JP2014176163A - 直流給電システム、電力変換装置、および直流給電システムの制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】蓄電機器が直流バスから切り離された場合にも、系統電力の品質を維持可能な直流給電システムを提供する。
【解決手段】直流給電システム１００は、直流バス１と、ＡＣ／ＤＣ変換器４４およびＤＣ／ＡＣ変換器４２と、太陽電池２０と、蓄電機器３と、遮断部７，８と、制御機器６とを備える。ＡＣ／ＤＣ変換器４４およびＤＣ／ＡＣ変換器４２は、系統電力源４０からの交流電力を直流電力に変換して直流バス１に供給可能に構成されるとともに、直流バス１からの直流電力を交流電力に変換して系統電力源４０に供給可能に構成される。遮断部７は、遮断信号ＳＤ１に応答して、蓄電機器３を直流バス１から切り離す。遮断部８は、直流機器５と直流バス１との間に設けられる。制御機器６は、蓄電機器３の状態を監視して、蓄電機器３の異常を検出した場合に、遮断信号ＳＤ１を出力する。
【選択図】図１

Description

本発明は、直流給電システム、電力変換装置、および直流給電システムの制御方法に関する。

近年、太陽電池、燃料電池、および風力発電装置のような分散電源装置が普及し始めている。現状では、分散電源装置により発電された直流電力は交流電力に変換される。電気機器は、この交流電力を直流電力に変換してから消費する。このように、直流／交流変換および交流／直流変換が行なわれるため、電力変換のたびに電力損失が生じる。そこで、電力変換による損失を防ぐために直流給電システムが提案されている。直流給電システムでは、分散電源装置が発電する直流電力は、直流電力のまま送電され電気機器で消費される。

たとえば特開２００９―１５９６７８号公報（特許文献１）に開示された配電システムは、第１および第２の電源と、直流電力供給部と、直流機器と、停電検知部とを備える。
第１の電源は、商用電源を電力の供給源とするＡＣ／ＤＣコンバータを含む。第２の電源は、太陽電池、二次電池、および燃料電池を電力の供給源とする。直流電力供給部は協調制御部を含む。協調制御部は、第１および第２の電源から供給される各電力の配分を制御する。直流機器は直流供給線路を介して電力を供給され、直流供給線路を介して受信した信号に基づいて動作する。停電検知部は商用電源の停電を検知すると、停電検知信号を送信する。停電検知部が停電を検知した場合、協調制御部は、第２の電源のみから直流機器へ電力を供給する。停電検知信号を受信した直流機器は、消費電力が低減する方向へ動作する。

特開２００９―１５９６７８号公報

直流給電システムでは、系統電力の品質を維持するために、直流バスの電圧変動を抑制することが必要である。系統電力の品質の維持とは、たとえば系統電力の電圧を安定化させて、適正な範囲に維持することである。特許文献１に開示された配電システムによれば、蓄電機器（たとえば二次電池）のような電圧安定化能力の高い電圧源を電力変換器を介さず直流バス（直流供給線路）に直結することによって、直流バスの電圧の安定化が可能である。しかし、蓄電機器に過充電または過放電などの異常が検出された場合、蓄電機器を直流バスから速やかに切り離す必要がある。蓄電機器が直流バスから切り離された状態では、電圧安定化源が直流バスに接続されていないため、直流バスの電圧変動が系統電力に影響する。このため、系統電力の品質を維持できないおそれがある。このように、蓄電機器が直流バスから切り離された場合にも、系統電力の品質を維持可能な直流給電システムの構築が求められる。

それゆえ、本発明は係る課題を解決するためになされたものであり、その目的は、蓄電機器が直流バスから切り離された場合にも、系統電力の品質を維持可能な直流給電システム、電力変換装置、および直流給電システムの制御方法を提供することである。

本発明のある局面に従えば、直流給電システムは、直流バスと、電力変換部と、直流発電機器と、第１の蓄電機器と、第１および第２の遮断部と、制御機器とを備える。直流バスは、直流電力を直流負荷に供給するために設けられる。電力変換部は、系統電力源からの交流電力を直流電力に変換して、当該直流電力を直流バスに供給可能に構成されるとともに、直流バスからの直流電力を交流電力に変換して、当該交流電力を系統電力源に供給可能に構成される。直流発電機器は、直流電力を発電して直流バスに供給する。第１の蓄電機器は、直流バスに供給される直流電力を蓄える。第１の遮断部は、第１の蓄電機器と直流バスとの間に設けられ、第１の遮断信号に応答して、第１の蓄電機器を直流バスから遮断する。第２の遮断部は、直流負荷と直流バスとの間に設けられる。制御機器は、第１の蓄電機器の正常状態および異常状態を監視して、第１の蓄電機器の異常状態を検出した場合に、第１の遮断信号を出力する。

好ましくは、第２の遮断部は、第２の遮断信号に応答して、直流負荷を直流バスから切り離す。第１の蓄電機器の異常を検出した場合に、制御機器は、直流負荷を直流バスから切り離すべきか否かを判断するための判断基準に従って、直流負荷を直流バスから切り離すべきと判断したとき、第２の遮断信号を出力する。

好ましくは、直流負荷は、複数の直流機器を含む。第２の遮断部は、複数の直流機器と直流バスとの間にそれぞれ設けられた複数の遮断回路を含む。複数の遮断回路の各々は、第２の遮断信号に応答して、対応する直流機器を直流バスから切り離す。制御機器は、第１の蓄電機器の異常を検出した場合に、複数の直流機器の各々を直流バスから切り離すべきか否かを判断するための判断基準に従って、直流バスから切り離されるべき直流機器に対応する遮断回路に、第２の遮断信号を出力する。

本発明の他の局面に従えば、電力変換装置は、直流バスと、直流発電機器接続部と、蓄電機器接続部と、直流負荷接続部と、電力変換部と、制御機器とを備える。直流発電機器接続部は、直流電力を発電して直流バスに供給する直流発電機器を接続可能に構成される。蓄電機器接続部は、直流バスに供給される直流電力を第１の遮断部を介して受けて当該直流電力を蓄える蓄電機器を接続可能に構成されるとともに、第１の遮断部に電気的に接続される。第１の遮断部は、第１の遮断信号に応答して、蓄電機器を直流バスから切り離す。直流負荷接続部は、直流バスからの直流電力を第２の遮断部を介して受ける直流負荷を接続可能に構成されるとともに、第２の遮断部に電気的に接続される。電力変換部は、系統電力源からの交流電力を直流電力に変換して、直流バスに当該直流電力を供給可能に構成されるとともに、直流バスからの直流電力を交流電力に変換して、当該交流電力を系統電力源に供給可能に構成される。制御機器は、蓄電機器の状態を監視して、蓄電機器の異常を検出した場合に、第１の遮断信号を出力する。

本発明のさらに他の局面に従えば、直流給電システムの制御方法は、直流バスと、電力変換部と、直流発電機器と、蓄電機器とを備えた直流給電システムに関する。直流バスは、直流電力を直流負荷に供給するために設けられる。電力変換部は、系統電力源からの交流電力を直流電力に変換して当該直流電力を直流バスに供給可能に構成されるとともに、直流バスからの直流電力を交流電力に変換して当該交流電力を系統電力源に供給可能に構成される。直流発電機器は、直流電力を発電して直流バスに供給する。蓄電機器は、直流バスに供給される直流電力を蓄える。直流給電システムの制御方法は、制御機器により蓄電機器の状態を監視して、蓄電機器の異常を検出するステップと、異常を検出した制御機器により、第１および第２の遮断信号を出力するステップと、第１の遮断信号に応答した第１の遮断部により、蓄電機器を直流バスから切り離すステップと、第２の遮断信号に応答した第２の遮断部により、直流負荷を直流バスから切り離すステップとを備える。

本発明によれば、蓄電機器が直流バスから切り離された場合にも、系統電力の品質を維持可能な直流給電システム、電力変換装置、および直流給電システムの制御方法を実現することができる。

本発明の実施の形態１に係る直流給電システム全体の構成を概略的に示すブロック図である。 図１に示した蓄電機器の充電率―電圧曲線を示す図である。 図１に示した制御機器の構成を概略的に示すブロック図である。 図１に示したＤＣ／ＡＣ変換器の構成を概略的に示す回路図である。 図４に示したＤＣ／ＡＣ変換器の制御部の構成を概略的に示すブロック図である。 図１に示したＡＣ／ＤＣ変換器の構成を概略的に示す回路図である。 図６に示したＡＣ／ＤＣ変換器の制御部の構成を概略的に示すブロック図である。 蓄電機器が直流バスに接続された直流給電システムの直流バス電圧の変動を説明するためのタイミングチャートである。 蓄電機器が直流バスから切り離された直流給電システムの直流バス電圧の変動を説明するためのタイミングチャートである。 図１に示した直流給電システムの制御を説明するためのタイミングチャートである。 本発明の実施の形態２に係る直流給電システム全体の構成を概略的に示すブロック図である。 図１１に示した制御機器の構成を概略的に示すブロック図である。 図１２に示した制御機器による制御を説明するためのフローチャートである。 本発明の実施の形態３に係る直流給電システム全体の構成を概略的に示すブロック図である。 本発明の実施の形態４に係る直流給電システム全体の構成を概略的に示すブロック図である。 本発明の実施の形態５に係る電力変換装置の構成を概略的に示すブロック図である。 本発明の実施の形態５に係る電力変換装置の、図１６と異なる構成を概略的に示すブロック図である。 本発明の実施の形態６に係る電力変換装置の構成を概略的に示すブロック図である。

以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら詳細に説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付して、その説明を繰り返さない。

［実施の形態１］
図１は、本発明の実施の形態１に係る直流給電システム全体の構成を概略的に示すブロック図である。図１を参照して、直流給電システム１００は、直流バス１と、太陽光発電システム２と、蓄電機器３と、系統電力システム４と、制御機器６と、充放電電流検出部６０と、充放電電圧検出部６１と、温度検出部６２と、遮断部７，８とを備える。

直流バス１は、直流機器（直流負荷）５に直流電力を供給するために設けられる。直流機器５は、直流バス１からの直流電力を受けて動作する電気機器であれば、特に限定されない。直流機器５は、たとえば照明機器、冷蔵庫、テレビなどである。直流バス１には、太陽光発電システム２と、蓄電機器３と、系統電力システム４と、直流機器５とが接続される。

（太陽光発電システムの構成）
太陽光発電システム２は、太陽電池２０と、ＤＣ／ＤＣ変換器２２とを含む。太陽電池２０は、太陽光から直流電力を生成し、生成した直流電力をＤＣ／ＤＣ変換器２２に出力する。

ＤＣ／ＤＣ変換器２２は、太陽電池２０から受けた直流電力の電圧を所定の直流電圧に変換して、直流バス１に供給する。太陽電池２０が発電する電力は時間的に変動する。具体的には日射量に応じて太陽電池２０が発電する電力は変動する。このため、ＤＣ／ＤＣ変換器２２は、太陽電池２０から出力される電圧の変動を補償できるように設計されている。なお、太陽光発電システム２は、本発明に係る「直流発電システム」の一例である。本発明に係る「直流発電システム」は、直流電力を発電するシステムであれば太陽光発電システムに特に限定されない。本発明に係る「直流発電システム」は、たとえば燃料電池システムまたは風力発電システムであってもよい。あるいは、これらの組み合わせでもよい。

（蓄電機器の構成）
蓄電機器３は、遮断部７を介して直流バス１に接続され、直流バス１との間で直流電力を授受する。１つの実施の形態では、蓄電機器（第１の蓄電機器）３は二次電池であり、たとえばリチウムイオン電池、鉛蓄電池、またはニッケル水素電池である。蓄電機器３は電気二重層キャパシタであってもよい。蓄電機器３は、一例として、定格電圧３８０Ｖおよび充電容量１０Ａｈ（３．８ｋＷｈ）を有する。

図２は、図１に示した蓄電機器３の充電率―電圧曲線を示す図である。図２を参照して、横軸は蓄電機器３の充電率を示す。縦軸は蓄電機器３の電圧を示す。蓄電機器３の電圧は、充電率０％（空状態）のときに３００Ｖとなり、充電率２０％のときに３６０Ｖとなり、充電率５０％のときに３８０Ｖとなり、充電率８０％のときに４００Ｖとなり、充電率１００％（満充電状態）のときに４２０Ｖとなる。したがって、蓄電機器３の電圧を検出することにより、蓄電機器３の充電状態を監視することができる。

蓄電機器３の状態を監視するために、充放電電流検出部６０と、充放電電圧検出部６１と、温度検出部６２とが設けられる。充放電電流検出部６０は直流バス１に介挿される。充放電電流検出部６０は、蓄電機器３に入出力される充放電電流Ｉｂ１を検出し、その検出値を制御機器６に出力する。充放電電流検出部６０は、蓄電機器３からの放電電流Ｉｄｃ１を正値の充放電電流Ｉｂ１として検出し、蓄電機器３への充電電流Ｉｃｈ１を負値の充放電電流Ｉｂ１として検出する。充放電電圧検出部６１は、蓄電機器３の充放電電圧Ｖｂ１を検出し、その検出値を制御機器６に出力する。温度検出部６２は、蓄電機器３の温度Ｔｂ１を検出し、その検出値を制御機器６に出力する。

（制御機器の構成）
図３は、図１に示した制御機器６の構成を概略的に示すブロック図である。図１および図３を参照して、制御機器６は、監視部６３と、遮断制御部６４と、報知部６５とを含む。

監視部６３は、充放電電流検出部６０からの充放電電流Ｉｂ１の検出値、充放電電圧検出部６１からの充放電電圧Ｖｂ１の検出値、および温度検出部６２からの蓄電機器３の温度Ｔｂ１の検出値に基づいて、蓄電機器３の状態（充電状態および温度）を監視して、蓄電機器３の正常状態および異常状態を判断する。蓄電機器３の異常とは、たとえば過充電、過放電、または異常な温度上昇などである。

遮断制御部６４は、監視部６３が蓄電機器３の異常を検出した場合、蓄電機器３を保護するために遮断信号ＳＤ１を活性化する（論理ハイ）とともに、遮断信号ＳＤ２を活性化する（論理ハイ）。

報知部６５は、監視部６３が蓄電機器３の異常を検出した場合、直流給電システム１００の使用者または管理者に蓄電機器３の異常を報知する。異常を報知する方法としては、異常報知灯（図示せず）を点灯させる、警報音を発生させる、または制御機器６の表示部（図示せず）に表示させるなどの方法を採ることができる。

図１に戻り、遮断部（第１の遮断部）７は、蓄電機器３と直流バス１との間に設けられる。遮断部７は、たとえば直流リレー、直流ブレーカー、またはパワーＭＯＳＦＥＴ（Metal Oxide Semiconductor Field-Effect Transistor）等の電力スイッチング素子である。制御機器６からの遮断信号ＳＤ１が活性化されると（論理ハイ）、遮断部７は、蓄電機器３を直流バス１から切り離す。一方、遮断信号ＳＤ１が非活性化されると（論理ロー）、遮断部７は、蓄電機器３を直流バス１に接続する。

同様に、遮断部（第２の遮断部）８は直流機器５と直流バス１との間に設けられる。遮断部８もまた、たとえば直流リレー、直流ブレーカー、またはパワーＭＯＳＦＥＴ等の電力スイッチング素子である。遮断信号ＳＤ２が活性化されると（論理ハイ）、遮断部８は、直流機器５を直流バス１から切り離す。一方、制御機器６からの遮断信号ＳＤ２が非活性化されると（論理ロー）、遮断部８は、直流機器５を直流バス１に接続する。なお、遮断部７，８は、蓄電機器３の内部および直流機器５の内部にそれぞれ設けられていてもよい。また、遮断部７，８は、蓄電機器３および直流機器５の各々の動作を停止させるための停止スイッチであってもよい。

また、遮断制御部６４（図３参照）は、遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２の活性化に先行して、蓄電機器３の遮断を予告するための遮断予告信号ＳＤＮを活性化する（論理ハイ）。活性化された遮断予告信号ＳＤＮは、系統電力システム４のＤＣ／ＡＣ変換器４２，ＡＣ／ＤＣ変換器４４に出力される。

なお、遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２の活性化は、本発明に係る「第１および第２の遮断信号の出力」にそれぞれ相当する。また、遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２の非活性化は、本発明に係る「第１および第２の接続信号の出力」にそれぞれ相当する。このように、遮断制御部６４は、「第１の遮断信号」および「第１の接続信号」を１種類の信号の活性化および非活性化（論理ハイおよび論理ロー）の切替により出力してもよい。また、遮断制御部６４は、たとえば「第１の遮断信号」および「第１の接続信号」にそれぞれ対応する異なる信号を出力してもよい。

（系統電力システムの構成）
系統電力システム４は直流バス１との間で直流電力を授受する。系統電力システム４は、系統電力源４０と、ＤＣ／ＡＣ変換器（直流／交流変換器）４２と、ＡＣ／ＤＣ変換器（交流／直流変換器）４４とを含む。なお、ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４が本発明に係る「電力変換部」に相当する。

系統電力源４０は、商用電源（たとえばＡＣ２００Ｖの交流電力源）である。ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４は、直流バス１と系統電力源４０との間に並列接続される。系統電力システム４は、ＡＣ／ＤＣ変換器４４を介して電力会社等から系統電力を買う（買電する）とともに、ＤＣ／ＡＣ変換器４２を介して余剰電力を電力会社等に売る（売電する）ことを可能に構成されている。

ＤＣ／ＡＣ変換器４２に流れる電流をＩｓｅｌｌと表記し、ＡＣ／ＤＣ変換器４４から流れる電流をＩｂｕｙと表記する。ＤＣ／ＤＣ変換器２２から流れる電流をＩｇｅｎと表記し、直流機器５に供給される電流をＩｌｏａｄと表記する。また、蓄電機器３への充電電流をＩｃｈ１と表記し、蓄電機器３からの放電電流をＩｄｃ１と表記する。買電時においては、電流Ｉｂｕｙ，Ｉｇｅｎの合計値から電流Ｉｌｏａｄを差し引いた電流が、充電電流Ｉｃｈ１となる。一方、売電時においては、放電電流Ｉｄｃ１および電流Ｉｇｅｎの合計値から電流Ｉｌｏａｄを差し引いた電流が、電流Ｉｓｅｌｌとなる。

電流Ｉｓｅｌｌ，Ｉｂｕｙをどのような値にするかについては、直流給電システム１００の使用者または管理者が自由に設定することができる。たとえば、電気料金が低価格である夜間においては買電し、系統電力源４０からの電力を蓄電機器３に蓄える。一方、昼間においては太陽光発電システム２での発電電力を直流機器５に供給する。また、その余剰電力を蓄電機器３に蓄え、および／または系統電力源４０に逆潮流して売電する。

図４は、図１に示したＤＣ／ＡＣ変換器４２の構成を概略的に示す回路図である。図４を参照して、直流バス１は、正母線ＰＬおよび負母線ＮＬから構成される。ＤＣ／ＡＣ変換器４２は、直流バス１から受ける直流電力を交流電力に変換して、系統電力源４０に逆潮流する。ＤＣ／ＡＣ変換器４２は、ＤＣ／ＡＣ変換部３０と、連系リアクトル３２，３３と、制御部３４と、直流電圧検出部３６と、自経路電流検出部３８とを含む。

ＤＣ／ＡＣ変換部３０は、制御部３４からの駆動信号ＤＲＶ１に基づいて、直流バス１から受けた直流電力を交流電力に変換して、系統電力源４０に出力する。ＤＣ／ＡＣ変換部３０は、トランジスタＱ１〜Ｑ４と、ダイオードＤ１〜Ｄ４とを有する。

トランジスタＱ１，Ｑ２は、正母線ＰＬと負母線ＮＬとの間に、コレクタが正母線ＰＬ側となる向きに直列接続される。トランジスタＱ３，Ｑ４は、正母線ＰＬと負母線ＮＬとの間に、コレクタが正母線ＰＬ側となる向きに直列接続される。トランジスタＱ１〜Ｑ４のコレクタ―エミッタ間には、エミッタからコレクタへ電流を流す向きに、ダイオードＤ１〜Ｄ４がそれぞれ接続される。トランジスタＱ１〜Ｑ４には、たとえばＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）またはパワーＭＯＳＦＥＴなどを用いることができる。

連系リアクトル３２は、トランジスタＱ１，Ｑ２の接続点と系統電力源４０との間に接続される。連系リアクトル３３は、トランジスタＱ３，Ｑ４の接続点と系統電力源４０との間に接続される。

直流電圧検出部３６は、正母線ＰＬと負母線ＮＬとの間に接続される。直流電圧検出部３６は、直流バス１からＤＣ／ＡＣ変換部３０へ供給される直流電力の電圧Ｖｄｃを検出し、その検出値を制御部３４に出力する。

自経路電流検出部３８は負母線ＮＬに介挿される。自経路電流検出部３８は、直流バス１からＤＣ／ＡＣ変換部３０へ供給される直流電力の電流（自経路電流）Ｉｓｅｌｌを検出し、その検出値を制御部３４に出力する。

制御部３４は、直流電圧検出部３６からの電圧Ｖｄｃの検出値および自経路電流検出部３８からの自経路電流Ｉｓｅｌｌの検出値に基づいて、駆動信号ＤＲＶ１を生成し、ＤＣ／ＡＣ変換部３０を制御する。

図５は、図４に示したＤＣ／ＡＣ変換器４２の制御部３４の構成を概略的に示すブロック図である。図５を参照して、制御部３４は、制御目標値選択部３４８と、減算部３４０，３４２と、切替部３４４と、スイッチング素子駆動信号生成部３４６とを含む。

制御目標値選択部３４８は、自経路電流Ｉｓｅｌｌの目標電流値Ｉｓｅｌｌ＊を決定する。より具体的には、制御目標値選択部３４８は、太陽光発電システム２から供給される電流Ｉｇｅｎから、直流機器５が消費する電流Ｉｌｏａｄと蓄電機器３への充電電流Ｉｃｈ１との合計値を差分した値となるように、目標電流値Ｉｓｅｌｌ＊を決定する（Ｉｓｅｌｌ＊＝Ｉｇｅｎ−Ｉｌｏａｄ−Ｉｃｈ１）。

減算部３４０は、自経路電流Ｉｓｅｌｌの検出値と目標電流値Ｉｓｅｌｌ＊との差から電流偏差を演算し、その演算値をスイッチング素子駆動信号生成部３４６に出力する。

スイッチング素子駆動信号生成部３４６は、少なくとも比例要素（図示せず）と、積分要素（図示せず）とを含む。スイッチング素子駆動信号生成部３４６は、切替部３４４から電流偏差を受けると、この電流偏差に応じて操作信号（図示せず）を生成する。そして、スイッチング素子駆動信号生成部３４６は、この操作信号に基づいて、デューティー指令（図示せず）を生成する。スイッチング素子駆動信号生成部３４６は、このデューティー指令と搬送波とを比較して、駆動信号ＤＲＶ１を生成する。以上のように、制御部３４は、自経路電流Ｉｓｅｌｌが所定の目標電流値Ｉｓｅｌｌ＊となるように駆動信号ＤＲＶ１を生成して、ＤＣ／ＡＣ変換部３０を制御する。以下、ＤＣ／ＡＣ変換部３０に対するこの制御モードを「電流制御モード」とも称する。

これに対して、スイッチング素子駆動信号生成部３４６は、切替部３４４から電圧偏差を受けると、この電圧偏差に応じて操作信号を生成する。そして、スイッチング素子駆動信号生成部３４６は、この操作信号に基づいて、デューティー指令を生成する。スイッチング素子駆動信号生成部３４６は、このデューティー指令と搬送波とを比較して、駆動信号ＤＲＶ１を生成する。以上のように、制御部３４は、電圧Ｖｄｃが所定の目標電圧値Ｖｄｃ＊となるように駆動信号ＤＲＶ１を生成して、ＤＣ／ＡＣ変換部３０を制御する。以下、ＤＣ／ＡＣ変換部３０に対するこの制御モードを「電圧制御モード」とも称する。

蓄電機器３が正常状態である場合、遮断予告信号ＳＤＮは非活性化されている。制御部３４は、自経路電流Ｉｓｅｌｌが所定の目標電流値Ｉｓｅｌｌ＊となるように駆動信号ＤＲＶ１を生成してＤＣ／ＡＣ変換部３０を制御する（電流制御モードにより制御する）。蓄電機器３が直流バス１に接続された状態では、直流バス１の電圧Ｖｄｃは蓄電機器３の電圧とほぼ等しい。このため、直流バス１からＤＣ／ＡＣ変換器４２に供給される電力（電圧×電流）は、自経路電流Ｉｓｅｌｌに依存して変化する。電流制御モードによる制御によれば、目標電流値Ｉｓｅｌｌ＊の決定により、直流バス１からＤＣ／ＡＣ変換器４２に供給される電力が制御される。

蓄電機器３の異常が検出された場合、遮断予告信号ＳＤＮは活性化される。これにより、制御部３４は、直流バス１の電圧Ｖｄｃが所定の目標電圧値Ｖｄｃ＊となるように駆動信号ＤＲＶ１を生成してＤＣ／ＡＣ変換部３０を制御する（電圧制御モードにより制御する）。すなわち、蓄電機器３の異常が検出されたときには、制御部３４は、ＤＣ／ＡＣ変換部３０に対する制御モードを電流制御モードから電圧制御モードに切り替える。蓄電機器３が直流バス１から切り離された状態では、蓄電機器３が有する高い電圧安定化能力を活かすことができないため、直流バス１の電圧Ｖｄｃが変動する可能性がある。したがって、直流バス１からＤＣ／ＡＣ変換器４２に供給される電力を制御するために、ＤＣ／ＡＣ変換器４２は、直流バス１の電圧Ｖｄｃを目標電圧値Ｖｄｃ＊に制御する。このように、ＤＣ／ＡＣ変換器４２は、直流バス１の電圧Ｖｄｃの安定化を優先させる。なお、上述のように、遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２に先行して、遮断予告信号ＳＤＮが出力される。したがって、蓄電機器３および直流機器５が直流バス１から切り離されるのに先行して、制御モードの切替は実行される。

図６は、図１に示したＡＣ／ＤＣ変換器４４の構成を概略的に示す回路図である。図６を参照して、ＡＣ／ＤＣ変換器４４は、系統電力源４０から受ける交流電力を直流電力に変換して直流バス１に供給する。ＡＣ／ＤＣ変換器４４は、整流回路５２と、昇圧回路５０と、制御部５４と、直流電圧検出部５６と、自経路電流検出部５８とを含む。

整流回路５２は、ダイオードＤ７〜Ｄ１０を有する。ダイオードＤ７，Ｄ８は、正母線ＰＬと負母線ＮＬとの間に、負母線ＮＬから正母線ＰＬへ電流を流す向きに直列接続される。ダイオードＤ９，Ｄ１０は、正母線ＰＬと負母線ＮＬとの間に、負母線ＮＬから正母線ＰＬへ電流を流す向きに直列接続される。整流回路５２は、ダイオードＤ７，Ｄ８の接続点とダイオードＤ９，Ｄ１０の接続点との間で系統電力源４０からの交流電力を受け、この交流電力を直流電力に整流する。

昇圧回路５０は、制御部５４からの駆動信号ＤＲＶ２に基づいて、整流回路５２からの直流電力を昇圧する。昇圧回路５０は、整流回路５２の出力に直列接続された昇圧チョッパ回路５１と、平滑コンデンサＣ１とを含む。昇圧チョッパ回路５１は、インダクタＬ１と、トランジスタＱ５と、ダイオードＤ５，Ｄ６とを有する。

トランジスタＱ５は、正母線ＰＬと負母線ＮＬとの間に、コレクタが正母線ＰＬ側となる向きに接続される。トランジスタＱ５のコレクタ―エミッタ間には、エミッタからコレクタへ電流を流す向きに、ダイオードＤ５が接続される。なお、トランジスタＱ５として、たとえばＩＧＢＴを用いることができる。あるいは、パワーＭＯＳＦＥＴ等の電力スイッチング素子を用いてもよい。インダクタＬ１は、整流回路５２とトランジスタＱ５のコレクタとの間に、正母線ＰＬに介挿される。平滑コンデンサＣ１は、昇圧チョッパ回路５１の出力側に、正母線ＰＬと負母線ＮＬとの間に接続される。平滑コンデンサＣ１は、正母線ＰＬと負母線ＮＬとの間の直流電圧に含まれる交流成分を低減する。ダイオードＤ６は、トランジスタＱ５のコレクタと平滑コンデンサＣ１との間に、トランジスタＱ５のコレクタから平滑コンデンサＣ１へ電流を流す向きに正母線ＰＬに介挿される。

以下、昇圧回路５０の昇圧動作について説明する。昇圧動作時においては、制御部５４は、トランジスタＱ５を所定のデューティー比でオン／オフさせる。トランジスタＱ５のオン期間においては、整流回路５２からインダクタＬ１およびダイオードＤ６を順に介して、放電電流が正母線ＰＬへ流れる。同時に、整流回路５２からインダクタＬ１、トランジスタＱ５、および負母線ＮＬを順に介して、ポンプ電流が流れる。インダクタＬ１は、このポンプ電流により電磁エネルギーを蓄積する。続いて、トランジスタＱ５がオン状態からオフ状態に移行すると、インダクタＬ１は、蓄積した電磁エネルギーを放電電流に重畳する。その結果、昇圧回路５０から正母線ＰＬおよび負母線ＮＬへ供給される直流電力の平均電圧は、デューティー比に応じてインダクタＬ１に蓄積される電磁エネルギーに相当する電圧だけ昇圧される。このような昇圧回路５０の昇圧動作を制御するため、制御部５４は、トランジスタＱ５のオン／オフを制御する駆動信号ＤＲＶ２を生成する。

直流電圧検出部５６は、正母線ＰＬと負母線ＮＬとの間に接続される。直流電圧検出部５６は、昇圧回路５０から直流バス１へ供給される直流電力の電圧Ｖｄｃを検出し、その検出値を制御部５４に出力する。

自経路電流検出部５８は、負母線ＮＬに介挿される。自経路電流検出部５８は、昇圧回路５０から直流バス１へ供給される直流電力の電流（自経路電流）Ｉｂｕｙを検出し、その検出値を制御部５４に出力する。

制御部５４は、直流電圧検出部５６からの電圧Ｖｄｃの検出値と、自経路電流検出部５８からの自経路電流Ｉｂｕｙの検出値とに基づいて、駆動信号ＤＲＶ２を生成し、昇圧回路５０を制御する。

図７は、図６に示したＡＣ／ＤＣ変換器４４の制御部５４の構成を概略的に示すブロック図である。図７を参照して、制御部５４は、制御目標値選択部５４８と、減算部５４０，５４２と、切替部５４４と、スイッチング素子駆動信号生成部５４６とを含む。

制御目標値選択部５４８は、自経路電流Ｉｂｕｙの目標電流値Ｉｂｕｙ＊を決定する。より具体的には、制御目標値選択部５４８は、直流機器５が消費する電流Ｉｌｏａｄと蓄電機器３への充電電流Ｉｃｈ１との合計値から、太陽光発電システム２から供給される電流Ｉｇｅｎを差分した値となるように、目標電流値Ｉｂｕｙ＊を決定する（Ｉｂｕｙ＊＝Ｉｌｏａｄ＋Ｉｃｈ１−Ｉｇｅｎ）。

また、制御目標値選択部５４８は、電圧Ｖｄｃの目標電圧値Ｖｄｃ＊を決定する。目標電圧値Ｖｄｃ＊は、たとえば蓄電機器３の定格電圧３８０Ｖに等しい電圧値となるように事前に決定し、記憶部に格納しておくことができる。あるいは、制御部５４と直流給電システム１００の外部との間で通信することによって、所望の電圧値を適宜取得してもよい。

さらに、制御目標値選択部５４８は、制御機器６から活性化された遮断予告信号ＳＤＮを受けたときには、切替信号を非活性化して切替部５４４に出力する。一方、遮断予告信号ＳＤＮが非活性化されているときには、制御目標値選択部５４８は、切替信号を活性化して切替部５４４に出力する。

減算部５４２は、自経路電流Ｉｂｕｙの検出値と目標電流値Ｉｂｕｙ＊との差から電流偏差を演算し、その演算値を切替部５４４に出力する。減算部５４０は、電圧Ｖｄｃの検出値と目標電圧値Ｖｄｃ＊との差から電圧偏差を演算し、その演算値を切替部５４４に出力する。

切替部５４４は、制御目標値選択部５４８からの切替信号に基づいて、減算部５４２からの電流偏差および減算部５４０からの電圧偏差のうちの一方を選択して、スイッチング素子駆動信号生成部５４６に出力する。具体的には、切替部５４４は、切替信号が活性化されているとき（遮断予告信号ＳＤＮが非活性化されているとき）には、減算部５４２からの電流偏差を選択して、スイッチング素子駆動信号生成部５４６に出力する。一方、切替部５４４は、切替信号が非活性化されているとき（遮断予告信号ＳＤＮが活性化されているとき）には、減算部５４０からの電圧偏差を選択して、スイッチング素子駆動信号生成部５４６に出力する。

スイッチング素子駆動信号生成部５４６は、少なくとも比例要素（図示せず）と、積分要素（図示せず）とを含む。スイッチング素子駆動信号生成部５４６は、切替部５４４から電流偏差を受けると、この電流偏差に応じて操作信号（図示せず）を生成する。そして、スイッチング素子駆動信号生成部５４６は、この操作信号に基づいて、デューティー指令（図示せず）を生成する。デューティー指令は、昇圧回路５０のトランジスタＱ５のオンデューティーを規定する。スイッチング素子駆動信号生成部５４６は、このデューティー指令と搬送波とを比較して、駆動信号ＤＲＶ２を生成する。以上のように、制御部５４は、自経路電流Ｉｂｕｙが所定の目標電流値Ｉｂｕｙ＊となるように駆動信号ＤＲＶ２を生成して、昇圧回路５０を制御する。以下、昇圧回路５０に対するこの制御モードを「電流制御モード」とも称する。

これに対して、スイッチング素子駆動信号生成部５４６は、切替部５４４から電圧偏差を受けると、この電圧偏差に応じて操作信号を生成する。そして、スイッチング素子駆動信号生成部５４６は、この操作信号に基づいて、デューティー指令を生成する。スイッチング素子駆動信号生成部５４６は、このデューティー指令と搬送波とを比較して、駆動信号ＤＲＶ２を生成する。以上のように、制御部５４は、電圧Ｖｄｃが所定の目標電圧値Ｖｄｃ＊となるように駆動信号ＤＲＶ２を生成して、昇圧回路５０を制御する。以下、昇圧回路５０に対するこの制御モードを「電圧制御モード」とも称する。

蓄電機器３が正常状態である場合、遮断予告信号ＳＤＮは非活性化されている。制御部５４は、自経路電流Ｉｂｕｙが所定の目標電流値Ｉｂｕｙ＊となるように駆動信号ＤＲＶ２を生成して昇圧回路５０を制御する（電流制御モードにより制御する）。蓄電機器３が直流バス１に接続された状態では、直流バス１の電圧Ｖｄｃは蓄電機器３の電圧とほぼ等しい。このため、ＡＣ／ＤＣ変換器４４から直流バス１に供給される電力（電圧×電流）は、自経路電流Ｉｂｕｙに依存して変化する。電流制御モードによる制御によれば、目標電流値Ｉｂｕｙ＊の決定により、ＡＣ／ＤＣ変換器４４から直流バス１に供給される電力が制御される。

蓄電機器３の異常が検出された場合、遮断予告信号ＳＤＮは活性化される。これにより、制御部５４は、直流バス１の電圧Ｖｄｃが所定の目標電圧値Ｖｄｃ＊となるように駆動信号ＤＲＶ２を生成して昇圧回路５０を制御する（電圧制御モードにより制御する）。すなわち、蓄電機器３の異常が検出されたときには、制御部５４は、昇圧回路５０に対する制御モードを電流制御モードから電圧制御モードに切り替える。蓄電機器３が直流バス１から切り離された状態では、蓄電機器３が有する高い電圧安定化能力を活かすことができないため、直流バス１の電圧Ｖｄｃが変動する可能性がある。したがって、ＡＣ／ＤＣ変換器４４から直流バス１に供給される電力を制御するために、ＡＣ／ＤＣ変換器４４は、直流バス１の電圧Ｖｄｃを目標電圧値Ｖｄｃ＊に制御する。このように、ＡＣ／ＤＣ変換器４４は、直流バス１の電圧Ｖｄｃの安定化を優先させる。なお、上述のように、遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２に先行して、遮断予告信号ＳＤＮが出力される。したがって、蓄電機器３および直流機器５が直流バス１から切り離されるのに先行して、制御モードの切替は実行される。

（蓄電機器の効果）
図８は、蓄電機器３が直流バス１に接続された直流給電システム１００の直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を説明するためのタイミングチャートである。図８を参照して、横軸は時間軸である。開始時刻ｔ１は任意の時刻である。縦軸は、太陽電池２０の発電電力、ＤＣ／ＤＣ変換器２２によるＤＣ／ＤＣ変換後の電圧、蓄電機器３の接続／遮断状態、直流機器５のオン／オフ状態、および直流バス１の電圧Ｖｄｃを示す。

太陽電池が発電する電力は、日射量に応じて時間的に変動し得る。しかし、太陽光の照射量の変化は少なくとも数秒のオーダーである。このため、太陽電池２０の電力変動率（単位時間における電力の変化量）は比較的小さい。したがって、太陽電池２０の電力が変動した場合でも、ＤＣ／ＤＣ変換後の電圧を一定値（たとえば３８０Ｖ）に維持できるようにＤＣ／ＤＣ変換器２２を設計することができる。

蓄電機器３は、その容量が大きいことから高い電圧安定化能力を有する。また、直流バス１と蓄電機器３との間に、ＤＣ／ＤＣ変換器２２のような電力変換器は介在しない。このため、直流バス１の電圧Ｖｄｃは、蓄電機器３の電圧とほぼ等しくなる。このように蓄電機器３を直流バス１に直結することにより、蓄電機器３が有する高い電圧安定化能力を活かすことができる。直流機器５の消費電力も、直流機器５がオン状態の期間（図８では時刻ｔ２から時刻ｔ３までの間、または時刻ｔ４以降）には、直流機器５の動作に応じて時間的に変動し得る。直流機器５の消費電力が変動した場合でも、主に蓄電機器３が直流機器５の電力変動を補償して、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動の抑制が可能となる。したがって、直流バス１の電圧Ｖｄｃは一定値（たとえば３８０Ｖ）となる。これにより、系統電力の電圧を安定化させ、適正な範囲に維持することができる。よって、系統電力の品質の維持が可能である。

図９は、蓄電機器３が直流バス１から切り離された直流給電システム１００の直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を説明するためのタイミングチャートである。図９を参照して、図９は図８と対比される。

蓄電機器３が直流バス１から切り離された状態においても、ＤＣ／ＤＣ変換器２２によって、太陽光発電システム２の出力電圧を一定値（たとえば３８０Ｖ）に維持することができる。一方、直流機器５の消費電力の変動に起因して、直流バス１の電圧Ｖｄｃが変動し得る。直流バス１の電圧Ｖｄｃが変動すると、系統電力の電圧が変動する可能性がある。これにより、系統電力の品質が低下するおそれがある。系統電力の品質を維持するために、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動をＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４で補償する必要がある。ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４は、ＤＣ／ＡＣ変換器４２の入力電圧（たとえば３８０Ｖ）とＡＣ／ＤＣ変換器４４の出力電圧（たとえば３７０Ｖ）とを比較したとき、ＤＣ／ＡＣ変換器４２の入力電圧のほうが大きくなるように制御される。直流機器５の消費電力の変動量がＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４が有する電圧安定化能力を上回るときには、直流バス１の電圧Ｖｄｃが変動する可能性がある。したがって、系統電力の品質が低下するおそれがある。よって、系統電力の品質を維持することが困難である。

また、図５で説明したように、直流機器５の電力変動を補償するためには、目標電流値Ｉｓｅｌｌ＊を変更する必要がある。目標電流値Ｉｓｅｌｌ＊を変更するためには、自経路電流Ｉｓｅｌｌの検出が必要である。自経路電流Ｉｓｅｌｌの検出は、系統電力システム４が発生する脈動の影響を受けやすい。このため、自経路電流Ｉｓｅｌｌの検出では、系統電力の電圧がゼロとなるタイミングと同期をとることが好ましい。したがって、制御目標値選択部３４８は、たとえば系統電力の１周期（たとえば２０ミリ秒）に１回だけしか目標電流値Ｉｓｅｌｌ＊を変更することができない。直流機器５の電力変動は、系統電力の周期よりも短い期間に生じ得る。たとえば直流機器５をオフ状態からオン状態に切り替えると、直流機器５の消費電力は急激に増加する。あるいは、直流機器５をオン状態からオフ状態に切り替えると、直流機器５の消費電力は急激に減少する。このような直流機器５のオン／オフを切り替える際の電力変動は、マイクロ秒オーダーで生じる。急峻な電力変動が生じた場合には、ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４によって直流バス１の電圧Ｖｄｃを安定化することができない。このため、直流機器５の電力変動が急峻な場合、その変動量が直流バス１の電圧安定化能力（直流バス１の容量）を上回るときには、直流バス１の電圧Ｖｄｃが変動する可能性がある。したがって、系統電力の品質が低下するおそれがある。よって、系統電力の品質を維持することが困難である。

（直流給電システムの制御）
図１０は、図１に示した直流給電システム１００の制御を説明するためのタイミングチャートである。図１０を参照して、図１０は図８および図９と対比される。ただし、図１０の縦軸には、遮断予告信号ＳＤＮ、遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２、ならびにＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４の制御モードが追加されている。

図１、図３、および図１０を参照して、監視部６３は、蓄電機器３の正常状態および異常状態を判断する。開始時刻ｔ５では、蓄電機器３は正常状態である。このため、遮断予告信号ＳＤＮおよび遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２は、いずれも非活性化されている。したがって、昇圧回路５０は電流制御モードに従って制御されている。また、蓄電機器３は直流バス１に接続されており、直流機器５もオン状態である。

時刻ｔ６において、監視部６３は蓄電機器３の異常を検出する。遮断制御部６４は遮断予告信号ＳＤＮを活性化させる。活性化された遮断予告信号ＳＤＮは、ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４に出力される。これにより、ＤＣ／ＡＣ変換器４２の制御部３４は、遮断予告信号ＳＤＮの活性化に応答して、ＤＣ／ＡＣ変換部３０に対する制御モードを電流制御モードから電圧制御モードに切り替える。また、ＡＣ／ＤＣ変換器４４の制御部５４は、遮断予告信号ＳＤＮの活性化に応答して、昇圧回路５０に対する制御モードを電流制御モードから電圧制御モードに切り替える。

時刻ｔ６から所定の時間が経過した時刻ｔ７において、制御機器６は遮断信号ＳＤ１を活性化する。これにより、遮断部７によって蓄電機器３が直流バス１から切り離される。なお、上記所定期間は、制御機器６と系統電力システム４との間の通信におけるタイムラグを考慮したものであり、一例として、数ミリ秒〜数秒程度に設定される。この所定期間を設けることにより、タイムラグの影響を受けることなく、蓄電機器３が直流バス１から切り離されるよりも確実に前に、ＤＣ／ＡＣ変換部３０および昇圧回路５０に対する制御モードが切り替えられる。

蓄電機器３が直流バス１から切り離された後においては、直流機器５の電力変動によって直流バス１の電圧Ｖｄｃが変動してしまう可能性がある。本実施の形態に係る直流給電システム１００においては、蓄電機器３の直流バス１からの遮断に先行して、昇圧回路５０の制御モードが電流制御モードから電圧制御モードに切り替えられる。電圧制御モードでは、直流バス１の電圧Ｖｄｃが所定の目標電圧値Ｖｄｃ＊に維持される。したがって、電圧制御モードによれば、電流制御モードと比べて、蓄電機器３および直流機器５の直流バス１からの遮断時およびその後の期間に生じる直流バス１の電圧ｄｃの変動が抑制される。

時刻ｔ８において、遮断制御部６４は遮断信号ＳＤ２を活性化する。これにより、遮断部８によって直流機器５は直流バス１から切り離されオフ状態となる。このため、直流機器５の電力変動による直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動は生じない。したがって、蓄電機器３が直流バス１から切り離されていても、直流バス１の電圧Ｖｄｃが安定化された状態が維持される。よって、系統電力の品質を維持することができる。また、ＤＣ／ＤＣ変換器２２により太陽電池２０から出力される電圧の変動は生じない。したがって、蓄電機器３が直流バス１から切り離された場合でも、太陽光発電システム２での発電電力を継続して売電することが可能である。

なお、制御機器６は、まず遮断信号ＳＤ１を出力し、その後に遮断信号ＳＤ２を出力すると説明した。しかし、遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２が出力される順序は特に限定されない。制御機器６は、遮断信号ＳＤ２を先に出力し、遮断信号ＳＤ１を後に出力してもよい。また、制御機器６は、遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２を同時に出力してもよい。

次に、異常が生じた蓄電機器３が正常な蓄電機器に交換された場合の直流給電システム１００の制御について説明する。たとえば修理業者は異常が生じた蓄電機器３を新しい蓄電機器に交換した後、操作部（図示せず）を手動操作する。遮断制御部６４は、操作部に対する操作に基づいて、遮断部７への遮断信号ＳＤ１を非活性化する。これにより、蓄電機器３が直流バス１に再び接続される。

監視部６３は、蓄電機器３の正常状態および異常状態を判断する。監視部６３が蓄電機器３の異常を検出した場合、遮断制御部６４は遮断信号ＳＤ１を活性化して、蓄電機器３を直流バス１から切り離す。一方、監視部６３が蓄電機器３に異常が生じていないことを確認した場合、遮断制御部６４は遮断信号ＳＤ２を非活性化する。これにより、直流機器５が直流バス１に接続される。その後、遮断制御部６４は遮断予告信号ＳＤＮを非活性化する。これにより、ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４に対して、電流制御モードによる制御が実行される。このように、蓄電機器３を他に先行して直流バス１に接続することにより、その後の直流機器５による直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制することができる。したがって、系統電力の電圧の変動を抑制することができる。よって、系統電力の品質を維持することができる。

［実施の形態２］
実施の形態１では、監視部６３が蓄電機器３の異常を検出した場合に、直流機器５を直流バス１から切り離す制御について説明した。しかし、蓄電機器３が直流バス１から切り離された場合でも、直流機器５が直流バス１に接続されている方が直流機器５の使用を継続可能であるので利便性が高い。このため、直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与える可能性がない直流機器５は、直流バス１から遮断しない方が望ましい。直流機器が直流バスの電圧に変動を与え得るか否かは、たとえば直流機器の消費電力に依存する。直流機器の消費電力は、直流機器の種類に応じて異なる。また、直流機器の種類に応じて、異なる型番または識別番号が設定される。

制御機器６は、所定の判断基準に従って、蓄電機器３の異常を検出した場合に直流機器５を直流バス１から切り離すべきか否かを判断する。制御機器６は、この判断基準を予め有する。判断基準は、たとえば事前の評価試験の結果によって決定される。事前の評価試験において、直流機器５が直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与え得るとの結果が得られた場合には、蓄電機器３の異常を検出したときに直流機器５を直流バス１から切り離すべきとの判断基準が決定される。言い換えると、たとえば、上記評価試験が実施された直流機器と同一の種類、型番、もしくは識別番号の直流機器５、または所定の基準値以上の消費電力（消費電力の設計上の最大値）を有する直流機器５は、直流バス１から切り離されるべきとの判断基準が決定される。

一方、事前の評価試験において、直流機器５が直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与えないとの結果が得られた場合には、蓄電機器３の異常を検出したときに直流機器５を直流バス１から切り離さなくてもよいとの判断基準が決定される。言い換えると、たとえば、上記評価試験が実施された直流機器と同一の種類、型番、もしくは識別番号の直流機器５、または所定の基準値未満の消費電力を有する直流機器５は、直流バス１から切り離されなくてもよいとの判断基準が決定される。

図１１は、本発明の実施の形態２に係る直流給電システム全体の構成を概略的に示すブロック図である。図１１を参照して、直流給電システム２００は、直流機器５の機器情報ＤＩが直流機器５から制御機器６に出力される点において、図１に示した直流給電システム１００と異なる。直流機器５の機器情報ＤＩとは、たとえば直流機器５の種類、型番、識別番号、または消費電力などを示す情報である。直流給電システム２００の他の構成は、直流給電システム１００の構成と同等であるため、詳細な説明を繰り返さない。

図１２は、図１１に示した制御機器６の構成を概略的に示すブロック図である。図１２を参照して、制御機器６は、通信部６６および記憶部６７をさらに含む点において、図３に示した制御機器６と異なる。通信部６６は、直流機器５に関する機器情報ＤＩを直流機器５から受ける。また、制御機器６は、通信部６６と外部のサーバ（図示せず）との通信によって、判断基準を更新してもよい。遮断制御部６４は、通信部６６からの機器情報ＤＩに基づいて、監視部６３が蓄電機器３の異常を検出した場合に直流機器５を直流バス１から切り離す必要があるか否かを判断する。記憶部６７は、判断基準と、遮断制御部６４による判断結果とを格納する。図１２に示した制御機器６の他の構成は、図３に示した制御機器６の構成と同等であるため、詳細な説明を繰り返さない。

なお、直流機器５に関する機器情報ＤＩ、蓄電機器３に関する情報（充放電電流Ｉｂ１、充放電電圧Ｖｂ１、および温度Ｔｂ１）、遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２、および遮断予告信号ＳＤＮの通信方式は特に限定されない。これらの通信には、たとえばＣＡＮ（Controller Area Network）、ＲＳ―２３２Ｃ、またはＲＳ―４８５などの通信方式を用いることができる。あるいは、各種の無線通信または電力線搬送通信（Power Line Communication）を用いてもよい。

図１３は、図１２に示した制御機器６による制御を説明するためのフローチャートである。図１３を参照して、たとえば直流機器５の電源投入時に一連の処理が開始される。

ステップＳ１１において、通信部６６は、直流機器５の機器情報ＤＩを取得する。ステップＳ１２において、遮断制御部６４は、機器情報ＤＩが判断基準を満たすか否かを判断する。機器情報ＤＩが判断基準を満たす場合、つまり判断基準に従えば直流機器５を直流バス１から切り離すべき場合（ステップＳ１２においてＹＥＳ）、処理はステップＳ１３に進む。一方、機器情報ＤＩが判断基準を満たさない場合、つまり判断基準に従えば直流機器５を直流バス１から切り離さなくてもよい場合（ステップＳ１２においてＮＯ）、処理はステップＳ１４に進む。

ステップＳ１３において、遮断制御部６４は、監視部６３が蓄電機器３の異常を検出した場合に直流機器５を直流バス１から切り離すべきであると判断する。一方、ステップＳ１４において、遮断制御部６４は、蓄電機器３に異常が生じた場合でも直流機器５が直流バス１から切り離されるべきではないと判断する。ステップＳ１３，Ｓ１４における遮断制御部６４による判断結果は記憶部６７に格納される。このように、所定の判断基準に基づいて、制御機器６は、直流機器５が直流バス１から切り離されるべき直流機器に該当するか否かを、監視部６３が蓄電機器３の異常を検出する前に把握する。

ステップＳ１５において、監視部６３は、蓄電機器３に異常が生じたか否かを判断する。監視部６３が蓄電機器３の異常を検出した場合（ステップＳ１５においてＹＥＳ）、処理はステップＳ１６に進む。蓄電機器３が正常状態である場合（ステップＳ１５においてＮＯ）、処理はステップＳ１８に進む。

ステップＳ１６において、遮断制御部６４は、遮断予告信号ＳＤＮを活性化するとともに、遮断信号ＳＤ１を活性化する。また、遮断制御部６４は、記憶部６７に格納された判断結果を参照する。直流機器５が直流バス１から切り離されるべきことが示される場合、ステップＳ１６において、遮断制御部６４は遮断信号ＳＤ２を活性化する。一方、直流機器５が直流バス１から切り離される必要がないことが示される場合、遮断制御部６４は遮断信号ＳＤ２を非活性化する。

ステップＳ１７において、ＤＣ／ＡＣ変換器４２の制御モードおよびＡＣ／ＤＣ変換器４４の制御モードが電流制御モードから電圧制御モードに切り替わるとともに、蓄電機器３が直流バス１から切り離される。ステップＳ１６において遮断信号ＳＤ２が遮断制御部６４により活性化された場合、直流機器５は直流バス１から切り離される。直流機器５は判断基準を満たす（たとえば直流機器５の消費電力が大きい）ため、直流バス１の電圧Ｖｄｃが変動する可能性がある。直流機器５を直流バス１から切り離すことにより、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制することができる。一方、ステップＳ１６において遮断信号ＳＤ２が遮断制御部６４により非活性化された場合、直流機器５は直流バス１に接続されたままとなる。直流機器５は判断基準を満たさない（たとえば直流機器５の消費電力が小さい）ため、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制可能である。ステップＳ１７の処理が終わると、一連の処理が完了する。

ステップＳ１８において、遮断制御部６４は、遮断予告信号ＳＤＮを非活性化するとともに、遮断信号ＳＤ１を非活性化する。また、遮断制御部６４は、遮断信号ＳＤ２を非活性化する。

ステップＳ１９において、ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４は、電流制御モードに従って制御される。また、蓄電機器３は直流バス１に接続される。蓄電機器３が有する高い電圧安定化能力により、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制できる。さらに、直流機器５は直流バス１に接続された状態に保たれる。あるいは、異常が生じた蓄電機器３が正常状態に戻った場合には、直流機器５が直流バス１に再び接続される。ステップＳ１９の処理が終わると、一連の処理が再び開始される。

［実施の形態３］
一般に、直流バスには複数の直流機器が接続される。図１４は、本発明の実施の形態３に係る直流給電システム全体の構成を概略的に示すブロック図である。図１４を参照して、直流給電システム３００は、直流機器５に代えて直流機器５ａ〜５ｃを備える点、および遮断部８に代えて遮断部８ａ〜８ｃを備える点において、図１１に示した直流給電システム２００と異なる。直流給電システム３００の他の構成は、直流給電システム２００の構成と同等であるため、詳細な説明を繰り返さない。なお、図面の簡略化のため、３個の直流機器５ａ〜５ｃが直流バス１に接続される場合について説明するが、直流機器の個数に制限はない。また、複数の太陽光発電システムまたは複数の系統電力システムが直流バス１に接続されてもよい。

直流バスの電圧に変動を与える可能性があるか否かは、たとえば直流機器の消費電力に依存する。直流機器５ａ〜５ｃの各々の消費電力の変動量が、ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４が有する電圧安定化能力の範囲内にある場合は、直流機器５ａ〜５ｃを直流バス１から切り離す必要はない。直流機器５ａ〜５ｃは、それぞれ機器情報ＤＩａ〜ＤＩｃを制御機器６に出力する。直流機器５ａ〜５ｃの機器情報ＤＩａ〜ＤＩｃとは、実施の形態２における機器情報ＤＩと同様に、たとえば直流機器の種類、型番、識別番号、または消費電力などを示す情報である。制御機器６は、機器情報ＤＩａ〜ＤＩｃと判断基準とに基づいて、直流機器５ａ〜５ｃの各々について直流バス１から切り離す必要があるか否かを判断する。

図１３を再び参照して、直流給電システム３００における制御機器６による制御を説明する。ステップＳ１１において、通信部６６は、機器情報ＤＩａ〜ＤＩｃを取得する。ステップＳ１２において、遮断制御部６４は、機器情報ＤＩａ〜ＤＩｃの各々が判断基準を満たすか否かを判断する。直流機器５ａ〜５ｃの各々について、対応する機器情報（たとえば機器情報ＤＩａ，ＤＩｂ）が判断基準を満たす場合、つまり判断基準に従えば該当の直流機器（直流機器５ａ，５ｂ）を直流バス１から切り離すべき場合（ステップＳ１２においてＹＥＳ）、処理はステップＳ１３に進む。一方、対応する機器情報（たとえば機器情報ＤＩｃ）が判断基準を満たさない場合、つまり判断基準に従えば該当の直流機器（直流機器５ｃ）を直流バス１から切り離さなくてもよい場合（ステップＳ１２においてＮＯ）、処理はステップＳ１４に進む。

ステップＳ１３において、遮断制御部６４は、監視部６３が蓄電機器３の異常を検出した場合に、該当の直流機器（直流機器５ａ，５ｂ）を直流バス１から切り離すべきであると判断する。一方、ステップＳ１４において、遮断制御部６４は、蓄電機器３に異常が生じた場合でも、該当の直流機器（直流機器５ｃ）が直流バス１から切り離されるべきではないと判断する。ステップＳ１３，Ｓ１４における遮断制御部６４による判断結果は記憶部６７に格納される。

ステップＳ１５において、監視部６３は、蓄電機器３に異常が生じたか否かを判断する。監視部６３が蓄電機器３の異常を検出した場合（ステップＳ１５においてＹＥＳ）、処理はステップＳ１６に進む。蓄電機器３が正常状態である場合（ステップＳ１５においてＮＯ）、処理はステップＳ１８に進む。

ステップＳ１６において、遮断制御部６４は、遮断予告信号ＳＤＮを活性化するとともに、遮断信号ＳＤ１を活性化する。また、遮断制御部６４は、記憶部６７に格納された判断結果を参照する。該当の直流機器（直流機器５ａ，５ｂ）が直流バス１から切り離されるべきことが示される場合、ステップＳ１６において、遮断制御部６４は、遮断部８ａ〜８ｃのうち、直流バス１から切り離されるべき直流機器（直流機器５ａ，５ｂ）に対応する遮断部（遮断部８ａ，８ｂ）への遮断信号（遮断信号ＳＤ２ａ，ＳＤ２ｂ）を活性化する。一方、直流機器（直流機器５ｃ）が直流バス１から切り離される必要がないことが示される場合、遮断制御部６４は、直流機器（直流機器５ｃ）に対応する遮断部（遮断部８ｃ）への遮断信号（遮断信号ＳＤ２ｃ）を非活性化する。

ステップＳ１７において、ＤＣ／ＡＣ変換器４２の制御モードおよびＡＣ／ＤＣ変換器４４の制御モードが電流制御モードから電圧制御モードに切り替わるとともに、蓄電機器３が直流バス１から切り離される。ステップＳ１６において、対応する遮断部（遮断部８ａ，８ｂ）への遮断信号（遮断信号ＳＤ２ａ，ＳＤ２ｂ）が遮断制御部６４により活性化された場合、直流機器（直流機器５ａ，５ｂ）は直流バス１から切り離される。この直流機器（直流機器５ａ，５ｂ）は判断基準を満たす（たとえば直流機器の消費電力が大きい）ため、直流バス１の電圧Ｖｄｃが変動する可能性がある。直流機器（直流機器５ａ，５ｂ）を直流バス１から切り離すことにより、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制することができる。一方、ステップＳ１６において、対応する遮断部（遮断部８ｃ）への遮断信号（遮断信号ＳＤ２ｃ）が遮断制御部６４により非活性化された場合、直流機器（直流機器５ｃ）は直流バス１に接続されたままとなる。この直流機器（直流機器５ｃ）は判断基準を満たさない（たとえば直流機器の消費電力が小さい）ため、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制可能である。ステップＳ１７の処理が終わると、一連の処理が完了する。

ステップＳ１８において、遮断制御部６４は、遮断予告信号ＳＤＮを非活性化するとともに、遮断信号ＳＤ１を非活性化する。また、遮断制御部６４は、すべての遮断部８ａ〜８ｃへの遮断信号ＳＤ２ａ〜２ｃを非活性化する。

ステップＳ１９において、ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４は、電流制御モードに従って制御される。また、蓄電機器３は直流バス１に接続される。直流機器５ａ〜５ｃの各々は、直流バス１に接続された状態に保たれる。

このように、本実施の形態によれば、直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与える可能性がある直流機器を直流バス１から切り離す。これにより、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制することができる。一方で、直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与えない直流機器は、直流バス１に接続された状態に保たれる。これにより、直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与えない直流機器の動作を継続させることができる。なお、直流機器５ａ〜５ｃに遮断部８ａ〜８ｃをそれぞれ設ける場合について説明した。しかし、１つの遮断部に複数の直流機器を接続することにより、複数の直流機器が一括して接続／遮断される構成にすることも可能である。

［実施の形態４］
図１５は、本発明の実施の形態４に係る直流給電システム全体の構成を概略的に示すブロック図である。図１５を参照して、直流給電システム４００は、ＥＶ（Electric Vehicle：電気自動車）９と、充放電電流検出部９０と、充放電電圧検出部９１と、温度検出部９２と、遮断部（第３の遮断部）７ａとをさらに備える点において、図１に示した直流給電システム１００と異なる。直流給電システム４００の他の構成は、直流給電システム１００の構成と同等であるため、詳細な説明は繰り返さない。なお、ＥＶ９は本発明に係る「車両」の一例であって、本発明に係る「車両」は蓄電機器を含む車両であれば特に限定されない。

ＥＶ９は蓄電機器（第２の蓄電機器）９ａを含む。蓄電機器９ａは、蓄電機器３と同様に、たとえばリチウムイオン電池などの二次電池である。使用者がＥＶ９を使用する場合には、蓄電機器９ａは直流バス１から切り離される。使用者が帰宅すると、蓄電機器９ａは直流バス１に再び接続される。

遮断部７ａは、ＥＶ９と直流バス１との間に電気的に接続される。遮断部７ａは、たとえば直流リレー、直流ブレーカー、またはパワーＭＯＳＦＥＴ等の電力スイッチング素子である。制御機器６からの遮断信号ＳＤ３が活性化されると、遮断部７ａは、ＥＶ９を直流バス１から切り離す。一方、遮断信号ＳＤ３が非活性化されると、遮断部７ａは、ＥＶ９を直流バス１に接続する。

蓄電機器３，９ａの双方が直流バス１に接続されている場合において、太陽光発電システム２の発電電力が直流機器５の電力需要よりも小さいときには、蓄電機器９ａは放電電流Ｉｄｃ２を直流バス１に供給する。すなわち、蓄電機器３からの放電電流Ｉｄｃ１とＤＣ／ＤＣ変換器２２からの電流Ｉｇｅｎとの合計値から直流機器５に供給される電流Ｉｌｏａｄを差し引いた電流が、放電電流Ｉｄｃ２となる。一方で、太陽光発電システム２の発電電力が直流機器５の電力需要よりも大きいときには、電流Ｉｇｅｎの余剰分を蓄電機器３，９ａに充電する。すなわち、電流Ｉｇｅｎから電流Ｉｌｏａｄを差し引いた電流が、充電電流Ｉｃｈ１，Ｉｃｈ２となる。また、電気料金が低価格である夜間においては系統電力から買電し、その電力を蓄電機器３，９ａに蓄える。

蓄電機器３に異常が生じた場合、遮断制御部６４は遮断信号ＳＤ１を活性化して、蓄電機器３を直流バス１から切り離す。しかし、本実施の形態によれば、蓄電機器３，９ａのうちのいずれか一方が正常状態で直流バス１に接続されていれば、直流バス１の電圧Ｖｄｃの安定化が可能である。したがって、蓄電機器９ａが正常状態で直流バス１に接続されているときは、遮断制御部６４は遮断予告信号ＳＤＮおよび遮断信号ＳＤ２を活性化せず、直流機器５は直流バス１に継続して接続される。

一方で、ＥＶ９が使用中の場合に蓄電機器３に異常が生じた場合には、蓄電機器３および直流機器５の各々を直流バス１から切り離す必要がある。この場合の制御は実施の形態１における制御と同等であるため、詳細な説明を繰り返さない。

また、ＥＶ９が直流バス１に接続されている場合、蓄電機器９ａに異常が生じたときには、遮断制御部６４は遮断信号ＳＤ３を活性化する。これにより、ＥＶ９を直流バス１から切り離す。さらに、ＥＶ９が直流バス１に接続されている場合、蓄電機器３，９ａの双方に異常が生じたときには、遮断制御部６４は遮断予告信号ＳＤＮおよび遮断信号ＳＤ２を活性化する。これにより、直流機器５を直流バス１から切り離す。

なお、一例として、系統電力システム４がＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４を備える構成について説明した。これに代えて、系統電力システム４は双方向変換器（図示せず）を備えてもよい。双方向変換器は、直流バス１から受ける直流電力を交流電力に変換して系統電力源４０へ供給する一方で、系統電力源４０からの交流電力を直流電力に変換して直流バス１へ供給することが可能に構成される。この場合、双方向変換器は、制御機器６から遮断予告信号ＳＤＮを受けると、直流バス１の電圧Ｖｄｃを所定の目標電圧値Ｖｄｃ＊に維持するように電圧制御モードにより制御される。

［実施の形態５］
実施形態１〜４では、直流給電システム内に、互いに独立したＤＣ／ＡＣ変換器４２と、ＡＣ／ＤＣ変換器４４と、制御機器６とが設けられる場合について説明した。しかし、ＤＣ／ＡＣ変換器４２と、ＡＣ／ＤＣ変換器４４と、制御機器６とを一体の装置として実現してもよい。このような装置は一般にパワーコンディショナと呼ばれる。

図１６は、本発明の実施の形態５に係るパワーコンディショナ（電力変換装置）の構成を概略的に示すブロック図である。図１６を参照して、パワーコンディショナ５００は、直流バス１と、ＤＣ／ＡＣ変換器４２と、ＡＣ／ＤＣ変換器４４と、制御機器６と、遮断部７，８と、太陽光発電システム接続部（直流発電機器接続部）５０２と、蓄電機器接続部５０３と、系統電力源接続部５０４と、直流機器接続部（直流負荷接続部）５０５とを備える。

太陽光発電システム接続部５０２には、太陽光発電システム２が電気的に接続される。太陽光発電システム接続部５０２は、ＤＣ／ＤＣ変換器２２からの直流電力を受けて、その直流電力を直流バス１に出力する。

蓄電機器接続部５０３には、蓄電機器３が電気的に接続される。パワーコンディショナ５００は、蓄電機器接続部５０３および遮断部７を介して、蓄電機器３と直流バス１との間で直流電力を授受する。

系統電力源接続部５０４には、系統電力源４０が電気的に接続される。パワーコンディショナ５００は、系統電力源接続部５０４およびＡＣ／ＤＣ変換器４４を介して電力会社等から系統電力を買う（買電する）とともに、系統電力源接続部５０４およびＤＣ／ＡＣ変換器４２を介して余剰電力を電力会社等に売る（売電する）ことを可能に構成されている。

直流機器接続部５０５には、直流機器５が電気的に接続される。パワーコンディショナ５００は、直流機器接続部５０５および遮断部８を介して、直流バス１の直流電力を直流機器５に供給する。パワーコンディショナ５００の他の構成は、直流給電システム１００（図１参照）の構成と同等であるため、詳細な説明を繰り返さない。

本実施の形態によれば、蓄電機器３が直流バス１から切り離された場合にも、系統電力の品質を維持可能なパワーコンディショナを実現することができる。

図１７は、本発明の実施の形態５に係るパワーコンディショナの、図１６と異なる構成を概略的に示すブロック図である。図１７を参照して、パワーコンディショナ５０１は、遮断部７，８を備えない点において、パワーコンディショナ５００（図１６参照）と異なる。このように、パワーコンディショナは、その内部に遮断部７，８を備えなくてもよい。あるいは、パワーコンディショナは、遮断部７，８のうちのいずれか一方を備えてもよい。パワーコンディショナ５０１の他の構成は、パワーコンディショナ５００の構成と同等であるため、詳細な説明を繰り返さない。

［実施の形態６］
図１８は、本発明の実施の形態６に係るパワーコンディショナの構成を概略的に示すブロック図である。図１８を参照して、パワーコンディショナ６００の構成は、直流機器接続部５０５に代えて直流機器接続部５０５ａ〜５０５ｃを備える点において、パワーコンディショナ５００（図１６参照）の構成と異なる。直流機器接続部５０５ａ〜５０５ｃには、それぞれ直流機器５ａ〜５ｃが電気的に接続される。パワーコンディショナ６００の他の構成は、パワーコンディショナ５００の構成と同等であるため、詳細な説明を繰り返さない。

本実施の形態によれば、複数の直流機器５ａ〜５ｃのうち、直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与える可能性がある直流機器を直流バス１から切り離す。これにより、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制することができる。一方で、直流機器５ａ〜５ｃのうち、直流バス１から切り離す必要がない直流機器の動作を継続することができる。なお、実施の形態５，６では、パワーコンディショナ５００，６００の各々が遮断部７，８を備える場合について説明した。しかし、たとえば図１７に示すように、パワーコンディショナ５０１は、直流バス１と、ＤＣ／ＡＣ変換器４２と、ＡＣ／ＤＣ変換機４４と、制御機器６と、太陽後発電システム接続部（直流発電機器接続部）５０２と、蓄電機器接続部５０３と、系統電力源接続部５０４と、直流機器接続部（直流負荷接続部）５０５とを備える構成としてもよい。すなわち、パワーコンディショナは、その内部に遮断部７，８を備えなくてもよい。また、蓄電機器３および直流機器５が、それぞれその内部に遮断部７，８を備えてもよい。また、パワーコンディショナ５００，６００は、ＤＣ／ＡＣ変換器４２およびＡＣ／ＤＣ変換器４４に代えて、双方向変換器（図示せず）を備えてもよい。

本発明の実施の形態は次のように要約することができる。
（１）直流電力を直流機器５に供給するために設けられた直流バス１と、系統電力源４０からの交流電力を直流電力に変換して、当該直流電力を直流バス１に供給可能に構成されるとともに、直流バス１からの直流電力を交流電力に変換して、当該交流電力を系統電力源４０に供給可能に構成されたＡＣ／ＤＣ変換器４４およびＤＣ／ＡＣ変換器４２と、直流電力を発電して直流バス１に供給する太陽電池２０と、直流バス１に供給される直流電力を蓄える蓄電機器３と、蓄電機器３と直流バス１との間に設けられ、遮断信号ＳＤ１に応答して、蓄電機器３を直流バス１から切り離す遮断部７と、直流機器５と直流バス１との間に設けられた遮断部８と、蓄電機器３の状態を監視して、蓄電機器３の異常を検出した場合に、遮断信号ＳＤ１を出力する制御機器６とを備える、直流給電システム１００，２００，３００，４００。

上記構成によれば、蓄電機器３が直流バス１から切り離された後においても、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動が抑制される。したがって、系統電力の品質を維持可能である。また、蓄電機器３が直流バス１から切り離された後においても、太陽光発電システム２での発電電力を継続して売電することが可能になる。

（２）遮断部８は、遮断信号ＳＤ２に応答して、直流機器５を直流バス１から切り離し、蓄電機器３の異常を検出した場合に、制御機器６は、直流機器５を直流バス１から切り離すべきか否かを判断するための判断基準に従って、直流機器５を直流バス１から切り離すべきと判断したとき、遮断信号ＳＤ２を出力する、直流給電システム２００。

上記構成によれば、直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与える可能性がある直流機器５を直流バス１から切り離す。これにより、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制することができる。一方で、直流機器５を直流バス１から切り離す必要がない場合には、直流機器５の動作を継続させることができる。

（３）直流機器は、複数の直流機器５ａ〜５ｃを含み、遮断部は、複数の直流機器５ａ〜５ｃと直流バス１との間にそれぞれ設けられた複数の遮断部８ａ〜８ｃを含み、複数の遮断部８ａ〜８ｃの各々は、遮断信号ＳＤ２に応答して、対応する直流機器を直流バス１から切り離し、制御機器６は、蓄電機器３の異常を検出した場合に、複数の直流機器５ａ〜５ｃの各々を直流バス１から切り離すべきか否かを判断するための判断基準に従って、直流バス１から切り離されるべき直流機器に対応する遮断部に、遮断信号ＳＤ２を出力する、直流給電システム３００。

上記構成によれば、複数の直流機器５ａ〜５ｃのうち、直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与える可能性がある直流機器を直流バス１から切り離す。これにより、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制することができる。一方で、直流機器５ａ〜５ｃのうち、直流バス１から切り離す必要がない直流機器の動作を継続させることができる。

（４）制御機器６は、異常が検出された蓄電機器３の交換を検出した場合に、非活性化された遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２を出力し、遮断部７は、非活性化された遮断信号ＳＤ１に応答して、蓄電機器３を直流バス１に接続し、遮断部８は、非活性化された遮断信号ＳＤ２に応答して、直流機器５を直流バス１に接続する、直流給電システム１００，２００，３００，４００。

上記構成によれば、異常が検出された蓄電機器３が修理された場合に、蓄電機器３および直流機器５が直流バス１に接続される。このため、蓄電機器３により直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制するとともに、直流機器５を使用することが可能になる。

（５）直流給電システム４００は、直流バス１への接続および遮断が可能に構成された蓄電機器９ａをさらに備え、制御機器６は、蓄電機器９ａの直流バス１への接続および遮断をさらに監視して、蓄電機器３の異常および蓄電機器９ａの直流バス１からの遮断を検出した場合に、遮断信号ＳＤ２を出力する、直流給電システム４００。

上記構成によれば、蓄電機器３，９ａが互いのバックアップとして機能するため、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動をより確実に抑制できる。

（６）直流給電システム４００は、蓄電機器９ａと直流バス１との間に設けられ、遮断信号ＳＤ３に応答して、蓄電機器９ａを直流バス１から切り離す遮断部７ａをさらに備え、制御機器６は、蓄電機器９ａの状態を監視して、蓄電機器９ａの異常を検出した場合に、遮断信号ＳＤ３を出力する、直流給電システム４００。

上記構成によれば、制御機器６が蓄電機器９ａの異常を検出した場合に、蓄電機器９ａが直流バス１から切り離される。したがって、蓄電機器９ａの異常の拡大を防ぐことができる。

（７）蓄電機器９ａは、ＥＶ９に搭載された蓄電機器である、直流給電システム４００。

上記構成によれば、ＥＶ９に搭載された蓄電機器９ａを用いることにより、蓄電機器を別途準備する場合と比べて蓄電機器９ａの導入コストを削減できる。

（８）直流バス１と、直流電力を発電して直流バス１に供給する太陽光発電システム２を接続可能に構成された太陽光発電システム接続部５０２と、直流バス１に供給される直流電力を遮断部７を介して受けて当該直流電力を蓄える蓄電機器３を接続可能に構成されるとともに、遮断部７に電気的に接続された蓄電機器接続部５０３とを備え、遮断部７は、遮断信号ＳＤ１に応答して、蓄電機器３を直流バス１から切り離し、直流バス１からの直流電力を遮断部８を介して受ける直流機器５を接続可能に構成されるとともに、遮断部８に電気的に接続された直流機器接続部５０５と、系統電力源４０からの交流電力を直流電力に変換して、直流バス１に当該直流電力を供給可能に構成されるとともに、直流バス１からの直流電力を交流電力に変換して、当該交流電力を系統電力源４０に供給可能に構成されたＡＣ／ＤＣ変換器４４およびＤＣ／ＡＣ変換器４２と、蓄電機器３の状態を監視して、蓄電機器３の異常を検出した場合に、遮断信号ＳＤ１を出力する制御機器６とをさらに備える、パワーコンディショナ５００，５０１。

上記構成によれば、蓄電機器３が直流バス１から切り離された後においても、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動が抑制される。したがって、系統電力の品質を維持可能である。また、蓄電機器３が直流バス１から切り離された後においても、太陽光発電システム２での発電電力を継続して売電することが可能になる。

（９）遮断部８は、遮断信号ＳＤ２に応答して、直流機器５を直流バス１から切り離し、蓄電機器３の異常を検出した場合に、制御機器６は、直流機器５を直流バス１から切り離すべきか否かを判断するための判断基準に従って、直流機器５を直流バス１から切り離すべきと判断したとき、遮断信号ＳＤ２を出力する、パワーコンディショナ５００，５０１。

上記構成によれば、直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与える可能性がある直流機器５を直流バス１から切り離す。これにより、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制することができる。一方で、直流機器５を直流バス１から切り離す必要がない場合には、直流機器５の動作を継続させることができる。

（１０）パワーコンディショナ５００は、遮断部７，８のうちの少なくとも一方をさらに備える、パワーコンディショナ５００。

上記構成によれば、パワーコンディショナ内に遮断部７，８が配置されるため、パワーコンディショナの施工業者は遮断部７，８を別途準備する必要がない。

（１１）直流機器は、複数の直流機器５ａ〜５ｃを含み、遮断部は、複数の直流機器５ａ〜５ｃと直流バス１との間にそれぞれ設けられた複数の遮断部８ａ〜８ｃを含み、複数の遮断部８ａ〜８ｃの各々は、遮断信号ＳＤ２に応答して、対応する直流機器を直流バス１から切り離し、蓄電機器３の異常を検出した場合に、制御機器６は、複数の直流機器５ａ〜５ｃの各々を直流バス１から切り離すべきか否かを判断するための判断基準に従って、直流バス１から切り離されるべき直流機器に対応する遮断部に、遮断信号ＳＤ２を出力する、パワーコンディショナ６００。

上記構成によれば、複数の直流機器５ａ〜５ｃのうち、直流バス１の電圧Ｖｄｃに変動を与える可能性がある直流機器を直流バス１から切り離す。これにより、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動を抑制することができる。一方で、直流機器５ａ〜５ｃのうち、直流バス１から切り離す必要がない直流機器の動作を継続させることができる。

（１２）直流電力を直流機器５に供給するために設けられた直流バス１と、系統電力源４０からの交流電力を直流電力に変換して当該直流電力を直流バス１に供給可能に構成されるとともに、直流バス１からの直流電力を交流電力に変換して当該交流電力を系統電力源４０に供給可能に構成されたＡＣ／ＤＣ変換器４４およびＤＣ／ＡＣ変換器４２と、直流電力を発電して直流バス１に供給する太陽電池２０と、直流バス１に供給される直流電力を蓄える蓄電機器３とを備える直流給電システム１００，２００，３００，４００の制御方法であって、制御機器６により蓄電機器３の状態を監視して、蓄電機器３の異常を検出するステップＳ１５と、異常を検出した制御機器６により遮断信号ＳＤ１，ＳＤ２を出力するステップＳ１６と、遮断信号ＳＤ１に応答した遮断部７により、蓄電機器３を直流バス１から切り離すステップＳ１７と、遮断信号ＳＤ２に応答した遮断部８により、直流機器５を直流バス１から切り離すステップＳ１７とを備える、直流給電システム１００，２００，３００，４００の制御方法。

上記構成によれば、上記構成によれば、蓄電機器３が直流バス１から切り離された後においても、直流バス１の電圧Ｖｄｃの変動が抑制される。したがって、系統電力の品質を維持可能である。また、蓄電機器３が直流バス１から切り離された後においても、太陽光発電システム２での発電電力を継続して売電することが可能になる。

今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記した説明ではなく、特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

１００，２００，３００，４００ 直流給電システム、５００，５０１，６００ パワーコンディショナ、１ 直流バス、２ 太陽光発電システム、２０ 太陽電池、２２ ＤＣ／ＤＣ変換器、３，９ａ 蓄電機器、４ 系統電力システム、４０ 系統電力源、４２ ＤＣ／ＡＣ変換器、４４ ＡＣ／ＤＣ変換器、５ 直流機器、６ 制御機器、７，８ 遮断部、６０，９０ 充放電電流検出部、６１，９１ 充放電電圧検出部、６２，９２ 温度検出部、６３ 監視部、６４ 遮断制御部、６５ 報知部、６６ 通信部、６７ 記憶部、３０ ＤＣ／ＡＣ変換部、３６，５６ 直流電圧検出部、３８，５８ 自経路電流検出部、３４，５４ 制御部、５０ 昇圧回路、５２ 整流部、３４０，３４２，５４０，５４２ 減算部、３４４，５４４ 切替部、３４６，５４６ スイッチング素子駆動信号生成部、３４８，５４８ 制御目標値選択部、３２，３３ 連系リアクトル、Ｑ１〜Ｑ５ トランジスタ、Ｄ１〜Ｄ１０ ダイオード、Ｃ１ 平滑コンデンサ、ＰＬ 正母線、ＮＬ 負母線、５０２ 太陽光発電システム接続部、５０３ 蓄電機器接続部、５０４ 系統電力源接続部、５０５，５０５ａ〜５０５ｃ 直流機器接続部。

Claims (5)

1. 直流電力を直流負荷に供給するために設けられた直流バスと、
   系統電力源からの交流電力を直流電力に変換して、前記直流バスに当該直流電力を供給可能に構成されるとともに、前記直流バスからの直流電力を交流電力に変換して、当該交流電力を前記系統電力源に供給可能に構成された電力変換部と、
   直流電力を発電して前記直流バスに供給する直流発電機器と、
   前記直流バスに供給される直流電力を蓄える第１の蓄電機器と、
   前記第１の蓄電機器と前記直流バスとの間に設けられ、第１の遮断信号に応答して、前記第１の蓄電機器を前記直流バスから切り離す第１の遮断部と、
   前記直流負荷と前記直流バスとの間に設けられた第２の遮断部と、
   前記第１の蓄電機器の状態を監視して、前記第１の蓄電機器の異常を検出した場合に、前記第１の遮断信号を出力する制御機器とを備える、直流給電システム。
2. 前記第２の遮断部は、第２の遮断信号に応答して、前記直流負荷を前記直流バスから切り離し、
   前記第１の蓄電機器の前記異常を検出した場合に、前記制御機器は、前記直流負荷を前記直流バスから切り離すべきか否かを判断するための判断基準に従って、前記直流負荷を前記直流バスから切り離すべきと判断したとき、前記第２の遮断信号を出力する、請求項１に記載の直流給電システム。
3. 前記直流負荷は、複数の直流機器を含み、
   前記第２の遮断部は、前記複数の直流機器と前記直流バスとの間にそれぞれ設けられた複数の遮断回路を含み、
   前記複数の遮断回路の各々は、第２の遮断信号に応答して、対応する直流機器を前記直流バスから切り離し、
   前記第１の蓄電機器の前記異常を検出した場合に、前記制御機器は、前記複数の直流機器の各々を前記直流バスから切り離すべきか否かを判断するための判断基準に従って、前記直流バスから切り離されるべき直流機器に対応する遮断回路に、前記第２の遮断信号を出力する、請求項１に記載の直流給電システム。
4. 直流バスと、
   直流電力を発電して前記直流バスに供給する直流発電機器を接続可能に構成された直流発電機器接続部と、
   前記直流バスに供給される直流電力を第１の遮断部を介して受けて当該直流電力を蓄える蓄電機器を接続可能に構成されるとともに、前記第１の遮断部に電気的に接続された蓄電機器接続部とを備え、
   前記第１の遮断部は、第１の遮断信号に応答して、前記蓄電機器を前記直流バスから切り離し、
   前記直流バスからの直流電力を第２の遮断部を介して受ける直流負荷を接続可能に構成されるとともに、前記第２の遮断部に電気的に接続された直流負荷接続部と、
   系統電力源からの交流電力を直流電力に変換して、前記直流バスに当該直流電力を供給可能に構成されるとともに、前記直流バスからの直流電力を交流電力に変換して、当該交流電力を前記系統電力源に供給可能に構成された電力変換部と、
   前記蓄電機器の状態を監視して、前記蓄電機器の異常を検出した場合に、前記第１の遮断信号を出力する制御機器とをさらに備える、電力変換装置。
5. 直流電力を直流負荷に供給するために設けられた直流バスと、系統電力源からの交流電力を直流電力に変換して当該直流電力を前記直流バスに供給可能に構成されるとともに、前記直流バスからの直流電力を交流電力に変換して当該交流電力を前記系統電力源に供給可能に構成された電力変換部と、直流電力を発電して前記直流バスに供給する直流発電機器と、前記直流バスに供給される直流電力を蓄える蓄電機器とを備える直流給電システムの制御方法であって、
   制御機器により前記蓄電機器の状態を監視して、前記蓄電機器の異常を検出するステップと、
   前記異常を検出した前記制御機器により、第１および第２の遮断信号を出力するステップと、
   前記第１の遮断信号に応答した第１の遮断部により、前記蓄電機器を前記直流バスから切り離すステップと、
   前記第２の遮断信号に応答した第２の遮断部により、前記直流負荷を前記直流バスから切り離すステップとを備える、直流給電システムの制御方法。
   

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