特開 2024-136676 蓄電システム、電力供給システムおよび制御方法

(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】P2024136676

(43)【公開日】2024-10-04

(54)【発明の名称】蓄電システム、電力供給システムおよび制御方法

(51)【国際特許分類】

   H02J 3/38 20060101AFI20240927BHJP

   H02J 3/32 20060101ALI20240927BHJP

   H02J 7/35 20060101ALI20240927BHJP

   H02J 7/34 20060101ALI20240927BHJP

【ＦＩ】

H02J3/38 180

H02J3/32

H02J3/38 130

H02J7/35 K

H02J7/34 J

【審査請求】未請求

【請求項の数】14

【出願形態】ＯＬ

(21)【出願番号】P 2023047862

(22)【出願日】2023-03-24

(71)【出願人】

【識別番号】000002130

【氏名又は名称】住友電気工業株式会社

(74)【代理人】

【識別番号】100099933

【弁理士】

【氏名又は名称】清水 敏

(74)【代理人】

【識別番号】100124028

【弁理士】

【氏名又は名称】松本 公雄

(74)【代理人】

【識別番号】100078813

【弁理士】

【氏名又は名称】上代 哲司

(74)【代理人】

【識別番号】100094477

【弁理士】

【氏名又は名称】神野 直美

(72)【発明者】

【氏名】江頭 大也

(72)【発明者】

【氏名】綾井 直樹

【テーマコード（参考）】

5G066

5G503

【Ｆターム（参考）】

5G066HA11

5G066HA13

5G066HA15

5G066HB06

5G066HB09

5G066JA02

5G066JB03

5G503AA01

5G503AA04

5G503AA06

5G503BB02

5G503DA05

5G503DA07

5G503GB03

5G503GB06

5G503GD02

5G503GD06

(57)【要約】

【課題】整定値を用いることなく安定動作を行うことが可能な蓄電システム、電力供給システムおよび制御方法を提供する。
【解決手段】蓄電システムは、蓄電システムであって、蓄電池から放電される第１直流電力を第１交流電力に変換して出力し、他のシステムから蓄電システムに入力される第２交流電力を第２直流電力に変換して蓄電池を充電する電力変換装置と、電力変換装置を制御する制御部とを含み、制御部は、蓄電池の充電可能能力を決定するパラメータが所定のしきい値を超えたことを受けて、第１交流電力の電圧の実効値または周波数を変化させる。
【選択図】図４

【特許請求の範囲】

【請求項1】

蓄電システムであって、
蓄電池から放電される第１直流電力を第１交流電力に変換して出力し、他のシステムから前記蓄電システムに入力される第２交流電力を第２直流電力に変換して前記蓄電池を充電する電力変換装置と、
前記電力変換装置を制御する制御部とを含み、
前記制御部は、前記蓄電池の充電可能能力を決定するパラメータが所定のしきい値を超えたことを受けて、前記第１交流電力の電圧の実効値または周波数を変化させる、蓄電システム。

【請求項2】

前記制御部は、前記第２交流電力が前記蓄電池の充電可能能力以下になるまで、前記実効値または前記周波数をスロープ状または階段状に変化させる、請求項１に記載の蓄電システム。

【請求項3】

前記他のシステムは直流電力を交流電力に変換する変換装置を含み、
前記制御部が前記実効値または前記周波数を変化させる速度は、前記変換装置が無効電力注入を実行しない範囲の値である、請求項１または請求項２に記載の蓄電システム。

【請求項4】

前記制御部は、前記周波数を変化させ、
前記周波数を変化させる前記速度は、０．０１Ｈｚ／３４０ｍｓ以下である、請求項３に記載の蓄電システム。

【請求項5】

前記制御部は、前記実効値または前記周波数を変化させた後、前記第２交流電力が前記蓄電池の充電可能能力以下になったことを受けて、変化させた後の前記第１交流電力の電圧を、変化させる前の電圧に戻す、請求項１または請求項２に記載の蓄電システム。

【請求項6】

前記制御部は、前記実効値または前記周波数を変化させている間に前記第２交流電力が入力されなくなったことを受けて、変化させた後の前記実効値または前記周波数を維持する、請求項１または請求項２に記載の蓄電システム。

【請求項7】

前記制御部は、変化させた後の前記実効値または前記周波数を維持している間に、前記蓄電池の充電可能能力が所定値以上になったことを受けて、変化させた後の前記第１交流電力の電圧を、変化させる前の電圧に戻す、請求項１または請求項２に記載の蓄電システム。

【請求項8】

前記制御部は、前記実効値を変化させた後、前記第２交流電力が前記蓄電池の充電可能能力以下になったことを受けて、変化させた後の前記第１交流電力の電圧を、変化させる前の電圧に向かって変化させる、請求項１または請求項２に記載の蓄電システム。

【請求項9】

前記制御部は、前記他のシステムの運転状態を表す情報を取得し、
前記情報に基づいて、前記第２交流電力が前記蓄電池の充電可能能力以下になったか否かを判定する、請求項５に記載の蓄電システム。

【請求項10】

前記第２交流電力の電流または電圧を測定する測定装置をさらに含み、
前記制御部は、前記測定装置による測定結果を、前記他のシステムの運転状態を表す前記情報として用いる、請求項９に記載の蓄電システム。

【請求項11】

前記制御部は、前記電力変換装置の出力電流または出力電力に基づいて、前記第２交流電力が前記蓄電池の充電可能能力を超えたか否かを判定する、請求項１または請求項２に記載の蓄電システム。

【請求項12】

蓄電システムであって、
蓄電池から放電される第１直流電力を第１交流電力に変換して出力し、他のシステムから前記蓄電システムに入力される第２交流電力を第２直流電力に変換して前記蓄電池を充電する電力変換装置と、
前記電力変換装置を制御する制御部とを含み、
前記制御部は、前記第２交流電力が前記蓄電池の充電可能能力に関する所定の値を超えたことを受けて、前記第１交流電力の電圧の実効値または周波数を変化させる、蓄電システム。

【請求項13】

請求項１または請求項２に記載の蓄電システムと、
前記他のシステムとを含み、
前記蓄電システムの制御部は、前記他のシステムの余剰電力により蓄電池を充電するように前記蓄電システムの電力変換装置を制御する、電力供給システム。

【請求項14】

蓄電システムの制御方法であって、
蓄電池から放電される第１直流電力を第１交流電力に変換して出力し、他のシステムから前記蓄電システムに入力される第２交流電力を第２直流電力に変換して前記蓄電池を充電する制御ステップを含み、
前記制御ステップは、
前記蓄電池の充電可能能力を決定するパラメータが所定のしきい値を超えたか否かを判定する判定ステップと、
前記判定ステップにより、前記パラメータが前記しきい値を超えたと判定されたことを受けて、前記第１交流電力の電圧の実効値または周波数を変化させるステップとを含む、制御方法。

【発明の詳細な説明】

【技術分野】

【0001】

本開示は、蓄電システム、電力供給システムおよび制御方法に関する。

【背景技術】

【0002】

太陽光パネル（以下、ＰＶ（Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ）パネルという）により発電された直流電力を交流電力に変換する電力変換装置を有するハイブリッド型の蓄電システムと、そのような電力変換装置を有さない単機能型の蓄電システムとが知られている。いずれの蓄電システムにも、全負荷タイプの蓄電システムと、特定負荷タイプの蓄電システムがある。全負荷タイプの蓄電システムは、系統に停電が発生したときに、蓄電システムの設置場所において、系統から電力が供給され得る全ての負荷（即ち電気機器）に単相３線の２００Ｖおよび１００Ｖを供給する。特定負荷タイプの蓄電システムは、系統に停電が発生した場合に、特定の負荷に単相２線１００Ｖを供給する。

【0003】

図１を参照して、全負荷タイプの蓄電システム９００は、太陽光発電システム９２０と接続される。蓄電システム９００は、蓄電池９０２、ＤＣ／ＤＣコンバータ９０４、ＤＣ／ＡＣコンバータ９０６およびリレー９０８を含む。太陽光発電システム９２０は、ＰＶパネル９２２およびＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）９２４を含む。ＤＣ／ＤＣコンバータ９０４は、蓄電池９０２から出力される直流電圧を昇圧してＤＣ／ＡＣコンバータ９０６に出力する。ＤＣ／ＡＣコンバータ９０６は、入力される直流電圧を交流電圧に変換して、屋内に配置された家電機器等の負荷９３２に電力を供給する。リレー９０８がオンされることにより、ＤＣ／ＡＣコンバータ９０６および負荷９３２は系統９３０に接続される。系統９３０から供給される電力は、負荷９３２に供給される。ＤＣ／ＡＣコンバータ９０６およびＤＣ／ＤＣコンバータ９０４は、双方向に電力変換可能であり、系統９３０から供給される交流電力を直流電力に変換し、蓄電池９０２を充電する。

【0004】

ＰＶパネル９２２は、太陽光により発電して直流電力を出力する。ＰＣＳ９２４は、ＰＶパネル９２２から出力される直流電力を交流電力に変換して、負荷９３２に供給する。太陽光発電システム９２０は系統連系可能であり、系統９３０から電力が供給されていれば、系統９３０と連系して発電電力を負荷９３２に供給する。系統９３０が停電している場合には、蓄電システム９００は、蓄電池９０２を放電させて単相３線２００Ｖおよび１００Ｖを発生し、疑似的な系統になる。したがって、ＰＣＳ９２４は、系統９３０が停電している場合においても、系統９３０が停電していないときと同様に、疑似的な系統（即ち蓄電システム９００）と連系して電力を出力可能である。

【0005】

全負荷タイプの蓄電システム９００においては、太陽光発電システム９２０の発電電力が大きく負荷９３２の消費電力が小さいときは、余剰電力により蓄電池９０２を充電する。この状態が継続すると蓄電池９０２の電池残量が増大し、やがて使用範囲の上限に到達する。上限に到達すると、蓄電池９０２への充電ができなくなり、余剰電力の行き場がなくなる。そのため、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システム９００が保護停止してしまう。その影響により、ＰＣＳ９２４が保護停止し、負荷９３２への電力供給も一時的に停止してしまう。その後、エラー内容によっては蓄電システム９００の自立出力が復帰して負荷への供給が再開する。ＰＣＳ９２４が復帰すると再度上記の現象が繰返される。そのため、蓄電システム９００を安定動作のためには、太陽光発電システム９２０の発電電力（即ちＰＣＳ９２４の出力電力）を抑制または停止させる必要がある。

【0006】

この問題の課題を解決する方法として、下記の特許文献１および特許文献２には、ＰＶ用ＰＣＳの保護機能を動作させることにより、蓄電システムを保護停止させずに、負荷へ電力を供給し続ける方法が提案されている。即ち、特許文献１および特許文献２に記載の蓄電システムはいずれも、ＰＶ用ＰＣＳの保護機能が働く異常電圧を出力可能であり、ＰＶ用ＰＣＳを停止させたいときに、ＰＶ用ＰＣＳの保護機能が働かない正常電圧から異常電圧へ変化させて、ＰＶ用ＰＣＳを停止させる。

【先行技術文献】

【特許文献】

【0007】

【特許文献1】特開２０１６－９６６５９号公報

【特許文献2】国際公開第２０２０/１０５１７６号

【発明の概要】

【発明が解決しようとする課題】

【0008】

しかし、特許文献１および特許文献２に記載の技術には、以下に示す問題がある。

【0009】

第１に、いずれの技術においても異常電圧の設定方法に関する問題がある。即ち、特許文献１および特許文献２に記載の技術においては、ＰＶ用ＰＣＳの保護機能が働く異常電圧の保護しきい値（即ち整定値）を事前に知る必要がある。蓄電システムおよびＰＶ用ＰＣＳの設置時期が同じであれば、連系保護機能の整定値は蓄電システムもＰＶ用ＰＣＳも同じ可能性が高い。しかし、設置時期が異なる場合、整定値が異なる、または不明である場合もある。また、設置時期が同じであったとしても、それぞれのＰＶ用ＰＣＳの設定可能な整定値の範囲が異なる場合、異なる整定値に設定せざるを得ない。整定値が不明、または異常電圧の整定値が異なる場合、ＰＶ用ＰＣＳを停止できない可能性がある。例えば、周波数上昇（ＯＦＲ：Ｏｖｅｒ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｒｅｌａｙ）の整定値が、蓄電システムに関しては５１.０Ｈｚであり、ＰＶ用ＰＣＳに関しては５２.０Ｈｚである場合、蓄電システムの整定値に基づいて、異常電圧を、５１．０Ｈｚより高い値、例えば５１．５Ｈｚに設定しても、ＰＶ用ＰＣＳの整定値よりも小さいため、ＰＶ用ＰＣＳを停止させることはできない。

【0010】

第２に、いずれの技術においても電圧変化のマージンの設定に関する問題がある。ＰＶ用ＰＣＳの保護整定値を知ることができたとして、計測誤差および電圧降下等の影響をも考慮して確実に停止させるために、異常電圧は、ＰＶ用ＰＣＳの整定値よりも十分にマージンを持った電圧（例えば、整定値＋５Ｖ）に設定する必要がある。そのため、必要以上の電圧を出力することになる。異常電圧は負荷にも印加されるため、電圧の変化により負荷にも影響が出る。

【0011】

例えば、次のような影響がある。
・電圧実効値を過剰に上昇させると、過電圧による接続機器の故障の可能性がある。
・電圧実効値を過剰に低下させると、電圧不足により接続機器が動作しない可能性がある。
・電圧周波数を過剰に上昇させると、回転機の回転数と消費電力は周波数に比例するため、異常発熱や過回転による故障の可能性がある。
・電圧周波数を過剰に下降させると、変圧器の励磁電流と鉄損が大幅に上昇するため、異常発熱や焼損する可能性がある。

【0012】

第３に、いずれの技術においても蓄電システムとＰＶ用ＰＣＳとの間の配線には微小ながら配線抵抗があることにより生じる問題がある。蓄電システムとＰＶ用ＰＣＳとの設置位置が離れている場合、両者間の配線長が長く、電圧降下が大きくなる。その場合、蓄電システムの電圧の出力端子と、ＰＶ用ＰＣＳの電圧出力端子の電圧が異なる。そのため、電圧変化が不十分となり、ＰＶ用ＰＣＳを停止できない可能性がある。逆に、過剰に電圧を印加する可能性もある。電圧降下は、蓄電システムとＰＶ用ＰＣＳとの間の配線に流れる電流、配線径および配線長に依存し、それらは設置状況および電力バランスに依存する。そのため、蓄電システムにおいてコントロールできず、特許文献１および特許文献２のように単一の異常電圧を用いることはできない。例えば、５．５ｓｑ（３．４Ω／ｋｍ）、片道１０ｍの電線を用いて配線されていたとすると、配線抵抗は０．０３４Ωとなる。ここに、充電方向に５．５ｋＷの電力が通過すると、配線に流れる電流は２７．５Ａ（２００Ｖ換算）。したがって、配線の電圧降下は、０．０３４［Ω］×２（往復分）×２７．５［Ａ］＝１．８７［Ｖ］となる。蓄電システムが２２０Ｖを出力すると、ＰＶ用ＰＣＳの電圧出力端は２２１．８７Ｖとなり、想定より過剰な電圧が印加される。放電方向に電力が流れる場合には、逆にＰＶ用ＰＣＳの電圧出力端は２１８．１３Ｖとなり、想定より過少な電圧が印加される。

【0013】

第４に、いずれの技術においても電圧周波数をステップ状に変化させることによる問題がある。ステップ状に変化させる場合、周波数が急激に変化する。そのため、単独運転検出機能の１つである周波数フィードバック機能により、ＰＶ用ＰＣＳから無効電力が急激に注入される。この無効電力注入により、蓄電システムの動作が不安定になる可能性がある。単独運転検出機能に関してはＪＥＭ１４９８により標準化されている。注入される無効電力の上限値は＋０．２５ｐ．ｕ．、下限値は－０．２５ｐ．ｕ．である。図２を参照して、出力４ｋＷである場合の周波数偏差－無効電力特性を示す。例えば、蓄電システムの定格出力電力が５．５ｋＶＡ、ＰＶ用ＰＣＳの発電電力が５．５ｋＷ、かつ無負荷である場合に、通常であれば、蓄電システムへ５．５ｋＷの充電が可能である。しかし、周波数フィードバック機能により、０．２５ｐ.ｕ.（＝１．３７５Ｖａｒ）の無効電力が注入されると、蓄電システムへの充電電力は５．６７ｋＶＡとなり、定格出力電力を超えるため、蓄電システムが保護停止、即ち、全停電して負荷に電力を供給できなくなる可能性がある。

【0014】

したがって、本開示は、整定値を用いることなく安定動作を行うことが可能な蓄電システム、電力供給システムおよび制御方法を提供することを目的とする。

【課題を解決するための手段】

【0015】

本開示のある局面に係る蓄電システムは、蓄電システムであって、蓄電池から放電される第１直流電力を第１交流電力に変換して出力し、他の発電システムから蓄電システムに入力される第２交流電力を第２直流電力に変換して蓄電池を充電する電力変換装置と、電力変換装置を制御する制御部とを含み、制御部は、蓄電池の充電可能能力を決定するパラメータが所定のしきい値を超えたことを受けて、第１交流電力の電圧の実効値または周波数を変化させる。

【発明の効果】

【0016】

本開示によれば、整定値を用いることなく安定動作を行うことが可能な蓄電システム、電力供給システムおよび制御方法を提供できる。

【図面の簡単な説明】

【0017】

【図1】図１は、全負荷タイプの蓄電システムの構成を示すブロック図である。

【図2】図２は、周波数偏差－無効電力特性を示すグラフである。

【図3】図３は、本開示の実施形態に係る蓄電システムの構成を示すブロック図である。

【図4】図４は、図３に示した制御部の動作を示すフローチャートである。

【図5】図５は、蓄電池のＳＯＣと充電可能能力との関係を示すグラフである。

【図6】図６は、太陽光発電システムから一定の交流電力が出力されている状態において、交流電力と、蓄電池のＳＯＣに応じて変化する充電可能能力との関係を示すグラフである。

【図7】図７は、図４に示した処理による蓄電システムおよび太陽光発電システムの状態変化を示すグラフである。

【図8】図８は、第１変形例に係る制御部の動作を示すフローチャートである。

【図9】図９は、図８に示した処理による蓄電システムおよび太陽光発電システムの状態変化を示すグラフである。

【図10】図１０は、第２変形例に係る制御部の動作を示すフローチャートである。

【図11】図１１は、図１０に示した処理による蓄電システムおよび太陽光発電システムの状態変化を示すグラフである。

【図12】図１２は、第３変形例に係る制御部の動作を示すフローチャートである。

【図13】図１３は、図１２に示した処理による蓄電システムおよび太陽光発電システムの状態変化を示すグラフである。

【図14】図１４は、太陽光発電システムから一定の交流電力が出力されている状態において、交流電力と、蓄電池のＳＯＣに応じて変化する充電可能能力に対応して決定されるしきい値との関係を示すグラフである。

【図15】図１５は、太陽光発電システムから出力される交流電力の変化としきい値との関係を示すグラフである。

【図16】図１６は、図３と異なる蓄電システムの構成を示すブロック図である。

【図17】図１７は、図３および図１６のいずれとも異なる蓄電システムの構成を示すブロック図である。

【図18】図１８は、図３、図１６および図１７のいずれとも異なる電力供給システムの構成を示すブロック図である。

【図19】図１９は、図３および図１６から図１８のいずれとも異なる電力供給システムの構成を示すブロック図である。

【図20】図２０は、図３および図１６から図１９のいずれとも異なる電力供給システムの構成を示すブロック図である。

【発明を実施するための形態】

【0018】

［本開示の実施形態の説明］
本開示の実施形態の内容を列記して説明する。以下に記載する実施形態の少なくとも一部を任意に組合せてもよい。

【0019】

（１）本開示の第１の局面に係る蓄電システムは、蓄電システムであって、蓄電池から放電される第１直流電力を第１交流電力に変換して出力し、他のシステムから蓄電システムに入力される第２交流電力を第２直流電力に変換して蓄電池を充電する電力変換装置と、電力変換装置を制御する制御部とを含み、制御部は、蓄電池の充電可能能力を決定するパラメータが所定のしきい値を超えたことを受けて、第１交流電力の電圧の実効値または周波数を変化させる。これにより、整定値を用いることなく他のシステムの電力変換装置の動作を停止または抑制できる。したがって、蓄電システムの安定動作が可能になる。即ち、蓄電池への充電ができずに、余剰電力の行き場がなくなり、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システムが保護停止してしまうことを回避できる。また、特許文献１および特許文献２に関して上記した第２および第３の問題が発生することを回避できる。

【0020】

（２）上記（１）において、制御部は、第２交流電力が蓄電池の充電可能能力以下になるまで、実効値または周波数をスロープ状または階段状に変化させることができる。これにより、出力電圧の周波数を徐々に変化させることができ、負荷に対する負担を軽減できる。

【0021】

（３）上記（１）または（２）において、他のシステムは直流電力を交流電力に変換する変換装置を含み、制御部が実効値または周波数を変化させる速度は、変換装置が無効電力注入を実行しない範囲の値であってもよい。これにより、無効電力の注入を回避できる。したがって、蓄電システムが保護停止、即ち全停電して負荷に電力を供給できなくなることを回避できる。

【0022】

（４）上記（３）において、制御部は、周波数を変化させてもよく、周波数を変化させる速度は、０．０１Ｈｚ／３４０ｍｓ以下であってもよい。これにより、無効電力の注入をより一層回避できる。

【0023】

（５）上記（１）から（４）のいずれか１つにおいて、制御部は、実効値または周波数を変化させた後、第２交流電力が蓄電池の充電可能能力以下になったことを受けて、変化させた後の第１交流電力の電圧を、変化させる前の電圧に戻してもよい。これにより、他のシステムの動作を再開できる。

【0024】

（６）上記（１）から（５）のいずれか１つにおいて、制御部は、実効値または周波数を変化させている間に第２交流電力が入力されなくなったことを受けて、変化させた後の実効値または周波数を維持してもよい。これにより、実効値または周波数を変化させている間に、他のシステムが機器内部保護等により一時停止した場合に対応できる。

【0025】

（７）上記（１）から（６）のいずれか１つにおいて、制御部は、変化させた後の実効値または周波数を維持している間に、蓄電池の充電可能能力が所定値以上になったことを受けて、変化させた後の第１交流電力の電圧を、変化させる前の電圧に戻してもよい。これにより、異常電圧を維持している間に、他のシステムが系統連系保護ではなく、過電流等の機器の保護により停止した後、自動復帰した場合、他のシステムによる発電が再開されて蓄電システムに余剰電力が入力されることを防止できる。

【0026】

（８）上記（１）から（７）のいずれか１つにおいて、制御部は、実効値を変化させた後、第２交流電力が蓄電池の充電可能能力以下になったことを受けて、変化させた後の第１交流電力の電圧を、変化させる前の電圧に向かって変化させてもよい。これにより、他のシステムの変換装置を停止させないので、発電電力をより有効に活用できる。

【0027】

（９）上記（５）において、制御部は、他のシステムの運転状態を表す情報を取得し、情報に基づいて、第２交流電力が蓄電池の充電可能能力以下になったか否かを判定してもよい。これにより、他のシステムを確実に停止させることができる。

【0028】

（１０）上記（９）において、蓄電システムは、第２交流電力の電流または電圧を測定する測定装置をさらに含んでいてもよく、制御部は、測定装置による測定結果を、他のシステムの運転状態を表す情報として用いる。これにより、他のシステムを確実に停止させることができる。

【0029】

（１１）上記（１）から（１０）のいずれか１つにおいて、制御部は、電力変換装置の出力電流または出力電力に基づいて、第２交流電力が蓄電池の充電可能能力を超えたか否かを判定してもよい。これにより、他のシステムからの情報を用いることなく、他のシステムを停止させることができる。

【0030】

（１２）本開示の第２の局面に係る蓄電システムは、蓄電システムであって、蓄電池から放電される第１直流電力を第１交流電力に変換して出力し、他のシステムから蓄電システムに入力される第２交流電力を第２直流電力に変換して蓄電池を充電する電力変換装置と、電力変換装置を制御する制御部とを含み、制御部は、第２交流電力が蓄電池の充電可能能力に関する所定の値を超えたことを受けて、第１交流電力の電圧の実効値または周波数を変化させる。これにより、整定値を用いることなく他のシステムの電力変換装置の動作を停止または抑制できる。したがって、蓄電池への充電ができずに、余剰電力の行き場がなくなり、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システムが保護停止してしまうことを回避できる。また、特許文献１および特許文献２に関して上記した第２および第３の問題が発生することを回避できる。

【0031】

（１３）本開示の第３の局面に係る電力供給システムは、上記（１）から（１２）のいずれか１つに記載の蓄電システムと、他のシステムとを含み、蓄電システムの制御部は、他のシステムの余剰電力により蓄電池を充電するように蓄電池システムの電力変換装置を制御する。これにより、整定値を用いることなく他のシステムの変換装置の動作を停止または抑制できる。したがって、蓄電池への充電ができずに、余剰電力の行き場がなくなり、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システムが保護停止してしまうことを回避できる。また、特許文献１および特許文献２に関して上記した第２および第３の問題が発生することを回避できる。

【0032】

（１４）本開示の第４の局面に係る制御方法は、蓄電システムの制御方法であって、蓄電池から放電される第１直流電力を第１交流電力に変換して出力し、他のシステムから蓄電システムに入力される第２交流電力を第２直流電力に変換して蓄電池を充電する制御ステップを含み、制御ステップは、蓄電池の充電可能能力を決定するパラメータが所定のしきい値を超えたか否かを判定する判定ステップと、判定ステップにより、パラメータがしきい値を超えたと判定されたことを受けて、第１交流電力の電圧の実効値または周波数を変化させるステップとを含む。これにより、整定値を用いることなく他のシステムの変換装置の動作を停止または抑制できる。したがって、蓄電池への充電ができずに、余剰電力の行き場がなくなり、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システムが保護停止してしまうことを回避できる。また、特許文献１および特許文献２に関して上記した第２および第３の問題が発生することを回避できる。

【0033】

［本開示の実施形態の詳細］
以下の実施形態においては、同一の部品には同一の参照番号を付してある。それらの名称および機能も同一である。したがって、それらについての詳細な説明は繰返さない。

【0034】

（システム構成）
図３を参照して、本開示の実施形態に係る電力供給システムは、蓄電システム１００と、蓄電システム１００以外の他のシステムとして太陽光発電システム１２０とを含む。電力供給システムは、例えば住宅に設置される。蓄電システム１００は、蓄電池１０２、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０４、ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６、リレー１０８および制御部１１０を含む。

【0035】

蓄電池１０２は、リチウムイオン二次電池等の充放電可能な蓄電池である。蓄電池１０２は、直流電源として機能する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１０４は、制御部１１０による制御を受けて、蓄電池１０２から出力される直流電圧を昇圧してＤＣ／ＡＣコンバータ１０６に出力する。ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６は、制御部１１０による制御を受けて、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０４からの直流電圧を交流電圧に変換して、屋内に配置された家電機器等の負荷１３２に電力を供給する。

【0036】

リレー１０８が制御部１１０の制御を受けてオンされることにより、ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６および負荷１３２は系統１３０に接続される。系統１３０から供給される電力は、負荷１３２に供給される。蓄電システム１００および太陽光発電システム１２０は、系統１３０と連系可能であり、負荷１３２に電力を供給する。ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６およびＤＣ／ＤＣコンバータ１０４は、双方向に電力変換可能であり、系統１３０から供給される交流電力を直流電力に変換し、蓄電池１０２を充電する。

【0037】

ＰＶパネル１２２は、直列接続された複数の太陽電池セルが平面に配置され、強化ガラス等が用いられて封止されたものである。ＰＶパネル１２２は、直流電源として機能する。ＰＣＳ１２４は、ＰＶパネル１２２から出力される直流電力を交流電力に変換して、負荷１３２に供給する。上記したように、太陽光発電システム１２０は系統連系可能であり、系統１３０から電力が供給されていれば、系統１３０と連系して発電電力を負荷１３２に供給する。

【0038】

制御部１１０は、例えば、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）およびメモリを含む。制御部１１０の機能は、ＣＰＵがメモリに記憶されているプログラムを実行することにより実現される。制御部１１０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０４、ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６およびリレー１０８を制御する。制御部１１０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０４およびＤＣ／ＡＣコンバータ１０６の各々を構成するスイッチング素子（例えばＦＥＴ（Ｆｉｅｌｄ Ｅｆｆｅｃｔ Ｔｒａｎｓｉｓｔｏｒ））の制御信号（例えばゲート信号）を出力することにより、各々の電力変換機能、即ち入出力の電圧および電流を制御する。

【0039】

制御部１１０は、系統１３０からリレー１０８への電力の供給状態を、電流センサ（図示せず）等により監視し、系統１３０の停電発生を検出する。系統１３０に停電が発生し、系統１３０から電力が供給されない状態になった場合、制御部１１０は、リレー１０８をオフ（即ち開放）する。これにより、蓄電システム１００、太陽光発電システム１２０および負荷１３２は系統１３０から切離される。制御部１１０は、蓄電池１０２の充電可能能力を決定するパラメータ（例えば、電池残量を表すＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）等）を蓄電池１０２から取得し、充電可能能力（即ちパラメータ）に応じて、後述するように、ＰＣＳ１２４の動作を停止または抑制するための制御を行う。制御部１１０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０４およびＤＣ／ＡＣコンバータ１０６を制御して、蓄電池１０２の放電電力を負荷１３２に供給する。系統１３０の停電中において、制御部１１０が疑似的な系統の役割を担うので、太陽光発電システム１２０は、疑似的な系統である蓄電システム１００との連系出力を負荷１３２に供給できる。

【0040】

（蓄電システムの動作）
図４を参照して、蓄電システム１００の動作に関して説明する。図４に示した処理は、系統１３０に停電が発生し、系統１３０から電力が供給されなくなった場合に、制御部１１０内部のＣＰＵが、制御部１１０内部のメモリに記憶されているプログラムを読出し、実行することにより開始される。

【0041】

ステップ３００において、制御部１１０は、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４を制御する必要があるか否かを判定する。制御する必要があると判定された場合、フローはステップ３０６に移行する。そうでなければ、フローはステップ３０２に移行する。具体的には、制御部１１０は、ＰＣＳ１２４から蓄電システム１００に入力される電力（即ち余剰電力）を測定し、余剰電力が蓄電池１０２の充電可能能力を超えているか否かを判定する。充電可能能力は、例えば蓄電池１０２のＳＯＣにより表され、ＳＯＣは充電可能能力を決定するパラメータの１つである。例えば、蓄電池１０２のＳＯＣが１００％に近ければ、太陽光発電システム１２０の余剰電力により蓄電池１０２を充電することができず、余剰電力の行き場がなくなり、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システムが保護停止してしまう可能性がある。このような場合、制御部１１０は、ＰＣＳ１２４を制御する必要があると判定する。

【0042】

例えば、蓄電池１０２の充電可能能力は、電力により規定され、蓄電池１０２のＳＯＣに応じて図５に示すように変化するとする（放電電力を正とする）。即ち、ＳＯＣが９２％未満から９２％以上に変化すると、充電可能能力は－６ｋＷから－３ｋＷに低下する。ＰＣＳ１２４から振幅が一定の交流電力が出力されている状態において、その交流電力と、蓄電池のＳＯＣに応じて変化する充電可能能力との関係は、図６に示すようになる。時刻ｔ１において、ＳＯＣは９０％であり、交流電力（－５ｋＷ）は充電可能能力（－６ｋＷ）よりも小さい。この状態においては、供給される電力により蓄電池１０２は充電可能であり、ＰＣＳ１２４を停止させる必要はない。時刻ｔ２において、充電可能能力は－３ｋＷに低下し、交流電力（－５ｋＷ）が充電可能能力（－３ｋＷ）よりも大きくなり、蓄電池１０２の充電可能能力を超えた電力が供給されているので、蓄電システム１００の動作を維持するには、ＰＣＳ１２４を停止させる必要がある。したがって、例えばＳＯＣ＝９０％を判定のしきい値として使用すれば、蓄電池１０２の充電可能能力が抑制される前に、ＰＣＳ１２４を停止させることができる。

【0043】

なお、充電可能能力とは、一般的には電流または電力により規定される。大別すると、「蓄電池が許容する電流または電力」と「蓄電システムが許容する電流または電力」とに分類される。それらは、蓄電システムの外的要因および運転状態によって制限され、それに伴い充電可能能力が低下する。例えば、充電可能能力は、ＳＯＣに限らず、蓄電池を構成する電池セルの電圧、電池セルの温度にも依存する。例えば、蓄電池の劣化防止のために、低温または高温においては充電可能な電力が制限される。また、蓄電システムの仕様電流および仕様電力（即ち、許容される電流および電力）の制限もある。例えば、許容出力電流が３０Ａとすると、出力電圧が２００Ｖであれば６ｋＷ（＝２００Ｖ×３０Ａ）充電可であるが、出力電圧が１９０Ｖであれば５．７ｋＷ（＝１９０Ｖ×３０Ａ）に制限される。また、蓄電システムの周りの雰囲気温度、蓄電システム内部の部品温度によっても制限され得る。例えば、部品の劣化および故障の防止のため、一時的に入出力電力が制限される。したがって、充電可能能力は、ＳＯＣ、電池セルの電圧、電池セルの温度、並びに、蓄電システムの仕様電流、仕様電力、雰囲気温度および部品温度のいずれか、または、それらの組合せに基づいて決定されてもよい。即ち、充電可能能力を決定するパラメータは、ＳＯＣ、電池セルの電圧、電池セルの温度、並びに、蓄電システムの仕様電流、仕様電力、雰囲気温度および部品温度を含む。

【0044】

ステップ３０２において、制御部１１０は、正常電圧を出力するようにＤＣ／ＡＣコンバータ１０６を制御する。その後、フローはステップ３０４に移行する。

【0045】

ステップ３００による判定結果がＹＥＳであれば、ステップ３０６において、制御部１１０は、出力電圧の周波数をΔｆだけ上昇させた電圧が蓄電システム１００から出力されるように、ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６を制御する。Δｆは、例えば０．５Ｈｚである。その後、フローはステップ３０８に移行する。

【0046】

ステップ３０８において、制御部１１０は、ＰＣＳ１２４の制御が不要か否かを判定する。不要と判定された場合、フローはステップ３０２に移行する。そうでなければ、フローはステップ３００に戻る。具体的には、制御部１１０は、測定したＰＣＳ１２４の出力電力が蓄電池１０２の充電可能能力以下になったか否かを判定する。制御部１１０は、ＰＣＳ１２４の出力電力が蓄電池１０２の充電可能能力以下になれば、ＰＣＳ１２４の制御は不要と判定する。そうでなければ、ＰＣＳ１２４の制御を維持すると判定する。フローがステップ３００に戻り、ステップ３０６が繰返されることにより、出力電圧の周波数の上昇が継続される。

【0047】

ステップ３０４において、制御部１１０は、終了するか否かを判定する。終了すると判定された場合、本プログラムは終了する。そうでなければ、フローはステップ３００に戻り、上記した処理が繰返される。

【0048】

以上により、整定値を用いることなく太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４の動作を停止または抑制できる。したがって、蓄電システム１００の安定動作が可能になる。即ち、蓄電池１０２への充電ができずに、余剰電力の行き場がなくなり、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システム１００が保護停止してしまうことを回避できる。

【0049】

なお、ステップ３０８において、ＰＣＳ１２４の出力電力がしきい値未満になったか否か、蓄電システムの出力電力が増大してＳＯＣが減少したか否か、または、蓄電システムの出力電力が順変換（即ち充電）から逆変換（即ち放電）に変化したか否かを判定することにより、ＰＣＳ１２４の制御が不要か否かを判定してもよい。

【0050】

上記したように、出力電圧の周波数を徐々に変化させる（Δｆ間隔）ことにより、負荷に対する負担を軽減できる。周波数を大きく変化させると、負荷に対して負担になる。例えば、負荷が回転機であれば回転数が上がり、壊れやすくなる。また、負荷がトランスの場合、周波数を下げると偏磁が起こりやすい。

【0051】

上記したように、制御部１１０は、周波数を変化させた後、ＰＣＳ１２４が停止し、ＰＣＳ１２４の出力電力が蓄電池１０２の充電可能能力以下になったことを受けて、変化させた後の蓄電システム１００の出力電力の電圧を、変化させる前の電圧（即ち正常電圧）に戻す。これにより、ＰＣＳ１２４の動作を再開できる。

【0052】

図７を参照して、図４に示した処理が実行されることにより、蓄電システム１００および太陽光発電システム１２０の状態がどのように変化するかを説明する。太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４の制御を必要とする条件を、ＳＯＣが９０％以上、かつ蓄電システム１００が充電状態であることとする。太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４の制御を不要とする条件を、蓄電システム１００が放電状態であることとする。正常周波数は５０．０Ｈｚであり、蓄電システム１００のＯＦＲ整定値は５１．０Ｈｚであり、ＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値は５２．０Ｈｚであるとする。Δｆ＝０．５Ｈｚ、太陽光発電システム１２０の発電電力は２ｋＷ、負荷１３２の消費電力（以下、負荷電力という）は１ｋＷであるとする。

【0053】

ＰＣＳ１２４から蓄電システム１００に２ｋＷが供給され、負荷電力が１ｋＷであるので、１ｋＷの余剰電力により蓄電池１０２が充電され、ＰＣＳ１２４のＳＯＣは上昇する。時刻ｔ１までは、ＳＯＣは９０％以下であり、ステップ３００の判定結果はＮＯである。時刻ｔ１になると、矢印Ａにより示すように、ＳＯＣが９０％を超え、ステップ３００の判定結果がＹＥＳとなり、ステップ３０６が実行される。それにより、周波数は、５０．０Ｈｚから上昇する。図７においては、周波数が、Δｔの時間経過に伴いΔｆだけ上昇する場合を示している。その後、ステップ３０６が繰返されることにより、時刻ｔ２に周波数は５２．０Ｈｚになり、ＰＣＳ１２４は、保護機能により動作を停止し、矢印Ｂにより示すように、出力電力は０になる。これにより、矢印Ｃにより示すように、時刻ｔ３においてステップ３０８の判定結果がＹＥＳとなり、ステップ３０２が実行され、周波数が正常周波数（即ち５０．０Ｈｚ）に戻され、正常電圧が出力される。

【0054】

上記においては、Δｆ＝０．５Ｈｚとしたが、周波数の変化量Δｆを小さくし、限りなく連続的にスロープ状に変化させることが好ましい。例えば、Δｆ＝０．０１Ｈｚとすることができる。また、時間ステップΔｔは、交流周期の整数倍とすることが望ましい。これにより、負荷に対する負担を軽減でき、電圧の歪み率を少なくできる。

【0055】

周波数を変化させる速度は、太陽光発電システム１２０が無効電力注入を実行しない範囲の値であることが好ましい。これにより、太陽光発電システム１２０の無効電力の注入を回避できる。したがって、蓄電システム１００が保護停止、即ち全停電して負荷に電力を供給できなくなることを回避できる。具体的には、周波数を上昇させる速度は、０．０１Ｈｚ／３４０ｍｓ以下であることが好ましい。これにより、無効電力の注入をより一層回避できる。

【0056】

なお、制御部１１０は、太陽光発電システム１２０の運転状態を表す情報を取得し、その情報に基づいて、ＰＣＳ１２４の出力電力が蓄電池１０２の充電可能能力以下になったか否かを判定してもよい。例えば、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４から停止信号を、蓄電システム１００の制御部１１０に入力可能に構成し、制御部１１０が停止信号を受信したことを受けて、ＰＣＳ１２４の制御不要と判定してもよい。これにより、太陽光発電システム１２０が停止したことを確認できる。

【0057】

また、蓄電システム１００は、ＰＣＳ１２４の出力電力の電流または電力を測定する測定装置をさらに含んでいてもよい。制御部１１０は、測定装置による測定結果を、太陽光発電システム１２０の運転状態を表す情報として用いることができる。これにより、太陽光発電システム１２０を確実に停止させることができる。

【0058】

また、制御部１１０は、ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６の出力電流または出力電圧に基づいて、ＰＣＳ１２４の出力電力が蓄電池１０２の充電可能能力を超えたか否かを判定してもよい。これにより、太陽光発電システム１２０からの情報を用いることなく、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４を停止させることができる。

【0059】

（第１変形例）
上記においては、蓄電システム１００の制御部１１０は、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４が停止すると速やかに、周波数を正常値に戻す場合を説明したが、これに限定されない。第１変形例に係る蓄電システムは、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４を確実に停止させるために、周波数を、ＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値を超える周波数に維持する。第１変形例に係る蓄電システムの構成は、図３に示した蓄電システム１００と同じである。したがって、以下においては、図３の符号を参照する。

【0060】

（蓄電システムの動作）
第１変形例に係る蓄電システムは、図４に示した動作に代えて、図８に示した動作を実行する。図８に示したフローチャートは、図４に示したフローチャートにおいて、ステップ３２０およびステップ３２２を追加したものである。図８において、図４と同じ符号を付したステップの処理は、図４と同じである。したがって、以下においては、重複説明を繰返さず、主として異なる点に関して説明する。

【0061】

図８に示した処理は、系統１３０に停電が発生し、系統１３０から電力が供給されなくなった場合に、制御部１１０内部のＣＰＵが、制御部１１０内部のメモリに記憶されているプログラムを読出し、実行することにより開始される。上記したステップ３００の判定結果がＹＥＳとなると、上記したステップ３０６およびステップ３０８が実行される。

【0062】

その後、ステップ３２０において、制御部１１０は、ＰＣＳ１２４を再度接続するか否か、即ち再稼働させるか否かを判定する。接続すると判定された場合、フローはステップ３０２に移行する。そうでなければ、フローはステップ３２２に移行する。具体的には、制御部１１０は、例えば、ステップ３０８の判定結果がＹＥＳとなった時から、所定時間が経過したか否かを判定する。制御部１１０は、所定時間が経過すれば、ＰＣＳ１２４を再度接続すると判定する。これに代えて、制御部１１０は、蓄電池１０２のＳＯＣが所定値以下になったか否かを判定してもよい。制御部１１０は、蓄電池１０２のＳＯＣが所定値以下になれば、ＰＣＳ１２４を再度接続すると判定する。

【0063】

ステップ３２２において、制御部１１０は、異常電圧、即ち最後にステップ３０６が実行された結果である異常な周波数の出力電圧を維持する。ステップ３２０およびステップ３２２が繰返し実行される間、異常電圧が維持され、正常電圧は出力されない。

【0064】

図９を参照して、図８に示した処理が実行されることにより、蓄電システム１００および太陽光発電システム１２０の状態がどのように変化するかを説明する。ＰＣＳ１２４を再接続する条件を、ＳＯＣが８９％以下であることとする。その他の条件は、図７と同じである。即ち、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４の制御を必要とする条件は、ＳＯＣが９０％以上、かつ蓄電システム１００が充電状態であり、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４の制御を不要とする条件は、蓄電システム１００が放電状態であることである。正常周波数は５０．０Ｈｚであり、蓄電システム１００のＯＦＲ整定値は５１．０Ｈｚであり、ＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値は５２．０Ｈｚであるとする。Δｆ＝０．５Ｈｚ、太陽光発電システム１２０の発電電力は２ｋＷ、負荷電力は１ｋＷであるとする。

【0065】

図９において、時刻ｔ２までは、ＳＯＣ、周波数、ＰＣＳ１２４の出力電力および蓄電システム１００の出力電力は、図４と同様に変化する。時刻ｔ２の後、ＰＣＳ１２４から電力が供給されないので、ＳＯＣは減少するが、ステップ３２０の判定結果はＮＯであり、ステップ３２２により周波数が５２．０Ｈｚ以上の状態が維持される。さらにＳＯＣが減少し、時刻ｔ３においてＳＯＣが８９％以下になると、ステップ３２０の判定結果がＹＥＳとなる。これにより、ステップ３０２が実行され、矢印Ｄにより示すように、周波数は正常周波数（即ち、５０．０Ｈｚ）に戻され、時刻ｔ４において、矢印Ｅにより示すように、ＰＣＳ１２４が再度動作し電力の出力を開始する。したがって、蓄電システム１００は充電状態になり、ＰＣＳ１２４からの余剰電力により蓄電池１０２が充電される。

【0066】

このように、蓄電システム１００の出力電力の電圧の周波数を、ある一定に時間、異常周波数（即ち、ＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値である５２．０Ｈｚ以上）に維持することにより、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４を確実に停止させることができる。したがって、蓄電システム１００の安定動作が可能になる。即ち、蓄電池への充電ができずに、余剰電力の行き場がなくなり、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システム１００が保護停止してしまうことを確実に回避できる。

【0067】

（第２変形例）
上記したようにＰＣＳ１２４の制御が必要と判定されると、蓄電システム１００の出力電圧の周波数を徐々に上昇させる。その後、周波数がＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値以上になりＰＣＳ１２４が停止する前に、何らかの原因（例えば機器内部保護）により、ＰＣＳ１２４が動作を停止することがある。第２変形例に係る蓄電システムは、これに対処することを可能とする。第２変形例に係る蓄電システムの構成は、図３に示した蓄電システム１００と同じである。したがって、以下においては、図３の符号を参照する。

【0068】

（蓄電システムの動作）
第２変形例に係る蓄電システムは、図４および図８に示した動作に代えて、図１０に示した動作を実行する。図１０に示したフローチャートは、図８に示したフローチャートにおいて、ステップ３４０を追加したものである。図１０において、図４および図８と同じ符号を付したステップの処理は、図４および図８と同じである。したがって、以下においては、重複説明を繰返さず、主として異なる点に関して説明する。

【0069】

図１０に示した処理は、系統１３０に停電が発生し、系統１３０から電力が供給されなくなった場合に、制御部１１０内部のＣＰＵが、制御部１１０内部のメモリに記憶されているプログラムを読出し、実行することにより開始される。上記したステップ３００の判定結果がＹＥＳである間、上記したステップ３０６およびステップ３０８が繰返し実行される。その間に、ＰＣＳ１２４が動作を停止すると、蓄電システム（即ち蓄電池１０２）は放電し始めるので、ステップ３０８の判定結果がＹＥＳとなり、上記したステップ３２０が実行される。ステップ３２０の判定結果がＮＯであれば、上記したステップ３２２が実行される。

【0070】

その後、ステップ３４０において、制御部１１０は、制御部１１０が順潮流であるか否かを判定する。順潮流であると判定された場合、フローは３０６に戻る。そうでなければ（即ち逆潮流）、フローはステップ３２０に戻る。具体的には、制御部１１０は、蓄電池１０２が充電状態になったか否かを判定する。フローがステップ３２０に戻ることにより、ステップ３２２が実行され、正常値から上昇された周波数が維持される。その後、ＰＣＳ１２４が自動復帰して動作を再開すると、ステップ３４０により順潮流であると判定され、ステップ３０６に戻り、周波数の上昇が再開される。

【0071】

これにより、蓄電システム１００の出力電圧の周波数が、ＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値以上になる前に、ＰＣＳ１２４が何らかの原因により一時停止して電力を出力しなくなれば、周波数の上昇を停止する。その後、ＰＣＳ１２４が復帰して電力の出力が再開されると、周波数の上昇を再開し、ＰＣＳ１２４が動作している状態において、周波数がＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値以上になることにより、ＰＣＳ１２４を停止させることができる。

【0072】

図１１を参照して、図１０に示した処理が実行されることにより、蓄電システム１００および太陽光発電システム１２０の状態がどのように変化するかを説明する。前提条件は、図９と同じである。即ち、ＰＣＳ１２４の制御を必要とする条件は、ＳＯＣが９０％以上、かつ蓄電システム１００が充電状態であり、ＰＣＳ１２４の制御を不要とする条件は、蓄電システム１００が放電状態であることであり、ＰＣＳ１２４を再接続する条件は、ＳＯＣが８９％以下であることである。正常周波数は５０．０Ｈｚであり、蓄電システム１００のＯＦＲ整定値は５１．０Ｈｚであり、ＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値は５２．０Ｈｚであるとする。Δｆ＝０．５Ｈｚ、太陽光発電システム１２０の発電電力は２ｋＷ、負荷電力は１ｋＷであるとする。

【0073】

図１１において、時刻ｔ１において、蓄電池１０２のＳＯＣが９０％を超え、周波数の上昇が開始される（矢印Ａ参照）。その後、時刻ｔ２において、ＰＣＳ１２４が停止する（矢印Ｆ参照）。これにより、蓄電池１０２の動作は、充電から放電に切替わり、周波数上昇は停止し、周波数はその時の値に維持される（ステップ３２２参照）。時刻ｔ３において、ＰＣＳ１２４が動作を再開すると（矢印Ｇ参照）、蓄電池１０２の動作は、放電から充電（順潮流）に切替わり、周波数上昇が再開される（ステップ３０６参照）。その後、時刻ｔ４において、周波数がＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値以上になり、ＰＣＳ１２４は動作を停止する（矢印Ｂ参照）。

【0074】

これにより、周波数を変化させている間に、ＰＣＳ１２４が機器内部保護等により一時停止した場合に対応できる。即ち、ＰＣＳ１２４が一時停止することにより、蓄電池１０２が放電状態になり、ＳＯＣが減少して充電可能能力が増大するので、ＰＣＳ１２４が動作を再開したときに、蓄電池１０２の充電が可能になる。

【0075】

その後は、第１変形例（図９参照）と同様に、ＳＯＣが減少して８９％以下になるまで、周波数はＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値以上に維持される。時刻ｔ５においてＳＯＣが８９％以下になると、矢印Ｄにより示すように、周波数は正常周波数（即ち、５０．０Ｈｚ）に戻され、時刻ｔ６において、矢印Ｅにより示すように、ＰＣＳ１２４が再度動作し電力の出力を開始する。このように、第１変形例と同様に、蓄電システム１００の出力電力の電圧の周波数を、ある一定に時間、異常周波数（即ち、ＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値である５２．０Ｈｚ以上）に維持することにより、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４を確実に停止させることができる。したがって、蓄電システム１００の安定動作が可能になる。即ち、蓄電池への充電ができずに、余剰電力の行き場がなくなり、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システム１００が保護停止してしまうことを確実に回避できる。

【0076】

なお、図４、図８および図１０においては、蓄電システム１００の出力電圧の周波数を変化させる場合を説明したが、蓄電システム１００の出力電圧の実効値を変化させてもよい。

【0077】

（第３変形例）
上記においては、周波数がＰＣＳ１２４のＯＦＲ整定値以上になりＰＣＳ１２４が停止すると、蓄電システム１００の出力電圧の周波数を元の値に戻して正常な電圧を出力する場合を説明したが、これに限定されない。第３変形例に係る蓄電システムは、徐々に正常電圧に戻す。第３変形例に係る蓄電システムの構成は、図３に示した蓄電システム１００と同じである。したがって、以下においては、図３の符号を参照する。

【0078】

（蓄電システムの動作）
第３変形例に係る蓄電システムは、図４に示した動作に代えて、図１２に示した動作を実行する。図１２に示したフローチャートは、図４に示したフローチャートにおいて、ステップ３０６よびステップ３０８を削除し、ステップ３６０からステップ３６４を追加したものである。図１２において、図４と同じ符号を付したステップの処理は、図４と同じである。したがって、以下においては、重複説明を繰返さず、主として異なる点に関して説明する。

【0079】

図１２に示した処理は、系統１３０に停電が発生し、系統１３０から電力が供給されなくなった場合に、制御部１１０内部のＣＰＵが、制御部１１０内部のメモリに記憶されているプログラムを読出し、実行することにより開始される。

【0080】

上記したステップ３００の判定結果がＹＥＳであれば、フローはステップ３６０に移行する。ステップ３６０において、制御部１１０は、電圧の実効値をΔＶ１だけ上昇させた電圧が蓄電システム１００から出力されるように、ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６を制御する。その後、フローはステップ３００に戻る。ΔＶ１は、例えば３Ｖである。

【0081】

ステップ３００の判定結果がＮＯであれば、フローはステップ３６２に移行する。ステップ３６２において、制御部１１０は、蓄電システム１００の出力電圧が正常電圧以下であるか否かを判定する。正常電圧以下であると判定された場合、フローはステップ３０２に移行する。そうでなければ、フローはステップ３６４に移行する。

【0082】

ステップ３６４において、制御部１１０は、電圧の実効値をΔＶ２だけ降下させた電圧が蓄電システム１００から出力されるように、ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６を制御する。その後、フローはステップ３００に戻る。ΔＶ２は、例えば２Ｖである。ΔＶ２は、ΔＶ１と異なる値に限らず、同じ値であってもよい。

【0083】

ステップ３０２において、制御部１１０は、正常電圧を出力するように、ＤＣ／ＡＣコンバータ１０６を制御する。その後、フローはステップ３０４に移行する。ステップ３０４において、制御部１１０は、終了するか否かを判定する。終了すると判定された場合、本プログラムは終了する。そうでなければ、フローはステップ３００に戻り、上記した処理が繰返される。

【0084】

これにより、余剰電力が蓄電池１０２の充電可能能力を超えていれば、ＰＣＳ１２４を停止させずに、ＰＣＳ１２４の動作を抑制し、不足する電力を蓄電池１０２の放電により負荷１３２に供給する。余剰電力が蓄電池１０２の充電可能能力以下になれば、ＰＣＳ１２４の動作の抑制をせずに、余剰電力により蓄電池１０２の充電を行う。ＰＣＳ１２４を停止させないので、太陽光発電システム１２０による発電電力を有効に活用できる。

【0085】

図１３を参照して、図１２に示した処理が実行されることにより、蓄電システム１００および太陽光発電システム１２０の状態がどのように変化するかを説明する。ＰＣＳ１２４の制御を必要とする条件は、上記と同様に、ＳＯＣが９０％以上、かつ蓄電システム１００が充電状態であることである。ＰＣＳ１２４の抑制開始条件は、蓄電システム１００の出力電圧が１０９Ｖ以上であることである。正常電圧は１０１Ｖであり、ΔＶ１は３Ｖであり、ΔＶ２は２Ｖである。太陽光発電システム１２０の発電電力は２ｋＷ、負荷電力は１．５ｋＷであるとする。

【0086】

図１３を参照して、時刻ｔ１において、蓄電池１０２のＳＯＣが９０％を超え、蓄電システム１００は充電状態であり（ステップ３００の判定結果はＹＥＳ）、出力電圧の上昇が開始される（ステップ３６０および矢印Ａ参照）。その後、時刻ｔ２において、蓄電システム１００の出力電圧が１０９Ｖを超えたため、ＰＣＳ１２４の発電電力が徐々に低下し始める（矢印Ｈ参照）。時刻ｔ３において、ＳＯＣは９０％を超えているが、蓄電システム１００は放電状態になり（ステップ３００の判定結果はＮＯ）、出力電圧が下降される（ステップ３６４および矢印Ｉ参照）。その後、蓄電システム１００の出力電圧が１０９Ｖ未満になったため、時刻ｔ４において、ＰＣＳ１２４の発電電力が徐々に上昇する（矢印Ｊ参照）。その後、ＳＯＣが９０％未満になった後、蓄電システム１００は充電状態になり、時刻ｔ５において、時刻ｔ１と同様に、蓄電池１０２のＳＯＣが再度９０％以上になると（矢印Ｋ参照）、以降、上記の処理が繰返される。

【0087】

上記においては、充電可能能力（即ちパラメータ）に応じて、ＰＣＳ１２４の動作を停止または抑制するための制御を行う場合を説明したが、これに限定されない。充電可能能力に基づいて定められたしきい値を使用してもよい。例えば、しきい値＝充電可能能力＋定数（例えば１ｋＷ）とすることができる。蓄電池１０２の充電可能能力が電力により規定され、図５に示したように、ＳＯＣに応じて変化するとする。ＰＣＳ１２４から一定の交流電力が供給されている状態において、その交流電力と、蓄電池のＳＯＣに応じて変化する充電可能能力に対応して決定されるしきい値との関係は、図１４に示すようになる。時刻ｔ１より前においては、ＳＯＣは９２％未満であり、交流電力（－２．５ｋＷ）は、充電可能能力（－６ｋＷ）に基づいて定められたしきい値（－５ｋＷ＝－６ｋＷ＋１ｋＷ）よりも小さい。この状態においては、供給される電力により蓄電池１０２は充電可能であり、ＰＣＳ１２４を停止させる必要はない。時刻ｔ１になると、充電可能能力は－３ｋＷに低下し、交流電力（－２．５ｋＷ）は、充電可能能力（－３ｋＷ）に基づいて定められたしきい値（－２ｋＷ＝－３ｋＷ＋１ｋＷ）よりも大きくなり、ＰＣＳ１２４を停止または抑制する制御を開始できる。

【0088】

また、ＰＣＳ１２４から蓄電システム１００に供給される交流電力は、負荷の変動および日射の変化に応じて変化し得る。図１５を参照して、時刻ｔ２において、交流電力は、充電可能能力（－６ｋＷ）に基づいて定められたしきい値（－５ｋＷ＝－６ｋＷ＋１ｋＷ）を超えるので、ＰＣＳ１２４を停止または抑制する制御を開始できる。

【0089】

よって、整定値を用いることなく太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４の動作を停止または抑制できる。したがって、蓄電システム１００の安定動作が可能になる。即ち、蓄電池１０２への充電ができずに、余剰電力の行き場がなくなり、出力電圧の不安定化および内部電圧の電圧上昇が発生し、蓄電システム１００が保護停止してしまうことを回避できる。

【0090】

上記においては、蓄電システム１００（図３参照）が蓄電池１０２を含む場合を説明したが、これに限定されない。蓄電システムは蓄電池を含んでいなくてもよい。図１６を参照して、蓄電システム２００は、蓄電池を含まず、外部の電気自動車（以下、ＥＶ（Ｅｌｅｃｔｒｉｃ Ｖｅｈｉｃｌｅ）という）２０２を、蓄電池１０２（図３参照）の代わりに使用する。即ち、蓄電システム２００は、ＥＶ２０２から供給される直流電力を、ＤＣ／ＤＣコンバータ１０４およびＤＣ／ＡＣコンバータ１０６により交流電力に変換して、負荷１３２および系統１３０に供給できる。蓄電システム２００には太陽光発電システム１２０が接続されており、蓄電システム２００は、太陽光発電システム１２０の余剰電力により、ＥＶ２０２に搭載された蓄電池を充電する。したがって、蓄電システム２００は、蓄電システム１００と同様に、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４の動作を制御することが好ましい。これにより、蓄電システム２００の安定動作が可能になる。

【0091】

また、蓄電システムは、外部のＰＶパネルから供給される電力を利用してもよい。図１７を参照して、蓄電システム２１０は、蓄電システム１００（図３参照）の構成に加えて、ＰＶパネル２１４により発電された直流電力を変換するためのＤＣ／ＤＣコンバータ２１２を含む。蓄電システム２１０は、蓄電池１０２の放電電力に加えて、ＰＶパネル２１４の発電電力を変換して、負荷１３２および系統１３０に供給できる。蓄電システム２１０には、太陽光発電システム１２０が接続されており、蓄電システム２１０は、太陽光発電システム１２０の余剰電力により、蓄電池１０２を充電する。したがって、蓄電システム２１０は、蓄電システム１００と同様に、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４の動作を制御することが好ましい。これにより、蓄電システム２１０の安定動作が可能になる。

【0092】

上記においては、電力供給システムに、蓄電システム以外の他のシステムとして、太陽光発電システムが含まれる場合を説明したが、これに限定されない。太陽光発電システム以外の他のシステムが蓄電システムに接続されていてもよい。他のシステムは、太陽光発電システムと同様に、直流電力を交流電力に変換する変換装置（例えばＰＣＳ）を含んでいてもよい。

【0093】

例えば、図１８を参照して、電力供給システムは、太陽光発電システム１２０（図３参照）を代替する他のシステムとして、燃料電池システム２２０を含む。燃料電池システム２２０は、燃料電池２２２およびＰＣＳ２２４を含む。燃料電池２２２により発電された直流電力は、ＰＣＳ２２４により交流電力に変換されて、負荷１３２および系統１３０に供給される。燃料電池システム２２０の余剰電力は蓄電システム１００に供給され、蓄電システム１００は余剰電力により蓄電池１０２を充電する。したがって、蓄電システム１００は、太陽光発電システム１２０が接続されている場合と同様に、燃料電池システム２２０のＰＣＳ２２４の動作を制御することが好ましい。これにより、蓄電システム１００の安定動作が可能になる。

【0094】

また、電力供給システムは、発電装置としてＰＶパネルと蓄電池とを含むハイブリッドシステムを含んでいてもよい。図１９を参照して、電力供給システムは、太陽光発電システム１２０（図３参照）を代替する他のシステムとして、蓄電システム１００に接続されるハイブリッドシステム２３０を含む。ハイブリッドシステム２３０は、ＰＶパネル１２２と蓄電池２３２とＰＣＳ２３４とを含む。ＰＣＳ２３４は、ＰＶパネル１２２および蓄電池２３２の各々から出力される直流電力を交流電力に変換して、負荷１３２および系統１３０に供給する。ハイブリッドシステム２３０の余剰電力は蓄電システム１００に供給され、蓄電システム１００は余剰電力により蓄電池１０２を充電する。したがって、蓄電システム１００は、太陽光発電システム１２０が接続されている場合と同様に、ハイブリッドシステム２３０のＰＣＳ２３４の動作を制御することが好ましい。これにより、蓄電システム１００の安定動作が可能になる。

【0095】

また、電力供給システムは、蓄電システムと太陽光発電システムとＥＶシステムとを含んでいてもよい。図２０を参照して、電力供給システムは、図３に示した蓄電システム１００および太陽光発電システム１２０に加えて、ＥＶシステム２４０を含む。ＥＶシステム２４０は、ＥＶ２０２およびＰＣＳ２４２を含む。ＥＶ２０２から供給される直流電力は、ＰＣＳ２４２により交流電力に変換されて、負荷１３２および系統１３０に供給される。太陽光発電システム１２０およびＥＶシステム２４０の余剰電力は蓄電システム１００に供給され、蓄電システム１００は余剰電力により蓄電池１０２を充電する。したがって、蓄電システム１００は、太陽光発電システム１２０のＰＣＳ１２４およびＥＶシステム２４０のＰＣＳ２４２の動作を制御することが好ましい。これにより、蓄電システム１００の安定動作が可能になる。

【0096】

以上、実施の形態を説明することにより本開示を説明したが、上記した実施の形態は例示であって、本開示は上記した実施の形態のみに制限されるわけではない。本開示の範囲は、発明の詳細な説明の記載を参酌した上で、特許請求の範囲の各請求項によって示され、そこに記載された文言と均等の意味および範囲内での全ての変更を含む。

【符号の説明】

【0097】

１００、２００、２１０、９００ 蓄電システム
１０２、２３２、９０２ 蓄電池
１０４、２１２、９０４ ＤＣ／ＤＣコンバータ
１０６、９０６ ＤＣ／ＡＣコンバータ
１０８、９０８ リレー
１１０ 制御部
１２０、９２０ 太陽光発電システム
１２２、２１４、９２２ ＰＶパネル
１２４、２２４、２３４、２４２、９２４ ＰＣＳ
１３０、９３０ 系統
１３２、９３２ 負荷
２０２ 電気自動車（ＥＶ）
２２０ 燃料電池システム
２２２ 燃料電池
２３０ ハイブリッドシステム
２４０ ＥＶシステム
３００、３０２、３０４、３０６、３０８、３２０、３２２、３４０、３６０、３６２、３６４、３６６ ステップ
Ａ、Ｂ、Ｃ、Ｄ、Ｅ、Ｆ、Ｇ、Ｈ、Ｉ、Ｊ、Ｋ 矢印
ｔ１、ｔ２、ｔ３、ｔ４、ｔ５、ｔ６ 時刻

【図1】

【図2】

【図3】

【図4】

【図5】

【図6】

【図7】

【図8】

【図9】

【図10】

【図11】

【図12】

【図13】

【図14】

【図15】

【図16】

【図17】

【図18】

【図19】

【図20】