuations in real time with respect to the system frequency (for example, 60 Hz or 50 Hz) of the power system 2, as conceptually indicated by arrow A3 in FIG. Then, the controller 6 determines the number of CAES power generation units 5a to 5h in which the generator 23 is set to variable speed operation, and Determine the number of units in 5h.
  • the system frequency for example, 60 Hz or 50 Hz
  • FIG. 5 shows alternatives for the CAES power generation units 5a to 5h.
  • This alternative employs a compressor/expander 41 instead of the compressor 13 and expander 15 (see FIG. 3). In other words, the compressor and the expander are composed of the same equipment.
  • a synchronous machine 42 is employed instead of the electric motor 17 and the generator 23 (see FIG. 3). That is, the electric motor and the generator are composed of the same synchronous machine.
  • heat exchanger 44 is employed instead of compression side heat exchanger 19 and expansion side heat exchanger 22 . That is, the compression-side heat exchanger 19 and the expansion-side heat exchanger 22 are composed of the same heat exchanger.
  • the fluctuating input power from the renewable energy power generation equipment 18 operates the synchronous machine 42 to rotate the compressor/expander 41 , and the compressed air generated thereby is stored in the accumulator tank 14 .
  • the compressed air sent to the accumulator tank 14 undergoes heat exchange in the heat exchanger 43 with the heat medium sent from the low-temperature heat medium tank 27 to the high-temperature heat medium tank 28 by the heat medium pump 44 to lower the temperature.
  • the compressor/expander 41 is operated by the compressed air supplied from the pressure accumulator 14 to rotate the synchronous machine 42 , and the electric power generated by the synchronous machine 42 is output to the power system 2 . Also, the compressed air sent to the compressor/expander 41 is heat-exchanged in the heat exchanger 43 with the heat medium sent from the high-temperature heat medium tank 28 to the low-temperature heat medium tank 27 by the heat medium pump 44 to raise the temperature. .
  • the compressor 13 or expander in each CAES power generation unit is of a screw type, but it may be configured as a multi-stage machine of a screw type and a turbo type.
  • CAES Compressed Air Energy Storage
  • Power System 3a, 3b, 3c, 3d Generator 4a, 4b, 4c, 4d, 4e Demand Load 5a, 5b, 5c, 5d, 5e, 5f, 5g, 5h Compressed Air Energy storage (CAES) power generation unit 6 controller (control unit) 11 Air Piping System 12 Heating Medium Piping System 13 Compressor 13a Suction Port 13b Discharge Port 14 Accumulator Tank 15 Expander 15a Air Supply Port 15b Exhaust Port 16a, 16b, 16c, 16d Air Pipe 17 Electric Motor 18 Renewable Energy Generating Facility 19 Compression side heat exchanger 21 valve 22 expansion side heat exchanger 23 power generator 25 switching unit 26 circuit breaker 27 low temperature heat medium tank 28 high temperature heat medium tank 29a, 29b heat medium piping 31a, 31b heat medium pump 32a, 32b conductive path 33 inverter 34 first switch 35 second switch 41 compressor/expander 42 synchronous machine 43 heat exchanger 44 heat medium pump

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Abstract

ＣＡＥＳ発電装置は、複数のＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈと制御部６を備える。ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈは、発電機２３を、発電機２３の回転速度を制御するインバータ３３を介して電力系統２に接続する変速運転と、電力系統２に直結する同期運転とに切り替え可能な切替部２５を備える。制御部６は、電力系統２の安定度に応じて、ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈの発電機２３を、変速運転及び同期運転のいずれかに設定する。

Description

圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置及びその制御方法
　本発明は、圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置及びその制御方法に関する。
　従来から、火力発電は、同期発電機の連携により、安定した電力系統の維持を担っているが、近年、太陽光発電や風力発電等の再生可能エネルギーが電力供給に占める割合が急激に増加している。再生可能エネルギーは、需要に合わせた電力供給調整が難しいため、電気力系統安定化への負担を緩和し、需要変動を吸収する大規模電力貯蔵装置が必要となる。
　大規模電力貯蔵装置の一つとして、圧縮空気エネルギー貯蔵（ＣＡＥＳ）発電装置が知られている。特許文献１に開示されたＣＡＥＳ発電装置では、圧縮空気を作動媒体する膨張機で駆動される発電機の回転速度をインバータによって制御することで、発電機の出力を制御できる。
特開２０１８－１８６６５７号
　従来のＣＡＥＳは、特許文献１に開示されたものを含め、電力系統の安定化（特に、同期化力の不足に起因する、周波数移送変化に関わる短時間変化に対応した安定化）について、十分な検討が払われていない。
　本発明は、発電機の回転速度の制御による出力制御の利点を維持しつつ、電力系統の安定化にも寄与し得るＣＡＥＳ発電装置及びその制御方法を提供することを課題とする。
　本発明の第１の態様は、変動する入力電力により駆動される電動機と、前記電動機によって駆動され、空気を圧縮する圧縮機と、前記圧縮機から吐出された圧縮空気を蓄える蓄圧部と、前記蓄圧部から供給される圧縮空気によって駆動される膨張機と、前記膨張機によって駆動され、電力系統に出力電力を供給する同期機である発電機と、前記発電機を、前記発電機の回転速度を制御するインバータを介して前記電力系統に接続する変速運転と、前記電力系統に直結する同期運転とに切り替え可能な切替部とをそれぞれ備える複数の圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットと、前記電力系統の安定度に応じて、前記複数の圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットの前記発電機を、前記変速運転及び前記同期運転のいずれかに設定する制御部とを備える圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置を提供する。
　具体的には、前記制御部は、前記電力系統の前記安定度が高い程、前記発電機が前記変速運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数を増やして、前記発電機が前記同期運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数を減らす。また、前記制御部は、前記電力系統の前記安定度が低い程、前記発電機が前記同期運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数を増やして、前記発電機が前記変速運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数を減らす、請求項１に記載の圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置。
　本発明に係る圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置では、電力系統の安定度が高い程、発電機が変速運転に設定される圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数が増える。発電機が変速運転に設定される圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットでは、発電機の回転速度の制御により電力系統に出力電力を制御できる。一方、電力系統の安定度が低い程、発電機が同期運転に設定される圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数が増える。発電機が同期運転に設定される圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットは、需要負荷の変動に対して発電機の負荷角が変化することで、電力系統における電力の需給バランスの調整に寄与する。このように、本発明に係る圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置によれば、発電機の回転速度の制御による出力制御の利点を維持しつつ、同期化力供給による電力系統の安定化にも寄与し得る。
　前記変動する入力電力は、再生可能エネルギー発電設備によって得られる電力を含み、前記制御部は、前記再生可能エネルギー発電設備の発電に影響する自然条件の予測と、前記電力系統に接続させた需要負荷の電力供給要求の予測とに基づいて前記電力系統の前記安定度を予測し、この予測に基づいて、前記発電機が前記変速運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数と、前記発電機が前記同期運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数とを決定してもよい。
　前記制御部は、リアルタイムで取得した前記電力系統の系統周波数に対する変動に基づいて、前記発電機が前記変速運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数と、前記発電機が前記同期運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数とを決定してもよい。
　前記圧縮機と前記膨張機は別個の機器であり、前記電動機と前記発電機は別個の機器であってもよい。
　前記圧縮機と前記膨張機は同一の機器であり、前記電動機と前記発電機は同一の同期機であってもよい。
　本発明の第２の態様は、変動する入力電力により駆動される電動機と、前記電動機によって駆動され、空気を圧縮する圧縮機と、前記圧縮機から吐出された圧縮空気を蓄える蓄圧部と、前記蓄圧部から供給される圧縮空気によって駆動される膨張機と、前記膨張機によって駆動され、電力系統に出力電力を供給する同期機である発電機と、前記発電機を、前記発電機の回転速度を制御するインバータを介して前記電力系統に接続する変速運転と、前記電力系統に直結する同期運転とに切り替え可能な切替部とをそれぞれ備える複数の圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットを有する圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置を準備し、前記電力系統の安定度に応じて、前記複数の圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットの前記発電機を、前記変速運転及び前記同期運転のいずれかに設定する、圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置の制御方法。
　本発明のＣＡＥＳ発電装置及びその制御方法によれば、発電機の回転速度の制御による出力制御の利点を維持しつつ、電力系統の安定化にも寄与し得る。
本発明の第１実施形態に係るＣＡＥＳ発電装置が接続された電力系統の模式図。 本発明の第１実施形態に係るＣＡＥＳ発電装置のブロック図。 ＣＡＥＳ発電ユニットの模式的な系統図。 個々のＣＡＥＳ発電ユニットの運転状態の一例を示す概念図。 個々のＣＡＥＳ発電ユニットの運転状態の他の一例を示す概念図。 ＣＡＥＳ発電ユニットの変形例の模式的な系統図。
　次に、添付図面を参照して本発明の実施形態を説明する。なお、各図面は本発明を説明するための単なる説明図であるため、装置構成は模式的あるいは概念的に示されている。そのため、個々のＣＡＥＳ発電ユニットにおける圧縮機１３又は膨張機１４について、台数や圧縮段数、及びそれらに応じた配管構成等については図示を省略している。
　（第１実施形態）
　図１は、本発明の実施形態に係る圧縮空気エネルギー貯蔵（ＣＡＥＳ）発電装置１が接続された電力系統２を示す。この電力系統２には、ＣＡＥＳ発電装置１以外に、発電機群、つまり発電機３ａ，３ｂ，３ｃ，３ｄと、需要負荷群、つまり需要負荷４ａ，４ｂ，４ｃ，４ｄ，４ｅが接続されている。発電機３ａ～３ｃは、化石燃料を使用する従来型の発電設備の発電機であり、同期機で構成されている。一方、発電機３ｄは、再生可能エネルギー発電設備の発電機であり、インバータにより電力系統２との連携が行われている。
　電力系統２に接続される発電機が同期機である発電機３ａ～３ｃのみであれば、需要負荷４ａ～４ｅの変動に対して、個々の発電機３ａ～３ｃは同期化力（慣性力）による負荷角の自律的な変化により電力系統２の安定化に寄与する。
　しかし、発電機３ｄのようにインバータにより電力系統２と連携している場合、同期機のような同期安定化機能は得られない。そのため、電力系統２に接続される再生可能エネルギー発電設備が増えると、相対的に同期化力を供給できる発電機が減少するので、需要負荷４ａ～４ｅの急変時や、再生可能エネルギー発電設備の発電機３ｄの出力変動時に電力系統２が不安定となる。
　本実施形態のＣＡＥＳ発電装置１は、発電機２３（図３参照）の回転速度のインバータ制御による出力制御の利点を維持しつつ、需要負荷４ａ～４ｅの急変時や、再生可能エネルギー発電設備の発電機３ｄの出力変動時における電力系統２の安定化にも寄与し得る。
　図２を参照すると、本実施形態のＣＡＥＳ発電装置１は、８個の圧縮空気エネルギー貯蔵（ＣＡＥＳ）発電ユニット５ａ，５ｂ，５ｃ，５ｄ，５ｅ，５ｆ，５ｇ，５ｈと、コントローラ（制御部）６とを備える。本実施形態では、ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈの構成は同一である。
　図３を参照して、本実施形態における個々のＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈを説明する。まず、ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈの全体的な構成と機能を説明する。
　ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈは、空気配管系１１と熱媒配管系１２とを備える。
　空気配管系１１には、圧縮機１３と、蓄圧タンク（蓄圧部）１４と、膨張機１５が設けられており、これらが空気配管１６ａ，１６ｂ，１６ｃ，１６ｄにより接続されている。
　圧縮機１３は、本実施形態では雌雄一対のスクリュロータを備えるスクリュー圧縮機である。圧縮機１３は、スクリュー圧縮機以外の容量型の圧縮機であってもよいし、ターボ型の圧縮機であってもよい。
　圧縮機１３のスクリュロータには、電動機１７が機械的に接続されている。電動機１７は再生可能エネルギー発電設備１８で発電された電力、つまり変動する入力電力により作動して、圧縮機１３を回転駆動する。圧縮機１３は電力系統２からも電力供給を受けることができる。再生可能エネルギー発電設備１８の例としては、風力発電設備と太陽光発電設備があるが、これらに限定されない。
　圧縮機１３内では、雌雄一対のスクリュロータが回転駆動され、噛合することで、空気を圧縮する。圧縮機１３の吸込口１３ａは空気配管１６ａを介して大気と連通しており、吐出口１３ｂは空気配管１６ｂを介して蓄圧タンク１４と流体的に接続されている。空気配管１６ｂには圧縮側熱交換器１９が介設されている。圧縮機１３は、電動機１７によって回転駆動されると、空気配管１６ａを通じて吸気口１３ａから空気を吸気し、内部で圧縮し、圧縮空気を吐出口１３ｂから吐出し、空気配管１６ｂを通じて蓄圧タンク１４に圧縮空気を圧送する。
　以上のように、個々のＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈでは、再生可能エネルギー発電設備１８からの変動する入力電力によって電動機１７を作動させて圧縮機１３を回転駆動し、圧縮機１３で生成された圧縮空気を蓄圧タンク１４に蓄える（充電運転）。
　蓄圧タンク１４の例としては、鋼製タンクがあるが、これに限定されない。蓄圧タンク１４は、圧縮機１３から圧送された圧縮空気を貯蔵する。つまり、蓄圧タンク１４には、圧縮空気としてエネルギーが貯蔵される。蓄圧タンクタンク１２は空気配管１６ｃを通じて膨張機１５の給気口１５ａに流体的に接続されており、蓄圧タンク１２で貯蔵された圧縮空気は空気配管１６ｃを介して膨張機１５に供給される。空気配管１６ｃには、圧縮空気の流れを許容または遮断するためのバルブ２１と、膨張側熱交換器２２とが設けられている。バルブ２１を開閉することにより、蓄圧タンク１４から膨張機１５に圧縮空気を供給するか否かを変更できる。
　膨張機１５は、本実施形態では、雌雄一対のスクリュロータを備えるスクリュー膨張機である。膨張機１５は、スクリュー膨張機以外の容量型の膨張機であってもよいし、ターボ型の膨張機であってもよい。
　膨張機１５のスクリュロータには、発電機２３が機械的に接続されている。発電機２３は膨張機１５によって回転駆動されることで発電する。給気口１５ａから圧縮空気を給気された膨張機１５は、圧縮空気により作動し、発電機２３を駆動する。膨張機１５で膨張した空気は、排気口１５ｂから空気配管１６ｄを通じて外部に排気される。発電機２３は、後に詳述する切替部２５と、遮断器２６とを介して電力系統２に電気的に接続されている。発電機２３で発電された電力は、切替部２５と遮断器２６を介して、電力系統２に出力される。
　以上のように、個々のＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈでは、蓄圧タンク１４から供給される圧縮空気で膨張機１５を作動させて発電機２３を回転駆動し、発電機２３で発電された電力を電力系統２に出力する（放電運転）。
　熱媒配管系１２には、圧縮側熱交換器１９と、低温熱媒タンク２７と、膨張側熱交換器２２と、高温熱媒タンク２８とが設けられており、これらが熱媒配管２９ａ，２９ｂにより流体的に循環接続されている。熱媒配管系１２の内部には、熱媒（例えば水）が流れている。熱媒配管２９ａに設けられた熱媒ポンプ３１ａは、低温熱媒タンク２７から圧縮側熱交換器１９へ熱媒を送る。熱媒配管２９ｂに設けられた熱媒ポンプ３１ｂは、高温熱媒タンク２８から膨張側熱交換器２２へ熱媒を送る。
　圧縮側熱交換器１９では、圧縮機１３から吐出された圧縮空気と、低温熱媒タンク２７から供給される熱媒との熱交換が行われ、前者が降温し、後者が昇温する。降温した圧縮空気は蓄圧タンク１４に圧送され、昇温した熱媒は高温熱媒タンク２８に送られる。圧縮空気を降温させることで、蓄圧タンク１４における圧縮空気エネルギー貯蔵効率を高められる。
　膨張側熱交換器２２では、蓄圧タンク１４から膨張機１５に供給される圧縮空気と、高温熱媒タンク２８から供給される熱媒との熱交換が行われ、前者が昇温し、後者が降温する。昇温した圧縮空気が膨張機１５に供給されることで、膨張機１５と発電機２３によるエネルギー変換効率が高められる。降温した熱媒は低温熱媒タンク２７に送られる。
　次に、図３を引き続き参照して、ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈの発電機２３の電力系統２との連携に関する構成と機能を説明する。
　発電機２３は同期機（同期発電機）である。発電機２３として、例えば埋込型永久磁石発電機を採用できる。発電機２３として、埋込型永久磁石発電機以外の同期発電機を採用してもよい。発電機２３は、起動時に誘導機として作動できるよう構成されている。
　前述のように、発電機２３は、切替部２５と遮断器２６とを介して電力系統２に電気的に接続されている。切替部２５は、並列の導電経路３２ａ，３２ｂを備える。一方の導電経路３２ａには、発電機２３の回転数を制御するためのインバータ３３が設けられている。また、導電経路３２ａには、インバータ３３よりも発電機２３側に第１スイッチ３４が設けられている。他方の導電路３２ｂには、第２スイッチ３５が設けられている。
　遮断器２６は、発電機２３から電力系統２に流れる電流が正常状態のときは閉成され、発電機２３から電力系統２への電力出力を許容する。一方、遮断器２６は、発電機２３から電力系統２に流れる電流に異常が生じたときは開成され、発電機２３から電力系統への電力出力を遮断する。
　遮断器２６が閉成しているとき、切替部２５は、発電機２３がインバータ３３を介して電力系統２に接続された状態と、発電機２３がインバータ３３を介さずに電力系統に直結された状態とに切り替えることができる。具体的には、第１スイッチ３４が閉成され、第２スイッチ３５が開成されると、発電機２３はインバータ３３が設けられた導電経路３２ａを介して電力系統２に接続され、インバータ３３による回転数制御により発電機２３から電力系統２への出力電力が制御される（変速運転）。一方、第１スイッチ３４が開成され、第２スイッチ３５が閉成されると、発電機２３はインバータ３３をバイパスする導電路３２ａを介して電力系統２に接続される。この状態では、発電機２３は通常の同期発電機として機能する（同期運転）。
　コントローラ６は、ＣＰＵ(Central Processing Unit)、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）のような記憶装置を含むハードウェアと、それに実装されたソフトウェアにより構築できる。コントローラ６は単一の機器である必要はなく、ネットワーク上に分散配置された機器によって構成されてもよい。
　コンローラ６は、個々のＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈを構成する要素を制御する。特に、コントローラは、放電運転の際に、切替部２５を構成するインバータ３３、第１スイッチ３４、及び第２スイッチ３５を制御する。
　放電運転の際、コントローラ６は、電力系統２の安定度に応じて、ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのそれぞれについて、切替部２５の第１及び第２スイッチ３４，３５を切り替えて、ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのそれぞれについて、発電機２３を変速運転と同期運転のいずれかに設定する。
　具体的には、コンローラ６は、電力系統２の安定度が高い程、発電機２３が変速運転に設定されるＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのユニット数を増やし、発電機２３が同期運転に設定されるＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのユニット数を減らす。コントローラ６は、電力系統２の安定度が低い程、発電機２３が同期運転に設定されるＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのユニット数を増やし、発電機２３が変速運転に設定されるＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのユニット数を減らす。
　例えば、コントローラ６は、電力系統２の安定度が高い場合には、図４Ａに示すように、合計８ユニットのＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのうち、５ユニット（ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｅ）の発電機２３を変速運転に設定し、残りの３ユニット（ＣＡＥＳ発電ユニット５ｆ～５ｈ）の発電機２３を同期運転に設定する。また、例えば、コントローラ６は、電力系統２の安定度が低い場合には、図４Ｂに示すように、５ユニット（ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｅ）の発電機２３を同期運転に設定し、残りの３ユニット（ＣＡＥＳ発電ユニット５ｆ～５ｈ）の発電機２３を変速運転に設定する。
　発電機２３が変速運転に設定されるＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈでは、発電機２３の回転速度の制御により電力系統２に出力電力を制御できる。発電機２３が同期運転に設定されるＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈでは、需要負荷の変動に対して発電機２３の負荷角が変化することで、電力系統２における電力の需給バランスの調整に寄与する。電力系統の安定度に応じて、ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのうち、発電機２３が変速運転に設定されるもののユニット数と、発電機２３が同期運転に設定されるもののユニット数とを増減することで、発電機２３の回転速度の制御による出力制御の利点を維持しつつ、電力系統２の安定化にも寄与し得る。
　本実施形態では、コントローラ６は、図２おいて矢印Ａ１で概念的に示す再生可能エネルギー発電設備１８の発電に影響する自然条件の予測と、同じく図２において矢印ｙで概念的に示す電力系統２に接続させた需要負荷４ａ～４ｂの電力供給要求の予測とを取得し、これらの予測に基づいて、電力系統２の安定度を予測する。そして、コントローラ６は、かかる電力系統２の安定度の予測に基づいて、発電機２３が変速運転に設定されるＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのユニット数と、発電機２３が同期運転に設定されるＣＡＥＳユニット５ａ～５ｈのユニット数とを決定する。
　再生可能エネルギー発電設備１８の発電に影響する自然条件の予測には、例えば風力発電の場合の風況予測や、太陽光発電の場合の日照強度の時間推移の予測がある。
　例えば、コントローラ６は、上述のように予測した電力系統２の安定度に基づいて、１日又は１日のうちの個々の時間帯について、発電機２３が変速運転に設定されるＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのユニット数と、発電機２３が同期運転に設定されるＣＡＥＳユニット５ａ～５ｈのユニット数とを決定する。
　（第２実施形態）
　本発明の第２実施形態では、コントローラ６は、図２において矢印Ａ３で概念的に示すように、電力系統２の系統周波数（例えば、６０Ｈｚ又は５０Ｈｚ）に対する変動をリアルタイムで取得する。そして、コントローラ６は取得した系統周波数に対する変動に基づいて、発電機２３が変速運転に設定されるＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈのユニット数と、発電機２３が同期運転に設定されるＣＡＥＳユニット５ａ～５ｈのユニット数とを決定する。
　図５は、ＣＡＥＳ発電ユニット５ａ～５ｈの代案を示す。この代案では、圧縮機１３と膨張機１５（図３参照）に代えて圧縮機兼膨張機４１を採用している。つまり、圧縮機と膨張機が同一の機器で構成されている。また、この代案では、電動機１７と発電機２３（図３参照）に代えて、同期機４２を採用している。つまり、電動機と発電機が同一の同期機で構成されている。さらに、この代案では、圧縮側熱交換器１９と膨張側熱交換器２２に代えて、熱交換器４４を採用している。つまり、圧縮側熱交換器１９と膨張側熱交換器２２が同一の熱交換器で構成されている。
　充電運転時には、再生可能エネルギー発電設備１８からの変動する入力電力によって同期機４２を作動させて圧縮機兼膨張機４１を回転駆動し、それによって生成された圧縮空気を蓄圧タンク１４に蓄える。また、蓄圧タンク１４に送られる圧縮空気は、熱媒ポンプ４４によって低温熱媒タンク２７から高温熱媒タンク２８に送られる熱媒と熱交換器４３において熱交換することで降温する。
　放電運転時には、蓄圧タンク１４から供給される圧縮空気で圧縮機兼膨張機４１を作動させて同期機４２を回転駆動し、同期機４２で発電された電力を電力系統２に出力する。また、圧縮機兼膨張機４１に送られる圧縮空気は、熱媒ポンプ４４によって高温熱媒タンク２８から低温熱媒タンク２７に送られる熱媒と熱交換器４３において熱交換することで昇温する。
　以上より、本発明の具体的な実施形態およびその変形例について説明したが、本発明は上記形態に限定されるものではなく、この発明の範囲内で種々変更して実施することができる。
　例えば、上記実施形態においては、各ＣＡＥＳ発電ユニットにおける圧縮機１３または膨張機としてスクリュー式の場合を例示したが、スクリュー式とターボ式との多段機として構成してもよい。
　１　圧縮空気エネルギー貯蔵（ＣＡＥＳ）発電装置
　２　電力系統
　３ａ，３ｂ，３ｃ，３ｄ　発電機
　４ａ，４ｂ，４ｃ，４ｄ，４ｅ　需要負荷
　５ａ，５ｂ，５ｃ，５ｄ，５ｅ，５ｆ，５ｇ，５ｈ　圧縮空気エネルギー貯蔵（ＣＡＥＳ）発電ユニット
　６　コントローラ（制御部）
　１１　空気配管系
　１２　熱媒配管系
　１３　圧縮機
　１３ａ　吸込口
　１３ｂ　吐出口
　１４　蓄圧タンク
　１５　膨張機
　１５ａ　給気口
　１５ｂ　排気口
　１６ａ，１６ｂ，１６ｃ，１６ｄ　空気配管
　１７　電動機
　１８　再生可能エネルギー発電設備
　１９　圧縮側熱交換器
　２１　バルブ
　２２　膨張側熱交換器
　２３　発電機
　２５　切替部
　２６　遮断器
　２７　低温熱媒タンク
　２８　高温熱媒タンク
　２９ａ，２９ｂ　熱媒配管
　３１ａ，３１ｂ　熱媒ポンプ
　３２ａ，３２ｂ　導電経路
　３３　インバータ
　３４　第１スイッチ
　３５　第２スイッチ
　４１　圧縮機兼膨張機
　４２　同期機
　４３　熱交換器
　４４　熱媒ポンプ

Claims (7)

  1. 　変動する入力電力により駆動される電動機と、
    　前記電動機によって駆動され、空気を圧縮する圧縮機と、
    　前記圧縮機から吐出された圧縮空気を蓄える蓄圧部と、
    　前記蓄圧部から供給される圧縮空気によって駆動される膨張機と、
    　前記膨張機によって駆動され、電力系統に出力電力を供給する同期機である発電機と、
    　前記発電機を、前記発電機の回転速度を制御するインバータを介して前記電力系統に接続する変速運転と、前記電力系統に直結する同期運転とに切り替え可能な切替部と
    　をそれぞれ備える複数の圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットと、
    　前記電力系統の安定度に応じて、前記複数の圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットの前記発電機を、前記変速運転及び前記同期運転のいずれかに設定する制御部と
    　を備える圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置。
  2. 　前記制御部は、前記電力系統の前記安定度が高い程、前記発電機が前記変速運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数を増やして、前記発電機が前記同期運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数を減らし、
    　前記制御部は、前記電力系統の前記安定度が低い程、前記発電機が前記同期運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数を増やして、前記発電機が前記変速運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数を減らす、請求項１に記載の圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置。
  3. 　前記変動する入力電力は、再生可能エネルギー発電設備によって得られる電力を含み、
    　前記制御部は、前記再生可能エネルギー発電設備の発電に影響する自然条件の予測と、前記電力系統に接続させた需要負荷の電力供給要求の予測とに基づいて前記電力系統の前記安定度を予測し、この予測に基づいて、前記発電機が前記変速運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数と、前記発電機が前記同期運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数とを決定する、請求項２に記載の圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置。
  4. 　前記制御部は、リアルタイムで取得した前記電力系統の系統周波数に対する変動に基づいて、前記発電機が前記変速運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数と、前記発電機が前記同期運転に設定される前記圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットのユニット数とを決定する、請求項２に記載の圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置。
  5. 　前記圧縮機と前記膨張機は別個の機器であり、
    　前記電動機と前記発電機は別個の機器である、請求項１から４のいずれか１項に記載の圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置。
  6. 　前記圧縮機と前記膨張機は同一の機器であり、
    　前記電動機と前記発電機は同一の同期機である、請求項１から４のいずれか１項に記載の圧縮空気貯蔵発電装置。
  7. 　変動する入力電力により駆動される電動機と、
    　前記電動機によって駆動され、空気を圧縮する圧縮機と、
    　前記圧縮機から吐出された圧縮空気を蓄える蓄圧部と、
    　前記蓄圧部から供給される圧縮空気によって駆動される膨張機と、
    　前記膨張機によって駆動され、電力系統に出力電力を供給する同期機である発電機と、
    　前記発電機を、前記発電機の回転速度を制御するインバータを介して前記電力系統に接続する変速運転と、前記電力系統に直結する同期運転とに切り替え可能な切替部と
    　をそれぞれ備える複数の圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットを有する圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置を準備し、
    　前記電力系統の安定度に応じて、前記複数の圧縮空気エネルギー貯蔵発電ユニットの前記発電機を、前記変速運転及び前記同期運転のいずれかに設定する、圧縮空気エネルギー貯蔵発電装置。
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