JP2020191698A - 電力システム - Google Patents

Abstract

【課題】同種の機器の使用頻度を近くしながら、制御を安定化する技術を提供する。【解決手段】第１電力変換装置３２は、直流バス１４の電圧を第１目標値に近づけるための第１安定化用指令値と、第１安定化用指令値とは別の第１制御用指令値とをもとに導出した第１制御値により、第１制御対象からの第１出力電力を制御する。第２電力変換装置４２は、直流バス１４の電圧を第２目標値に近づけるための第２安定化用指令値と、第２安定化用指令値とは別の第２制御用指令値とをもとに導出した第２制御値により、第２制御対象からの第２出力電力を制御する。第１電力変換装置３２において、第１出力電力の変化に応じて第１目標値が変化し、第２電力変換装置４２において、第２出力電力の変化に応じて第２目標値が変化する。【選択図】図１

Description

本開示は、直流バスに機器が接続される電力システムに関する。

太陽光発電装置等の発電装置、定置型蓄電池等の蓄電装置などの複数の装置が電力系統に組み合わせて使用される。これを簡便な構成で、かつ、フレキシブルな運用で実現するために、例えば、直流バスに直流電力を供給する複数の電力変換器が接続される。各電力変換器は、直流バスにおける直流電圧を監視し、監視した直流電圧に基づいて直流電力の生成を、他の電力変換器とは独立して実行する（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１５−６１４３９号公報

直流バスに複数の蓄電池を接続する場合、各蓄電池に接続される変換器の動作が異なれば、優先的に使用される蓄電池が生じる。使用頻度が高くなると蓄電池の劣化が早くなるので、優先的に使用される蓄電池は他の蓄電池よりも劣化しやすくなる。複数の蓄電池の劣化度合いは近い方が好ましいので、複数の蓄電池の使用されやすさを近くすべきである。一方、複数の蓄電池の使用されやすさを近くするために、各変換器が一斉に放電を実行したり、一斉に充電を実行したりすると、ハンチングが生じることによって制御が不安定になる。

本開示はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、同種の機器の使用頻度を近くしながら、制御を安定化する技術を提供することにある。

上記課題を解決するために、本開示のある態様の電力システムは、発電、蓄電、配電のうち少なくとも１つを実行可能な第１制御対象に接続されるとともに、直流バスにも接続される第１電力変換装置と、発電、蓄電、配電のうち第１制御対象と同種の第２制御対象に接続されるとともに、直流バスにも接続される第２電力変換装置と、を備える。第１電力変換装置は、直流バスの電圧を第１目標値に近づけるための第１安定化用指令値と、第１安定化用指令値とは別の第１制御用指令値とをもとに導出した第１制御値により、第１制御対象からの第１出力電力を制御し、第２電力変換装置は、直流バスの電圧を第２目標値に近づけるための第２安定化用指令値と、第２安定化用指令値とは別の第２制御用指令値とをもとに導出した第２制御値により、第２制御対象からの第２出力電力を制御し、第１電力変換装置において、第１出力電力の変化に応じて第１目標値が変化し、第２電力変換装置において、第２出力電力の変化に応じて第２目標値が変化する。

なお、以上の構成要素の任意の組合せ、本開示の表現を方法、装置、システム、コンピュータプログラム、またはコンピュータプログラムを記録した記録媒体などの間で変換したものもまた、本開示の態様として有効である。

本開示によれば、同種の機器の使用頻度を近くしながら、制御を安定化できる。

実施例１に係る電力システムの構成を示す図である。 実施例１に係る電力変換装置の構成を示す図である。 図２の記憶部に記憶される制御ルールを示す図である。 実施例２に係る電力システムの構成を示す図である。 実施例２の安定化用指令値導出部において使用されるしきい値を示す図である。 実施例３に係る電力システムの構成を示す図である。 図７（ａ）−（ｂ）は、実施例３に係る制御装置において調節された制御ルールを示す図である。 実施例４に係る電力システムの構成を示す図である。

（実施例１）
本開示の実施例を具体的に説明する前に、実施例の基礎となった知見を説明する。実施例は、需要家において、発電装置、蓄電池、電力系統等のそれぞれに電力変換装置を接続し、複数の電力変換装置を直流バスに接続する電力システムに関する。この電力システムには、複数の蓄電池が電力系統に並列に接続される。需要家は、電力会社等からの電力の供給を受けている施設であり、例えば、住宅、事務所、店舗、工場、公園などである。需要家において電力系統から延びる配電線は電力変換装置に接続される。また、電力変換装置からは直流バスが延びるとともに、直流バスが分岐点において複数の直流バスに分岐され、分岐された各直流バスに蓄電池が接続される。複数の蓄電池のそれぞれには電力変換装置が接続されており、電力変換装置を介して複数の蓄電池は充放電を実行する。

電力システムの構成を簡易にするために、各電力変換装置は電力制御を独立して実行する。独立した電力制御により、複数の電力変換装置が直流バスに直流電力を一斉に出力すると、直流バスの電圧が高くなるので、電力システムが不安定になる。電力システムを安定化させるために複数電力変換装置が直流バスの電圧に応じて電力制御を実行する場合、直流バスの電圧を考慮した電力制御となり、電力制御の効率が低下する。特に、蓄電池に接続された電力変換装置が互いに異なった動作を実行する場合、優先的に充放電がなされる蓄電池が生じる。充放電回数の増加に応じて蓄電池が劣化するので、優先的に充放電される蓄電池は他の蓄電池よりも劣化しやすくなる。一方、同一の直流バスに接続された複数の蓄電池の劣化度合いは近い方が好ましいので、複数の蓄電池の充放電のされやすさを近くすべきである。複数の蓄電池の充放電のされやすさを近くするために、複数の蓄電池が一斉に充電を実行したり、一斉に放電を実行したりすると、直流バスにハンチングが生じすることによって制御が不安定になる。このような接続形態では、複数の蓄電池の使用頻度を近くしながら、制御を安定化することが求められる。

図１は、電力システム１００の構成を示す。電力システム１００は、電力系統１０に接続されるとともに、配電線１２、直流バス１４、分岐点１６、第１直流バス１８、第２直流バス２０、第１蓄電池３０、第１電力変換装置３２、第２蓄電池４０、第２電力変換装置４２、第３電力変換装置５０、負荷６０、計測装置６２と総称される第１計測装置６２ａ、第２計測装置６２ｂ、第３計測装置６２ｃを含む。電力システム１００は、需要家内に設置される。第１蓄電池３０と第１電力変換装置３２は、別の装置であってもよいが、第１蓄電装置３４として一体化されてもよい。第２蓄電池４０と第２電力変換装置４２は、別の装置であってもよいが、第２蓄電装置４４として一体化されてもよい。

電力系統１０は、電力会社の商用電源であり、例えば単相３線式２００Ｖ／１００Ｖの商用電力である。電力系統１０から需要家内に向かって配電線１２が延びる。配電線１２には、公知の技術が使用されればよいので、ここでは説明を省略する。配電線１２には、第３電力変換装置５０が接続され、第３電力変換装置５０からは直流バス１４が延び、直流バス１４は、分岐点１６において第１直流バス１８と第２直流バス２０とに分岐される。第１直流バス１８には第１蓄電池３０と第１電力変換装置３２が接続され、第２直流バス２０には第２蓄電池４０と第２電力変換装置４２とが接続される。直流バス１４、第１直流バス１８、第２直流バス２０は、直流バスと総称されてもよい。

第１蓄電池３０は、電力を充放電可能であり、直列または直並列接続された複数の蓄電池セルにより構成される。蓄電池セルには、リチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池、鉛蓄電池、電気二重層キャパシタ、リチウムイオンキャパシタ等が使用される。第１蓄電池３０として、電気二重層コンデンサが使用されてもよい。第２蓄電池４０は、第１蓄電池３０と同様に構成されるが、第１蓄電池３０とは異なった容量を有してもよい。

第１電力変換装置３２は、第１直流バス１８において第１蓄電池３０と分岐点１６との間に配置される。第１電力変換装置３２は、第１蓄電池３０の充放電を制御する。第２電力変換装置４２は、第２直流バス２０において第２蓄電池４０と分岐点１６との間に配置される。第２電力変換装置４２は、第２蓄電池４０の充放電を制御する。第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２の構成は後述する。ここで、第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２とは、並列に直流バスに接続される。そのため、第１蓄電池３０と第２蓄電池４０は、第１電力変換装置３２、第１直流バス１８、分岐点１６、第２直流バス２０、第２電力変換装置４２を介して、互いに並列に接続される。

第１計測装置６２ａから第３計測装置６２ｃは、直流バス１４において分岐点１６と第３電力変換装置５０との間に配置される。これらの計測装置６２は、直流バスの電圧値を計測する電圧計である。第１計測装置６２ａは、計測した電圧値を第１電力変換装置３２に出力し、第２計測装置６２ｂは、計測した電圧値を第２電力変換装置４２に出力し、第３計測装置６２ｃは、計測した電圧値を第３電力変換装置５０に出力する。

第３電力変換装置５０は、配電線１２からの交流電力を直流電力に変換し、直流電力を直流バス１４に出力する。また、第３電力変換装置５０は、直流バス１４からの直流電力を交流電力に変換し、交流電力を配電線１２に出力する。このように第３電力変換装置５０は、交流電力と直流電力との間の変換を実行する。

負荷６０は、配電線１２において電力系統１０と第３電力変換装置５０との間に配置される。負荷６０は、配電線１２を介して供給される電力を消費する機器である。配電線１２を介して供給される電力には、電力系統１０から供給される電力、第３電力変換装置５０を介して第１蓄電池３０から供給される電力、第３電力変換装置５０を介して第２蓄電池４０から供給される電力が含まれる。負荷６０は、空調機器（エアコン）、テレビジョン受信装置（テレビ）、照明装置の機器を含む。ここでは、１つの負荷６０が配電線１２に接続されているが、複数の負荷６０が配電線１２に接続されてもよい。

ここで、電力系統１０、第１蓄電池３０、第２蓄電池４０、太陽電池（図示せず）は、発電、蓄電、配電のうちの少なくとも１つを実行可能な制御対象といえる。第１蓄電池３０を第１制御対象と呼ぶ場合、第２電力変換装置４２は第２制御対象と呼ばれ、電力系統１０は第３制御対象と呼ばれる。また、第１電力変換装置３２、第２電力変換装置４２、第３電力変換装置５０は、電力変換装置と総称される。第１制御対象に接続される電力変換装置を第１電力変換装置と呼ぶ場合、第２制御対象に接続される電力変換装置は第２電力変換装置と呼ばれ、第３制御対象に接続される電力変換装置は第３電力変換装置と呼ばれる。

図２は、電力変換装置２００の構成を示す。電力変換装置２００は、変換部２１０、第１制御部２２０、第２制御部２３０、入力部２４０を含む。第１制御部２２０は、安定化用指令値導出部２５０、制御用指令値導出部２６０、制御値導出部２７０、指示部２８０を含み、安定化用指令値導出部２５０は、上側導出部２５２、下側導出部２５４を含む。第２制御部２３０は、計測部２３２、目標値制御部２３４、記憶部２３６を含む。ここで、第２制御部２３０は、電力システム１００に同種の制御対象が２つ以上含まれている場合に、当該制御対象を制御する電力変換装置２００に含まれる。そのため、図１の場合、第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２には第２制御部２３０が含まれる。一方、第３電力変換装置５０には第２制御部２３０が含まれない。電力変換装置２００は、第１電力変換装置３２、第２電力変換装置４２、第３電力変換装置５０の総称である。以下では、（１）電力変換装置２００が第３電力変換装置５０である場合、（２）電力変換装置２００が第１電力変換装置３２あるいは第２電力変換装置４２である場合の順に説明する。

（１）電力変換装置２００が第３電力変換装置５０である場合
変換部２１０は、双方向インバータである。変換部２１０は、順潮流の際に、配電線１２からの交流電力を直流電力に変換し、直流電力を直流バス１４に出力する。また、変換部２１０は、逆潮流の際に、直流バス１４からの直流電力を交流電力に変換し、交流電力を配電線１２に出力する。変換部２１０の制御は第１制御部２２０によってなされる。

入力部２４０は、第３計測装置６２ｃからの電圧値、つまり直流バス１４の電圧値を受けつける。安定化用指令値導出部２５０は、予め定められた範囲（以下、「電力系統用範囲」という）から電圧値が出た場合に、電圧値を電力系統用範囲内に入れるための電力系統安定化用指令値を生成する。具体的に説明すると、上側導出部２５２は、電力系統用範囲の上側のしきい値（以下、「電力系統用上側しきい値」という）を設定しており、電圧値が電力系統用上側しきい値以上である場合に、電圧値を下げるための電力系統上側安定化用指令値を生成する。上側導出部２５２は、電力系統上側安定化用指令値を制御値導出部２７０に出力する。下側導出部２５４は、電力系統用範囲の下側のしきい値（以下、「電力系統用下側しきい値」という）を設定しており、電圧値が電力系統用下側しきい値以下である場合に、電圧値を上げるための電力系統下側安定化用指令値を生成する。下側導出部２５４は、電力系統下側安定化用指令値を制御値導出部２７０に出力する。

制御用指令値導出部２６０は、電力系統１０本来の機能を発揮させるための制御を実行する。この制御は、例えば、電力会社からの要求、ＶＰＰ（Ｖｉｒｔｕａｌ Ｐｏｗｅｒ Ｐｌａｎｔ）からの要求、ＨＥＭＳ（Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）機器からの要求に応じてなされる。この制御には公知の技術が使用されればよいので、ここでは説明を省略する。制御用指令値導出部２６０は、制御に応じた電力系統制御用指令値を生成して、電力系統制御用指令値を制御値導出部２７０に出力する。

制御値導出部２７０は、上側導出部２５２からの電力系統上側安定化用指令値、下側導出部２５４からの電力系統下側安定化用指令値、制御用指令値導出部２６０からの電力系統制御用指令値を受けつける。これらの指令値のうちの少なくとも１つが生成されない場合、制御値導出部２７０は当該指令値を受けつけない。制御値導出部２７０は、電力系統上側安定化用指令値、電力系統下側安定化用指令値、電力系統制御用指令値をもとに、電力系統制御値を生成する。例えば、制御値導出部２７０は、電力系統上側安定化用指令値と、電力系統下側安定化用指令値と、電力系統制御用指令値との和を演算することによって、電力系統制御値を生成する。制御値導出部２７０は、電力系統制御値を指示部２８０に出力する。指示部２８０は、電力系統制御値を制御値導出部２７０から受けつける。指示部２８０は、電力系統制御値を変換部２１０に出力することによって、変換部２１０を制御する。これは、電力系統１０の電力制御を実行することに相当する。

（２）電力変換装置２００が第１電力変換装置３２あるいは第２電力変換装置４２である場合
第１電力変換装置３２における変換部２１０は、図１の第１蓄電池３０と分岐点１６との間に配置される。変換部２１０は、ＤＣ−ＤＣコンバータである。変換部２１０は、第１蓄電池３０の放電の際に、第１蓄電池３０からの直流電力を、所望の電圧値の直流電力に変換し、変換した直流電力を第１直流バス１８に出力する。また、変換部２１０は、第１蓄電池３０の充電の際に、第１直流バス１８からの直流電力を、所望の電圧値の直流電力に変換し、変換した直流電力を第１蓄電池３０に出力する。つまり、変換部２１０によって第１蓄電池３０は充放電される。このような変換部２１０の制御は第１制御部２２０によってなされる。以下では、放電を中心に説明することもある。

入力部２４０は、第１計測装置６２ａにおいて計測された電圧値を受けつける。例えば、電圧値は定期的に受けつけられる。入力部２４０は、電圧値を第１制御部２２０に出力する。計測部２３２は、変換部２１０から第１直流バス１８に出力される直流電力（以下、「第１出力電力」という）の値を計測する。計測部２３２は、計測装置６２と同様に構成されるが、例えば、計測部２３２における計測期間は計測装置６２における計測期間よりも長くされる。計測部２３２は、計測した第１出力電力の値を目標値制御部２３４に出力する。

記憶部２３６は、第１出力電力と、入力部２４０からの電圧値と比較すべき目標値（以下、「第１目標値」という）との関係を第１制御ルールとして記憶する。図３は、記憶部２３６に記憶される制御ルールを示す。横軸が出力電力割合［％」を示し、縦軸が目標値［Ｖ］、具体的には第１目標値を示す。出力電力割合は、変換部２１０の定格出力電力に対する第１出力電力の割合を示す。第１出力電力が大きくなると、出力電力割合も大きくなるので、出力電力割合のことを第１出力電力ということもある。一例として、第１制御ルール３００において、第１目標値は、出力電力割合が０％のときにＡ［Ｖ］になり、出力電力割合が５０％のときにＢ［Ｖ］になり、出力電力割合が１００％のときにＣ［Ｖ］となるように規定される。ここで、Ａ＞Ｂ＞Ｃである。ここで、目標値が高くなる方に第１制御ルール３００をシフトさせたルールが第１上側しきい値ルール３１０であり、目標値が低くなる方に第１制御ルール３００をシフトさせたルールが第１下側しきい値ルール３２０である。第１上側しきい値ルール３１０と第１下側しきい値ルール３２０は、第１制御ルール３００と同一の傾きを有するので、第１制御ルール３００を挟むように定義されている。図２に戻る。

目標値制御部２３４は、計測部２３２からの第１出力電力の値を受けつける。目標値制御部２３４は、記憶部２３６に記憶した第１上側しきい値ルール３１０と第１下側しきい値ルール３２０を参照して、第１出力電力の値に対応した第１上側しきい値と第１下側しきい値を取得する。そのため、第１出力電力の変化に応じて、第１上側しきい値と第１下側しきい値が変化する。図３の第１制御ルール３００の場合、第１出力電力が増加すると第１目標値が下がる。目標値制御部２３４は、第１上側しきい値を上側導出部２５２に出力し、第１下側しきい値を下側導出部２５４に出力する。

安定化用指令値導出部２５０は、入力部２４０からの電圧値、つまり直流バス１４の電圧値を受けつける。安定化用指令値導出部２５０は、第１上側しきい値と第１下側しきい値とで挟まれた範囲（以下、「第１蓄電池用範囲」という）から電圧値が出た場合に、電圧値を第１蓄電池用範囲内に入れるための蓄電池安定化用指令値を生成する。具体的に説明すると、上側導出部２５２は、電圧値が第１上側しきい値以上である場合に、電圧値を下げるための第１上側安定化用指令値を生成する。上側導出部２５２は、第１上側安定化用指令値を制御値導出部２７０に出力する。下側導出部２５４は、電圧値が第１下側しきい値以下である場合に、電圧値を上げるための第１下側安定化用指令値を生成する。下側導出部２５４は、第１下側安定化用指令値を制御値導出部２７０に出力する。第１上側安定化用指令値と第１下側安定化用指令値は、直流バス１４の電圧を第１目標値に近づけるための第１安定化用指令値であるといえる。

制御用指令値導出部２６０は、第１蓄電池３０本来の機能を発揮させるための制御を実行する。この制御は、例えば、充電要求あるいは放電要求に応じてなされる。この制御には公知の技術が使用されればよいので、ここでは説明を省略する。制御用指令値導出部２６０は、制御に応じた蓄電池制御用指令値を生成して、蓄電池制御用指令値を制御値導出部２７０に出力する。

制御値導出部２７０は、上側導出部２５２からの第１上側安定化用指令値、下側導出部２５４からの第１下側安定化用指令値、制御用指令値導出部２６０からの蓄電池制御用指令値を受けつける。これらの指令値のうちの少なくとも１つが生成されない場合、制御値導出部２７０は当該指令値を受けつけない。制御値導出部２７０は、第１上側安定化用指令値、第１下側安定化用指令値、蓄電池制御用指令値をもとに、蓄電池制御値を生成する。例えば、制御値導出部２７０は、第１上側安定化用指令値と、第１下側安定化用指令値と、蓄電池制御用指令値との和を演算することによって、蓄電池制御値を生成する。制御値導出部２７０は、蓄電池制御値を指示部２８０に出力する。指示部２８０は、蓄電池制御値を制御値導出部２７０から受けつける。指示部２８０は、蓄電池制御値を変換部２１０に出力することによって、変換部２１０を制御する。これは、第１蓄電池３０の電力制御を実行することに相当する。

第２電力変換装置４２における入力部２４０は、第２計測装置６２ｂにおいて計測された電圧値を受けつける。入力部２４０は、電圧値を第１制御部２２０に出力する。計測部２３２は、変換部２１０からの第２直流バス２０に出力される第２出力電力の値を計測する。計測部２３２は、計測した第２出力電力の値を目標値制御部２３４に出力する。

記憶部２３６は、第２出力電力と、入力部２４０からの電圧値と比較すべき目標値（以下、「第２目標値」という）との関係を第２制御ルールとして記憶する。例えば、第１電力変換装置３２における第１制御ルール３００と、第２電力変換装置４２における第２制御ルールとは同一である。ここでも、出力電力割合のことを第２出力電力ということがある。また、第１上側しきい値ルール３１０と同一の第２上側しきい値ルールと、第１下側しきい値ルール３２０と同一の第２下側しきい値ルールも記憶される。目標値制御部２３４は、計測部２３２からの第２出力電力の値を受けつける。目標値制御部２３４は、記憶部２３６に記憶した第２上側しきい値ルールと第２下側しきい値ルールを参照して、第１出力電力の値に対応した第２上側しきい値と第２下側しきい値を取得する。そのため、第２出力電力の変化に応じて、第２上側しきい値と第２下側しきい値が変化する。図３の第２制御ルールの場合、第２出力電力が増加すると第２目標値が下がる。目標値制御部２３４は、第２上側しきい値を上側導出部２５２に出力し、第２下側しきい値を下側導出部２５４に出力する。

安定化用指令値導出部２５０は、入力部２４０からの電圧値、つまり直流バス１４の電圧値を受けつける。安定化用指令値導出部２５０は、第２上側しきい値と第２下側しきい値とを使用して、これまでと同様の処理を実行することによって、第２上側安定化用指令値と第２下側安定化用指令値との少なくとも１つを生成し、それらを制御値導出部２７０に出力する。第２上側安定化用指令値と第２下側安定化用指令値は、直流バス１４の電圧を第２目標値に近づけるための第２安定化用指令値であるといえる。制御用指令値導出部２６０、制御値導出部２７０、指示部２８０の処理はこれまでと同様であるので、ここでは説明を省略する。

ここでは、図３を使用しながら、第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２の動作の概要を説明する。実際の処理では、第１上側しきい値、第１下側しきい値、第２上側しきい値、第２下側しきい値が調節されるが、ここでは、説明を簡易にするために、第１上側しきい値および第２上側しきい値が調節される処理を説明する。一例として、初期状態において、第１電力変換装置３２では、出力電力割合「１００％」となるような第１出力電力が出力されており、第２電力変換装置４２では、出力電力割合が「０％」となるような第２出力電力が出力されている場合を想定する。これは、第１電力変換装置３２から出力がなされているが、第２電力変換装置４２から出力がなされていない場合に相当する。

第２電力変換装置４２の計測部２３２において計測された出力電力割合が「０％」であるので、第２電力変換装置４２の目標値制御部２３４は、出力電力割合「０％」に対応した第２目標値Ａ［Ｖ］を使用する。第２電力変換装置４２の入力部２４０において受けつけた電圧値が第２目標値Ａ［Ｖ］よりも小さければ、第２電力変換装置４２の第１制御部２２０は、安定化用指令値導出部２５０による安定化用指令値の生成を行わない。一方、制御用指令値導出部２６０は、制御対象本来の機能を発揮させるための制御に応じた制御用指令値を生成する。したがって、制御値導出部２７０は、制御用指令値導出部２６０が生成した制御用指令値に基づき、変換部２１０に出力する制御値を決定する。この制御値に応じて、第１制御部２２０は、第２電力変換装置４２の変換部２１０から出力される第２出力電力を変化させる。この場合、第２出力電力を大きくさせる。第２電力変換装置４２の変換部２１０から出力される第２出力電力が大きくなることによって、直流バスの電圧が上昇する。その結果、第２電力変換装置４２の計測部２３２において計測される出力電力割合も大きくなり、第２電力変換装置４２の目標値制御部２３４は、増加した出力電力割合に対応するように第２目標値を小さくする。

一方、第１電力変換装置３２の出力電力割合が「１００％」であるので、第１電力変換装置３２の目標値制御部２３４は、出力電力割合「１００％」に対応した第１目標値Ｃ［Ｖ］を使用している。しかしながら、直流バスの電圧が上昇することによって、第１電力変換装置３２の入力部２４０において受けつけた電圧値は、それまでよりも増加して第１目標値よりも大きくなる。第１電力変換装置３２の第１制御部２２０は、第１電力変換装置３２の変換部２１０から出力される第１出力電力を小さくさせる。その結果、第１電力変換装置３２の計測部２３２において計測される出力電力割合も小さくなり、第１電力変換装置３２の目標値制御部２３４は、減少した出力電力割合に対応するように第１目標値を大きくする。

第２電力変換装置４２の入力部２４０において受けつけた電圧値が第２目標値Ａ［Ｖ］よりも小さいかぎり、第２電力変換装置４２の第１制御部２２０は、安定化用指令値導出部２５０による安定化用指令値の生成を行わない。したがって、第１制御部２２０は、制御用指令値導出部２６０が生成した制御用指令値に基づき、第２電力変換装置４２の変換部２１０から出力される第２出力電力を大きくさせる。このような処理を繰り返して、第１目標値と第２目標値が一致して、第１出力電力と第２出力電力が一致したときに、処理は収束する。図３に示した制御ルールを使用することによって、第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２では、ドループ制御がなされる。

本開示における装置、システム、または方法の主体は、コンピュータを備えている。このコンピュータがプログラムを実行することによって、本開示における装置、システム、または方法の主体の機能が実現される。コンピュータは、プログラムにしたがって動作するプロセッサを主なハードウェア構成として備える。プロセッサは、プログラムを実行することによって機能を実現することができれば、その種類は問わない。プロセッサは、半導体集積回路（ＩＣ）、またはＬＳＩ（Ｌａｒｇｅ Ｓｃａｌｅ Ｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎ）を含む１つまたは複数の電子回路で構成される。複数の電子回路は、１つのチップに集積されてもよいし、複数のチップに設けられてもよい。複数のチップは１つの装置に集約されていてもよいし、複数の装置に備えられていてもよい。プログラムは、コンピュータが読み取り可能なＲＯＭ、光ディスク、ハードディスクドライブなどの非一時的記録媒体に記録される。プログラムは、記録媒体に予め格納されていてもよいし、インターネット等を含む広域通信網を介して記録媒体に供給されてもよい。

本実施例によれば、第１電力変換装置３２からの第１出力電力の変化に応じて第１目標値が変化し、第２電力変換装置４２からの第２出力電力の変化に応じて第２目標値が変化するので、第１蓄電池３０と第２蓄電池４０とを協調して動作させることができる。また、第１蓄電池３０と第２蓄電池４０とを協調して動作されるので、第１蓄電池３０と第２蓄電池４０の使用頻度を近くしながら、制御を安定化できる。また、直流バスの電圧値を計測するので、第１出力電力と第２出力電力とを制御するために電圧値を使用できる。また、第１制御ルール３００と第２制御ルールとは同一であるので、第１出力電力による出力電力割合と、第２出力電力による出力電力割合とを均等にできる。また、第１出力電力が増加すると第１目標値が下がり、第２出力電力が増加すると第２目標値が下がるので、第１電力変換装置３２の制御と第２電力変換装置４２の制御との間の干渉の発生を抑制できる。

本開示の一態様の概要は、次の通りである。本開示のある態様の電力システム１００は、発電、蓄電、配電のうち少なくとも１つを実行可能な第１制御対象に接続されるとともに、直流バスにも接続される第１電力変換装置３２と、発電、蓄電、配電のうち第１制御対象と同種の第２制御対象に接続されるとともに、直流バスにも接続される第２電力変換装置４２と、を備える。第１電力変換装置３２は、直流バスの電圧を第１目標値に近づけるための第１安定化用指令値と、第１安定化用指令値とは別の第１制御用指令値とをもとに導出した第１制御値により、第１制御対象からの第１出力電力を制御し、第２電力変換装置４２は、直流バスの電圧を第２目標値に近づけるための第２安定化用指令値と、第２安定化用指令値とは別の第２制御用指令値とをもとに導出した第２制御値により、第２制御対象からの第２出力電力を制御し、第１電力変換装置３２において、第１出力電力の変化に応じて第１目標値が変化し、第２電力変換装置４２において、第２出力電力の変化に応じて第２目標値が変化する。

直流バスの電圧を計測する計測装置６２をさらに備えてもよい。計測装置６２は、計測した電圧を出力する。

第１電力変換装置３２における第１出力電力と第１目標値との関係は、第２電力変換装置４２における第２出力電力と第２目標値との関係と同一である。

第１電力変換装置３２において、第１出力電力が増加すると第１目標値が下がり、第２電力変換装置４２において、第２出力電力が増加すると第２目標値が下がる。

（実施例２）
次に、実施例２を説明する。実施例２は、実施例１と同様に、需要家において複数の蓄電池が電力系統に並列に接続された電力システムに関する。実施例２に係る電力変換装置は、実施例１と同様に、電圧値をもとに目標値を設定し、目標値を使用して出力電力を制御する。一方、実施例２では、実施例１と異なり、蓄電池に並列に太陽電池が接続される。各電力変換装置が接続される発電装置、蓄電池、電力系統は、それぞれ異なった役割を有する。例えば、太陽電池のような発電装置は、直流バスに大きな直流電力を供給する役割を有し、電力系統は、電力システムを安定化する役割を有する。そのため、これらの機器の役割を考慮しながら、電力システムを安定化しつつ、電力制御の効率の低下を抑制することが求められる。

このために、各電力変換装置は、直流バスの電圧を安定化させるための制御と、機器本来の制御とに応じた制御値をもとに、電力変換を実行する。直流バスの電圧を安定化させるための制御は、これまで説明したように、予め定められた範囲から直流バスの電圧が出た場合に、直流バスの電圧を当該範囲内に戻すようになされる。予め定められた範囲から直流バスの電圧が出た場合とは、直流バスの電圧が当該範囲の最大値よりも大きくなったり、当該範囲の最小値よりも小さくなったりすることである。一方、機器本来の制御は、機器が太陽電池である場合、ＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御である。電力システムを安定化させるためには、直流バスの電圧を安定化させるための制御の実行が望ましいが、電力制御の効率の低下を抑制するためには、機器本来の制御の実行が望ましい。

実施例２では、電力変換装置に接続される機器の役割を考慮して、各電力変換装置において設定される範囲を変える。例えば、電力系統に接続される電力変換装置では、範囲を狭くする。その結果、当該電力変換装置では、直流バスの電圧を安定化させるための制御が実行されやすくなる。一方、太陽電池のような発電装置に接続される電力変換装置では、範囲を広くする。その結果、当該電力変換装置では、直流バスの電圧を安定化させるための制御が実行されにくくなる。各電力変換装置において設定される範囲を変えることにより、システムが安定化するとともに、電力制御の効率の低下が抑制される。ここでは、実施例１との差異を中心に説明する。

図４は、電力システム１００の構成を示す。電力システム１００は、図１の構成に加えて、第４計測装置６２ｄ、太陽電池９０、第４電力変換装置９２、分岐点９４、第３直流バス９６を含む。第１直流バス１８は、分岐点１６と第１電力変換装置３２との間に分岐点９４を有する。分岐点９４において第１直流バス１８から第３直流バス９６が分岐される。第３直流バス９６には、太陽電池９０と第４電力変換装置９２とが接続される。そのため、第４電力変換装置９２は、第１電力変換装置３２および第２電力変換装置４２と並列に直流バスに接続される。

太陽電池９０は、再生可能エネルギー発電装置であり、第１蓄電池３０に並列に接続される。太陽電池９０は、光起電力効果を利用し、光エネルギーを直接電力に変換する。太陽電池９０として、シリコン太陽電池、化合物半導体などを素材にした太陽電池、色素増感型（有機太陽電池）等が使用される。太陽電池９０は、発電した直流電力を第４電力変換装置９２に出力する。第４電力変換装置９２は、ＤＣ−ＤＣコンバータであり、太陽電池９０から出力される直流電力を、所望の電圧値の直流電力に変換し、変換した直流電力を第３直流バス９６に出力する。

第３直流バス９６に出力された直流電力、つまり太陽電池９０において発電された電力は、分岐点９４において、第１電力変換装置３２からの第１出力電力と合成される。以下では、合成された電力もまた「第１出力電力」と呼ぶ。そのため、第１電力変換装置３２からの第１出力電力には、太陽電池９０において発電された電力も含まれる。第１直流バス１８における分岐点９４と分岐点１６との間のポイントＰにおける第１出力電力が、第１電力変換装置３２の計測部２３２において測定される。計測部２３２に続く第１電力変換装置３２の処理は、これまでと同様である。また、再生可能エネルギー発電装置として、太陽電池９０の代わりに、燃料電池、風力発電装置等が使用されてもよい。

第４電力変換装置９２の構成は、図２と同様である。第４電力変換装置９２の変換部２１０は、ＤＣ−ＤＣコンバータである。変換部２１０は、太陽電池９０からの直流電力を、所望の電圧値の直流電力に変換し、変換した直流電力を第３直流バス９６に出力する。変換部２１０の制御は第１制御部２２０によってなされる。

安定化用指令値導出部２５０は、第４計測装置６０ｄからの電圧値、つまり直流バス１４の電圧値を受けつける。安定化用指令値導出部２５０は、予め定められた範囲（以下、「太陽電池用範囲」という）から電圧値が出た場合に、電圧値を太陽電池用範囲内に入れるための太陽電池安定化用指令値を生成する。具体的に説明すると、上側導出部２５２は、太陽電池用範囲の上側のしきい値（以下、「太陽電池用上側しきい値」という）を設定しており、電圧値が太陽電池用上側しきい値以上である場合に、電圧値を下げるための太陽電池上側安定化用指令値を生成する。上側導出部２５２は、太陽電池上側安定化用指令値を制御値導出部２７０に出力する。下側導出部２５４は、太陽電池用範囲の下側のしきい値（以下、「太陽電池用下側しきい値」という）を設定しており、電圧値が太陽電池用下側しきい値以下である場合に、電圧値を上げるための太陽電池下側安定化用指令値を生成する。下側導出部２５４は、太陽電池下側安定化用指令値を制御値導出部２７０に出力する。

制御用指令値導出部２６０は、太陽電池９０本来の機能を発揮させるための制御を実行する。この制御は、ＭＰＰＴ制御である。制御用指令値導出部２６０は、制御に応じた太陽電池制御用指令値を生成して、太陽電池制御用指令値を制御値導出部２７０に出力する。

制御値導出部２７０は、上側導出部２５２からの太陽電池上側安定化用指令値、下側導出部２５４からの太陽電池下側安定化用指令値、制御用指令値導出部２６０からの太陽電池制御用指令値を受けつける。これらの指令値のうちの少なくとも１つが生成されない場合、制御値導出部２７０は当該指令値を受けつけない。制御値導出部２７０は、太陽電池上側安定化用指令値、太陽電池下側安定化用指令値、太陽電池制御用指令値をもとに、太陽電池制御値を生成する。例えば、制御値導出部２７０は、太陽電池上側安定化用指令値と、太陽電池下側安定化用指令値と、太陽電池制御用指令値との和を演算することによって、太陽電池制御値を生成する。制御値導出部２７０は、太陽電池制御値を指示部２８０に出力する。指示部２８０は、太陽電池制御値を制御値導出部２７０から受けつける。指示部２８０は、太陽電池制御値を変換部２１０に出力することによって、変換部２１０を制御する。これは、太陽電池９０の電力制御を実行することに相当する。

以下では、第１電力変換装置３２、第２電力変換装置４２、第３電力変換装置５０、第４電力変換装置９２において設定される上側のしきい値と下側のしきい値との関係を説明する。これは、電力系統用上側しきい値、電力系統用下側しきい値、太陽電池用上側しきい値、太陽電池用下側しきい値、第１上側しきい値、第１下側しきい値、第２上側しきい値、第２下側しきい値の関係に相当する。

図５は、安定化用指令値導出部２５０において使用されるしきい値を示す。これは、図３と同様に示される。目標とする電圧値「Ｘ」を挟むように、電力系統用上側しきい値と電力系統用下側しきい値が配置される。電力系統用上側しきい値よりも大きい太陽電池用上側しきい値が配置され、電力系統用下側しきい値よりも小さい太陽電池用下側しきい値が配置される。これらは、出力電力割合に依存しない。また、電力系統用上側しきい値と太陽電池用上側しきい値との間に第１上側しきい値ルール３１０が配置され、電力系統用下側しきい値と太陽電池用下側しきい値との間に第１下側しきい値ルール３２０が配置される。第１上側しきい値ルール３１０は、第１上側しきい値、第２上側しきい値に対応し、第１下側しきい値ルール３２０は、第１下側しきい値、第２下側しきい値に対応する。第１上側しきい値ルール３１０と第１下側しきい値ルール３２０は図３と同一であるので、ここでは説明を省略する。

電力系統用上側しきい値と電力系統用下側しきい値との間隔が「電力系統用範囲」を示し、太陽電池用上側しきい値と太陽電池用下側しきい値との間隔が「太陽電池用範囲」を示す。また、第１上側しきい値と第１下側しきい値との間隔が「第１範囲」を示し、第２上側しきい値と第２下側しきい値との間隔が「第２範囲」を示す。さらに、第１範囲と第２範囲は、「蓄電池用範囲」と総称される。そのため、電力系統用範囲は蓄電池用範囲よりも狭く、蓄電池用範囲は太陽電池用範囲よりも狭い。また、電力系統用範囲は蓄電池用範囲内に規定され、蓄電池用範囲は太陽電池用範囲内に規定される。電力系統用範囲、太陽電池用範囲、蓄電池用範囲の下限は、ゼロボルトよりも大きいと規定される。

ここでは、直流バス１４の電圧値が目標値よりも大きくなり、電力系統用上側しきい値以上に到達した場合、第３電力変換装置５０は、電力系統上側安定化用指令値が反映された電力系統制御値にしたがって電力制御を実行する。そのため、第３電力変換装置５０は、電力会社からの要求等にしたがうよりも、直流バス１４の電圧値を目標値に近づけるように動作する。一方、直流バス１４の電圧値が、第１上側しきい値、第２上側しきい値、太陽電池用上側しきい値に到達していないので、第１電力変換装置３２、第２電力変換装置４２、第４電力変換装置９２は、上側安定化用指令値が反映されずに制御用指令値が反映された制御値にしたがって電力制御を実行する。そのため、第４電力変換装置９２は、直流バス１４の電圧値を目標値に近づけるよりも、ＭＰＰＴ制御により出力電力を最大にするように動作する。これにより、電力制御の効率の低下が抑制される。第１電力変換装置３２、第２電力変換装置４２も第４電力変換装置９２と同様である。

直流バス１４の電圧値がさらに大きくなり、第１上側しきい値、第２上側しきい値以上に到達した場合、第１電力変換装置３２は、第１上側安定化用指令値が反映された蓄電池制御値にしたがって電力制御を実行し、第２電力変換装置４２は、第２上側安定化用指令値が反映された蓄電池制御値にしたがって電力制御を実行する。そのため、第１電力変換装置３２、第２電力変換装置４２は、充放電の要求等にしたがうよりも、直流バス１４の電圧値を目標値に近づけるように動作する。第３電力変換装置５０もこれまでと同様に動作する。一方、直流バス１４の電圧値が太陽電池用上側しきい値に到達していないので、第４電力変換装置９２は、太陽電池上側安定化用指令値が反映されずに制御用指令値が反映された制御値にしたがって電力制御を実行する。

直流バス１４の電圧値がさらに大きくなり、太陽電池用上側しきい値以上に到達した場合、第４電力変換装置９２は、太陽電池上側安定化用指令値が反映された太陽電池制御値にしたがって電力制御を実行する。そのため、第４電力変換装置９２は、出力電力を最大にするよりも、直流バス１４の電圧値を目標値に近づけるように動作する。第１電力変換装置３２、第２電力変換装置４２、第３電力変換装置５０もこれまでと同様に動作する。このように、第１電力変換装置３２、第２電力変換装置４２、第３電力変換装置５０、第４電力変換装置９２において、上側しきい値と下側しきい値とが互いに異なるので、電力系統１０、太陽電池９０、第１蓄電池３０、第２蓄電池４０の役割が考慮されるように電力制御が実行される。

本実施例によれば、第１電力変換装置３２からの第１出力電力には、太陽電池９０において発電された電力が含まれるので、太陽電池９０が第１蓄電池３０に並列に接続されていても、第１電力変換装置３２の処理の変更を不要にできる。また、第１電力変換装置３２の処理の変更が不要になるので、第１電力変換装置３２にさまざまな再生可能エネルギー発電装置を接続することができる。

また、直流バス１４の電圧と比較すべき範囲を電力変換装置２００毎に変えるので、安定化用指令値をもとに制御値を導出するタイミングを電力変換装置２００毎に変えることができる。また、安定化用指令値をもとに制御値を導出するタイミングが電力変換装置２００毎に変えられるので、直流バス１４の電圧を安定化させるために動作する電力変換装置２００と、本来の目的のために動作する電力変換装置２００を共存させることができる。また、直流バス１４の電圧を安定化させるために動作する電力変換装置２００と、本来の目的のために動作する電力変換装置２００とが共存するので、システムを安定化しながら、電力制御の効率の低下を抑制できる。

また、各電力変換装置２００が自律的に直流バス１４を維持する機能を備えるので、直流バス１４の電圧を一定範囲に維持しながら安定してシステム動作できる。また、直流バス１４の電圧を一定範囲に維持する期間が短いほど、機器を最適制御する時間が長くなるので、電力制御の効率の低下を抑制できる。また、範囲の広さに差を設けるので、システムの動作協調を図ることができる。

また、電力系統用範囲は蓄電池用範囲内あるいは太陽電池用範囲内に規定されるので、直流バス１４の安定化のために第３電力変換装置５０を優先的に動作させることができる。また、電力系統用範囲は蓄電池用範囲内あるいは太陽電池用範囲内に規定されるので、第１電力変換装置３２、第２電力変換装置４２、第４電力変換装置９２を本来の目的のために動作させることができる。また、電力系統用範囲は、１つの値として規定されるので、直流バス１４の電圧の変動を小さくできる。また、直流バス１４の電圧の変動が小さくなるので、システムを安定化できる。また、直流バス１４の安定化のために第３電力変換装置５０を動作させるので、システムを安定化できる。また、本来の目的のために第４電力変換装置９２を動作させるので、電力制御の効率の低下を抑制できる。

（実施例３）
次に、実施例３を説明する。実施例３は、これまでと同様に、需要家において複数の蓄電池が電力系統に並列に接続された電力システムに関する。これまで、電圧値をもとにした出力電力の制御、出力電力をもとにした目標値の制御がなされている。実施例３では、これらに加え、第１蓄電池３０および第２蓄電池４０の残量を考慮した制御が実行される。ここでは、これまでとの差異を中心に説明する。

図６は、電力システム１００の構成を示す。電力システム１００は、図１の構成に加えて、制御装置７０を含む。第１電力変換装置３２は、第１蓄電池３０の残量に関する情報（以下、「第１残量」という）を取得する。残量に関する情報の一例は、ＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）である。第１電力変換装置３２は、第１残量を制御装置７０に出力する。第２電力変換装置４２は、第２蓄電池４０の残量に関する情報（以下、「第２残量」という）を取得する。第２電力変換装置４２は、第２残量を制御装置７０に出力する。

制御装置７０は、第１残量と第２残量とを受けつける。制御装置７０は、第１残量と第２残量とを比較する。制御装置７０は、第１残量と第２残量との差異がしきい値よりも小さい場合、図３に示した制御ルールの使用を決定する。これは、第１電力変換装置３２における第１制御ルール３００と、第２電力変換装置４２における第２制御ルールとが同一であることに相当する。一方、制御装置７０は、第１残量と第２残量との差異がしきい値以上である場合、第１残量が第２残量以上であるか否かを判定する。第１残量が第２残量以上でない場合、つまり第２残量が第１残量よりも大きい場合、制御装置７０は、第１蓄電池３０から出力される電力よりも第２蓄電池４０から出力される電力の方が大きくなるように、第１制御ルール３００と第２制御ルールを調節する。これは、残量の多い方の蓄電池から出力される電力が大きくなるように制御ルールを調節することに相当する。この調節を説明するために、ここでは図７（ａ）−（ｂ）を使用する。

図７（ａ）−（ｂ）は、制御装置７０において調節された制御ルールを示す。図７（ａ）は、第２残量が第１残量よりも大きい場合の第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２とを示す。第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２とは出力電力割合「０％」のときに一致するが、第２制御ルール３０２の傾斜は第１制御ルール３００の傾斜よりも緩くされている。そのため、出力電力割合が同一である場合に、第２目標値は第１目標値よりも大きくなるので、第２出力電力は第１出力電力よりも大きくなりやすくなる。これまでと同様に、第１制御ルール３００に対して第１上側しきい値ルール３１０と第１下側しきい値ルール３２０とが規定され、第２制御ルール３０２に対して第２上側しきい値ルール３１２と第２下側しきい値ルール３２２とが規定される。ここでは、第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２との傾斜を異なるようにしているが、両者の傾斜は同じで、第２制御ルール３０２は第１制御ルール３００に対して上方にシフトされてもよい。図６に戻る。

第１残量が第２残量以上である場合、制御装置７０は、第２蓄電池４０から出力される電力よりも第１蓄電池３０から出力される電力の方が大きくなるように、第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２を調節する。図７（ｂ）は、第１残量が第２残量以上である場合の第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２とを示す。第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２との傾斜は同じであるが、第２制御ルール３０２は第１制御ルール３００に対して下方にシフトされる。そのため、出力電力割合が同一である場合に、第１目標値は第２目標値よりも大きくなるので、第１出力電力は第２出力電力よりも大きくなりやすくなる。これまでと同様に、第１制御ルール３００に対して第１上側しきい値ルール３１０と第１下側しきい値ルール３２０とが規定され、第２制御ルール３０２に対して第２上側しきい値ルール３１２と第２下側しきい値ルール３２２とが規定される。ここでは、第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２との傾斜を同一にしているが、第２制御ルール３０２の傾斜は第１制御ルール３００の傾斜よりも急にされてもよい。図６に戻る。

以上の説明において、制御装置７０は、傾斜あるいはシフトを調節することにより、第２制御ルール３０２を調節している。しかしながら、制御装置７０は、傾斜あるいはシフトを調節することにより、第１制御ルール３００を調節してもよい。さらに、制御装置７０は、第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２をともに調節してもよい。つまり、制御装置７０は、第１蓄電池３０の状態および第２蓄電池４０の状態を取得し、第１蓄電池３０の状態および第２蓄電池４０の状態をもとに、第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２を調節する。第１制御ルール３００を調節することは、第１上側しきい値ルール３１０と第１下側しきい値ルール３２０とを調節することに相当する。また、第２制御ルール３０２を調節することは、第２上側しきい値ルール３１２と第２下側しきい値ルール３２２とを調節することに相当する。

制御装置７０は、第１上側しきい値ルール３１０と第１下側しきい値ルール３２０を第１電力変換装置３２に出力し、第２上側しきい値ルール３１２と第２下側しきい値ルール３２２を第２電力変換装置４２に出力する。第１電力変換装置３２は、第１上側しきい値ルール３１０と第１下側しきい値ルール３２０を使用してこれまでと同様の処理を実行し、第２電力変換装置４２は、第２上側しきい値ルール３１２と第２下側しきい値ルール３２２を使用してこれまでと同様の処理を実行する。ここで、第１電力変換装置３２における第１制御ルール３００と、第２電力変換装置４２における第２制御ルール３０２とは異なる。

本実施例によれば、第１蓄電池３０の残量および第２蓄電池４０の残量をもとに、第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２を調節するので、第１蓄電池３０の残量および第２蓄電池４０の残量に適した第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２を使用できる。また、第１電力変換装置３２における第１制御ルール３００は、第２電力変換装置４２における第２制御ルール３０２と異なるので、第１蓄電池３０および第２蓄電池４０の残量を考慮した制御を実行できる。

本開示の一態様の概要は、次の通りである。第１電力変換装置３２における第１出力電力と第１目標値との関係は、第２電力変換装置４２における第２出力電力と第２目標値との関係と異なる。

（実施例４）
次に、実施例４を説明する。実施例４は、これまでと同様に、需要家において複数の蓄電池が電力系統に並列に接続された電力システムに関する。実施例３では、第１制御ルールと第２制御ルールの調節がなされている。実施例４では、需要家外に設置されたサーバが第１制御ルールと第２制御ルールとを調節する。ここでは、これまでとの差異を中心に説明する。

図８は、電力システム１００の構成を示す。電力システム１００は、図１の構成に加えて、ネットワーク８０、サーバ８２を含む。第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２は、通信機能を有し、ネットワーク８０を介してサーバ８２に接続される。サーバ８２は、需要家外に設置される。サーバ８２は、さまざまなパターンの第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２とを記憶しており、選択した第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２を送信する。第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２の選択は任意の方法でなされればよく、実施例３と同じでもよい。第１電力変換装置３２は、第１制御ルール３００をサーバ８２から受信し、第２電力変換装置４２は、第２制御ルール３０２をサーバ８２から受信する。つまり、第１制御ルール３００と第２制御ルール３０２は遠隔から変更される。

第１制御ルール３００、第２制御ルール３０２の代わりに、第１上側しきい値ルール３１０、第１下側しきい値ルール３２０、第２上側しきい値ルール３１２、第２下側しきい値ルール３２２が使用されてもよい。第１電力変換装置３２は、第１上側しきい値ルール３１０と第１下側しきい値ルール３２０を使用してこれまでと同様の処理を実行する。また、第２電力変換装置４２は、第２上側しきい値ルール３１２と第２下側しきい値ルール３２２を使用してこれまでと同様の処理を実行する。

本実施例によれば、サーバ８２が第１制御ルール３００と第２制御ルール２０２とを送信するので、第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２における制御ルールの変更を容易にできる。また、第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２における制御ルールの変更が容易になされるので、第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２は、さまざまな状態に適した制御を実行できる。

以上、本開示を実施例をもとに説明した。この実施例は例示であり、それらの各構成要素あるいは各処理プロセスの組合せにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本開示の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

本実施例１乃至４において、第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２は、各蓄電池に接続される。しかしながらこれに限らず例えば、第１電力変換装置３２と第２電力変換装置４２は、電力系統に接続されてもよく、各太陽電池に接続されてもよい。本変形例によれば、構成の自由度を向上できる。

本実施例１乃至４において、第１制御ルール３００は、出力電力割合と第１目標値との関係で規定され、第２制御ルール２０２は、出力電力割合と第２目標値との関係で規定される。しかしながらこれに限らず例えば、第１制御ルール３００は、第１出力電力と第１目標値との関係で規定され、第２制御ルール２０２は、第２出力電力と第２目標値との関係で規定されてもよい。本変形例によれば、第１出力電力と第２出力電力とが近くなるように制御できる。

本実施例３において、第１蓄電池３０の状態として第１蓄電池３０の残量が使用され、第２蓄電池４０の状態として第２蓄電池４０の残量が使用される。しかしながらこれに限らず例えば、第１蓄電池３０の状態として第１蓄電池３０の劣化度が使用され、第２蓄電池４０の状態として第２蓄電池４０の劣化度が使用されてもよい。劣化度は、例えば、ＳＯＨ（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｈｅａｌｔｈ）である。この場合、これまでの残量の代わりに劣化度が使用され、劣化度が小さい方の蓄電池から出力される電力が大きくなるように制御ルールが調節される。本変形例によれば、構成の自由度を向上できる。

本実施例３において、計測装置６２と制御装置７０とが別々に配置される。しかしながらこれに限らず例えば、計測装置６２と制御装置７０は一体的に構成されてもよい。本変形例によれば、構成の自由度を向上できる。

１０ 電力系統、 １２ 配電線、 １４ 直流バス、 １６ 分岐点、 １８ 第１直流バス、 ２０ 第２直流バス、 ３０ 第１蓄電池、 ３２ 第１電力変換装置、 ３４ 第１蓄電装置、 ４０ 第２蓄電池、 ４２ 第２電力変換装置、 ４４ 第２蓄電装置、 ５０ 第３電力変換装置、 ６０ 負荷、 ６２ 計測装置、 ９０ 太陽電池、 ９２ 第４電力変換装置、 ９４ 分岐点、 ９６ 第３直流バス、 １００ 電力システム、 ２００ 電力変換装置、 ２１０ 変換部、 ２２０ 第１制御部、 ２３０ 第２制御部、 ２３２ 計測部、 ２３４ 目標値制御部、 ２３６ 記憶部、 ２４０ 入力部、 ２５０ 安定化用指令値導出部、 ２５２ 上側導出部、 ２５４ 下側導出部、 ２６０ 制御用指令値導出部、 ２７０ 制御値導出部、 ２８０ 指示部。

Claims (5)

1. 発電、蓄電、配電のうち少なくとも１つを実行可能な第１制御対象に接続されるとともに、直流バスにも接続される第１電力変換装置と、
   発電、蓄電、配電のうち前記第１制御対象と同種の第２制御対象に接続されるとともに、直流バスにも接続される第２電力変換装置と、
   を備え、
   前記第１電力変換装置は、前記直流バスの電圧を第１目標値に近づけるための第１安定化用指令値と、前記第１安定化用指令値とは別の第１制御用指令値とをもとに導出した第１制御値により、前記第１制御対象からの第１出力電力を制御し、
   前記第２電力変換装置は、前記直流バスの電圧を第２目標値に近づけるための第２安定化用指令値と、前記第２安定化用指令値とは別の第２制御用指令値とをもとに導出した第２制御値により、前記第２制御対象からの第２出力電力を制御し、
   前記第１電力変換装置において、前記第１出力電力の変化に応じて前記第１目標値が変化し、
   前記第２電力変換装置において、前記第２出力電力の変化に応じて前記第２目標値が変化する、
   電力システム。
2. 前記直流バスの電圧を計測する計測装置をさらに備え、
   前記計測装置は、計測した電圧を出力する、
   請求項１に記載の電力システム。
3. 前記第１電力変換装置における前記第１出力電力と前記第１目標値との関係は、前記第２電力変換装置における前記第２出力電力と前記第２目標値との関係と同一である、
   請求項１または２に記載の電力システム。
4. 前記第１電力変換装置における前記第１出力電力と前記第１目標値との関係は、前記第２電力変換装置における前記第２出力電力と前記第２目標値との関係と異なる、
   請求項１または２に記載の電力システム。
5. 前記第１電力変換装置において、前記第１出力電力が増加すると前記第１目標値が下がり、
   前記第２電力変換装置において、前記第２出力電力が増加すると前記第２目標値が下がる、
   請求項１から４のいずれか１項に記載の電力システム。

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