(57)【要約】【課題】並列接続された複数の蓄電部（２０ａ、２０ｂ）が連携して負荷（２）に電力を供給する場合において、負荷（２）にできるだけ長い時間電力を供給し続ける。【解決手段】電力変換システム（１０）において、第１制御部（１２ａ）は、第１蓄電部（２０ａ）から監視データを取得し、第１蓄電部（２０ａ）の残容量を第２制御部１２ｂに通知し、第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）の出力電圧を設定する。第２制御部（１２ｂ）は、負荷（２）に供給される合計電流と、第１蓄電部（２０ａ）の残容量と、第２蓄電部（２０ｂ）の残容量を基に、第１蓄電部（２０ａ）の残容量と第２蓄電部（２０ｂ）の残容量が近づくように第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の出力電流を制御する。【選択図】図１
2017085769.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第１ＤＣ−ＡＣ変換部と、
前記第１蓄電部から監視データを取得するとともに、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部を制御する第１制御部と、
第２蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第２ＤＣ−ＡＣ変換部と、
前記第２蓄電部から監視データを取得するとともに、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部を制御する第２制御部と、を備え、
前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路と、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路は結合されており、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流の合計電流が負荷に供給され、
前記第１制御部は、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電圧を設定し、前記第１蓄電部の残容量を前記第２制御部に通知し、
前記第２制御部は、前記負荷に供給される合計電流と、前記第１蓄電部の残容量と、前記第２蓄電部の残容量を基に、前記第１蓄電部の残容量と前記第２蓄電部の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流を制御することを特徴とする電力変換システム。
【請求項２】
前記第２制御部は、前記負荷に供給される合計電流と、前記第１蓄電部の残容量と前記第２蓄電部の残容量の比率に応じて前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流を制御することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
【請求項３】
前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部と前記第１蓄電部との間のノードに、再生可能エネルギーに基づき発電する第１発電装置からの直流出力経路が接続され、
前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部と前記第２蓄電部との間のノードに、再生可能エネルギーに基づき発電する第２発電装置からの直流出力経路が接続され、
前記第１制御部は、前記第１蓄電部の残容量、前記第１蓄電部からの放電量／前記第１蓄電部への充電量を前記第２制御部に通知し、
前記第２制御部は、前記負荷に供給される合計電流、前記第１蓄電部の残容量、前記第１蓄電部からの放電量／前記第１蓄電部への充電量、前記第２蓄電部の残容量、前記第２蓄電部からの放電量／前記第２蓄電部への充電量を基に、前記第１蓄電部の残容量と前記第２蓄電部の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流を制御することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
【請求項４】
前記第２制御部は、前記第２蓄電部の残容量が下限に達したとき、前記第１蓄電部の残容量が下限値にオフセット値を加えた値になるよう、前記出力電流の目標値を決定することを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項５】
前記第２制御部は、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流を所定時間毎に算出することを特徴とする請求項１から４のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項６】
前記第２制御部は、直近に推定された前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流に、１単位前に推定された前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流の目標値を漸次的に近づけることを特徴とする請求項１から５のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項７】
第１蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第１ＤＣ−ＡＣ変換部と、
第２蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第２ＤＣ−ＡＣ変換部と、
前記第１蓄電部と前記第２蓄電部から監視データを取得するとともに、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部を制御する制御部と、を備え、
前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路と、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路は結合されており、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流の合計電流が負荷に供給され、
前記制御部は、前記負荷に供給される合計電流と、前記第１蓄電部の残容量と、前記第２蓄電部の残容量を基に、前記第１蓄電部の残容量と前記第２蓄電部の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流を制御することを特徴とする電力変換システム。
【請求項８】
出力電圧が設定されているＤＣ−ＡＣ変換部であり、第１蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第１ＤＣ−ＡＣ変換部と、第２蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第２ＤＣ−ＡＣ変換部と、を制御する制御装置であって、
前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路と、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路は結合されており、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流の合計電流が負荷に供給され、
前記制御装置は、
前記負荷に供給される合計電流と、前記第１蓄電部の残容量と、前記第２蓄電部の残容量を基に、前記第１蓄電部の残容量と前記第２蓄電部の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流を制御することを特徴とする制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、直流電力を交流電力に変換する電力変換システム、及び電力変換システムで使用される制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
蓄電池や太陽光発電システム等を備える蓄電システムを複数設置する場合において、停電等により系統連系モードから自立運転モードに切り替わった後、複数の蓄電システムが連携して負荷に電力を供給するシステムがある。このシステムではマスタとなる蓄電システム（以下、メインの蓄電システムという）から所定の電圧で負荷に電力を供給し、スレーブとなる蓄電システム（以下、サブの蓄電システムという）が、メインの蓄電システムの出力に電流を重畳することにより複数の蓄電システムが連携する（例えば、特許文献１参照）。
【０００３】
メインの蓄電システムからは、負荷で消費される電流の内、サブの蓄電システムから出力される電流を差し引いた電流が出力される。一般的に、各蓄電システムから出力される電流は、負荷で消費される電流を、並列接続される蓄電システムの台数で割った値に制御される。例えば、メインの蓄電システムが１台、サブの蓄電システムが１台のシステムでは、１：１の電流比で負荷に電流が供給される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００４】
【特許文献１】特開２００５−２９５７０７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
上述の複数の蓄電システムでは、メインの蓄電システムの容量が下限に達してしまうと、サブの蓄電システムの容量が下限に達していない状態でも、負荷電圧を規定できなくなり、サブの蓄電システムの動作も停止してしまう。
【０００６】
本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、並列接続された複数の蓄電システムが連携して負荷に電力を供給する場合において、負荷にできるだけ長い時間電力を供給し続けることを可能とする電力変換システム及び制御装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００７】
上記課題を解決するために、本発明のある態様の電力変換システムは、第１蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第１ＤＣ−ＡＣ変換部と、前記第１蓄電部から監視データを取得するとともに、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部を制御する第１制御部と、第２蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第２ＤＣ−ＡＣ変換部と、前記第２蓄電部から監視データを取得するとともに、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部を制御する第２制御部と、を備える。前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路と、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路は結合されており、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流の合計電流が負荷に供給され、前記第１制御部は、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電圧を設定し、前記第１蓄電部の残容量を前記第２制御部に通知し、前記第２制御部は、前記負荷に供給される合計電流と、前記第１蓄電部の残容量と、前記第２蓄電部の残容量を基に、前記第１蓄電部の残容量と前記第２蓄電部の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流を制御する。
【０００８】
本発明の別の態様は、制御装置である。この装置は、出力電圧が設定されているＤＣ−ＡＣ変換部であり、第１蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第１ＤＣ−ＡＣ変換部と、第２蓄電部から供給される直流電力を交流電力に変換する第２ＤＣ−ＡＣ変換部と、を制御する制御装置であって、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路と、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力経路は結合されており、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の交流出力電流の合計電流が負荷に供給され、前記制御装置は、前記負荷に供給される合計電流と、前記第１蓄電部の残容量と、前記第２蓄電部の残容量を基に、前記第１蓄電部の残容量と前記第２蓄電部の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部の出力電流を制御する。
【０００９】
なお、以上の構成要素の任意の組み合わせ、本発明の表現を方法、装置、システムなどの間で変換したものもまた、本発明の態様として有効である。
【発明の効果】
【００１０】
本発明によれば、並列接続された複数の蓄電システムが連携して負荷に電力を供給する場合において、負荷にできるだけ長い時間電力を供給し続けることが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】本発明の実施の形態１に係る蓄電システムの構成を示す図である。
【図２】実施の形態１に係る蓄電システムの自立運転モードにおける動作の一例を示すフローチャートである。
【図３】本発明の実施の形態２に係る蓄電システムの構成を示す図である。
【図４】図４（ａ）−（ｃ）は、実施の形態２に係る蓄電システムにおける自立運転モード時の制御例を模式的に示す図である。
【図５】実施の形態２に係るアシスト比の算出方法の具体例で使用する判定条件を規定したテーブルを示す図である。
【図６】実施の形態２に係るアシスト比の算出方法の具体例を説明するためのフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
（実施の形態１）
図１は、本発明の実施の形態１に係る蓄電システム１の構成を示す図である。蓄電システム１は、第１蓄電部２０ａ、第２蓄電部２０ｂ、及び電力変換システム１０を備える。電力変換システム１０は、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａ、第１制御部１２ａ、蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａ、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂ、第２制御部１２ｂ、及び蓄電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ｂを含む。電力変換システム１０は、第１蓄電部２０ａ、第２蓄電部２０ｂのパワーコンディショナ機能を１つの筐体にまとめて設置したものである。
【００１３】
第１蓄電部２０ａは第１蓄電池２１ａおよび第１監視部２２ａを含む。第１蓄電池２１ａは、直列または直並列接続された複数の蓄電池セルにより構成される。蓄電池セルにはリチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池などを使用できる。なお第１蓄電池２１ａの代わりに電気二重層コンデンサを使用してもよい。第１監視部２２ａは当該複数の蓄電池セルの状態（例えば、電圧、電流、温度）を監視し、当該複数の蓄電池セルの監視データを通信線を介して第１制御部１２ａに送信する。
【００１４】
第２蓄電部２０ｂは第２蓄電池２１ｂおよび第２監視部２２ｂを含む。第２蓄電池２１ｂおよび第２監視部２２ｂの構成および動作は、第１蓄電池２１ａおよび第１監視部２２ａの構成および動作と同様である。なお蓄電池の種類および／または容量は第１蓄電池２１ａと第２蓄電池２１ｂで異なっていてもよい。
【００１５】
第１監視部２２ａと第１制御部１２ａ間、第２監視部２２ｂと第２制御部１２ｂ、第１制御部１２ａと第２制御部１２ｂ間はそれぞれシリアル通信で接続される。例えば、ＲＳ−４８５規格に準拠した半二重通信で相互にデータが通信される。
【００１６】
蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａは、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータであり、第１制御部１２ａから設定された電圧値または電流値で第１蓄電池２１ａを充放電する。第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａは、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータであり、第１蓄電池２１ａからの放電時、蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａを介して第１蓄電池２１ａから供給される直流電力を交流電力に変換して出力する。また第１蓄電池２１ａへの充電時、系統から入力される交流電力を直流電力に変換して出力する。第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａは、第１制御部１２ａから設定された電圧値または電流値で交流電力または直流電力を出力する。
【００１７】
第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの交流端は、第１制御部１２ａからの指示に応じて系統連系端子または自立出力端子に選択的に接続される。蓄電システム１が系統連系モードで動作している場合、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの交流端は、系統連系端子に接続される。系統連系端子は分電盤（不図示）を介して系統に接続されている。
【００１８】
系統連系モードにおける放電時間帯では、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａは第１蓄電部２０ａから供給される直流電力を交流電力に変換し、分電盤から分岐される配電線に接続されている負荷（不図示）に供給する。第１制御部１２ａは第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａまたは蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａに、系統電圧に対応する電圧値を設定する。また第１制御部１２ａは、系統から負荷に供給される交流電流の周波数および位相に同期した交流電流が第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａから出力されるよう、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの動作タイミングを規定する。
【００１９】
系統連系モードにおける充電時間帯では、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａは系統から供給される交流電力を直流電力に変換して、蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａを介して第１蓄電部２０ａに供給する。第１制御部１２ａは充電レートに対応する電流値を、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａまたは蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａに設定する。
【００２０】
蓄電システム１が自立運転モードで動作している場合、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの交流端は、自立出力端子に接続される。
【００２１】
第１制御部１２ａは、第１蓄電部２０ａ、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａ、及び蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａを管理制御する。第１制御部１２ａの構成は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。ハードウェア資源として、ＣＰＵ、ＤＳＰ(Digital Signal Processor)、ＦＰＧＡ(Field-Programmable Gate Array)、ＲＯＭ、ＲＡＭ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源としてファームウェア等のプログラムを利用できる。
【００２２】
第１制御部１２ａは、第１監視部２２ａから取得した監視データをもとに第１蓄電池２１ａの残容量を推定する。例えば、取得した電流値を積算して第１蓄電池２１ａの残容量を推定する。また第１蓄電池２１ａの開回路電圧（ＯＣＶ）から第１蓄電池２１ａの残容量を推定することもできる。残容量は蓄電池からの放電可能容量と考えることができる。残容量は容量値［Ａｈ］で規定されてもよいし、ＳＯＣ（State Of Charge)［％］で規定されてもよい。
【００２３】
また第１制御部１２ａは、第１監視部２２ａから取得した監視データをもとに過電圧、過電流等の異常を検出すると、第１蓄電池２１ａと蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａ間に挿入されているリレー（不図示）をオープンして第１蓄電池２１ａを保護する。
【００２４】
また第１制御部１２ａは、操作部（不図示）からユーザにより入力されたピークカットの設定情報を受け付ける。例えばピークカットの設定情報として、充電時間帯、充電レート、放電時間帯、放電レートを受け付ける。第１制御部１２ａは当該設定情報をもとに第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａおよび蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａを制御する。なお第１蓄電池２１ａをピークカット用途に使用せずバックアップ用途のみに使用してもよい。
【００２５】
蓄電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ｂ、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂ、及び第２制御部１２ｂの基本動作も、蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａ、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａ、及び第１制御部１２ａの基本動作と同様である。
【００２６】
第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの系統連系端子と第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの系統連系端子は、それぞれ別の配電線に接続されてもよいし、同じ配電線に接続されてもよい。以下の説明ではそれぞれ別の配電線に接続されており、系統連系モードにおいて、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａおよび第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂはそれぞれ別の負荷に交流電力を供給する例を想定する。
【００２７】
第１制御部１２ａまたは第２制御部１２ｂの一方が停電を検知すると、他方に停電発生を通知する。第１制御部１２ａおよび第２制御部１２ｂは、それぞれ第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａおよび第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの運転モードを、系統連系モードから自立運転モードに切り替える。具体的には第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａおよび第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの交流端の接続先を、それぞれ系統連系端子から自立出力端子に切り替える。
【００２８】
本実施の形態では、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの自立出力端子に接続される交流出力経路と、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの自立出力端子に接続される交流出力経路が１つに結合される。当該結合された交流出力経路に負荷２が接続される。負荷２は、停電時において優先的に電力供給を受けることができる特定の負荷（例えば、照明灯やエレベータ）であってもよいし、一般の負荷であってもよい。また当該結合された交流出力経路にＡＣコンセントが接続される構成であってもよい。停電時にユーザが当該ＡＣコンセントに電気製品のＡＣプラグを差し込むことにより、当該電気製品を使用することができる。
【００２９】
当該結合された交流出力経路には電流センサＣＴが設置されており、当該電流センサＣＴは検出した電流値を第２制御部１２ｂに通知する。
【００３０】
図１では負荷２に単相２線式の配電線で交流電力が供給される例を示しているが、単相３線式の配電線で交流電力が供給されてもよい。具体的には第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの自立出力端子に接続される交流出力経路に、１次側が単相２線式で２次側が単相３線式のトランスを挿入する。当該トランスの２次巻線の一方の端子に第１電圧線（Ｕ相）が接続され、２次巻線の他方の端子に第２電圧線（Ｖ相）が接続され、２次巻線の中点に中性線（Ｎ相）が接続される。
【００３１】
Ｕ−Ｎ相間、及びＮ−Ｖ相間からそれぞれ、当該トランスの１次巻線に印加された電圧の半分の電圧を取り出すことができる。１次巻線に印加された電圧が２００Ｖの場合、Ｕ−Ｎ相間、及びＮ−Ｖ相間からそれぞれ１００Ｖを取り出すことができる。なおＵ−Ｖ相間からは２００Ｖを取り出すことができる。
【００３２】
第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの自立出力端子に接続される単相２線式の一方の配線は第１電圧線（Ｕ相）に結合され、他方の配線は第２電圧線（Ｖ相）に結合される。単相３線式の場合、電流センサＣＴは第１電圧線（Ｕ相）と第２電圧線（Ｖ相）にそれぞれ設置され、２つの電流センサによりそれぞれ検出された電流値が第２制御部１２ｂに通知される。第２制御部１２ｂは当該２つの電流値をもとに、単相３線式の配電線に接続された、１つ又は２つの負荷に流れる合計電流を算出する。
【００３３】
自立運転モードにおいて第１制御部１２ａは、第１蓄電池２１ａの残容量を第２制御部１２ｂに通知する。また第１制御部１２ａは、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの出力電圧の目標値を所定の電圧値（例えば、１００Ｖ／２００Ｖ）に設定する。第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａ内のインバータ回路の駆動回路は、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの出力電圧値が目標電圧値を維持するよう、当該インバータ回路のデューティ比を適応的に変化させる。
【００３４】
自立運転モードにおいて第２制御部１２ｂは、電流センサＣＴから負荷２に供給されている負荷電流ＩＬを取得する。負荷電流ＩＬは、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの自立出力端子から出力されている交流出力電流と第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの自立出力端子から出力されている交流出力電流の合計電流である。
【００３５】
また第２制御部１２ｂは、第２監視部２２ｂから取得した監視データをもとに第２蓄電池２１ｂの残容量を推定する。また第２制御部１２ｂは、第１制御部１２ａから第１蓄電池２１ａの残容量を取得する。
【００３６】
第２制御部１２ｂは、負荷電流ＩＬ、第１蓄電池２１ａの残容量、第２蓄電池２１ｂの残容量をもとに、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電流の目標値を決定し、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂに設定する。第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂ内のインバータ回路の駆動回路は、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電流値が目標電流値を維持するよう、当該インバータ回路のデューティ比を適応的に変化させる。
【００３７】
第２制御部１２ｂは、第１蓄電池２１ａの残容量と第２蓄電池２１ｂの残容量が近づくように、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電流の目標値を決定する。例えば、負荷電流ＩＬと、第１蓄電池２１ａの残容量と第２蓄電池２１ｂの残容量の比率に応じて当該目標値を決定する。具体的にはまず、第１蓄電池２１ａと第２蓄電池２１ｂから負荷２に供給する総電流の内、第１蓄電池２１ａから供給する電流と第２蓄電池２１ｂから供給する電流の比率を、第１蓄電池２１ａの残容量と第２蓄電池２１ｂの残容量の比率に応じて決定する。次に第２蓄電池２１ｂから供給する電流の比率を、検出された負荷電流ＩＬに乗じて、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電流の目標値を決定する。
【００３８】
例えば、第１蓄電池２１ａの残容量が４０［Ａｈ］で、第２蓄電池２１ｂの残容量が１０［Ａｈ］の場合、第２蓄電池２１ｂから供給する電流の比率は２０％になる。第１蓄電池２１ａをメイン蓄電池、第２蓄電池２１ｂをサブ蓄電池と考えた場合、サブ蓄電池が２０％のアシスト比で負荷２に電力を供給することになる。第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａからは、サブ蓄電池から供給される電流の分、負荷２が低下して見える。負荷２の総消費電流の内、サブ蓄電池から供給される電流を差し引いた電流がメイン蓄電池から供給されることになる。メイン蓄電池からは、過負荷状態にならない限り電力が出力され続けることになる。
【００３９】
図２は、実施の形態１に係る蓄電システム１の自立運転モードにおける動作の一例を示すフローチャートである。上述の説明ではメイン蓄電池の残容量とサブ蓄電池の残容量が、ほぼ同時に放電下限値に到達する例を示したが、本フローチャートではメイン蓄電池の残容量にオフセットを持たせる。すなわち、サブ蓄電池の残容量が下限に達したとき、メイン蓄電池の残容量が下限値＋オフセット値になるように、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電流の目標値を決定する。
【００４０】
この制御を実現するには、上述のメイン蓄電池とサブ蓄電池の電流比の算出において、メイン蓄電池の実際の残容量ＭＣからオフセット値ＯＦＳＴを差し引いた残容量ＭＣ  ｏｆｓｔを、メイン蓄電池の残容量として扱えばよい。
【００４１】
第２制御部１２ｂは、負荷電流ＩＬ［Ａ］、メイン蓄電池のオフセットを加味した残容量ＭＣ  ｏｆｓｔ［Ａｈ］、及びサブ蓄電池の残容量ＳＣ［Ａｈ］を特定する（Ｓ１０）。負荷電流ＩＬ［Ａ］は電流センサＣＴから取得する。メイン蓄電池のオフセットを加味した残容量ＭＣ  ｏｆｓｔ［Ａｈ］は、第１制御部１２ａから取得したメイン蓄電池の残容量ＭＣからオフセット値ＯＦＳＴを引いて求める。サブ蓄電池の残容量ＳＣ［Ａｈ］は第２監視部２２ｂから取得した監視データをもとに求める。
【００４２】
第２制御部１２ｂは、メイン蓄電池のオフセットを加味した残容量ＭＣ  ｏｆｓｔ［Ａｈ］とサブ蓄電池の残容量ＳＣ［Ａｈ］を加算した全体の残容量に対するサブ蓄電池の残容量ＳＣ［Ａｈ］の比率を、サブ蓄電池のアシスト比ａ［％］として算出する（Ｓ１１）。第２制御部１２ｂは、負荷電流ＩＬにアシスト比ａ［％］を乗じて、サブ蓄電池から供給すべき電流値Ｉｓを算出する（Ｓ１２）。第２制御部１２ｂは算出した電流値Ｉｓを第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂに目標電流値として設定する（Ｓ１３）。
【００４３】
以上のステップＳ１０〜ステップＳ１３までの処理が自立運転モードが終了するまで（Ｓ１４のＹ）、繰り返し実行される（Ｓ１４のＮ）。負荷２の消費電力は変動しているため、所定の周期で負荷電流ＩＬ［Ａ］、メイン蓄電池のオフセットを加味した残容量ＭＣ  ｏｆｓｔ［Ａｈ］、及びサブ蓄電池の残容量ＳＣ［Ａｈ］を特定し（Ｓ１０）、サブ蓄電池から供給すべき電流値Ｉｓを算出する（Ｓ１２）。これにより、絶えず更新された電流値Ｉｓが第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂに設定され（Ｓ１３）、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａから出力される電流も絶えず変動する。
【００４４】
以上説明したように実施の形態１によれば、自立運転モードにおいて、並列接続されたメイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量がほぼ同時に下限に到達するよう、それぞれの出力電流が決定されるため、メイン蓄電池の残容量が先に下限に到達することを回避できる。従って、負荷２にできるだけ長く蓄電池からバックアップ電力を供給し続けることができる。
【００４５】
負荷電圧を規定しているメイン側の蓄電池の残容量が下限に達した時点で、サブ蓄電池の容量が残っていても、負荷２に電力を供給することができなくなる。従って、メイン蓄電池の残容量がサブ蓄電池の残容量より先に下限に到達することを回避する必要がある。これに対して本実施の形態によれば、メイン蓄電池の残容量とサブ蓄電池の残容量の比率に応じて、メイン蓄電池から負荷２に出力される電流量とサブ蓄電池から負荷２に出力される電流量が調整されるため、メイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量をほぼ同時に下限に到達させることができる。なおメイン蓄電池の残容量にオフセットを持たせておけば、より確実に、メイン蓄電池の残容量がサブ蓄電池の残容量より先に下限に到達することを回避することができる。
【００４６】
なおサブ蓄電池の残容量がメイン蓄電池の残容量より先に下限に到達した場合、メイン蓄電池からの放電は継続できる。しかしながら、メイン蓄電池から負荷２への系とサブ蓄電池から負荷２への系のいずれかに不具合が発生しても負荷２への給電を継続するという観点からは、メイン蓄電池とサブ蓄電池の両方から給電できる状態をできるだけ維持することが望ましい。
【００４７】
系統連系モードにおいて、メイン蓄電池とサブ蓄電池がそれぞれ別々の負荷に電力を供給している場合、停電により自立運転モードに切り替わった時点でメイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量が大きく異なっていることがある。このような場合において、メイン蓄電池から負荷２に出力される電流量とサブ蓄電池から負荷２に出力される電流量が等しくなるように制御すると、メイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量が下限に到達するタイミングが大きくずれることになる。本実施の形態によれば、このような事態も回避することができる。
【００４８】
なお実施の形態１において、蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａ及び蓄電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ｂを省略し、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａと第１蓄電池２１ａ、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂと第２蓄電池２１ｂを直接接続する構成も可能である。この場合、第１蓄電池２１ａの電圧値または電流値は第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａで全て規定され、第２蓄電池２１ｂの電圧値または電流値は第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂで全て規定される。
【００４９】
（実施の形態２）
図３は、本発明の実施の形態２に係る蓄電システム１の構成を示す図である。実施の形態２に係る蓄電システム１は、図１の実施の形態１に係る蓄電システム１に、第１太陽光発電システム３０ａ、太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ａ、第２太陽光発電システム３０ｂ、太陽電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ｂが追加された構成である。
【００５０】
第１太陽光発電システム３０ａは、直並列接続された複数の太陽電池セルを含み、太陽光エネルギーを電力に変換して出力する。太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ａは、第１太陽光発電システム３０ａから出力される直流電力を、第１制御部１２ａから設定された電圧値の直流電力に変換して出力する。なお太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ａにＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）機能が搭載されている場合、太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ａは第１太陽光発電システム３０ａが最大動作点で発電できるよう電圧値を決定する。
【００５１】
太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ａの出力経路は、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａと蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａの間のノードＮａに接続される。すなわち、第１太陽光発電システム３０ａの発電電流は、第１蓄電池２１ａの充電電流／放電電流と合算されて第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの直流端に出力される。
【００５２】
第２太陽光発電システム３０ｂおよび太陽電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ｂの構成および動作は、第１太陽光発電システム３０ａおよび太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ａの構成および動作と同様である。なお太陽光発電システムの発電容量は、第１太陽光発電システム３０ａと第２太陽光発電システム３０ｂで異なっていてもよい。
【００５３】
なお図３では、負荷２に単相２線式の配電線で交流電力が供給される例を示しているが、上述したように単相３線式の配電線で交流電力が供給されてもよい。
【００５４】
実施の形態２のように第１太陽光発電システム３０ａ及び第２太陽光発電システム３０ｂが設けられる蓄電システム１では、上述のアシスト比ａの演算において、第１太陽光発電システム３０ａ及び第２太陽光発電システム３０ｂの発電量を考慮する必要がある。第１太陽光発電システム３０ａと第１蓄電池２１ａはＤＣリンクしているため、自立運転モードでは、第１蓄電池２１ａの充電／放電量から第１太陽光発電システム３０ａの発電量を推定することができる。同様に第２蓄電池２１ｂの充電／放電量から第２太陽光発電システム３０ｂの発電量を推定することができる。
【００５５】
自立運転モードにおいて第１制御部１２ａは、第１監視部２２ａから出力される電流値、電圧値をもとに第１蓄電池２１ａの充電／放電量と残容量を推定する。第１蓄電池２１ａが充電しているか放電しているかは電流の向きにより特定できる。第１制御部１２ａは、推定した第１蓄電池２１ａの充電／放電量と、第１蓄電池２１ａの残容量を第２制御部１２ｂに通知する。また実施の形態１と同様に第１制御部１２ａは、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの出力電圧の目標値を所定の電圧値（例えば、１００Ｖ／２００Ｖ）に設定する。
【００５６】
第２制御部１２ｂは、第２監視部２２ｂから出力される電流値、電圧値をもとに第２蓄電池２１ｂの充電／放電電力と残容量を推定する。第２制御部１２ｂは、負荷電流ＩＬ、第１蓄電池２１ａの残容量、第１蓄電池２１ａの充電／放電量、第２蓄電池２１ｂの残容量、第２蓄電池２１ｂの充電／放電量をもとに、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電流の目標値を決定し、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂに設定する。実施の形態２でも実施の形態１と同様に第２制御部１２ｂは、第１蓄電池２１ａの残容量と第２蓄電池２１ｂの残容量が近づくように、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電流の目標値を決定する。
【００５７】
図４（ａ）−（ｃ）は、実施の形態２に係る蓄電システム１における自立運転モード時の制御例を模式的に示す図である。図４（ａ）−（ｃ）に示す例ではメイン蓄電池の残容量が４０［Ａｈ］、サブ蓄電池の残容量が１０［Ａｈ］の例を示している。実施の形態１に示したアシスト比ａの演算により、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂから負荷２に１［ｋＷ］が供給され、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａから負荷２に４［ｋＷ］が供給されている。このアシスト比ａ（２０％）は第１太陽光発電システム３０ａ及び第２太陽光発電システム３０ｂの発電量を考慮せずに算出された値である。
【００５８】
図４（ａ）は第１太陽光発電システム３０ａが５［ｋＷ］を発電し、第２太陽光発電システム３０ｂが発電していない例である。第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの出力電力が４［ｋＷ］に制御されているため、第１太陽光発電システム３０ａが５［ｋＷ］を発電するとメイン蓄電池に１［ｋＷ］充電されることになる。第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電力は１［ｋＷ］に制御されているため、第２太陽光発電システム３０ｂが発電していない状態ではサブ蓄電池から１［ｋＷ］放電されることになる。この例ではメイン蓄電池が充電でサブ蓄電池が放電であるため、メイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量が拡大することになる。
【００５９】
図４（ｂ）は第１太陽光発電システム３０ａが５［ｋＷ］を発電し、第２太陽光発電システム３０ｂが１［ｋＷ］を発電する例である。第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの出力電力が４［ｋＷ］に制御されているため、第１太陽光発電システム３０ａが５［ｋＷ］を発電するとメイン蓄電池に１［ｋＷ］充電されることになる。第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電力は１［ｋＷ］に制御されているため、第２太陽光発電システム３０ｂが１［ｋＷ］を発電するとサブ蓄電池から１［ｋＷ］を放電しなくてすむことになる。ただしサブ蓄電池が充電されるわけではなくメイン蓄電池は充電されるため、この例でもメイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量が拡大することになる。
【００６０】
図４（ｃ）は第１太陽光発電システム３０ａが１［ｋＷ］を発電し、第２太陽光発電システム３０ｂが５［ｋＷ］を発電する例である。第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの出力電力が４［ｋＷ］に制御されているため、第１太陽光発電システム３０ａが１［ｋＷ］を発電するとメイン蓄電池から３［ｋＷ］放電されることになる。第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電力は１［ｋＷ］に制御されているため、第２太陽光発電システム３０ｂが５［ｋＷ］を発電するとサブ蓄電池に４［ｋＷ］充電されることになる。この例ではメイン蓄電池が放電でサブ蓄電池が充電であるため、メイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量が縮小することになる。
【００６１】
図４（ａ）、（ｂ）に示す例のように、メイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量の比率からアシスト比ａを決定するとメイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量が拡大してしまう場合がある。以上を踏まえ、第２制御部１２ｂは次のようにアシスト比ａを決定する。
【００６２】
第１太陽光発電システム３０ａと第２太陽光発電システム３０ｂの両方が発電している場合、第２制御部１２ｂはメイン蓄電池の残容量、サブ蓄電池の残容量、第１太陽光発電システム３０ａの発電量、第２太陽光発電システム３０ｂの発電量に基づきアシスト比ａを決定する。
【００６３】
第１太陽光発電システム３０ａと第２太陽光発電システム３０ｂの両方が発電していない場合、第２制御部１２ｂはメイン蓄電池の残容量、サブ蓄電池の残容量に基づきアシスト比ａを決定する。この決定処理は実施の形態１に係る決定処理と同様になる。
【００６４】
残容量が少ない方の蓄電池に接続された太陽光発電システム３０のみが発電している場合、第２制御部１２ｂは当該太陽光発電システム３０の発電電力を残容量が少ない方の蓄電池の充電に回すよう制御する。例えば、残容量が少ない方の蓄電池からの放電がゼロになるようにアシスト比ａを決定する。残容量が少ない方の蓄電池がメイン蓄電池である場合はアシスト比ａが大きくなり、サブ蓄電池である場合はアシスト比ａが小さくなる。
【００６５】
残容量が多い方の蓄電池に接続された太陽光発電システム３０のみが発電している場合、第２制御部１２ｂは残容量が少ない方の蓄電池からの放電が最小になるようアシスト比ａを決定する。残容量が少ない方の蓄電池がメイン蓄電池である場合はアシスト比ａが最大になり、サブ蓄電池である場合はアシスト比ａが最小になる。
【００６６】
以下、実施の形態２に係るアシスト比ａの算出方法の具体例を示す。この例ではメイン蓄電池の充電／放電電力ＭＢＰ［Ｗ］、サブ蓄電池の充電／放電電力ＳＢＰ［Ｗ］、メイン蓄電池のオフセットを加味した残容量ＭＣ  ｏｆｓｔ［Ａｈ］、及びサブ蓄電池の残容量ＳＣ［Ａｈ］をもとに、蓄電システム１の状態を９パターンに分類する。なおメイン蓄電池の充電／放電電力ＭＢＰの値が正のときは充電を意味し、負のときは放電を意味する。サブ蓄電池の充電／放電電力ＳＢＰも同様である。
【００６７】
図５は、実施の形態２に係るアシスト比ａの算出方法の具体例で使用する判定条件を規定したテーブルを示す図である。図６は、実施の形態２に係るアシスト比ａの算出方法の具体例を説明するためのフローチャートである。この具体例では、アシスト比ａの変動範囲を０．００〜１．００（０〜１００％）とし、１回の更新につきアシスト比ａが変動するステップ幅は０．０１（１％）とする。
【００６８】
図６のフローチャートにおいて、第２制御部１２ｂはアシスト比ａの初期値として０．５を設定する（Ｓ２０）。すなわち第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａから出力される電流と第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂから出力される電流の比率を１：１から始める。なおアシスト比ａの初期値として、メイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量の比率に応じた値を使用してもよい。
【００６９】
第２制御部１２ｂは、負荷電流ＩＬ［Ａ］、メイン蓄電池の充電／放電電力ＭＢＰ［Ｗ］、メイン蓄電池の残容量ＭＣ  ｏｆｓｔ［Ａｈ］、サブ蓄電池の充電／放電電力ＳＢＰ［Ｗ］、及びサブ蓄電池の残容量ＳＣ［Ａｈ］を特定する（Ｓ２１）。
【００７０】
第２制御部１２ｂは、図５に示すテーブルを参照して条件１〜３のいずれかに該当するか否か判定する（Ｓ２２）。該当する場合（Ｓ２２のＹ）、第２制御部１２ｂは、アシスト比ａを１単位デクリメントする。具体的には１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａから０．０１を減算して新たなアシスト比ａを算出する（Ｓ２６）。条件１〜３はメイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量が拡大する（サブ蓄電池の残容量がメイン蓄電池の残容量に対して相対的に減少する）場合であり、アシスト比ａを下げることによりサブ蓄電池の残容量の相対的な減少を抑える。
【００７１】
条件１〜３のいずれにも該当しない場合（Ｓ２２のＮ）、第２制御部１２ｂは条件４〜６のいずれかに該当するか否か判定する（Ｓ２３）。該当する場合（Ｓ２３のＹ）、第２制御部１２ｂは、アシスト比ａを１単位インクリメントする。具体的には１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａに０．０１を加算して新たなアシスト比ａを算出する（Ｓ２７）。条件４〜６はメイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量が拡大する（メイン蓄電池の残容量がサブ蓄電池の残容量に対して相対的に減少する）場合であり、アシスト比ａを上げることによりメイン蓄電池の残容量の相対的な減少を抑える。
【００７２】
条件１〜６のいずれにも該当しない場合（Ｓ２３のＮ）、第２制御部１２ｂは直近に取得した、メイン蓄電池のオフセットを加味した残容量ＭＣ  ｏｆｓｔ［Ａｈ］と、サブ蓄電池の残容量ＳＣ［Ａｈ］を、演算式［ａ＝ＳＣ／（ＭＣ  ｏｆｓｔ＋ＳＣ）］にあてはめて、最新の実際のアシスト比ａを算出する。
【００７３】
第２制御部１２ｂは最新の実際のアシスト比ａと１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａを比較する。最新の実際のアシスト比ａが１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａより大きい場合（Ｓ２４のＹ）、第２制御部１２ｂは、１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａに０．０１を加算して新たなアシスト比ａを算出する（Ｓ２７）。本具体例では、アシスト比ａを０．０１単位で増減させるため、１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａを最新の実際のアシスト比ａまでいっきに変更せずに、最新の実際のアシスト比ａに０．０１近づける処理となる。
【００７４】
算出した最新の実際のアシスト比ａが１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａより小さい場合（Ｓ２４のＮ、Ｓ２５のＹ）、第２制御部１２ｂは、１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａから０．０１を減算して新たなアシスト比ａを算出する（Ｓ２６）。
【００７５】
算出した最新の実際のアシスト比ａが１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａと等しい場合（Ｓ２４のＮ、Ｓ２５のＮ）、第２制御部１２ｂは、１周期前のアシスト比ｐｒｅ  ａをそのまま新たなアシスト比ａとする（Ｓ２８）。この場合、アシスト比ａを変更する必要はない。
【００７６】
第２制御部１２ｂは、負荷電流ＩＬに新たなアシスト比ａを乗じて、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂから供給すべき電流値Ｉｓを算出する（Ｓ２９）。第２制御部１２ｂは算出した電流値Ｉｓを第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂに目標電流値として設定する（Ｓ３０）。
【００７７】
以上のステップＳ２１〜ステップＳ３０までの処理が自立運転モードが終了するまで（Ｓ３１のＹ）、繰り返し実行される（Ｓ３１のＮ）。負荷２の消費電力、第１太陽光発電システム３０ａの発電量、第２太陽光発電システム３０ｂの発電量は変動しているため、所定の周期で負荷電流ＩＬ［Ａ］、メイン蓄電池の充電／放電電力ＭＢＰ［Ｗ］、サブ蓄電池の充電／放電電力ＳＢＰ［Ｗ］、メイン蓄電池のオフセットを加味した残容量ＭＣ  ｏｆｓｔ［Ａｈ］、及びサブ蓄電池の残容量ＳＣ［Ａｈ］を特定し（Ｓ２１）、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂから供給すべき電流値Ｉｓを算出する（Ｓ２９）。これにより、絶えず更新された電流値Ｉｓが第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂに設定され（Ｓ３０）、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａから出力される電流も絶えず変動する。
【００７８】
なお本具体例ではアシスト比ａが１周期で０．０１単位でしか変動しないため、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂ及び第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａから出力される電流の変動は緩やかになる。
【００７９】
以上説明したように実施の形態２によれば、第１太陽光発電システム３０ａ及び第２太陽光発電システム３０ｂを備える蓄電システム１においても実施の形態１と同様の効果を奏する。すなわち、第１太陽光発電システム３０ａ及び第２太陽光発電システム３０ｂの発電量を考慮した上で、自立運転モードにおいて、並列接続されたメイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量をほぼ同時に下限に到達させることができる。従って、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａと第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの両方から負荷２にできるだけ長くバックアップ電力を供給し続けることができる。
【００８０】
また第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの目標電流値を、負荷電流ＩＬ、太陽光発電システムの発電量の変動を考慮して常時更新し続けることにより、メイン蓄電池とサブ蓄電池の残容量が下限に到達するタイミングを高精度に一致させることができる。
【００８１】
また第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの目標電流値を、直近の条件を反映した目標電流値に漸次的に近づけるように制御するため、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの出力電流のハンチングを抑制することができる。その結果、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａの出力電流のハンチングも抑制することができる。
【００８２】
以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。
【００８３】
実施の形態２では、再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置として太陽光発電システムを使用する例を説明したが、風力発電装置やマイクロ水力発電装置など他の発電装置を使用してもよい。いずれの発電装置も自然環境の変化により発電量が変化する発電装置である。なお発電装置の出力が交流の場合、発電装置の後段のＤＣ−ＤＣコンバータは、ＡＣ−ＤＣコンバータに置き換えられる。
【００８４】
実施の形態２では、アシスト比ａを０．０１（１％）のステップ幅で増減させる例を説明したが、より細かなステップ幅で増減させてもよいし、より粗いステップ幅で増減させてもよい。設計者は、蓄電池、太陽電池、ＤＣ−ＡＣコンバータ等の仕様、実験値、シミュレーション値をもとにアシスト比ａのステップ幅、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの目標電流値の更新間隔を決定する。なお設計者は、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂの目標電流値を、直近の条件を反映した目標電流値に瞬時に合わせる制御を採用してもよい。
【００８５】
また実施の形態１、２では第１制御部１２ａと第２制御部１２ｂを別々の基板に設ける例を説明したが、両者を１つの基板に一体的に実装してもよい。その場合、第１制御部１２ａと第２制御部１２ｂ間の通信処理は不要になる。
【００８６】
また実施の形態１、２では第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａ、第１制御部１２ａ、蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａ、（太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ａ）、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂ、第２制御部１２ｂ、蓄電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ｂ、（太陽電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ｂ）を１つの筐体内にまとめて設置する例を説明した。この点、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａ、第１制御部１２ａ、蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａ、（太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ａ）と、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂ、第２制御部１２ｂ、蓄電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ｂ、（太陽電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ｂ）をそれぞれ別々の筐体内に設置してもよい。例えば、第２蓄電部２０ｂと第２太陽光発電システム３０ｂを後付けした場合、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ｂ、第２制御部１２ｂ、蓄電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ｂ、（太陽電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ｂ）は、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ１１ａ、第１制御部１２ａ、蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１３ａ、（太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１４ａ）と別々の筐体になり、第１制御部１２ａと第２制御部１２ｂは通信線で接続されることになる。
【００８７】
また実施の形態１、２に係る制御は、自立運転モードにおいて、蓄電池が３つ以上並列接続される蓄電システム１にも適用可能である。３つ以上の蓄電池の残容量がほぼ同時に下限に到達するよう、２つ以上のサブ蓄電池がそれぞれ接続された２つ以上のＤＣ−ＡＣコンバータの出力電流値が決定されればよい。
【００８８】
なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。
【００８９】
［項目１］
第１蓄電部（２０ａ）から供給される直流電力を交流電力に変換する第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）と、
前記第１蓄電部（２０ａ）から監視データを取得するとともに、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）を制御する第１制御部（１２ａ）と、
第２蓄電部（２０ｂ）から供給される直流電力を交流電力に変換する第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）と、
前記第２蓄電部（２０ｂ）から監視データを取得するとともに、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）を制御する第２制御部（１２ｂ）と、を備え、
前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）の交流出力経路と、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の交流出力経路は結合されており、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）の交流出力電流と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の交流出力電流の合計電流が負荷（２）に供給され、
前記第１制御部（１２ａ）は、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）の出力電圧を設定し、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量を前記第２制御部（１２ｂ）に通知し、
前記第２制御部（１２ｂ）は、前記負荷（２）に供給される合計電流と、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量と、前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量を基に、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量と前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の出力電流を制御することを特徴とする電力変換システム（１０）。
これによれば、第１蓄電部（２０ａ）と第２蓄電部（２０ｂ）の両方から、より長く負荷（２）に電力を供給し続けることができる。
［項目２］
前記第２制御部（１２ｂ）は、前記負荷（２）に供給される合計電流と、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量と前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量の比率に応じて前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の出力電流を制御することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１０）。
これによれば、第１蓄電部（２０ａ）と第２蓄電部（２０ｂ）の残容量が下限に到達するタイミングをほぼ同時期に合わせることができる。
［項目３］
前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）と前記第１蓄電部（２０ａ）との間のノード（Ｎａ）に、再生可能エネルギーに基づき発電する第１発電装置（３０ａ）からの直流出力経路が接続され、
前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）と前記第２蓄電部（２０ｂ）との間のノード（Ｎｂ）に、再生可能エネルギーに基づき発電する第２発電装置（３０ｂ）からの直流出力経路が接続され、
前記第１制御部（１２ａ）は、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量、前記第１蓄電部（２０ａ）からの放電量／前記第１蓄電部（２０ａ）への充電量を前記第２制御部（１２ｂ）に通知し、
前記第２制御部（１２ｂ）は、前記負荷（２）に供給される合計電流、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量、前記第１蓄電部（２０ａ）からの放電量／前記第１蓄電部（２０ａ）への充電量、前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量、前記第２蓄電部（２０ｂ）からの放電量／前記第２蓄電部（２０ｂ）への充電量を基に、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量と前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１２ｂ）の出力電流を制御することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１０）。
これによれば、発電装置（３０ａ、３０ｂ）が接続されている構成において、第１ＤＣ−ＡＣコンバータ（１１ａ）と第２ＤＣ−ＡＣコンバータ（１１ｂ）の両方から、より長く負荷（２）に電力を供給し続けることができる。
［項目４］
前記第２制御部（１２ｂ）は、前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量が下限に達したとき、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量が下限値にオフセット値を加えた値になるよう、前記出力電流を制御することを特徴とする項目１から３のいずれかに記載の電力変換システム（２０）。
これによれば、第１蓄電部（２０ａ）の残容量が、第２蓄電部（２０ｂ）より先に下限に到達することを、より確実に回避することができる。
［項目５］
前記第２制御部（１２ｂ）は、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の出力電流を制御することを特徴とする項目１から４のいずれかに記載の電力変換システム（１０）。
これによれば、時々刻々と変化する環境変化を、第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の出力電流の目標値に即座に反映させることができる。
［項目６］
前記第２制御部（１２ｂ）は、直近に推定された前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の出力電流に、１単位前に推定された前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の出力電流の目標値を漸次的に近づけることを特徴とする項目１から５のいずれかに記載の電力変換システム（１０）。
これによれば、第２ＤＣ−ＡＣコンバータ（１１ｂ）及び第１ＤＣ−ＡＣコンバータ（１１ａ）の出力電流の変動を緩やかにすることができる。
［項目７］
第１蓄電部（２０ａ）から供給される直流電力を交流電力に変換する第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）と、
第２蓄電部（２０ｂ）から供給される直流電力を交流電力に変換する第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）と、
前記第１蓄電部（２０ａ）と前記第２蓄電部（２０ｂ）から監視データを取得するとともに、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）を制御する制御部（１２ａ、１２ｂ）と、を備え、
前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）の交流出力経路と、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の交流出力経路は結合されており、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）の交流出力電流と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の交流出力電流の合計電流が負荷（２）に供給され、
前記制御部（１２ａ、１２ｂ）は、前記負荷（２）に供給される合計電流と、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量と、前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量を基に、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量と前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の出力電流を制御することを特徴とする電力変換システム（１０）。
これによれば、第１蓄電部（２０ａ）と第２蓄電部（２０ｂ）の両方から、より長く負荷（２）に電力を供給し続けることができる。
［項目８］
出力電圧が設定されているＤＣ−ＡＣ変換部であり、第１蓄電部（２０ａ）から供給される直流電力を交流電力に変換する第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）と、第２蓄電部（２０ｂ）から供給される直流電力を交流電力に変換する第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）と、を制御する制御装置（１２ｂ）であって、
前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）の交流出力経路と、前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の交流出力経路は結合されており、前記第１ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ａ）の交流出力電流と前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の交流出力電流の合計電流が負荷（２）に供給され、
前記制御装置（１２ｂ）は、
前記負荷（２）に供給される合計電流と、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量と、前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量を基に、前記第１蓄電部（２０ａ）の残容量と前記第２蓄電部（２０ｂ）の残容量が近づくように前記第２ＤＣ−ＡＣ変換部（１１ｂ）の出力電流を制御することを特徴とする制御装置（１２ｂ）。
これによれば、第１蓄電部（２０ａ）と第２蓄電部（２０ｂ）の両方から、より長く負荷（２）に電力を供給し続けることができる。
【符号の説明】
【００９０】
１  蓄電システム、  ２  負荷、  １０  電力変換システム、  １１ａ  第１ＤＣ−ＡＣコンバータ、  １２ａ  第１制御部、  １３ａ  蓄電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ、  １４ａ  太陽電池用第１ＤＣ−ＤＣコンバータ、  ２０ａ  第１蓄電部、  ２１ａ  第１蓄電池、  ２２ａ  第１監視部、  １１ｂ  第２ＤＣ−ＡＣコンバータ、  １２ｂ  第２制御部、  １３ｂ  蓄電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ、  １４ｂ  太陽電池用第２ＤＣ−ＤＣコンバータ、  ２０ｂ  第２蓄電部、  ２１ｂ  第２蓄電池、  ２２ｂ  第２監視部、  ＣＴ  電流センサ、  ３０ａ  第１太陽光発電システム、  ３０ｂ  第２太陽光発電システム。
【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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