JP2017169396A - 蓄電池システム - Google Patents
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Abstract
【課題】電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止が容易で、発電量が不安定な直流電源からの電力供給の安定化を図れる蓄電池システムを得ること。【解決手段】蓄電池システム20は、太陽光発電パネル1から供給される直流電力を第1の直流基準電圧の直流電力に変換する第1の電力変換部2と、第1の直流基準電圧の直流電力と商用系統8の交流電力とを双方向で変換する第2の電力変換部3と、第1の直流基準電圧の直流電力がアノード14に入力され、カソード15から第2の直流基準電圧の直流電力を出力するダイオード4と、第2の直流基準電圧の直流電力と蓄電池7の充放電電圧の直流電力とを双方向で変換する第3の電力変換部5と、第2の直流基準電圧の直流電力を交流電力に変換する第4の電力変換部6と、第2の電力変換部3と商用系統8との間に設けられた開閉器10と、第4の電力変換部6と負荷12との間に設けられた開閉器11とを有する。【選択図】図1
Description
本発明は、売電可能な電力を供給する直流電源と蓄電池とに接続される蓄電池システムに関する。
CO2排出量の削減及び電力の地産地消を実現するために、自然再生エネルギーの普及が望まれており、自然再生エネルギーによって発電された電力の買い取りを電力会社に義務付ける制度が導入されている。一方、発電量が天候に左右される太陽光発電が急速に普及したことに伴って、太陽光発電による電力が電力会社の商用系統の電圧の不安定さを招いている。この結果、太陽光発電には、年間最大360時間の出力抑制が義務付けられることになっている。
このような現状を改善するために、太陽光発電システムは、蓄電池システムとの組み合わせが推奨されており、天候に左右される太陽光発電電力を安定化させ、又は太陽光発電の出力抑制が適用された場合、発電した電力を蓄電池に充電するなどの無駄のない電力活用が考えられている。
特許文献1に開示される発明は、蓄電池からの放電電力を、ダイオードを介して太陽光発電電力に補完して電力安定を図っている。
ところで、電力会社から安価な夜間電力で充電し、昼間に放電して売電すると、価格差によって利益が生じることになってしまう。このため、発電できない蓄電池に充電された電力を商用系統に売電することは禁止されている。
また、電力会社に買い取りが義務付けられている自然再生エネルギーには、太陽光発電、風力発電、バイオマス発電といったものがあるが、ガス会社が提唱する燃料電池発電は、発電量の少なさもあり、単体での買い取り対象になっていない。電力会社で買い取りできない電力は、負荷へ優先的に供給される。
特許文献1に開示される発明は、太陽光発電電圧と蓄電池が持つ放電電圧とが整合しない場合、太陽光発電の安定性改善ができない。蓄電池の電圧は、その都度充電率により変化するため、蓄電池の電圧が太陽光発電電圧を上回る場合には、太陽光発電セルに逆耐電圧がかかるため、蓄電池の満充電電圧に制限がかかる。また、蓄電池の電圧が太陽光発電電圧を下回った場合、太陽光発電の不安定性の改善に寄与しない。
特許文献1に開示される発明は、太陽光発電電力と商用系統とがつながる蓄電池システムにおいて、蓄電池の放電電力といった電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止制御に手間がかかる。また、太陽光発電の出力抑制時の電力活用、及び自然環境に左右され発電量が不安定な太陽光発電の安定化を総合的に管理及び制御するシステムが求められている。
発電量が不安定となる現象は、太陽光発電システムに限らず他の方式の直流電源においても同様の現象が発生する。例えば、風力発電による直流電源でも、発電量は自然環境に左右され不安定である。
本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止が容易で、発電量が不安定な直流電源からの電力供給の安定化を図れる蓄電池システムを得ることを目的とする。
上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、売電可能な電力を供給する第1の直流電源と、交流系統と、売電不可能な電力を供給する蓄電池と、電力供給対象である負荷とに接続される蓄電池システムであって、第1の直流電源から供給される直流電力を第1の直流基準電圧の直流電力に変換する第1の電力変換部と、第1の直流基準電圧の直流電力と交流系統の交流電力とを双方向で変換する第2の電力変換部とを有する。本発明は、第1の直流基準電圧の直流電力がアノードに入力され、カソードから第2の直流基準電圧の直流電力を出力するダイオードと、第2の直流基準電圧の直流電力と蓄電池の充放電電圧の直流電力とを双方向で変換する第3の電力変換部と、第2の直流基準電圧の直流電力を交流電力に変換する第4の電力変換部と、第2の電力変換部と交流系統との間に設けられた第1の開閉器と、第4の電力変換部と負荷との間に設けられた第2の開閉器と、第1の電力変換部、第2の電力変換部、第3の電力変換部、第4の電力変換部、第1の開閉器及び第2の開閉器を制御する制御部とを有する。
本発明によれば、電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止が容易で、発電量が不安定な直流電源からの電力供給の安定化を図れる蓄電池システムを得られるという効果を奏する。
以下に、本発明の実施の形態に係る蓄電池システムを図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。
実施の形態1.
図1は、本発明の実施の形態1に係る蓄電池システムの構成を示す図である。蓄電池システム20は、売電可能な直流電力を供給する第1の直流電源である太陽光発電パネル1、売電不可能な直流電力を供給する蓄電池7、交流系統である商用系統8及び電力供給対象である負荷12に接続される。
図1は、本発明の実施の形態1に係る蓄電池システムの構成を示す図である。蓄電池システム20は、売電可能な直流電力を供給する第1の直流電源である太陽光発電パネル1、売電不可能な直流電力を供給する蓄電池7、交流系統である商用系統8及び電力供給対象である負荷12に接続される。
蓄電池システム20は、太陽光発電パネル1で発電された直流電力を第1の直流基準電圧の電力に変換する第1の電力変換部2と、第1の直流基準電圧の直流電力と商用系統8の交流電力とを双方向で変換する第2の電力変換部3と、第1の直流基準電圧の直流電力がアノード14に入力され、カソード15から第2の直流基準電圧の直流電力を出力するダイオード4と、第2の直流基準電圧の電力と蓄電池7の充放電電圧の直流電力とを双方向で変換する第3の電力変換部5と、第2の直流基準電圧の直流電力を交流電力に変換する第4の電力変換部6と、第2の電力変換部3と商用系統8との間に設けられた第1の開閉器である開閉器10と、第4の電力変換部6と負荷12の間に設けられた第2の開閉器である開閉器11と、第1の電力変換部2、第2の電力変換部3、第3の電力変換部5、第4の電力変換部6、第1の開閉器10及び第2の開閉器11を制御する制御部であるマイクロコントローラ13とを有する。
第1の電力変換部2及び第2電力変換部3は、ダイオード4のアノード14側に接続されている。第3の電力変換部5及び第4の電力変換部6は、ダイオード4のカソード15側に接続されている。
蓄電池システム20は、通常は系統連係運転をしており、商用系統8から供給される電力と、太陽光発電パネル1及び蓄電池7から供給される電力とを負荷12に供給する。停電時には、蓄電池システム20は、太陽光発電パネル1及び蓄電池7を商用系統8から切り離した状態の自立運転を行う。
太陽光発電パネル1は、太陽光エネルギーを直流電流に変換して直流電力を発生させる。太陽光発電パネル1は、パネル数により異なるが、450V以下の直流電圧の電力を発生させる。
蓄電池7は、高密度にエネルギーを蓄積可能な二次電池であり、リチウムイオン電池が例示される。蓄電池セルの集合体は蓄電池モジュールと称され、蓄電池7は、蓄電池モジュールの接続方法により直流電圧及び一度に放電できるエネルギー量が異なる。蓄電池システム20に接続される蓄電池7の直流電圧は、100V程度から300V程度までの間であることが一般的である。蓄電池7が供給する直流電力は、売電不可能な電力である。
太陽光発電パネル1から供給される直流電力は、第1の電力変換部2によって第1の直流基準電圧の直流電力に変換される。したがって、ダイオード4のアノード14での電圧は第1の直流基準電圧となっている。第1の直流基準電圧を基準に、第2の電力変換部3で直流電力から交流電力に変換される。ここで、第1の直流基準電圧は、第2の電力変換部3により商用系統8の交流電圧に合致した交流電力を作る基準となる。
第4の電力変換部6は、ダイオード4のカソード15と負荷12との間に設置されている。第4の電力変換部6は、第2の直流基準電圧の直流電力を負荷12に供給する交流電力へ変換可能である。
第2の直流基準電圧は、第4の電力変換部6で直流電力を負荷12に合致した交流電力に変換する基準となる。
蓄電池7は、蓄電池7の充放電時の電圧に適した直流電圧を要するため、ダイオード4のカソード15と蓄電池7との間に第3の電力変換部5を備える。第3の電力変換部5は、第2の直流基準電圧の直流電力と蓄電池7の充放電電圧の直流電力との電圧変換をする。
マイクロコントローラ13は、第1の直流基準電圧及び第2の直流基準電圧がそれぞれ常に一定に保つように第1の電力変換部2、第2の電力変換部3、第3の電力変換部5及び第4の電力変換部6を制御する。なお、マイクロコントローラ13は、第1の直流基準電圧及び第2の直流基準電圧を完全に一定に保つ必要はなく、設定された上限及び下限の間の電圧値となるように第1の電力変換部2、第2の電力変換部3、第3の電力変換部5及び第4の電力変換部6を制御してもよい。
蓄電池システム20は、開閉器10,11を開くことにより、商用系統8及び負荷12と切り離すことができる。系統連係運転時には、マイクロコントローラ13は、開閉器10,11を閉じる。
図2は、実施の形態1に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、商用系統8から蓄電池7及び負荷12に電力が供給される場合を示している。商用系統8は交流電力であり、第2の電力変換部3により交流電力から直流電力へ変換され、第1の直流基準電圧の直流電力とされる。ダイオード4は、商用系統8への逆潮流防止を兼ね、第1の直流基準電圧の電力を第2の直流基準電圧の電力に変換する。マイクロコントローラ13は、蓄電池7の充放電に適した直流電圧に合致させるため、第3の電力変換部5により第2の直流基準電圧の電力を電圧変換するとともに、蓄電池7に流れる電流量も制御する。また、負荷12に電力供給する場合、第4の電力変換部6は、第2の直流基準電圧の直流電力を負荷12に適した交流電力へ変換する。
図3は、実施の形態1に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、太陽光発電パネル1から商用系統8、蓄電池7及び負荷12に電力を供給する場合を示している。太陽光発電パネル1で発電された直流電力は、第1の電力変換部2により第1の直流基準電圧の直流電力に変換され、第2の電力変換部3を通じて商用系統8に逆潮流可能である。
マイクロコントローラ13は、第3の電力変換部5により第2の直流基準電圧の直流電力から蓄電池7の充放電に適した直流電力に変換するとともに、蓄電池7に流れる電流量も制御する。また、負荷12に電力供給する場合、第4の電力変換部6は、ダイオード4のカソード15側の第2の直流基準電圧の直流電力を負荷12に適した交流電力へ変換する。
図4は、実施の形態1に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、蓄電池7の放電電力を負荷12のみに供給する場合を示している。第3の電力変換部5は、蓄電池7の放電電圧の直流電力を第2の直流基準電圧の直流電力に変換する。第2の直流基準電圧の直流電力は、第4の電力変換部6により負荷12に適した交流電力に変換される。
図5は、実施の形態1に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、商用系統8及び蓄電池7から負荷12に電力を供給する場合を示している。商用系統8から負荷12に電力を供給する動作は、図2に基づいて説明した動作と同じであり、蓄電池7の放電電力を負荷12に供給する動作は、図4に基づいて説明した動作と同じである。商用系統8からの電力と蓄電池7からの電力は、ダイオード4のカソード15側で合成されるため、マイクロコントローラ13は、第2の直流基準電圧が一定となるように、第2の電力変換部3及び第3の電力変換部5を制御する。
図6は、実施の形態1に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、商用系統8、太陽光発電パネル1及び蓄電池7から負荷12に電力を供給する場合を示している。商用系統8から負荷12に電力を供給する動作は、図2に基づいて説明した動作と同じであり、太陽光発電パネル1から負荷12へ電力を供給する動作は、図3に基づいて説明した動作と同じであり、蓄電池7の放電電力を負荷12に供給する動作は、図4に基づいて説明した動作と同じである。マイクロコントローラ13は、第1の直流基準電圧及び第2の直流基準電圧が一定となるように、第1の電力変換部2、第2の電力変換部3、第3の電力変換部5及び第4の電力変換部6を制御する。
図7は、実施の形態1に係る蓄電池システムが商用系統から切り離された状態を示す図である。蓄電池システム20が商用系統8から切り離されている場合、太陽光発電パネル1から蓄電池7及び負荷12に電力を供給するか、太陽光発電パネル1及び蓄電池7から負荷12に電力を供給するか、蓄電池7から負荷12に電力を供給するかの3通りの動作のいずれかを行う。太陽光発電パネル1から蓄電池7及び負荷12へ電力を供給する動作は、図3に基づいて説明した動作と同じであり、蓄電池7の放電電力を負荷12に供給する動作は、図4に基づいて説明した動作と同じである。
実施の形態1では、蓄電池7から電力を供給できるのは負荷12のみであり、ダイオード4は蓄電池7の放電電力が商用系統8に逆潮流することを防止している。また、太陽光発電パネル1の電力は、太陽光発電の出力制御が発動された場合でも、動作を切り替えることなく、蓄電池7に充電し、負荷12に電力供給可能である。また、商用系統8の変動に対しては、第1の直流基準電圧が一定となるように、負荷12の変動に対しては、第2の直流基準電圧が一定となるように、第1の電力変換部2、第2の電力変換部3、第3の電力変換部5及び第4の電力変換部6をマイクロコントローラ13が制御する。
上記の説明において、売電可能な電力を供給する第1の直流電源には太陽光発電パネル1を例示したが、これに限定されない。売電可能な電力を供給する第1の直流電源の他の例には風力発電システムを例示できる。
また、上記の説明においては、逆潮流防止のためにダイオードを用いているが、逆潮流防止の機能があるトランジスタ、電界効果トランジスタ(Field Effect Transistor:FET)又は半導体集積回路を用いてもよい。
実施の形態1に係る蓄電池システム20は、ダイオード4を設け、第2の直流基準電圧の直流電力を負荷12に適した電圧の直流電力に変換する第4の電力変換部6を有するため、電力会社が買い取れない蓄電池7からの電力の逆潮流防止が容易であり、かつ発電量が不安定な太陽光発電パネル1からの電力供給の安定化を図れる。また、実施の形態1に係る蓄電池システム20は、系統運転と自立運転との切り替えを行う必要がない。
実施の形態2.
図8は、本発明の実施の形態2に係る蓄電池システムの構成を示す図である。商用系統8が接続される端子8aと負荷12が接続される端子12aとの間にバイパススイッチ9が設けられている点で実施の形態1と相違している。マイクロコントローラ13は、蓄電池システム20を商用系統8及び負荷12から切り離す際に、開閉器10,11を開くとともに、バイパススイッチ9を閉じる。
図8は、本発明の実施の形態2に係る蓄電池システムの構成を示す図である。商用系統8が接続される端子8aと負荷12が接続される端子12aとの間にバイパススイッチ9が設けられている点で実施の形態1と相違している。マイクロコントローラ13は、蓄電池システム20を商用系統8及び負荷12から切り離す際に、開閉器10,11を開くとともに、バイパススイッチ9を閉じる。
図9は、実施の形態2に係る蓄電池システムにおける電力の流れを示す図であり、蓄電池システム20を商用系統8及び負荷12から切り離した状態を示している。実施の形態1では、故障又はメンテナンスにより商用系統8及び負荷12から蓄電池システム20を切り離す必要が生じた場合、第2の電力変換部3、第4の電力変換部6及びマイクロコントローラ13への電力供給も停止するため、商用系統8の電力を負荷12に供給できなかった。実施の形態2では、バイパススイッチ9を閉じることで、第2の電力変換部3、第4の電力変換部6及びマイクロコントローラ13への電力供給が停止しても、商用系統8の電力を負荷12に供給できる。
この他については実施の形態1と同様である。
実施の形態3.
図10は、本発明の実施の形態3に係る蓄電池システムの構成を示す図である。第2の直流電源16から供給される売電可能な直流電力を第1の直流基準電圧の直流電力に変換する第5の電力変換部17と、第3の直流電源18から供給される売電不可能な直流電力を第2の直流基準電圧の直流電力に変換する第6の電力変換部19とを有する。第5の電力変換部17の出力側は、ダイオード4のアノード14に接続されている。第6の電力変換部19の出力電力及び第3の電力変換部5の出力電力は、第4の電力変換部6に入力される。
図10は、本発明の実施の形態3に係る蓄電池システムの構成を示す図である。第2の直流電源16から供給される売電可能な直流電力を第1の直流基準電圧の直流電力に変換する第5の電力変換部17と、第3の直流電源18から供給される売電不可能な直流電力を第2の直流基準電圧の直流電力に変換する第6の電力変換部19とを有する。第5の電力変換部17の出力側は、ダイオード4のアノード14に接続されている。第6の電力変換部19の出力電力及び第3の電力変換部5の出力電力は、第4の電力変換部6に入力される。
太陽光発電パネル1及び第2の直流電源16は、売電可能な直流電力を供給する売電可能電力グループ30を構成している。蓄電池7及び第3の直流電源18は、売電不可能な直流電力を供給する売電不可能電力グループ40を構成している。売電不可能な電力を供給する第3の直流電源18には、SOFC(Solid Oxide Fuel Cell)とも称される燃料電池を含む燃料電池発電システム及びガス燃料により発電するガス発電機システムを例示できるが、これらに限定されない。
実施の形態3に係る蓄電池システムは、売電可能電力グループ30によって供給された直流電力の電圧を第1の直流基準電圧に変換し、売電不可能電力グループ40によって供給された直流電力の電圧を第2の直流基準電圧に変換する。したがって、実施の形態1と同様に、電力会社が買い取れない電力の逆潮流防止が容易であり、かつ発電量が不安定な太陽光発電パネル1からの電力供給の安定化を図れる。
実施の形態4.
図11は、本発明の実施の形態4に係る蓄電池システムの構成を示す図である。商用系統8に通じる配線と負荷12に通じる配線との間にバイパススイッチ9が設けられている点で実施の形態3と相違している。蓄電池システム20は、商用系統8及び負荷12から切り離された場合、又はマイクロコントローラ13への電力供給が停止した場合には、開閉器10,11を開くとともに、バイパススイッチ9を閉じる。
図11は、本発明の実施の形態4に係る蓄電池システムの構成を示す図である。商用系統8に通じる配線と負荷12に通じる配線との間にバイパススイッチ9が設けられている点で実施の形態3と相違している。蓄電池システム20は、商用系統8及び負荷12から切り離された場合、又はマイクロコントローラ13への電力供給が停止した場合には、開閉器10,11を開くとともに、バイパススイッチ9を閉じる。
実施の形態4では、バイパススイッチ9を閉じることで、第2の電力変換部3、第4の電力変換部6及びマイクロコントローラ13への電力供給が停止しても、商用系統8の電力を負荷12に供給できる。
この他については実施の形態3と同様である。
以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。
1 太陽光発電パネル、2 第1の電力変換部、3 第2の電力変換部、4 ダイオード、5 第3の電力変換部、6 第4の電力変換部、7 蓄電池、8 商用系統、8a,12a 端子、9 バイパススイッチ、10,11 開閉器、12 負荷、13 マイクロコントローラ、14 アノード、15 カソード、16 第2の直流電源、17 第5の電力変換部、18 第3の直流電源、19 第6の電力変換部、20 蓄電池システム、30 売電可能電力グループ、40 売電不可能電力グループ。
Claims (4)
- 売電可能な直流電力を供給する第1の直流電源と、交流系統と、売電不可能な直流電力を供給する蓄電池と、電力供給対象である負荷とに接続される蓄電池システムであって、
前記第1の直流電源から供給される直流電力を第1の直流基準電圧の直流電力に変換する第1の電力変換部と、
前記第1の直流基準電圧の直流電力と前記交流系統の交流電力とを双方向で変換する第2の電力変換部と、
前記第1の直流基準電圧の直流電力がアノードに入力され、カソードから第2の直流基準電圧の直流電力を出力するダイオードと、
前記第2の直流基準電圧の直流電力と前記蓄電池の充放電電圧の直流電力とを双方向で変換する第3の電力変換部と、
前記第2の直流基準電圧の直流電力を交流電力に変換する第4の電力変換部と、
前記第2の電力変換部と前記交流系統との間に設けられた第1の開閉器と、
前記第4の電力変換部と前記負荷との間に設けられた第2の開閉器と、
前記第1の電力変換部、前記第2の電力変換部、前記第3の電力変換部、前記第4の電力変換部、前記第1の開閉器及び前記第2の開閉器を制御する制御部とを有することを特徴とする蓄電池システム。 - 前記交流系統が接続される端子と前記負荷が接続される端子との間に、給電停止時に閉じるバイパススイッチを備えることを特徴とする請求項1に記載の蓄電池システム。
- 前記交流系統に売電可能な第2の直流電源から供給される直流電力を前記第1の直流基準電圧の直流電力に変換する第5の電力変換部と、
前記交流系統に売電不可能な第3の直流電源から供給される直流電力を前記第2の直流基準電圧の直流電力に変換する第6の電力変換部とを有し、
前記第5の電力変換部の出力側と前記ダイオードのアノードとが接続され、
前記第6の電力変換部が出力する直流電力及び前記第3の電力変換部が出力する直流電力は、前記第4の電力変換部に入力されることを特徴とする請求項1又は2に記載の蓄電池システム。 - 前記制御部は、前記第1の直流基準電圧と前記第2の直流基準電圧とが設定範囲内に収まるように前記第1の電力変換部、前記第2の電力変換部、前記第3の電力変換部、前記第4の電力変換部、前記第5の電力変換部及び前記第6の電力変換部を制御することを特徴とする請求項3に記載の蓄電池システム。
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