WO2011078215A1

WO2011078215A1 - 電力供給方法、コンピュータ読み取り可能な記録媒体および発電システム

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Publication number: WO2011078215A1
Application number: PCT/JP2010/073113
Authority: WO
Inventors: 奥田　泰之; 船橋　淳浩; 義人加賀; 中島　武; 総一酒井; 龍蔵萩原
Original assignee: 三洋電機株式会社
Priority date: 2009-12-22
Filing date: 2010-12-22
Publication date: 2011-06-30
Also published as: US20120253537A1; JPWO2011078215A1

Abstract

　本発明の電力供給方法は、再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、蓄電装置に発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、発電装置の発電量データを所定サンプリング期間中に所定の時間間隔毎に取得する工程と、発電量データに基づいて電力系統に供給する電力の目標出力値を算出する工程と、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力値分の電力を電力系統に供給する工程と、蓄電装置の劣化状態を判定する工程と、蓄電装置の劣化状態に応じて、発電量データのサンプリング期間を変更する工程とを含む。

Description

電力供給方法、コンピュータ読み取り可能な記録媒体および発電システム

　本発明は、電力供給方法、コンピュータ読み取り可能な記録媒体および発電システムに関する。

　近年、変電所からの交流電力の供給を受ける各需要家（たとえば、住宅や工場など）に、風力や太陽光などの自然エネルギーを利用した発電装置（太陽電池など）が設けられるケースが増加している。このような発電装置は、変電所の配下に設けられる電力系統に接続され、発電装置により発電された電力は、需要家内の電力消費装置側に出力される。また、需要家内の電力消費装置により消費されずに余った電力は、電力系統に出力される。この需要家から電力系統に向かう電力の流れは、「逆潮流」と呼ばれ、需要家から電力系統に出力される電力は「逆潮流電力」と呼ばれる。

　ここで、電力会社等の電力供給者には、電力の安定供給の義務が課されており、逆潮流電力分も含めた電力系統全体における周波数や電圧を一定に保つ必要がある。たとえば、電力供給者は、変動周期の大きさに応じた複数の制御手法によって、電力系統全体の周波数を一定に保っている。具体的には、一般に十数分以上の変動周期をもつような負荷成分については、最も経済的な発電量の出力分担が可能なように経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃ　Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ　Ｃｏｎｔｒｏｌ）が行われている。このＥＤＣは、１日の負荷変動予想に基づいた制御であり、時々刻々と変動する負荷の増減（十数分より小さい変動周期の成分）に対する対応は困難である。そこで、電力会社は、時々刻々と変動する負荷に応じて電力系統への電力の供給量を調整し、周波数の安定化を行うための複数の制御を行っている。ＥＤＣを除いたこれらの制御は特に周波数制御と呼ばれており、この周波数制御によって、ＥＤＣで調整できない負荷変動分の調整を行っている。

　より詳細には、約１０秒以下の変動周期の成分については、電力系統自体の自己制御性により自然に吸収することができる。また、１０秒～数分程度の変動周期の成分に対しては、各発電所の発電装置のガバナフリー運転により対応が可能である。また、数分から十数分までの変動周期の成分については、負荷周波数制御（ＬＦＣ:Ｌｏａｄ　Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ　Ｃｏｎｔｒｏｌ）により対応している。この負荷周波数制御では、電力供給者の中央給電指令所からの制御信号によってＬＦＣ用発電所が発電出力を調整することにより、周波数制御を行っている。

　しかし、自然エネルギーを利用した発電装置の出力は、天候などに応じて急激に変化することがある。このような発電装置の出力の急激な変化は、連系している電力系統の周波数の安定度に大きな悪影響を与えてしまう。この悪影響は、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家が増えるほど顕著になってくる。このため、今後、自然エネルギーを利用した発電装置を有する需要家がさらに増えてきた場合には、発電装置の出力の急激な変化を抑制することにより、電力系統の安定度を維持する必要が生じてくる。

　そこで、従来、このような発電装置の出力の急激な変化を抑制するために、自然エネルギーを利用した発電装置に加えて、発電装置により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置を備えた発電システムが提案されている。このような発電システムは、たとえば、特開２００８－４８５４４号公報に開示されている。

　特開２００８－４８５４４号公報には、太陽電池と、太陽電池により発電された電力を蓄電可能な二次電池と、電力系統に接続され、太陽電池により発電された電力および二次電池により蓄電された電力を直流から交流に変換するとともに、交流に変換した電力を電力系統に出力する電力変換装置とを備えた太陽光発電システムが開示されている。特開２００８－４８５４４号公報では、太陽電池の発電量の変動に伴って蓄電装置の充放電を行うように制御することにより、電力変換装置からの出力電力の変動を抑制している。これにより、電力系統への出力電力の変動を抑制することが可能であるので、電力系統の周波数などへの悪影響を抑制することが可能である。また、特開２００８－４８５４４号公報による太陽光発電システムは、二次電池の劣化状況を認識可能に構成されている。そして、特開２００８－４８５４４号公報による太陽光発電システムは、二次電池が劣化した場合にも、二次電池の電圧値のうち上限値から下限値までの全範囲で劣化した二次電池を使用することにより、電力系統への出力電力の変動の抑制を維持することが可能である。

特開２００８－４８５４４号公報

　しかしながら、特開２００８－４８５４４号公報では、二次電池が劣化した場合にも、二次電池の電圧値のうち上限値から下限値までの全範囲で二次電池を使用することにより、電力系統への出力電力の変動の抑制を維持するようにしているため、劣化した二次電池をさらに急速に劣化させてしまうという不都合がある。このため、二次電池などからなる蓄電装置の寿命が短くなるという問題点がある。

　本発明の電力供給方法は、再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、蓄電装置に発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、発電装置の発電量データを所定のサンプリング期間中に所定の時間間隔毎に取得する工程と、発電量データに基づいて電力系統に供給する電力の目標出力値を算出する工程と、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力値分の電力を電力系統に供給する工程と、蓄電装置の劣化状態を判定する劣化状態判定工程と、蓄電装置の劣化状態に応じて、サンプリング期間を変更する取得期間変更工程とを含む。

　本発明のコンピュータ読み取り可能な記録媒体は、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置を制御するための制御プログラムを記憶する、コンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、プログラムはコンピュータシステムに以下の動作を実行させる、所定のサンプリング期間中に所定の時間間隔毎に発電装置の発電量データを取得し、発電量データに基づいて、電力系統に供給される電力の目標出力値を算出し、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から目標出力値分の電力を電力系統に供給し、蓄電装置の劣化状態を判定し、蓄電装置の劣化状態に応じて、サンプリング期間を変更する。

　本発明の発電システムは、再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置と、発電装置および蓄電装置の少なくとも一方から電力系統に供給する電力を制御するコントローラとを備え、コントローラは、所定のサンプリング期間内の発電装置の発電量データに基づいて目標出力電力を算出するとともに、蓄電装置の劣化状態を判定し、判定した劣化状態に応じてサンプリング期間を変更するように構成されている。

本発明の発電システムの構成を示すブロック図である。本発明の発電システムの蓄電装置の劣化状態の判定を放電容量劣化率および充電容量劣化率に基づいて行うことを説明するためのグラフである。本発明の発電システムの蓄電装置の劣化状態の判定を蓄電池の内部抵抗に基づいて行うことを説明するためのグラフである。本発明の発電システムの蓄電装置の劣化状態の判定を蓄電池の使用時間に基づいて行うことを説明するためのグラフである。本発明の発電システムの蓄電装置の寿命初期における目標出力電力の算出方法を説明するための図である。電力系統に出力される負荷変動の大きさと変動周期との関係を説明するための図である。本発明の発電システムの蓄電装置の劣化状態の進行度合いを判定する際の制御フローを説明するためのフローチャートである。本発明の発電システムの発電装置により発電された電力の時間変動推移とその発電電力に対して充放電制御を行った場合の電力出力部から出力される出力電力の時間変動推移とのシミュレーションにより得られたグラフである。本発明の発電システムの蓄電池から出力される蓄電池出力の時間変動推移のシミュレーションにより得られたグラフである。本発明の発電システムの蓄電池の蓄電池容量の時間変動推移のシミュレーションにより得られたグラフである。寿命初期から寿命末期に進むにつれて使用される蓄電池の容量が小さくなることを説明するための図である。充放電制御におけるサンプリング期間について説明するための図である。本発明の変形例による発電システムの蓄電装置の劣化状態に応じてサンプリング期間を複数の段階で段階的に減少させたグラフである。本発明の変形例による発電システムの蓄電装置の劣化状態に応じてサンプリング期間を線形的に減少させたグラフである。

　以下、本発明の実施形態を図面に基づいて説明する。

　まず、図１および図２を参照して、本発明の一実施形態による発電システム１の構成を説明する。

　発電システム１は、太陽光を用いて発電する太陽電池からなる発電装置２および電力系統５０に接続されている。発電システム１は、発電装置２により発電された電力を蓄電可能な蓄電装置３と、発電装置２により発電された電力および蓄電装置３により蓄電された電力を電力系統５０に出力するインバータを含む電力出力部４と、蓄電装置３の充放電を制御する充放電制御部５とを備えている。なお、発電装置２は、再生可能エネルギーを利用した発電装置であればよく、例えば風力発電装置等を用いてもよい。

　発電装置２と電力出力部４とを接続する母線６には、ＤＣ－ＤＣコンバータ７が直列的に接続されている。ＤＣ－ＤＣコンバータ７は、発電装置２により発電された電力の直流電圧を一定の直流電圧（本実施形態では、約２６０Ｖ）に変換して電力出力部４側に出力する。また、ＤＣ－ＤＣコンバータ７は、いわゆるＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ　Ｐｏｗｅｒ　Ｐｏｉｎｔ　Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御機能を有している。ＭＰＰＴ機能とは、発電装置２により発電された電力が最大となるように発電装置２の動作電圧を自動的に調整する機能である。発電装置２とＤＣ－ＤＣコンバータ７との間には、発電装置２に向かって電流が逆流するのを防止するためのダイオード（図示せず）が設けられている。

　蓄電装置３は、母線６に並列的に接続された蓄電池３１と、蓄電池３１の充放電を行う充放電部３２とを含んでいる。蓄電池３１としては、自然放電が少なく、充放電効率の高い二次電池（たとえば、Ｌｉ－ｉｏｎ蓄電池、Ｎｉ－ＭＨ蓄電池など）が用いられている。また、蓄電池３１の電圧は約４８Ｖである。

　充放電部３２は、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３を有しており、母線６と蓄電池３１とはＤＣ－ＤＣコンバータ３３を介して接続されている。ＤＣ－ＤＣコンバータ３３は、充電時には、蓄電池３１に供給する電力の電圧を、母線６の電圧から蓄電池３１を充電するのに適した電圧まで降圧させることにより、母線６側から蓄電池３１側に電力を供給する。また、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３は、放電時には、母線６側に放電させる電力の電圧を、蓄電池３１の電圧から母線６の電圧付近まで昇圧させることにより、蓄電池３１側から母線６側に電力を放電させる。

　充放電制御部５は、ＣＰＵ５ａおよびメモリ５ｂを含んでおり、ＤＣ－ＤＣコンバータ３３を制御することにより、蓄電池３１の充放電制御を行う。蓄電池３１の充放電制御は、メモリ５ｂに記憶された制御プログラムをＣＰＵ５ａに実行させることにより行われる。なお、制御プログラムは、コンピュータ読み取り可能な記録媒体に記録されている。記録媒体から読み出された制御プログラムが、充放電制御部５のメモリ５ｂにインストールされる。

　本実施形態では、発電装置２の発電量に関わらず電力系統５０へ出力する電力値を平滑化するために、電力系統５０へ出力する目標出力値を設定している。充放電制御部５は、発電装置２の発電量に応じて、電力系統５０へ出力する電力量が目標出力値となるように、蓄電池３１の充放電量を制御する。すなわち、充放電制御部５は、発電装置２の発電量が目標出力電力よりも大きい場合には、過剰分の電力を蓄電池３１に充電するようにＤＣ－ＤＣコンバータ３３を制御するとともに、発電装置２の発電量が目標出力電力よりも小さい場合には、不足分の電力を蓄電池３１から放電するようにＤＣ－ＤＣコンバータ３３を制御する。

　目標出力電力は、移動平均法を用いて算出される。移動平均法とは、ある時点の目標出力電力を、その時点より過去の期間の発電装置２の発電量の平均値とする算出方法である。充放電制御部５は、目標出力電力を算出するために、ＤＣ－ＤＣコンバータ７の出力側に設けられた発電量検出部８から所定の検出期間に所定の検出時間間隔毎に発電装置２の発電量データを取得する。発電量検出部８は、発電装置２の発電量を検出して、発電量データを充放電制御部５に送信する。

　所定の検出期間（以下、サンプリング期間）は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する変動周期Ｔ１（約２分）～Ｔ２（約２０分）の間、特に後半付近（長周期付近）から下限周期Ｔ１を超える範囲であまり長時間に渡らない範囲とすることが好ましい。所定の検出時間間隔は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期よりも短くなるように、本実施形態では、３０秒（０．５分）と設定している。なお、検出時間間隔は、長すぎても短すぎても発電量の変化を正確に検出することができないので、発電装置２の発電量の変動周期などを勘案して適性な値に定められる。

　また、充放電制御部５は、蓄電装置３の劣化状態を判定し、その判定結果に基づいてサンプリング期間を変更する。サンプリング期間は、長く設定した方が多くの発電量データを取得することができ、適切な目標出力電力を算出できるため、発電装置２の発電量の変動に起因する電力系統５０への悪影響を抑制するためには好ましい。しかし、サンプリング期間を長く設定した場合は、発電量の変化量が大きくなる可能性が高い。蓄電池３１の寿命末期は容量が小さくなるため、発電装置２の発電量の変化量が大きくなった場合には、目標出力電力に対応できない可能性がある。そのため、本実施形態では、蓄電池３１の劣化が進んだ場合、サンプリング期間を短くしていき、発電装置２の発電量の変化量を小さくする。蓄電装置３の劣化状態の判定方法およびサンプリング期間の変更方法については、後述する。

　また、充放電制御部５は、電力出力部４の出力電力を取得し、実際に電力出力部４から電力系統５０に出力された電力と目標出力電力との差を認識する。これにより、電力出力部４からの出力電力が目標出力電力となるように充放電部３２の充放電をフィードバック制御することが可能である。

　また、充放電制御部５には、温度センサ９が接続されている。充放電制御部５は、温度センサ９の検出温度に基づいて、後述する蓄電池３１の内部抵抗値を算出する。

　次に、図１および図２を参照して、充放電制御部５による発電量データのサンプリング期間の制御方法について説明する。

　充放電制御部５は、図２に示すように、サンプリング期間を蓄電装置３の蓄電池３１の劣化状態の進行度合いに応じて段階的に３段階で変更する。

　具体的には、蓄電装置３の蓄電池３１の充放電を始めてからの時間が短い寿命初期（たとえば使用経過年数が０年～約３年の間）においては、サンプリング期間が２０分になるように設定されている。つまり、充放電制御部５は、過去の発電量データ４０個（２０分÷０．５分＝４０）の平均値を取得する。

　また、蓄電装置３の蓄電池３１の充放電を始めてからの時間がある程度経過した寿命中期（たとえば使用経過年数が約３年～約６年の間）においては、サンプリング期間が１５分になるように設定されている。つまり、充放電制御部５は、過去の発電量データ３０個の平均値を取得する。

　また、蓄電装置３の蓄電池３１の充放電を始めてからの時間が長い寿命末期（たとえば使用経過年数が約６年～約１０年の間）においては、サンプリング期間が１０分になるように設定されている。つまり、充放電制御部５は、過去の発電量データ２０個の平均値を取得する。

　ここで、蓄電装置３の蓄電池３１の劣化状態の判定方法について説明する。

　まず、発電システム１では、充放電制御部５は、所定の期間中（例えば、３０日間）に一度、蓄電池３１の充電深度が０になるまで放電するとともに充電深度が最大（１００％）になるまで充電することにより、蓄電池３１の充電容量と放電容量とを測定する。これにより、充放電制御部５は、所定の期間毎に蓄電池３１の放電容量Ｃ_d1および充電容量Ｃ_d2を取得する。なお、放電容量Ｃ_d1および充電容量Ｃ_d2は、本発明の「第１容量値」の一例である。

　また、充放電制御部５は、発電システム１の使用開始前の蓄電装置３の蓄電池３１の放電容量Ｃ₀₁および充電容量Ｃ₀₂を予め測定している。そして、充放電制御部５は、放電容量Ｃ_d1および放電容量Ｃ₀₁に基づいて、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁の演算を行うとともに、充電容量Ｃ_d2および充電容量Ｃ₀₂に基づいて、充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂の演算を行う。なお、放電容量Ｃ₀₁および充電容量Ｃ₀₂は、本発明の「第２容量値」の一例である。

　そして、充放電制御部５は、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂の演算結果に基づいて蓄電池３１の劣化状態の進行度合いを判定する。

　具体的には、図２に示すように、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が０．８５（８５％）よりも大きく、かつ、１．０（１００％）未満の場合には、充放電制御部５は、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いが寿命初期であると判定する。

　放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が０．７０（７０％）よりも大きく、かつ、０．８５（８５％）以下の場合には、充放電制御部５は、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いが寿命中期であると判定する。

　放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が０．４（４０％）よりも大きく、かつ、０．７０（７０％）以下の場合には、充放電制御部５は、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いが寿命末期であると判定する。

　また、充放電制御部５は、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が異常値であった場合には、後述する蓄電池３１の内部抵抗値を算出することにより、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いを判定する。具体的には、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が、０．４（４０％）以下の場合、または、１．０（１００％）以上の場合には、充放電制御部５は、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が異常値であると判定する。

　放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が異常値であると充放電制御部５が判定した場合には、充放電制御部５は、２０℃における蓄電装置３の蓄電池３１の内部抵抗Ｒ₂₀を演算する。具体的には、充放電制御部５は、蓄電池３１の充電深度が０から最大（１００％）に変化される際の蓄電池３１の平均電圧値Ｖと、平均電流値Ｉとを計測する。また、充放電制御部５は、電圧値Ｖおよび電流値Ｉの計測時における蓄電池３１の平均温度Ｔを温度センサ９により取得する。そして、充放電制御部５は、以下の式（１）により、平均温度Ｔの場合における抵抗値Ｒを２０℃における抵抗値Ｒ₂₀に補正演算を行う。

　Ｒ₂₀＝Ｒ／｛１＋α₂₀（Ｔ－２０）｝・・・（１）
　なお、上記式（１）において、抵抗値Ｒは、温度Ｔの場合においてＲ＝Ｖ／Ｉにより算出されるとともに、α₂₀は、２０℃における抵抗温度係数である。これにより、充放電制御部５は、２０℃における蓄電装置３の蓄電池３１の内部抵抗Ｒ₂₀を取得する。なお、内部抵抗Ｒ₂₀は、本発明の「内部抵抗値」の一例である。

　そして、充放電制御部５は、２０℃における蓄電装置３の蓄電池３１の内部抵抗Ｒ₂₀の演算結果に基づいて蓄電池３１の劣化状態の進行度合いを判定する。

　具体的には、図３に示すように、内部抵抗Ｒ₂₀が３．２Ωよりも大きく、かつ、３．４Ω以下の場合には、充放電制御部５は、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いが寿命初期であると判定する。

　内部抵抗Ｒ₂₀が３．４Ωよりも大きく、かつ、３．６Ω以下の場合には、充放電制御部５は、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いが寿命中期であると判定する。

　内部抵抗Ｒ₂₀が３．６Ωよりも大きく、かつ、４．０Ω未満の場合には、充放電制御部５は、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いが寿命末期であると判定する。

　また、充放電制御部５は、内部抵抗Ｒ₂₀が異常値であった場合には、後述する蓄電装置３の使用時間を算出することにより、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いを判定する。具体的には、内部抵抗Ｒ₂₀が３．２Ω以下の場合、または、４．０Ω以上の場合には、充放電制御部５は、内部抵抗Ｒ₂₀が異常値であると判定する。

　内部抵抗Ｒ₂₀が異常値であると充放電制御部５が判定した場合には、充放電制御部５は、蓄電装置３の使用時間を算出する。具体的には、充放電制御部５は、蓄電装置３の蓄電池３１の充放電を行った時間を積算することにより、使用時間ｔを演算する。そして、充放電制御部５は、使用時間ｔの演算結果に基づいて蓄電池３１の劣化状態の進行度合いを判定する。

　具体的には、図４に示すように、使用時間ｔが０よりも大きく、かつ、６０００時間以下の場合には、充放電制御部５は、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いが寿命初期であると判定する。

　使用時間ｔが６０００時間よりも大きく、かつ、１２０００時間以下の場合には、充放電制御部５は、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いが寿命中期であると判定する。

　使用時間ｔが１２０００時間よりも大きい場合には、充放電制御部５は、蓄電池３１の劣化状態の進行度合いが寿命末期であると判定する。

　次に、図５を参照して、蓄電装置３（蓄電池３１）の各寿命における、充放電制御部５による目標出力電力の算出方法について説明する。

　寿命初期において、充放電制御部５は、過去２０分のサンプリング期間に含まれる最新の４０個の発電量データ（Ｐ（－４０）、Ｐ（－３９）、・・・Ｐ（－２）、Ｐ（－１））の平均値を目標出力電力として算出する。具体的には、充放電制御部５は、発電量データ（・・・Ｐ（－４０）、Ｐ（－３９）、・・・Ｐ（－２）、Ｐ（－１））をメモリ５ｂに順次蓄積していく。そして、充放電制御部５は、メモリ５ｂに蓄積された最新の４０個の発電量データ（Ｐ（－４０）、Ｐ（－３９）、・・・Ｐ（－２）、Ｐ（－１））を４０で除することにより、目標出力電力（Ｑ（０）＝（Ｐ（－４０）＋Ｐ（－３９）＋・・＋Ｐ（－２）＋Ｐ（－１））／４０）を算出する。充放電制御部５は、この目標出力電力の算出を検出時間間隔（３０秒）毎に実行する。そして、充放電制御部５は、電力系統５０に出力する電力が算出した目標出力電力になるように、蓄電装置３の充放電制御を行う。これにより、電力出力部４から電力系統５０に出力される出力電力を平滑化することが可能となる。

　なお、寿命中期では、過去１５分のサンプリング期間に含まれる最新の３０個の発電量データ（Ｐ（－３０）、Ｐ（－２９）、・・・Ｐ（－２）、Ｐ（－１））の平均値を目標出力電力として算出する。また、寿命末期では、過去１０分のサンプリング期間に含まれる最新の２０個の発電量データ（Ｐ（－２０）、Ｐ（－１９）、・・・Ｐ（－２）、Ｐ（－１））の平均値を目標出力電力として算出する。

　次に、図２から図４および図７を参照して、発電システム１の蓄電装置３の劣化状態の進行度合いを判定する際の充放電制御部５の制御フローについて説明する。

　図７に示すように、ステップＳ１において、充放電制御部５により、蓄電装置３の蓄電池３１の充電容量と放電容量とを測定してから３０日間が経過したか否かが判断される。そして、蓄電装置３の蓄電池３１の充電容量と放電容量とを測定してから３０日間が経過するまでこの判断が繰り返される。また、蓄電装置３の蓄電池３１の充電容量と放電容量とを測定してから３０日間が経過したと判断された場合には、ステップＳ２に進む。

　その後、ステップＳ２において、充放電制御部５により、蓄電池３１の放電容量Ｃ_d1および充電容量Ｃ_d2が取得されるとともに、放電容量Ｃ_d1および充電容量Ｃ_d2と予め測定されている蓄電装置３の蓄電池３１の放電容量Ｃ₀₁および充電容量Ｃ₀₂とにより放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が演算される。この演算の結果、図２に示すように、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が０．８５よりも大きく、かつ、１．０未満である場合には、蓄電池３１が寿命初期であると推定される。また、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が０．７０よりも大きく、かつ、０．８５以下である場合には、蓄電池３１が寿命中期であると推定される。また、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が０．４０よりも大きく、かつ、０．７０以下である場合には、蓄電池３１が寿命末期であると推定される。

　また、ステップＳ２において、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が１．０以上である場合、または、０．４０以下である場合には、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂が異常値であると判定され、蓄電池３１の平均電圧値Ｖ、平均電流値Ｉおよび蓄電池３１の平均温度Ｔが取得されるとともに、平均電圧値Ｖ、平均電流値Ｉおよび平均温度Ｔに基づいて内部抵抗Ｒ₂₀が演算される。この演算の結果、図３に示すように、内部抵抗Ｒ₂₀が３．２よりも大きく、かつ、３．４以下である場合には、蓄電池３１が寿命初期であると推定される。また、内部抵抗Ｒ₂₀が３．４よりも大きく、かつ、３．６以下である場合には、蓄電池３１が寿命中期であると推定される。また、内部抵抗Ｒ₂₀が３．６よりも大きく、かつ、４．０未満である場合には、蓄電池３１が寿命末期であると推定される。

　また、ステップＳ２において、内部抵抗Ｒ₂₀が３．２以下の場合、または、４．０以上の場合には、内部抵抗Ｒ₂₀が異常値であると判定され、蓄電装置３の使用時間ｔを用いて蓄電池３１の劣化状態が推定される。たとえば、図４に示すように、使用時間ｔが０よりも大きく、かつ、６０００時間以下である場合には、蓄電池３１が寿命初期であると推定される。また、使用時間ｔが６０００時間よりも大きく、かつ、１２０００時間以下である場合には、蓄電池３１が寿命中期であると推定される。また、使用時間ｔが１２０００時間よりも大きい場合には、蓄電池３１が寿命末期であると推定される。

　その後、ステップＳ３において、蓄電池３１の劣化状態の推定結果に基づいて、サンプリング期間が設定される。具体的には、蓄電装置３の蓄電池３１の劣化状態が寿命初期であると推定されていた場合には、サンプリング期間が２０分に設定される。また、蓄電装置３の蓄電池３１の劣化状態が寿命中期であると推定されていた場合には、サンプリング期間が１５分に設定される。また、蓄電装置３の蓄電池３１の劣化状態が寿命末期であると推定されていた場合には、サンプリング期間が１０分に設定される。

　その後、図７に示すように、ステップＳ４において、決定されたサンプリング期間に基づいて充放電制御が行われる。

　本実施形態の発電システムは、以下の効果を得ることができる。

　充放電制御部５は、蓄電装置３の劣化状態を判定するとともに、判定した劣化状態の進行度合いに応じて、目標出力電力を算出する際の発電装置２の発電量の取得期間（サンプリング期間）を減少させる。上記構成により、蓄電装置３の蓄電池３１が劣化していない寿命初期においては、目標出力電力を算出する際のサンプリング期間が長く（約２０分）設定される。これにより、長く設定されたサンプリング期間内に取得した多くの発電量データに基づいて目標出力電力を算出することにより、発電装置２の発電量の変動に起因する電力系統５０への悪影響を十分に抑制することができる。また、蓄電装置３の蓄電池３１の劣化が進行した寿命末期においては、目標出力電力を算出する際のサンプリング期間が短く（約１０分）設定されるので、短く設定されたサンプリング期間内に取得した少ない発電量データに基づいて目標出力電力との差を小さくすることができる。これにより、目標出力電力と発電量との差を埋めるための蓄電装置３による充放電量を少なくすることができる。これにより、蓄電装置３の寿命末期における蓄電装置３の蓄電池３１の負担を小さくすることができるので、蓄電装置３の蓄電池３１の長寿命化を図ることができる。したがって、本発明では、蓄電装置３の使用期間の全期間に渡って、発電装置２による発電量の変動に起因する電力系統５０への影響を抑制しながら、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

　また、充放電制御部５は、蓄電装置３の放電容量Ｃ_d1および充電容量Ｃ_d2、蓄電装置３の蓄電池３１の内部抵抗Ｒ₂₀および蓄電装置２の使用時間ｔのうちのいずれかにより、蓄電装置３の劣化状態を判定する。上記構成により、放電容量Ｃ_d1および充電容量Ｃ_d2、内部抵抗Ｒ₂₀および使用時間ｔのうちのいずれかに基づいて、容易に、蓄電装置３の蓄電池３１の劣化状態を判定することができる。

　また、充放電制御部５は、蓄電装置３の劣化状態を判定するために所定の期間毎に蓄電装置３の放電容量Ｃ_d1および充電容量Ｃ_d2および内部抵抗Ｒ₂₀を取得するとともに、取得結果に基づいて蓄電装置３の劣化状態の進行度合いを判定することにより、サンプリング期間を減少させる。所定の期間毎に蓄電装置３の放電容量Ｃ_d1および充電容量Ｃ_d2および内部抵抗Ｒ₂₀を取得することにより、蓄電装置３の蓄電池３１の劣化状態を判定することができるので、所定の期間毎にサンプリング期間の長さの設定を更新することができる。

　また、充放電制御部５は、放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂の演算結果に基づいて蓄電装置３の劣化状態の進行度合いを判定し、判定した進行度合いに応じて、サンプリング期間を減少させる。演算した放電容量劣化率Ｃ_d1／Ｃ₀₁および充電容量劣化率Ｃ_d2／Ｃ₀₂により、蓄電装置３の劣化状態の進行度合いを正確に判定することができる。その結果、判定した劣化状態の進行度合いに応じて的確にサンプリング期間を減少させることができる。

　また、充放電制御部５は、演算された内部抵抗Ｒ₂₀に基づいて蓄電装置３の劣化状態の進行度合いを判定し、判定した進行度合いに応じて、サンプリング期間を減少させる。演算した内部抵抗Ｒ₂₀が上昇した場合に、蓄電装置３の劣化状態が進行したと判定することができるので、蓄電装置３の劣化状態の進行度合いを正確に判定することができる。その結果、判定した劣化状態の進行度合いに応じて的確にサンプリング期間を減少させることができる。

　また、充放電制御部５は、蓄電装置３の容量が異常であると判定した場合に、蓄電装置３の内部抵抗により蓄電装置３の劣化状態を判定し、さらに、蓄電装置３の内部抵抗が異常であると判定した場合に、蓄電装置３の使用時間により蓄電装置３の劣化状態を判定する。蓄電装置３の放電容量Ｃ_d1、充電容量Ｃ_d2および内部抵抗Ｒ₂₀のいずれかまたは両方の演算結果が異常値であった場合にも、蓄電装置３の蓄電池３１の劣化状態を判定することができる。

　また、充放電制御部５は、サンプリング期間を、蓄電装置３の劣化状態に応じて段階的に変更する。サンプリング期間を蓄電装置の劣化状態に応じて段階的に変更することにより、劣化状態に応じて適切にサンプリング期間を変更することができる。

　また、充放電制御部５は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の下限周期Ｔ２以上の期間の範囲内で、サンプリング期間を変更する。上記構成により、蓄電装置３の劣化状態に応じてサンプリング期間を変更した場合にも、蓄電装置３の蓄電池３１の寿命の初期から末期に渡って負荷周波数制御（ＬＦＣ）により対応可能な変動周期の成分を減らすことができる。

　図８は、発電装置２により発電された発電電力（発電された電力（平滑化なし））の時間変動推移のシミュレーションと、発電電力に対して充放電制御を行った場合の電力出力部４から出力される出力電力の時間変動推移のシミュレーション結果を示したものである。なお、発電電力に対して充放電制御を行った場合の電力出力部４から出力される出力電力については、蓄電装置３（蓄電池３１）の寿命状態ごと（寿命初期、寿命中期および寿命末期）の３種類の出力電力を示している。

　図８に示されるように、発電された電力の時間変動推移は、他の時間変動推移よりも変動が大きい。一方、寿命初期、寿命中期および寿命後期における出力電力の時間変動推移は、滑らかな曲線を描いている。したがって、寿命初期、寿命中期および寿命後期における出力電力は、発電装置２により発電された電力が平滑化された上で、出力されていることがわかる。

　図９は、蓄電池３１から出力される蓄電池出力の時間変動推移のシミュレーション結果を示したものである。なお、図９には、蓄電池３１の寿命状態ごと（寿命初期、寿命中期および寿命末期）の蓄電池出力を示している。

　図９に示されるように、寿命初期における蓄電池出力は、寿命中期および寿命末期における蓄電池出力と比較して、変動が大きい。つまり、ある時間における蓄電池出力の絶対値の大きさは、多くの部分で、寿命初期のものの方が寿命中期および寿命末期のものよりも大きい。したがって、蓄電池３１の充放電の最大深度差は、寿命初期から寿命末期に進むにつれて、小さくなることがわかる。

　ここで、蓄電池３１の充放電の最大深度差が小さくなるほど、蓄電池３１の負担は小さくなる。したがって、蓄電池３１の充放電の最大深度差は、蓄電池の寿命に大きく影響するといえる。本実施形態の発電システム１によれば、蓄電池３１が寿命中期から寿命末期にある場合において、蓄電池３１が寿命初期にある場合と同様に充放電制御を行うような場合よりも、蓄電池３１の負担を軽減することができる。これにより、蓄電池３１が寿命中期から寿命末期にある場合において、蓄電池３１が急速に劣化するのを抑制することが可能となる。

　さらに、図１０および図１１を参照して、発電システム１の蓄電池３１の蓄電池容量の時間変動推移のシミュレーション結果を説明する。

　図１０には、蓄電池容量は、蓄電装置３（蓄電池３１）の寿命状態ごと（寿命初期、寿命中期および寿命末期）の３種類の蓄電池容量を示している。

　図１０に示すように、ある時間における寿命初期の蓄電池容量の絶対値の大きさは、多くの部分で、ある時間における寿命中期の蓄電池容量および寿命末期の蓄電池容量の絶対値の大きさよりも、大きいことがわかる。すなわち、寿命初期から寿命末期に進むにつれて使用される蓄電池３１の容量が小さくなることがわかる。

　上記のように寿命初期から寿命末期に進むにつれて使用される蓄電池３１の容量を小さくすることにより、図１１に示すように、蓄電池３１の容量よりも小さい範囲で蓄電池３１の充放電を行うことが可能となる。これにより、寿命初期から末期に渡って蓄電池３１の負担を小さくすることが可能となるので、蓄電池３１の劣化が急速に進行するのを抑制することが可能となる。

　次に、本実施形態において目標出力電力を算出するための移動平均法のサンプリング期間について検討した。ここでは、発電量データの取得期間であるサンプリング期間を１０分とした場合の電力系統への出力電力のＦＦＴ解析結果と、サンプリング期間を２０分とした場合の電力系統への出力電力のＦＦＴ解析結果を図１２に示す。図１２に示すように、サンプリング期間が１０分の場合には、変動周期が１０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が１０分以上の範囲における変動があまり抑制されていないことがわかる。また、サンプリング期間が２０分の場合には、変動周期が２０分未満の範囲における変動が抑制されている一方、変動周期が２０分以上の範囲における変動はあまり抑制されていない。したがって、サンプリング期間の大きさと、充放電制御により抑制できる変動周期との間には良好な相関関係があることがわかる。このため、サンプリング期間の設定により効果的に変動周期を抑制できる範囲が変わることがいえる。そこで、本システムで主に注目している負荷周波数制御により対応可能な変動周期の部分を抑制するためには、サンプリング期間を負荷周波数制御で対応する変動周期以上、特にＴ１～Ｔ２の後半付近（長周期付近）からＴ１以上の範囲の期間とすることが好ましいことがわかる。たとえば、図６の例では２０分以上のサンプリング期間とすることにより、負荷周波数制御で対応する変動周期の殆どを抑制することができることがわかる。ただし、サンプリング期間を長くすると、必要な蓄電池容量が大きくなる傾向があり、Ｔ１よりもあまり長くないサンプリング期間を選択することが好ましい。

　なお、今回開示された実施形態および実施例は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した実施形態の説明ではなく特許請求の範囲によって示され、さらに特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれる。

　また、本実施形態では、蓄電池としてＬｉ－ｉｏｎ電池やＮｉ－ＭＨ電池を用いる例を示したが、本発明はこれに限らず、他の二次電池を用いてもよい。また、本発明の「蓄電装置」の一例として、蓄電池の代わりにキャパシタを用いてもよい。

　また、本実施形態では、蓄電装置の容量、蓄電装置（蓄電池）の内部抵抗および蓄電装置の使用時間を用いて蓄電装置の劣化状態を判定した例について示したが、本発明はこれに限らない。蓄電装置の容量、蓄電装置（蓄電池）の内部抵抗および蓄電装置の使用時間のいずれか１つを用いて蓄電装置の劣化状態を判定してもよい。また、蓄電装置の容量、蓄電装置（蓄電池）の内部抵抗および蓄電装置の使用時間以外のパラメータを用いて蓄電装置の劣化状態を判定してもよい。

　本実施形態では、蓄電池３１の電圧が４８Ｖである例について説明したが、本発明はこれに限らず、４８Ｖ以外の電圧にしてもよい。なお、蓄電池の電圧としては６０Ｖ以下が望ましい。

　また、本実施形態では、需要家内で用いる負荷における消費電力量を想定しない場合について説明したが、本発明はこれに限らず、目標出力電力の算出において、需要家内で用いられる少なくとも一部の負荷で消費する電力量を検出し、その負荷消費電力量あるいは負荷消費電力変動量を加味して目標出力の算出を行ってもよい。

　また、本実施形態では、サンプリング期間を蓄電装置の劣化状態に応じて３段階で段階的に減少させる例について示したが、本発明はこれに限られない。たとえば、図１３に示すグラフのように、３段階よりも多い複数の段階でサンプリング期間を減少させるようにしてもよいし、図１４に示すグラフのように、サンプリング期間を線形的に減少させるようにしてもよい。

　また、本実施形態では常時充放電制御を行っているが、目標出力電力と発電装置２により発電された発電量との差が５％以内であると判断した場合に、蓄電装置３の充放電を休止する構成であってもよい。また、発電装置２の発電量が所定の発電量以上で、かつ、発電装置２の発電量の変化量が所定の変化量以上である場合にのみ、充放電制御を行う構成であってもよい。これにより、充放電回数を減少することができ、蓄電装置３の長寿命化を図ることができる。

Claims

　再生可能エネルギーを利用して発電装置により発電する工程と、
　蓄電装置に前記発電装置により発電された電力を蓄電する工程と、
　前記発電装置の発電量データを所定のサンプリング期間中に所定の時間間隔毎に取得する工程と、
　前記発電量データに基づいて電力系統に供給する電力の目標出力値を算出する工程と、
　前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から前記目標出力値分の電力を前記電力系統に供給する工程と、
　前記蓄電装置の劣化状態を判定する劣化状態判定工程と、
　前記蓄電装置の劣化状態に応じて、前記サンプリング期間を変更する取得期間変更工程とを含む、電力供給方法。
　前記取得期間変更工程では、前記蓄電装置の劣化が進むにしたがって、前記サンプリング期間を短くする、請求項１に記載の電力供給方法。
　前記取得期間変更工程では、前記サンプリング期間を前記蓄電装置の劣化状態に応じて段階的に変更する、請求項１に記載の電力供給方法。
　前記劣化状態判定工程は、前記蓄電装置の容量、前記蓄電装置の内部抵抗および前記蓄電装置の使用時間のうちの少なくともいずれかにより、前記蓄電装置の劣化状態を判定する、請求項１に記載の電力供給方法。
　前記劣化状態判定工程では、所定の計測期間毎に前記蓄電装置の容量を計測して取得した第１容量値と、前記蓄電装置の初期の蓄電容量である第２容量値とに基づいて前記蓄電装置の劣化状態を判定する、請求項４に記載の電力供給方法。
　前記劣化状態判定工程において、前記第１容量値を前記第２容量値で除することにより容量劣化率を算出し、前記容量劣化率の演算結果に基づいて前記蓄電装置の劣化状態を判定する、請求項５に記載の電力供給方法。
　前記劣化状態判定工程では、所定の計測期間毎に前記蓄電装置の電圧、電流および温度を計測し、前記計測期間毎に前記蓄電装置の内部抵抗値を演算し、演算された前記内部抵抗値に基づいて前記蓄電装置の劣化状態を判定する、請求項４に記載の電力供給方法。
　前記劣化状態判定工程では、前記蓄電装置の充放電を行った時間を積算することにより、前記蓄電装置の使用時間を演算し、演算された前記使用時間に基づいて前記蓄電装置の劣化状態を判定する、請求項４に記載の電力供給方法。
　前記劣化状態判定工程において、前記蓄電装置の容量、前記蓄電装置の内部抵抗および前記蓄電装置の使用時間の順に、前記蓄電装置の劣化状態を判定し、前記蓄電装置の容量が異常であると判定した場合に、前記蓄電装置の内部抵抗により前記蓄電装置の劣化状態を判定し、さらに、前記蓄電装置の内部抵抗が異常であると判定した場合に、前記蓄電装置の使用時間により前記蓄電装置の劣化状態を判定する、請求項４に記載の電力供給方法。
　再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置および前記発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置を制御するための制御プログラムを記憶する、コンピュータ読み取り可能な記録媒体であって、前記プログラムはコンピュータシステムに以下の動作を実行させる、
　所定のサンプリング期間中に所定の時間間隔毎に前記発電装置の発電量データを取得し、
　前記発電量データに基づいて、電力系統に供給される電力の目標出力値を算出し、
　前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から前記目標出力値分の電力を前記電力系統に供給し、
　前記蓄電装置の劣化状態を判定し、
　前記蓄電装置の劣化状態に応じて、前記サンプリング期間を変更する、コンピュータ読み取り可能な記録媒体。
　再生可能エネルギーを利用して発電する発電装置により発電された電力を蓄電する蓄電装置と、
　前記発電装置および前記蓄電装置の少なくとも一方から電力系統に供給する電力を制御するコントローラとを備え、
　前記コントローラは、所定のサンプリング期間内の前記発電装置の発電量データに基づいて目標出力電力を算出するとともに、前記蓄電装置の劣化状態を判定し、判定した前記劣化状態に応じて前記サンプリング期間を変更するように構成されている、発電システム。