JP2018061394A - 電力変換装置及び電力変換システム - Google Patents

Abstract

【課題】横流検出を行う電力変換装置及び電力変換システムの小型化及び低コスト化を図る。【解決手段】複数台並列接続され、電源から供給される交流電力を直流電力に変換する第１電力変換部と、第１電力変換部が変換する直流電力を負荷に供給される交流電力に変換する第２電力変換部とを備える電力変換装置であって、第１電力変換部と第２電力変換部との間の直流電力の状態を検出する電流検出部と、並列接続される複数台の電力変換装置のうちの他の電力変換装置の直流電力の状態を示す他機直流電力情報を取得する他機直流電力情報取得部と、電流検出部が検出する直流電力の状態と、他機直流電力情報取得部が取得する他機直流電力情報とに基づいて、直流電力の目標値を算出する直流電力目標値算出部と、電流検出部が検出する直流電力の状態と、直流電力目標値算出部が算出する目標値とに基づいて、第２電力変換部の電力変換状態を制御する制御演算部とを備える。【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、電力変換装置及び電力変換システムに関する。

従来、交流−直流変換回路及び直流−交流変換回路を備える電力変換装置を複数台並列接続する場合に、これら複数の電力変換装置間に生じる横流による出力電力の特性低下を低減させるための技術が知られている（例えば、特許文献１を参照）。

特開平８−２２３９２７号公報

上述のような従来技術では、電力変換装置の交流出力の各相の電流値に基づいて横流を検出している。このため、上述のような従来技術による電力変換装置は、交流出力の相数に応じた数の電流検出器を備えている。しかしながら、電力変換装置が備える電流検出器の数が多い場合には、装置が大型化されるとともに、装置のコストが上昇するという問題があった。すなわち、上述のような従来技術によると、横流検出を行う電力変換装置の小型化及び低コスト化を図ることができないという問題があった。

本発明は、横流検出を行う電力変換装置及び電力変換システムの小型化及び低コスト化を図ることを目的とする。

本発明の一実施形態は、複数台並列接続され、電源から供給される交流電力を直流電力に変換する第１電力変換部と、前記第１電力変換部が変換する直流電力を負荷に供給される交流電力に変換する第２電力変換部とを備える電力変換装置であって、前記第１電力変換部と第２電力変換部との間の直流電力の状態を検出する電流検出部と、並列接続される前記複数台の電力変換装置のうちの他の電力変換装置の前記直流電力の状態を示す他機直流電力情報を取得する他機直流電力情報取得部と、前記電流検出部が検出する前記直流電力の状態と、前記他機直流電力情報取得部が取得する前記他機直流電力情報とに基づいて、前記直流電力の目標値を算出する直流電力目標値算出部と、前記電流検出部が検出する前記直流電力の状態と、前記直流電力目標値算出部が算出する前記目標値とに基づいて、前記第２電力変換部の電力変換状態を制御する制御演算部とを備える電力変換装置である。

また、本発明の一実施形態の電力変換装置は、前記第１電力変換部と前記第２電力変換部との間に平滑容量を備え、前記電流検出部は、前記平滑容量と、前記第２電力変換部との間の前記直流電力の状態を検出する。

また、本発明の一実施形態の電力変換装置は、前記直流電力の状態とは、前記直流電力の電流値であり、前記直流電力目標値算出部は、前記複数台の電力変換装置のそれぞれの前記直流電力の電流値の平均値を、前記目標値として算出する。

また、本発明の一実施形態の電力変換装置は、前記電流検出部が検出する前記直流電力の状態を示す自機直流電力情報を、前記他の電力変換装置に供給する自機直流電力情報供給部を更に備える。

また、本発明の一実施形態の電力変換装置は、前記第２電力変換部は、前記負荷から供給される交流電力を直流電力に変換し、前記第１電力変換部は、前記第２電力変換部が変換する直流電力を前記電源に回生される交流電力に変換することにより、双方向電力変換を行う。

本発明の一実施形態は、上述のいずれかの電力変換装置が複数台並列接続された電力変換システムである。

本発明によれば、横流検出を行う電力変換装置及び電力変換システムの小型化及び低コスト化を図ることができる。

本実施形態の電力変換システムの構成の一例を示す図である。 本実施形態の電源制御部の機能構成の一例を示す図である。 本実施形態の演算部の動作の一例を示す図である。

［実施形態］
以下、図を参照して電力変換装置の実施形態について説明する。
図１は、本実施形態の電力変換システム１の構成の一例を示す図である。電力変換システム１は、電力変換装置１０が複数台並列接続される。この一例では、電力変換システム１は、電力変換装置１０−１と、電力変換装置１０−２との２台が並列接続される。電力変換装置１０−１と、電力変換装置１０−２とは、通信線ＣＬによって接続されており、情報の送受信が可能である。
電力変換装置１０−１と電力変換装置１０−２とを区別しない場合には、これら電力変換装置１０−１と電力変換装置１０−２とを総称して、電力変換装置１０と記載する。

電力変換装置１０は、電源ＰＳから供給される電力を変換し、変換した電力を負荷ＬＤに供給する。電源ＰＳは、交流電源であり、電力変換装置１０に対して交流電力を供給する。電源ＰＳから供給される交流電流Ｉ１は、交流電流Ｉ１１と交流電流Ｉ１２とに分流され、交流電流Ｉ１１が電力変換装置１０−１に、交流電流Ｉ１２が電力変換装置１０−２にそれぞれ供給される。

この電力変換装置１０は、電源ＰＳから負荷ＬＤへの順方向に電力を供給する単一方向電力変換装置であってもよい。また、電力変換装置１０は、順方向の電力供給に加え、負荷ＬＤから電源ＰＳへの逆方向に電力を供給する双方向電力変換装置であってもよい。ここでは、電力変換装置１０が単一方向電力変換装置である場合について説明する。

電力変換装置１０−１は、電源制御部１００−１と、第１電力変換部２００−１と、第２電力変換部３００−１と、電流検出部４００−１と、母線電圧検出部５００−１と、平滑容量Ｃ−１とを備える。
電力変換装置１０−２は、電源制御部１００−２と、第１電力変換部２００−２と、第２電力変換部３００−２と、電流検出部４００−２と、母線電圧検出部５００−２と、平滑容量Ｃ−２とを備える。
なお、これら電力変換装置１０−１の各部と、電力変換装置１０−２の各部とを区別しない場合には、例えば、電源制御部１００−１と電源制御部１００−２とを総称して電源制御部１００とも記載する。同様にこれら各部をそれぞれ総称して、第１電力変換部２００、第２電力変換部３００、電流検出部４００、母線電圧検出部５００、及び平滑容量Ｃとも記載する。

ここでは、複数台ある電力変換装置１０のうち、一例として電力変換装置１０−１について説明する。電力変換装置１０−２については、電力変換装置１０−１と同一の構成であるため、その説明を省略する。また、以下において、電力変換装置１０−１を「自機」として説明する場合、電力変換装置１０−２を「他機」とも記載する。なお、「自機」と「他機」との関係は相対的なものであり、例えば、電力変換装置１０−２を「自機」とする場合には、電力変換装置１０−１が「他機」である。

第１電力変換部２００−１は、ダイオードブリッジなどの整流器（不図示）を備えており、電源ＰＳから供給される交流電流Ｉ１１を直流電流Ｉ３１に変換する。
第２電力変換部３００−１は、半導体スイッチ（不図示）を備えており、第１電力変換部２００−１から供給される直流電流Ｉ３１を、交流電流Ｉ２１に変換する。この交流電流Ｉ２１は、電力変換装置１０−２が出力する交流電流Ｉ２２とともに交流電流Ｉ２として負荷ＬＤに供給される。

平滑容量Ｃ−１は、第１電力変換部２００−１と、第２電力変換部３００−１との間の直流電流区間に備えられる。平滑容量Ｃ−１は、直流電流Ｉ３１を平滑化する。
具体的には、第１電力変換部２００−１は、直流電流Ｉ３１ａを出力する。この直流電流Ｉ３１ａとは、平滑化されていない脈流である。平滑容量Ｃ−１は、直流電流Ｉ３１ａを平滑化して平滑化電流Ｉ３１ｂを生成する。第２電力変換部３００−１には、平滑化電流Ｉ３１ｂが供給される。
ここで、第１電力変換部２００−１と、第２電力変換部３００−１との間の直流電流区間のうち、脈流である直流電流Ｉ３１ａが流れる区間を脈流区間ＳＰともいう。また、第１電力変換部２００−１と、第２電力変換部３００−１との間の直流電流区間のうち、平滑化電流Ｉ３１ｂが流れる区間を平滑電流区間ＳＳともいう。

電流検出部４００−１は、第１電力変換部２００−１と第２電力変換部３００−１との間の直流電力の状態を検出する。この一例では「直流電力の状態」とは、直流電流Ｉ３１の電流値である。この一例の場合、電流検出部４００−１は、電流検出器（不図示）を備えており、直流電流Ｉ３１の電流値ＣＶ３１を検出する。電流検出部４００−１は、検出した電流値ＣＶ３１を電源制御部１００−１に出力する。

電流検出部４００−１は、第１電力変換部２００−１と第２電力変換部３００−１との間の直流電流区間のうち、特に平滑電流区間ＳＳの直流電力の状態を検出してもよい。この平滑電流区間ＳＳとは、直流電力の脈流成分が脈流区間ＳＰに比べて少ない区間である。この一例の場合、電流検出部４００−１は、平滑容量Ｃ−１と、第２電力変換部３００−１との間の電流値ＣＶ３１を検出する。

母線電圧検出部５００−１は、電圧検出器（不図示）を備えており、第２電力変換部３００−１が出力する交流電力の電圧値、すなわち母線電圧値ＢＶ２１を検出する。母線電圧検出部５００−１は、検出した母線電圧値ＢＶ２１を示す母線電圧値信号ＢＶＳを電源制御部１００−１に出力する。

図１に示す一例の場合、電力変換装置１０−１は、負荷ＬＤに対して交流電流Ｉ２１を供給する。電力変換装置１０−２は、負荷ＬＤに対して交流電流Ｉ２２を供給する。負荷ＬＤには、交流電流Ｉ２１と交流電流Ｉ２２との合成電流である交流電流Ｉ２が供給される。
ここで、交流電流Ｉ２１と交流電流Ｉ２２との位相が一致していない場合には、電力変換装置１０−１と電力変換装置１０−２との間に交流電流Ｉｃｆが流れる場合がある。この交流電流Ｉｃｆを横流ともいう。
電源制御部１００−１は、この横流を生じさせる交流電流Ｉ２１と交流電流Ｉ２２との位相差を低減する制御を行う。この電源制御部１００−１の機能構成について説明する。

[電源制御部１００の機能構成]
電源制御部１００−１は、電力変換装置１０−１の各部を制御する。この電源制御部１００−１の機能構成の一例について、図２を参照して説明する。
図２は、本実施形態の電源制御部１００−１の機能構成の一例を示す図である。電源制御部１００−１は、演算部１１０と、自機直流電流信号取得回路１２０と、他機直流電流情報受信部１３０と、母線電圧信号取得回路１４０と、自機直流電流情報送信部１５０と、出力周波数指令出力回路１６０とを備える。

自機直流電流信号取得回路１２０は、電流検出部４００−１が出力する電流値信号ＣＶＳを取得する。この電流値信号ＣＶＳとは、電流検出部４００−１が検出した電流値ＣＶ３１を示す信号である。自機直流電流信号取得回路１２０は、取得した電流値信号ＣＶＳが示す電流値（すなわち、電流値ＣＶ３１）を自機直流電流値ＤＣとして演算部１１０に出力する。

他機直流電流情報受信部１３０は、他の電力変換装置１０から通信線ＣＬを介して送信される平均自機直流電流値ＤＣＡを受信する。この一例では、他の電力変換装置１０とは、電力変換装置１０−２である。電力変換装置１０−２は、通信線ＣＬを介して平均自機直流電流値ＤＣＡ２を送信する。この場合、他機直流電流情報受信部１３０は、電力変換装置１０−２から送信される平均自機直流電流値ＤＣＡ２を受信する。
なお、この一例では、他の電力変換装置１０が、電力変換装置１０−２のみである場合について説明するが、これに限られない。電力変換システム１が３台以上の並列接続された電力変換装置１０を備える場合には、他機直流電流情報受信部１３０は、それぞれの電力変換装置１０から、平均自機直流電流値ＤＣＡを受信する。例えば、電力変換システム１が、ｎ台（ｎは自然数。以下の説明において同じ。）の電力変換装置１０を備える場合、電力変換装置１０−１の他機直流電流情報受信部１３０は、２台目の電力変換装置１０−２から平均自機直流電流値ＤＣＡ２を受信し、ｎ台目の電力変換装置１０−ｎから平均自機直流電流値ＤＣＡｎを受信する。
すなわち、他機直流電流情報受信部１３０は、並列接続される複数台の電力変換装置１０のうちの、他機の直流電力の状態（この一例では、直流電流Ｉ３２の電流値）を示す平均自機直流電流値ＤＣＡ２を受信する。

母線電圧信号取得回路１４０は、母線電圧検出部５００−１が出力する母線電圧値信号ＢＶＳを取得する。この母線電圧値信号ＢＶＳとは、母線電圧検出部５００−１が検出した母線電圧値ＢＶ２１を示す信号である。母線電圧信号取得回路１４０は、取得した母線電圧値信号ＢＶＳが示す電圧値（すなわち、母線電圧値ＢＶ２１）を母線電圧値ＢＶとして演算部１１０に出力する。

演算部１１０は、ＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ Ｕｎｉｔ）を備えており、電流値平均化処理部１１１と、均等電流目標値算出部１１２と、自他電流偏差演算部１１３と、周波数補正処理部１１４と、ＰＬＬ処理部１１５と、加算部１１６とをその機能部として備える。

電流値平均化処理部１１１は、自機直流電流信号取得回路１２０が出力する自機直流電流値ＤＣを平均化する。ここで、自機直流電流信号取得回路１２０は、電流値信号ＣＶＳを所定のサンプリング周期によって取得し、取得した電流値信号ＣＶＳが示す電流値を、自機直流電流値ＤＣとして順次出力する。電流値平均化処理部１１１は、自機直流電流信号取得回路１２０から順次出力される複数の自機直流電流値ＤＣを平均化する。電流値平均化処理部１１１は、平均化した自機直流電流値ＤＣを、平均自機直流電流値ＤＣＡとして均等電流目標値算出部１１２と、自他電流偏差演算部１１３と、自機直流電流情報送信部１５０とに出力する。

自機直流電流情報送信部１５０は、電流値平均化処理部１１１が出力する平均自機直流電流値ＤＣＡを平均自機直流電流値ＤＣＡ１として、他の電力変換装置１０に対し通信線ＣＬを介して送信する。ここで、平均自機直流電流値ＤＣＡｎとは、電力変換装置１０−ｎの平均自機直流電流値ＤＣＡである。例えば、平均自機直流電流値ＤＣＡ１とは、電力変換装置１０−１の平均自機直流電流値ＤＣＡである。

なお、他の電力変換装置１０−ｎが備える自機直流電流情報送信部１５０−ｎ（不図示）も、電力変換装置１０−１の自機直流電流情報送信部１５０と同様にして、平均自機直流電流値ＤＣＡｎを送信する。この一例では、電力変換装置１０−２が備える自機直流電流情報送信部１５０−２は、自機の平均自機直流電流値ＤＣＡを平均自機直流電流値ＤＣＡ２として、電力変換装置１０−１に対し通信線ＣＬを介して送信する。

つまり、電力変換装置１０−ｎは、他の電力変換装置１０の平均自機直流電流値ＤＣＡを、当該他の電力変換装置１０から受信する。また、電力変換装置１０−ｎは、自機の平均自機直流電流値ＤＣＡを他の電力変換装置１０に対して送信する。すなわち、電力変換装置１０は、他の電力変換装置１０との間において、自機の平均自機直流電流値ＤＣＡを相互に送受信する。

上述したように、他機直流電流情報受信部１３０は、電力変換装置１０−２から送信される平均自機直流電流値ＤＣＡ２を受信する。他機直流電流情報受信部１３０は、他の電力変換装置１０から受信した平均自機直流電流値ＤＣＡを、平均他機直流電流値ＤＣＯとして均等電流目標値算出部１１２に出力する。

均等電流目標値算出部１１２は、他機直流電流情報受信部１３０から平均他機直流電流値ＤＣＯを取得する。また、均等電流目標値算出部１１２は、電流値平均化処理部１１１から平均自機直流電流値ＤＣＡを取得する。
均等電流目標値算出部１１２は、取得した平均自機直流電流値ＤＣＡと平均他機直流電流値ＤＣＯとに基づいて、均等電流目標値ＥＣを算出する。ここで、他機直流電流情報受信部１３０は、電力変換システム１が備える複数の電力変換装置１０のうち、自機以外、つまり電力変換装置１０−１以外の電力変換装置１０のそれぞれから平均自機直流電流値ＤＣＡを受信している。また、他機直流電流情報受信部１３０は、電流値平均化処理部１１１から自機、つまり電力変換装置１０−１の平均自機直流電流値ＤＣＡを取得している。つまり、均等電流目標値算出部１１２は、電力変換システム１が備えるすべての電力変換装置１０についての平均自機直流電流値ＤＣＡを取得している。均等電流目標値算出部１１２は、すべての電力変換装置１０のそれぞれのついての平均自機直流電流値ＤＣＡに基づいて、均等電流目標値ＥＣを算出する。

自他電流偏差演算部１１３は、電流値平均化処理部１１１が出力する平均自機直流電流値ＤＣＡと、均等電流目標値算出部１１２が出力する均等電流目標値ＥＣとに基づいて、自他電流偏差ＣＤを算出する。
ここで、自他電流偏差ＣＤとは、均等電流目標値ＥＣに対する自機の平均自機直流電流値ＤＣＡの偏差である。つまり、自他電流偏差ＣＤは、自機の平均自機直流電流値ＤＣＡの目標値に対するずれの程度を示す。

周波数補正処理部１１４は、自他電流偏差演算部１１３が算出する自他電流偏差ＣＤに基づいて、周波数補正量ＣＲを算出する処理を行う。具体的には、周波数補正処理部１１４は、自他電流偏差ＣＤについての比例積分動作（ＰＩ制御）又は比例積分微分動作（ＰＩＤ制御）によって、自他電流偏差ＣＤに対するゲイン、すなわち周波数補正量ＣＲの調整を行う。

ＰＬＬ処理部１１５は、母線電圧信号取得回路１４０が出力する母線電圧値ＢＶに基づいて周波数変換処理を行う。具体的には、ＰＬＬ処理部１１５は、ＰＬＬ（ｐｈａｓｅ ｌｏｃｋｅｄ ｌｏｏｐ）回路を備えており、母線電圧値ＢＶに基づいて出力周波数指令ベース値ＦＣＢを生成する。ＰＬＬ処理部１１５は、生成した出力周波数指令ベース値ＦＣＢを加算部１１６に出力する。

加算部１１６は、ＰＬＬ処理部１１５が出力する出力周波数指令ベース値ＦＣＢと、周波数補正処理部１１４が出力する周波数補正量ＣＲとを加算処理する。加算部１１６は、加算処理の結果得られた出力周波数指令ＦＣを出力周波数指令出力回路１６０に出力する。

出力周波数指令出力回路１６０は、加算部１１６が出力する出力周波数指令ＦＣを第２電力変換部３００−１に対して出力する。この結果、第２電力変換部３００−１は、負荷ＬＤに対して供給する交流電力の周波数を出力周波数指令ＦＣが示す周波数にして、電力変換を行う。

［演算部１１０の動作について］
次に、演算部１１０の動作の一例について図３を参照して説明する。
図３は、本実施形態の演算部１１０の動作の一例を示す図である。

（ステップＳ１０）電流値平均化処理部１１１は、自機直流電流信号取得回路１２０から自機直流電流値ＤＣを取得する。ここで、電流値平均化処理部１１１は、所定のサンプリング周波数によって、自機直流電流値ＤＣを取得する。
（ステップＳ２０）電流値平均化処理部１１１は、ステップＳ１０において順次取得した自機直流電流値ＤＣを平均化して、平均自機直流電流値ＤＣＡを算出する。
（ステップＳ３０）電流値平均化処理部１１１は、ステップＳ２０において算出した平均自機直流電流値ＤＣＡを、自機直流電流情報送信部１５０を介して他の電力変換装置１０に対して送信する。

（ステップＳ４０）均等電流目標値算出部１１２は、他機直流電流情報受信部１３０から平均他機直流電流値ＤＣＯを取得する。均等電流目標値算出部１１２は、電流値平均化処理部１１１がステップＳ２０において算出した平均自機直流電流値ＤＣＡを取得する。
（ステップＳ５０）均等電流目標値算出部１１２は、ステップＳ４０において取得した平均自機直流電流値ＤＣＡ及び平均他機直流電流値ＤＣＯに基づいて、均等電流目標値ＥＣを算出する。

（ステップＳ６０）自他電流偏差演算部１１３は、ステップＳ２０において算出された平均自機直流電流値ＤＣＡと、ステップＳ５０において算出された均等電流目標値ＥＣとに基づいて、自他電流偏差ＣＤを算出する。

（ステップＳ７０）周波数補正処理部１１４は、ステップＳ６０において算出された自他電流偏差ＣＤに基づいて、周波数補正量ＣＲを算出する。

（ステップＳ８０）ＰＬＬ処理部１１５は、母線電圧信号取得回路１４０から母線電圧値ＢＶを取得する。ここで、ＰＬＬ処理部１１５は、所定のサンプリング周波数によって、母線電圧値ＢＶを取得する。
（ステップＳ９０）ＰＬＬ処理部１１５は、取得した母線電圧値ＢＶに対して位相同期処理を行い、出力周波数指令ベース値ＦＣＢを算出する。

（ステップＳ１００）加算部１１６は、ステップＳ９０において算出された出力周波数指令ベース値ＦＣＢと、ステップＳ７０において算出された周波数補正量ＣＲとを加算して、出力周波数指令ＦＣを算出する。加算部１１６は、算出した出力周波数指令ＦＣを出力周波数指令出力回路１６０に対して出力して、一連の処理を終了する。
演算部１１０は、ステップＳ１０からステップＳ１００までの処理を繰り返し実行することにより、自機の第２電力変換部３００−１が出力する電力の周波数を制御する。

以上説明したように、本実施形態の電力変換装置１０−１は、横流の発生状態を、第１電力変換部２００−１と第２電力変換部３００−１との間の直流電力の状態（上述の一例では、直流電流Ｉ３１の電流値ＣＶ３１）によって検出する。

従来の電力変換装置には、横流の発生状態を交流出力の各相の電流値によって検出しているものがある。この従来の電力変換装置の場合、交流出力の各相について電流検出器を備える必要がある。例えば、従来の電力変換装置が三相交流を出力する場合、３つの電流検出器を備える。

一方、本実施形態の電力変換装置１０−１は、第１電力変換部２００−１と第２電力変換部３００−１との間の直流電力の状態を検出すればよく、１つの検出器を備えれば足りる。上述の一例では、電力変換装置１０−１は、直流電流Ｉ３１の電流値ＣＶ３１を検出すればよく、１つの電流検出器を備えれば足りる。
つまり、本実施形態の電力変換装置１０−１は、交流出力の各相の電流値によって横流の発生状態を検出する場合に比べて、電流検出器の数を低減することができる。すなわち、本実施形態の電力変換装置１０−１によれば、電力変換装置１０の小型化及び低コスト化を図ることができる。

また、本実施形態の電力変換装置１０−１は、横流検出のための検出器が、交流電力の状態ではなく、直流電力の状態を検出する。上述の一例では、電力変換装置１０−１は、電流検出部４００−１は、例えば交流電流Ｉ２１などの交流電流値ではなく、直流電流Ｉ３１の電流値、すなわち直流電流値を検出する。この直流電流Ｉ３１は、電力変換装置１０−１の交流出力の有効成分と無効成分とのうち、有効成分を示す。つまり、本実施形態の電力変換装置１０−１は、交流出力の有効成分と無効成分とのうち、有効成分に基づいて横流検出を行う。
すなわち、本実施形態の電力変換装置１０−１は、交流出力を有効成分と無効成分とに分離する手順を経ることなく、交流出力の有効成分に基づいて横流検出を行うことができる。つまり、本実施形態の電力変換装置１０−１は、交流出力の有効成分に基づいて横流検出を行う場合の構成を簡素化することができる。

また、本実施形態の電力変換装置１０−１は、電流検出部４００が、平滑容量Ｃ−１と、第２電力変換部３００との間の直流電力の状態（電流値ＣＶ３１）を検出する。すなわち、本実施形態の電力変換装置１０−１は、脈流区間ＳＰを流れる脈流ではなく平滑電流区間ＳＳを流れる平滑化電流Ｉ３１ｂを検出する。このように構成することにより、本実施形態の電力変換装置１０−１は、安定化された電流値に基づいて出力電力の周波数制御を行うことができる。したがって、本実施形態の電力変換装置１０−１は、不安定な脈流成分を有する電流値に基づいて制御を行う場合に比べて、出力電力の周波数の制御精度を向上させることができる。

また、本実施形態の電力変換装置１０−１は、複数台の電力変換装置１０のそれぞれの直流電力の電流値の平均値を、均等電流目標値ＥＣ（制御目標値）として算出する。つまり、本実施形態の電力変換装置１０−１は、並列接続される電力変換装置の出力電力を均等化する。このように構成することにより、本実施形態の電力変換装置１０−１は、電力変換装置の並列数が変化したとしても、電力変換装置１０−１の制御アルゴリズムを変更することなく出力電力の周波数制御を行うことができる。

また、本実施形態の電力変換装置１０−１は、自機直流電流情報送信部１５０を備えている。本実施形態の電力変換装置１０−１は、この自機直流電流情報送信部１５０により自機に並列接続される他の電力変換装置１０に対して平均自機直流電流値ＤＣＡを供給する。このように構成することにより、電力変換装置１０−１に並列接続される他の電力変換装置１０においても、自機と同様にして出力周波数の制御を行うことができる。

［変形例：電圧検出の場合］
なお、電力変換装置１０−１は、電流検出部４００−１に代えて、又は電流検出部４００−１に加えて、電圧検出部（不図示）を備えていてもよい。この電圧検出部は、平滑容量Ｃ−１の両端電圧を検出する。
つまり、電力変換装置１０−１は、第１電力変換部２００と第２電力変換部３００との間の直流電力の状態を、電流又は電圧のいずれかによって検出する。

［変形例：双方向電力変換］
電力変換装置１０−１は、双方向電力変換装置であってもよい。この場合、第２電力変換部３００−１は、負荷ＬＤから供給される交流電力を直流電力に変換し、第１電力変換部２００−１は、第２電力変換部３００−１が変換する直流電力を電源ＰＳに回生される交流電力に変換することにより、双方向電力変換を行う。

この変形例の場合、電源制御部１００−１は、電流検出部４００−１が検出する直流電流Ｉ３１に基づいて出力電力の周波数制御を行う。この直流電流Ｉ３１は、第１電力変換部２００−１と、第２電力変換部３００−１との間の電流である。この場合、電源制御部１００−１は、順方向の電力変換の場合には、第１電力変換部２００−１の出力電流値に基づいて第２電力変換部３００−１の出力周波数を制御する。また、電源制御部１００−１は、逆方向の電力変換の場合には、第２電力変換部３００−１の出力電流値に基づいて第１電力変換部２００−１の出力周波数を制御する。
つまり、電力変換装置１０−１は、電力の変換方向によらず、電流検出部４００−１が検出する直流電流Ｉ３１に基づいて出力電力の周波数制御を行うことができる。

以上、本発明の実施形態及びその変形を説明したが、これらの実施形態及びその変形は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態及びその変形は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態及びその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同時に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。また、上述した各実施形態及びその変形は、互いに適宜組み合わせることができる。

１…電力変換システム
１０…電力変換装置
１００…電源制御部
１１０…演算部（制御演算部）
１１１…電流値平均化処理部
１１２…均等電流目標値算出部（直流電力目標値算出部）
１１３…自他電流偏差演算部
１１４…周波数補正処理部
１１５…ＰＬＬ処理部
１１６…加算部
１２０…自機直流電流信号取得回路
１３０…他機直流電流情報受信部（他機直流電力情報取得部）
１４０…母線電圧信号取得回路
１５０…自機直流電流情報送信部（自機直流電力情報供給部）
１６０…出力周波数指令出力回路
２００…第１電力変換部
３００…第２電力変換部
４００…電流検出部
５００…母線電圧検出部
Ｃ…平滑容量

Claims (6)

1. 複数台並列接続され、電源から供給される交流電力を直流電力に変換する第１電力変換部と、前記第１電力変換部が変換する直流電力を負荷に供給される交流電力に変換する第２電力変換部とを備える電力変換装置であって、
   前記第１電力変換部と第２電力変換部との間の直流電力の状態を検出する電流検出部と、
   並列接続される前記複数台の電力変換装置のうちの他の電力変換装置の前記直流電力の状態を示す他機直流電力情報を取得する他機直流電力情報取得部と、
   前記電流検出部が検出する前記直流電力の状態と、前記他機直流電力情報取得部が取得する前記他機直流電力情報とに基づいて、前記直流電力の目標値を算出する直流電力目標値算出部と、
   前記電流検出部が検出する前記直流電力の状態と、前記直流電力目標値算出部が算出する前記目標値とに基づいて、前記第２電力変換部の電力変換状態を制御する制御演算部と
   を備える電力変換装置。
2. 前記第１電力変換部と前記第２電力変換部との間に平滑容量を備え、
   前記電流検出部は、前記平滑容量と、前記第２電力変換部との間の前記直流電力の状態を検出する
   請求項１に記載の電力変換装置。
3. 前記直流電力の状態とは、前記直流電力の電流値であり、
   前記直流電力目標値算出部は、前記複数台の電力変換装置のそれぞれの前記直流電力の電流値の平均値を、前記目標値として算出する
   請求項１又は請求項２に記載の電力変換装置。
4. 前記電流検出部が検出する前記直流電力の状態を示す自機直流電力情報を、前記他の電力変換装置に供給する自機直流電力情報供給部
   を更に備える請求項１から請求項３のいずれか一項に記載の電力変換装置。
5. 前記第２電力変換部は、前記負荷から供給される交流電力を直流電力に変換し、前記第１電力変換部は、前記第２電力変換部が変換する直流電力を前記電源に回生される交流電力に変換することにより、双方向電力変換を行う
   請求項１から請求項４のいずれか一項に記載の電力変換装置。
6. 請求項１から請求項５のいずれか一項に記載の電力変換装置が複数台並列接続された
   電力変換システム。

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