特開 2023-135057 電力融通方法、コンピュータプログラム、充放電装置及び電力融通システム

(19)【発行国】日本国特許庁(JP)

(12)【公報種別】公開特許公報(A)

(11)【公開番号】P2023135057

(43)【公開日】2023-09-28

(54)【発明の名称】電力融通方法、コンピュータプログラム、充放電装置及び電力融通システム

(51)【国際特許分類】

   H02J 1/00 20060101AFI20230921BHJP

   H02J 1/12 20060101ALI20230921BHJP

   H02J 7/00 20060101ALI20230921BHJP

   H02J 7/02 20160101ALI20230921BHJP

   H02J 7/34 20060101ALI20230921BHJP

   H02J 7/35 20060101ALI20230921BHJP

【ＦＩ】

H02J1/00 306L

H02J1/12

H02J7/00 302C

H02J7/02 J

H02J7/34 B

H02J7/35 K

H02J1/00 304D

【審査請求】未請求

【請求項の数】7

【出願形態】ＯＬ

(21)【出願番号】P 2022040070

(22)【出願日】2022-03-15

(71)【出願人】

【識別番号】507151526

【氏名又は名称】株式会社ＧＳユアサ

(74)【代理人】

【識別番号】100097113

【弁理士】

【氏名又は名称】堀 城之

(74)【代理人】

【識別番号】100162363

【弁理士】

【氏名又は名称】前島 幸彦

(72)【発明者】

【氏名】山口 友寛

(72)【発明者】

【氏名】松本 剛幸

【テーマコード（参考）】

5G165

5G503

【Ｆターム（参考）】

5G165DA01

5G165DA07

5G165EA02

5G165EA03

5G165EA04

5G165HA10

5G165HA16

5G165JA07

5G165LA01

5G165LA02

5G503AA01

5G503AA06

5G503BA04

5G503BB01

5G503CA08

5G503DA04

5G503EA05

5G503GB03

5G503GD03

(57)【要約】

【課題】接続された発電源や負荷による、受電量や送電量を考慮して、直流配線経由の電力融通を制御する充放電装置を提供する。
【解決手段】充放電装置１は、受電部１３と、送電部１４と、電圧変換部１１と、融通制御部１８と、を備える。融通制御部１８は、充放電ルールを補正するための補正量を、直流配線３０のグリッド電圧の変動量に基づいて得られる第１電力量と、受電部１３による受電量及び／又は送電部１４による送電量に基づいて得られる第２電力量と、から算出する。充放電装置１は、補正量で補正した充放電ルールに基づいて充放電を制御する。
【選択図】図１

【特許請求の範囲】

【請求項1】

複数の充放電装置が接続された直流配線を経由した電力融通を行う電力融通方法であって、
各充放電装置における充放電ルールを補正するための補正量を、前記直流配線のグリッド電圧の変動量に基づいて得られる第１電力量と、当該充放電装置に接続された発電源及び／又は負荷による受電量及び／又は送電量に基づいて得られる第２電力量と、から算出し、
前記補正量で補正した充放電ルールに基づいて当該充放電装置における充放電を制御する、電力融通方法。

【請求項2】

複数の充放電装置が接続された直流配線を経由した電力融通を行うコンピュータに、
各充放電装置における充放電ルールを補正するための補正量を、前記直流配線のグリッド電圧の変動量に基づいて得られる第１電力量と、当該充放電装置に接続された発電源及び／又は負荷による受電量及び／又は送電量に基づいて得られる第２電力量と、から算出する処理と、
前記補正量で補正した充放電ルールに基づいて当該充放電装置における充放電を制御する処理と、を実行させるコンピュータプログラム。

【請求項3】

直流配線を経由した電力融通システムのための充放電装置であって、
発電源からの電力を受電する受電部及び／又は負荷に電力を送電する送電部と、
前記直流配線に接続される電圧変換部と、
充放電ルールを補正するための補正量を、前記直流配線のグリッド電圧の変動量に基づいて得られる第１電力量と、前記受電部による受電量及び／又は前記送電部による送電量に基づいて得られる第２電力量と、から算出する融通制御部と、を備え、
前記補正量で補正した前記充放電ルールに基づいて充放電を制御する、充放電装置。

【請求項4】

受電方向の電力量をプラスとした場合、前記融通制御部は、前記第１電力量が前記第２電力量よりも大きいとき、前記充放電ルールを充電電流が大きくなる方向に補正する前記補正量を算出し、前記第１電力量が前記第２電力量よりも小さいとき、前記充放電ルールを放電電流が大きくなる方向に補正する前記補正量を算出する、請求項３記載の充放電装置。

【請求項5】

前記融通制御部は、当該充放電装置に接続された蓄電装置における蓄電量に基づいて、蓄電補正量を算出し、
前記電圧変換部は、前記蓄電補正量及び前記補正量で補正した前記充放電ルールに基づいて充放電を制御する、請求項３又は４に記載の充放電装置。

【請求項6】

前記電圧変換部が、前記グリッド電圧を検出する、請求項３～請求項５のいずれかに記載の充放電装置。

【請求項7】

請求項３～請求項６のいずれかに記載の充放電装置が共通の前記直流配線に複数台接続された電力融通システム。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本発明は、複数の充放電装置が接続された直流配線を経由した電力融通を行う、電力融通方法、コンピュータプログラム、充放電装置及び電力融通システムに関する。

【背景技術】

【0002】

近年、脱炭素化や災害対応を見すえ、太陽光や風力等の再生可能エネルギーを用いた分散型の発電源で発電し、発電された電力をコミュニティで消費するエネルギーシステム（マイクログリッド）が注目されている。マイクログリッドにおける給電方式には、交流給電と直流給電がある。直流給電は、再生可能エネルギーとの親和性が高いとともに設計上の自由度が高く、システムの高効率化・低コスト化が期待できる。

【0003】

直流配線に接続された双方向ＤＣ／ＤＣコンバータを、放電用と充電用とに切り換えて、自律的にサイト間で電力融通を行う、直流マイクログリッドに好適な蓄電システムが提案されている（例えば、特許文献１、２参照）。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0004】

【特許文献1】特許第６４５８８９１号公報

【特許文献2】特開２０２１－１６４２４７号公報

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0005】

特許文献１のシステムでは、発電源が太陽電池であることを想定している。このシステムの動作例を図９に基づいて説明する。図９（ａ）に示すように、発電がある日中は、蓄電池のＳＯＣ（State of charge）が満充電に近い閾値ＴＨ２（例えば、７０％）以上であるときに、ＤＣ／ＤＣコンバータを放電用の設定とし、蓄電池のＳＯＣが閾値ＴＨ２未満であるときに、ＤＣ／ＤＣコンバータを充電用の設定とする。発電がない夜間は、蓄電池のＳＯＣが放電終止ＳＯＣに近い閾値ＴＨ１（例えば、２０％）以上であるときに、ＤＣ／ＤＣコンバータを放電用の設定とし、蓄電池のＳＯＣが閾値ＴＨ１未満であるときに、ＤＣ／ＤＣコンバータを充電用の設定とする。図９において、丸印は、システムに含まれる各蓄電池のＳＯＣを表す。

【0006】

発電がない夜間において、ＳＯＣが閾値ＴＨ１未満となった蓄電池があると、ＳＯＣが閾値ＴＨ１以上である他の蓄電池から電力融通が実施され、それら蓄電池のＳＯＣがある程度平均化される。しかし、図９（ｂ）に示すように、日中において全ての蓄電池のＤＣ／ＤＣコンバータが充電用の設定である場合、蓄電池間で電力融通が実施されず、システムがダウンする可能性がある。

【0007】

特許文献２のシステムでは、蓄電池のＳＯＣに比例して充電ルールをシフトさせることで、全ての蓄電池のＤＣ／ＤＣコンバータが充電用の設定である場合でも、図９（ｃ）に示すように、電力融通を実施させて蓄電池のＳＯＣがある程度平均化される。

【0008】

しかしながら、直流配線からの電力融通量に対して、あるサイトの蓄電池に接続された負荷に供給する送電量が多い場合、図９（ｄ）に示すように、ＳＯＣを平均化しきれず、システムがダウンする場合がある。複数のサイトにおける蓄電池のＳＯＣが等しい場合、各サイトにおける充電ルールのシフト量が等しい。この場合、特許文献２のシステムでは、サイト間で電位差が生まれず、電力が融通されない。その状態で、特定のサイトに負荷が接続されて蓄電池からの電力が消費されると、サイト間で蓄電池のＳＯＣ差が生じ、その差が解消されない可能性がある。

【0009】

本発明の一態様は、各充放電装置に接続された発電源や負荷による、受電量や送電量を考慮して、各充放電装置における直流配線経由の電力融通を制御する電力融通方法、コンピュータプログラム、充放電装置及び電力融通システムを提供する。

【課題を解決するための手段】

【0010】

本発明の一態様に係る、複数の充放電装置が接続された直流配線を経由した電力融通を行う電力融通方法は、各充放電装置における充放電ルールを補正するための補正量を、前記直流配線のグリッド電圧の変動量に基づいて得られる第１電力量と、当該充放電装置に接続された発電源及び／又は負荷による受電量及び／又は送電量に基づいて得られる第２電力量と、から算出し、前記補正量で補正した充放電ルールに基づいて当該充放電装置における充放電を制御する。
この方法は、コンピュータプログラムを実行するコンピュータによって実施されてもよい。コンピュータプログラムは、各充放電装置が備えるプロセッサで実行されてもよいし、一部の処理が外部のコンピュータで実行されてもよい。

【0011】

本発明の一態様に係る、直流配線を経由した電力融通システムのための充放電装置は、発電源からの電力を受電する受電部及び／又は負荷に電力を送電する送電部と、前記直流配線に接続される電圧変換部と、充放電ルールを補正するための補正量を、前記直流配線のグリッド電圧の変動量に基づいて得られる第１電力量と、前記受電部による受電量及び／又は前記送電部による送電量に基づいて得られる第２電力量と、から算出する融通制御部と、を備える。前記充放電装置は、前記補正量で補正した前記充放電ルールに基づいて充放電を制御する。
本発明の一態様に係る電力融通システムは、前記充放電装置が共通の前記直流配線に複数台接続されて構成される。

【発明の効果】

【0012】

本発明の一態様によれば、直流配線のグリッド電圧と、各充放電装置に接続された発電源や負荷による受電量や送電量とを考慮して、各充放電装置が、他の装置との通信をせずとも、直流配線経由の電力融通を自律的に制御できる。これにより、例えば無電化環境（オフグリッド環境）において、マイクログリッドシステムがダウンする可能性を低減できる。

【図面の簡単な説明】

【0013】

【図1】充放電装置の実施の形態の構成を示す図である。

【図2】電力融通システムの構成を示す図である。

【図3】第１電圧変換部に適用される充放電ルールのコンセプトを示すグラフである。

【図4】シフトされた充放電ルールを示すグラフである。

【図5】補正量決定部の機能的な構成を示すブロック図である。

【図6】補正された充放電ルールを示すグラフである。

【図7】平均化制御を説明する図である。

【図8】平均化制御を説明する図である。

【図9】従来の制御則によるＳＯＣの遷移を説明する図である。

【発明を実施するための形態】

【0014】

以下、図を参照して本発明の実施の形態を詳細に説明する。以下の実施の形態において、同様の機能を示す構成には、同一の符号を付して適宜説明を省略する。

【0015】

本実施の形態の充放電装置１は、図１を参照すると、電力融通端子Ｔ１と、蓄電接続端子Ｔ２と、受電端子Ｔ３と、送電端子Ｔ４と、電流センサ１６と、蓄電量検出部１７と、融通制御部１８と、を備える。

【0016】

電力融通端子Ｔ１は、直流配線３０（ＤＣグリッド）に接続され、直流電力を送受電する端子である。蓄電接続端子Ｔ２は、リチウムイオン電池、鉛蓄電池等の蓄電池２に接続された、蓄電池２の充放電用の端子である。蓄電接続端子Ｔ２には、キャパシタ、フライホイール等の、蓄電池２以外の蓄電装置が接続されてもよい。受電端子Ｔ３は、発電源３によって発電された電力を受電する端子である。送電端子Ｔ４は、接続された負荷４（電力負荷）に電力を供給する端子である。

【0017】

充放電装置１は、各サイトに１個配置されて、蓄電接続端子Ｔ２に蓄電池２が接続される。充放電装置１は、図２に示すように、共通の直流配線３０に複数台が接続され、電力会社の送電網につながっていないオフグリッド型の電力融通システムを構成する。図２には、３台の充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃが直流配線３０に接続されて電力融通システムを構成した例が示されている。充放電装置１ａには、蓄電池２ａ、発電源３ａ、及び、負荷４ａが接続されている。充放電装置１ｂには、発電源３が接続されておらず、蓄電池２ｂ及び負荷４ｂが接続されている。充放電装置１ｃには、負荷４が接続されておらず、蓄電池２ｃ及び発電源３ｃが接続されている。直流配線３０に接続される充放電装置１の台数に制限はない。電力融通システムは、無電化地域や防災地区等の、安定した電源（商用電力系統等）に接続されていないＤＣマイクログリッドを形成する。

【0018】

図１に示すように、充放電装置１は、第１電圧変換部１１と、第２電圧変換部１２と、第１電力変換部１３と、第２電力変換部１４と、ＤＣリンク１５と、を備えたオフグリッド型マルチパワーコンディショナである。これらの構成要素は同一の筐体内に収納され、その筐体に端子Ｔ１～Ｔ４が配置される。第１電圧変換部１１、第２電圧変換部１２、第１電力変換部１３、及び、第２電力変換部１４は、ＤＣリンク１５を介して接続されている。

【0019】

本実施の形態における第１電圧変換部１１は、電力融通端子Ｔ１とＤＣリンク１５との間に設けられた、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータである。第１電圧変換部１１は、図３にコンセプトを示す所定の充放電ルールＣＤＣ（ドループ特性）に基づいて、直流配線３０の電圧（以下、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄと称す）の変動量を考慮した制御（グリッド電圧制御）で電力融通を実施する。本実施の形態における第１電圧変換部１１は、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄを検出する機能を有し、検出したグリッド電圧Ｖｇｒｉｄを融通制御部１８に通知する。

【0020】

第２電圧変換部１２は、蓄電接続端子Ｔ２とＤＣリンク１５との間に設けられた、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータである。第２電圧変換部１２は、ＤＣリンク１５のＤＣリンク電圧一定制御（固定値制御）で蓄電池２を充放電する。第２電圧変換部１２は、蓄電池２を充電する際、ＤＣリンク１５の直流電圧を蓄電池２の充電に適した電圧に変換して蓄電池２を充電する。第２電圧変換部１２は、蓄電池２から放電する際、蓄電池２の直流電圧をＤＣリンク１５の直流電圧に変換して蓄電池２から放電させる。

【0021】

第１電力変換部１３は、受電端子Ｔ３とＤＣリンク１５との間に設けられている。第１電力変換部１３は、受電端子Ｔ３に接続された発電源３からの電力を受電する受電部に相当する。第１電力変換部１３は、受電端子Ｔ３に接続された発電源３によって発電された電力を、ＤＣリンク１５の直流電圧に変換して出力する。受電端子Ｔ３に接続される発電源３は、太陽電池、風力発電装置、燃料電池等の、電力を発電する装置であればよい。第１電力変換部１３は、発電源３から入力される電力を受電量Ｐｉｎとして検出する機能を有し、検出した受電量Ｐｉｎを融通制御部１８に通知する。

【0022】

発電源３が太陽電池である場合、第１電力変換部１３は、例えば、太陽電池によって発電された直流電力を受電する最大電力点追従方式（ＭＰＰＴ：Maximum Power Point Tracking）のＤＣ／ＤＣコンバータで構成される。

【0023】

第２電力変換部１４は、送電端子Ｔ４とＤＣリンク１５との間に設けられている。第２電力変換部１４は、送電端子Ｔ４に接続された負荷４に電力を送電する送電部に相当する。第２電力変換部１４は、ＤＣリンク１５の直流電圧を負荷４に適した電力に変換して負荷４に供給する。第２電力変換部１４は、負荷４に供給する電力を送電量Ｐｏｕｔとして検出する機能を有し、検出した送電量Ｐｏｕｔを融通制御部１８に通知する。

【0024】

負荷４が家庭で使用される電気機器である場合、第２電力変換部１４は、例えば、ＤＣリンク１５の直流電圧を家庭で使用できる交流の電気に変換するパワーコンディショナシステムで構成される。

【0025】

電流センサ１６は、蓄電池２が充放電される際の充放電電流を検出して蓄電量検出部１７に出力する。

【0026】

蓄電量検出部１７は、電流センサ１６によって検出された蓄電池２の充放電電流に基づいて、蓄電池２のＳＯＣを算出して融通制御部１８に出力する。ＳＯＣは、蓄電装置における蓄電量に相当する。蓄電量検出部１７は、蓄電池２の充電電流と、放電電流とをそれぞれ積算し、その差分値に基づいてＳＯＣを算出する。代替的に、蓄電量検出部１７は、蓄電池２の蓄電量を、蓄電池２の端子電圧等に基づいて検出してもよい。この場合、電流センサ１６を用いずに蓄電量が検出される。蓄電量は、ＳＯＣに限定はされず、放電可能電気量であってもよい。

【0027】

融通制御部１８は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＲＡＭ（Random Access Memory）等を備えたマイクロコンピュータ等の情報処理部である。ＲＯＭには制御プログラムが記憶されている。融通制御部１８のＣＰＵは、ＲＯＭに記憶されている制御プログラムを読み出し、制御プログラムをＲＡＭに展開させることで、蓄電補正量決定部１９、補正量決定部２０として機能する。

【0028】

第１電圧変換部１１は、充放電ルールＣＤＣに基づいて、グリッド電圧制御で充電電流もしくは放電電流を制御する。図３は、第１電圧変換部１１に予め設定されている充放電ルールＣＤＣの一例である。

【0029】

図３では、充電方向の電流は正、放電方向の電流は負で表現している。Ｖ_１は、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄの下限値であり、Ｖ_２は、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄの上限値である。すなわち、第１電圧変換部１１は、Ｖ_１～Ｖ_２を制御範囲とする。Ｖ_０は、（Ｖ_１＋Ｖ_２）/２で算出される制御範囲の中心値であり、充放電電流がゼロになるオフセット電圧の初期値である。オフセット電圧の初期値は、Ｖ_１～Ｖ_２の範囲であればよく、図３に示すＶ_０に限定されない。

【0030】

図３に示す充放電ルールＣＤＣによると、第１電圧変換部１１は、グリッド電圧ＶｇｒｉｄがＶ_０よりも高くなるほど充電量（充電方向の電流）を大きく、グリッド電圧ＶｇｒｉｄがＶ_０よりも低くなるほど放電量（放電方向の電流）を大きくする。第１電圧変換部１１のインピーダンスをＲとすると、第１電圧変換部１１への充電方向の電流ｉは、以下の式（１）で算出される。
ｉ＝（Ｖｇｒｉｄ－Ｖ_０）／Ｒ （１）
共通の直流配線３０に複数台の充放電装置１が接続されているシステムでは、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄを制御しつつ、グリッド電圧からの差分で各充放電装置１を制御する。ｋを任意の自然数とすると、複数台の充放電装置の総合電流Σｉ_ｋは、以下の式（２）で算出される。
Σｉ_ｋ＝Σ（Ｖｇｒｉｄ／Ｒ_ｋ－Ｖ_０ｋ／Ｒ_ｋ） （２）
各充放電装置１の第１電圧変換部１１のインピーダンスが全て等しくＲである場合、サイト数（充放電装置の数）をＮとすると、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄは、以下の式（３）で算出される。
Ｖｇｒｉｄ＝Ｒ／Ｎ・Σｉ_ｋ＋１／Ｎ・ΣＶ_０ｋ （３）
各充放電装置から直流配線３０に流入・流出する電流ｉの総和はゼロとなる。そのため、式（３）は以下の式（４）に簡略化される。すなわち、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄは、オフセット電圧Ｖ_０の平均値となる。
Ｖｇｒｉｄ＝１／Ｎ・ΣＶ_０ｋ （４）

【0031】

次に、図４に示す充放電ルールについて説明する。図１に示す蓄電補正量決定部１９は、算出ないし検出される蓄電池２のＳＯＣと、予め設定されたＳＯＣ閾値（例えば、５０％）との差分に応じて、蓄電補正量Ｖｘを決定し、決定した蓄電補正量Ｖｘを第１電圧変換部１１に通知する。蓄電補正量決定部１９は、蓄電池２のＳＯＣがＳＯＣ閾値よりも大きい場合、プラスの蓄電補正量Ｖｘを決定し、蓄電池２のＳＯＣがＳＯＣ閾値よりも小さい場合、マイナスの蓄電補正量Ｖｘを決定する。融通制御部１８は、蓄電補正量Ｖｘを第１電圧変換部１１に通知することに代えて、蓄電補正量Ｖｘで補正した充放電ルールに基づいて第１電圧変換部１１を制御してもよい。

【0032】

プラス・マイナスの蓄電補正量Ｖｘは、固定値でもよいが、蓄電池２のＳＯＣとＳＯＣ閾値との差分が大きいほど大きい値にすることが好適である。例えば、蓄電補正量決定部１９は、（蓄電池２のＳＯＣ－ＳＯＣ閾値）に予め設定された係数を乗算することで蓄電補正量Ｖｘを算出する。この場合、蓄電補正量Ｖｘの絶対値は、蓄電池２のＳＯＣとＳＯＣ閾値との差分の増加に応じてリニアに増加する。代替的に、蓄電補正量Ｖｘの絶対値は、蓄電池２のＳＯＣとＳＯＣ閾値との差分の増加に応じて段階的に増加させてもよい。

【0033】

蓄電補正量決定部１９から蓄電補正量Ｖｘを通知された第１電圧変換部１１は、図４に示すように、充放電電流がゼロになるオフセット電圧が（Ｖ_０＋Ｖｘ）になるように充放電ルールＣＤＣを補正する。すなわち、グリッド電圧－充放電電流平面において、グリッド電圧の軸に沿って充放電ルールＣＤＣをシフト（平行移動）する。

【0034】

図４において、ＣＤＣ_ａ’は、接続された蓄電池２ａのＳＯＣがＳＯＣ閾値よりも大きい充放電装置１ａの第１電圧変換部１１における、プラスの蓄電補正量Ｖｘ_ａで補正された充放電ルールである。ＣＤＣ_ｂ’は、接続された蓄電池２ｂのＳＯＣがＳＯＣ閾値よりも小さい充放電装置１ｂの第１電圧変換部１１における、マイナスの蓄電補正量Ｖｘ_ｂで補正された充放電ルールである。
ここで本発明者らは、図４の充放電ルールを適用する場合、オフセット電圧Ｖ_０が、充放電装置１に接続された蓄電池２のＳＯＣに比例して増減する（蓄電補正量Ｖｘ_ａ、Ｖｘ_ｂで増減する）ことに着眼した。各充放電装置１におけるオフセット電圧（式（４）右辺のパラメータＶ_０ｋ）が、接続された蓄電池２のＳＯＣに比例して増減するならば、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄ（式（４）の左辺）の変動量を把握することで、各サイトに接続された蓄電池２のＳＯＣの平均値を推定できると考えられる。以下、詳しく説明する。

【0035】

図１に示す補正量決定部２０には、第１電圧変換部１１からグリッド電圧Ｖｇｒｉｄが、第１電力変換部１３から受電量Ｐｉｎが、第２電力変換部１４から送電量Ｐｏｕｔがそれぞれ通知される。補正量決定部２０は、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄ、受電量Ｐｉｎ、及び、送電量Ｐｏｕｔに応じて、補正量Ｖｙを決定し、決定した補正量Ｖｙを第１電圧変換部１１に通知する。融通制御部１８は、補正量Ｖｙを第１電圧変換部１１に通知することに代えて、蓄電補正量Ｖｙで補正した充放電ルールに基づいて第１電圧変換部１１を制御してもよい。

【0036】

補正量決定部２０は、図５を参照すると、微分演算部２１と、全体ＳＯＣ換算部２２と、負担換算部２３と、偏差演算部２４と、ゲイン乗算部２５と、を備える。

【0037】

微分演算部２１は、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄを微分することで、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄの変動量（所定時間あたりの変化量）を算出する。各サイトの充放電装置１において、第１電圧変換部１１は、追加のハードウェアを必要とすることなく、電力融通端子Ｔ１を介してグリッド電圧Ｖｇｒｉｄの変動量を取得できる。しかし、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄの変動量を求める方法は、これに限定はされない。

【0038】

全体ＳＯＣ換算部２２は、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄの変動量に全体ＳＯＣ換算値（１／Ｋ１）を乗算した値を、電力融通システム全体のＳＯＣ変動量として算出する。全体ＳＯＣ換算値（１／Ｋ１）は、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄの制御範囲から決定される値である。例として、グリッド電圧下限値Ｖ_１が３５０ボルト［Ｖ］、グリッド電圧上限値Ｖ_２が３９０Ｖ、これら上下限値の差が４０Ｖである場合を考える。グリッド電圧Ｖｇｒｉｄが３５０Ｖのときのシステム全体のＳＯＣ平均値は０％と推定でき、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄが３９０Ｖのときのシステム全体のＳＯＣ平均値は１００％と推定できる。ある所定時間内に、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄが、３５０Ｖから３７０Ｖに変動した場合（２０Ｖ上昇した場合）、電力融通システム全体のＳＯＣ変動量は５０（各サイトに接続された蓄電池２のＳＯＣの平均値が０％からＳＯＣ５０％に上昇）と推定できる。

【0039】

負担換算部２３は、電力融通システム全体のＳＯＣ変動量に、充放電装置１に接続されている蓄電池２の蓄電容量Ｂｃａｐ（蓄電池の定格容量、又はその時点の蓄電池の満充電容量）を乗算した値を、当該充放電装置１が負担すべき第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊（負担すべき電力量）として算出する。このようなシンプルな計算により、各サイトの充放電装置１は、他の装置との通信をせずとも、システム全体のＳＯＣ変動に応じて自身が負担すべき電力量を自律的に得ることができる。

【0040】

偏差演算部２４は、受電量Ｐｉｎから送電量Ｐｏｕｔを減算した値を当該充放電装置１の第２電力量Ｐｌｏａｄ（自家負荷量）とし、第２電力量Ｐｌｏａｄと、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊との偏差を算出する。図２に示す充放電装置１ｂのように、発電源３が接続されていない場合、送電量Ｐｏｕｔをマイナス値にした値が第２電力量Ｐｌｏａｄとなる。受電量Ｐｉｎ＞送電量Ｐｏｕｔの場合、第２電力量Ｐｌｏａｄはプラスの値となり、受電量Ｐｉｎ＜送電量Ｐｏｕｔの場合、第２電力量Ｐｌｏａｄはマイナスの値となる。こうして、各サイトの充放電装置１は、各サイトにおける受電及び／又は送電の実状を、ほぼリアルタイムに制御（具体的には、充放電ルールの補正量）に反映できる。

【0041】

ゲイン乗算部２５は、第２電力量Ｐｌｏａｄと、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊との偏差にゲインＫ２を乗算した値を補正量Ｖｙとして算出する。ゲインＫ２は、充放電ルールＣＤＣの傾きと制御範囲の中心値Ｖ_０とから決定される値である。

【0042】

第２電力量Ｐｌｏａｄと第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊との偏差がマイナスである場合、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄが小さい値であることを意味する。この場合、補正量決定部２０は、マイナスの補正量Ｖｙを算出する。第２電力量Ｐｌｏａｄと第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊との偏差がプラスである場合、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄが大きい値であることを意味する。この場合、補正量決定部２０は、プラスの補正量Ｖｙを算出する。

【0043】

補正量決定部２０から補正量Ｖｙを通知された第１電圧変換部１１は、図６に示すように、充放電電流がゼロになるオフセット電圧が（Ｖ_０＋Ｖｘ＋Ｖｙ）になるように充放電ルールＣＤＣを補正する。すなわち、第１電圧変換部１１は、蓄電補正量Ｖｘで補正した充放電ルールＣＤＣ’を、さらに補正量Ｖｙで補正する。第１電圧変換部１１は、蓄電補正量Ｖｘ及び補正量Ｖｙで補正した充放電ルールＣＤＣ’’に基づいて、グリッド電圧制御で直流配線３０を経由した充電もしくは放電を制御する。

【0044】

図６において、ＣＤＣ_ａ’’は、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄが大きい充放電装置１ａの第１電圧変換部１１における、プラスの補正量Ｖｙ_ａで補正された充放電ルールである。図６において、ＣＤＣ_ｂ’’は、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄが小さい充放電装置１ｂの第１電圧変換部１１における、マイナスの補正量Ｖｙ_ｂで補正された充放電ルールである。

【0045】

例えば、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄ＝Ｖ_αの場合、充放電装置１ａの第１電圧変換部１１は、プラスの補正量Ｖｙ_ａで補正された充放電ルールＣＤＣ_ａ’’に基づいて放電電流をＩ_βに制御する。すなわち、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄが大きい場合、充放電ルールＣＤＣは、放電電流が大きくなる方向に補正される。

【0046】

同様に、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄ＝Ｖ_αの場合、充放電装置１ｂの第１電圧変換部１１は、マイナスの補正量Ｖｙ_ｂで補正された充放電ルールＣＤＣ_ｂ’’に基づいて充電電流をＩ_γに制御する。すなわち、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄが小さい場合、充放電ルールＣＤＣは、充電電流が大きくなる方向に補正される。

【0047】

融通制御部１８は、蓄電補正量Ｖｘ及び補正量Ｖｙを所定の時間間隔で算出して第１電圧変換部１１に通知する。これにより、受電量Ｐｉｎ、送電量Ｐｏｕｔ、及び、蓄電池のＳＯＣの、時系列での変化に対応することができる。

【0048】

図７は、直流配線３０に３台の充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃを接続した電力融通システムについて行ったシミュレーション結果である。図７（ａ）に示すように、時刻ｔ０～時刻ｔ１の期間は、充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃのいずれも第２電力量Ｐｌｏａｄ＝０Ｗとした。時刻ｔ１で、充放電装置１ｂの第２電力量Ｐｌｏａｄを－３００Ｗに、充放電装置１ｃの第２電力量Ｐｌｏａｄを－１５０Ｗに遷移させた。時刻ｔ０において、充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃに接続された蓄電池の蓄電容量は同一であり、ＳＯＣをそれぞれ６０％、４０％、５０％に設定した。

【0049】

図７（ｂ）、（ｃ）は、蓄電補正量Ｖｘ及び補正量Ｖｙによって補正した充放電ルールＣＤＣ’’に基づく平均化制御の例を示す。図７（ｂ）は、直流配線３０を経由した電力融通量Ｐｇｒｉｄの推移を示す。図７（ｂ）においてプラスが充電方向であり、マイナスが放電方向である。図７（ｃ）は、蓄電池のＳＯＣの推移を示す。

【0050】

時刻ｔ０～時刻ｔ１の期間は、電力融通システム全体の負荷量が０Ｗであるため、充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃの第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊も０Ｗで補正量Ｖｙ＝０となる。従って、時刻ｔ_０～時刻ｔ_１の期間は、蓄電補正量Ｖｘのみで補正した充放電ルールＣＤＣ’に基づく平均化制御を行っている。図７（ｂ）に示すように、接続された蓄電池のＳＯＣが高い充放電装置１ａから、接続された蓄電池のＳＯＣが低い充放電装置１ｂに、直流配線３０を経由して電力融通され、図７（ｃ）に示すように、ＳＯＣが徐々に平均値に近づく。

【0051】

時刻ｔ１に、電力融通システム全体の負荷量が－４５０Ｗに遷移し、充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃの第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊は－１５０Ｗとなる。充放電装置１ａの第２電力量Ｐｌｏａｄは、０Ｗのままであるため、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄは大きい値となる。従って、充放電装置１ａの第１電圧変換部１１は、図６に示すように、プラスの補正量Ｖｙ_ａで補正された充放電ルールＣＤＣ_ａ’’に基づいて、図７（ｂ）に示すように、放電方向の電力融通量Ｐｇｒｉｄ（放電電流）が急速に増加する。充放電装置１ｂの第２電力量Ｐｌｏａｄは、－３００Ｗに遷移するため、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄは小さい値となる。従って、充放電装置１ｂの第１電圧変換部１１は、図６に示すように、マイナスの補正量Ｖｙ_ｂで補正された充放電ルールＣＤＣ_ｂ’’に基づいて、図７（ｂ）に示すように、充電方向の電力融通量Ｐｇｒｉｄ（充電電流）が急速に増加する。

【0052】

蓄電補正量Ｖｘ及び補正量Ｖｙによって補正した充放電ルールＣＤＣ’’に基づく平均化制御によって、負荷量の遷移があっても、図７（ｃ）に示すように、蓄電池のＳＯＣが平均化され、システムダウンを回避できる。

【0053】

図７（ｄ）、（ｅ）は、蓄電補正量Ｖｘによって補正した充放電ルールＣＤＣ’に基づく平均化制御の例を示す。図７（ｄ）は、直流配線３０を経由した電力融通量Ｐｇｒｉｄの推移を示す。図７（ｄ）においてプラスが充電方向であり、マイナスが放電方向である。図７（ｅ）は、蓄電池のＳＯＣの推移を示す。

【0054】

時刻ｔ１に、充放電システム全体の負荷量が－４５０Ｗに遷移しても、負荷量の遷移が直ぐには平均化制御に反映されない。従って、図７（ｄ）に示すように、放電電流及び充電電流（充電方向及び放電方向の電力融通量Ｐｇｒｉｄ）の増加が遅れる。図７（ｅ）に示すように、第２電力量Ｐｌｏａｄ（Ｐｉｎ－Ｐｏｕｔ）がマイナス、すなわち、負荷４に供給する電力が大きい充放電装置１ｂのＳＯＣが低下し、システムダウンの可能性が高まる。

【0055】

図８は、直流配線３０に３台の充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃを接続した充放電システムについて行ったシミュレーション結果である。図８（ａ）に示すように、時刻ｔ０～時刻ｔ１の期間は、充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃのいずれも第２電力量Ｐｌｏａｄ＝０Ｗとした。時刻ｔ１で、充放電装置１ａの第２電力量Ｐｌｏａｄは３００Ｗに、充放電装置１ｃの第２電力量Ｐｌｏａｄは１５０Ｗに遷移させた。時刻ｔ０において、充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃに接続された蓄電池の蓄電容量は同一であり、ＳＯＣをそれぞれ４０％、６０％、５０％に設定した。

【0056】

図８（ｂ）、（ｃ）は、蓄電補正量Ｖｘ及び補正量Ｖｙによって補正した充放電ルールＣＤＣ’’に基づく平均化制御の例を示す。図８（ｂ）は、直流配線３０を経由した電力融通量Ｐｇｒｉｄの推移である。図８（ｂ）においてプラスが充電方向であり、マイナスが放電方向である。図８（ｃ）は、蓄電池のＳＯＣの推移を示す。

【0057】

時刻ｔ０～時刻ｔ１の期間は、充放電システム全体の負荷量が０Ｗであるため、充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃの第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊も０Ｗで補正量Ｖｙ＝０となる。従って、時刻ｔ０～時刻ｔ１の期間は、蓄電補正量Ｖｘのみで補正した充放電ルールＣＤＣ’に基づく平均化制御となる。図８（ｂ）に示すように、接続された蓄電池のＳＯＣが高い充放電装置１ｂから、接続された蓄電池のＳＯＣが低い充放電装置１ａに、直流配線３０を経由して電力融通され、図８（ｃ）に示すように、ＳＯＣが徐々に平均に近づく。

【0058】

時刻ｔ１に、充放電システム全体の負荷量が４５０Ｗに遷移し、充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃの第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊は１５０Ｗとなる。充放電装置１ａの第２電力量Ｐｌｏａｄは、３００Ｗに遷移するため、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄは大きい値となる。従って、充放電装置１ａの第１電圧変換部１１は、図６に示すように、プラスの補正量Ｖｙ_ａで補正された充放電ルールＣＤＣ_ａ’’に基づいて充放電電流を制御する。図８（ｂ）に示すように、電力融通量Ｐｇｒｉｄは、放電方向の電力融通量Ｐｇｒｉｄ（放電電流）が急速に増加する。充放電装置１ｂの第２電力量Ｐｌｏａｄは、０Ｗのままであるため、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊よりも第２電力量Ｐｌｏａｄが小さい値となる。従って、充放電装置１ｂの第１電圧変換部１１は、図６に示すように、マイナスの補正量Ｖｙ_ｂで補正された充放電ルールＣＤＣ_ｂ’’に基づいて充放電電流を制御する。図８（ｂ）に示すように、電力融通量Ｐｇｒｉｄは、充電方向の電力融通量Ｐｇｒｉｄ（充電電流）が急速に増加する。

【0059】

蓄電補正量Ｖｘ及び補正量Ｖｙによって補正した充放電ルールＣＤＣ’’に基づく平均化制御によって、負荷量の遷移があっても、図８（ｃ）に示すように、蓄電池のＳＯＣが平均化され、発電能力を有効に活用できる。すなわち、発電源３の発電能力が抑制されることを極力防ぐことができる。

【0060】

図８（ｄ）、（ｅ）は、蓄電補正量Ｖｘによって補正した充放電ルールＣＤＣ’に基づく平均化制御の例を示す。図８（ｄ）は、直流配線３０を経由した電力融通量Ｐｇｒｉｄの推移を示す。図８（ｄ）においてプラスが充電方向であり、マイナスが放電方向である。図８（ｅ）は、蓄電池のＳＯＣの推移を示す。

【0061】

時刻ｔ１に、充放電システム全体の負荷量が－４５０Ｗに遷移しても、負荷量の遷移が直ぐには平均化制御に反映されない。従って、図８（ｄ）に示すように、放電電流及び充電電流（充電方向及び放電方向の電力融通量Ｐｇｒｉｄ）の増加が遅れる。図８（ｅ）に示すように、第２電力量Ｐｌｏａｄ（Ｐｉｎ－Ｐｏｕｔ）がプラス、すなわち、発電源３から供給される電力が大きい充放電装置１ａは、蓄電池のＳＯＣが上昇し、発電源の発電能力が抑制される可能性が高まる。

【0062】

以上説明したように、本実施の形態における融通制御部１８は、グリッド電圧Ｖｇｒｉｄの変動量に基づいて得られる当該充放電装置で負担すべき第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊を算出すると共に、第１電力変換部１３での受電量Ｐｉｎと第２電力変換部１４からの送電量Ｐｏｕｔとに基づいて第２電力量Ｐｌｏａｄを算出する。融通制御部１８は、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊と第２電力量Ｐｌｏａｄとの偏差に応じた補正量Ｖｙを算出する。第１電圧変換部１１は、補正量Ｖｙで補正した充放電ルールＣＤＣ’’に基づいて充放電を制御する。
この構成により、直流配線３０のグリッド電圧Ｖｇｒｉｄと、各充放電装置１ａ、１ｂ、１ｃに接続された発電源３や負荷４による受電量や送電量とを考慮して、各充放電装置が、他の装置との通信をせずとも、直流配線３０経由の電力融通を自律的に制御できる。負荷４に供給する電力が大きい充放電装置１ｂに接続された蓄電池２ｂにおけるＳＯＣの低下を抑制でき、システムダウンのリスクを低減させる。発電源３から供給される電力が大きい充放電装置１ａに接続された蓄電池２ａのＳＯＣの上昇を抑制でき、発電源の発電能力の抑制を極力防止できる。そのため、電力融通システムを長期的に安定して運用できる。

【0063】

複数のサイトにおける蓄電池のＳＯＣが平均化されることで、それら蓄電池の劣化の進行度合いもある程度平均化される。蓄電池は大きい振幅でＳＯＣが変動すると劣化が進行しやすい。複数のサイトにおける蓄電池が近しいＳＯＣで運用されていると、特定のサイトの蓄電池のみ劣化が進行することが抑制される。そのため、蓄電池の寿命（ＥＯＬ：End Of Life）がある程度平均化され、システムメンテナンスや各蓄電池の寿命推定の煩雑さを軽減できる。寿命に到達しておらずまだ使える蓄電池が他のサイトにおける蓄電池更新のタイミングで一緒に更新されたり、寿命に到達している蓄電池が使われ続けたりすることを抑制できる。

【0064】

さらに、本実施の形態において、受電方向の電力量はプラスとする。融通制御部１８は、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊が第２電力量Ｐｌｏａｄよりも大きい場合、充放電ルールＣＤＣを充電電流が大きくなる方向に補正する補正量Ｖｙを算出する。融通制御部１８は、第１電力量Ｐｌｏａｄ^＊が第２電力量Ｐｌｏａｄよりも小さい場合、充放電ルールＣＤＣを放電電流が大きくなる方向に補正する補正量Ｖｙを算出する。
この構成により、負荷４に供給する電力が大きい充放電装置１ｂに接続された蓄電池におけるＳＯＣの低下を抑制できる。発電源３から供給される電力が大きい充放電装置１ａに接続された蓄電池におけるＳＯＣの上昇を抑制できる。

【0065】

さらに、本実施の形態によれば、充放電装置１は、蓄電池２のＳＯＣを蓄電量として検出する蓄電量検出部１７を備える。融通制御部１８は、ＳＯＣに応じた蓄電補正量Ｖｘを算出し、第１電圧変換部１１は、蓄電補正量Ｖｘ及び補正量Ｖｙで補正した充放電ルールＣＤＣ’’に基づいて充放電を制御する。
この構成により、ＳＯＣに応じた電力融通を実施できるため、ＳＯＣが低い充放電装置１がダウンするリスクを低減でき、電力融通システムを長期的に安定して運用できる。

【0066】

以上、本発明を具体的な実施形態で説明したが、上記実施形態は例であって、本発明の趣旨を逸脱しない範囲で変更して実施できることは言うまでも無い。

【0067】

充放電装置１において、融通制御部１８を第１電圧変換部１１と独立して設けることに代えて、融通制御部１８の機能の一部または全部が第１電圧変換部１１（電圧変換部）に取り込まれてもよい。
充放電装置１において、第１電圧変換部１１と、第２電圧変換部１２と、第１電力変換部１３と、第２電力変換部１４を独立して設けることに代えて、物理的に一つの変換部に複数の変換機能を実行させてもよい。
充放電装置１の具体的な構成は、その時点で入手可能なハードウェアに応じてフレキシブルに変更可能である。

【符号の説明】

【0068】

１、１ａ、１ｂ、１ｃ 充放電装置
２、２ａ、２ｂ、２ｃ、 蓄電池（蓄電装置）
３、３ａ、３ｃ 発電源
４、４ａ、４ｂ 負荷
１１ 第１電圧変換部（電圧変換部）
１２ 第２電圧変換部
１３ 第１電力変換部（受電部）
１４ 第２電力変換部（送電部）
１８ 融通制御部

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】