JP2017175888A - 電力変換システム、電力変換装置 - Google Patents

Abstract

【課題】複数の電力変換装置が接続される直流バスの電圧を安定させる。
【解決手段】ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、２０は、直流電源から供給される直流電力を別の直流電力に変換して、当該変換した直流電力を直流バス４０に出力する。ＤＣ−ＡＣ変換装置３０は、直流バス４０から入力される直流電力を交流電力に変換して、当該変換した交流電力を系統４または負荷５に供給する。ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、２０は複数設けられ、ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、２０の少なくとも１つは、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０と独立して、直流バス４０の電圧を監視して制御する。
【選択図】図１

Description

本発明は、複数の電力変換装置が直流バスを介して接続された電力変換システム、電力変換装置に関する。

近年、蓄電池を用いた電力自活システム（ＺＥＨ(Zero Energy House)など）、電気自動車を活用したＶ２Ｈ（Vehicle to Home）システム、燃料電池発電システムなど、様々な創蓄連携システムが開発されている（例えば、特許文献１参照）。また創蓄連携システムに対するユーザのニーズも多様化している。

ユーザのニーズに合ったフレキシブルな創蓄連携システムを構築するため、発電装置（例えば、太陽電池、燃料電池など）用のＤＣ−ＤＣコンバータ、蓄電装置用のＤＣ−ＤＣコンバータ、系統連系用のインバータを分離して、それぞれ別の筐体に設置することが考えられる。複数のＤＣ−ＤＣコンバータとインバータは直流バスで接続される。通常、直流バスの電圧はインバータにより管理され、直流バスの電圧が規定値を超えて上昇した場合、例えば、インバータは発電装置用のＤＣ−ＤＣコンバータに出力抑制指示を通知する。

特開２０１３−１２６３００号公報

インバータと発電装置用のＤＣ−ＤＣコンバータが同一筐体内に設置される場合、基板間配線により、当該インバータから当該ＤＣ−ＤＣコンバータに指示信号を出力することができる。これに対して、当該インバータと当該ＤＣ−ＤＣコンバータが別の筐体内に設置される場合、両者を通信線で接続する必要がある。この場合、当該インバータから当該ＤＣ−ＤＣコンバータに指示信号が到達するまでの時間に、通信処理が発生する分の遅延が加わる。これにより、当該ＤＣ−ＤＣコンバータによる発電装置の出力抑制や出力停止の開始タイミングが後ずれする分、直流バスが過電圧になるリスクが高まる。

また、蓄電装置用のＤＣ−ＤＣコンバータが充電中に充電量抑制や出力停止の開始タイミングが後ずれする場合は、直流バスが電圧不足になるリスクが高まる。

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、複数の電力変換装置を接続する直流バスの電圧が安定している電力変換システム、電力変換装置を提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明のある態様の電力変換システムは、直流電源から供給される直流電力を別の直流電力に変換して、当該変換した直流電力を直流バスに出力するＤＣ−ＤＣ変換装置と、前記直流バスから入力される直流電力を交流電力に変換して、当該変換した交流電力を系統または負荷に供給するＤＣ−ＡＣ変換装置と、を備える。前記ＤＣ−ＤＣ変換装置は複数設けられ、前記ＤＣ−ＤＣ変換装置の少なくとも１つは、前記ＤＣ−ＡＣ変換装置と独立して、前記直流バスの電圧を監視して制御する。

本発明によれば、複数の電力変換装置を接続する直流バスの電圧を安定させることができる。

本発明の実施の形態に係る電力変換システムの一構成例を示す図である。 本発明の実施の形態に係る電力変換システムの別の構成例を示す図である。 比較例に係る、発電過多時の直流バスの電圧制御（通信連携型）の一例を示す図である。 実施の形態に係る、発電過多時の直流バスの電圧制御（独立制御型）の一例を示す図である。 比較例に係る、系統異常時の直流バスの電圧制御（通信連携型）の一例を示す図である。 実施の形態に係る、系統異常時の直流バスの電圧制御（独立制御型）の一例を示す図である。 図７（ａ）、（ｂ）は、実施の形態に係る第１ＤＣ−ＤＣ変換装置の構成例を示す図である。 図８（ａ）、（ｂ）は、実施の形態に係る第２ＤＣ−ＤＣ変換装置の構成例を示す図である。 実施の形態に係るＤＣ−ＡＣ変換装置の構成例を示す図である。 第１ＤＣ−ＤＣ変換装置、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置及びＤＣ−ＡＣ変換装置のバス電圧目標値の設定例を示す図である。 第１ＤＣ−ＤＣ変換装置、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置及びＤＣ−ＡＣ変換装置による直流バスの電力操作量の設定例を示す図である。 本発明の実施の形態に係る電力変換システムのさらに別の構成例を示す図である。 本発明の実施の形態に係る電力変換システムのさらに別の構成例を示す図である。

図１は、本発明の実施の形態に係る電力変換システム１の一構成例を示す図である。電力変換システム１は、創蓄連携システムを実現するためのシステムであり、それぞれ異なる直流電源に接続された複数のＤＣ−ＤＣ変換装置と、系統４に接続されたＤＣ−ＡＣ変換装置３０を備える。複数のＤＣ−ＤＣ変換装置およびＤＣ−ＡＣ変換装置３０はそれぞれ別の筐体に設置され、直流バス４０を介して相互に接続される。

図１に示す例では直流電源として太陽電池２及び蓄電部３が設けられ、太陽電池２の電力を制御する第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０と、蓄電部３の電力を制御する第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０が設けられる。

第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０は、太陽電池２から供給される直流電力を別の直流電力に変換して、当該変換した直流電力を直流バス４０に出力する。第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０は、太陽電池２と直流バス４０の間に接続されるＤＣ−ＤＣコンバータ１１と、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する制御部１２を含む。

第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０は、蓄電部３から放電される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を直流バス４０に出力する。また第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０は、直流バス４０から入力される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を蓄電部３に充電する。第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０は、蓄電部３と直流バス４０の間に接続されるＤＣ−ＤＣコンバータ２１と、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する制御部２２を含む。蓄電部３は、リチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池、鉛蓄電池、電気二重層キャパシタ、又はリチウムイオンキャパシタ等を含んで構成される。

ＤＣ−ＡＣ変換装置３０は、直流バス４０から入力される直流電力を交流電力に変換して、当該変換した交流電力を系統４または負荷５に供給する。またＤＣ−ＡＣ変換装置３０は、系統４から供給される交流電力を直流電力に変換して、当該変換した直流電力を直流バス４０に出力する。ＤＣ−ＡＣ変換装置３０は、直流バス４０と、系統４または負荷５の間に接続されるインバータ３１と、インバータ３１を制御する制御部３２を含む。

図２は、本発明の実施の形態に係る電力変換システム１の別の構成例を示す図である。図２の電力変換システム１は、図１の電力変換システム１の構成に加えて、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の制御部１２、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０の制御部２２、及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０の制御部３２が通信線５０で接続された構成である。例えばＲＳ−４８５規格に対応したケーブルで接続され、当該規格に準拠した通信方式に従いシリアル通信する。

図１、２に示す構成において、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０が直流バス４０に出力する電力と第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０が直流バス４０に出力する電力（充電の場合は負の電力）の合計と、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０が系統４または負荷５に出力する電力が均衡している必要がある。例えば、前者が後者より大きくなると直流バス４０の電圧が上昇する。その場合、太陽電池２の発電量を抑制する、及び／又は蓄電部３の充電量を増加させることにより、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０に入力される電力を低下させる必要がある。

通常、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０に入力される電力と、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０から出力される電力の平衡を保ち、直流バス４０の電圧を安定化させる制御は、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０が行っている。ＤＣ−ＡＣ変換装置３０は直流バス４０の電圧が規定値以上に上昇すると、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０に発電量を抑制するよう、及び／又は第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０に充電量を増加させるよう指示する。

ＤＣ−ＡＣ変換装置３０と、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０及び／又は第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０が別筐体に設置され両者の距離が離れている場合、基板間配線で直接指示することは難しく、通常、図２に示したように通信線５０を介して指示している。この場合、指示信号の送信時と受信時に通信処理が発生する分、基板間配線で直接指示する場合と比較して、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０から指示された内容の制御を第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０及び／又は第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０が開始するタイミングが遅れる。

これに対して本実施の形態では、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０及び／又は第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０が、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０と独立して、直流バス４０の電圧を監視して直流バス４０の電圧を制御する。即ち、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０及び／又は第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０は、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０からの指示を待つことなく、独自の判断で直流バス４０の電圧を制御する。

図３は、比較例に係る、発電過多時の直流バス４０の電圧制御（通信連携型）の一例を示す図である。図４は、実施の形態に係る、発電過多時の直流バス４０の電圧制御（独立制御型）の一例を示す図である。以下に示す例では、系統電圧をＡＣ２００Ｖとして、直流バス４０の電圧をＤＣ３２０Ｖに制御することを想定する。直流バス４０の電圧は、系統電圧より高い電圧であって、できるだけ系統電圧に近い値に設定することが好ましい。直流バス４０の電圧と系統電圧の差が小さいほどインバータ３１（具体的にはスイッチング素子）での変換損失が少なく、高効率な電力変換が可能となる。

図３、図４に示す例では初期段階において、太陽電池２が３ｋＷを発電し、蓄電部３に２ｋＷが充電されている状態を示している。インバータ３１の定格容量は３．５ｋＷであり、インバータ３１の制御部３２は定期的に、ＰＶ用のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の制御部１２と、ＳＢ用のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の制御部２２と通信を行っている。

太陽電池２の発電量は、日射変動などの環境要因により変動する。太陽電池２の発電量が増加すると、インバータ３１に出力される電力が上昇するが、定格容量を超えて上昇することはできない。インバータ３１に定格容量を超える電力が入力されると、インバータ３１は電力の均衡をとることができなくなり、直流バス４０の電圧が上昇する。

図３に示す例では直流バス４０の電圧が異常領域（網点）に到達すると、インバータ３１の制御部３２は発電抑制指示信号を通信線５０を介して、ＰＶ用のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の制御部１２に送信する。ＰＶ用のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の制御部１２は、当該信号を受信するとＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して、太陽電池２の発電量を抑制する。

図４に示す例では直流バス４０の電圧が異常領域（網点）に到達すると、ＰＶ用のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の制御部１２は、インバータ３１の制御部３２からの指示を待つことなく独自にＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して、太陽電池２の発電量を抑制する。即ち、ＰＶ用のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の制御部１２は、直流バス４０の電圧を独自に監視して、独自の判断で太陽電池２の発電量を抑制する。

図３と図４を比較すると、図４の方が発電量の抑制開始タイミングが早いため、直流バス４０の電圧上昇を小さくすることができる。また抑制開始後も図４の方が直流バス４０の電圧および太陽電池２の発電量が安定化している。また図４では制御部間の通信処理が不要である。

図５は、比較例に係る、系統異常時の直流バス４０の電圧制御（通信連携型）の一例を示す図である。図６は、実施の形態に係る、系統異常時の直流バス４０の電圧制御（独立制御型）の一例を示す図である。系統４の停電や短絡により、インバータ３１から電力を出力できなくなる場合を想定した例である。

停電が発生し、系統電圧が０Ｖになり、インバータ３１からの出力電力が強制的に０ｋＷになると、インバータ３１は電力の均衡をとることができなくなり、直流バス４０の電圧が上昇する。インバータ３１は系統の異常を検知して、インバータ３１の制御部３２は停止指示信号を通信線５０を介して、ＰＶ用のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の制御部１２とＳＢ用のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の制御部２２に送信する。ＰＶ用のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の制御部１２及びＳＢ用のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の制御部２２は、当該信号を受信するとＤＣ−ＤＣコンバータ１１及びＤＣ−ＤＣコンバータ２１の動作をそれぞれ停止させる。この際、検知して停止するまでの時間、直流バス電圧が上昇し続けるため、過電圧による破壊に至る可能性がある。

図６に示す例では直流バス４０の電圧が異常領域に到達すると、ＰＶ用のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の制御部１２は、インバータ３１の制御部３２からの指示を待つことなく独自にＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して、太陽電池２の発電量を抑制する。その後、インバータ３１の制御部３２からの停止信号を受信するとＤＣ−ＤＣコンバータ１１の動作を停止させる。

図５と図６を比較すると、図６の方が停止指示を受信する前から太陽電池２の発電量を抑制しているため、電力変換システム１が停止するまでの直流バス４０の電圧上昇を小さくすることができる。図６に示す例では直流バス４０の電圧が殆ど異常領域に滞留せずに、電力変換システム１を停止させている。

図３、図５に示したように通信を用いて各装置が連携して直流バス４０の電圧を制御するより、図４、図６に示したように各装置が独立に直流バス４０の電圧を制御するほうが、直流バス４０の電圧を安定化させることができる。以下、後者の本実施の形態に係る制御を詳細に説明する。

図７（ａ）、（ｂ）は、実施の形態に係る第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の構成例を示す図である。図７（ａ）は第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の構成例１を示す。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、太陽電池２と直流バス４０の間に接続され、太陽電池２から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バス４０に出力する。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は例えば、昇圧チョッパで構成することができる。

制御部１２は、入力電圧・電流検出部１２１、ＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御部１２２、バス電圧・電流検出部１２３、バス電圧制御部１２４、加算部１２５、及び駆動部１２６を含む。制御部１２の構成は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。ハードウェア資源としてアナログ素子、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、ＦＰＧＡ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源としてファームウェア等のプログラムを利用できる。

入力電圧・電流検出部１２１は、太陽電池２の発電電圧および発電電流である、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の入力電圧および入力電流を検出する。ＭＰＰＴ制御部１２２は、検出された入力電圧および入力電流をもとに計測された太陽電池２の発電電力が最大電力点（最適動作点）となるよう制御するための指令値を生成する。具体的には山登り法に従い動作点電圧を所定のステップ幅で変化させて最大電力点を探索し、太陽電池２の出力電力が最大電力点を維持するよう制御するための指令値を生成する。ＭＰＰＴ制御部１２２は生成した指令値を加算部１２５に出力する。

バス電圧・電流検出部１２３は、直流バス４０の電圧およびＤＣ−ＤＣコンバータ１１から直流バス４０に出力される電流を検出する。バス電圧・電流検出部１２３は、検出した直流バス４０の電圧をバス電圧制御部１２４に出力する。バス電圧制御部１２４は、バス電圧の検出値と、バス電圧目標値との差分をもとに指令値を生成し、加算部１２５に出力する。バス電圧制御部１２４はバス電圧の検出値がバス電圧目標値以下の場合は、値がゼロの指令値を出力する。バス電圧制御部１２４はバス電圧の検出値がバス電圧目標値より大きい場合は、負の指令値を出力する。両者の差分が大きいほど絶対値が大きい負の指令値を出力する。

加算部１２５は、ＭＰＰＴ制御部１２２から入力される指令値と、バス電圧制御部１２４から入力される指令値を加算する。加算部１２５は加算後の指令値を駆動部１２６に出力する。バス電圧の検出値がバス電圧目標値以下の場合は、ＭＰＰＴ制御部１２２から入力される指令値がそのまま出力されることになる。バス電圧の検出値がバス電圧目標値を超過している場合は、超過量が多いほど、ＭＰＰＴ制御部１２２から入力される指令値が大きく減算されることになる。

駆動部１２６は当該指令値をもとに駆動信号を生成し、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１のデューティ制御用のスイッチング素子を駆動する。スイッチング素子には例えば、ＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）又はＭＯＳＦＥＴ（Metal-Oxide-Semiconductor Field-Effect Transistor)を使用することができる。駆動部１２６は例えば、当該指令値と搬送波（三角波）を比較するコンパレータを含み、当該コンパレータは、当該指令値と搬送波の比較結果に応じたＰＷＭ信号を駆動信号として上記スイッチング素子のゲート端子に出力する。

図７（ｂ）は第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の構成例２を示す。構成例２の制御部１２では、構成例１の制御部１２の加算部１２５が切替部１２７に置き換わる。切替部１２７は、駆動部１２６の入力を、ＭＰＰＴ制御部１２２により生成された指令値と、バス電圧制御部１２４により生成された指令値との間で切り替える。具体的にはバス電圧の検出値がバス電圧目標値以下の場合、切替部１２７は駆動部１２６の入力として、ＭＰＰＴ制御部１２２により生成された指令値を選択する。一方、バス電圧の検出値がバス電圧目標値より大きい場合、切替部１２７は駆動部１２６の入力として、バス電圧制御部１２４により生成された指令値を選択する。

図８（ａ）、（ｂ）は、実施の形態に係る第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０の構成例を示す図である。図８（ａ）は第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０の構成例１を示す。ＤＣ−ＤＣコンバータ２１は、蓄電部３と直流バス４０の間に接続され、蓄電部３を充放電する双方向ＤＣ−ＤＣコンバータである。

制御部２２は、充放電電圧・電流検出部２２１、充放電制御部２２２、バス電圧・電流検出部２２３、バス電圧制御部２２４、加算部２２５、及び駆動部２２６を含む。制御部２２の構成も、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。

充放電電圧・電流検出部２２１は、蓄電部３の充放電電圧および充放電電流を検出する。充放電制御部２２２は、検出された充放電電圧をもとに、蓄電部３を定電圧（ＣＶ）充電／放電するための指令値を生成する。または充放電制御部２２２は、検出された充放電電流をもとに、蓄電部３を定電流（ＣＣ）充電／放電するための指令値を生成する。充放電制御部２２２は生成した指令値を加算部２２５に出力する。

バス電圧・電流検出部２２３は、直流バス４０の電圧およびＤＣ−ＤＣコンバータ２１と直流バス４０との間で入出力される電流を検出する。バス電圧・電流検出部２２３は、検出した直流バス４０の電圧をバス電圧制御部２２４に出力する。バス電圧制御部２２４は、バス電圧の検出値と、バス電圧目標値との差分をもとに指令値を生成し、加算部２２５に出力する。バス電圧制御部２２４はバス電圧の検出値がバス電圧目標値以下の場合は、値がゼロの指令値を出力する。バス電圧制御部２２４はバス電圧の検出値がバス電圧目標値より大きい場合は、負の指令値を出力する。両者の差分が大きいほど絶対値が大きい負の指令値を出力する。

加算部２２５は、充放電制御部２２２から入力される指令値と、バス電圧制御部２２４から入力される指令値を加算する。加算部２２５は加算後の指令値を駆動部２２６に出力する。バス電圧の検出値がバス電圧目標値以下の場合は、充放電制御部２２２から入力される指令値がそのまま出力されることになる。バス電圧の検出値がバス電圧目標値を超過している場合は、超過量が多いほど、充放電制御部２２２から入力される指令値が大きく減算されることになる。駆動部２２６は当該指令値をもとに駆動信号を生成し、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１のデューティ制御用のスイッチング素子を駆動する。

図８（ｂ）は第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０の構成例２を示す。構成例２の制御部２２では、構成例１の制御部２２の加算部２２５が切替部２２７に置き換わる。切替部２２７は、駆動部２２６の入力を、充放電制御部２２２により生成された指令値と、バス電圧制御部２２４により生成された指令値との間で切り替える。具体的にはバス電圧の検出値がバス電圧目標値以下の場合、切替部２２７は駆動部１２６の入力として、充放電制御部２２２により生成された指令値を選択する。一方、バス電圧の検出値がバス電圧目標値より大きい場合、切替部２２７は駆動部２２６の入力として、バス電圧制御部２２４により生成された指令値を選択する。

図９は、実施の形態に係るＤＣ−ＡＣ変換装置３０の構成例を示す図である。インバータ３１は、直流バス４０と系統４との間に接続され、直流バス４０から入力される直流電力を交流電力に変換して系統４または負荷５に供給するとともに、系統４から供給される交流電力を直流電力に変換して直流バス４０に出力する双方向インバータである。インバータ３１は例えば、４つのスイッチング素子をブリッジ接続したブリッジ回路を含む。当該スイッチング素子のデューティを制御することにより、インバータ３１の入出力を調整することができる。

制御部３２は、バス電圧検出部３２１、バス電圧制御部３２２、系統電圧・電流検出部３２３、判定部３２４及び駆動部３２６を含む。制御部３２の構成も、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。

バス電圧検出部３２１は、直流バス４０の電圧を検出する。バス電圧検出部３２１は、検出した電圧をバス電圧制御部３２２に出力する。バス電圧制御部３２２は、バス電圧の検出値と、バス電圧目標値との差分をもとに指令値を生成し、駆動部３２６に出力する。駆動部３２６は当該指令値をもとに駆動信号を生成し、インバータ３１のデューティ制御用のスイッチング素子を駆動する。

系統電圧・電流検出部３２３は、インバータ３１と系統４間を繋ぐ配電線の電圧および電流を検出する。当該配電線には負荷５が接続され、負荷５の使用状態により当該配電線に流れる電流が変化する。当該配電線の電圧は、停電にならない限り系統４の電圧で規定される。判定部３２４は、系統電圧・電流検出部３２３から入力される電圧および電流にもとづき、系統の異常、出力電力定格の超過を判定し、インバータ３１の動作停止や出力電流のリミット動作を実行する。

本実施の形態では第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０のそれぞれによる直流バス４０の電圧制御に対して優先順位を設定する。優先順位は、直流バス４０の電圧変化に対して直流バス４０の電圧制御が発動する順番、及び／又は直流バス４０の電圧制御に対する寄与度と考えることができる。

例えば、優先順位をＤＣ−ＡＣ変換装置３０→第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０→第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の順に設定する。ＤＣ−ＡＣ変換装置３０の優先順位が最も高いのは、電力系統という大容量の充放電可能な電圧源と接続され、最も安定して直流バス４０の電力調停を実行できる立場にあるためである。また第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０は、接続されている直流電源の制御がメインの役割であるためである。

第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０の優先順位が第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０より高いのは、太陽電池２の発動量の抑制をできるだけ回避するためである。直流バス４０の電圧を低下させたい場合、太陽電池２の発電量を抑制する方法と、蓄電部３の充電量を増加させる方法があるが、後者の方法を用いた方が太陽電池２の発動能力を有効に活用することができる。また直流バス４０の電圧を上昇させたい場合は、蓄電部３の放電量を増加させる方法を使用する。太陽電池２が最大電力点で発電している場合、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の制御により出力電力を増加させることはできない。

第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０間に優先順位を付ける方法として、バス電圧目標値、直流バス４０の電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度の少なくとも１つを、それぞれ異なる値に設定する。

図１０は、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０のバス電圧目標値の設定例を示す図である。優先順位が高いＤＣ−ＡＣ変換装置３０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の順に、低いバス電圧目標値が設定される。図１０に示す例では直流バス４０の電圧が３３０Ｖに到達した時点で、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０によるバス電圧制御が発動する。その時点では第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及び第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０によるバス電圧制御は発動しない。

第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０のバス電圧目標値が、最も高い値に設定されているため、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０によるバス電圧制御が最後に発動されることになる。従って第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０による太陽電池２の発電抑制が発生されにくくなり、太陽電池２の発電能力を有効活用することができる。

図１１は、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０による直流バス４０の電力操作量の設定例を示す図である。優先順位が高いＤＣ−ＡＣ変換装置３０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の順に大きな電力操作量が設定される。各装置のバス電圧目標値は同じであってもよいし、図１０に示したように異なっていてもよい。

図１１に示す例において、各装置で検出されるバス電圧の検出値が各装置のバス電圧目標値より３Ｖ超えている場合、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０の制御部３２は直流バス４０の電力を８０Ｗ減少させるための指令値を生成し、当該指令値をもとにインバータ３１を駆動する。第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０の制御部２２は、直流バス４０の電力を４０Ｗ減少させるための指令値を生成し、当該指令値をもとにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を駆動する。第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の制御部１２は、直流バス４０の電力を２０Ｗ減少させるための指令値を生成し、当該指令値をもとにＤＣ−ＤＣコンバータ１１を駆動する。

直流バス４０の電圧低下に対して、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０が最も寄与している。第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の電力操作量が最も小さいため、バス電圧制御がＭＰＰＴ制御に与える影響を相対的に小さくすることができる。

さらに、優先順位が高いＤＣ−ＡＣ変換装置３０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の順にバス電圧制御の応答速度を早く設定することができる。各装置のバス電圧目標値は同じであってもよいし、図１０に示したように異なっていてもよい。また各装置の直流バス４０に対する電力操作量も同じであってもよいし、図１１に示したように異なっていてもよい。

第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０のバス電圧制御の応答速度が最も遅く設定されているため、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０によるバス電圧制御が最後に発動されることになる。従って第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０による太陽電池２の発電抑制が発生されにくくなり、太陽電池２の発電能力を有効活用することができる。

図１２は、本発明の実施の形態に係る電力変換システム１のさらに別の構成例を示す図である。本構成例に係る電力変換システム１は、複数の蓄電部と、複数の蓄電部のそれぞれを制御する複数のＤＣ−ＤＣ変換装置を備える。図１２に示す例では第１蓄電部３ａ、第１蓄電部３ａを制御する第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０ａ、第２蓄電部３ｂ、第２蓄電部３ｂを制御する第３ＤＣ−ＤＣ変換装置２０ｂを備える。

第１蓄電部３ａは、第２蓄電部３ｂより充電量確保の必要性が高い蓄電部である。例えば、第１蓄電部３ａは車両（電気自動車、又はプラグインハイブリッドカー）に搭載された電池であり、第２蓄電部３ｂは住居に設置された据置型の電池である。据置型の電池の主な用途はピークカット及びバックアップであり、当該電池の容量がゼロになっても支障は少ない。一方、完全な電気自動車の電池の容量がゼロになると、走行ができなくなるため電池の容量を確保する必要性が高い。

以上の構成において、優先順位をＤＣ−ＡＣ変換装置３０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０ａ、第３ＤＣ−ＤＣ変換装置２０ｂ、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の順に設定する。第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０ａの優先順位を、第３ＤＣ−ＤＣ変換装置２０ｂより高く設定するのは、バス電圧制御に伴う第１蓄電部３ａの充電の頻度を、バス電圧制御に伴う第２蓄電部３ｂの充電の頻度より多くするためである。

第１蓄電部３ａと第２蓄電部３ｂの用途が同じ場合、充電量が少ない方の蓄電部に接続されたＤＣ−ＤＣ変換装置のバス電圧制御の優先順位を、充電量が多い方の蓄電部に接続されたＤＣ−ＤＣ変換装置より高く設定する。充電量が少ない蓄電部の方が、充電量が多い蓄電部より充電の必要性が高いといえる。

以上の説明において各装置の制御部はバス電圧目標値と、バス電圧の検出値を比較してバス電圧を制御した。各制御部はバス電圧目標値として、初期目標値と最終目標値の２つを保持し、２つの目標値を使用することができる。上述のように、直流バス４０の電圧が系統電圧に近いほどインバータ３１の変換効率が高くなる。そこで直流バス４０の電圧が上昇し、ある制御部がバス電圧制御を発動した後、当該制御部が最終的に直流バス４０の電圧を、系統電圧に近い電圧まで低下させることが考えられる。

各制御部のバス電圧目標値は初期状態において、初期目標値に設定される。例えば、図１０に示したようにＤＣ−ＡＣ変換装置３０のバス電圧目標値（初期目標値）が３３０Ｖ、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０のバス電圧目標値（初期目標値）が３５０Ｖ、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０のバス電圧目標値（初期目標値）が３７０Ｖにそれぞれ設定される。

バス電圧目標値の最終目標値は、各制御部で同じ値であってもよいし、それぞれ異なる値であってもよい。例えば、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０のバス電圧目標値（最終目標値）が３２０Ｖ、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０のバス電圧目標値（最終目標値）が３２０Ｖ、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０のバス電圧目標値（最終目標値）が３２０Ｖにそれぞれ設定されてもよい。またＤＣ−ＡＣ変換装置３０のバス電圧目標値（最終目標値）が３２０Ｖ、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０のバス電圧目標値（最終目標値）が３３０Ｖ、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０のバス電圧目標値（最終目標値）が３４０Ｖにそれぞれ設定されてもよい。

各制御部は、直流バス４０の電圧が初期目標値に到達した後、バス電圧目標値を最終目標値に変更する。上記の例ではインバータ３１の制御部３２は、直流バス４０の電圧が３３０Ｖに到達するとバス電圧制御を開始するとともに、バス電圧目標値を３２０Ｖに変更する。各制御部は、直流バス４０の電圧が初期目標値に到達した後、バス電圧目標値を最終目標値に段階的に変更する。例えば、初期目標値から最終目標値にスイープ状またはステップ状に変更する。

各装置の制御部は、直流バス４０の電圧が自己のバス電圧目標値（初期目標値）に到達していない場合、自己がバス電圧制御の主体ではないと判断する。一方、直流バス４０の電圧が自己のバス電圧目標値（初期目標値）に到達している場合、自己がバス電圧制御の主体であると判断する。

バス電圧制御の主体となり自己のバス電圧目標値を最終目標値に変更した後、当該制御部が、自己のバス電圧制御能力の限界に到達した場合、バス電圧目標値を初期目標値に戻し、バス電圧制御の主体から離脱する。バス電圧制御能力は例えば、直流バス４０の電力操作量で規定することができる。例えば、図１１に示した例では第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の制御部１２は、自己の電力操作量が−１００Ｗを超えた段階でバス電圧制御の主体から離脱する。第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０の制御部２２は、自己の電力操作量が−２０Ａを超えた段階でバス電圧制御の主体から離脱する。ＤＣ−ＡＣ変換装置３０の制御部３２は、自己の電力操作量が−４００Ｗを超えた段階で、電力変換システム１全体を停止させる。

以上の説明において、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０のバス電圧目標値、直流バス４０の電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度の少なくとも１つをそれぞれ異なる値に設定した。これらのパラメータは、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の制御部１２、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０の制御部２２、及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０の制御部３２の内、マスタに設定されている１つが、他の制御部に通信線５０を介して通知することにより設定することができる。またパラメータの値を事後的に変更する場合、マスタに設定されている装置の制御部が、通信線５０を介して他の制御部に変更後の値を通知する。

また第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０がバス電圧目標値、電力操作量、及び応答速度のそれぞれの共通の基準値を保持している場合、マスタの制御部は、通信線５０を介して他の制御部のそれぞれに、バス電圧目標値、電力操作量、及び応答速度のそれぞれの基準値との差分値を通知する。この場合、通知するデータ量を削減することができる。

また第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０にバス電圧目標値、直流バス４０の電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度を、外部の制御装置６０から設定してもよい。

図１３は、本発明の実施の形態に係る電力変換システム１のさらに別の構成例を示す図である。図１３に示す例では通信線５０に接続された制御装置６０が追加される。制御装置６０は、通信線５０を介して第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０の制御部１２、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０の制御部２２及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０の制御部３２にそれぞれバス電圧目標値、直流バス４０の電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度を通知する。

以上説明したように本実施の形態によれば、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０及び第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０がＤＣ−ＡＣ変換装置３０からの指示に依らずに、独自の判断で直流バス４０の電圧を制御することができる。これにより、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０及び第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０によるバス電圧制御の発動タイミングが早くなり、直流バス４０の電圧を、より安定化させることができる。この点、インバータ３１の制御部３２からの通信をトリガとして、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０及び第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０がバス電圧制御を発動させる構成では、通信による遅延が発生する。通信遅延を少なくするには高仕様の通信線と通信処理回路を使用する必要があり、コスト高となる。

また本実施の形態では、インバータ３１の制御部３２に不具合が発生した場合でも、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０及び第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０が直流バス４０の電圧を制御することができる。以上のように本実施の形態では、直流バス４０の過電圧または電圧不足を防止することができ、電力変換システム１の安全性および頑強性を向上させることができる。

以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。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。

上記実施の形態では、直流バス４０に接続される電力変換装置の全てが、直流バス４０の電圧制御機能を有する例を説明した。この点、直流バス４０に接続される電力変換装置の内、バス電圧制御機能を有する装置と、バス電圧制御機能を有さない装置が混在していてもよい。

また上記実施の形態では、直流電源として太陽電池と蓄電部が接続される例を示したが、燃料電池が接続されてもよい。また上記実施の形態では、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０間の通信を通信線５０を介して行う例を示したが、直流バス４０を用いたＰＬＣ (Power Line Communication)で通信を行ってもよい。

また上記実施の形態では、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０のバス電圧目標値として、直流バス４０の電圧上昇に対して、直流バス４０の電圧を抑制する際に使用するバス電圧目標値を説明した。この点、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０及びＤＣ−ＡＣ変換装置３０は、直流バス４０の電圧低下に対して、直流バス４０の電圧を上昇させる際に使用するバス電圧目標値を有していてもよい。負荷の急増により直流バス４０の電圧が低下した場合、第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０が蓄電部３から直流バス４０に放電させることにより、直流バス４０の電圧を安定化させることができる。その場合の優先順位は、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０→「蓄電部３に接続された第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０」の順に設定する。図１２に示した例では、ＤＣ−ＡＣ変換装置３０→「充電量確保の必要性が相対的に低い蓄電部３ｂに接続された第３ＤＣ−ＤＣ変換装置２０ｂ」→「充電量確保の必要性が相対的に高い蓄電部３ａに接続された第２ＤＣ−ＤＣ変換装置２０ａ」の順に設定する。太陽電池２に接続された第１ＤＣ−ＤＣ変換装置１０は、常に最大電力を出力するように動作しているため、電圧不足防止に対しては基本的に関与しない。

なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。

［項目１］
直流電源（２、３）から供給される直流電力を別の直流電力に変換して、当該変換した直流電力を直流バス（４０）に出力するＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）と、
前記直流バス（４０）から入力される直流電力を交流電力に変換して、当該変換した交流電力を系統（４）または負荷（５）に供給するＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）と、
を備え、
前記ＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）は複数設けられ、前記ＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）の少なくとも１つは、前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）と独立して、前記直流バス（４０）の電圧を監視して制御することを特徴とする電力変換システム（１）。
これによれば、直流バス（４０）の電圧を、より安定化させることができる。
［項目２］
前記ＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）は、
前記直流電源（２、３）と前記直流バス（４０）の間に接続されるＤＣ−ＤＣコンバータ（１１、２１）と、
前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１、２１）を制御する制御部（１２、２２）と、を含み、
前記制御部（１２、２２）は、
前記直流電源（２、３）の電圧、電流または電力を所定の目標値に制御するための指令値と、前記直流バス（４０）の電圧を所定のバス電圧目標値に制御するための指令値を加算し、加算後の指令値をもとに前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１、２１）を制御することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、ＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）が、直流電源（２、３）の制御と直流バス（４０）の制御をバランスよく実行することができる。
［項目３］
前記ＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）は、
前記直流電源（２、３）と前記直流バス（４０）の間に接続されるＤＣ−ＤＣコンバータ（１１、２１）と、
前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１、２１）を制御する制御部（１２、２２）と、を含み、
前記制御部（１２、２２）は、
前記直流電源（２、３）の電圧、電流または電力を所定の目標値に制御する第１制御と、前記直流バス（４０）の電圧を所定のバス電圧目標値に制御する第２制御を実行可能であり、前記直流バス（４０）の電圧が所定の電圧範囲内のとき前記第１制御を実行し、前記直流バス（４０）の電圧が所定の電圧範囲外のとき前記第２制御を実行することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、ＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）が、直流電源（２、３）の制御と直流バス（４０）の制御を的確に切り替えることができる。
［項目４］
前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）は、
前記直流バス（４０）と、前記系統（４）または前記負荷（５）の間に接続されるインバータ（３１）と、
前記直流バス（４０）の電圧が所定のバス電圧目標値になるよう前記インバータ（３１）を制御する制御部（３２）と、
を含むことを特徴とする項目２または３に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）が、直流バス（４０）の電圧を制御することができる。
［項目５］
前記直流バス（４０）の電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）の各装置（１０−３０）に、前記直流バス（４０）の電圧を制御する装置としての優先順位に従い、それぞれ異なる前記バス電圧目標値が設定されていることを特徴とする項目４に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、各装置（１０−３０）のバス電圧制御の感度を調整することができる。
［項目６］
前記直流バス（４０）の電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）の各装置（１０−３０）に、前記直流バス（４０）の電圧を制御する装置としての優先順位に従い、それぞれ異なる前記直流バス（４０）の電力操作量が設定されていることを特徴とする項目４または５に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、各装置（１０−３０）のバス電圧制御の感度を調整することができる。
［項目７］
前記直流バス（４０）の電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）の各装置（１０−３０）に、前記直流バス（４０）の電圧を制御する装置としての優先順位に従い、それぞれ異なるバス電圧制御の応答速度が設定されていることを特徴とする項目４から６のいずれかに記載の電力変換システム（１）。
これによれば、各装置（１０−３０）のバス電圧制御の感度を調整することができる。
［項目８］
前記複数のＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）には、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置（１０）と第２ＤＣ−ＤＣ変換装置（２０）が含まれ、
前記第１ＤＣ−ＤＣ変換装置（１０）は、太陽電池（２）から供給される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記直流バス（４０）に出力し、
前記第２ＤＣ−ＤＣ変換装置（２０）は、蓄電部（３）から放電される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記直流バス（４０）に出力する、または前記直流バス（４０）から入力される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記蓄電部（３）に充電し、
前記直流バス（４０）の電圧を制御する装置としての優先順位は、前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換装置（２０）、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換装置（１０）の順に高く設定されることを特徴とする項目１から７のいずれかに記載の電力変換システム（１）。
これによれば、太陽電池（２）の発電抑制をできるだけ回避し、太陽電池（２）の発電能力を最大限に有効活用することができる。
［項目９］
前記複数のＤＣ−ＤＣ変換装置（２０ａ、２０ｂ）には、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置（２０ａ）と第２ＤＣ−ＤＣ変換装置（２０ｂ）が含まれ、
前記第１ＤＣ−ＤＣ変換装置（２０ａ）は、第１蓄電部（３ａ）から放電される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記直流バス（４０）に出力する、または前記直流バス（４０）から入力される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記第１蓄電部（３ａ）に充電し、
前記第２ＤＣ−ＤＣ変換装置（２０ｂ）は、第２蓄電部（３ｂ）から放電される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記直流バス（４０）に出力する、または前記直流バス（４０）から入力される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記第２蓄電部（３ｂ）に充電し、
前記第１蓄電部（３ａ）は、前記第２蓄電部（３ｂ）より充電量確保の必要性が高い蓄電部であり、
前記直流バス（４０）の電圧を制御する装置としての優先順位は、前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換装置（２０ａ）、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換装置（２０ｂ）の順に高く設定されることを特徴とする項目１から７のいずれかに記載の電力変換システム（１）。
これによれば、第１蓄電部（３ａ）の充電機会の方を高くすることができ、第１蓄電部（３ａ）の充電量確保に寄与することができる。
［項目１０］
前記直流バス（４０）の電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）の制御部（１２、２２）、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）の制御部（３２）はそれぞれ、前記バス電圧目標値として初期目標値と最終目標値を保持し、前記直流バス（４０）の電圧が前記初期目標値に到達した後、前記バス電圧目標値を前記最終目標値に変更することを特徴とする項目４に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、直流バス（４０）の電圧をできるだけ系統電圧に近づけることができ、インバータ（３１）の損失を小さくすることができる。
［項目１１］
前記直流バス（４０）の電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）の制御部（１２、２２）、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）の制御部（３２）はそれぞれ、前記直流バス（４０）の電圧が前記初期目標値に到達した後、前記バス電圧目標値を前記最終目標値に段階的に変更することを特徴とする項目１０に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、直流バス（４０）の電力急変を防止することができる。
［項目１２］
前記直流バス（４０）の電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）の制御部（１２、２２）、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）の制御部（３２）はそれぞれ、前記直流バス（４０）の電圧が前記初期目標値に到達し、前記バス電圧目標値を最終目標値に変更した後、自己のバス電圧制御能力の限界に到達した場合、前記バス電圧目標値を前記初期目標値に戻すことを特徴とする項目１０または１１に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、直流バス４０の電圧変動を極力抑えることができる。
［項目１３］
前記直流バス（４０）の電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）の制御部（１２、２２）、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）の制御部（３２）は通信線（５）で接続されており、
前記複数の制御部（１２、２２、３２）の内の１つ（３２）、または外部の制御部（６０）は、他の各制御部（１２、２２ or １２、２２、３２）に前記通信線（５）を介して、それぞれのバス電圧目標値、前記直流バス（４０）の電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度の少なくとも１つを通知することを特徴とする項目４に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、各装置（１０−３０）のバス電圧制御の優先順位を簡単に設定変更することができる。
［項目１４］
前記直流バス（４０）の電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置（１０、２０）の制御部（１２、２２）、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）の制御部（３２）は通信線（５）で接続されており、
前記複数の制御部（１２、２２、３２）は、バス電圧目標値、前記直流バス（４０）の電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度の少なくとも１つの共通の基準値を保持し、
前記複数の制御部（１２、２２、３２）の内の１つ（３２）、または外部の制御部（６０）は、他の各制御部（１２、２２ or １２、２２、３２）に前記通信線（５）を介して、それぞれのバス電圧目標値、前記直流バス（４０）の電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度の少なくとも１つの前記共通の基準値との差分値を通知することを特徴とする項目４に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、通信量を低減することができる。
［項目１５］
直流電源（２ or ３）から供給される直流電力を別の直流電力に変換して、当該変換した直流電力を直流バス（４０）に出力する電力変換装置（１０ or ２０）であって、
前記直流バス（４０）には、当該直流バス（４０）から入力される直流電力を交流電力に変換して、当該変換した交流電力を系統（４）または負荷（５）に供給するＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）と、別の直流電源（３ or ２）から供給される直流電力を別の直流電力に変換して、当該変換した直流電力を前記直流バス（４０）に出力する別の電力変換装置（２０ or １０）が接続されており、
前記ＤＣ−ＡＣ変換装置（３０）と独立して、前記直流バス（４０）の電圧を監視して制御することを特徴とする電力変換装置（１０ or ２０）。
これによれば、直流バス（４０）の電圧を、より安定化させることができる。

１ 電力変換システム、 ２ 太陽電池、 ３ 蓄電部、 ４ 系統、 ５ 負荷、 １０ 第１ＤＣ−ＤＣ変換装置、 １１ ＤＣ−ＤＣコンバータ、 １２ 制御部、 １２１ 入力電圧・電流検出部、 １２２ ＭＰＰＴ制御部、 １２３ バス電圧・電流検出部、 １２４ バス電圧制御部、 １２５ 加算部、 １２６ 駆動部、 １２７ 切替部、 ２０ 第２ＤＣ−ＤＣ変換装置、 ２１ ＤＣ−ＤＣコンバータ、 ２２ 制御部、 ２２１ 充放電電圧・電流検出部、 ２２２ 充放電制御部、 ２２３ バス電圧・電流検出部、 ２２４ バス電圧制御部、 ２２５ 加算部、 ２２６ 駆動部、 ２２７ 切替部、 ３０ ＤＣ−ＡＣ変換装置、 ３１ インバータ、 ３２ 制御部、 ３２１ バス電圧検出部、 ３２２ バス電圧制御部、 ３２３ 系統電圧・電流検出部、 ３２４ 判定部、 ３２６ 駆動部、 ４０ 直流バス、 ５０ 通信線、 ６０ 制御装置。

Claims (15)

1. 直流電源から供給される直流電力を別の直流電力に変換して、当該変換した直流電力を直流バスに出力するＤＣ−ＤＣ変換装置と、
   前記直流バスから入力される直流電力を交流電力に変換して、当該変換した交流電力を系統または負荷に供給するＤＣ−ＡＣ変換装置と、
   を備え、
   前記ＤＣ−ＤＣ変換装置は複数設けられ、前記ＤＣ−ＤＣ変換装置の少なくとも１つは、前記ＤＣ−ＡＣ変換装置と独立して、前記直流バスの電圧を監視して制御することを特徴とする電力変換システム。
2. 前記ＤＣ−ＤＣ変換装置は、
   前記直流電源と前記直流バスの間に接続されるＤＣ−ＤＣコンバータと、
   前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御する制御部と、を含み、
   前記制御部は、
   前記直流電源の電圧、電流または電力を所定の目標値に制御するための指令値と、前記直流バスの電圧を所定のバス電圧目標値に制御するための指令値を加算し、加算後の指令値をもとに前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
3. 前記ＤＣ−ＤＣ変換装置は、
   前記直流電源と前記直流バスの間に接続されるＤＣ−ＤＣコンバータと、
   前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御する制御部と、を含み、
   前記制御部は、
   前記直流電源の電圧、電流または電力を所定の目標値に制御する第１制御と、前記直流バスの電圧を所定のバス電圧目標値に制御する第２制御を実行可能であり、前記直流バスの電圧が所定の電圧範囲内のとき前記第１制御を実行し、前記直流バスの電圧が所定の電圧範囲外のとき前記第２制御を実行することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
4. 前記ＤＣ−ＡＣ変換装置は、
   前記直流バスと、前記系統または前記負荷の間に接続されるインバータと、
   前記直流バスの電圧が所定のバス電圧目標値になるよう前記インバータを制御する制御部と、
   を含むことを特徴とする請求項２または３に記載の電力変換システム。
5. 前記直流バスの電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置の各装置に、前記直流バスの電圧を制御する装置としての優先順位に従い、それぞれ異なる前記バス電圧目標値が設定されていることを特徴とする請求項４に記載の電力変換システム。
6. 前記直流バスの電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置の各装置に、前記直流バスの電圧を制御する装置としての優先順位に従い、それぞれ異なる前記直流バスの電力操作量が設定されていることを特徴とする請求項４または５に記載の電力変換システム。
7. 前記直流バスの電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置の各装置に、前記直流バスの電圧を制御する装置としての優先順位に従い、それぞれ異なるバス電圧制御の応答速度が設定されていることを特徴とする請求項４から６のいずれかに記載の電力変換システム。
8. 前記複数のＤＣ−ＤＣ変換装置には、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置と第２ＤＣ−ＤＣ変換装置が含まれ、
   前記第１ＤＣ−ＤＣ変換装置は、太陽電池から供給される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記直流バスに出力し、
   前記第２ＤＣ−ＤＣ変換装置は、蓄電部から放電される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記直流バスに出力する、または前記直流バスから入力される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記蓄電部に充電し、
   前記直流バスの電圧を制御する装置としての優先順位は、前記ＤＣ−ＡＣ変換装置、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換装置、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換装置の順に高く設定されることを特徴とする請求項１から７のいずれかに記載の電力変換システム。
9. 前記複数のＤＣ−ＤＣ変換装置には、第１ＤＣ−ＤＣ変換装置と第２ＤＣ−ＤＣ変換装置が含まれ、
   前記第１ＤＣ−ＤＣ変換装置は、第１蓄電部から放電される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記直流バスに出力する、または前記直流バスから入力される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記第１蓄電部に充電し、
   前記第２ＤＣ−ＤＣ変換装置は、第２蓄電部から放電される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記直流バスに出力する、または前記直流バスから入力される直流電力を別の直流電力に変換して当該変換した直流電力を前記第２蓄電部に充電し、
   前記第１蓄電部は、前記第２蓄電部より充電量確保の必要性が高い蓄電部であり、
   前記直流バスの電圧を制御する装置としての優先順位は、前記ＤＣ−ＡＣ変換装置、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換装置、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換装置の順に高く設定されることを特徴とする請求項１から７のいずれかに記載の電力変換システム。
10. 前記直流バスの電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置の制御部、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置の制御部はそれぞれ、前記バス電圧目標値として初期目標値と最終目標値を保持し、前記直流バスの電圧が前記初期目標値に到達した後、前記バス電圧目標値を前記最終目標値に変更することを特徴とする請求項４に記載の電力変換システム。
11. 前記直流バスの電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置の制御部、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置の制御部はそれぞれ、前記直流バスの電圧が前記初期目標値に到達した後、前記バス電圧目標値を前記最終目標値に段階的に変更することを特徴とする請求項１０に記載の電力変換システム。
12. 前記直流バスの電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置の制御部、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置の制御部はそれぞれ、前記直流バスの電圧が前記初期目標値に到達し、前記バス電圧目標値を最終目標値に変更した後、自己のバス電圧制御能力の限界に到達した場合、前記バス電圧目標値を前記初期目標値に戻すことを特徴とする請求項１０または１１に記載の電力変換システム。
13. 前記直流バスの電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置の制御部、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置の制御部は通信線で接続されており、
    前記複数の制御部の内の１つ、または外部の制御部は、他の各制御部に前記通信線を介して、それぞれのバス電圧目標値、前記直流バスの電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度の少なくとも１つを通知することを特徴とする請求項４に記載の電力変換システム。
14. 前記直流バスの電圧を制御可能な少なくとも１つのＤＣ−ＤＣ変換装置の制御部、及び前記ＤＣ−ＡＣ変換装置の制御部は通信線で接続されており、
    前記複数の制御部は、バス電圧目標値、前記直流バスの電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度の少なくとも１つの共通の基準値を保持し、
    前記複数の制御部の内の１つ、または外部の制御部は、他の各制御部に前記通信線を介して、それぞれのバス電圧目標値、前記直流バスの電力操作量、及びバス電圧制御の応答速度の少なくとも１つの前記共通の基準値との差分値を通知することを特徴とする請求項４に記載の電力変換システム。
15. 直流電源から供給される直流電力を別の直流電力に変換して、当該変換した直流電力を直流バスに出力する電力変換装置であって、
    前記直流バスには、当該直流バスから入力される直流電力を交流電力に変換して、当該変換した交流電力を系統または負荷に供給するＤＣ−ＡＣ変換装置と、別の直流電源から供給される直流電力を別の直流電力に変換して、当該変換した直流電力を前記直流バスに出力する別の電力変換装置が接続されており、
    前記ＤＣ−ＡＣ変換装置と独立して、前記直流バスの電圧を監視して制御することを特徴とする電力変換装置。

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