JPWO2014020645A1

JPWO2014020645A1 - 電力供給システム及びスレーブ蓄電システム

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Publication number: JPWO2014020645A1
Application number: JP2014527823A
Authority: JP
Inventors: 鍬田　海平; 海平鍬田; 久保　守; 守久保
Original assignee: Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Current assignee: Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Priority date: 2012-07-31
Filing date: 2012-07-31
Publication date: 2016-07-11
Also published as: WO2014020645A1

Abstract

電力供給システムは、予め所定の電圧及び周波数が設定されており、所定の電圧及び周波数に基づいた交流電流を負荷７１へ供給するマスタ蓄電システム１０ａと、負荷７１へ交流電流を供給する少なくとも１つのスレーブ蓄電システム１０ｂと、マスタ蓄電システム１０ａの出力電圧及び出力周波数を検出する電圧検出器２０と、を備える。スレーブ蓄電システム１０ｂの制御部は、マスタ蓄電システム１０ａの所定の電圧に関するデータを保持しており、電圧検出器２０によって検出された電圧値と、マスタ蓄電システム１０ａの所定の電圧値とを比較し、検出された電圧値が所定の電圧値よりも低い場合、所定の電流値を負荷７１に供給する。

Description

本発明は、蓄電池を備える電力供給システム及びスレーブ蓄電システムに関する。

蓄電池と双方向インバータを備える蓄電システムが普及してきている。当該蓄電システムは系統に接続され、停電時のバックアップやピークシフトに利用される。蓄電システムには小型のものから大型のものまで様々な種類がある。

特開２０００−２８７３６０号公報

既存の蓄電システムに新たに別の蓄電システムを増設する場合や、大規模施設に小型または中型の複数の蓄電システムを導入する場合、複数の蓄電システムを連携して動作させる必要が生じる場合がある。例えば、停電時に個々の蓄電システムの定格出力容量を上回る負荷容量が発生した場合、複数の蓄電システムを連携して動作させる必要がある。

本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、複数の蓄電システムを効率的に連携運転させる技術を提供することにある。

本発明のある態様の電力供給システムは、予め所定の電圧及び周波数の交流電流を負荷へ供給するマスタ蓄電システムと、前記負荷へ交流電流を供給する少なくとも１つのスレーブ蓄電システムと、前記マスタ蓄電システムの出力電圧及び出力周波数を検出する電圧検出器と、を備える。前記マスタ蓄電システム及び前記スレーブ蓄電システムは、蓄電池と、前記蓄電池と前記負荷との間に配置された電力変換器と、各蓄電システムを制御する制御部とを含み、前記負荷に対して互いに並列接続されている。前記マスタ蓄電システムの制御部は、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧に関するデータを保持しており、前記電圧検出器によって検出された電圧値と、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧値とを比較し、前記検出された電圧値が前記所定の電圧値よりも低い場合、所定の電流値を前記負荷に供給する。

本発明によれば、複数の蓄電システムを効率的に連携運転させることができる。

本発明の実施の形態１に係る配電システムの構成を示す図である。本発明の実施の形態１に係る配電システムに含まれる第１蓄電システムおよび第２蓄電システムの構成を示す図である。本発明の実施の形態１に係る第１制御部、第２制御部の構成を示す図である。本発明の実施の形態１に係る配電システムの動作を説明するためのフローチャートである。本発明の実施の形態２に係る配電システムの構成を示す図である。本発明の実施の形態２に係る配電システムの動作を説明するためのフローチャートである。本発明の実施の形態３に係る配電システムの動作を説明するためのフローチャートである。本発明の実施の形態４に係る配電システムの構成を示す図である。本発明の実施の形態４に係る第１制御部、第２制御部の構成を示す図である。図１０（ａ）−（ｂ）は、本発明の実施の形態４に係る配電システムの動作を説明するためのフローチャートである。変形例２に係る第１制御部、第２制御部の構成を示す図である。変形例２に係るマスタ設定処理を説明するためのフローチャートである。

本発明の実施の形態は、太陽電池を商用電力系統と並列に接続し、商用電源および太陽電池の両方から負荷へ電力を供給するとともに、蓄電池を充電する配電システムに関する。このような配電システムは、例えば商業施設、公共施設、オフィスビル、マンションなどへの設置に適している。電力会社が時間帯別電気料金制度を採用している場合、夜間の時間帯の電気料金は、昼間の時間帯の電気料金よりも安く設定される。これらの時間帯の一例として、昼間の時間帯は７時から２３時であり、夜間の時間帯は２３時から翌日の７時というように規定される。このような低い電気料金を有効に利用するために、配電システムは、夜間の時間帯に、商用電源からの電力によって蓄電池に蓄電する。

蓄電池に蓄えられた電力は、商用電源が停電したときに、エレベータやサーバなどの重要な機器を動作させるためのバックアップ電源として用いられる。さらに蓄電池は、一般に電気の使用量が大きくなる昼間の時間帯において放電することによって、昼間の商用電力における使用量の最大値を下げる、いわゆるピークシフトとしても用いられる。

このように、蓄電池は特定の負荷のバックアップとしての役割と、ピークシフトとしての役割の二つの役割を持つ。実施の形態に係る配電システムは、蓄電池に上述の二つの役割を果たさせるために、商用電源が通電中の通常時には蓄電池に一定の蓄電量を確保しつつピークシフトを実行し、商用電源が停電の場合には、蓄電池を放電して特定の負荷に電力を供給する。

図１は、本発明の実施の形態１に係る配電システム５０の構成を示す図である。実施の形態１に係る配電システム５０は負荷７０に電力を供給するためのシステムである。当該配電システム５０は、複数の蓄電システム１０、第１検出器２０、第２検出器３０、第１スイッチＳＷ１、第２スイッチＳＷ２、分電盤４０を備える。図１に示す例では配電システム５０は、複数の蓄電システム１０として第１蓄電システム１０ａおよび第２蓄電システム１０ｂの二つを備える。なお三つ以上の蓄電システム１０を備えてもよい。

図２は、本発明の実施の形態１に係る配電システム５０に含まれる第１蓄電システム１０ａおよび第２蓄電システム１０ｂの構成を示す図である。以下の説明では第１蓄電システム１０ａと第２蓄電システム１０ｂは同じ蓄電システムであるとし、第１蓄電システム１０ａをマスタ、第２蓄電システム１０ｂをスレーブとする。

第１蓄電システム１０ａは第１蓄電池１１ａ、第１双方向インバータ１２ａ、第１３スイッチＳＷ３ａ、第１太陽電池１３ａ、第１制御装置１４ａを備える。第１制御装置１４ａは第１制御部１５ａ、第１蓄電池管理部１６ａを含む。同様に、第２蓄電システム１０ｂは、第２蓄電池１１ｂ、第２双方向インバータ１２ｂ、第２３スイッチＳＷ３ｂ、第２太陽電池１３ｂ、第２制御装置１４ｂを備える。第２制御装置１４ｂは第２制御部１５ｂ、第２蓄電池管理部１６ｂを含む。第１太陽電池１３ａおよび第２太陽電池１３ｂは再生可能エネルギー発電装置の一例である。

以下、図１、図２を参照しながら実施の形態１に係る配電システム５０を詳細に説明する。負荷７０は、第１種負荷７１および第２種負荷７２に分類される。両者とも交流電力で駆動される機器である。第１種負荷７１は、停電時に第１蓄電池１１ａおよび第２蓄電池１１ｂから優先的に電力供給を受けることができる予め設定された特定負荷である。例えばエレベータ、サーバなどが該当する。第２種負荷７２は一般負荷である。第２種負荷７２は停電時には基本的に、第１蓄電池１１ａおよび第２蓄電池１１ｂからバックアップ電源の供給を受けることができない。このように負荷７０に優先順位をつけることにより、停電時に、蓄電池に蓄積された限られた電力を効果的に使用できる。

商用電源６０は電力会社から供給される系統電源である。分電盤４０は系統に接続されるとともに、第１スイッチＳＷ１を介して第１双方向インバータ１２ａおよび第２双方向インバータ１２ｂに接続される。より具体的には第１双方向インバータ１２ａの交流側端子と第２双方向インバータ１２ｂの交流側端子が結合される第１ノードＮ１に接続される。

分電盤４０は系統から引き込んだ交流電力を構内の負荷７０に供給する。また分電盤４０は、第１双方向インバータ１２ａ若しくは第２双方向インバータ１２ｂを介して第１太陽電池１３ａ若しくは第２太陽電池１３ｂからの発電電力、第１蓄電池１１ａ若しくは第２蓄電池１１ｂからの放電電力、またはそれらの任意の合成電力を受ける。分電盤４０は、その電力と系統からの電力を合成して負荷７０に供給することもできる。

第１スイッチＳＷ１は、分電盤４０と第１ノードＮ１との間に設けられる。第２スイッチＳＷ２は、第１種負荷７１の入力端子の接続先を、分電盤４０と第１スイッチＳＷ１の間の第２ノードＮ２に接続するか、第１ノードＮ１と第１スイッチＳＷ１の間の第３ノードＮ３に接続するか切り替える。第１スイッチＳＷ１および第２スイッチＳＷ２は第１制御部１５ａにより制御される。

負荷７０に系統電力のみが供給される場合、第１制御部１５ａは第１スイッチＳＷ１をオフに制御し、第２スイッチＳＷ２を第２ノードＮ２側に接続させる。負荷７０に系統電力と第１蓄電システム１０ａおよび／または第２蓄電システム１０ｂからの電力が合成されて供給される場合、第１制御部１５ａは第１スイッチＳＷ１をオンに制御し、第２スイッチＳＷ２を第２ノードＮ２側に接続させる。停電時は、第１制御部１５ａは第１スイッチＳＷ１をオフに制御し、第２スイッチＳＷ２を第３ノードＮ３側に接続させる。

第１太陽電池１３ａおよび第２太陽電池１３ｂは、光起電力効果を利用し、光エネルギーを直接電力に変換する発電装置である。第１太陽電池１３ａおよび第２太陽電池１３ｂとして、シリコン太陽電池、さまざまな化合物半導体などを素材にした太陽電池、色素増感型（有機太陽電池）などが使用される。第１太陽電池１３ａは、第１３スイッチＳＷ３ａを介して第１双方向インバータ１２ａと第１蓄電池１１ａとの間の第１４ノードＮ４ａに接続される。第２太陽電池１３ｂは、第２３スイッチＳＷ３ｂを介して第２双方向インバータ１２ｂと第２蓄電池１１ｂとの間の第２４ノードＮ４ｂに接続される。

第１双方向インバータ１２ａおよび第２双方向インバータ１２ｂは、交流側端子から入力される交流電力を直流電力に変換して直流側端子に出力するとともに、直流側端子から入力される直流電力を交流電力に変換して交流側端子に出力する。第１双方向インバータ１２ａおよび第２双方向インバータ１２ｂの交流側端子に入力される交流電力は商用電源６０から供給される。第１双方向インバータ１２ａの直流側端子に入力される直流電力は、第１蓄電池１１ａまたは第１太陽電池１３ａから供給される。同様に第２双方向インバータ１２ｂの直流側端子に入力される直流電力は、第２蓄電池１１ｂまたは第２太陽電池１３ｂから供給される。

本実施の形態では第１双方向インバータ１２ａおよび第２双方向インバータ１２ｂはそれぞれ、三相交流インバータで構成され、三相交流インバータを構成する各スイッチング素子はＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）で構成される。各三相交流インバータは、第１制御部１５ａおよび第２制御部１５ｂによりそれぞれＰＷＭ（pulse width modulation）制御される。

第１３スイッチＳＷ３ａは、第１太陽電池１３ａと第１４ノードＮ４ａとの間に設けられ、第１制御部１５ａにより制御される。第２３スイッチＳＷ３ｂは、第２太陽電池１３ｂと第２４ノードＮ４ｂとの間に設けられ、第２制御部１５ｂにより制御される。第１太陽電池１３ａおよび第２太陽電池１３ｂの発電量は太陽光の量によって左右されるため、発電量を制御することは困難である。第１３スイッチＳＷ３ａおよび第２３スイッチＳＷ３ｂを設けることにより、第１太陽電池１３ａまたは第２太陽電池１３ｂの発電電力により第１蓄電池１１ａまたは第２蓄電池１１ｂが過充電されることを防止できる。

第１蓄電池１１ａおよび第２蓄電池１１ｂは、充放電自在で繰り返し使用できる二次電池である。第１蓄電池１１ａおよび第２蓄電池１１ｂは例えば、多数のリチウムイオン電池セルを内蔵する電池パックが複数組み合わされて形成される。具体的には複数の電池パックは直並列接続され、直列単位でスイッチングユニットにより接続／切断制御される。

第１蓄電池１１ａは第１４ノードＮ４ａに接続される。第１蓄電池１１ａは基本的に、第１双方向インバータ１２ａによって直流電力に変換された系統電力によって充電される。また第１太陽電池１３ａが発電した電力によっても充電される。第１蓄電池１１ａは、第１双方向インバータ１２ａによって直流電力から交流電力に変換された放電電力を負荷７０に供給する。特に停電時、第１種負荷７１に供給する。

第１蓄電池１１ａを構成する各電池パックは、図示しない電流センサ、電圧センサ、温度センサを内蔵する。各電池パックは、内蔵する各電池セルの電流、電圧、温度を常時監視し、監視データを第１蓄電池管理部１６ａに送信する。第１蓄電池１１ａと第１蓄電池管理部１６ａは、光ファイバで構成されるＬＡＮケーブルまたはＲＳ−２３２Ｃケーブルにより接続され、両者の間で光通信される。以上の第１蓄電池１１ａに関する説明は、第２蓄電池１１ｂにもあてはまる。

第１検出器２０は、第１ノードＮ１と第２ノードＮ２の間に設けられる。即ち、商用電源６０と、第１双方向インバータ１２ａおよび第２双方向インバータ１２ｂとの間の経路に設けられる。第１検出器２０は電流センサおよび電圧センサを含む。第１検出器２０は、負荷７０に供給される電流および電圧の値を検出して、第１制御部１５ａに通知する。停電時は、第１種負荷７１に供給される電流および電圧の値を検出して、第１制御部１５ａに通知する。

第２検出器３０は、第２双方向インバータ１２ｂの交流側端子と第１ノードＮ１の間に設けられる。第２検出器３０は電流センサおよび電圧センサを含む。第２検出器３０は、第２双方向インバータ１２ｂから第１ノードＮ１に流れ込む電流の値を検出して、第２制御部１５ｂに通知する。また第１ノードＮ１の電圧の値を検出して、第２制御部１５ｂに通知する。

第１検出器２０と第１制御部１５ａは、光ファイバで構成されるＬＡＮケーブルまたはＲＳ−２３２Ｃケーブルにより接続され、両者の間で光通信される。同様に第２検出器３０と第２制御部１５ｂも、光ファイバで構成されるＬＡＮケーブルまたはＲＳ−２３２Ｃケーブルにより接続され、両者の間で光通信される。

なお第１検出器２０および第２検出器３０の両方が電圧センサを備える必要はなく、いずれか一方でもよい。その場合、電圧センサを備える検出器は、第１制御部１５ａおよび第２制御部１５ｂの両方に、検出した電圧の値を通知する。

第１蓄電池管理部１６ａは、充放電指令および第１蓄電池１１ａから受信される監視データをもとに、第１蓄電池１１ａの充放電制御を行う。充電指令が発動された場合、第１蓄電池管理部１６ａは第１蓄電池１１ａのスイッチングユニットに、電池パックと、第１双方向インバータ１２ａにつながるバスとを接続させるよう指示する。それとともに第１制御部１５ａに、第１双方向インバータ１２ａにＡＣ−ＤＣ変換させるよう指示する。放電指令が発動された場合、第１蓄電池管理部１６ａは当該スイッチングユニットに、電池パックと当該バスとを接続させるよう指示する。それとともに第１制御部１５ａに、第１双方向インバータ１２ａにＤＣ−ＡＣ変換させるよう指示する。第１蓄電池管理部１６ａと第１制御部１５ａは、光ファイバで構成されるＬＡＮケーブルまたはＲＳ−２３２Ｃケーブルにより接続され、両者の間で光通信される。以上の第１蓄電池管理部１６ａに関する説明は、第２蓄電池管理部１６ｂにもあてはまる。

第１蓄電池管理部１６ａと第２蓄電池管理部１６ｂは、光ファイバで構成されるＬＡＮケーブルまたはＲＳ−２３２Ｃケーブルにより接続され、両者の間で光通信される。この光通信にはイーサネット（登録商標）を利用できる。第１制御部１５ａは、第１蓄電池管理部１６ａおよび第２蓄電池管理部１６ｂを介して第２制御部１５ｂと通信できる。

第１双方向インバータ１２ａおよび第１制御部１５ａは双方向パワーコンディショナを構成する。同様に第２双方向インバータ１２ｂおよび第２制御部１５ｂも双方向パワーコンディショナを構成する。第１双方向インバータ１２ａおよび第２双方向インバータ１２ｂは、商用電源６０が通電中の場合は商用電源６０の周波数に同期した周波数で動作し（系統連携運転）、商用電源６０が停電中の場合は商用電源６０の周波数と非同期の周波数で動作する（自立運転）。

第１制御部１５ａは第１蓄電システム１０ａおよび第２蓄電システム１０ｂを含む配電システム５０全体を制御する。第２制御部１５ｂは第２蓄電システム１０ｂを制御する。第１制御部１５ａは、第１太陽電池１３ａおよび／または第１蓄電池１１ａから負荷７０に給電する際、系統連系運転モードと自立運転モードのいずれかを選択する。系統連系運転モードは、第１太陽電池１３ａおよび／または第１蓄電池１１ａが商用電源６０と電気的に接続し、第１双方向インバータ１２ａが商用電源６０に同期した電流を系統に流している運転状態をいう。この系統に流している電流は、商用電源６０の周波数と同じ周波数で、規定値以上の高調波電流を含まない正弦波であり、力率が概略１（商用電源６０の電圧と同じ位相）の電流である。

自立運転モードは、第１太陽電池１３ａおよび／または第１蓄電池１１ａが商用電源６０と電気的に切り離された状態で、第１双方向インバータ１２ａが第１種負荷７１に電力を供給している運転状態をいう。自立運転モードでは、第１双方向インバータ１２ａ自体が規定の電圧および周波数で規定値以上の歪みのない正弦波の電圧を発生させる。

第１制御部１５ａは、第１太陽電池１３ａおよび／または第１蓄電池１１ａから負荷７０に給電する際、商用電源６０が停電していない場合は系統連系運転モードで運転し、商用電源６０が停電している場合は自立運転モードで運転する。系統連系運転モードで運転する場合、第１制御部１５ａは第１スイッチＳＷ１をオンに制御し、第２スイッチＳＷ２の接続先を第２ノードＮ２側に制御する。それとともに第１双方向インバータ１２ａに、商用電源６０と連系すべく商用電源６０に同期した位相と周波数を設定する。自立運転モードで運転する場合、第１制御部１５ａは第１スイッチＳＷ１をオフに制御し、第２スイッチＳＷ２の接続先を第３ノードＮ３側に制御する。それとともに第１双方向インバータ１２ａに、商用電源６０と独立した位相と周波数を設定する。

第２制御部１５ｂも第１制御部１５ａと基本的に同様に動作するが、第１スイッチＳＷ１および第２スイッチＳＷ２の制御はマスタの第１制御部１５ａが行う。またマスタの第１制御部１５ａは、停電時における第１蓄電システム１０ａと第２蓄電システム１０ｂとの連携運転を制御する。

図３は、本発明の実施の形態１に係る第１制御部１５ａ、第２制御部１５ｂの構成を示す図である。マスタに設定される第１蓄電システム１０ａの第１制御部１５ａは、第１駆動制御部１５１ａ、第１取得部１５２ａ、第１判定部１５３ａ、第１電流値算出部１５４ａ、指示部１５５ａ、目標値保持部１５８ａを備える。スレーブに設定される第２蓄電システム１０ｂは、第２駆動制御部１５１ｂ、第２取得部１５２ｂ、第２電流値算出部１５４ｂ、指示受領部１５５ｂ、目標値算出部１５８ｂを備える。

第１制御部１５ａおよび第２制御部１５ｂのそれぞれの構成は、ハードウエア的には、任意のマイクロコンピュータ、メモリ、その他のＬＳＩで実現でき、ソフトウエア的にはメモリにロードされたプログラムなどによって実現されるが、ここではそれらの連携によって実現される機能ブロックを描いている。したがって、これらの機能ブロックがハードウエアのみ、ソフトウエアのみ、またはそれらの組合せによっていろいろな形で実現できることは、当業者には理解されるところである。

なお図３に示す第１制御部１５ａおよび第２制御部１５ｂのそれぞれの構成要素は、本明細書において注目する、停電時における第１蓄電システム１０ａと第２蓄電システム１０ｂとの連携運転に必要な構成要素のみを描いている。したがって各種スイッチの制御などを行う構成要素は省略されている。

まずマスタの第１制御部１５ａを説明する。第１取得部１５２ａは停電時、第１種負荷７１に流れる電流の値を第１検出器２０から取得する。また第１取得部１５２ａは停電時、第１種負荷７１に印加される電圧の値を第１検出器２０または第２検出器３０から取得する。

目標値保持部１５８ａは、停電時に自立運転する際に第１双方向インバータ１２ａから出力されるべき交流電力の電圧および周波数を保持する。目標値保持部１５８ａは、１周期分の各サンプリングポイントの目標電圧値をテーブルで保持してもよいし、その目標電圧値を算出するための数式を保持してもよい。サンプリングポイントは、例えば１５［ｋＨｚ］ごとに設定される。

第１駆動制御部１５１ａは、停電時にて、予め設定された電圧および周波数の交流電力を系統側に供給するよう第１双方向インバータ１２ａを駆動制御する。この電圧および周波数は目標値保持部１５８ａに保持される。本明細書では２００［Ｖ］、６０［Ｈｚ］の交流電圧を、第１双方向インバータ１２ａの交流側端子から出力するよう駆動制御する。

より具体的には、第１駆動制御部１５１ａは、第１双方向インバータ１２ａを構成する三相交流インバータの各ＩＧＢＴのゲート端子に印加する駆動電圧のデューティ比を調整する。停電時にて、第１種負荷７１に印加される電圧が低下した場合、第１駆動制御部１５１ａは駆動電圧のデューティ比を上げる。反対に第１種負荷７１に印加される電圧が上昇した場合、第１駆動制御部１５１ａは駆動電圧のデューティ比を下げる。このようなフィードバック制御により、第１駆動制御部１５１ａは、第１種負荷７１に印加される電圧の値が目標電圧値を維持するよう制御する。

第１判定部１５３ａは、第１検出器２０から取得される電流の値、および目標電圧値をもとに第１双方向インバータ１２ａの出力容量を算出する。第１判定部１５３ａは、算出した出力容量と第１双方向インバータ１２ａの定格出力容量を比較し、前者が後者を超えるか否か判定する。

本明細書では第１双方向インバータ１２ａの定格出力容量を１０［ｋＶＡ］、第１種負荷７１の容量を１５［ｋＶＡ］とする例を考える。以下、説明を簡単にするため、第１双方向インバータ１２ａおよび第１種負荷７１の力率を無視して考える。このように本明細書では一つの蓄電システム１０からの、定格出力容量の範囲内の電力供給では、第１種負荷７１の容量を満たさない例を前提としている。したがって複数の蓄電システム１０が連携して、第１種負荷７１に電力供給する必要がある。

第１電流値算出部１５４ａは、算出された第１双方向インバータ１２ａの出力容量が第１双方向インバータ１２ａの定格出力容量を超えるとき、第２蓄電システム１０ｂから第１ノードＮ１へ出力すべき電流の値を算出する。本実施の形態ではマスタの第１蓄電システム１０ａから第１双方向インバータ１２ａの定格出力容量の電流を出力し、スレーブの第２蓄電システム１０ｂから不足分の電流を出力する。上述の例では第１蓄電システム１０ａが１０［ｋＶＡ］を分担し、第２蓄電システム１０ｂが５［ｋＶＡ］を分担する。

なお上述の第１判定部１５３ａによる出力容量の判定処理はスキップしてもよい。即ち第１電流値算出部１５４ａは、停電発生を条件に第２蓄電システム１０ｂから第１ノードＮ１へ出力すべき電流の値を算出する。この電流の値が負になる場合は、第１蓄電システム１０ａからの電力供給のみで第１種負荷７１の容量を満たすことになる。

指示部１５５ａは、第１蓄電池管理部１６ａおよび第２蓄電池管理部１６ｂを介して第２制御部１５ｂに、第１ノードＮ１に電流を出力するよう指示する。その際、第２蓄電システム１０ｂが分担すべき電流の値を指示する。

次にスレーブの第２制御部１５ｂを説明する。第２取得部１５２ｂは停電時、第１種負荷７１に印加される電圧の値を第１検出器２０または第２検出器３０から取得する。また第２双方向インバータ１２ｂから第１ノードＡ１に流れる電流の値を第２検出器３０から取得する。即ち、第２蓄電システム１０ｂの出力電流の値を取得する。

第２駆動制御部１５１ｂは、停電時にて、第１検出器２０または第２検出器３０から検出される電圧に同期した交流電圧を出力するよう第２双方向インバータ１２ｂを駆動制御する。具体的には第２検出器３０から検出される交流電圧の位相および周波数と同期した位相および周波数の交流電圧を第２双方向インバータ１２ｂに生成させる。当該位相および周波数は、第１検出器２０または第２検出器３０から検出される電圧を時系列に観測することにより特定できる。例えば、ゼロクロス間の時間をカウントすることにより、第１双方向インバータ１２ａから出力される交流電圧の位相および周波数を特定できる。

指示受領部１５５ｂは、指示部１５５ａから電流出力指令を受領する。その際、第２蓄電システム１０ｂが分担すべき電流の値も受領する。その値は実効値で与えられる。目標値算出部１５８ｂは、指示受領部１５５ｂにより受領された電流の値と、上述の交流電圧の位相および周波数をもとに各時刻の目標電流値を算出する。目標値算出部１５８ｂは、１周期分の各サンプリングポイントの目標電流値を算出して、目標電流値テーブルを作成してもよいし、リアルタイムに各サンプリングポイントの目標電流値を算出し続けてもよい。サンプリングポイントは、例えば１５［ｋＨｚ］ごとに設定される。

第２駆動制御部１５１ｂは、各サンプリングポイントにおいて第２検出器３０から検出される電流の値と、目標値算出部１５８ｂにより算出される対応するサンプリングポイントの目標電流値とが一致するよう第２双方向インバータ１２ｂを駆動制御する。前者が後者より大きい場合、第２駆動制御部１５１ｂは、第２双方向インバータ１２ｂを駆動するための駆動電圧のデューティ比を下げる。反対に前者が後者より小さい場合、第２駆動制御部１５１ｂは当該駆動電圧のデューティ比を上げる。このようなフィードバック制御により定電流出力を実現できる。

図４は、本発明の実施の形態１に係る配電システム５０の動作を説明するためのフローチャートである。以下の本明細書のフローチャートでは、ステップＳ１００番台の符号が付された処理は第１蓄電システム１０ａの処理を示し、ステップＳ２００番台の符号が付された処理は第２蓄電システム１０ｂの処理を示す。

図４のフローチャートに示す処理は、停電が発生してから第１種負荷７１に、第１蓄電システム１０ａおよび第２蓄電システム１０ｂの連携運転により、安定した電力を供給する状態になるまでの処理を示している。

停電が発生すると（Ｓ１００のＹ）、マスタの第１駆動制御部１５１ａは、自立運転モードにおける電圧および周波数を決定する（Ｓ１１０）。この電圧および周波数には予め設定された値を使用できる。本明細書では２００［Ｖ］、６０［Ｈｚ］を使用する。

第１駆動制御部１５１ａは、その電圧および周波数の交流電力を第１種負荷７１に供給するよう第１双方向インバータ１２ａを駆動制御する（Ｓ１２０）。これにより第１種負荷７１への電力供給が開始される。

第１取得部１５２ａは、第１検出器２０から第１種負荷７１に流れる電流の値を取得する（Ｓ１３０）。第１電流値算出部１５４ａは、取得された電流の値と、第１双方向インバータ１２ａの定格出力容量の電流の値との差分を算出して、不足する電流の値を算出する（Ｓ１４０）。この不足する電流の値は、目標電圧値において第１双方向インバータ１２ａから、その定格出力容量の範囲内で最大電流を出力する場合に不足する電流の値である。第１種負荷７１の容量が大きい場合、第１双方向インバータ１２ａの出力電圧が低下してくる。これに対して、第１駆動制御部１５１ａがその出力電圧を維持するよう第１双方向インバータ１２ａを駆動制御するため、第１双方向インバータ１２ａの出力電流が増大する。その出力電流が上述の定格出力容量の範囲内の最大を超えると、上述の電流不足が発生する。

指示部１５５ａは、算出された不足する電流の値を含む電流出力指示を、スレーブの第２制御部１５ｂに指示する（Ｓ１５０）。スレーブの指示受領部１５５ｂは、マスタの指示部１５５ａからの電流出力指示を取得する（Ｓ２００）。第２取得部１５２ｂは第１検出器２０または第２検出器３０から、第１種負荷７１に印加されている電圧の値を取得する（Ｓ２１０）。

第２駆動制御部１５１ｂは、第１検出器２０または第２検出器３０により検出された電圧波形に同期した電圧で、指示された電流を出力するよう第２双方向インバータ１２ｂを駆動制御する（Ｓ２２０）。これにより第１蓄電システム１０ａからの電流と第２蓄電システム１０ｂからの合成電流が第１種負荷７１へ供給されるようになる。

第２取得部１５２ｂは第２検出器３０から、第２双方向インバータ１２ｂから第１ノードＮ１に流れ込む電流の値を取得する（Ｓ２３０）。第２駆動制御部１５１ｂは、取得された電流の値が目標電流値と一致するか否か判定し（Ｓ２４０）、一致しない場合（Ｓ２４０のＮ）、両者が一致するよう第２双方向インバータ１２ｂの駆動電圧のデューティ比を調整し（Ｓ２５０）、ステップＳ２３０に遷移する。なお当該目標電流値は、上述の電流出力指示に含まれる電流の値と、第１検出器２０または第２検出器３０により検出された電圧の位相および周波数をもとに目標値算出部１５８ｂにより算出される。

第２駆動制御部１５１ｂにより両者が一致すると判定された場合（Ｓ２４０のＹ）、マスタの第１取得部１５２ａは第１検出器２０または第２検出器３０から、第１種負荷７１に印加されている電圧の値を取得する（Ｓ１７０）。

第１判定部１５３ａは、第１検出器２０または第２検出器３０により検出された電圧の値から、第１種負荷７１の要求を満たしているか否か判定する（Ｓ１８０）。検出された電圧の値が、上述の目標電圧値と一致していれば第１種負荷７１の要求を満たしていることになる。両者が一致しなければ第１種負荷７１の要求を満たしていないことになる。第２蓄電システム１０ｂから追加される電流が不足している場合、検出された電圧の値が、目標電圧値より低くなる。

第１種負荷７１の要求を満たしていない場合（Ｓ１８０のＮ）、ステップＳ１３０に遷移し、ステップＳ１３０からステップＳ１７０までの処理を繰り返す。第１種負荷７１の要求を満たしている場合（Ｓ１８０のＹ）、停電発生時の第１蓄電システム１０ａと第２蓄電システム１０ｂとの連携による、停電時の自立運転制御の一単位を終了する。その後も第１種負荷７１の容量が変動する度に、この自立運転制御が繰り返される。

以上説明したように実施の形態１によれば、停電時にマスタの第１蓄電システム１０ａが不足する電流の値を計算して、スレーブの第２蓄電システム１０ｂにその値の電流出力を指示する。これにより、停電時に複数の蓄電システムを効率的に連携運転させることができる。またマスタの第１蓄電システム１０ａの定格を超えないように運転されるため、安全性が高い。このような複数の蓄電システムの連携運転が可能になると、小型または中型の蓄電システムで、小規模な第１種負荷７１から大規模な第１種負荷７１まで対応可能になる。既存の蓄電システムへの増設も容易になり、蓄電システム全体の規模を柔軟に調整できる。

（実施の形態２）
図５は、本発明の実施の形態２に係る配電システム５０の構成を示す図である。実施の形態２に係る配電システム５０は、実施の形態１に係る配電システム５０に第３検出器３５が追加された構成である。以下、実施の形態１に係る配電システム５０と共通する説明は適宜省略し、相違点を説明する。

第３検出器３５は、第１蓄電システム１０ａの第１双方向インバータ１２ａの交流側出力端子と第１ノードＮ１との間に設けられる。第３検出器３５は電流センサおよび電圧センサを含む。第３検出器３５は、第１双方向インバータ１２ａから第１ノードＮ１に流れ込む電流の値を検出して、第１制御部１５ａに通知する。また第１ノードＮ１の電圧の値を検出して、第１制御部１５ａに通知する。

第３検出器３５と第１制御部１５ａは、光ファイバで構成されるＬＡＮケーブルまたはＲＳ−２３２Ｃケーブルにより接続され、両者の間で光通信される。なお第１検出器２０、第２検出器３０および第３検出器３５の全てが電圧センサを備える必要はなく、いずれか一つが備えるのみでよい。例えば、第１検出器２０のみが電圧センサを備える場合、第１検出器２０は第１制御部１５ａおよび第２制御部１５ｂの両方に、検出した電圧の値を通知する。

実施の形態２では目標値保持部１５８ａは、停電時に自立運転する際に第１双方向インバータ１２ａから出力されるべき交流電力の電圧および周波数に対応する電流の値をさらに保持する。目標値保持部１５８ａは、１周期分の各サンプリングポイントの目標電流値をテーブルで保持してもよいし、その目標電流値を算出するための数式を保持してもよい。

実施の形態２では第１駆動制御部１５１ａは、第２蓄電システム１０ｂに電流出力を指示する前は第１双方向インバータ１２ａを定電圧駆動し、その指示をした後は第１双方向インバータ１２ａを定電流駆動する。定電圧駆動する場合、第１駆動制御部１５１ａは、各サンプリングポイントにおいて第１検出器２０などから検出される電圧の値と、対応するサンプリングポイントの目標電圧値とが一致するよう第１双方向インバータ１２ａを駆動制御する。定電流駆動する場合、第１駆動制御部１５１ａは、各サンプリングポイントにおいて第３検出器３５から検出される電流の値と、対応するサンプリングポイントの目標電流値とが一致するよう第１双方向インバータ１２ａを駆動制御する。

実施の形態２では、電流値算出部１５４ａは、第１検出器２０から取得される電流の値を、第１ノードＮ１に接続される蓄電システム１０の数で按分して個々の蓄電システム１０から第１ノードＮ１へ出力すべき電流の値を算出する。第１ノードＮ１にＭ（自然数）個の蓄電システムが接続される場合、電流値算出部１５４ａは当該電流の値を１／Ｍにする。本実施の形態では第１ノードＮ１に、第１蓄電システム１０ａと第２蓄電システム１０ｂの二つが接続される。したがって、電流値算出部１５４ａは当該電流の値を１／２にする。上述の例では第１蓄電システム１０ａが７．５［ｋＶＡ］を分担し、第２蓄電システム１０ｂが７．５［ｋＶＡ］を分担する。なお、第１ノードＮ１に接続される蓄電システム１０の数は、第１制御装置１４ａに予め記憶されていてもよいし、個々の蓄電システム１０から第１ノードＮ１へ出力すべき電流の値を算出する際に検出してもよい。

実施の形態２では第１判定部１５３ａは第１制御部１５ａの必須要素ではない。実施の形態２では第１検出器２０から検出される電流の値にかかわらず、電流値算出部１５４ａはその値を、第１ノードＮ１に接続される蓄電システムの数で按分する。なお実施の形態１と同様に、第１判定部１５３ａは、第１検出器２０から取得される電流の値をもとに第１双方向インバータ１２ａの出力容量を算出し、算出した出力容量と第１双方向インバータ１２ａの定格出力容量を比較してもよい。前者が後者を超える場合のみ、電流値算出部１５４ａは上述の按分処理を行う。

図６は、本発明の実施の形態２に係る配電システム５０の動作を説明するためのフローチャートである。図６のフローチャートは、図４のフローチャートと比較し、ステップＳ１４０およびステップＳ１５０の処理がステップＳ１４１およびステップＳ１５１の処理にそれぞれ置き換えられ、ステップＳ１６１、ステップＳ１６２およびステップＳ１６３の処理が追加されたものである。

図６のステップＳ１００からステップＳ１３０までの処理は、図４のそれらの処理と同じである。第１電流値算出部１５４ａは、第１検出器２０から取得される電流の値を、第１ノードＮ１に接続される蓄電システムの数で按分する（Ｓ１４１）。

指示部１５５ａは、スレーブの第２蓄電システム１０ｂが分担すべき電流の値を含む電流出力指示を、第２制御部１５ｂに指示する（Ｓ１５１）。本実施の形態では第１ノードＮ１に、第１蓄電システム１０ａと第２蓄電システム１０ｂの二つが接続されるため、第１検出器２０により検出された電流の値の半分を出力するよう第２制御部１５ｂに指示する。ステップＳ２００からステップＳ２４０までの処理は、図４のそれらの処理と同じである。

第２駆動制御部１５１ｂにより第２検出器３０から取得された電流の値と目標電流値が一致すると判定された場合（Ｓ２４０のＹ）、マスタの第１取得部１５２ａは、第１双方向インバータ１２ａから第１ノードＮ１に流れ込む電流の値を第３検出器３５から取得する（Ｓ１６１）。第１駆動制御部１５１ａは、取得された電流の値が目標電流値と一致するか否か判定し（Ｓ１６２）、一致しない場合（Ｓ１６２のＮ）、両者が一致するよう第１双方向インバータ１２ａの駆動電圧のデューティ比を調整する（Ｓ１６３）。なお当該目標電流値は、目標値保持部１５８ａに保持されている。なお数式をもとにリアルタイムに算出されてもよい。ステップＳ１８０の処理は、図４のステップＳ１８０の処理と同じである。

以上説明したように実施の形態２によれば、停電時に第１種負荷７１に給電可能な蓄電システム１０の数で、第１種負荷７１に供給すべき電流の値を按分する。そして各蓄電システムから第１種負荷７１にそれぞれが分担すべき電流を並列に供給する。これにより、上述の実施の形態１に係る効果に加えて以下の効果を奏する。配電システム５０に含まれる複数の蓄電システム１０のそれぞれの蓄電池１１の使用量を平準化できる。したがって各蓄電システム１０の蓄電池１１の寿命を平準化できる。また蓄電システム１０の切替をせずに、第１種負荷７１に長時間電力供給できる。また三つ以上の蓄電システム１０の連携運転が容易である。

（実施の形態３）
次に、本発明の実施の形態３に係る配電システム５０を説明する。実施の形態３に係る配電システム５０は、図５の実施の形態２に係る配電システム５０の構成と同じである。以下、実施の形態２に係る配電システム５０と共通する説明は適宜省略し、相違点を説明する。

実施の形態３では電流値算出部１５４ａは、第１ノードＮ１に接続される複数の蓄電システム１０のそれぞれの蓄電池１１における残容量の比率に応じて、個々の蓄電システム１０から出力すべき電流の値を算出する。本実施の形態では第１蓄電池管理部１６ａは、第１蓄電池１１ａの残容量を取得する。第１蓄電池管理部１６ａは取得した残容量を第１制御部１５ａに通知する。第２蓄電池管理部１６ｂは、第２蓄電池１１ｂの残容量を取得する。第２蓄電池管理部１６ｂは、取得した残容量を第１蓄電池管理部１６ａを介して第１制御部１５ａに通知する。第１蓄電池１１ａと第２蓄電池１１ｂの容量が等しい場合、第１蓄電池管理部１６ａおよび第２蓄電池管理部１６ｂは、残容量をＳＯＣ（State of. Charge）で表すことができる。

電流値算出部１５４ａは、第１蓄電池１１ａと第２蓄電池１１ｂとのＳＯＣ比で、第１蓄電システム１０ａから流すべき電流と、第２蓄電システム１０ｂから流すべき電流の比を算出する。例えば、第１蓄電池１１ａのＳＯＣが６０％、第２蓄電池１１ｂのＳＯＣが３０％の場合、電流値算出部１５４ａは、第１蓄電システム１０ａから流すべき電流と第２蓄電システム１０ｂから流すべき電流の比を２：１に決定する。上述の例では第１蓄電システム１０ａが１０［ｋＶＡ］を分担し、第２蓄電システム１０ｂが５［ｋＶＡ］を分担する。

実施の形態３でも実施の形態２と同様に、第１判定部１５３ａは第１制御部１５ａの必須要素ではない。実施の形態３では第１検出器２０から検出される電流の値にかかわらず、電流値算出部１５４ａはその値を、残容量の比率で分配する。なお実施の形態１と同様に、第１判定部１５３ａは、第１検出器２０から取得される電流の値をもとに第１双方向インバータ１２ａの出力容量を算出し、算出した出力容量と第１双方向インバータ１２ａの定格出力容量を比較してもよい。前者が後者を超える場合のみ、電流値算出部１５４ａは上述の分配処理を行う。

図７は、本発明の実施の形態３に係る配電システム５０の動作を説明するためのフローチャートである。図７のフローチャートは、図６のフローチャートと比較し、ステップＳ１４２が追加され、ステップＳ１４１がステップＳ１４３に置き換えられたものである。

図７のステップＳ１００からステップＳ１３０までの処理は、図６のそれらの処理と同じである。第１ノードＮ１に接続される各蓄電システム１０の蓄電池管理部１６は、各蓄電システム１０の蓄電池１１の残容量を取得する（Ｓ１４２）。取得された残容量は、第１制御部１５ａに伝達される。第１電流値算出部１５４ａは、第１検出器２０により検出された電流の値を、第１ノードＮ１に接続される各蓄電システムの残容量の比率で分配する（Ｓ１４３）。以下、図７のステップＳ１５１からステップＳ１８０までの処理は、図６のそれらの処理と同じである。

以上説明したように実施の形態３によれば、停電時に第１種負荷７１に給電可能な複数の蓄電システム１０がそれぞれ備える蓄電池１１の残容量の比率に応じて、第１種負荷７１に供給すべき電流の値を分配する。そして各蓄電システム１０から第１種負荷７１にそれぞれ分担すべき電流を供給する。これにより、上述の実施の形態１に係る効果に加えて以下の効果を奏する。配電システム５０に含まれる複数の蓄電システム１０のそれぞれの蓄電池１１の放電終了時刻を合せることができる。また蓄電システム１０の切替をせずに、第１種負荷７１に長時間電力供給できる。また三つ以上の蓄電システム１０の連携運転が容易である。

（実施の形態４）
図８は、本発明の実施の形態４に係る配電システム５０の構成を示す図である。実施の形態４に係る配電システム５０は、実施の形態１に係る配電システム５０の第１蓄電システム１０ａと第２蓄電システム１０ｂが通信線で接続されない構成である。以下、実施の形態１に係る配電システム５０と共通する説明は適宜省略し、相違点を説明する。

図９は、本発明の実施の形態４に係る第１制御部１５ａ、第２制御部１５ｂの構成を示す図である。マスタに設定される第１蓄電システム１０ａの第１制御部１５ａは、第１駆動制御部１５１ａ、第１取得部１５２ａ、目標値保持部１５８ａを備える。スレーブに設定される第２蓄電システム１０ｂは、第２駆動制御部１５１ｂ、第２取得部１５２ｂ、第２判定部１５３ｂ、第２電流値算出部１５４ｂ、マスタ情報保持部１５７ｂ、目標値算出部１５８ｂを備える。

実施の形態４では停電時に、マスタの第１制御部１５ａからスレーブの第２制御部１５ｂに電流出力指示を通知しない。したがって、その指示を通知する指示部１５５ａ、スレーブの第２蓄電システム１０ｂから出力すべき電流の値を算出する第１電流値算出部１５４ａは省略される。また実施の形態４では第１蓄電システム１０ａからの電力のみで第１種負荷７１の容量を満たすか否かをマスタで判定しないため、第１判定部１５３ａも省略される。実施の形態４ではこの判定は、スレーブの第２蓄電システム１０ｂで行われる。第１駆動制御部１５１ａ、第１取得部１５２ａ、目標値保持部１５８ａの動作は、実施の形態１のそれらと同様である。

実施の形態４ではスレーブの第２制御部１５ｂに、第２判定部１５３ｂ、第２電流値算出部１５４ｂ、マスタ情報保持部１５７ｂが追加される。第２取得部１５２ｂは停電時、第１種負荷７１に印加される電圧の値を第１検出器２０または第２検出器３０から取得する。また第１種負荷７１に流れる電流の値を第１検出器２０から取得する。また第２双方向インバータ１２ｂから第１ノードＡ１に流れる電流の値を第２検出器３０から取得する。即ち、第２蓄電システム１０ｂの出力電流の値を取得する。

マスタ情報保持部１５７ｂは、マスタに設定された第１蓄電システム１０ａの定格出力容量、停電時の自立運転で使用される電圧および周波数の値、その電圧の値で駆動される場合における当該定格出力容量を満たす最大出力電流の値を保持する。

第２判定部１５３ｂは、第１検出器２０から取得される電圧または電流の値をもとに、第１蓄電システム１０ａから第１種負荷７１への電力供給のみで、第１種負荷７１の容量を満たすか否か判定する。具体的には、第１検出器２０から取得される電圧がマスタ情報保持部１５７ｂに保持される「停電時の自立運転で使用される電圧の値」よりも低い場合、または、第１検出器２０から取得される電流がマスタ情報保持部１５７ｂに保持される「最大出力電流の値」を超える場合は第１種負荷７１の容量を満たさないと判定し、それ以外の場合は第１種負荷７１の容量を満たすと判定する。

第２電流値算出部１５４ｂは、第１蓄電システム１０ａから第１種負荷７１への電力供給のみでは第１種負荷７１の容量を満たさない場合、スレーブに設定された第２蓄電システム１０ｂから第１ノードＮ１に出力すべき電流の値を算出する。具体的には第２電流値算出部１５４ｂは、第１検出器２０から取得される電流の値から、第１蓄電システム１０ａの上記最大出力電流の値を減算して、第２蓄電システム１０ｂから出力すべき電流の値を算出する。

第２駆動制御部１５１ｂは、停電時にて、第１検出器２０または第２検出器３０から取得される電圧の値およびその周波数に同期した交流電力を交流側出力端子から出力するよう第２双方向インバータ１２ｂを駆動制御する。

また第２駆動制御部１５１ｂは、第２電流値算出部１５４ｂにより算出された値の電流を第１ノードＮ１へ出力するよう第２双方向インバータ１２ｂを駆動制御する。第２駆動制御部１５１ｂは、各サンプリングポイントにおいて第２検出器３０から検出される電流の値と、目標値算出部１５８ｂにより算出される対応するサンプリングポイントの目標電流値とが一致するよう第２双方向インバータ１２ｂを駆動制御する。

実施の形態４では第１制御部１５ａから電流出力指示を受領しないため、指示受領部１５５ｂは省略される。

図１０（ａ）−（ｂ）は、本発明の実施の形態４に係る配電システム５０の動作を説明するためのフローチャートである。図１０（ａ）のフローチャートは第１蓄電システム１０ａの動作を示し、図１０（ｂ）のフローチャートは第２蓄電システム１０ｂの動作を示す。

図１０（ａ）のフローチャートにて、停電が発生すると（Ｓ１００のＹ）、マスタの第１駆動制御部１５１ａは、自立運転モードにおける電圧および周波数を決定する（Ｓ１１０）。第１駆動制御部１５１ａは、その電圧および周波数の交流電力を第１種負荷７１に供給するよう第１双方向インバータ１２ａを駆動制御する（Ｓ１２０）。以下、第１駆動制御部１５１ａは当該電圧を維持するよう定電圧駆動する。実施の形態４ではスレーブの第２蓄電システム１０ｂが不足する電流を調整するため、マスタの第１蓄電システム１０ａの自立運転立ち上げ処理は以上である。

図１０（ｂ）のフローチャートにて、第２取得部１５２ｂは、第１検出器２０または第２検出器３０から第１種負荷７１に印加される電圧の値を取得する（Ｓ３００）。第２判定部１５３ｂは、スレーブの第２蓄電システム１０ｂから第１種負荷７１へ追加の電力供給が必要か否か判定する（Ｓ３１０）。必要ない場合（Ｓ３１０のＮ）、スレーブの第２蓄電システム１０ｂの自立運転立ち上げ処理が終了する。

追加の電力供給が必要な場合（Ｓ３１０のＹ）、第２取得部１５２ｂは、第１種負荷７１に流れる電流の値を第１検出器２０から取得する（Ｓ３２０）。第２電流値算出部１５４ｂは、取得された電流の値と、第１双方向インバータ１２ａの許容される最大出力電流の値との差分を算出して、不足する電流の値を算出する（Ｓ３３０）。

第２駆動制御部１５１ｂは、第１検出器２０または第２検出器３０により検出された電圧波形に同期した電圧で、算出された値の電流を出力するよう第２双方向インバータ１２ｂを駆動制御する（Ｓ３４０）。これにより第１蓄電システム１０ａからの電流と第２蓄電システム１０ｂからの合成電流が第１種負荷７１へ供給されるようになる。

第２取得部１５２ｂは、第２双方向インバータ１２ｂから第１ノードＮ１に流れ込む電流の値を第２検出器３０から取得する（Ｓ３５０）。第２駆動制御部１５１ｂは、取得された電流の値が目標電流値と一致するか否か判定し（Ｓ３６０）、一致しない場合（Ｓ３６０のＮ）、両者が一致するよう第２双方向インバータ１２ｂの駆動電圧のデューティ比を調整し（Ｓ３７０）、ステップＳ３５０に遷移する。両者が一致する場合（Ｓ３６０のＹ）、ステップＳ３００に遷移する。

なお、実施の形態４では、マスタ情報保持部１５７ｂは、マスタに設定された第１蓄電システム１０ａに関する種々の情報を保持しているが、少なくとも停電時の自立運転で使用される電圧の値を保持していればよい。これにより、第２判定部１５３ｂは、第１検出器２０から取得される電圧の値と、保持している停電時の自立運転で使用される電圧の値とを比較し、第１蓄電システム１０ａからの電力供給のみで第１種負荷７１の容量を満たすか否か判定することができる。この場合、マスタ情報保持部１５７ｂは第１蓄電システム１０ａの定格出力容量を保持していないので、第２電流値算出部１５４ｂは不足している電流値を算出することができない。そのため、第２判定部１５３ｂが第１蓄電システム１０ａからの電力供給のみでは第１種負荷７１の容量を満たしていないと判定した場合に、第２蓄電システム１０ｂから第１種負荷７１に供給する所定の電流値を予め設定しておく。

以上説明したように実施の形態４によれば、停電時にスレーブの第２蓄電システム１０ｂが不足する電流の値を計算して自立的に電流を出力する。これにより、上述の実施の形態１に係る効果に加えて以下の効果を奏する。第１蓄電システム１０ａと第２蓄電システム１０ｂ間の通信なしに両者が連携運転できる。したがって両者の間の通信線が不要となり配線を簡素化できる。また配電システム５０に後から第２蓄電システム１０ｂを増設する場合、第１蓄電システム１０ａの第１制御部１５ａは増設後も増設前と同様に動作できる。したがって増設時の第１制御部１５ａのアップデートを省略できる。第１蓄電システム１０ａは、第２蓄電システム１０ｂの増設後も第２蓄電システム１０ｂを意識せずに増設前と同様に、停電時の自立運転を行えばよい。

以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。この実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

（変形例１）
変形例１は実施の形態１に係る配電システム５０の変形例である。実施の形態１に係る配電システム５０でも図５に示す構成を採用できる。即ち、第１蓄電システム１０ａと第１ノードＮ１との間に第３検出器３５を設ける。変形例１によれば、第１蓄電システム１０ａも連携運転後の定電流駆動が可能となる。したがって、後述する変形例２のマスタの交代がしやすくなる。

（変形例２）
変形例２は変形例１に係る配電システム５０、実施の形態２に係る配電システム５０または実施の形態３に係る配電システム５０に適用可能な変形例である。変形例２は配電システム５０に含まれる複数の蓄電システム１０の間でマスタの交代を可能とするものである。

図１１は、変形例２に係る第１制御部１５ａ、第２制御部１５ｂの構成を示す図である。変形例２に係るマスタの第１制御部１５ａは、図３に示す第１制御部１５ａの構成にマスタ設定部１５６ａが追加された構成である。変形例２に係るスレーブの第２制御部１５ｂは、図３に示す第２制御部１５ｂと同様である。

マスタ設定部１５６ａは、第１ノードＮ１に接続される複数の蓄電システム１０のそれぞれの蓄電池１１の劣化度を参照して、最も劣化していない蓄電池１１を含む蓄電システム１０をマスタに設定する。変形例２では第１蓄電池管理部１６ａは、第１蓄電池１１ａの劣化度を取得する。第１蓄電池管理部１６ａは取得した劣化度を第１制御部１５ａに通知する。第２蓄電池管理部１６ｂは、第２蓄電池１１ｂの劣化度を取得する。第２蓄電池管理部１６ｂは、取得した劣化度を第１蓄電池管理部１６ａを介して第１制御部１５ａに通知する。第１蓄電池１１ａと第２蓄電池１１ｂの容量が等しい場合、第１蓄電池管理部１６ａおよび第２蓄電池管理部１６ｂは、劣化度をＳＯＨ（State Of Health）で表すことができる。マスタ設定部１５６ａは、ＳＯＨが大きいほうをマスタに設定する。

図１２は、変形例２に係るマスタ設定処理を説明するためのフローチャートである。マスタ設定タイミングが到来すると（Ｓ１９０のＹ）、各蓄電システム１０の蓄電池管理部１６は、それぞれの蓄電池１１の劣化度を取得する（Ｓ１９１）。マスタ設定タイミングは例えば、１週間毎、１ヶ月毎、３ヶ月毎などに設定できる。マスタ設定部１５６ａは、最も劣化していない蓄電池１１を備える蓄電システム１０をマスタに設定する（Ｓ１９２）。

変形例２によれば、マスタを交代させる処理を追加することにより、複数の蓄電システム１０の蓄電池１１の劣化度を平準化できる。特にスレーブがマスタの定格出力容量の不足分の電流値を負荷に供給する場合のように、蓄電池１１の使用量がマスタとスレーブで大きく異なる場合に有効である。なお変形例２を採用する場合、第１蓄電システム１０ａと第２蓄電システム１０ｂのどちらがスレーブになっても、定電流駆動できるよう図５に示す回路構成が望ましい。また、図１１に示す第１制御部１５ａ、第２制御部１５ｂはそれぞれ異なる構成要素を含んでいるが、これはマスタとスレーブの動作説明を容易にするために説明に必要な構成要素のみを表示しているためである。変形例２を採用する場合、実際には第１制御部１５ａ、第２制御部１５ｂは、マスタとスレーブのどちらにも切替可能なように、マスタとスレーブの全ての構成要素を含んでいる。

なお、本実施の形態に係る発明は、以下に記載する項目によって特定されてもよい。

［項目１］
予め所定の電圧及び周波数の交流電流を負荷へ供給するマスタ蓄電システムと、
前記負荷へ交流電流を供給する少なくとも１つのスレーブ蓄電システムと、
前記マスタ蓄電システムの出力電圧及び出力周波数を検出する電圧検出器と、
を備え、
前記マスタ蓄電システム及び前記スレーブ蓄電システムは、蓄電池と、前記蓄電池と前記負荷との間に配置された電力変換器と、各蓄電システムを制御する制御部とを含み、前記負荷に対して互いに並列接続されており、
前記マスタ蓄電システムの制御部は、前記所定の電圧及び周波数に基づいた交流電流を負荷へ供給し、
前記スレーブ蓄電システムの制御部は、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧に関するデータを保持しており、前記電圧検出器によって検出された電圧値と、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧値とを比較し、前記検出された電圧値が前記所定の電圧値よりも低い場合、所定の電流値を前記負荷に供給することを特徴とする電力供給システム。

［項目２］
前記マスタ蓄電システム及び前記スレーブ蓄電システムは、商用電源に接続されており、
前記マスタ蓄電システムは、前記商用電源が通電状態か停電状態かを判断し、停電状態であると判断した場合に前記所定の電圧及び周波数に基づいた交流電流を前記負荷へ供給することを特徴とする項目１に記載の電力供給システム。

［項目３］
前記負荷は、停電時に前記蓄電池から優先的に電力供給を受けることができる予め設定された負荷であることを特徴とする項目１または２に記載の電力供給システム。

［項目４］
予め所定の電圧及び周波数が設定されており、前記所定の電圧及び周波数に基づいた交流電流を負荷に供給するマスタ蓄電システムと、前記負荷へ交流電流を供給するスレーブ蓄電システムとを含む電力供給システムのスレーブ蓄電システムであって、
スレーブ蓄電池と、
前記スレーブ蓄電池と前記負荷との間に配置されたスレーブ電力変換器と、
前記スレーブ蓄電システムの動作を制御するスレーブ制御部とを含み、
前記スレーブ制御部は、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧に関するデータを保持しており、前記マスタ蓄電システムの出力電圧及び出力周波数を検出する電圧検出器によって検出された電圧値と、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧値とを比較し、前記検出された電圧値が前記所定の電圧値よりも低い場合、所定の電流値を前記負荷に供給することを特徴とするスレーブ蓄電システム。

［項目５］
前記スレーブ制御部は、前記マスタ蓄電システムの前記電力変換器の定格出力容量に関するデータを保持しており、前記マスタ蓄電システム及び前記スレーブ蓄電システムから前記負荷へ供給される電流を検出する電流検出器によって検出された電流値と、前記マスタ蓄電システムの前記電力変換器の定格出力容量の電流値とに基づき、前記所定の電流値を算出することを特徴とする項目４に記載のスレーブ蓄電システム。

［項目６］
前記スレーブ制御部は、前記電流検出器によって検出された電流値が、前記マスタ蓄電システムの前記電力変換器の定格出力容量の電流値を超える場合は、前記所定の電流量を、前記電流検出器によって検出された電流値と前記電力変換器の定格出力容量の電流値との差分とすることを特徴とする項目５に記載のスレーブ蓄電システム。

［項目７］
前記スレーブ制御部は、
前記電圧検出器から電圧値を取得する取得部と、
取得される電圧値をもとに、前記マスタ蓄電システムから前記負荷への電力供給で前記負荷の容量を満たすか否か判定する判定部と、
前記マスタ蓄電システムから前記負荷への電力供給で前記負荷の容量を満たさない場合、前記所定の電流値を前記負荷へ供給するよう前記スレーブ電力変換器を駆動制御する駆動制御部とを含むことを特徴とする項目４から６のいずれかに記載のスレーブ蓄電システム。

［項目８］
前記取得部は、前記スレーブ蓄電システムから出力される、前記マスタ蓄電システムの出力電流と合流する前の出力電流を検出する別の電流検出器から、前記スレーブ蓄電システムの出力電流値を取得し、
前記駆動制御部は、取得された出力電流値と目標電流値とが一致するよう前記スレーブ電力変換器を駆動制御することを特徴とする項目７に記載のスレーブ蓄電システム。

５０配電システム、１０ａ第１蓄電システム、１０ｂ第２蓄電システム、２０第１検出器、３０第２検出器、４０分電盤、６０商用電源、７０負荷、７１第１種負荷、７２第２種負荷、ＳＷ１第１スイッチ、ＳＷ２第２スイッチ、１１ａ第１蓄電池、１２ａ第１双方向インバータ、１３ａ第１太陽電池、ＳＷ３ａ第１３スイッチ、１４ａ第１制御装置、１５ａ第１制御部、１６ａ第１蓄電池管理部、１１ｂ第２蓄電池、１２ｂ第２双方向インバータ、１３ｂ第２太陽電池、ＳＷ３ｂ第２３スイッチ、１４ｂ第２制御装置、１５ｂ第２制御部、１６ｂ第２蓄電池管理部、１５１ａ第１駆動制御部、１５２ａ第１取得部、１５３ａ第１判定部、１５４ａ第１電流値算出部、１５５ａ指示部、１５６ａマスタ設定部、１５８ａ目標値保持部、１５１ｂ第２駆動制御部、１５２ｂ第２取得部、１５５ｂ指示受領部、３５第３検出器、１５３ｂ第２判定部、１５４ｂ第２電流値算出部、１５７ｂマスタ情報保持部、１５８ｂ目標値算出部。

Claims

予め所定の電圧及び周波数が設定されており、前記所定の電圧及び周波数に基づいた交流電流を負荷へ供給するマスタ蓄電システムと、
前記負荷へ交流電流を供給する少なくとも１つのスレーブ蓄電システムと、
前記マスタ蓄電システムの出力電圧及び出力周波数を検出する電圧検出器と、
を備え、
前記マスタ蓄電システム及び前記スレーブ蓄電システムは、蓄電池と、前記蓄電池と前記負荷との間に配置された電力変換器と、各蓄電システムを制御する制御部とを含み、前記負荷に対して互いに並列接続されており、
前記マスタ蓄電システムの制御部は、前記所定の電圧及び周波数に基づいた交流電流を負荷へ供給し、
前記スレーブ蓄電システムの制御部は、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧に関するデータを保持しており、前記電圧検出器によって検出された電圧値と、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧値とを比較し、前記検出された電圧値が前記所定の電圧値よりも低い場合、所定の電流値を前記負荷に供給することを特徴とする電力供給システム。
前記マスタ蓄電システム及び前記スレーブ蓄電システムは、商用電源に接続されており、
前記マスタ蓄電システムは、前記商用電源が通電状態か停電状態かを判断し、停電状態であると判断した場合に前記所定の電圧及び周波数に基づいた交流電流を前記負荷へ供給することを特徴とする請求項１に記載の電力供給システム。
前記負荷は、停電時に前記蓄電池から優先的に電力供給を受けることができる予め設定された負荷であることを特徴とする請求項１または２に記載の電力供給システム。
予め所定の電圧及び周波数が設定されており、前記所定の電圧及び周波数に基づいた交流電流を負荷に供給するマスタ蓄電システムと、前記負荷へ交流電流を供給するスレーブ蓄電システムとを含む電力供給システムのスレーブ蓄電システムであって、
スレーブ蓄電池と、
前記スレーブ蓄電池と前記負荷との間に配置されたスレーブ電力変換器と、
前記スレーブ蓄電システムの動作を制御するスレーブ制御部とを含み、
前記スレーブ制御部は、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧に関するデータを保持しており、前記マスタ蓄電システムの出力電圧及び出力周波数を検出する電圧検出器によって検出された電圧値と、前記マスタ蓄電システムの前記所定の電圧値とを比較し、前記検出された電圧値が前記所定の電圧値よりも低い場合、所定の電流値を前記負荷に供給することを特徴とするスレーブ蓄電システム。
前記スレーブ制御部は、前記マスタ蓄電システムの前記電力変換器の定格出力容量に関するデータを保持しており、前記マスタ蓄電システム及び前記スレーブ蓄電システムから前記負荷へ供給される電流を検出する電流検出器によって検出された電流値と、前記マスタ蓄電システムの前記電力変換器の定格出力容量の電流値とに基づき、前記所定の電流値を算出することを特徴とする請求項４に記載のスレーブ蓄電システム。
前記スレーブ制御部は、前記電流検出器によって検出された電流値が、前記マスタ蓄電システムの前記電力変換器の定格出力容量の電流値を超える場合は、前記所定の電流値を、前記電流検出器によって検出された電流値と前記電力変換器の定格出力容量の電流値との差分とすることを特徴とする請求項５に記載のスレーブ蓄電システム。
前記スレーブ制御部は、
前記電圧検出器から電圧値を取得する取得部と、
取得される電圧値をもとに、前記マスタ蓄電システムから前記負荷への電力供給で前記負荷の容量を満たすか否か判定する判定部と、
前記マスタ蓄電システムから前記負荷への電力供給で前記負荷の容量を満たさない場合、前記所定の電流値を前記負荷へ供給するよう前記スレーブ電力変換器を駆動制御する駆動制御部とを含むことを特徴とする請求項４から６のいずれかに記載のスレーブ蓄電システム。
前記取得部は、前記スレーブ蓄電システムから出力される、前記マスタ蓄電システムの出力電流と合流する前の出力電流を検出する別の電流検出器から、前記スレーブ蓄電システムの出力電流値を取得し、
前記駆動制御部は、取得された出力電流値と目標電流値とが一致するよう前記スレーブ電力変換器を駆動制御することを特徴とする請求項７に記載のスレーブ蓄電システム。