JP2018170931A - 電力変換装置、電力変換システム - Google Patents

Abstract

【課題】負荷の急変時において、インバータ出力の追従遅れを小さくする。【解決手段】電力変換装置１０において、インバータ１３は、直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統４へ重畳し、重畳した交流電力を負荷５へ供給する。制御回路１４、１５は、インバータ１３を制御する。制御回路１４、１５は、系統４への逆潮流電力の単位周期当たりの変化量に応じて、インバータ１３の指令値の変更量を決定する。制御回路１４、１５は、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量が大きいほど、より大きな予測マージンを持つ変更量を使用してもよい。【選択図】図１

Description

本発明は、直流電力を交流電力に変換する電力変換装置、電力変換システムに関する。

現在、系統連系される分散型電源には、電源ソースとして太陽光発電装置、風力発電装置、定置型蓄電池、車載蓄電池などがある。再生可能エネルギーを使用した発電装置である太陽光発電装置または風力発電装置により発電された電力は、宅内の負荷電力を上回った場合でも、電力系統へ逆潮流することが認められている。一方、蓄電・蓄エネルギー装置である定置型蓄電池または車載蓄電池からは、規定時間（日本では５００ｍｓ）を超えて電力系統へ逆潮流することが認められておらず、宅内の負荷電力に追従する制御が行われている。即ち、定置型蓄電池または車載蓄電池からの放電量は、負荷の消費電力以下に抑える必要がある。

系統に連系する分散型電源システムの代表的な構成として、単一の分散型電源を使用してＤＣ−ＤＣコンバータ、直流バス及びインバータを介して系統連系する構成と、複数の分散型電源を使用してそれぞれのＤＣ−ＤＣコンバータ、共通の直流バス及び１つのインバータを介して系統連系する構成がある（例えば、特許文献１参照）。

後者において、複数のＤＣ−ＤＣコンバータと１つのインバータが１つの筐体内に設置される構成と、少なくとも１つのＤＣ−ＤＣコンバータと１つのインバータが分離された筐体内に設置される構成がある。

また、物理的に１つの筐体内にＤＣ−ＤＣコンバータとインバータが設置される構成であっても、制御的にはＤＣ−ＤＣコンバータとインバータが別々の制御装置(例えば、マイコン)により独立に制御されることもある。このようなＤＣ−ＤＣコンバータとインバータが物理的もしくは制御的に分離された分散型電源システムでは、それぞれの電力変換部間の調整を行う必要がある。

特開２０１５−１２２９０６号公報

上述の分散型電源システムにおいて、負荷の急変時において、負荷変動にインバータ及び／又はＤＣ−ＤＣコンバータの応答が追従できず、規定時間を超える逆潮流を発生させてしまうことがあった。

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、負荷の急変時において、追従遅れが小さい電力変換装置、電力変換システム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装置は、直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統へ重畳し、重畳した交流電力を負荷へ供給するインバータと、前記インバータを制御する制御回路と、を備える。前記制御回路は、前記電力系統への逆潮流電力の単位周期当たりの変化量に応じて、前記インバータの指令値の変更量を決定する。

本発明によれば、負荷の急変時において、インバータ出力の追従遅れを小さくすることができる。

本発明の実施の形態に係る電力変換システムを説明するための図である。 図２（ａ）、（ｂ）は、直流バスの電圧の状態を模式的に描いた図である。 図３（ａ）、（ｂ）は、負荷急低下時における、インバータの出力の推移と、インバータの理想特性の一例を示す図である。 図４（ａ）、（ｂ）は、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷと、インバータの出力の一例を示す図である。 逆潮流電力の単位周期当たりの変化量と、電流指令値の変更量の対応関係の一例を示す図である。 負荷の急上昇時における、インバータから系統へ供給される電力の単位周期当たりの変化量の一例を示す図である。

図１は、本発明の実施の形態に係る電力変換システム１を説明するための図である。電力変換システム１は、第１電力変換装置１０及び第２電力変換装置２０を備える。第１電力変換装置１０は太陽電池２用のパワーコンディショナシステムであり、第２電力変換装置２０は蓄電部３用のパワーコンディショナシステムである。図１では、太陽電池２用のパワーコンディショナシステムに、蓄電部３用のパワーコンディショナシステムを後付けした例を示している。

太陽電池２は、光起電力効果を利用し、光エネルギーを直接電力に変換する発電装置である。太陽電池２として、シリコン太陽電池、化合物半導体などを素材にした太陽電池、色素増感型（有機太陽電池）等が使用される。太陽電池２は第１電力変換装置１０と接続され、発電した電力を第１電力変換装置１０に出力する。

第１電力変換装置１０は、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１、コンバータ制御回路１２、インバータ１３、インバータ制御回路１４、及びシステム制御回路１５を備える。システム制御回路１５は、逆潮流電力計測部１５ａ、指令値生成部１５ｂ、及び通信制御部１５ｃを含む。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１とインバータ１３間は直流バス４０で接続される。コンバータ制御回路１２とシステム制御回路１５間は通信線４１で接続され、両者の間で所定のシリアル通信規格（例えば、例えばＲＳ−４８５規格、ＴＣＰ−ＩＰ規格）に準拠した通信が行われる。

ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、太陽電池２から出力される直流電力を、所望の電圧値の直流電力に変換し、変換した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。

コンバータ制御回路１２はＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する。コンバータ制御回路１２は基本制御として、太陽電池２の出力電力が最大になるようＤＣ−ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御する。具体的にはコンバータ制御回路１２は、太陽電池２の出力電圧および出力電流である、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の入力電圧および入力電流を計測して太陽電池２の発電電力を推定する。コンバータ制御回路１２は、計測した太陽電池２の出力電圧と推定した発電電力をもとに、太陽電池２の発電電力を最大電力点（最適動作点）にするための指令値を生成する。例えば、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、最大電力点を維持するように指令値を生成する。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、生成された指令値に基づく駆動信号に応じてスイッチング動作する。

インバータ１３は双方向インバータであり、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、変換した交流電力を商用電力系統（以下、単に系統４という）に接続された配電線５０に出力する。またインバータ１３は、系統４から供給される交流電力を直流電力に変換し、変換した直流電力を直流バス４０に出力する。直流バス４０には、平滑用の電解コンデンサ（不図示）が接続されている。上記配電線５０には負荷５が接続される。電力変換システム１が家庭用の場合、負荷５は家庭内の負荷の総称である。電力変換システム１が業務用の場合、負荷５は業務用の負荷の総称である。以下の説明では家庭用を想定する。

インバータ制御回路１４はインバータ１３を制御する。インバータ制御回路１４は基本制御として、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧を維持するようにインバータ１３を制御する。具体的にはインバータ制御回路１４は、直流バス４０の電圧を検出し、検出したバス電圧を第１閾値電圧に一致させるための指令値を生成する。インバータ制御回路１４は、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧より高い場合はインバータ１３のデューティ比を上げるための指令値を生成し、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧より低い場合はインバータ１３のデューティ比を下げるための指令値を生成する。インバータ１３は、生成された指令値に基づく駆動信号に応じてスイッチング動作する。

蓄電部３は、電力を充放電可能であり、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、リチウムイオンキャパシタ等を含む。蓄電部３は第２電力変換装置２０と接続される。

第２電力変換装置２０は、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１及びコンバータ制御回路２２を備える。コンバータ制御回路２２と、第１電力変換装置１０のシステム制御回路１５は通信線４２で接続され、両者の間で所定のシリアル通信規格に準拠した通信が行われる。

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コンバータである。コンバータ制御回路２２はＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。コンバータ制御回路２２は基本制御として、システム制御回路１５から送信されてくる指令値をもとにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御して、蓄電部３を定電流（ＣＣ）／定電圧（ＣＶ）で充電／放電する。例えばコンバータ制御回路２２は、放電時においてシステム制御回路１５から電力指令値を受信し、当該電力指令値を蓄電部３の電圧で割った値を電流指令値として、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１に定電流放電させる。

蓄電部３からの放電中に、日射変動により太陽電池２の発電量が増加した場合、又は負荷５の消費電力が低下した場合、系統４への逆潮流電力が発生し、売電状態になることがある。日本では系統連系規程により蓄電システムから、蓄電池の定格容量の５％以上の電力を５００ｍｓを超えて系統４へ逆潮流することが禁止されている。従って、蓄電部３が接続された電力変換システム１において逆潮流が検出された場合、５００ｍｓ以内に逆潮流を抑える必要がある。

インバータ１３の出力電力を抑制する方法として、太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を抑制する方法、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する方法、インバータ１３の出力電力を抑制する方法がある。太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を抑制する方法は、太陽電池２の発電量を無駄にすることに繋がる。従って太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力抑制は最後に実行すべき制御である。

逆潮流が検出された場合、蓄電部３からの放電を停止すればよいため、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する方法が最も直截的な制御である。しかしながら、第２電力変換装置２０が第１電力変換装置１０から分離され、系統４から離れた位置に設置されている場合、逆潮流の検出から蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制までにタイムラグが発生しやすくなる。

図１に示した構成では、第１電力変換装置１０の逆潮流電力計測部１５ａが、配電線５０の、分電盤より系統４側に設置されたＣＴセンサ（不図示）の計測値をもとに逆潮流電力を検出する。第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２は、システム制御回路１５から通信線４２を介して逆潮流の検出情報を受信する。通信線４２は、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０を繋ぐ直流バス４０に這わせて設置されることが多く、この構成では通信線４２は直流バス４０からノイズの影響を受ける。また二値の電圧を使用したデジタル通信では、１ビットを表す単位期間を短くするほどノイズに弱くなる性質があり、基本的に通信速度を上げるほどビット誤りが発生しやすくなる。

従って第１電力変換装置１０が逆潮流を検出し、出力抑制を指示する通信データを生成し、通信線４２を介して第２電力変換装置２０に送信する方法では、系統連系規程に定められる時限（５００ｍｓ）を遵守できない可能性がある。またノイズにより通信データの内容が途中で変わってしまう可能性もある。

そこで先にインバータ１３の出力電力を抑制し、後から蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する方法が考えられる。上述のようにインバータ制御回路１４は基本制御として、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧を維持するようにインバータ１３を制御する。出力抑制をすべき場合は、インバータ制御回路１４は優先制御として、出力抑制制御を実行する。具体的にはインバータ制御回路１４は、インバータ１３の出力が指令値生成部１５ｂにより生成された指令値（具体的には上限電流値または上限電力値）を超えないようにインバータ１３を制御する。出力抑制中は、直流バス４０の電圧を第１閾値電圧に維持するように制御するバス電圧の安定化制御は停止する。

インバータ１３の出力抑制が開始した時点では、太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１及び／又は蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制は開始していない。従ってインバータ１３の出力電力に対してインバータ１３の入力電力が過多となり、直流バス４０の電圧が上昇する。より具体的には直流バス４０に接続された電解コンデンサに電荷が蓄積されていく。

上述のようにコンバータ制御回路２２は基本制御として、蓄電部３からＤＣ−ＤＣコンバータ２１への放電量またはＤＣ−ＤＣコンバータ２１から蓄電部３への充電量が、システム制御回路１５から送信されてくる指令値になるようにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。さらにコンバータ制御回路２２は優先制御として、直流バス４０の電圧が第２閾値電圧を超えないようにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。この制御は、システム制御回路１５から送信されてくる指令値に出力を合わせる制御に対して優先する。第２閾値電圧は第１閾値電圧より高い値に設定される。

上述のようにコンバータ制御回路１２は基本制御として、太陽電池２の出力電力が最大になるようＤＣ−ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御する。さらにコンバータ制御回路１２は優先制御として、直流バス４０の電圧が第３閾値電圧を超えないようにＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する。この制御は、ＭＰＰＴ制御に対して優先する。第３閾値電圧は第２閾値電圧より高い値に設定される。

第１閾値電圧は、直流バス４０の定常時の電圧に設定される。系統電圧がＡＣ２００Ｖの場合、第１閾値電圧は例えば、ＤＣ２８０Ｖ〜３６０Ｖの範囲に設定される。第２閾値電圧は例えば３９０Ｖ、第３閾値電圧は例えば４１０Ｖに設定される。インバータ１３の出力抑制により直流バス４０の電圧が上昇し、直流バス４０の電圧が第２閾値電圧に到達すると蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１によるバス電圧の上昇抑制制御が発動する。直流バス４０の電圧上昇のエネルギーが、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１による上昇抑制エネルギーより大きい場合は、直流バス４０の電圧がさらに上昇する。直流バス４０の電圧が第３閾値電圧に到達すると太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１によるバス電圧の上昇抑制制御が発動する。

図２（ａ）、（ｂ）は、直流バス４０の電圧の状態を模式的に描いた図である。図２（ａ）は、定常時の直流バス４０の電圧の状態を示している。定常時の直流バス４０の電圧は、インバータ１３により第１閾値電圧に維持される。図２（ｂ）は、インバータ１３の出力抑制時の直流バス４０の電圧の状態を示している。通常、出力抑制中の直流バス４０の電圧は、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１により第２閾値電圧に維持される。

上述のようにシステム制御回路１５４は、蓄電部３が放電しているときは、系統４への逆潮流電流を発生させないように、インバータ１３の出力電流Ｉ１及び逆潮流電流Ｉ２を監視しながら、インバータ１３の出力電流Ｉ１の指令値を調整している。逆潮流電流Ｉ２は、インバータ１３の出力電流Ｉ１から負荷５の消費電流を引いた値になる。

例えば、以下の状態でインバータ１３の電力平衡が保たれている事例を考える。系統電圧：ＡＣ２００Ｖ、インバータ１３の出力電力：１０００Ｗ（インバータ１３の出力電流：５Ａ）、負荷５の消費電力：１０００Ｗ（負荷５の消費電流：５Ａ）、逆潮流電力：０Ｗ（逆潮流電流：０Ａ）。

この状態から負荷５の消費電力が５００Ｗに急低下した場合、インバータ１３の出力電力：１０００Ｗ（インバータの出力電流：５Ａ）、負荷５の消費電力：５００Ｗ（負荷５の消費電流：２．５Ａ）、逆潮流電力：５００Ｗ（逆潮流電流：２．５Ａ）となる。負荷５の急低下は例えば、消費電力が大きい電気製品（例えば、電子レンジ）がスイッチオフされた場合に発生する。

この逆潮流電力を短時間（５００ｍｓ未満)で、次の状態に収束させる必要がある。インバータ１３の出力電力：５００Ｗ（インバータ１３の出力電流：２．５Ａ）、負荷５の消費電力：５００Ｗ（負荷５の消費電流：２．５Ａ）、逆潮流電力：０Ｗ（逆潮流電流：０Ａ）。

本実施の形態では負荷５の急低下時において、逆潮流電力計測部１５ａが逆潮流電流／逆潮流電力を検出し、指令値生成部１５ｂがインバータ１３の出力電流／出力電力を抑制するための指令値を生成し、インバータ制御回路１４に設定する。インバータ制御回路１４は当該指令値をもとにインバータ１３の出力電流／出力電力を抑制する。それにより発生する直流バス４０の電圧上昇に応じて、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１及び／又は太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、蓄電部３及び／又は太陽電池２の出力電流／出力電力を抑制する。

図３（ａ）、（ｂ）は、負荷急低下時における、インバータ１３の出力の推移と、インバータ１３の理想特性の一例を示す図である。図３（ａ）において各点は、指令値により指示されるインバータ１３の出力の電流点／電力点を示している。図３（ｂ）の太線の電力推移Ｐｉは、インバータ１３の出力電力の理想特性を示しており、細線の電力推移Ｐｒは、図３（ａ）の指令値により調整されたインバータ１３の実際の出力電力の推移を示している。

負荷５の消費電力は瞬時に変動するが、インバータ１３の出力は時定数を持っており、負荷５の消費電力の変動に対して遅延する。その遅延には、サンプリングの遅延、システム制御回路１５及びインバータ制御回路１４の制御の遅延も含まれる。図３（ｂ）に示すようにインバータ１３の実際の出力電力Ｐｒの抑制開始は、インバータ１３の理想特性Ｐｉの出力電力の抑制開始に対して遅延する（Ｄ参照）。

上述のように蓄電部３からの放電時に系統４への逆潮流が発生すると、５００ｍｓ以内にインバータ１３の出力電力を抑制する必要がある。系統４の周波数が５０Ｈｚの場合、システム制御回路１５のサンプリング周期は２０ｍｓになり、２５（５００÷２０）回のサンプリング周期内にインバータ１３の出力電力を抑制する必要がある。なお、２５回のサンプリング周期内で蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力及び／又は太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１も抑制するため、インバータ１３の出力抑制は、１００〜２００ｍｓ程度で終える必要がある。即ち、５〜１０のサンプリング周期内にインバータ１３の出力電力を目標値まで収束させる必要がある。

システム制御回路１５は、蓄電部３からの放電時に逆潮流が検出されると基本制御として、逆潮流電流／逆潮流電力の目標値がゼロになるように、インバータ１３の電流指令値／電力指令値を生成する。なお逆潮流電流／逆潮流電力の目標値が負の値（例えば、−５０Ｗ）になるようにインバータ１３の電流指令値／電力指令値を生成してもよい。

システム制御回路１５のサンプリング周期より負荷５の変動速度の方が速い場合、負荷５の変動に対して、インバータ１３の出力抑制が遅れてしまう。例えば、負荷５の消費電力が１０００Ｗから５００Ｗに急低下しても、インバータ１３の応答が追いつかず、インバータ１３の出力電力を瞬時に５００Ｗまで低下させることは困難である。

そこで本実施の形態ではシステム制御回路１５は、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷに対して、予測的にマージンを持たせて、インバータ１３の電流指令値から減ずべき電流値（変更量）を算出する。系統４の周波数が５０Ｈｚの場合の単位周期は２０ｍｓであり、系統４の周波数が６０Ｈｚの場合の単位周期は約１６．７ｍｓである。

図４（ａ）、（ｂ）は、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷと、インバータ１３の出力の一例を示す図である。図５は、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷと、電流指令値の変更量の対応関係の一例を示す図である。図５は、定格出力電力が５．５ｋＷ、定格出力電流が２７．５Ａのインバータ１３を想定している。

図５に示す例では、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷが２．０ｋＷ以上の場合、インバータ１３の電流指令値の変更量は−１５Ａとなる。逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷが１．０ｋＷ以上２．０ｋＷ未満の場合、インバータ１３の電流指令値の変更量は−６Ａとなる。逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷが０．５ｋＷの場合、インバータ１３の電流指令値の変更量は−２．７Ａとなる。

逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷと、電流指令値の変更量の対応関係は、使用するインバータと制御回路を前提に、実験やシミュレーションにより導出した対応関係に設定される。なお図５に示しように電流指令値の変更量を階段状に規定するのではなく、曲線状に規定してもよい。また、電流指令値の変更量ではなく、電力指令値の変更量で規定してもよい。

図５の定常線は、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷに対して、系統４へ流れる逆潮流電流を０．０Ａにするために本来必要なインバータ１３の電流指令値の変更量を示した線である。本実施の形態では、本来必要な電流の変更量（抑制量）より多い変更量（抑制量）でインバータ１３の出力電流を抑制する。本来必要な電流の変更量に追加される予測マージン量は、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷが大きくなるほど、大きくなっている。

システム制御回路１５は、単位周期当たりの変化量ΔＷが所定値（例えば、０．５ｋＷまたは１．０ｋＷ）を超える場合、出力抑制時の逆潮流電流／逆潮流電力の目標値を低下させる。例えば、０Ｗ（又は−５０Ｗ）から−２００Ｗに低下させる。単位周期当たりの変化量ΔＷが所定値以下に戻った場合、システム制御回路１５は、出力抑制時の逆潮流電流／逆潮流電力の目標値を元に戻す。

上記図４（ａ）、（ｂ）に示した例では、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷが所定値を超える区間では、インバータ１３の出力電流／出力電力が、出力抑制に本来必要な値より大きく抑制されている。逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷが所定値以下に戻ると、インバータ１３の出力電力／出力電流が、出力抑制に本来必要な値に収束している。

以上説明したように本実施の形態によれば、負荷５の急低下により逆潮流が発生した際、変動する負荷５の電力を予め大きめに予測して、インバータ１３の出力電流／出力電力を抑制する。さらに、逆潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷが大きいほど、より大きな予測マージン量を持つ抑制量で抑制する。これにより、規定時間を超える逆潮流をより確実に抑制することができる。

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。

上述の実施の形態では負荷５の急低下時の制御を説明したが、変形例では負荷５の急上昇時の制御を説明する。負荷５の急上昇は例えば、消費電力が大きい電気製品がスイッチオンされた場合に発生する。

図６は、負荷５の急上昇時における、インバータ１３から系統４へ供給される電力の単位周期当たりの変化量ΔＷの一例を示す図である。図６では図４（ａ）と同様に、系統４への逆潮流方向の電力を正で、負荷５への順潮流方向の電力を負で表している。システム制御回路１５は、蓄電部３からの放電時に負荷５の消費電力の急上昇が検出されると、通信線４２を介してコンバータ制御回路２２に、放電量を増加させるための電流指令値／電力指令値を送信する。

その際、システム制御回路１５は、順潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷに対して、予測的にマージンを持たせて、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の電流指令値に加算すべき電流値（変更量）を算出する。本変形例では、本来必要な電流の変更量（増加量）より多い変更量（増加量）で蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電流を増加させる。本来必要な電流の変更量に対する予測マージン量は、順潮流電力の単位周期当たりの変化量ΔＷが大きくなるほど、大きくなる。本変形例によれば、負荷５の急上昇により順潮流電力が発生した際、変動する負荷５の電力を予め大きめに予測して、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電流／出力電力を調整する。これにより、負荷５の急上昇時における買電量を減らすことができる。

図１では、インバータ制御回路１４とシステム制御回路１５を分離して描いているが、それぞれが別のマイクロコンピュータで実現されてもよいし、１つのマイクロコンピュータで実現されてもよい。また上述の実施の形態では、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０が別の筐体に設置される例を説明した。この点、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０が１つの筐体に設置されつつ、システム制御回路１５とコンバータ制御回路２２が通信線４２で接続される構成例も本発明の一実施の形態に含まれる。

また上記実施の形態では、第１電力変換装置１０に太陽電池２が接続される例を説明した。この点、太陽電池２の代わりに、風力発電装置、マイクロ水力発電装置など、再生可能エネルギーを用いた他の発電装置が接続されてもよい。

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］
直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統（４）へ重畳し、重畳した交流電力を負荷（５）へ供給するインバータ（１３）と、
前記インバータ（１３）を制御する制御回路（１４、１５）と、を備え、
前記制御回路（１４、１５）は、前記電力系統（４）への逆潮流電力の単位周期当たりの変化量に応じて、前記インバータ（１３）の指令値の変更量を決定することを特徴とする電力変換装置（１０）。
これによれば、負荷（５）の急変動に対して、追従遅れが小さくなるように、インバータ（１３）の出力を調整することができる。なお、前記制御回路（１４、１５）は、前記電力系統（４）への逆潮流電流の単位周期当たりの変化量に応じて、前記インバータ（１３）の指令値の変更量を決定してもよい。通常、系統電圧は略一定であるため、逆潮流電力の変化量を使用しても、逆潮流電流の変化量を使用しても、ほぼ同義となる。
［項目２］
前記制御回路（１４、１５）は、前記逆潮流電力の単位周期当たりの変化量が大きいほど、より大きな予測マージンを持つ変更量を使用することを特徴とする項目１に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、負荷（５）の変動が急なほど予測調整分を増やすことにより、追従遅れを小さくすることができる。
［項目３］
前記制御回路（１４、１５）は、前記逆潮流電力の単位周期当たりの増加量が所定値を超えたとき、前記逆潮流電力の目標値を、出力抑制時の定常値より低い値に変更することを特徴とする項目１または２に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、規定時間を超える逆潮流を、より確実に抑制することができる。
［項目４］
前記制御回路（１４、１５）は、前記逆潮流電力の単位周期当たりの増加量が所定値を超えてから前記所定値以下に復帰したとき、前記逆潮流電力の目標値を、出力抑制時の定常値に戻すことを特徴とする項目３に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、負荷（５）の変化が緩くなってきたら、出力抑制時の定常値に戻すことにより、買電量を減らすことができる。
［項目５］
直流バス（４０）から供給される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統（４）へ重畳し、重畳した交流電力を負荷（５）へ供給するインバータ（１３）と、
前記インバータ（１３）を制御する制御回路（１４、１５）と、
蓄電部（３）の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を前記直流バス（４０）に出力するＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）と、を備え、
前記制御回路（１４、１５）は、前記電力系統（４）への逆潮流電力の単位周期当たりの変化量に応じて、前記インバータ（１３）の指令値の変更量を決定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、負荷（５）の急変動に対して、追従遅れが小さくなるように、インバータ（１３）の出力を調整することができる。
［項目６］
前記制御回路（１４、１５）は、前記逆潮流電力の単位周期当たりの変化量が大きいほど、より大きな予測マージンを持つ変更量を使用することを特徴とする項目５に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、負荷（５）の変動が急なほど予測調整分を増やすことにより、追従遅れを小さくすることができる。
［項目７］
直流バス（４０）から供給される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統（４）へ重畳し、重畳した交流電力を負荷（５）へ供給するインバータ（１３）と、
前記インバータ（１３）を制御する制御回路（１４、１５）と、
蓄電部（３）の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を前記直流バス（４０）に出力するＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）と、を備え、
前記制御回路（１４、１５）は、前記電力系統（４）から前記負荷（５）への順潮流電力の単位周期当たりの変化量に応じて、前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）の指令値の変更量を決定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、負荷（５）の急変動に対して、追従遅れが小さくなるように、ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）の出力を調整することができる。
［項目８］
前記制御回路（１４、１５）は、前記順潮流電力の単位周期当たりの変化量が大きいほど、より大きな予測マージンを持つ変更量を使用することを特徴とする項目７に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、負荷（５）の変動が急なほど予測調整分を増やすことにより、追従遅れを小さくすることができる。

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１電力変換装置、 １１ ＤＣ−ＤＣコンバータ、 １２ コンバータ制御回路、 １３ インバータ、 １４ インバータ制御回路、 １５ システム制御回路、 １５ａ 逆潮流電力計測部、 １５ｂ 指令値生成部、 １５ｃ 通信制御部、 ２０ 第２電力変換装置、 ２１ ＤＣ−ＤＣコンバータ、 ２２ コンバータ制御回路、 ３０ 操作表示装置、 ４０ 直流バス、 ４１，４２，４３ 通信線、 ５０ 配電線。

Claims (8)

1. 直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統へ重畳し、重畳した交流電力を負荷へ供給するインバータと、
   前記インバータを制御する制御回路と、を備え、
   前記制御回路は、前記電力系統への逆潮流電力の単位周期当たりの変化量に応じて、前記インバータの指令値の変更量を決定することを特徴とする電力変換装置。
2. 前記制御回路は、前記逆潮流電力の単位周期当たりの変化量が大きいほど、より大きな予測マージンを持つ変更量を使用することを特徴とする請求項１に記載の電力変換装置。
3. 前記制御回路は、前記逆潮流電力の増加量が所定値を超えたとき、前記逆潮流電力の目標値を、出力抑制時の定常値より低い値に変更することを特徴とする請求項１または２に記載の電力変換装置。
4. 前記制御回路は、前記逆潮流電力の単位周期当たりの増加量が所定値を超えてから前記所定値以下に復帰したとき、前記逆潮流電力の目標値を、出力抑制時の定常値に戻すことを特徴とする請求項３に記載の電力変換装置。
5. 直流バスから供給される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統へ重畳し、重畳した交流電力を負荷へ供給するインバータと、
   前記インバータを制御する制御回路と、
   蓄電部の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を前記直流バスに出力するＤＣ−ＤＣコンバータと、を備え、
   前記制御回路は、前記電力系統への逆潮流電力の単位周期当たりの変化量に応じて、前記インバータの指令値の変更量を決定することを特徴とする電力変換システム。
6. 前記制御回路は、前記逆潮流電力の単位周期当たりの変化量が大きいほど、より大きな予測マージンを持つ変更量を使用することを特徴とする請求項５に記載の電力変換システム。
7. 直流バスから供給される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統へ重畳し、重畳した交流電力を負荷へ供給するインバータと、
   前記インバータを制御する制御回路と、
   蓄電部の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を前記直流バスに出力するＤＣ−ＤＣコンバータと、を備え、
   前記制御回路は、前記電力系統から前記負荷への順潮流電力の単位周期当たりの変化量に応じて、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの指令値の変更量を決定することを特徴とする電力変換システム。
8. 前記制御回路は、前記順潮流電力の単位周期当たりの変化量が大きいほど、より大きな予測マージンを持つ変更量を使用することを特徴とする請求項７に記載の電力変換システム。

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