(57)【要約】【課題】過充電または過放電からの蓄電池２０の保護を低コストの構成で実現する。【解決手段】双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、互いに接続された太陽発電システム６２，６４と蓄電池２０とに接続され、電力系統５０と電力の授受を行なう。双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、蓄電池２０の充電が制限される場合は、蓄電池２０への充電電力が零になるか、蓄電池２０から放電されるように、電池電流に基づき電力系統５０に電力を供給する。また、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、蓄電池２０の放電が制限される場合は、蓄電池２０からの放電電力が零になるか、蓄電池２０が充電されるように、電池電流に基づき電力系統５０に電力を供給する。【選択図】図７
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
互いに接続された電力源と蓄電池とに接続され、電力系統と電力の授受を行なう電力変換装置であって、
前記蓄電池の電流を取得するための取得手段と、
前記蓄電池の充電が制限される場合は、前記蓄電池への充電電力が零になるか、前記蓄電池から放電されるように、前記蓄電池の電流に基づき前記電力系統に電力を供給するための充電制限手段とを備える、電力変換装置。
【請求項２】
前記充電制限手段は、前記蓄電池からの放電電流が零以上になるように、前記電力系統に電力を供給する、請求項１に記載の電力変換装置。
【請求項３】
前記蓄電池の残存容量または電圧が所定値まで上昇すると、前記蓄電池の充電が制限される、請求項１または２に記載の電力変換装置。
【請求項４】
前記蓄電池のいずれかの単セルの電圧が上限まで上昇すると、前記蓄電池の充電が制限される、請求項１または２に記載の電力変換装置。
【請求項５】
互いに接続された電力源と蓄電池とに接続され、電力系統と電力の授受を行なう電力変換装置であって、
前記蓄電池の電流を取得するための取得手段と、
前記蓄電池の充電が制限される場合は、前記蓄電池への充電電力が零になるか、前記蓄電池から放電されるように、前記蓄電池の電流に基づき前記電力系統に電力を供給するための充電制限手段と、
前記蓄電池の放電が制限される場合は、前記蓄電池からの放電電力が零になるか、前記蓄電池が充電されるように、前記蓄電池の電流に基づき前記電力系統に電力を供給するための放電制限手段とを備え、
前記充電制限手段は、前記蓄電池からの放電電流が零以上になるように、前記電力系統に電力を供給し、
前記放電制限手段は、前記蓄電池への充電電流が零以上になるように、前記電力系統に電力を供給し、
前記蓄電池の残存容量または電圧が所定値まで上昇すると、前記蓄電池の充電が制限される、電力変換装置。
【請求項６】
前記蓄電池の残存容量または電圧が所定値まで低下すると、前記蓄電池の放電が制限される、請求項５に記載の電力変換装置。
【請求項７】
前記蓄電池のいずれかの単セルの電圧が下限まで低下すると、前記蓄電池の放電が制限される、請求項５に記載の電力変換装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力変換装置に関し、特に、互いに接続された発電装置と蓄電装置とに接続され、電力系統と電力の授受を行なう電力変換装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽電池および風力発電装置などを家屋の敷地内に設置し、家庭で消費されなかった余剰の電力を電力会社に売却するといったシステムがある。このようなシステムの一例として、特開２０１１−９７８１８号公報（特許文献１）は、複数の電力源としての太陽電池、商用電源および蓄電池と、これらの複数の電力源にそれぞれ対応して設けられ、接続された電力源から供給される電力を基に所定の電圧レベルの直流電力を出力する複数の出力用コンバータと、複数の出力用コンバータの出力電圧を制御する出力電圧制御部と、出力電圧制御部に指令値を与えて出力電圧制御動作を指示するシステム制御部とを備えた配電システムを開示する。この特許文献１に記載される配電システムは、複数の出力用コンバータとして、太陽電池に接続される太陽電池用コンバータと、蓄電池に接続される蓄電池用コンバータと、商用電源に接続されるＡＣ／ＤＣコンバータとを備えている。そして、各出力用コンバータの出力電圧を個別に制御するために、出力用コンバータごとに独立したフィードバック制御系が設けられている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１１−９７８１８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
特開２０１１−９７８１８号公報に記載の配電システムでは、蓄電池を過充電や過放電などから保護するために蓄電池の充放電電力を零にするには、蓄電池用コンバータの出力を零にすればよい。しかしながら、特開２０１１−９７８１８号公報に記載の配電システムのように多数のコンバータを設置すると、コストが増大するとともに、コンバータにおける損失が大きい。
【０００５】
本発明は、上述の課題を解決するためになされたものであって、その目的は、蓄電池の保護を低コストの構成で実現することである。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
ある実施例において、電力変換装置は、互いに接続された電力源と蓄電池とに接続され、電力系統と電力の授受を行なう。電力変換装置は、蓄電池の電流を取得するための取得手段と、蓄電池の充電が制限される場合は、蓄電池への充電電力が零になるか、蓄電池から放電されるように、蓄電池の電流に基づき電力系統に電力を供給するための充電制限手段とを備える。
【０００７】
別の実施例において、充電制限手段は、蓄電池からの放電電流が零以上になるように、電力系統に電力を供給する。
【０００８】
さらに別の実施例において、蓄電池の残存容量または電圧が所定値まで上昇すると、蓄電池の充電が制限される。
【０００９】
さらに別の実施例において、蓄電池のいずれかの単セルの電圧が上限まで上昇すると、蓄電池の充電が制限される。
【００１０】
さらに別の実施例において、電力変換装置は、互いに接続された電力源と蓄電池とに接続され、電力系統と電力の授受を行なう。電力変換装置は、蓄電池の電流を取得するための取得手段と、蓄電池の充電が制限される場合は、蓄電池への充電電力が零になるか、蓄電池から放電されるように、蓄電池の電流に基づき電力系統に電力を供給するための充電制限手段と、蓄電池の放電が制限される場合は、蓄電池からの放電電力が零になるか、蓄電池が充電されるように、蓄電池の電流に基づき電力系統に電力を供給するための放電制限手段とを備える。充電制限手段は、蓄電池からの放電電流が零以上になるように、電力系統に電力を供給する。放電制限手段は、蓄電池への充電電流が零以上になるように、電力系統に電力を供給する。蓄電池の残存容量または電圧が所定値まで上昇すると、蓄電池の充電が制限される。
【００１１】
さらに別の実施例において、蓄電池の残存容量または電圧が所定値まで低下すると、蓄電池の放電が制限される。
【００１２】
さらに別の実施例において、蓄電池のいずれかの単セルの電圧が下限まで低下すると、蓄電池の放電が制限される。
【発明の効果】
【００１３】
蓄電池のみに対して設けられる専用のコンバータを用いずに、電力源と蓄電池とに接続された電力変換装置を用いて、蓄電池の充電を抑制しながら放電を許可したり、逆に蓄電池の放電を抑制しながら充電を許可したりできる。よって、低コストの構成で、蓄電池を過充電ならびに過放電から保護できる。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】実施の形態１における直流システムを示す概略図である。
【図２】双方向ＤＣ／ＡＣ変換器の詳細な構成を示す回路図である。
【図３】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。
【図４】本実施の形態１において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】実施の形態１において蓄電池が充電される状態を示す図である。
【図６】実施の形態１において蓄電池の充放電電流が零とされた状態を示す図である。
【図７】実施の形態１において蓄電池から放電される状態を示す図である。
【図８】本実施の形態２において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９】実施の形態２において蓄電池から放電される状態を示す図である。
【図１０】実施の形態２において蓄電池の充放電電流が零とされた状態を示す図である。
【図１１】実施の形態３における直流システムを示す概略図である。
【図１２】実施の形態３において、蓄電池の充放電電流が零とされた状態を示す図（その１）である。
【図１３】実施の形態３において、蓄電池の充放電電流が零とされた状態を示す図（その２）である。
【図１４】実施の形態３において、蓄電池が放電される状態を示す図である。
【図１５】実施の形態４における直流システムを示す概略図である。
【図１６】実施の形態４において、蓄電池の充放電電流が零とされた状態を示す図（その１）である。
【図１７】実施の形態４において、蓄電池の充放電電流が零とされた状態を示す図（その２）である。
【図１８】実施の形態４において、蓄電池が充電される状態を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１５】
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。
【００１６】
［実施の形態１］
図１は、この発明の実施の形態１における直流システムの全体の構成を概略的に示す図である。
【００１７】
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。
【００１８】
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。
【００１９】
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。
【００２０】
（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とを備える。
【００２１】
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および蓄電池２０が接続されている。
【００２２】
直流バス３０には、蓄電装置１００の外部に設けられた直流電力源が電気的に接続される。本実施の形態１に従う直流システムにおいては、太陽光発電システム６０が直流バス３０に電気的に接続される。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。
【００２３】
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。
【００２４】
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。
【００２５】
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。
【００２６】
電流センサ１５は、蓄電池２０への充電電流Ｉｃｈを、正の値の電池電流Ｉｂとして検出し、蓄電池２０からの放電電流Ｉｄｃを、負の値の電池電流Ｉｂとして検出する。
【００２７】
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の残存容量（ＳＯＣ：State Of Charge）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。
【００２８】
また、本実施の形態において、監視ユニット２２は、蓄電池２０のＳＯＣが所定値（例えば９０％）もしくは電池電圧Ｖｂが所定電圧（例えば３９０Ｖなど）まで上昇した場合、あるいは蓄電池２０を構成する複数のセルのうちのいずれかのセルの電圧が上限（例えば４．２Ｖ）に達した場合、充電禁止信号を双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０に向けて発信する。
【００２９】
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。
【００３０】
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。より具体的には、正の値となる自経路電流ＩｉｎｖがＩｓｅｌｌと表記され、負の値となる自経路電流ＩｉｎｖがＩｂｕｙと表記される。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。
【００３１】
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。
【００３２】
（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「電力変換装置」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。
【００３３】
図２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２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。
【００３４】
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。
【００３５】
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。
【００３６】
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。
【００３７】
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。
【００３８】
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。
【００３９】
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。
【００４０】
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。
【００４１】
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。
【００４２】
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３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。
【００４３】
制御部２５０は、図３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３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。
【００４４】
図３を参照して、たとえば７時〜１７時の時間帯には、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。
【００４５】
その他、制御部２５０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への応答（デマンドレスポンス）により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊を設定し得る。たとえば、電力会社等から３ｋＷの売電電力の要請があれば、３ｋＷの売電電力に相当する電流が、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊として設定される。逆に、蓄電池２０を充電したり、家屋に設置された直流負荷への給電のために、家屋側の制御装置等から３ｋＷの買電電力の要請があれば、３ｋＷの買電電力に相当する電流が、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊として設定される。
【００４６】
以下の説明では、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」と記す。図４は、本実施の形態１において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４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４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。
【００４７】
図４を参照して、制御部２５０は、電力会社等からの要請、あるいは図示しないメモリに格納された目標値設定表（図３）に従って定められる自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊に変更があれば、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、新たに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。
【００４８】
自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を設定すると、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。具体的には、制御部２５０は、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、ステップＳ０３により、自経路電流Ｉｉｎｖを正方向（売電方向）に変化させる（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を負方向（買電方向）に変化させる（すなわち、自経路電流Ｉｉｎｖが減少）。
【００４９】
さらに、ステップＳ０５により、制御部２５０は、充電禁止信号を監視ユニット２２から受信したかどうかを判定する。制御部２５０が充電禁止信号を監視ユニット２２から受信していなければ（ステップＳ０５にてＮＯ判定時）、ステップＳ０２〜Ｓ０４によって、自経路電流Ｉｉｎｖが自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊に維持される。たとえば、図５に示すように、太陽電池６２の発電電力が３ｋＷであって、電力系統５０からの買電電力が１ｋＷであれば、１ｋＷの買電電力に対応する電流に自経路電流Ｉｉｎｖが維持されて、４ｋＷの電力が蓄電池２０に充電される。
【００５０】
図４に戻って、制御部２５０が充電禁止信号を監視ユニット２２から受信していれば（ステップＳ０５にてＹＥＳ判定時）、制御部２５０は、ステップＳ０６により、電池電流Ｉｂが零以下であるか否かを判定する。
【００５１】
電池電流Ｉｂが零より大きい場合（ステップＳ０６のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ０７により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を所定量ΔＩ１だけ増大させる。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、買電時における自経路電流Ｉｂｕｙが減少する。これに応じて電池電流Ｉｂが減少する。
【００５２】
電池電流Ｉｂが零以下となれば（ステップＳ０６のＹＥＳ判定時）、図６に示すように、太陽電池６２の発電電力（例えば３ｋＷ）が、そのまま双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０を介して電力系統５０に供給（売電）される。したがって、蓄電池２０の充放電電力は零となる。
【００５３】
図４に戻って、電池電流Ｉｂが零以下となれば（ステップＳ０６のＹＥＳ判定時）、制御部２５０は、ステップＳ０８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Ｓ０８のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ０９により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を所定量ΔＩ２だけ減少させる。
【００５４】
自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が減少された結果、電池電流Ｉｂが蓄電池２０の充電方向に増大するものの、ステップＳ０３〜Ｓ０７により、電池電流Ｉｂが再び零にされる。したがって、図６に示す例では、太陽電池６２の発電電力と同じ３ｋＷの売電電力が得られるように自経路電流Ｉｉｎｖが維持される。
【００５５】
なお、電池電流Ｉｂが零となるように自経路電流Ｉｉｎｖが調整されるため、図６に示す例において、太陽電池６２の発電電力が１ｋＷに低下すれば、売電電力も１ｋＷに低下する。
【００５６】
図７に示すように、その後、デマンドレスポンスにより、売電電力が３ｋＷとなるように制御部２５０が指令された場合、ステップＳ０１において、３ｋＷに相当する自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊が、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊の初期値とされる。
【００５７】
売電電力が１ｋＷであった状態において、３ｋＷの売電電力に相当する自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊が、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊の初期値とされると、自経路電流Ｉｉｎｖは自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊よりも小さいため（ステップＳ０２にてＹＥＳ）、ステップＳ０３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）。
【００５８】
その結果、図７に示す例では、売電電力が太陽電池６２の発電電力を上回るため、蓄電池２０から放電されて、電池電流Ｉｂが負の値となる（ステップＳ０６にてＹＥＳ）。自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊は初期値のままであるため（ステップＳ０８にてＹＥＳ）、ステップＳ０２、Ｓ０３、Ｓ０６、Ｓ０８が繰り返されて、自経路電流Ｉｉｎｖが売電方向に徐々に増大される。
【００５９】
最終的には、ステップＳ０３またはステップＳ０４による調整により、自経路電流Ｉｉｎｖが、３ｋＷに相当する自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊に維持される。
【００６０】
以上のように、本実施の形態においては、蓄電池の充電が制限される場合は、電力源が発電した電力以上の電力が電力系統５０に供給されることによって、充電を抑制しつつ、放電を許可することができる。具体的には、本実施の形態においては、蓄電池２０が所定範囲外の容量、あるいは電圧になった場合に、インバータの売電電力または買電電力を調整し、太陽電池等の電力量を維持しつつ、蓄電池電流を徐々に零となる様に制御している。本実施の形態のような構成でないシステムにおいては、蓄電池の容量あるいは電圧が過剰となった際に、蓄電池に電流が流れないように蓄電池を遮断したりする際に発生する直流バスの電圧不安定がおきるが、本実施の形態のような動作を行うことによって、蓄電池の容量あるいは電圧が過剰となることによる蓄電池の遮断自体を防止することにより、直流バス電圧不安定を回避できる。また、蓄電池電流が零となるようにインバータと太陽電池等の電力を併せて同時に調整制御したりする際の蓄電池電流の変動に応じて発生する直流バスの電圧不安定を回避できる。すなわち、本実施の形態のインバータの売電電力または買電電力調整により、直流バスの電圧を安定に維持する事が可能となる。
【００６１】
また、本実施の形態により、蓄電池からの充電禁止を維持しつつ、太陽電池の出力変動に応じて、インバータ及び蓄電池の出力電力を変えられる。これにより、蓄電池を保護しつつシステムの自立制御動作が可能となる。
【００６２】
なお、蓄電池電流Ｉｂを零にする代わりに、電流検出誤差も含めて、蓄電池２０を微小電流分放電となるように制御しても構わない。そうすると、電流検出誤差があったとしても、充電になることがない。例えば、電流検出誤差が最大０．１Ａ見込まれる電流センサー１５を使用した場合、図４のＳ０６の部分を、Ｉｂ≦−０．１（Ａ）とするとよい。また、本実施の形態におけるシステムは、蓄電池用の電力変換器を有しない蓄電池直結システムであるため、微小電流で放電をしても、蓄電池２０の充放電効率は悪化しない特長を持つ。
【００６３】
［実施の形態２］
以下、実施の形態２について説明する。本実施の形態において、監視ユニット２２は、蓄電池２０のＳＯＣが所定値（例えば２０％）まで低下した場合、あるいは蓄電池２０を構成する複数のセルのうちのいずれかのセルの電圧が下限（例えば３Ｖ）まで低下した場合、放電禁止信号を双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０に向けて発信する。その他の構成および実行する処理については前述の実施の形態１と同じあるいは略同じであるため、ここではその詳細な説明は繰り返さない。
【００６４】
図８は、本実施の形態２において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８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８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。
【００６５】
図８を参照して、制御部２５０は、電力会社等からの要請、あるいは図示しないメモリに格納された目標値設定表（図３）に従って定められる自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊に変更があれば、ステップＳ１１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、電力会社等からの要請、あるい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。
【００６６】
一例として、図９に示すように、電力系統５０への売電電力が３ｋＷであれば、３ｋＷに対応する自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊が自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊の初期値とされる。
【００６７】
図８に戻って、制御部２５０は、ステップＳ１２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Ｓ１２のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ１３により、自経路電流Ｉｉｎｖを正方向（売電方向）に変化させる（すなわち、自経路電流Ｉｉｎｖが増加）。
【００６８】
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Ｓ１２のＮＯ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ１４により、自経路電流Ｉｉｎｖを負方向（買電方向）に変化させる（すなわち、自経路電流Ｉｉｎｖが減少）。
【００６９】
さらに、ステップＳ１５により、制御部２５０は、充電禁止信号を監視ユニット２２から受信したかどうかを判定する。制御部２５０が充電禁止信号を監視ユニット２２から受信していなければ（ステップＳ１５にてＮＯ判定時）、ステップＳ１２〜Ｓ１４によって、自経路電流Ｉｉｎｖが自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊に維持される。よって、太陽電池６２の発電電力が１ｋＷである図９に示す例では、３ｋＷの売電電力に対応する電流に自経路電流Ｉｉｎｖが維持されて、２ｋＷの電力が蓄電池２０から放電される。
【００７０】
図８に戻って、蓄電池２０の残存容量が減ることによって、制御部２５０が放電禁止信号を監視ユニット２２から受信すると（ステップＳ１５にてＹＥＳ判定時）、制御部２５０は、ステップＳ１６により、電池電流Ｉｂが零以上であるか否かを判定する。
【００７１】
電池電流Ｉｂが零より小さければ（ステップＳ１６のＮＯ判定時）、制御部２５０は、ステップＳ１７により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を所定量ΔＩ３だけ減少させる。自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が減少されることに伴い、自経路電流Ｉｉｎｖが自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊以上となり（ステップＳ１２のＮＯ判定時）、ステップＳ１４により、自経路電流Ｉｉｎｖは負方向（買電方向）に変化する。その結果、電池電流Ｉｂが減少する。ステップＳ１２、Ｓ１４、Ｓ１５、Ｓ１６、Ｓ１７のループが繰り返されることにより、電池電流Ｉｂが徐々に零に近づく。
【００７２】
電池電流Ｉｂが零になれば（ステップＳ１６のＹＥＳ判定時）、図１０に示すように、蓄電池２０からの放電が停止されて、太陽電池６２の発電電力がそのまま売電電力となる。
【００７３】
図８に戻って、電池電流Ｉｂが零以上であれば（ステップＳ１６のＹＥＳ判定時）、制御部２５０は、ステップＳ１８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Ｓ１８のＹＥＳ判定時）には、制御部２５０は、ステップＳ１９により、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊を所定量ΔＩ４だけ増大させる。
【００７４】
図９，１０を用いて示した例では、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が初期値Ｉｉｎｖ＊より小さくなっているため（ステップＳ１８のＹＥＳ判定時）、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊が自経路電流Ｉｉｎｖよりも大きくなり（ステップＳ１２のＹＥＳ判定時）、ステップＳ１３により、自経路電流Ｉｉｎｖは正方向（売電方向）に変化する。
【００７５】
自経路電流Ｉｉｎｖの増加に伴い電池電流Ｉｂが再び増大するものの、ステップＳ１６、Ｓ１７、Ｓ１２、Ｓ１４により、自経路電流Ｉｉｎｖが負方向（買電方向）に再び変化する。この繰り返しにより、電池電流Ｉｂが零に維持される。したがって、自経路電流Ｉｉｎｖが、太陽電池６２の発電電力と同じ売電電力に対応する電流に維持される。
【００７６】
その後、太陽電池６２の発電電力が増大し、発電電力が３ｋＷになったとしても、電池電流Ｉｂが零に維持されるため、自経路電流Ｉｉｎｖが、太陽電池６２の発電電力と同じ３ｋＷの売電電力に対応する電流に維持される。
【００７７】
また、デマンドレスポンスにより、買電電力が１ｋＷとなるように制御部２５０が指令された場合、ステップＳ１１において、−１ｋＷ（１ｋＷの買電電力）に相当する自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊が、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊の初期値とされる。
【００７８】
１ｋＷの買電電力が指令された時点での売電電力が３ｋＷであれば、自経路電流Ｉｉｎｖは自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊よりも大きいため（ステップＳ１２にてＮＯ）、ステップＳ１４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）。その結果、自経路電流Ｉｉｎｖが減少した分だけ、電池電流Ｉｂが充電方向に増大する。このとき、太陽電池６２の発電電力が３ｋＷであれば、３ｋＷよりも小さい電力が電力系統５０に供給される。
【００７９】
図１０を用いて示した例では、制御部２５０が放電禁止信号を監視ユニット２２から受信しており（ステップＳ１５にてＹＥＳ判定時）、電池電流Ｉｂが正の値であり（ステップＳ１６にてＹＥＳ）、自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊は初期値のままであるため（ステップＳ１８にてＮＯ）、ステップＳ１２、Ｓ１４、Ｓ１５、Ｓ１６、Ｓ１８が繰り返されて、自経路電流Ｉｉｎｖが買電方向に徐々に増大されるとともに、電池電流Ｉｂが充電方向に徐々に増大する。
【００８０】
自経路電流Ｉｉｎｖが、−１ｋＷ（１ｋＷの買電電力）相当の自経路電流目標値Ｉｉｎｖ＊＊に到達すると（ステップＳ１２にてＹＥＳ）、ステップＳ１３あるいはステップＳ１４による調整の結果、自経路電流Ｉｉｎｖが−１ｋＷ相当の電流に維持される。この場合、太陽電池６２の発電電力が１ｋＷであれば、蓄電池２０は２ｋＷの電力で充電される。
【００８１】
以上のように、本実施の形態においては、蓄電池２０の放電が制限される場合は、電力源が発電した電力以下の電力が電力系統に供給することによって、放電を抑制しつつ、充電を許可することができる。具体的には、本実施の形態においては、蓄電池２０が所定範囲外の容量、あるいは電圧になった場合に、インバータの売電電力または買電電力を調整し、太陽電池等の電力量を維持しつつ、蓄電池電流を徐々に零となる様に制御している。本実施の形態のような構成でないシステムにおいては、蓄電池の容量あるいは電圧が過小となった際に、蓄電池から電流が流れないように蓄電池を遮断したりする際に発生する直流バスの電圧不安定がおきるが、本実施の形態のような動作を行うことによって、蓄電池の容量あるいは電圧が過小となることによる蓄電池の遮断自体を防止することにより、直流バス電圧不安定を回避できる。また、蓄電池電流が零となるようにインバータと太陽電池等の電力を併せて同時に調整制御したりする際の蓄電池電流の変動に応じて発生する直流バスの電圧不安定を回避できる。すなわち、本実施の形態のインバータの売電電力または買電電力調整により、直流バスの電圧を安定に維持する事が可能となる。
【００８２】
また、本実施の形態により、蓄電池からの放電禁止を維持しつつ、太陽電池の出力変動に応じて、インバータ及び蓄電池の出力電力を変えられる。これにより、蓄電池を保護しつつシステムの自立制御動作が可能となる。
【００８３】
なお、蓄電池電流Ｉｂを零にする代わりに、電流検出誤差も含めて、蓄電池２０を微小電流分充電となるように制御しても構わない。そうすると、電流検出誤差があったとしても、放電になることがない。例えば、電流検出誤差が最大０．１Ａ見込まれる電流センサー１５を使用した場合、図８のＳ１６の部分を、Ｉｂ≧０．１（Ａ）とするとよい。また、本実施の形態におけるシステムは、蓄電池用の電力変換器を有しない蓄電池直結システムであるため、微小電流で充電をしても、蓄電池２０の充放電効率は悪化しない特長を持つ。
【００８４】
［実施の形態３］
以下、実施の形態３について説明する。図１１を参照して、本実施の形態は、実施の形態１あるいは２の直流システムに、太陽光発電システム６０に接続される直流負荷７０を加えた点で、前述の実施の形態１と相違する。その他の構成および実行する処理については前述の実施の形態１または２と同じあるいは略同じであるため、ここではその詳細な説明は繰り返さない。
【００８５】
図１１に示すように、太陽電池が４ｋＷの電力を発電し、直流負荷は１ｋＷの電力を消費し、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は１ｋＷの電力を買電し（指令値も買電１ｋＷ）、蓄電池２０には４ｋＷの電力が充電されていると想定する。
【００８６】
図１１に示す状態にて、蓄電池２０のＳＯＣが所定値まで上昇すると、あるいは蓄電池２０を構成する複数のセルのうちのいずれかのセルの電圧が上限に達すると、充電禁止信号が発信される。上述した図４の処理を実行することにより、図１２に示すように、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の自経路電流Ｉｉｎｖが３ｋＷの売電電力に相当する電流とされて（指令値は買電１ｋＷを継続）、蓄電池２０の充放電電流が零とされる。
【００８７】
その後、図１３に示すように、直流負荷７０の消費電力が３ｋＷに上昇すると、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の自経路電流Ｉｉｎｖが１ｋＷの売電電力に相当する電流とされる（指令値は買電１ｋＷを継続）。さらにその後、図１４に示すように、デマンドレスポンスにより、一例として３ｋＷの売電が指令された場合には、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の自経路電流Ｉｉｎｖが３ｋＷの売電電力に相当する電流とされて（指令値は売電３ｋＷ）、蓄電池２０の電池電流Ｉｂが、２ｋＷの放電電力に相当する電流とされる。
【００８８】
要するに、本実施の形態３においては、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、直流負荷７０の消費電力と、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０を介して電力系統５０に供給される電力との和が、太陽光発電システム６０が発電した電力以上となるように、電力系統５０に電力を供給する。
【００８９】
このような制御により、直流発電機と直流家電など、直流に電力を供給したり、直流から電力を受電したりする機器が接続された蓄電池直結直流システムにおいて、蓄電池の充電を抑制しながら、放電は許可できる。
【００９０】
［実施の形態４］
以下、実施の形態４について説明する。実施の形態３では、充電禁止信号が発信される例を示したが、実施の形態４では、放電禁止信号が発信される例を示す。その他の構成および実行する処理については前述の実施の形態３と同じあるいは略同じであるため、ここではその詳細な説明は繰り返さない。
【００９１】
図１５に示すように、太陽電池が１ｋＷの電力を発電し、直流負荷は３ｋＷの電力を消費し、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は３ｋＷの電力を売電（指令値も売電３ｋＷ）もし、蓄電池２０には５ｋＷの電力が放電されていると想定する。
【００９２】
図１５に示す状態にて、蓄電池２０のＳＯＣが所定値まで下降すると、あるいは蓄電池２０を構成する複数のセルのうちのいずれかのセルの電圧が下限に達すると、放電禁止信号が発信される。上述した図４の処理を実行することにより、図１６に示すように、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の自経路電流Ｉｉｎｖが２ｋＷの買電電力に相当する電流とされて（指令値は売電３ｋＷを継続）、蓄電池２０の充放電電流が零とされる。
【００９３】
その後、図１７に示すように、直流負荷７０の消費電力が０ｋＷになると、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の自経路電流Ｉｉｎｖが１ｋＷの売電電力に相当する電流とされる（指令値は売電３ｋＷを継続）。さらにその後、図１８に示すように、デマンドレスポンスにより、一例として３ｋＷの買電が指令された場合には、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０の自経路電流Ｉｉｎｖが３ｋＷの買電電力に相当する電流とされて（指令値は買電３ｋＷ）、蓄電池２０の電池電流Ｉｂが、４ｋＷの充電電力に相当する電流とされる。
【００９４】
要するに、本実施の形態４においては、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０は、直流負荷７０の消費電力と、双方向ＤＣ／ＡＣ変換器１０を介して電力系統５０に供給される電力との和が、太陽光発電システム６０が発電した電力以上となるように、電力系統５０に電力を供給する。
【００９５】
このような制御により、直流発電機と直流家電など、直流に電力を供給したり、直流から電力を受電したりする機器が接続された蓄電池直結直流システムにおいて、蓄電池の放電を抑制しながら、充電は許可できる。
【００９６】
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。
【符号の説明】
【００９７】
１０  双方向ＤＣ／ＡＣ変換器、１５  電流センサ、１６  電圧センサ、１７  温度センサ、２０  蓄電池、２２  監視ユニット、３０  直流バス、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  直流負荷、１００  蓄電装置、２００  双方向インバータ、２１０，２１０，２２０，２２０  連系リアクトル、２３０  電流センサ、２４０  電圧センサ、２５０  制御部。
【図１】
2014171359.tif 000003
【図２】
2014171359.tif 000004
【図３】
2014171359.tif 000005
【図４】
2014171359.tif 000006
【図５】
2014171359.tif 000007
【図６】
2014171359.tif 000008
【図７】
2014171359.tif 000009
【図８】
2014171359.tif 000010
【図９】
2014171359.tif 000011
【図１０】
2014171359.tif 000012
【図１１】
2014171359.tif 000013
【図１２】
2014171359.tif 000014
【図１３】
2014171359.tif 000015
【図１４】
2014171359.tif 000016
【図１５】
2014171359.tif 000017
【図１６】
2014171359.tif 000018
【図１７】
2014171359.tif 000019
【図１８】
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