JP5901495B2 - 分散型電源装置の出力安定化制御装置 - Google Patents

Description

この発明は、風力や太陽光等の再生可能な自然エネルギーを利用して発電する再生可能エネルギー発電装置と、この発電装置の出力変動を抑えるための充放電が可能な蓄電池やキャパシタ等で構成された電力貯蔵装置とを備えた分散型電源装置の出力安定化制御装置に関する。

風力や太陽光等の再生可能な自然エネルギーを利用して発電する再生可能エネルギー発電装置を備えた分散型電源装置の利用が増えているが、風力や太陽光等の再生可能な自然エネルギーを利用した発電は、自然条件により出力が大きく変動するため、特に、連系する電力系統が僻地や離島などに設置された限定された小容量の商用電力系統である場合には、電力系統への影響が大きく、電力系統に周波数変動や電圧変動を発生させる問題がある。

そこで、このような再生可能エネルギー発電装置を備えた分散型電源装置に、フライホイールや蓄電池およびキャパシタ等で構成された電力貯蔵装置を組み合わせることにより、再生可能エネルギー発電装置の出力変動を電力貯蔵装置によって補償し、平滑化することが試みられている。

しかしながら、これまでの再生可能エネルギー発電装置と電力貯蔵装置とを組み合わせた分散型電源装置は、電力貯蔵装置が大きな容量を必要とするため、設備費用が高くなるとともに、設置スペースが大きくなる問題を有する。

電力貯蔵装置の設備容量を抑えるために、再生可能エネルギー発電装置の発電出力の変化を単位時間当たりの出力変動幅で決定される一定の傾きに制限する変化率リミッタを設け、この変化率リミッタを通した出力を、再生可能エネルギー発電装置の発電出力と電力貯蔵装置の出力との合成出力の目標値として分散型電源装置を制御することにより分散型電源装置の出力を安定化する方式が特許文献１で提案されている。

さらに、再生可能エネルギー発電装置と電力貯蔵装置とを組み合わせた分散型電源装置においては、電力貯蔵装置の電力貯蔵量が少なければ必要な放電量を確保できず、また電力貯蔵量が多過ぎれば必要な充電量を確保できない状態が発生することがあるので、この特許文献１ではこのような状態の発生を抑制するために、電力貯蔵装置の充電状態を一定値に制御する充電率（ＳＯＣ）制御手段を設け、このＳＯＣ制御手段の出力により再生可能エネルギー発電装置の発電出力を補正制御することも提案されている。

また、特許文献２には、再生可能エネルギーを利用した分散型電源装置の電力貯蔵装置の電力貯蔵量が下限値或いは上限値に近づいた場合に補正信号を生成し、電力貯蔵量の補正を行うことが提案されている。その方法は、電力貯蔵量、および分散型電源装置の出力の有効電力の最大値と最小値の各々に対するしきい値を設け、電力貯蔵量、および分散型電源装置の出力の有効電力の現在値との比較を行い、その結果の組み合わせによって補正量、および補正する極性を決定することにより電力貯蔵装置の電力貯蔵量が上、下限値に張り付くことを防止するようにするものである。

特開２０１０−２２１２２号公報 特開２００７−３１８８８３号公報

しかしながら、特許文献１に示す方法では、電力貯蔵装置の設備容量を下げることはできるもの、電力貯蔵装置の充電（電力貯蔵）率（ＳＯＣ）を一定に維持するためにＳＯＣ目標値とＳＯＣ検出値の比較を行い変化率リミッタの入力を補正する手段を設けているにもかかわらず、再生可能エネルギー発電装置の発電出力の平滑化が優先されており、補正信号が必ずしもＳＯＣを一定に維持するために有効に動作しない場合がある。また、再生可能エネルギー発電装置の出力変化は予想できないため、このような場合を考慮して、電力貯蔵装置の設備容量にある程度の余裕を持たせざるを得なかった。

また、特許文献２に示す方法でも、風力等の再生可能エネルギーは、出力変動量、変動時間が予測できないため、例えば、強風時におけるカットアウト（出力遮断）などにより急激に最大出力から最小出力に大きく変動する場合等において、確実に電力貯蔵装置に必要な放電電力量を確保できているかどうかを判定することができないため、出力の安定化は改善されるものの、電力貯蔵装置の貯蔵電力量の上、下限値への張り付きを確実に防止することができるものではなかった。

この発明の課題は、上記のような再生可能エネルギー発電装置と電力貯蔵装置とを組み合わせた分散型電源装置において、電力貯蔵装置の設備容量を抑え、かつ電力貯蔵装置の充電（電力貯蔵）状態（ＳＯＣ）を最適に制御し電力貯蔵装置の電力貯蔵量を充放電のいずれの方向にも確保することで、確実に出力変動を抑制することのできる分散型電源装置の出力安定化制御装置を提供することである。

前記の課題を解決するために、この発明の分散型電源装置の出力安定化制御装置は、風力や太陽光などの再生可能な自然エネルギーを利用して発電する再生可能エネルギー発電装置と、この再生可能エネルギー発電装置の発電出力を電力系統へ連系供給するための系統連系用電力変換装置と、前記再生可能エネルギー発電装置から出力される発電出力または前記系統連系用電力変換装置から電力系統へ出力される連系出力の一部の電力を貯蔵し、また、貯蔵した電力を前記電力系統へ供給することが可能な電力貯蔵装置とを備えた分散型電源装置において
前記電力貯蔵装置の現在の電力貯蔵量と最大電力貯蔵量との比率で示される電力貯蔵率Ｃｒ（％）、および前記再生可能エネルギー発電装置の現在の発電出力電力と定格の最大出力電力との比率で示される再生可能エネルギー発電装置の発電出力率Ｗｐｒ（％）を検出し、前記電力貯蔵装置の電力貯蔵率Ｃｒ（％）と前記再生可能エネルギー発電装置の出力率Ｗｐｒ（％）とが等しくなるように前記系統連系用電力変換装置を制御して前記分散型電源装置の系統出力を制御する連系出力制御手段とを設けたことを特徴とするものである。

この発明においては、前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力の変化速度を検出し、この検出した変化速度が予め設定した設定値を超えた際に、前電力系統の系統電源装置の追従可能な変化速度よりも小さな増減量となる連系出力目標値の補正値を求め、この補正値により前記連系出力を補正する手段を備えるのがよい。

そして、前記の補正値は、予め定めた一定値、または、前記検出した前記再生可能エネルギー発電装置の出力電力の変動量に所定のゲインを乗算した値とすることができる。

さらに、この発明においては、前記再生可能エネルギー発電装置の出力を直流に変換して前記系統連系用電力変換装置および電力貯蔵装置に直流ラインを介して接続することもできる。

また、この発明においては、前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力、最大発電出力、この発電出力の最大変動率および前記分散型電源装置の前記電力系統への連系出力、この連系出力の最大変動率から前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力が変化したときに前記分散型電源装置が前記電力貯蔵装置へ充放電することの必要な充放電電力量を求める必要充放電電力量演算手段と、前記電力貯蔵装置の現在の電力貯蔵率から最大の充放電可能な電力量を求める可能充放電電力量演算手段と、前記必要充放電電力量演算手段で求められた必要充放電電力量が前記可能充放電電力量演算手段で求められた前記電力貯蔵装置の最大可能充放電電力量より小さくなるように前記連系出力を補正する手段とを設けることができる。

この発明は、再生可能エネルギー発電装置と電力貯蔵装置を備え、電力系統に連系された分散型電源において、電力貯蔵装置の現在の電力貯蔵量と最大電力貯蔵量との比率で示される電力貯蔵装置の電力貯蔵率（ＳＯＣ）Ｃｒ（％）と、再生可能エネルギー発電装置の現在の出力電力と定格の最大出力電力との比率で示される再生可能エネルギー発電装置の出力率Ｗｐｒ（％）とが等しくなるように分散型電源の連系用電力変換装置の出力を制御するようにしているので、電力貯蔵装置の電力貯蔵率（ＳＯＣ）Ｃｒ（％）を、より再生可能エネルギー発電装置の出力率Ｗｐｒ（％）に合致させることが可能となり、電力貯蔵手段の電力貯蔵量が上限値となりそれ以上充電できない状態や、下限値となりそれ以上放電できない状態になることがないようにすることができるため、電力貯蔵装置の容量を低減することができる。よって、再生可能エネルギー発電装置と電力貯蔵装置とを備え分散型電源装置の設備費および設置スペースを低減することができる。

この発明の分散型電源装置の出力安定化制御装置の第１の実施例の構成を示すブロック構成図。 図１における連系出力目標演算部２５の第１の構成例を示すブロック構成図。 図１における連系出力目標演算部２５の第２の構成例を示すブロック構成図。 この発明の分散型電源装置の出力安定化制御装置の第２の実施例の構成を示すブロック構成図。 図４における連系出力目標演算部２５および必要充放電容量演算部２６の構成例を示すブロック構成図。 図５における必要充放電容量演算手段の演算方法を説明するために用いる、発電装置の発電出力Ｗｐの最大変化および連系用電力変換装置の連系出力Ｏｐの最大変化を示す線図。 図５における必要充放電容量演算手段の演算方法の説明用線図であり、（ａ）は、発電出力Ｗｐが増大する状態を示す線図、（ｂ）発電出力Ｗｐが減少する状態を示す線図。 この発明の第２の実施例の装置の出力変動をシミュレーションした結果を示す線図。 この発明の分散型電源装置の出力安定化制御装置の第３の実施例の構成を示すブロック構成図。

この発明の実施の形態を図に示す実施例について説明する。

図１は、この発明のよる分散型電源装置の出力安定化制御装置の第1の実施例の構成を示すものである。

図１において、１は分散型電源装置、２はこの分散型電源装置１の出力を安定化するための出力安定化制御装置、３は、分散型電源装置１１の連系接続される、例えば商用の交流の電力系統のような既設の電力系統である。

分散型電源装置１は、風力や太陽光等の再生可能な自然エネルギーにより発電する再生可能エネルギー発電装置（以下においては、単に発電装置と呼ぶ）１１、発電装置１１を直流ライン１９に接続するための交流電力を直流電力変換する発電電力変換装置１２、直流ライン１９から供給される直流電力を交流電力に変換して電力系統３へ連系出力する連系用電力変換装置１３、および直流ライン１９から一部の電力を吸収（充電）し、吸収（充電）した電力を直流ライン１９へ給電（放電）することのできる蓄電池やキャパシタ等で構成された電力貯蔵装置１４を備える。

電力系統３は、系統電源３１と、これに接続された系統ライン３２と、このライン３２に接続された負荷３３とを備える。分散型電源装置１は、この電力系統３の電圧と合わせるために連系用変圧器１５を介して系統ライン３２に連系接続される。

このように電力系統３に連系接続された分散型電源装置１においては、風力等の再生可能エネルギーにより発電装置１１で発電された電力の殆どが、指令にしたがって連系用電力変換装置１３を介して電力系統３に出力され、余剰の電力があれば電力貯蔵装置１４に充電貯蔵にされ、発電装置１１の発電出力が不足する場合は、電力貯蔵装置１４から貯蔵電力を供給してこの不足分を補うようにしている。

電力系統３が、僻地や離島等に設置された電力系統である場合は、系統電源３１が内燃機関発電装置のような比較的小容量の発電装置で構成されるため、電力容量の小さい弱い電力系統となる。このような電力容量が小さくて弱い電力系統３に、出力変動の大きい再生可能エネルギー発電装置を含む分散型電源装置１を連系接続した場合、分散型電源装置１の出力変動により電力系統３の周波数や電圧に変動が生じ、系統の運用に問題が生じる。このような問題を解消するために分散型電源装置１の系統への出力を極力安定化することが必要となる。

分散型電源装置１の電力系統３への連系出力を安定にするために、この発明においては出力安定化制御装置２を設けている。

この出力安定化制御装置２は、発電装置１１の発電電力（発電出力ともいう）の有効電力Ｗｐを検出する発電出力検出部２１、電力貯蔵装置１４の実際の電力貯蔵量Ｃｃと定格の最大電力貯蔵量Ｃｘとの比率で示される電力貯蔵率（充電率（ＳＯＣ）ともいう）Ｃｒ（＝Ｃｃ／Ｃｘ（％））を検出する電力貯蔵率検出部２２、系統連系用の電力変換装置１３の電力系統３への連系出力（有効電力）Ｏｐを検出する連系出力検出部２３、および系統連系用電力変換装置１３の連系出力Ｏｐを制御する連系電力変換制御部２４を備える。

連系電力変換制御部２４は、連系出力検出部２３から与えられる連系出力Ｏｐが連系出力目標演算部２５から与えられる連系出力目標値Ｏｐ^*と等しくなるような制御指令Ｐｓを発生し、連系用電力変換装置１３へ与える。

連系出力目標値Ｏｐ^*は、発電出力検出部２１で検出された発電装置１１の発電出力Ｗｐと、電力貯蔵率検出部２２で検出された電力貯蔵装置１４の電力貯蔵率Ｃｒとに基づいて連系出力目標演算部２５で求められる。

連系出力目標演算部２５の具体的な構成を図２に示す。

この連系出力目標演算部２５における発電出力変化検出部２５ａは、発電出力検出部２１で検出された発電装置１１の発電出力Ｗｐの変動量を微分することにより発電装置１１の発電出力Ｗｐの単位時間あたりの変動量、すなわち発電出力の変化速度ΔＷｐｖ（＝ΔＷｐ／Δｔ）を求めるものである。

また、発電出力率検出部２５ｂは、発電出力検出部２１で検出された発電装置１１の発電出力Ｗｐの発電装置１１の定格の最大出力Ｐｘに対する比率で示される発電出力率Ｗｐｒ（＝Ｗｐ／Ｐｘ（％））を演算により求めるものである。

第１の加算部２５ｄで、電力貯蔵率Ｃｒを図示する極性で加算し、両者の偏差（Ｃｒ−Ｗｐｒ）を求める。そして、演算部２５ｅは、加算部２５ｄで求められた偏差（Ｃｒ−Ｗｐｒ）を所定のゲインＧで増幅して、この偏差（Ｃｒ−Ｗｐｒ）が０となる、すなわち、電力貯蔵率Ｃｒと発電出力率Ｗｐｒとが等しくなるようにするための、連系電力変換装置１３の連系出力の目標値Ｏｐ^*を求める。

さらに、判定選択部２５ｆは、発電出力変化検出部２５ａで検出された発電装置１１の出力変化速度ΔＷｐｖの絶対値｜ΔＷｐｖ｜と、予め変化速度設定器２５ｇに設定された変化速度設定値Ｋとを比較して大小関係を判定する。そして、判定選択部２５ｆは、｜ΔＷｐｖ｜≦Ｋである場合は、何も選択出力を発生せず、｜ΔＷｐｖ｜＞Ｋである場合は、ΔＷｐｖが正のときは、選択回路２５ｋの選択接点ａをオンにする選択出力を発生し、出力変化速度ΔＷｐｖが負のときは、選択回路２５ｋの選択接点ｂをオンする選択出力を発生するように動作する。

これにより、｜ΔＷｐｖ｜＞ＫでΔＷｐｖが正のとき、すなわち発電出力が増加方向へ変化しているときは、補正値設定器２５ｈが選択され、補正値−Ｕが加算部２５ｍに加えられ、連系出力目標値Ｏｐ^*の補正が行われる。そして、｜ΔＷｐｖ｜＞ＫでΔＷｐｖが負のとき、すなわち発電出力が減少方向へ変化しているときは、補正値設定器２５ｊが選択され、補正値Ｕが加算部２５ｍに加えられ、連系出力目標値Ｏｐ^*の補正が行われる。

なお、変化速度設定器２５ｇに設定される変化速度設定値Ｋは、電力系統３の系統発電装置３１が充分追従可能な制御速度より小さい適宜の値に設定されている。

次に、このように構成された出力安定化制御装置２の動作を説明する。

連系出力目標演算部２５においては、その都度、第１の加算部２５ｄで、発電出力率検出部２５ｂで検出された発電装置１１の発電出力率Ｗｐｒと電力貯蔵率検出部２で検出された電力貯蔵装置１４の電力貯蔵率Ｃｒとを加算してその偏差（Ｃｒ−Ｗｐｒ）が求められる。所定のゲインＧを有する増幅部２５ｅは、この偏差（Ｃｒ−Ｗｐｒ）にゲインＧを乗じて、この偏差を０にする連系出力目標値Ｏｐ^*を求め、第２の加算部２５ｍへ出力する。

発電装置１１の発電出力変化速度ΔＷｐｖが変化速度設定値Ｋより小さい場合は、判定選択部２５ｆからは選択出力が発生されず、選択回路２５ｋの選択接点ａ、ｂはともにオフとなっているので、演算部２５ｅからの連系出力目標値Ｏｐ^*は第２の加算部２５ｍで補正されることなく、そのまま、リミッタ２５ｎを介して、連系電力変換制御部２４に出力される。

連系電力変換制御部２４は、連系出力目標演算部２５から連系出力目標値Ｏｐ^*が与えられることにより、連系出力検出部２３で検出された連系用電力変換装置１３の電力系統３への連系出力Ｏｐがこの連系出力目標値Ｏｐ^*となるように連系用電力変換装置１３を制御する。このため、分散電源装置１から電力系統３へ出力される連系出力Ｏｐは、指令された連系出力目標値Ｏｐ^*と等しくなる。

分散型電源装置１においては、発電装置１１の発電出力Ｗｐから連系出力Ｏｐ（＝Ｏｐ^*）を差し引いた残りの電力Ｃｐが、電力貯蔵装置１４へ充放電されることになる。

したがって、電力貯蔵装置１４への充放電電力Ｃｐは、（１）式のような関係となる。

Ｃｐ＝Ｗｐ−Ｏｐ^* （１）
このように電力貯蔵装置１４への充放電電力Ｃｐは、発電出力Ｗｐと連係出力目標値Ｏｐ^*との差に依存し、連系出力目標値Ｏｐ^*は電力貯蔵率Ｃｒと発電出力率Ｗｐｒとの差に依存しているため、発電装置１１の発電出力Ｗｐが増大し、発電出力率Ｗｐｒが電力貯蔵装置１４の現在の電力貯蔵率Ｃｒより大きくなると、連系用電力変換装置１３から電力系統３へ出力される連系出力Ｏｐを低減して、発電装置１１から電力貯蔵装置１４へ供給され充電電力Ｃｐが増大されるようになり、電力貯蔵率Ｃｒを発電出力率Ｗｐｒに等しくなるまで増大させる。そして、発電装置１１の発電出力Ｗｐが低減し、発電出力率Ｗｐｒが電力貯蔵率Ｃｒより小さくなると、連系用電力変換装置１３から電力系統３へ出力される連系出力Ｏｐが増大され、電力貯蔵装置１４へ供給される充電電力Ｃｐが低減されることにより電力貯蔵率Ｃｒが発電出力率Ｗｐｒと等しくなるように調整される。この結果、電力貯蔵装置１４は、その電力貯蔵率Ｃｒが発電装置１１の発電出力率Ｗｐｒと一致するように制御されるので、電力貯蔵装置１４の電力貯蔵量Ｃｒは上限値または下限値に張り付くことなくほぼ最適に維持されるようになる。

また、発電装置１１の発電出力変化速度ΔＷｐｖが変化速度設定値Ｋより小さい状態において、分散型電源装置１から電力系統３へ出力される連系出力Ｏｐが変動しても、電力系統３の系統電源３１は自身の制御手段によりこの変動に追随して応答することができるので、電力系統３の系統ライン３２の電力の周波数や電圧は変動せず、安定に維持される。

例えば、風力の急激な変動により、発電装置１１の発電出力Ｗｐの変化速度ΔＷｐ／Δｔが設定値Ｋを超えると、判定選択部２５ｆがこれを検知する。そして、そのときの極性が正（発電出力Ｗｐが増大する方向へ変化する場合）のときは、判定選択部２５ｆから選択接点ａをオンにする選択出力が発生されるので、補正値設定器２５ｈに設定された補正値−Ｕが第２の加算部２５ｍで、演算部２５ｅから出力された連系出力目標値Ｏｐ^*に加算、この場合は減算されるため、連系出力目標値Ｏｐ^*が低減方向に補正される。

また、発電出力Ｗｐの変化速度ΔＷｐ／Δｔの極性が負（発電出力Ｗｐが減少する方向に変化する場合）のときは、判定選択部２５ｆから選択接点ｂをオンにする選択出力が発生されるので、補正値設定器２５ｊに設定された補正値Ｕが第２の加算部２５ｍで、演算部２５ｅから出力された連系出力目標値Ｏｐ^*に加算されるため、連系出力目標値Ｏｐ^*が増大方向に補正される。

発電出力Ｗｐの変化速度ΔＷｐ／Δｔが変化速度設定値Ｋを超える速度で増大した場合は、そのときの連系出力目標値Ｏｐ^*から所定の単位補正値Ｕ分だけ減じる補正が行われることにより、連系出力目標演算部２５から連系電力変換制御部２４に与えられる連系出力目標値Ｏｐ^*が小さくなるので、これに基づく連系用電力変換装置１３の連系出力Ｏｐの変化速度を電力系統３の系統電源３１の制御応答速度より小さくなるように抑えることができる。

また、発電出力Ｗｐの変化速度ΔＷｐ／Δｔが変化速度設定値Ｋを超える速度で減少した場合は、そのときの連系出力目標値Ｏｐ^*に所定の単位補正値Ｕ分だけ加算される補正が行われることにより、連系出力目標演算部２５が連系電力変換制御部２４に与えられる連系出力目標値Ｏｐ^*が増大されるので、この場合も、これに基づく連系用電力変換装置１３の連系出力Ｏｐの変化速度を電力系統３の系統電源３１の制御応答速度より小さくなるように抑えることができる。

リミッタ２５ｎは、前記のように、発電出力Ｗｐの変化速度ΔＷｐ／Δｔが変化速度設定値Ｋを超える速度で変動した際に、そのときの連系出力目標値Ｏｐ^*に所定の単位補正値Ｕ分だけ加減算する補正を行っても、完全に補正することができず、補正された連系出力目標値Ｏｐ^*が電力系統３の最大の制御応答速度より大きな速度の変化となった場合に、これを、連系出力目標値Ｏｐ^*が電力系統３の最大の制御応答速度に以下に制限して、電力系統の周波数または電圧の変動を抑えて、安定にするものである。

したがって、この発明によれば、発電出力Ｗｐの変化速度ΔＷｐ／Δｔが変化速度設定値Ｋを超える速度で増減しても、連系用電力変換装置１３から電力系統３への連系出力Ｏｐの変動速度を電力系統の応答可能な変動速度に以下に保つことができるので、電力系統３は、分散型電源装置１の連系出力Ｏｐの変動をすべて吸収し、電圧や周波数を安定に保つことができる。

前記のこの発明の第１の実施例における連系出力目標演算部２５は、図３に示すよう変形することができる。

この変形した連系出力目標演算部２５Ａでは、発電出力変化検出部２５ａで検出された発電出力変化速度ΔＷｐｖを、所定ゲインＧ１を有する増幅部２５ｒで増幅することにより連系出力目標値Ｏｐ^*に加える補正値Ｕｓを求めている点が図２の連系出力目標演算部２５とは異なる。

判定選択部２５ｆは、発電出力変換検出部２５ａから出力される発電出力変化速度ΔＷｐｖと設定器２５ｅに設定された変化速度設定値Ｋと比較して、ΔＷｐｖ＞Ｋとなったとき、これを検知して、選択部２５ｋの選択接点ａをオンにする選択出力を発生する。したがって、発電出力変化速度ΔＷｐｖが変化速度設定値Ｋを越えたとき、増幅部２５ｒで求められる補正値Ｕｓを負極性で加算部２５ｍに加え、増幅部２５ｊで求められて連系出力目標値Ｏｐ^*から減算することにより、連系出力目標値Ｏｐ^*の補正が行われる。

この図３の連系出力目標演算部２５Ａによれば、発電出力変化速度ΔＷｐｖが変化速度設定値Ｋを越えたときに、発電出力変換検出部２５ａから出力される発電出力変化速度ΔＷｐｖに応じて連系出力目標値Ｏｐ^*を補正することができる。すなわち、発電出力変化速度ΔＷｐｖが大きい場合には、補正量が大きく、発電出力変化速度ΔＷｐｖが小さい場合には、補正量が小さくなる。このため、連系用電力変換装置１３から電力系統へ出力される連系出力Ｏｐの変化速度を、電力系統３が充分応答が可能な変化速度より小さいほぼ一定の変化速度に抑えることができる。

図４に、この発明の分散型電源遇装置の出力安定化制御装置の第２の実施例のブロック構成図を示す。

この図４に示す第２の実施例は、電力貯蔵装置１４の電力貯蔵量が上限値および下限値に張り付く状態とならないように電力貯蔵装置１４の電力貯蔵量（充放電量）制御をより最適に行うために図１に示す第１の実施例に、必要充放電容量演算部２６を付加したものであり、これを付加した以外の構成は、第１の実施例の構成と同じである。

必要充放電容量演算部２６は、発電装置１１の発電出力が変化したときに、分散型電源装置１が電力貯蔵装置１４へ充放電することの必要な充放電容量を演算し予測するものである。

必要充放電容量演算部２６は、図５に示すように、分散型電源装置１の必要とする電力貯蔵装置１４への充放電容量を予測演算する必要充放電容量演算手段２６ａと電力貯蔵装置１４のその都度の実際に許容される充放電容量を演算する許容充放電容量演算手段２６ｂ、および両手段で求められた必要充放電容量と許容充放電容量とを比較して、常に、許容充放電容量が必要充放電容量より大きくなるようにする補正量Ｏｃを演算する比較補正演算手段２６ｃとを備える。

この補正量Ｏｃを、連系出力目標演算部２５の第２の加算部２５ｍで連系出力目標値Ｏｐ^*に加えて、連系出力目標値Ｏｐ^*の補正を行う。

必要充放電容量演算手段２６ａは、発電出力検出部２１で検出された発電装置１１の発電出力Ｗｐ、連系出力検出部２３で検出された連系用電力変換装置１３から電力系統３へ出力される連系出力Ｏｐ、予め諸元等から求められた発電装置１１の定格の最大出力Ｗｐｘおよび最大出力変化率Ｗｒｘ、ならびに同様に予めその諸元等から求められた連系用電力変換装置１３の連系出力Ｏｐの最大変化率Ｏｒｘに基づいて次のようにして、発電出力Ｗｐが増大している状態での必要充放電容量Ｃｑｉと、発電出力Ｗｐが減少している状態での必要充放電容量Ｃｑｄとに分けて求める。

ある時点での必要充放電容量は、風力等の自然エネルギーを利用した分散型電源装置では、ある時間経過後の発電出力は、予想がつかないため、基本的には、発電出力Ｗｐおよび連系出力Ｏｐが最大の変化率で変化すると仮定して予測する必要がある。これにしたがって必要充放電容量Ｃｄｉ、Ｃｑｄを予測する場合は、次の（２および（３））式で求めることができる。
（ａ）発電出力Ｗｐが増大している場合
必要充放電容量Ｃｑｉ＝[（Ｐｘ−Ｏｐ）²／（２・Ｏｒｘ）]
−[（Ｐｘ−Ｗｐ）²／（２・Ｗｒｘ）]・・・・・・（２）（ｂ）発電出力Ｗｐが減少している場合
必要充放電容量Ｃｑｄ＝[Ｏｐ²／（２・Ｏｒｘ）]−｛Ｗｐ²／２・Ｗｒｘ｝・・（３）
このような必要充放電容量の求め方について図６および図７を参照して説明する。図６は縦軸は出力Ｐ（％）をとり、横軸に時間ｔをとって、発電出力Ｗｐおよび連系出力Ｏｐの変化を示すものである。

ここでは、発電装置１１の発電出力Ｗｐの最大変化率Ｗｒｘおよび連系用電力変換装置１３の連系出力Ｏｐの最大変化率Ｏｒｘは、図６にそれぞれＷｒｘおよびＯｒｘで示される。すなわち、発電出力Ｗｐの最大変化率Ｗｒｘは、発電出力Ｗｐが時間ｔ０−ｔ１０の間に０から最大（１００％）出力のＰｘまで変化する傾斜を示し、また、連系出力Ｏｐの最大変化率Ｏｒｘは、連系出力Ｏｐが時間ｔ０−ｔ２０の間に０から最大（１００％）出力のＰｘまで変化する傾斜を示すものである。

図７（ａ）、（ｂ）は、発電出力Ｗｐが出力５０（％）の点から、そして連系出力Ｏｐが出力３５（％）の点から、増減する状態を示したものである。

図７（ａ）は、発電出力Ｗｐおよび連系出力Ｏｐが、ここから、それぞれ図６に示す最大変化率Ｗｒｘおよび最大変化率Ｏｒｘで最大出力Ｐｘ（１００％）まで増大した状態を示している。

発電出力Ｗｐが増大している状態で、連系出力Ｏｐが現在の目標値Ｏｐ^*に維持されているとしたときの電力貯蔵装置１４が必要とする充放電容量、すなわち分散型電源装置１から電力貯蔵装置へ供給可能な充放電容量、これをここでは必要充放電容量Ｃｑｉと称する。この必要充放電容量Ｃｑｉは、図７（ａ）でいえば、実線で示す発電出力Ｗｐをｔ０からｔ１３まで時間積分した発電出力電力量から、同様に点線で示す連系出力Ｏｐをｔ０からｔ１３まで時間積分した連系出力電力量を差し引いた電力量となるが、これは、図７（ａ）にハッチングして示す部分Ｃの面積で示される電力量となる。

図７（ａ）において、ハッチングして示す部分Ｃの面積は、点線で示す連系出力Ｏｐを示す線Ｏと、原点を通る縦軸線および最大出力点Ｐｘ（１００％）を通る横軸線とで囲われた三角形Ａの面積から、実線で示す発電出力Ｗｐを示す線Ｗと、原点を通る縦軸線および最大出力点Ｐｘを通る横軸線とで囲われた三角形Ｂの面積を差し引いた面積にほかならない。

発電出力Ｗｐの増大している状態での必要充放電容量Ｃｑｉを求める（２）式の第１項は、図７（ａ）における三角形Ａの面積を求める式であり、第２項は、三角形Ｂの面積を求める式である。したがって、（１）式によって、図７（ａ）にハッチングで示す部分Ｃの面積が求められ、発電出力Ｗｐの増加する状態での必要充放電容量Ｃｑｉを求めることができる。この（１）式で求めたＣｄｉが正である場合は充電電力量を示し、負である場合は放電電力量を示す。

また発電出力Ｗｐと連系出力Ｏｐが、それぞれＷｐ＝５０％およびＯｐ＝３５％から最大変化率ＷｒｘおよびＯｒｘで出力０まで減少している状態を図７（ｂ）に示す。

この図７（ｂ）から必要充放電容量Ｃｑｄを求める場合は、原点を通る縦軸線および横軸線と、点線線で示す連系出力Ｏｐを示す線Ｏとで囲われた三角形Ｄの面積と、同様に、原点を通る縦軸線および横軸線と、実線で示す発電出力Ｗｐを示す線Ｗとで囲われた三角形Ｅの面積を求め、三角形Ｄの面積から三角形Ｅの面積を差し引くことにより求めることができる。三角形Ｅの面積と三角形Ｄの面積との差の部分は、図７（ｂ）にハッチング部分ＦおよびＧとなるが、Ｗｐ＞Ｏｐとなるハッチング部分Ｆは充電電力量を示し、Ｗｐ＜Ｏｐとなるハッチング部分Ｇは放電電力量を示しているので、両者の差が必要充放電容量Ｃｑｄとなる。

必要充放電容量Ｃｑｄを求める前記（３）式の第１項が、三角形Ｄの面積の面積を求める項であり、第２項が三角形Ｅの面積を求める項であるから、この（３）式によって、発電出力Ｗｐの減少している状態での必要充放電容量Ｃｑｄを求めることができる。

また、必要充放電容量演算部２６の許容充放電容量演算手段２６ｂは、電力貯蔵装置１４の現時点で許容される充放電容量を演算するものであり、次の（４）および（５）式により、許容充電容量Ｃｃｘおよび許容放電容量Ｃｄｘを求める。なお、ここでは、電力貯蔵装置１４の充電時の効率と、放電時の効率が等しいものとしている。
（ｃ）許容充電容量Ｃｃｘ＝Ｃｘ・（１００−Ｃｒ） ・・・・・・・（４）（ｄ）許容放電容量Ｃｄｘ＝Ｃｘ・Ｃｒ ・・・・・・・（５）
さらに、必要充放電量演算部２６の比較補正演算部２６ｃは、必要充放電容量演算手段２６ａで求めた必要充放電容量ＣｑｉまたはＣｑｄと、許容充電容量演算手段２６ｂで求めた許容充放電容量ＣｃｘまたはＣｄｘとを比較して、系統出力目標値演算部２５に与える目標補正量Ｏｃを求める。

目標補正量Ｏｃは、比較補正演算部２６ｃにおいて次の手順で求められる。
（１）必要充放電容量演算手段２６ａで求めた必要充放電容量ＣｑｉおよびＣｑｄと、許容充放電容量演算手段２６ｂで求めた許容充電容量Ｃｃｘおよび許容放電容量Ｃｄｘとの比較処理を行う。

この比較処理は、必要充放電容量ＣｑｉおよびＣｑｄが正のときは、充電状態であるので、許容充電容量Ｃｃｘと必要充放電容量Ｃｑｉとの偏差ΔＣｃ（＝Ｃｃｘ−Ｃｑｉ）、または必要充放電容量Ｃｑｉの微分値（変化量）ΔＣｑｉ／Δｔを求めることにより実行される。そして必要充電容量ＣｑｉおよびＣｑｄが負のときは、放電状態であるので、許容放電容量Ｃｄｘと必要充放電容量Ｃｑｄとの偏差ΔＣｄ（＝Ｃｄｘ−Ｃｑｄ）、または必要放電容量Ｃｑｄの微分値（変化量）ΔＣｑｄ／Δｔを求めることにより実行される。
（２）比較処理の結果、ＣｃｘとＣｑｉとの偏差ΔＣｃが予め設定した設定値Ｋｆより小さい（ΔＣｃ＜Ｋｆ）場合は、既定の補正量−Ｕ４を形成して保存する。さらに、ΔＣｑｉ／Δｔが予め設定した設定値Ｋｇより大きい（ΔＣｑｉ／Δｔ＞Ｋｇ）場合は既定の補正量−Ｕ５を形成して保存する。

このとき、設定値ＫｆおよびＫｇをそれぞれ２段階の設定値Ｋｆ１、Ｋｆ２およびＫｇ１，Ｋｇ２に設定し、偏差ΔＣｃまたはその微分値ΔＣｑｉ／Δｔを各設定値と比較して、それぞれ異なる補正量−Ｕ６、−Ｕ７、−Ｕ８、−Ｕ９を形成するようにすることができる。
（３）また、比較処理の結果、ＣｄｘとＣｑｄとの偏差ΔＣｄまたはその微分値が予め設定した設定値Ｋｆより小さい（ΔＣｄ＜Ｋｆ）場合は、既定の補正量Ｕ４を形成して保存する。さらに、ΔＣｑｄ／Δｔが予め設定した設定値Ｋｇより大きい（ΔＣｑｄ／Δｔ＞Ｋｇ）場合は、既定の補正量Ｕ５を形成して保存する。

このとき、設定値ＫｆおよびＫｇをそれぞれ２段階の設定値Ｋｆ１、Ｋｆ２およびＫｇ１，Ｋｇ２に設定し、偏差ΔＣｄおよび微分値ΔＣｑｄ／Δｔを各設定値と比較して、それぞれ異なる補正量Ｕ６、Ｕ７、Ｕ８、Ｕ９を形成するようにすることができる。
（４）前記のようにして求められた補正量Ｕ４，−Ｕ４、Ｕ５、−Ｕ５、またはＵ６、−Ｕ６、Ｕ７、−Ｕ７、Ｕ８、−Ｕ８、Ｕ９、−Ｕ９から、連系出力補正量Ｏｃを求め、これを連系出力目標演算部２５に出力する。

図４に示す、第２の実施例の出力安定化制御装置２において、必要充放電容量演算部２６で求めた充放電補正量Ｏｃを、連系出力目標演算部２５における第２の加算部２５ｍで、この連系出力目標演算部２５で形成された連系出力目標値Ｏｐ^*に加算して（図５参照）、この目標値Ｏｐ^*を補正することにより電力貯蔵装置１４の貯蔵電力容量が、その上限値または下限値に張り付くことなく充放電容量を適正に制御することができる。

すなわち、必要充放電容量演算手段２６ａで求めた必要充放電容量ＣｑｉおよびＣｑｄが正で、充電状態にあるときは、連系出力目標演算部２５における加算部２５ｍに加えられる連系出力補正量ＯｃがＵ４となるため、連系出力目標演算部２５からは、Ｏｐ^*＋Ｕ４に補正された、連系出力目標値が連系電力変換制御部２４に与えられることになる。これによって、連系電力変換制御部２４からＵ４だけ連系出力Ｏｐを増加させる制御指令Ｐｓを連系用電力変換装置１３に与えるので、連系用電力変換装置１３の電力系統３への連系出力Ｏｐが増大され、電力貯蔵装置１４への充電電力がその分減じられることになる。

この結果、発電装置１１の発電出力Ｗｐが増加しても、電力貯蔵装置１４の充電残量が大きく、許容充電容量Ｃｃｘが少ない場合は、電力系統への連系出力Ｏｐを増大することにより電力貯蔵装置１４の充電電力を抑えるので、電力貯蔵装置１４が許容充電容量Ｃｃｘを超えて過充電されることが防止される。すなわち、電力貯蔵装置１４の充電容量が、上限値に張り付くことを抑制することができる。

発電装置１１の発電出力Ｗｐが減少方向へ変化し、必要充放電容量演算手段２６ａで求めた必要充放電容量ＣｑｉおよびＣｑｄが負で、放電状態にあるときは、連系出力目標演算部２５における加算部２５ｍに加えられる連系出力補正量Ｏｃが‐Ｕ４となるため、連系出力目標演算部２５からは、Ｏｐ^*−Ｕ４に補正された、連系出力目標値が連系電力変換制御部２４に与えられることになる。これによって、連系電力変換制御部２４から‐Ｕ４だけ連系出力Ｏｐを低減する制御指令Ｐｓを連系用電力変換装置１３に与えるので、連系用電力変換装置１３の電力系統３への連系出力Ｏｐが低減され、電力貯蔵装置１４からの放電電力がその分減じられることになる。

この結果、発電装置１１の発電出力Ｗｐが減少しても、電力貯蔵装置１４の貯蔵電力量の残量が小さく、許容放電容量Ｃｄｘが少ない場合は、電力系統への連系出力Ｏｐを減少することにより電力貯蔵装置１４からの放電電力を抑え、電力貯蔵装置１４が許容放電容量Ｃｄｘを超えて過放電されることが防止される。すなわち、電力貯蔵装置１４の充電容量が、下限値に張り付くことを抑制することができる。

なお、ＣｃｘとＣｑｉとの偏差ΔＣｃおよびＣｄｘとＣｑｄとの偏差ΔＣｄが設定値Ｋｆより大きい場合は、電力貯蔵装置１４の許容充放電容量が充分な容量あるため、連系出力補正量Ｏｃは発生されないので、連系出力安定化制御装置２においては、連系出力目標値Ｏｐ^*の補正が行われることなく安定に制御が行われる。

この第２の実施例による出力安定化制御装置を備えた分散型電源装置１の連系シミュレーショを行った結果を図８に示す。このシミュレーションを実施した分散型電源装置は、発電装置１１が３００ｋＷの風力発電装置で構成され、電力貯蔵装置１４が、電力貯蔵容量が１ｋＷｈの電力貯蔵装置で構成されている。

図８の（ａ）は、横軸に時間（秒）を取り、縦軸に出力（ｋＷ）および充電率（％）を取って、発電装置１１の発電出力Ｗｐ（ｋＷ），連系用電力変換装置１３の電力系統３への連系出力Ｏｐ（ｋＷ）および電力貯蔵装置１４の充電率Ｃｒ（％）の時間的な変化を示すものである。

（ｂ）は、横軸を（ａ）と同じ時間軸として、縦軸に充放電容量（ｋＷｓ）をとって、前記した必要充電容量Ｃｑｉ（ｋＷｓ）および必要放電容量Ｃｑｄ（ｋＷｓ）と、電力貯蔵装置１４の許容充電容量Ｃｃｘ（ｋＷｓ）および許容放電容量Ｃｄｘ（ｋＷｓ）の時間的変化を示すものである。

（ｃ）は、発電出力Ｗｐと連系出力Ｏｐとの変化を比較しやすくするため、（ａ）の一部を時間を拡大して示すもものである。

図８（ａ）および（ｃ）に示す通り、この発明によれば、電力貯蔵装置１４の電力貯蔵率Ｃｒは、風力発電装置の発電出力Ｗｐの変化とほぼ相似的に変化させることができる。
また、発電出力Ｗｐの変化が急峻であっても、連系用電力変換装置１３の連系出力Ｏｐは、電力系統が充分に追随できる遅い速度の変化に抑えることができる。

そして、図８（ｂ）に示すように、この発明によれば、必要充電容量Ｃｑｉ（ｋＷｈ）および必要放電容量Ｃｑｄ（ｋＷｈ）を常に電力貯蔵装置１４の許容する充電容量Ｃｃｘ（ｋＷｈ）および放電容量Ｃｄｘ（ｋＷｈ）の以内に保ち、かつ、発電出力Ｗｐが、１００％出から０％まで、および０％から１００％まで一気に変化するような急減な変化する状態であっても、電力貯蔵装置の充放電電力に過不足が生じることがなく、出力変動の比較的小さい範囲において、十分に余裕を持った状態におくことができる。

この発明の第３の実施例を図９に示す。

この第３の実施例は、電力貯蔵装置１４が、電力貯蔵用電力変換装置１６および連系用変圧器１７を介して連系用電力変換装置１３の出力、すなわち電力系統３の系統ライン３２に接続され、分散型電源装置１の主回路の構成が前記の第１および第２の実施例と相違する。

また、連系出力目標値演算回路２５は、発電出力検出部２１で検出された発電装置１１の発電電力Ｗｐから発電出力率Ｗｐｒ（＝Ｗｐ／Ｐｘ）を求め、この発電出力率Ｗｐｒと電力貯蔵量検出部２２で検出された電力貯蔵率Ｃｒとから、両者の偏差が０となるような分散型電源装置１の電力系統３への連系出力目標値Ｏｐ^*を求める構成は第１および第２の実施例と同じであるが、電力貯蔵用電力変換装置１６を制御する電力貯蔵用電力変換装置制御部２７には、Ｃｐ^*＝Ｗｐ−Ｏｐ^*を求め、これを充放電目標値Ｃｐ^*として出力する点が相違する。

電力貯蔵電力変換制御部２７は、貯蔵電力検出部２６で検出された電力貯蔵装置１４に供給される充放電電力Ｃｐが連系出力目標演算部２５から与えられる充放電目標値Ｃｐ^*に一致するような制御指令Ｐｃを求めて、これを電力貯蔵用電力変換装置１６に与える。

したがって、この第３の実施例においては、分散型電源装置１の連系出力Ｏｐから、取り込まれる電力貯蔵装置１４への充放電電力Ｃｐが出力目標演算部２５から与えられる充放電目標値Ｃｐ^*＝Ｗｐ−Ｏｐ^*となるように電力貯蔵用電力変換装置１６で制御されるので、連系用電力変換装置１３から電力系統３へ出力される連系出力Ｏｐは、ＷｐからＣｐ^*を差し引いたＯｐ^*となるから、第１および第２の実施例の装置と同様の制御を行うことができる。

１：分散型電源装置
１１：再生可能エネルギー発電装置
１２：発電出力電力変換装置
１３：系統連系用電力変換装置
１４：電力貯蔵装置
１５：系統連系用変圧器
１９：直流ライン
２：連系出力安定化制御装置
２１：発電電力検出部
２２：電力貯蔵状態検出部
３３：連系出力検出部
２４：連系電力変換制御部
２５：連系出力目標演算部
３：電力系統
３１：系統電源装置
３２：系統ライン
３３：負荷

Claims (5)

1. 風力や太陽光などの再生可能な自然エネルギーを利用して発電する再生可能エネルギー発電装置と、この再生可能エネルギー発電装置の発電出力を電力系統へ連系供給するための系統連系用電力変換装置と、前記再生可能エネルギー発電装置から出力される発電出力または前記系統連系用電力変換装置から出力される連系出力の一部の電力を貯蔵し、また、貯蔵した電力を前記電力系統へ供給することが可能な電力貯蔵装置とを備えた分散型電源装置において、
   前記電力貯蔵装置の現在の電力貯蔵量と最大電力貯蔵量との比率で示される電力貯蔵率Ｃｒ（％）、および前記再生可能エネルギー発電装置の現在の発電出力電力と定格の最大出力電力との比率で示される再生可能エネルギー発電装置の発電出力率Ｗｐｒ（％）を検出し、前記電力貯蔵装置の電力貯蔵率Ｃｒ（％）と前記再生可能エネルギー発電装置の出力率Ｗｐｒ（％）とが等しくなるように前記系統連系用電力変換装置を制御して前記分散型電源装置の系統出力を制御する連系出力制御手段とを設けたことを特徴とする分散型電源装置の出力安定化制御装置。
2. 請求項１に記載の装置において、前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力の変化速度を検出し、この検出した変化速度が予め設定した設定値を超えた際に、前記電力系統の系統電源装置の追従可能な変化速度よりも小さな増減量となる連系出力目標値の補正値を求め、この補正値により前記連系出力を補正する手段を備えたことを特徴とする分散型電源装置の出力安定化制御装置。
3. 請求項２に記載の装置において、前記補正値は、予め定めた一定値、または前記検出した前記再生可能エネルギー発電装置の出力電力の変化速度に所定のゲインを乗算した値とすることを特徴とする分散型電源装置の出力安定化制御装置。
4. 請求項１ないし３の何れか１項に記載の装置において、前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力、最大発電出力、この発電出力の最大変動率および前記分散型電源装置の前記電力系統への連系出力、この連系出力の最大変動率から、前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力が変化したときに前記分散型電源装置が前記電力貯蔵装置へ充放電することの必要な充放電容量を求める必要充放電容量演算手段と、前記電力貯蔵装置の現在の電力貯蔵率から許容される最大の充放電容量を求める許容充放電容量演算手段と、前記必要充放電容量演算手段で求められた必要充放電容量が前記許容充放電容量演算手段で求められた前記電力貯蔵装置の許容充放電容量より小さくなるように前記連系出力を補正する手段とを設けたことを特徴とする分散型電源装置の出力安定化制御装置。
5. 請求項１ないし４の何れか１項に記載の装置において、前記再生可能エネルギー発電装置の発電出力を直流電力に変換し、直流ラインを介して前記系統連系用電力変換装置および前記電力貯蔵装置に接続することを特徴とする分散型電源装置の出力安定化制御装置。
   

Images