JP2018121468A - 直流給電システム - Google Patents

Abstract

【課題】直流バスラインに直流負荷が接続される場合であっても、蓄電池の充放電回数を増加させることのない直流給電システムを提供すること。【解決手段】直流負荷６を接続可能な直流バスライン５と、直流バスライン５に電力を供給するための発電装置１と、直流バスライン５に電力を供給可能な二次電池３と、直流バスライン５と電力系統１０との間に接続され、直流バスライン５から供給される直流出力を交流に変換し、または電力系統１０から供給された交流電力を直流出力に変換するためのＤＣ−ＡＣ変換器８と、発電装置１、二次電池３、およびＤＣ−ＡＣ変換器８のそれぞれから直流バスライン５への電力供給を制御する制御部７と、を備え、制御部７は、発電装置１の電力供給が直流負荷の電力供給要求を満たせないとき、二次電池３に優先してＤＣ−ＡＣ変換器８が電力系統から直流バスライン５を通じて直流負荷６へ電力を供給するよう制御する。【選択図】図６

Description

この発明は、直流給電システムに関する。

従来から、太陽発電装置と蓄電池とを組み合わせた給電システムが提供されている。このような給電システムにおいては、蓄電池における充放電回数を低減させるために、様々な工夫が行われている。

例えば、特許文献１では、太陽発電装置の発電量と、電力系統に接続される交流負荷の消費電力量との偏差を求め、偏差の絶対値が既定値以下の場合には、蓄電池から放電している状態と蓄電池に充電している状態が切換えられる頻度を低減することが行われている。

特開２０１５−１７７６４７号公報

しかしながら、特許文献１の方法は、太陽発電装置の発電量と、電力系統に接続される交流負荷の消費電力量との偏差のみを考慮しているため、交流負荷に加えて直流バスラインに直流負荷が接続されている給電システムにおいては、採用することができない。

直流バスラインに直流負荷が接続されている給電システムでは、直流負荷に対する電力の供給経路としては、太陽発電装置からの経路、および蓄電池からの経路だけでなく、電力系統からの経路も加わる。したがって、このような給電システムでは、直流負荷の消費電力量と、交流負荷の消費電力量とは独立して相互に影響を及ぼすため、特許文献１の方法は採用することができない。

また、特許文献１の方法では、電力系統に接続される交流負荷の消費電力量との偏差のみを考慮しているため、偏差の絶対値が既定値を超える場合には、直流負荷の消費電力量の変動が、急激であるか否かにかかわらず蓄電池からの放電が行われる可能性がある。したがって、蓄電池の充放電回数が増加してしまうという問題があった。

さらに、特許文献１の方法では、直流負荷の消費電力量の変動が急激ではない場合にも蓄電池からの放電が行われる可能性があるため、直流負荷の消費電力量が急激に変動した際に、蓄電池の充電量が充分ではなく、蓄電池からの放電を行うことができない可能性がある。

本発明は、上記課題を解決するためになされたものであって、電力系統側に接続される交流負荷に加えて、直流バスラインに直流負荷が接続される場合であっても、蓄電池の充放電回数を増加させることのない直流給電システムを提供することを目的とする。

本発明の第１の態様は、直流負荷を接続可能な直流バスラインと、直流バスラインに電力を供給するための発電装置と、直流バスラインに電力を供給可能な二次電池と、直流バスラインと交流電力系統との間に接続され、直流バスラインから供給される直流出力を交流に変換し、または電力系統から供給された交流電力を直流出力に変換するためのＤＣ−ＡＣ変換器と、発電装置、二次電池、およびＤＣ−ＡＣ変換器のそれぞれから直流バスラインへの電力供給を制御する制御部と、を備え、制御部は、発電装置の電力供給が直流負荷の電力供給要求を満たせないとき、二次電池に優先してＤＣ−ＡＣ変換器が電力系統から直流バスラインを通じて直流負荷へ電力を供給するよう制御する、ことを特徴とする。

本発明によれば、電力系統側に接続される交流負荷に加えて、直流バスラインに直流負荷が接続される場合であっても、蓄電池の充放電回数の増加を防止することができる。

本発明に係る第１実施形態の直流給電システムの概略構成を示す図である。 直流給電システムにおける定常状態の動作を説明する図である。 直流給電システムにおいて直流負荷の消費電力が増大した場合の動作を説明する図である。 直流給電システムにおいて直流負荷の消費電力が増大し、かつ、発電装置の発電電力量が低下した場合の動作を説明する図である。 直流給電システムにおける制御部の動作を示すフローチャートである。 時間帯別の直流負荷の消費電力と発電電力との対比を示す図である。 本発明の第２実施形態に係る直流給電システムにおける制御部の動作を示すフローチャートである。

以下、この発明の実施の形態を説明する。

（第１実施形態）
まず、本発明の第１実施形態に係る直流給電システムについて、図面を参照しながら詳細に説明する。図１は、本実施形態に係る直流給電システム１００の概略構成を示す図である。図１に示すように、直流給電システム１００は、太陽電池１と、ＰＶコンバータ２と、リチウムイオンバッテリ３と、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４と、ＨＶＤＣバス５と、直流負荷６とを備えている。また、直流給電システム１００は、制御部７と、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８と、ＣＡＮバス９と、電力系統１０と、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８と電力系統１０との間に接続される交流負荷１１とを備えている。

発電装置としての太陽電池１は、例えば、シリコン系の太陽電池、または、銅(Ｃｕ)、インジウム(Ｉ)、セレン(Ｓｅ)から構成される化合物半導体系のＣＩＳ太陽電池等が用いられる。

ＰＶ（Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ）コンバータ２は、太陽電池１の出力電力に対して最大電力点追従（ＭＰＰＴ：Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）制御を行い、ＨＶＤＣバス５に電力を供給する。

二次電池としてのリチウムイオンバッテリ３は、充放電が可能な蓄電池である。二次電池としては、リチウムイオンバッテリ３の他に、ナトリウム−硫黄電池等の他の種類の蓄電池を用いてもよい。

双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４は、リチウムイオンバッテリ３およびＨＶＤＣバス５に接続されており、リチウムイオンバッテリ３の出力電圧の電圧値を所定の電圧値に変換し、ＨＶＤＣバス５に供給する。また、ＨＶＤＣバス５を介して供給される電圧の電圧値を所定の電圧値に変換し、リチウムイオンバッテリ３に供給する。

直流バスラインとしてのＨＶＤＣバス５は、高電圧直流給電（ＨＶＤＣ：Ｈｉｇｈ−Ｖｏｌｔａｇｅ Ｄｉｒｅｃｔ Ｃｕｒｒｅｎｔ）用のバスであり、ＰＶコンバータ２、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４、直流負荷６、および双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８と接続される。

直流負荷６は、ＨＶＤＣバス５に接続される直流駆動が可能な装置であり、例えば、冷蔵庫、エアーコンディショナー等が挙げられる。

制御部７は、例えばＣＰＵ、ＲＯＭ、およびＲＡＭ等から構成される。制御部７は、ＣＡＮバス９を介して、ＰＶコンバータ２、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４、および双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８と接続され、これらのコンバータの制御を行う。

ＤＣ−ＡＣ変換器としての双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８は、電力系統１０およびＨＶＤＣバス５と接続され、電力系統１０から供給される交流電圧を直流電圧に変換してＨＶＤＣバス５に供給する。また、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８は、ＨＶＤＣバス５に供給される直流電圧を交流電圧に変換して交流負荷１１に供給、または電力系統１０に逆潮流する。

ＣＡＮ（Ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒ Ａｒｅａ Ｎｅｔｗｏｒｋ）バス９は、ＰＶコンバータ２、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４、制御部７、および双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８と接続され、制御信号等の信号の伝達経路として用いられる。

電力系統１０は、２００Ｖ等の商用の交流電圧が供給される。また、ＨＶＤＣバス５を介して供給される太陽電池１の直流電圧を、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８によって、交流電圧に変換して電力系統１０に供給し、売電することも可能となっている。

以上のように本実施形態の直流給電システム１００は、内部の電流と電圧の供給が直流で行われるため、リレー等のスイッチが不要であり、電力の供給経路の切り替えが必要な場合に、切れ目なくシームレスに電力の供給経路の切り替えを行うことができる。

次に、以上のような本実施形態の直流給電システム１００における動作ついて添付図面を参照しつつ説明する。図２は、直流給電システム１００における定常状態の動作を説明する図である。図３は、直流給電システム１００において直流負荷６の消費電力が増大した場合の動作を説明する図である。図４は、直流給電システム１００において直流負荷６の消費電力が増大し、かつ、太陽電池１の発電電力量が低下した場合の動作を説明する図である。図５は、直流給電システム１００における制御部７の動作を示すフローチャートである。図６は、時間帯別の直流負荷の消費電力と発電電力との対比を示す図である。

なお、本実施形態の直流給電システム１００においては、ＰＶコンバータ２の出力段とＨＶＤＣバス５との接続経路中に、図示を省略する発電電力センサが設けられており、制御部７により太陽電池１の発電電力量を検出することが可能となっている。また、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４の入出力段とＨＶＤＣバス５との接続経路中には、図示を省略する電力センサが設けられており、制御部７によりリチウムイオンバッテリ３の放電電力量および充電電力量を検出することが可能となっている。さらに、直流負荷６の入力段とＨＶＤＣバス５との接続経路中には、図示を省略する電力センサが設けられており、制御部７により直流負荷の消費電力量を検出することが可能となっている。また、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８の入出力段とＨＶＤＣバス５との接続経路中には、図示を省略する電力センサが設けられており、制御部７により、電力系統１０への供給電力量および電力系統１０からの供給電力量を検出することが可能となっている。さらに、電力系統１０には、図示を省略する電力センサが設けられており、制御部７により電力系統１０に対して逆潮流した電力量を検出することが可能となっている。本実施形態では、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８と電力系統１０との間に接続される交流負荷１１は、説明を簡素化するために接続されていないものとして省略する。

（定常状態の動作）
まず、制御部７は、太陽電池１の発電電力量と、直流負荷６の消費電力量とを比較する（図５：Ｓ１０）。図５においては、太陽電池１の発電電力量を「ＰＶ電力量」と表記し、直流負荷６の消費電力量を「直流負荷電力量」と表記している。制御部７は、発電電力量が消費電力量を上回っていると判断した場合には（図５：Ｓ１０，ＹＥＳ）、太陽電池１の発電電力を直流負荷６に供給し（図５：Ｓ１１）、余剰電力を電力系統１０に逆潮流する（図５：Ｓ１２）ように制御を行う。具体的には、制御部７は、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４を非アクティブ状態とし、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８をアクティブ状態とする。そして、制御部７は、余剰電力を電力系統１０に逆潮流するように双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８を制御する。

図２に示す例では、太陽電池１の発電電力量が７ｋＷであり、直流負荷６の消費電力量が５ｋＷなので、制御部７は、太陽電池１の発電電力量のうち、５ｋＷを直流負荷６に供給し、余剰電力の２ｋＷを電力系統１０側に出力する。つまり、２ｋＷの売電が行われることになる。この場合には、リチウムイオンバッテリ３の充電およびリチウムイオンバッテリ３からの放電は行われない。なお、リチウムイオンバッテリ３の充電量が充分ではない場合には、余剰電力をリチウムイオンバッテリ３の充電に充てるようにしてもよい。

（直流負荷６の消費電力が増大した場合の動作）
以上のような定常状態での動作中に、直流負荷６の消費電力が何らかの原因で増大することがある。この場合には、制御部７は、発電電力量が消費電力量を下回っていると判断し（図５：Ｓ１０，ＮＯ）、発電電力量が第１の電力値を下回っているかどうかを判断する（図５：Ｓ１３）。このように判断を行うのは、電力系統１０からの過大な電力供給を抑えつつ、不足分の電力量を補うためである。制御部７は、発電電力量が第１の電力値を下回っていないと判断した場合には（図５：Ｓ１３，ＮＯ）、太陽電池１の発電電力を直流負荷６に供給し（図５：Ｓ１４）、不足分として電力系統１０から第２の電力値を直流負荷６に供給する（図５：Ｓ１５）ように制御を行う。具体的には、制御部７は、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４を非アクティブ状態とし、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８をアクティブ状態とする。そして、制御部７は、第２の電力値を直流負荷６に供給するように双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８を制御する。

本実施形態では、一例として、第１の電力値は７ｋＷに設定されている。図３に示す例では、直流負荷６の消費電力量が１０ｋＷに増大し、太陽電池１の発電電力量が７ｋＷなので、制御部７は、発電電力量が消費電力量を下回っていると判断する。また、制御部７は、太陽電池１の発電電力量が７ｋＷであり、第１の電力値を下回っていないと判断する。したがって、制御部７は、太陽電池１の発電電力量の７ｋＷを直流負荷６に供給すると共に、不足分の電力３ｋＷを、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８を介して電力系統１０から供給する。つまり、３ｋＷの買電が行われることになる。この場合には、リチウムイオンバッテリ３の充電およびリチウムイオンバッテリ３からの放電は行われない。

以上のように、制御部７は、太陽電池１の電力供給が直流負荷６の電力供給要求を満たせないと判断すると、リチウムイオンバッテリ３に優先して双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８が電力系統１０からＨＶＤＣバス５を通じて直流負荷６へ電力を供給するよう制御する。したがって、本発明によれば、リチウムイオンバッテリ３の放電回数を低減することができ、またその結果としてリチウムイオンバッテリ３の充電回数を低減することができるので、リチウムイオンバッテリ３の寿命を延ばすことができる。

（太陽電池１の発電電力量が低下した場合の動作）
直流負荷６の消費電力が何らかの原因で増大し、かつ、環境条件により太陽電池１の発電電力量が低下して、第１の電力値を下回る場合がある。制御部７は、発電電力量が第１の電力値を下回っていると判断すると（図５：Ｓ１３，ＹＥＳ）、発電電力を直流負荷６に供給し（図５：Ｓ１６）、かつ電力系統１０から第２の電力値を直流負荷６に供給する（図５：Ｓ１７）ように制御を行う。さらに、制御部７は、不足分としてリチウムイオンバッテリ３からの電力を直流負荷６に供給する（図５：Ｓ１８）ように制御を行う。具体的には、制御部７は、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４をアクティブ状態とし、不足分の電力を直流負荷６に供給するように双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４を制御する。また、制御部７は、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８をアクティブ状態とし、第２の電力値を直流負荷６に供給するように双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８を制御する。

図４に示す例では、直流負荷６の消費電力量が１０ｋＷに増大し、太陽電池１の発電電力量が７ｋＷなので、制御部７は、発電電力量が消費電力量を下回っていると判断する。また、制御部７は、太陽電池１の発電電力量が５ｋＷに低下し、第１の電力値を下回っていると判断する。したがって、制御部７は、太陽電池１の発電電力量の５ｋＷを直流負荷６に供給すると共に、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８を介して電力系統１０から３ｋＷの電力を供給する。つまり、３ｋＷの買電が行われることになる。さらに、制御部７は、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４を介して、リチウムイオンバッテリ３からの２ｋＷの電力を直流負荷６に供給する。

以上のように、制御部７は、太陽電池１の電力供給が第１の電力値を下回っていると判断すると、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８が第２の電力値を電力系統１０からＨＶＤＣバス５を通じて直流負荷６へ供給するように制御する。さらに、制御部７は、リチウムイオンバッテリ３からＨＶＤＣバス５を通じて直流負荷６へ電力を供給するように制御する。

したがって、本発明によれば、電力系統１０からの過大な電力供給を抑えつつ、不足分の電力量をリチウムイオンバッテリ３によって補うことができる。

図６に示すように、太陽電池１の発電電力量は、特に日照時間によって左右され、６：００から１５：００までの時間帯を除くと、ほぼゼロになってしまう。しかしながら、直流負荷６の消費電力量は、この時間帯以外の時間にピークを迎える傾向がある。例えば、図６の場合には、朝では５：００に、夜では１９：００にピークを迎えている。電力料金の基本料金は、単位時間当たり（例えば３０分）の平均値で最大どれだけの電力を使用するかによって決まってしまう。

したがって、図６に示す直流負荷６のピーク時の消費電力量を、太陽電池１の発電電力量では補えない場合に、不足分の全てを、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８を介して電力系統１０からの供給電力で補おうとすると、最大の使用電力がピーク時の電力となってしまう。

そこで、本発明は、太陽電池１の電力供給が第１の電力値を下回っている場合には、双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８を介して電力系統１０から直流負荷６へ供給する電力を、第２の電力値に抑え、不足分をリチウムイオンバッテリ３により補うようにしている。本実施形態では、第２の電力値は、ピークの消費電力量よりも小さい値に設定されている。

このようにすれば、消費電力量のピークをカットして、単位時間当たりの平均値で最大消費電力量を抑えることができる。

本発明によれば、ＨＶＤＣバス５に直流負荷６を接続し、太陽電池１の発電電力量と、上限が第２の電力値の電力系統１０からの供給電力とでは、直流負荷６の消費電力量を補えない場合にのみ、リチウムイオンバッテリ３からの出力電力を直流負荷６に供給するようにした。したがって、本発明によれば、電力系統１０における最大の消費電力量を低く抑えつつ、リチウムイオンバッテリ３の充放電回数を低減させて、リチウムイオンバッテリ３の寿命を延ばすことができる。

また、リチウムイオンバッテリ３からの直流負荷６への電力供給は、上述の場合に限られるので、リチウムイオンバッテリ３からの電力供給が必要となる状況においてリチウムイオンバッテリ３の充電量が不足していることがなく、確実に直流負荷６の電力供給要求を満たすことができる。さらに、直流負荷６の消費電力量が急激に変動した際にも、確実にリチウムイオンバッテリ３から直流負荷６への電力供給を行うことができる。

（第２実施形態）
本発明の第２実施形態について図面を参照しつつ説明する。図７は、第２実施形態に係る直流給電システムにおける制御部の動作を示すフローチャートである。

第１実施形態では、太陽電池１の発電電力量が、直流負荷６の電力供給要求を満たせず、かつ、第１の電力値を下回っている場合に、リチウムイオンバッテリ３からの電力供給を行った。しかし、本実施形態では、電力系統１０から供給される電流量が所定値を超えると予想される場合に、上記電流量が上記所定値を超えないように制御を行う。

本実施形態において、太陽電池１の発電電力量が直流負荷６の消費電力量を上回っている場合の制御は第１実施形態と同様なので説明を省略する。

制御部７は、太陽電池１の発電電力量が直流負荷６の消費電力量よりも下回っていると判断した場合には（図７：Ｓ１０，ＮＯ）、発電電力を直流負荷６に供給し（図７：Ｓ２０）、かつ双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８を介して電力系統１０からの電力を直流負荷６に供給する（図５：Ｓ２１）ように制御を行う。

その後、制御部７は、図示を省略する電力系統１０の消費電力量センサの出力に基づいて、所定時間内において電力系統１０から供給される電流量が所定値を超えると予想されるかどうかを判断する（図７：Ｓ２２）。例えば、１５分以上に亘って、電力系統１０の電流量が図６に示すピーク時の電流量となる場合には、制御部７は、所定時間内において電力系統１０から供給される電流量が所定値を超えると判断する（図７：Ｓ２２，ＹＥＳ）。そして、制御部７は、このように判断した場合には、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４を介してリチウムイオンバッテリ３からの出力電力を直流負荷６に供給するように制御する（図７：Ｓ２３）。具体的には、制御部７は、電力系統１０から供給される電流量が所定値を超えないように双方向ＤＣ−ＡＣコンバータ８を制御し、不足分の電力量をリチウムイオンバッテリ３から出力するように双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ４を制御する。

以上のように、制御部７は、所定時間内において電力系統１０から供給される電流量が所定値を超えると予想される場合には、所定値を超えないように、電力系統１０からＨＶＤＣバス５を通じて直流負荷６へ電力を供給するように制御する。さらに、制御部７は、リチウムイオンバッテリ３からＨＶＤＣバス５を通じて直流負荷６へ電力を供給するように制御する。

図６に示すような電力系統１０の消費電力のピークは、長時間に亘って続くものではなく、例えば１５分から３０分の期間に限られることが多い。そこで、本実施形態では、例えば、１５分以上に亘って、電力系統１０の電流量が図６に示すピーク時の電流量となる場合には、電力系統１０から供給される電流量が所定値を超えないようにして、上述したピークをカットして、単位時間当たりの平均値で最大消費電力量を抑えるようにしている。

このように制御した場合でも、電力系統１０における単位時間当たりの平均値で最大消費電力量を低く抑えつつ、リチウムイオンバッテリ３の充放電回数を低減させて、リチウムイオンバッテリ３の寿命を延ばすことができる。

また、リチウムイオンバッテリ３からの直流負荷６への電力供給は、上述の場合に限られるので、リチウムイオンバッテリ３からの電力供給が必要となる状況においてリチウムイオンバッテリ３の充電量が不足していることがなく、確実に直流負荷６の電力供給要求を満たすことができる。

１ 太陽電池
３ リチウムイオンバッテリ
６ 直流負荷
７ 制御部
１０ 電力系統
１００ 直流給電システム

Claims (3)

1. 直流負荷を接続可能な直流バスラインと、
   前記直流バスラインに電力を供給するための発電装置と、
   前記直流バスラインに電力を供給可能な二次電池と、
   前記直流バスラインと電力系統との間に接続され、前記直流バスラインから供給される直流出力を交流に変換し、または電力系統から供給された交流電力を直流出力に変換するためのＤＣ−ＡＣ変換器と、
   前記発電装置、前記二次電池、および前記ＤＣ−ＡＣ変換器のそれぞれから前記直流バスラインへの電力供給を制御する制御部と、を備え、
   前記制御部は、前記発電装置の電力供給が直流負荷の電力供給要求を満たせないとき、前記二次電池に優先して前記ＤＣ−ＡＣ変換器が前記電力系統から前記直流バスラインを通じて直流負荷へ電力を供給するよう制御する、
   ことを特徴とする直流給電システム。
2. 前記制御部は、前記発電装置の電力供給が第１の電力値を下回るとき、前記ＤＣ−ＡＣ変換器が第２の電力値を前記電力系統から前記直流バスラインを通じて直流負荷へ供給し、前記二次電池から前記直流バスラインを通じて直流負荷へ電力を供給するように制御する、
   ことを特徴とする請求項１に記載の直流給電システム。
3. 前記制御部は、所定時間内において前記電力系統から供給される電流量が所定値を超えると予想される場合には、前記所定値を超えないように、前記電力系統から前記直流バスラインを通じて直流負荷へ供給し、前記二次電池から前記直流バスラインを通じて直流負荷へ電力を供給するように制御する、
   ことを特徴とする請求項１または請求項２に記載の直流給電システム。