JP5989478B2 - 蓄電装置および直流システム - Google Patents

Description

この発明は、蓄電装置に関し、より特定的には、直流電力を給電する直流システムに適用される蓄電装置に関する。

商用電源からの交流電力を直流電力に変換して給電する直流システムとして、たとえば特開２０１１−１０１５２３号公報（特許文献１）には、二次電池や太陽電池等を分散電源として用いることにより、商用電源からの電力を変換して得られる直流電力だけでなく、これらの分散電源から得られる直流電力も利用可能に構成された配電システムが提案されている。

この特許文献１に記載される配電システムは、分散電源としての蓄電池および太陽電池と、蓄電池、太陽電池および商用電源からの電力を所望の電力に変換して出力する電力供給装置とを備えており、電力供給装置から出力される供給電力を電力供給線を介して複数の負荷に供給するように構成される。そして、上記の構成において、電力供給装置は、入力電力を所望の出力電力に変換する電力変換器からなるモジュール装置を複数個有しており、盤装置の内部に設けられたバスラインに対して各モジュール装置を接続させる。

このような構成とすることにより、特許文献１では、負荷から要求されている電力に見合う電力が負荷に供給されるように各々の出力電力を自律制御する機能を有する電力変換器を、モジュール装置としてモジュール化することにより、負荷に合わせた電力変換器の増設や交換を可能としている。

特開２０１１−１０１５２３号公報

上記の特許文献１に記載される配電システムは、電力供給装置を構成する電力変換器として、商用電源と電力供給線との間に設けられ、交流電力と直流電力とを相互に変換可能な双方向型のＡＣ／ＤＣコンバータからなるモジュール装置を備える。このＡＣ／ＤＣコンバータは、バスライン上の直流電圧を３５０Ｖに維持するように、商用電源およびバスラインの間で双方向の電力変換を行なう。例えば、ＡＣ／ＤＣコンバータは、バスライン上の電圧が３５０Ｖ未満のときには、商用電源からの交流電力を直流電力に変換して出力する。

しかしながら、上記のように、交流電力を直流電力に変換してバスラインに出力する際には、変換後の直流電圧を平滑化するためのコンデンサ（例えば電解コンデンサ）を多数配置する必要がある。そのため、モジュール装置の大型化およびコスト上昇が問題となる。

また、ＡＣ／ＤＣコンバータの交流側では、商用電源との間で系統周波数の正弦波電流を授受することが要求されるため、商用電源から供給される交流電力のゼロクロス点のタイミングでのみ、商用電源との間で授受する電力量の調整が可能となる。そのため、上述のように、ＡＣ／ＤＣコンバータを用いてバスライン上の直流電圧を制御する構成では、制御の応答速度の高速化に限界が生じてしまい、負荷変動などの外乱によるバスライン上の電圧の脈動を抑えることが困難となる。なお、バスラインに接続される他のモジュール装置（電力変換器）においても、この直流電圧の脈動を許容するように設計する必要が生じる。また、バスラインに接続されるモジュール装置が増えるに従って直流電圧の脈動が大きくなる可能性があるため、バスライン上の電圧が不安定になりやすい。

さらに、負荷変動による外乱によってバスライン上の電圧が瞬時的に低下した場合には、ＡＣ／ＤＣコンバータの交流側に出力される電圧のピーク電圧が正常時の電圧レベルを下回ってしまうことによって交流電流波形に歪みを生じさせる虞がある。このような事態となると、交流電力の品質にも影響を及ぼすことになる。

したがって、複数のモジュール装置（電力変換器）がバスラインに接続された構成においては、バスライン上の直流電圧を安定化させるための制御を、複数のモジュール装置の間で協調して行なうことが求められる。しかしながら、このような協調制御においては、各モジュール装置の出力電圧に基づいて全体動作を制御するため、モジュール装置の増設や交換を容易にできなくなる虞がある。

それゆえ、この発明はかかる課題を解決するためになされたものであり、その目的は、直流システムにおいて、直流バスに接続される電力変換器の自律的な制御を確保しつつ、直流バスの電圧を安定化することである。

この発明のある局面では、蓄電装置は、電力系統および直流電力源との間で電力の授受を行なう。蓄電装置は、直流電力を伝達するための第１の直流バスと、直流電力源を第１の直流バスに電気的に接続させるための第１の接続部と、第１の直流バスおよび電力系統の間で双方向に電力変換する電力変換部と、電源電圧を第１の直流バスに出力する蓄電部とを備える。

この発明によれば、直流バスに直結された蓄電池が直流バスの電圧を安定化させるため、当該直流バスに接続される電力変換器においては、各々が自律的な制御を行なうことができる。これにより、電力変換器のモジュール化による直流システムの仕様の変更に対しても、容易に直流電力を安定して供給することが可能な直流システムを実現できる。

この発明の実施の形態１による蓄電装置が適用される直流システムの全体の構成を概略的に示す図である。 蓄電池の残容量−電圧曲線を示す図である。 図１における双方向ＤＣ／ＡＣ変換器の詳細な構成を示す回路図である。 双方向ＤＣ／ＡＣ変換器が用いる目標値設定表の一例を示す図である。 本実施の形態１による蓄電装置における自経路電流制御を実現するための制御処理手順を示したフローチャートである。 本実施の形態１による蓄電装置における電池電流制御を実現するための制御処理手順を示したフローチャートである。 この発明の実施の形態２による蓄電装置が適用される直流システムの全体の構成を概略的に示す図である。 本実施の形態２による直流システムにおける電力の融通を説明する図である。 この発明の実施の形態３による蓄電装置が適用される直流システムの全体の構成を概略的に示す図である。 本実施の形態３による蓄電装置における電力の融通の可否の判定動作を説明するフローチャートである。 本実施の形態３による蓄電装置における電力の融通の可否の判定動作の変更例を説明するフローチャートである。 この発明の実施の形態４による蓄電装置が適用される直流システムの全体の構成を概略的に示す図である。 本実施の形態４による蓄電装置における電力の融通の可否の判定動作を説明するフローチャートである。

以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら詳細に説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明を繰返さない。

［実施の形態１］
図１は、この発明の実施の形態１による蓄電装置が適用される直流システムの全体の構成を概略的に示す図である。

図１を参照して、直流システムは、電力系統５０と、直流電力源である太陽光発電システム６０と、電力系統５０および太陽光発電システム６０の間に結合される蓄電装置１００とを備える。なお、本実施の形態に従う直流システムにおいては、電力系統５０、太陽光発電システム６０および蓄電装置１００をそれぞれ１個ずつ備える場合について説明するが、これらの個数には制限がなく、１個でも複数個であってもよい。

電力系統５０は、代表的には、単相３線式の商用交流電力系統である。単相３線式の商用交流電力系統は、中性線が抵抗を介して接地されており、中性線以外の２線（Ｒ相線ＲＬおよびＴ相線ＴＬ）を使用してＡＣ２００Ｖを供給する。

太陽光発電システム６０は、太陽電池６２と、ＤＣ／ＤＣ変換器６４とを含む。太陽電池６２は、結晶型太陽電池、多結晶型太陽電池または薄膜型太陽電池などで構成される。ＤＣ／ＤＣ変換器６４は、太陽電池６２と蓄電装置１００との間に接続され、太陽電池６２から受ける直流電力を電圧変換して蓄電装置１００へ供給する。ＤＣ／ＤＣ変換器６４は、太陽電池６２から最大の電力を取得できるような制御（いわゆる最大電力点追従制御）を行なう。

（蓄電装置の構成）
蓄電装置１００は、直流バス３０と、蓄電池２０と、監視ユニット２２と、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０と、接続端子４０，４２とを備える。

直流バス３０は、直流電力を伝達するための電力線であり、電力線対である正母線ＰＬおよび負母線ＮＬで構成される。直流バス３０には、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０、蓄電池２０および接続端子４０，４２が接続されている。

接続端子４０，４２は、蓄電装置１００の外部に設けられた直流電力源を直流バス３０に電気的に接続させるための「接続部」を構成する。本実施の形態１に従う直流システムにおいては、接続端子４０は、太陽光発電システム６０を直流バス３０に電気的に接続させる。接続端子４０に太陽光発電システム６０が連結されることによって、太陽電池６２で発電された電力が直流バス３０に供給される。

蓄電池２０は、再充電可能な電力貯蔵要素であり、代表的にリチウムイオン電池やニッケル水素電池などの二次電池で構成される。蓄電池２０は、複数の電池セルを直列接続して構成されており、一例として、定格電圧３８０Ｖを有している。図２は、蓄電池２０の残容量−電圧曲線を示す図である。図２において、横軸は蓄電池２０の残容量（ＳＯＣ：State of Charge）（％）、縦軸は蓄電池２０の電圧（Ｖ）を示している。なお、ＳＯＣは、満充電容量に対する現在の残容量を百分率（０〜１００％）で示したものである。図２を参照して、蓄電池２０は、空状態（ＳＯＣが０％）のときに３４０Ｖとなり、ＳＯＣが２０％のときに３６０Ｖとなり、ＳＯＣが５０％のときに３８０Ｖ（定格電圧）となり、ＳＯＣが８０％のときに４００Ｖとなり、満充電状態（ＳＯＣが１００％）のときに４２０Ｖとなる。

本実施の形態１に従う蓄電装置１００において、蓄電池２０は直流バス３０に「直結」されており、直流バス３０との間で直流電力の授受を行なう。ここで、「直結」とは、直流バス３０と蓄電池２０との間に、ＤＣ／ＤＣ変換器のような電力変換器が介在していないことを意味する。したがって、直流バス３０の電圧は、蓄電池２０の電源電圧とほぼ等しくなる。

図２に示す特性において、蓄電池２０の電圧は、２０％から８０％までの広いＳＯＣの範囲で、３８０±２０Ｖの変動範囲が抑えられている。このように、ＳＯＣの変化に対して電圧の変化が比較的安定しているため、蓄電池２０は高い電圧安定化能力を有している。したがって、電圧を安定化できるＳＯＣの範囲（たとえば２０％〜８０％）にＳＯＣを維持させるように、蓄電池２０の充放電を制御することにより、蓄電池２０は直流バス３０に対して安定した電圧を供給することができる。

監視ユニット２２は、蓄電池２０に設けられた電流センサ１５、電圧センサ１６および温度センサ１７の出力に基づいて、蓄電池２０の状態値を検出する。具体的には、電流センサ１５は、蓄電池２０に入出力される充放電電流（電池電流）Ｉｂを検出し、その検出値を監視ユニット２２へ出力する。電圧センサ１６は、蓄電池２０の充放電電圧（電池電圧）Ｖｂを検出し、その検出値を監視ユニット２２へ出力する。温度センサ１７は、蓄電池２０の温度（電池温度）Ｔｂを検出し、その検出値を監視ユニット２２へ出力する。

電流センサ１５は、蓄電池２０への充電電流Ｉｃｈを、正値の電池電流Ｉｂとして検出し、蓄電池２０からの放電電流Ｉｄｃを、負値の電池電流Ｉｂとして検出する。電流センサ１５は「充放電電流検出部」に対応する。

監視ユニット２２は、電流センサ１５からの電池電流Ｉｂの検出値、電圧センサ１６からの電池電圧Ｖｂの検出値および温度センサ１７からの電池温度Ｔｂの検出値に基づいて、蓄電池２０のＳＯＣを推定する。たとえば、監視ユニット２２は、蓄電池２０の開放電圧とＳＯＣとの関係に基づいてＳＯＣ推定値を算出する。あるいは、蓄電池２０の充放電量の積算値に基づいてＳＯＣ推定値を順次演算してもよい。充放電量の積算値は、電池電流Ｉｂおよび電池電圧Ｖｂの積（電力）を時間的に積分することで得られる。なお、ＳＯＣを推定する方法については、その他の周知の一般的な技術を利用することができる。以下では、電池電流Ｉｂ、電池電圧Ｖｂ、電池温度Ｔｂ、およびＳＯＣ推定値を包括的に「電池データ」とも総称する。

双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、直流バス３０および電力系統５０の間に接続される。双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、直流バス３０から受ける直流電力を交流電力に変換して電力系統５０へ供給する。また、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、電力系統５０から受ける交流電力を直流電力に変換して直流バス３０へ供給する。このように、本実施の形態１に従う蓄電装置１００は、電力会社等から系統電力を買う（買電）とともに、余剰電力を電力会社等に売る（売電）することが可能に構成されている。

なお、図１では、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０に流れる電流（以下、「自経路電流」とも称する）Ｉｉｎｖについて、買電時の自経路電流をＩｂｕｙ、売電時の自経路電流をＩｓｅｌｌと表記する。電流ＩｓｅｌｌおよびＩｂｕｙをどのような値にするかについては、後述するように、直流システムの利用者または電力会社等が自在に設定することができる。

ここで、本実施の形態１による蓄電装置１００においては、上述したように、蓄電池２０の高い電圧安定化能力を活かして直流バス３０の電圧を安定させることができる。したがって、直流バス３０に接続される太陽光発電システム６０および双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０においては、直流バス３０の電圧変動を抑制するための制御を協調して行なう必要性がなくなる。これにより、太陽光発電システム６０および双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、直流バス３０に対して入出力する電力を自律的に制御することができる。

具体的には、太陽光発電システム６０においては、ＤＣ／ＤＣ変換器６４は、直流バス３０の電圧が４２０Ｖ（満充電状態のときの蓄電池２０の電圧に相当）よりも低いときには、太陽電池６２を最大電力点追従制御する。そして、直流バス３０の電圧が４２０Ｖに到達すると、ＤＣ／ＤＣ変換器６４は、最大電力点追従制御から直流バス３０の電圧を４２０Ｖに維持するための制御に切替えて太陽電池６２を制御する。

また、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０においては、電力会社等からの売電電力または買電電力に対する要請や蓄電池２０のＳＯＣに応じて、直流バス３０および電力系統５０の間で授受される電力を制御する。

（双方向ＤＣ／ＡＣ変換器の構成）
次に、図面を参照して、本発明の実施の形態１に従う「電力変換部」の一形態である双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の構成について説明する。

図３は、図１における双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の詳細な構成を示す回路図である。
図３を参照して、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、双方向インバータ２００と、連系リアクトル２１０，２２０と、電流センサ２３０と、電圧センサ２４０と、制御部２５０とを含む。

双方向インバータ２００は、売電時には、制御部２５０からのスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４に応じて、直流バス３０から受けた直流電力を交流電力に変換して電力系統５０に出力する。また、双方向インバータ２００は、買電時には、制御部２５０からのスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４に応じて、電力系統５０から受けた交流電力を直流電力に変換して直流バス３０に出力する。

具体的には、双方向インバータ２００は、スイッチング素子であるトランジスタＱ１〜Ｑ４と、ダイオードＤ１〜Ｄ４とを含む。トランジスタＱ１，Ｑ２は、直流バス３０を構成する正母線ＰＬおよび負母線ＮＬの間に直列に接続される。トランジスタＱ１とトランジスタＱ２との中間点はＲ相線ＲＬに接続される。連系リアクトル２１０は、Ｒ相線ＲＬに介挿接続される。

トランジスタＱ３，Ｑ４は、正母線ＰＬおよび負母線ＮＬの間に直列に接続される。トランジスタＱ３とトランジスタＱ４との中間点はＴ相線ＴＬに接続される。連系リアクトル２２０は、Ｔ相線ＴＬに介挿接続される。各トランジスタＱ１〜Ｑ４のコレクタ−エミッタ間には、エミッタ側からコレクタ側へ電流を流すダイオードＤ１〜Ｄ４がそれぞれ接続されている。トランジスタＱ１〜Ｑ４およびダイオードＤ１〜Ｄ４は、フルブリッジ回路を構成する。

なお、トランジスタＱ１〜Ｑ４として、例えば、ＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）を用いることができる。または、パワーＭＯＳＦＥＴ（Metal Oxide Semiconductor Field-Effect Transistor）等の電力スイッチング素子を用いてもよい。

電流センサ２３０は、Ｔ相線ＴＬに介挿され、双方向インバータ２００および電力系統５０の間で授受される電力の電流値（自経路電流）Ｉｉｎｖを検出し、その検出結果を制御部２５０へ出力する。電流センサ２３０は「自経路電流検出部」に対応する。

電圧センサ２４０は、正母線ＰＬと負母線ＳＬとの間に接続され、直流バス３０および双方向インバータ２００の間で授受される直流電力の電圧値Ｖｄｃを検出し、その検出結果を制御部２５０へ出力する。なお、上記のように、蓄電池２０は直流バス３０に「直結」されていることから、直流バス３０の電圧Ｖｄｃは電池電圧Ｖｂに等しい。現実には、電圧値Ｖｄｃおよび電池電圧Ｖｂとの間には、配線インピーダンスによって若干の電圧差が生じるが、本実施の形態では無視できるほど小さいものとする。

制御部２５０は、電流センサ２３０から受けた自経路電流Ｉｉｎｖと、電圧センサ２４０から受けた電圧Ｖｄｃと、電流センサ１５から受けた電池電流Ｉｂと、監視ユニット２２からの電池データ（電池電圧Ｖｂ、電池温度Ｔｂおよび電池残量ＳＯＣ）とに基づいて、後述する制御構造に従って、トランジスタＱ１〜Ｑ４のオン・オフを制御するためのスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成し、双方向インバータ２００を制御する。

具体的には、制御部２５０は、双方向インバータ２００における制御目標値を設定する。この制御目標値には、自経路電流Ｉｉｎｖの電流目標値Ｉｎｖ＊と、電池電流Ｉｂの電流目標値Ｉｂ＊とが含まれる。以下の説明では、自経路電流Ｉｉｎｖの電流目標値Ｉｉｎｖ＊を「自経路電流目標値」とも記し、電池電流Ｉｂの電流目標値Ｉｂ＊を「電池電流目標値」とも表記する。

制御目標値（自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊および電池電流目標値Ｉｂ＊）は、たとえば日時や蓄電池２０のＳＯＣに応じて異なる値となるように事前に決定し、図示しないメモリに格納しておくことができる。図４は、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０が用いる目標値設定表の一例を示す図である。同図では、電池電流は、上記のように、蓄電池２０の充電方向を正方向とし、蓄電池２０の放電方向を負方向として表記されている。また、自経路電流Ｉｉｎｖは、売電方向を正方向とし、買電方向を負方向として表記されている。電池電流目標値Ｉｂ＊は、充電電流Ｉｃｈの電流目標値Ｉｃｈ＊と、放電電流Ｉｄｃの電流目標値Ｉｄｃ＊とを含む。自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊は、売電時の自経路電流Ｉｓｅｌｌの電流目標値Ｉｓｅｌｌ＊と、買電時の自経路電流Ｉｂｕｙの電流目標値Ｉｂｕｙ＊とを含む。

制御部２５０は、図４に示す目標値設定表に従って、日時および蓄電池２０のＳＯＣに応じて、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊または電池電流目標値Ｉｂ＊を設定する。あるいは、制御部２５０と直流システムの外部との間で通信を行なうことによって、図４の目標値設定表に従って設定された制御目標値を取得するようにしてもよい。

図４を参照して、たとえば７時〜１７時の時間帯であって、蓄電池２０のＳＯＣが２０％以上８０％未満の場合には、太陽光発電システム６０が発電した電力を積極的に売電するように、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊を１０Ａに設定する。すなわち、売電時の自経路電流目標値Ｉｓｅｌｌ＊を１０Ａに設定する。この場合、制御部２５０は、自経路電流Ｉｉｎｖが自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊となるようにスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成して双方向インバータ２００を制御する。

一方、７時〜１７時の時間帯であって、蓄電池２０のＳＯＣが２０％未満の場合には、太陽光発電システム６０で発電した電力で蓄電池２０が充電されるように、電池電流目標値Ｉｂ＊を８Ａに設定する。すなわち、蓄電池２０の充電電流Ｉｃｈの電流目標値Ｉｃｈ＊を８Ａに設定する。この場合、制御部２５０は、電池電流Ｉｂが電池電流目標値Ｉｂ＊となるようにスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成して双方向インバータ２００を制御する。

なお、制御部２５０は、スイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４の生成において、電力系統５０および双方向インバータ２００の間で授受される交流電力（交流電圧、交流電流（自経路電流）Ｉｉｎｖ）に対して、力率改善（Power Factor Correction）制御を実行する。具体的には、制御部２５０は、交流電圧の位相に交流電流の位相を合わせるように、交流電流の波形を補正することによって力率を改善する。

以下の説明では、それぞれの電流制御を区別するために、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊に基づいた電流制御を「自経路電流制御」とも記し、電池電流目標値Ｉｂ＊に基づいた電流制御を「電池電流制御」とも表記する。
（１）自経路電流制御
自経路電流制御によって電力系統５０との間で授受される電力を制御しているときには、太陽光発電システム６０から直流バス３０に供給される電力の変動を受けて、蓄電池２０に充放電される電力が変動する。そのため、自経路電流制御の実行中に、電池電流Ｉｂが蓄電池２０に流すことのできる電流範囲を外れてしまう可能性がある。このような電流超過による蓄電池２０の性能劣化を抑制するためには、自経路電流制御の実行中において電池電流Ｉｂを電流範囲内に収める必要がある。

したがって、制御部２５０は、自経路電流制御の実行中において、電池電流Ｉｂが所定の電流範囲から外れた場合には、電池電流Ｉｂが当該電流範囲に収まるように、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊を調整する。

図５は、本実施の形態１による蓄電装置における自経路電流制御を実現するための制御処理手順を示したフローチャートである。図５に示すフローチャートによる制御処理は、一定の制御周期毎に制御部２５０によって実行される。また、図５に示した各ステップは、制御部２５０によるソフトウェア処理および／またはハードウェア処理によって実現されるものとする。

図５を参照して、制御部２５０は、ステップＳ０１により、自経路電流Ｉｉｎｖの電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を設定する。具体的には、制御部２５０は、図示しないメモリに格納された目標値設定表（図４）を参照することにより、日時および蓄電池２０のＳＯＣに応じて自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊を設定する。制御部２５０は、目標値設定表に従って定められた自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊を、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊の初期値とする。すなわち、初期値Ｉｉｎｖ＊は、日時および蓄電池２０のＳＯＣに応じて変化する可変値となる。

次に、制御部２５０は、自経路電流Ｉｉｎｖが自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊となるようにスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成して、双方向インバータ２００を制御する（電流制御）。具体的には、制御部２５０は、ステップＳ０２により、電流センサ２３０により検出される自経路電流Ｉｉｎｖと自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊とを比較する。自経路電流Ｉｉｎｖが自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊より小さい場合（ステップＳ０２のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ０２により、自経路電流Ｉｉｎｖと自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊との電流偏差に基づいたスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成する。このような制御を行なうことにより、自経路電流Ｉｉｎｖは正方向（売電方向）に変化する（すなわち、自経路電流Ｉｉｎｖが増加）。

一方、自経路電流Ｉｉｎｖが自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊以上となる場合（ステップＳ０２のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ０４により、自経路電流Ｉｉｎｖと自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊との電流偏差に基づいたスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成する。このような制御を行なうことにより、自経路電流Ｉｉｎｖは負方向（買電方向）に変化する（すなわち、自経路電流Ｉｉｎｖが減少）。

制御部２５０は、上記ステップＳ０２〜Ｓ０４に示した電流制御の実行中に、電流センサ１５から電池電流Ｉｂを取得する。そして、制御部２５０は、電池電流Ｉｂが所定の電流範囲内に収まっているか否かを判定する。具体的には、ステップＳ０５では、制御部２５０は、電池電流Ｉｂが電流範囲の下限値Ｉｂｍｉｎ以上であるか否かを判定する。電池電流Ｉｂが下限値Ｉｂｍｉｎより小さい場合（ステップＳ０５のＮＯ判定時）は、制御部２５０は、ステップＳ０６により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を所定量ΔＩ１だけ減少させる。

すなわち、蓄電池２０の放電電流Ｉｄｃが電流範囲から外れる場合（ステップＳ０５のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を減少させるように自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を調整する。双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０においては、調整後の自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊に従って電力変換動作が実行されることにより、売電時における自経路電流Ｉｓｅｌｌが減少する一方で、買電時における自経路電流Ｉｂｕｙが増加する。このように売電時および買電時の各々において蓄電池２０から直流バス３０に供給される電力が減少するように、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を調整することにより、蓄電池２０の放電電流Ｉｄｃが電流範囲内に収まる。

これに対して、電池電流Ｉｂが電流範囲の下限値Ｉｂｍｉｎ以上である場合（ステップＳ０５のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、さらにステップＳ０７により、電池電流Ｉｂが電流範囲の上限値Ｉｂｍａｘ以下であるか否かを判定する。電池電流Ｉｂが上限値Ｉｂｍａｘより大きい場合（ステップＳ０７のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ０８により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を所定量ΔＩ１だけ減少させる。

すなわち、蓄電池２０の充電電流Ｉｃｈが電流範囲から外れる場合（ステップＳ０７のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を増加させるように自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を調整する。双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０においては、調整後の自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊に従って電力変換動作が実行されることにより、売電時における自経路電流Ｉｓｅｌｌが増加する一方で、買電時における自経路電流Ｉｂｕｙが減少する。このように売電時および買電時の各々において蓄電池２０から直流バス３０に供給される電力が増加するように、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を調整することにより、蓄電池２０の充電電流Ｉｃｈが電流範囲内に収まる。

このように、電池電流Ｉｂが蓄電池２０の電流範囲から外れる場合には、電池電流Ｉｂが当該電流範囲内に収まるように、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を所定量ΔＩ１だけ増加または減少させる。この所定量ΔＩ１は、双方向ＡＣ／ＤＣ変換器１０における電流制御の制御速度などを考慮して定められる。

一方、ステップＳ０７において、電池電流Ｉｂが上限値Ｉｂｍａｘ以下である場合（ステップＳ０７のＹＥＳ判定時）、すなわち、電池電流Ｉｂが電流範囲内に収まっている場合には、制御部２５０は、ステップＳ０９〜Ｓ１２により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を初期値Ｉｉｎｖ＊に戻すための復帰処理を実行する。

具体的には、制御部２５０は、ステップＳ０９により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が初期値Ｉｉｎｖ＊より大きいか否かを判定する。自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が初期値Ｉｉｎｖ＊より大きい場合（ステップＳ０９のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ１０により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を所定量ΔＩ２だけ減少させる。

一方、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が初期値Ｉｉｎｖ＊以下となる場合（ステップＳ０９のＮＯ判定時）には、制御部２５０はさらにステップＳ１１により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が初期値Ｉｉｎｖ＊より小さいか否かを判定する。自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が初期値Ｉｉｎｖ＊より小さい場合（ステップＳ１１のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ１２により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を所定量ΔＩ２だけ増加させる。この所定量ΔＩ２は、双方向ＡＣ／ＤＣ変換器１０における電流制御の制御速度などを考慮して定められる。一方、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が初期値Ｉｉｎｖ＊と等しい場合（ステップＳ１１のＮＯ判定時）には、上述した自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊の復帰処理を行なわない。

以上説明したように、制御部２５０は、自経路電流制御の実行中は、電池電流Ｉｂが蓄電池２０の電流範囲内に収まるように自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を調整する。これにより、蓄電装置１００は、蓄電池２０の電流制限を遵守しつつ、電力系統５０との間で電力を授受することができる。
（２）電池電流制御
一方、電池電流制御によって蓄電池２０に充放電される電力を電力系統５０との間で授受される電力を制御しているときには、太陽光発電システム６０から直流バス３０に供給される電力の変動を受けて、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０に入出力される電力が変動する。そのため、電池電流制御の実行中に、自経路電流Ｉｉｎｖが双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０に流すことのできる電流範囲を外れてしまう可能性がある。なお、この電流範囲は、例えば双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の定格出力に基づいて定められる。

制御部２５０は、電池電流制御の実行中において、自経路電流Ｉｉｎｖが所定の電流範囲から外れた場合には、自経路電流Ｉｉｎｖが当該電流範囲に収まるように、電池電流目標値Ｉｂ＊を調整する。

図６は、本実施の形態１による蓄電装置における電池電流制御を実現するための制御処理手順を示したフローチャートである。図６に示すフローチャートによる制御処理は、一定の制御周期毎に制御部２５０によって実行される。また、図６に示した各ステップは、制御部２５０によるソフトウェア処理および／またはハードウェア処理によって実現されるものとする。

図６を参照して、制御部２５０は、ステップＳ２１により、電池電流Ｉｂの電流目標値Ｉｂ＊＊を設定する。具体的には、制御部２５０は、図示しないメモリに格納された目標値設定表（図４）を参照することにより、日時および蓄電池２０のＳＯＣに応じて電池電流目標値Ｉｂ＊を設定する。制御部２５０は、目標値設定表に従って定められた電池電流目標値Ｉｉｂ＊を、電池電流目標値Ｉｂ＊＊の初期値とする。すなわち、初期値Ｉｂ＊は、日時および蓄電池２０のＳＯＣに応じて変化する可変値となる。

次に、制御部２５０は、電池電流Ｉｂが電池電流目標値Ｉｂ＊＊となるようにスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成して、双方向インバータ２００を制御する（電流制御）。具体的には、制御部２５０は、ステップＳ２２により、電流センサ１５により検出される電池電流Ｉｂと電池電流目標値Ｉｂ＊＊とを比較する。電池電流Ｉｂが電池電流目標値Ｉｂ＊＊より小さい場合（ステップＳ２２のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ２３により、電池電流Ｉｂと電池電流目標値Ｉｂ＊＊との電流偏差に基づいたスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成する。このような制御を行なうことにより、電池電流Ｉｉｂは正方向（充電方向）に変化する（すなわち、電池電流Ｉｂが増加）。

一方、電池路電流Ｉｂが電池電流目標値Ｉｂ＊＊以上となる場合（ステップ２２のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ２４により、電池電流Ｉｂと電池電流目標値Ｉｂ＊＊との電流偏差に基づいたスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成する。このような制御を行なうことにより、電池電流Ｉｂは負方向（放電方向）に変化する（すなわち、電池電流Ｉｂが減少）。

制御部２５０は、上記ステップＳ２２〜Ｓ２４に示した電流制御の実行中に、電流センサ２３０から自経路電流Ｉｉｎｖを取得する。そして、制御部２５０は、自経路電流Ｉｉｎｖが所定の電流範囲内に収まっているか否かを判定する。具体的には、ステップＳ２５では、制御部２５０は、自経路電流Ｉｉｎｖが電流範囲の下限値Ｉｉｎｖｍｉｎ以上であるか否かを判定する。自経路電流Ｉｉｎｖが下限値Ｉｉｎｖｍｉｎより小さい場合（ステップＳ２５のＮＯ判定時）は、制御部２５０は、ステップＳ２６により、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を所定量ΔＩ３だけ減少させる。

すなわち、買電時の自経路電流Ｉｂｕｙが電流範囲から外れる場合（ステップＳ２５のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を減少させるように電池電流目標値Ｉｂ＊＊を調整する。そして、調整後の電池電流目標値Ｉｂ＊＊に従って電力変換動作が実行されることにより、蓄電池２０においては、充電時における電池電流（充電電流）Ｉｃｈが減少する一方で、放電時における電池電流（放電電流）Ｉｄｃが増加する。このように充電時には直流バス３０から蓄電池２０に供給される電力が減少する一方で、放電時には蓄電池２０から直流バス３０に供給される電力が増加するように、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を調整することにより、買電時における自経路電流Ｉｉｎｖが電流範囲内に収まる。

これに対して、自経路電流Ｉｉｎｖが電流範囲の下限値Ｉｉｎｖｍｉｎ以上である場合（ステップＳ２５のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、さらにステップＳ２７により、自経路電流Ｉｉｎｖが電流範囲の上限値Ｉｉｎｖｍａｘ以下であるか否かを判定する。自経路電流Ｉｉｎｖが上限値Ｉｉｎｖｍａｘより大きい場合（ステップＳ２７のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ２８により、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を所定量ΔＩ３だけ減少させる。

すなわち、売電時の自経路電流Ｉｓｅｌｌが電流範囲から外れる場合（ステップＳ２７のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を増加させるように電池電流目標値Ｉｂ＊＊を調整する。調整後の電池電流目標値Ｉｂ＊＊に従って電力変換動作が実行されることにより、蓄電池２０においては、充電時における電池電流（充電電流）Ｉｃｈが増加する一方で、放電時における電池電流（放電電流）Ｉｄｃが減少する。このように充電時には直流バス３０から蓄電池２０に供給される電力が増加する一方で、放電時には蓄電池２０から直流バス３０に供給される電力が減少するように、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を調整することにより、売電時における自経路電流Ｉｉｎｖが電流範囲内に収まる。

このように、自経路電流Ｉｉｎｖが双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の電流範囲から外れる場合には、自経路電流Ｉｉｎｖが当該電流範囲内に収まるように、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を所定量ΔＩ３だけ増加または減少させる。この所定量ΔＩ３は、双方向ＡＣ／ＤＣ変換器１０における電流制御の制御速度などを考慮して定められる。

一方、ステップＳ２７において、自経路電流Ｉｉｎｖが上限値Ｉｉｎｖｍａｘ以下である場合（ステップＳ２７のＹＥＳ判定時）、すなわち、自経路電流Ｉｉｎｖが電流範囲内に収まっている場合には、制御部２５０は、ステップＳ２９〜Ｓ３２により、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を初期値Ｉｂ＊に戻すための復帰処理を実行する。

具体的には、制御部２５０は、ステップＳ２９により、電池電流目標値Ｉｂ＊＊が初期値Ｉｂ＊より大きいか否かを判定する。電池電流目標値Ｉｂ＊＊が初期値Ｉｂ＊より大きい場合（ステップＳ２９のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ３０により、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を所定量ΔＩ４だけ減少させる。

一方、電池電流目標値Ｉｂ＊＊が初期値Ｉｂ＊以下となる場合（ステップＳ２９のＮＯ判定時）には、制御部２５０はさらにステップＳ３１により、電池電流目標値Ｉｂ＊＊が初期値Ｉｂ＊より小さいか否かを判定する。電池電流目標値Ｉｂ＊＊が初期値Ｉｂ＊より小さい場合（ステップＳ３１のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ３２により、電池電流目標値Ｉｂ＊＊を所定量ΔＩ４だけ増加させる。この所定量ΔＩ４は、双方向ＡＣ／ＤＣ変換器１０における電流制御の制御速度などを考慮して定められる。一方、電池電流目標値Ｉｂ＊＊が初期値Ｉｂ＊と等しい場合（ステップＳ３１のＮＯ判定時）には、上述した電池電流目標値Ｉｂ＊＊の復帰処理を行なわない。

以上説明したように、制御部２５０は、電池電流制御の実行中は、自経路電流Ｉｉｎｖが双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の電流範囲内に収まるように電池電流目標値Ｉｂ＊＊を調整する。これにより、蓄電装置１００は、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の電流制限を遵守しつつ、蓄電池２０を充放電することができる。

このように、実施の形態１による蓄電装置によれば、直流バスに直結された蓄電池が直流バスの電圧を安定化させるため、直流バスに接続される複数の電力変換器においては、直流バスの電圧変動を抑制するための制御を協調して行なう必要がない。これにより、複数の電力変換器は、直流バスに対して入出力する電力を自律的に制御できる。この結果、直流バスに接続させる外部の直流電力源の増設および変更が容易となるため、直流システムの仕様の変更を容易に実現できる。

［実施の形態２］
図７は、この発明の実施の形態２による蓄電装置が適用される直流システムの全体の構成を概略的に示す図である。

図７を参照して、本実施の形態２による蓄電装置１１０は、図１に示す蓄電装置１００において、蓄電装置の外部に設けられた蓄電池（以下、「外部蓄電池」とも称する）２５を直流バス３０に電気的に接続させるための接続端子４４と、外部蓄電池２５と直流バス３０との間で授受される直流電力を伝達するための直流バス３４とをさらに設けたものである。

外部蓄電池２５は、蓄電池２０と同様に、リチウムイオン電池やニッケル水素電池などの二次電池で構成される。外部蓄電池２５は、複数の電池セルを直列接続して構成されており、蓄電池２０と同じ定格電圧（３８０Ｖ）を有している。

本実施の形態２では、監視ユニット２２は、外部蓄電池２５に設けられた電流センサ、電圧センサおよび温度センサ（図示せず）の出力に基づいて、外部蓄電池２５の電池データ（電池電流、電池温度およびＳＯＣ）を取得する。監視ユニット２２は、一例として、外部蓄電池２５との間で直流バス３４を用いた電力線通信または無線による通信を行なうことにより、外部蓄電池２５の電池データを取得することができる。

あるいは、直流バス３４に電流センサを介挿接続することにより、当該電流センサが検出した外部蓄電池２５の充放電電流を取得する構成としてもよい。この場合、監視ユニット２２は、電流センサからの電池電流の検出値に基づいて外部蓄電池２５のＳＯＣを推定する。よって、監視ユニット２２が取得する外部蓄電池２５の電池データからは、電池電流およびＳＯＣが省略される。

直流バス３０には、蓄電池２０の充放電電流Ｉｂと外部蓄電池２５の充放電電流Ｉｂｅｘｔとの合計値を検出するための電流センサ１８が設けられる。電流センサ１８は、充放電電流ＩｂおよびＩｂｅｘｔの合計値Ｉｂ♯（Ｉｂ♯＝Ｉｂ＋Ｉｂｅｘｔ）を検出し、その検出値を双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０へ出力する。

上述の実施の形態１による蓄電装置１００では、装置内部の蓄電池２０を直流バス３０に直結させる構成について説明したが、この発明の実施の形態２では、外部蓄電池２５をさらに直流バス３０に直結させる。これにより、実質的に蓄電池の容量が増えるため、蓄電池が直流バス３０に対して入出力可能な電力を増やすことができる。その結果、電力系統５０および外部の直流電力源または直流負荷との間でより多くの電力を融通することが可能となるため、外部の直流電力源または直流負荷の個数を増やす、あるいは、より高電力の仕様のものを適用することができる。

図７に示す直流システムでは、蓄電装置１１０は、電力系統５０、太陽光発電システム６０および蓄電システム７０の間に結合される。接続端子４２に蓄電システム７０が連結されることによって、直流バス３０および蓄電システム７０の間で電力の授受が行なわれる。蓄電システム７０は、蓄電池７４と、蓄電池７４および直流バス３０の間で双方向の電圧変換を行なうＤＣ／ＤＣ変換器７２とを含む。ＤＣ／ＤＣ変換器７２における電圧変換動作は、蓄電池７４の電圧と直流バス３０の電圧とに応じて、図示しない制御部からのスイッチング指令に従って制御される。

図８は、本実施の形態２による直流システムにおける電力の融通を説明する図である。
図８を参照して、直流バス３０には、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０、蓄電池２０、太陽光発電システム６０および蓄電システム７０が接続されている。直流バス３０にはさらに、直流バス３４を介して外部蓄電池２５が接続されている。

上記の直流システムにおいて、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の最大入出力電力を示す定格電力が４ｋＷであり、蓄電池２０の最大充放電電力を示す定格充放電電力が２ｋＷであると想定する。また、太陽光発電システム６０の最大発電電力を示す定格発電電力が３ｋＷであり、蓄電システム７０の定格充放電電力が５ｋＷであると想定する。

この場合、蓄電装置１１０においては、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０および蓄電池２０から直流バス３０に入力される電力の最大値は６ｋＷ（＝４ｋＷ＋２ｋＷ）となるため、直流バス３０は６ｋＷの電力を外部の直流電力源に供給することができる。また、直流バス３０から双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０および蓄電池２０に出力される電力の最大値は６ｋＷ（＝４ｋＷ＋２ｋＷ）となるため、直流バス３０が外部の直流電力源から６ｋＷの電力を受け入れることができる。すなわち、直流バス３０は、外部の直流電力源との間に、６ｋＷの電力供給能力と、６ｋＷの電力受入れ能力とを有している。

一方、外部の直流電力源（太陽光発電システム６０および蓄電システム７０）から直流バス３０に入力される電力の最大値は８ｋＷ（＝３ｋＷ＋５ｋＷ）となる。また、直流バス３０から外部の直流電力源に出力される電力の最大値は５ｋＷとなる。したがって、直流電力源から直流バス３０に入力される電力が最大値８ｋＷに達すると、直流バス３０の電力受入れ能力（６ｋＷ）を超えてしまうことになる。このような事態となると、定格充電電力を上回る電力が蓄電池２０に充電される虞がある。

したがって、本実施の形態２では、直流バス３０に外部蓄電池２５をさらに接続することにより、この電力の超過分を外部蓄電池２５に回収させる。図８の例では、外部蓄電池２５として、定格充放電電力が２ｋＷである蓄電池を用いることにより、直流バス３０は外部の直流電力源から供給される電力（８ｋＷ）をすべて受入れ可能となる。

なお、本実施の形態２による蓄電装置１１０において、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、上述した自経路電流制御および電池電流制御を、電流センサ１８により検出された充放電電流の合計値Ｉｂ♯に基づいて実行する。具体的には、自経路電流制御において、制御部２５０は、蓄電池２０および外部蓄電池２５の各々についての電流範囲に基づいて、充放電電流の合計値Ｉｂ♯の電流範囲を設定する。そして、制御部２５０は、充放電電流の合計値Ｉｂ♯が当該電流範囲内に収まるように、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊を調整する。

また、電池電流制御においては、蓄電池２０の電池電流目標値Ｉｂ＊に代えて、蓄電池２０および２５全体での電池電流目標値Ｉｂ♯＊が設定され、充放電電流の合計値Ｉｂ♯がこの電池電流目標値Ｉｂ♯＊となるように双方向インバータ２００が制御される。なお、電池電流目標値Ｉｂ♯＊については、蓄電池２０および外部蓄電池２５のＳＯＣに応じて設定することができる。

このように、実施の形態２による蓄電装置によれば、外部蓄電池を直流バスに対して直結可能に構成したことにより、蓄電池および外部蓄電池によって直流バスの電圧を安定化させながら、蓄電装置、電力系統および外部の直流電力源または直流負荷の間でより多くの電力を融通することが可能となる。この結果、直流システムの仕様のさらなる豊富化を実現できる。

［実施の形態３］
図９は、この発明の実施の形態３による蓄電装置が適用される直流システムの全体の構成を概略的に示す図である。

図９を参照して、本実施の形態３による蓄電装置１２０は、図１に示す蓄電装置１００において、外部の直流電力源に関する情報を取得するための情報取得部８０をさらに設けたものである。

情報取得部８０は、外部の直流電力源（太陽光発電システム６０および蓄電システム７０）が直流バス３０に対して入出力する電力に関する情報を取得する。この電力に関する情報には、例えば、直流電力源の最大入出力電力を示す定格電力が含まれる。あるいは、直流電力源から直流バス３０に供給される瞬時電力を含むようにしてもよい。

情報取得部８０は、外部の直流電力源との間で直流バス３０を用いた電力線通信が可能に構成される。情報取得部８０は、接続端子４０，４２に直流電力源が連結されると、直流電力源との間で通信を行なうことによって、上述した電力に関する情報を取得する。

なお、情報取得部８０は、無線によって直流電力源と通信を行なうように構成されてもよい。あるいは、接続端子４０，４２の各々を、連結される直流電力源の種類に対応させた専用のコネクタで構成するとともに、当該コネクタに直流電力源が連結されたことを検知するためのセンサを設ける構成としてもよい。上記の構成において、情報取得部８０は、当該センサから出力される検知信号からコネクタの種類を判別することにより、対応する直流電力源の電力に関する情報を取得する。

双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０において、制御部２５０は、情報取得部８０により取得した電力情報に基づいて、電力系統５０、直流電力源および蓄電装置１２０の間での電力の融通が可能か否かを判定する。

具体的には、制御部２５０は、図７で説明したように、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の直流バス３０への入出力可能な電力および蓄電池２０の充放電可能な電力に基づいて、直流バス３０の電力供給能力および電力受入れ能力を算出する。例えば、制御部２５０は、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の定格出力電力および蓄電池２０の定格放電電力を合計した値を、直流バス３０の電力供給能力として算出する。また、制御部２５０は、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の定格入力電力および蓄電池２０の定格充電電力を合計した値を、直流バス３０の電力受入れ能力として算出する。

制御部２５０はさらに、直流バス３０に対して要求される入出力電力を算出する。例えば、制御部２５０は、太陽光発電システム６０の定格発電電力および蓄電システム７０の定格放電電力を合計した値を、直流バス３０に受入れを要求する電力である要求入力電力として算出する。また、制御部２５０は、蓄電システム７０の定格充電電力を、直流バス３０に供給を要求する電力である要求出力電力として算出する。

そして、制御部２５０は、算出した直流バス３０の要求入力電力と直流バス３０の電力受入れ能力とを比較するとともに、算出した直流バス３０の要求出力電力と直流バス３０の電力供給能力とを比較する。電力受入れ能力および電力供給能力の少なくとも一方が要求される電力を下回る場合、制御部２５０は、電力系統５０、直流電力源および蓄電装置１２０の間の電力の融通が不可能であると判定する。

図１０は、本実施の形態３による蓄電装置における電力の融通の可否の判定動作を説明するフローチャートである。なお、図１０に示すフローチャートは、制御部２５０において予め格納したプログラムを実行することで実現できる。

図１０を参照して、ステップＳ４１により蓄電装置１２０が起動されると、ステップＳ４２において、情報取得部８０は、外部の直流電力源との間で通信を行なうことにより、当該直電力源が直流バス３０に対して入出力する電力に関する情報を取得する。情報取得部８０は、取得した直流電力源の電力情報を双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の制御部２５０へ送出する。

ステップＳ４３では、制御部２５０は、取得した電力情報に基づいて、電力系統５０、直流電力源および蓄電装置１２０の間での電力の融通が可能か否かを判定する。具体的には、制御部２５０は、上述した方法によって、直流バス３０の電力供給能力および電力受入れ能力を算出する。また、制御部２５０は、上述した方法によって、直流バス３０に対する要求入力電力および要求出力電力を算出する。制御部２５０は、算出した直流バス３０の要求入力電力と直流バス３０の電力受入れ能力とを比較するとともに、算出した直流バス３０の要求出力電力と直流バス３０の電力供給能力とを比較する。

要求入力電力が直流バス３０の電力受入れ能力より小さく、かつ、要求出力電力が直流バス３０の電力供給能力より小さい場合には、制御部２５０は、電力系統５０、直流電力源および蓄電装置１２０の間での電力の融通が可能と判定する（ステップＳ４３のＹＥＳ判定）。したがって、制御部２５０は、ステップＳ４４に進み、上述した電流制御を実行することによって双方向インバータ２００における電力変換動作を制御する。

これに対して、直流バス３０の電力受入れ能力が要求入力電力より小さい場合、または直流バス３０の電力供給能力が要求出力電力より小さい場合には、制御部２５０は、電力系統５０、直流電力源および蓄電装置１２０の間での電力の融通が不可能と判定する（ステップＳ４３のＮＯ判定）。この場合、制御部２５０は、ステップＳ４５により、直流システムの利用者に対して、電力の融通が不可能である旨の警告を出力する。なお、警告は、表示を用いてもよいし、音声により行なってもよい。

なお、図１０では、電力の融通が不可能である旨の警告を出力する構成について説明したが、外部の直流電力源の直流バス３０に対する入出力電力に制限をかけることで、電力の融通を可能とするようにしてもよい。

図１１は、本実施の形態３による蓄電装置における電力の融通の可否の判定動作の変更例を説明するフローチャートである。図１１に示すフローチャートは、図１０に示すフローチャートにおいて、ステップＳ４５に代えて、ステップＳ４６を設けたものである。

図１１を参照して、制御部２５０は、図１０と同様のステップＳ４１〜４３により、外部の直流電力源の電力情報に基づいて、電力系統５０、直流電力源および蓄電装置１２０の間での電力の融通が可能か否かを判定する。そして、電力の融通が可能と判定された場合には、制御部２５０は、ステップＳ４４により、双方向インバータ２００における電力変換動作を制御する。

一方、電力の融通が不可能と判定された場合には、制御部２５０は、ステップＳ４６により、外部の直流電力源の直流バス３０への入出力電力を制限する。具体的には、直流バス３０への要求入力電力が直流バス３０の電力受入れ能力を超える場合には、制御部２５０は、太陽光発電システム６０の定格発電電力から、電力受入れ能力に対する要求入力電力の超過分を差し引いた電力を、太陽光発電システム６０の発電許容電力とする。あるいは、蓄電システム７０の定格放電電力から上記の超過分を差し引いた電力を、蓄電システム７０の放電許容電力とする。もしくは、太陽光発電システム６０の発電電力および蓄電システム７０の放電電力の両方を減少させるようにしてもよい。

一方、直流バス３０の要求出力電力が直流バス３０の電力供給能力を超える場合には、制御部２５０は、蓄電システム７０の定格充電電力から、電力供給能力に対する要求出力電力の超過分を差し引いた電力を、蓄電システム７０の充電許容電力とする。

このように、実施の形態３による蓄電装置によれば、蓄電装置の起動時に外部の直流電力源の電力情報を取得できるため、電力系統、直流電力源および蓄電装置の間での電力の融通の可否を判定することができる。これにより、直流システムの利用者に対して、電力の融通の可否を事前に報知することができる。あるいは、電力の融通が不可能と判定されたときには、外部の直流電力源の入出力電力に制限をかけることにより、電力の融通を実現させることができる。

［実施の形態４］
図１２は、この発明の実施の形態４による蓄電装置が適用される直流システムの全体の構成を概略的に示す図である。

図１２を参照して、本実施の形態４による蓄電装置１３０は、図９に示す蓄電装置１２０において、外部蓄電池２５を直流バス３０に電気的に接続させるための接続端子４４と、外部蓄電池２５と直流バス３０との間で授受される直流電力を伝達するための直流バス３４と、蓄電池２０の充放電電流Ｉｂと外部蓄電池２５の充放電電流Ｉｂｅｘｔとの合計値Ｉｂ♯を検出するための電流センサ１８とをさらに設けたものである。なお、外部蓄電池２５を直流バス３０に直結させるための構成は、図７と同様であるので詳細な説明は繰り返さない。また、電流センサ１８の構成についても、図７と同様であるので、詳細な説明は繰り返さない。

本実施の形態４による蓄電装置１３０において、情報取得部８０は、外部の直流電力源（太陽光発電システム６０および蓄電システム７０）が直流バス３０に対して入出力する電力に関する情報を取得するとともに、外部蓄電池２５の充放電電力に関する情報を取得可能に構成される。この充放電電力に関する情報には、外部蓄電池２５の定格充放電電力が含まれる。

双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０において、制御部２５０は、情報取得部８０からの電力情報に基づいて、直流バス３０の電力受入れ能力および電力供給能力を算出する。直流バス３０の電力受入れ能力は、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の定格入力電力および蓄電池２０の定格充電電力の合計値に、外部蓄電池２５の定格充電電力を加算することにより算出される。同様に、直流バス３０の電力供給能力は、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の定格出力電力および蓄電池２０の定格放電電力の合計値に、外部蓄電池２５の定格放電電力を加算することにより算出される。

制御部２５０は、直流バス３０に対する要求入力電力および要求出力電力をさらに算出すると、これらの算出した結果に基づいて、上述した方法によって、電力系統５０、直流電力源および蓄電装置１３０の間での電力の融通が可能か否かを判定する。

本実施の形態４では、外部蓄電池２５が直流バス３０に直結されたことによって、直流バス３０の電力受入れ能力および電力供給能力がそれぞれ増加する。したがって、制御部２５０は、この増加した電力受入れ能力および電力供給能力の少なくとも一方が要求される電力を下回る場合、電力系統５０、直流電力源および蓄電装置１２０の間の電力の融通が不可能であると判定する。

図１３は、本実施の形態４による蓄電装置における電力の融通の可否の判定動作を説明するフローチャートである。図１３に示すフローチャートは、図１０に示すフローチャートにおいて、ステップＳ４７をさらに設けたものである。

図１３を参照して、制御部２５０は、図１０と同様のステップＳ４２により外部の直流電力源の電力情報を取得するとともに、ステップＳ４７により外部蓄電池２５の充放電電力に関する情報を取得する。そして、制御部２５０は、図１０と同様のステップＳ４３により、外部の直流電力源の電力情報および外部蓄電池２５の充放電電力の情報に基づいて、電力系統５０、直流電力源および蓄電装置１２０の間での電力の融通が可能か否かを判定する。そして、電力の融通が可能と判定された場合には、制御部２５０は、ステップＳ４４により、双方向インバータ２００における電力変換動作を制御する。

一方、電力の融通が不可能と判定された場合には、制御部２５０は、図１０と同様のステップＳ４５により、その旨を示す警告を直流システムの利用者に対して出力する。

なお、このステップＳ４５の警告に代えて、図１１のステップＳ４６により、外部の直流電力源の直流バス３０への入出力電力を制限することにより、電力の融通を実現させるようにしてもよい。

（直流システムの構成例）
上述の実施の形態１〜４では、直流システムの一例として、蓄電装置１００〜１３０に、太陽光発電システム６０、蓄電システム７０および電力系統５０が接続される構成について説明した。しかしながら、本発明の適用はこのような直流システムに限定されるものではない。具体的には、電力系統および直流電力源の間に蓄電装置が接続されていれば、本発明を適用することが可能である。したがって、例えば直流電力源として、太陽光発電システム６０および蓄電システム７０を例示したが、風力発電装置および燃料電池などを用いてもよい。また、直流電力源とともに直流負荷を蓄電装置に接続させるようにしてもよい。

また、上述の実施の形態１〜４では、電力変換部として、直流バス３０および電力系統５の間で双方向に電力変換を行なう双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０について説明したが、直流バス３０から受ける直流電力を交流電力に変換して電力系統５０へ供給するためのＤＣ／ＡＣ変換器と、電力系統５０から受ける交流電力を直流電力に変換して直流バス３０へ供給するためのＡＣ／ＤＣ変換器とを備える構成としてもよい。

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。本発明の範囲は、上記した実施の形態の説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、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ことが意図される。

１０ 双方向ＤＣ／ＡＣ変換器、１５，１８，２３０ 電流センサ、１６，２４０ 電圧センサ、１７ 温度センサ、２０ 蓄電池、２２ 監視ユニット、２５ 外部蓄電池、３０，３４ 直流バス、４０，４２，４４ 接続端子、５０ 電力系統、６０ 太陽光発電システム、６２ 太陽電池、６４ ＤＣ／ＤＣ変換器、７０ 蓄電システム、７２ ＤＣ／ＤＣ変換器、７４ 蓄電池、１００，１１０，１２０，１３０ 蓄電装置、２００ 双方向インバータ、２１０，２２０ 連系リアクトル、２５０ 制御部。

Claims (8)

1. 電力系統および直流電力源との間で電力の授受を行なう蓄電装置であって、
   直流電力を伝達するための第１の直流バスと、
   前記直流電力源を前記第１の直流バスに電気的に接続させるための第１の接続部と、
   前記第１の直流バスおよび前記電力系統の間で双方向に電力変換する電力変換部と、
   電源電圧を前記第１の直流バスに出力する蓄電部と、
   前記第１の直流バスに接続される第２の直流バスと、
   前記蓄電装置の外部に設けられる外部蓄電部を前記第２の直流バスに電気的に接続させるための第２の接続部とを備える、蓄電装置。
2. 前記電力変換部を流れる自経路電流を検出する自経路電流検出部と、
   前記自経路電流が制御目標値となるように前記電力変換部における電力変換を制御するための自経路電流制御手段と、
   前記蓄電部の充放電電流を検出する充放電電流検出部と、
   前記自経路電流制御手段の実行中に前記充放電電流の検出値が所定の電流範囲に収まるように、前記制御目標値を調整するための第１の調整手段とをさらに備え、
   前記充放電電流検出部は、前記蓄電部および前記外部蓄電部の充放電電流の合計値を検出するように構成され、
   前記第１の調整手段は、前記外部蓄電部の電流範囲に応じて前記所定の電流範囲を変更する、請求項１に記載の蓄電装置。
3. 前記蓄電部の充放電電流を検出する充放電電流検出部と、
   前記充放電電流が制御目標値となるように、前記電力変換部における電力変換を制御するための充放電電流制御手段とをさらに備え、
   前記充放電電流検出部は、前記蓄電部および前記外部蓄電部の充放電電流の合計値を検出するように構成される、請求項１に記載の蓄電装置。
4. 前記電力変換部を流れる自経路電流を検出する自経路電流検出部と、
   前記充放電電流制御手段の実行中に前記自経路電流の検出値が所定の電流範囲に収まるように、前記制御目標値を調整するための第２の調整手段とをさらに備える、請求項３に記載の蓄電装置。
5. 前記直流電力源および前記外部蓄電部が前記第１の直流バスに対して入出力する電力に関する情報を取得するための情報取得部をさらに備える、請求項１に記載の蓄電装置。
6. 前記電力に関する情報に基づいて、前記電力系統、前記直流電力源および前記蓄電装置の間で電力の融通が可能か否かを判定するための判定手段と、
   前記判定手段により電力の融通が不可能と判定されたときに、その判定結果を報知するための報知手段とをさらに備える、請求項５に記載の蓄電装置。
7. 前記電力に関する情報に基づいて、前記電力系統、前記直流電力源および前記蓄電装置の間で電力の融通が可能か否かを判定するための判定手段と、
   前記判定手段により電力の融通が不可能と判定されたときに、前記直流電力源が前記第１の直流バスに対して入出力する電力を制限するための制限手段とをさらに備える、請求項５に記載の蓄電装置。
8. 直流電力源と、
   電力系統および前記直流電力源との間で電力の授受を行なう蓄電装置とを備え、
   前記蓄電装置は、
   直流電力を伝達するための第１の直流バスと、
   前記直流電力源を前記第１の直流バスに電気的に接続させるための第１の接続部と、
   前記第１の直流バスおよび前記電力系統の間で双方向に電力変換する電力変換部と、
   電源電圧を前記第１の直流バスに出力する蓄電部と、
   前記第１の直流バスに接続される第２の直流バスと、
   前記蓄電装置の外部に設けられる外部蓄電部を前記第２の直流バスに電気的に接続させるための第２の接続部とを含む、直流システム。

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