WO2023037459A1 - 自律協調制御システム、及び自律協調制御方法 - Google Patents

自律協調制御システム、及び自律協調制御方法 Download PDF

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WO2023037459A1
WO2023037459A1 PCT/JP2021/033056 JP2021033056W WO2023037459A1 WO 2023037459 A1 WO2023037459 A1 WO 2023037459A1 JP 2021033056 W JP2021033056 W JP 2021033056W WO 2023037459 A1 WO2023037459 A1 WO 2023037459A1
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bus
voltage
power
voltage range
autonomous
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PCT/JP2021/033056
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博仁 山田
政史 八島
泰一 尾辻
勝美 岩月
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国立大学法人東北大学
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    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
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    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
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    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/34—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering

Definitions

  • the present invention relates to an autonomous cooperative control system and an autonomous cooperative control method.
  • Microgrids are renewable energy generators (e.g., solar power generators, wind power generators, and geothermal power generators), batteries, and power loads (e.g., general households, factories, commercial facilities, EV (Electric Vehicle) charging It is a smart electric power system including a stand).
  • Renewable energy generators mainly output DC (Direct Current) power. Therefore, in an AC grid that uses an AC (alternative current) bus to connect generators, batteries, and power loads, energy conversion loss occurs when converting DC to AC, and the voltage phase of the AC bus is not synchronized. need to take As such, many microgrids employ a DC grid that utilizes a DC bus to connect generators, batteries, and power loads (see Patent Document 1 and Non-Patent Document 1).
  • Non-Patent Document 1 a voltage conversion unit is provided between a DC bus and a storage battery, and the voltage conversion unit is controlled to start a charging operation when the voltage of the DC bus rises to a threshold value or higher, and a voltage of a voltage lower than the threshold value. A method is disclosed for stopping the charging operation when .
  • Electrical inertia refers to the ability of a bus to generate or absorb power instantaneously when a sudden change in the magnitude of the power load results in an instantaneous need or excess power.
  • the inventor believes that one way to provide electrical inertia to the DC bus is to load batteries directly onto the DC bus in case of sudden need for large power or excess power. rice field.
  • the PV (Photovoltaic) device is intentionally operated in a state removed from the maximum output state, and when a large amount of power is suddenly required or surplus power is instantaneously operated in the maximum output state or It is conceivable that there is also a method of shifting the output to a further reduced operation and increasing or decreasing the generated power to create a pseudo electric inertial force.
  • a first aspect of the present invention provides an autonomous coordinated control system comprising a DC bus to which power loads and a generator are connected, and a plurality of battery units directly connected to the DC bus.
  • a plurality of battery units are distributed and loaded on the DC bus, and the terminal voltage of each battery unit is made to match or approximate the reference voltage of the DC bus.
  • the voltage of a DC bus to which a power load, a generator, and a plurality of battery units are connected is measured by a voltmeter, the plurality of battery units being connected to the DC bus.
  • the terminal voltage of each battery unit is distributed and loaded on the DC bus in a form of direct connection, and the terminal voltage of each battery unit matches or approximates the reference voltage of the DC bus, and the voltage of the DC bus is centered on the reference voltage.
  • the control circuit connects the DC bus to the power system and switches to an assisted operation state in which operation is performed with assistance from the power system.
  • the control circuit disconnects the DC bus from the power grid and operates without assistance from the power grid. and switching to an autonomous driving operation, in which at least a portion of the generators connected to the DC bus monitor the voltage of the DC bus and generate power if it exceeds a preset upper level.
  • an autonomous cooperative control method is provided that performs an autonomous operation to stop power supply to the DC bus.
  • FIG. 2 is a diagram schematically showing an example of a DC bus according to an embodiment of the invention
  • FIG. 4 is a diagram schematically showing an example of an equivalent circuit of a DC bus according to the embodiment of the invention
  • FIG. 4 is a diagram for explaining the attenuation characteristics of an electrical inertial force and the relationship between the thickness of a power line and the speed of attenuation
  • FIG. 3 is a diagram for explaining the relationship between the number of battery units loaded on a DC bus and the strength of electrical inertial force at each position on the DC bus;
  • FIG. 1 is a diagram schematically showing an example of a DC bus according to an embodiment of the invention
  • FIG. 4 is a diagram schematically showing an example of an equivalent circuit of a DC bus according to the embodiment of the invention
  • FIG. 4 is a diagram for explaining the attenuation characteristics of an electrical inertial force and the relationship between the thickness of a power line and the speed of attenuation
  • FIG. 3 is a diagram for explaining the relationship between the number
  • FIG. 4 illustrates a first stability condition for a DC bus according to embodiments of the invention;
  • FIG. 4 illustrates a second DC bus stability condition according to an embodiment of the present invention;
  • FIG. 1 is a diagram schematically showing an autonomous cooperative control system 10. As shown in FIG.
  • the autonomous cooperative control system 10 shown in FIG. 1 is an example of the autonomous cooperative control system according to the embodiment of the present invention, and the application range of the technology according to the embodiment of the present invention is not limited to this example.
  • the autonomous cooperative control system 10 includes a DC bus 11 to which one or more electric loads and one or more generators are connected, and a plurality of battery units directly connected to the DC bus 11.
  • the generators are renewable energy generators such as photovoltaic generators (such as PV devices), wind generators, and geothermal generators.
  • the power loads are power consuming facilities such as general households, factories, commercial facilities, and EV charging stations.
  • FIG. 1 schematically shows three battery units 12a, 13a, and 14a as examples of a plurality of battery units connected to the DC bus 11.
  • FIG. 1 also schematically shows generators 12b, 13b, 14b as examples of one or more generators, and power loads 12c, 13c, 14c as examples of one or more power loads.
  • generators 12b, 13b, 14b as examples of one or more generators
  • power loads 12c, 13c, 14c examples of one or more power loads.
  • the number of battery units, generators, and power loads is not limited to this example and may each be other than three. Elements and operations of the autonomous cooperative control system 10 will be specifically described below.
  • the DC bus 11 is composed of at least two power lines 11a and 11b, as shown in FIG.
  • FIG. 2 is a diagram schematically showing an example of a DC bus according to an embodiment of the invention.
  • the DC bus 11 may consist of a 5.5SQ 2-core CV cable (Cross-linked polyethylene insulated vinyl sheath cable), ie, a 2-core CV cable with a core cross-sectional area of about 5.5 mm 2 .
  • the voltage of the DC bus 11 is maintained within a preset voltage range (allowable voltage range) around a prescribed voltage level (reference voltage) by a control mechanism within the autonomous cooperative control system 10, which will be described later.
  • the reference voltage can be set to 400V, for example.
  • each battery unit is directly connected to power lines 11 a and 11 b of the DC bus 11 .
  • each battery unit is configured such that its terminal voltage is approximately equal to the reference voltage of the DC bus 11 .
  • two batteries in which 60 battery cells of 3.2V are connected in series are prepared and connected to obtain one battery unit having a terminal voltage of 384V (approximately 400V).
  • a lithium ion battery such as a lithium iron phosphate (LiFePO) battery, or a lead-acid battery
  • Lithium-ion batteries and lead-acid batteries have a characteristic (so-called drooping characteristic) in which the terminal voltage monotonously decreases as the power load increases.
  • SOC state of charge
  • the terminal voltage has characteristics (see graph 21a in FIG. 2) that vary linearly with respect to SOC. Due to these characteristics, stable operation can be obtained against load fluctuations, and the charge rate can be easily estimated from the terminal voltage.
  • a plurality of battery units are distributed and loaded on the DC bus 11 in order to increase the electrical inertia force of the DC bus 11 .
  • the electrical inertia force represents the difficulty of changing the voltage of the DC bus 11 with respect to a sudden increase in power consumption by the power load and a sudden increase in power supply by the generator.
  • the electrical inertia force f1 of the DC bus 11 that causes the voltage of the DC bus 11 to change by ⁇ V1 when there is a sudden current fluctuation of 1 A in the power load is ⁇ V2 ( ⁇ V1 > ⁇ V2) less than the varying electrical inertia force f2 of the DC bus 11;
  • the DC bus 11 with electrical inertia f2 is more stable than the DC bus 11 with electrical inertia f1.
  • FIG. 3 is a diagram schematically showing an example of an equivalent circuit of a DC bus in which battery units (storage batteries) are distributed and loaded.
  • FIG. 3 schematically represents an equivalent circuit of the DC bus 11 to which two battery units 31 and 32 are connected.
  • the battery unit 31 is represented by a battery capacity 31a and an internal resistance 31b.
  • the battery unit 32 is represented by a battery capacity 32a and an internal resistance 32b.
  • the inductance and resistance of the power line 11a are represented by distributed inductors 33a, 33b and distributed resistors 34a, 34b, respectively.
  • the inductance and resistance of the power line 11b are represented by distributed inductors 33c, 33d and distributed resistors 34c, 34d, respectively.
  • a capacitance between the power lines 11a and 11b is represented by a line-to-line capacitance 35.
  • the electrical inertia force becomes smaller.
  • the electrical inertia of the DC bus 11 is also related to the distributed resistances 34a, 34b, 34c, 34d of the power lines 11a, 11b. For example, the shorter the distance between the connection point of the power load and the connection point of the battery units 31 and 32 (that is, the smaller the resistance of the power lines 11a and 11b), the greater the electrical inertia force.
  • a power load may be connected to any point (place) on the DC bus 11, and if the battery units are centrally loaded in one place, the power consumption of the power load far from the battery unit will increase. Inertial force does not work sufficiently.
  • the expected electrical inertia force will be reduced even if the power consumption increases rapidly in the power load loaded at any location on the DC bus. It works, and the sudden voltage drop of the DC bus 11 can be suppressed.
  • renewable energy generators such as PV may also be connected to any point on the DC bus, but if the power supply from any generator surges, the battery unit will be on the DC bus 11. If they are distributedly loaded, the rapid voltage rise of the DC bus 11 can be suppressed by the electrical inertial force.
  • the embodiment of the present invention adopts a configuration in which a plurality of battery units are distributed and loaded on the DC bus 11 .
  • the loading method (number and placement) of the battery units can be determined based on the strength of electrical inertia required. For example, in the assumed environment, the voltage of the DC bus 11 is always maintained within the allowable voltage range by also using control to connect the DC bus 11 to the power system as necessary. can be determined by simulation or the like.
  • the electrical inertia force is important for stable operation of the DC bus 11.
  • it is also possible to suppress longer-term voltage fluctuations of the DC bus 11. It is important for stable operation.
  • the time during which the electrical inertial force can be maintained is longer when the battery capacities 31a and 32a of the battery units 31 and 32 are larger, and shorter when the battery capacities 31a and 32a are smaller. That is, the larger the capacity of each battery unit, the longer it is possible to suppress the voltage fluctuations of the DC bus 11 with respect to fluctuations in power consumption and power generation.
  • the magnitude of the electrical inertial force is determined by the electrical resistance of the battery unit, etc., and the duration of the electrical inertial force is determined by the battery capacity.
  • the source of inertial force in existing power grids is the power plant at the top of the power grid.
  • a generator is rotated by rotating a large steam turbine.
  • a turbine has a large moment of inertia due to the high speed rotation of a heavy rotating body. Therefore, even if a large power load is suddenly applied and a force that decelerates the rotation of the turbine acts, the large moment of inertia allows the rotation to continue without a significant decrease in the rotation speed.
  • the moment of inertia of the rotating body of the turbine is M
  • the rotational angular velocity is ⁇
  • the strength of the inertial force (moment of inertia M) acting against the force of the connected electric power load that tends to reduce the rotational speed of the turbine is proportional to the electric power P that can be extracted by the connected electric power load. I know you do. From this, it can be seen that the characteristics of the electrical inertial force can be evaluated using the maximum power Pmax that can be instantaneously extracted at the time of connection, depending on the power load connected to the power line. Following this, we further consider the characteristics of the electrical inertia force on the DC bus using P max below.
  • FIG. 4 shows changes in P max characteristics due to differences in core wire cross-sectional area.
  • the graph in FIG. 4 assumes that the total length of the DC bus is 1 km, the reference voltage V is 400 (V), the internal resistance of the battery unit is 0.1 ( ⁇ ), and one battery unit is placed at one end (0 m position) on the DC bus. ), the characteristic change of P max is compared.
  • P max drops as the distance from the battery unit increases, but when comparing the cases of 8SQ and 200SQ, in 200SQ, even if the distance is 800 (m) from the battery unit, P max is 2 ⁇ 10 5 (W). Although the above is maintained, it can be seen that in the case of 8SQ, it drops to 2 ⁇ 10 5 (W) or less at a distance of 50 (m) or less.
  • the electrical inertial force depends on the cross-sectional area of the core wire of the power line in addition to the distance from the battery unit. Therefore, in addition to the number and arrangement of the battery units, the cross-sectional area of the core wire of the power line is one of the important factors to ensure that the electric inertial force acts evenly on the DC bus.
  • the range on the DC bus where the electrical inertial force of each battery unit acts with sufficient strength is also determined to some extent.
  • the strength of the electrical inertia force is mainly affected by the distance (that is, electrical resistance) between the battery unit and the connection point of the power load, not by the capacity of each battery unit.
  • the capacity of each battery unit mainly affects the duration during which the electrical inertial force acts. Therefore, it is important to place the appropriate number of battery units at the appropriate locations on the DC bus in order to exert sufficient electrical inertia on power loads connected anywhere on the DC bus. .
  • the battery units are similarly arranged at equal intervals. Note that these arrangement examples are merely examples, and the scope of application of the present invention is not limited to these.
  • each battery unit of the autonomous cooperative control system 10 is distributed on the DC bus 11 and directly connected to the power lines 11 a and 11 b of the DC bus 11 .
  • the generator and power loads are indirectly connected to the DC bus 11 and operate autonomously, such as the generator 22 and power loads 23 and 24 shown in FIG.
  • the generator 22 is connected to the DC bus 11 via a DC/DC converter 22a.
  • the generator 22 monitors the voltage of the DC bus 11 and generates power when the voltage of the DC bus 11 exceeds a preset upper limit level. or the DC/DC converter 22 a stops supplying power to the DC bus 11 .
  • These autonomous operations reduce the risk of the voltage on the DC bus 11 abnormally increasing.
  • the power system absorbs surplus power that cannot be completely consumed and cannot be stored. , there is no need to perform the above autonomous actions. In this case, the generator 22 can flow all of the generated power into the DC bus 11 .
  • the power loads connected to the DC bus 11 can freely receive the necessary power supply from the DC bus 11 when needed. Autonomous action is therefore unfamiliar.
  • the DC bus 11 is connected via an externally controllable CB (Circuit Breaker) 23a to enable forcible disconnection from the bus in an emergency or abnormal situation.
  • the CB 23a serves to cut off the power supply from the DC bus 11 to the power load 23 when the voltage of the DC bus 11 drops below some abnormal level.
  • the abnormal level is set to a level significantly lower than the lower limit value LV1 of the first voltage range described later, and the allowable voltage range (third voltage range described later) allowed in the existing power system. It can be set to a level lower than the lower limit value LV2.
  • the power load 24 When connecting an AC-driven power load 24 to the DC bus 11, the power load 24 is connected to the DC bus 11 via a DC/AC converter 24a.
  • the DC/AC converter 24 a converts the DC power from the DC bus 11 into AC power and supplies it to the power load 24 .
  • the DC/AC converter 24a may cut off power from the DC bus 11 to the power load 24 when the voltage on the DC bus 11 drops below the abnormal level described above.
  • a separate CB may be provided between the DC bus 11 and the power load 24 . Blackout can be avoided by these controls.
  • DC bus 11 is connected to local grid 17 via switch 15 and converter 16 .
  • the local grid 17 is an external power system such as a power system capable of stably supplying power using thermal power generation, hydraulic power generation, wind power generation, nuclear power generation, or the like, or other power grids.
  • the local grid 17 may also receive excess power from the connected DC bus 11 .
  • the DC bus 11 and the local grid 17 are connected.
  • power is supplied from the local grid 17 to the DC bus 11 via the converter 16 when the voltage on the DC bus 11 is below a certain level, and conversely, when the voltage on the DC bus 11 is above a certain level. If so, power from the DC bus 11 is received by the local grid 17 .
  • the converter 16 converts DC power on the DC bus 11 side to AC power on the local grid 17 side, or converts AC power on the local grid 17 side to DC power on the DC bus 11 side.
  • FIG. 7 is a block diagram schematically showing the configuration of the switch 40.
  • switch 40 includes voltmeter 41 , switching mechanism 42 and control mechanism 43 .
  • the voltmeter 41 is means for measuring the voltage at the connection point (voltage monitoring point) between the DC bus 11 and the local grid 17 .
  • the switching mechanism 42 is means for switching connection/disconnection between the DC bus 11 and the local grid 17 .
  • the control mechanism 43 is means (for example, a control circuit) that controls the switching operation of the switching mechanism 42 based on the measured value of the voltmeter 41 .
  • the configuration of FIG. 7, which employs a voltmeter is more cost effective than the configuration of a voltage monitoring system, which will be described later. Details of control by the control mechanism 43 will be described later with reference to FIG.
  • a voltage monitoring system includes a processor and memory.
  • the processor is a CPU (Central Processing Unit), DSP (Digital Signal Processor), ASIC (Application Specific Integrated Circuit), FPGA (Field Programmable Gate Array), or the like.
  • the memory is ROM (Read Only Memory), RAM (Random Access Memory), flash memory, or the like.
  • the processor acquires measurement data of a voltmeter provided at each connection point through a communication line, and stores the acquired measurement data in the memory.
  • each battery unit connected to the DC bus 11 is configured such that the terminal voltage is substantially equal to the reference voltage of the DC bus 11 within a certain range of SOC, and the SOC is kept within the certain range during operation. controlled to be maintained within Further, each power load connected to the DC bus 11 is configured so as to receive power freely from the DC bus 11 as needed within a range in which cutoff control by CB or the like does not operate.
  • each generator connected to the DC bus 11 stops power generation or supplies power when the voltage of the DC bus 11 exceeds a certain level in the case of off-grid where there is no power exchange with the local grid 17. operate autonomously to block On the other hand, each generator does not need to operate autonomously when it is on-grid in which it is possible to exchange power with the local grid 17 , and the generated power can flow to the DC bus 11 without restriction.
  • each element connected to the DC bus 11 operates autonomously, even in an autonomous operation operation in an off-grid state in which the DC bus 11 is disconnected from the local grid 17, stable power supply from the DC bus 11 to each power load can be achieved. power supply can be maintained to some extent. However, depending on the amount of power generated by each generator, the capacity and SOC of each battery, the number and size of power loads connected to the DC bus 11, or other factors, the voltage of the DC bus 11 is preset. It can be outside the first voltage range. Therefore, when the voltage of the DC bus 11 is likely to deviate from the first voltage range, the switch 15 is turned on, the autonomous driving operation is changed to the on-grid state in which the DC bus 11 is connected to the local grid 17, and the local grid 17 Switch to assist control operation.
  • FIG. 8 is a diagram showing an example of the autonomous cooperative control method according to the embodiment of the present invention.
  • the vertical axis of the graph illustrated in FIG. 8 is the voltage of the DC bus 11 at the voltage monitoring point, and the horizontal axis is time.
  • LV0, LV1, LV2, HV0, HV1, and HV2 in the figure are preset voltage thresholds.
  • LV0 is set to a level lower than the reference voltage (400 V in this example), and LV1 is set to a level even lower than LV0.
  • HV0 is set to a level higher than the reference voltage
  • HV1 is set to a level higher than HV0.
  • the voltage range allowed in the existing power system is ⁇ 5% of the reference voltage, and the upper limit and lower limit of the voltage range are denoted by HV2 and LV2, respectively.
  • the range from LV1 to HV1 (first voltage range) must be set so that the terminal voltage of the battery falls within the range exhibiting characteristics that change almost linearly with respect to the SOC. must be set.
  • the switch 15 when the voltage goes out of the first voltage range, the switch 15 is turned on and the assist operation from the local grid 17 is started. Then, the autonomous cooperative control system 10 controls the voltage of the DC bus 11 to be within the first voltage range at all times. However, some undershoot and overshoot are allowed, and the voltage on the DC bus 11 at the voltage monitoring point may reach the range HV1 to HV2 and the range LV1 to LV2, but the first voltage range is deviated from, assist control is performed to bring the voltage back within the first voltage range as quickly as possible.
  • the range from LV0 to HV0 is referred to as a second voltage range.
  • the second voltage range is within the first voltage range including the reference voltage.
  • the range from LV2 to HV2 may be referred to as a third voltage range.
  • the third voltage range is set to a prescribed voltage range (acceptable voltage range) that is allowed by the existing power system (or connected local grid).
  • the first voltage range is set within the third voltage range.
  • a curve 51 in the figure represents the voltage at the connection point between the DC bus 11 and the local grid 17 (that is, the connection point between the DC bus 11 and the switch 15).
  • the DC bus 11 voltage is near the reference voltage, but all generators in the DC11 bus If the power generated by (such as PV) continues to exceed the power consumption of the entire power load, the power of the difference will flow to the battery unit. As a result, the charging rate of the battery unit increases, so the terminal voltage also rises, and the voltage of the DC bus 11 rises. The voltage on DC bus 11 rises over time and exceeds HV0, reaching HV1 at time P1.
  • the control mechanism 43 performs control to connect the DC bus 11 to the local grid 17 .
  • surplus power is transmitted from the DC bus 11 to the local grid 17, and the voltage of the DC bus 11 begins to drop. That is, if the converter 16 is operated so that the voltage on the DC bus 11 side of the converter 16 becomes the reference voltage (400 V in this example), a current flows from the DC bus 11 with a high voltage to the converter 16. As a result, the voltage on the DC bus 11, which has become too high, begins to drop.
  • a plurality of battery units are distributed and loaded on the DC bus 11 to strengthen the electrical inertial force. Therefore, even if the amount of power generation increases sharply, a sudden voltage rise of the DC bus 11 can be suppressed. As a result, even if the voltage slightly exceeds HV1 immediately before switching to the on-grid due to some reason such as a transmission delay of the control signal, , the voltage on the DC bus is pulled back into the first voltage range and quickly returns to a level below HV1. By increasing the electrical inertia force in this way, the time during which the voltage of the DC bus 11 deviates from the first voltage range can be shortened as much as possible.
  • the time required to return to the level of HV1 or less is preferably within a predetermined time (for example, 1 second). That is, the autonomous cooperative control system 10 charges the plurality of battery units directly connected to the DC bus 11 from the DC bus 11 and the assist operation by the local grid 17, even if the voltage deviates from the first voltage range. 3, and returns to within the first voltage range within a predetermined time.
  • a predetermined time for example, 1 second
  • the control mechanism 43 After turning on the grid at P1, the voltage of the DC bus 11 drops below HV1, and reaches HV0 at P2. In this way, when the voltage of the DC bus 11 drops and reaches HV0, the control mechanism 43 performs control to disconnect the DC bus 11 from the local grid 17, and the assist operation by the local grid 17 ends.
  • the electrical inertia force is strengthened, a rapid voltage drop of the DC bus 11 can be suppressed even when the load increases rapidly. Even if the voltage drops slightly below LV1 just before switching to the grid, it is quickly pulled back into the first voltage range and quickly returned to a level above LV1.
  • the time required to return to the level of LV1 or higher is preferably within a predetermined time (for example, 1 second).
  • the autonomous coordinated control system 10 operates even when the voltage deviates from the first voltage range due to the discharge from the plurality of battery units directly connected to the DC bus 11 to the DC bus 11 and the assist operation by the local grid 17, even when the voltage is outside the third voltage range. and return to within the first voltage range within a predetermined time.
  • the control mechanism 43 disconnects the DC bus 11 from the local grid 17 and terminates the assist operation by the local grid 17 .
  • the control mechanism 43 turns on the switch 15. , connect the DC bus 11 to the local grid 17 . Further, when the voltage of the DC bus 11 at the voltage monitoring point drops and reaches HV0, and when the voltage rises and reaches LV0, the control mechanism 43 turns off the switch 15 so that the DC bus 11 from the local grid 17.
  • the voltage of the DC bus 11 is generally maintained within the first voltage range, and even if a slight overshoot or undershoot occurs, the first voltage is quickly restored without deviating from the third voltage range. Converge within range. Note that the control when using the voltage monitoring system (modification) is also the same as described above.
  • DC bus voltage stability condition As described above, by distributing and directly connecting the battery units to the DC bus 11, the electrical inertia force is strengthened, and the capacity of each battery unit is appropriately set to ensure a sufficient inertia duration. In such an environment, stable operation of the DC bus 11 can be realized by autonomous cooperative control. However, the conditions for stable operation (stability conditions) depend on the scale of the power load loaded on the DC bus 11, the thickness (electrical resistance) and length of the core wire of the bus wire cable, and the like. Therefore, we explored the stability condition by simulation.
  • FIG. 9 is a diagram showing a simulation model of an autonomous cooperative control system.
  • a first battery unit 61 to which batteries 61a and 61b are connected, a second battery unit 62 to which batteries 62a and 62b are connected, and a third battery unit 63 to which batteries 63a and 63b are connected are DC It is loaded on bus 11 .
  • Each battery is assumed to be a lithium ion battery, the cell is configured so that the terminal voltage is approximately equal to the reference voltage of the DC bus 11, and the terminal voltage is operated in a region where the terminal voltage changes linearly with respect to the SOC.
  • the DC bus 11 is further loaded with power loads 61c, 62c, 63c and generators 61d, 62d, 63d.
  • DC bus 11 is connected to switch 64 and configured to be connectable to local grid 65 .
  • L1 be the distance (length of the power line) between the first battery unit 61 and the power load 61c
  • L2 be the distance between the power load 61c and the generator 61d.
  • the distance between the second battery unit 62 and the generator 61d is L3
  • the distance between the second battery unit 62 and the power load 62c is L4.
  • L5 is the distance between the power load 62c and the generator 62d
  • L6 is the distance between the generator 62d and the third battery unit 63
  • L6 is the distance between the third battery unit 63 and the power load 63c. is L7.
  • L8 be the distance between the power load 63c and the generator 63d.
  • each power line of the DC bus 11 is a 5.5SQ CV cable.
  • the reference voltage of the DC bus 11 is set to 400 V
  • one power line is +200 V with respect to the ground potential
  • the other power line is -200 V with respect to the ground potential.
  • the total length of the DC bus 11 is set to 200 m
  • the distances L1 to L8 between connection points are all set to 25 m.
  • the same degree of electric inertial force acts regardless of which power load has a sudden increase in power consumption.
  • the stop or cutoff control of each generator was omitted, and the power generated from each generator was supplied to the DC bus 11 without restriction.
  • the amount of power supplied from each generator is assumed to be the amount of power generated by PV equivalent to the amount of sunshine in Sendai City, Japan in January. Household power consumption is assumed.
  • the voltage thresholds LV2, LV1, LV0, HV0, HV1 and HV2 are set to 380V, 385V, 395V, 405V, 415V and 420V, respectively.
  • the voltage range allowed in the existing power system is ⁇ 5% of the reference voltage, and the voltage thresholds HV2 and LV2 are set to the upper and lower limits of that voltage range, respectively.
  • FIG. 10 shows simulation results under the above model and environment.
  • FIG. 10 is a diagram showing the result of simulating changes in the DC bus voltage at the connection point with the local grid 65 over the month of January.
  • Graph 71 in FIG. 10(a) corresponds to a first scenario in which the capacity of each battery unit is (20/3) kWh and the total capacity of the batteries connected to DC bus 11 is 20 kWh. Simulation results are shown. As graph 71 shows, the voltage on DC bus 11 is maintained in the range between LV1 and HV1 with assistance from local grid 65 as needed. Since the battery units are dispersedly loaded on the DC bus 11 and a sufficient electrical inertial force is acting thereon, the voltage does not greatly deviate from the range, and the voltage of the DC bus 11 is always stable.
  • Graph 72 in FIG. 10(b) corresponds to a second scenario in which the capacity of each battery unit is (10/3) kWh and the total capacity of the batteries connected to the DC bus 11 is 10 kWh. Simulation results are shown. As graph 72 shows, the voltage on DC bus 11 is maintained in the range between LV1 and HV1 with assistance from local grid 65 as needed. As in the first scenario, sufficient electrical inertia is acting so that the voltage does not deviate significantly from its range and the voltage on DC bus 11 is always stable. However, since the capacity of each battery unit has decreased, the frequency of receiving assistance from the local grid 65 is higher in the second scenario than in the first scenario.
  • Graph 73 of FIG. 10(c) corresponds to a third scenario in which the capacity of each battery unit is (5/3) kWh and the total capacity of the batteries connected to the DC bus 11 is 5 kWh. Simulation results are shown.
  • graph 73 shows, the voltage on DC bus 11 is maintained within the range of LV1 to HV1 with assistance from local grid 65 as needed.
  • sufficient electrical inertia is acting so that the voltage does not deviate significantly from its range and the voltage on DC bus 11 is always stable.
  • the frequency of receiving assistance from the local grid 65 is further increased in the third scenario than in the second scenario.
  • FIG. 11 is a diagram showing DC bus stability conditions according to the embodiment of the present invention.
  • a stable region 81 in the figure indicates a condition (stability condition) under which the voltage of the DC bus 11 is substantially maintained within the first voltage range by receiving assistance from the local grid 65 as necessary.
  • the unstable region 83 the voltage of the DC bus 11 deviating from the first voltage range cannot be recovered within the first voltage range even with assistance from the local grid 65.
  • Transition region 82 is an intermediate state between stable region 81 and unstable region 83 where the voltage on DC bus 11 frequently deviates outside the first range and with assistance from local grid 65 also indicates a condition in which the time required to recover to within the first voltage range is shorter than some specified value A but longer than some specified value B (eg, 1 second).
  • the battery capacity required for stable operation of the DC bus 11 is It can be seen that it is proportional to the scale. According to the stability conditions shown in FIG. 11, the capacity of each battery unit loaded on the DC bus 11 may be set to a minimum capacity proportional to the scale of the power load, and such small capacity batteries Even the unit can maintain the stability of the DC bus 11 by distributed loading.
  • the stability of the DC bus 11 depends not only on the battery capacity but also on the electrical inertial force.
  • the electrical inertia force is related not only to the internal resistance of the battery, but also to the distributed resistance of the power line.
  • the distributed resistance of the power line increases as the distance between the connection point of the power load and the connection point of the battery unit increases or as the power line becomes thinner.
  • the stability of the DC bus 11 it is preferable for the stability of the DC bus 11 that the distance between the connection point of the power load and the connection point of the battery unit is short and the power line is thick.
  • FIG. 12 is a diagram showing the DC bus stability conditions according to the embodiment of the present invention from a different perspective from that of FIG.
  • the horizontal axis is the cross-sectional area of the core wire of the CV cable used for the power line
  • the vertical axis is the length of the CV cable
  • the stable region 91, the transition region 92, and the unstable region 93 are mapped. is.
  • a stable region 91 indicates a condition (stability condition) under which the voltage of the DC bus 11 is substantially maintained within the first voltage range by receiving assistance from the local grid 65 as necessary.
  • the unstable region 93 the voltage of the DC bus 11 deviating from the first voltage range cannot be recovered within the first voltage range even with assistance from the local grid 65. also indicates a condition that a certain specified value A or more is applied.
  • Transition region 92 is an intermediate state between stable region 91 and unstable region 93 where the voltage on DC bus 11 frequently deviates outside the first range and with assistance from local grid 65 also indicates a condition in which the time required to recover to within the first voltage range is shorter than a certain specified value A but longer than a certain specified value B.
  • the thinner and longer the CV cable the greater the distributed resistance of the power line, and the less stable the DC bus 11 tends to be. From this, in order to guarantee stable operation of the DC bus 11, it is important to use a CV cable with a thick core wire as much as possible and to keep the length of the CV cable within a certain length. .
  • Table 1 below shows the relationship between the thickness of the core wire of the CV cable and the total length of the DC bus 11 that allows the state of the stable region 91 to be maintained.
  • SQ is the cross-sectional area of the core wire of the CV cable
  • L is the total length of the DC bus 11 . From Table 1, it can be seen that the stability of the DC bus 11 can be maintained even if the total length of the DC bus 11 is extended by thickening the core wire of the CV cable. This is because the thicker the core wire, the smaller the distributed resistance of the CV cable, and the stronger the electrical inertial force, as compared to the thin core wire. In other words, the overall length of the DC bus 11 can be extended while maintaining the stability of the DC bus 11 by the amount of strengthening of the electrical inertia force by thickening the core wire.

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Abstract

ＤＣバスを利用した電力システムの安定性を向上すること。本発明に係る実施形態のある態様によれば、以下のような自律協調制御システムが提供される。この自律協調制御システムは、電力負荷及び発電機が接続されたＤＣバスと、ＤＣバスに直接的に接続された複数のバッテリユニットとを備える。また、複数のバッテリユニットは、ＤＣバス上に分散装荷される。また、各バッテリユニットの端子電圧は、ＤＣバスの基準電圧に一致又は近似する。

Description

自律協調制御システム、及び自律協調制御方法
　本発明は、自律協調制御システム、及び自律協調制御方法に関する。
　近年、世界中の多くの国々でマイクログリッドに対する関心が高まっている。マイクログリッドは、再生可能エネルギー発電機（例えば、太陽光発電機、風力発電機、及び地熱発電機）、バッテリ、及び電力負荷（例えば、一般家庭、工場、商業施設、ＥＶ（Electric Vehicle）の充電スタンド）などを含むスマートな電力システムである。
　再生可能エネルギー発電機は、主にＤＣ（Direct Current）電力を出力する。そのため、ＡＣ（Alternative current）バスを利用して発電機、バッテリ、及び電力負荷を接続するＡＣグリッドでは、ＤＣからＡＣへ変換する際にエネルギー変換ロスが発生する上、ＡＣバスの電圧位相と同期をとる必要がある。そのため、多くのマイクログリッドは、ＤＣバスを利用して発電機、バッテリ、及び電力負荷を接続するＤＣグリッドを採用している（特許文献１及び非特許文献１を参照）。
　再生可能エネルギー発電機からの電力供給は不安定であるため、多くのマイクログリッドは、コントローラによる中央制御、分散制御、又はそれらの組み合わせによって、ＤＣバスに接続される発電機、バッテリ、及び電力負荷を制御し、ＤＣバスの電圧を安定させようとする。また、コントローラは、電力負荷の消費電力が急増してＤＣバスの電圧が、ある下限レベルまで低下したときにＤＣバスを電力系統に接続する（非特許文献１を参照）。また、特許文献１には、ＤＣバスと蓄電池との間に電圧変換部を設け、電圧変換部を制御して、ＤＣバスの電圧が上昇して閾値以上になると充電動作を開始させ、閾値以下になると充電動作を停止させる方法が開示されている。
特開2014-128047号公報
Fahad Saleh Al-Ismail, "DC Microgrid Planning, Operation, and Control: A Comprehensive Review", IEEE Access, Volume 9, pp.36154-36172.
　特許文献１及び非特許文献１に記載された様々なシステムのように複雑な制御を行うことによってＤＣバス電圧がある程度安定化されるとしても、突然の電力負荷の増減によってＤＣバス電圧が不安定になることもある。そのため、ＤＣバスには、ある程度の電気的慣性力を持たせておくことが必要になる。電気的慣性力とは、電力負荷の大きさが突発的に変化して瞬時に大きな電力が必要となる又は余る場合に、バスが瞬間的に電力を生み出す又は吸収する能力を言う。
　ＤＣバスに電気的慣性力を持たせる１つの方法は、急に大きな電力が必要になった場合又は余ったときに備えて、ＤＣバスにバッテリを直接装荷することであると本発明者は考えた。他の方法として、ＰＶ（Photovoltaic）デバイスを最大出力状態から敢えて外した状態で動作させておき、急に大きな電力が必要となったとき又は余ったときに、瞬時に最大出力状態での動作又は出力を更に絞った動作に移行させ、発電電力を増減させて疑似的に電気的慣性力を生み出す方法もあると考えられる。
　特許文献１のシステムでは、蓄電池が電圧変換部を介してＤＣバスに接続されているため、電気的慣性力が効きにくくなり、相対的に電気的慣性力は小さくなるため、バッテリによる電圧変動の抑制効果は限定的となる。また、特許文献１及び非特許文献１のシステムでは、コントローラに入出力される制御信号の伝送遅延などがあるため、突然の電力負荷の増減に対応しきれずにＤＣバスの電圧が一時的に下限レベル未満に落ち込む又は上限レベルを超過するリスクがある。そのため、電力システムの安定動作を保証するには、そのような突発的な電力負荷の増減に対するＤＣバスの電圧変動を、より効果的に抑える工夫が必要である。
　本発明の第１の態様によれば、電力負荷及び発電機が接続されたＤＣバスと、ＤＣバスに直接的に接続された複数のバッテリユニットとを備える、自律協調制御システムが提供される。複数のバッテリユニットは、ＤＣバス上に分散装荷され、各バッテリユニットの端子電圧は、ＤＣバスの基準電圧と一致又は近似させる。
　本発明の第２の態様によれば、電力負荷、発電機、及び複数のバッテリユニットが接続されたＤＣバスの電圧を電圧計によって計測することであって、複数のバッテリユニットは、ＤＣバスに直接的に接続される形態でＤＣバス上に分散装荷され、各バッテリユニットの端子電圧は、ＤＣバスの基準電圧に一致又は近似する、ことと、ＤＣバスの電圧が、基準電圧を中心とする第１の電圧範囲内から、第１の電圧範囲の上限又は下限に達したとき、制御回路によって、ＤＣバスを電力系統に接続し、電力系統によるアシストを得て動作するアシスト運転状態に切り替えることと、アシスト運転状態で、ＤＣバスの電圧が、第１の電圧範囲内の特定範囲の境界に達したとき、制御回路によって、ＤＣバスを電力系統から切断し、電力系統からのアシストなしに動作する自律運転動作に切り替えることと、を含み、自律運転動作では、ＤＣバスに接続された発電機の少なくとも一部は、ＤＣバスの電圧を監視し、事前設定された上限レベルを超える場合に発電又はＤＣバスへの電力供給を停止する自律動作を行う、自律協調制御方法が提供される。
　本発明によれば、ＤＣバスを利用した電力システムの安定性を向上できる。
本発明の実施形態に係る自律協調制御システムの例を模式的に示した図である。 本発明の実施形態に係るＤＣバスの例を模式的に示した図である。 本発明の実施形態に係るＤＣバスの等価回路の例を模式的に示した図である。 電気的慣性力の減衰特性及び電力線の太さと減衰の速さとの関係について説明するための図である。 ＤＣバス上に装荷されるバッテリユニットの数と、ＤＣバス上の各位置における電気的慣性力の強さとの関係について説明するための図である。 図８に示したＮ＝１～５のグラフに対応するバッテリユニットの配置を模式的に示した図である。 本発明の実施形態に係るスイッチの構造例を模式的に示したブロック図である。 本発明の実施形態に係る自律協調制御方法の例を示した図である。 自律協調制御システムのシミュレーションモデルを示した図である。 シミュレーション結果を示した図である。 本発明の実施形態に係るＤＣバスの第１の安定性条件を示した図である。 本発明の実施形態に係るＤＣバスの第２の安定性条件を示した図である。
　以下に添付図面を参照しながら、本発明の実施形態について説明する。本明細書及び図面において実質的に同一の機能を有する要素については、同一の符号を付することにより重複説明を省略することがある。
　（１．自律協調制御システム）
　まず、本発明の実施形態に係る自律協調制御システムについて説明する。図１は、自律協調制御システム１０を模式的に示した図である。図１に示した自律協調制御システム１０は、本発明の実施形態に係る自律協調制御システムの一例であり、本発明の実施形態に係る技術の適用範囲はこの例に限定されない。
　自律協調制御システム１０は、１つ以上の電力負荷及び１つ以上の発電機が接続されたＤＣバス１１と、ＤＣバス１１に直接的に接続された複数のバッテリユニットとを含む。発電機は、太陽光発電機（ＰＶデバイスなど）、風力発電機、及び地熱発電機などの再生可能エネルギー発電機である。電力負荷は、一般家庭、工場、商業施設、及びＥＶの充電スタンドなどの電力消費設備である。
　図１には、ＤＣバス１１に接続される複数のバッテリユニットの例として、３つのバッテリユニット１２ａ、１３ａ、１４ａが模式的に記載されている。また、図１には、１つ以上の発電機の例として発電機１２ｂ、１３ｂ、１４ｂが模式的に記載され、１つ以上の電力負荷の例として電力負荷１２ｃ、１３ｃ、１４ｃが模式的に記載されている。バッテリユニット、発電機、及び電力負荷の数はこの例に限定されず、それぞれ３以外であってよい。以下、自律協調制御システム１０の要素及び動作について具体的に説明する。
　（１－１．ＤＣバス及びバッテリユニットについて）
　ＤＣバス１１は、図２に示すように、少なくとも２本の電力線１１ａ、１１ｂで構成される。図２は、本発明の実施形態に係るＤＣバスの例を模式的に示した図である。例えば、ＤＣバス１１は、５．５ＳＱの２コアＣＶケーブル（Cross-linked polyethylene insulated Vinyl sheath cable）、即ち、コアの断面積が約５．５ｍｍ２の２コアＣＶケーブルで構成されうる。ＤＣバス１１の電圧は、後述する自律協調制御システム１０内の制御機構によって、規定の電圧レベル（基準電圧）を中心とする予め設定された電圧範囲（許容電圧範囲）内に維持される。基準電圧は、例えば、４００Ｖに設定されうる。
　図２に示すように、ＤＣバス１１の電力線１１ａ、１１ｂには、各バッテリユニットが直接的に接続される。また、各バッテリユニットは、その端子電圧がＤＣバス１１の基準電圧にほぼ等しくなるように構成される。例えば、３．２Ｖのバッテリセルを６０個直列接続したバッテリを２つ用意し、それらを接続することで３８４Ｖ（約４００Ｖ）の端子電圧を有する１つのバッテリユニットが得られる。
　各バッテリユニットのバッテリとしては、リチウム鉄リン酸塩（LiFePO）バッテリなどのリチウムイオンバッテリ、又は鉛酸バッテリなどが好適に利用されうる。リチウムイオンバッテリ及び鉛酸バッテリは、電力負荷が重くなるにつれて端子電圧が単調に低下していく特性（所謂、垂下特性）を有する。また、蓄電率（ＳＯＣ（State Of Charge））がある一定の範囲内にあるとき、端子電圧がＳＯＣに対してほぼ直線的に変化する特性（図２のグラフ２１ａを参照）を有する。これらの特性により、負荷の変動に対して安定な動作が得られると共に、端子電圧から蓄電率を容易に推定することができる。
　複数のバッテリユニットは、ＤＣバス１１の電気的慣性力を高めるために、ＤＣバス１１上に分散装荷される。電気的慣性力は、電力負荷による電力消費量の急激な増加及び発電機による電力供給量の急激な増加に対するＤＣバス１１の電圧の変化しにくさを表す。例えば、電力負荷に１Ａの突発的な電流変動があったときにＤＣバス１１の電圧がΔＶ１変化するＤＣバス１１の電気的慣性力ｆ１は、同一条件下においてＤＣバス１１の電圧がΔＶ２（ΔＶ１＞ΔＶ２）変化するＤＣバス１１の電気的慣性力ｆ２より小さい。このことは、電気的慣性力ｆ２を有するＤＣバス１１の方が、電気的慣性力ｆ１を有するＤＣバス１１よりも安定であることを意味する。
　（１－２．電気的慣性力について）
　ここで、図３を参照しながら、ＤＣバス１１の電気的慣性力の源について、さらに説明する。図３は、バッテリユニット（蓄電池）を分散装荷したＤＣバスの等価回路の例を模式的に示した図である。
　図３の例は、２つのバッテリユニット３１、３２が接続されたＤＣバス１１の等価回路を模式的に表したものである。バッテリユニット３１は、バッテリ容量３１ａ及び内部抵抗３１ｂで表現されている。同様に、バッテリユニット３２は、バッテリ容量３２ａ及び内部抵抗３２ｂで表現されている。電力線１１ａのインダクタンス及びレジスタンスは、分布インダクタ３３ａ、３３ｂ及び分布抵抗３４ａ、３４ｂでそれぞれ表現されている。同様に、電力線１１ｂのインダクタンス及びレジスタンスは、分布インダクタ３３ｃ、３３ｄ及び分布抵抗３４ｃ、３４ｄでそれぞれ表現されている。電力線１１ａ、１１ｂ間の容量は、線間容量３５で表現されている。
　バッテリユニット３１、３２の端子電圧がＤＣバス１１の基準電圧に等しい場合、バッテリユニット３１、３２の内部抵抗３１ｂ、３２ｂが小さいほど電気的慣性力が大きく、逆に内部抵抗３１ｂ、３２ｂが大きいと電気的慣性力は小さくなる。ＤＣバス１１の電気的慣性力は、電力線１１ａ、１１ｂの分布抵抗３４ａ、３４ｂ、３４ｃ、３４ｄにも関係する。例えば、電力負荷の接続点と、バッテリユニット３１、３２の接続点との間の距離が短い（即ち、電力線１１ａ、１１ｂの抵抗が小さい）ほど電気的慣性力が大きくなる。
　電力負荷は、ＤＣバス１１上の任意の地点(場所)に接続される可能性があり、バッテリユニットを１カ所に集中装荷すると、バッテリユニットから遠い電力負荷での消費電力の急増に対して電気的慣性力が十分に働かない。一方、複数のバッテリユニットをＤＣバス１１上の複数箇所に分散装荷すれば、ＤＣバス上のどの地点に装荷されている電力負荷において消費電力が急増しても、期待される電気的慣性力が働き、ＤＣバス１１の急激な電圧低下を抑制することができる。同様に、ＰＶなどの再生可能エネルギー発電機もＤＣバス上の任意の地点に接続される可能性があるが、どの発電機からの電力供給が急増した場合でも、ＤＣバス１１上にバッテリユニットが分散装荷されていれば、電気的慣性力によってＤＣバス１１の急激な電圧上昇を抑制することができる。
　上記の理由から、本発明の実施形態では、複数のバッテリユニットをＤＣバス１１上に分散装荷する構成を採用する。バッテリユニットの装荷方法（数及び配置）は、必要とされる電気的慣性力の強さに基づいて決定されうる。例えば、バッテリユニットの装荷方法は、想定される環境において、必要に応じてＤＣバス１１を電力系統に接続する制御を併用することにより、ＤＣバス１１の電圧が常に許容電圧範囲内に維持されるように、シミュレーションなどによって決定されうる。
　上記のように、ＤＣバス１１を安定稼働させる上で電気的慣性力は重要である。また、電力負荷の消費電力及び／又はＰＶなどの発電機の発電電力の急激な変動によるＤＣバス１１の電圧変動を抑制する作用に加え、より長期の電圧変動を抑制することもＤＣバス１１の安定稼働のために重要である。電気的慣性力を持続させることのできる時間は、バッテリユニット３１、３２のバッテリ容量３１ａ、３２ａが大きいほど長く、バッテリ容量３１ａ、３２ａが小さいと短くなる。即ち、各バッテリユニットの容量が大きいほど、電力消費量及び発電量の変動に対するＤＣバス１１の電圧変動を長期にわたって抑制することが可能となる。
　以上のことから、電気的慣性力の大きさはバッテリユニットなどの電気抵抗によって決まり、電気的慣性力の持続時間はバッテリ容量によって決まると言える。
　上述したように、複数のバッテリユニットをＤＣバス１１上に分散装荷することで、ＤＣバス１１上のどの場所においても電気的慣性力が効果的に働くようになり、ＤＣバス１１を安定稼働させることが可能になる。加えて、各バッテリユニットの容量を大きくすることで慣性持続時間が長くなり、ＤＣバス１１をより長期間安定稼働させることに寄与する。なお、特許文献１及び非特許文献１に記載されたシステムのように、バッテリがＤＣ／ＤＣコンバータなどを介してＤＣバスに間接的に接続されている場合にはバッテリの電気的慣性力が効きにくくなり、相対的に電気的慣性力は小さくなるため、バッテリによる電圧変動の抑制効果は限定的となる。
　ここで、上述した電気的慣性力について、その特性をより良く理解できるように、さらに説明を追加する。
　まず、上述した電気的慣性力について直感的に理解しやすいように、一旦ＤＣバス上の議論から離れ、既存の電力網を例に、電気的「慣性力」についての簡単な考察を行う。
　既存の電力網における慣性力の源は、電力網の最上流にある発電所である。例えば、火力発電所の場合、大型の蒸気タービンを回転させることによって発電機を回している。タービンは、重たい回転体が高速で回転することで大きな慣性モーメントを有している。そのため、突然大きな電力負荷がかかってタービンの回転を減速させる力が働いても、大きな慣性モーメントによって回転数をあまり落とさずに回転を続けることができる。タービンの回転体の慣性モーメントをＭ、回転角速度をωとすると、このタービンの回転運動のエネルギーＫは、以下の式（数１）で与えられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　発電所では、上記のタービンの回転運動のエネルギーを発電機により電気エネルギーに変換し、途中何箇所かの変電所で降圧されて最終的に電力負荷まで届けられる。ここで、基線電圧がＶの送電線に突然電力負荷が接続されて、Ｉ（Ａ）の電流が取り出されるケースについて考える。このケースにおいて、電力負荷で消費される電力Ｐは、Ｐ＝ＶＩである。この電力Ｐは、途中の送電線での送電損失及び変電所での電圧変換損失を考慮しなければ、エネルギー保存則により、発電所のタービンの回転エネルギーの時間変化に等しいはずである。従って、電力Ｐと、タービンの回転体が有する慣性モーメントＭとの間には、以下の関係（数２）がある。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　上記の関係から、接続された電力負荷によってタービンの回転速度を減速させようとする力に抗して働く慣性力の強さ（慣性モーメントＭ）は、接続された電力負荷によって取り出せる電力Ｐに比例することが分かる。このことから、電力線に接続された電力負荷によって、接続時に瞬発的に取り出せる最大電力Ｐｍａｘを用いて電気的慣性力の特性を評価できることが分かる。これにならい、以下では、Ｐｍａｘを用いてＤＣバス上の電気的慣性力の特性について、さらに考察する。
　まず、ＤＣバスに１つのバッテリユニットが直接装荷され、バッテリユニットが電力線と一体になっているＤＣバスを考える。ＤＣバスの基準電圧をＶ（無負荷状態でのバッテリユニットの端子電圧も等しくＶである)と表記し、バッテリユニットの内部抵抗をｒと表記すると、ＤＣバス上のある位置に１つの電力負荷を接続した場合、Ｐｍａｘは、以下の式（数３）で与えられる。式中のｒ’は、バッテリユニットから電力負荷の接続点までの電力線による電気抵抗を表す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　電力線による電気抵抗ｒ’はバッテリユニットから電力負荷の接続点までの距離に依存するため、電気的慣性力は、ＤＣバス上の位置によって異なることが分かる。また、上記の式（数３）から、バッテリユニットから遠ざかるほど電気的慣性力が弱まることが分かる。例えば、Ｖ＝４００（Ｖ）、ｒ＝１（Ω）、ｒ’＝１（Ω）の場合にはＰｍａｘ＝２×１０４（Ｗ）となり、ｒ’＝４（Ω）の場合にはＰｍａｘ＝０．８×１０４（Ｗ）となる。また、電力線による電気抵抗ｒ’は、電力線の芯線断面積にも依存する。芯線断面積が大きいほど単位長さ当たりの電気抵抗ｄｒは小さくなるため、芯線断面積が大きいＣＶケーブルを利用することで、バッテリユニットから遠い位置まで電気的慣性力を作用させることができる。この点に関し、芯線断面積の違いによるＰｍａｘの特性変化を図４に示した。
　図４のグラフは、ＤＣバスの全長を１ｋｍ、基準電圧Ｖを４００（Ｖ）、バッテリユニットの内部抵抗を０．１（Ω）とし、１つのバッテリユニットをＤＣバス上の一端（０ｍの位置）に配置するという条件で、Ｐｍａｘの特性変化を比較したものである。比較したＣＶケーブルの芯線断面積は、８ＳＱ（２×ｄｒ＝４．３４Ω／ｋｍ）、２２ＳＱ（２×ｄｒ＝１．０８Ω／ｋｍ）、６０ＳＱ（２×ｄｒ＝０．３９７Ω／ｋｍ）、２００ＳＱ（２×ｄｒ＝０．１２１Ω／ｋｍ）である。
　いずれのグラフもバッテリユニットから遠ざかるにつれてＰｍａｘが落ち込むが、８ＳＱと２００ＳＱのケースを比較すると、２００ＳＱでは、バッテリユニットから８００（ｍ）の距離離れても、Ｐｍａｘが２×１０５（Ｗ）以上を維持しているが、８ＳＱの場合には５０（ｍ）以下の距離で２×１０５（Ｗ）以下まで落ち込むことが分かる。このように、電気的慣性力は、バッテリユニットからの距離に加え、電力線の芯線断面積に依存する。従って、ＤＣバス上で満遍なく電気的慣性力が働くようにするには、バッテリユニットの数及び配置に加え、電力線の芯線断面積が１つの重要な要素になる。
　逆に、電力線の芯線断面積が決まると、個々のバッテリユニットによる電気的慣性力が十分な強さで作用するＤＣバス上の範囲もある程度決まってくる。既に説明したように、電気的慣性力の強さは、各バッテリユニットの容量ではなく、主にバッテリユニットと電力負荷の接続点との間の距離（つまり、電気抵抗）に影響される。なお、各バッテリユニットの容量は、電気的慣性力が働く持続時間に主に影響を与える。そのため、ＤＣバス上のどこに接続された電力負荷に対しても十分な電気的慣性力を作用させるには、適切な数のバッテリユニットをＤＣバス上の適切な位置に配置することが重要になる。
　そこで、ＤＣバス上にバッテリユニットを等間隔で配置するモデルを用いて、バッテリユニット数Ｎの違いによるＰｍａｘの特性変化について検討した。Ｎ＝１～５、１０、２０のケースについてのＰｍａｘの計算結果を図５に示した。なお、Ｎ＝１～５のケースについては、バッテリユニットの配置例を図６（ａ）～（ｅ）に示している。Ｎ＝１のケース（ａ）ではＤＣバスの中央にバッテリユニットを配置し、Ｎ＝２のケース（ｂ）ではＤＣバスの両端に１つずつバッテリユニットを配置している。Ｎ＝３～５のケースでは、図６（ｃ）～（ｅ）に示すように、バッテリユニットの間隔が同じ間隔になるように配置している。Ｎ＝１０、２０のケースも同様にバッテリユニットの間隔が等しくなるように配置している。なお、これらの配置例は一例であり、本発明の適用範囲はこれに限定されない。
　図５を参照すると、Ｎ＝１のケースでは、バッテリユニットが配置されているＤＣバス上の位置でＰｍａｘがピークとなり、その位置から遠ざかるにつれてＰｍａｘの値が大きく低下している。仮に、ＤＣバスの安定稼働にＰｍａｘ＝３×１０５（Ｗ）以上が必要な場合、Ｎ＝１のケースでは、バッテリユニットから３００ｍ以上離れた位置で、その条件を満たさなくなる。一方、Ｎ＝２のケースでは、ＤＣバス全域でＰｍａｘ＝３×１０５（Ｗ）以上になっており、ＤＣバスのどこに電力負荷が接続されても十分な電気的慣性力が働く。Ｎが大きくなると、ＤＣバス上でのＰｍａｘの値が大きくなり、電気的慣性力がより強く働くようになることが分かる。Ｎ＝１０、２０のケースのように、Ｎがさらに大きくなるとＤＣバス全域でＰｍａｘの値がほぼ一定のレベルに近づいていく。
　このように、複数のバッテリユニットをＤＣバス上に分散装荷することによって、ＤＣバス上の全体又は必要な領域全体にわたって十分な電気的慣性力を働かせることが可能になり、ＤＣバスの安定稼働を実現することができる。このような作用効果は、１カ所にバッテリユニットを集中装荷した場合（Ｎ＝１のケースを参照）には得られない。従って、電気的慣性力によるＤＣバスの安定動作を実現するには、複数のバッテリユニットをＤＣバス上に分散配置すること、そして、各バッテリユニットをＤＣバスに直接装荷することが必要である。また、より太い電力線を利用することが好適である。
　（１－３．発電機及び電力負荷について）
　再び図２を参照する。上記のように自律協調制御システム１０の各バッテリユニットは、ＤＣバス１１上に分散装荷され、ＤＣバス１１の電力線１１ａ、１１ｂに直接的に接続される。一方、発電機及び電力負荷は、図２に示した発電機２２、及び電力負荷２３、２４のようにＤＣバス１１に間接的に接続されて自律的に動作する。
　図２の例において、発電機２２は、ＤＣ／ＤＣ変換器２２ａを介してＤＣバス１１に接続されている。ＤＣバス１１が電力系統と繋がっていない場合（オフグリッドの場合）、発電機２２は、ＤＣバス１１の電圧を監視し、ＤＣバス１１の電圧が予め設定された上限レベルを超える場合に、発電を停止するか、又はＤＣ／ＤＣ変換器２２ａがＤＣバス１１への電力供給を停止する。これらの自律動作によって、ＤＣバス１１の電圧が異常に増大するリスクを低減することができる。一方、ＤＣバス１１が電力系統と繋がっている場合（オングリッドの場合）、発電された電力のうち、消費しきれず、蓄電もできない余剰電力は電力系統が吸収してくれるため、発電機２２は、上記の自律動作を行う必要はない。この場合、発電機２２は、発電電力を全てＤＣバス１１に流し込むことができる。
　一方、ＤＣバス１１に接続される電力負荷は、必要とする時にはＤＣバス１１から必要な電力の供給を自由に受けられることが望ましい。従って、自律的動作は馴染まない。しかし、ブラックアウトを回避するため、電力負荷２３のように、非常時や異常時にはバスから強制的に切り離すことを可能とするための外部制御可能なＣＢ（Circuit Breaker）２３ａを介してＤＣバス１１に接続されることが好ましい。ＣＢ２３ａは、ＤＣバス１１の電圧が、ある異常なレベルを下回る場合に、ＤＣバス１１から電力負荷２３への電力供給を遮断する役目がある。なお、異常なレベルは、後述する第１の電圧範囲の下限値ＬＶ１より大幅に低いレベルに設定され、また、既存の電力系統で許容される許容電圧範囲（後述する第３の電圧範囲）の下限値ＬＶ２よりも低いレベルに設定されうる。
　ＡＣ駆動の電力負荷２４をＤＣバス１１に接続する場合、電力負荷２４は、ＤＣ／ＡＣ変換器２４ａを介してＤＣバス１１に接続される。ＤＣ／ＡＣ変換器２４ａは、ＤＣバス１１からのＤＣ電力をＡＣ電力に変換して電力負荷２４に供給する。ＤＣ／ＡＣ変換器２４ａは、ＤＣバス１１の電圧が、上記の異常なレベルを下回る場合に、ＤＣバス１１から電力負荷２４への電力供給を遮断してよい。代わりに、ＤＣバス１１と電力負荷２４との間にＣＢを別途設けてもよい。これらの制御によりブラックアウトを回避できる。
　（１－４．自律協調制御について）
　再び図１を参照する。図１に示すように、ＤＣバス１１は、スイッチ１５及び変換器１６を介してローカルグリッド１７に接続される。ローカルグリッド１７は、火力発電、水力発電、風力発電、及び原子力発電などを利用して安定的に電力を供給可能な電力系統、又は他の電力グリッドなどの外部電力システムである。ローカルグリッド１７は、接続されたＤＣバス１１に電力を供給することに加え、接続されたＤＣバス１１の余剰電力を受容することもできる。
　スイッチ１５がオンになると、ＤＣバス１１とローカルグリッド１７とが接続状態となる。接続状態において、ＤＣバス１１の電圧があるレベルよりも低い場合には変換器１６を介してローカルグリッド１７からＤＣバス１１に電力が供給され、逆にＤＣバス１１の電圧があるレベルよりも高い場合には、ローカルグリッド１７によってＤＣバス１１からの電力が受容される。変換器１６は、ＤＣバス１１側のＤＣ電力をローカルグリッド１７側のＡＣ電力に変換し、又はローカルグリッド１７側のＡＣ電力をＤＣバス１１側のＤＣ電力に変換する。
　（Ａ）スイッチの構成例
　上述したスイッチ１５の機能は、例えば、図７に示したスイッチ４０によって実装されうる。図７は、スイッチ４０の構成を模式的に示したブロック図である。図７に示すように、スイッチ４０は、電圧計４１と、スイッチング機構４２と、制御機構４３とを含む。電圧計４１は、ＤＣバス１１とローカルグリッド１７との接続点（電圧監視点）における電圧を計測する手段である。スイッチング機構４２は、ＤＣバス１１とローカルグリッド１７との間の接続／切断を切り替える手段である。制御機構４３は、電圧計４１の計測値に基づいてスイッチング機構４２の切り替え動作を制御する手段（例えば、制御回路）である。電圧計を採用する図７の構成は、後述する電圧監視システムの構成を採用する場合に比べてコスト面で有利である。制御機構４３による制御の詳細については、図８を参照しながら後述する。
　変形例として、制御機構４３の機能を省略し、ＤＣバス１１とローカルグリッド１７との接続点での電圧監視とスイッチ１５の制御とを行う外部の電圧監視システムを設けるようにしてもよい。この場合、電圧監視システムによって、各バッテリユニットの接続点、各発電機の接続点、及び各電力負荷の接続点でＤＣバス１１の電圧を監視する仕組みに、さらに変形することができる。電圧監視システムは、プロセッサ、及びメモリを含む。プロセッサは、ＣＰＵ（Central Processing Unit）、ＤＳＰ（Digital Signal Processor）、ＡＳＩＣ（Application Specific Integrated Circuit）、又はＦＰＧＡ（Field Programmable Gate Array）などである。メモリは、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、又はフラッシュメモリなどである。例えば、プロセッサは、各接続点に設けられた電圧計の計測データを、通信回線を通じて取得し、取得した計測データをメモリに格納する。
　（Ｂ）スイッチの動作及び自律協調制御方法
　次に、本発明の実施形態に係る自律協調制御方法について説明する。
　既に説明したように、ＤＣバス１１に接続される各バッテリユニットは、ＳＯＣが一定範囲内において、端子電圧がＤＣバス１１の基準電圧にほぼ等しくなるように構成され、運用中はＳＯＣが一定範囲内に維持されるように制御される。また、ＤＣバス１１に接続される各電力負荷は、ＣＢなどによる遮断制御が作動しない範囲で、ＤＣバス１１から必要に応じて自由に電力供給を受けられるように構成される。また、ＤＣバス１１に接続される各発電機は、ローカルグリッド１７との間での電力授受の無いオフグリッドの場合、ＤＣバス１１の電圧が、あるレベルを超える場合に発電を停止又は電力供給を遮断するように自律的に動作する。一方、各発電機は、ローカルグリッド１７との間での電力授受が可能なオングリッドの場合には自律動作の必要が無く、発電した電力を無制限にＤＣバス１１に流すことができる。
　ＤＣバス１１に接続される各要素が自律的に動作することで、ローカルグリッド１７からＤＣバス１１が切り離されたオフグリッド状態での自律運転動作でも、ＤＣバス１１から各電力負荷への安定的な電力供給が、ある程度維持されうる。しかし、各発電機による発電量、各バッテリの容量及びＳＯＣ、ＤＣバス１１に接続される電力負荷の数及び負荷の大きさ、又はその他の要因によって、ＤＣバス１１の電圧は、予め設定された第１の電圧範囲外になりうる。そのため、ＤＣバス１１の電圧が第１の電圧範囲を逸脱しそうなとき、スイッチ１５がオンとなり、自律運転動作から、ＤＣバス１１がローカルグリッド１７に接続されたオングリッド状態となり、ローカルグリッド１７によるアシスト制御動作に切り替わる。
　ここで、図８を参照しながら、制御機構４３による制御について、より具体的に説明する。図８は、本発明の実施形態に係る自律協調制御方法の例を示した図である。図８に例示したグラフの縦軸は電圧監視点でのＤＣバス１１の電圧であり、横軸は時間である。図中のＬＶ０、ＬＶ１、ＬＶ２、ＨＶ０、ＨＶ１、ＨＶ２は、予め設定された電圧閾値である。ＬＶ０は、基準電圧（この例では４００Ｖ）より低いレベルに設定され、ＬＶ１は、ＬＶ０よりさらに低いレベルに設定される。一方、ＨＶ０は、基準電圧より高いレベルに設定され、ＨＶ１は、ＨＶ０よりさらに高いレベルに設定される。また、既存の電力系統で許容される電圧範囲は基準電圧の±５％であり、その電圧範囲の上限値及び下限値をそれぞれＨＶ２、ＬＶ２と表記している。電気的慣性力を効果的に働かせるためには、バッテリの端子電圧がＳＯＣに対してほぼ直線的に変化する特性を示す範囲内に収まるように、ＬＶ１からＨＶ１の範囲（第１の電圧範囲）を設定する必要がある。
　上記の例では、第１の電圧範囲を逸脱しようとすると、スイッチ１５がオンとなり、ローカルグリッド１７からのアシスト動作が開始される。そして、自律協調制御システム１０では、全ての時点でのＤＣバス１１の電圧が第１の電圧範囲内に収まるように制御する。但し、若干のアンダーシュート及びオーバーシュートは許容され、電圧監視点でのＤＣバス１１の電圧が、ＨＶ１からＨＶ２までの範囲及びＬＶ１からＬＶ２までの範囲に達することもあるが、第１の電圧範囲を逸脱したときには、できるだけ速やかに第１の電圧範囲内に引き戻されるようなアシスト制御が行われる。なお、ＬＶ０からＨＶ０までの範囲を第２の電圧範囲と表記する。第２の電圧範囲は、基準電圧を含み第１の電圧範囲内にある。また、ＬＶ２からＨＶ２までの範囲を第３の電圧範囲と表記する場合がある。第３の電圧範囲は、既存の電力系統（又は接続されるローカルグリッド）によって許容される規定の電圧範囲（許容電圧範囲）に設定される。また、第１の電圧範囲は、第３の電圧範囲内に設定される。
　図中の曲線５１は、ＤＣバス１１とローカルグリッド１７との接続点（即ち、ＤＣバス１１とスイッチ１５との接続点）での電圧を表している。この例では、初めにオフグリッドの自律運転状態（ＤＣバス１１の電圧が第２の電圧範囲内にある状態）においてＤＣバス１１の電圧は基準電圧付近にあるが、ＤＣ１１バス内の全発電機（ＰＶなど）による発電電力が電力負荷全体の消費電力を上回る状態が続くと、その差分の電力はバッテリユニットに流れることになる。その結果、バッテリユニットの蓄電率が増加するため端子電圧も上昇し、ＤＣバス１１の電圧が上昇する。ＤＣバス１１の電圧は、時間とともに上昇してＨＶ０を超え、Ｐ１の時点でＨＶ１に達する。このように、ＤＣバス１１の電圧が上昇してＨＶ１に達した場合、制御機構４３は、ＤＣバス１１をローカルグリッド１７に接続する制御を行う。接続後、ＤＣバス１１からローカルグリッド１７に余剰電力が送電され、ＤＣバス１１の電圧が低下し始める。つまり、変換器１６のＤＣバス１１側の電圧が基準電圧（この例では４００Ｖ）となるように変換器１６を動作させておけば、電圧の高いＤＣバス１１から変換器１６へと電流が流れて、高くなり過ぎたＤＣバス１１の電圧は低下を始める。
　既に説明したように、自律協調制御システム１０では、複数のバッテリユニットがＤＣバス１１上に分散装荷され、電気的慣性力が強化されている。そのため、発電量の急増に対してもＤＣバス１１の急激な電圧上昇が抑えられ、それによって、制御信号の伝送遅延など何らかの理由で、オングリッドに切り替わる直前に電圧がＨＶ１を僅かに超えても、ＤＣバスの電圧は第１の電圧範囲内へと引き戻され、速やかにＨＶ１以下のレベルに戻る。このように、電気的慣性力を高めることで、ＤＣバス１１の電圧が第１の電圧範囲外に逸脱する時間を限りなく短くすることができる。なお、ＨＶ１以下のレベルに戻るまでの時間は、所定時間（例えば、１秒）以内であることが好ましい。つまり、自律協調制御システム１０は、ＤＣバス１１に直接接続された複数のバッテリユニットへのＤＣバス１１からの充電及びローカルグリッド１７によるアシスト動作によって、第１の電圧範囲を逸脱した場合でも、第３の電圧範囲を逸脱せず、かつ所定時間以内に第１の電圧範囲内に戻るように機能する。
　Ｐ１の時点でオングリッドになった後、ＤＣバス１１の電圧が下降してＨＶ１を下回り、さらにＰ２の時点でＨＶ０に達する。このように、ＤＣバス１１の電圧が下降してＨＶ０に達した場合、制御機構４３は、ＤＣバス１１をローカルグリッド１７から切断する制御を行い、ローカルグリッド１７によるアシスト動作を終了する。
　図８の例では、アシスト動作を終了したＰ２以降、ＤＣバス１１内の全発電機による発電電力がＤＣバス１１の電力負荷全体の消費電力を下回る状態が続くと、その差分の電力はバッテリユニットから放電されることになる。その結果、バッテリの蓄電率が減少するため、端子電圧も減少し、バス電圧が減少する。この結果、ＤＣバス１１の電圧が下降してＬＶ０を下回り、Ｐ３の時点でＬＶ１に達する動作を示している。このように、ＤＣバス１１の電圧が下降して第１の電圧範囲の下限であるＬＶ１にまで達した場合、制御機構４３は、ＤＣバス１１をローカルグリッド１７に接続し、再びローカルグリッド１７からのアシストを得る。接続後、ローカルグリッド１７からＤＣバス１１に電力が供給され、ＤＣバス１１の電圧が上昇を始める。
　自律協調制御システム１０では電気的慣性力が強化されているため、負荷の急増に対してもＤＣバス１１の急激な電圧低下が抑えられ、それによって、制御信号の伝送遅延など何らかの理由で、オングリッドに切り替わる直前に電圧がＬＶ１を僅かに下回っても、速やかに第１の電圧範囲内へ引き戻され、すぐにＬＶ１以上のレベルに戻される。このように、電気的慣性力を高めることで、ＤＣバス１１の電圧が第１の電圧範囲外に逸脱する時間を限りなく短くすることができる。なお、ＬＶ１以上のレベルに戻るまでの時間は、所定時間（例えば、１秒）以内であることが好ましい。つまり、自律協調制御システム１０は、ＤＣバス１１に直接接続された複数のバッテリユニットからＤＣバス１１への放電及びローカルグリッド１７によるアシスト動作によって、第１の電圧範囲を逸脱した場合でも、第３の電圧範囲を逸脱せず、かつ所定時間以内に第１の電圧範囲内に戻るように機能する。
　Ｐ３の時点でオングリッドになった後、ＤＣバス１１の電圧が上昇してＬＶ１を超え、更にＰ４の時点でＬＶ０に達する。ＤＣバス１１の電圧が上昇してＬＶ０に達した場合、制御機構４３は、ＤＣバス１１をローカルグリッド１７から切断し、ローカルグリッド１７によるアシスト動作を終了する。
　以上説明したように、電圧監視点でのＤＣバス１１の電圧が上昇してＨＶ１に達したとき、及び電圧が下降してＬＶ１に達したときに、制御機構４３は、スイッチ１５をオンにして、ＤＣバス１１をローカルグリッド１７に接続する。また、電圧監視点でのＤＣバス１１の電圧が下降してＨＶ０に達したとき、及び電圧が上昇してＬＶ０に達したときに、制御機構４３は、スイッチ１５をオフにして、ＤＣバス１１をローカルグリッド１７から切断する。これらの制御により、ＤＣバス１１の電圧は、おおむね第１の電圧範囲内に維持され、若干のオーバーシュート又はアンダーシュートが生じても第３の電圧範囲を逸脱することなく速やかに第１の電圧範囲内に収束する。なお、電圧監視システムを利用する場合（変形例）の制御も上記と同様である。
　＜２．ＤＣバス電圧の安定性条件＞
　上記の通り、ＤＣバス１１にバッテリユニットを分散して直接接続することにより電気的慣性力を強化し、各バッテリユニットの容量を適切に設定して十分な慣性持続時間を確保することで、想定される環境において、自律協調制御によるＤＣバス１１の安定稼働が実現されうる。但し、安定稼働の条件（安定性条件）は、ＤＣバス１１に装荷される電力負荷のスケール、バス電線ケーブルの心線の太さ(電気抵抗)及び長さなどに依存する。そこで、シミュレーションにより安定性条件を探った。
　（２－１．シミュレーションモデル及び想定環境について）
　シミュレーションには、図９に示したシミュレーションモデルを利用した。図９は、自律協調制御システムのシミュレーションモデルを示した図である。
　このモデルでは、バッテリ６１ａ、６１ｂを接続した第１のバッテリユニット６１と、バッテリ６２ａ、６２ｂを接続した第２のバッテリユニット６２と、バッテリ６３ａ、６３ｂを接続した第３のバッテリユニット６３とがＤＣバス１１上に装荷されている。各バッテリは、リチウムイオンバッテリを想定し、その端子電圧がＤＣバス１１の基準電圧にほぼ等しくなるようにセルを構成し、ＳＯＣに対して端子電圧が線形に変化する領域で動作するようにしている。ＤＣバス１１には、電力負荷６１ｃ、６２ｃ、６３ｃ、及び発電機６１ｄ、６２ｄ、６３ｄがさらに装荷されている。ＤＣバス１１は、スイッチ６４に接続され、ローカルグリッド６５に接続できるように構成される。
　ここで、第１のバッテリユニット６１と電力負荷６１ｃとの間の距離（電力線の長さ）をＬ１とし、電力負荷６１ｃと発電機６１ｄとの間の距離をＬ２とする。また、第２のバッテリユニット６２と発電機６１ｄとの間の距離をＬ３とし、第２のバッテリユニット６２と電力負荷６２ｃとの間の距離をＬ４とする。電力負荷６２ｃと発電機６２ｄとの間の距離をＬ５とし、発電機６２ｄと第３のバッテリユニット６３との間の距離をＬ６とし、第３のバッテリユニット６３と電力負荷６３ｃとの間の距離をＬ７とする。また、電力負荷６３ｃと発電機６３ｄとの間の距離をＬ８とする。
　このモデルでは、ＤＣバス１１の各電力線を５．５ＳＱのＣＶケーブルとした。また、ＤＣバス１１の基準電圧を４００Ｖに設定し、一方の電力線を接地電位に対して＋２００Ｖとし、他方の電力線を接地電位に対して－２００Ｖとする方式を採用した。また、ＤＣバス１１の全長を２００ｍとし、接続点間の距離Ｌ１～Ｌ８を全て等しく２５ｍに設定した。この例では、どの電力負荷で消費電力の急増が生じても同程度の電気慣性力が作用する。
　シミュレーションでは、各発電機の停止又は遮断制御を省略しており、各発電機からの発電電力は制限なくＤＣバス１１に供給されるようにした。また、各発電機からの電力供給量は、日本の仙台市の１月における日照量に相当するＰＶでの発電量を想定し、各電力負荷による電力消費量は、仙台市の１月における一般家庭の電力消費量を想定している。また、電圧閾値ＬＶ２、ＬＶ１、ＬＶ０、ＨＶ０、ＨＶ１、ＨＶ２をそれぞれ３８０Ｖ、３８５Ｖ、３９５Ｖ、４０５Ｖ、４１５Ｖ、４２０Ｖに設定した。既存の電力系統で許容される電圧範囲が基準電圧の±５％であり、電圧閾値ＨＶ２、ＬＶ２はそれぞれ、その電圧範囲の上限値及び下限値に設定されている。なお、シミュレーションツールとしてMALTAB/Simulinkを利用したが、当業者であれば、上述したシミュレーション条件を参照して任意のツールで以下のシミュレーション結果を追検証しうる。
　スイッチ６４の制御により、図８に示した制御方法で、ローカルグリッド６５とＤＣバス１１との接続状態が切り替わるようにした。上記のモデル及び環境下でのシミュレーション結果を図１０に示す。図１０は、ローカルグリッド６５との接続点でのＤＣバス電圧の変化を、１月の１か月間にわたってシミュレーションした結果を示した図である。
　（２－２．シミュレーション結果）
　図１０（ａ）のグラフ７１は、各バッテリユニットの容量をそれぞれ（２０／３）ｋＷｈとし、ＤＣバス１１に接続されたバッテリの総容量が２０ｋＷｈになるようにした第１のシナリオに対応するシミュレーション結果を示す。グラフ７１が示すように、ＤＣバス１１の電圧は、必要に応じてローカルグリッド６５からのアシストを受けることにより、ＬＶ１とＨＶ１との間の範囲に維持される。ＤＣバス１１にバッテリユニットが分散装荷されて十分な電気的慣性力が作用しているため、その範囲から電圧が大きく逸脱することはなく、ＤＣバス１１の電圧が常に安定している。
　図１０（ｂ）のグラフ７２は、各バッテリユニットの容量をそれぞれ（１０／３）ｋＷｈとし、ＤＣバス１１に接続されたバッテリの総容量が１０ｋＷｈになるようにした第２のシナリオに対応するシミュレーション結果を示す。グラフ７２が示すように、ＤＣバス１１の電圧は、必要に応じてローカルグリッド６５からのアシストを受けることにより、ＬＶ１とＨＶ１との間の範囲に維持される。第１のシナリオと同様、十分な電気的慣性力が作用しているため、その範囲から電圧が大きく逸脱することはなく、ＤＣバス１１の電圧が常に安定している。但し、各バッテリユニットの容量が減少したことで、第１のシナリオよりも、第２のシナリオの方が、ローカルグリッド６５からのアシストを受ける頻度が増している。
　図１０（ｃ）のグラフ７３は、各バッテリユニットの容量をそれぞれ（５／３）ｋＷｈとし、ＤＣバス１１に接続されたバッテリの総容量が５ｋＷｈになるようにした第３のシナリオに対応するシミュレーション結果を示す。グラフ７３が示すように、ＤＣバス１１の電圧は、必要に応じてローカルグリッド６５からのアシストを受けることにより、ＬＶ１からＨＶ１までの範囲内に維持される。第１のシナリオと同様、十分な電気的慣性力が作用しているため、その範囲から電圧が大きく逸脱することはなく、ＤＣバス１１の電圧が常に安定している。但し、各バッテリユニットの容量がさらに減少したことで、第２のシナリオよりも、第３のシナリオの方が、ローカルグリッド６５からのアシストを受ける頻度が更に増している。
　上記のシミュレーション結果から、バッテリ容量が減少すると、オングリッドになる頻度が増加して、ローカルグリッド６５からのアシストを受ける頻度及び時間が増していくことが分かる。一方、バッテリ容量が最も小さい第３のシナリオでも、ローカルグリッド６５のアシストを受けた直後、ＤＣバス１１の電圧が、ＬＶ１以上又はＨＶ１以下の範囲に回復しており、ＤＣバス１１の安定稼働が実現されている。このことは、バッテリユニットが小型でも、複数のバッテリユニットをＤＣバス１１上に分散装荷し、ローカルグリッド６５からの適切なアシストが得られることで、自律協調制御によりＤＣバス１１の安定稼働を実現できることを示している。
　但し、電力負荷のスケール（例えば、ＤＣバス１１に接続される電力負荷の数又は負荷の大きさ）が大きくなれば、消費電力の急激な変動に伴う電圧変動の幅も大きくなる。これに対応するためには、ＤＣバス１１に装荷されるバッテリ容量を大きくする必要がある。しかし、バッテリ容量の増加はコスト増に繋がるため、バッテリコストと、ＤＣバス電圧の安定性との最適なバランスを見つける必要がある。そこで、上記のシミュレーションモデルをベースに、電力負荷のスケールとバッテリ容量とを変えながらシミュレーションを繰り返し実行してＤＣバスの安定性条件を探った。
　図１１は、本発明の実施形態に係るＤＣバスの安定性条件を示した図である。図中の安定領域８１は、必要に応じてローカルグリッド６５からのアシストを受けることで、ＤＣバス１１の電圧が第１の電圧範囲内にほぼ維持される条件（安定性条件）を示している。一方、不安定領域８３は、ローカルグリッド６５からのアシストを受けても、第１の電圧範囲を逸脱したＤＣバス１１の電圧が、第１の電圧範囲内に回復できないか、或いは回復できたとしても非常に長い時間(ある規定値Ａ（例えば、６０秒）以上)がかかる条件を示している。遷移領域８２は、安定領域８１と不安定領域８３との間の中間的な状態であり、ＤＣバス１１の電圧が第１の範囲外に頻繁に逸脱し、ローカルグリッド６５からのアシストを受けても、第１の電圧範囲内に回復するに要する時間がある規定値Ａよりは短いが、ある規定値Ｂ（例えば、１秒）よりも長くかかる条件を示している。
　安定領域８１を参照すると、バッテリ容量が十分に大きければ、電力負荷のスケールによらずＤＣバス１１を安定稼働させることが可能であることが分かる。しかし、コストの観点から、バッテリ容量は小さい方が好ましい。そこで、安定領域８１と遷移領域８２との境界に着目すると、電力負荷のスケールが一定以上（この例では４以上）の範囲において、ＤＣバス１１の安定稼働に必要なバッテリ容量は、電力負荷のスケールに比例することが分かる。図１１に示した安定性条件によれば、ＤＣバス１１に装荷される各バッテリユニットの容量は、電力負荷のスケールに比例した最小限の容量に設定してよく、そのような小容量のバッテリユニットでも分散装荷によってＤＣバス１１の安定性を維持できる。
　既に説明したように、ＤＣバス１１の安定性は、バッテリ容量だけではなく、電気的慣性力に依存する。電気的慣性力は、バッテリの内部抵抗だけでなく、電力線の分布抵抗にも関係する。電力線の分布抵抗は、電力負荷の接続点とバッテリユニットの接続点との間の距離が長くなるにつれて、或いは、電力線が細くなるにつれて増加する。電力線の分布抵抗が増加すると、電気的慣性力が作用しにくくなる。そのため、電力負荷の接続点とバッテリユニットの接続点との間の距離が短く、電力線が太い方が、ＤＣバス１１の安定にとって好適である。
　図１２は、本発明の実施形態に係るＤＣバスの安定性条件を、図１１とは異なる観点から示した図である。図１２のグラフは、横軸を、電力線に用いるＣＶケーブルの芯線の断面積とし、縦軸を、ＣＶケーブルの長さとして、安定領域９１、遷移領域９２、及び不安定領域９３をマッピングしたものである。
　安定領域９１は、必要に応じてローカルグリッド６５からのアシストを受けることで、ＤＣバス１１の電圧が第１の電圧範囲内にほぼ維持される条件（安定性条件）を示している。一方、不安定領域９３は、ローカルグリッド６５からのアシストを受けても、第１の電圧範囲を逸脱したＤＣバス１１の電圧が、第１の電圧範囲内に回復できないか、或いは回復できたとしても、ある規定値Ａ以上がかかる条件を示している。遷移領域９２は、安定領域９１と不安定領域９３との間の中間的な状態であり、ＤＣバス１１の電圧が第１の範囲外に頻繁に逸脱し、ローカルグリッド６５からのアシストを受けても、第１の電圧範囲内に回復するに要する時間がある規定値Ａよりは短いが、ある規定値Ｂよりも長くかかる条件を示している。図１２のグラフから分かるように、ＣＶケーブルが細くて長いほど電力線の分布抵抗が大きくなり、ＤＣバス１１の安定性が低くなる傾向にある。このことから、ＤＣバス１１の安定動作を保証するためには、可能な限り芯線が太いＣＶケーブルを用いること、そして、ＣＶケーブルの長さを一定以下に留めておくことが重要であると分かる。
　以下の表１は、ＣＶケーブルの芯線の太さと、安定領域９１の状態が維持できるＤＣバス１１の全長との関係を示している。ＳＱは、ＣＶケーブルの芯線の断面積であり、Ｌは、ＤＣバス１１の全長である。表１から、ＣＶケーブルの芯線を太くすることで、ＤＣバス１１の全長を伸ばしても、ＤＣバス１１の安定性を維持できることが分かる。これは、芯線を太くすればＣＶケーブルの分布抵抗が小さくなり、芯線が細い場合に比べて電気的慣性力がより強く働くことに起因する。つまり、芯線を太くして電気的慣性力を強化した分だけ、ＤＣバス１１の安定性を維持しつつＤＣバス１１の全長を伸ばすことができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000004
　以上、添付図面を参照しながら本発明の好適な実施形態について説明したが、本発明は係る例に限定されない。当業者であれば、特許請求の範囲に記載された範疇内において、各種の変更例又は修正例に想到しうることは明らかであり、それらについても当然に本発明の技術的範囲に属する。
　１０　自律協調制御システム
　１１　ＤＣバス
　１１ａ、１１ｂ　電力線
　１２ａ、１３ａ、１４ａ　バッテリユニット
　１２ｂ、１３ｂ、１４ｂ　発電機
　１２ｃ、１３ｃ、１４ｃ　電力負荷
　１５　スイッチ
　１６　変換器
　１７　ローカルグリッド

Claims (7)

  1. 　電力負荷及び発電機が接続されたＤＣ（Direct Current）バスと、
    　前記ＤＣバスに直接的に接続された複数のバッテリユニットであって、前記複数のバッテリユニットは、前記ＤＣバス上に分散装荷され、各バッテリユニットの端子電圧は、前記ＤＣバスの基準電圧に一致又は近似する、複数のバッテリユニットと
    　を備える、自律協調制御システム。
  2. 　前記ＤＣバスの電圧が、前記基準電圧を中心とする第１の電圧範囲内から、前記第１の電圧範囲の上限又は下限に達したとき、前記ＤＣバスは、電力系統又は他の電力システムからなるローカルグリッドに接続されて、前記ローカルグリッドによるアシストを得て動作するアシスト運転状態に切り替わり、
    　前記アシスト運転状態で、前記ＤＣバスの電圧が、前記第１の電圧範囲内の第２の電圧範囲の境界に達したとき、前記ＤＣバスは前記ローカルグリッドから切断されて、前記ローカルグリッドからのアシストなしに動作する自律運転動作に切り替わり、
    　前記自律運転動作では、前記ＤＣバスに接続された発電機の少なくとも一部は、前記ＤＣバスの電圧を監視し、事前設定された上限レベルを超える場合に発電又は前記ＤＣバスへの電力供給を停止する自律動作を行う、
    　請求項１に記載の自律協調制御システム。
  3. 　前記複数のバッテリユニットは、前記ＤＣバスに直接的に接続されることによって、前記ＤＣバス上の電力負荷による消費電力及び発電機による発電量が急増したときに前記ＤＣバスの急激な電圧変化を抑制するように機能する、
    　請求項２に記載の自律協調制御システム。
  4. 　前記第１の電圧範囲は、前記ローカルグリッドで許容される第３の電圧範囲内に設定され、前記自律協調制御システムは、前記消費電力及び前記発電量が急増して前記ＤＣバスの電圧が前記第１の電圧範囲を逸脱したとしても、前記複数のバッテリユニットによって前記ＤＣバスの急激な電圧変化を抑制する機能及び前記ローカルグリッドによるアシストによって、前記ＤＣバスの電圧が前記第３の電圧範囲を逸脱せず、かつ所定時間以内に前記第１の電圧範囲内に戻るように機能する、
    　請求項３に記載の自律協調制御システム。
  5. 　前記ＤＣバスに直接的に接続される各バッテリユニットの容量を、前記ＤＣバスに接続される電力負荷のスケールに比例して増加するように設定することによって、前記ＤＣバスの電圧が前記第３の電圧範囲を逸脱せず、かつ前記所定時間以内に前記第１の電圧範囲内に戻る安定領域の状態が維持される、
    　請求項４に記載の自律協調制御システム。
  6. 　前記自律協調制御システム内の前記ＤＣバスの全長を、前記ＤＣバスを形成する電力線の断面積に比例して長くするように設定することによって、前記ＤＣバスの電圧が前記第３の電圧範囲を逸脱せず、かつ前記所定時間以内に前記第１の電圧範囲内に戻る安定領域の状態が維持される、
    　請求項４に記載の自律協調制御システム。
  7. 　電力負荷、発電機、及び複数のバッテリユニットが接続されたＤＣ（Direct Current）バスの電圧を電圧計によって計測するステップであって、前記複数のバッテリユニットは、前記ＤＣバスに直接的に接続される形態で前記ＤＣバス上に分散装荷され、各バッテリユニットの端子電圧は、前記ＤＣバスの基準電圧に一致又は近似する、ステップと、
    　前記ＤＣバスの電圧が、前記基準電圧を中心とする第１の電圧範囲内から、前記第１の電圧範囲の上限又は下限に達したとき、制御回路によって、前記ＤＣバスを、電力系統又は他の電力システムからなるローカルグリッドに接続して、前記ローカルグリッドによるアシストを得て動作するアシスト運転状態に切り替えるステップと、
    　前記アシスト運転状態で、前記ＤＣバスの電圧が、前記第１の電圧範囲内の第２の電圧範囲の境界に達したとき、前記制御回路によって、前記ＤＣバスを前記ローカルグリッドから切断して、前記ローカルグリッドからのアシストなしに動作する自律運転動作に切り替えるステップと、を含み、
    　前記自律運転動作では、前記ＤＣバスに接続された発電機の少なくとも一部は、前記ＤＣバスの電圧を監視し、事前設定された上限レベルを超える場合に発電又は前記ＤＣバスへの電力供給を停止する自律動作を行う、
    　自律協調制御方法。
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