(57)【要約】【課題】蓄電部が電力変換器を介さず直流バスに直結された直流給電システムにおいて、直流バスの対地電圧を安定化する。【解決手段】直流給電システムは、電力系統４０および直流負荷の間に配設された直流正バス１と、電源電圧を直流バス１に出力する蓄電部３と、直流バス１と電力系統４０との間で電力変換を行なう電力変換装置とを備える。蓄電部３は、直流バス１の直流正負母線間に直列に接続され、かつ、その中点が接地された蓄電池３−１，３−２と、蓄電池３−１，３−２の各々の状態値に基づいて、各蓄電池の残容量を検出するための蓄電池制御部４−１，４−２とを含む。ＤＣ／ＡＣ変換器５０は、直流バス１に接続され、複数のスイッチング素子によって電力変換を行なうＤＣ／ＡＣ変換部５２と、直流バス１の直流電圧および各蓄電池の残容量検出値に基づいて複数のスイッチング素子をスイッチング制御する制御装置６０とを含む。【選択図】図３
2012228023.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
直流負荷に直流電力を供給するための直流給電システムであって、
系統電力および前記直流負荷の間に配設された直流正負母線と、
電源電圧を前記直流正負母線に出力する蓄電部と、
前記直流正負母線と前記電力系統との間で電力変換を行なう電力変換装置とを備え、
前記蓄電部は、前記直流正負母線間に直列に接続され、かつ、その中点が接地された第１および第２の蓄電池を含む、直流給電システム。
【請求項２】
前記系統電力は、単相３線式の電力系統を含み、
前記蓄電部は、前記第１および第２の蓄電池の各々の状態値に基づいて、前記第１および第２の蓄電池の各々の残容量を検出するための残容量検出手段をさらに含み、
前記電力変換装置は、
前記直流正負母線に接続され、複数のスイッチング素子によって前記蓄電部の直流電力および前記電力系統の交流電力の間で電力変換を行なう電力変換回路と、
前記直流正負母線間の直流電圧および前記残容量検出手段の検出値に基づいて、前記複数のスイッチング素子をスイッチング制御するための電力変換制御手段とを含む、請求項１に記載の直流給電システム。
【請求項３】
前記電力変換制御手段は、
直流電圧目標値と前記直流正負母線間の直流電圧との偏差に基づいて、前記複数のスイッチング素子をスイッチング制御するための第１のスイッチング制御手段と、
前記第１の蓄電池の残容量検出値と前記第２の蓄電池の残容量検出値との偏差に基づいて、前記複数のスイッチング素子をスイッチング制御するための第２のスイッチング制御手段とを含む、請求項２に記載の直流給電システム。
【請求項４】
前記第２のスイッチング制御手段は、前記第１の蓄電池および前記第２の蓄電池のうちの一方の残容量検出値が制御範囲の上限値に達するという第１の条件、前記第１の蓄電池および前記第２の蓄電池のうちの他方の残容量検出値が前記制御範囲の下限値に達するという第２の条件の少なくとも一方が成立すると、前記残容量検出値の偏差に基づいて前記複数のスイッチング素子をスイッチング制御する、請求項３に記載の直流給電システム。
【請求項５】
前記第２のスイッチング制御手段は、前記第１の蓄電池の残容量検出値が前記第２の蓄電池の残容量検出値よりも大きい場合には、前記蓄電部および前記電力系統の間で、前記第１の蓄電池を放電するための電流循環経路が形成されるように、前記複数のスイッチング素子をスイッチング制御する、請求項３または４に記載の直流給電システム。
【請求項６】
前記第２のスイッチング制御手段は、前記第２の蓄電池の残容量検出値が前記第１の蓄電池の残容量検出値よりも大きい場合には、前記蓄電部および前記電力系統の間で、前記第２の蓄電池を放電するための電流循環経路が形成されるように、前記複数のスイッチング素子をスイッチング制御する、請求項３または４に記載の直流給電システム。
【請求項７】
前記蓄電部は、前記第１および前記第２の蓄電池の少なくとも一方に異常が検知された場合には、当該異常が検知された蓄電池の充放電経路を遮断するための遮断手段をさらに含む、請求項１に記載の直流給電システム。
【請求項８】
前記蓄電部の中点および前記電力系統の中性点を接続する配線をさらに備える、請求項１から７のいずれか１項に記載の直流給電システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、直流給電システムおよびその制御方法に関し、より特定的には、蓄電部が電力変換器を介さず直流バスに直結された直流給電システムおよびその制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、太陽電池、風力発電装置および燃料電池のような分散電源装置が普及し始めている。現状では、分散電源装置が発電した直流電力を交流電力に変換し、さらに、その交流電力を、電力を消費する機器において直流電力に変換して使用する。このように、直流−交流変換および交流−直流変換が行なわれるため、その電力変換のたびに電力損失が生じる。そこで、分散電源装置が発電する直流電力を交流電力に変換することなく、直流電力のまま送電して機器で使用することにより、変換損失を低減させる直流給電システムが提案されている。
【０００３】
このような直流給電システムにおいては、単相３線式の商用電力系統に連系される電力変換装置によって、分散電源装置が発電する直流電力を交流電力に変換して商用電力系統に供給するとともに、商用電力系統の交流電力を直流電力に変換して機器に供給する構成が採用されている。そして、この種の電力変換装置としては、複数のスイッチング素子からなるインバータブリッジと連系リレーとから構成され、インバータブリッジでＰＷＭ（パルス幅変調）制御によって直流電力を交流電力に変換して、連系リレーを介して単相３線式の商用電力系統の中性線以外の２線（Ｒ相線、Ｔ相線）に供給可能に構成されたものがある。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開平１０−１８９２８７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上記の従来の電力変換装置においては、インバータブリッジの直流側には、インバータブリッジへの入力電圧の変動を抑えるために、直列接続された２個のコンデンサからなる平滑回路が接続されている。そして、この２個のコンデンサの中点は、単相３線式の商用電力系統の中性点に接続されている。２個のコンデンサの中点と単相３線式の商用電力系統の中性点とを接続することによって、Ｒ相線および中性線間および中性線およびＴ相線間に対して同じ電圧を供給するためである。
【０００６】
しかしながら、インバータブリッジの特性の変化やＰＷＭ制御における制御誤差などの要因により、２個のコンデンサが必ずしも同じ電圧を出力するとは限らず、２個のコンデンサの間で電圧のアンバランスが生じるという不具合が起きてしまう。そして、２個のコンデンサの間で電圧のアンバランスが生じると、２個のコンデンサの中点の対地電圧が不安定となる虞がある。
【０００７】
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、蓄電部が電力変換器を介さず直流バスに直結された直流給電システムにおいて、直流バスの対地電圧を安定化することである。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
この発明のある局面に従えば、直流負荷に直流電力を供給するための直流給電システムであって、系統電力および直流負荷の間に配設された直流正負母線と、電源電圧を直流正負母線に出力する蓄電部と、直流正負母線と電力系統との間で電力変換を行なう電力変換装置とを備える。蓄電部は、直流正負母線間に直列に接続され、かつ、その中点が接地された第１および第２の蓄電池を含む。
【０００９】
好ましくは、系統電力は、単相３線式の電力系統を含む。蓄電部は、第１および第２の蓄電池の各々の状態値に基づいて、第１および第２の蓄電池の各々の残容量を検出するための残容量検出手段をさらに含む。電力変換装置は、直流正負母線に接続され、複数のスイッチング素子によって蓄電部の直流電力および電力系統の交流電力の間で電力変換を行なう電力変換回路と、直流正負母線間の直流電圧および残容量検出手段の検出値に基づいて、複数のスイッチング素子をスイッチング制御するための電力変換制御手段とを含む。
【００１０】
好ましくは、電力変換制御手段は、直流電圧目標値と直流正負母線間の直流電圧との偏差に基づいて、複数のスイッチング素子をスイッチング制御するための第１のスイッチング制御手段と、第１の蓄電池の残容量検出値と第２の蓄電池の残容量検出値との偏差に基づいて、複数のスイッチング素子をスイッチング制御するための第２のスイッチング制御手段とを含む。
【００１１】
好ましくは、第２のスイッチング制御手段は、第１の蓄電池および第２の蓄電池のうちの一方の残容量検出値が制御範囲の上限値に達するという第１の条件、第１の蓄電池および第２の蓄電池のうちの他方の残容量検出値が制御範囲の下限値に達するという第２の条件の少なくとも一方が成立すると、残容量検出値の偏差に基づいて複数のスイッチング素子をスイッチング制御する。
【００１２】
好ましくは、第２のスイッチング制御手段は、第１の蓄電池の残容量検出値が第２の蓄電池の残容量検出値よりも大きい場合には、蓄電部および電力系統の間で、第１の蓄電池を放電するための電流循環経路が形成されるように、複数のスイッチング素子をスイッチング制御する。
【００１３】
好ましくは、第２のスイッチング制御手段は、第２の蓄電池の残容量検出値が第１の蓄電池の残容量検出値よりも大きい場合には、蓄電部および電力系統の間で、第２の蓄電池を放電するための電流循環経路が形成されるように、複数のスイッチング素子をスイッチング制御する。
【００１４】
好ましくは、蓄電部は、第１および第２の蓄電池の少なくとも一方に異常が検知された場合には、当該異常が検知された蓄電池の充放電経路を遮断するための遮断手段をさらに含む。
【００１５】
好ましくは、直流給電システムは、蓄電部の中点および電力系統の中性点を接続する配線をさらに備える。
【発明の効果】
【００１６】
この発明によれば、直流バスに電力変換器を介さず蓄電部を直結した直流給電システムにおいて、該蓄電部を、直流正負母線間に直列接続され、かつその中点を接地した２個の蓄電池により構成することにより、各蓄電池が有するエネルギー平準化能力を活かして、蓄電部の中点に安定した対地電圧を生成することができる。
【００１７】
また、当該２個の蓄電池の残容量の偏差に応じて電力変換回路のスイッチング制御を行なうことにより蓄電池間の残容量の不均衡を抑制することができる。この結果、蓄電部の劣化の進行を抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】この発明の実施の形態に従う直流給電システムの全体の構成を概略的に示す図である。
【図２】蓄電部の残容量−電圧曲線を示す図である。
【図３】図１における蓄電部およびＤＣ／ＡＣ変換器の詳細を説明する構成図である。
【図４】図３における第１蓄電池および第１蓄電池制御部のさらに詳細な構成を示す図である。
【図５】図３における制御装置の制御構造を示す図である。
【図６】ＤＣ／ＡＣ変換器の電力変換動作について説明する図である。
【図７】本発明の実施の形態による蓄電部のＳＯＣ制御範囲の設定を説明する概念図である。
【図８】蓄電池間のＳＯＣのアンバランスを補償するためのスイッチング制御を説明する図である。
【図９】ＳＯＣ不均衡補償期間におけるＤＣ／ＡＣ変換器の動作を説明する図である。
【図１０】図９に示すスイッチング制御を説明するための時間波形図である。
【図１１】図５における制御部の制御構造を示す図である。
【図１２】本実施の形態に係るＤＣ／ＡＣ変換器の変形例の詳細な構成を示す回路図である。
【図１３】図１におけるＡＣ／ＤＣ変換器の詳細な構成を示す回路図である。
【図１４】ＡＣ／ＤＣ変換器の電力変換動作を説明する図である。
【図１５】ＡＣ／ＤＣ変換器の電力変換動作を説明する図である。
【図１６】蓄電池間のＳＯＣのアンバランスを補償するためのスイッチング制御を説明する図である。
【図１７】図１３における制御装置の制御構造を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
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、図中の同一または相当する部分には同一符号を付してその説明は繰返さない。
【００２０】
（直流給電システムの構成）
図１は、この発明の実施の形態に従う直流給電システムの全体の構成を概略的に示す図である。
【００２１】
図１を参照して、本実施の形態に従う直流給電システムは、直流バス１と、太陽光発電システム２と、蓄電部３と、系統電力システム４とを備える。
【００２２】
直流バス１は、直流負荷群５に直流電力を供給する。直流負荷群５は、一例として、家庭で使用される空調機、冷蔵庫、洗濯機、テレビ、照明装置またはパーソナルコンピュータのような電気機器である。あるいは、オフィスで使用されるコンピュータ、複写機またはファクシミリのような電気機器や、または、店舗で使用されるショーケースまたは照明装置のような電気機器であってもよい。直流バス１には、太陽光発電システム２、蓄電部３および系統電力システム４が接続されている。
【００２３】
なお、本実施の形態に従う直流給電システムにおいては、直流バス１、太陽光発電システム２、蓄電部３、系統電力システム４および直流負荷群５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。
【００２４】
直流バス１は、電力線対である正母線ＰＬおよび負母線ＳＬで構成される。
太陽光発電システム２は、太陽電池２０と、ＤＣ／ＤＣ変換器３０とを含む。ＤＣ／ＤＣ変換器３０は、太陽電池２０と直流バス１との間に配置されており、太陽電池２０から受ける直流電力を電圧変換して直流バス１へ供給する。ＤＣ／ＤＣ変換器３０における電圧変換動作は、太陽電池２０の出力電圧と、直流バス１の電圧（正母線ＰＬおよび負母線ＳＬの間の線間電圧）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。
【００２５】
蓄電部３は、充放電可能な電力貯蔵要素であり、代表的にリチウムイオン二次電池やニッケル水素電池などの二次電池で構成される。蓄電部３は、複数の二次電池セルからなる蓄電池を２組直列に接続し、両蓄電池の中点と接地との間に抵抗Ｒｇ２を接続した構成とする。蓄電部３は、一例として、定格電圧３８０Ｖおよび蓄電池容量１０Ａｈを有している。
【００２６】
図２は、蓄電部３の残容量−電圧曲線を示す図である。図２において、横軸は蓄電部３の残容量（ＳＯＣ：State of Charge）（％）、縦軸は蓄電部３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、蓄電部３は、空状態（ＳＯＣが０％）のときに３００Ｖ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。
【００２７】
図２に示す特性において、２０％から８０％までの広いＳＯＣの範囲で、蓄電部３の電圧は３８０±２０Ｖの変動範囲に抑えられている。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、蓄電部３は高い電圧安定化能力を有している。これにより、蓄電部３は、直流バス１に電源電圧を安定して供給することができる。
【００２８】
図１に示す構成において、蓄電部３は、直流バス１に直結されており、直流バス１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１と蓄電部３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１の電圧は、蓄電部３の電源電圧とほぼ等しくなる。このように蓄電部３を直流バス１に直結する構成としたことにより、蓄電部３が有する高い電圧安定化能力を活かして、急激な負荷変動による直流バス１の電圧変動を抑制することが可能となる。
【００２９】
系統電力システム４は、直流バス１との間で直流電力の授受を行なう。系統電力システム４は、ＤＣ／ＡＣ変換器５０と、ＡＣ／ＤＣ変換器７０と、系統電力４０とを含む。
【００３０】
系統電力４０は、電力会社等から受電する電力（たとえば、ＡＣ２００Ｖとする）である。系統電力４０は、単相３線式の商用交流電力系統から供給される。単相３線式の商用交流電力系統は、中性線が抵抗Ｒｇ１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。
【００３１】
ＤＣ／ＡＣ変換器５０およびＡＣ／ＤＣ変換器７０は、直流バス１および系統電力４０の間に並列接続される。ＤＣ／ＡＣ変換器５０は、直流バス１から受ける直流電力を交流電力に変換して系統電力４０へ供給する。一方、ＡＣ／ＤＣ変換器７０は、系統電力４０から受ける交流電力を直流電力に変換して直流バス１へ供給する。本実施の形態に従う直流給電システムにおいては、ＡＣ／ＤＣ変換器５０を介して電力会社等から系統電力を買う（買電）するとともに、ＤＣ／ＡＣ変換器７０を介して余剰電力を電力会社等に売る（売電）することを可能に構成されている。
【００３２】
（蓄電部の構成）
次に、図面を参照して、この発明の実施の形態に従う直流給電システムに適用される蓄電部３の構成について説明する。
【００３３】
図３は、図１における蓄電部３の詳細を説明する構成図である。
図３を参照して、蓄電部３は、蓄電池３−１，３−２と、蓄電池制御部４−１，４−２とを含む。
【００３４】
第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２は、蓄電池制御部４−１，４−２を介して直流バス１を構成する正母線ＰＬおよび負母線ＳＬの間に直列に接続され、蓄電部３を構成する。第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の各々は、複数の二次電池セルが直列接続されてなる電池モジュールから構成される。蓄電池制御部４−１，４−２の中点、すなわち、蓄電池３−１，３−２の中点（図中の点Ｂ）は、中性点母線ＮＬを介して接地される。中性点母線ＮＬには、抵抗Ｒｇ２が介挿接続されている。したがって、たとえば正母線ＰＬおよび負母線ＳＬの線間電圧が３８０Ｖ（蓄電部３の定格電圧）である場合、正母線ＰＬ、負母線ＳＬ、中点Ｂにおける電位はそれぞれ、＋１９０Ｖ，−１９０Ｖ，接地電位（０Ｖ）となる。
【００３５】
なお、図３に示すように、蓄電池３−１，３−２の各々を大容量の二次電池により構成したことによって、各蓄電池が充放電を繰り返すことによって、正母線ＰＬおよび中性点母線ＮＬの線間電圧、および中性点母線ＮＬおよび負母線ＳＬ間の線間電圧の変動を平準化することができる。これにより、複雑な制御を行なうことなく、これら２つの線間電圧を平衡に保つことができ、蓄電部３の中点Ｂに安定した対地電圧を生成することができる。
【００３６】
第１蓄電池制御部４−１は、過充電、過放電および温度上昇などから第１蓄電池３−１を保護するために、第１蓄電池３−１の状態を監視する。具体的には、第１蓄電池制御部４−１は、第１蓄電池３−１に対して入出力される充放電電流、第１蓄電池３−１の充放電電圧および第１蓄電池３−１の温度を検出し、その検出値に基づいて第１蓄電池３−１の状態（ＳＯＣおよび温度状態）を監視する。また、第１蓄電池制御部４−１は、第１蓄電池３−１の状態をＤＣ／ＡＣ変換器５０の制御装置６０へ送信する。
【００３７】
第２蓄電池制御部４−２は、第２蓄電池３−２の状態を監視する。具体的には、第２蓄電池制御部４−２は、第２蓄電池３−２に対して入出力される充放電電流、第２蓄電池３−２の充放電電圧および第２蓄電池３−２の温度を検出し、その検出値に基づいて第２蓄電池３−２の状態（ＳＯＣおよび温度状態）を監視する。また、第２蓄電池制御部４−２は、第２蓄電池３−２の状態をＤＣ／ＡＣ変換器５０の制御装置６０へ送信する。
【００３８】
図４には、図３における第１蓄電池３−１および第１蓄電池制御部４−１のさらに詳細な構成が示される。なお、第２蓄電池３−２および第２蓄電池制御部４−２の構成は、第１蓄電池３−１および第１蓄電池制御部４−１の構成とそれぞれ同様であるので、以下では第１蓄電池３−１および第１蓄電池制御部４−１の構成について説明する。
【００３９】
図４を参照して、第１蓄電池３−１は、直列接続された複数の電池セル３０１〜３０４と、各電池セルに対応して設けられた複数のセル測定部３１１〜３１４とを含む。なお、図４では、４個の電池セル３０１〜３０４を直列接続させているが、電池セルの個数は特に限定されるものではない。
【００４０】
各セル測定部は、対応する電池セルの「状態値」を検出する。具体的には、各セル測定部は、対応する電池セルに設けられた電圧センサ、電流センサおよび温度センサ（ともに図示せず）の出力に基づいて、対応する電池セルの「状態値」を検出する。すなわち、「状態値」は、電池セルの電池電圧、電池電流および電池温度を含む。以下では、電池電圧、電池電流および電池温度を包括的に「電池データ」とも総称する。セル測定部３１１〜３１４によりそれぞれ検出された電池セル３０１〜３０４の電池データは、第１電池制御部４−１へ出力される。
【００４１】
第１電池制御部４−１は、マイコン４００と、電圧測定部４０２と、電流測定部４０４と、遮断部４０６と、通信部４０８と、外部ＩＦ（インターフェース）４１０とを含む。
【００４２】
電圧測定部４０２は、正母線ＰＬおよび中性点母線ＮＬの間に設けられる。電圧測定部４０２は、第１蓄電池３−１の充放電電圧Ｖｂ１を検出し、その検出値をマイコン４００へ出力する。電流測定部４０４は、正母線ＰＬに介挿接続される。電流測定部４０４は、第１蓄電池３−１の充放電電流Ｉｂ１を検出し、その検出値をマイコン４００へ出力する。
【００４３】
マイコン４００に入力される情報として、図４には、第１蓄電池３−１内部のセル測定部３１１〜３１４からの電池データ（各電池セルの電池電圧、電池電流および電池温度）、電圧測定部４０２からの充放電電圧Ｖｂ１および電流測定部４０４からの充放電電流Ｉｂ１を例示する。図示しないが、マイコン４００は、通信部４０８および外部ＩＦ４１０を通じて、系統電力システム４および太陽光発電システム２の制御装置や直流給電システムを統括制御する外部の制御装置と通信可能に構成されており、これらの制御装置からの情報についても、マイコン４００に入力される。
【００４４】
マイコン４００は、電圧測定部４０２からの充放電電圧Ｖｂ１および電流測定部４０４からの充放電電流Ｉｂ１に基づいて、第１蓄電池３−１のＳＯＣ（ＳＯＣ１）を演算する。たとえば、マイコン４００は、第１蓄電池３−１の充放電量の積算値に基づいて第１蓄電池３−１のＳＯＣ１を順次演算する。充放電量の積算値は、充放電電流および充放電電圧の積（電力）を時間的に積分することで得られる。あるいは、開放電圧（ＯＣＶ：Open Circuit Voltage）とＳＯＣとの関係に基づいてＳＯＣ１を算出してもよい。マイコン４００は、さらに、セル測定部３１１〜３１４からの電池データに基づいて、第１蓄電池３−１の劣化度合いを演算する。劣化度合いとしては、内部抵抗や満充電容量を用いることができる。マイコン４００は、第１蓄電池３−１の状態値、ＳＯＣ１および劣化度合いを、通信部４０８および外部ＩＦ４１０を通じて、外部の制御装置へ出力する。
【００４５】
また、マイコン４００は、セル測定部３１１〜３１４からの電池データに基づいて、電池セル３０１〜３０４の状態を監視する。そして、電池セル３０１〜３０４のいずれかに過充電、過放電や過電流などの異常が検知された場合には、通信部４０８および外部ＩＦ４１０を通じて、第１蓄電池３−１の異常を示す異常信号を外部の制御装置へ出力する。
【００４６】
蓄電部３および系統電力システム４の間には、直流バス１に介挿接続された遮断部４０６が設けられる。この遮断部４０６は、マイコン４００からの異常信号に応答して第１蓄電池３−１の充放電経路を遮断可能に構成される。たとえば、遮断部４０６は、正母線ＰＬに介挿接続された充電経路を遮断可能にする充電遮断器と放電経路を遮断する放電遮断器とで構成される。第１蓄電池３−１の異常が検知されると、マイコン４００は、異常信号を活性化し、充電遮断器および放電遮断器により第１蓄電池３−１の充放電経路を遮断する。
【００４７】
具体的には、第１蓄電池３−１の過充電または過電流が検知された場合には、マイコン４００は、第１蓄電池３−１の放電時には遮断部４０６を構成する放電用遮断器を導通する一方で、第１蓄電池３−１の充電時には充電用遮断器を遮断することにより第１蓄電池３−１の放電経路を保ちつつ充電経路を遮断する。これに対して、第１蓄電池３−１の過放電が検知された場合には、マイコン４００は、第１蓄電池３−１の充電時には充電用遮断器を導通する一方で、第１蓄電池３−１の放電時には放電用遮断器を遮断することにより第１蓄電池３−１の充電経路を保ちつつ放電経路を遮断する。さらに、第１蓄電池３−１が高温となる異常温度が検知された場合には、マイコン４００は、充電用遮断器および放電用遮断器を遮断することにより、第１蓄電池３−１の充放電経路を遮断する。
【００４８】
第２蓄電池３−２は、第１蓄電池３−１と同様に構成され、直列接続された複数の電池セルと、各電池セルに対応して設けられた複数のセル測定部とを含む。第２蓄電池３−２の各電池セルの電池データは、第２蓄電池制御部４−２（図３）へ出力される。
【００４９】
第２蓄電池制御部４−２は、第１蓄電池制御部４−１と同様に、マイコン、電圧測定部、電流測定部、遮断部、通信部および外部ＩＦを含んで構成される。電圧測定部は、第２蓄電池３−２の充放電電圧Ｖｂ２を検出し、その検出値をマイコンへ出力する。電流測定部は、第２蓄電池３−２の充放電電流Ｉｂ２を検出し、その検出値をマイコンへ出力する。マイコンは、電圧測定部からの充放電電圧Ｖｂ２および電流測定部からの充放電電流Ｉｂ２に基づいて、第２蓄電池３−２のＳＯＣ（ＳＯＣ２）を演算する。また、マイコンは、第２蓄電池制御部４−２からの電池データに基づいて、第２蓄電池３−２の劣化度合いを演算する。マイコンは、第２蓄電池３−２の状態値、ＳＯＣ２および劣化度合いを、通信部および外部ＩＦを通じて、系統電力システム４へ出力する。
【００５０】
さらに、マイコンは、第２蓄電池制御部４−２からの電池データに基づいて、第２蓄電池３−２を構成する複数の電池セルの状態を監視しており、複数の電池セルのいずれかに異常が検知された場合には、上述した方法によって遮断部を制御することにより、第２蓄電池３−２の充放電経路を遮断する。
【００５１】
（ＤＣ／ＡＣ変換器の構成）
再び図３を参照して、この発明の実施の形態に従う直流給電システムに適用される電力変換装置の一形態であるＤＣ／ＡＣ変換器５０の構成について説明する。
【００５２】
図３を参照して、ＤＣ／ＡＣ変換器５０は、ＤＣ／ＡＣ変換部５２と、連系リアクトル５４，５６と、直流電圧検出部５８と、制御装置６０とを含む。
【００５３】
ＤＣ／ＡＣ変換部５２は、制御装置６０からのスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４に応じて、直流バス１から受けた直流電力を交流電力に変換して系統電力４０へ出力する。ＤＣ／ＡＣ変換部５２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，Ｑ３は、直流バス１を構成する正母線ＰＬおよび負母線ＳＬ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Ｑ３との中間点はＲ相線ＲＬに接続される。連系リアクトル５４は、Ｒ相線ＲＬに介挿接続される。
【００５４】
トランジスタＱ２，Ｑ４は、正母線ＰＬおよび負母線ＳＬの間に直列に接続される。トランジスタＱ２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５６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。
【００５５】
なお、トランジスタＱ１〜Ｑ４として、たとえば、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。
【００５６】
直流電圧検出部５８は、正母線ＰＬと負母線ＳＬとの間に接続され、直流バス１からＤＣ／ＡＣ変換器５０へ供給される直流電力の電圧Ｖｄｃを検出し、その検出結果を制御装置６０へ出力する。
【００５７】
制御装置６０は、直流電圧検出部５８から電圧Ｖｄｃを受け、第１蓄電池制御部４−１から第１蓄電池３−１の電池情報を受け、第２蓄電池制御部４−２から第２蓄電池３−２の電池情報を受ける。第１蓄電池３−１の電池情報には、第１蓄電池３−１の状態値（充放電電圧Ｖｂ１，充放電電流Ｉｂ１，電池温度Ｔｂ１）、ＳＯＣ１および劣化度合いなどが含まれる。第２蓄電池３−２の電池情報には、第２蓄電池３−２の状態値（充放電電圧Ｖｂ２，充放電電流Ｉｂ２，電池温度Ｔｂ２）、ＳＯＣ２および劣化度合いなどが含まれる。制御装置６０は、これらの入力情報に基づいて、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、ＤＣ／ＡＣ変換部５２を制御する。
【００５８】
また、制御装置６０は、第１蓄電池制御部４−１および第２蓄電池制御部４−２の少なくとも一方から、第１蓄電池３−１または第２蓄電池３−２の異常を示す異常信号が発せられた場合には、蓄電池の異常をＤＣ／ＡＣ変換部５２の制御に反映することが可能に構成されている。具体的には、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の少なくとも一方の充放電経路が遮断されている場合には、制御装置６０は、ＤＣ／ＡＣ変換部５２を構成するトランジスタＱ１〜Ｑ４の各々がスイッチング動作を停止（すべてオフ）するように、スイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成する。
【００５９】
図５は、図３における制御装置６０の制御構造を示す図である。
図５を参照して、制御装置６０は、制御部６００と、通信部６０２と、外部ＩＦ６０４，６０６と、ゲートドライバ６１１〜６１４とを含む。
【００６０】
制御部６００は、電力変換動作時には、直流電圧Ｖｄｃが所定の電圧目標値Ｖｄｃ＊となるようにスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４を生成する。なお、電圧目標値Ｖｄｃ＊は、たとえば３８０Ｖのように事前に決定し、図示しない記憶部に格納しておくことができる。あるいは、通信部６０２および外部ＩＦ６０４または６０６を通じて、外部の制御装置との間で通信を行なうことによって、所望の電圧値を適宜取得するようにしてもよい。
【００６１】
制御部６００は、フルブリッジ回路を構成するトランジスタＱ１〜Ｑ４において、トランジスタＱ１およびＱ４を１組のスイッチペアとし、トランジスタＱ２およびＱ３をもう１組のスイッチペアとして、２組のスイッチペアを交互にオン・オフさせる。
【００６２】
ゲートドライバ６１１〜６１４は、トランジスタＱ１〜Ｑ４の制御電極（ゲートまたはベース）に対応してそれぞれ設けられる。ゲートドライバ６１１〜６１４の各々は、制御部６００からの指令に従って、対応するトランジスタの制御電極を駆動制御する。これにより、２組のスイッチペアのターンオンおよびターンオフが制御される。
【００６３】
図５に示す構成において、制御部６００には、外部ＩＦ６０４および通信部６０２を通じて、第１蓄電池制御部４−１から第１蓄電池３−１の電池情報が入力される。また、制御部６００には、外部ＩＦ６０６および通信部６０２を通じて、第２蓄電池制御部４−２から第２蓄電池３−２の電池情報が入力される。
【００６４】
制御部６００は、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の電池情報を受けると、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の間でＳＯＣのアンバランス（不均衡）が生じているか否かを判断する。そして、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の間でＳＯＣのアンバランスが生じていると判断された場合には、制御部６００は、電圧目標値Ｖｄｃ＊に基づいて生成された本来のスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４に対して、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２間のＳＯＣのアンバランスを補償するための補正処理を実行する。
【００６５】
以下、図６を参照して、ＤＣ／ＡＣ変換器５０の電力変換動作について説明する。
電力変換動作時においては、制御部６００は、フルブリッジ回路を構成するトランジスタＱ１〜Ｑ４において、トランジスタＱ１およびＱ４を１組のスイッチペアとし、トランジスタＱ２およびＱ３をもう１組のスイッチペアとして、２組のスイッチペアを交互にオン・オフさせる。図６では、オン状態のスイッチペアのみを実線で表わすものとする。
【００６６】
図６に示すように、制御部６００は、系統電力の半周期（以下、「期間１」と称す）では、トランジスタＱ２およびＱ３のスイッチペアをオフ状態とする一方で、トランジスタＱ１およびＱ４のスイッチペアを所定のデューティー比（トランジスタＱ１〜Ｑ４のスイッチング周期に対するオン期間の割合）でオン・オフさせる。この期間１では、トランジスタＱ１およびＱ４のオン期間にトランジスタＱ１およびＱ４を通って系統電力４０側へ電流が流れることにより、直流側から交流側へ通電する。そして、トランジスタＱ１〜Ｑ４のオフ期間に電流平滑用の連系リアクトル５４，５６中の電磁エネルギーが系統電力４０とダイオードＤ２，Ｄ３とを通って直流側へ還流される。トランジスタＱ１〜Ｑ４のオフ期間に電流平滑用の連系リアクトル５４，５６中の電磁エネルギーが減少していくと、回路の通電は行なわれなくなる。
【００６７】
続いて、系統電力の次の半周期（以下、「期間２」と称す）では、制御部６００は、トランジスタＱ１およびＱ４のスイッチペアをオフ状態とする一方で、トランジスタＱ２およびＱ３のスイッチペアを所定のデューティー比でオン・オフさせる。この期間２では、トランジスタＱ２およびＱ３のオン期間にトランジスタＱ２およびＱ３を通って系統電力４０側へ電流が流れることにより、直流側から交流側へ通電する。そして、トランジスタＱ１〜Ｑ４のオフ期間に電流平滑用の連系リアクトル５４，５６中の電磁エネルギーが系統電力４０とダイオードＤ１，Ｄ４とを通って直流側へ還流される。トランジスタＱ１〜Ｑ４のオフ期間に電流平滑用の連系リアクトル５４，５６中の電磁エネルギーが減少していくと、回路の通電は行なわれなくなる。
【００６８】
このように、フルブリッジ回路の２組のスイッチペアを交互にオン・オフさせることによって、正弦波の出力波形を有する交流電力をＲ相線ＲＬおよびＴ相線ＴＬの間に出力することができる。なお、上記の期間１および期間２では、直流電圧Ｖｄｃが電圧目標値Ｖｄｃ＊よりも大きい場合には、制御部６００は、系統電力４０側へ伝達されるエネルギーを増やすように、各スイッチペアのデューティー比を増大させる。一方、直流電圧Ｖｄｃが電圧目標値Ｖｄｃ＊より小さい場合には、制御部６００は、系統電力４０側へ伝達されるエネルギーを減らすように、各スイッチペアのデューティー比を減少させる。
【００６９】
図６に示すトランジスタＱ１〜Ｑ４のスイッチング制御と並行して、制御部６００は、第１蓄電池制御部４−１からの第１蓄電池３−１の電池情報および第２蓄電池制御部４−２からの第２蓄電池３−２の電池情報に基づいて、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の間でＳＯＣのアンバランスが生じているか否かを判断する。
【００７０】
具体的には、制御部６００は、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２のＳＯＣ制御範囲を設定する。図７を参照して、ＳＯＣ制御範囲は、制御中心ＳＯＣｒに対して、上限側および下限側に制御幅を持つように設定される。図７では、ＳＯＣ制御範囲の下限をＳＯＣｌ（制御下限値）と称し、ＳＯＣ制御範囲の上限をＳＯＣｕ（制御上限値）と称する。制御部６００は、第１蓄電池３−１のＳＯＣ１および第２蓄電池３−２のＳＯＣ２が、制御上限値ＳＯＣｕおよび制御下限値ＳＯＣｌの間に維持されるように、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の充放電を制御する。
【００７１】
具体的には、図７に示すように、第１蓄電池３−１のＳＯＣ１が制御上限値ＳＯＣｕに到達する一方で、第２蓄電池３−２のＳＯＣ２が制御下限値ＳＯＣｌに到達した場合には、制御部６００は、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の間でＳＯＣのアンバランスが生じていると判断する。この場合、制御部６００は、電圧目標値Ｖｄｃ＊に基づいて生成された本来のスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４に対して、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の間でのＳＯＣのアンバランスを補償するための補正処理を実行する。
【００７２】
以下に、図面を参照して、本発明の実施の形態に係るスイッチング制御信号の補正処理について詳細に説明する。
【００７３】
図８は、蓄電池３−１，３−２間のＳＯＣのアンバランスを補償するためのスイッチング制御を説明する図である。
【００７４】
図８を参照して、本発明の実施の形態に係るスイッチング制御では、図６に示した期間１（系統電力の半周期）において、トランジスタＱ１およびＱ４のオン期間と、トランジスタＱ１〜Ｑ４のオフ期間との間に、ＳＯＣのアンバランスを補償するための期間（以下、「ＳＯＣ不均衡補償期間」と称する）を設ける。
【００７５】
このＳＯＣ不均衡補償期間では、制御部６００は、蓄電池３−１，３−２のうちのＳＯＣが大きい方の蓄電池のＳＯＣを制御中心ＳＯＣｒまで低下させるように、トランジスタＱ１〜Ｑ４のオン・オフを制御する。たとえば、図７に示すように、第１蓄電池３−１のＳＯＣ１が第２蓄電池３−２のＳＯＣ２よりも大きい場合には、図８に示すように、トランジスタＱ１をＰＷＭ制御し、トランジスタＱ２〜Ｑ４をオフに固定する。
【００７６】
このようにすると、ＳＯＣ不均衡補償期間では、図９に示すように、蓄電部３および系統電力４０の間で、トランジスタＱ１〜連系リアクトル５４〜Ｒ相線ＲＬ〜中性点Ａ〜抵抗Ｒｇ１〜接地〜抵抗Ｒｇ２〜中点Ｂという、第１蓄電池３−１を放電させるための電流循環経路が形成され、この電流循環経路を放電電流が流れる。そして、第１蓄電池３−１のＳＯＣ１が制御中心ＳＯＣｒまで低下することによってＳＯＣ不均衡補償期間が終了すると、トランジスタＱ１〜Ｑ４はいずれもオフ状態となる。
【００７７】
図１０は、図９に示すスイッチング制御を説明するための時間波形図である。なお、図１０は、図６に示した期間１および期間２におけるスイッチング制御信号Ｓ１〜Ｓ４の時間波形を示したものである。
【００７８】
図１０を参照して、期間１では、制御部６００から、所定のデューティー比のスイッチング制御信号Ｓ１，Ｓ４が出力される。スイッチング制御信号Ｓ１およびＳ４がＨ（論理ハイ）レベルとなる期間（図中の期間ｔ）において、トランジスタＱ１およびＱ４がいずれもＰＷＭ制御状態となる。一方、スイッチング制御信号Ｓ１およびＳ４がＬレベルとなる期間において、トランジスタＱ１およびＱ４がいずれもオフ状態となる。一方、スイッチング制御信号Ｓ２，Ｓ３は、スイッチング周期（搬送波信号の周期、図中の期間Ｔ）において、Ｌ（論理ロー）レベルに固定されている。
【００７９】
制御部６００は、第１蓄電池制御部４−１から受けた第１蓄電池３−１のＳＯＣ１と、制御中心ＳＯＣｒとの偏差を算出し、この偏差に応じてＳＯＣ不均衡補償期間を算出する。
【００８０】
第１蓄電池３−１のＳＯＣ１が第２蓄電池３−２のＳＯＣ２よりも大きい場合には、ＳＯＣ不均衡補償期間をΔｔとすると、スイッチング制御信号Ｓ１およびＳ４は、Ｈレベルとなる期間がスイッチング制御信号Ｓ１の方がΔｔだけ長くなるように補正される。これにより、ＳＯＣ不均衡補償期間では、トランジスタＱ１をオンに固定する一方で、トランジスタＱ４をオフに固定することができ、図９に示した第１蓄電池３−１を放電させるための電流循環経路を形成することができる。
【００８１】
また、期間２では、制御部６００から、所定のデューティー比のスイッチング制御信号Ｓ２，Ｓ３と、スイッチング周期ＴにおいてＬレベルに固定されたスイッチング制御信号Ｓ１，Ｓ４とが出力される。制御部６００は、Ｈレベルとなる期間がスイッチング制御信号Ｓ２の方がΔｔだけ長くなるように、スイッチング制御信号Ｓ２，Ｓ３を補正する。これにより、ＳＯＣ不均衡補償期間では、トランジスタＱ２をＰＷＭ制御する一方で、トランジスタＱ３をオフに固定することができ、第１蓄電池３−１を放電させるための電流循環経路を形成することができる。
【００８２】
なお、第２蓄電池３−２のＳＯＣ２が第１蓄電池３−１のＳＯＣ１よりも大きい場合には、期間１では、スイッチング制御信号Ｓ１およびＳ４は、Ｈレベルとなる期間がスイッチング制御信号Ｓ４の方がΔｔだけ長くなるように補正される。また、期間２では、スイッチング制御信号Ｓ２およびＳ３は、Ｈレベルとなる期間がスイッチング制御信号Ｓ３の方がΔｔだけ長くなるように補正される。これにより、ＳＯＣ不均衡補償期間では、トランジスタＱ４またはＱ３をＰＷＭ制御する一方で、トランジスタＱ１またはＱ２をオフに固定することができ、第２蓄電池３−２を放電させるための電流循環経路を形成することができる。
【００８３】
以上のように、本実施の形態に係る直流給電システムによれば、直流バス１に直結される蓄電部３を、直列接続され、かつその中点が接地された２個の蓄電池で構成することにより、各蓄電池の有する高い電圧安定化能力を活かして、蓄電部の中点に安定した対地電圧を生成することができる。
【００８４】
また、本実施の形態に係る直流給電システムによれば、ＤＣ／ＡＣ変換器５０を介して、蓄電部３と系統電力４０との間に、第１蓄電池３−１または第２蓄電池３−２を放電させるための電流循環経路を形成することができる。これにより、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の間でＳＯＣが不均衡となるのを抑制することができる。この結果、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２のいずれか一方が過放電または過充電になるのを回避でき、蓄電部３の劣化の進行を抑制することができる。
【００８５】
図１１は、図５における制御部６００の制御構造を示す図である。
図１１を参照して、制御部６００は、減算部７００と、ＰＩ制御部７０２と、ＳＯＣ補正部７０３と、加算部７０４，７０５と、搬送波比較器７０６〜７０９と、ＮＯＴ回路７１０，７１１とを含む。
【００８６】
減算部７００は、直流電圧Ｖｄｃと電圧目標値Ｖｄｃ＊との差から電圧偏差を演算し、ＰＩ制御部７０２へ出力する。
【００８７】
ＰＩ制御部７０２は、少なくとも比例要素（Ｐ：proportional element）および積分要素（Ｉ：integral element）を含んで構成され、減算部７００から電圧偏差を受けると、この入力された電圧偏差に応じて、各トランジスタＱ１〜Ｑ４のスイッチング周期（搬送波信号の周期）に対するオン期間の割合としてのデューティー比ｄを演算する。
【００８８】
ＳＯＣ補正部７０３は、第１蓄電池制御部４−１から第１蓄電池３−１のＳＯＣ１を受け、第２蓄電池制御部４−２から第２蓄電池３−２のＳＯＣ２を受ける。そして、ＳＯＣ補正部７０３は、ＳＯＣ１およびＳＯＣ２のうちの大きい方と制御中心ＳＯＣｒとの偏差を演算すると、このＳＯＣの偏差に応じて、ＳＯＣ不均衡補償期間としてのトランジスタのオン期間を算出する。そして、ＳＯＣ補正部７０３は、この算出されたオン期間を確保するのに必要なデューティー比の補正量Δｄを演算する。
【００８９】
加算部７０４は、ＰＩ制御部７０２から入力されたデューティー比ｄに、ＳＯＣ補正部７０３から入力されたデューティー比の補正量Δｄを加算し、デューティー比指令（ｄ＋Δｄ）を生成する。加算部７０４は、生成されたデューティー比指令を搬送波比較器７０６へ出力する。
【００９０】
加算部７０５は、ＰＩ制御部７０２から入力されたデューティー比ｄに、ＳＯＣ補正部７０３から入力されたデューティー比の補正量Δｄを加算し、デューティー比指令（ｄ＋Δｄ）を生成する。加算部７０４は、生成されたデューティー比指令を搬送波比較器７０７へ出力する。
【００９１】
搬送波比較器７０６は、デューティー比指令（ｄ＋Δｄ）と搬送波信号（たとえば三角波信号とする）とを比較し、その比較結果に応じた２値信号をＮＯＴ回路７１０により反転して、トランジスタＱ１のオン・オフを制御するためのスイッチング制御信号Ｓ１を生成する。
【００９２】
搬送波比較器７０７は、デューティー比指令（ｄ＋Δｄ）と搬送波信号とを比較し、その比較結果に応じた２値信号からなるトランジスタＱ２のオン・オフを制御するためのスイッチング制御信号Ｓ２を生成する。
【００９３】
搬送波比較器７０８は、デューティー比指令ｄと搬送波信号とを比較し、その比較結果に応じた２値信号からなるトランジスタＱ３のオン・オフを制御するためのスイッチング制御信号Ｓ３を生成する。
【００９４】
搬送波比較器７０９は、デューティー比指令ｄと搬送波信号とを比較し、その比較結果に応じた２値信号をＮＯＴ回路７１１により反転して、トランジスタＱ４のオン・オフを制御するためのスイッチング制御信号Ｓ４を生成する。
【００９５】
なお、図１０では、スイッチング制御信号Ｓ４（またはＳ３）がＬレベルに遷移した後もスイッチング制御信号Ｓ１（またはＳ２）が継続してＨレベルとなるように制御することで、トランジスタＱ１（またはＱ２）のみをオンする期間（ＳＯＣ不均衡補償期間）を形成する構成について説明したが、どのようなタイミングでＳＯＣ不均衡補償期間を設けてもよい。たとえばスイッチング制御信号Ｓ１（またはＳ２）をスイッチング制御信号Ｓ４（またはＳ３）よりも先にＨレベルに遷移させる構成としてもよい。あるいは、スイッチング制御信号Ｓ１，Ｓ４（またはＳ２，Ｓ３）がＨレベルとなる期間とは別のタイミングで、スイッチング制御信号Ｓ１（またはＳ２）のみをＨレベルとする期間を設けてもよい。
【００９６】
なお、本実施の形態では、電力変換器のスイッチング制御として、バイポーラスイッチング方式を説明したが、本発明の適用はバイポーラスイッチング方式に限定されるものではない。すなわち、本発明は、トランジスタＱ１およびＱ４、またはトランジスタＱ２およびＱ３をオンするエネルギー伝達期間と、トランジスタＱ１〜Ｑ４のいずれか１つをオンするＳＯＣ不均衡補償期間とを設けられる全てのスイッチング方式に適用することが可能である。
【００９７】
また、本実施の形態では、蓄電池３−１，３−２のうちの一方のＳＯＣが制御上限値ＳＯＣｕに到達し、かつ、他方のＳＯＣが制御下限値ＳＯＣｌに到達した場合に、蓄電池間のＳＯＣのアンバランスが生じていると判断してＳＯＣの不均衡を補償するためのスイッチング制御信号の補正処理を行なう例を示したが、蓄電池３−１，３−２のいずれか一方のＳＯＣが制御上限値ＳＯＣｕに到達した場合、あるいは、一方のＳＯＣが制御下限値ＳＯＣｌに到達した場合に、蓄電池間のＳＯＣのアンバランスが生じていると判断してスイッチング制御信号の補正処理を行なう構成としてもよい。
【００９８】
なお、上述した実施の形態においては、直流給電システムの一形態として、蓄電部３を構成する蓄電池３−１，３−２の中点Ｂを抵抗Ｒｇ２を介して接地することにより、中点Ｂと単相３線式交流電力系統の中性点Ａとが電気的に接続されてなるＤＣ／ＡＣ変換器について例示したが、本願発明は、蓄電部３の中点Ｂと単相３線式交流電力系統の中性点Ａとが電気的に接続されてなるＤＣ／ＡＣ変換器に適用することが可能である。たとえば、図１２に示すように、蓄電部３の中点Ｂを単相３線式交流電力系統の中性線に接続する構成についても、本願発明は適用可能である。なお、図１２に示す構成では、蓄電部３の中点Ｂと単相３線式交流電力系統の中性点Ａとを結ぶ中性線には抵抗Ｒｇ３が介挿接続される。この抵抗Ｒｇ３は、中点Ｂと中性点Ａとの間に過大な電流が流れることを防止するために接続されているが、必ずしも中性線に抵抗を介挿接続させる必要はない。
【００９９】
（ＡＣ／ＤＣ変換器の構成）
図１３は、図１におけるＡＣ／ＤＣ変換器７０の詳細な構成を示す回路図である。
【０１００】
図１３を参照して、ＡＣ／ＤＣ変換器７０は、図３に示すＤＣ／ＡＣ変換器５０とは回路構成が基本的に同じであり、ＡＣ／ＤＣ変換部７２と、連系リアクトル７４，７６と、直流電圧検出部７８と、制御装置８０とを含む。
【０１０１】
ＡＣ／ＤＣ変換部７２は、制御装置８０からのスイッチング制御信号Ｓ１１〜Ｓ１４に応じて、系統電力４０から受けた交流電力を直流電力に変換して直流バス１へ出力する。ＡＣ／ＤＣ変換部７２は、スイッチング素子であるトランジスタＱ１１〜Ｑ１４と、ダイオードＤ１１〜Ｄ１４とを含む。トランジスタＱ１１，Ｑ１３は、正母線ＰＬおよび負母線ＳＬの間に直列に接続される。トランジスタＱ１１とトランジスタＱ１３との中間点はＲ相線ＲＬに接続される。連系リアクトル７４は、Ｒ相線ＲＬに介挿接続される。
【０１０２】
トランジスタＱ１２，Ｑ１４は、正母線ＰＬおよび負母線ＳＬの間に直列に接続される。トランジスタＱ１２とトランジスタＱ１４との中間点はＴ相線ＴＬに接続される。連系リアクトル７６は、Ｔ相線ＴＬに介挿接続される。各トランジスタＱ１１〜Ｑ１４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Ｄ１１〜Ｄ１４がそれぞれ接続されている。
【０１０３】
なお、トランジスタＱ１１〜Ｑ１４として、たとえば、ＩＧＢＴを用いることができる。または、パワーＭＯＳＦＥＴ等の電力スイッチング素子を用いてもよい。
【０１０４】
直流電圧検出部７８は、正母線ＰＬと負母線ＳＬとの間に接続され、ＡＣ／ＤＣ変換部７２から直流バス１へ供給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装置８０へ出力する。
【０１０５】
制御装置８０は、直流電圧検出部７８から電圧Ｖｄｃを受け、第１蓄電池制御部４−１から第１蓄電池３−１の電池情報を受け、第２蓄電池制御部４−２から第２蓄電池３−２の電池情報を受ける。第１蓄電池３−１の電池情報には、第１蓄電池３−１の状態値（充放電電圧Ｖｂ１，充放電電流Ｉｂ１，電池温度Ｔｂ１）、ＳＯＣ１および劣化度合いなどが含まれる。第２蓄電池３−２の電池情報には、第２蓄電池３−２の状態値（充放電電圧Ｖｂ２，充放電電流Ｉｂ２，電池温度Ｔｂ２）、ＳＯＣ２および劣化度合いなどが含まれる。制御装置８０は、これらの入力情報に基づいて、後述する制御構造に従って、トランジスタＱ１１〜Ｑ１４のオン・オフを制御するためのスイッチング制御信号Ｓ１１〜Ｓ１４を生成し、ＡＣ／ＤＣ変換部７２を制御する。
【０１０６】
以下、図１４を参照して、ＡＣ／ＤＣ変換器７０の電力変換動作について説明する。
電力変換動作時においては、制御装置８０は、直流電圧Ｖｄｃが所定の電圧目標値Ｖｄｃ＊となるようにスイッチング制御信号Ｓ１１〜Ｓ１４を生成する。なお、電圧目標値Ｖｄｃ＊は、たとえば３８０Ｖのように事前に決定し、図示しない記憶部に格納しておくことができる。あるいは、制御装置８０と外部の制御装置との間で通信を行なうことによって、所望の電圧値を適宜取得するようにしてもよい。
【０１０７】
図１４に示すように、制御装置８０は、系統電力の半周期では、トランジスタＱ１１およびＱ１２のスイッチペアをオフ状態とする一方で、トランジスタＱ１３およびＱ１４のスイッチペアを所定のデューティー比でオン・オフさせる。トランジスタＱ１３およびＱ１４のオン期間（以下、「期間１−１」と称す）では、トランジスタＱ１３およびＱ１４を通って電流が流れることにより、連系リアクトル７４，７６に電磁エネルギーが蓄積される。続いて、トランジスタＱ１３およびＱ１４のオフ期間、すなわち、トランジスタＱ１１〜Ｑ１４のオフ期間（以下、「期間２」と称す）では、ダイオードＤ１１およびＤ１３の接続点およびダイオードＤ１２およびＤ１４の接続点の間に、連系リアクトル７４，７６から放出される電磁エネルギーを受け、この電磁エネルギーを直流電力に整流する。
【０１０８】
なお、図１４においては、ブリッジ回路を構成するダイオードＤ１１およびＤ１４により交流電力を直流電力に整流する期間２において、トランジスタＱ１１〜Ｑ１４をすべてオフ状態とする構成としたが、トランジスタＱ１１およびＱ１４についてはオン状態として同期整流させる構成としてもよい。
【０１０９】
制御装置８０は、直流電圧Ｖｄｃが電圧目標値Ｖｄｃ＊よりも大きい場合には、直流側へ伝達されるエネルギーを減らすように、すなわち、期間１−１を短くするように、スイッチペアのデューティー比を減少させる。一方、直流電圧Ｖｄｃが電圧目標値Ｖｄｃ＊より小さい場合には、制御装置８０は、直流側へ伝達されるエネルギーを増やすように、すなわち、期間１−１を長くするように、スイッチペアのデューティー比を増大させる。
【０１１０】
ここで、トランジスタＱ１３およびＱ１４のオン期間（期間１−１）においては、図１４（ａ）に示すように、連系リアクトル７４，７６に電磁エネルギーが蓄積されるのと同時に、図１４（ｂ）に示すように、蓄電部３および系統電力４０の間で、連系リアクトル７６〜トランジスタＱ１４〜第２蓄電池３−２〜中点Ｂ〜抵抗Ｒｇ２〜接地〜抵抗Ｒｇ１〜中性点Ａという、第２蓄電池３−２を放電させるための電流循環経路が形成され、この電流循環経路を放電電流が流れる。すなわち、トランジスタＱ１３およびＱ１４のオン期間（期間１−１）中に第２蓄電池３−２の放電が行なわれる。
【０１１１】
これに対して、図１５には、図１４とは別の制御態様によって電力変換動作を行なう様子が示される。図１５では、制御装置８０は、系統電力の半周期では、トランジスタＱ１３およびＱ１４のスイッチペアをオフ状態とする一方で、トランジスタＱ１１およびＱ１２のスイッチペアを所定のデューティー比でオン・オフさせる。トランジスタＱ１１およびＱ１２のオン期間（以下、「期間１−２」と称す）では、トランジスタＱ１１およびＱ１２を通って電流が流れることにより、連系リアクトル７４，７６に電磁エネルギーが蓄積される。続いて、トランジスタＱ１１およびＱ１２のオフ期間、すなわち、トランジスタＱ１１〜Ｑ１４のオフ期間（期間２）では、ダイオードＤ１１およびＤ１３の接続点およびダイオードＤ１２およびＤ１４の接続点の間に、連系リアクトル７４，７６から放出される電磁エネルギーを受け、この電磁エネルギーを直流電力に整流する。
【０１１２】
制御装置８０は、直流電圧Ｖｄｃが電圧目標値Ｖｄｃ＊よりも大きい場合には、直流側へ伝達されるエネルギーを減らすように、すなわち、期間１−２を短くするように、スイッチペアのデューティー比を減少させる。一方、直流電圧Ｖｄｃが電圧目標値Ｖｄｃ＊より小さい場合には、制御装置８０は、直流側へ伝達されるエネルギーを増やすように、すなわち、期間１−２を長くするように、スイッチペアのデューティー比を増大させる。
【０１１３】
図１５においては、トランジスタＱ１１およびＱ１２のオン期間（期間１−２）において、同図（ａ）に示すように、連系リアクトル７４，７６に電磁エネルギーが蓄積されるのと同時に、同図（ｂ）に示すように、蓄電部３および系統電力４０の間で、中性点Ａ〜抵抗Ｒｇ１〜接地〜抵抗Ｒｇ２〜中点Ｂ〜第１蓄電池３−１〜トランジスタＱ１１〜連系リアクトル７４という、第１蓄電池３−１を放電させるための電流循環経路が形成され、この電流循環経路を放電電流が流れる。すなわち、トランジスタＱ１１およびＱ１２のオン期間（期間１−２）中に第１蓄電池３−１の放電が行なわれる。
【０１１４】
以上のように、図１４の制御態様に従って電力変換動作を行なう場合には、トランジスタＱ１３およびＱ１４のオン期間（期間１−１）において第２蓄電池３−２が放電される一方で、図１５の制御態様に従って電力変換動作を行なう場合には、トランジスタＱ１１およびＱ１２のオン期間（期間１−２）において第１蓄電池３−１が放電される。
【０１１５】
そこで、本実施の形態に係るＡＣ／ＤＣ変換器７０では、蓄電池３−１，３−２間のＳＯＣのアンバランスを補償するための補正処理として、第１蓄電池３−１のＳＯＣ１および第２蓄電池３−２のＳＯＣ２の偏差に応じて、図１４の制御態様と図１５の制御態様とを切替えて実行する。
【０１１６】
図１６は、蓄電池３−１，３−２間のＳＯＣのアンバランスを補償するためのスイッチング制御を説明する図である。
【０１１７】
図１６を参照して、本発明の実施の形態に係るスイッチング制御では、制御装置８０は、第１蓄電池３−１のＳＯＣ１と第２蓄電池３−２のＳＯＣ２とを比較し、その比較結果に応じて、同図（Ａ）に示すスイッチング制御および同図（Ｂ）に示すスイッチング制御のいずれかを選択して実行する。
【０１１８】
具体的には、図１６（Ａ）を参照して、第２蓄電池３−２のＳＯＣ２が第１蓄電池３−１のＳＯＣ１よりも大きい場合には、図１４で説明したように、系統電力の半周期において、トランジスタＱ１１およびＱ１２をオフ状態とし、トランジスタＱ１３およびＱ１４を所定のデューティー比でオン・オフさせる。これにより、トランジスタＱ１３およびＱ１４のオン期間（期間１−１）において第２蓄電池３−２を放電させることができる。
【０１１９】
これに対して、図１６（Ｂ）を参照して、第１蓄電池３−１のＳＯＣ１が第２蓄電池３−２のＳＯＣ２よりも大きい場合には、図１５で説明したように、系統電力の半周期において、トランジスタＱ１３およびＱ１４をオフ状態とし、トランジスタＱ１１およびＱ１２を所定のデューティー比でオン・オフさせる。これにより、トランジスタＱ１１およびＱ１２のオン期間（期間１−２）において第１蓄電池３−１を放電させることができる。
【０１２０】
以上のように、本実施の形態に係る直流給電システムによれば、ＡＣ／ＤＣ変換器７０を介して、蓄電部３と系統電力４０との間に、第１蓄電池３−１または第２蓄電池３−２を放電させるための電流循環経路を形成することができる。これにより、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２の間でＳＯＣが不均衡となるのを抑制することができる。この結果、第１蓄電池３−１および第２蓄電池３−２のいずれか一方が過放電または過充電になるのを回避することができるとともに、片方の蓄電池だけを多く充放電するような状態を防ぐことができ、蓄電部３の劣化の進行を抑制することができる。
【０１２１】
図１７は、図１３における制御装置８０の制御構造を示す図である。
図１７を参照して、制御装置８０は、減算部８００と、ＰＩ制御部８０２と、搬送波比較器８０４と、選択部８０６と、比較部８０８とを含む。
【０１２２】
減算部８００は、直流電圧Ｖｄｃと電圧目標値Ｖｄｃ＊との差から電圧偏差を演算し、ＰＩ制御部８０２へ出力する。
【０１２３】
ＰＩ制御部８０２は、少なくとも比例要素Ｐおよび積分要素Ｉを含んで構成され、減算部８００から電圧偏差を受けると、この入力された電圧偏差に応じて、各トランジスタＱ１１〜Ｑ１４のスイッチング周期（搬送波信号の周期）に対するオン期間の割合としてのデューティー比ｄを演算する。
【０１２４】
搬送波比較器８０４は、デューティー比ｄと搬送波信号（たとえば三角波信号とする）とを比較し、その比較結果に応じた２値信号からなるトランジスタＱ１１〜Ｑ１４のオン・オフを制御するためのスイッチング制御信号Ｓ１１〜Ｓ１４を生成する。具体的には、搬送波比較器８０４は、トランジスタＱ１１およびＱ１２のスイッチペアのオン・オフを制御するためのスイッチング制御信号Ｓ１１およびＳ１２を１組のスイッチング制御信号とし、トランジスタＱ１３およびＱ１４のスイッチペアのオン・オフを制御するためスイッチング制御信号Ｓ１３およびＳ１４をもう１組のスイッチング制御信号として、２組のスイッチング制御信号（Ｓ１１，Ｓ１２）および（Ｓ１３，Ｓ１４）を生成する。
【０１２５】
比較部８０８は、第１蓄電池制御部４−１から受けた第１蓄電池３−１のＳＯＣ１と、第２蓄電池制御部４−２から受けた第２蓄電池３−２のＳＯＣ２とを比較する。そして、比較部８０８は、比較結果を示す信号を選択部８０６へ出力する。
【０１２６】
選択部８０６は、比較部８０８から受けた比較結果信号に基づいて、２組のスイッチング制御信号（Ｓ１１，Ｓ１２）および（Ｓ１３，Ｓ１４）のいずれか一方を選択する。具体的には、比較結果信号から第２蓄電池３−２のＳＯＣ２が第１蓄電池３−１のＳＯＣ１よりも大きいと判断される場合には、選択部８０６は、スイッチング制御信号（Ｓ１３，Ｓ１４）を選択する。この場合、選択部８０６は、非選択のスイッチング制御信号（Ｓ１１，Ｓ１２）については、Ｌレベルに固定する。
【０１２７】
一方、比較結果信号から第１蓄電池３−１のＳＯＣ１が第２蓄電池３−２のＳＯＣ２よりも大きいと判断される場合には、選択部８０６は、スイッチング制御信号（Ｓ１１，Ｓ１２）を選択する。この場合、選択部８０６は、非選択のスイッチング制御信号（Ｓ１３，Ｓ１４）については、Ｌレベルに固定する。
【０１２８】
なお、本実施の形態におけるＡＣ／ＤＣ変換器は、図１５に示すような制御方式によりＳＯＣ不均衡補償期間を設けているが、トランジスタＱ１１〜Ｑ１４のいずれか１つをオンする期間を設けることにより蓄電池３−１，３−２間のＳＯＣの不均衡を補正する構成としてもよい。
【０１２９】
また、上述した実施の形態においては、電力変換装置の一形態として、蓄電部３を構成する蓄電池３−１，３−２の中点Ｂを抵抗Ｒｇ２を介して接地することにより、中点Ｂと単相３線式交流電力系統の中性点Ａとが電気的に接続されてなるＡＣ／ＤＣ変換器について例示したが、本願発明は、蓄電部３の中点Ｂと単相３線式交流電力系統の中性点Ａとが電気的に接続されてなるＡＣ／ＤＣ変換器に適用することが可能である。たとえば、図１２で説明したように、蓄電部３の中点Ｂを単相３線式交流電力系統の中性線に接続する構成についても、本願発明は適用可能である。
【０１３０】
また、本実施の形態では、電力変換装置として、直流バスおよび系統電力の間に、ＤＣ／ＡＣ変換器およびＡＣ／ＤＣ変換器を並列に設置する構成を示したが、これらを一体化した双方向電力変換器に対しても、本発明による電力変換制御を適用することができる。
【０１３１】
以上のように、この発明の実施の形態に係る直流給電システムによれば、直流バスに直結される蓄電部を、直列接続され、かつ、その中点が接地された２個の蓄電池により構成したことにより、各蓄電池が有するエネルギー平準化能力を活かして、中点に安定した対地電圧を生成することができる。
【０１３２】
また、電力変換装置において、直列接続された２個の蓄電池間でのＳＯＣの不均衡を補償するためのスイッチング制御を行なうことにより、蓄電池間の性能にばらつきが生じるのを抑制することができ、蓄電部の劣化の進行を抑制することができる。
【０１３３】
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。
【符号の説明】
【０１３４】
１  直流バス、２  太陽光発電システム、３  蓄電部、３−１  第１蓄電池、３−２  第２蓄電池、４  系統電力システム、４−１  第１蓄電池制御部、４−２  第２蓄電池制御部、５  直流負荷群、２０  太陽電池、３０  ＤＣ／ＤＣ変換器、４０  系統電力、５０  ＤＣ／ＡＣ変換器、５２  ＤＣ／ＡＣ変換部、５４，５６，７４，７６  連系リアクトル、５８，７８  直流電圧検出部、６０，８０  制御装置、７０  ＡＣ／ＤＣ変換器、７２  ＡＣ／ＤＣ変換部、３０１〜３０４  電池セル、３１１〜３１４  セル測定部、４００  マイコン、４０２  電圧測定部、４０４  電流測定部、４０６  遮断部、４０８  通信部、４１０，６０４，６０６  外部ＩＦ、６００  制御部、６０２  通信部、６１１〜６１４  ゲートドライバ、７００，８００  減算部、７０２，８０２  ＰＩ制御部、７０３  ＳＯＣ補正部、７０４，７０５  加算部、７０６〜７０９，８０４  搬送波比較器、７１０，７１１  ＮＯＴ回路、８０６  選択部、Ｄ１〜Ｄ４，Ｄ１１〜Ｄ１４  ダイオード、Ｑ１〜Ｑ４，Ｑ１１〜Ｑ１４  トランジスタ。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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