JP7051156B2

JP7051156B2 - 電力制御システム

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Publication number: JP7051156B2
Application number: JP2021027763A
Authority: JP
Inventors: 稔岩佐
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Filing date: 2021-02-24
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Description

本発明は、電力制御システムに関するものであり、より詳細には、電源、負荷、コンバータ等を備えるサブシステムを複数備える電力制御システムに関する。

スマートハウスやスマートシティなど太陽光発電等の分散電源を統合的に制御するシステムとして、HEMS (Home Energy Management System）やBEMS (Building Energy Management System）等が知られている（下記特許文献１、２等参照）。これらのシステムでは、分散電源に対して１対の電力変換装置（コンバー夕、インバータ等）を接続し、それらを統合制御することで、効率的な電力の運用を提供する。

これらのシステムにおいては、上述のように、分散電源に対して１対の電力変換装置を接続することが前提で構成されているので、電力源（太陽電池パネル等）の規模に応じて、パワーコンディショナーと呼ばれる電力変換装置の規模が大きくなる。例えば、従来から集中電源を採用している人工衛星等の宇宙機にこのようなシステムの分散電源を適用すると、電力変換装置の規模は２倍程度になり、実用的ではない。

そこで、電力源の電力制御を、負荷側に接続されるサブシステムの電力変換装置で行うことで、電力源に接続される電力変換装置を不要とするシステムを本発明者らは提案した（非特許文献１）。

本発明者らが提案したシステムにおいては、電力源に接続される電力変換装置が不要になることで、システムの大幅な簡略化と、それに伴うコスト低減が可能となった。また、システム構築後の電力源及び負荷機器の電力規模をフレキシブルに変更することが可能となった。

このシステムにおいては、ＭＰＰＴ（最大電力追尾）制御に従来から広く利用されている山登り法を適用すると、サブシステム間で制御の干渉が生じ、ＭＰＰＴ制御が正確に行えなかった。そのため、サブシステム間での制御の干渉を低減するために、ＭＰＰＴ制御を行っているサブシステムの制御周波数と、ＣＣ（定電流）制御を行っているサブシステムの制御周波数を異なる制御周波数とすることを本発明者らは提案した（非特許文献１）。具体的には、ＭＰＰＴ制御の制御周波数を１００Ｈｚとしたまま、ＣＣ制御の制御周波数を１０Ｈｚとすることによって、サブシステム間での制御の干渉を回避することができた。

特開２０１３－２０４８８号公報特開２０１３－４１７２３号公報

岩佐稔、内藤均、艸分宏昌，"分散協調制御を適用した宇宙機電源システムの研究"，電子情報通信学会技術研究報告 EE 電子通信エネルギー技術，一般社団法人電子情報通信学会，２０１６年１月２１日，第１１５巻，第４２９号，pp.115-120

しかしながら、サブシステムの制御周波数を小さくすることは、過渡応答特性を悪化させる要因となる。

そこで、本発明は、サブシステムの制御周波数を小さくすることなく、サブシステム間での制御の干渉を抑制する電力制御システムを提供することを目的の１つとする。

本発明の１つの態様は、太陽電池と複数のサブシステムとを備え、前記複数のサブシステムのうちの第１のサブシステムがＭＰＰＴ（最大電力追尾）モードで制御され、前記複数のサブシステムは、前記太陽電池に並列に直接接続され、前記複数のサブシステムの各々は、電力変換装置とバッテリ又は負荷を含み、前記電力変換装置は、制御部を備え、前記太陽電池の出力電圧を変換して前記サブシステム側へ出力し、前記第１のサブシステムの前記電力変換装置の前記制御部は、前記第１のサブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させた際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定し、前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定し、前記太陽電池の動作点の位置が、前記デューティー比を変化させた前後で、前記低電圧側から前記高電圧側に、又は前記高電圧側から前記低電圧側に変わった場合、前回補正制御を行ったか否かに対応する補正制御情報、及び、前記太陽電池の出力電力の増減の判定において、複数回連続で前記太陽電池の出力電力が減少したと判定されたか否かに対応する太陽電池出力電力連続減少情報を否定とし、前記補正制御情報又は前記太陽電池出力電力連続減少情報が肯定であり、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を減少させ、前記補正制御情報又は前記太陽電池出力電力連続減少情報が肯定であり、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して高電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を増加させ、前記太陽電池の出力電力の増減の判定において、前記太陽電池の出力電力が増加したと判定された場合、デューティー比を前回と同じ方向に変化させ、前記補正制御情報又は前記太陽電池出力電力連続減少情報が肯定でない場合、デューティー比を前回と反対の方向に変化させる、制御を繰り返し行う電力制御システムを提供するものである。

前記電力制御システムは、前記複数のサブシステムに対して制御モードを指示する統合制御装置を更に含み、前記第１のサブシステムの前記制御部は、前記統合制御装置からＭＰＰＴモードの指示を受信すると、前記制御を繰り返し行うものとすることができる。

前記複数のサブシステムのうちの第２のサブシステムがＣＶ（定電圧）モードで制御され、前記第２のサブシステムの前記電力変換装置の前記制御部は、前記第２のサブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させた際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定し、前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定し、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも大きい場合、デューティー比を減少させ、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を減少させ、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して高電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を増加させる、制御を繰り返し行うものとすることができる。

前記複数のサブシステムのうちの第３のサブシステムがＣＣ（定電流）モードで制御され、前記第３のサブシステムの前記電力変換装置の前記制御部は、前記第３のサブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させるか、又は変化させない処理を行った際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定し、前記太陽電池の出力電力の増減の判定結果と、前記電力変換装置の出力側電流の定電流制御目標値に対する大小に基づいて、デューティー比を変化させるか、又は変化させない、制御を繰り返し行うものとすることができる。

少なくとも１つの前記電力変換装置は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータであるものとすることができる。

本発明の１つの態様は、太陽電池と複数のサブシステムとを備え、前記複数のサブシステムのうちの１つがＣＶ（定電圧）モードで制御され、前記複数のサブシステムは、前記太陽電池に並列に直接接続され、前記複数のサブシステムの各々は、電力変換装置とバッテリ又は負荷を含み、前記電力変換装置は、制御部を備え、前記太陽電池の出力電圧を変換して前記サブシステム側へ出力し、ＣＶモードの前記サブシステムの前記電力変換装置の前記前記制御部は、ＣＶモードの前記サブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させた際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定し、前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定し、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも大きい場合、デューティー比を減少させ、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を減少させ、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して高電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を増加させる、制御を繰り返し行う電力制御システムを提供するものである。

前記電力制御システムは、前記複数のサブシステムに対して制御モードを指示する統合制御装置を更に含み、前記複数のサブシステムのうちの１つの前記制御部は、前記統合制御装置からＣＶモードの指示を受信すると、前記制御を繰り返し行うものとすることができる。

本発明の１つの態様は、太陽電池と複数のサブシステムとを備え、前記複数のサブシステムのうちの１つがＣＣ（定電流）モードで制御され、前記複数のサブシステムは、前記太陽電池に並列に直接接続され、前記複数のサブシステムの各々は、電力変換装置とバッテリ又は負荷を含み、前記電力変換装置は、制御部を備え、前記太陽電池の出力電圧を変換して前記サブシステム側へ出力し、ＣＣモードの前記サブシステムの前記電力変換装置の前記制御部は、ＣＣモードの前記サブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させるか、又は変化させない処理を行った際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定し、前記太陽電池の出力電力の増減の判定結果と、前記電力変換装置の出力側電流の定電流制御目標値に対する大小に基づいて、デューティー比を変化させるか、又は変化させない、制御を繰り返し行うものとすることができる。

前記電力制御システムは、前記複数のサブシステムに対して制御モードを指示する統合制御装置を更に含み、前記複数のサブシステムのうちの１つの前記制御部は、前記統合制御装置からＣＣモードの指示を受信すると、前記制御を繰り返し行うものとすることができる。

前記電力変換装置は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータであるものとすることができる。

本発明の１つの態様は、太陽電池と複数のサブシステムとを備え、前記複数のサブシステムのうちの第１のサブシステムがＭＰＰＴ（最大電力追尾）モードで制御され、前記複数のサブシステムは、前記太陽電池に並列に直接接続され、前記複数のサブシステムの各々は、電力変換装置とバッテリ又は負荷を含み、前記電力変換装置は、制御部を備え、前記太陽電池の出力電圧を変換して前記サブシステム側へ出力する電力制御システムにおける電力制御方法であって、前記第１のサブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させた際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定するステップと、前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定するステップと、前記太陽電池の動作点の位置が、前記デューティー比を変化させた前後で、前記低電圧側から前記高電圧側に、又は前記高電圧側から前記低電圧側に変わった場合、前回補正制御を行ったか否かに対応する補正制御情報、及び、前記太陽電池の出力電力の増減の判定において、複数回連続で前記太陽電池の出力電力が減少したと判定されたか否かに対応する太陽電池出力電力連続減少情報を否定とするステップと、前記補正制御情報又は前記太陽電池出力電力連続減少情報が肯定であり、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を減少させるステップと、前記補正制御情報又は前記太陽電池出力電力連続減少情報が肯定であり、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して高電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を増加させるステップと、前記太陽電池の出力電力の増減の判定において、前記太陽電池の出力電力が増加したと判定された場合、デューティー比を前回と同じ方向に変化させるステップと、前記補正制御情報又は前記太陽電池出力電力連続減少情報が肯定でない場合、デューティー比を前回と反対の方向に変化させるステップと、を繰り返し行う電力制御方法を提供するものである。

前記電力制御システムは、前記複数のサブシステムに対して制御モードを指示する統合制御装置を更に含み、前記第１のサブシステムの前記制御部が、前記統合制御装置からＭＰＰＴモードの指示を受信すると、すべての前記ステップを繰り返し行うものとすることができる。

前記複数のサブシステムのうちの第２のサブシステムがＣＶ（定電圧）モードで制御され、前記第２のサブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させた際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定するステップと、前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定するステップと、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも大きい場合、デューティー比を減少させるステップと、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を減少させるステップと、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して高電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を増加させるステップと、を繰り返し行うものとすることができる。

前記複数のサブシステムのうちの第３のサブシステムがＣＣ（定電流）モードで制御され、前記第３のサブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させるか、又は変化させない処理を行った際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定するステップと、前記太陽電池の出力電力の増減の判定結果と、前記電力変換装置の出力側電流の定電流制御目標値に対する大小に基づいて、デューティー比を変化させるか、又は変化させないステップと、を繰り返し行うものとすることができる。

本発明の１つの態様は、太陽電池と複数のサブシステムとを備え、前記複数のサブシステムのうちの１つがＣＶ（定電圧）モードで制御され、前記複数のサブシステムは、前記太陽電池に並列に直接接続され、前記複数のサブシステムの各々は、電力変換装置とバッテリ又は負荷を含み、前記電力変換装置は、制御部を備え、前記太陽電池の出力電圧を変換して前記サブシステム側へ出力する電力制御システムにおける電力制御方法であって、ＣＶモードの前記サブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させた際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定するステップと、前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定するステップと、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも大きい場合、デューティー比を減少させるステップと、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を減少させるステップと、前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して高電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を増加させるステップと、を繰り返し行う電力制御方法を提供するものである。

前記複数のサブシステムに対して制御モードを指示する統合制御装置を更に含み、前記複数のサブシステムのうちの１つの前記制御部が、前記統合制御装置からＣＶモードの指示を受信すると、すべての前記ステップを繰り返し行うものとすることができる。

本発明の１つの態様は、太陽電池と複数のサブシステムとを備え、前記複数のサブシステムのうちの１つがＣＣ（定電流）モードで制御され、前記複数のサブシステムは、前記太陽電池に並列に直接接続され、前記複数のサブシステムの各々は、電力変換装置とバッテリ又は負荷を含み、前記電力変換装置は、制御部を備え、前記太陽電池の出力電圧を変換して前記サブシステム側へ出力する電力制御システムにおける電力制御方法であって、ＣＣモードの前記サブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させるか、又は変化させない処理を行った際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定するステップと、前記太陽電池の出力電力の増減の判定結果と、前記電力変換装置の出力側電流の定電流制御目標値に対する大小に基づいて、デューティー比を変化させるか、又は変化させないステップと、を繰り返し行う電力制御方法を提供するものである。

前記複数のサブシステムに対して制御モードを指示する統合制御装置を更に含み、前記複数のサブシステムの１つの前記制御部が、前記統合制御装置からＣＣモードの指示を受信すると、すべての前記ステップを繰り返し行うものとすることができる。

上記構成を有する本発明によれば、サブシステムの制御周波数を小さくすることなく、サブシステム間での制御の干渉を抑制する電力制御システムを提供することができる。

本発明の１つの実施形態に係る電力制御システム１の全体構成を示す図である。本実施形態に係る電力制御システム１の統合制御装置５０のハードウエア構成の例を示す図である。モード指示処理のフローチャートである。ＭＰＰＴモード処理のフローチャートである。ＭＰＰＴモード処理のフローチャートである。太陽電池の電力電圧曲線を示す図である。ＣＶモード処理のフローチャートである。デューティー比設定マトリクスを示す図である。ＣＣモード処理のフローチャートである。本実施形態に係る電力制御方法の適用前のシミュレーション結果を示す図である。本実施形態に係る電力制御方法の適用後のシミュレーション結果を示す図である。

以下、本発明の実施形態について図面を参照して説明する。

図１は、本発明の１つの実施形態に係る電力制御システム１の全体構成を示す図である。電力制御システム１は、太陽電池１０、第１のサブシステム２０、第２のサブシステム３０、第３のサブシステム４０、統合制御装置５０を備える。

第１のサブシステム２０、第２のサブシステム３０、第３のサブシステム４０は、太陽電池１０に並列に直接接続されている。

第１のサブシステム２０は、第１の電力変換装置である第１の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１０、第１のバッテリ２３０、第１の負荷２５０を備える。同様に、第２のサブシステム３０は、第２の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３１０、第２のバッテリ３３０、第２の負荷３５０を備え、第３のサブシステム４０は、第３の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ４１０、第３のバッテリ４３０、第３の負荷４５０を備える。

第１の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１０は、第１の制御部２１１、第１の記憶部２１３を備える。同様に、第２の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３１０は、第２の制御部３１１、第２の記憶部３１３を備え、第３の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ４１０は、第３の制御部４１１、第３の記憶部４１３を備える。第１の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１０、第２の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３１０、第３の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ４１０は、それぞれＰＷＭ（パルス幅変調）によって太陽電池１０の出力電圧を変換して負荷側へ出力する。第１の制御部２１１、第２の制御部３１１、第３の制御部４１１は、それぞれの双方向ＤＣ／ＤＣコンバータのＰＷＭのデューティー比を制御する。

統合制御装置５０は、太陽電池１０、各サブシステムの双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ、バッテリ、負荷の電圧や電流、バッテリの容量等のシステム全体の状態を監視し、各双方向ＤＣ／ＤＣコンバータに対して制御モードを指示する。本実施形態においては、制御モードは、ＭＰＰＴ（最大電力追尾）モード、ＣＣ（定電流）モード、ＣＶ（定電圧）モードの３つである。ＭＰＰＴモードは太陽電池出力を最大化する制御を行う。ＣＣモードは定電流制御を行い、負荷機器への電流供給を一定に保つ。CVモードは定電圧制御を行い、負荷機器の電圧を一定に保つ。

ここで、各双方向ＤＣ／ＤＣコンバータにおけるＰＷＭのデューティー比の制御は、各双方向ＤＣ／ＤＣコンバータの制御部が、統合制御装置５０から送信された制御モード信号に基づいて行う。

図２は、本実施形態に係る電力制御システム１の統合制御装置５０のハードウエア構成の例を示す図である。統合制御装置５０は、ＣＰＵ５０ａ、ＲＡＭ５０ｂ、ＲＯＭ５０ｃ、外部メモリ５０ｄ、入力部５０ｅ、出力部５０ｆ、通信部５０ｇを含む。ＲＡＭ５０ｂ、ＲＯＭ５０ｃ、外部メモリ５０ｄ、入力部５０ｅ、出力部５０ｆ、通信部５０ｇは、システムバス５０ｈを介して、ＣＰＵ５０ａに接続されている。各双方向ＤＣ／ＤＣコンバータの制御部のハードウエア構成も同様である。図１に示される統合制御装置５０の制御部の各部は、ＲＯＭ５０ｃや外部メモリ５０ｄに記憶された各種プログラムが、ＣＰＵ５０ａ、ＲＡＭ５０ｂ、ＲＯＭ５０ｃ、外部メモリ５０ｄ、入力部５０ｅ、出力部５０ｆ、通信部５０ｇ等を資源として使用することで実現される。各双方向ＤＣ／ＤＣコンバータの制御部についても同様である。

以上のシステム構成を前提に、本発明の１つの実施形態に係る電力制御システムの電力制御処理の例を以下に説明する。図３～８は、本実施形態に係る電力制御システムの電力制御処理のフローチャートである。

＜モード指示＞
図３は、モード指示処理のフローチャートである。統合制御装置５０は、太陽電池１０、各サブシステムの双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ、バッテリ、負荷の電圧や電流、バッテリの容量等のシステム全体の状態の監視結果に基づいて、どの双方向ＤＣ／ＤＣコンバータに対してどの制御モードを指示するかを判定し（Ｓ３０１）、各双方向ＤＣ／ＤＣコンバータに対して、判定された制御モードを指示する（Ｓ３０３）。本実施形態においては、一例として、第１のサブシステム２０にＭＰＰＴモードを指示し、第２のサブシステム３０にＣＶモードを指示し、及び第３のサブシステム４０にＣＣモードを指示する。フローチャートから明らかなとおり、ステップＳ３０１から進んだ処理がステップＳ３０３へと至り、その後ステップＳ３０１へと戻るループ処理が行われる。

＜ＭＰＰＴモード＞
図４Ａ、図４Ｂは、ＭＰＰＴモード処理のフローチャートである。まず、第１のサブシステム２０が、統合制御装置５０からのＭＰＰＴモード指示を受信する（Ｓ４０１）。フローチャートから明らかなとおり、ステップＳ４０１ら進んだ処理がステップＳ４４１、Ｓ４４３、又はステップＳ４４９へと至り、その後ステップＳ４０３へと戻るループ処理が行われる。

ステップＳ４０３においては、第１の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１０が或るデューティー比duty（ステップＳ４０３が初めて実施される場合には初期値）で動作している状態で、図示しない各電圧計、電流計により、太陽電池１０の動作電圧、出力電流、第１の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１０の入力側電圧値、出力側電圧値、入力側電流値、出力側電流値等が測定されて、第１の制御部２１１に入力される。第１の制御部２１１は、入力された太陽電池１０の動作電圧値と出力電流値の乗算により、太陽電池１０の出力電力値SAS_Pを計算し、第１の記憶部２１３に記憶させる。

ステップＳ４０３の処理が２回目以降に行われる場合は、第１の制御部２１１は、前回計算された太陽電池１０の出力電力値SAS_P_oldと今回計算された現在の太陽電池１０の出力電力値SAS_Pの差を計算し、第１の記憶部２１３に記憶させると共に、太陽電池１０の出力電力の増減を判定する（Ｓ４０３）。判定の結果、現在の太陽電池１０の出力電力SAS_Pが、前回の太陽電池１０の出力電力SAS_P_old以上であった場合、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fを１とし（Ｓ４０５）、前回の太陽電池１０の出力電力SAS_P_old未満であった場合、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fを０とし（Ｓ４０７）、第１の記憶部２１３に記憶させる。

更に、第１の制御部２１１は、前回測定された太陽電池１０の動作電圧値SAS_V_oldと今回測定された現在の太陽電池１０の動作電圧値SAS_Vの差を計算し、太陽電池１０の動作電圧値の増減を判定する（Ｓ４０９）。判定の結果、現在の太陽電池１０の動作電圧値SAS_Vが、前回の太陽電池１０の動作電圧値SAS_V_old以上であった場合、太陽電池動作電圧増加フラグSAS_V_Fを１とし（Ｓ４１１）、前回の太陽電池１０の出力電力SAS_V_old未満であった場合、太陽電池動作電圧増加フラグSAS_V_Fを０とし（Ｓ４１３）、第１の記憶部２１３に記憶させる。

続いて、第１の制御部２１１は、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fの値と太陽電池動作電圧増加フラグSAS_V_Fの値を加算し、得られた値を、太陽電池１０の動作点が電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するかを判定するための位置判定準備フラグSAS_Fの値とする（Ｓ４１５）。

位置判定準備フラグSAS_Fの値が０又は２の場合、第１の制御部２１１は、太陽電池１０の動作点が電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して低電圧側にあると判定し、太陽電池１０の動作点が電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するかを示す位置フラグMountain_Ridgeの値を０とする（Ｓ４１９、Ｓ４２３）。一方、位置判定準備フラグSAS_Fの値が１の場合、第１の制御部２１１は、太陽電池１０の動作点が電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して高電圧側にあると判定し、太陽電池１０の動作点が電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するかを示す位置フラグMountain_Ridgeの値を１とする（Ｓ４２１）。

この判定方法の原理は以下のとおりである。図５は、太陽電池１０の電力電圧曲線を示した図である。太陽電池１０の動作点が、電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して低電圧側に位置する場合、太陽電池１０の出力電力が増加すると太陽電池１０の動作電圧も増加し、太陽電池１０の出力電力が減少すると太陽電池１０の動作電圧も減少するが、これは、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fが１且つ太陽電池動作電圧増加フラグSAS_V_Fが１の場合と、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fが０且つ太陽電池動作電圧増加フラグSAS_V_Fが０の場合に相当する。一方、電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して高電圧側に位置する場合、太陽電池１０の出力電力が増加すると太陽電池１０の動作電圧は減少し、太陽電池１０の出力電力が減少すると太陽電池１０の動作電圧は増加するが、これは、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fが１且つ太陽電池動作電圧増加フラグSAS_V_Fが０の場合と、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fが０且つ太陽電池動作電圧増加フラグSAS_V_Fが１の場合に相当する。したがって、上記のような判定方法により、太陽電池１０の動作点が電力電圧曲線において、最大電力点Pmaxに対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するかを判定することができる。

上記実施形態においては、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fの値と太陽電池動作電圧増加フラグSAS_V_Fの値を加算した値に基づいて、太陽電池１０の動作点が電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するかを判定したが、太陽電池１０の動作点が電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するかを判定手法はこれに限定されるものではなく、例えば、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fの値と太陽電池動作電圧増加フラグSAS_V_Fの値の排他的論理和に基づいて判定する等他の適切な任意の手法を用いることができる。

次に、第１の制御部２１１は、今回判定された現在の位置フラグMountain_Ridgeの値と、前回判定された位置フラグMountain_Ridge_oldの値を比較する（Ｓ４２５）。比較の結果、現在の位置フラグMountain_Ridgeの値と、前回判定された位置フラグMountain_Ridge_oldの値が異なる場合、前回補正制御を行ったか否かに対応する補正制御情報である補正制御フラグPPT_HELPの値を０とし、太陽電池１０の出力電力が減少した回数PDを０とする（Ｓ４２７）。一方、比較の結果、現在の位置フラグMountain_Ridgeの値と、前回判定された位置フラグMountain_Ridge_oldの値が同じ場合、Ｓ４２９に進む。

第１の制御部２１１は、ステップＳ４０３で計算され、第１の記憶部２１３に記憶された太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fの値を判定し（Ｓ４２９）、その値が０の場合、太陽電池１０の出力電力が減少した回数PDに１を加算する（Ｓ４３１）。一方、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fの値が０ではない場合（１の場合）、太陽電池１０の出力電力が減少した回数PDを０とする（Ｓ４３３）。したがって、太陽電池１０の出力電力が減少した回数PDが２以上であることは、複数回連続で太陽電池１０の出力電力が減少したと判定されたことを示し、太陽電池１０の出力電力が減少した回数PDが０又は１であることは、複数回連続で太陽電池１０の出力電力が減少したと判定されていないことを示すので、太陽電池１０の出力電力が減少した回数PDは、複数回連続で太陽電池１０の出力電力が減少したと判定されたか否かに対応する太陽電池出力電力連続減少情報である。

本実施形態においては、複数回連続で太陽電池１０の出力電力が減少したと判定された場合、つまり太陽電池出力電力連続減少情報が肯定の場合、サブシステム間で制御の干渉が生じていると判断し、補正制御を行う。ここで、上記ステップＳ４２５～Ｓ４３３の処理から理解されるように、太陽電池１０の動作点の位置が、デューティー比を変化させた前後で、最大電力点Pmaxに対して低電圧側から高電圧側に、又は高電圧側から低電圧側に変わった場合、太陽電池出力電力連続減少情報を否定とする。

第１の制御部２１１は、Ｓ４３１又はＳ４３３で得られたPDの値を判定し（Ｓ４３５）、Ｓ４３１又はＳ４３３で得られたPの値が２以上であるか、又は補正制御フラグPPT_HELPの値が１である場合、補正制御フラグPPT_HELPの値を１とし（Ｓ４３７）、以下のステップＳ４３９～Ｓ４４３の補正制御を行う。

すなわち、まず、第１の制御部２１１は、現在の位置フラグMountain_Ridgeの値を判定し（Ｓ４３９）、現在の位置フラグMountain_Ridgeの値が０の場合、デューティー比を補正制御量HELP_Stepだけ減少させ（Ｓ４４１）、現在の位置フラグMountain_Ridgeの値が０ではない場合（１の場合）、デューティー比を補正制御量HELP_Stepだけ増加させる（Ｓ４４３）。

一方、第１の制御部２１１は、Ｓ４３１又はＳ４３３で得られたPの値が２以上、又は補正制御フラグPPT_HELPの値が１以外の場合、以下のステップＳ４４５～Ｓ４４９の制御を行う。

すなわち、ステップＳ４０３で計算され、第１の記憶部２１３に記憶された太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fの値を判定し（Ｓ４４５）、その値が１の場合、デューティー比を、前回のデューティー比の制御量PPT_F（正負の符号付き）だけ増加させ、デューティー比を前回と同じ方向に変化させる（Ｓ４４９）。一方、太陽電池出力電力増加フラグSAS_P_Fの値が１ではない場合（０の場合）、前回のデューティー比の制御量PPT_Fの符号を反転させ（Ｓ４４７）、デューティー比を、符号を反転させたデューティー比の制御量PPT_Fだけ増加させ、デューティー比を前回と反対の方向に変化させる（Ｓ４４９）。

上記実施形態においては、太陽電池出力電力連続減少情報として、上記のようなアルゴリズムにより得られる太陽電池１０の出力電力が減少した回数PDを用いたが、これに限定されるものではなく、他の適切な任意のアルゴリズムにより得られる情報を用いることができる。

本実施形態のＭＰＰＴモード制御によれば、太陽電池の電力電圧曲線において、現在の動作点が最大電力点の低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定し、その判定結果に応じて、デューティー比を適切に設定することによって、サブシステム間の制御の干渉を抑制することができる。

＜ＣＶモード＞
図６は、ＣＶモード処理のフローチャートである。まず、第２のサブシステム３０が、統合制御装置５０からのＣＶモード指示を受信する（Ｓ６０１）。フローチャートから明らかなとおり、ステップＳ６０１から進んだ処理がステップＳ６１９又はステップＳ６２１へと至り、その後ステップＳ６０３へと戻るループ処理が行われる。

ステップＳ６０３においては、第２の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３１０が或るデューティー比duty（ステップＳ６０３が初めて実施される場合には初期値）で動作している状態で、図示しない各電圧計、電流計により、太陽電池１０の動作電圧、出力電流、第２の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３１０の入力側電圧値、出力側電圧値、入力側電流値、出力側電流値等が測定されて、第２の制御部３１１に入力される。第２の制御部３１１は、入力された太陽電池１０の動作電圧値と出力電流値の乗算により、太陽電池１０の出力電力値を計算し、第２の記憶部３１３に記憶させる。

ステップＳ６０３の処理が２回目以降に行われる場合は、第２の制御部３１１は、現在のデューティー比dutyと前回のデューティー比duty_oldを比較し（Ｓ６０３）、現在のデューティー比dutyが前回のデューティー比duty_oldよりも大きい場合、以下のステップＳ６０５～Ｓ６０９の制御を行う。

すなわち、第２の制御部３１１は、今回計算された現在の太陽電池１０の出力電力値SAS_Pと前回計算された太陽電池１０の出力電力値SAS_P_oldを比較する（Ｓ６０５）。比較の結果、前回計算された太陽電池１０の出力電力SAS_P_oldが、今回計算された現在の太陽電池１０の出力電力SAS_P以上であった場合、太陽電池１０の動作点が電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するかを示す位置フラグCV_Fを、低電圧側に位置することを示す「－１」とし（Ｓ６０７）、今回計算された現在の太陽電池１０の出力電力SAS_P_old未満であった場合、位置フラグCV_Fを、高電圧側に位置することを示す「１」とし（Ｓ６０９）、第２の記憶部３１３に記憶させる。

一方、現在のデューティー比dutyが前回のデューティー比duty_old以下の場合、以下のステップＳ６１１～Ｓ６１５の制御を行う。

すなわち、第２の制御部３１１は、今回計算された現在の太陽電池１０の出力電力値SAS_Pと前回計算された太陽電池１０の出力電力値SAS_P_oldを比較する（Ｓ６１１）。比較の結果、前回計算された太陽電池１０の出力電力SAS_P_oldが、今回計算された現在の太陽電池１０の出力電力SAS_P以上であった場合、位置フラグCV_Fを「１」とし（Ｓ６１３）、今回計算された現在の太陽電池１０の出力電力SAS_P_old未満であった場合、位置フラグCV_Fを「－１」とし（Ｓ６１５）、第２の記憶部３１３に記憶させる。

このように、ＭＴＴＰモードと同様の原理で、太陽電池１０の動作点が、最大電力点Pmaxに対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定する。

次に、第２の制御部３１１は、出力側電圧BUS_Vと定電圧制御目標値CV_Vを比較し（Ｓ６１７）、出力側電圧BUS_Vが定電圧制御目標値CV_V以上であった場合、デューティー比を制御量Stepだけ減少させる（Ｓ６１９）。一方、出力側電圧BUS_Vが定電圧制御目標値CV_V未満であった場合、ステップＳ６０７、Ｓ６０９、Ｓ６１３又はＳ６１５において第２の記憶部３１３に記憶された位置フラグCV_Fの値に基づいて、デューティー比を制御量Step×CV_Fだけ増加させる（Ｓ６２１）。これにより、太陽電池１０の動作点が最大電力点Pmaxの低電圧側に位置することを検出した場合は、補正制御が行われる。

従来のＣＶ制御モードでは、太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点Pmaxに対して低電圧側に位置する場合には、目標値CV_Vに対して出力側電圧BUS_Vが小さく、ディーティー比を増加させる制御を行うと、最大電力点Pに対して、さらに低電圧側に移動することになるので、適切な制御ができない。本実施形態のＣＶモード制御によれば、太陽電池の電力電圧曲線において、現在の動作点が最大電力点の低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定し、低電圧側に位置することを検出した場合は、補正制御を行うことにより、サブシステム間の制御の干渉を抑制することができる。

＜ＣＣモード＞
定電流制御を行う場合、（サブ）システムが単一の場合は、現在の電力変換装置の出力側電流値が、定電流制御目標値よりも大きい場合にデューティー比を減少させ、定電流制御目標値よりも小さい場合にデューティー比を増加させればよい。しかしながら、サブシステムが複数の場合は、サブシステム間で制御の干渉の問題が生じる。そこで、本実施形態のＣＣモードでは、太陽電池１０の出力電力の増減も考慮して制御を行う。

具体的には、図７に示すような、太陽電池出力の増減と、定電流制御目標値に対する現在の出力側電流値の大小をマトリクスに状態判定し、その９通りの状態におけるデューティー比制御を、それぞれデューティー比の増加、減少、変更なしのいずれかに設定することで、制御干渉を抑制する。

９通りの状態においてどのようなデューティー比制御設定が適切であるかは、システム構成によって異なるが、本実施形態においては、一例として、出力側電流値が定電流制御目標値よりも低く、太陽電池の出力電力が減少する状態のデューティー比設定を、従来の定電流制御においては「増加」となるのに対して、「変更なし」とする実施形態について説明する。出力側電流値が定電流制御目標値よりも低く、太陽電池の出力電力が減少する状態のデューティー比設定を「変更なし」としたのは、太陽電池の出力電力が減少する状態において、デューティー比を増加させると更に太陽電池の出力電力が減少する可能性があるためである。したがって、デューティー比設定を「減少」とすることも考えられる。しかしながら、上述のように、どのようなデューティー比制御設定が適切であるかは、システム構成によって異なるので、デューティー比設定を「増加」とすることが適切な場合もあることに留意が必要である。

以下、図７に示されるデューティー比設定におけるＣＣモードにおける処理について説明する。図８は、ＣＣモード処理のフローチャートである。まず、第２のサブシステム３０が、統合制御装置５０からのＣＶモード指示を受信する（Ｓ８０１）。フローチャートから明らかなとおり、ステップＳ８０１ら進んだ処理がステップＳ８０５又はステップＳ８１１へと至り、その後ステップＳ８０３へと戻るループ処理が行われる。

ステップＳ８０３においては、第３の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ４１０が或るデューティー比duty（ステップＳ８０３が初めて実施される場合には初期値）で動作している状態で、図示しない各電圧計、電流計により、太陽電池１０の動作電圧、出力電流、第３の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ４１０の入力側電圧値、出力側電圧値、入力側電流値、出力側電流値等が測定されて、第３の制御部４１１に入力される。第３の制御部４１１は、入力された太陽電池１０の動作電圧値と出力電流値の乗算により、太陽電池１０の出力電力値を計算し、第３の記憶部４１３に記憶させる。

ステップＳ８０３の処理が２回目以降に行われる場合は、第３の制御部４１１は、出力側電流BUS_Iと定電流制御目標値CC_Iを比較し（Ｓ８０３）、出力側電流BUS_Iが定電圧制御目標値CC_Iを上回った場合、デューティー比を制御量Stepだけ減少させる（Ｓ８０５）。

一方、出力側電流BUS_Iが定電圧制御目標値CC_I以下であった場合、出力側電流BUS_Iと定電流制御目標値CC_Iを比較し（Ｓ８０７）、出力側電流BUS_Iが定電圧制御目標値CC_I未満であった場合、前回計算された太陽電池１０の出力電力値SAS_P_oldと今回計算された現在の太陽電池１０の出力電力値SAS_Pを比較する（Ｓ８０９）。比較の結果、現在の太陽電池１０の出力電力SAS_Pが、前回計算された太陽電池１０の出力電力SAS_P_old以上であった場合、デューティー比を制御量Stepだけ増加させ（Ｓ８１１）、前回計算された太陽電池１０の出力電力SAS_P_old未満であった場合、デューティー比は変更しない。また、出力側電流BUS_Iが定電圧制御目標値CC_Iと等しかった場合もデューティー比を変更しない。

＜シミュレーション例＞
上記実施形態の電力制御システムにおいて、本実施形態の電力制御方法の適用前と適用後の１つのシミュレーション例について説明する。

第１のサブシステム２０がＭＰＰＴモード、第２のサブシステム３０及び第３のサブシステム４０がＣＣモードで制御され、０．５秒後に、第１のサブシステム２０をＣＣモードに変更すると共に、第２のサブシステム３０をＭＰＰＴモードに変更した。第３のサブシステム４０はＣＣモードのままであった。

太陽電池１０の諸元は、Vocが27.4Ｖ、Iocが2.3A、Vmpが25.0V、Impが2.0Aで、バッテリの初期電圧を全て１０Vとした。

太陽電池１０の動作電圧や出力電流、各双方向ＤＣ／ＤＣコンバータの入出力電圧・電流及びデューティー比の計測は、１制御周期（100Hz）毎に行った。

結果を、図９、図１０に示す。ここで、図９、図１０において、０．５秒付近以前において、第３のサブシステムの特性を示す線が見えない領域では、第３のサブシステムの特性と第２のサブシステムの特性が重なっており、０．５秒付近以降において、第１のサブシステムの特性を示す線が見えない領域では、第１のサブシステムの特性と第３のサブシステムの特性が重なっている。図９から分かるように、本実施形態の電力制御方法の適用前は、各サブシステム間での制御の干渉が生じるために、太陽電池１０は、設定最大電力である５０Wを出力できず、出力電力は３０W程度で推移していた。これに対して、図１０から分かるように、本実施形態の電力制御方法の適用後は、各サブシステム間での制御の干渉が抑制され、太陽電池１０は、設定最大電力である５０Wを出力し続けることができた。また、第１のサブシステム２０と第２のサブシステム３０とのモード切り替え時において、太陽電池１０の出力電力が変動することなく、スムーズなモード切り替えができた。

上記実施形態においては、すべてのサブシステムの電力変換装置を、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータとしたが、これに限定されるものではなく、例えばＤＣ／ＤＣコンバータ、ＤＣ／ＡＣインバータ等の他の適切な任意の電力変換装置を用いることができる。

上記実施形態においては、すべてのサブシステムが、電力変換装置、バッテリ、負荷を備えるものであったが、各サブシステムは、少なくとも電力変換装置とバッテリ又は負荷を備えていればよい。

以上、本発明について、例示のためにいくつかの実施形態に関して説明してきたが、本発明はこれに限定されるものでなく、本発明の範囲から逸脱することなく、形態及び詳細について、様々な変形及び修正を行うことができることは、当業者に明らかであろう。

１電力制御システム
１０太陽電池
２０第１のサブシステム
３０第２のサブシステム
４０第３のサブシステム
５０統合制御装置
２１０第１の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ
３１０第２の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ
４１０第３の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ
２１１第１の制御部
３１１第２の制御部
４１１第３の制御部
２１３第１の記憶部
３１３第２の記憶部
４１３第３の記憶部
２３０第１のバッテリ
３３０第２のバッテリ
４３０第３のバッテリ
２５０第１の負荷
３５０第２の負荷
４５０第３の負荷

Claims

太陽電池と、
複数のサブシステムと、
を備え、
前記複数のサブシステムのうちの１つがＣＶ（定電圧）モードで制御され、
前記複数のサブシステムは、前記太陽電池に並列に直接接続され、
前記複数のサブシステムの各々は、電力変換装置とバッテリ又は負荷を含み、
前記電力変換装置は、制御部を備え、前記太陽電池の出力電圧を変換して前記バッテリ又は負荷側へ出力し、
ＣＶモードの前記サブシステムの前記電力変換装置の前記制御部は、
ＣＶモードの前記サブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させた際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定し、
前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定し、
前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも大きい場合、デューティー比を減少させ、
前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を減少させ、
前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して高電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を増加させる、
制御を繰り返し行う電力制御システム。
前記複数のサブシステムに対して制御モードを指示する統合制御装置を更に含み、
前記複数のサブシステムのうちの１つの前記制御部は、前記統合制御装置からＣＶモードの指示を受信すると、前記制御を繰り返し行う請求項１に記載の電力制御システム。
少なくとも１つの前記電力変換装置は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータであることを特徴とする請求項１又は２に記載の電力制御システム。
太陽電池と、
複数のサブシステムと、
を備え、
前記複数のサブシステムのうちの１つがＣＶ（定電圧）モードで制御され、
前記複数のサブシステムは、前記太陽電池に並列に直接接続され、
前記複数のサブシステムの各々は、電力変換装置とバッテリ又は負荷を含み、
前記電力変換装置は、制御部を備え、前記太陽電池の出力電圧を変換して前記バッテリ又は負荷側へ出力する、
電力制御システムにおける電力制御方法であって、
ＣＶモードの前記サブシステムの前記電力変換装置のデューティー比を変化させた際の前記太陽電池の出力電力の増減を判定するステップと、
前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側又は高電圧側のいずれの側に位置するのかを判定するステップと、
前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも大きい場合、デューティー比を減少させるステップと、
前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して低電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を減少させるステップと、
前記電力変換装置の出力側電圧が、定電圧制御目標値よりも小さく、且つ前記デューティー比を変化させた後の前記太陽電池の動作点が、前記太陽電池の電力電圧曲線において最大電力点に対して高電圧側に位置すると判定された場合、デューティー比を増加させるステップと、
を繰り返し行う電力制御方法。
前記複数のサブシステムに対して制御モードを指示する統合制御装置を更に含み、
前記複数のサブシステムのうちの１つの前記制御部が、前記統合制御装置からＣＶモードの指示を受信すると、すべての前記ステップを繰り返し行う請求項４に記載の電力制御方法。
少なくとも１つの前記電力変換装置は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータであることを特徴とする請求項４又は５に記載の電力制御方法。