(57)【要約】【課題】発電されたエネルギーをより有効に利用する技術を提供することである。【解決手段】給電制御装置２０８０は、第２発電装置２０４０の最大出力電力を算出し、算出した最大出力電力に基づいて、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出する予測部、及び第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値に基づき、直流バス２０６０から蓄電装置２０１０へ供給される電力の大きさを制御する制御部２０８４を有する。第２発電装置２０４０の最大出力電圧は、第１発電装置２０２０の最大出力電圧よりも大きい。第２発電装置２０４０の最大出力電力は、第１発電装置２０２０の最大出力電力よりも小さい。第２発電装置２０４０の出力電力が最大のときの第２発電装置２０４０の出力電圧は、第１発電装置２０２０の出力電力が最大のときの第１発電装置２０２０の出力電圧よりも大きい。【選択図】図１
2016116296.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１発電装置と、
最大出力電圧が前記第１発電装置よりも大きく、かつ最大出力電力が前記第１発電装置よりも小さい第２発電装置と、
前記第１発電装置及び前記第２発電装置を並列に接続し、かつ前記第１発電装置及び前記第２発電装置から供給される電力を出力する直流バスと、
給電制御装置と、を有し、
前記第２発電装置の出力電力が最大のときの前記第２発電装置の出力電圧は、前記第１発電装置の出力電力が最大のときの前記第１発電装置の出力電圧よりも大きく、
前記給電制御装置は、
前記第２発電装置の出力電圧及び出力電流の実測値を用いて前記第２発電装置の最大出力電力を算出し、その算出結果に基づいて前記第１発電装置の最大出力電力の予測値を算出する予測手段と、
前記第１発電装置の最大出力電力の予測値及び前記第２発電装置の最大出力電力に基づき、前記直流バスから出力される電力の大きさを制御する制御手段と、
を有する給電システム。
【請求項２】
前記第１発電装置の最大出力電圧は、前記第２発電装置の出力電力が最大のときの前記第２発電装置の出力電圧以下である請求項１に記載の給電システム。
【請求項３】
前記直流バスを介して前記第１発電装置及び前記第２発電装置と直列に接続されており、かつ前記第１発電装置から供給される電力及び前記第２発電装置から供給される電力を出力するＤＣ／ＤＣコンバータを有する請求項１又は２に記載の給電システム。
【請求項４】
前記第１発電装置及び前記第２発電装置はそれぞれ、複数の単位発電要素を有し、
前記第１発電装置において直列に接続される前記単位発電要素の数は、前記第２発電装置において直列に接続される前記単位発電要素の数より少なく、
前記第１発電装置が有する前記単位発電要素の数は、前記第２発電装置が有する前記単位発電要素の数よりも多い請求項１乃至３いずれか一項に記載の給電システム。
【請求項５】
前記第１発電装置は、前記第１発電装置の最大出力電圧を制御する第１ＤＣ／ＤＣコンバータを有し、
前記第２発電装置は、前記第２発電装置の最大出力電圧を制御する第２ＤＣ／ＤＣコンバータを有し、
前記第２ＤＣ／ＤＣコンバータによって制御される前記第２発電装置の最大出力電圧は、前記第１ＤＣ／ＤＣコンバータによって制御される前記第１発電装置の最大出力電圧よりも大きい請求項１又は２に記載の給電システム。
【請求項６】
供給される電力を充電する蓄電装置を有し、
前記直流バスは、供給される電力を負荷及び前記蓄電装置に出力し、
前記制御手段は、前記第１発電装置の最大出力電力の予測値、前記第２発電装置の最大出力電力、及び前記負荷に供給されている負荷電力に基づいて、前記蓄電装置に供給可能な余剰電力を算出し、前記直流バスから前記蓄電装置へ出力される電力が前記余剰電力以下となるように制御を行う請求項１乃至５いずれか一項に記載の給電システム。
【請求項７】
請求項１乃至６いずれか一項に記載の給電システムが有する給電制御装置。
【請求項８】
給電システムを制御する給電制御装置によって実行される制御方法であって、
前記給電システムは、第１発電装置と、最大出力電圧が前記第１発電装置よりも大きく、かつ最大出力電力が前記第１発電装置よりも小さい第２発電装置と、前記第１発電装置及び前記第２発電装置を並列に接続し、かつ前記第１発電装置及び前記第２発電装置から供給される電力を出力する直流バスと、を有し、
前記第２発電装置の出力電力が最大のときの前記第２発電装置の出力電圧は、前記第１発電装置の出力電力が最大のときの前記第１発電装置の出力電圧よりも大きく、
当該制御方法は、
前記第２発電装置の出力電圧及び出力電流の実測値を用いて前記第２発電装置の最大出力電力を算出し、その算出結果に基づいて前記第１発電装置の最大出力電力の予測値を算出する予測ステップと、
前記第１発電装置の最大出力電力の予測値及び前記第２発電装置の最大出力電力に基づき、前記直流バスから出力される電力の大きさを制御する制御ステップと、
を有する制御方法。
【請求項９】
コンピュータを、請求項１乃至６いずれか一項に記載の給電システムが有する給電制御装置として動作させるプログラム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、給電システム、給電制御装置、制御方法、及びプログラムに関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光や風力などの再生可能エネルギーを用いて発電を行い、発電した電力を負荷へ供給する給電システムがある。また、このようなシステムの中には、余剰電力を蓄電池に蓄えておくように構成されているものがある。
【０００３】
再生可能エネルギーの大きさは天候や時間帯などによって変動するため、再生可能エネルギーを用いて発電を行う発電装置から得られる電力は変動する。そこで、発電装置から出力可能な最大出力電力を割り出すための技術が開発されている。例えば、発電装置から出力する電流を徐々に増やしていきながら出力電力の変化を監視することで最大出力電力を探る MPPT（Maximum Power Point Tracking）制御が行われる。
【０００４】
また、特許文献１は、外部への電力供給に用いる太陽電池アレイ、及び太陽電池部の出力特性を割り出すために用いるレファレンス太陽電池部とを有する電力供給システムを開示している。太陽電池アレイとレファレンス太陽電池部には、等しい出力特性を有する単位太陽電池が用いられる。このシステムは、レファレンス太陽電池で MPPT 制御をすることでレファレンス太陽電池の出力特性を割り出し、その結果を用いて太陽電池アレイの出力特性を予測する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２０１４−８１６６９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
太陽光や風力などの再生可能エネルギーで発電した電力を負荷へ供給する給電システムにおいて、例えば、余剰電力を蓄電池に蓄えておくように構成した場合に、蓄電池へ充電する電力が余剰電力を超えてしまうと、負荷へ供給する電力が不足して急激な電圧低下等の障害が発生する懸念がある。電圧低下を回避するために一時的に充電を停止する方法も考えられるが、充電の停止と再開が頻繁に起こると余剰電力を効率的に充電することができない。一方、余剰電力を超えないように、蓄電池へ充電する電力を徐々に増加させていくと、この間に発電された多くのエネルギーが無駄になってしまう。
【０００７】
したがって、随時、余剰電力を把握しつつ蓄電池への充電量が余剰電力を超えないように制御することが望ましく、再生可能エネルギーによる最大発電量(最大出力電力)を予測する技術が望まれる。例えば、特許文献１のシステムを適用し、レファレンス太陽電池部の出力特性を割り出し、その結果を用いて太陽電池アレイの出力特性を予測すれば、予め余剰電力を把握して充電量を制御することができる。しかし、特許文献１のシステムでは、レファレンス太陽電池部によって発電される電力は負荷へ供給されない。そのため、レファレンス太陽電池部で発電したエネルギーが無駄になってしまう。また、レファレンス太陽電池部で MPPT 測定及び予測を行っている間は余剰電力を負荷等に供給できないため効率が悪く、また測定及び予測に必要なシステムもかなり複雑になってしまう。
【０００８】
本発明は、以上の課題に鑑みてなされたものである。本発明の目的は、発電されたエネルギーをより簡便なシステムで、より有効に利用する技術を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
本発明が提供する給電システムは、第１発電装置と、最大出力電圧が前記第１発電装置よりも大きく、かつ最大出力電力が前記第１発電装置よりも小さい第２発電装置と、供給される電力を充電する蓄電装置と、前記第１発電装置及び前記第２発電装置を並列に接続し、かつ前記第１発電装置及び前記第２発電装置から供給される電力を負荷及び前記蓄電装置に供給する直流バスと、給電制御装置と、を有する。
ここで、前記第２発電装置の出力電力が最大のときの前記第２発電装置の出力電圧は、前記第１発電装置の出力電力が最大のときの前記第１発電装置の出力電圧よりも大きい。
そして、前記給電制御装置は、前記第２発電装置の出力電圧及び出力電流の実測値を用いて前記第２発電装置の最大出力電力を算出し、その算出結果に基づいて前記第１発電装置の最大出力電力の予測値を算出する予測手段と、前記第１発電装置の最大出力電力の予測値に基づき、前記直流バスから前記蓄電装置へ供給される電力の大きさを制御する制御手段と、を有する。
【００１０】
本発明が提供する給電制御装置は、本発明が提供する上記給電制御システムが有する給電制御装置である。
【００１１】
本発明が提供する制御方法は、本発明が提供する上記給電制御装置によって実行される制御方法である。当該制御方法は、前記第２発電装置の出力電圧及び出力電流の実測値を用いて前記第２発電装置の最大出力電力を算出し、その算出結果に基づいて前記第１発電装置の最大出力電力の予測値を算出する予測ステップと、前記第１発電装置の最大出力電力の予測値に基づき、前記直流バスから前記蓄電装置へ供給される電力の大きさを制御する制御ステップと、を有する。
【００１２】
本発明が提供するプログラムは、コンピュータを、本発明が提供する上記給電制御装置として動作させる。
【発明の効果】
【００１３】
本発明によれば、発電されたエネルギーをより簡便なシステムで、より有効に利用する技術が提供される。
【図面の簡単な説明】
【００１４】
【図１】実施形態１に係る給電システムを例示するブロック図である。
【図２】第１発電装置の出力電流及び出力電力の変化、並びに第２発電装置の出力電流及び出力電力の変化を例示する図である。
【図３】実施形態１の給電制御装置によって実行される処理の流れを例示するフローチャートである。
【図４】第１発電装置及び第２発電装置の内部構成を模式的に例示する図である。
【図５】図４の回路構成を有するソーラーアレイを例示する図である。
【図６】蓄電装置が蓄電池及び充電器を有する場合の給電システムを例示するブロック図である。
【図７】実施形態１の給電システムの回路構成の概要を例示する図である。
【図８】給電制御装置のハードウエア構成を例示するブロック図である。
【図９】実施形態２に係る給電システムを例示するブロック図である。
【図１０】実施形態２の給電システムの回路構成の概要を例示する図である。
【図１１】実施形態３に係る給電システムを例示するブロック図である。
【図１２】実施形態３の給電システムの回路構成の概要を例示する図である。
【図１３】実施形態４に係る給電システムを例示するブロック図である。
【図１４】売電制御装置を有する給電システムを例示するブロック図である。
【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、図面を用いて説明する。尚、すべての図面において、同様な構成要素には同様の符号を付し、適宜説明を省略する。
【００１６】
［実施形態１］
図１は、実施形態１に係る給電システム２０００を例示するブロック図である。図１において、矢印は情報の流れを表している。さらに、図１において、各ブロックは、ハードウエア単位の構成ではなく、機能単位の構成を表している。
【００１７】
給電システム２０００は、蓄電装置２０１０、第１発電装置２０２０、第２発電装置２０４０、直流バス２０６０、及び給電制御装置２０８０を有する。
【００１８】
第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０は、発電を行い、発電した電力を出力する装置である。ここで、第２発電装置２０４０の最大出力電圧は、第１発電装置２０２０の最大出力電圧よりも大きい（以下、条件（１））。また、第２発電装置２０４０の最大出力電力は、第１発電装置２０２０の最大出力電力よりも小さい（以下、条件（２））。さらに、第２発電装置２０４０の出力電力が最大のときの第２発電装置２０４０の出力電圧は、第１発電装置２０２０の出力電力が最大のときの第１発電装置２０２０の出力電圧よりも大きい（以下、条件（３））。
【００１９】
図２は、第１発電装置２０２０の出力電流及び出力電力の変化、並びに第２発電装置２０４０の出力電流及び出力電力の変化を例示する図である。A1 は第１発電装置２０２０の出力電流と出力電圧との関係を表すグラフであり、A2 は第２発電装置２０４０の出力電流と出力電圧との関係を表すグラフである。P1 は第１発電装置２０２０の出力電力と出力電圧との関係を表すグラフであり、P2 は第２発電装置２０４０の出力電力と出力電圧との関係を表すグラフである。
【００２０】
第２発電装置２０４０の最大出力電圧 MV2 は、第１発電装置２０２０の最大出力電圧 MV1 よりも大きい。よって、条件（１）が満たされている。また、第２発電装置２０４０の最大出力電力 MP2 は、第１発電装置２０２０の最大出力電力 MP1 よりも小さい。よって、条件（２）が満たされている。さらに、第２発電装置２０４０の最大出力電力 MP2 に対応する第２発電装置２０４０の出力電圧 V2 は、第１発電装置２０２０の最大出力電力 MP1 に対応する第１発電装置２０２０の出力電圧 V1 よりも大きい。よって、条件（３）が満たされている。
【００２１】
直流バス２０６０は、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０を並列に接続する。また、直流バス２０６０は、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０から供給される電力を、負荷１０及び蓄電装置２０１０に供給する。
【００２２】
負荷１０は、直流バス２０６０から供給された電力を消費する。なお、負荷１０は給電システム２０００の内部に設けられていてもよいし、給電システム２０００の外部に設けられていてもよい。
【００２３】
蓄電装置２０１０は、直流バス２０６０から供給された電力を用いて、内部に有する蓄電池を充電する。
【００２４】
給電制御装置２０８０は、直流バス２０６０から蓄電装置２０１０へ供給される電力の大きさを制御する。そのために、給電制御装置２０８０は、予測部２０８２及び制御部２０８４を有する。予測部２０８２は、第２発電装置２０４０の最大出力電力を算出する。この値の算出には、第２発電装置２０４０の出力電圧及び出力電流の実測値が用いられる。さらに、予測部２０８２は、算出した最大出力電力に基づいて、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出する。
【００２５】
制御部２０８４は、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値、第２発電装置２０４０の最大出力電力、及び負荷へ供給する負荷電力に基づき、直流バス２０６０から蓄電装置２０１０へ供給される電力の大きさを制御する。
【００２６】
＜給電制御装置２０８０が実行する処理の流れ＞
図３は、実施形態１の給電制御装置２０８０によって実行される処理の流れを例示するフローチャートである。予測部２０８２は、第２発電装置２０４０の最大出力電力を算出する（Ｓ１０２）。さらに、予測部２０８２は、算出した最大出力電力に基づいて、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出する（Ｓ１０４）。そして、制御部２０８４は、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値、第２発電装置２０４０の最大出力電力、及び負荷電力に基づき、蓄電装置２０１０へ供給する電力の大きさを制御する（Ｓ１０６）。
【００２７】
以下、本実施形態の給電システム２０００についてさらに詳細に説明する。
【００２８】
＜第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０の詳細＞
第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０は、それぞれ発電を行う。第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０は、例えば再生可能エネルギーを用いて発電を行う。再生可能エネルギーは、例えば太陽光や風力などである。第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０が太陽光を用いて発電を行う場合、例えば第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０はそれぞれ、太陽光パネルを有する。
【００２９】
前述した通り、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０は、３つの条件を満たすように構成される。条件（１）は、「第２発電装置２０４０の最大出力電圧が、第１発電装置２０２０の最大出力電圧より大きい」という条件である。条件（２）は、「第２発電装置２０４０の最大出力電力が、第１発電装置２０２０の最大出力電力より小さい」という条件である。そして、条件（３）は、「第２発電装置２０４０の出力電力が最大のときの第２発電装置２０４０の出力電圧が、第１発電装置２０２０の出力電力が最大のときの第１発電装置２０２０の出力電圧よりも大きい」という条件である。例えばこれらの条件は、図４に示す構成によって実現される。図４は、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０の内部構成を模式的に例示する図である。図４（ａ）は第１発電装置２０２０の内部構成を表しており、図４（ｂ）は第２発電装置２０４０の内部構成を表している。
【００３０】
図４において、１つの電池記号は１つの単位発電要素を表している。ここで、単位発電要素は、例えば太陽電池である。このように、例えば第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０は、同様の発電能力を有する同種類の単位発電要素を複数接続することにより構成される。
【００３１】
第１発電装置２０２０では、単位発電要素を直列に a 個接続したものが、並列に b 列接続されている。よって、第１発電装置２０２０が有する単位発電要素の総数は a*b 個である。一方、第２発電装置２０４０では、単位発電要素を直列に c 個接続したものが、並列に d 列接続されている。よって、第２発電装置２０４０が有する単位発電要素の総数は c*d 個である。
【００３２】
第２発電装置２０４０において直列に接続されている単位発電要素の数 c は、第１発電装置２０２０において直列に接続されている単位発電要素の数 a よりも多くなるように構成される。こうすることにより、第２発電装置２０４０の最大出力電圧が第１発電装置２０２０の最大出力電圧よりも大きくなるため、条件（１）が満たされる。
【００３３】
ここで、各単位発電要素について見ると、出力電力が最大のときの出力電圧は同じである。そのため、直列に接続されている単位発電要素の数が多い第２発電装置２０４０の方が、第１発電装置２０２０よりも、出力電力が最大のときの出力電圧が高くなる。よって、条件（３）が満たされる。
【００３４】
さらに、第２発電装置２０４０が有する単位発電要素の総数 c*d は、第１発電装置２０２０が有する単位発電要素の数 a*b より少ないように構成されている。こうすることで、第２発電装置２０４０の最大出力電力が、第１発電装置２０２０の最大出力電力よりも小さくなるため、条件（２）が満たされる。
【００３５】
以上のように、図４の構成によれば、条件（１）から（３）の全てが満たされる。
【００３６】
図５は、図４の回路構成を有するソーラーアレイ３０を例示する図である。ソーラーアレイ３０は、９枚のソーラーパネル４０を有している。そして、各ソーラーパネル４０は、複数の第１太陽電池５０及び１つの第２太陽電池６０を有している。ここで、第１太陽電池５０は第１発電装置２０２０が有する単位発電要素である。一方、第２太陽電池６０は、第２発電装置２０４０が有する単位発電要素である。
【００３７】
図５の第１太陽電池５０及び第２太陽電池６０はそれぞれ、図４に示した回路を構成するように接続されている。例えば、６つの第１太陽電池５０を直列に接続したものを１単位とし、これを３６列並列に接続することで、第１発電装置２０２０を構成する。また、９つの第２太陽電池６０全てを直列に接続することで、第２発電装置２０４０を構成する。
【００３８】
なお、図５の例において、ソーラーパネル４０が有する第２太陽電池６０の数は、１つには限定されない。また、ソーラーパネル４０が有する第１太陽電池５０の数と第２太陽電池６０の数は、ソーラーパネル４０ごとに異なっていてもよい。
【００３９】
また、前述した各条件を満たす方法は、図４の構成を採用する方法に限定されない。その他の方法については、後述の実施形態３で説明する。
【００４０】
また、図４で示した回路構成を実現する方法は、単位発電要素として太陽電池を用いる方法に限定されない。単位発電要素として太陽電池以外を用いることで、太陽光発電以外の方法で発電を行う給電システム２０００を実現することができる。例えば単位発電要素をプロペラにすることで、風力発電を行う給電システム２０００を実現することができる。
【００４１】
＜予測部２０８２の詳細＞
＜＜第２発電装置２０４０の最大出力電力を算出する方法＞＞
まず負荷へ電力が供給されていないケースを想定すると、例えば予測部２０８２は、第２発電装置２０４０の出力電力を MPPT 制御することで、第２発電装置２０４０の最大出力電力を割り出す。この方法の具体例を、図２を用いて説明する。ただし、予測部２０８２は MPPT 制御によって第２発電装置２０４０の最大出力電力を割り出せばよく、その具体的な方法は以下で説明する方法に限定されない。
【００４２】
例えば予測部２０８２は、第２発電装置２０４０から出力される電流の大きさを 0 から徐々に増加させていく。具体的には、予測部２０８２は、蓄電装置２０１０へ供給する電流の大きさを大きくしていくことで、第２発電装置２０４０から出力される電流の大きさを大きくしてく。グラフ A2 に示されるように，第２発電装置２０４０から出力される電流が増加していくと、第２発電装置２０４０の出力電圧が減少していく。また、グラフ P2 に示されるように、第２発電装置２０４０の出力電圧が減少していくと、第２発電装置２０４０の出力電力が増加していく。
【００４３】
予測部２０８２は、第２発電装置２０４０の出力電圧及び出力電流を繰り返し取得する。そして、予測部２０８２は、第２発電装置２０４０の出力電圧及び出力電流を用いて、第２発電装置２０４０の出力電力を算出する。こうすることで、予測部２０８２は、第２発電装置２０４０の出力電力の変化を監視する。なお、予測部２０８２が第２発電装置２０４０の出力電圧及び出力電流を取得する頻度は任意である。また、予測部２０８２が第２発電装置２０４０の出力電圧及び出力電流を取得する方法は後述する。
【００４４】
予測部２０８２は、増加し続けていた第２発電装置２０４０の出力電力が減少し始めたとき、それまでに算出した第２発電装置２０４０の出力電力の中の最大値を、第２発電装置２０４０の最大出力電力として割り出す。
【００４５】
次に、既に負荷１０へ電力が供給されているケースを想定する。このケースにはさらに、第２発電装置２０４０からの電力のみが負荷へ供給されているケースと、さらに第１発電装置２０２０からの電力も既に負荷に供給されているケースがある。まず、第２発電装置２０４０からの電力が最大出力電力に達してないケースでは、MPPT 制御を行って、第２発電装置２０４０から出力される電流の大きさを更に増やしていくことで、負荷へ電力が供給されていないケースと同様に、第２発電装置２０４０の最大出力電力を割り出すことができる。ここで、第２発電装置２０４０から出力される電流の大きさは、蓄電装置２０１０へ供給する電流の大きさを大きくすることによって大きくする。
【００４６】
一方、第１発電装置２０２０からの電力も既に負荷に供給されているケースでは、直流バス２０６０の電圧が、既に第２発電装置２０４０の出力電力が最大のときの第２発電装置２０４０の出力電圧を下回っているため、第２発電装置２０４０の最大出力電力をMPPT制御で割り出すことができない。このような場合は、以下で説明する他の方法を適用することで、第２発電装置２０４０の最大出力電力を割り出すことができる。
【００４７】
＜＜第２発電装置２０４０の最大出力電力を算出する他の方法＞＞
予測部２０８２は、第２発電装置２０４０の出力電力をMPPT 制御する方法を用いなくても、第２発電装置２０４０の最大出力電力のおよその値を割り出す事ができる。その方法の具体例を、図２を用いて説明する。
【００４８】
まず、既に第１発電装置２０２０からの電力も供給されているケースでは、直流バス２０６０の電圧は、既に第１発電装置２０２０の最大出力電圧を下回っていることになる。しかしながら、第１発電装置２０２０の出力電力の変化を表すグラフ P1は急峻に立ち上がっているため、この時の第２発電装置２０４０の出力電力は、グラフ P2 に示されるように、概ね最大出力電力付近に留まっている。
【００４９】
したがって、既に第１発電装置２０２０からの電力も供給されている場合、予測部２０８２は、その時点での第２発電装置２０４０の出力電力を、第２発電装置２０４０の最大出力電力にほぼ相当する値として割り出すことができる。
【００５０】
次に、第１発電装置２０２０からの電力がまだ供給されていないケースでは、第２発電装置２０４０から出力される電流の大きさを更に大きくすることで第１発電装置２０２０からの電力も供給されるようにする。第１発電装置２０２０からの電力も供給されるようになった後の制御方法は、前述した通りである。なお、第２発電装置２０４０から出力される電流の大きさを大きくする方法についても、前述した通りである。
【００５１】
なお、ここで説明した「他の方法」は、MPPT 制御により第２発電装置２０４０の最大出力電力を割り出す方法よりも簡便であるため、MPPT 制御による方法が適用できる場合であっても、MPPT 制御による方法に代えて適用してもよい。
【００５２】
＜＜第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出する方法＞＞
予測部２０８２は、第２発電装置２０４０の最大出力電力を割り出すと、その値から第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出する。例えばこの予測値は、第１発電装置２０２０の発電能力と第２発電装置２０４０の発電能力の関係に基づいて算出することができる。例えば図４のように、同じ単位発電要素を用いて第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０を構成する場合、第１発電装置２０２０の発電能力と第２発電装置２０４０の発電能力との関係は、第１発電装置２０２０が有する単位発電要素の数と第２発電装置２０４０が有する単位発電要素の数との関係によって定まる。
【００５３】
式（１）は、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出する方法の例である。
【数１】
2016116296.tif 000003
式（１）において、G1 は第１発電装置２０２０の発電能力の大きさを表す指標値であり、G2 は第２発電装置２０４０の発電能力の大きさを表す指標値である。例えば G1 と G2 はそれぞれ、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０が有する単位発電要素の数である。また、PMP1 は第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を表し、CMP2 は第２発電装置２０４０の最大出力電力を表す。
【００５４】
なお、第１発電装置２０２０の発電能力と第２発電装置２０４０の発電能力を表す方法は、単位発電要素の数を用いる方法に限定されない。例えば、運用前に第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０を試験的に動作させることにより、第１発電装置２０２０の発電能力の大きさと第２発電装置２０４０の発電能力の大きさとの比率を割り出す。そして、この比率を式（１）における G1/G2 として用いる。
【００５５】
また、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出する方法は、式（１）を用いる方法に限定されない。例えば、運用前に第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０を試験的に動作させ、第１発電装置２０２０の最大出力電力と第２発電装置２０４０の最大出力電力との関係を予め把握しておく方法がある。具体的には、このような試験的な動作により、第１発電装置２０２０の最大出力電力と第２発電装置２０４０の最大出力電力との関係を表す関数や、第１発電装置２０２０の最大出力電力と第２発電装置２０４０の最大出力電力との対応表を予め作成しておく。そして運用時において、予測部２０８２は、予め生成しておいたこの関数や対応表を用いて、第２発電装置２０４０の最大出力電力から、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出する。
【００５６】
式（１）の各パラメタの値、又は上記関数や対応表などは、給電制御装置２０８０の内部又は外部に設けられた記憶部に記憶しておく。また、これらの値は、運用時に算出された第１発電装置２０２０の最大出力電力や第２発電装置２０４０の最大出力電力などを用いて更新されるようにしてもよい。
【００５７】
＜制御部２０８４の詳細＞
＜＜蓄電装置２０１０へ供給できる電力の大きさを予測する方法＞＞
制御部２０８４は、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値、第２発電装置２０４０の最大出力電力、及び負荷電力に基づき、蓄電装置２０１０へ供給する電力の大きさを制御する。そのために制御部２０８４は、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値、第２発電装置２０４０の最大出力電力、及び負荷電力に基づいて、蓄電装置２０１０へ供給できる電力（以下、余剰電力）の予測値を算出する。そして、制御部２０８４は、直流バス２０６０から蓄電装置２０１０へ出力される電力の値を、余剰電力の予測値に設定する。第１発電装置２０２０の出力電力及び第２発電装置２０４０の出力電力の算出方法については、後述する。また、負荷電力の大きさを算出する方法についても後述する。
【００５８】
例えば余剰電力の予測値は、以下の式（２）で算出される。
【数２】
2016116296.tif 000004
SP は余剰電力の予測値を表す。PMP1 は第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を表し、CMP2 は第２発電装置２０４０の最大出力電力を表す。LPは負荷電力を表す。さらにαは、第１発電装置２０２０や第２発電装置２０４０と、蓄電装置２０１０との間に設けられるＤＣ／ＤＣコンバータによる、電力変換効率を表す。本実施形態ではＤＣ／ＤＣコンバータを設けない場合を想定しているため、「α＝1」である。このＤＣ／ＤＣコンバータの詳細については、後述の実施形態で説明する。
【００５９】
なお、余剰電力の予測値の算出方法は、上述の式（２）に限定されない。例えば制御部２０８４は、式（２）で算出された値から更に所定の値を引いた値を余剰電力の予測値とする。これは、第１発電装置２０２０の最大出力電力が減少する可能性や負荷電力が増加する可能性を考慮して、余剰電力を少なめに見積もるためである。
【００６０】
＜＜蓄電装置２０１０へ供給する電力の大きさを制御する方法＞＞
例えば蓄電装置２０１０は、供給される電力を蓄える蓄電池２０１２及び直流バス２０６０から入力される電流の大きさを制御する充電器２０１４を有する。図６は、蓄電装置２０１０が蓄電池２０１２及び充電器２０１４を有する場合の給電システム２０００を例示するブロック図である。
【００６１】
充電器２０１４は、直流バス２０６０と蓄電池２０１２とを接続する位置に設けられる。そして、充電器２０１４は、設定された大きさの電流を直流バス２０６０から蓄電池２０１２へ出力するように構成されている。予測部２０８２や制御部２０８４は、充電器２０１４に所望の電流値を設定することで、直流バス２０６０から蓄電池２０１２へ出力される電力の大きさを制御する。
【００６２】
なお、第１発電装置２０２０の出力電圧が垂下した場合、給電制御装置２０８０は、蓄電池２０１２へ出力する電流を小さくする（例えば０にする）ように充電器２０１４を制御することが好ましい。こうすることで、蓄電池２０１２には、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０によって発電された電力の内、負荷１０によって消費されずに余った電力が充電されるようになる。
【００６３】
＜出力電力を算出するための回路構成について＞
前述した通り、予測部２０８２や制御部２０８４は、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０の出力電力を算出する必要がある。そのためには、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０について、出力電流及び出力電圧を測定する必要がある。以下、図７を用いてその方法を説明する。
【００６４】
図７は、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０の出力電流及び出力電圧を測定する測定装置を含む給電システム２０００の回路構成の概要を例示する図である。電流計７０は、第１発電装置２０２０の出力電流の大きさを測る電流計である。電流計７２は、第２発電装置２０４０の出力電流の大きさを測る電流計である。予測部２０８２は、電流計７２によって測定された電流の大きさを取得することで、第２発電装置２０４０の出力電流を監視する。また、電流計７０は、第１発電装置２０２０の出力電流を監視する場合に用いられる。
【００６５】
電圧計１００は、直流バス２０６０の内、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０を並列に接続した箇所の電圧を測定する電圧計である。ここで、第２発電装置２０４０から電力が出力されている間、電圧計１００が示す電圧は、第２発電装置２０４０の出力電圧である。そこで、予測部２０８２は、電圧計１００によって測定された電圧の大きさを取得することで、第２発電装置２０４０の出力電圧を監視する。そして、この電圧の大きさ及び電流計７２から取得する第２発電装置２０４０の電流の大きさを用いて第２発電装置２０４０の出力電力を算出することで、第２発電装置２０４０の出力電力を監視する。
【００６６】
一方、第１発電装置２０２０からも電力が出力されている間は、電圧計１００が示す電圧は、第１発電装置２０２０の出力電圧でもある。そこで予測部２０８２は、この電圧の大きさ及び電流計７０から取得する第１発電装置２０２０の電流の大きさを用いて第１発電装置２０２０の出力電力を算出することで、第１発電装置２０２０の出力電力も監視する。
【００６７】
また制御部２０８４は、電流計７４及び電圧計１００を用いて、負荷電力を算出する。直流バス２０６０から負荷１０へ出力される電流の大きさは、電流計７４によって測定される。また、電流計７４が設置されている箇所の電圧は、電圧計１００によって測定される電圧と等しい。そこで、制御部２０８４は、電流計７４によって測定される電流の大きさと、電圧計１００によって測定される電圧とから、負荷電力を算出する。
【００６８】
ただし、制御部２０８４が負荷電力を算出する方法は、電流計７４と電圧計１００を用いる方法に限定されない。例えば制御部２０８４は、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０から直流バス２０６０へ出力されている電力の合計値から、蓄電装置２０１０へ供給している電力を引くことで、負荷電力を算出してもよい。この場合、給電システム２０００は、電流計７４を備えなくてよい。
【００６９】
なお図７において、ダイオード９０は直流バス２０６０から第１発電装置２０２０へ電流が逆流することを防ぐダイオードであり、ダイオード９２は直流バス２０６０から第２発電装置２０４０へ電流が逆流することを防ぐダイオードである。
【００７０】
＜給電制御装置２０８０のハードウエア構成例＞
給電制御装置２０８０の各機能構成部は、各機能構成部を実現するハードウエア（例：ハードワイヤードされた電子回路など）で実現されてもよいし、ハードウエアとソフトウエアとの組み合わせ（例：電子回路とそれを制御するプログラムの組み合わせなど）で実現されてもよい。以下、各機能構成部をハードウエアとソフトウエアとの組み合わせで実現する場合について、その構成を具体的に例示する。
【００７１】
例えば給電制御装置２０８０は、PC（Personal Computer）、携帯端末、又はサーバマシンなどの種々の計算機として実装される。ここで給電制御装置２０８０は、給電制御装置２０８０を実装するための専用の計算機に実装されてもよいし、その他のアプリケーション等も含まれている汎用の計算機に実装されてもよい。
【００７２】
図８は、給電制御装置２０８０のハードウエア構成を例示するブロック図である。給電制御装置２０８０は、バス１０２０、プロセッサ１０４０、メモリ１０６０、ストレージ１０８０、及び入出力インタフェース１１００を有する。バス１０２０は、プロセッサ１０４０、メモリ１０６０、ストレージ１０８０、及び入出力インタフェース１１００が、相互にデータを送受信するためのデータ伝送路である。ただし、プロセッサ１０４０などを互いに接続する方法は、バス接続に限定されない。プロセッサ１０４０は、例えば CPU (Central Processing Unit) や GPU (Graphics Processing Unit) などの演算処理装置である。メモリ１０６０は、例えば RAM (Random Access Memory) や ROM (Read Only Memory) などのメモリである。ストレージ１０８０は、例えばハードディスク、SSD (Solid State Drive)、又はメモリカードなどの記憶装置である。また、ストレージ１０８０は、RAM や ROM 等のメモリであってもよい。入出力インタフェース１１００は、給電制御装置２０８０が入出力デバイスや外部の装置等との間でデータを送受信するための入出力インタフェースである。
【００７３】
ストレージ１０８０は、給電制御装置２０８０の機能を実現するためのプログラムを記憶している。具体的には、予測部２０８２及び制御部２０８４の機能をそれぞれ実現するプログラムモジュールを記憶している。プロセッサ１０４０は、これら各プログラムモジュールを実行することで、予測部２０８２及び制御部２０８４の機能をそれぞれ実現する。ここでプロセッサ１０４０は、上記各モジュールを実行する際、これらのモジュールをメモリ１０６０上に読み出してから実行してもよいし、メモリ１０６０上に読み出さずに実行してもよい。
【００７４】
給電制御装置２０８０のハードウエア構成は図８に示した構成に限定されない。例えば、各プログラムモジュールはメモリ１０６０に格納されてもよい。この場合、給電制御装置２０８０は、ストレージ１０８０を備えていなくてもよい。
【００７５】
＜作用・効果＞
本実施形態において、第１発電装置２０２０は発電能力が高い（最大出力電力が大きい）メインの発電装置と言え、第２発電装置２０４０は発電能力が低い（最大出力電力が小さい）サブの発電装置と言える。そして本実施形態では、サブの発電装置の最大出力電力を算出し、この算出結果からメインの発電装置の最大出力電力を予測する。
【００７６】
ここで、第１発電装置２０２０のみ（メインの発電装置のみ）を用いて給電システムを構築する場合、第１発電装置２０２０の出力電流を徐々に増加させていくことで、第１発電装置２０２０の最大出力電力を探ることとなる。そのためこの方法の場合、第１発電装置２０２０の最大出力電力を割り出すまでの間に、第１発電装置２０２０によって発電された多くのエネルギーを無駄にしてしまう。
【００７７】
これに対し本実施形態では、給電制御装置２０８０は、発電能力が低いサブの発電装置（第２発電装置２０４０）からの電力供給を増やしながらメインの発電装置（第１発電装置２０２０）の最大出力電力を算出する。もしくは給電制御装置２０８０は、サブの発電装置の出力電力が既に最大出力電力に達している場合、その時点の出力電力を最大出力電力と見なして算出する。そして給電制御装置２０８０は、この算出結果を用いて第１発電装置２０２０の最大出力電力を予測する。
【００７８】
このような制御により、第２発電装置２０４０から出力される電力は、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測に用いられると共に、負荷へ供給される。そのため、第１発電装置２０２０の最大出力電力を予測するまでに主に無駄になる電力は、第２発電装置２０４０からの電力供給を増やしながら最大出力電力を算出するまでの間に活用できない第１発電装置２０２０の発電電力である。ここで、第２発電装置２０４０は第１発電装置２０２０と比較して発電能力が低く、短時間で最大出力電力に達するため、給電制御装置２０８０は短時間で第１発電装置２０２０の最大出力電力を予測できる。その結果、従来の方法と比較し、無駄になる電力は少ない。よって、本実施形態によれば、発電されたエネルギーをより有効に利用することができる。
【００７９】
また本実施形態によれば、メインの発電装置から電力を供給中にメインの発電装置の最大発電量(最大出力電力)が変動した場合でも、随時、サブの発電装置の最大発電量(最大出力電力)の変動からメインの発電装置の最大発電量(最大出力電力)の変動を予測できる。そのため、常に余剰電力を把握しつつ蓄電装置２０１０への充電量が余剰電力を超えないように制御することができる。よって、発電装置によって発電されたエネルギーをより有効に利用することができる。
【００８０】
［実施形態２］
図９は、実施形態２に係る給電システム２０００を例示するブロック図である。図９において、矢印は情報の流れを表している。さらに、図９において、各ブロックは、ハードウエア単位の構成ではなく、機能単位の構成を表している。本実施形態の給電システム２０００は、以下で説明する点を除き、実施形態１の給電システム２０００と同様の機能及び構成を有する。
【００８１】
本実施形態２の給電システム２０００は、直流バス２０６０の途中に、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１００が設置されている。ＤＣ／ＤＣコンバータ２１００は、直流バス２０６０を介して第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０と直列に接続されている。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１００は、第１発電装置２０２０から供給される電力及び第２発電装置２０４０から供給される電力を、直流バス２０６０を介して負荷１０および蓄電装置２０１０へ出力する。ここで、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１００は、入力された電力を所定の電圧に変換して出力する。
【００８２】
前述した通り、例えば、負荷へ電力が供給されていないケースを想定すると、予測部２０８２は第２発電装置２０４０の出力電流を 0 などの小さい値から増加させていく。具体的には、予測部２０８２は、蓄電装置２０１０へ供給する電流の大きさを大きくしていくことで、第２発電装置２０４０から出力される電流の大きさを大きくしてく。そのため、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１００へ入力される電力は、初めの内は第２発電装置２０４０から出力される電力のみとなる。その後、第２発電装置２０４０の出力電圧が第１発電装置２０２０の最大出力電圧まで低下したところで、第１発電装置２０２０からもＤＣ／ＤＣコンバータ２１００へ電力が出力されるようになる。以降は、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０の双方からＤＣ／ＤＣコンバータ２１００へ電力が入力される。
【００８３】
ここで、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０は、第１発電装置２０２０の最大出力電圧が、第２発電装置２０４０の出力電力が最大のときの第２発電装置２０４０の出力電圧以下となるように構成されることが好ましい。例えば図２において、第１発電部２０２２の最大出力電圧 MV1 は、第２発電部２０４２の最大出力電力 MP2 に対応する第２発電部２０４２の出力電圧 V2 よりも小さくなっている。
【００８４】
これにより、第１発電装置２０２０からＤＣ／ＤＣコンバータ２１００へ電力が出力され始めるタイミングが、第２発電装置２０４０の出力電力が最大出力電力になった後になる。そのため、予測部２０８２は、第１発電装置２０２０から電力が出力される前に、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出できる。よって、第１発電装置２０２０から出力される電力をより有効に利用できるようになる。
【００８５】
一方、前述した通り、既に第１発電装置２０２０からの電力も供給されているケースでも、予測部２０８２は第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出できる。その時点での第２発電装置２０４０の出力電力を、第２発電装置２０４０の最大出力電力にほぼ相当する値として割り出すことができるためである。
【００８６】
＜回路構成例＞
図１０は、実施形態２の給電システム２０００の回路構成の概要を例示する図である。図１０において、実施形態１で説明した図７に同符号の機能構成部が示されている構成部は、その同符号の機能構成部と同様の機能を有する。
【００８７】
本実施形態では、直流バス２０６０にＤＣ／ＤＣコンバータ２１００が設けられている。そして、電圧計１００は、直流バス２０６０の内、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０を並列に接続した箇所とＤＣ／ＤＣコンバータ２１００とを接続する部分に設けられている。
【００８８】
なお本実施形態において、電流計７４を用いて負荷電力を算出する方法は、実施形態１における方法と異なる。その理由は、電流計７４が設置されている箇所の電圧が、電圧計１００によって測定される電圧と異なる場合があるためである。そこで例えば、給電システム２０００は、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１００と負荷１０との間の任意の箇所に電圧計１０２を有する。電圧計１０２により、電流計７４が設置されている箇所の電圧が測定される。そして制御部２０８４は、電流計７４によって測定された電流の大きさ及び電圧計１０２によって測定された電圧から、負荷電力を算出する。ただし、電流計７４を用いずに負荷電力を算出する方法は、実施形態１と同様である。
【００８９】
＜作用・効果＞
本実施形態２でも実施形態１と同様の効果が得られる。さらに、本実施形態２では、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０から供給される電力は、ＤＣ／ＤＣコンバータを介して、負荷１０及び蓄電装置２０１０に供給されるため、出力電圧の変動が大きい第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０の影響を受けずに、負荷１０が要求する電圧で安定的に電力を供給することができる。
【００９０】
［実施形態３］
図１１は、実施形態３に係る給電システム２０００を例示するブロック図である。図１１において、矢印は情報の流れを表している。さらに、図１１において、各ブロックは、ハードウエア単位の構成ではなく、機能単位の構成を表している。本実施形態の給電システム２０００は、以下で説明する点を除き、実施形態１の給電システム２０００と同様の機能及び構成を有する。
【００９１】
実施形態３の第１発電装置２０２０は、第１発電部２０２２及び第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２０２４を有する。第１発電部２０２２は発電を行う機能構成部であり、例えば図５で説明した第１太陽電池５０を有する。第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２０２４は、第１発電部２０２２によって発電された電力を第１発電装置２０２０の外部へ出力する際における出力電圧を制御する。
【００９２】
実施形態３の第２発電装置２０４０は、第２発電部２０４２及び第２ＤＣ／ＤＣコンバータ２０４４を有する。第２発電部２０４２は発電を行う機能構成部であり、例えば図５で説明した第２太陽電池６０を有する。第２ＤＣ／ＤＣコンバータ２０４４は、第２発電部２０４２によって発電された電力を第２発電装置２０４０の外部へ出力する際における出力電圧を制御する。
【００９３】
このように、実施形態３では、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０の双方にそれぞれＤＣ／ＤＣコンバータを設けることにより、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０の出力電圧を所望の値に設定できる。ただし、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ２０４４によって制御される第２発電装置２０４０の最大出力電圧は、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２０２４によって制御される第１発電装置２０２０の最大出力電圧より大きく設定される。
【００９４】
なお、本実施形態３では、実施形態１および２とは異なり、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０の双方にそれぞれ独立にＤＣ／ＤＣコンバータを設けている。そのため、第１発電装置２０２０が有する第１発電部２０２２と第２発電装置２０４０が有する第２発電部２０４２もそれぞれ独立に MPPT 制御される点で、実施形態１や２とは異なる。
【００９５】
例えば、第１ＤＣ／ＤＣコンバータ２０２４の出力電圧が５５Ｖに設定されており、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ２０４４の出力電圧が５６Ｖに設定されているとする。負荷１０へ電力が供給されていないケースを想定すると、予測部２０８２は第２発電装置２０４０の出力電流を 0 などの小さい値から増加させていく。具体的には、予測部２０８２は、蓄電装置２０１０へ供給する電流の大きさを大きくしていくことで、第２発電装置２０４０から出力される電流の大きさを大きくしてく。MPPT 制御により第２発電装置２０４０の出力電流を増加させていくと、第２発電部２０４２の出力電流の増加と共に出力電圧が低下していき、やがて第２発電部２０４２の最大出力電力点に到達する。第２発電部２０４２からは最大出力電力を超える大きな電力は供給できないため、予測部２０８２が第２発電部２０４２から蓄電装置２０１０へ供給する電流の大きさをさらに大きくしようとすると、第２ＤＣ／ＤＣコンバータ２０４４に設定された５６Ｖという電圧を維持できなくなり、第２発電装置２０４０の出力電圧が垂下する。そして、第２発電装置２０４０の出力電圧が５５Ｖまで下がると、第１発電装置２０２０からも電力が出力されるようになる。その結果、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０の双方から電力が出力されるようになる。
【００９６】
上記の想定において、予測部２０８２は、第１発電装置２０２０から電力が出力される前であって、MPPT 制御により第２発電装置２０４０の第２発電部２０４２が最大出力電力点に到達した時点で、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出することができる。よって、第１発電装置２０２０から出力される電力をより有効に利用できるようになる。
【００９７】
一方、既に第１発電装置２０２０からの電力も供給されているケースでも、予測部２０８２は、その時点で MPPT 制御中の第２発電装置２０４０の最大出力電力の値を用いて、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を算出できる。
【００９８】
＜回路構成例＞
図１２は、実施形態３の給電システム２０００の回路構成を例示する図である。図１２において、実施形態１で説明した図７に同符号の機能構成部が示されている構成部は、その同符号の機能構成部と同様の機能を有する。本実施形態では、実施形態１と同様に、直流バス２０６０の内、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０とを並列に接続する箇所に、電圧計１００が設けられている。
【００９９】
なお、本実施形態では、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０の出力電圧をＤＣ／ＤＣコンバータによって制御するため、第１発電部２０２２の最大出力電圧を第２発電部２０４２の最大出力電圧より小さくする必要はない。例えば、第１発電部２０２２の最大出力電圧と第２発電部２０４２の最大出力電圧が同じになるように構成してもよい。例えば第１発電部２０２２において直列に接続する単位発電要素の数と、第２発電部２０４２において直列に接続する単位発電要素の数とを同じにすることができる。
【０１００】
なお本実施形態において、電流計７４を用いて負荷電力を算出する方法及び電流計７４を用いずに負荷電力を算出する方法はいずれも、実施形態１における方法と同様である。
【０１０１】
＜作用・効果＞
本実施形態によれば、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０それぞれにＤＣ／ＤＣコンバータを備えるため、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０の出力電圧をそれぞれ所望の値に制御できるという利点がある。そのため、実施形態１や２とは異なり、第１発電部２０２２の最大出力電圧を第２発電部２０４２の最大出力電圧より小さく設計する必要がない。さらに、第１発電部２０２２と第２発電部２０４２をそれぞれ独立に MPPT 制御できるため、MPPT 制御中の第２発電装置２０４０の最大出力電力の値を用いて、第１発電装置２０２０の最大出力電力の予測値を容易に算出することができる。
【０１０２】
［実施形態４］
図１３は、実施形態４に係る給電システム２０００を例示するブロック図である。図１３において、矢印は情報の流れを表している。さらに、図１３において、各ブロックは、ハードウエア単位の構成ではなく、機能単位の構成を表している。本実施形態の給電システム２０００は、以下で説明する点を除き、実施形態１から３のいずれかの給電システム２０００と同様の機能及び構成を有する。なお図１３は、実施形態４の給電システム２０００が実施形態１の給電システム２０００と同様の構成を有する場合を例示している。
【０１０３】
実施形態４の給電システム２０００は、整流器２１４０を有する。そして、給電システム２０００は、整流器２１４０を介して外部電源１１０と接続されている。整流器２１４０は、直流バス２０６０から外部電源１１０へ電流が逆流することを防ぐように構成されている。外部電源１１０は、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０から出力される電力だけでは、負荷１０によって消費される電力及び蓄電池２０１２によって充電される電力を賄いきれない場合に利用される。例えば外部電源１１０は、系統電源である。
【０１０４】
通常は、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０から供給できる最大発電量(最大出力電力)を予測し、常に余剰電力を把握しつつ蓄電装置２０１０への充電量が余剰電力を超えないように制御する。したがって、例えば、負荷１０によって消費される電力のみであっても、第１発電装置２０２０及び第２発電装置２０４０から出力される電力だけでは賄いきれない場合や、急激な負荷の増加又は発電量の減少で上記制御が追いつかない場合などに限り、外部電源１１０を利用することになる。
【０１０５】
整流器２１４０は、外部電源１１０の出力電圧の大きさを制御する役割を持っていてもよい。例えばこの場合、外部電源１１０が系統電源であれば、整流器２１４０は交流から直流へ電力を変換するＡＣ／ＤＣコンバータである。
【０１０６】
整流器２１４０の出力電圧は、第１発電装置２０２０の最大出力電圧よりも低い値に設定される。この構成により、第１発電装置２０２０から出力される電力と第２発電装置２０４０から出力される電力の合計が、負荷１０によって消費される電力及び充電器２０１４へ入力される電力の合計よりも小さくなると、第１発電装置２０２０の出力電圧が垂下する。そして、第１発電装置２０２０の出力電圧が整流器２１４０の出力電圧まで垂下すると、外部電源１１０からも電力が出力されるようになる。その結果、負荷１０によって消費される電力及び蓄電池２０１２によって充電される電力が、第１発電装置２０２０、第２発電装置２０４０、及び外部電源１１０によって賄われるにようになる。
【０１０７】
＜作用・効果＞
本実施形態によれば、外部電源１１０を利用することにより、第１発電装置２０２０と第２発電装置２０４０によって発電される電力だけでは、負荷１０によって消費される電力及び蓄電池２０１２によって充電される電力を賄いきれない場合でも、安定して負荷１０及び蓄電池２０１２へ電力を供給することができる。
【０１０８】
以上、図面を参照して本発明の実施形態について述べたが、これらは本発明の例示であり、上記以外の様々な構成を採用することもできる。
【０１０９】
例えば前述の各実施形態では、余剰電力を蓄電装置２０１０に充電するように給電システム２０００を構成しているが、余剰電力の利用方法は充電に限られない。例えば、余剰電力を外部のシステム等に売電するように給電システム２０００を構成してもよい。
【０１１０】
図１４は、蓄電装置２０１０の代わりに売電制御装置２１２０を有する給電システム２０００を例示するブロック図である。図１４において、矢印は情報の流れを表している。さらに、図１４において、各ブロックは、ハードウエア単位の構成ではなく、機能単位の構成を表している。本実施形態の給電システム２０００は、以下で説明する点を除き、実施形態１から３のいずれかの給電システム２０００と同様の機能及び構成を有する。
【０１１１】
売電制御装置２１２０は、直流バス２０６０から供給された電力を売電先１３０へ出力する装置である。例えば売電制御装置２１２０は、充電器２０１４と同様に、出力する電流の大きさを制御できるように構成されている。
【０１１２】
図１４に示す給電システム２０００において、給電制御装置２０８０は、前述の各実施形態で説明した方法で余剰電力を算出する。そして給電制御装置２０８０は、売電制御装置２１２０から売電先１３０へ出力する（売電する）電力を余剰電力以下の値に設定する。例えば売電可能な電力の大きさを売電先１３０へ提示して電力の売買を行う場合、給電制御装置２０８０は、前述した方法で算出した余剰電力の大きさを、売電可能な電力の大きさとして売電先１３０へ提示する。そして給電制御装置２０８０は、売電先１３０との売買契約によって決まった売電電力の大きさを売電先１３０へ出力するように、売電制御装置２１２０を制御する。
【０１１３】
なお、売電可能な電力を売電先へ提示して売買契約を行う手法については、様々な既知の手法を利用することができる。この既知の手法の説明については省略する。
【０１１４】
このように給電システム２０００を売電に利用することで、売電可能な電力（余剰電力）を早期に算出・提示できるようになる。よって、簡便な方法により、発電した電力を効率よく売電できるようになる。
【０１１５】
なお給電システム２０００は、蓄電装置２０１０と売電制御装置２１２０の双方を有していてもよい。売電電力の大きさは必ずしも余剰電力の大きさと一致しないため、売電してもなお発電した電力が余ることがある。このような場合、給電制御装置２０８０は、余剰電力の大きさから売電電力の大きさを引いた大きさの電力が蓄電装置２０１０に供給されるように制御を行う。
【０１１６】
また、売電を行う給電システム２０００においても、実施形態４で説明したように外部電源１１０から電力の供給を受けるように構成してもい。
【０１１７】
以下、参考形態の例を付記する。
１．  第１発電装置と、
最大出力電圧が前記第１発電装置よりも大きく、かつ最大出力電力が前記第１発電装置よりも小さい第２発電装置と、
前記第１発電装置及び前記第２発電装置を並列に接続し、かつ前記第１発電装置及び前記第２発電装置から供給される電力を出力する直流バスと、
給電制御装置と、を有し、
前記第２発電装置の出力電力が最大のときの前記第２発電装置の出力電圧は、前記第１発電装置の出力電力が最大のときの前記第１発電装置の出力電圧よりも大きく、
前記給電制御装置は、
前記第２発電装置の出力電圧及び出力電流の実測値を用いて前記第２発電装置の最大出力電力を算出し、その算出結果に基づいて前記第１発電装置の最大出力電力の予測値を算出する予測手段と、
前記第１発電装置の最大出力電力の予測値及び第２発電装置の最大出力電力に基づき、前記直流バスから出力される電力の大きさを制御する制御手段と、
を有する給電システム。
２．  前記第１発電装置の最大出力電圧は、前記第２発電装置の出力電力が最大のときの前記第２発電装置の出力電圧以下である１．に記載の給電システム。
３．  前記直流バスを介して前記第１発電装置及び前記第２発電装置と直列に接続されており、かつ前記第１発電装置から供給される電力及び前記第２発電装置から供給される電力を前記負荷及び前記蓄電装置へ出力するＤＣ／ＤＣコンバータを有する１．又は２．に記載の給電システム。
４．  前記第１発電装置及び前記第２発電装置はそれぞれ、複数の単位発電要素を有し、
前記第１発電装置において直列に接続される前記単位発電要素の数は、前記第２発電装置において直列に接続される前記単位発電要素の数より少なく、
前記第１発電装置が有する前記単位発電要素の数は、前記第２発電装置が有する前記単位発電要素の数よりも多い１．乃至３．いずれか一つに記載の給電システム。
５．  前記第１発電装置は、前記第１発電装置の最大出力電圧を制御する第１ＤＣ／ＤＣコンバータを有し、
前記第２発電装置は、前記第２発電装置の最大出力電圧を制御する第２ＤＣ／ＤＣコンバータを有し、
前記第２ＤＣ／ＤＣコンバータによって制御される前記第２発電装置の最大出力電圧は、前記第１ＤＣ／ＤＣコンバータによって制御される前記第１発電装置の最大出力電圧よりも大きい１．又は２．に記載の給電システム。
６．  供給される電力を充電する蓄電装置を有し、
前記直流バスは、供給される電力を負荷及び前記蓄電装置に出力し、
前記制御手段は、前記第１発電装置の最大出力電力の予測値、前記第２発電装置の最大出力電力、及び前記負荷に供給されている負荷電力に基づいて、前記蓄電装置に供給可能な余剰電力を算出し、前記直流バスから前記蓄電装置へ出力される電力が前記余剰電力以下となるように制御を行う１乃至５いずれか１つに記載の給電システム。
７．  １．乃至６．いずれか一つに記載の給電システムが有する給電制御装置。
８．  給電システムを制御する給電制御装置によって実行される制御方法であって、
前記給電システムは、第１発電装置と、最大出力電圧が前記第１発電装置よりも大きく、かつ最大出力電力が前記第１発電装置よりも小さい第２発電装置と、前記第１発電装置及び前記第２発電装置を並列に接続し、かつ前記第１発電装置及び前記第２発電装置から供給される電力を出力する直流バスと、を有し、
前記第２発電装置の出力電力が最大のときの前記第２発電装置の出力電圧は、前記第１発電装置の出力電力が最大のときの前記第１発電装置の出力電圧よりも大きく、
当該制御方法は、
前記第２発電装置の出力電圧及び出力電流の実測値を用いて前記第２発電装置の最大出力電力を算出し、その算出結果に基づいて前記第１発電装置の最大出力電力の予測値を算出する予測ステップと、
前記第１発電装置の最大出力電力の予測値及び前記第２発電装置の最大出力電力に基づき、前記直流バスから出力される電力の大きさを制御する制御ステップと、
を有する制御方法。
９．  前記第１発電装置の最大出力電圧は、前記第２発電装置の出力電力が最大のときの前記第２発電装置の出力電圧以下である８．に記載の制御方法。
１０．  前記直流バスを介して前記第１発電装置及び前記第２発電装置と直列に接続されており、かつ前記第１発電装置から供給される電力及び前記第２発電装置から供給される電力を前記負荷及び前記蓄電装置へ出力するＤＣ／ＤＣコンバータを有する８．又は９．に記載の制御方法。
１１．  前記第１発電装置及び前記第２発電装置はそれぞれ、複数の単位発電要素を有し、
前記第１発電装置において直列に接続される前記単位発電要素の数は、前記第２発電装置において直列に接続される前記単位発電要素の数より少なく、
前記第１発電装置が有する前記単位発電要素の数は、前記第２発電装置が有する前記単位発電要素の数よりも多い８．乃至１０．いずれか一つに記載の制御方法。
１２．  前記第１発電装置は、前記第１発電装置の最大出力電圧を制御する第１ＤＣ／ＤＣコンバータを有し、
前記第２発電装置は、前記第２発電装置の最大出力電圧を制御する第２ＤＣ／ＤＣコンバータを有し、
前記第２ＤＣ／ＤＣコンバータによって制御される前記第２発電装置の最大出力電圧は、前記第１ＤＣ／ＤＣコンバータによって制御される前記第１発電装置の最大出力電圧よりも大きい８．又は９．に記載の制御方法。
１３．  前記給電システムは、供給される電力を充電する蓄電装置を有し、
前記直流バスは、供給される電力を負荷及び前記蓄電装置に出力し、
当該制御ステップは、前記第１発電装置の最大出力電力の予測値、前記第２発電装置の最大出力電力、及び前記負荷に供給されている負荷電力に基づいて、前記蓄電装置に供給可能な余剰電力を算出し、前記直流バスから前記蓄電装置へ出力される電力が前記余剰電力以下となるように制御を行う８．乃至１２．いずれか１つに記載の給電システム。
１４．  コンピュータを、１．乃至６．いずれか一つに記載の給電システムが有する給電制御装置として動作させるプログラム。
【符号の説明】
【０１１８】
１０  負荷
２０  蓄電池
３０  ソーラーアレイ
４０  ソーラーパネル
５０  第１太陽電池
６０  第２太陽電池
７０、７２  電流計
９０、９２  ダイオード
１００  電圧計
１１０  外部電源
１３０  売電先
１０２０  バス
１０４０  プロセッサ
１０６０  メモリ
１０８０  ストレージ
１１００  入出力インタフェース
２０００  給電システム
２０１０  蓄電装置
２０１２  蓄電池
２０１４  充電器
２０２０  第１発電装置
２０２２  第１発電部
２０２４  第１ＤＣ／ＤＣコンバータ
２０４０  第２発電装置
２０４２  第２発電部
２０４４  第２ＤＣ／ＤＣコンバータ
２０６０  直流バス
２０８０  給電制御装置
２０８２  予測部
２０８４  制御部
２１００  ＤＣ／ＤＣコンバータ
２１２０  売電制御装置
２１４０  整流器
【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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