JP5874055B2 - 電力制御装置、電力制御方法、及び電力供給システム - Google Patents

Description

本発明は、負荷に対して安定な電力を供給する電力制御装置等に関する。

近年、太陽光および風力等の再生可能エネルギーを利用した電力供給システムが検討されている。この電力供給システムでは、例えば、ビル、工場、家庭の各施設において太陽光および風力等、再生可能エネルギーを利用した発電が行われる。各施設には、発電された電力を蓄える一以上の蓄電池、及び、各蓄電池の充放電を制御する連携制御ＥＣＵ（Ｅｌｅｃｔｒｏｎｉｃ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｕｎｉｔ）が配置される。各施設内に配置された冷蔵庫及びテレビ、並びに電気自動車等の各種電気機器は、複数の蓄電池に蓄えられた電力を利用して動作することができる。

しかし、電力供給システムにおいて、各蓄電池に対する充電及び放電の頻度がばらつくと、各蓄電池間で、充電可能な充電量にばらつきが生じる。蓄電池は、充電可能な充電量が一定値以下となると使用できない。したがって、各蓄電池の寿命にばらつきが発生する。

また、例えば、複数の蓄電池のうちの１つが使用不能になると、残りの蓄電池に対する負担が大きくなる。その結果、残りの蓄電池も順次使用不能になる。こうして、蓄電池全体の劣化が進むという問題がある。

従来、各蓄電池の残容量を均等にして各蓄電池の寿命のばらつきを抑制するために、連携制御ＥＣＵが各蓄電池の状態量の指標となる温度及び電圧を検出する方法が知られている。各蓄電池の温度及び電圧を検出することにより、各蓄電池の残容量を把握することができる。連携制御ＥＣＵは、各蓄電池が充放電を行う場合に、各蓄電池の温度及び電圧を検出して各蓄電池の残容量を算出する。さらに、残容量の比率に応じて各蓄電池に対して充放電させる電力分配率を算出する。例えば、各蓄電池を放電する場合、残容量の比率に応じて残容量の多い蓄電池から大きな電力を放電させ、逆に、残容量の少ない蓄電池からは小さな電力を放電させる。これにより、残容量の比率に応じて各蓄電池に対して充放電させる電力分配率を算出することで、各蓄電池の残容量のばらつきを抑制することが可能になる（例えば、特許文献１）。

特開２００８−１５４３０２号公報

しかし上記従来技術では、以下のような問題が生じる。

すなわち、上記従来技術では、各蓄電池から正極性電力線及び負極性電力線を接続するコンデンサを介して負荷装置へ電力を供給して機器を動作させる。このとき、機器に安定した電力を供給するためには、このコンデンサに印加されている電圧を一定にする必要がある。ここで、上記従来技術では、負荷装置として三相負荷及び平衡三相負荷が前提とされているため、各蓄電池の供給電力量と負荷装置の消費電力量とが一致する。この場合、上記コンデンサに流入する電力量と上記コンデンサから流出する電力量とが概ね一致する。したがって、上記コンデンサに印加されている電圧の変動はわずかである。そのため、その変動成分を考慮しなくても機器を正常に動作させることができる。

しかし、再生可能エネルギーを利用した電力供給システムでは、その発電電力量は一定とならず発電電力量に変動が生じる。太陽光や風力等の強さは不安定なためである。そのため、この変動成分によってコンデンサに印加されている電圧が変動してしまう。その結果、再生可能エネルギーの発電電力量と負荷装置の消費電力量とが一致しなくなる。

特に、上述の負荷装置が単相負荷の場合、単相負荷へ電力を供給する際に流れる交流電流の系統周波数に依存して、コンデンサに印加されている電圧はある特定の周波数成分の電圧変動が重畳される。例えば、６０Ｈｚ系統周波数においては、１２０Ｈｚの周波数成分が電圧変動として重畳される。その結果、上述の電圧変動によって各施設に設けられる負荷装置への電力供給が不安定になるという問題がある。

そこで、本発明は、上記課題に鑑みてなされたものであって、蓄電池の劣化を抑制しつつ、負荷に安定な電力を供給する電力制御装置を提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明の一実施の態様は、所定の発電手段及び負荷の間に第１電源線及び第２電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第１電源線及び前記第２電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得部と、前記取得部が取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に入力又は出力させる電力量を決定する決定部と、前記蓄電池に入力又は出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備えており、前記決定部は、前記取得部が取得した前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記決定された前記蓄電池に入力又は出力させる電力量に対して、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより前記蓄電池に単位時間当たりに入力又は出力させる電力を決定する電力制御装置である。

この構成によると、電力制御装置は、蓄電池による電力の充電又は放電により、コンデンサに印加されている電圧の変動を小さく抑えることができる。この際、蓄電池の劣化状態に応じて、充電時間又は放電時間を調整することにより、劣化が進んだ蓄電池の負担を抑えることができる。その結果、蓄電池の劣化を抑制しつつ、負荷に安定な電力を供給することができる。

なお、本発明は、このような電力制御装置として実現できるだけでなく、電力制御装置に含まれる特徴的な手段をステップとする電力制御方法として実現したり、そのような特徴的なステップをコンピュータに実行させるプログラムとして実現したりすることもできる。そして、そのようなプログラムは、ＣＤ−ＲＯＭ（Ｃｏｍｐａｃｔ Ｄｉｓｃ Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）等の記録媒体及びインターネット等の伝送媒体を介して流通させることができるのはいうまでもない。

さらに、本発明は、このような電力制御装置の機能の一部又は全てを実現する半導体集積回路（ＬＳＩ）として実現したり、このような電力制御装置を含む電力供給システムとして実現したりできる。

以上により、本発明は、蓄電池の劣化を抑制しつつ、負荷に安定な電力を供給する電力制御装置等を提供できる。

図１は、本発明の実施の形態１に係る電力供給システムを示したシステム構成図である。 図２は、本発明の実施の形態１に係る連携制御ＥＣＵの機能ブロック図である。 図３は、本発明の実施の形態１に係る蓄電装置の機能ブロック図である。 図４は、本発明の実施の形態１に係る蓄電装置の回路構成の一例を示す図である。 図５は、本発明の実施の形態１に係る電力供給システムにおける連携制御ＥＣＵ及び蓄電装置の動作を示したシーケンス図である。 図６は、本発明の実施の形態１に係る連携制御ＥＣＵが行う処理の流れを示したフローチャートである。 図７は、蓄電池の端子電圧と、経過時間との関係の一例を示す図である。 図８は、蓄電池の端子電圧と、蓄電容量との関係の一例を示す図である。 図９は、本発明の実施の形態１に係る連携制御ＥＣＵおいて、ＤＣリンク電圧の変動を補償する方法を説明するための図である。 図１０は、本発明の実施の形態１に係る連携制御ＥＣＵにおいて、図６のステップＳ６０７で行われる詳細な処理の流れを示したフローチャートである。 図１１は、本発明の実施の形態１に係る蓄電装置の動作を示したフローチャートである。 図１２は、本発明の実施の形態２に係る電力供給システムを示したシステム構成図である。 図１３は、本発明の実施の形態２に係る連携制御ＥＣＵの機能ブロック図である。 図１４は、本発明の実施の形態２に係る連携制御ＥＣＵが行う処理の流れを示したフローチャートである。 図１５は、本発明の実施の形態２に係る連携制御ＥＣＵにおいて、図１４のステップＳ１２０７で行われる詳細な処理の流れを示したフローチャートである。 図１６は、本発明の実施の形態２に係る連携制御ＥＣＵおいて、ＤＣリンク電圧の変動を補償する方法を説明するための図である。 図１７は、本発明の実施の形態２に係る連携制御ＥＣＵにおいて、各蓄電装置に対応する電力分配率の算出方法の一例を説明するための図である。 図１８は、本発明の実施の形態３に係る電力供給システムを示したシステム構成図である。 図１９は、本発明の実施の形態３に係る連携制御ＥＣＵの機能ブロック図である。 図２０は、本発明の実施の形態３に係る電力供給システムにおける連携制御ＥＣＵ及び蓄電装置が行う処理の流れを示したシーケンス図である。 図２１は、本発明の実施の形態１〜３に係る電力制御装置、複数の蓄電装置、及び電力制御方法が用いられる電力供給システムの一例を示したシステム構成図である。 図２２は、本発明の実施の形態１〜３に係る電力制御装置、複数の蓄電装置、及び電力制御方法が用いられる電力供給システムの他の一例を示したシステム構成図である。

本発明に係る電力制御装置の一態様は、所定の発電手段及び負荷の間に第１電源線及び第２電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第１電源線及び前記第２電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得部と、前記取得部が取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部と、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備えており、前記決定部は、前記取得部が取得した前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定する。

この構成によると、電力制御装置は、蓄電池による電力の充電又は放電により、コンデンサに印加されている電圧の変動を小さく抑えることができる。この際、蓄電池の劣化状態に応じて、充電時間又は放電時間を調整することにより、劣化が進んだ蓄電池の負担を抑えることができる。その結果、蓄電池の劣化を抑制しつつ、負荷に安定な電力を供給することができる。

具体的には、前記劣化情報は、前記蓄電池の電圧値及び温度値の少なくとも一方に対応する値として算出される値であるとしてもよい。

この構成によると、電力制御装置は、蓄電池の充電状態を示すＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）及び蓄電池の劣化状態を示すＳＯＨ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｈｅａｌｔｈ）を蓄電池から計測した値をもとに算出できる。さらに、算出したＳＯＣ及びＳＯＨに応じて、ＤＣリンク電圧の変動成分を抑制（すなわち、０に近づけるように補正）するために蓄電池から出力させる電流を、逐次決定することができる。その結果、電力制御装置は蓄電池の寿命が短縮するのを抑制できる。また、ＤＣリンク電圧の変動成分を抑制して負荷へ安定した電力を供給することができる。

より具体的には、前記決定部は、前記蓄電池の劣化状態がより進んでいるほど、前記充電時間又は前記放電時間がより長くなるように、当該蓄電池に出力させる電力を決定するとしてもよい。

一般に、蓄電池への充電時間又は放電時間を長くすることにより、蓄電池の劣化を抑制することができる。したがって、蓄電池の劣化が進んでいるほど、より劣化を抑制するよう使用することにより、蓄電池の寿命を延ばすことができる。

また、前記蓄電池は前記第１電源線及び前記第２電源線に並列に複数接続され、前記取得部は、前記複数の蓄電池の各々から電圧値を取得し、前記決定部は、さらに、取得した各蓄電池の電圧値から各蓄電池のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）に対応する値を算出し、前記電力制御装置は、さらに、前記ＳＯＣに対応する値の複数の前記蓄電池間における比率に応じて各蓄電池に出力させる電力の分配率を算出する電力分配率演算部を備えており、前記指令値通知部は、前記決定部により決定された前記蓄電池に出力させる電力と、前記電力分配率演算部により算出された前記分配率とに基づいて、前記複数の蓄電池の各々について前記電流指令値を算出し、算出された前記電流指令値のそれぞれを対応する蓄電池に通知する電力制御装置としてもよい。

これにより、複数の蓄電池の充電量を常に一定範囲に収めることができ、その結果、各蓄電池の寿命を均一化できる。そのため、一部の蓄電池の酷使により蓄電装置全体の寿命が短縮することを抑制することができる。

また、前記決定部は、前記複数の蓄電池の中で最も温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて前記複数の蓄電池のそれぞれに出力させる電力の上限値を決定するとしてもよい。

これによると、最も温度の高い蓄電池の劣化状態に基づいて、各蓄電池に出力させる電力のリミッターを設定できる。したがって、一部の蓄電池を酷使することを、より確実に防ぐことができる。

具体的には、前記所定の発電手段は、自然エネルギーを用いた発電システムで構成され、前記負荷は交流負荷で構成され、前記所定の発電手段と前記コンデンサとの間に、前記自然エネルギーを直流電力に変換するＤＣ／ＤＣ変換部が接続され、前記コンデンサと前記負荷との間に、前記ＤＣ／ＤＣ変換部から出力される直流電力を交流電力に変換するＤＣ／ＡＣ変換部が接続され、前記取得部は、さらに、前記ＤＣ／ＤＣ変換部及び前記ＤＣ／ＡＣ変換部の各々から出力される電力値を取得し、前記決定部は、前記ＤＣ／ＤＣ変換部及び前記ＤＣ／ＡＣ変換部の各々から出力される電力の差分を抑制するように前記蓄電池に出力させる電力を決定するとしてもよい。

また、前記取得部は、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が無くなるまで、前記電流指令値を受信するに応じて前記蓄電池が電流を出力する毎に、前記蓄電池の電圧値及び温度値を含む前記劣化情報を取得し、前記決定部は、前記劣化情報を取得する毎に前記蓄電池の充電量と前記蓄電池の劣化状態とを更新するとしてもよい。

また、本発明に係る電力供給システムの一態様は、所定の発電手段と、電気機器が接続される負荷と、前記所定の発電手段で発電された電力を蓄積し、前記負荷に電力を供給する蓄電装置と、前記蓄電装置の充電制御又は放電制御を行う電力制御装置とを含み、前記電力制御装置と前記蓄電装置とがネットワークを介して接続される電力供給システムであって、前記電力制御装置は、前記所定の発電手段及び前記負荷の間に第１電源線及び第２電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第１電源線及び前記第２電源線を介して前記所定の発電手段と接続される前記蓄電装置が備える蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを前記ネットワークを介して取得する取得部と、前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部であって、取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定部と、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備え、前記決定部は、前記取得部により取得された前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定し、前記蓄電装置は、前記蓄電池と、前記電力制御装置から前記電流指令値を受信するに応じて前記蓄電池で充電又は放電する電流の制御を行う電流制御部と、前記蓄電池の電圧値及び温度値を検出して前記電力制御装置に送信する状態量検出部と、前記蓄電池から出力される電流を検出して前記電流制御部に出力する電流検出部とを備える。

また、本発明に係る電力制御方法の一態様は、所定の発電手段及び負荷の間に第１電源線及び第２電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第１電源線及び前記第２電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得ステップと、取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に出力させる電力を決定する決定ステップと、前記蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知ステップとを含み、前記決定ステップにおいては、前記取得ステップにおいて取得された前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより単位時間当たりに前記蓄電池に出力させる電力を決定する。

以下、本発明の実施の形態について、図面を用いて詳細に説明する。なお、以下で説明する実施の形態は、いずれも本発明の好ましい一具体例を示すものである。以下の実施の形態で示される数値、構成要素、構成要素の配置位置及び接続形態、ステップ、ステップの順序などは、一例である。したがって、これらの各形態により、本発明が限定されるものではない。本発明は、請求の範囲だけによって限定される。よって、以下の実施の形態における構成要素のうち、本発明の最上位概念を示す独立請求項に記載されていない構成要素については、本発明の課題を達成するのに必ずしも必要ではないが、より好ましい形態を構成するものとして説明される。

（実施の形態１）
以下、本発明の実施の形態１に係る電力制御装置について、図面を参照しながら説明する。

図１は、本実施の形態に係る電力制御装置を備える電力供給システムの構成を示したシステム構成図である。なお、電力制御装置を、連携制御ＥＣＵともいう。従って、以後の記載における連携制御ＥＣＵは、請求の範囲における電力制御装置に対応する。

図１において、本実施の形態に係る電力供給システムは、電力源１０１、電力源１０６、コンデンサ１０３、負荷１０４、連携制御ＥＣＵ１０５、及び蓄電装置１０７を含んでいる。

電力源１０１、電力源１０６、コンデンサ１０３、負荷１０４、及び蓄電装置１０７の各々は、正極性電力線１０８及び負極性電力線１０９を介して接続される。負荷１０４には、ｎ個（ｎ≧１）の機器１１３（以後、機器１１３ａ、機器１１３ｂ、・・・、機器１１３ｎを総称して機器１１３とする）が接続されている。

各機器１１３は、例えば、エアコン、冷蔵庫、テレビ、及び電気自動車などを示している。そして、電力源１０１、電力源１０６、及び蓄電装置１０７は各機器１１３を駆動するための電力を負荷１０４に供給する。

連携制御ＥＣＵ１０５と蓄電装置１０７とはネットワーク１１０及び１１１を介して接続される。また、連携制御ＥＣＵ１０５と電圧検出部１０２とはネットワーク１１２を介して接続される。ここで、ネットワーク１１０、ネットワーク１１１、及びネットワーク１１２は、イーサネット（登録商標）等の有線ネットワーク、無線ＬＡＮ等の無線ネットワーク、放送波によるネットワーク、又はこれらが複合したネットワーク等で構成される。

電力源１０１及び電力源１０６は、太陽光又は風力等の再生可能エネルギー（又は、自然エネルギーと呼ぶ）を利用した発電システムで生成された電力或いは電力会社にて生成された電力を、負荷１０４及び蓄電装置１０７に供給する。なお、再生可能エネルギーを利用した発電供給システムの他の例としては、太陽光及び風力以外に、太陽熱、地熱、海流、波力、及び潮汐力などを用いた発電システムを適用することが可能である。

電圧検出部１０２は、正極性電力線１０８と負極性電力線１０９との間の電圧であるＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣを検出して連携制御ＥＣＵ１０５に出力する。ＤＣリンク電圧とは、すなわち、後述するコンデンサ１０３に印加されている電圧である。

コンデンサ１０３は、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣを平滑化するために接続される。蓄電装置１０７が充放電電流を出力する際に出力する電圧は方形波である。一方で、負荷１０４に印加される電圧は一定であることが望ましい。そのため、コンデンサ１０３を接続することにより、蓄電装置１０７から出力される方形波出力電圧を平滑化し、負荷１０４にできるだけ安定な電力を供給する。なお、本実施の形態では、負荷１０４は、直流負荷で構成される。

連携制御ＥＣＵ１０５は、上述のネットワークを介して、蓄電装置１０７に充電させる電流量又は放電させる電流量（以下、「充放電電流」とする）を制御する。具体的には、連携制御ＥＣＵ１０５は、蓄電装置１０７が備える蓄電池（不図示）の電圧及び温度等を取得することにより、当該蓄電池の劣化状態を検知する。そして、連携制御ＥＣＵ１０５は、蓄電池の劣化状態に基づいて、蓄電装置１０７に充放電させる電力Ｐ_ＳＢを蓄電装置１０７に通知する。

蓄電装置１０７は、蓄電池を備え（不図示）、電力源１０１又は電力源１０６から供給される電力を充電する機能と負荷１０４に電力を供給する機能とを備える。さらに、蓄電装置１０７は、蓄電池の電圧及び温度を検出して連携制御ＥＣＵ１０５に出力する。また、蓄電装置１０７は、自身が充放電すべき電流量を連携制御ＥＣＵ１０５から電流指令値Ｉ_ＳＢとして取得する。蓄電装置１０７は、この電流指令値Ｉ_ＳＢに応じて電流の充放電制御を行う。

図２は、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５の機能ブロック図を示す。図２において、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５は、取得部２０１、決定部２０２、及び指令値通知部２０３を備える。

取得部２０１は、所定の発電手段（例えば、電力源１０１及び１０６）及び負荷１０４の間に第１電源線及び第２電源線を介して設けられるコンデンサ１０３に印加されている電圧情報と、第１電源線及び第２電源線を介して所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する。より具体的には、取得部２０１は、図１に示す電圧検出部１０２からＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣを取得し、蓄電装置１０７から蓄電池の劣化状態を示す情報を取得する。ここでは、蓄電池の劣化状態を示す情報として、蓄電池の電圧値及び温度値を取得する場合を例に説明する。

決定部２０２は、蓄電池に出力させる電力を決定する。具体的には、取得部２０１が取得した電圧情報と事前に定められた基準電圧とを比較して、コンデンサ１０３に印加されている電圧の変動成分を検出する。その後、コンデンサ１０３に印加されている電圧の変動成分が抑制されるように蓄電池に出力させる電力を決定する。

具体的には、決定部２０２は、取得したＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分に相当する変動エネルギーΔＷを計算する。そして、決定部２０２は、この変動エネルギーΔＷを抑制するように、蓄電装置１０７の状態に応じて蓄電装置１０７に充電又は放電させる電力Ｐ_ＳＢとその出力時間Ｔ_ＳＢとを求める。

ここで、劣化情報は、例えば、蓄電池の電圧値及び温度値の少なくとも一方に対応する値として算出される値である。このとき、決定部２０２は、取得した蓄電池の電圧値及び温度値から蓄電池の充電状態を示すＳＯＣ及び蓄電池の劣化状態を示すＳＯＨを計算する。

蓄電池の蓄電状態を示すＳＯＣの計算には、電池の劣化を考慮しない計算方法及び劣化を考慮する計算方法の２種類が知られている。いずれの計算方法を用いても蓄電池の電圧からＳＯＣをある程度正確に知ることが可能である。一方、ＳＯＨは、直接測定することができないため、蓄電池の内部抵抗から劣化状態を推定する方法及び蓄電池の電圧及び温度等から推定する方法等が知られている。本実施の形態では、充放電電流に対する蓄電池の電圧値及び温度値からＳＯＨを推定する場合を例に説明する。詳細は後述する。

指令値通知部２０３は、蓄電池に出力させる電力に対応する電流指令値を蓄電池に通知する。具体的には、指令値通知部２０３は、取得部２０１で取得した電圧値と、決定部２０２で決定されたＳＯＣと、電力Ｐ_ＳＢとから蓄電装置１０７に充電又は放電させるべき電力に対応する電流指令値Ｉ_ＳＢを求める。そして、指令値通知部２０３は、求めた電流指令値Ｉ_ＳＢを、ネットワーク１１０を介して蓄電装置１０７に送信する。

なお、以下、「蓄電装置１０７に充放電電力を出力させる」という表現を適宜用いるが、蓄電装置１０７の蓄電池を放電させて電力を供給する場合は正の電力を出力させることを意味し、蓄電装置１０７の蓄電池に電流を供給して蓄電池を充電する場合は負の電力を出力させるということを意味する。

図３は、本実施の形態に係る蓄電装置１０７の機能ブロック図を示す。また、図４は、本実施の形態に係る蓄電装置１０７の回路構成の一例を示す図である。図３及び図４に示されるように、本実施の形態に係る蓄電装置１０７は、電流制御部３１０と、状態量検出部３０３と、蓄電池３０４と、電流検出部３０５とを備える。

電流制御部３１０は、連携制御ＥＣＵ１０５から電流指令値Ｉ_ＳＢを受信するに応じて蓄電池３０４で充電又は放電する電流の制御を行う。

より詳細には、電流制御部３１０は、電流制御演算部３０１と、ＤＣ／ＤＣ変換部３０２とを有する。電流制御演算部３０１は、蓄電装置１０７で充放電される電流の制御を行う。具体的には、電流制御演算部３０１は、連携制御ＥＣＵ１０５からネットワーク１１０を介して送信される電流指令値Ｉ_ＳＢに基づいてフィードバック制御を行う。また、電流制御演算部３０１は、電流検出部３０５を介して蓄電池３０４が充放電する電流量を検知する。その後、電流制御演算部３０１は、蓄電池３０４が充放電する電流量が電流指令値Ｉ_ＳＢに一致するまでこのフィードバック制御を繰り返し行う。

また、図４に示すように、電流制御演算部３０１は、電流指令値Ｉ_ＳＢに基づいてパルス幅変調（ＰＷＭ：Ｐｕｌｓｅ Ｗｉｄｔｈ Ｍｏｄｕｌａｔｉｏｎ）方式における変調波を生成し、ＤＣ／ＤＣ変換部３０２を駆動するためのスイッチングパルス信号を生成する。

ＤＣ／ＤＣ変換部３０２は、電流制御演算部３０１で生成されたスイッチングパルス信号を受信して、そのスイッチングパルス信号に基づいて蓄電池３０４の充放電電流を出力する。なお、図４に示すように、ＤＣ／ＤＣ変換部３０２の回路構成は一般的な双方向昇降圧ＤＣ／ＤＣコンバータが用いられる。

状態量検出部３０３は、蓄電池３０４の電圧及び温度を検出する。また、検出した蓄電池３０４の電圧及び温度を、ネットワーク１１１を介して連携制御ＥＣＵ１０５へ送信する。なお、図４に示すように、状態量検出部３０３は、蓄電池３０４の電圧を検出するための電圧検出部及び蓄電池３０４の温度を検出するための温度検出部を備える。電圧検出部は、一般的な電圧センサ等で構成される。また、温度検出部は、一般的な温度センサ等で構成される。

蓄電池３０４は、電気エネルギーを蓄積するとともに、必要に応じて電気エネルギーを出力する。蓄電池３０４は、例えば、リチウムイオン電池、鉛蓄電池、Ｎａｓ電池、又はニッケル水素電池等である。なお、蓄電池３０４は、これらの例に限られず、蓄電池としての機能を備えるものであれば代用することができる。

電流検出部３０５は、蓄電池３０４からＤＣ／ＤＣ変換部３０２を介して出力される充放電電流の量を検出する。その後、検出した電流量を電流制御演算部３０１に出力する。

次に、以上のように構成された本実施の形態に係る電力制御装置である連携制御ＥＣＵ１０５について図面を用いてその動作を説明する。

図５は、本実施の形態に係る電力供給システムにおける連携制御ＥＣＵ１０５及び蓄電装置１０７の動作を示すシーケンス図である。

まず、連携制御ＥＣＵ１０５は、決定部２０２において、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分を計算する。さらに、その変動電圧成分に相当する変動エネルギーΔＷを求める。また、決定部２０２は、蓄電装置１０７の状態量検出部３０３によって送信された蓄電池３０４の電圧及び温度からＳＯＣ及びＳＯＨを求める。そして、決定部２０２は、求めた変動エネルギーΔＷ、ＳＯＣ及びＳＯＨに応じて蓄電装置１０７に充放電させる電力Ｐ_ＳＢ及びその出力時間Ｔ_ＳＢを計算する（Ｓ５０１）。

次に、連携制御ＥＣＵ１０５は、指令値通知部２０３において、ステップＳ５０１で求められた電力Ｐ_ＳＢに対応する電流指令値Ｉ_ＳＢを求める。その後、指令値通知部２０３は、蓄電装置１０７に電流指令値Ｉ_ＳＢを送信する（Ｓ５０２）。

次に、蓄電装置１０７は、電流制御演算部３０１において、連携制御ＥＣＵ１０５から送信された電流指令値Ｉ_ＳＢに基づいて蓄電池３０４の電流制御を行う。その結果、蓄電装置１０７は、ＤＣリンク電圧の変動成分を抑制するための充放電電流を出力する（Ｓ５０３）。

次に、蓄電装置１０７は、状態量検出部３０３において、蓄電池３０４の充放電電流の出力によって時々刻々と変化する蓄電池３０４の電圧及び温度の検出を行う。そして、状態量検出部３０３は、検出した電圧及び温度に関する情報を連携制御ＥＣＵ１０５に送信する（Ｓ５０４）。

図６は、連携制御ＥＣＵ１０５が行うＤＣリンク電圧制御演算処理（図５のステップＳ５０１）及び電流指令値通知処理（図５のステップＳ５０２）の流れを示すフローチャートである。連携制御ＥＣＵ１０５は、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣ、蓄電池３０４の電圧値及び温度値を取得する。連携制御ＥＣＵ１０５は、取得した電圧値及び温度値に基づいて、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分を抑制するために蓄電装置１０７に充電又は放電させるべき電力を求める。なお、図６中のステップＳ６０１〜Ｓ６０６は図５のステップＳ５０１に相当する。また、ステップＳ６０７〜Ｓ６０８は図５のステップＳ５０２に相当する。

まず、連携制御ＥＣＵ１０５は、取得部２０１において、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣを検出する（Ｓ６０１）。そして、連携制御ＥＣＵ１０５は、決定部２０２において一定に維持されるべきＤＣリンク電圧の基準値に対する、検出したＤＣリンク電圧の変動成分ΔＶを計算する（Ｓ６０２）。このＤＣリンク電圧の基準値は、例えば、予め連携制御ＥＣＵ１０５に設定されている。

次に、連携制御ＥＣＵ１０５は、決定部２０２において、検出したＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣに変動成分があるか否かを判断する（Ｓ６０３）。

連携制御ＥＣＵ１０５が、ステップＳ６０３において、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣに変動成分が無いと判断した場合（Ｓ６０３でＮｏ）、決定部２０２は蓄電装置１０７に電流制御の停止命令を送信して本処理を終了する（Ｓ６０９）。換言すれば、電流指令値Ｉ_ＳＢを受信するに応じて蓄電装置１０７から出力される電流によってＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分の抑制が完了したと判断される場合に、連携制御ＥＣＵ１０５は、本処理を終了する。

一方、連携制御ＥＣＵ１０５が、ステップＳ６０３においてＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣに変動成分があると判断した場合（Ｓ６０３でＹｅｓ）、連携制御ＥＣＵ１０５は、蓄電装置１０７から送信される蓄電池３０４の電圧値及び温度値を取得部２０１から取得する（Ｓ６０４）。そして、連携制御ＥＣＵ１０５は、決定部２０２において、コンデンサ１０３のＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分に相当する変動エネルギーΔＷを演算する。また、得られた電圧及び温度から蓄電池３０４のＳＯＣ及びＳＯＨを求める（Ｓ６０５）。なお、ＳＯＣ及びＳＯＨの求め方については、後述する。

次に、決定部２０２は、蓄電池３０４の温度及びＳＯＨに応じて、変動エネルギーΔＷを抑制するために蓄電装置１０７に充電又は放電させるべき電力Ｐ_ＳＢ並びにその出力時間Ｔ_ＳＢを計算する（Ｓ６０６）。電力Ｐ_ＳＢ及びその出力時間Ｔ_ＳＢの求め方については、後述する。

次に、連携制御ＥＣＵ１０５は、指令値通知部２０３において、ステップＳ６０５で求めたＳＯＣ、ステップＳ６０６で求めた電力Ｐ_ＳＢ、及びステップＳ６０４で取得した蓄電池３０４の電圧を用いて、蓄電装置１０７に充電又は放電させるべき電力に対応する電流指令値Ｉ_ＳＢを求める（Ｓ６０７）。このステップＳ６０７の詳細については図１０にて説明する。

次に、指令値通知部２０３は、求めた電流指令値Ｉ_ＳＢを蓄電装置１０７へ通知する（Ｓ６０８）。

なお、ステップＳ６０８の後、電流指令値Ｉ_ＳＢを受信した蓄電装置１０７は、この電流指令値Ｉ_ＳＢに基づいて充電又は放電電流を出力する。この出力によって蓄電池３０４の電圧及び温度は時々刻々と変化する。そこで、本態様では、図６に示されるステップＳ６０８からステップＳ６０１へのループにより、連携制御ＥＣＵ１０５は、ＤＣリンク電圧の変動成分が無くなるまで蓄電池３０４の電圧及び温度を取得し続けることとした。

これにより、連携制御ＥＣＵ１０５は、蓄電装置１０７が充電又は放電電流を出力するに応じて蓄電池３０４の電圧及び温度が時々刻々と変化した場合でも、ＤＣリンク電圧の変動成分が無くなるまでは、蓄電池３０４の電圧及び温度を取得し続ける。したがって、連携制御ＥＣＵ１０５は蓄電池３０４の残容量及び劣化状態をリアルタイムで把握することができる。その結果、連携制御ＥＣＵ１０５は、蓄電池３０４の残容量及び劣化状態をより高精度に制御することができる。

すなわち、取得部２０１は、コンデンサ１０３に印加されている電圧の変動成分が無くなるまで、電流指令値を受信するに応じて蓄電池が電流を出力する毎に、蓄電池の電圧値及び温度値を含む劣化情報を取得してもよい。このとき、２０２決定部は、劣化情報を取得する毎に蓄電池の充電量と蓄電池の劣化状態とを更新する。

なお、決定部２０２が、検出したＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣに変動成分があるか否かを判断する方法として、変動成分が事前に定められた閾値以下となれば、変動成分が無いと判断してもよい。閾値の定め方としては、例えば、蓄電池３０４の公称電圧の１％や５％の値を使用すること等が考えられる。また、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）等に記憶されている固定値を閾値として使用する等、他の方法により閾値を定めてもよい。

次に、図７を参照して、ステップＳ６０５において、決定部２０２がＳＯＣ及びＳＯＨを求める方法について説明する。

図７は、放電電流が０．２Ｃ、温度が５度の条件下における、蓄電池３０４の端子電圧（Ｖ）と、経過時間（ｈ）の関係（以後、電圧特性という）の一例を示す図である。

曲線ＳＯＨ_０は、蓄電池３０４の劣化状態が最も少ない（すなわち、新品）状態での、電圧特性を示す。

また、曲線ＳＯＨ_１から、曲線ＳＯＨ_２、曲線ＳＯＨ_３の順に、それぞれの曲線は、蓄電池３０４の劣化（長期間の使用及び充放電の繰り返し等による経年劣化）が進行した状態での、電圧特性を示す。

図７に示されるように、蓄電池３０４は、満充電状態からスタートした場合、放電時間の経過とともに、端子電圧がほぼ線形に低下する。しかし、ある時刻以後は、端子電圧が急激に低下する。また、図７には、蓄電池３０４の劣化具合が進むほど、端子電圧が線形に低下するまでの時間が短くなる。その結果、満充電状態から一定の電圧値以下となるまでの放電時間は、蓄電池３０４の劣化が進むに従い、短くなる。

例えば、端子電圧が３Ｖ以下になるまでの経過時間を比較すると、新品の蓄電池３０４では、曲線ＳＯＨ_０に示されるように、満充電から５．２時間ほど必要である。一方、劣化が進んだ蓄電池３０４では、曲線ＳＯＨ_３に示されるように、満充電から３．６時間ほどで、端子電圧が３Ｖ以下となる。

曲線ＳＯＨ_０〜曲線ＳＯＨ_３で示される電圧特性を決定する要因としては、放電電流（すなわち、使用される電流）と、温度が考えられる。したがって、放電電流及び温度を決定すれば、蓄電池３０４の劣化状態に対応した電圧特性を示す曲線を実験により一意に得ることができる。

本実施の形態に係る決定部２０２は、この電圧特性を示す曲線を使用し、ＳＯＨを求める。

具体的には、まず、代表的な複数の放電電流及び温度条件下で、蓄電池３０４の劣化状態毎に、電圧特性を実験により計測し、電圧特性を示す曲線に関するデータを事前に取得する。

データの取得の方法としては、蓄電池３０４について想定される使用環境の範囲内で、放電電流及び温度条件それぞれについて、いくつか条件を変化させて取得することが考えられる。例えば、使用温度範囲が５〜８０度Ｃであり、使用電流範囲が０〜０．８度Ｃであれば、温度については、５度から２５度ずつ増やす４水準で、放電電流については０から０．２Ｃずつ増やす５水準で、合計２０パターンでデータを取得すること等が考えられる。また、蓄電池３０４の劣化状態についても、異なる劣化状態の蓄電池を複数使用して電圧特性を計測することが考えられる。

次に、こうして得られた各電圧特性データを使用し、決定部２０２は、満充電状態から開始して一定電圧（例えば３Ｖ）以下となるまでに要する放電時間を、新品状態を１００とする相対的な比率として算出する。本実施の形態においては、この相対的な比率をＳＯＨとして使用する。

例えば、図７では、新品状態のＳＯＨ_０は、端子電圧が３Ｖ以下となるまでに、経過時間７０４が必要である。この長さを基準とするため、ＳＯＨ_０のＳＯＨは１００となる。また、ＳＯＨ_３は、端子電圧が３Ｖ以下となるまでに、経過時間７０２が必要である。ここで、経過時間７０４を１００としたときの、経過時間７０２の長さが６９であるため、ＳＯＨ_３のＳＯＨは６９と計算される。

一方、ＳＯＣは、満充電状態における端子電圧を基準とし、その値からの相対値として求められる。

具体的には、図７を参照し、放電時間が０のときの端子電圧７０６を基準（例えば１００）とする。ここで、端子電圧の現在値が３．５Ｖであれば、決定部２０２は、ＳＯＣを、（３．５／４．２）×１００＝８３として求められる。

こうして、決定部２０２は、ＳＯＨ及びＳＯＣを算出できる。

また、より具体的には、本実施の形態に係る蓄電装置１０７に対する事前の実験により得られた上記電圧特性の曲線に対応する数値を、例えば表形式のデータとしてＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）等に記録しておくことが考えられる。これによれば、決定部２０２は、ＲＯＭから取得した数値を用いて、ＳＯＨ、ＳＯＣを算出することができる。

なお、電圧特性は、図７に示されるように、蓄電池の放電時間（ｈ）と端子電圧（Ｖ）との関係として計測及び記録するほか、図８に示されるように、蓄電池の残容量（Ａｈ）と端子電圧（Ｖ）との関係として計測及び記録してもよい。図８を参照することで、連携制御ＥＣＵ１０５は、温度と電圧から、残容量を求めることができる。

次に、図９を用いて、ステップＳ６０６において、決定部２０２が、蓄電装置１０７に充電又は放電させる電力を決定する方法の一例を説明する。

図９は、本発明の一実施の態様である連携制御ＥＣＵ１０５において、ＤＣリンク電圧の変動を補償する方法を説明するための図である。

これまで述べてきたように、例えば、電力源１０１で生成された変動電力成分ΔＰの影響によりＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣに変動成分ΔＶが発生する。そこで、変動電力成分ΔＰを抑制するために、蓄電装置１０７からこの変動電力成分ΔＰの逆極性の電力「−ΔＰ」を出力させる。

決定部２０２は、図６のステップＳ６０２においてＤＣリンク電圧の変動電圧ΔＶを検出する。その後、コンデンサ１０３の変動エネルギーΔＷを、式（１）に従って求める。但し、式（１）においてＣはコンデンサ１０３のキャパシタンスである。

そして、下記の式（２）に基づいて変動エネルギーΔＷを出力電力ΔＰ_ＳＢ及び出力時間Ｔ_ＳＢに換算する。

この場合、まず、出力時間Ｔ_ＳＢが蓄電池３０４の温度、すなわち、蓄電池３０４のＳＯＨに応じて決定され、その後、ΔＰ_ＳＢとして電力Ｐ_ＳＢが決定される。

具体的には、例えば、Ｗ＝１０（Ｊ）の場合、出力時間Ｔ_ＳＢを２秒とすると出力される電力Ｐ_ＳＢは５（Ｗ）として決定される。一方、出力時間Ｔ_ＳＢを５秒とすると出力される電力Ｐ_ＳＢは２（Ｗ）として決定される。このとき、出力時間Ｔ_ＳＢを２秒と決定するか５秒と決定するかは、検出した蓄電池３０４の温度やＳＯＨに応じて決定される。

一般的に、蓄電池３０４の温度は、同じ電力を出力したとしても、その出力電力が高いほど上昇する。また、同じ電力を出力する場合、電力の出力時間Ｔ_ＳＢを２秒とした場合には、出力時間Ｔ_ＳＢを５秒とした場合よりも出力される電力Ｐ_ＳＢが高くなる。したがって、出力時間が短いほど、蓄電池３０４の温度は上昇する。ここで一般に、蓄電池は、使用可能な温度範囲が定められている。したがって、蓄電池の温度が使用可能温度を超えると、その蓄電池は使用できなくなってしまう。そのため、例えば、蓄電池３０４の現在の温度が、事前に定められた設定温度以上であれば、さらに温度が上昇することにより使用不可能とならないように、出力時間Ｔ_ＳＢを５秒と長めに設定することが考えられる。このとき、出力される電力Ｐ_ＳＢは２（Ｗ）として決定される。

より一般的には、出力電力値と温度上昇との関係を、事前に実験により求めておいてもよい。さらに、出力電力値と温度上昇との関係を、離散化されたテーブル形式のデータとして、蓄電装置１０７又は連携制御ＥＣＵ１０５が備えるＲＯＭに記録しておいてもよい。また、蓄電池３０４の温度の上限値を事前に定めておいてもよい。上記のＲＯＭに記録された実験データから、温度の上限値を超えない範囲で、なるべく短い出力時間となるように出力時間Ｔ_ＳＢを決定することが考えられる。

また、図８に示されるように、同じ端子電圧を出力する場合における蓄電池３０４の残容量は、蓄電池３０４が劣化するほど、すなわち、ＳＯＨが小さくなるほど、急激に低下する傾向がある。例えば、端子電圧３．５Ｖで出力する場合、特性電圧の曲線がＳＯＨ_０で示される蓄電池Ａの残容量は５０Ａｈである。しかし、特性電圧の曲線がＳＯＨ_３で示される蓄電池Ｂの残容量は３５Ａｈである。したがって、蓄電池Ａに５０Ａｈを出力させると、１時間の継続的な出力が可能であるが、蓄電池Ｂに５０Ａｈを出力させると、４０分程度で残容量が０になってしまう。一般に蓄電池の残容量を０にすると、蓄電池の劣化が通常以上に進むため、好ましくない。また、前述のとおり、大電流の出力による温度上昇も蓄電池の劣化要因となる。

したがって、連携制御ＥＣＵ１０５は、ＳＯＨが小さい（劣化の進んだ）蓄電池に対しては、ＳＯＨが大きい（劣化の少ない）蓄電池よりも、出力電流量を小さく（すなわち、出力時間を長く）するように、蓄電池に出力させる電力の大きさを制御することが好ましい。具体的には、決定部２０２は、蓄電池の劣化状態がより進んでいるほど、充電時間又は放電時間がより長くなるように、当該蓄電池に出力させる電力を決定することが好ましい。

なお、本実施の形態においては、温度やＳＯＨなどで示される蓄電池３０４の状態に応じて蓄電池３０４に出力させる電流量を任意に調整することが可能になる。

図１０は、図６に示すステップＳ６０７において、連携制御ＥＣＵ１０５が行う詳細な処理の流れを示すフローチャートである。ここで指令値通知部２０３は、蓄電池３０４の寿命を考慮して蓄電池３０４に充放電させる電流指令値Ｉ_ＳＢを決定する。

まず、指令値通知部２０３は、電力Ｐ_ＳＢ及び電力の出力時間Ｔ_ＳＢを取得する（Ｓ８０１）。そして、指令値通知部２０３は、図６のステップＳ６０５で求められたＳＯＣから、蓄電池３０４の残容量が使用可能範囲内であるか否かを判断する（Ｓ８０２）。具体的には、ＳＯＣが線形に低下する領域に含まれている場合には、蓄電池３０４の残容量が使用可能と判断する。またそれ以外では、使用不可と判断する。これは蓄電池３０４からの電圧供給を安定化させるためである。

ＳＯＣが線形に低下する領域とは、例えば、図８を参照して、残容量７１２から、残容量７１４の間に示される領域である。この間の電圧特性は、ほぼ線形に低下している。すなわち、蓄電池３０４の端子電圧の変化が安定している。

ステップＳ８０２において、使用可能範囲内ではないと判断した場合、指令値通知部２０３は、ＳＯＣが使用可能範囲内となるまで蓄電池３０４が充電又は放電されるのを待つ（Ｓ８０３）。一方、ステップＳ８０２において、使用可能範囲内であると判断した場合、指令値通知部２０３は、ステップＳ８０１で取得した電力Ｐ_ＳＢ及び図６のステップＳ６０４で取得した蓄電池３０４の電圧から電流指令値Ｉ_ＳＢを求める（Ｓ８０４）。具体的には、Ｐ_ＳＢを蓄電池３０４の電圧で除算することにより、Ｉ_ＳＢを算出することができる。

以上、図６〜図１０を用いて連携制御ＥＣＵ１０５の動作について説明した。本態様によると、連携制御ＥＣＵ１０５は、ＤＣリンク電圧を検出してその変動成分を検出する。また、蓄電池３０４の電圧又は温度を取得して蓄電池３０４のＳＯＣ及びＳＯＨを計算する。そして、蓄電池３０４のＳＯＣ及びＳＯＨに応じて、上記ＤＣリンク電圧の変動成分を抑制するための電流を蓄電装置１０７に出力させる。これにより、連携制御ＥＣＵ１０５は、蓄電装置１０７に出力させる電流量を蓄電池３０４の状態量に応じて任意に決定できる。したがって、連携制御ＥＣＵ１０５は、蓄電池３０４の寿命が短縮するのを防止できる。また、連携制御ＥＣＵ１０５は、ＤＣリンク電圧の変動成分を抑制することができる。したがって、負荷１０４へ安定した電力を供給することができる。

図１１は、蓄電装置１０７の動作を示すフローチャートである。図１１に示すステップＳ９０１〜ステップＳ９０５は図５のステップＳ５０３に相当する。また、図１１に示すステップＳ９０６は図５のステップＳ５０４に相当する。

まず、蓄電装置１０７は、連携制御ＥＣＵ１０５から電流制御の停止命令を受信したか否かを判断する（Ｓ９０１）。蓄電装置１０７は、当該停止命令を受信した場合（Ｓ９０１でＹｅｓ）、本処理を終了する。一方、当該停止命令を受信していない場合（Ｓ９０１でＮｏ）、蓄電装置１０７はステップＳ９０２〜ステップＳ９０５の処理を実行する。

蓄電装置１０７は、電流制御演算部３０１において、電流指令値Ｉ_ＳＢを受信する（Ｓ９０２）。そして、電流制御演算部３０１は、蓄電池３０４から出力されている電流値と受信した電流指令値Ｉ_ＳＢとが一致するようにＤＣ／ＤＣ変換部３０２のＰＷＭ変調波を調整する。そして、電流制御演算部３０１は、決定されたＰＷＭ変調波に基づいてスイッチングパルス信号を生成し、ＤＣ／ＤＣ変換部３０２へ送信する（Ｓ９０３）。

次に、ＤＣ／ＤＣ変換部３０２は、スイッチングパルス信号を受信すると、そのスイッチングパルス信号に基づいて蓄電池３０４の充放電電流を出力する（Ｓ９０４）。その後、蓄電装置１０７は、電流検出部３０５において、蓄電池３０４から出力された充放電電流を検出する。さらに、その検出値を電流制御演算部３０１に出力する（Ｓ９０５）。

また、ステップＳ９０４の後、蓄電装置１０７は、状態量検出部３０３において、蓄電池３０４の電圧及び温度を検出する。その後、検出した電圧及び温度を連携制御ＥＣＵ１０５に出力する（Ｓ９０６）。

蓄電池３０４の電圧及び温度は、蓄電池３０４から出力される充放電電流によって時々刻々と変化する。そのため、蓄電装置１０７は、蓄電池３０４が充放電電流を出力する毎に蓄電池３０４の電圧及び温度を検出し、連携制御ＥＣＵ１０５に送信する。これによって、連携制御ＥＣＵ１０５は蓄電池３０４の残容量及び劣化状態をリアルタイムで把握することができる。その結果、連携制御ＥＣＵ１０５において、蓄電池３０４の残容量及び劣化状態をより高精度に制御することができる。

ステップＳ９０５の後、上述のように、ステップＳ９０１において連携制御ＥＣＵ１０５から電流制御の停止命令を受信するまで、蓄電装置１０７は、ステップＳ９０３〜ステップＳ９０５の処理を繰り返し実行する。

（実施の形態２）
実施の形態１に係る連携制御ＥＣＵ１０５は、１つの蓄電装置１０７が行う充電及び放電の制御を行った。一方、実施の形態２に係る連携制御ＥＣＵは、複数の蓄電装置が、各々が備える蓄電池へ行う充電及び放電の制御を行う。この場合、各蓄電池の残容量を各々独立に制御するだけでは、各蓄電池の容量にばらつきが生じる。その結果、各蓄電池の寿命にばらつきが発生する。また、複数の蓄電装置全体の寿命が短くなる。

そこで、実施の形態２に係る連携制御ＥＣＵは、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分を補償する場合に、各蓄電池の残容量が均一となるように各蓄電装置の充放電制御を行う。これにより、負荷１０４に安定な電力を供給しつつ各蓄電装置の寿命が短縮するのを抑制することができる。

以下、本発明の実施の形態２に係る連携制御ＥＣＵについて詳細に説明する。

図１２は、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５Ａを備える電力供給システムの構成を示す図である。なお、図１と同一の構成要素については同一の符号をつけ、詳細な説明は省略する。

図１２において、本実施の形態では、蓄電装置がｎ個（ｎは２以上の任意の数字）配置される。すなわち、本実施の形態において、蓄電池は第１電源線及び第２電源線に並列に複数接続されている。

図１２において、連携制御ＥＣＵ１０５Ａは、ｎ個の蓄電装置１０７ａ、１０７ｂ、・・・、１０７ｎ（符号１０７の添え字ｎは、ａから数えてｎ番目のアルファベットとする。以下同様）の各々から、各蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎが備える蓄電池（不図示）の電圧及び温度を取得する。これにより、連携制御ＥＣＵ１０５Ａは、各蓄電池の残容量及び劣化状態を検知する。また、連携制御ＥＣＵ１０５Ａは、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣを抑制し、かつ、各蓄電池の残容量が均一となるように決定された電流指令値Ｉ_ＳＢ１〜Ｉ_ＳＢｎを蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎのそれぞれに通知する。

なお、本実施の形態に係る蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎの各々は、図３に示す蓄電装置１０７と同一の構成及び機能を有するので、ここでは説明を省略する。

図１３は、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５Ａの機能ブロック図を示す。図１３に示されるように、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５Ａは、取得部２０１Ａと、決定部２０２Ａと、指令値通知部２０３Ａと、電力分配率演算部２０４とを備える。

取得部２０１Ａは、複数の蓄電池の各々から電圧値を取得する。より具体的には、取得部２０１Ａは、各蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎの電圧及び温度を取得する。

決定部２０２Ａは、取得部２０１Ａで取得される各蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎの電圧及び温度を用いて、各蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎのＳＯＣ及びＳＯＨを計算する。さらに、決定部２０２Ａは、変動エネルギーΔＷを抑制するために蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎに充電又は放電させるべき総電力Ｐ_ＳＢと、その出力時間Ｔ_ＳＢを求める。

電力分配率演算部２０４は、ＳＯＣに対応する値の複数の蓄電池間における比率に応じて各蓄電池に出力させるべき電力の分配率を算出する。より具体的には、電力分配率演算部２０４は、検出した各蓄電池の電圧値から、蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎそれぞれに出力させるべき電力の分配率を求める。

指令値通知部２０３Ａは、決定部２０２Ａにより決定された蓄電池に出力させる電力と、電力分配率演算部２０４により算出された分配率とに基づいて、複数の蓄電池の各々について電流指令値を算出する。さらに、算出された電流指令値のそれぞれを対応する蓄電池に通知する。

指令値通知部２０３Ａは、各蓄電池のＳＯＣ、決定部２０２Ａで決定された総電力Ｐ_ＳＢ、及び電力分配率から、蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎの各々に出力させるべき電力Ｐ_ＳＢ１〜Ｐ_ＳＢｎを求める。その後、各電力に対応する電流値であって、各蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎに充放電させるべき電流量として電流指令値Ｉ_ＳＢ１〜Ｉ_ｓｂｎを求める。その後、指令値通知部２０３は、求めた電流指令値Ｉ_ＳＢ１〜Ｉ_ｓｂｎを、ネットワーク１１０を介して各蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎにそれぞれ通知する。

次に、以上のように構成された本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５Ａについて図面を用いてその動作を説明する。

図１４は、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５Ａの処理の流れを示すフローチャートである。連携制御ＥＣＵ１０５Ａは、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分を抑制し、かつ、複数の蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎの各々の残容量が均一となるように、各蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎにそれぞれ出力させるべき電流指令値Ｉ_ＳＢ１〜Ｉ_ｓｂｎを求める。

なお、本処理において、ステップＳ１２０７を除く、ステップＳ１２０１〜ステップＳ１２０６までの各処理は、図６で述べたステップＳ６０１〜ステップＳ６０６までの各処理と同じ処理を行うため、ここでは詳細な説明を省略する。

まず、連携制御ＥＣＵ１０５Ａが備える取得部２０１Ａは、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣを検出する（Ｓ１２０１）次に、決定部２０２Ａは、ＤＣリンク電圧の変動成分ΔＶを計算する（Ｓ１２０２）。

ここで、決定部２０２Ａは、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣに変動成分が無いと判断した場合（Ｓ１２０３でＮｏ）、蓄電装置１０７に電流制御の停止命令を送信して本処理を終了する（Ｓ１２１０）。

一方、決定部２０２Ａは、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣに変動成分があると判断した場合（Ｓ１２０３でＹｅｓ）、取得部２０１Ａにおいて各蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎが有する蓄電池の電圧値及び温度値を取得する（Ｓ１２０４）。

次に、決定部２０２Ａは、コンデンサ１０３のＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分に相当する変動エネルギーΔＷを演算する。また、決定部２０２Ａは、ステップＳ１２０４で得られた電圧及び温度から各蓄電池のＳＯＨを求める（Ｓ１２０５）。そして、決定部２０２Ａは、各蓄電池のＳＯＨに応じて、変動エネルギーΔＷを抑制するために各蓄電装置に充電又は放電させる総電力Ｐ_ＳＢを求める（Ｓ１２０６）。

例えば、本実施の形態では、決定部２０２Ａは、複数の蓄電池の中で最も温度の高い蓄電池に着目して出力時間Ｔ_ＳＢを決定し、上述の式（２）に従ってＰ_ＳＢを求めてもよい。また、複数の蓄電池の中で最も温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて、複数の蓄電池のそれぞれに出力させる電力の上限値を決定してもよい。この場合、複数の蓄電池の出力する総電力が、ΔＷを抑制するために必要な電力より少ない場合には、さらに、複数の蓄電池の中で２番目に温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて、最も温度の高い蓄電池以外の蓄電池に出力させる電力の上限値を決定してもよい。同様に、ΔＷを抑制するために必要な総電力に達するまでＮを増加させながら、複数の蓄電池の中でＮ番目に温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて、複数の蓄電池のうち温度の高さがＮ＋１番目以下の蓄電池に出力させる電力の上限値を決定してもよい。このとき、温度がＮ＋１番目以下の蓄電池間における電力の分配率は、例えば温度に比例させて決定する。また、均等となるように決定してもよい。

次に、電力分配率演算部２０４は、取得部２０１Ａで取得した各蓄電池の電圧を用いて、各蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎに出力させるべき電力の分配率を求める。そして、指令値通知部２０３Ａは、総電力Ｐ_ＳＢ及び各蓄電池の電力分配率に応じて、蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎの各々に出力させるべき電力を求める。さらに、各電力に対応する電流値を、各蓄電装置に対する電流指令値Ｉ_ＳＢ１〜Ｉ_ｓｂｎとして求める（Ｓ１２０７）。

このステップＳ１２０７の詳細については図１５にて後述する。その後、指令値通知部２０３Ａは、求めた電流指令値Ｉ_ＳＢ１〜Ｉ_ｓｂｎをそれぞれ蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎに通知する（Ｓ１２０８）。

図１５は、連携制御ＥＣＵ１０５Ａが、図１４のステップＳ１２０７において行う電流指令値算出処理の詳細な流れを示すフローチャートである。なお、本処理において、図１５のステップＳ１３０４を除く、ステップＳ１３０１〜ステップＳ１３０５までの各処理は、図１０で述べたステップＳ８０４を除く、ステップＳ８０１〜ステップＳ８０５までの各処理と同じ処理を行うため、ここでは詳細な説明を省略する。

まず、電力分配率演算部２０４は、各蓄電装置に出力させるべき総電力Ｐ_ＳＢ、及び各蓄電池のＳＯＣに対応する値を、決定部２０２Ａから取得する。（Ｓ１３０１）。次に、電力分配率演算部２０４は、各蓄電池のＳＯＣに基づいて、各蓄電池の残容量が使用可能範囲内であるか否かを判断する（Ｓ１３０２）。

ステップＳ１３０２において、残容量が使用可能範囲内ではない蓄電池が存在する場合、連携制御ＥＣＵ１０５Ａは、当該蓄電池が使用可能範囲内となるまで充電又は放電されるのを待つ（Ｓ１３０３）。

一方、ステップＳ１３０２において各蓄電池が使用可能範囲内である場合、電力分配率演算部２０４は、取得した各蓄電池の電圧値を用いて、各蓄電池の残容量が均一となるように各蓄電池に充放電させるべき電力の分配率を算出する（Ｓ１３０４）。この算出方法の詳細については図１７にて後述する。

次に、指令値通知部２０３Ａは、各電力分配率に応じて、蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎの各々に出力させるべき電流指令値Ｉ_ＳＢ１〜Ｉ_ｓｂｎを求める。すなわち、図１６に示すように、Ｐ_ＳＢ−ΔＰ＝Ｐ_ＳＢ１＋Ｐ_ＳＢ２＋・・・Ｐ_ＳＢｎとなるように、蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎの各々に出力させる電流指令値Ｉ_ＳＢ１〜Ｉ_ｓｂｎを求める。

図１７は、図１５のステップＳ１３０４で述べた、指令値通知部２０３Ａが各蓄電装置に対応する電力分配率を算出する方法の一例を説明するための概念図である。本算出方法における電力分配率αは以下の式（３）として算出される。αは、図１７に示される直線の傾きに相当する。

式（３）は、蓄電装置が２つの場合の例である。ここで、２つの蓄電装置を蓄電装置１０７ａ及び蓄電装置１０７ｂとする。それぞれの蓄電装置は、蓄電池Ａ及び蓄電池Ｂを有するとする。

上記式（３）に従って、指令値通知部２０３Ａは、電力分配率αを、図１５のステップＳ１３０１で得られる電力Ｐ_ＳＢ、蓄電池Ａ及び蓄電池Ｂ各々の電圧値、並びに蓄電池Ａ及び蓄電池Ｂの使用可能範囲における最大電圧値Ｖ_ｍａｘから計算する。なお、最大電圧値Ｖ_ｍａｘは、例えば、予め連携制御ＥＣＵ１０５Ａに記録されている。

次に、指令値通知部２０３Ａは、求めた電力分配率αより、蓄電池Ａ及び蓄電池Ｂそれぞれの電力指令値Ｐ_ＳＢ１、Ｐ_ＳＢ２を以下の式（４）に従って求める。

上記式（３）より、蓄電池Ａ及び蓄電池Ｂそれぞれの電圧値Ｖ_ＳＢ１、Ｖ_ＳＢ２に応じて電力分配率αは変化することがわかる。すなわち、蓄電池Ａ及び蓄電池Ｂの残容量に応じて、蓄電池Ａ及び蓄電池Ｂのそれぞれに充電又は放電させるべき電力Ｐ_ＳＢ（すなわち、Ｐ_ＳＢ１及びＰ_ＳＢ２）が可変に設定される。ここで、Ｖ_ｍａｘ−Ｖ_ＳＢ１は、ＳＯＣに対応する値である。したがって、電力分配率演算部２０４は、ＳＯＣに対応する値の各蓄電池間における比率に応じて、各蓄電池に出力させるべき電力の分配率を算出する。

その後、指令値通知部２０３Ａは、Ｐ_ＳＢを蓄電池の電圧で除算することにより、Ｉ_ＳＢ（すなわち、Ｉ_ＳＢ１及びＩ_ＳＢ２）を算出する。

以上、図１４〜図１７を用いて本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５Ａの動作について説明した。本態様によると、連携制御ＥＣＵ１０５Ａは、複数の蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎから、各々の蓄電装置が備える蓄電池の電圧値及び温度値を取得する。そして、取得した電圧値及び温度値に基づいて、ＤＣリンク電圧の変動成分を抑制し、かつ、各蓄電池の残容量が均一とするために蓄電装置１０７ａ〜１０７ｎに充放電させるべき電流値を決定する。

これにより、連携制御ＥＣＵ１０５Ａは、蓄電池の残容量に応じて各蓄電池に充放電させる電力分配率を算出することができる。その結果、各蓄電池の残容量のばらつきを抑制することができる。また、ＤＣリンク電圧の変動成分を抑制して負荷１０４へ安定した電力を供給することができる。さらに、各蓄電池の寿命が低下することを抑えることができる。

（実施の形態３）
実施の形態１及び実施の形態２では、負荷に供給される電力が直流である場合について説明した。

実施の形態３では、負荷に供給される電力が交流である場合について説明する。

以下、本発明の実施の形態３で用いられる連携制御ＥＣＵについて説明する。

図１８は、本実施の形態に係る電力制御装置である連携制御ＥＣＵ１６０５を備える電力供給システムを示したシステム構成図である。図１８において、本実施の形態では、再生可能エネルギーを用いた発電システムによって生成された電力が電力源１６０１によって供給される。

なお、本実施の態様では、再生可能エネルギーの一例として太陽光発電システムで生成された電力源１６０１を例に説明するが、再生可能エネルギーの他の例として、風力、太陽熱、地熱、海流、波力、及び潮汐力などを用いた発電システムを適用することが可能である。なお、本実施の形態において、負荷１６０４は、交流負荷で構成される。

電力源１６０１は、太陽光発電システムで発電された電力を供給する。太陽光発電システムは、太陽電池を含むＰＶ（ＰｈｏｔｏＶｏｌｔａｉｃ）パネルを有する。

電圧検出部１６１３は、電力源１６０１の電圧を検出する。具体的には、この場合、太陽電池の電圧を検出する。電流検出部１６１２は電力源１６０１から流れる電流を検出する。

電圧検出部１６１７は負荷１６０４に印加されている電圧を検出する。また、電流検出部１６１６はＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の出力電流を検出する。

ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４は、連携制御ＥＣＵ１６０５から出力されたスイッチング信号ＰＷＭ＿ｐｖを受信する。さらに、このスイッチング信号ＰＷＭ＿ｐｖに基づいて太陽光エネルギーから変換された電力を出力する。この場合、連携制御ＥＣＵ１６０５は、電圧検出部１６１３で検出された太陽電池の電圧値に応じて、パルス幅変調（ＰＷＭ：Ｐｕｌｓｅ Ｗｉｄｔｈ Ｍｏｄｕｌａｔｉｏｎ）方式における変調波通流率、及びスイッチング周期を制御する最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ：Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ ｃｏｎｔｒｏｌ）を行う。

ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５は、連携制御ＥＣＵ１６０５から出力されたスイッチング信号ＰＷＭ＿ｐｗを受信する。さらに、このスイッチング信号ＰＷＭ＿ｐｗに基づいて、入力される直流電力を交流電力Ｐ_ＩＮＶに変換して出力する。この場合、連携制御ＥＣＵ１６０５は、電圧検出部１６１７で検出された電圧値Ｖ_ｐｗと電流検出部１６１６で検出された電流値ｉ_Ｂｐｗとから、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５から出力された電力値Ｐ_ＩＮＶを算出する。さらに、その出力電力値Ｐ_ＩＮＶと所望の電力指令値との差分に応じてＰＷＭ方式における変調波通流率を制御するフィードバック制御を行う。

連携制御ＥＣＵ１６０５は、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４及びＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の各々の出力制御を行うためのスイッチング信号を生成する。さらに、生成したスイッチング信号をそれぞれＤＣ／ＤＣ変換部１６１４及びＤＣ／ＡＣ変換部１６１５に出力する。また、連携制御ＥＣＵ１６０５は、蓄電装置１６０７ａ及び蓄電装置１６０７ｂに充電又は放電させる電流指令値を求め、各蓄電装置に送信する。以後、蓄電装置１６０７ａ及び蓄電装置１６０７ｂを総称して、蓄電装置１６０７という。

各蓄電装置に送信する電流指令値は、電圧検出部１６０２により検出されるＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの電圧変動成分を補償するための電力、及び、負荷１６０４に供給するために必要なＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の出力電力の不足分を補償する。

図１９は、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１６０５の機能ブロック図を示す。なお、図１９に示す決定部２０２Ａ、指令値通知部２０３Ａ、及び電力分配率演算部２０４の各ブロックは、図１３で述べた各ブロックと同一の機能を有するので、同一の符号をつけ、説明を省略する。

取得部１７０１は、太陽電池の電圧Ｖ_Ｒ及び太陽電池の出力電流ｉ_Ｒ、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の交流側電圧Ｖ_ｐｗ及びＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の出力電流ｉ_Ｂｐｗを取得する。そして、取得部１７０１は、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の出力電力値Ｐ_ＩＮＶを算出する。

ＤＣ−ＡＣ制御信号演算部１７０５は、取得部１７０１で算出された電力値Ｐ_ＩＮＶの出力制御を行う。具体的には、ＤＣ−ＡＣ制御信号演算部１７０５は、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５を駆動するためのＰＷＭスイッチング信号ＰＷＭ＿ｐｗを生成する。また、ＤＣ−ＡＣ制御信号演算部１７０５は、電圧検出部１６１７で検出された電圧値と電流検出部１６１８で検出された電流値とから電力源１６０６に流れる電力値Ｐ_Ａを算出する。

ＰＶ用ＤＣ−ＤＣ制御信号演算部１７０６は、検出した太陽電池の電圧値Ｖ_ＲからＭＰＰＴ制御を行う。具体的には、ＰＶ用ＤＣ−ＤＣ制御信号演算部１７０６は、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４を駆動するためのＰＷＭスイッチング信号ＰＷＭ＿ｐｗを生成する。

図２０は、本実施の形態に係る電力供給システムにおける、動力源１６０１、連携制御ＥＣＵ１６０５、蓄電装置１６０７、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４、及びＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の動作を示すシーケンス図である。なお、図２０においては、決定部２０２Ａ、指令値通知部２０３Ａ、及び電力分配率演算部２０４をまとめて、演算部と記載している。

ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４の出力電力はコンデンサ１６０３へ流入する電力である。一方、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の出力電力はコンデンサ１６０３から出力する電力である。

電力源１６０１が太陽光発電システムである場合、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４の出力電力とＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の出力電力とが一致しない。電力源１６０１は、太陽光という変動エネルギーを電力源としているためである。そのため、コンデンサ１６０３に入力される電力とコンデンサ１６０３から出力される電力とに差が生じる。その結果、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣは変動する。そこで、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１６０５は、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５に入力される電力（すなわち、太陽電池から出力される電圧及び電流）と、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４から出力される電力とを検出する。さらに、検出した各々の電力から生じるＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分を抑制（すなわち、変動成分を打ち消すように補正）する。

以下、より詳細に説明する。

まず、太陽光発電システムである電力源１６０１は太陽光を受光し、受光した太陽光エネルギーを太陽電池内で電圧に変換する（Ｓ１８０１）。

次に、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４は、電圧検出部１６１３において、その電圧値を検出する。その後、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４は、検出した電圧値を連携制御ＥＣＵ１６０５に送信する（Ｓ１８０２）。なお、本実施の形態においては、電圧検出部１６１３をＤＣ／ＤＣ変換部１６１４の一部として説明するが、図１８に示すようにＤＣ／ＤＣ変換部１６１４とは独立した構成としてもよい。

連携制御ＥＣＵ１６０５は、この電圧値を電圧検出部１６１３から受信すると、ＰＶ用ＤＣ−ＤＣ制御信号演算部１７０６においてＭＰＰＴ制御及びＰＷＭ制御を行う。その後、ＰＷＭスイッチング信号をＤＣ／ＤＣ変換部１６１４に送信する（Ｓ１８０３）。ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４は、連携制御ＥＣＵ１６０５から送信されたＰＷＭスイッチング信号を受信し、太陽電池の電圧及び電流特性における最大電力の動作点に対応する電力を出力する（Ｓ１８０４）。

次に、ＤＣ−ＡＣ制御信号演算部１７０５は、太陽光発電システムである電力源１６０１で発電された電力を負荷１６０４へ供給するため、或いは各蓄電装置１６０７への充放電電力を制御するための潮流量指令値を決定する（Ｓ１８０５）。そして、ＤＣ−ＡＣ制御信号演算部１７０５は、この潮流量指令値とＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の出力電力Ｐ_ＩＮＶとに基づいてフィードバック制御を行う。このフィードバック制御により、ＤＣ−ＡＣ制御信号演算部１７０５は、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５を駆動するためのＰＷＭスイッチング信号を生成する。その後、生成したＰＷＭスイッチング信号をＤＣ／ＡＣ変換部１６１５へ送信する（Ｓ１８０６）。

次に、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５は、ＰＷＭスイッチング信号を受信すると、ＰＷＭスイッチング信号に基づいて有効電力及び無効電力を連携制御ＥＣＵ１６０５に出力する（Ｓ１８０７）。また、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５は、出力電力フィードバック制御を行うために、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４から出力される直流電力をＰ_ＩＮＶに変換する。その後、電流検出部１６１６及び電圧検出部１６１７を介してＰ_ＩＮＶを連携制御ＥＣＵ１６０５に通知する（Ｓ１８０８）。

連携制御ＥＣＵ１６０５は、蓄電装置１６０７から蓄電池３０４の電圧及び温度を取得する。また、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４から、電力源１６０１が出力する電力値を取得する。さらに、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５から、Ｐ_ＩＮＶを取得する。なお、このＰ_ＩＮＶには、有効電力及び無効電力が含まれている。

その後、連携制御ＥＣＵ１６０５は、図５のステップＳ５０１〜ステップＳ５０２において説明した処理と同様の処理を行う。また、蓄電装置１６０７は、図５のステップＳ５０３〜ステップＳ５０４において説明した処理と同様の処理を行う。

以上述べたように、本実施の形態においては、所定の発電手段である電力源１６０１は、自然エネルギーを用いた発電システムで構成される。また、負荷１６０４は交流負荷で構成される。ここで、所定の発電手段とコンデンサ１６０３との間に、自然エネルギーを直流電力に変換するＤＣ／ＤＣ変換部１６１４が接続されている。コンデンサ１６０３と負荷１６０４との間に、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４から出力される直流電力を交流電力に変換するＤＣ／ＡＣ変換部１６１５が接続されている。取得部１７０１は、さらに、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４及びＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の各々から出力される電力値を取得する。また、決定部２０２Ａは、ＤＣ／ＤＣ変換部１６１４及びＤＣ／ＡＣ変換部１６１５の各々から出力される電力の差分を抑制するように蓄電池に出力させる電力を決定する。

本態様によると、連携制御ＥＣＵ１６０５は、太陽光等の再生可能エネルギーを用いて発電された直流電力を交流電力に変換して負荷１６０４に供給する場合に、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣと、太陽電池から出力されてＤＣ／ＤＣ変換部１６１４に供給される電力と、ＤＣ／ＡＣ変換部１６１５から出力される電力とを検出する。これにより、ＤＣリンク電圧Ｖ_ＤＣの変動成分がこれらの電力の変動成分を含む場合でも、連携制御ＥＣＵ１６０５は、ＤＣリンク電圧の変動成分を抑制して負荷へ安定した電力を供給することができる。さらに、蓄電池の寿命が低下することを抑えることができる。

なお、実施の形態１〜３に係る電力制御装置が設置された複数の施設が、同一の配電網に連系してもよい。

図２１は、連携制御ＥＣＵ１０５が設置された複数の施設が、同一の配電網に連系する一例を示した概念図である。

図２１において、高圧配電網には、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５が設置された複数の工場及びビルが連系している。また、低圧配電網には、連携制御ＥＣＵ１０５が設置された複数のユーザ宅が連系している。これらの工場、ビル、ユーザ宅には、それぞれ太陽光発電システム及び当該太陽光発電システムにより発電された電力を蓄電する蓄電装置１０７が設置されている。また、各施設の負荷１０４には、太陽光発電システム及び配電網から電力が供給される。すなわち、図２１において、各施設には、負荷１０４と蓄電装置１０７と太陽光発電システムによる電力源１０１とが併設されている。

各蓄電装置１０７は、太陽光発電システムから出力される変動電力を原因とする電圧変動を抑制することによって、各負荷１０４へ安定した電力を供給する。また、各蓄電装置１０７は、電力需要の少ない夜間に電力を充電し、需要の多い昼間に電力を放電する。これによって、電力を平準化し、かつ電気料金を安く抑えることができる。

連携制御ＥＣＵ１０５は、各施設が備える蓄電装置１０７の動作制御を行う。具体的には、連携制御ＥＣＵ１０５は、各施設が備える蓄電装置の協調制御を行う。

例えば、図２１に示すシステムの場合、連携制御ＥＣＵ１０５は、工場、ビル、及び各ユーザ宅が備える蓄電池の電圧及び温度を検出する。これにより、連携制御ＥＣＵ１０５は、各施設が備える蓄電装置１０７の残容量である充電量を検出する。その結果、連携制御ＥＣＵ１０５は、充電量の多い蓄電装置１０７から、充電量の少ない蓄電装置１０７へ電力を供給させる。

例えば、連携制御ＥＣＵ１０５は、充電量が上位３０％以内である蓄電装置１０７を、充電量の多い蓄電装置１０７として決定してもよい。また、連携制御ＥＣＵ１０５は、充電量が下位３０％以内である蓄電装置１０７を、充電量の少ない蓄電装置１０７として決定してもよい。

また、充電量又は、満充電量に対する充電量の割合である充電率として閾値を設定してもよい。この場合、連携制御ＥＣＵ１０５は、事前に定められた閾値以上の充電量又は充電率を有する蓄電装置１０７を、充電量の多い蓄電装置１０７としてもよい。同様にして、連携制御ＥＣＵ１０５は、事前に定められた閾値値以下の充電量又は充電率を有する蓄電装置１０７を、充電量の少ない蓄電装置１０７としてもよい。さらに、前述した条件の組合せ（充電量が上位３０％以内で、かつ、閾値以上の充電量を有する蓄電装置１０７を充電量の多い蓄電装置１０７とする、等）を用いてもよい。

これにより、連携制御ＥＣＵ１０５は、各施設に設置された蓄電装置１０７間における充電量のバランスを制御できる。その結果、蓄電装置１０７の負担を分散化させることができる。したがって、蓄電装置１０７全体の劣化を抑制できる。

また、実施の形態１〜３に係る連携制御ＥＣＵは、複数の負荷に対して１台の割合で設置されてもよい。

図２２は、１台の連携制御ＥＣＵ１０５が、複数の負荷１０４に対して設置された一例を示した概念図である。

図２２において、本実施の形態に係る連携制御ＥＣＵ１０５が設置された複数の施設は、高圧配電網に接続される複数の工場と、低圧配電網に接続される複数のユーザ宅とを含んでいる。これらの工場、ユーザ宅には、それぞれ太陽光発電システムが配置されている。

図２２において、各工場又は各ユーザ宅は１つの負荷グループを形成する。また、各グループに対応して１つの連携制御ＥＣＵと蓄電装置とが設置されている。例えば、集合住宅等の１つ負荷グループに対応して蓄電装置１０７ａが設置される。蓄電装置１０７ａは、各部屋の負荷へ安定した電力を供給する。また、蓄電装置１０７ａを設置することにより夜間電力の有効利用により電気料金を安くすることができる。さらに、各負荷グループ内で協調し合い電力供給安定化システムを構築する。同様に複数の工場からなる負荷グループには、蓄電装置１０７ｂが設置されている。

連携制御ＥＣＵ１０５は、各負荷グループに対応して配置された蓄電装置の協調制御を行う。これにより、各グループに設けられる蓄電装置の残存量のバランスを制御できる。その結果、蓄電装置全体の劣化を抑制できる。

以上、本発明の実施の形態１〜３に係る電力制御装置である連携制御ＥＣＵについて説明した。

しかしながら、本発明は、これら実施の形態に限定されるものではない。本発明の趣旨を逸脱しない限り、当業者が思いつく各種変形をこれら実施の形態に施したものも、あるいは、上記説明された複数の構成要素を組み合わせて構築される形態も、本発明の範囲内に含まれる。

なお、実施の形態１〜３に係る電力制御装置において、ＳＯＨの決定方法は、図６のステップＳ６０５で述べた方法に限られない。

図７に示される電圧特性を使用してＳＯＨを決定する場合において、ステップＳ６０５では、満充電状態から事前に定められた端子電圧（例えば３Ｖ）以下となる時間の比率としてＳＯＨを算出した。しかし、満充電状態から端子電圧が線形に低下する時間の比率として、ＳＯＨを算出してもよい。

例えば、図７を参照して、ＳＯＨ_０では４．６ｈまで線形に端子電圧が低下しているのに対し、ＳＯＨ_３では、３ｈまで線形に端子電圧が低下している。よって、ＳＯＨ_０を基準のＳＯＨ＝１００とした場合に、ＳＯＨ_３は、ＳＯＨ＝（３／４．６）×１００＝６５として算出してもよい。

さらに、新品状態を基準とした相対値ではなく、例えば時間を単位とする絶対値としてＳＯＨを求めてもよい。

また、図７に示される電圧特性を測定するかわりに、例えば蓄電池の蓄電可能容量（Ａｈ）と、蓄電池の内部抵抗値とを計測することにより、蓄電池の内部抵抗値に対応する値としてＳＯＨを求めてもよい。一般に、蓄電池の劣化が進むと、蓄電可能容量（Ａｈ）が減少する傾向にある。また、蓄電可能容量（Ａｈ）と、内部抵抗値とは、線形回帰式で近似可能である。すなわち、蓄電可能容量が小さくなるほど、内部抵抗値は大きくなる傾向にある。したがって、劣化状態にある複数の蓄電池毎に、蓄電可能容量（Ａｈ）と、蓄電池の内部抵抗値との関係を実験により取得する。これを元に、内部抵抗値とＳＯＨとの対応関係を、例えば表形式のデータとしてＲＯＭ（Ｒｅａｄ Ｏｎｌｙ Ｍｅｍｏｒｙ）に記録して保持することで、内部抵抗値からＳＯＨを求めることができる。

また、実験的手法ではなく、蓄電池を、数学的にモデル化し、このモデルを用いたシミュレーションにより、ＳＯＣ及びＳＯＨを求めることも考えられる。

蓄電池３０４の数学的なモデルとしては、電気的な等価回路モデルや、状態空間モデル等が知られている。これらモデルを用いた微分方程式の解として、ＳＯＣやＳＯＨの推定値を得ることができる。

さらには、蓄電池の電圧や電流などの入出力を時系列データとして全て記録し、そこから電池の内部状態を推定する逐次状態記録法の利用等も考えられる。この場合、蓄電装置１０７は、その使用履歴を計測し、記録する処理部を備える必要がある。

また、蓄電池の電圧特性や、出力時間による蓄電池の上昇温度の関係は、必ずしも事前に計測し、ＲＯＭに記録させておく必要はない。例えば、過去の一定期間、対応付けたい複数のデータの計測結果を記録してもよい。こうして記録された計測結果に基づき、ＧＬＭ（Ｇｅｎｅｒａｌｉｓｅｄ Ｌｉｎｅａｒ Ｍｏｄｅｌ）等の統計手法や、機械学習手法により、使用環境下におけるモデルを生成してもよい。このモデルを用いることで、本実施の形態に係る電力制御装置は、蓄電池の個別の劣化状態に応じた電力制御を行うことができる。なお、計測すべき複数のデータとしては、（１）出力時間Ｔ_ＳＢと上昇温度、（２）温度及び放電電流が一定の場合の、端子電圧と残容量、などが考えられる。

＜変形例＞
（１）本実施の態様の各部を構成する構成要素の一部又は全部は、１個のシステムＬＳＩ（Ｌａｒｇｅ Ｓｃａｌｅ Ｉｎｔｅｇｒａｔｉｏｎ：大規模集積回路）から構成されているとしてもよい。システムＬＳＩは、複数の構成部を１個のチップ上に集積して製造された超多機能ＬＳＩであり、具体的には、マイクロプロセッサ、ＲＯＭ、ＲＡＭなどを含んで構成されるコンピュータシステムである。前記ＲＡＭには、コンピュータプログラムが記憶されている。前記マイクロプロセッサが、前記コンピュータプログラムにしたがって動作することにより、システムＬＳＩは、その機能を達成する。

また、上記の各装置を構成する構成要素の各部は、個別に１チップ化されていてもよいし、一部又は全てを含むように１チップ化されてもよい。

また、ここでは、システムＬＳＩとしたが、集積度の違いにより、ＩＣ、ＬＳＩ、スーパーＬＳＩ、ウルトラＬＳＩと呼称されることもある。また、集積回路化の手法はＬＳＩに限るものではなく、専用回路又は汎用プロセッサで実現してもよい。ＬＳＩ製造後に、プログラムすることが可能なＦＰＧＡ（Ｆｉｅｌｄ Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ Ｇａｔｅ Ａｒｒａｙ）や、ＬＳＩ内部の回路セルの接続や設定を再構成可能なリコンフィギュラブル・プロセッサを利用してもよい。

さらには、半導体技術の進歩又は派生する別技術によりＬＳＩに置き換わる集積回路化の技術が登場すれば、当然、その技術を用いて機能ブロックの集積化を行ってもよい。

（２）本実施の態様の各部を構成する構成要素の一部又は全部は、各装置に脱着可能なＩＣカード又は単体のモジュールから構成されているとしてもよい。前記ＩＣカード又は前記モジュールは、マイクロプロセッサ、ＲＯＭ、ＲＡＭなどから構成されるコンピュータシステムである。前記ＩＣカード又は前記モジュールは、上記の超多機能ＬＳＩを含むとしてもよい。マイクロプロセッサが、コンピュータプログラムにしたがって動作することにより、前記ＩＣカード又は前記モジュールは、その機能を達成する。このＩＣカード又はこのモジュールは、耐タンパ性を有するとしてもよい。

（３）本発明は、上記に示す方法であるとしてもよい。また、これらの方法をコンピュータにより実現するコンピュータプログラムであるとしてもよいし、前記コンピュータプログラムからなるデジタル信号であるとしてもよい。

また、本発明は、前記コンピュータプログラム又は前記デジタル信号をコンピュータ読み取り可能な記録媒体、例えば、フレキシブルディスク、ハードディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＭＯ、ＤＶＤ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＡＭ、ＢＤ（Ｂｌｕ−ｒａｙ Ｄｉｓｃ）、半導体メモリなどに記録したものとしてもよい。また、これらの記録媒体に記録されている前記デジタル信号であるとしてもよい。

また、本発明は、前記コンピュータプログラム又は前記デジタル信号を、電気通信回線、無線又は有線通信回線、インターネットを代表とするネットワーク、データ放送等を経由して伝送するものとしてもよい。

また、本発明は、マイクロプロセッサとメモリを備えたコンピュータシステムであって、前記メモリは、上記コンピュータプログラムを記憶しており、前記マイクロプロセッサは、前記コンピュータプログラムにしたがって動作するとしてもよい。

また、前記プログラム又は前記デジタル信号を前記記録媒体に記録して移送することにより、若しくは、前記ネットワーク等を経由して前記プログラム又は前記デジタル信号を移送することにより、独立した他のコンピュータシステムにより実施するとしてもよい。

本発明は、電力制御装置等に適用できる。特に、負荷に対して安定な電力供給を行う電力制御装置等に適用できる。

１０１、１０６、１６０１、１６０６ 電力源
１０２、１６０２，１６１３、１６１７ 電圧検出部
１０３、１６０３ コンデンサ
１０４、１６０４ 負荷
１０５、１０５Ａ、１６０５ 連携制御ＥＣＵ（電力制御装置）
１０７、１０７ａ、１０７ｂ、１０７ｎ、１６０７、１６０７ａ、１６０７ｂ 蓄電装置
１０８ 正極性電力線
１０９ 負極性電力線
１１０、１１１、１１２ ネットワーク
１１３、１１３ａ、１１３ｂ、１１３ｎ 機器
２０１、２０１Ａ、１７０１ 取得部
２０２、２０２Ａ 決定部
２０３、２０３Ａ 指令値通知部
２０４ 電力分配率演算部
３０１ 電流制御演算部
３０２、１６１４ ＤＣ／ＤＣ変換部
３０３ 状態量検出部
３０４ 蓄電池
３０５、１６１２、１６１６、１６１８ 電流検出部
３１０ 電流制御部
７０２、７０４ 経過時間
７０６ 端子電圧
７１２、７１４ 残容量
１６１５ ＤＣ／ＡＣ変換部
１７０５ ＤＣ−ＡＣ制御信号演算部
１７０６ ＰＶ用ＤＣ−ＤＣ制御信号演算部

Claims (10)

1. 所定の発電手段及び負荷の間に第１電源線及び第２電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第１電源線及び前記第２電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得部と、
   前記取得部が取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に入力又は出力させる電力量を決定する決定部と、
   前記蓄電池に入力又は出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備えており、
   前記決定部は、前記取得部が取得した前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記決定された前記蓄電池に入力又は出力させる電力量に対して、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより前記蓄電池に単位時間当たりに入力又は出力させる電力を決定する
   電力制御装置。
2. 前記劣化情報は、前記蓄電池の電圧値及び温度値の少なくとも一方に対応する値として算出される値である
   請求項１に記載の電力制御装置。
3. 前記決定部は、前記蓄電池の劣化状態がより進んでいるほど、前記充電時間又は前記放電時間がより長くなるように、当該蓄電池に入力又は出力させる電力を決定する
   請求項１に記載の電力制御装置。
4. 前記蓄電池は前記第１電源線及び前記第２電源線に並列に複数接続され、
   前記取得部は、前記複数の蓄電池の各々から電圧値を取得し、
   前記決定部は、さらに、取得した各蓄電池の電圧値から各蓄電池のＳＯＣ（Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）に対応する値を算出し、
   前記電力制御装置は、さらに、前記ＳＯＣに対応する値の複数の前記蓄電池間における比率に応じて各蓄電池に入力又は出力させる電力の分配率を算出する電力分配率演算部を備えており、
   前記指令値通知部は、前記決定部により決定された前記蓄電池に入力又は出力させる電力と、前記電力分配率演算部により算出された前記分配率とに基づいて、前記複数の蓄電池の各々について前記電流指令値を算出し、算出された前記電流指令値のそれぞれを対応する蓄電池に通知する
   請求項１〜３のいずれか１項に記載の電力制御装置。
5. 前記決定部は、前記複数の蓄電池の中で最も温度の高い蓄電池の劣化状態に応じて前記複数の蓄電池のそれぞれに入力又は出力させる電力の上限値を決定する
   請求項４に記載の電力制御装置。
6. 前記所定の発電手段は、自然エネルギーを用いた発電システムで構成され、
   前記負荷は交流負荷で構成され、
   前記所定の発電手段と前記コンデンサとの間に、前記自然エネルギーを直流電力に変換するＤＣ／ＤＣ変換部が接続され、
   前記コンデンサと前記負荷との間に、前記ＤＣ／ＤＣ変換部から出力される直流電力を交流電力に変換するＤＣ／ＡＣ変換部が接続され、
   前記取得部は、さらに、前記ＤＣ／ＤＣ変換部及び前記ＤＣ／ＡＣ変換部の各々から出力される電力値を取得し、
   前記決定部は、前記ＤＣ／ＤＣ変換部及び前記ＤＣ／ＡＣ変換部の各々から出力される電力の差分を抑制するように前記蓄電池に入力又は出力させる電力を決定する
   請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力制御装置。
7. 前記取得部は、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が無くなるまで、前記電流指令値を受信するに応じて前記蓄電池が電流を入力又は出力する毎に、前記蓄電池の電圧値及び温度値を含む前記劣化情報を取得し、
   前記決定部は、前記劣化情報を取得する毎に前記蓄電池の充電量と前記蓄電池の劣化状態とを更新する
   請求項１〜６のいずれか１項に記載の電力制御装置。
8. 所定の発電手段と、電気機器が接続される負荷と、前記所定の発電手段で発電された電力を蓄積し、前記負荷に電力を供給する蓄電装置と、前記蓄電装置の充電制御又は放電制御を行う電力制御装置とを含み、前記電力制御装置と前記蓄電装置とがネットワークを介して接続される電力供給システムであって、
   前記電力制御装置は、前記所定の発電手段及び前記負荷の間に第１電源線及び第２電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第１電源線及び前記第２電源線を介して前記所定の発電手段と接続される前記蓄電装置が備える蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを前記ネットワークを介して取得する取得部と、
   取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に入力又は出力させる電力量を決定する決定部と、
   前記蓄電池に入力又は出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知部とを備え、
   前記蓄電装置は、
   前記蓄電池と、
   前記電力制御装置から前記電流指令値を受信するに応じて前記蓄電池で充電又は放電する電流の制御を行う電流制御部と、
   前記蓄電池の劣化状態を示す劣化情報を検出して前記電力制御装置に送信する状態量検出部とを備え、
   前記電力制御装置が備える前記決定部は、前記取得部により取得された前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記決定された前記蓄電池に入力又は出力させる電力量に対して、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより前記蓄電池に単位時間当たりに入力又は出力させる電力を決定する、
   電力供給システム。
9. 所定の発電手段及び負荷の間に第１電源線及び第２電源線を介して設けられるコンデンサに印加されている電圧情報と、前記第１電源線及び前記第２電源線を介して前記所定の発電手段と接続される蓄電池の劣化状態を示す劣化情報とを取得する取得ステップと、
   取得した前記電圧情報と所定の基準電圧とを比較して前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分を検出し、前記コンデンサに印加されている電圧の変動成分が抑制されるように前記蓄電池に入力又は出力させる電力量を決定する決定ステップと、
   前記蓄電池に入力又は出力させる電力に対応する電流指令値を前記蓄電池に通知する指令値通知ステップとを含み、
   前記決定ステップにおいては、前記取得ステップにおいて取得された前記劣化情報を用いて前記蓄電池の劣化状態を検知し、前記決定された前記蓄電池に入力又は出力させる電力量に対して、前記蓄電池の劣化状態に応じて前記蓄電池の充電時間又は放電時間を調整することにより前記蓄電池に単位時間当たりに入力又は出力させる電力を決定する
   電力制御方法。
10. 請求項９に記載の電力制御方法をコンピュータに実行させる
    プログラム。

Images