JP2016039721A - 直流配電システム - Google Patents

Abstract

【課題】エネルギーの変換ロスを低減し、かつ構成機器の小容量化を図ることの可能な直流配電システムを提供する。【解決手段】直流負荷に燃料電池の発電電力を供給し（ステップＳ１、２）、不足分は太陽光発電電力で補い（ステップＳ７）、さらに不足する場合は蓄電装置の放電電力を給電する。このとき、所定時間当たりの受電電力量の予測値が所定時間当たりの目標受電電力量と一致しかつＤＣ／ＤＣ変換効率が比較的高くなるように放電電力量を設定する（ステップＳ１２）。さらに不足する場合は、所定時間当たりの受電電力量の予測値が目標受電電力量と一致し且つＡＣ／ＤＣ変換効率が比較的高くなるように交流電源系統からの目標受電電力量を決定し、目標受電電力量相当の受電電力を直流電力に変換して直流負荷に供給する（ステップＳ１５）。【選択図】 図２

Description

本発明は、直流配電システムに関する。

近年、省エネルギー、省ＣＯ_２化への関心から、建造物に太陽光発電パネルや、風力発電機などの再生可能エネルギーによる発電システムが設置されることが多くなっている。再生可能エネルギーによる発電システムは、天候によって発電電力が変動する。このように時間変動を伴うシステムでは、発電電力を負荷に供給し、その余剰電力を蓄電池に蓄電するといった制御が行われている。また、負荷の電力が不足した場合やデマンドレスポンス対応として、ピークカット用の電力として蓄電池の電力を利用することによって、発電した電力は効率的に利用されている。

しかしながら、余剰電力を蓄電するためには、大きな蓄電容量が必要となるため、設置コストの増加が課題となっている。
また、最近では、燃料電池の高効率化が進んでおり、前述の再生可能エネルギーによる発電システムに加えて燃料電池が設置される建造物もある。燃料電池として発電効率が高い固体酸化物型燃料電池（ＳＯＦＣ）を用いた場合、発電量を一定出力とすることが一般的であるため、燃料電池はベース電力として利用される。この場合でも上記と同様に、設置コストの増加が課題となっている。

ところで、太陽光発電システム、燃料電池、蓄電池の出力を建造設備機器の負荷に供給する場合、まずは発電量の制御が困難で系統側への逆潮流が制限される燃料電池の発電電力が負荷に供給される。ここで、燃料電池の余剰電力は蓄電池に蓄電されるか、系統からの解列もしくは逆潮流を行う。
また、燃料電池は停止や発電量制御が困難であるため、蓄電池の容量を大きくするか、負荷の待機電力を検討し、最低限必要な負荷電力量よりも小さな容量の機器が選定されるのが一般的である。

燃料電池の発電電力では負荷電力を賄えない場合は、太陽光発電による電力が負荷に供給される。太陽光発電も発電する電力量を制御することができないため、太陽光発電による発電電力が余剰した場合には蓄電池に蓄電するか、解列若しくは逆潮流される。
燃料電池と太陽光発電とによる合計発電量が負荷電力以下の場合には、負荷には蓄電池からの放電および系統からの電力が給電される。ここで、系統電力のピークを抑制するような蓄電池からの放電制御が可能になれば、契約電力を下げることができるため、ランニングコストを低減することが可能になる。

しかしながら、太陽光発電による発電電力の変動を抑制し、ピークカットを抑制する蓄電池制御を可能にするには、大容量のインバータ装置（ＡＣ／ＤＣ変換器 ｋＷ）を付加する必要がある。インバータ装置は、定格よりも大幅に低い電力量のエネルギー変換では、効率が低下する傾向があるため、蓄電池からの電力供給はせっかく発電した電力を損失するというデメリットを伴う。また、蓄電池容量（ｋＷｈ）も大きくなり、蓄電池の設置場所の確保も課題となる。

ところで、燃料電池、太陽光発電、蓄電池は、いずれも直流（ＤＣ）の電力を発電若しくは蓄電するシステムである。一方、建物の設備機器としての、ＬＥＤ照明器具、コンピュータ、サーバ等は直流動作を行う。しかし、燃料電池、太陽光発電、蓄電池などにより直流動作を行う場合、一般的には、発電・蓄電電力は直流（ＤＣ）から交流（ＡＣ）に変換し、交流電力として建物内を配電し、交流電力として設備機器に給電する。そして、設備機器で、交流電力を直流電力に変換して動作する。

そのため、直流から交流（ＤＣ／ＡＣ変換）あるいは交流から直流（ＡＣ／ＤＣ変換）に変換する際にエネルギー変換ロスが発生する。
その対応として、ＤＣ／ＡＣ変換器あるいはＡＣ／ＤＣ変換器の変換効率の低下を抑制するようにした直流配電システムが提案されている。
例えばＡＣ／ＤＣ変換器として、定格出力電力よりも低い所定値において、変換効率が最大となる特性を有するＡＣ／ＤＣ変換器を用い、重負荷の場合には他の分散電源と分担して給電することによって、軽負荷および重負荷に関係なく、ＡＣ／ＤＣ変換器の変換効率の低下を抑制するようにした直流配電システムが提案されている（例えば、特許文献１参照）。

特開２００９−１５３３０１号公報

しかしながら、上述の直流配電システムにおいては、軽負荷時などに蓄電池（二次電池）からの放電電力が要求される場合には、蓄電池の定格出力電力よりも低い電力を放電する可能性がある。このように蓄電池の定格出力電力よりも低い電力を放電する場合、蓄電池の蓄電電力を昇圧、あるいは降圧して負荷への電力供給を行うＤＣ／ＤＣ（直流／直流）変換器の変換効率が低下する可能性がある。
そこで、この発明は、上記従来の未解決の課題に着目してなされたものであり、エネルギーの変換ロスを低減し、かつ構成機器の小容量化を図ることの可能な直流配電システムを提供することを目的としている。

本発明の一態様によれば、直流給電負荷の需要電力量と、直流発電装置が供給可能な直流電力量との差分から、所定時間当たりの、交流電源系統から受電する必要のある受電電力量が予測され、予測された必要受電電力量が、目標受電電力量設定部で設定された目標受電電力量と一致し、かつ蓄電装置に対応して駆動される直流／直流変換器の負荷率が予め設定した閾値以上となり得る放電電力量であり、且つ直流給電負荷の需要電力量と直流発電装置により供給される直流電力量との差分を補うための放電電力量である目標放電電力量を設定する放電電力量設定部を備える、直流配電システムが提供される。
なお、ここでいう、直流発電装置とは、水素と酸素とを反応させて継続的に電力を取り出すことのできる燃料電池と、太陽光発電、或いは風力発電、水力発電など自然エネルギーを利用して電力を取り出す自然エネルギー発電システム等とを含む。

本発明の一態様によれば、ＤＣ／ＤＣ変換器やＡＣ／ＤＣ変換器におけるエネルギーの変換ロスを低減することができるとともに、構成機器の小容量化を図ることができる。

本発明を適用した直流配電システムの一例を示す構成図である。 直流配電システムにおける演算処理の処理手順の一例を示すフローチャートである。 放電電力量演算処理の処理手順の一例を示すフローチャートである。 放電電力量の設定方法の一例を示す説明図である。 ＤＣ／ＤＣ変換器の負荷率と効率との関係を示す特性図の一例である。 ＡＣ／ＤＣ変換器の負荷率と効率との関係を示す特性図の一例である。

以下、図面を参照して本発明の実施形態を説明する。
図１は、本発明の直流配電システム１の一例を示す、概略構成図である。
図１に示す直流配電システム１は、直流電力を給電する直流発電装置としての燃料電池２および太陽光発電システム３と、照明器具（ＬＥＤ等）やＯＡ機器等の、直流電力が給電される直流負荷４と、複数の蓄電池システム５と、を備える。燃料電池２および太陽光発電システム３と、直流負荷４と、蓄電池システム５とは、これら各部毎に設けられたＤＣ／ＤＣ（直流／直流）変換器６を介して直流配電網１０に接続されている。なお、ここでは直流発電装置として、燃料電池や太陽光発電システムを適用した場合について説明するが、これに限るものではなく、例えば風力発電や水力発電などの自然エネルギーを利用した発電システムであっても適用することができる。特に、燃料電池のように天候など自然に左右されることなく継続的に電力を得ることのできる発電装置と、自然エネルギーを利用した発電システムとの両方を直流発電装置として備えたシステムに好適である。

商用電源が供給される交流電源系統１２には交流電力が給電される一般負荷８が接続される。また、交流電源系統１２から分岐した分岐路１２ａと直流配電網１０との間には、ＡＣ／ＤＣ変換器７ｃが複数接続される。
交流電源系統１２には、燃料電池発電用ＰＣＳ（Power Conditioning System）に含まれるＡＣ／ＤＣ（交流／直流）変換器７ａおよび太陽光発電用ＰＣＳに含まれるＡＣ／ＤＣ変換器７ｂが接続され、燃料電池２は、ＤＣ／ＤＣ変換器６（６ａ）およびＡＣ／ＤＣ変換器７ａを介して交流電源系統１２との間で電力授受を行い、太陽光発電システム３は、ＤＣ／ＤＣ変換器６（６ｂ）およびＡＣ／ＤＣ変換器７ｂを介して交流電源系統１２との間で電力授受を行う。

蓄電池システム５は、蓄電装置５ａと、蓄電装置５ａの充放電制御を行う制御部５ｂとを備える。蓄電装置５ａは、建物に設置する場合に比較的大規模（大容量、大出力）となる定置型蓄電池システムではなく、比較的低容量、低出力の蓄電装置が適用され、このように比較的低容量の１または複数の蓄電池システム５が分散して配置される。蓄電池システム５は、蓄電池システム５と蓄電池システム５毎に対応付けられたＤＣ／ＤＣ変換器６ｃおよびＡＣ／ＤＣ変換器７ｃとを１セットとして、１又は複数のセットが、並列に接続されるようになっている。

蓄電池システム５および蓄電池システム５毎に対応づけられたＤＣ／ＤＣ変換器６ｃは、充放電制御装置１３により制御される。
燃料電池２には、燃料電池による発電電力を検出する電力センサｍ１が設けられ、同様に、太陽光発電システム３には太陽光発電による発電電力を検出する電力センサｍ２が設けられている。また、蓄電池システム５のそれぞれには、蓄電装置５ａの充放電可能容量を検出するための充放電可能容量検出センサｍ３が設けられている。さらに、直流負荷４、また、一般負荷８のそれぞれには、需要電力を検出する電力センサｍ４が設けられている。

充放電制御装置１３は、蓄電池システム５に設けられた充放電可能容量検出センサｍ３の検出信号を定期的に読み込み配電制御装置１４に送信するとともに、配電制御装置１４から放電電力量の指令値を入力する。また、蓄電池システム５毎に対応付けられたＤＣ／ＤＣ変換器６ｃそれぞれに対して負荷率の閾値を設定し、設定した負荷率の閾値と、放電電力量の指令値と、現時点における各蓄電池システム５の充放電可能容量などをもとに、負荷率が閾値以上となるように、放電させる蓄電池システム５および放電電力量を決定し、決定した放電電力量を配電制御装置１４に送信する。また、配電制御装置１４からの蓄電電力量の指令値や、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの負荷率の閾値をもとに、充電する蓄電池システム５を決定し、決定した蓄電池システム５に対応するＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを制御して、指定された蓄電電力量の指令値相当の充電を行う。また、放電電力量あるいは充電電力量の指令値相当の充放電を行うに当たり、負荷率の閾値を満足する負荷率で充放電を行うことができない場合には配電制御装置１４に対して充放電不可である旨を通知する。

ここで、負荷率とは、ＤＣ／ＤＣ変換器６或いはＡＣ／ＤＣ変換器７などの電力変換器の容量と送電する電力量との比（送電する電力量／電力変換器の容量）で表される値である。ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの負荷率は、「送電する電力量／（ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの容量）」で表される。
ＤＣ／ＤＣ変換器６およびＡＣ／ＤＣ変換器７はそれぞれ図示しない制御部を有しており、燃料電池２、太陽光発電システム３、これら燃料電池２、太陽光発電システム３および直流負荷４に対応するＤＣ／ＤＣ変換器６や、ＡＣ／ＤＣ変換器７、また充放電制御装置１３を、配電制御装置１４により制御することによって、直流負荷４への給電および蓄電装置５ａへの充放電などが行われる。すなわち配電制御装置１４は、各種センサの検出信号をもとに、燃料電池２、太陽光発電システム３、充放電制御装置１３、ＤＣ／ＤＣ変換器６およびＡＣ／ＤＣ変換器７を制御し、燃料電池２や太陽光発電システム３による発電電力を直流負荷４に給電し、不足分を蓄電装置５ａから給電するとともに、交流電源系統１２から給電される交流電力を直流電力に変換して直流負荷４に給電し、余剰分は蓄電装置５ａに蓄電する。また、配電制御装置１４は、直流負荷４および一般負荷（交流）８の需要電力量、燃料電池２および太陽光発電システム３による発電電力量、蓄電装置５ａの充放電可能容量などに基づき、現時点から所定時間Ｔ（例えば３０分後）経過後までの間に必要な、所定時間Ｔ当たりに、交流電源系統１２から受電する電力量（以後、受電電力量という。）を予測するとともに、現時点から所定時間Ｔ経過後までの間の所定時間Ｔ当たりの、交流電源系統１２からの受電電力量の目標値（以後、目標受電電力量ともいう。）を設定し、単位時間当たりの実際の受電電力量が目標受電電力量と一致し、且つ、ＤＣ／ＤＣ変換器６やＡＣ／ＤＣ変換器７といった電力変換器の変換効率が予め設定した閾値以上となるように、蓄電装置５ａの充放電量や交流電源系統１２から受電する受電電力量の制御等を行う。

次に、直流配電システム１における処理手順の一例を、図２に示すフローチャートを用いて説明する。
直流配電システム１では、図２に示す演算処理を予め設定した所定周期で実行する。
配電制御装置１４は、起動されると各種センサの検出信号を読み込む（ステップＳ１）。蓄電池システム５に設けられた充放電可能容量検出センサｍ３については、その検出信号を充放電制御装置１３が読み込み、配電制御装置１４は、充放電可能容量検出センサｍ３の検出信号を充放電制御装置１３から受信する。

次いで、配電制御装置１４は、燃料電池２の発電出力を、直流で直流負荷４に給電する（ステップＳ２）。すなわち、燃料電池２に対応付けられたＤＣ／ＤＣ変換器６ａ、直流負荷４に対応付けられたＤＣ／ＤＣ変換器６を制御し、燃料電池２による発電電力のうち直流負荷４の需要電力相当を、直流配電網１０を介して直流負荷４に給電する。
直流負荷４の消費電力、すなわち需要電力が、燃料電池２による発電電力よりも小さい場合（ステップＳ３）、つまり、燃料電池２による発電電力に余剰分が生じる場合にはステップＳ４に移行し、蓄電装置５ａにより蓄電可能であるかを判断する。すなわち、充放電制御装置１３に対して余剰電力量を通知し、充放電制御装置１３では、蓄電装置５ａの充電可能容量や、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの負荷率の閾値等に基づいて、燃料電池２による発電電力の余剰分を蓄電可能な蓄電装置５ａがあるかどうかを判断する。そして、判断結果を配電制御装置１４に通知する。

配電制御装置１４は、燃料電池２による発電電力の余剰分を蓄電装置５ａに蓄電可能であるならば、充放電制御装置１３に対して蓄電電力量の指令値を送信する。
充放電制御装置１３は、指定された蓄電電力量の指令値相当の電力を、蓄電可能として判断した蓄電池システム５に充電する。すなわち、蓄電可能として判断した蓄電池システム５、およびこの蓄電池システム５に対応付けられたＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを制御し、燃料電池２の発電電力のうち余剰分を、直流配電網１０およびＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを介して蓄電池システム５に充電する（ステップＳ５）。

一方、いずれの蓄電装置５ａも満充電状態である場合、或いは、負荷率を満足する蓄電装置５ａが存在しない等の理由で、燃料電池２の発電電力の余剰分を蓄電装置５ａに蓄電することができない場合には、ステップＳ６に移行し、配電制御装置１４は、燃料電池２に対応付けられたＤＣ／ＤＣ変換器６ａおよびＡＣ／ＤＣ変換器７ａを制御し、交流電源系統１２への逆潮流を行う。或いは、燃料電池２を解列するようにしてもよい。

一方、ステップＳ３で、直流負荷４の消費電力が燃料電池２の発電電力よりも大きい場合、つまり、直流負荷４への給電量が不足している場合にはステップＳ７に移行し、太陽光発電システム３による発電電力のうちの、直流負荷４の需要電力のうち燃料電池２の発電電力で賄いきれなかった電力相当を、直流で直流負荷４に給電する。すなわち、配電制御装置１４は、直流負荷４に対応付けられたＤＣ／ＤＣ変換器６を制御して、太陽光発電システム３による発電電力を、直流配電網１０を介して直流負荷４に給電する。

そして、直流負荷４の需要電力と燃料電池２による発電電力との差、すなわち直流負荷４の需要電力のうち燃料電池２により賄いきれなかった不足分が、太陽光発電システム３による発電電力よりも大きい場合、つまり太陽光発電システム３による発電電力に余剰分が生じる場合には（ステップＳ８）、ステップＳ９に移行し、配電制御装置１４は、余剰分を、蓄電装置５ａで蓄電可能であるかを判断する。すなわち前述のステップＳ４の処理と同様に、充放電制御装置１３に対して、太陽光発電システム３による発電電力の余剰電力量を通知して、この余剰電力量相当を蓄電可能な蓄電装置５ａが存在するか否かの判断結果を取得する。余剰分を蓄電装置５ａに蓄電可能であるならば、配電制御装置１４は、充放電制御装置１３に対して蓄電電力量の指令値を送信する。

充放電制御装置１３は、指定された蓄電電力量の指令値相当の電力を、蓄電可能として判断した蓄電池システム５に充電する。すなわち、蓄電可能と判断した蓄電池システム５およびこれに対応するＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを制御し、太陽光発電システム３による発電電力うち余剰分を、直流配電網１０およびＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを介して蓄電池システム５に充電する（ステップＳ１０）。

一方、太陽光発電システム３による発電電力の余剰分を蓄電装置５ａに蓄電可能でない場合には、ステップＳ１１に移行し、配電制御装置１４は、太陽光発電システム３に対応するＡＣ／ＤＣ変換器７ｂを介して、交流電源系統１２に逆潮流させる。或いは、太陽光発電システム３を解列するようにしてもよい。
また、ステップＳ８の処理で、直流負荷４の需要電力と燃料電池２による発電電力との差、つまり需要電力のうちの、燃料電池２の発電電力による不足分（Ｐ１）が、太陽光発電システム３による発電電力以下である場合、すなわち、直流負荷４の需要電力を、燃料電池２および太陽光発電システム３による発電電力で賄いきれない場合にはステップＳ１２に移行する。

このステップＳ１２では、配電制御装置１４は、放電電力量演算処理を実行して、直流負荷４および一般負荷（交流）８の需要電力、燃料電池２および太陽光発電システム３による発電電力、蓄電装置５ａの充放電可能容量などに基づき、現時点から所定時間Ｔ（例えば３０分）後までの、所定時間Ｔ当たりに必要な、交流電源系統１２からの受電電力量を予測するとともに、現時点から所定時間Ｔ後までの所定時間Ｔ当たりの、交流電源系統１２からの受電電力量の目標値である目標受電電力量を設定する。そして、これらに基づき放電電力量の指令値を演算し、演算した放電電力量の指令値を充放電制御装置１３に通知する。また、配電制御装置１４は、放電電力量の指令値を、単位時間毎（例えば１分毎）に演算して充放電制御装置１３に通知する。

図３は、ステップＳ１２で実行される放電電力量演算処理の処理手順の一例を示すフローチャートである。
配電制御装置１４は、まず、現時点から所定時間Ｔ経過後までの間の所定時間Ｔ当たりの、交流電源系統１２から受電する必要のある受電電力量を予測する（ステップＳ２１）。この予測は具体的には、次の手順で行う。まず、交流電源系統１２を介して給電すべき交流負荷である一般負荷８および直流負荷４の消費電力と、燃料電池２による発電電力と、太陽光発電システム３による発電電力とを単位時間（例えば１分）毎に計測し、集計および分析等を行う。この分析等を行う処理は、図２に示す演算処理と並行して行われる。集計および分析としては、具体的には、図１に示す直流負荷４を初め、図１に記載されていない照明、コンセント、空調、換気、給排水ポンプ、制御用電力、動力機械などの、交流電源系統１２から給電を受ける各種負荷毎に設置した電力センサの測定値を単位時間（例えば１分）単位で読込み、時間軸上の電力量データとして集計する。この際の電力量データの傾きを求め、所定時間（例えば３０分）後に必要となる電力量を予測する。ただし、測定値は変動する要因を持つため（たとえば、エレベータ動力などはエレベータが動作した時間における測定値は大きくなり、停止している時間は測定値が小さい。このような動作状態によって測定値は大きく変動する）、単位時間（１分）単位で測定値を集計し、所定時間Ｔ（３０分）後の予測値を補正する。太陽光発電システム３の発電量は日射によって変化するため、測定値は変動する要因を持つ。そのため、単位時間（１分）単位で測定値を集計し、所定時間（３０分）後の予測値を補正する。一方、燃料電池２は一定の発電量を供給するが、同様の集計と予測を行う。

そして、一般負荷８および直流負荷４の需要電力の総和と、燃料電池２および太陽光発電システム３による発電電力の総和との差分を単位時間ごとに演算し、この差分値を所定時間Ｔの間積分することにより積分電力量を求め、この積分電力量と分析処理での分析結果と、等に基づき、蓄電池及び交流電源系統１２から受電する必要のある受電電力量を予測する。

なお、この所定時間Ｔ当たりの受電電力量の予測は、単位時間毎に行い、計測した負荷の需要電力の総和や燃料電池２や太陽光発電システム３による発電電力の変動に応じて、単位時間毎に受電電力量の予測値を補正するようになっている。
続いて、ステップＳ２２に移行し、現時点から所定時間Ｔ経過後までの、所定時間Ｔ当たりに、交流電源系統１２から受電（買電）する電力量の目標値、すなわち目標受電電力量を設定する。

次いで、ステップＳ２３に移行し、蓄電装置５ａの放電電力量を設定する。すなわち、ステップＳ２１で求めた所定時間Ｔ当たりの受電電力量の予測値からステップＳ２２で求めた目標受電電力量を減算して差分を求め、この差分に基づき、蓄電装置５ａの放電電力量を設定する。具体的には、受電電力量の予測値と目標受電電力量との差分と、各蓄電装置５ａにおける放電可能容量と、蓄電池システム５に対応付けられたＤＣ／ＤＣ変換器６ｃやＡＣ／ＤＣ変換器７ｃの負荷率の閾値と、等をもとに、所定時間Ｔ当たりの実際の受電電力量が目標受電電力量と一致し、且つ、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃやＡＣ／ＤＣ変換器７ｃの負荷率が、その閾値以上となるように、蓄電装置５ａの放電電力量と、交流電源系統１２からの受電電力量との配分を考慮して、蓄電装置５ａの放電電力量を設定する。

図４は、放電電力量の設定方法の一例を示す説明図である。
図４において、横軸は経過時間、縦軸は電力量ｋＷｈである。また、図４において、特性線Ｋは、実績（直流負荷４の消費電力−直流発電装置による発電電力）を表す。ΔＷは、所定時間Ｔ（例えば３０分）が経過するまでの間の、所定時間Ｔ当たりの受電電力量の予測値と目標受電電力量との差を表す。
特性線Ｋが第１の傾きで変化する区間ｔ１では、特性線ｋ１で表される所定時間Ｔ当たりの受電電力量の予測値は、特性線ｋ２で表される所定時間Ｔ当たりの目標受電電力量を上回る。

そのため、区間ｔ１では、このままでは所定時間Ｔ当たりの実際の受電電力量を、所定時間Ｔ当たりの目標受電電力量以下とすることができないと予測され、また、区間ｔ１では特性線Ｋの傾きが比較的大きく、直流負荷４の消費電力のうち燃料電池２や太陽光発電システム３による発電電力により賄いきれない不足分が比較的大きいと予測されることから、交流電源系統１２からの受電だけでなく蓄電装置５ａからの放電も行うことにより、交流電源系統１２からの受電を抑える。また、その際、所定時間当たりの受電電力量の予測値が目標受電電力量と一致するように、且つ、ＤＣ／ＤＣ変換器６やＡＣ／ＤＣ変換器７の負荷率の閾値を満足するように、交流電源系統１２からの受電電力量と蓄電装置５ａからの放電電力量とを設定することにより、エネルギー変換ロスの低減を図り、エネルギー変換ロスの少ない配分で、交流電源系統１２からの受電と蓄電装置５ａからの放電とを行う。

この状態から区間ｔ２に示すように、特性線Ｋが第１の傾きよりも小さい第２の傾きで変化する状態となり、特性線ｋ３で表される所定時間Ｔ当たりの受電電力量の予測値が所定時間Ｔ当たりの目標受電電力量（ｋ２）以下となると、所定時間当たりの受電電力量の予測値が目標受電電力量と一致するように、且つＤＣ／ＤＣ変換器６やＡＣ／ＤＣ変換器７の負荷率の閾値を満足するように、交流電源系統１２からの受電電力量と蓄電装置５ａからの放電電力量とを設定することにより、交流電源系統１２からの受電が停止され、蓄電装置５ａの放電が行われる。つまり、特性線Ｋの傾きが比較的小さく、直流負荷４の消費電力のうち燃料電池２や太陽光発電システム３による発電電力により賄いきれない不足分が比較的少ないときには、交流電源系統１２から受電するよりも蓄電装置５ａから放電させる方が効率がよい。したがって、このような場合には、交流電源系統１２からの受電は停止し、蓄電装置５ａの放電により、直流負荷４の消費電力の不足分を賄う。

この状態から区間ｔ３に示すように、特性線Ｋが第２の傾きよりも大きい第３の傾きで変化する状態となるが、所定時間Ｔ当たりの受電電力量の予測値が、所定時間Ｔ当たりの目標受電電力量以下である状態となると、所定時間当たりの受電電力量の予測値が目標受電電力量と一致するように、且つＤＣ／ＤＣ変換器６やＡＣ／ＤＣ変換器７の負荷率の閾値を満足するように、交流電源系統１２からの受電電力量と蓄電装置５ａからの放電電力量とを設定することにより、蓄電装置５ａの放電が停止され、交流電源系統１２からの受電が行われる。つまり、特性線Ｋの傾きが比較的大きく、直流負荷４の消費電力のうち燃料電池２や太陽光発電システム３による発電電力により賄いきれない不足分が比較的大きいときには、蓄電装置５ａからの放電だけでは不足し、蓄電装置５ａの放電と交流電源系統１２からの受電とを両方行うよりも交流電源系統１２のみからの受電する方が、ＤＣ／ＤＣ変換器６やＡＣ／ＤＣ変換器７の負荷率を考慮すると効率がよい。したがって、このような場合には、蓄電装置５ａの放電は停止し交流電源系統１２からの受電により、直流負荷４の消費電力の不足分を賄う。

そして、この状態から区間ｔ４に示すように、特性線Ｋの傾きが区間ｔ１と同等程度の傾きになったときには、前述のように、所定時間当たりの受電電力量の予測値が目標受電電力量と一致するように、且つＤＣ／ＤＣ変換器６やＡＣ／ＤＣ変換器７の負荷率の閾値を満足するように蓄電装置５ａによる放電と交流電源系統１２からの受電との配分を決定し、蓄電装置５ａによる放電と交流電源系統１２からの受電とにより、ＤＣ／ＤＣ変換器６やＡＣ／ＤＣ変換器７のエネルギー変換ロスを低減しつつ、直流負荷４の消費電力の不足分を賄う。

図５は、ＤＣ／ＤＣ変換器６の負荷率とエネルギー変換効率との関係の一例を示したものである。図６は、ＡＣ／ＤＣ変換器７の負荷率とエネルギー変換効率との関係の一例を示したものである。図５および図６において横軸は負荷率、縦軸はエネルギー変換効率である。
蓄電池システム５から直流負荷４へ直流配電を行う場合、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを介して給電されるため、エネルギー変換による損失が生じる。この損失は、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの容量と送電する電力量との比（送電する電力量／（ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの容量））で表される負荷率によって変動する。

図５に示すように、ＤＣ／ＤＣ変換器６におけるエネルギー変換効率は、負荷率が１０％程度のときに、９５％以上となっている。したがって、負荷率が１０％以上となる範囲でＤＣ／ＤＣ変換器６を動作させることによって、エネルギー損失を低減させることができることがわかる。つまり、ＤＣ／ＤＣ変換器６の負荷率の閾値を１０％に設定すれば、９５％以上の変換効率でＤＣ／ＤＣ変換器６を動作させることができる。

同様に、図６に示すように、ＡＣ／ＤＣ変換器７におけるエネルギー変換効率は、負荷率が６０％程度のときに、９０％以上となっている。したがって、負荷率が９０％以上となる範囲でＡＣ／ＤＣ変換器７を動作させることによって、エネルギー損失を低減させることができることがわかる。つまり、ＡＣ／ＤＣ変換器７の負荷率の閾値を６０％に設定すれば、９０％以上の変換効率でＡＣ／ＤＣ変換器７を動作させることができる。

例えば、交流電源系統にＤＣ／ＤＣ定格１０ｋＷの発電機３台接続されたシステムにおいて、直流負荷に２１ｋＷの電力供給を行う場合には、ＤＣ／ＤＣ変換器の負荷率の閾値を１０％に設定すると、発電機からは２０ｋＷが供給され、残りの１ｋＷは交流電源系統から給電される。なお、発電電力の余剰分は、蓄電装置への充電等に利用される。
交流電源系統からの給電は、ＡＣ／ＤＣ変換器を用いて行われる。このＡＣ／ＤＣ変換器として、定置型蓄電池のＡＣ／ＤＣ変換器を用い、その定格容量を５０ｋＷとした場合、前述の不足分１ｋＷを供給する場合の負荷率は２％程度となり、非効率である。

図１に示す直流配電システム１では、燃料電池２や太陽光発電システム３用のＰＣＳに含まれるＡＣ／ＤＣ変換器７ａ、７ｂやＤＣ／ＤＣ変換器６ａ、６ｂよりも、蓄電池システム５用のＡＣ／ＤＣ変換器７ｃやＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを低容量とし、低容量のＡＣ／ＤＣ変換器７ｃ、ＡＣ／ＤＣ変換器７ｃと同程度の容量のＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを用い、さらに、蓄電装置５ａおよび制御部５ｂを備えた蓄電池システム５と、ＤＣ／ＤＣ変換器６と、ＡＣ／ＤＣ変換器７とを、１セットとして並列に接続している。

ＡＣ／ＤＣ変換器７ｃの定格容量が２ｋＷとすると、図６に示すように、１ｋＷでは負荷率が５０％であり、変換効率は８５％程度となる。
そこで、直流配電システム１では、２ｋＷを交流電源系統１２から受電し、そのうち、１ｋＷを直流配電網１０に接続された直流負荷４に給電し、余剰する１ｋＷは蓄電装置５ａに充電する。蓄電装置５ａに対応するＤＣ／ＤＣ変換器６ｃは比較的低容量であるため、高い変換効率で充電することができ、すなわち変換ロスは比較的小さくてすむ。

図２に戻って、ステップＳ１２で、配電制御装置１４が放電電力量を設定し、放電電力量の指令値を充放電制御装置１３に通知すると、充放電制御装置１３は、通知された放電電力量の指令値、各蓄電池システム５の放電可能容量、また、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの負荷率の閾値などに基づいて放電可能な蓄電池システム５を決定するとともに、この蓄電池システム５により放電可能な電力量（以後、放電可能電力量ともいう。）を配電制御装置１４に送信する。また、充放電制御装置１３は、蓄電可能として決定した蓄電池システム５、およびこれに対応するＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを制御して放電可能電力量相当の放電を行い、配電制御装置１４は、直流負荷４およびこれに対応するＤＣ／ＤＣ変換器６を制御する。これにより、蓄電池システム５の放電電力は直流配電網１０を介して直流負荷４に送電される（ステップＳ１３）。

そして、配電制御装置１４は、直流負荷４の需要電力を、燃料電池２および太陽光発電システム３による発電電力と、蓄電装置５ａによる放電電力とにより賄えるかを判断し（ステップＳ１４）、賄えるときには処理を終了する。
一方、燃料電池２および太陽光発電システム３による発電電力と、蓄電装置５ａによる放電電力とを用いても直流負荷４の需要電力を賄いきれないときにはステップＳ１５に移行し、ステップＳ１２の処理で予測した、所定時間Ｔ当たりの交流電源系統１２からの受電電力量と、所定時間Ｔ当たりの目標受電電力量と、ＡＣ／ＤＣ変換器７の負荷率の閾値と、蓄電池システム５における放電可能容量と、等に基づき、交流電源系統１２からの給電電力を単位時間（例えば１分）ごとに決定する。そして、配電制御装置１４は、決定した給電電力相当の、交流電源系統１２による供給電力をＡＣ／ＤＣ変換器７により直流電力に変換させ、直流負荷４の需要電力の不足分を、直流配電網１０を介して直流負荷４に給電する。

そして、交流電源系統１２からの供給電力を変換した直流電力のうち、直流負荷４に給電されない余剰分が生じるときには（ステップＳ１６）、配電制御装置１４は、充放電制御装置１３に対して蓄電電力量の指令値を送信し、充放電制御装置１３は、指定された蓄電電力量の指令値相当の電力を、蓄電池システム５に充電する（ステップＳ１７）。一方、余剰分が生じないときには処理を終了する。

以上の処理を繰り返し行うことにより、直流負荷４の需要電力のうち、燃料電池２や太陽光発電システム３による発電電力により賄いきれない不足分が、蓄電装置５ａによる放電や交流電源系統１２からの受電により補われて、直流負荷４に対して需要電力相当の電力供給が行われる。
ここで、蓄電装置５ａから直流負荷４に対して直流配電を行う場合、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃを介して給電されるため、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃにおいてエネルギー変換による損失が生じ、この損失は負荷率によって変動する。配電制御装置１４では、放電電力量を設定する際に、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの負荷率がその閾値以上となるように設定しており、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃでのエネルギー変換による損失が多くならないように設定している。そのため、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃが動作することによるエネルギー損失を低減することができる。

また、本実施形態では、低容量の蓄電池システム５を複数分散して配置しているため、従来のように大規模な定置型蓄電システムを設置する必要はなく、ＡＣ／ＤＣ変換器の容量、蓄電装置の容量ともに、低容量の蓄電池システムで実現することができる。そして、低容量の蓄電池システムを用いる場合、直流負荷４の需要電力の大きさによって、複数の蓄電池システムを必要とすることになり、大規模な定置型蓄電システムを用いる場合に比較して、エネルギー変換に伴い駆動するＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの数が増加することになる。ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの数の増加に比例してＤＣ／ＤＣ変換器６ｃでのエネルギー損失の全体量が増加することになるが、前述のように、個々のＤＣ／ＤＣ変換器６ｃでのエネルギー損失を低減しているため、低容量の蓄電池システムを複数用いることで、動作させるＤＣ／ＤＣ変換器６ｃの数が増えたとしても、ＤＣ／ＤＣ変換器６ｃでのエネルギー変換によるエネルギー損失の全体量を低減することができる。

そして、このように低容量の蓄電池システムを分散配置するようにした蓄電池システムは、一般家庭用およびオフィスのＯＡ機器用の非常用蓄電池などに既に普及しているため、汎用性が高く、低コストで実現することができる。
本実施形態では、このような安価なシステムを統合管理し、所定時間Ｔ（例えば３０分）単位で発電や消費動向の計測・管理・予測を行い、また、単位時間（例えば１分）単位で蓄電池システム５を制御し、エネルギー変換の回数が少なく、エネルギー変換効率の高い直流配電網への給電や充電を行うことで、ピークカットを実現し、省エネルギーを実現することができる。

また、交流電源系統１２から受電する電力量として予測される受電電力量が、交流電源系統１２から買電する電力量の目標値、すなわち目標受電電力量と一致するように制御を行っているため、例えば目標受電電力量を、年間の受電電力量の目標値に応じて設定することによって、年間の受電電力量を目標値（以下）に抑えることができ、すなわち、経費削減等につなげることができる。

また、ＡＣ／ＤＣ変換器７よりもエネルギー変換効率のよい、ＤＣ／ＤＣ変換器６を用い、電圧階級が等しい直流配電網による電力供給と充電とを行うことで、高効率な電力供給網を実現することができる。
また、交流電源系統１２から交流電力を受電し直流配電網１０に電力供給する際に必要なＡＣ／ＤＣ変換器７ｃのエネルギー変換効率を最大化するために、比較的変換効率の高い負荷率で交流電力を受電し、高効率な直流配電網１０内で消費と充電とを行うことで省エネルギーを実現することができる。

また、蓄電池システム５を分散配置しているため、小さなサイズの蓄電装置５ａによりシステム化することができる。例えば、市販されている１ｋＷ／２．４５ｋＷｈの蓄電装置５ａであれば、３００×５００×高さ７００（ｍｍ）程度である。ここに、制御部５ｂとしての制御用コントローラＰＬＣを取り付ければよい。したがって、蓄電池システム５は、各戸や各ブースに設置可能なサイズとなり、従来に比較して、蓄電池設置スペースの省スペース化を図ることができる。

なお、本発明の範囲は、図示され記載された例示的な実施形態に限定されるものではなく、本発明が目的とするものと均等な効果をもたらす全ての実施形態をも含む。
さらに、本発明の範囲は、請求項により画される発明の特徴の組み合わせに限定されるものではなく、全ての開示されたそれぞれの特徴のうち特定の特徴のあらゆる所望する組み合わせによって画され得る。

なお、上記実施形態において、燃料電池２および太陽光発電システム３が直流発電装置に対応し、各種センサｍ１〜ｍ４が電力量検出部に対応し、図３のステップＳ２１の処理が受電電力量予測部に対応し、ステップＳ２２の処理が目標受電電力量設定部に対応し、ステップＳ２３の処理が放電電力量設定部に対応している。
また、図２のステップＳ１５の処理が受電電力量設定部に対応している。

１ 直流配電システム
２ 燃料電池
３ 太陽光発電システム
４ 直流負荷
５ 蓄電池システム
６、６ａ〜６ｃ ＤＣ／ＤＣ変換器
７、７ａ〜７ｃ ＡＣ／ＤＣ変換器
１０ 直流配電網
１２ 交流電源系統

Claims (3)

1. 直流電力を発電する直流発電装置と、
   蓄電装置と、
   交流電源系統と直流配電網との間に接続される交流／直流変換器と、
   前記直流発電装置、前記蓄電装置および直流給電負荷のそれぞれと前記直流配電網との間に接続される直流／直流変換器と、
   前記直流給電負荷の需要電力量と、前記蓄電装置の充放電可能電力量と、前記直流発電装置が供給可能な直流電力量と、をそれぞれ検出する電力量検出部と、
   前記蓄電装置の充放電制御を行う充放電制御装置と、
   前記電力量検出部の検出結果に基づき、前記直流給電負荷への配電制御を行う配電制御装置と、を備え、
   前記配電制御装置は、
   前記直流給電負荷の需要電力量と前記直流発電装置が供給可能な直流電力量との差分から、所定時間当たりの、前記交流電源系統から受電する必要のある受電電力量を予測する受電電力量予測部と、
   前記所定時間当たりの、前記交流電源系統から受電する受電電力量の目標値を設定する目標受電電力量設定部と、
   前記需要電力量と前記直流発電装置により供給される直流電力量との差分を補うための、前記蓄電装置から放電させる目標放電電力量を設定する放電電力量設定部と、
   を有し、
   前記放電電力量設定部は、
   前記受電電力量予測部で予測した必要受電電力量が前記目標受電電力量設定部で設定した目標受電電力量と一致し、かつ前記蓄電装置に対応して駆動される前記直流／直流変換器の負荷率が予め設定した閾値以上となり得る放電電力量を前記目標放電電力量として設定し、
   前記充放電制御装置は、前記蓄電装置の放電電力量が、前記目標放電電力量となるように前記放電制御を行うことを特徴とする直流配電システム。
2. 前記配電制御装置は、
   前記直流発電装置が供給可能な直流電力量と前記蓄電装置の放電電力量との和と、前記直流給電負荷の需要電力量との差分相当の受電電力量でありかつ、前記交流／直流変換器の負荷率が予め設定した閾値以上となり得る受電電力量を受電電力量指令値として設定する受電電力量設定部を有し、
   前記交流電源系統からの受電電力量が前記受電電力量指令値と一致するように、前記交流／直流変換器を制御することを特徴とする請求項１記載の直流配電システム。
3. 前記蓄電装置を複数備え、
   前記放電電力量設定部は、
   前記複数の蓄電装置のうち、１又は複数の蓄電装置の放電電力量の和が前記目標放電電力量となり、且つ、前記１又は複数の蓄電装置に対応して駆動される前記直流／直流変換器の負荷率が予め設定した閾値以上となり得る前記１又は複数の蓄電装置を選定するとともに、当該蓄電装置それぞれの放電電力量の目標値を設定し、
   前記充放電制御装置は、前記選定した１又は複数の蓄電装置の放電電力量が当該蓄電装置に設定された前記放電電力量の目標値となるように充放電制御を行うことを特徴とする請求項１又は請求項２記載の直流配電システム。

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