発電システムの電力変動緩和装置および電力変動緩和方法
【課題】 互いに異なる態様の二次電池を用いても構成することのできる発電システムの電力変動緩和装置を提供することにある。
【解決手段】 並列に接続された組電池２の出力電圧をそれぞれ検出して、組電池２のそれぞれの出力電圧を均一に調整し、発電システム１０の発電による電力変動を緩和するために、発電システム１０に接続された電力変換装置５により、電圧を均一に調整した組電池２から出力される直流電力を交流電力に変換する発電システムの電力変動緩和装置１。
【解決手段】 並列に接続された組電池２の出力電圧をそれぞれ検出して、組電池２のそれぞれの出力電圧を均一に調整し、発電システム１０の発電による電力変動を緩和するために、発電システム１０に接続された電力変換装置５により、電圧を均一に調整した組電池２から出力される直流電力を交流電力に変換する発電システムの電力変動緩和装置１。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、発電システムの電力変動緩和装置および方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、環境負荷低減を目的として、風力、太陽光などの自然エネルギーを電気エネルギーに変換して電力を発電するシステムの導入が増大している。これらの自然エネルギーによる発電電力は、気象条件に大きく影響される。このため、自然エネルギーによる発電電力は、電力変動が生じ易い。発電電力の電力変動に、系統側が十分に追随できない場合は、負荷で電圧変動や部分停電が発生する恐れがある。
【０００３】
しかし、このような事態を避けるために、予備電力として火力発電所を待機させると燃料費等の維持費用が増大する。このため、自然エネルギーを用いた発電システム自体で変動電力を抑制することが望まれている。
【０００４】
他方、輸送体の環境負荷低減の推進の一環として、ハイブリッド自動車や電気自動車が急速に導入されている。これらの自動車には、電源としてバッテリーが搭載されている。このため、将来、廃車などの際に、大量の二次電池が排出される状況が予想される。従って、これらの二次電池の扱いも問題となることが予想される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１０−５１１０６号公報
【特許文献２】特開２０１０−４５００２号公報
【特許文献３】特開２００９−２７７９７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、上述の状況を鑑みて、二次電池の充放電により発電システムの電力変動を緩和する電力変動緩和装置を、再利用する二次電池により構成しようとすると、次のような問題が生じる。
【０００７】
二次電池には、様々な種類がある。また、同種類の電池でも、端子材料又は製造メーカが異なる場合、電池端電圧も異なる。さらに、再利用の二次電池では、使用状態、使用期間、又は使用環境などにより、固体差が大きくなる。
【０００８】
このような異なる態様の二次電池を用いて構成した場合、電池間の循環電流による部分発熱、又は構成電池間の電圧分担の不均一による貯蔵電力量の低下などを生じる恐れがある。
【０００９】
そこで、本発明の実施形態による目的は、互いに異なる態様の二次電池を用いても構成することのできる発電システムの電力変動緩和装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
本発明の実施形態の観点に従った発電システムの電力変動緩和装置は、複数の二次電池が並列に接続され、前記複数の二次電池から出力される直流電力を交流電力に変換し、発電システムに接続された電力変換装置を制御する発電システムの電力変動緩和装置であって、前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ調整する複数の直流電圧調整手段と、前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ検出する複数の直流電圧検出手段と、前記複数の直流電圧検出手段により検出された直流電圧に基づいて、前記複数の二次電池から出力される直流電圧を均一に調整するために、前記複数の直流電圧調整手段を制御する直流電圧制御手段と、前記発電システムの電力変動を緩和するために前記電力変換装置を制御する電力変換制御手段とを備える。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】本発明の第１の実施形態に係る電力変動緩和装置の適用された発電システムの構成を示す構成図。
【図２】第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置の適用された電力変動緩和装置の構成を示す構成図。
【図３】第１の実施形態に係るスイッチ装置の構成を示す構成図。
【図４】本発明の第２の実施形態に係るスイッチ装置の構成を示す構成図。
【図５】本発明の第３の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置の適用された電力変動緩和装置の構成を示す構成図。
【図６】第３の実施形態に係る計画充放電制御装置による電力変動緩和装置の放電制御を示すグラフ図。
【図７】第３の実施形態に係る計画充放電制御装置による電力変動緩和装置の充電制御を示すグラフ図。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
以下図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。
【００１３】
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１の適用された発電システム１０の構成を示す構成図である。なお、以降の図における同一部分には同一符号を付してその詳しい説明を省略し、異なる部分について主に述べる。以降の実施形態も同様にして重複する説明を省略する。
【００１４】
発電システム１０は、風力発電機７により発電された電力を負荷９に供給するシステムである。負荷９は、風力発電機７と電気的に接続されている。負荷９は、変圧器８を介して風力発電機７と接続しても、変圧器８を介さずに風力発電機７と接続してもよい。電力変動緩和装置１は、電力変換装置５を介して発電システム１０の電力系統（風力発電機７から負荷９に電力を供給する電力系統）と接続されている。電力変換装置５の交流側には、発電システム１０の電力系統の状態を把握するための電気量測定器６が設けられている。
【００１５】
風力発電機７は、自然エネルギーである風力を利用する発電機である。
【００１６】
電力変換装置５は、電力変換動作により、電力変動緩和装置１を充放電させることで、発電システム１０の電力系統の電力変動を緩和する。電力変換装置５は、風力発電機７による発電電力が不足している場合、電力変動緩和装置１から供給される直流電力を交流電力に変換し、発電システム１０の電力系統に供給する。電力変換装置５は、風力発電機７による発電電力が過剰の場合、発電システム１０の電力系統の余剰の交流電力を直流電力に変換し、電力変動緩和装置１を充電する。
【００１７】
電気量測定器６は、発電システム１０の電力系統の状態を示す電気量を測定する。電気量測定器６により測定される電気量は、電圧、電流、電力、有効電力、又は無効電力などである。電気量測定器６は、測定した電気量を系統情報Ｄ１として電力変動緩和装置１に出力する。
【００１８】
電力変動緩和装置１は、電気量測定器６により測定された系統情報Ｄ１に基づいて、電力変換装置５を制御するための制御信号Ｓ１を出力する。これにより、電力変動緩和装置１は、電力変換装置５を介して発電システム１０の電力系統の電力変動を緩和する。
【００１９】
電力変動緩和装置１は、複数の組電池２と、電力変動緩和システムとを備えている。電力変動緩和システムは、電力変動緩和システム制御装置３と、スイッチ装置４とを含む構成である。
【００２０】
電力変動緩和システム制御装置３は、電力変動緩和装置１の制御に関する演算処理する部分である。電力変動緩和システム制御装置３は、制御信号Ｓ１を電力変換装置５に出力して、電力変換装置５を制御する。電力変動緩和システム制御装置３は、制御信号Ｓ２を各組電池２に出力して、各組電池２を制御する。電力変動緩和システム制御装置３は、制御信号Ｓ３をスイッチ装置４に出力して、スイッチ装置４を制御する。電力変動緩和システム制御装置３は、電気量測定器６から系統情報Ｄ１を受信する。電力変動緩和システム制御装置３は、各組電池２から組電池情報Ｄ２を受信する。電力変動緩和システム制御装置３は、各組電池２からスイッチ装置４に入力された入力電圧を入力電圧情報Ｄ３としてスイッチ装置４から受信する。
【００２１】
スイッチ装置４は、各組電池２から出力される電圧を調整して、電力変換装置５の直流側に出力する。これにより、スイッチ装置４は、複数の組電池２と電力変換装置５との間の電力の授受の中継を行う。
【００２２】
組電池２は、スイッチ装置４に接続されている。組電池２は、二次電池である。組電池２は、充電又は放電することにより、発電システム１０の電力系統の電力変動を緩和する。複数の組電池２には、様々な種類又は状態（中古又は新品など）の組電池２が含まれている。また、複数の中古の組電池２がある場合でも、各組電池２の使用状態、使用期間、又は使用環境などは様々である。なお、以降においては、複数の組電池２のうち主に１つの組電池２について説明し、他の組電池２については同様であるとして、説明を適宜省略する。
【００２３】
組電池２は、セル部２１と、セル制御装置２２と、セルバランス回路２３とを備えている。
【００２４】
セル部２１は、複数の単位電池であるセルが直列又は並列に接続された構成である。組電池２は、セル部２１により、充電又は放電をする。
【００２５】
セル制御装置２２は、電力変動緩和システム制御装置３から受信する制御信号Ｓ２に基づいて、セルバランス回路２３を介してセル部２１を制御する。制御信号Ｓ２は、セル部２１を充電させる充電指令又はセル部２１を放電させる放電指令などである。セル制御装置２２は、セル部２１から電圧情報ＤＶ、電流情報ＤＩ、又は温度情報ＤＴなどの各セルの運転状態に関する情報を受信する。セル制御装置２２は、受信した各セルの運転状態に関する情報を組電池情報Ｄ２として、電力変動緩和システム制御装置３に送信する。
【００２６】
セルバランス回路２３は、セル部２１を構成する各セルの状態を監視する。セルバランス回路２３は、各セル間の電圧又は充電状態を均一化する処理を行う。セルバランス回路２３は、セル制御装置２２から充電指令又は放電指令を受信すると、各セル間の電圧又は充電状態が均一になるように、セル部２１を充電又は放電させる制御をする。
【００２７】
図２は、本実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３の適用された電力変動緩和装置１の構成を示す構成図である。
【００２８】
電力変動緩和システム制御装置３は、電力変換制御部３１と、組電池制御部３２と、スイッチ装置制御部３３とを備えている。
【００２９】
電力変換制御部３１は、電気量測定器６から系統情報Ｄ１を受信する。電力変換制御部３１は、組電池制御部３２から組電池２に関する情報Ｄ２１を受信する。組電池２に関する情報には、全ての組電池２の総和のＳＯＣ(蓄電率、State of Charge)情報が含まれている。電力変換制御部３１は、系統情報Ｄ１及び組電池２に関する情報Ｄ２１に基づいて、電力変動緩和装置１の制御内容（充電又は放電など）を決定する。電力変換制御部３１は、決定した制御内容に従って、電力変換装置５及び組電池２を制御する。
【００３０】
例えば、電力変換制御部３１は、次のように制御内容を決定する。
【００３１】
電力変換制御部３１は、系統情報Ｄ１に基づいて、発電システム１０の電力系統の電力変動を把握する。電力変換制御部３１は、この電力変動を抑制するように、各組電池２を充放電制御する。組電池２を充電させる場合、電力変換制御部３１は、組電池制御部３２に組電池２を充電させるように要求する情報Ｄ１２を出力し、電力変換装置５に余剰電力を電力変動緩和装置１に充電するように制御信号Ｓ１を出力する。組電池２を放電させる場合、電力変換制御部３１は、組電池制御部３２に組電池２を放電させるように要求する情報Ｄ１２を出力し、電力変換装置５に電力を発電システム１０の電力系統に供給するように制御信号Ｓ１を出力する。
【００３２】
組電池制御部３２は、各組電池２から組電池情報Ｄ２を受信する。組電池制御部３２は、電力変換制御部３１から情報Ｄ１２を受信する。組電池制御部３２は、スイッチ装置制御部３３から情報Ｄ３２を受信する。情報Ｄ３２には、スイッチ装置４に各組電池２から入力された入力電圧に関する情報が含まれている。組電池制御部３２は、組電池情報Ｄ２及びスイッチ装置４から受信した情報Ｄ３２に基づいて、各組電池２の制御内容（各組電池２の充電、放電、又は停止など）を決定する。組電池制御部３２は、組電池情報Ｄ２に基づいて、電力変換制御部３１に送信する組電池２に関する情報Ｄ２１を生成する。
【００３３】
組電池２を充電させる場合、組電池制御部３２は、各組電池２にそれぞれ充電指令を含む制御信号Ｓ２を出力し、スイッチ装置制御部３３にスイッチ装置４の制御に必要な情報Ｄ２３を送信する。組電池２を放電させる場合、組電池制御部３２は、各組電池２にそれぞれ放電指令又は放電電圧を制御するための放電電圧指令を含む制御信号Ｓ２を出力し、スイッチ装置制御部３３にスイッチ装置４の制御に必要な情報Ｄ２３を送信する。
【００３４】
例えば、組電池制御部３２は、次のように制御内容を決定する。
【００３５】
組電池制御部３２は、各組電池２に関する情報Ｄ２１に含まれる電圧情報ＤＶ及び電流情報ＤＩに基づいて、各組電池２の出力電力が均一になるように制御する。これにより、出力電力が特定の組電池２に偏ることを抑制する。
【００３６】
組電池制御部３２は、各組電池２に関する情報Ｄ２１に基づいて、各組電池２のＳＯＣを測定する。組電池制御部３２は、各組電池２のＳＯＣが均一になるように制御する。
【００３７】
組電池制御部３２は、各組電池２に関する情報Ｄ２１に含まれる温度情報ＤＴに基づいて、各組電池２の温度がある一定の範囲内になるように制御する。これは、組電池２の温度が高過ぎる場合、組電池２は故障の恐れがあり、組電池２の温度が低過ぎる場合、組電池２の充放電の効率が低下するからである。
【００３８】
スイッチ装置制御部３３は、組電池制御部３２から各組電池２の充放電に関する情報Ｄ２３を受信する。スイッチ装置制御部３３は、スイッチ装置４から入力電圧情報Ｄ３を受信する。スイッチ装置制御部３３は、入力電圧情報Ｄ３に基づいて、組電池制御部３２に送信する各組電池２の入力電圧に関する情報Ｄ３２を生成する。スイッチ装置制御部３３は、各組電池２の充放電に関する情報Ｄ２３及び入力電圧情報Ｄ３に基づいて、スイッチ装置４を制御するための制御指令を含む制御信号Ｓ３を出力する。
【００３９】
図３は、本実施形態に係るスイッチ装置４の構成を示す構成図である。
【００４０】
スイッチ装置４には、各組電池２に対応して、パワートランジスタ等のスイッチング素子ＴＲで構成されたチョッパ回路４１が設けられている。チョッパ回路４１は、対応する組電池２から出力された直流電圧を調整するための回路である。
【００４１】
チョッパ回路４１の組電池２側には、組電池２から入力される電圧を検出する電圧検出器ＤＲＶが設けられている。電圧検出器ＤＲＶは、検出した組電池２の入力電圧を入力電圧情報Ｄ３としてスイッチ装置制御部３３に出力する。
【００４２】
スイッチ装置制御部３３は、検出した各組電池２の入力電圧に基づいて、電力変換装置５の直流側に出力する電圧値を調整するための制御信号Ｓ３を、調整の制御対象となるチョッパ回路４１に出力する。スイッチ装置制御部３３は、組電池２間の循環電流が流れないように、かつ組電池２間の電圧分担が均一になるように、各チョッパ回路４１を制御する。チョッパ回路４１は、構成素子であるスイッチング素子ＴＲがオン・オフ制御されることで、組電池２からの入力電圧を制御する。
【００４３】
スイッチ装置４は、全てのチョッパ回路４１の電力変換装置５側に接続される部分が短絡されている。この構成により、スイッチ装置４に複数の組電池２を接続すると、全ての組電池２は、並列接続される。スイッチ装置４は、各チョッパ回路４１により調整された各組電圧２の出力電圧が合成された直流電力を電力変換装置５の直流側に出力する。
【００４４】
本実施形態によれば、スイッチ装置４により、各組電池２から出力される出力電圧を個別に調整することができる。これにより、任意の組電池２間に循環電流を流さずに、かつ組電池２間の電圧分担を均一にして、並列接続により各組電圧２の出力電圧が合成された直流電力を電力変換装置５に出力することができる。
【００４５】
従って、多種多様の二次電池を組電池２として用いても、発電システムの電力変動緩和装置１を構成することができる。例えば、組電池２に再利用の二次電池を用いた場合には、電力変動緩和装置１は、様々な態様の二次電池で構成されることになる。このような場合であっても、互いに異なる態様の組電池２間を用いることによる問題（端子電圧の違いによる循環電流など）を発生させることなく、電力変動緩和装置１を動作させることができる。
【００４６】
（第２の実施形態）
図４は、本発明の第２の実施形態に係るスイッチ装置４Ａの構成を示す構成図である。
【００４７】
本実施形態に係る電力変動緩和装置は、図１に示す第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１において、スイッチ装置４をスイッチ装置４Ａに、電力変動緩和システム制御装置３を電力変動緩和システム制御装置３Ａに代えている。その他は、第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１と同様である。
【００４８】
電力変動緩和システム制御装置３Ａは、図２に示す第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３において、スイッチ装置制御部３３をスイッチ装置制御部３３Ａに代えている。その他は、第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３と同様である。
【００４９】
スイッチ装置制御部３３Ａは、第１の実施形態に係るスイッチ装置制御部３３において、スイッチング素子ＴＲのオン・オフ制御をする代わりに、開閉装置ＳＷの開閉制御を行う。その他は、第１の実施形態に係るスイッチ装置制御部３３と同様である。
【００５０】
スイッチ装置４Ａは、図３に示す第１の実施形態に係るスイッチ装置４において、チョッパ回路４１を直流電圧調整回路４１Ａに代えている。その他は、第１の実施形態に係るスイッチ装置４と同様である。
【００５１】
直流電圧調整回路４１Ａは、直列抵抗ＲＳと開閉装置ＳＷとを備えた構成である。
【００５２】
直流電圧調整回路４１Ａの組電池２側には、組電池２から入力される電圧を検出する電圧検出器ＤＲＶが設けられている。電圧検出器ＤＲＶは、検出した組電池２の入力電圧を入力電圧情報Ｄ３としてスイッチ装置制御部３３Ａに出力する。
【００５３】
スイッチ装置制御部３３Ａは、検出した各組電池２の入力電圧に基づいて、電力変換装置５の直流側に出力する電圧値を調整するための制御信号Ｓ３を、調整の制御対象となる直流電圧調整回路４１Ａに出力する。スイッチ装置制御部３３Ａは、組電池２間の循環電流が流れないように、かつ組電池２間の電圧分担が均一になるように、各直流電圧調整回路４１Ａを制御する。各組電池２の電圧差は、直列抵抗ＲＳにより調整される。直流電圧調整回路４１Ａは、構成素子である開閉装置ＳＷが開閉制御されることで、組電池２からの入力電圧を制御する。
【００５４】
スイッチ装置４Ａは、各直流電圧調整回路４１Ａにより調整された各組電圧２の出力電圧が合成された直流電力を電力変換装置５の直流側に出力する。
【００５５】
本実施形態によれば、スイッチング素子ＴＲで構成されるチョッパ回路４１の代わりに、直列抵抗ＲＳと開閉装置ＳＷで構成される直流電圧調整回路４１Ａを用いて、電力変動緩和システム制御装置３Ａを構成することができる。これにより、第１の実施形態と同様の作用効果を得ることができる。
【００５６】
（第３の実施形態）
図５は、本発明の第３の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３Ｂの適用された電力変動緩和装置１Ｂの構成を示す構成図である。
【００５７】
電力変動緩和装置１Ｂは、図２示す第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１において、電力変動緩和システム制御装置３を電力変動緩和システム制御装置３Ｂに代え、自然エネルギー発電量予測システム１１及び計画充放電制御装置１２を加えた構成である。自然エネルギー発電量予測システム１１は、電力変動緩和装置１Ｂの外部に設けられている気象予報モデル９０から情報を受信する。その他は、第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１と同様である。
【００５８】
電力変動緩和システム制御装置３Ｂは、図２に示す第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３において、電力変換制御部３１を電力変換制御部３１Ｂに代えている。その他は、第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３と同様である。
【００５９】
気象予報モデル９０は、気象予想値を供給する数値予報モデルである。気象予報モデル９０は、風速ベクトル及び気圧などの様々な気象に関する各種の情報を提供する。例えば、気象予報モデル９０は、メソ数値予報モデル（ＭＳＭ: meso scale model）又は全球数値予報モデル（ＧＳＭ: global spectral model）などの気象庁が公開しているシステムである。メソ数値予報モデルは、日本及びその近海の大気を対象としたモデルである。全球数値予報モデルは、地球全体の大気を対象としたモデルである。これらの数値予報モデルは、５５〜２０ｋｍ間隔の格子点で解析した気象予想値を提供する。
【００６０】
自然エネルギー発電量予測システム１１は、気象予報モデル９０から提供される情報のうち、発電システム１０の風力発電機７が設置されている位置又は地域の風向、風量、又は日照等の風力発電機７の発電に影響する気象予想値を抽出する。自然エネルギー発電量予測システム１１は、抽出した気象予想値に基づいて、風力発電機７の発電量を予測する。自然エネルギー発電量予測システム１１は、予測した風力発電機７の発電量を計画充放電制御装置１２に送信する。
【００６１】
計画充放電制御装置１２は、自然エネルギー発電量予測システム１１から受信した予測される風力発電機７の発電量に基づいて、電力変動緩和装置１Ｂの充電目標量又は放電目標量を演算する。計画充放電制御装置１２は、演算した充電目標量又は放電目標量に基づいて、時間毎の充電目標量又は放電目標量を計画する。計画充放電制御装置１２は、立てた計画に従って、時間毎に充電目標量又は放電目標量などを達成するための充放電に関する指令を電力変換制御部３１Ｂに出力する。例えば、充放電に関する指令は、電力変動緩和装置１ＢのＳＯＣ（全ての組電池２の総和のＳＯＣ）の指令値である。
【００６２】
電力変換制御部３１Ｂは、計画充放電制御装置１２から受信した充放電に関する指令に基づいて、組電池制御部３２に組電池２を充放電させるように要求する情報Ｄ１２を出力する。
【００６３】
電力変換制御部３１Ｂは、電力変動緩和装置１のＳＯＣが計画充放電制御装置１２により計画されたＳＯＣを下回るのであれば、電力変動緩和装置１Ｂを充電させるように制御する。電力変換制御部３１Ｂは、電力変動緩和装置１のＳＯＣが計画充放電制御装置１２により計画されたＳＯＣを上回るのであれば、電力変動緩和装置１Ｂを放電させるように制御する。電力変換制御部３１Ｂは、計画充放電制御装置１２による計画よりも風力発電機７の発電量が少ない場合、電力変動緩和装置１Ｂを放電させて、発電システム１０の不足分の電力を供給する。電力変換制御部３１Ｂは、計画充放電制御装置１２による計画よりも風力発電機７の発電量が多い場合、電力変動緩和装置１Ｂを充電させて、発電システム１０の余剰分の電力を吸収する。電力変換制御部３１Ｂは、これらの電力変動緩和装置１Ｂの充放電の制御に対応して、電力変換装置５の制御をする。
【００６４】
図６は、本実施形態に係る計画充放電制御装置１２による電力変動緩和装置１Ｂの放電制御を示すグラフ図である。図７は、本実施形態に係る計画充放電制御装置１２による電力変動緩和装置１Ｂの充電制御を示すグラフ図である。
【００６５】
図６及び図７を参照して、風力発電機７の設置箇所に強風が予測される場合の電力変動緩和装置１Ｂの充放電制御について説明する。
【００６６】
自然エネルギー発電量予測システム１１は、気象予報モデル９０から提供される気象予想値に基づいて、風力発電機７の設置箇所の強風を予測する。自然エネルギー発電量予測システム１１は、予測した強風の風力及び風向などに基づいて、風力発電機７の強風による発電量を予測する。
【００６７】
計画充放電制御装置１２は、自然エネルギー発電量予測システム１１により予測された発電量に基づいて、充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒの計画を立てる。
【００６８】
電力変換制御部３１Ｂは、計画充放電制御装置１２により計画された充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒを達成するように、充電指令及び放電指令を組電池制御部３２に出力する。
【００６９】
強風を予測した気象予想値を自然エネルギー発電量予測システム１１が気象予報モデル９０から受信した時刻ｔ０よりも前までは、電力変換制御部３１Ｂは、並み風（通常）時の充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒ（図６では、放電目標量Ｐｄｒをゼロとしている。）を達成するように充放電指令をする。
【００７０】
時刻ｔ０から強風になる予測された時刻ｔｆまでは、電力変換制御部３１Ｂは、強風に備えるための充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒを達成するように充放電指令をする。
【００７１】
強風に備えるための充電目標量Ｐｃｒは、並み風時の充電目標量Ｐｃｒよりも低くなるように計画されている。これにより、電力変動緩和装置１Ｂは、強風による発電エネルギーを充電するための容量が確保される。
【００７２】
強風に備えるための放電目標量Ｐｄｒは、並み風時の放電目標量Ｐｄｒよりも高くなるように計画されている。これにより、電力変動緩和装置１Ｂは、商用の電力系統への売買契約量の上限値の範囲内で適切な電力量を放電する。
【００７３】
時刻ｔｆ以降は、電力変換制御部３１Ｂは、強風による電力変動を抑制するための充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒを達成するように充放電指令をする。これにより、電力変動緩和装置１Ｂは、強風による風力発電機７の余剰の発電電力（例えば、売買契約を超える分の電力）を吸収（蓄電）する。
【００７４】
一方、弱風又は無風が予測される場合、電力変動緩和装置１Ｂの充放電制御は、強風時が予測される場合と反対に、充電目標量Ｐｃｒを並み風時の充電目標量Ｐｃｒよりも高くし、放電目標量Ｐｄｒを並み風時の放電目標量Ｐｄｒよりも低くする。これにより、電力変動緩和装置１Ｂは、弱風等による風力発電機７の不足の発電電力を放電電力により補えるように備える。
【００７５】
本実施形態によれば、気象予想値を受信することで、風力発電機７の設置箇所の風力又は風向などの気象を予測することができる。電力変動緩和装置１Ｂは、予測した気象に基づいて、風力発電機７の発電電力を予測することができる。電力変動緩和装置１Ｂは、予測した風力発電機７の発電電力に基づいて、複数の組電池２を制御することで、充放電を計画的に行うことができる。
【００７６】
このように、計画的に充放電を行うことにより、電力変動緩和装置１Ｂは、中長期的に自然エネルギーの利用率を上げることができる。
【００７７】
以上説明したように、各実施形態によれば、互いに異なる態様の二次電池を用いても構成することのできる発電システムの電力変動緩和装置を提供することができる。
【００７８】
なお、各実施形態において、発電システム１０に用いる発電機を、風力により発電する風力発電機７としたが、これに限らない。自然エネルギーを利用した発電機であれば、発電電力の電力変動が生じ易いことが多い。このため、電力変動緩和装置１等の電力変動を緩和する対象となる発電システム１０の発電機は、風力以外の太陽光などの自然エネルギーを利用するものでもよい。また、発電機は、発電電力の電力変動が生じる恐れのある発電機であれば、自然エネルギーを利用するものに限らない。
【００７９】
また、各実施形態では、組電池２から出力される直流電圧を調整するための構成として、スイッチング素子ＴＲ等を用いる構成を説明したが、これらの実施形態の構成に限らない。直流電圧が調整できるのであれば、どのような素子又は回路でもよい。また、第２の実施形態では、１つの直列抵抗ＲＳと１つの開閉装置ＳＷのみによる回路構成について説明したが、これに限らない。直列抵抗ＲＳ又は開閉装置ＳＷはいくつ設けてもよいし、他の素子又は回路と組み合わせてもよい。即ち、開閉装置としての機能を持つもの（スイッチング素子等を含む）を操作することにより、組電池２から出力される直流電圧を調整できる構成であれば、どのような構成にしてもよい。
【００８０】
さらに、各実施形態において、電力変動緩和装置１等は、複数の組電池２及び電力変換装置５をいずれも構成として含むとしてもよいし、含まないとしてもよい。
【００８１】
また、第３の実施形態では、風力による発電機７の場合について説明したが、その他の自然エネルギーを利用する発電機でもよい。例えば、太陽光を利用する発電機であれば、日照時間又は日光の照度などを予測して、発電量を予測してもよい。
【００８２】
なお、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
【符号の説明】
【００８３】
１…電力変動緩和装置、２…組電池、３…電力変動緩和システム制御装置、４…スイッチ装置、５…電力変換装置、６…電気量測定器、７…風力発電機、８…変圧器、９…負荷、１０…発電システム、２１…セル部、２２…セル制御装置、２３…セルバランス回路、Ｄ１…系統情報、Ｄ２…組電池情報、Ｄ３…入力電圧情報、Ｓ１，Ｓ２，Ｓ３…制御信号。
【技術分野】
【０００１】
本発明の実施形態は、発電システムの電力変動緩和装置および方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、環境負荷低減を目的として、風力、太陽光などの自然エネルギーを電気エネルギーに変換して電力を発電するシステムの導入が増大している。これらの自然エネルギーによる発電電力は、気象条件に大きく影響される。このため、自然エネルギーによる発電電力は、電力変動が生じ易い。発電電力の電力変動に、系統側が十分に追随できない場合は、負荷で電圧変動や部分停電が発生する恐れがある。
【０００３】
しかし、このような事態を避けるために、予備電力として火力発電所を待機させると燃料費等の維持費用が増大する。このため、自然エネルギーを用いた発電システム自体で変動電力を抑制することが望まれている。
【０００４】
他方、輸送体の環境負荷低減の推進の一環として、ハイブリッド自動車や電気自動車が急速に導入されている。これらの自動車には、電源としてバッテリーが搭載されている。このため、将来、廃車などの際に、大量の二次電池が排出される状況が予想される。従って、これらの二次電池の扱いも問題となることが予想される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１０−５１１０６号公報
【特許文献２】特開２０１０−４５００２号公報
【特許文献３】特開２００９−２７７９７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、上述の状況を鑑みて、二次電池の充放電により発電システムの電力変動を緩和する電力変動緩和装置を、再利用する二次電池により構成しようとすると、次のような問題が生じる。
【０００７】
二次電池には、様々な種類がある。また、同種類の電池でも、端子材料又は製造メーカが異なる場合、電池端電圧も異なる。さらに、再利用の二次電池では、使用状態、使用期間、又は使用環境などにより、固体差が大きくなる。
【０００８】
このような異なる態様の二次電池を用いて構成した場合、電池間の循環電流による部分発熱、又は構成電池間の電圧分担の不均一による貯蔵電力量の低下などを生じる恐れがある。
【０００９】
そこで、本発明の実施形態による目的は、互いに異なる態様の二次電池を用いても構成することのできる発電システムの電力変動緩和装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１０】
本発明の実施形態の観点に従った発電システムの電力変動緩和装置は、複数の二次電池が並列に接続され、前記複数の二次電池から出力される直流電力を交流電力に変換し、発電システムに接続された電力変換装置を制御する発電システムの電力変動緩和装置であって、前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ調整する複数の直流電圧調整手段と、前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ検出する複数の直流電圧検出手段と、前記複数の直流電圧検出手段により検出された直流電圧に基づいて、前記複数の二次電池から出力される直流電圧を均一に調整するために、前記複数の直流電圧調整手段を制御する直流電圧制御手段と、前記発電システムの電力変動を緩和するために前記電力変換装置を制御する電力変換制御手段とを備える。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】本発明の第１の実施形態に係る電力変動緩和装置の適用された発電システムの構成を示す構成図。
【図２】第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置の適用された電力変動緩和装置の構成を示す構成図。
【図３】第１の実施形態に係るスイッチ装置の構成を示す構成図。
【図４】本発明の第２の実施形態に係るスイッチ装置の構成を示す構成図。
【図５】本発明の第３の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置の適用された電力変動緩和装置の構成を示す構成図。
【図６】第３の実施形態に係る計画充放電制御装置による電力変動緩和装置の放電制御を示すグラフ図。
【図７】第３の実施形態に係る計画充放電制御装置による電力変動緩和装置の充電制御を示すグラフ図。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
以下図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。
【００１３】
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１の適用された発電システム１０の構成を示す構成図である。なお、以降の図における同一部分には同一符号を付してその詳しい説明を省略し、異なる部分について主に述べる。以降の実施形態も同様にして重複する説明を省略する。
【００１４】
発電システム１０は、風力発電機７により発電された電力を負荷９に供給するシステムである。負荷９は、風力発電機７と電気的に接続されている。負荷９は、変圧器８を介して風力発電機７と接続しても、変圧器８を介さずに風力発電機７と接続してもよい。電力変動緩和装置１は、電力変換装置５を介して発電システム１０の電力系統（風力発電機７から負荷９に電力を供給する電力系統）と接続されている。電力変換装置５の交流側には、発電システム１０の電力系統の状態を把握するための電気量測定器６が設けられている。
【００１５】
風力発電機７は、自然エネルギーである風力を利用する発電機である。
【００１６】
電力変換装置５は、電力変換動作により、電力変動緩和装置１を充放電させることで、発電システム１０の電力系統の電力変動を緩和する。電力変換装置５は、風力発電機７による発電電力が不足している場合、電力変動緩和装置１から供給される直流電力を交流電力に変換し、発電システム１０の電力系統に供給する。電力変換装置５は、風力発電機７による発電電力が過剰の場合、発電システム１０の電力系統の余剰の交流電力を直流電力に変換し、電力変動緩和装置１を充電する。
【００１７】
電気量測定器６は、発電システム１０の電力系統の状態を示す電気量を測定する。電気量測定器６により測定される電気量は、電圧、電流、電力、有効電力、又は無効電力などである。電気量測定器６は、測定した電気量を系統情報Ｄ１として電力変動緩和装置１に出力する。
【００１８】
電力変動緩和装置１は、電気量測定器６により測定された系統情報Ｄ１に基づいて、電力変換装置５を制御するための制御信号Ｓ１を出力する。これにより、電力変動緩和装置１は、電力変換装置５を介して発電システム１０の電力系統の電力変動を緩和する。
【００１９】
電力変動緩和装置１は、複数の組電池２と、電力変動緩和システムとを備えている。電力変動緩和システムは、電力変動緩和システム制御装置３と、スイッチ装置４とを含む構成である。
【００２０】
電力変動緩和システム制御装置３は、電力変動緩和装置１の制御に関する演算処理する部分である。電力変動緩和システム制御装置３は、制御信号Ｓ１を電力変換装置５に出力して、電力変換装置５を制御する。電力変動緩和システム制御装置３は、制御信号Ｓ２を各組電池２に出力して、各組電池２を制御する。電力変動緩和システム制御装置３は、制御信号Ｓ３をスイッチ装置４に出力して、スイッチ装置４を制御する。電力変動緩和システム制御装置３は、電気量測定器６から系統情報Ｄ１を受信する。電力変動緩和システム制御装置３は、各組電池２から組電池情報Ｄ２を受信する。電力変動緩和システム制御装置３は、各組電池２からスイッチ装置４に入力された入力電圧を入力電圧情報Ｄ３としてスイッチ装置４から受信する。
【００２１】
スイッチ装置４は、各組電池２から出力される電圧を調整して、電力変換装置５の直流側に出力する。これにより、スイッチ装置４は、複数の組電池２と電力変換装置５との間の電力の授受の中継を行う。
【００２２】
組電池２は、スイッチ装置４に接続されている。組電池２は、二次電池である。組電池２は、充電又は放電することにより、発電システム１０の電力系統の電力変動を緩和する。複数の組電池２には、様々な種類又は状態（中古又は新品など）の組電池２が含まれている。また、複数の中古の組電池２がある場合でも、各組電池２の使用状態、使用期間、又は使用環境などは様々である。なお、以降においては、複数の組電池２のうち主に１つの組電池２について説明し、他の組電池２については同様であるとして、説明を適宜省略する。
【００２３】
組電池２は、セル部２１と、セル制御装置２２と、セルバランス回路２３とを備えている。
【００２４】
セル部２１は、複数の単位電池であるセルが直列又は並列に接続された構成である。組電池２は、セル部２１により、充電又は放電をする。
【００２５】
セル制御装置２２は、電力変動緩和システム制御装置３から受信する制御信号Ｓ２に基づいて、セルバランス回路２３を介してセル部２１を制御する。制御信号Ｓ２は、セル部２１を充電させる充電指令又はセル部２１を放電させる放電指令などである。セル制御装置２２は、セル部２１から電圧情報ＤＶ、電流情報ＤＩ、又は温度情報ＤＴなどの各セルの運転状態に関する情報を受信する。セル制御装置２２は、受信した各セルの運転状態に関する情報を組電池情報Ｄ２として、電力変動緩和システム制御装置３に送信する。
【００２６】
セルバランス回路２３は、セル部２１を構成する各セルの状態を監視する。セルバランス回路２３は、各セル間の電圧又は充電状態を均一化する処理を行う。セルバランス回路２３は、セル制御装置２２から充電指令又は放電指令を受信すると、各セル間の電圧又は充電状態が均一になるように、セル部２１を充電又は放電させる制御をする。
【００２７】
図２は、本実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３の適用された電力変動緩和装置１の構成を示す構成図である。
【００２８】
電力変動緩和システム制御装置３は、電力変換制御部３１と、組電池制御部３２と、スイッチ装置制御部３３とを備えている。
【００２９】
電力変換制御部３１は、電気量測定器６から系統情報Ｄ１を受信する。電力変換制御部３１は、組電池制御部３２から組電池２に関する情報Ｄ２１を受信する。組電池２に関する情報には、全ての組電池２の総和のＳＯＣ(蓄電率、State of Charge)情報が含まれている。電力変換制御部３１は、系統情報Ｄ１及び組電池２に関する情報Ｄ２１に基づいて、電力変動緩和装置１の制御内容（充電又は放電など）を決定する。電力変換制御部３１は、決定した制御内容に従って、電力変換装置５及び組電池２を制御する。
【００３０】
例えば、電力変換制御部３１は、次のように制御内容を決定する。
【００３１】
電力変換制御部３１は、系統情報Ｄ１に基づいて、発電システム１０の電力系統の電力変動を把握する。電力変換制御部３１は、この電力変動を抑制するように、各組電池２を充放電制御する。組電池２を充電させる場合、電力変換制御部３１は、組電池制御部３２に組電池２を充電させるように要求する情報Ｄ１２を出力し、電力変換装置５に余剰電力を電力変動緩和装置１に充電するように制御信号Ｓ１を出力する。組電池２を放電させる場合、電力変換制御部３１は、組電池制御部３２に組電池２を放電させるように要求する情報Ｄ１２を出力し、電力変換装置５に電力を発電システム１０の電力系統に供給するように制御信号Ｓ１を出力する。
【００３２】
組電池制御部３２は、各組電池２から組電池情報Ｄ２を受信する。組電池制御部３２は、電力変換制御部３１から情報Ｄ１２を受信する。組電池制御部３２は、スイッチ装置制御部３３から情報Ｄ３２を受信する。情報Ｄ３２には、スイッチ装置４に各組電池２から入力された入力電圧に関する情報が含まれている。組電池制御部３２は、組電池情報Ｄ２及びスイッチ装置４から受信した情報Ｄ３２に基づいて、各組電池２の制御内容（各組電池２の充電、放電、又は停止など）を決定する。組電池制御部３２は、組電池情報Ｄ２に基づいて、電力変換制御部３１に送信する組電池２に関する情報Ｄ２１を生成する。
【００３３】
組電池２を充電させる場合、組電池制御部３２は、各組電池２にそれぞれ充電指令を含む制御信号Ｓ２を出力し、スイッチ装置制御部３３にスイッチ装置４の制御に必要な情報Ｄ２３を送信する。組電池２を放電させる場合、組電池制御部３２は、各組電池２にそれぞれ放電指令又は放電電圧を制御するための放電電圧指令を含む制御信号Ｓ２を出力し、スイッチ装置制御部３３にスイッチ装置４の制御に必要な情報Ｄ２３を送信する。
【００３４】
例えば、組電池制御部３２は、次のように制御内容を決定する。
【００３５】
組電池制御部３２は、各組電池２に関する情報Ｄ２１に含まれる電圧情報ＤＶ及び電流情報ＤＩに基づいて、各組電池２の出力電力が均一になるように制御する。これにより、出力電力が特定の組電池２に偏ることを抑制する。
【００３６】
組電池制御部３２は、各組電池２に関する情報Ｄ２１に基づいて、各組電池２のＳＯＣを測定する。組電池制御部３２は、各組電池２のＳＯＣが均一になるように制御する。
【００３７】
組電池制御部３２は、各組電池２に関する情報Ｄ２１に含まれる温度情報ＤＴに基づいて、各組電池２の温度がある一定の範囲内になるように制御する。これは、組電池２の温度が高過ぎる場合、組電池２は故障の恐れがあり、組電池２の温度が低過ぎる場合、組電池２の充放電の効率が低下するからである。
【００３８】
スイッチ装置制御部３３は、組電池制御部３２から各組電池２の充放電に関する情報Ｄ２３を受信する。スイッチ装置制御部３３は、スイッチ装置４から入力電圧情報Ｄ３を受信する。スイッチ装置制御部３３は、入力電圧情報Ｄ３に基づいて、組電池制御部３２に送信する各組電池２の入力電圧に関する情報Ｄ３２を生成する。スイッチ装置制御部３３は、各組電池２の充放電に関する情報Ｄ２３及び入力電圧情報Ｄ３に基づいて、スイッチ装置４を制御するための制御指令を含む制御信号Ｓ３を出力する。
【００３９】
図３は、本実施形態に係るスイッチ装置４の構成を示す構成図である。
【００４０】
スイッチ装置４には、各組電池２に対応して、パワートランジスタ等のスイッチング素子ＴＲで構成されたチョッパ回路４１が設けられている。チョッパ回路４１は、対応する組電池２から出力された直流電圧を調整するための回路である。
【００４１】
チョッパ回路４１の組電池２側には、組電池２から入力される電圧を検出する電圧検出器ＤＲＶが設けられている。電圧検出器ＤＲＶは、検出した組電池２の入力電圧を入力電圧情報Ｄ３としてスイッチ装置制御部３３に出力する。
【００４２】
スイッチ装置制御部３３は、検出した各組電池２の入力電圧に基づいて、電力変換装置５の直流側に出力する電圧値を調整するための制御信号Ｓ３を、調整の制御対象となるチョッパ回路４１に出力する。スイッチ装置制御部３３は、組電池２間の循環電流が流れないように、かつ組電池２間の電圧分担が均一になるように、各チョッパ回路４１を制御する。チョッパ回路４１は、構成素子であるスイッチング素子ＴＲがオン・オフ制御されることで、組電池２からの入力電圧を制御する。
【００４３】
スイッチ装置４は、全てのチョッパ回路４１の電力変換装置５側に接続される部分が短絡されている。この構成により、スイッチ装置４に複数の組電池２を接続すると、全ての組電池２は、並列接続される。スイッチ装置４は、各チョッパ回路４１により調整された各組電圧２の出力電圧が合成された直流電力を電力変換装置５の直流側に出力する。
【００４４】
本実施形態によれば、スイッチ装置４により、各組電池２から出力される出力電圧を個別に調整することができる。これにより、任意の組電池２間に循環電流を流さずに、かつ組電池２間の電圧分担を均一にして、並列接続により各組電圧２の出力電圧が合成された直流電力を電力変換装置５に出力することができる。
【００４５】
従って、多種多様の二次電池を組電池２として用いても、発電システムの電力変動緩和装置１を構成することができる。例えば、組電池２に再利用の二次電池を用いた場合には、電力変動緩和装置１は、様々な態様の二次電池で構成されることになる。このような場合であっても、互いに異なる態様の組電池２間を用いることによる問題（端子電圧の違いによる循環電流など）を発生させることなく、電力変動緩和装置１を動作させることができる。
【００４６】
（第２の実施形態）
図４は、本発明の第２の実施形態に係るスイッチ装置４Ａの構成を示す構成図である。
【００４７】
本実施形態に係る電力変動緩和装置は、図１に示す第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１において、スイッチ装置４をスイッチ装置４Ａに、電力変動緩和システム制御装置３を電力変動緩和システム制御装置３Ａに代えている。その他は、第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１と同様である。
【００４８】
電力変動緩和システム制御装置３Ａは、図２に示す第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３において、スイッチ装置制御部３３をスイッチ装置制御部３３Ａに代えている。その他は、第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３と同様である。
【００４９】
スイッチ装置制御部３３Ａは、第１の実施形態に係るスイッチ装置制御部３３において、スイッチング素子ＴＲのオン・オフ制御をする代わりに、開閉装置ＳＷの開閉制御を行う。その他は、第１の実施形態に係るスイッチ装置制御部３３と同様である。
【００５０】
スイッチ装置４Ａは、図３に示す第１の実施形態に係るスイッチ装置４において、チョッパ回路４１を直流電圧調整回路４１Ａに代えている。その他は、第１の実施形態に係るスイッチ装置４と同様である。
【００５１】
直流電圧調整回路４１Ａは、直列抵抗ＲＳと開閉装置ＳＷとを備えた構成である。
【００５２】
直流電圧調整回路４１Ａの組電池２側には、組電池２から入力される電圧を検出する電圧検出器ＤＲＶが設けられている。電圧検出器ＤＲＶは、検出した組電池２の入力電圧を入力電圧情報Ｄ３としてスイッチ装置制御部３３Ａに出力する。
【００５３】
スイッチ装置制御部３３Ａは、検出した各組電池２の入力電圧に基づいて、電力変換装置５の直流側に出力する電圧値を調整するための制御信号Ｓ３を、調整の制御対象となる直流電圧調整回路４１Ａに出力する。スイッチ装置制御部３３Ａは、組電池２間の循環電流が流れないように、かつ組電池２間の電圧分担が均一になるように、各直流電圧調整回路４１Ａを制御する。各組電池２の電圧差は、直列抵抗ＲＳにより調整される。直流電圧調整回路４１Ａは、構成素子である開閉装置ＳＷが開閉制御されることで、組電池２からの入力電圧を制御する。
【００５４】
スイッチ装置４Ａは、各直流電圧調整回路４１Ａにより調整された各組電圧２の出力電圧が合成された直流電力を電力変換装置５の直流側に出力する。
【００５５】
本実施形態によれば、スイッチング素子ＴＲで構成されるチョッパ回路４１の代わりに、直列抵抗ＲＳと開閉装置ＳＷで構成される直流電圧調整回路４１Ａを用いて、電力変動緩和システム制御装置３Ａを構成することができる。これにより、第１の実施形態と同様の作用効果を得ることができる。
【００５６】
（第３の実施形態）
図５は、本発明の第３の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３Ｂの適用された電力変動緩和装置１Ｂの構成を示す構成図である。
【００５７】
電力変動緩和装置１Ｂは、図２示す第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１において、電力変動緩和システム制御装置３を電力変動緩和システム制御装置３Ｂに代え、自然エネルギー発電量予測システム１１及び計画充放電制御装置１２を加えた構成である。自然エネルギー発電量予測システム１１は、電力変動緩和装置１Ｂの外部に設けられている気象予報モデル９０から情報を受信する。その他は、第１の実施形態に係る電力変動緩和装置１と同様である。
【００５８】
電力変動緩和システム制御装置３Ｂは、図２に示す第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３において、電力変換制御部３１を電力変換制御部３１Ｂに代えている。その他は、第１の実施形態に係る電力変動緩和システム制御装置３と同様である。
【００５９】
気象予報モデル９０は、気象予想値を供給する数値予報モデルである。気象予報モデル９０は、風速ベクトル及び気圧などの様々な気象に関する各種の情報を提供する。例えば、気象予報モデル９０は、メソ数値予報モデル（ＭＳＭ: meso scale model）又は全球数値予報モデル（ＧＳＭ: global spectral model）などの気象庁が公開しているシステムである。メソ数値予報モデルは、日本及びその近海の大気を対象としたモデルである。全球数値予報モデルは、地球全体の大気を対象としたモデルである。これらの数値予報モデルは、５５〜２０ｋｍ間隔の格子点で解析した気象予想値を提供する。
【００６０】
自然エネルギー発電量予測システム１１は、気象予報モデル９０から提供される情報のうち、発電システム１０の風力発電機７が設置されている位置又は地域の風向、風量、又は日照等の風力発電機７の発電に影響する気象予想値を抽出する。自然エネルギー発電量予測システム１１は、抽出した気象予想値に基づいて、風力発電機７の発電量を予測する。自然エネルギー発電量予測システム１１は、予測した風力発電機７の発電量を計画充放電制御装置１２に送信する。
【００６１】
計画充放電制御装置１２は、自然エネルギー発電量予測システム１１から受信した予測される風力発電機７の発電量に基づいて、電力変動緩和装置１Ｂの充電目標量又は放電目標量を演算する。計画充放電制御装置１２は、演算した充電目標量又は放電目標量に基づいて、時間毎の充電目標量又は放電目標量を計画する。計画充放電制御装置１２は、立てた計画に従って、時間毎に充電目標量又は放電目標量などを達成するための充放電に関する指令を電力変換制御部３１Ｂに出力する。例えば、充放電に関する指令は、電力変動緩和装置１ＢのＳＯＣ（全ての組電池２の総和のＳＯＣ）の指令値である。
【００６２】
電力変換制御部３１Ｂは、計画充放電制御装置１２から受信した充放電に関する指令に基づいて、組電池制御部３２に組電池２を充放電させるように要求する情報Ｄ１２を出力する。
【００６３】
電力変換制御部３１Ｂは、電力変動緩和装置１のＳＯＣが計画充放電制御装置１２により計画されたＳＯＣを下回るのであれば、電力変動緩和装置１Ｂを充電させるように制御する。電力変換制御部３１Ｂは、電力変動緩和装置１のＳＯＣが計画充放電制御装置１２により計画されたＳＯＣを上回るのであれば、電力変動緩和装置１Ｂを放電させるように制御する。電力変換制御部３１Ｂは、計画充放電制御装置１２による計画よりも風力発電機７の発電量が少ない場合、電力変動緩和装置１Ｂを放電させて、発電システム１０の不足分の電力を供給する。電力変換制御部３１Ｂは、計画充放電制御装置１２による計画よりも風力発電機７の発電量が多い場合、電力変動緩和装置１Ｂを充電させて、発電システム１０の余剰分の電力を吸収する。電力変換制御部３１Ｂは、これらの電力変動緩和装置１Ｂの充放電の制御に対応して、電力変換装置５の制御をする。
【００６４】
図６は、本実施形態に係る計画充放電制御装置１２による電力変動緩和装置１Ｂの放電制御を示すグラフ図である。図７は、本実施形態に係る計画充放電制御装置１２による電力変動緩和装置１Ｂの充電制御を示すグラフ図である。
【００６５】
図６及び図７を参照して、風力発電機７の設置箇所に強風が予測される場合の電力変動緩和装置１Ｂの充放電制御について説明する。
【００６６】
自然エネルギー発電量予測システム１１は、気象予報モデル９０から提供される気象予想値に基づいて、風力発電機７の設置箇所の強風を予測する。自然エネルギー発電量予測システム１１は、予測した強風の風力及び風向などに基づいて、風力発電機７の強風による発電量を予測する。
【００６７】
計画充放電制御装置１２は、自然エネルギー発電量予測システム１１により予測された発電量に基づいて、充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒの計画を立てる。
【００６８】
電力変換制御部３１Ｂは、計画充放電制御装置１２により計画された充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒを達成するように、充電指令及び放電指令を組電池制御部３２に出力する。
【００６９】
強風を予測した気象予想値を自然エネルギー発電量予測システム１１が気象予報モデル９０から受信した時刻ｔ０よりも前までは、電力変換制御部３１Ｂは、並み風（通常）時の充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒ（図６では、放電目標量Ｐｄｒをゼロとしている。）を達成するように充放電指令をする。
【００７０】
時刻ｔ０から強風になる予測された時刻ｔｆまでは、電力変換制御部３１Ｂは、強風に備えるための充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒを達成するように充放電指令をする。
【００７１】
強風に備えるための充電目標量Ｐｃｒは、並み風時の充電目標量Ｐｃｒよりも低くなるように計画されている。これにより、電力変動緩和装置１Ｂは、強風による発電エネルギーを充電するための容量が確保される。
【００７２】
強風に備えるための放電目標量Ｐｄｒは、並み風時の放電目標量Ｐｄｒよりも高くなるように計画されている。これにより、電力変動緩和装置１Ｂは、商用の電力系統への売買契約量の上限値の範囲内で適切な電力量を放電する。
【００７３】
時刻ｔｆ以降は、電力変換制御部３１Ｂは、強風による電力変動を抑制するための充電目標量Ｐｃｒ及び放電目標量Ｐｄｒを達成するように充放電指令をする。これにより、電力変動緩和装置１Ｂは、強風による風力発電機７の余剰の発電電力（例えば、売買契約を超える分の電力）を吸収（蓄電）する。
【００７４】
一方、弱風又は無風が予測される場合、電力変動緩和装置１Ｂの充放電制御は、強風時が予測される場合と反対に、充電目標量Ｐｃｒを並み風時の充電目標量Ｐｃｒよりも高くし、放電目標量Ｐｄｒを並み風時の放電目標量Ｐｄｒよりも低くする。これにより、電力変動緩和装置１Ｂは、弱風等による風力発電機７の不足の発電電力を放電電力により補えるように備える。
【００７５】
本実施形態によれば、気象予想値を受信することで、風力発電機７の設置箇所の風力又は風向などの気象を予測することができる。電力変動緩和装置１Ｂは、予測した気象に基づいて、風力発電機７の発電電力を予測することができる。電力変動緩和装置１Ｂは、予測した風力発電機７の発電電力に基づいて、複数の組電池２を制御することで、充放電を計画的に行うことができる。
【００７６】
このように、計画的に充放電を行うことにより、電力変動緩和装置１Ｂは、中長期的に自然エネルギーの利用率を上げることができる。
【００７７】
以上説明したように、各実施形態によれば、互いに異なる態様の二次電池を用いても構成することのできる発電システムの電力変動緩和装置を提供することができる。
【００７８】
なお、各実施形態において、発電システム１０に用いる発電機を、風力により発電する風力発電機７としたが、これに限らない。自然エネルギーを利用した発電機であれば、発電電力の電力変動が生じ易いことが多い。このため、電力変動緩和装置１等の電力変動を緩和する対象となる発電システム１０の発電機は、風力以外の太陽光などの自然エネルギーを利用するものでもよい。また、発電機は、発電電力の電力変動が生じる恐れのある発電機であれば、自然エネルギーを利用するものに限らない。
【００７９】
また、各実施形態では、組電池２から出力される直流電圧を調整するための構成として、スイッチング素子ＴＲ等を用いる構成を説明したが、これらの実施形態の構成に限らない。直流電圧が調整できるのであれば、どのような素子又は回路でもよい。また、第２の実施形態では、１つの直列抵抗ＲＳと１つの開閉装置ＳＷのみによる回路構成について説明したが、これに限らない。直列抵抗ＲＳ又は開閉装置ＳＷはいくつ設けてもよいし、他の素子又は回路と組み合わせてもよい。即ち、開閉装置としての機能を持つもの（スイッチング素子等を含む）を操作することにより、組電池２から出力される直流電圧を調整できる構成であれば、どのような構成にしてもよい。
【００８０】
さらに、各実施形態において、電力変動緩和装置１等は、複数の組電池２及び電力変換装置５をいずれも構成として含むとしてもよいし、含まないとしてもよい。
【００８１】
また、第３の実施形態では、風力による発電機７の場合について説明したが、その他の自然エネルギーを利用する発電機でもよい。例えば、太陽光を利用する発電機であれば、日照時間又は日光の照度などを予測して、発電量を予測してもよい。
【００８２】
なお、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
【符号の説明】
【００８３】
１…電力変動緩和装置、２…組電池、３…電力変動緩和システム制御装置、４…スイッチ装置、５…電力変換装置、６…電気量測定器、７…風力発電機、８…変圧器、９…負荷、１０…発電システム、２１…セル部、２２…セル制御装置、２３…セルバランス回路、Ｄ１…系統情報、Ｄ２…組電池情報、Ｄ３…入力電圧情報、Ｓ１，Ｓ２，Ｓ３…制御信号。
【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の二次電池が並列に接続され、前記複数の二次電池から出力される直流電力を交流電力に変換し、発電システムに接続された電力変換装置を制御する発電システムの電力変動緩和装置であって、
前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ調整する複数の直流電圧調整手段と、
前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ検出する複数の直流電圧検出手段と、
前記複数の直流電圧検出手段により検出された直流電圧に基づいて、前記複数の二次電池から出力される直流電圧を均一に調整するために、前記複数の直流電圧調整手段を制御する直流電圧制御手段と、
前記発電システムの電力変動を緩和するために前記電力変換装置を制御する電力変換制御手段と
を備えたことを特徴とする発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項２】
前記複数の二次電池の運転状態に基づいて、前記複数の二次電池の充放電を制御する二次電池制御手段
を備えたことを特徴とする請求項１に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項３】
前記複数の二次電池を備えたこと
を特徴とする請求項１又は請求項２に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項４】
前記電力変換装置を備えたこと
を特徴とする請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項５】
前記直流電圧調整手段は、直流チョッパであること
を特徴とする請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項６】
前記直流電圧調整手段は、抵抗と開閉装置とが直列に接続された構成を含む回路であること
を特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項７】
気象に関する予想がされた値である気象予想値を取得する気象予想値取得手段と、
前記気象予想値取得手段により取得された前記気象予想値に基づいて、前記発電システムの発電電力を予測する発電電力予測手段と、
前記発電電力予測手段により予測された前記発電電力に基づいて、前記複数の二次電池の充放電を計画的に制御する充放電計画制御手段と
を備えたことを特徴とする請求項１から請求項６のいずれか１項に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項８】
複数の二次電池が並列に接続され、前記複数の二次電池から出力される直流電力を交流電力に変換して、発電システムの電力変動を緩和する発電システムの電力変動緩和方法であって、
前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ検出し、
検出した直流電圧に基づいて、前記複数の二次電池から出力される直流電圧を均一に調整し、
前記発電システムの電力変動を緩和するために、直流電圧を均一に調整した前記複数の二次電池から出力される直流電力を交流電力に変換すること
を含むことを特徴とする発電システムの電力変動緩和方法。
【請求項１】
複数の二次電池が並列に接続され、前記複数の二次電池から出力される直流電力を交流電力に変換し、発電システムに接続された電力変換装置を制御する発電システムの電力変動緩和装置であって、
前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ調整する複数の直流電圧調整手段と、
前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ検出する複数の直流電圧検出手段と、
前記複数の直流電圧検出手段により検出された直流電圧に基づいて、前記複数の二次電池から出力される直流電圧を均一に調整するために、前記複数の直流電圧調整手段を制御する直流電圧制御手段と、
前記発電システムの電力変動を緩和するために前記電力変換装置を制御する電力変換制御手段と
を備えたことを特徴とする発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項２】
前記複数の二次電池の運転状態に基づいて、前記複数の二次電池の充放電を制御する二次電池制御手段
を備えたことを特徴とする請求項１に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項３】
前記複数の二次電池を備えたこと
を特徴とする請求項１又は請求項２に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項４】
前記電力変換装置を備えたこと
を特徴とする請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項５】
前記直流電圧調整手段は、直流チョッパであること
を特徴とする請求項１から請求項４のいずれか１項に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項６】
前記直流電圧調整手段は、抵抗と開閉装置とが直列に接続された構成を含む回路であること
を特徴とする請求項１から請求項５のいずれか１項に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項７】
気象に関する予想がされた値である気象予想値を取得する気象予想値取得手段と、
前記気象予想値取得手段により取得された前記気象予想値に基づいて、前記発電システムの発電電力を予測する発電電力予測手段と、
前記発電電力予測手段により予測された前記発電電力に基づいて、前記複数の二次電池の充放電を計画的に制御する充放電計画制御手段と
を備えたことを特徴とする請求項１から請求項６のいずれか１項に記載の発電システムの電力変動緩和装置。
【請求項８】
複数の二次電池が並列に接続され、前記複数の二次電池から出力される直流電力を交流電力に変換して、発電システムの電力変動を緩和する発電システムの電力変動緩和方法であって、
前記複数の二次電池から出力される直流電圧をそれぞれ検出し、
検出した直流電圧に基づいて、前記複数の二次電池から出力される直流電圧を均一に調整し、
前記発電システムの電力変動を緩和するために、直流電圧を均一に調整した前記複数の二次電池から出力される直流電力を交流電力に変換すること
を含むことを特徴とする発電システムの電力変動緩和方法。
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【公開番号】特開２０１２−３９８２１（Ｐ２０１２−３９８２１Ａ）
【公開日】平成２４年２月２３日（２０１２．２．２３）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１０−１７９６３０（Ｐ２０１０−１７９６３０）
【出願日】平成２２年８月１０日（２０１０．８．１０）
【出願人】（０００００３０７８）株式会社東芝 (54,554)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２４年２月２３日（２０１２．２．２３）
【国際特許分類】
【出願日】平成２２年８月１０日（２０１０．８．１０）
【出願人】（０００００３０７８）株式会社東芝 (54,554)
【Ｆターム（参考）】
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