JP2020018114A - 蓄電池システム、電力変換システム、及び放電制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】パワーコンディショナによる電力制御を安定させることができる技術を提供する。【解決手段】太陽光発電パネルと、前記太陽光発電パネルの出力電力が与えられるパワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムであって、蓄電池と、前記蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器と、前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の充放電制御を行う制御部と、を備え、前記制御部は、前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する。【選択図】図１

Description

本発明は、蓄電池システム、電力変換システム、及び放電制御方法に関する。

太陽光発電パネルと、太陽光発電パネルによる出力の変換を行うパワーコンディショナとを備えた電力変換システムでは、パワーコンディショナの定格電力よりも大きい電力を出力可能に太陽光発電パネルが接続されるいわゆる過積載とされることがある。

過積載とされた電力変換システムでは、日射が大きくなると、パワーコンディショナの定格電力を超える電力を太陽光発電パネルが発電可能となる場合がある。
この場合、パワーコンディショナは、自機の定格電力を超えないように出力電力を抑制制御するため、太陽光発電パネルが発電可能な出力よりも低い出力となるように太陽光発電パネルの出力を制御し、太陽光発電パネルの発電効率を低下させてしまう。

そこで、太陽光発電パネルが出力する余剰電力を蓄電するための蓄電装置を設けることが考えられる（特許文献１参照）。
蓄電装置を設ければ、パワーコンディショナの定格電力を超える電力を太陽光発電パネルが発電可能な場合において、余剰電力が蓄電装置に蓄電されるので、パワーコンディショナは、太陽光発電パネルによる発電を高効率で維持するように制御することができる。
蓄電装置に蓄電された電力は、日射が無い時間帯等、太陽光発電パネルの出力が低下する期間に放電される。これにより、パワーコンディショナが出力する電力を平滑化することができる。

特開２０１７−２８８２２号公報

上記従来の技術において、蓄電装置から放電される電力は、ＤＣ／ＤＣ変換器等を介してパワーコンディショナに与えられる。パワーコンディショナは、与えられた電力を交流電力に変換して出力する。

一般に、太陽光発電パネルの出力が与えられるパワーコンディショナは、最大電力点追従制御（Ｍａｘｉｍｕｍ ｐｏｗｅｒ ｐｏｉｎｔ ｔｒａｃｋｉｎｇ：ＭＰＰＴ制御）を行うように構成されている。

ここで、太陽光発電パネルの出力が十分に得られない期間に蓄電装置からの電力をパワーコンディショナに与えた場合、パワーコンディショナには、蓄電池からの放電電力が主として与えられることになる。

このとき、ＤＣ／ＤＣ変換器が蓄電装置からの電力の電力特性を所定の設定電力で一定となるような電力特性に変換し出力した場合、パワーコンディショナが最大電力点を特定するための制御を行ったとしても、ＤＣ／ＤＣ変換器は、出力電力が設定電力で一定となるように制御してしまう。このため、パワーコンディショナにおいては、最大電力点の特定が困難となり、ＭＰＰＴ制御が不安定となるおそれが生じる。

パワーコンディショナのＭＰＰＴ制御が不安定になると、当該パワーコンディショナの出力が不安定となる上に、出力電圧又は出力電流が制御範囲外となり、パワーコンディショナが動作を停止するおそれがある。

本発明はこのような事情に鑑みてなされたものであり、パワーコンディショナによる電力制御を安定させることができる技術を提供することを目的とする。

一実施形態である蓄電池システムは、太陽光発電パネルと、前記太陽光発電パネルの出力電力が与えられるパワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムであって、蓄電池と、前記蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器と、前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の充放電制御を行う制御部と、を備え、前記制御部は、前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する。

他の実施形態である電力変換システムは、太陽光発電パネルの出力電力が与えられるとともに商用電力系統と系統連系を行うパワーコンディショナと、前記太陽光発電パネルと、前記パワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムと、を備え、前記蓄電池システムは、蓄電池と、前記蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器と、前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の充放電制御を行う制御部と、を備え、前記制御部は、前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する。

さらに他の実施形態である放電制御方法は、前記太陽光発電パネルの出力電力が与えられるパワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムにおける放電制御方法であって、前記蓄電池システムが備える蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御ステップを含み、前記放電制御ステップは、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する。

上記一実施形態である蓄電池システムが行う特徴的な処理は、蓄電池システムとして実現することができるだけでなく、各部による処理をコンピュータに実行させるためのプログラムとして実現することもできる。

本発明によれば、パワーコンディショナによる電力制御を安定させることができる。

図１は、太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。 図２は、ＤＣ／ＤＣ変換器２１の一例を示す回路図である。 図３Ａは、太陽光発電パネル２からの出力電力がない場合に、蓄電池システム６が通常モードで放電制御を実行したときにおける、ＰＣＳ５の入力電力と入力電圧との関係の一例を示したグラフである。 図３Ｂは、太陽光発電パネル２からの出力電力がない場合に、蓄電池システム６が模擬放電モードで放電制御を実行したときにおける、ＰＣＳ５の入力電力と入力電圧との関係の一例を示したグラフである。 図４は、蓄電池システム６が模擬放電モードによる放電制御を実行したときにおける、蓄電池システム６が直流電路１０側へ出力する出力電流と出力電圧との関係の一例を示したグラフである。 図５は、放電制御において実行モードを切り替えるための切替処理の一例を示すフローチャートである。 図６は、第１実施形態の変形例に係る蓄電池システム６を備えた太陽光発電システム１の構成を示すブロック図である。 図７は、第２実施形態に係る蓄電池システム６を備えた太陽光発電システム１の構成を示すブロック図である。 図８は、検証試験に用いた太陽光発電システムのモデルである。 図９は、蓄電池システム１０６に通常モードで放電制御を実行させたときにおける、ＰＣＳ１０５の入力電力とＤＣバス電圧Ｖｂｕｓとの関係を示したグラフである。 図１０は、蓄電池システム１０６に通常モードで放電制御を実行させたときにおける各値の経時変化を示すグラフである。 図１１は、蓄電池システム１０６に模擬放電モードで放電制御を実行させたときにおける、ＰＣＳ１０５の入力電力とＤＣバス電圧Ｖｂｕｓとの関係を示したグラフである。 図１２は、蓄電池システム１０６に模擬放電モードで放電制御を実行させたときにおける各値の経時変化を示すグラフである。 図１３は、蓄電池システム１０６に模擬放電モードで放電制御を実行させたときにおける各値の経時変化を示すグラフであって、電力制御周期を１秒に設定した場合のグラフである。

［本願発明の実施形態の説明］
最初に実施形態の内容を列記して説明する。
（１）一実施形態である蓄電池システムは、太陽光発電パネルと、前記太陽光発電パネルの出力電力が与えられるパワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムであって、蓄電池と、前記蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器と、前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の充放電制御を行う制御部と、を備え、前記制御部は、前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する。

上記構成の蓄電池システムによれば、蓄電池の放電電力を、最大電力点を有する電力特性に変換してパワーコンディショナへ与えることができる。
この結果、太陽光発電パネルの出力電力が低下し、主として蓄電池システムの電力がパワーコンディショナへ与えられる場合においても、当該パワーコンディショナに最大電力点を特定させることができ、パワーコンディショナによる最大電力点追従制御を安定して実行させることができる。

（２）上記蓄電池システムにおいて、前記制御部は、前記放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換して前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第１のモード、及び、前記蓄電池の放電電力の電力特性を所定の設定電力で一定となるような電力特性に変換して前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第２のモードのうちのいずれかを実行モードとして選択するように構成されていると好ましい。
この場合、蓄電池の放電電力を、最大電力点を有する電力特性として出力させる第１のモード、及び蓄電池の放電電力を所定の設定電力で一定となるような電力特性として出力させる第２のモードのうちのいずれかを必要に応じて選択することができる。

（３）また、上記蓄電池システムにおいて、前記制御部は、前記太陽光発電パネルの出力電力、前記太陽光発電パネルにおける日射量、及び時刻の少なくともいずれかに応じて前記実行モードを切り替えるように構成することもできる。
この場合、太陽光発電パネルの状況に応じて適切に放電制御の実行モードを選択することができる。

（４）また、上記蓄電池システムにおいて、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換して出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する際の制御周期は、前記パワーコンディショナにおける最大電力点追従制御の制御周期よりも短いことが好ましい。
この場合、パワーコンディショナが最大電力点追従制御による電力制御を行う前に、ＤＣ／ＤＣ変換器が出力する電力の制御を行うことができ、パワーコンディショナによる最大電力点追従制御をより適切に行わせることができる。

（５）上記蓄電池システムにおいて、前記太陽光発電パネル側へ前記ＤＣ／ＤＣ変換器が出力する電力が逆流するのを防止する逆流防止部をさらに備えていてもよい。

（６）また、他の実施形態である電力変換システムは、太陽光発電パネルの出力電力が与えられるとともに商用電力系統と系統連系を行うパワーコンディショナと、前記太陽光発電パネルと、前記パワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムと、を備え、前記蓄電池システムは、蓄電池と、前記蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器と、前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の充放電制御を行う制御部と、を備え、前記制御部は、前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する。

（７）上記電力変換システムにおいて、前記制御部は、前記放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換して前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第１のモード、及び、前記蓄電池の放電電力の電力特性を所定の設定電力で一定となるような電力特性に変換して前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第２のモードのうちのいずれかを実行モードとして選択するように構成されていると好ましい。

（８）上記電力変換システムにおいて、前記パワーコンディショナは、需要家の負荷装置に対して電力供給を行うように構成され、前記制御部は、前記放電制御において前記第２のモードを選択する場合、前記商用電力系統の受電点の電力が０となるように、前記蓄電池の充放電制御を行うものであってもよい。
この場合、太陽光発電パネルの出力電力が負荷装置の消費電力よりも大きい場合には、蓄電池システムに余剰電力を充電させることができ、太陽光発電パネルの出力電力が負荷装置の消費電力よりも小さい場合には、消費電力に対して不足している電力を蓄電池システムから放電させることができる。

（９）上記電力変換システムにおいて、前記パワーコンディショナは、需要家の負荷装置に対して電力供給を行うように構成され、前記制御部は、前記放電制御において前記第１のモードを選択する場合、前記最大電力点の値が、前記負荷装置の負荷電力と同じ値となるように前記放電制御を行うよう構成されているとより好ましい。
この場合、主として蓄電池システムの電力がパワーコンディショナへ与えられる場合において、蓄電池システムの放電電力によって負荷装置の消費電力をカバーできる。

（１０）また、他の実施形態である放電制御方法は、太陽光発電パネルと、前記太陽光発電パネルの出力電力が与えられるパワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムにおける放電制御方法であって、前記蓄電池システムが備える蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御ステップを含み、前記放電制御ステップは、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する。

［本願発明の実施形態の詳細］
以下、好ましい実施形態について図面を参照しつつ説明する。
なお、以下に記載する実施形態の少なくとも一部を任意に組み合わせてもよい。
〔太陽光発電システムについて〕
図１は、太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。この太陽光発電システム１は、太陽光発電パネル２と、電力変換システム３とを備えている。

電力変換システム３は、太陽光発電パネル２と、商用電源である交流電源４との間に接続されている。
電力変換システム３は、パワーコンディショナ５と、蓄電池システム６とを備えている。

パワーコンディショナ５（以下、ＰＣＳ５ともいう）は、太陽光発電パネル２及び蓄電池システム６の出力が与えられるとともに交流電源４と系統連系を行う機能を有している。
ＰＣＳ５は、交流電源４に接続されている。ＰＣＳ５は、太陽光発電パネル２及び蓄電池システム６から与えられる直流電力を交流電力に変換し出力する機能を有している。

交流電源４と、ＰＣＳ５とは、交流電路７を介して接続されている。交流電路７には、当該交流電路７から分岐された分岐路８を介して需要家内の負荷装置９が接続されている。
負荷装置９は、交流電路７及び分岐路８を介して交流電源４及びＰＣＳ５に接続されている。負荷装置９は、電力を消費する複数の機器によって構成されている。

ＰＣＳ５は、太陽光発電パネル２及び蓄電池システム６からの直流電力を交流電力に変換する。変換された交流電力は、交流電路７及び分岐路８を介して負荷装置９へ供給される場合がある。また、変換された交流電力は、交流電路７を介して交流電源４へ供給（売電）される場合もある。
なお、ＰＣＳ５は、ＰＣＳ５における入力電圧（太陽光発電パネル２及び蓄電池システム６とＰＣＳ５とを繋ぐ直流電路１０の電圧（ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓ））、及び入力電流を検出し、入力電圧及び入力電流に基づいてＭＰＰＴ制御を行い、与えられる直流電力を交流電力に変換するように構成されている。

太陽光発電パネル２は、例えば、建物の屋根面等に固定された状態で設置され、太陽光を受光することで発電する。太陽光発電パネル２は、直流電路１０を介してＰＣＳ５に接続されている。太陽光発電パネル２は、発電した直流電力を直流電路１０を介してＰＣＳ５へ与える。

〔第1実施形態に係る蓄電池システムについて〕
第1実施形態に係る蓄電池システム６は、太陽光発電パネル２と、ＰＣＳ５とを繋ぐ直流電路１０に接続されている。
蓄電池システム６は、太陽光発電パネル２の直流電力を蓄電するとともに、蓄電した直流電力をＰＣＳ５へ与える機能を有している。
蓄電池システム６は、この機能により、ＰＣＳ５の定格電力を超える電力を太陽光発電パネル２が発電可能な場合において、余剰電力を蓄電池システム６に蓄電することができるので、ＰＣＳ５は、太陽光発電パネル２による発電を高効率で維持するように制御することができる。
また、蓄電池システム６に蓄電された直流電力は、日射が無い時間帯等、太陽光発電パネル２の出力が低下、又は、出力がない期間に放電される。これにより、ＰＣＳ５が出力する電力を平滑化することができる。

蓄電池システム６は、蓄電池２０と、ＤＣ／ＤＣ変換器２１と、ＤＣ／ＤＣ変換器２１を制御することで蓄電池２０の充放電制御を行う制御部２２とを備えている。
蓄電池２０は、例えば、ＤＣ／ＤＣ変換器２１の制御に応じて、直流電力を放電しＤＣ／ＤＣ変換器２１へ与えるとともに、ＤＣ／ＤＣ変換器２１から与えられる直流電力を蓄電する。

ＤＣ／ＤＣ変換器２１は、直流電路１０と、蓄電池２０との間に接続されている。ＤＣ／ＤＣ変換器２１は、直流電路１０から分岐された分岐路１１を介して当該直流電路１０に接続されている。ＤＣ／ＤＣ変換器２１は、ＤＣ／ＤＣ変換を実行することで、蓄電池２０に電力を放電させたり、太陽光発電パネル２からの出力電力を蓄電池２０に蓄電させたりすることができる。

また、蓄電池システム６は、ＤＣ／ＤＣ変換器２１の出力が太陽光発電パネル２側へ逆流するのを防止するための逆流防止部２３と、太陽光発電パネル２が出力する電流を測定するための電流センサ２４とをさらに含む。
逆流防止部２３は、ダイオードにより構成されており、直流電路１０に接続されてＤＣ／ＤＣ変換器２１の出力が太陽光発電パネル２側へ流れるのを防止する。
電流センサ２４は、分岐路１１が直流電路１０に接続されている接続部と、逆流防止部２３との間に設けられており、直流電路１０の電流を検出し、検出結果を制御部２２へ出力する。つまり、電流センサ２４は、太陽光発電パネル２が出力する電流Ｉｐｖの検出結果を出力する。

図２は、ＤＣ／ＤＣ変換器２１の一例を示す回路図である。
図２中、ＤＣ／ＤＣ変換器２１は、直流リアクトル３０と、スイッチング素子３１，３２とを備えており、昇降圧チョッパ回路を構成している。
ＤＣ／ＤＣ変換器２１において、蓄電池２０が接続されている蓄電池２０側には、電圧センサ３３と、電流センサ３４と、平滑コンデンサ３５とが設けられている。
また、スイッチング素子３１，３２と、直流電路１０に接続される端子３６との間には、平滑コンデンサ３７と、電圧センサ３８とが設けられている。

電圧センサ３３は、蓄電池２０の電圧Ｖｂを検出し、検出結果を制御部２２へ出力する。電流センサ３４は、直流リアクトル３０に流れる電流を検出し、検出結果を制御部２２へ出力する。制御部２２は、電流センサ３４の検出結果に基づいて蓄電池２０の電流Ｉｂを求める。また、電圧センサ３８は、直流電路１０の電圧（ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓ）を検出し、検出結果を制御部２２へ出力する。

スイッチング素子３１，３２は、制御部２２によって制御される。
制御部２２は、プロセッサや、ＲＯＭ、ＲＡＭ等の記憶部を備えたマイコンによって構成されている。前記記憶部には、制御部２２が有する機能を実現するための各種コンピュータプログラムが記憶されている。制御部２２は、これらコンピュータプログラムを実行することで、後述する処理を実行する機能を実現する。

制御部２２は、スイッチング素子３１，３２を制御することで、当該ＤＣ／ＤＣ変換器２１における昇圧動作又は降圧動作を切り替え、蓄電池２０の充放電制御を行う。
制御部２２が太陽光発電パネル２からの出力電力を蓄電池２０に充電させる充電制御において、ＤＣ／ＤＣ変換器２１は、太陽光発電パネル２の出力電力の電圧を降圧し、蓄電池２０へ出力する。
一方、制御部２２が蓄電池２０に放電させる放電制御において、ＤＣ／ＤＣ変換器２１は、蓄電池２０の放電電力の電圧を昇圧し、直流電路１０へ出力する。

〔蓄電池システムの放電制御〕
蓄電池システム６の制御部２２は、太陽光発電パネル２の出力電力を監視し、太陽光発電パネル２がＰＣＳ５の定格電力を超える余剰電力を発電可能か否かを判定する。
制御部２２は、前記判定結果に応じて、ＤＣ／ＤＣ変換器２１に実行させる制御として、太陽光発電パネル２からの出力電力を蓄電池２０に蓄電させる充電制御、蓄電池２０の放電電力を直流電路１０側へ出力させる放電制御、及び、蓄電池２０の充放電を停止させるように制御する停止制御のいずれかを選択する。

ここで、本実施形態の制御部２２は、放電制御において、蓄電池２０の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を直流電路１０側へ出力するようにＤＣ／ＤＣ変換器２１を制御する模擬放電モード（第１のモード）、及び、蓄電池２０の放電電力の電力特性を設定電力で一定となるような電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を直流電路１０側へ出力するようにＤＣ／ＤＣ変換器２１を制御する通常モード（第２のモード）のうちのいずれかを実行モードとして選択し、選択した実行モードを実行するように構成されている。

図３Ａは、太陽光発電パネル２からの出力電力がない場合に、蓄電池システム６が通常モードで放電制御を実行したときにおける、ＰＣＳ５の入力電力と入力電圧との関係の一例を示したグラフである。なお、図３Ａ中、ＰＣＳ５の入力電圧は、直流電路１０の電圧（ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓ）である。

図３Ａでは、太陽光発電パネル２からの出力電力がない場合であるので、図３Ａ中の縦軸のＰＣＳ５の入力電力は、蓄電池システム６から与えられた電力を示している。つまり、図３Ａは、蓄電池システム６が通常モードで放電制御を実行したときの電力特性（出力電力−出力電圧特性）を示している。

制御部２２は、通常モードで放電制御を行う場合、太陽光発電パネル２の出力電力に応じて蓄電池システム６が出力すべき電力（設定電力）を設定し、設定電力で一定となるように、ＤＣ／ＤＣ変換器２１を制御する。
図３Ａにおいて、通常モードにおける蓄電池システム６の出力電力は、出力電力−出力電圧特性において設定電力で一定となるように制御される。

図３Ｂは、太陽光発電パネル２からの出力電力がない場合に、蓄電池システム６が模擬放電モードで放電制御を実行したときにおける、ＰＣＳ５の入力電力と入力電圧との関係の一例を示したグラフである。なお、図３Ｂ中、ＰＣＳ５の入力電圧は、直流電路１０の電圧（ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓ）である。

図３Ｂにおいても、図３Ａと同様、図３Ｂ中の縦軸のＰＣＳ５の入力電力は、蓄電池システム６から与えられた電力を示している。つまり、図３Ｂは、蓄電池システム６が模擬放電モードで放電制御を実行したときの出力電力−出力電圧特性を示している。
図３Ｂにおいて、模擬放電モードにおけるＰＣＳ５の入力電力は、入力電圧に対して最大電力点を有するように制御される。
つまり、蓄電池システム６のＤＣ／ＤＣ変換器２１は、蓄電池２０の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性（出力電力−出力電圧特性）に変換して出力する。

〔模擬放電モードにおけるＤＣ／ＤＣ変換器２１の制御〕
図４は、蓄電池システム６が模擬放電モードによる放電制御を実行したときにおける、蓄電池システム６が直流電路１０側へ出力する出力電流と出力電圧との関係の一例を示したグラフである。
図４中、横軸はＤＣバス電圧Ｖｂｕｓを示しており、縦軸は蓄電池システム６が直流電路１０側へ出力する出力電流Ｉ（例えば、端子３６における電流）を示している。なお、図４中のＤＣバス電圧Ｖｂｕｓは、太陽光発電パネル２からの出力電力がない場合のＤＣバス電圧Ｖｂｕｓを示しており、実質的には、蓄電池システム６が直流電路１０側へ出力する出力電圧を示している。

図４中、線図ＬはＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが、蓄電池２０の電圧（蓄電池電圧Ｖｂ）から、開放電圧Ｖｏｃの範囲に亘っている。なお、線図Ｌを蓄電池電圧Ｖｂよりも小さい値に向けて延長したときの縦軸に対する切片は、短絡電流Ｉｓｃである。
また、図４中、電圧Ｖｍｐ、及び電流Ｉｍｐは、最適動作点の出力電圧、及び出力電流を示している。

図４に示す線図Ｌは、太陽光発電パネル２の出力電流−出力電圧特性を模擬的に表したものである。
蓄電池システム６の制御部２２は、蓄電池２０の放電電力を、図４中の線図Ｌに示す出力電流−出力電圧特性を有する電力特性に変換して直流電路１０側へ出力するようにＤＣ／ＤＣ変換器２１を制御する。

制御部２２は、図４の線図Ｌに示す出力電流−出力電圧特性を有する電力をＤＣ／ＤＣ変換器２１に出力させるために、図４の線図Ｌを表す近似式である下記式（１）から導き出される数式を用いる。

式（１）中、ｎは、図４中の線図Ｌの形状を変化させる定数であり、例えば、ｎを大きく設定すれば、図４中の１点鎖線Ｌ１に示すように、線図Ｌの曲率が小さくなるように変化し、ｎを小さく設定すれば、図４の２点鎖線Ｌ２に示すように、線図Ｌの曲率が大きくなるように変化する。

また、最適動作点の電圧Ｖｍｐ、及び電流Ｉｍｐは、下記式（２）、及び（３）のように表される。よって、電力Ｐｍｐは、下記式（４）のように表される。
さらに、式（４）を用いて、式（１）から短絡電流Ｉｓｃを消去することで、下記式（５）が得られる。

上記式（５）中、電力Ｐｍｐ、開放電圧Ｖｏｃ、及びｎは、定数として与えられる。また、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓは、電圧センサ３８から得ることができる。
よって、制御部２２は、蓄電池システム６の出力電流Ｉが、式（５）で求められる出力電流ＩとなるようにＤＣ／ＤＣ変換器２１を制御することで、図４の線図Ｌに示す出力電流−出力電圧特性を有する電力をＤＣ／ＤＣ変換器２１に出力させることができる。

ここで、蓄電池システム６の出力電流Ｉは、下記式（６）のように蓄電池２０の電圧Ｖｂ、蓄電池２０の電流Ｉｂ、及び、ＤＣ／ＤＣ変換器２１のチョッパ回路としての効率εによって表すことができる。

上記式（６）より、蓄電池システム６が出力電流Ｉを直接監視する手段を有していない場合であっても、蓄電池システム６の出力電流Ｉを求めることができる。
上記式（５）及び式（６）より、式（７）が得られる。

なお、蓄電池２０の電圧Ｖｂ及び電流Ｉｂは、電圧センサ３３及び電流センサ３４から得ることができる。効率εはＤＣ／ＤＣ変換器２１の構成によって定まる定数である。

制御部２２は、上記式（７）とともに、定数ｎ、電力Ｐｍｐ、開放電圧Ｖｏｃ、効率εを記憶しておく。
制御部２２は、記憶している各値に加え、電圧センサ３３及び電圧センサ３８から得られる蓄電池２０の電圧Ｖｂ及びＤＣバス電圧Ｖｂｕｓを式（７）に与えることで、蓄電池２０の電流Ｉｂを求める。
制御部２２は、電圧Ｖｂ及びＤＣバス電圧Ｖｂｕｓを式（７）に与えることで求められる蓄電池２０の電流Ｉｂを、電流Ｉｂの指令値（ＤＣ／ＤＣ変換器２１を制御するための指令値）として求める。
制御部２２は、式（７）より求めた電流Ｉｂの指令値と、電流センサ３４から得られる電流Ｉｂとの差分が小さくなるようにＤＣ／ＤＣ変換器２１を制御する。
以上のようにして、制御部２２は、ＤＣ／ＤＣ変換器２１を制御し、図４の線図Ｌに示す出力電流−出力電圧特性を有する電力をＤＣ／ＤＣ変換器２１に出力させる。

なお、電力Ｐｍｐは、蓄電池システム６の定格出力以下でかつＰＣＳ５の定格出力以下の範囲で設定される。また、売電電力を増加させるためには、できるだけ大きな値に設定することが好ましい。
定数ｎは、上述のように、図４中の線図Ｌの形状を変化させる定数である。定数ｎは、直流電路１０側へ出力される電力の出力電力−出力電圧特性における最大電力点がＰＣＳ５により検出できる程度の凸形状となるように設定される。
開放電圧Ｖｏｃは、ＰＣＳ５において設定される入力電圧の動作範囲以内で設定される。また、太陽光発電パネル２の開放電圧が既知である場合は、太陽光発電パネル２の開放電圧と同等の値に設定することが好ましい。

また、制御部２２が行う模擬放電モードによる放電制御の制御周期は、ＰＣＳ５のＭＰＰＴ制御の制御周期よりも短い値に設定される。
これにより、ＰＣＳ５がＭＰＰＴ制御による電力制御を行う前に、ＤＣ／ＤＣ変換器が出力する電力の制御を行うことができ、パワーコンディショナによるＭＰＰＴ制御をより適切に行わせることができる。

〔放電制御における実行モードの切替処理〕
本実施形態の制御部２２は、太陽光発電パネル２の出力電力に応じて放電制御における実行モードの切り替えを行う。
制御部２２は、電流センサ２４による検出結果と、電圧センサ３８が検出するＤＣバス電圧Ｖｂｕｓとに基づいて、太陽光発電パネル２の出力電力を求める。

図５は、放電制御において実行モードを切り替えるための切替処理の一例を示すフローチャートである。
制御部２２は、まず、自己が有するカウンタの値であるカウント値ｋを「０」に設定し（ステップＳ１）、現在の実行モードが模擬放電モードか否かを判定する（ステップＳ２）。
ステップＳ２において、現在の実行モードが模擬放電モードであると判定すると、制御部２２は、太陽光発電パネル２の出力電力が第１閾値Ｔｈ１以上か否かを判定する（ステップＳ３）。

ステップＳ３において、太陽光発電パネル２の出力電力が第１閾値Ｔｈ１以上と判定すると、制御部２２はステップＳ４へ進む。
一方、ステップＳ３において、太陽光発電パネル２の出力電力が第１閾値Ｔｈ１以上ではない（第１閾値Ｔｈ１より小さい）と判定すると、制御部２２はステップＳ６へ進み、カウント値ｋを「０」に設定して再度ステップＳ３へ戻る。
よって、制御部２２は、模擬放電モードにおいて太陽光発電パネル２の出力電力が第１閾値Ｔｈ１以上となるまで、ステップＳ３及びステップＳ６を繰り返し、模擬放電モードを維持する。

制御部２２は、ステップＳ４へ進むと、カウント値ｋが所定値ｋ１より大きいか否かを判定する（ステップＳ４）。
ステップＳ４において、カウント値ｋが所定値ｋ１より大きいと判定すると、制御部２２はステップＳ５へ進み、実行モードを模擬放電モードから通常モードへ切り替え（ステップＳ５）、ステップＳ１に戻る。

一方、ステップＳ４において、カウント値ｋが所定値ｋ１より大きくない（所定値ｋ１以下）と判定すると、制御部２２はステップＳ７へ進み、カウント値ｋに「１」を加えて再度ステップＳ３へ戻る。
制御部２２は、ステップＳ３において太陽光発電パネル２の出力電力が第１閾値Ｔｈ１より小さいと判定すると、カウント値ｋを「０」に設定する。よって、制御部２２は、カウント値ｋが所定値ｋ１より大きい値となるまで、ステップＳ３において太陽光発電パネル２の出力電力が第１閾値Ｔｈ１以上であると繰り返し判定すると、通常モードへ切り替える。

このように、制御部２２は、模擬放電モードにおいて太陽光発電パネル２の出力電力が第１閾値Ｔｈ１以上に安定的に上昇すると、通常モードに切り替えるように構成されている。これにより、本実施形態では、一時的に太陽光発電パネル２の出力電力が第１閾値Ｔｈ１以上となった後すぐに第１閾値Ｔｈ１より小さくなることでモード切替を短期間で繰り返してしまういわゆるチャタリングの発生を抑制することができる。

なお、太陽光発電パネル２の出力電力に対して設定される第１閾値Ｔｈ１は、太陽光発電パネル２が出力を開始したと認識できる程度の出力電力の値に設定される。

ステップＳ２において、現在の実行モードが模擬放電モードでない（通常モードである）と判定すると、制御部２２は、太陽光発電パネル２の出力電力が第２閾値Ｔｈ２以下か否かを判定する（ステップＳ８）。

ステップＳ８において、太陽光発電パネル２の出力電力が第２閾値Ｔｈ２以下と判定すると、制御部２２はステップＳ９へ進む。
一方、ステップＳ８において、太陽光発電パネル２の出力電力が第２閾値Ｔｈ２以下ではない（第２閾値Ｔｈ２より大きい）と判定すると、制御部２２はステップＳ１１へ進み、カウント値ｋを「０」に設定して再度ステップＳ８へ戻る。
よって、制御部２２は、通常モードにおいて太陽光発電パネル２の出力電力が第２閾値Ｔｈ２以下となるまで、ステップＳ８及びステップＳ１１を繰り返し、通常モードを維持する。

制御部２２は、ステップＳ９へ進むと、カウント値ｋが所定値ｋ２より大きいか否かを判定する（ステップＳ９）。
ステップＳ９において、カウント値ｋが所定値ｋ２より大きいと判定すると、制御部２２はステップＳ１０へ進み、実行モードを通常モードから模擬放電モードへ切り替え（ステップＳ１０）、ステップＳ１に戻る。

一方、ステップＳ９において、カウント値ｋが所定値ｋ２より大きくない（所定値ｋ２以下）と判定すると、制御部２２はステップＳ１２へ進み、カウント値ｋに「１」を加えて再度ステップＳ８へ戻る。
制御部２２は、ステップＳ８において太陽光発電パネル２の出力電力が第２閾値Ｔｈ２より大きいと判定すると、カウント値ｋを「０」に設定する。よって、制御部２２は、カウント値ｋが所定値ｋ２より大きい値となるまで、ステップＳ３において太陽光発電パネル２の出力電力が第２閾値Ｔｈ２以下であると繰り返し判定すると、模擬放電モードへ切り替える。

このように、制御部２２は、通常モードにおいて太陽光発電パネル２の出力電力が第２閾値Ｔｈ２以下に安定的に低下すると、模擬放電モードに切り替えるように構成されている。これにより、模擬放電モードの場合と同様、チャタリングの発生を抑制することができる。

なお、太陽光発電パネル２の出力電力に対して設定される第２閾値Ｔｈ２は、通常モードにおける蓄電池システム６の電力が加えられたときの出力電力−出力電圧特性に最大電力点が現れなくなる程度の出力電力の値に設定される。

また、本実施形態では、模擬放電モードから通常モードへ切り替える場合の閾値（第１閾値Ｔｈ１）と、通常モードから模擬放電モードへ切り替える場合の閾値（第２閾値Ｔｈ２）とを互いに異なる値に設定することができる。このため、切替処理にヒステリシス性を持たせることができ、モードの切り替えのタイミングを適切に設定することができる。
加えて、カウント値ｋに対する所定値ｋ１及び所定値ｋ２を適切に設定することで、チャタリング発生の抑制効果を調整できるとともに、モードの切り替わり易さの感度を調整することができる。例えば、所定値ｋ１及び所定値ｋ２を比較的大きい値に設定すれば、モードが切り替わり難くなり、比較的小さい値に設定すれば、モードが切り替わり易くなる。

以上のように、本実施形態の蓄電池システム６は、太陽光発電パネル２の出力電力に応じて、放電制御における実行モードを切り替えるように構成されている。
つまり、制御部２２は、太陽光発電パネル２の出力電力が第２閾値Ｔｈ２以下に低下すると、太陽光発電パネル２による発電が停止されたものとして、主として蓄電池システム６の電力がＰＣＳ５へ与えられると判定し、放電制御の実行モードを模擬放電モードに切り替える。

この場合、本実施形態の蓄電池システム６によれば、模擬放電モードにおいて、蓄電池２０の放電電力を、最大電力点を有する出力電力−出力電圧特性に変換してＰＣＳ５へ与えることができる。
この結果、太陽光発電パネル２の出力電力が低下し、主として蓄電池システム６の電力がＰＣＳ５へ与えられる場合においても、ＰＣＳ５に最大電力点を特定させることができ、ＰＣＳ５による最大電力点追従制御を安定して実行させることができる。

また、制御部２２は、太陽光発電パネル２の出力電力が第１閾値Ｔｈ１以上に上昇すると、太陽光発電パネル２による発電が開始されたものとして、主として太陽光発電パネル２の出力電力がＰＣＳ５へ与えられると判定し、放電制御の実行モードを通常モードに切り替える。
このように、蓄電池システム６は、太陽光発電パネル２の状況に応じて適切に放電制御の実行モードを選択することができる。

〔第１実施形態の変形例〕
図６は、第１実施形態の変形例に係る蓄電池システム６を備えた太陽光発電システム１の構成を示すブロック図である。
本変形例の蓄電池システム６は、交流電路７に設けられた電流センサ４１及び電圧センサ４２を備え、電流センサ４１の検出結果及び電圧センサ４２の検出結果に基づいて太陽光発電パネル２の出力電力を求めるように構成されている点で第１実施形態と相違している。他の構成は、第１実施形態と同様である。

電流センサ４１は、交流電路７において負荷装置９を接続する分岐路８が接続されている接続点８ａと、ＰＣＳ５との間に接続されている。また、電圧センサ４２も、交流電路７において負荷装置９が接続されている接続点と、ＰＣＳ５との間に設けられた分岐路に接続されている。
なお、電圧センサ４２は、交流電路７において負荷装置９が接続されている接続点と、交流電源４との間に設けられた分岐路に接続されていてもよい。

電流センサ４１及び電圧センサ４２は、制御部２２に接続されている。電流センサ４１の検出結果及び電圧センサ４２の検出結果は、制御部２２へ与えられる。
制御部２２は、電流センサ４１の検出結果及び電圧センサ４２の検出結果からＰＣＳ５の出力電力を求める。
さらに制御部２２は、蓄電池システム６の出力電流Ｉ及びＤＣバス電圧Ｖｂｕｓより蓄電池システム６が直流電路１０側へ出力する電力を求める。
制御部２２は、求めたＰＣＳ５の出力電力から蓄電池システム６が直流電路１０側へ出力する電力を減算することで、太陽光発電パネル２の出力電力を求める。

なお、本変形例では、交流電路７に設けられた電流センサ４１及び電圧センサ４２を用いてＰＣＳ５の出力電力（太陽光発電パネル２の出力電力）を求めた場合を示したが、例えば、ＰＣＳ５の制御部と制御部２２とを通信可能に接続することができる場合、制御部２２がＰＣＳ５の制御部からＰＣＳ５の出力電力に関する情報を通信を介して取得するように構成することもできる。
この場合、制御部２２は、通信を介して取得したＰＣＳ５の出力電力に関する情報に基づいて、太陽光発電パネル２の出力電力を求めることができる。

〔第２実施形態〕
図７は、第２実施形態に係る蓄電池システム６を備えた太陽光発電システム１の構成を示すブロック図である。
本実施形態の蓄電池システム６は、蓄電池システム６によって蓄電される電力を自家消費目的で使用するように構成されており、交流電路７の受電点に設けられた電流センサ４５を備え、電流センサ４５の検出結果に基づいてＰＣＳ５の出力電力を制御するように構成されている点で第１実施形態と相違している。他の構成は、第１実施形態と同様である。

第１実施形態の蓄電池システム６では、受電点における電力を考慮せずに蓄電池２０の充放電を制御するように構成されている。よって、第１実施形態の蓄電池システム６は、蓄電池システム６が直流電路１０側へ電力を出力している場合においても、交流電源４側への逆潮を許容していた。

これに対して、本実施形態の蓄電池システム６は、受電点における電流を電流センサ４５によって監視し、放電制御において通常モードを選択する場合、受電点における電力が０となるように、蓄電池２０の充放電制御を行うように構成されている。

これにより、蓄電池システム６は、太陽光発電パネル２の出力電力が負荷装置９の消費電力よりも大きい場合には、その余剰電力を充電でき、太陽光発電パネル２の出力電力が負荷装置９の消費電力よりも小さい場合には、消費電力に対して不足している電力を放電するように充放電制御することができる。
この結果、蓄電池システム６によって蓄電される電力を自家消費目的で使用することができる。

また、放電制御において模擬放電モードを選択する場合、太陽光発電パネル２の出力電力は低く、主として蓄電池システム６の電力がＰＣＳ５へ与えられる。
このため、制御部２２は、模擬放電モードにおけるＤＣ／ＤＣ変換器２１の制御において設定される電力Ｐｍｐが、蓄電池システム６の定格出力以下でかつＰＣＳ５の定格出力以下の範囲であって、負荷装置９の負荷電力と同じ値となるように放電制御を行う。

これにより、主として蓄電池システム６の電力がＰＣＳ５へ与えられる場合（放電制御において模擬放電モードを選択する場合）において、蓄電池システム６の放電電力によって負荷装置９の消費電力をカバーできる。

〔検証試験について〕
次に、上記実施形態に係る蓄電池システム６によって、ＰＣＳ５によるＭＰＰＴ制御を安定して実行させることができるか否かを検証するための試験結果について説明する。
検証試験には、図８に示すような蓄電池システムを備えた太陽光発電システムに係るモデルを用い、コンピュータシミュレーションによって蓄電池システムに通常モードでの放電制御及び模擬放電モードでの放電制御をそれぞれ実行させた。
両モードで放電制御を実行したときのＰＣＳにおける入出力電力等を求め、ＰＣＳによるＭＰＰＴ制御の状態を評価した。

なお、通常モードでの放電制御を模擬放電モードでの放電制御に対する比較例とするため、通常モードでの放電制御においては、太陽光発電パネル１０２の出力電力が０とし、通常モードによる蓄電池システム１０６が出力する電力のみをＰＣＳ１０５へ与えた場合で検証した。

図８中、モデル１０１は、太陽光発電パネル（ＰＶ）１０２と、ＰＣＳ１０５と、蓄電池システム１０６とを備えている。蓄電池システム１０６は、蓄電池１２０ａ，１２０ｂと、ＤＣ／ＤＣ変換器１２１と、逆流防止部としてのダイオード１２３とを備えている。
モデル１０１におけるＰＣＳ１０５及びＤＣ／ＤＣ変換器１２１は、モデル簡略化のために電流源とし、電流指令値を電流源の電流値とした。

モデル１０１において、太陽光発電パネル１０２の出力電流を０Ａ、蓄電池１２０ａ，１２０ｂの電池電圧をそれぞれ１５０ボルト、ＰＣＳ１０５の定格出力を１０ｋＷ、蓄電池システム１０６の定格出力を４ｋＷに設定した。また、ＰＣＳ１０５のＭＰＰＴ制御周期は２５０ミリ秒に設定した。

ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓの保護電圧は、２００ボルトに設定した。よって、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが２００ボルト以上の範囲で放電制御が行われ、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが２００ボルトを下回ると放電が停止されるように設定した。

通常モードでの放電制御においては、蓄電池システム１０６の定格出力４ｋＷに対して３．５ｋＷを上限とし、ＰＣＳ１０５における定格出力に対する不足電力を設定電力とし、０から３．５ｋＷの範囲で設定電力を設定し、ＤＣ／ＤＣ変換器１２１を制御するように設定した。
また、通常モードにおける蓄電池システム６の電力（電流）制御周期は１秒に設定した。

模擬放電モードでの放電制御においては、定数ｎを７、電力Ｐｍｐを４ｋＷ、開放電圧Ｖｏｃを４００ボルト、効率εを１に設定し、上記式（７）に基づいてＤＣ／ＤＣ変換器１２１を制御するように設定した。
また、模擬放電モードにおける蓄電池システム６の電力（電流）制御周期は２０ミリ秒に設定した。

図９は、蓄電池システム１０６に通常モードで放電制御を実行させたときにおける、ＰＣＳ１０５の入力電力とＤＣバス電圧Ｖｂｕｓとの関係を示したグラフであり、通常モードで放電制御を実行させたときの蓄電池システム１０６の出力電力−出力電圧特性を示している。

図９に示すように、通常モードにおける蓄電池システム１０６のＤＣ／ＤＣ変換器１２１は、太陽光発電パネル１０２の出力電力が無い場合、設定電力の最大値である３．５ｋＷ一定で電力を放電する。また、ＤＣ／ＤＣ変換器１２１は、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが２００ボルト以上、４８０ボルト以下の範囲で放電制御し、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓがこの範囲外となると放電を停止するように設定されている。

図１０は、蓄電池システム１０６に通常モードで放電制御を実行させたときにおける各値の経時変化を示すグラフである。図１０中、上から１段目のグラフは、太陽光発電パネル１０２の出力電力と、ＰＣＳ１０５の出力電力を示すグラフ、上から２段目のグラフは、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓを示すグラフ、上から３段目のグラフは、蓄電池システム１０６における電力指令値を示すグラフ、上から４段目のグラフは、蓄電池システムの出力電流Ｉと、蓄電池の電流を示すグラフである。なお、図１０中、上から３段目及び４段目のグラフは、蓄電池１２０ａ，１２０ｂのうちの一方のグラフを示している。また、各グラフの横軸は時間（秒）であり、各グラフそれぞれの横軸同士で時間が対応するように表示されている。

図１０では、設定電力を徐々に増加させて設定電力の最大値である３．５ｋＷとなるように制御した。
よって、図１０の上から３段目のグラフに示すように、蓄電池システム１０６の電力指令値を徐々に増加させ、グラフの横軸における約２０秒のところから、３．５ｋＷ（片側１．７５ｋＷ）一定で出力するように制御している。
これに応じて、蓄電池システム１０６の出力電力Ｉは、上から４段目のグラフのように、グラフの横軸における約２０秒のところまでは徐々に増加し、その後一定となっている。

上から１段目のグラフには、太陽光発電パネル１０２の出力電力が０であること、及びＰＣＳ１０５の出力電力が、蓄電池システム１０６の出力電力に応じて出力電力を出力していることが判る。

上から２段目のグラフを見ると、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが、グラフの横軸における４０秒を過ぎたあたりから徐々に低下していることが判る。
また上から４段目のグラフを見ると、蓄電池システム１０６の出力電流Ｉが、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが低下するのに応じて徐々に上昇していることが判る。

その後、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓは低下を続け、保護電圧である２００ボルトに到達することで、蓄電池システム１０６は放電を停止した。

このように、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが徐々に低下する理由は、ＰＣＳ１０５のＭＰＰＴ制御において、通常モードにおける蓄電池システム１０６の出力電力−出力電圧特性が設定電力で一定であることから最大電力点の特定ができず、制御が不安定になったためであると考えられる。

図１１は、蓄電池システム１０６に模擬放電モードで放電制御を実行させたときにおける、ＰＣＳ１０５の入力電力とＤＣバス電圧Ｖｂｕｓとの関係を示したグラフであり、模擬放電モードで放電制御を実行させたときの蓄電池システム１０６の出力電力−出力電圧特性を示している。

ＤＣ／ＤＣ変換器１２１は、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが２００ボルト以上、開放電圧Ｖｏｃ（＝４００ボルト）以下の範囲で放電制御し、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓがこの範囲外となると放電を停止するように設定されている。

図１１に示すように、模擬放電モードにおける蓄電池システム１０６のＤＣ／ＤＣ変換器１２１は、最大電力点を有するように電力を放電する。
図１１では、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが３００ボルト付近で最大電力点が現れている。

図１２は、蓄電池システム１０６に模擬放電モードで放電制御を実行させたときにおける各値の経時変化を示すグラフである。図１２中の各グラフの構成は、図１０と同様なので説明を省略する。

図１２中、蓄電池システム１０６の電力指令値は、上記式（７）中の電力Ｐｍｐにより定まる。
図１２に示すように、模擬放電モードにおけるＤＣバス電圧Ｖｂｕｓは、最大電力点である約３００ボルトで一定となっていることが判る。
また、蓄電池システム１０６の出力電流Ｉも、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓと同様、安定しており、ＭＰＰＴ制御が安定して実行されていることが判る。

上記の結果から、模擬放電モードにおける蓄電池システム１０６は、蓄電池１２０ａ，１２０ｂの放電電力を、出力電力−出力電圧特性において最大電力点を有する電力に変換してＰＣＳ１０５へ与えるので、ＰＣＳ１０５に最大電力点を特定させることができ、ＰＣＳ１０５によるＭＰＰＴ制御を安定して実行させることができるということが明らかになった。

図１３は、蓄電池システム１０６に模擬放電モードで放電制御を実行させたときにおける各値の経時変化を示すグラフであって、電力制御周期を１秒に設定した場合のグラフである。図１３中の各グラフの構成は、図１０と同様なので説明を省略する。

電力制御周期を２０ミリ秒に設定した場合においては、図１１、図１２に示すように、ＭＰＰＴ制御を安定して実行させることができる。
一方、図１３では、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが、徐々に低下し、蓄電池システム１０６の出力電流Ｉが、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが低下するのに応じて徐々に上昇していることが判る。
その後、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓは低下を続け、保護電圧である２００ボルトに到達することで、蓄電池システム１０６は放電を停止した。

このように、ＤＣバス電圧Ｖｂｕｓが徐々に低下する理由は、蓄電池システム１０６の電力制御周期（１秒）が、ＰＣＳ１０５のＭＰＰＴ制御周期（２５０ミリ秒）より大きく、蓄電池システム１０６の制御が適切に反映されていないためであると考えられる。
つまり、これらの結果から、模擬放電モードにおける蓄電池システム１０６の電力制御周期をＰＣＳ１０５の制御周期よりも短く設定することで、ＰＣＳ１０５がＭＰＰＴ制御による電力制御を行う前に、ＤＣ／ＤＣ変換器１２１が出力する電力を制御でき、ＰＣＳ１０５によるＭＰＰＴ制御を適切に行わせることができることが明らかとなった。

〔その他〕
なお、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。

上記各実施形態では、制御部２２が、放電制御において通常モードと模擬放電モードとを切り替える場合を例示したが、放電制御において模擬放電モードのみを採用するように構成してもよい。

また、上記各実施形態では、制御部２２が太陽光発電パネル２の出力電力に応じて放電制御における実行モードを切り替える場合を例示したが、太陽光発電パネル２が発電しているか否かを判定することができればよく、例えば、太陽光発電パネル２における日射量や、時刻に応じて放電制御における実行モードを切り替えるように構成してもよい。

また、上記各実施形態では、逆流防止部２３としてダイオードを用いた場合を例示したが、逆流防止部２３は遮断リレー等によって構成してもよい。

また、上記各実施形態では、蓄電池システム６が通常モードで放電制御を実行したときの電力特性を出力電力−出力電圧特性として示したが、出力電力−出力電流特性として示すこともできる。

本発明の範囲は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及び範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。

１ 太陽光発電システム
２ 太陽光発電パネル
３ 電力変換システム
４ 交流電源
５ パワーコンディショナ
６ 蓄電池システム
７ 交流電路
８ 分岐路
８ａ 接続点
９ 負荷装置
１０ 直流電路
１１ 分岐路
２０ 蓄電池
２１ ＤＣ／ＤＣ変換器
２２ 制御部
２３ 逆流防止部
２４ 電流センサ
３０ 直流リアクトル
３１，３２ スイッチング素子
３３ 電圧センサ
３４ 電流センサ
３５ 平滑コンデンサ
３６ 端子
３７ 平滑コンデンサ
３８ 電圧センサ
４１ 電流センサ
４２ 電圧センサ
４５ 電流センサ
１０１ モデル
１０２ 太陽光発電パネル
１０５ パワーコンディショナ
１０６ 蓄電池システム
１２０ａ，１２０ｂ 蓄電池
１２１ ＤＣ／ＤＣ変換器
１２３ ダイオード

Claims (10)

1. 太陽光発電パネルと、前記太陽光発電パネルの出力電力が与えられるパワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムであって、
   蓄電池と、
   前記蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器と、
   前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の充放電制御を行う制御部と、を備え、
   前記制御部は、前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する
   蓄電池システム。
2. 前記制御部は、前記放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換して前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第１のモード、及び、前記蓄電池の放電電力の電力特性を所定の設定電力で一定となるような電力特性に変換して前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第２のモードのうちのいずれかを実行モードとして選択する
   請求項１に記載の蓄電池システム。
3. 前記制御部は、前記太陽光発電パネルの出力電力、前記太陽光発電パネルにおける日射量、及び時刻の少なくともいずれかに応じて前記実行モードを切り替える
   請求項２に記載の蓄電池システム。
4. 前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換して出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する際の制御周期は、前記パワーコンディショナにおける最大電力点追従制御の制御周期よりも短い
   請求項１から請求項３のいずれか一項に記載の蓄電池システム。
5. 前記太陽光発電パネル側へ前記ＤＣ／ＤＣ変換器が出力する電力が逆流するのを防止する逆流防止部をさらに備えている
   請求項１から請求項４のいずれか一項に記載の蓄電池システム。
6. 太陽光発電パネルの出力電力が与えられるとともに商用電力系統と系統連系を行うパワーコンディショナと、
   前記太陽光発電パネルと、前記パワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムと、を備え、
   前記蓄電池システムは、
   蓄電池と、
   前記蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器と、
   前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の充放電制御を行う制御部と、を備え、
   前記制御部は、前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する
   電力変換システム。
7. 前記制御部は、前記放電制御において、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換して前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第１のモード、及び、前記蓄電池の放電電力の電力特性を所定の設定電力で一定となるような電力特性に変換して前記直流電路へ出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する第２のモードのうちのいずれかを実行モードとして選択する
   請求項６に記載の電力変換システム。
8. 前記パワーコンディショナは、需要家の負荷装置に対して電力供給を行うように構成され、
   前記制御部は、前記放電制御において前記第２のモードを選択する場合、前記商用電力系統の受電点の電力が０となるように、前記蓄電池の充放電制御を行う
   請求項７に記載の電力変換システム。
9. 前記パワーコンディショナは、需要家の負荷装置に対して電力供給を行うように構成され、
   前記制御部は、前記放電制御において前記第１のモードを選択する場合、前記最大電力点の値が、前記負荷装置の負荷電力と同じ値となるように前記放電制御を行う
   請求項７に記載の電力変換システム。
10. 太陽光発電パネルと、前記太陽光発電パネルの出力電力が与えられるパワーコンディショナとを繋ぐ直流電路に接続される蓄電池システムにおける放電制御方法であって、
    前記蓄電池システムが備える蓄電池と前記直流電路との間に接続されるＤＣ／ＤＣ変換器を制御することで前記蓄電池の放電電力を前記直流電路へ出力させる放電制御ステップを含み、
    前記放電制御ステップは、前記蓄電池の放電電力の電力特性を最大電力点を有する電力特性に変換し、変換した電力特性の電力を出力するように前記ＤＣ／ＤＣ変換器を制御する
    放電制御方法。