JP6923231B2 - 直流バス制御システム - Google Patents

Description

本開示は、直流バス制御システムに関する。

近年、化石エネルギーや原子力エネルギーの代替電源として、太陽光や風力、波力等の再生可能エネルギーを利用した電源システムが注目されており、これらの一部は既に実用化されている。

この種の電源システムは、天候や季節、立地等によって発電電力が大きく変動する。このため、電源システムが接続される直流バスの電圧を所定の許容範囲に維持するには、太陽電池や風力発電機等の電源を、入力範囲が広く大容量の電力変換器を介して直流バスに接続することが望ましい。しかしながら、その場合には、電力変換器の大容量化によってシステム全体の大型化や複雑化、高コスト化を招くことになる。

ここで、電源システムから直流バスに供給される電力や直流バス電圧を安定化させる従来技術としては、例えば特許文献１〜３に記載されたものが知られている。しかしながら、再生可能エネルギー電源システムの電力変動が大きいため、再生可能エネルギー電源システムの出力変動や負荷変動に起因して発生する直流バスの電力変動を効率的に制御することは難しい。

特開２０１７−５９４４号公報（段落［０１０１］〜［０１０７］、図１） 特開２００５−２２４００９号公報（段落［０００９］〜［００２２］、図１，図３） 特許第５８００９１９号公報（段落［００５０］〜［００５２］、図１２）

以上を鑑みると、入力電源や負荷の変動に起因して生ずる直流バスの電力変動を効率的に制御するための制御システムを提供することが望まれる。

入力電源と負荷との間を接続する直流バスの電力変動を制御する直流バス制御システムは、第１の充放電要素と第１の電力変換器とを有する主安定化装置と、第２の充放電要素、充電要素、または放電要素と第２の電力変換器とを有する少なくとも１つの準安定化装置とを含み、前記第１の電力変換器は、前記第１の充放電要素の蓄電量指標に応じたバス電圧目標値を求め、前記バス電圧目標値に前記直流バスの前記電圧が一致するように、前記第１の充放電要素と前記直流バスとの間で直流電力を双方向に授受するよう構成され、前記第２の電力変換器は、前記第２の充放電要素、充電要素、または放電要素の充電又は放電に関する閾値と前記直流バスの前記電圧との差分に応じて電流目標値を求め、前記電流目標値に等しい電流が前記第２の充放電要素、充電要素、または放電要素に流れるように、前記第２の充放電要素、充電要素、または放電要素と前記直流バスとの間で直流電力を授受するよう構成される。

少なくとも１つの実施例によれば、入力電源や負荷の変動に起因して生ずる直流バスの電力変動を効率的に制御するための制御システムを提供することができる。

実施形態に係る直流バス制御システムの全体構成図である。 実施形態における準安定化装置の他の例を示す構成図である。 太陽光発電システム内の電力変換器の一構成例を示すブロック図である。 主安定化装置内の電力変換器の一構成例を示すブロック図である。 準安定化装置内の電力変換器の一構成例を示すブロック図である。 準安定化装置内の電力変換器の一構成例を示すブロック図である。 蓄電装置の充放電電力、水電解セルの入力電力、燃料電池の出 力電力等とバス電圧との関係を模式的に示した概念図である。 主安定化装置の動作説明図である。 主安定化装置の動作説明図である。 準安定化装置の動作説明図である 準安定化装置の動作説明図である 準安定化装置の動作説明図である。 準安定化装置の動作説明図である。 シミュレーションに用いた直流バス制御システムのモデルの構成図である。 シミュレーションに用いた主安定化装置の主要部のブロック図である。 シミュレーションに用いた準安定化装置の主要部のブロック図である。 シミュレーションに用いた準安定化装置の主要部のブロック図である。 シミュレーションの結果を示す各部の電圧、電流の波形図である。 シミュレーションの結果を示す各部の電圧、電流の波形図である。

以下、図に沿って本発明の実施形態を説明する。

図１は、この実施形態に係る直流バス制御システムの全体構成図である。図１に示される直流バス制御システムは、入力電源として、再生可能エネルギー電源システムである太陽光発電システム１０及び風力発電システム２０を含む。これらの発電システム１０及び２０は並列に接続されてその出力側が直流バス７０に接続されている。太陽光発電システム１０は太陽電池１１及び電力変換器１２を含み、風力発電システム２０は風力発電機２１及び電力変換器２２を含む。

入力電源は任意のものであってよい。入力電源が再生可能エネルギー電源システムである場合、上述したもの以外に波力や地熱等のエネルギーを利用したものであっても良いし、水力（小水力）発電、潮力発電、潮流発電、温度差発電等の電源システムであっても良い。また、上述したものも含め、これらの組み合わせであっても良い。

更に、互いに並列に接続される電源システムの数は特に限定されない。

直流バス７０には、主安定化装置３０及び準安定化装置４０，５０，及び６０が接続されていると共に、負荷９０が接続されている。

主安定化装置３０は、基準バス電圧（直流バス７０の基準電圧）を中心とした所定の許容範囲内で可変のバス電圧目標値を設定し、直流バス７０側の出力電圧がバス電圧目標値に一致するように電力変換器３２を動作させて蓄電装置３１を充放電制御する。

また、準安定化装置４０は、充放電閾値と前記直流バスの前記電圧との差分に基づいて入出力電流目標値を演算し、入出力電流が前記入出力電流目標値に一致するように電力変換器４２を動作させて蓄電装置４１を充放電制御する。

ここで、蓄電装置３１及び４１は、例えばバッテリー（二次電池）、電気二重層コンデンサー、キャパシタ、フライホイール、又はレドックスフロー電池等である。また、電力変換器３２及び４２は、例えば絶縁型のＤＣ／ＤＣコンバータ又はチョッパ等であり、矢印に示すごとく双方向に直流電力を授受可能である。

準安定化装置５０は、充電閾値と前記直流バスの前記電圧との差分に基づいて演算した入出力電流目標値に入出力電流が一致するように電力変換器５２がＤＣ／ＤＣ変換を行って水電解セル５１に直流電力を供給し（一種の充電動作）、水を電気分解して水素ガス及び酸素ガスを生成する。また、準安定化装置６０は、燃料電池６１の電気化学反応により発生した直流電力を、電力変換器６２を介して直流バス７０に供給する（一種の放電動作）が、その際に、放電閾値と前記直流バスの前記電圧との差分に基づいて演算した入出力電流目標値に入出力電流が一致するように電力変換器６２がＤＣ／ＤＣ変換を行う。

上述した準安定化装置５０や準安定化装置６０の構成はあくまで例示的なものであり、水電解セル５１に代わるものとしては、電気化学的に、二酸化炭素還元を行ってＣ−Ｈ系の結合（ＣＨ４，Ｃ２Ｈ４等）やアルコールを製造する手段、または、窒素を還元してアンモニアを製造する手段でも良いし、燃料電池６１に代わるものとしては、アルコール等を用いた燃料電池や、化学物質（水素やＣ−Ｈ系、アルコール、アンモニア等）を燃焼してタービン等を回転させる発電手段でも構わない。

図２は、準安定化装置の他の構成例である。図示する如く、前述した準安定化装置５０及び６０が水素貯蔵装置５３を共有するような一体構造の準安定化装置５０Ａであっても良い。

図１において、蓄電装置３１及び４１は直流電力の吸収（充電）、放出（放電）が可能である。また、水電解セル５１（及び、図２の水素貯蔵装置５３）は直流電力をガスに変換して蓄積し、燃料電池６１（及び、同じく水素貯蔵装置５３）はガスを直流電力に変換する発電動作が可能である。蓄電装置３１及び４１は充放電要素を構成し、水電解セル５１（及び水素貯蔵装置５３）は充電要素を構成し、燃料電池６１（及び水素貯蔵装置５３）は放電要素を構成する。

上記のように、各安定化装置３０，４０，５０，及び６０は、電力変換器３２，４２，５２，及び６２の動作により直流バス７０との間で直流電力をそれぞれ授受する電力バッファとみなすことができる。また主安定化装置３０及び準安定化装置４０は充放電機能を有する電力バッファ、準安定化装置５０は充電機能を有する電力バッファ、準安定化装置６０は放電機能を有する電力バッファである。

なお、バス電圧目標値の設定機能を有する主安定化装置３０は１台で良いが、準安定化装置は、電源システムの並列数や負荷９０の要求電力に応じて必要台数だけ設ければ良い。

監視・指示装置８０は、各発電システム１０及び２０、主安定化装置３０、及び準安定化装置４０，５０，及び６０の状態情報（電圧、電流、温度等）を収集して状態監視や動作監視を行うと共に、これらの監視結果に基づいて各部の運転指令（起動・停止指令等）、及び充放電閾値指令等を生成する。監視・指示装置８０と上述した各部との間では、有線または無線により各種の監視信号及び指令を送受信可能である。

負荷９０は、直流電動機等の直流負荷、又は直流電力を交流電力に変換するＤＣ／ＡＣ変換器及びその交流負荷であっても良い。また、直流バス７０にＤＣ／ＡＣ変換器を介して交流電力系統が接続されていても良い。

次に、図１における各部の構成について説明する。図１の構成では、入力電源として太陽光発電システム１０及び風力発電システム２０を有している。

太陽光発電システム１０及び風力発電システム２０は、再生可能エネルギーを用いた発電電力を電力変換器１２及び２２により直流電力に変換して直流バス７０に供給する点で共通の機能を有する。このため、以下では、太陽光発電システム１０を例として説明をする。

図３は、太陽光発電システム１０内の電力変換器１２の一構成例を示すブロック図である。この電力変換器１２は、ＤＣ／ＤＣ変換部１２Ａと制御回路１２Ｂとを備えている。

ＤＣ／ＤＣ変換部１２Ａは、半導体スイッチング素子の動作により太陽電池１１の直流出力電圧を所定の大きさの直流電圧に変換して直流バス７０に出力するものであり、例えば昇圧チョッパによって構成されている。

ＤＣ／ＤＣ変換部１２Ａを制御する制御回路１２Ｂでは、太陽電池１１の出力電圧及び電流が電圧検出器１２ａ及び電流検出器１２ｂにより検出され、これらの検出値はＭＰＰＴ制御部１２ｃに入力されている。ＭＰＰＴ制御部１２ｃでは、山登り法等により太陽電池１１の最大出力点を探索して電圧・電流制御部１２ｄに出力する。

電圧・電流制御部１２ｄは、ＰＷＭ（パルス幅変調）制御等により生成した駆動パルスを駆動回路１２ｅに送出し、駆動回路１２ｅは、上記駆動パルスに基づいてＤＣ／ＤＣ変換部１２Ａの半導体スイッチング素子をオン及びオフさせる。

また、直流バス７０の電圧が電圧検出器１２ｆにより検出され、このバス電圧検出値は後述の主安定化装置３０から送られたバス電圧目標値と共に比較部１２ｇに入力されている。比較部１２ｇは、バス電圧検出値とバス電圧目標値との偏差に応じた制御信号を生成して電圧・電流制御部１２ｄに出力する。

電圧・電流制御部１２ｄは、上記制御信号に基づいて、バス電圧検出値をバス電圧目標値に一致させるような駆動パルスを演算するものであり、例えば、バス電圧検出値がバス電圧目標値を上回る場合にはＤＣ／ＤＣ変換部１２Ａの出力電圧を低下させる（運転停止も含む）ように制御動作を行う。

図４は主安定化装置３０内の電力変換器３２の一構成例を示すブロック図である。この電力変換器３２は、ＤＣ／ＤＣ変換部３２Ａ及び制御回路３２Ｂを備えている。

ＤＣ／ＤＣ変換部３２Ａは、直流バス７０と蓄電装置３１との間で直流電力を双方向に授受して蓄電装置３１を充放電制御する機能を有し、半導体スイッチング素子を備えた絶縁型のＤＣ／ＤＣコンバータやチョッパ等により構成されている。蓄電装置３１には、電圧・電流及び温度を検出するセンサ３１ａが設置されている。

制御回路３２Ｂの構成は、以下の通りである。

電圧検出器３２ａにより直流バス７０の電圧が検出されると共に、バス電圧目標値演算部３２ｂにより、蓄電装置３１の蓄電量指標に応じてバス電圧目標値が演算される。なお、バス電圧目標値の演算方法については後述する。

上記の蓄電量指標としては、例えば、センサ３１ａにより検出される蓄電装置３１の充放電電流を積分して得た充電率（ＳＯＣ：State of Charge）を用いることができる。

バス電圧目標値とバス電圧検出値との偏差が減算器３２ｃにより演算され、この電圧偏差は充放電制御部３２ｄに入力されている。

充放電制御部３２ｄには蓄電装置３１の電圧・電流、温度、及び、充放電閾値が入力されており、充放電制御部３２ｄは、これらの入力情報を考慮しながら、バス電圧検出値がバス電圧目標値に一致するようにＰＷＭ制御等を行って駆動パルスを生成する。駆動回路３２ｅは、上記駆動パルスに従ってＤＣ／ＤＣ変換部３２Ａの半導体スイッチング素子をオン及びオフさせる。ＤＣ／ＤＣ変換部３２Ａは、上記のように蓄電装置３１を充放電制御してバス電圧検出値をバス電圧目標値に一致させる。

なお、蓄電装置３１の充放電閾値は、制御回路３２Ｂが自ら設定しても良いし、図１の監視・指示装置８０からの指令として受信しても良い。

図５は、図１の準安定化装置４０内の電力変換器４２の一構成例を示すブロック図である。この電力変換器４２は、ＤＣ／ＤＣ変換部４２Ａ及び制御回路４２Ｂを備えている。電力変換器４２は、直流バス７０と蓄電装置４１との間で直流電力を双方向に授受する点で、図４の電力変換器３２と同様の機能を有する。蓄電装置４１には、前記蓄電装置３１と同様に、電圧・電流、及び温度を検出するセンサ４１ａが設けられている。制御回路４２Ｂは、電圧検出器４２ａ、比較部４２ｂ、減算器４２ｃ、充放電制御部４２ｄ、及び駆動回路４２ｅを含む。

図５に示す電力変換器４２は図４の電力変換器３２と以下の点で異なる。制御回路４２Ｂは、充放電閾値とバス電圧検出値との偏差に基づいて充放電制御部４２ｄが入出力電流目標値を演算する。充放電制御部４２ｄは更に、ＤＣ／ＤＣ変換部４２Ａの入出力電流が入出力電流目標値に一致するように蓄電装置４１に対する充放電制御を行う。ここで上記充放電閾値は蓄電装置４１の充放電に関する閾値（充電閾値及び放電閾値）であってよく、当該閾値と直流バス７０の電圧との差分に応じて入出力電流目標値を定めてよい。

更に、制御回路４２Ｂに設けられた比較部４２ｂは、蓄電装置４１の充放電閾値をバス電圧検出値と比較し、充電閾値または放電閾値とバス電圧検出値との大小関係に応じて充電指令または放電指令を出力して充放電制御部４２ｄの動作を制御する。なお、充放電閾値は、制御回路４２Ｂが自ら設定しても良いし、監視・指示装置８０から指令として受信しても良い。

図６は準安定化装置５０内の電力変換器５２の一構成例を示すブロック図である。この電力変換器５２は、ＤＣ／ＤＣ変換部５２Ａ及び制御回路５２Ｂを備えている。

ＤＣ／ＤＣ変換部５２Ａは、直流バス７０の直流電力を所定の大きさに変換して水電解セル５１に供給する機能を有し、半導体スイッチング素子を備えた絶縁型のＤＣ／ＤＣコンバータやチョッパ等により構成されている。水電解セル５１は、ＤＣ／ＤＣ変換部５２Ａから供給された直流電力を用いて水を電気分解し、生成された水素ガスを外部の貯蔵装置（図示せず）に貯蔵する動作、言い換えれば一種の充電動作を行う。

ＤＣ／ＤＣ変換部５２Ａを制御する制御回路５２Ｂは、おおむね図５の制御回路４２Ｂと同様に構成されている。

すなわち、図６の制御回路５２Ｂにおいて、電圧検出器５２ａにより直流バス７０の電圧が検出されると共に、充電閾値とバス電圧検出値との偏差が減算器５２ｃにより演算され、この電圧偏差が充電制御部５２ｄに入力されている。また、バス電圧検出値は充電閾値と共に比較部５２ｂに入力されており、比較部５２ｂは、バス電圧検出値が充電閾値を上回ると充電指令を充電制御部５２ｄに出力する。ここで、充電閾値は、水電解セル５１による電気分解の開始電圧に相当する。即ち上記充電閾値は、水電解セル５１の充電に関する閾値である。

充電制御部５２ｄは、減算器５２ｃから入力された電圧偏差に基づいて入出力電流目標値を演算すると共に、ＤＣ／ＤＣ変換部５２Ａの入出力電流が入出力電流目標値に一致するように充電指令としての駆動パルスを生成し、駆動回路５２ｅに出力する。駆動回路５２ｅでは、上記駆動パルスに従ってＤＣ／ＤＣ変換部５２Ａの半導体スイッチング素子をオン及びオフさせることにより、水電解セル５１に直流電力を供給して水を電気分解する。

ＤＣ／ＤＣ変換部５２Ａは、上記の動作により水電解セル５１に供給される直流電力を制御しつつ、入出力電流を入出力電流目標値に一致させるように動作する。

図１の準安定化装置６０については、燃料電池６１による発電動作を放電動作と考え、図６に示した準安定化装置５０の水電解セル５１、充電閾値、及び充電制御部５２ｄをそれぞれ燃料電池６１、放電閾値、放電制御部に置き換えて構成すれば良い。この場合の放電閾値は、燃料電池６１による発電の開始電圧に相当する。

準安定化装置６０では、バス電圧検出値が放電閾値を下回ったときに放電指令に相当する駆動パルスを放電制御部に出力してＤＣ／ＤＣ変換部を動作させ、燃料電池６１による発電電力を、ＤＣ／ＤＣ変換部を介して直流バス７０に供給する。

ＤＣ／ＤＣ変換部は、上記の動作により燃料電池６１の発電電力を制御しつつ、入出力電流を入出力電流目標値に一致させるように動作する。

水電解セル５１や燃料電池６１にも、電圧・電流及び温度等を検出するセンサが設けられ、これらの検出値が充電制御部５２ｄや放電制御部に入力されているが、便宜上、上記センサの図示は省略してある。

また、充電閾値及び放電閾値は、各制御回路が自ら設定しても良いし、監視・指示装置８０から指令として受信しても良い。

図３〜図６に示した電力変換器１２，３２，４２，及び５２、特に制御回路１２Ｂ，３２Ｂ，４２Ｂ，及び５２Ｂの構成や動作は、あくまで例示的なものであって何ら本発明の技術的範囲を限定するものではなく、これらと異なる構成を採用しても良いことは言うまでもない。

次に、図７は、直流バス７０の電圧に応じた準安定化装置４０の蓄電装置４１の充放電電力、準安定化装置５０の水電解セル５１の入力電力、準安定化装置６０の燃料電池６１の出力電力を、それぞれ模式的に示した概念図である。図７における三角形シンボルの横方向の幅は各電力の大きさを示しており、幅が広いほど電力値が大きくなる。

図７では、入力電源が再生可能エネルギー電源システムである場合を例示しており、再生可能エネルギー電源システムは、例えば、図１の太陽光発電システム１０及び／又は風力発電システム２０である。これらの発電電力が供給される直流バス７０の電圧と蓄電装置４１、水電解セル５１、燃料電池６１の充放電閾値等に応じて、各部の充放電動作が制御される。

例えば、蓄電装置４１に関する（ａ）に示すように、バス電圧が蓄電装置４１の充電閾値より高ければ高いほど蓄電装置４１に供給される充電電力は大きくなり、バス電圧が蓄電装置４１の放電閾値より低ければ低いほど蓄電装置４１から放出される放電電力は大きくなる。同様にして、バス電圧が水電解セル５１の充電閾値より高ければ高いほど水電解セル５１に供給される充電電力は大きくなり、バス電圧が燃料電池６１の放電閾値より低ければ低いほど燃料電池６１から発生する放電電力は大きくなる。

蓄電装置４１に関する（ｂ）は、基準バス電圧に応じて充電閾値及び放電閾値を（ａ）より低く設定した場合、（ｃ）は充電閾値及び放電閾値を（ａ）より高く設定した場合である。同様の閾値の設定変更操作は水電解セル５１の充電閾値及び燃料電池６１の放電閾値に対しても可能である。

このように、蓄電装置４１、水電解セル５１、及び燃料電池６１の充電閾値及び放電閾値を変化させて充放電動作を制御することにより、直流バス７０と準安定化装置４０，５０，及び６０との間で授受される直流電力を個別に調整することができる。言い換えれば、それぞれの電力バッファとしての動作をきめ細かく制御することが可能である。

前述したごとく充電閾値及び放電閾値の変更は、監視・指示装置８０からの指令に基づき、あるいは、電力変換器４２，５２，及び６２が自ら行うことができる。

図８Ａ及び８Ｂは主安定化装置３０の動作説明図である。

図８Ａに破線（太線）で示すように、主安定化装置３０は直流バス７０と蓄電装置３１との間で直流電力を授受し、蓄電装置３１を充放電制御する。電力変換器３２内の制御回路３２Ｂは、例えば図８Ｂに示す特性に従って、蓄電装置３１の蓄電量指標（例えば充電率）に基づきバス電圧目標値を設定する。

このバス電圧目標値は、直流バス７０の電圧の許容範囲内で、蓄電量指標が大きいほど高く、蓄電量指標が小さいほど低くなるように設定され、このバス電圧目標値にバス電圧検出値が一致するように制御回路３２ＢがＤＣ／ＤＣ変換部３２Ａを制御する。

図９Ａ及び９Ｂは準安定化装置４０及び５０の動作説明図である。

図９Ａに破線（太線）で示すように、準安定化装置４０の電力変換器４２は直流バス７０の直流電力を用いて蓄電装置４１を充電し、準安定化装置５０の電力変換器５２は直流バス７０の直流電力を水電解セル５１に供給して水を電気分解する。

この場合の充電特性は図９Ｂに示す通りであり、直流バス７０の電圧が蓄電装置４１または水電解セル５１の充電閾値より高くなるほど充電電流が大きくなるように電力変換器４２及び５２をそれぞれ制御する。

図１０Ａ及び１０Ｂは準安定化装置４０及び６０の動作説明図である。

図１０Ａに破線（太線）で示すように、準安定化装置４０の電力変換器４２は蓄電装置４１を放電させて直流バス７０に直流電力を供給し、準安定化装置６０の電力変換器６２は燃料電池６１を発電動作させて直流バス７０に直流電力を供給する。

この場合の放電特性は図１０Ｂに示す通りであり、直流バス７０の電圧が蓄電装置４１または燃料電池６１の放電閾値より低くなるほど放電電流が大きくなるように電力変換器４２及び６２をそれぞれ制御する。

次いで、開示の技術の効果を検証するために行ったシミュレーションについて説明する。

図１１は、シミュレーションに用いた直流バス制御システムのモデルを示し、太陽光発電システム１０と、主安定化装置３０、準安定化装置５０及び６０、直流バス７０、及び負荷９０を備えている。

ここで、太陽光発電システム１０の電力変換器１２は、０．１［sec］ごとに引き出す電流及び電圧を変更するＭＰＰＴ（最大電力点追従）制御を行うものとする。

主安定化装置３０の電力変換器３２は、０．１［sec］ごとに蓄電装置３１の充放電電流を測定して推定蓄電量指標を求め、この推定蓄電量指標、基準蓄電量指標、及び基準バス電圧に基づいてバス電圧目標値を演算する。

図１２は、主安定化装置３０の主要部を示すブロック図である。図１２に示される構成は、発振器１、推定蓄電量指標演算部２、減算器３及び６、ゲイン乗算器４、加算器５、及びＰＩＤ（比例・積分・微分）コントローラ７を含む。なお、Ｋ１は基準蓄電量指標に相当する定数、Ｋ２は基準バス電圧に相当する定数である。

図１３はシミュレーションに用いた準安定化装置５０の主要部を示すブロック図である。図１３に示す構成は、バス電圧検出値と基準バス電圧との偏差を求める減算器９、上記偏差をなくすように動作するＰＩＤコントローラ１１０、及びメモリ１１１を含み、水電解セル５１に出力する電流を演算する。

また、図１４はシミュレーションに用いた準安定化装置６０の主要部を示すブロック図である。図１４に示す構成は、基準バス電圧と燃料電池６１の電圧検出値との偏差を求める減算器１１２と、上記偏差をなくすように動作するＰＩＤコントローラ１１３とを含み、燃料電池６１による発電電流を演算する。

図１５及び図１６は、シミュレーション結果を示す各部の電圧及び電流の波形図である。

図１５において（ａ）は太陽電池１１の電圧、（ｂ）は太陽電池１１の電流、（ｃ）はバス電圧、及び（ｄ）は負荷電流を示す。図１６において（ａ）は蓄電装置３１の電圧、（ｂ）は蓄電装置３１の電流、（ｃ）は水電解セル５１の電流、及び（ｄ）は燃料電池６１の電流（定常時の漏れ電流を含む）を示している。

ここでは、時刻ｔ１で太陽電池１１の出力電流が立ち上がり、その後、時刻ｔ２で負荷９０が起動されると共に、時刻ｔ３（＝４０[sec]）で太陽電池１１の電流が減少して時刻ｔ５（＝８０[sec]）で負荷電流が零となる場合の各部の電圧及び電流の挙動をシミュレーションする。

時刻ｔ１における太陽電池１１の発電開始に伴い、バス電圧が蓄電装置３１及び水電解セル５１の充電閾値より高くなると蓄電装置３１及び水電解セル５１への充電が開始され、蓄電装置３１の電圧は高くなり（図１６（ａ））、水電解セル５１の入力電流は増加する（図１６（ｃ））。

これにより、蓄電装置３１の蓄電量指標が増大するため、バス電圧目標値も時刻ｔ１以後は高くなる（図１５（ｃ））。

時刻ｔ２で負荷９０が起動されると、バス電圧は若干、低下する（図１５（ｃ））。

時刻ｔ３で太陽電池１１の電流及びバス電圧が減少し、バス電圧が蓄電装置３１の放電閾値を下回ると蓄電装置３１が放電するため、蓄電装置３１の電圧は低下する（図１６（ａ），（ｂ））。なお、図１６（ｂ）では負方向の電流が放電電流である。同時に、時刻ｔ３以後は水電解セル５１の電流も零になる。

バス電圧が燃料電池６１の放電閾値を下回ると、時刻ｔ３の直後の時刻ｔ４から燃料電池６１の出力電流が増加すると共に（図１６（ｄ））、時刻ｔ４以後は、バス電圧及び蓄電装置３１の電圧がほぼ一定値に維持される（図１５（ｃ），図１６（ａ））。

その後、時刻ｔ５において負荷電流が零になると（図１５（ｄ））、バス電圧が上昇し始め、バス電圧が燃料電池６１の放電閾値を上回ると燃料電池６１からの放電電流は零になる（図１５（ｃ），図１６（ｄ））。また、バス電圧が蓄電装置３１の充電閾値を上回ることにより、蓄電装置３１の充電が開始され、時刻ｔ６まで充電が継続する（図１６（ａ），（ｂ））。

更に、バス電圧が水電解セル５１の充電閾値を上回ると、水電解セル５１の電圧がバス電圧にほぼ等しくなるまで水電解セル５１への入力電流が増加していき、時刻ｔ６以後は入力電流がほぼ一定値となる（図１６（ｃ））。

上記の動作において、図１５（ｃ）におけるバス電圧目標値は、図１２に示した主安定化装置３０のブロック図により演算されている。バス電圧検出値はバス電圧目標値に良く追従している。

また、シミュレーション期間における太陽電池１１の出力の変動や負荷電流の変動に対しては、蓄電装置３１を有する主安定化装置３０、水電解セル５１を有する準安定化装置５０、燃料電池６１を有する準安定化装置６０が、各充放電閾値とバス電圧との大小関係に応じて自律的に充電動作または放電動作を行って電力バッファとして動作する。これにより、バス電圧検出値は所定の許容範囲（ほぼ３７９．７[Ｖ]〜３８０．５[Ｖ]の範囲）に維持されていることが判る。
ここで、直流バス７０の供給電力について考えると、上記のように、バス電圧検出値がバス電圧目標値に良く追従し、所定の許容範囲内でほぼ一定に維持されることから、直流バス７０における電力変動は電流値の変動とほぼ一致する。従って、本発明の直流バス制御システムにおいては、主安定化装置３０による電圧の制御と準安定化装置５０及び６０による電流の制御により、直流バス７０の電力変動を制御できるということになる。

なお、充電機能を有する準安定化装置（例えば水電解セルを備えた準安定化装置）が直流バス７０に複数台接続されている場合には、応答の早い準安定化装置が優先的に動作して直流バス７０の電力変動を吸収してしまうため、他の準安定化装置が動作しない可能性がある。このような状況は、各装置の動作を平準化させる観点からは望ましいものではない。また、放電機能を有する準安定化装置（例えば燃料電池を備えた準安定化装置）が直流バス７０に複数台接続されている場合や、充放電機能を有する準安定化装置（例えば蓄電装置を備えた準安定化装置）が直流バス７０に複数台接続されている場合も、同様の問題が生じ得る。

上記の問題に対しては、同一の機能（充電機能または放電機能）を有する複数台の準安定化装置の間で、出力電流が増加するほど出力電圧を低下させるドループ制御を適用し、ドループ率を調整することで各装置の負荷（利用率や動作責務）を所定の割合で分担させれば良い。

また、上記のように複数台の準安定化装置の動作を平準化させる運用方法以外に、個々の準安定化装置の反応応答性や充電容量等を考慮して、例えば、ある準安定化装置については満充電に近い状態で動作させ、他の準安定化装置についてはほぼ完全に放電させた状態で動作させるというように、充電電力及び放電電力に優先順位をつけて運用する方法も考えられる。

本願は、日本特許庁に2017年11月21日に出願された日本特許出願2017-223808号に基づいて優先権を主張するものであり、その全内容を参照によりここに援用する。

１０：太陽光発電システム
１１：太陽電池
１２：電力変換器
１２Ａ：ＤＣ／ＤＣ変換部
１２Ｂ：制御回路
１２ａ，１２ｆ：電圧検出器
１２ｂ：電流検出器
１２ｃ：ＭＰＰＴ制御部
１２ｄ：電圧・電流制御部
１２ｅ：駆動回路
１２ｇ：比較部
２０：風力発電システム
２１：風力発電機
２２：電力変換器
３０：主安定化装置
３１：蓄電装置
３１ａ：センサ
３２：電力変換器
３２Ａ：ＤＣ／ＤＣ変換部
３２Ｂ：制御回路
３２ａ：電圧検出器
３２ｂ：バス電圧目標値演算部
３２ｃ：減算器
３２ｄ：充放電制御部
３２ｅ：駆動回路
４０：準安定化装置
４１：蓄電装置
４１ａ：センサ
４２：電力変換器
４２Ａ：ＤＣ／ＤＣ変換部
４２Ｂ：制御回路
４２ａ：電圧検出器
４２ｂ：比較部
４２ｃ：減算器
４２ｄ：充放電制御部
４２ｅ：駆動回路
５０，５０Ａ：準安定化装置
５１：水電解セル
５２：電力変換器
５２Ａ：ＤＣ／ＤＣ変換部
５２Ｂ：制御回路
５２ａ：電圧検出器
５２ｂ：比較部
５２ｃ：減算器
５２ｄ：充電制御部
５２ｅ：駆動回路
５３：水素貯蔵装置
６０：準安定化装置
６１：燃料電池
６２：電力変換器
７０：直流バス
８０：監視・指示装置
９０：負荷

Claims (12)

1. 入力電源と負荷との間を接続する直流バスの電力変動を制御する直流バス制御システムであって、
   第１の充放電要素と第１の電力変換器とを有する主安定化装置と、
   第２の充放電要素、充電要素、または放電要素と第２の電力変換器とを有する少なくとも１つの準安定化装置と
   を含み、
   前記第１の電力変換器は、前記第１の充放電要素の蓄電量指標に応じたバス電圧目標値を求め、前記バス電圧目標値に前記直流バスの前記電圧が一致するように、前記第１の充放電要素と前記直流バスとの間で直流電力を双方向に授受するよう構成され、
   前記第２の電力変換器は、前記第２の充放電要素、充電要素、または放電要素の充電又は放電に関する閾値と前記直流バスの前記電圧との差分に応じて電流目標値を求め、前記電流目標値に等しい電流が前記第２の充放電要素、充電要素、または放電要素に流れるように、前記第２の充放電要素、充電要素、または放電要素と前記直流バスとの間で直流電力を授受するよう構成される、
   ことを特徴とする直流バス制御システム。
2. 請求項１に記載した直流バス制御システムにおいて、
   前記少なくとも１つの準安定化装置は複数の準安定化装置であり、前記複数の準安定化装置は、少なくとも、前記充電要素を有する準安定化装置、及び、前記放電要素を有する準安定化装置を含むことを特徴とする直流バス制御システム。
3. 請求項１または請求項２に記載した直流バス制御システムにおいて、 前記第１の電力変換器は、前記直流バスの前記電圧の所定の許容範囲内に収まるように前記バス電圧目標値を定めるよう構成されることを特徴とする直流バス制御システム。
4. 請求項１〜請求項３の何れか１項に記載した直流バス制御システムにおいて、
   前記第１の電力変換器は、第１のＤＣ／ＤＣ変換器を含み、前記直流バスの前記電圧と前記第１の電力変換器に接続された前記第１の充放電要素の充放電閾値とを比較した結果に基づいて、前記第１のＤＣ／ＤＣ変換器を制御するよう構成されることを特徴とする直流バス制御システム。
5. 請求項４に記載した直流バス制御システムにおいて、
   前記主安定化装置、及び前記準安定化装置に関する運転指令及び状態情報を送受信可能な監視・指示装置を更に備え、
   前記監視・指示装置は、前記充放電閾値を前記第１の電力変換器に送信するよう構成されることを特徴とする直流バス制御システム。
6. 請求項１〜請求項５の何れか１項に記載した直流バス制御システムにおいて、
   前記第２の電力変換器は、第２のＤＣ／ＤＣ変換器を含み、前記第２の充放電要素若しくは前記充電要素の充電閾値または前記第２の充放電要素若しくは前記放電要素の放電閾値と前記直流バスの前記電圧とを比較した結果に基づいて、前記第２のＤＣ／ＤＣ変換器を制御するよう構成されることを特徴とする直流バス制御システム。
7. 請求項６に記載した直流バス制御システムにおいて、
   前記主安定化装置、及び前記準安定化装置に関する運転指令及び状態情報を送受信可能な監視・指示装置を更に備え、
   前記監視・指示装置は、前記充電閾値または前記放電閾値を前記第２の電力変換器に送信するよう構成されることを特徴とする直流バス制御システム。
8. 請求項１〜請求項７の何れか１項に記載した直流バス制御システムにおいて、
   前記蓄電量指標が大きいほど前記バス電圧目標値を大きくすることを特徴とする直流バス制御システム。
9. 請求項１〜請求項８の何れか１項に記載した直流バス制御システムにおいて、
   前記蓄電量指標が前記第１の充放電要素の充電率であることを特徴とする直流バス制御システム。
10. 前記第２の電力変換器は、前記閾値と前記直流バスの前記電圧との差分が大きいほど前記第２の充放電要素、充電要素、または放電要素の充放電電流を大きくする、請求項１に記載の直流バス制御システム。
11. 前記の入力電源として再生可能エネルギー電源システムを更に含む、請求項１に記載の直流バス制御システム。
12. 前記負荷を更に含む、請求項１１に記載の直流バス制御システム。

Images