JP7309085B1 - エネルギー蓄積システム、および電力制御システム - Google Patents

Abstract

エネルギー蓄積システム（２１）は、電力変換器（２０）に接続された入出力端子対（２９Ｐ，２９Ｎ）と、入出力端子対の一方（２９Ｐ）と入出力端子対の他方（２９Ｎ）との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニット（２＿１～２＿ｎ）とを備える。各蓄電ユニット（２＿１～２＿ｎ）は、複数の蓄電素子（４）で構成された蓄電素子群を含む。複数の蓄電ユニットのうちの１の蓄電ユニットが新しい蓄電ユニットと交換される場合、１の蓄電ユニットは、１の蓄電ユニット以外の残りの蓄電ユニットおよび新しい蓄電ユニットの各々を流れる電流の差が小さくなるように、新しい蓄電ユニットと交換される。

Description

本開示は、エネルギー蓄積システム、および電力制御システムに関する。

交流系統の周波数を安定化するための設備では、直流側に設けられた大容量キャパシタの放電エネルギーが、電力変換器によって交流電力に変換されることにより交流系統に放出される。一方、交流系統の交流電力は、電力変換器によって直流電力に変換されることにより充電エネルギーとして大容量キャパシタに吸収される。大容量キャパシタは、例えば、スーパーキャパシタ、ウルトラキャパシタとも称される電気二重層キャパシタ（ＥＤＬＣ：Electrical Double Layer Capacitor）である。

また、ＢＥＳＳ（Battery Energy Storage System）と称される二次電池電力貯蔵システムにおいても、上記設備と同様の機能を実現できる。具体的には、直流側の蓄電池の放電エネルギーが電力変換器を介して交流系統に放出され、交流系統の交流電力が電力変換器を介して充電エネルギーとして蓄電池に吸収される。

電力変換器を介して直流側の蓄電装置を交流系統に連系し、蓄積された直流エネルギーを利用することにより、電力系統の周波数安定化、負荷平準化等が期待される。このように、蓄電池などに電力変換器を組み合わせたシステムとして、例えば、国際公開第２００９／１３６６４１号（特許文献１）には、逆変換動作と順変換動作ができる電力変換器と、電気二重層キャパシタおよび鉛蓄電池などの直流充電部とを有する系統安定化装置が開示されている。

国際公開第２００９／１３６６４１号

近年の再生可能エネルギー電源の増加等に伴う系統要求の高度化により、大出力の電力変換装置が求められる傾向にある。需要の変動に合わせて電力を供給可能とするグリッドフォーミング制御を実現するためには、有効電力の大出力を高速に実施する必要がある。これを実現可能なレベルの大出力の電力変換装置を実現するために、電力変換装置に大容量のエネルギー蓄積システム（ＥＳＳ：Energy Storage System）を組み合わせたシステム構成が考えられる。典型的には、ＥＳＳの大容量化は、多数の蓄電素子を直列接続して構成される蓄電ユニットを並列接続することにより実現される。

蓄電ユニットに適用される蓄電素子には寿命特性がある。例えば、ＥＤＬＣは、経年および使用条件に伴って劣化し、その結果、静電容量が減少し、等価直列抵抗（ＥＳＲ：Equivalent Series Resistance）が増加する。蓄電ユニットに流れる電流に応じて蓄電素子の寿命特性は変化するため、並列接続された各蓄電ユニットに流れる電流に差異がある場合には、各蓄電ユニットの経年劣化度合に差異が生じてしまう。したがって、各蓄電ユニットに流れる電流はできるだけ均一であることが求められる。

本開示のある局面における目的は、エネルギー蓄積システム内の各蓄電ユニットに流れる電流をできるだけ均一にすることが可能な技術を提供することである。

ある実施の形態に従うと、電力変換器を介して交流電力系統に接続されたエネルギー蓄積システムが提供される。エネルギー蓄積システムは、入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを直流電力として出力するように構成されている。エネルギー蓄積システムは、電力変換器に接続された入出力端子対と、入出力端子対の一方と入出力端子対の他方との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニットとを備える。各蓄電ユニットは、複数の蓄電素子で構成された蓄電素子群を含む。複数の蓄電ユニットのうちの１の蓄電ユニットが新しい蓄電ユニットと交換される場合、１の蓄電ユニットは、１の蓄電ユニット以外の残りの蓄電ユニットおよび新しい蓄電ユニットの各々を流れる電流の差が小さくなるように、新しい蓄電ユニットと交換される。

他の実施の形態に従う電力制御システムは、上記のエネルギー蓄積システムと、複数の蓄電ユニットの状態を監視する監視制御装置とを備える。監視制御装置は、１の蓄電ユニットが故障している場合、１の蓄電ユニットを新しい蓄電ユニットに交換する際のガイダンス情報を表示する。

さらに他の実施の形態に従うと、電力変換器を介して交流電力系統に接続されたエネルギー蓄積システムが提供される。エネルギー蓄積システムは、入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを直流電力として出力するように構成されている。エネルギー蓄積システムは、電力変換器に接続された入出力端子対と、入出力端子対の一方と入出力端子対の他方との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニットとを備える。各蓄電ユニットは、複数の蓄電素子で構成された蓄電素子群と、蓄電素子群に接続された補正抵抗とを含む。複数の蓄電ユニットにそれぞれ含まれる複数の補正抵抗の抵抗値は、複数の蓄電ユニットの各々を流れる電流が均一となるように設定される。

さらに他の実施の形態に従うと、電力変換器を介して交流電力系統に接続されたエネルギー蓄積システムが提供される。エネルギー蓄積システムは、入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを直流電力として出力するように構成されている。エネルギー蓄積システムは、電力変換器に接続された入出力端子対と、入出力端子対の一方と入出力端子対の他方との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニットとを備える。複数の蓄電ユニットの各々は、電力変換器から等しい電気的距離に配置されている。

さらに他の実施の形態に従うと、電力変換器を介して交流電力系統に接続されたエネルギー蓄積システムが提供される。エネルギー蓄積システムは、入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを直流電力として出力するように構成されている。エネルギー蓄積システムは、電力変換器に接続された入出力端子対と、入出力端子対の一方と入出力端子対の他方との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニットと、複数の蓄電ユニットの各々について、当該蓄電ユニットと、当該蓄電ユニットに隣接する蓄電ユニットとを並列接続するための接続線に設けられた開閉器とを備える。エネルギー蓄積システムは、各開閉器の開閉状態と、電力変換器と直接接続される蓄電ユニットとを変更することによって、複数の蓄電ユニットの各々について、電力変換器から当該蓄電ユニットまでの電気的距離が調整可能に構成されている。

本開示によると、エネルギー蓄積システム内の各蓄電ユニットに流れる電流をできるだけ均一にすることができる。

電力制御システムの構成を示すブロック図である。 エネルギー蓄積システムの基本構成例を示すブロック図である。 ユーザインターフェイス画面の一例を示す図である。 比較例に従うエネルギー蓄積システムの構成を示す図である。 実施の形態１に従うエネルギー蓄積システムの構成を示す図である。 実施の形態１の変形例１に従うエネルギー蓄積システムの構成を示す図である。 実施の形態１の変形例３に従うエネルギー蓄積システムの構成を示す図である。 実施の形態２に従うエネルギー蓄積システムの構成を示す図である。 実施の形態３に従うエネルギー蓄積システムの構成を示す図である。 実施の形態４に従うエネルギー蓄積システムの構成を示す図である。 実施の形態５に従うエネルギー蓄積システムの構成を示す図である。

以下、図面を参照しつつ、本実施の形態について説明する。以下の説明では、同一の部品には同一の符号を付してある。それらの名称および機能も同じである。したがって、それらについての詳細な説明は繰り返さない。

［各実施の形態の基礎となる構成］
＜電力制御システムの構成＞
図１は、電力制御システム１０の構成を示すブロック図である。図１では、自励式変換器として構成される電力変換器２０の直流側に２つの接続用端子が設けられている。電力変換器２０は、直流電力を電圧が異なる直流電力に双方向に変換できる変換器であり、絶縁型でも非絶縁型でもよく、その構成は特に限定されない。なお、電力変換器２０の交流側は３相交流系統に接続されているため、u相、ｖ相、ｗ相用の３つの接続用端子が設けられている。図１では簡単のため１相分の交流端子のみが示されている。

図１を参照して、電力制御システム１０は、電力変換器２０と、エネルギー蓄積システム（ＥＳＳ：Energy Storage System）２１と、変圧器２３と、監視制御装置３０とを含む。

エネルギー蓄積システム２１は、電力変換器２０を介して交流電力系統１５に接続されている。具体的には、エネルギー蓄積システム２１は、入出力端子対（すなわち、正極端子２９Ｐおよび負極端子２９Ｎ）を介して入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを入出力端子対を介して直流電力として出力するように構成される。エネルギー蓄積システム２１に蓄積されたエネルギーは、交流電力系統の周波数安定化および負荷平準化のために活用され、さらに、予備力として活用される。以下の説明では、正極端子２９Ｐおよび負極端子２９Ｎを“入出力端子対２９”と記載する場合がある。

エネルギー蓄積システム２１は、正極端子２９Ｐと負極端子２９Ｎとの間に直列および並列に接続された複数の蓄電素子を含む。各蓄電素子は、たとえば、電気二重層キャパシタ（ＥＤＬＣ：Electrical Double Layer Capacitor）などの大容量キャパシタであってもよいし、蓄電池であってもよい。図１では、１個の蓄電素子が象徴的に示されている。

電力変換器２０は、交流電力系統１５の連系点１７とエネルギー蓄積システム２１の入出力端子対との間に接続される。具体的には、電力変換器２０の直流端子対（すなわち、正側直流端子２８Ｐおよび負側直流端子２８Ｎ）はエネルギー蓄積システム２１の入出力端子対（すなわち、正極端子２９Ｐおよび負極端子２９Ｎ）にそれぞれ接続される。したがって、電力変換器２０の定格直流電圧とエネルギー蓄積システム２１の定格電圧とは等しい。また、電力変換器２０の各相の交流端子は、交流電力系統１５の対応する相の電力線に接続される。

電力変換器２０は、交流を直流に変換する順変換、および直流を交流に変換する逆変換を行なう。具体的には、電力変換器２０は、交流電力系統１５の交流電力を直流電力に変換し、当該直流電力を充電エネルギーとしてエネルギー蓄積システム２１に吸収させる。逆に、電力変換器２０は、エネルギー蓄積システム２１の直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を放電エネルギーとして交流電力系統１５に放出する。例えば、電力変換器２０は、同期発電機が電力系統に接続される場合の挙動を模擬する仮想同期発電機制御機能を有していてもよい。

電力変換器２０は、スイッチング素子として用いられる複数の自己消弧型半導体素子を含む。自己消弧型半導体素子として、たとえば、ＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）、ＧＣＴ（Gate Commutated Turn-off）サイリスタなどが用いられる。自己消弧型半導体素子には還流ダイオードが逆並列に接続される。電力変換器２０は、２レベル／３レベルさらに多レベル方式、ＭＭＣ（Modular Multilevel Converter）方式、変圧器多重方式、リアクトル並列方式、およびそれらの組み合わせのいずれであってもよい。

変圧器２３は、交流電力系統１５と電力変換器２０との間に接続される。変圧器２３は、電力変換器２０から出力される交流電力を昇圧して交流電力系統１５に出力する。図１では、簡単のために単相変圧器で表しているが、実際の３相変圧器の結線には、Δ－Ｙ結線、Δ－Δ結線、またはΔ－Δ－Ｙ結線などが用いられる。電力変換器２０がＭＭＣ方式など高電圧の交流電圧を出力可能な構成の場合には、変圧器２３に代えて連系リアクトルを設けてもよい。

監視制御装置３０は、エネルギー蓄積システム２１内に設けられた複数の蓄電素子で構成される蓄電ユニットの状態を監視する。監視制御装置３０は、各蓄電ユニットと通信可能に構成されている。例えば、監視制御装置３０は、各蓄電ユニットから状態情報を受信して、各蓄電ユニットの状態をディスプレイに表示する。また、蓄電ユニットが故障している場合（例えば、蓄電ユニットの状態情報が“故障”を示す情報である場合）、監視制御装置３０は、当該蓄電ユニットを新しい蓄電ユニットに交換する際のガイドライン情報をディスプレイに表示する。

典型的には、監視制御装置３０は、コンピュータによって構成される。例えば、監視制御装置３０は、１つ以上のプロセッサ、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ハードディスク、通信インターフェイス、ディスプレイ、および入力装置等を含む。なお、監視制御装置３０の少なくとも一部をＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）および、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）等の回路を用いて構成してもよい。

なお、監視制御装置３０は、電力変換器２０の動作を制御する制御装置（図示しない）として構成されていてもよいし、当該制御装置とは別に設けられる構成であってもよい。

＜エネルギー蓄積システムの構成＞
図２は、エネルギー蓄積システムの基本構成例を示すブロック図である。図２を参照して、エネルギー蓄積システム２１は、正極端子２９Ｐと負極端子２９Ｎとの間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニット２＿１，２＿２，・・・，２＿ｎ（以下、「蓄電ユニット２」とも総称する。）を含む。

各蓄電ユニット２の正極端子２９Ｐおよび負極端子２９Ｎは、それぞれ正極母線８０Ｐおよび負極母線８０Ｎに接続される。各蓄電ユニット２は、複数の蓄電素子４で構成された蓄電素子群を含む。複数の蓄電素子４は、互いに直列接続されている。各蓄電ユニット２は、監視制御装置３０と通信可能に構成される。

監視制御装置３０は、蓄電ユニット２から状態情報を受信する。例えば、値が“１”の状態情報は蓄電ユニットが健全状態であることを示し、値が“０”の状態情報は蓄電ユニットが故障状態であることを示している。監視制御装置３０は、状態情報の値に基づいて、各蓄電ユニット２が健全状態か故障状態かを判断できる。なお、監視制御装置３０は、蓄電ユニット２から状態情報を受信できない場合には、当該蓄電ユニット２が故障状態であると判断してもよい。監視制御装置３０は、系統運用者に各蓄電ユニット２の状態を通知するためのユーザインターフェイス画面を内部ディスプレイに表示する。

図３は、ユーザインターフェイス画面の一例を示す図である。図３を参照して、ユーザインターフェイス画面２００は、各蓄電ユニットの状態を示す情報と、ガイダンス情報とを含む。ユーザインターフェイス画面２００では、蓄電ユニット２＿２に故障が発生している例が示されている。ガイダンス情報には、当該故障に対処するために作業者が行なうべき内容等が表示される。

再び、図２を参照して、エネルギー蓄積システム２１には、多数の蓄電ユニット２が並列接続されており、これにより必要な容量が確保される。一方、各蓄電ユニット２に流れる電流に差異がある場合、各蓄電ユニット２の経年劣化度合に差異が生じてしまい、運用上好ましくない。以下では、各実施の形態において、各蓄電ユニット２に流れる電流をできるだけ均一するための構成を説明する。

実施の形態１．
ここでは、複数の蓄電ユニット２の１つの蓄電ユニット２が故障して、新しい蓄電ユニット２と交換が必要になった場面を想定する。以下では、説明の容易化のため、エネルギー蓄積システム２１に含まれる複数の蓄電ユニット２の数が４つである構成について説明する。これは他の実施の形態でも同様である。

図４は、比較例に従うエネルギー蓄積システム２１の構成を示す図である。図４には、故障した蓄電ユニット２＿４が新しい蓄電ユニット２＿４Ｘと交換された後のエネルギー蓄積システム２１が示されている。なお、各蓄電ユニット２は、蓄電素子群の等価回路で図示されている。各蓄電ユニット２に含まれる各蓄電素子４の寿命特性は同一であるものとする。また、電力変換器２０から各蓄電ユニット２までの電気的距離（例えば、電力変換器２０から各蓄電ユニット２までの接続線の長さ）の差異に基づく各蓄電ユニット２のインピーダンスの差異は無視するものとする。

静電容量Ｃ＊および等価直列抵抗Ｒ＊は、各蓄電ユニット２＿１～２＿３の静電容量および等価直列抵抗（具体的には、各蓄電ユニット２＿１～２＿３の蓄電素子群の静電容量および等価直列抵抗）を示している。静電容量Ｃおよび等価直列抵抗Ｒは、新しい蓄電ユニット２＿４Ｘの蓄電素子群の静電容量および等価直列抵抗を示している。

運用開始時から取り付けられていた蓄電ユニット２＿１～２＿３の蓄電素子群は、新たに取り付けられた蓄電ユニット２＿４Ｘの蓄電素子群よりも劣化した状態である。そのため、静電容量Ｃ＊は静電容量Ｃよりも小さく（すなわち、Ｃ＊＜Ｃ）、等価直列抵抗Ｒ＊は等価直列抵抗Ｒよりも大きい（すなわち、Ｒ＊＞Ｒ）。静電容量の劣化係数をｋ（ただし、０＜ｋ＜１）とすると、“Ｃ＊＝ｋ×Ｃ”となる。等価直列抵抗の劣化係数をｌ（ただし、ｌ＞１）とすると、“Ｒ＊＝ｌ×Ｒ”となる。

このように、新しい蓄電ユニット２＿４Ｘの特性と、他の各蓄電ユニット２＿１～２＿３の特性とが異なる場合、各蓄電ユニット２に流れる分流電流にばらつきが発生してしまう。具体的には、新しい蓄電ユニット２＿４Ｘに流れる電流Ｉは、各蓄電ユニット２＿１～２＿３に流れる電流Ｉ＊よりも大きくなる。これにより、蓄電ユニット２＿４Ｘにおいて、温度上昇による蓄電素子の損傷、あるいは、蓄電素子の寿命に影響を及ぼす可能性がある。

＜補正抵抗の適用＞
各蓄電ユニット２に流れる分流電流のばらつきを抑制する（すなわち、分流電流をできるだけ均一にする）ために、故障した蓄電ユニットと交換される新しい蓄電ユニットに補正抵抗を設ける。

図５は、実施の形態１に従うエネルギー蓄積システム２１の構成を示す図である。図５および図４の差異点は、交換された新しい蓄電ユニット２＿４Ａに補正抵抗が導入されている点である。

具体的には、蓄電ユニット２＿４Ａでは、蓄電素子群に補正抵抗Ｒｐが直列接続されている。これにより、蓄電ユニット２＿４Ａの等価直列抵抗Ｒｓは、等価直列抵抗Ｒと補正抵抗Ｒｐとの合成抵抗（すなわち、Ｒｓ＝Ｒ＋Ｒｐ）となり、等価直列抵抗Ｒよりも大きい。そこで、蓄電ユニット２＿４Ａの等価直列抵抗Ｒと補正抵抗Ｒｐとの合成抵抗（すなわち、等価直列抵抗Ｒｓ）が各蓄電ユニット２＿１～２＿３の等価直列抵抗Ｒ＊と等しくなるように補正抵抗Ｒｐを設定する。なお、等価直列抵抗Ｒ＊は、蓄電素子の寿命特性（例えば、ＥＳＲの経年数に応じた劣化特性等）から推定される構成であってもよいし、新しい蓄電ユニットへの交換時に測定される構成であってもよい。

上記のように蓄電ユニットの交換が行われることによって、各蓄電ユニット２＿１～２＿３，２＿４Ａの等価直列抵抗が等しくなり、各蓄電ユニット２に流れる電流をできるだけ均一にすることができる。すなわち、交換対象の蓄電ユニット２＿４は、残りの蓄電ユニット２＿１～２＿３および新しい蓄電ユニット２＿４Ａの各々を流れる電流の差が小さくなるように、新しい蓄電ユニット２＿４Ａと交換されている。また、可変抵抗および抵抗を自動制御する装置等を有さないため、エネルギー蓄積システム２１の構造および規模への影響を比較的小さくできる。

この場合、ガイダンス情報には、作業者が行なうべき内容として、補正抵抗Ｒｐを新しい蓄電ユニット２に接続することを含んでいてもよい。

＜変形例１：補正静電容量の適用＞
実施の形態１の変形例１として、各蓄電ユニット２に流れる分流電流のばらつきを抑制するために、故障した蓄電ユニットと交換される新しい蓄電ユニットに補正静電容量を設ける構成について説明する。

図６は、実施の形態１の変形例１に従うエネルギー蓄積システム２１の構成を示す図である。図５および図４の差異点は、交換された新しい蓄電ユニット２＿４Ｂに補正静電容量が導入されている点である。

具体的には、蓄電ユニット２＿４Ｂでは、蓄電素子群に補正静電容量Ｃｐが直列接続されている。これにより、蓄電ユニット２＿４Ｂの静電容量Ｃｓは、静電容量Ｃと補正静電容量Ｃｐとの合成容量（すなわち、Ｃｓ＝（Ｃ×Ｃｐ）／（Ｃ＋Ｃｐ））となり、静電容量Ｃよりも小さい。そこで、蓄電ユニット２＿４Ｂの静電容量Ｃと補正静電容量Ｃｐとの合成静電容量（すなわち、静電容量Ｃｓ）が各蓄電ユニット２＿１～２＿３の静電容量Ｃ＊と等しくなるように補正静電容量Ｃｐを設定する。なお、静電容量Ｃ＊は、蓄電素子の寿命特性（例えば、経年数に応じた劣化特性等）から推定される構成であってもよいし、新しい蓄電ユニットへの交換時に測定される構成であってもよい。

これにより、各蓄電ユニット２＿１～２＿３，２＿４Ｂの静電容量が等しくなるため、各蓄電ユニット２に流れる電流をできるだけ均一にすることができる。

この場合、ガイダンス情報には、作業者が行なうべき内容として、補正静電容量Ｃｐを新しい蓄電ユニット２に接続することを含んでいてもよい。

＜変形例２：同じ特性を有する蓄電ユニットの選定＞
変形例２では、故障した蓄電ユニットと交換される新しい蓄電ユニットとして、残りの各蓄電ユニット２の特性と同じ特性を有する蓄電ユニットを選定する構成について説明する。

具体的には、新しい蓄電ユニット２として、各蓄電ユニット２＿１～２＿３の等価直列抵抗Ｒ＊と同じ等価直列抵抗を有する蓄電ユニット２を選定する。または、新しい蓄電ユニット２として、各蓄電ユニット２＿１～２＿３の静電容量Ｃ＊と同じ静電容量を有する蓄電ユニット２を選定する。さらに、新しい蓄電ユニット２として、各蓄電ユニット２＿１～２＿３の等価直列抵抗Ｒ＊および静電容量Ｃ＊とそれぞれ同じ等価直列抵抗および静電容量を有する蓄電ユニット２を選定してもよい。

例えば、経年劣化している各蓄電ユニット２＿１～２＿３の特性と同じ蓄電ユニット２を調達して、それを新しい蓄電ユニット２として適用してもよいし、システムの運用開始時に交換用の蓄電ユニット２を確保しておき、当該蓄電ユニット２を新しい蓄電ユニット２として適用してもよい。

これにより、蓄電ユニット交換後の各蓄電ユニット２の等価直列抵抗および静電容量が等しくなるため、各蓄電ユニット２に流れる電流をできるだけ均一にすることができる。また、補正抵抗、補正静電容量を新たに挿入する必要がないため、コスト削減が期待される。

＜変形例３：負性抵抗の適用＞
実施の形態１の変形例３として、各蓄電ユニット２に流れる分流電流のばらつきを抑制するために、故障した蓄電ユニットを新しい蓄電ユニットに交換しつつ、残りの各蓄電ユニット２＿１～２＿３に負性抵抗を設ける構成について説明する。

図７は、実施の形態１の変形例３に従うエネルギー蓄積システム２１の構成を示す図である。図７を参照して、故障した蓄電ユニット２＿４は新しい蓄電ユニット２＿４に交換されている。また、当該交換の際に、各蓄電ユニット２＿１～２＿３には、新たに負性抵抗Ｒｎが導入されている。便宜上、負性抵抗Ｒｎ導入後の各蓄電ユニット２＿１～２＿３を各蓄電ユニット２＿１Ｃ～２＿３Ｃと記載している。ここで、負性抵抗とは負極性の抵抗値を有する抵抗であり、抵抗端子間に印可された電圧が大きくなると電流が小さくなる特性を有する。負性抵抗には、例えば、オペアンプ、トンネルダイオード等が用いられる。

各蓄電ユニット２＿１Ｃ～２＿３Ｃでは、蓄電素子群に負性抵抗Ｒｎが直列接続されている。これにより、各蓄電ユニット２＿１Ｃ～２＿３Ｃの等価直列抵抗Ｒｓは、等価直列抵抗Ｒ＊と負性抵抗Ｒｎとの合成抵抗（すなわち、Ｒｓ＝Ｒ＊＋Ｒｎ）となり、等価直列抵抗Ｒ＊よりも小さい。そこで、各蓄電ユニット２＿１Ｃ～２＿３Ｃの等価直列抵抗Ｒ＊と負性抵抗Ｒｎとの合成抵抗（すなわち、等価直列抵抗Ｒｓ）が、新しい蓄電ユニット２＿４の等価直列抵抗Ｒと等しくなるように負性抵抗Ｒｎを設定する。

これにより、各蓄電ユニット２＿１Ｃ～２＿３Ｃ，２＿４の等価直列抵抗が等しくなるため、各蓄電ユニット２に流れる電流をできるだけ均一にすることができる。

この場合、ガイダンス情報には、作業者が行なうべき内容として、負性抵抗Ｒｎを残りの蓄電ユニット２＿１～２＿３に接続することを含んでいてもよい。

実施の形態２．
上述した実施の形態１では、電力変換器２０から各蓄電ユニット２までの電気的距離の差異に基づく各蓄電ユニット２のインピーダンスの差異は無視していた。実施の形態２では、故障した蓄電ユニットを新しい蓄電ユニットに交換する際に、インピーダンスの差異を考慮して、新しい蓄電ユニットを入出力端子対２９から最も電気的に遠い位置に設ける構成について説明する。

図８は、実施の形態２に従うエネルギー蓄積システム２１の構成を示す図である。ここでは、蓄電ユニット２＿１が蓄電ユニット２＿５と交換される場合を想定する。なお、システムの運用開始時点では、各蓄電ユニット２は同一の特性を有しているものとする。具体的には、運用開始時点の各蓄電ユニット２の等価直列抵抗はＲであり、静電容量はＣである。

図８を参照して、蓄電ユニット２の交換前の構成について説明する。
複数の蓄電ユニット２は、正極母線８０Ｐと負極母線８０Ｎとの間で互いに並列接続されている。蓄電ユニット２＿１は、入出力端子対２９に最も電気的に近い位置（すなわち、電力変換器２０に最も電気的に近い位置）に設けられている。蓄電ユニット２＿４は、入出力端子対２９から最も電気的に遠い位置に設けられている。例えば、入出力端子対２９と各蓄電ユニット２とを接続する接続線（例えば、正極母線８０Ｐおよび負極母線８０Ｎ）において、入出力端子対２９から蓄電ユニット２＿１の接続点までの電気的距離が最も短く、入出力端子対２９から蓄電ユニット２＿４の接続点までの電気的距離が最も長い。そのため、電力変換器２０から蓄電ユニット２＿１～２＿４までの母線のインピーダンスをそれぞれＺ１～Ｚ４とすると、Ｚ１＜Ｚ２＜Ｚ３＜Ｚ４となる。そのため、各蓄電ユニット２＿１～２＿４にそれぞれ流れる電流Ｉ１～Ｉ４には差異が生じ、Ｉ１＞Ｉ２＞Ｉ３＞Ｉ４となる。

大きい電流が流れるほど蓄電素子の劣化は早まることから、入出力端子対２９から最も電気的に近い位置に設けられた蓄電ユニット２＿１が最も劣化し易く、入出力端子対２９から最も電気的に近い位置に設けられた蓄電ユニット２＿４が最も劣化しにくい。そのため、等価直列抵抗に関しては、Ｒ１＞Ｒ２＞Ｒ３＞Ｒ４となり、静電容量に関しては、Ｃ１＜Ｃ２＜Ｃ３＜Ｃ４となる。

次に、蓄電ユニット２の交換後の構成について説明する。交換対象の蓄電ユニット２＿１が蓄電ユニット２＿５と交換される。このとき、蓄電ユニット２＿５は、入出力端子対２９から最も電気的に遠い位置に配置される。すなわち、蓄電ユニット２＿５は、電力変換器２０から最も電気的に遠い正極母線８０Ｐの末端と、電力変換器２０から最も電気的に遠い負極母線８０Ｎの末端との間に接続される。ここで、新品の蓄電ユニット２＿５の等価直列抵抗Ｒは、等価直列抵抗Ｒ２～Ｒ４よりも小さい。なお、新品の蓄電ユニット２＿５の静電容量Ｃは、静電容量Ｃ２～Ｃ４よりも大きい。一方、電力変換器２０から蓄電ユニット２＿５までの母線のインピーダンスＺ５は、インピーダンスＺ２～Ｚ４よりも大きい。

等価直列抵抗の観点からは、等価直列抵抗Ｒは等価直列抵抗Ｒ２～Ｒ４よりも小さいことから、蓄電ユニット２＿５には他の蓄電ユニット２＿２～２＿４よりも電流が流れやすくなる。一方、インピーダンスの観点からは、インピーダンスＺ５はインピーダンスＺ２～Ｚ４よりも大きいことから、蓄電ユニット２＿５には他の蓄電ユニット２＿２～２＿４よりも電流が流れにくくなる。そのため、新品の蓄電ユニット２＿５を入出力端子対２９から最も電気的に遠い位置に配置することによって、各蓄電ユニット２＿２～２＿５に流れる電流をできるだけ均一にすることができる。

実施の形態３．
実施の形態３では、各蓄電ユニット２に流れる分流電流のばらつきを抑制するために、電力変換器２０から各蓄電ユニット２までのインピーダンスの差異に応じて、運用開始時点において、各蓄電ユニット２に補正抵抗を設ける構成について説明する。

図９は、実施の形態３に従うエネルギー蓄積システム２１の構成を示す図である。図９を参照して、運用開始時点において、各蓄電ユニット２の特性は同一である。そのため、各蓄電ユニット２の等価直列抵抗および静電容量は、それぞれＲおよびＣである。

電力変換器２０から蓄電ユニット２＿１～２＿４までのインピーダンスＺ１～Ｚ４に関して、Ｚ１＜Ｚ２＜Ｚ３＜Ｚ４となる。このインピーダンスの差異を考慮して、各蓄電ユニット２＿１～２＿３にそれぞれ補正抵抗Ｒｐ１～Ｒｐ３が設けられる。

具体的には、各蓄電ユニット２＿１の蓄電要素群に補正抵抗Ｒｐ１が直列接続され、各蓄電ユニット２＿２の蓄電要素群に補正抵抗Ｒｐ２が直列接続され、各蓄電ユニット２＿３の蓄電要素群に補正抵抗Ｒｐ３が直列接続される。補正抵抗Ｒｐ１～Ｒｐ３に関して、Ｒｐ１＞Ｒｐ２＞Ｒ３が成立する。すなわち、電力変換器２０から電気的に近い位置に設けられた蓄電ユニット２の補正抵抗（例えば、補正抵抗Ｒｐ１）は、電力変換器２０から電気的に遠い位置に設けられた蓄電ユニット２の補正抵抗（例えば、補正抵抗Ｒｐ３）よりも大きい。

これにより、電力変換器２０から最も電気的に近い位置に設けられた蓄電ユニット２＿１の等価直列抵抗（すなわち、“Ｒ＋Ｒｐ１”）が最も大きく、電力変換器２０から最も電気的に遠い位置に設けられた蓄電ユニット２＿４の等価直列抵抗（すなわち、Ｒ）が最も小さくなる。より詳細には、インピーダンスＺ１～Ｚ４を考慮して、複数の補正抵抗Ｒｐ１～Ｒｐ３の抵抗値は、各蓄電ユニット２を流れる電流が均一となるように設定される。

これにより、等価直列抵抗の観点からは、蓄電ユニット２＿１に最も電流が流れにくく、蓄電ユニット２＿４に最も電流が流れやすくなる。一方、インピーダンスの観点からは、蓄電ユニット２＿１に最も電流が流れやすく、蓄電ユニット２＿４に最も電流が流れにくくなる。そのため、各蓄電ユニット２＿１～２＿４に流れる電流Ｉ１～Ｉ４をできるだけ均一にすることができる。なお、電流Ｉ１～Ｉ４のばらつきが抑制されるため、経年劣化による各蓄電ユニット２の特性差を軽減できる。

なお、蓄電ユニット２＿４にも補正抵抗（例えば、補正抵抗Ｒｐ４）を設ける構成であってもよい。この場合も、複数の補正抵抗Ｒｐ１～Ｒｐ４の抵抗値は、各蓄電ユニット２を流れる電流が均一となるように設定される。補正抵抗Ｒｐ４の抵抗値を“０”とした構成が、図９の構成に相当する。

実施の形態４．
実施の形態４では、各蓄電ユニット２に流れる分流電流のばらつきを抑制するために、電力変換器２０から各蓄電ユニット２までのインピーダンスを同一にする構成について説明する。

図１０は、実施の形態４に従うエネルギー蓄積システム２１の構成を示す図である。図１０では、各蓄電ユニット２がブロックで図示されているが、上述した図３で示したように正極母線８０Ｐと負極母線８０Ｎとの間に接続されている。これは以下の図１１でも同様である。

図１０を参照して、入出力端子対２９から各蓄電ユニット２＿１～２＿４までの各電気的距離が等しく設定されている。すなわち、各蓄電ユニット２＿１～２＿４は、電力変換器２０から等しい電気的距離に配置されている、したがって、電力変換器２０から蓄電ユニット２＿１～２＿４までの母線のインピーダンスＺ１～Ｚ４が等しい。また、各蓄電ユニット２＿１～２＿４の等価直列抵抗および静電容量は等しい。そのため、各蓄電ユニット２＿１～２＿４にそれぞれ流れる電流Ｉ１～Ｉ４を均一にすることができる。電流Ｉ１～Ｉ４のばらつきが抑制されるため、経年劣化による各蓄電ユニット２の特性差を軽減できる。

実施の形態５．
実施の形態５では、比較的長期的な観点から、各蓄電ユニット２に流れる分流電流のばらつきを抑制する構成について説明する。

図１１は、実施の形態５に従うエネルギー蓄積システム２１の構成を示す図である。図１１（ａ）は、ある局面におけるエネルギー蓄積システム２１の構成を示しており、図１１（ｂ）は、他の局面におけるエネルギー蓄積システム２１の構成を示している。

ここで、運用開始時において、各蓄電ユニット２＿１～２＿４の等価直列抵抗Ｒ１～Ｒ４は互いに等しく、各蓄電ユニット２＿１～２＿４の静電容量Ｃ１～Ｃ４は互いに等しいものとする。

図１１（ａ）を参照して、エネルギー蓄積システム２１は、互いに並列接続された各蓄電ユニット２＿１～２＿４と、開閉器３＿１～３＿４とを含む。

開閉器３＿１は、蓄電ユニット２＿１と蓄電ユニット２＿２との間に設けられる。具体的には、蓄電ユニット２＿１と、当該蓄電ユニット２＿１に隣接する蓄電ユニット２＿２とを並列接続するための接続線（すなわち、正極母線８０Ｐおよび負極母線８０Ｎの一部）に設けられる。同様に、開閉器３＿２は、蓄電ユニット２＿２と蓄電ユニット２＿３との間に設けられ、開閉器３＿３は、蓄電ユニット２＿３と蓄電ユニット２＿４との間に設けられ、開閉器３＿４は、蓄電ユニット２＿４と蓄電ユニット２＿１との間に設けられる。

図１１（ａ）の例では、電力変換器２０と蓄電ユニット２＿１とが直接接続されている。また、開閉器３＿４が開放されており、他の各開閉器３＿１～３＿３は閉じられている。これにより、蓄電ユニット２＿１は電力変換器２０から最も電気的に近い位置に配置され、蓄電ユニット２＿４は電力変換器２０から最も電気的に遠い位置に配置される。そのため、電力変換器２０から蓄電ユニット２＿１～２＿４までのインピーダンスＺ１～Ｚ４に関して、Ｚ１＜Ｚ２＜Ｚ３＜Ｚ４が成立する。

そのため、図１１（ａ）の状態で運用を開始して時間が経過すると、各蓄電ユニット２に流れる電流のばらつきに伴う蓄電素子の劣化により、等価直列抵抗Ｒ１～Ｒ４に関して、Ｒ１＞Ｒ２＞Ｒ３＞Ｒ４となり、静電容量に関しては、Ｃ１＜Ｃ２＜Ｃ３＜Ｃ４となる。この状態で運用を継続すると、等価直列抵抗Ｒ１～Ｒ４間の差が大きくなり、また、静電容量Ｃ１～Ｃ４間の差も大きくなる。インピーダンスＺ１～Ｚ４間の差分にもよるが、典型的には、各蓄電ユニット２に流れる電流のばらつきが大きくなっていく。そこで、エネルギー蓄積システム２１の構成を、図１１（ａ）の状態から図１１（ｂ）の状態に変更する。

図１１（ｂ）の例では、電力変換器２０と蓄電ユニット２＿４とが直接接続されている。具体的には、電力変換器２０と直接接続される蓄電ユニットを、蓄電ユニット２＿１から蓄電ユニット２＿４に変更している。また、開閉器３＿３が開放されており、他の各開閉器３＿１，３＿２，３＿４は閉じられている。具体的には、開閉器３＿３の開閉状態が“閉”から“開”に変更され、開閉器３＿４の開閉状態が“開”から“閉”に変更されている。

これにより、蓄電ユニット２＿４は電力変換器２０から最も電気的に近い位置に配置され、蓄電ユニット２＿３は電力変換器２０から最も電気的に遠い位置に配置される。そのため、Ｚ４＜Ｚ１＜Ｚ２＜Ｚ３が成立する。図１１（ａ）および図１１（ｂ）の状態は一例である。電力変換器２０と直接接続される蓄電ユニット２は任意に選択可能である。また、各開閉器３＿１～３＿４の開閉状態も任意に変更可能である。

したがって、実施の形態５に従うエネルギー蓄積システム２１は、各開閉器３＿１～３＿４の開閉状態と、電力変換器２０と直接接続される蓄電ユニット２とを変更することによって、複数の蓄電ユニット２の各々について、当該蓄電ユニット２と電力変換器２０との電気的距離を調整可能に構成される。このことから、インピーダンスＺ１～Ｚ４を調整することができる。

したがって、比較的長期的な観点から、各蓄電ユニット２に流れる電流をできるだけ均一にすることができる。また、経年劣化による各蓄電ユニット２の特性差を軽減できる。

その他の実施の形態．
上述の実施の形態として例示した構成は、本開示の構成の一例であり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本開示の要旨を逸脱しない範囲で、一部を省略する等、変更して構成することも可能である。また、上述した実施の形態において、他の実施の形態で説明した処理および構成を適宜採用して実施する場合であってもよい。

今回開示された実施の形態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。本開示の範囲は、上記した説明ではなく、請求の範囲によって示され、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ことが意図される。

２ 蓄電ユニット、３ 開閉器、４ 蓄電素子、１０ 電力制御システム、１５ 交流電力系統、１７ 連系点、２０ 電力変換器、２１ エネルギー蓄積システム、２３ 変圧器、２８Ｎ 負側直流端子、２８Ｐ 正側直流端子、２９ 入出力端子対、２９Ｎ 負極端子、２９Ｐ 正極端子、３０ 監視制御装置、８０Ｎ 負極母線、８０Ｐ 正極母線、２００ ユーザインターフェイス画面。

Claims (7)

1. 電力変換器を介して交流電力系統に接続されたエネルギー蓄積システムであって、
   前記エネルギー蓄積システムは、入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを直流電力として出力するように構成されており、
   前記電力変換器に接続された入出力端子対と、
   前記入出力端子対の一方と前記入出力端子対の他方との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニットとを備え、
   各前記蓄電ユニットは、複数の蓄電素子で構成された蓄電素子群を含み、
   前記複数の蓄電ユニットのうちの１の蓄電ユニットが新しい蓄電ユニットと交換される場合、前記１の蓄電ユニットは、前記１の蓄電ユニット以外の残りの蓄電ユニットおよび前記新しい蓄電ユニットの各々を流れる電流の差が小さくなるように、前記新しい蓄電ユニットと交換され、
   前記新しい蓄電ユニットは、蓄電素子群と、当該蓄電素子群に直列接続された補正静電容量とを含み、
   前記新しい蓄電ユニットの前記蓄電素子群の静電容量と前記補正静電容量との合成静電容量は、前記残りの蓄電ユニットの各々の前記蓄電素子群の静電容量と等しい、エネルギー蓄積システム。
2. 電力変換器を介して交流電力系統に接続されたエネルギー蓄積システムであって、
   前記エネルギー蓄積システムは、入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを直流電力として出力するように構成されており、
   前記電力変換器に接続された入出力端子対と、
   前記入出力端子対の一方と前記入出力端子対の他方との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニットとを備え、
   各前記蓄電ユニットは、複数の蓄電素子で構成された蓄電素子群を含み、
   前記複数の蓄電ユニットのうちの１の蓄電ユニットが新しい蓄電ユニットと交換される場合、前記１の蓄電ユニットは、前記１の蓄電ユニット以外の残りの蓄電ユニットおよび前記新しい蓄電ユニットの各々を流れる電流の差が小さくなるように、前記新しい蓄電ユニットと交換され、
   前記新しい蓄電ユニットに含まれる蓄電素子群の静電容量は、前記残りの蓄電ユニットの各々の前記蓄電素子群の静電容量と等しい、エネルギー蓄積システム。
3. 前記新しい蓄電ユニットに含まれる蓄電素子群の等価直列抵抗は、前記残りの蓄電ユニットの各々の前記蓄電素子群の等価直列抵抗と等しい、請求項２に記載のエネルギー蓄積システム。
4. 電力変換器を介して交流電力系統に接続されたエネルギー蓄積システムであって、
   前記エネルギー蓄積システムは、入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを直流電力として出力するように構成されており、
   前記電力変換器に接続された入出力端子対と、
   前記入出力端子対の一方と前記入出力端子対の他方との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニットとを備え、
   各前記蓄電ユニットは、複数の蓄電素子で構成された蓄電素子群を含み、
   前記複数の蓄電ユニットのうちの１の蓄電ユニットが新しい蓄電ユニットと交換される場合、前記１の蓄電ユニットは、前記１の蓄電ユニット以外の残りの蓄電ユニットおよび前記新しい蓄電ユニットの各々を流れる電流の差が小さくなるように、前記新しい蓄電ユニットと交換され、
   前記複数の蓄電ユニットのうちの１の蓄電ユニットが新しい蓄電ユニットと交換される際に、前記残りの蓄電ユニットの各々の前記蓄電素子群に負性抵抗が直列接続され、
   前記残りの蓄電ユニットの各々の前記蓄電素子群の等価直列抵抗と前記負性抵抗との合成抵抗は、前記新しい蓄電ユニットの前記蓄電素子群の等価直列抵抗と等しい、エネルギー蓄積システム。
5. 電力変換器を介して交流電力系統に接続されたエネルギー蓄積システムであって、
   前記エネルギー蓄積システムは、入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを直流電力として出力するように構成されており、
   前記電力変換器に接続された入出力端子対と、
   前記入出力端子対の一方と前記入出力端子対の他方との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニットとを備え、
   各前記蓄電ユニットは、複数の蓄電素子で構成された蓄電素子群を含み、
   前記複数の蓄電ユニットのうちの１の蓄電ユニットが新しい蓄電ユニットと交換される場合、前記１の蓄電ユニットは、前記１の蓄電ユニット以外の残りの蓄電ユニットおよび前記新しい蓄電ユニットの各々を流れる電流の差が小さくなるように、前記新しい蓄電ユニットと交換され、
   前記複数の蓄電ユニットは、前記入出力端子対の一方に接続された第１母線と前記入出力端子対の他方に接続された第２母線との間で互いに並列接続されており、
   前記新しい蓄電ユニットは、前記電力変換器から最も電気的に遠い前記第１母線の末端と、前記電力変換器から最も電気的に遠い前記第２母線の末端との間に接続される、エネルギー蓄積システム。
6. 請求項１～請求項５のいずれか１項に記載のエネルギー蓄積システムと、
   前記複数の蓄電ユニットの状態を監視する監視制御装置とを備え、
   前記監視制御装置は、前記１の蓄電ユニットが故障している場合、前記１の蓄電ユニットを前記新しい蓄電ユニットに交換する際のガイダンス情報を表示する、電力制御システム。
7. 電力変換器を介して交流電力系統に接続されたエネルギー蓄積システムであって、
   前記エネルギー蓄積システムは、入力された直流電力をエネルギーとして蓄積し、蓄積されているエネルギーを直流電力として出力するように構成されており、
   前記電力変換器に接続された入出力端子対と、
   前記入出力端子対の一方と前記入出力端子対の他方との間に互いに並列に接続された複数の蓄電ユニットと、
   前記複数の蓄電ユニットの各々について、当該蓄電ユニットと、当該蓄電ユニットに隣接する蓄電ユニットとを並列接続するための接続線に設けられた開閉器とを備え、
   前記エネルギー蓄積システムは、各前記開閉器の開閉状態と、前記電力変換器と直接接続される蓄電ユニットとを変更することによって、前記複数の蓄電ユニットの各々について、前記電力変換器から当該蓄電ユニットまでの電気的距離が調整可能に構成されている、エネルギー蓄積システム。

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