JP2018191447A

JP2018191447A - 電力変換装置および電力変換システム

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Publication number: JP2018191447A
Application number: JP2017092834A
Authority: JP
Inventors: 俊明奥村; Toshiaki Okumura; 綾井　直樹; Naoki Ayai; 直樹綾井
Original assignee: Sumitomo Electric Industries Ltd
Current assignee: Sumitomo Electric Industries Ltd
Priority date: 2017-05-09
Filing date: 2017-05-09
Publication date: 2018-11-29
Anticipated expiration: 2037-05-09
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Abstract

【課題】簡易な構成で、太陽光発電装置の劣化を抑制することが可能な電力変換装置および電力変換システムを提供する。【解決手段】電力変換装置は、太陽光発電部から受けた直流電力を交流電力に変換する電力変換部と、前記太陽光発電部と前記電力変換部との間に接続される第１のスイッチと、前記電力変換部と電力系統との間に接続される第２のスイッチと、前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する負側線を前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において接地するための第１の接続部とを備える。【選択図】図４

Description

本発明は、電力変換装置および電力変換システムに関する。

従来、省エネルギーを目的として、発電装置からの直流電力を交流電力に変換するための電力変換装置であるパワーコンディショナが開発されている。

たとえば、特許文献１（特開２０１１−１７６１５５号公報）には、以下のような技術が開示されている。すなわち、太陽光発電装置は、複数の太陽電池ストリングと、該複数の太陽電池ストリングからの電力を集電するための集電回路であって、配線材と、該配線材で接続されてなる電子部品と、前記配線材の合流した複数の合流部位のそれぞれに配置されるとともに前記電子部品と隣り合う複数の温度検出手段とを有する集電回路と、前記温度検出手段の結果によって、異常要因となっている電子部品を判定する異常判定手段とを備える。

特開２０１１−１７６１５５号公報特開２０１４−２７０３４号公報特開２０１４−２７０３５号公報特許第６０３５００１号公報特開２０１５−１７３２６２号公報

"環境ビジネスオンライン環境用語集ＰＩＤ（ＰｏｔｅｎｔｉａｌＩｎｄｕｃｅｄＤｅｇｒａｄａｔｉｏｎ）現象"、［ｏｎｌｉｎｅ］、［平成２９年２月２４日検索］、インターネット〈ｈｔｔｐｓ：／／ｗｗｗ．ｋａｎｋｙｏ−ｂｕｓｉｎｅｓｓ．ｊｐ／ｄｉｃｔｉｏｎａｒｙ／００３７２３．ｐｈｐ〉 "ＦｒａｕｎｈｏｆｅｒＣＳＰ（ＣｅｎｔｅｒｆｏｒＳｉｌｉｃｏｎＰｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃｓ）ｐｒｅｓｅｎｔｓｒｅｓｕｌｔｓｏｆｐｏｔｅｎｔｉａｌｉｎｄｕｃｅｄｄｅｇｒａｄａｔｉｏｎ（ＰＩＤ）"、［ｏｎｌｉｎｅ］、［平成２９年３月２９日検索］、インターネット〈ＵＲＬ：ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｅｎ．ｃｓｐ．ｆｒａｕｎｈｏｆｅｒ．ｄｅ／ｎｅｗｓ／ｄｅｔａｉｌｓ／ｉｄ／８５７／〉 "東京工業大学藤田研究室研究室紹介＃４５"、［ｏｎｌｉｎｅ］、［平成２９年３月２９日検索］、インターネット〈ＵＲＬ：ｈｔｔｐ：／／ｅｄｕｃ．ｔｉｔｅｃｈ．ａｃ．ｊｐ／ｅｅ／ｎｅｗｓ／２０１６＿１１／０５２９１６．ｈｔｍｌ〉

たとえば、特許文献１に記載の太陽電池ストリングがグランドに対して電位を有する場合、太陽光発電装置におけるセルが劣化し、太陽光発電装置の出力が低下することがある。

具体的には、非特許文献１（“環境ビジネスオンライン環境用語集ＰＩＤ（ＰｏｔｅｎｔｉａｌＩｎｄｕｃｅｄＤｅｇｒａｄａｔｉｏｎ）現象”、［ｏｎｌｉｎｅ］、［平成２９年２月２４日検索］、インターネット〈ｈｔｔｐｓ：／／ｗｗｗ．ｋａｎｋｙｏ−ｂｕｓｉｎｅｓｓ．ｊｐ／ｄｉｃｔｉｏｎａｒｙ／００３７２３．ｐｈｐ〉）に記載されているように、金属フレームとのより大きな電位差が発生する陰極に近い太陽電池モジュールにおいてＰＩＤが発生し、太陽光発電装置の出力が低下する。このようなＰＩＤ等の太陽光発電装置の劣化を抑制するための技術が求められる。

この発明は、上述の課題を解決するためになされたもので、その目的は、簡易な構成で、太陽光発電装置の劣化を抑制することが可能な電力変換装置および電力変換システムを提供することである。

（１）上記課題を解決するために、この発明のある局面に係わる電力変換装置は、太陽光発電部から受けた直流電力を交流電力に変換する電力変換部と、前記太陽光発電部と前記電力変換部との間に接続される第１のスイッチと、前記電力変換部と電力系統との間に接続される第２のスイッチと、前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する負側線を前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において接地するための第１の接続部とを備える。

（５）上記課題を解決するために、この発明のある局面に係わる電力変換システムは、電力変換装置と、制御装置とを備え、前記電力変換装置は、太陽光発電部から受けた直流電力を交流電力に変換する電力変換部と、前記太陽光発電部と前記電力変換部との間に接続される第１のスイッチと、前記電力変換部と電力系統との間に接続される第２のスイッチと、前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する負側線を前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において接地するための接続部とを含み、前記制御装置は、前記第１のスイッチおよび前記第２のスイッチのオンおよびオフを制御する。

本発明は、このような特徴的な処理部を備える電力変換装置として実現することができるだけでなく、かかる特徴的な処理をステップとする方法として実現したり、かかるステップをコンピュータに実行させるためのプログラムとして実現したりすることができる。また、本発明は、電力変換装置の一部または全部を実現する半導体集積回路として実現することができる。

また、本発明は、このような特徴的な処理部を備える電力変換システムとして実現することができるだけでなく、かかる特徴的な処理をステップとする方法として実現することができる。また、本発明は、電力変換システムの一部または全部を実現する半導体集積回路として実現することができる。

本発明によれば、簡易な構成で、太陽光発電装置の劣化を抑制することができる。

図１は、電力変換装置の比較例の構成を示す図である。図２は、電力変換装置の比較例の構成を示す図である。図３は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの構成を示す図である。図４は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムにおける電力変換装置の構成を示す図である。図５は、本発明の実施の形態に係る電力変換装置における端子台１１の詳細な構成を示す図である。図６は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの構成を示す図である。図７は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムにおける電力変換装置の構成を示す図である。図８は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例の構成を示す図である。図９は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例における電力変換装置の構成を示す図である。図１０は、図８に示す系統連系システムの変形例の適用例の構成を示す図である。図１１は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムにおけるＨＥＭＳが予測する各数値の一例を示す図である。図１２は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例の構成を示す図である。図１３は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例における電力変換装置の構成を示す図である。図１４は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例の構成を示す図である。図１５は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例における電力変換装置の構成を示す図である。図１６は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例の構成を示す図である。

最初に、本発明の実施形態の内容を列記して説明する。

（１）本発明の実施の形態に係る電力変換装置は、太陽光発電部から受けた直流電力を交流電力に変換する電力変換部と、前記太陽光発電部と前記電力変換部との間に接続される第１のスイッチと、前記電力変換部と電力系統との間に接続される第２のスイッチと、前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する負側線を前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において接地するための第１の接続部とを備える。

このように、太陽光発電部および第１のスイッチの間において負側線を接地するための第１の接続部が設けられる構成により、第１のスイッチの開閉状態に関わらず、太陽光発電部の電位をグランドと同電位にすることができる。これにより、たとえば接地された金属フレームに対して負の電位を有する場合に劣化の進行する太陽電池モジュールに対して、ＰＩＤの進行を抑制することができる。また、たとえば、電力系統と電力変換装置とが絶縁されておらず、電力系統から第１の接続部を介して地絡電流が流れる回路構成であっても、第２のスイッチを開くことで、地絡電流を防ぐことができる。したがって、簡易な構成で、太陽光発電装置の劣化を抑制することができる。

（２）好ましくは、前記電力変換装置は、さらに、前記太陽光発電部の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する負荷と前記電力変換部とを電気的に接続するための第２の接続部を備える。

このような構成により、たとえば、上記負荷を第２の接続部に接続することで、第１のスイッチが閉じている状態において太陽光発電部の出力電力を上記負荷において有効に利用することができる。

（３）好ましくは、前記電力変換装置は、さらに、前記第１のスイッチをオンするとともに前記第２のスイッチをオフする第１のモード、および前記第１のスイッチをオフするとともに前記第２のスイッチをオンする第２のモードを切り替える制御部を備える。

このような構成により、たとえば、電力系統と電力変換装置とが絶縁されていない状態における地絡電流を防ぎながら、太陽光発電部からの発電電力および電力系統からの電力のいずれか一方を電力変換装置へ供給することができる。

（４）好ましくは、前記電力変換装置は、さらに、前記太陽光発電部の出力電力および前記電力系統からの電力を蓄積可能な蓄電池と、前記太陽光発電部の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する負荷の電力消費予測情報、および前記太陽光発電部の発電予測情報を取得し、取得した前記電力消費予測情報および前記発電予測情報に基づいて、前記太陽光発電部の出力電力および前記電力系統からの電力を蓄積可能な蓄電池の蓄電残量を調整する制御部とを備える。

このような構成により、たとえば、翌日の昼間における上記負荷の電力消費を満たすために必要な蓄電残量を、電力消費予測情報および発電予測情報に基づいて算出することができるので、夜間における電力系統から蓄電池への充電量の過大および過少を防ぐことができる。これにより、蓄電池への充電量の過大に起因する太陽光発電部による発電電力量の過剰、および蓄電池への充電量の過少に起因する翌日の昼間における上記負荷への電力供給不足を防ぐことができる。

（５）本発明の実施の形態に係る電力変換システムは、電力変換装置と、制御装置とを備え、前記電力変換装置は、太陽光発電部から受けた直流電力を交流電力に変換する電力変換部と、前記太陽光発電部と前記電力変換部との間に接続される第１のスイッチと、前記電力変換部と電力系統との間に接続される第２のスイッチと、前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する負側線を前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において接地するための接続部とを含み、前記制御装置は、前記第１のスイッチおよび前記第２のスイッチのオンおよびオフを制御する。

（６）より好ましくは、前記制御装置は、前記第１のスイッチをオンするとともに前記第２のスイッチをオフする第１のモード、および前記第１のスイッチをオフするとともに前記第２のスイッチをオンする第２のモードを切り替える。

（７）より好ましくは、前記電力変換システムは、さらに、前記太陽光発電部の出力電力および前記電力系統からの電力を蓄積可能な蓄電池を備え、前記制御装置は、前記太陽光発電部の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する負荷の電力消費予測情報、および前記太陽光発電部の発電予測情報を取得し、取得した前記電力消費予測情報および前記発電予測情報に基づいて前記蓄電池の蓄電残量を調整する。

以下、本発明の実施の形態について図面を用いて説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。また、以下に記載する実施の形態の少なくとも一部を任意に組み合わせてもよい。

［電力変換装置の比較例の構成］
図１は、電力変換装置の比較例の構成を示す図である。図１には、単相３線式の電力変換装置の比較例が示される。

図１を参照して、比較例である電力変換装置９０１は、キャパシタ２５と、インバータ（電力変換部）２６と、連系リレー３２と、制御部９１とを備える。連系リレー（第２のスイッチ）３２は、スイッチ３２Ａ，３２Ｂ，３２Ｃを含む。

太陽光発電部１は、太陽光を受けると、受けた太陽光のエネルギーを直流電力に変換し、変換した直流電力を出力する。

より詳細には、太陽光発電部１は、変換した直流電力を出力するための正側端子と、負側端子とを有する。この例では、太陽光発電部１は、直流電力を正側端子および負側端子経由で電力変換装置９０１へ出力する。

電力変換装置９０１におけるキャパシタ２５は、太陽光発電部１から受ける直流電力の変動を抑制するために設けられ、太陽光発電部１における正側端子に接続された第１端と、負側端子に接続された第２端とを有する。

インバータ２６は、キャパシタ２５の第１端に接続された第１端と、キャパシタ２５の第２端に接続された第２端と、第３端と、第４端と、第５端とを有する。

連系リレー３２は、インバータ２６と電力系統との間に接続される。より詳細には、連系リレー３２におけるスイッチ３２Ａは、インバータ２６の第３端に接続された第１端と、第２端とを有する。スイッチ３２Ｂは、インバータ２６の第４端に接続された第１端と、第２端とを有する。スイッチ３２Ｃは、インバータ２６の第５端に接続された第１端と、第２端とを有する。

トランスＴ１は、たとえば柱上トランスであり、１次側コイルＬ１および２次側コイルＬ２を有する。トランスＴ１は、１次側コイルＬ１において交流電源ＰＳから受けた６．６キロボルトの交流電圧を２次側コイルＬ２において２００ボルトの交流電圧に変換する。

また、トランスＴ１は、電力変換装置９０１が逆潮流を行う場合、電力変換装置９０１から２次側コイルＬ２において受けた電圧２００ボルトの交流電力すなわち交流電圧を１次側コイルＬ１において６．６キロボルトの交流電圧に変換する。

より詳細には、トランスＴ１における２次側コイルＬ２は、連系リレー３２におけるスイッチ３２Ａの第２端に接続された第１端と、スイッチ３２Ｂの第２端に接続され、かつ接地された中性点と、スイッチ３２Ｃの第２端に接続された第２端とを有する。

２次側コイルＬ２と相互インダクタンスにより結合する１次側コイルＬ１は、交流電源ＰＳに接続された第３端および第４端を有する。

一般負荷４１Ａ，４１Ｂは、たとえば、電子レンジ、照明器具およびテレビ等の交流１００ボルトで使用可能な負荷である。一般負荷４１Ｃは、たとえば、エアコン等の交流２００ボルトで使用可能な負荷である。以下、一般負荷４１Ａ，４１Ｂ，４１Ｃの各々を、一般負荷４１とも称する。一般負荷４１は、電力変換装置９０１および電力系統からの電力を用いて、たとえば間欠的に使用される。

制御部９１は、制御信号Ｓ２を連系リレー３２へ出力することにより、連系リレー３２のオン状態およびオフ状態を切り替えることが可能である。

連系リレー３２は、制御部９１の制御に従って自己のスイッチ３２Ａ，３２Ｂ，３２Ｃをオンまたはオフすることにより、インバータ２６と電力系統および一般負荷４１とを、オン状態において電気的に接続し、またオフ状態において電気的に絶縁する。

また、制御部９１は、制御信号Ｓ３をインバータ２６へ出力することによりインバータ２６における図示しないスイッチ素子を制御する。

インバータ２６は、制御部９１の制御に従って、太陽光発電部１からキャパシタ２５を介して受けた直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を単相３線で電力系統および一般負荷４１へ出力する。

図２は、電力変換装置の比較例の構成を示す図である。図２には、単相２線式の電力変換装置の比較例が示される。

図２を参照して、図１に示す電力変換装置９０１の変形例である電力変換装置９１１は、キャパシタ２５と、インバータ（電力変換部）２７と、連系リレー３３と、制御部９１とを備える。連系リレー３３（第２のスイッチ）は、スイッチ３３Ａ，３３Ｂを含む。

図２に示すキャパシタ２５、一般負荷４１およびトランスＴ１の構成および動作は、図１に示すキャパシタ２５、一般負荷４１およびトランスＴ１とそれぞれ同様である。

インバータ２７は、キャパシタ２５の第１端に接続された第１端と、キャパシタ２５の第２端に接続された第２端と、第３端と、第４端とを有する。

連系リレー３３におけるスイッチ３３Ａは、インバータ２７の第３端に接続された第１端と、トランスＴ１における２次側コイルＬ２の第１端に接続された第２端とを有する。スイッチ３２Ｂは、インバータ２７の第４端に接続された第１端と、トランスＴ１における２次側コイルＬ２の第２端に接続された第２端とを有する。

制御部９１は、制御信号Ｓ２を連系リレー３３へ出力することにより、連系リレー３３のオン状態およびオフ状態を切り替えることが可能である。

連系リレー３３は、制御部９１の制御に従って自己のスイッチ３３Ａ，３３Ｂをオンまたはオフすることにより、インバータ２７と電力系統とを、オン状態において電気的に接続し、またオフ状態において電気的に絶縁する。

また、制御部９１は、制御信号Ｓ３をインバータ２７へ出力することによりインバータ２７における図示しないスイッチ素子を制御する。

インバータ２７は、制御部９１の制御に従って、太陽光発電部１からキャパシタ２５を介して受けた直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を単相２線で電力系統および一般負荷４１へ出力する。

［課題］
非特許文献１および非特許文献２（“ＦｒａｕｎｈｏｆｅｒＣＳＰｐｒｅｓｅｎｔｓｒｅｓｕｌｔｓｏｆｐｏｔｅｎｔｉａｌｉｎｄｕｃｅｄｄｅｇｒａｄａｔｉｏｎ（ＰＩＤ）”、［ｏｎｌｉｎｅ］、［平成２９年３月２９日検索］、インターネット〈ＵＲＬ：ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｅｎ．ｃｓｐ．ｆｒａｕｎｈｏｆｅｒ．ｄｅ／ｎｅｗｓ／ｄｅｔａｉｌｓ／ｉｄ／８５７／〉）に記載されているように、太陽光パネルには、ＰＩＤという劣化の問題がある。

非特許文献２には、ＦｒａｕｎｈｏｆｅｒＣＳＰによって、温度５０℃、湿度５０％、１０００Ｖおよび４８時間の条件において、１３種類のうちの９種類のパネルにおいてＰＩＤが観測されたことが記載されている。

ＰＩＤの発生メカニズムについては明らかにされていないが、図１および図２に示す電力変換装置９０１，９１１を用いて、考えられる発生メカニズムを説明する。

図１および図２に示すように、電力変換装置９０１，電力変換装置９１１と電力系統とは、トランスを用いた絶縁が施されておらず、非絶縁である。また、柱上トランスすなわちトランスＴ１において中性点が接地されている。この場合、キャパシタ２５の第１端および第２端間の電圧が概ね３４０ボルトとなり、キャパシタ２５の第２端の対地電圧は、−１７０ボルトとなる。

太陽光発電部１は、たとえば、複数の発電セルを含む太陽光発電モジュールと、接地されたフレームとで構成される。キャパシタ２５の第２端が太陽光発電部１の負側端子に接続されているので、太陽光発電部１における太陽光発電モジュールに負の対地電圧が印加されてしまう。

このような状態において、たとえば、負の電圧が印加された一部の発電セルと接地されたフレームとの間で予期せぬ電流が流れることでＰＩＤが発生するとされている。ＰＩＤは高温、高湿および高電圧において発生しやすいが、低圧連系の家庭用システムでも発生するという情報もある。

これに対して、特許文献２（特開２０１４−２７０３４号公報）、特許文献３（特開２０１４−２７０３５号公報）、特許文献４（特許６０３５００１号公報）および特許文献５（特開２０１５−１７３２６２号公報）には、封止膜、封止シートおよび封止対策フィルム等を用いて、太陽電池パネル側において行う対策が記載されている。この対策では、材料および製造においてコストが上昇するため、好ましくないと考えるパネルメーカーもある。

また、電力変換装置９０１，９１１と電力系統との間にトランスを設けることで電力系統と絶縁し、さらに太陽光発電部１の負側端子を接地することによりＰＩＤを防止する方法が考えられるが、電力変換装置９０１，９１１がたとえば家庭用である場合に、低周波用のトランスを用いる構成は一般的でない。

また、電力変換装置９０１，９１１における対策として、高周波絶縁コンバータを用いる構成、および非特許文献３（“東京工業大学藤田研究室研究室紹介＃４５”、［ｏｎｌｉｎｅ］、［平成２９年３月２９日検索］、インターネット〈ＵＲＬ：ｈｔｔｐ：／／ｅｄｕｃ．ｔｉｔｅｃｈ．ａｃ．ｊｐ／ｅｅ／ｎｅｗｓ／２０１６＿１１／０５２９１６．ｈｔｍｌ〉）に記載のＺｉｇ−ＺａｇＣｏｎｎｅｃｔｅｄＣｈｏｐｐｅｒ（ＺＣＣ）変換器を用いる構成等がこれまでに考案されている。しかしながら、これらの構成では、いずれも部品点数が多く高価になる。

そこで、本発明の実施の形態に係る電力変換装置では、以下のような構成および動作により、このような課題を解決する。

［単相２線の基本例］
図３は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの構成を示す図である。

図３を参照して、系統連系システム（電力変換システム）３１１は、太陽光発電部１と、電力変換装置１１１と、特定負荷５１とを備える。

図３に示す太陽光発電部１および一般負荷４１Ａ，４１Ｂ，４１Ｃの構成および動作は、図１に示す太陽光発電部１および一般負荷４１Ａ，４１Ｂ，４１Ｃとそれぞれ同様である。

電力変換装置１１１と電力系統とは、非絶縁である。特定負荷５１は、たとえば、太陽光発電部１の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する負荷である。言い換えると、特定負荷５１は、太陽光発電部１の発電電力に基づく電力量を、他のエネルギーに変換して蓄積する負荷である。

特定負荷５１は、具体的には、電気式給湯器、蓄熱暖房機および水素発生装置等である。特定負荷５１は、交流１００ボルトで使用可能であってもよいし、交流２００ボルトで使用可能であってもよい。この例では、特定負荷５１は、交流１００ボルトで使用可能である。

なお、系統連系システム３１１では、１つの太陽光発電部１が設けられているが、これに限定するものではなく、複数の太陽光発電部１が設けられてもよい。

［構成および基本動作］
図４は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムにおける電力変換装置の構成を示す図である。

図４を参照して、電力変換装置１１１は、端子台１１，１２と、端子台（第２の接続部）１６と、コンバータ２１と、キャパシタ２５と、インバータ（電力変換部）２７と、ＰＶ用リレー（第１のスイッチ）３１と、連系リレー（第２のスイッチ）３３と、自立リレー３４と、制御部（制御装置）６１とを備える。

端子台１１は、端子１１Ａ，１１Ｂを含む。端子台１２は、端子１２Ａ，１２Ｂ，１２Ｃを含む。端子台１６は、端子１６Ａ，１６Ｂを含む。

ＰＶ用リレー３１は、スイッチ３１Ａ，３１Ｂを含む。自立リレー３４は、スイッチ３４Ａ，３４Ｂを含む。ＰＶ用リレー３１は、太陽光発電部１とインバータ２７との間に接続される。

電力変換装置１１１におけるキャパシタ２５、インバータ２７および連系リレー３３の構成および動作は、図２に示す電力変換装置９１１におけるキャパシタ２５、インバータ２７および連系リレー３３とそれぞれ同様である。

図５は、本発明の実施の形態に係る電力変換装置における端子台１１の詳細な構成を示す図である。図５には、図３に示す構成と異なり、複数の太陽光発電部１が設けられている場合における複数の端子台１１が示される。

図４および図５を参照して、正側線ＰＬｐ１，Ｗｐ１および負側線ＰＬｍ１，Ｗｍ１は、太陽光発電部１とインバータ２７とを電気的に接続する。

詳細には、正側線ＰＬｐ１および負側線ＰＬｍ１は、太陽光発電部１と端子台１１とを電気的に接続する。正側線Ｗｐ１および負側線Ｗｍ１は、端子台１１とインバータ２７とを電気的に接続する。

電力変換装置１１１の筐体７０の内部において、負側線ＰＬｍ１，Ｗｍ１を太陽光発電部１およびＰＶ用リレー３１の間において接地するための第１の接続部が設けられる。

第１の接続部の一例である端子台１１は、太陽光発電部１に対応して設けられる。正側線ＰＬｐ１は、太陽光発電部１における正側端子に接続された第１端と、端子台１１における端子１１Ａに接続された第２端とを有する。負側線ＰＬｍ１は、太陽光発電部１における負側端子に接続された第１端と、端子台１１における端子１１Ｂに接続された第２端とを有する。接地線ＰＬｎ１は、接地された第１端と、端子台１１における端子１１Ｃに接続された第２端とを有する。接続線ＣＬ１は、端子台１１における端子１１Ｂに接続された第１端と、端子台１１における端子１１Ｃに接続された第２端とを有する。

正側線Ｗｐ１は、端子台１１における端子１１Ａに接続された第１端と、ＰＶ用リレー３１におけるスイッチ３１Ａの第１端に接続された第２端とを有する。負側線Ｗｍ１は、端子台１１における端子１１Ｂに接続された第１端と、ＰＶ用リレー３１におけるスイッチ３１Ｂの第１端に接続された第２端とを有する。

端子台１１における端子１１Ａ〜１１Ｃでは、ねじおよび導通板を用いて各ケーブルを接続する。

より詳細には、端子１１Ａでは、正側線ＰＬｐ１の第２端および正側線Ｗｐ１の第１端が接続される。端子１１Ｂでは、負側線ＰＬｍ１の第２端、負側線Ｗｍ１の第１端および接続線ＣＬ１の第１端が接続される。端子１１Ｃでは、接続線ＣＬ１の第２端および接続線ＣＬ１の第２端が接続される。

なお、端子台１１における端子１１Ａ〜１１Ｃでは、ねじおよび導通板を用いて各ケーブルを接続する構成であるとしたが、これに限定するものではない。たとえば、端子１１Ａ〜１１Ｃでは、専用の差込口にケーブルの端部を挿入することで各ケーブルを接続する構成であってもよい。

また、太陽光発電部１と端子台１１との接続、および端子台１１とＰＶ用リレー３１との接続は、ケーブルを用いる構成に限らず、たとえば、金属プレートを用いる構成であってもよい。

再び図４を参照して、コンバータ２１は、ＰＶ用リレー３１におけるスイッチ３１Ａの第２端に接続された第１端と、スイッチ３１Ｂの第２端に接続された第２端と、第３端と、第４端とを有する。

キャパシタ２５は、コンバータ２１の第３端に接続された第１端と、コンバータ２１の第４端に接続された第２端とを有する。

連系リレー３３におけるスイッチ３３Ａは、インバータ２７の第３端に接続された第１端と、第２端とを有する。スイッチ３３Ｂは、インバータ２７の第４端に接続された第１端と、第２端とを有する。

端子台１２における端子１２Ａは、連系リレー３３におけるスイッチ３３Ａの第２端、およびトランスＴ１における２次側コイルＬ２の第１端に接続されている。端子１２Ｂは、トランスＴ１における中性点に接続されている。端子１２Ｃは、スイッチ３３Ｂの第２端、および２次側コイルＬ２の第２端に接続されている。

自立リレー３４におけるスイッチ３４Ａは、インバータ２７の第３端に接続された第１端と、端子台１６における端子１６Ａに接続された第２端とを有する。スイッチ３４Ｂは、インバータ２７の第４端に接続された第１端と、端子台１６における端子１６Ｂに接続された第２端とを有する。

端子台１６は、たとえば、インバータ２７と特定負荷５１とを電気的に接続する。具体的には、端子台１６における端子１６Ａ，１６Ｂには、特定負荷５１が接続されている。

制御部６１は、制御信号Ｓ１をＰＶ用リレー３１へ出力することにより、ＰＶ用リレー３１のオン状態およびオフ状態を切り替えることが可能である。

ＰＶ用リレー３１は、制御部６１の制御に従って自己のスイッチ３１Ａ，３１Ｂをオンまたはオフすることにより、太陽光発電部１とコンバータ２１とを、オン状態において電気的に接続し、またオフ状態において電気的に絶縁する。

また、制御部６１は、制御信号Ｓ２を連系リレー３３へ出力することにより、連系リレー３３のオン状態およびオフ状態を切り替えることが可能である。

連系リレー３３は、制御部６１の制御に従って自己のスイッチ３３Ａ，３３Ｂをオンまたはオフすることにより、インバータ２７と電力系統とを、オン状態において電気的に接続し、またオフ状態において電気的に絶縁する。

また、制御部６１は、制御信号Ｓ７を自立リレー３４へ出力することにより、自立リレー３４のオン状態およびオフ状態を切り替えることが可能である。

自立リレー３４は、制御部６１の制御に従って自己のスイッチ３４Ａ，３４Ｂをオンまたはオフすることにより、インバータ２７と特定負荷５１とを、オン状態において電気的に接続し、またオフ状態において電気的に絶縁する。

また、制御部６１は、制御信号Ｓ４をコンバータ２１へ出力することによりコンバータ２１における図示しないスイッチ素子を制御する。

コンバータ２１は、制御部６１の制御に従って、太陽光発電部１から受けた直流電力の電圧を変換する。ここでは、コンバータ２１は、当該直流電力の電圧を昇圧し、昇圧後の直流電力をキャパシタ２５へ出力する。

また、制御部６１は、制御信号Ｓ３をインバータ２７へ出力することによりインバータ２７における図示しないスイッチ素子を制御する。

インバータ２７は、制御部６１の制御に従って、コンバータ２１からキャパシタ２５を介して受けた直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を単相２線で連系リレー３３および自立リレー３４へ出力する。

ここで、インバータ２７における第３端および第４端から出力される交流電力の電圧は、１００ボルトである。

制御部６１は、夜モードおよび昼モードを切り替えることにより、自己の電力変換装置１１１を夜モードおよび昼モードのいずれか一方で動作させる。詳細には、制御部６１は、たとえば、日の出から日の入りまでの期間を昼モードに設定し、また日の入りから日の出までの期間を夜モードに設定する。

また、制御部６１は他の装置からの命令に従って、夜モードおよび昼モードの設定を行うことも可能である。

制御部６１は、昼モードにおいて、ＰＶ用リレー３１、連系リレー３３および自立リレー３４をそれぞれオン状態、オフ状態およびオン状態に設定するとともに、コンバータ２１およびインバータ２７を自立運転で動作させる。

このように、電力変換装置１１１が、太陽光発電部１が発電する期間において自立運転して１００ボルトの交流電力を特定負荷５１へ出力する構成により、特定負荷５１は、電力変換装置１１１から受ける交流電力に基づく電力量を、他のエネルギーに変換して蓄積することができる。

一方、制御部６１は、夜モードにおいて、ＰＶ用リレー３１、連系リレー３３および自立リレー３４をそれぞれオフ状態、オン状態およびオフ状態に設定する。

このように、昼モードおよび夜モードの各々において、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３３の両方をオン状態に設定せず、かつ当該両方をオフ状態に設定しない構成により、太陽光発電部１および電力系統のいずれか一方の電力を電力変換装置１１１へ入力可能とするとともに、異なる電圧レベルの同時接地を防ぐことができる。

また、昼モードおよび夜モードにおいて負側線ＰＬｍ１，Ｗｍ１が接地されているため、太陽光発電部１における太陽光発電モジュールに負の対地電圧が印加されることを防ぐことができるので、発電セルのＰＩＤによる劣化を防ぐことができる。

［単相３線の基本例］
図６は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの構成を示す図である。

図６を参照して、系統連系システム（電力変換システム）３０１は、太陽光発電部１と、電力変換装置１０１と、特定負荷５１である特定負荷５１Ｃ，５１Ｄ，５１Ｅとを備える。

図６に示す太陽光発電部１および一般負荷４１Ａ，４１Ｂ，４１Ｃの構成および動作は、図１に示す太陽光発電部１および一般負荷４１Ａ，４１Ｂ，４１Ｃとそれぞれ同様である。

電力変換装置１０１と電力系統とは、非絶縁である。特定負荷５１Ｃ，５１Ｄは、交流１００ボルトで使用可能である。特定負荷５１Ｅは、交流２００ボルトで使用可能である。

なお、系統連系システム３０１では、１つの太陽光発電部１が設けられているが、これに限定するものではなく、複数の太陽光発電部１が設けられてもよい。

［構成および基本動作］
図７は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムにおける電力変換装置の構成を示す図である。

図７を参照して、電力変換装置１０１は、端子台１１，１２と、端子台（第２の接続部）１３と、コンバータ２１と、キャパシタ２５と、インバータ２６と、ＰＶ用リレー３１と、連系リレー３２と、制御部６１とを備える。端子台１３は、端子１３Ａ，１３Ｂ，１３Ｃを含む。

電力変換装置１０１における端子台１１、端子台１２、コンバータ２１およびＰＶ用リレー３１の構成および動作は、図４に示す電力変換装置１１１における端子台１１、端子台１２、コンバータ２１およびＰＶ用リレー３１とそれぞれ同様である。

電力変換装置１０１におけるキャパシタ２５、インバータ２６および連系リレー３２の構成および動作は、図１に示す電力変換装置９０１におけるキャパシタ２５、インバータ２６および連系リレー３２とそれぞれ同様である。

電力変換装置１０１におけるインバータ２６は、キャパシタ２５の第１端に接続された第１端と、キャパシタ２５の第２端に接続された第２端と、第３端と、第４端と、第５端とを有する。

連系リレー３２におけるスイッチ３２Ａは、インバータ２６の第３端に接続された第１端と、第２端とを有する。スイッチ３２Ｂは、インバータ２６の第４端に接続された第１端と、第２端とを有する。スイッチ３２Ｃは、インバータ２６の第５端に接続された第１端と、第２端とを有する。

端子台１２における端子１２Ａは、連系リレー３２におけるスイッチ３２Ａの第２端、およびトランスＴ１における２次側コイルＬ２の第１端に接続されている。端子１２Ｂは、スイッチ３２Ｂの第２端、およびトランスＴ１における中性点に接続されている。端子１２Ｃは、スイッチ３２Ｃの第２端、および２次側コイルＬ２の第２端に接続されている。

端子台１３における端子１３Ａは、インバータ２６の第３端に接続されている。端子１３Ｂは、インバータ２６の第４端に接続されている。端子１３Ｃは、インバータ２６の第５端に接続されている。

端子台１３における端子１３Ａ，１３Ｂ間には、特定負荷５１Ｃが接続されている。端子１３Ｂ，１３Ｃ間には、特定負荷５１Ｄが接続されている。端子１３Ｃ，１３Ａ間には、特定負荷５１Ｅが接続されている。

制御部６１は、制御信号Ｓ２を連系リレー３２へ出力することにより、連系リレー３２のオン状態およびオフ状態を切り替えることが可能である。

連系リレー３２は、制御部６１の制御に従って自己のスイッチ３２Ａ，３２Ｂ，３２Ｃをオンまたはオフすることにより、インバータ２６と電力系統とを、オン状態において電気的に接続し、またオフ状態において電気的に絶縁する。

また、制御部６１は、制御信号Ｓ３をインバータ２６へ出力することによりインバータ２６における図示しないスイッチ素子を制御する。

インバータ２６は、制御部６１の制御に従って、コンバータ２１からキャパシタ２５を介して受けた直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を連系リレー３３および自立リレー３４へ出力する。

ここで、インバータ２６における第３端および第５端から出力される交流電力の電圧は、２００ボルトである。また、インバータ２６における第３端および第４端、ならびに第４端および第５端から出力される交流電力の電圧は、１００ボルトである。

制御部６１は、昼モードにおいて、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２をそれぞれオン状態およびオフ状態に設定するとともに、コンバータ２１およびインバータ２６を自立運転で動作させる。

一方、制御部６１は、夜モードにおいて、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２をそれぞれオフ状態およびオン状態に設定する。

［単相３線の変形例１］
図８は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例の構成を示す図である。

図８を参照して、系統連系システム３０１の変形例である系統連系システム（電力変換システム）３０１Ａは、図６に示す系統連系システム３０１と比べて、電力変換装置１０１の代わりに電力変換装置１０１Ａを備え、さらに、蓄電池６と、ＨＥＭＳ（ＨｏｍｅＥｎｅｒｇｙＭａｎａｇｅｍｅｎｔＳｙｓｔｅｍ）（制御装置）１５１とを備える。

ＨＥＭＳ１５１は、たとえば天気予報情報を取得することが可能である。ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、インターネットに接続されており、天気予報情報を配信する配信サーバからインターネット経由で天気予報情報を取得する。

また、ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、蓄電池６と通信を行うことにより、蓄電池６の蓄電残量を示す残量情報を取得することが可能である。

また、ＨＥＭＳ１５１は、電力変換装置１０１Ａと無線通信を行うことが可能である。なお、ＨＥＭＳ１５１は、電力変換装置１０１Ａと有線通信を行うことが可能な構成であってもよい。

蓄電池６は、たとえば、太陽光発電部１の出力電力および電力系統からの電力を蓄積可能である。より詳細には、蓄電池６は、電力変換装置１０１Ａから受ける直流電力を化学エネルギーとして蓄積することが可能である。

また、蓄電池６は、蓄積した化学エネルギーを用いて直流電力を生成し、生成した直流電力を電力変換装置１０１Ａへ出力することが可能である。蓄電池６における直流電力の入出力は、電力変換装置１０１Ａの制御に従って行われる。

なお、系統連系システム３０１Ａでは、１つの蓄電池６が設けられているが、これに限定するものではなく、複数の蓄電池６が設けられてもよい。

図９は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例における電力変換装置の構成を示す図である。

図９を参照して、電力変換装置１０１Ａは、図７に示す電力変換装置１０１と比べて、さらに、端子台１４と、コンバータ２２とを備える。

電力変換装置１０１Ａにおける端子台１１，１２，１３、コンバータ２１、キャパシタ２５、インバータ２６、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２の構成および動作は、図７に示す電力変換装置１０１における端子台１１，１２，１３、コンバータ２１、キャパシタ２５、インバータ２６、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２とそれぞれ同様である。

インバータ２６は、制御部６１の制御に従って、太陽光発電部１からキャパシタ２５を介して受けた直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を単相３線で連系リレー３２および特定負荷５１へ出力する。

また、インバータ２６は、制御部６１の制御に従って、電力系統から連系リレー３２を介して受けた交流電力を直流電力に変換し、変換した直流電力をコンバータ２２へ出力する。

端子台１４は、蓄電池６における正側端子に接続された端子１４Ａと、蓄電池６における負側端子に接続された端子１４Ｂとを含む。

コンバータ２２は、端子台１４における端子１４Ａに接続された第１端と、端子１４Ｂに接続された第２端と、キャパシタ２５の第１端に接続された第３端と、キャパシタ２５の第２端に接続された第４端とを有する。

制御部６１は、制御信号Ｓ５をコンバータ２２へ出力することによりコンバータ２２における図示しないスイッチ素子を制御する。

コンバータ２２は、制御部６１の制御に従って、蓄電池６から受けた直流電力の電圧を変換することが可能である。ここでは、コンバータ２２は、当該直流電力の電圧を昇圧し、昇圧後の直流電力をインバータ２６へ出力する。この場合、蓄電池６は、電力変換装置１０１Ａへ直流電力を放電する。

また、コンバータ２２は、制御部６１の制御に従って、コンバータ２１およびインバータ２６から受けた直流電力の電圧を変換することが可能である。ここでは、コンバータ２２は、当該直流電力の電圧を降圧し、降圧後の直流電力を蓄電池６へ出力する。この場合、蓄電池６には、電力変換装置１０１Ａからの直流電力が充電される。

なお、電力変換装置１０１Ａでは、端子台１４およびコンバータ２２の組が１つ設けられているが、これに限定するものではなく、複数の蓄電池６が設けられる場合、蓄電池６に対応して複数の上記組が設けられてもよい。

図１０は、図８に示す系統連系システムの変形例の適用例の構成を示す図である。

図１０を参照して、系統連系システム（電力変換システム）３０１Ｂでは、図８に示す特定負荷５１Ｅの具体例として、電気式給湯器５１Ａが設けられる。

電気式給湯器５１Ａは、交流２００ボルトで動作し、具体的にはエコキュート（登録商標）である。より詳細には、電気式給湯器５１Ａは、水を蓄積するタンクを有し、電力変換装置１０１Ａから受ける交流電力を用いてヒートポンプを動作させることにより、タンクに蓄積された水の温度を上昇させる蓄熱動作ＨＳＡを行う。

電気式給湯器５１Ａにおける蓄熱動作ＨＳＡのオンおよびオフは、たとえばＨＥＭＳ１５１によって切り替え可能である。

図１１は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムにおけるＨＥＭＳが予測する各数値の一例を示す図である。

図９〜図１１を参照して、ここでは、系統連系システム３０１ＢにおけるＨＥＭＳ１５１および制御部６１の動作を説明する。また、太陽光発電部１の発電電力を４キロワットとする。また、蓄電池６の満充電量を１０キロワット時とする。

ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、太陽光発電部１の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する負荷の電力消費予測情報を取得する。

具体的には、ＨＥＭＳ１５１は、電気式給湯器５１Ａの予定消費電力量を電力消費予測情報として算出する。

より詳細には、ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、電気式給湯器５１Ａにおける消費電力量の計測結果を定期的に取得し、取得した計測結果に基づいて、１日当たりの消費電力量を算出する。

なお、１日当たりの消費電力量は、計測結果に基づいて算出される値に限らず、電気式給湯器５１Ａにおけるタンク内にお湯を満タンにするための消費電力量であってもよいし、過去の湯量の使用量に基づいて算出されてもよい。

この例では、ＨＥＭＳ１５１は、算出した１日当たりの消費電力量を予定消費電力量として８キロワット時と設定する（図１１参照）。

また、ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、太陽光発電部１の発電予測情報を取得する。具体的には、ＨＥＭＳ１５１は、発電予測情報の一例である太陽光発電部１の発電電力量の前日予測値を予測する。

より詳細には、ＨＥＭＳ１５１は、配信サーバからインターネット経由で天気予報情報を取得し、取得した天気予報情報に基づいて、翌日における太陽光発電部１の発電電力量を算出する。

具体的には、ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、初夏において翌日の天気予報が晴れの場合、翌日における太陽光発電部１の発電電力量を２０キロワット時と予測する。一方、ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、初冬において翌日の天気予報が雨天の場合、ゼロキロワット時と予測する。また、ＨＥＭＳ１５１は、他の季節および他の天気の場合、季節および天気に応じた発電電力量を予測する。

そして、ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、取得した消費予測情報および発電予測情報に基づいて蓄電池６の蓄電残量を調整する。

具体的には、ＨＥＭＳ１５１は、翌日の発電電力量をゼロキロワット時と予測した場合、電気式給湯器５１Ａへの供給電源が蓄電池６だけになるため、蓄電残量の前日準備値として１０キロワット時と算出する。予定消費電力量の８キロワット時に対して前日準備値が２キロワット時多いのは、予備分を含めているからである。したがって、蓄電残量の前日準備値として、もう少し小さい値を算出することも可能である。

また、ＨＥＭＳ１５１は、翌日の発電電力量を５キロワット時と予測した場合、蓄電残量の前日準備値として５．５キロワット時と算出する。たとえば、天気予報が外れて翌日の発電電力量が２．５キロワット時しかない場合においても、予定消費電力量の８キロワット時を賄うことができる。また、天気予報が外れて翌日の発電電力量が１０キロワット時になった場合においても、予定消費電力量の８キロワット時を賄い、かつ余りの２キロワット時を蓄電池６に充電することができる。

また、ＨＥＭＳ１５１は、翌日の発電電力量を２０キロワット時と予測した場合、蓄電残量の前日準備値として１キロワット時と算出する。これは、太陽光発電部１が、太陽光が雲により遮られると発電電力が低下する変動の大きいエネルギー源であるからである。

［系統連系システム３０１Ｂにおける夜モード］
ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、日の入りのタイミングにおいて、夜モードへの設定命令、および充電命令を示す命令情報Ｅ１を電力変換装置１０１Ａへ送信するとともに、電気式給湯器５１Ａの蓄熱動作ＨＳＡをオフする。

電力変換装置１０１Ａにおける制御部６１は、ＨＥＭＳ１５１と通信を行うことが可能であり、ＨＥＭＳ１５１から命令情報Ｅ１を受信すると、受信した命令情報Ｅ１に従って、自己の電力変換装置１１１を夜モードに設定する。

このとき、制御部６１は、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２をそれぞれオフ状態およびオン状態に設定する。

また、制御部６１は、命令情報Ｅ１に従って、インバータ２６およびコンバータ２２を連系動作させる。これにより、蓄電池６は、電力変換装置１０１Ａから受ける直流電力によって充電される。一方、電気式給湯器５１Ａは、蓄熱動作ＨＳＡがオフされたので、電力変換装置１０１Ａからの交流電力を消費しない。

ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、蓄電池６における蓄電量を監視し、蓄電池６における蓄電量が前日準備値に到達すると、充電停止命令を示す命令情報Ｈ１を電力変換装置１０１Ａへ送信する。

制御部６１は、ＨＥＭＳ１５１から命令情報Ｈ１を受信すると、受信した命令情報Ｈ１に従って、インバータ２６およびコンバータ２２の連系動作を停止させる。

［系統連系システム３０１Ｂにおける昼モード］
ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、日の出のタイミングにおいて、昼モードへの設定命令、および放電命令を示す制御情報Ｍ１を電力変換装置１０１Ａへ送信するとともに、電気式給湯器５１Ａの蓄熱動作ＨＳＡをオンする。

制御部６１は、ＨＥＭＳ１５１から命令情報Ｍ１を受信すると、受信した命令情報Ｍ１に従って、自己の電力変換装置１１１を昼モードに設定する。

このとき、制御部６１は、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２をそれぞれオン状態およびオフ状態に設定する。

また、制御部６１は、命令情報Ｍ１に従って、インバータ２６、コンバータ２１およびコンバータ２２を自立運転させる。これにより、太陽光発電部１の発電電力、および蓄電池６から放電された電力が、電気式給湯器５１Ａへ供給される。

このような構成により、電気式給湯器５１Ａは、昼間において、電力変換装置１０１Ａから受ける交流電力に基づく電力量を、熱に変換して蓄積することができる。

［単相２線の変形例１］
図１２は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例の構成を示す図である。

図１２を参照して、系統連系システム３１１の変形例である系統連系システム（電力変換システム）３１１Ａは、図３に示す系統連系システム３１１と比べて、電力変換装置１１１の代わりに電力変換装置１１１Ａを備え、さらに、蓄電池６と、ＨＥＭＳ１５１とを備える。

系統連系システム３１１Ａにおける蓄電池６およびＨＥＭＳ１５１の動作は、図１０に示す系統連系システム３０１Ａにおける蓄電池６およびＨＥＭＳ１５１とそれぞれ同様である。

電気式給湯器５１Ｆは、交流１００ボルトで動作し、具体的にはエコキュートである。電気式給湯器５１Ｆの動作は、図１０に示す電気式給湯器５１Ａと同様である。

図１３は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例における電力変換装置の構成を示す図である。

図１３を参照して、電力変換装置１１１Ａは、図４に示す電力変換装置１１１と比べて、さらに、端子台１４と、コンバータ２２とを備える。

電力変換装置１１１Ａにおける端子台１４およびコンバータ２２の構成および動作は、図９に示す電力変換装置１０１Ａにおける端子台１４およびコンバータ２２とそれぞれ同様である。

インバータ２７は、制御部６１の制御に従って、太陽光発電部１からキャパシタ２５を介して受けた直流電力を１００ボルトの交流電力に変換し、変換した交流電力を単相２線で連系リレー３３および自立リレー３４へ出力する。

また、インバータ２７は、制御部６１の制御に従って、電力系統から連系リレー３３を介して受けた交流電力を直流電力に変換し、変換した直流電力をコンバータ２２へ出力する。

［系統連系システム３１１Ａにおける夜モード］
電力変換装置１１１Ａにおける制御部６１は、ＨＥＭＳ１５１から命令情報Ｅ１を受信すると、受信した命令情報Ｅ１に従って、自己の電力変換装置１１１Ａを夜モードに設定する。

このとき、制御部６１は、ＰＶ用リレー３１、連系リレー３３および自立リレー３４をそれぞれオフ状態、オン状態およびオフ状態に設定する。

また、制御部６１は、命令情報Ｅ１に従って、インバータ２７およびコンバータ２２を連系動作させる。これにより、蓄電池６は、電力変換装置１１１Ａから受ける直流電力によって充電される。一方、電気式給湯器５１Ｆは、ＨＥＭＳ１５１の制御により蓄熱動作ＨＳＡがオフされるので、電力変換装置１１１Ａからの交流電力を消費しない。

また、制御部６１は、ＨＥＭＳ１５１から命令情報Ｈ１を受信すると、受信した命令情報Ｈ１に従って、インバータ２７およびコンバータ２２の連系動作を停止させる。

［系統連系システム３１１Ａにおける昼モード］
制御部６１は、ＨＥＭＳ１５１から命令情報Ｍ１を受信すると、受信した命令情報Ｍ１に従って、自己の電力変換装置１１１Ａを昼モードに設定する。

このとき、制御部６１は、ＰＶ用リレー３１、連系リレー３３および自立リレー３４をそれぞれオン状態、オフ状態およびオン状態に設定する。

また、制御部６１は、命令情報Ｍ１に従って、インバータ２７、コンバータ２１およびコンバータ２２を自立運転させる。これにより、太陽光発電部１の発電電力、および蓄電池６から放電された電力が、電気式給湯器５１Ｆへ供給される。

このような構成により、電気式給湯器５１Ｆは、昼間において、電力変換装置１１１Ａから受ける交流電力に基づく電力量を、熱に変換して蓄積することができる。

［単相３線の変形例２］
図１４は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例の構成を示す図である。

図１４を参照して、系統連系システム３０１の変形例である系統連系システム（電力変換システム）３０１Ｃは、図６に示す系統連系システム３０１と比べて、電力変換装置１０１の代わりに電力変換装置１０１Ｃを備え、さらに、蓄電池６と、ＨＥＭＳ１５１とを備える。

系統連系システム３０１Ｃにおける蓄電池６およびＨＥＭＳ１５１の動作は、図１０に示す系統連系システム３０１Ｂにおける蓄電池６およびＨＥＭＳ１５１とそれぞれ同様である。

電気式給湯器５１Ｇは、直流電力で動作し、具体的にはエコキュートである。電気式給湯器５１Ｇは、電力変換装置１０１Ｃから直流電力を受けるための正側端子および負側端子を有する。電気式給湯器５１Ｇの動作は、図１０に示す電気式給湯器５１Ａと同様である。

図１５は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例における電力変換装置の構成を示す図である。

図１５を参照して、電力変換装置１０１Ｃは、図７に示す電力変換装置１０１と比べて、端子台１３の代わりに、端子台１４と、端子台（第２の接続部）１５と、コンバータ２２，２２とを備える。

電力変換装置１０１Ｃにおける端子台１１，１２、コンバータ２１、キャパシタ２５、インバータ２６、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２の構成および動作は、図７に示す電力変換装置１０１における端子台１１，１２、コンバータ２１、キャパシタ２５、インバータ２６、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２とそれぞれ同様である。

電力変換装置１０１Ｃにおける端子台１４およびコンバータ２２の構成および動作は、図９に示す電力変換装置１０１Ａにおける端子台１４およびコンバータ２２とそれぞれ同様である。

端子台１５は、電気式給湯器５１Ｇにおける正側端子に接続された端子１５Ａと、負側端子に接続された端子１５Ｂとを含む。

コンバータ２３は、端子台１５における端子１５Ａに接続された第１端と、端子１５Ｂに接続された第２端と、キャパシタ２５の第１端に接続された第３端と、キャパシタ２５の第２端に接続された第４端とを有する。

制御部６１は、制御信号Ｓ６をコンバータ２３へ出力することによりコンバータ２３における図示しないスイッチ素子を制御する。

コンバータ２３は、制御部６１の制御に従って、コンバータ２１、コンバータ２２およびインバータ２６から受けた直流電力の電圧を変換することが可能である。ここでは、コンバータ２３は、当該直流電力の電圧を降圧し、降圧後の直流電力を電気式給湯器５１Ｇへ出力する。この場合、電気式給湯器５１Ｇには、電力変換装置１０１Ｃからの直流電力が供給される。

［電力変換装置１０１Ｃにおける夜モード］
電力変換装置１０１Ｃにおける制御部６１は、ＨＥＭＳ１５１から命令情報Ｅ１を受信すると、受信した命令情報Ｅ１に従って、自己の電力変換装置１０１Ｃを夜モードに設定する。

また、制御部６１は、命令情報Ｅ１に従って、インバータ２６、コンバータ２２およびコンバータ２３を連系動作させる。これにより、蓄電池６は、電力変換装置１０１Ｃから受ける直流電力によって充電される。一方、電気式給湯器５１Ｇは、ＨＥＭＳ１５１の制御により蓄熱動作ＨＳＡがオフされるので、電力変換装置１０１Ｃからの直流電力を消費しない。

なお、制御部６１がコンバータ２３を連系動作させない構成により、ＨＥＭＳ１５１が蓄熱動作ＨＳＡをオフする代わりに、電力変換装置１０１Ｃから電気式給湯器５１Ｇへの直流電力の供給を停止してもよい。

また、制御部６１は、ＨＥＭＳ１５１から命令情報Ｈ１を受信すると、受信した命令情報Ｈ１に従って、インバータ２６、コンバータ２２およびコンバータ２３の連系動作を停止させる。

［系統連系システム３０１Ｃにおける昼モード］
制御部６１は、ＨＥＭＳ１５１から命令情報Ｍ１を受信すると、受信した命令情報Ｍ１に従って、自己の電力変換装置１０１Ｃを昼モードに設定する。

このとき、制御部６１は、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２をオン状態およびオフ状態に設定する。

また、制御部６１は、命令情報Ｍ１に従って、コンバータ２１、コンバータ２２およびコンバータ２３を自立運転させる。これにより、太陽光発電部１の発電電力、および蓄電池６から放電された電力が、電気式給湯器５１Ｇへ供給される。

このような構成により、電気式給湯器５１Ｇは、昼間において、電力変換装置１０１Ｃから受ける直流電力に基づく電力量を、熱に変換して蓄積することができる。

［単相３線の変形例３］
図１６は、本発明の実施の形態に係る系統連系システムの変形例の構成を示す図である。

図１６を参照して、系統連系システム３０１の変形例である系統連系システム（電力変換システム）３０１Ｄは、図６に示す系統連系システム３０１と比べて、電力変換装置１０１の代わりに電力変換装置１０１Ａを備え、さらに、蓄電池６と、ＨＥＭＳ１５１とを備える。

系統連系システム３０１Ｄにおける蓄電池６、電力変換装置１０１ＡおよびＨＥＭＳ１５１の動作は、図１０に示す系統連系システム３０１Ｂにおける蓄電池６、電力変換装置１０１ＡおよびＨＥＭＳ１５１とそれぞれ同様である。

系統連系システム３０１Ｄでは、図６に示す特定負荷５１Ｅの具体例として、電気式給湯器５１Ａおよび蓄熱暖房器５１Ｂが設けられる。

系統連系システム３０１Ｄにおける電気式給湯器５１Ａの動作は、図１０に示す系統連系システム３０１Ｂにおける電気式給湯器５１Ａと同様である。

蓄熱暖房器５１Ｂは、交流２００ボルトで動作し、具体的には暖吉くん（登録商標）である。より詳細には、蓄熱暖房器５１Ｂは、蓄熱体を有し、電力変換装置１０１Ａから受ける交流電力を用いて蓄熱体の温度を上昇させる蓄熱動作ＨＳＢを行う。

蓄熱暖房器５１Ｂにおける蓄熱動作ＨＳＢのオンおよびオフは、たとえばＨＥＭＳ１５１によって切り替え可能である。

［系統連系システム３０１Ｄにおける夜モード］
ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、日の入りのタイミングにおいて、命令情報Ｅ１を電力変換装置１０１Ａへ送信するとともに、電気式給湯器５１Ａの蓄熱動作ＨＳＡ、および蓄熱暖房器５１Ｂの蓄熱動作ＨＳＢの両方をオフする。

［系統連系システム３０１Ｄにおける昼モード］
ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、日の出のタイミングにおいて、制御情報Ｍ１を電力変換装置１０１Ａへ送信するとともに、電気式給湯器５１Ａの蓄熱動作ＨＳＡ、および蓄熱暖房器５１Ｂの蓄熱動作ＨＳＢの両方をオンする。

なお、本発明の実施の形態に係る電力変換装置１１１（図４参照）は、端子台１１，１２，１６と、コンバータ２１と、キャパシタ２５と、インバータ２７と、ＰＶ用リレー３１と、連系リレー３３と、自立リレー３４と、制御部６１とを備える構成であるとしたが、これに限定するものではない。電力変換装置１１１は、端子台１１と、キャパシタ２５と、インバータ２７と、ＰＶ用リレー３１と、連系リレー３３とを備える最小構成要素により、簡易な構成で、太陽光発電装置の劣化を抑制するという本発明の目的を達成することが可能である。具体的には、たとえば、太陽光発電部１からの直流電力の電圧が十分大きい場合、昇圧のためのコンバータ２１を設けなくても、インバータ２７は、適正な交流電力を生成可能である。

同様に、本発明の実施の形態に係る電力変換装置１０１（図７参照）は、端子台１１，１２，１３と、コンバータ２１と、キャパシタ２５と、インバータ２６と、ＰＶ用リレー３１と、連系リレー３２と、制御部６１とを備える構成であるとしたが、これに限定するものではない。電力変換装置１０１は、端子台１１と、キャパシタ２５と、インバータ２６と、ＰＶ用リレー３１と、連系リレー３２とを備える最小構成要素により、簡易な構成で、太陽光発電装置の劣化を抑制するという本発明の目的を達成することが可能である。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換装置では、端子台１１が設けられる構成であるとしたが、これに限定するものではない。電力変換装置１０１において端子台１１が設けられない構成であってもよい。この場合、たとえば、正側線ＰＬｐ１、ＰＬｍ１がＰＶ用リレー３１に直接接続され、負側線ＰＬｍ１とＰＶ用リレー３１との接続部分で接地される。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換装置では、制御部６１が電力変換装置１０１，１１１の内部に設けられる構成であるとしたが、これに限定するものではない。制御部６１が電力変換装置１０１，１１１の外部に設けられる構成であってもよい。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換装置では、電力変換装置１０１，１１１は、特定負荷５１と接続される構成であるとしたが、これに限定するものではない。電力変換装置１０１，１１１は、特定負荷５１と接続されない構成であってもよい。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換装置では、制御部６１がＰＶ用リレー３１および連系リレー３２，３３を制御する構成であるとしたが、これに限定するものではない。たとえば、ユーザが、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２，３３を手動で操作する構成であってもよい。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換装置では、ＨＥＭＳ１５１が蓄電池６の蓄電残量を調整する構成であるとしたが、これに限定するものではない。制御部６１が蓄電池６の蓄電残量を調整する構成であってもよい。

また、本発明の実施の形態に係る系統連系システム３１１（図３参照）は、太陽光発電部１と、電力変換装置１１１と、特定負荷５１とを備える構成であるとしたが、これに限定するものではない。系統連系システム３１１は、端子台１１と、キャパシタ２５と、インバータ２７と、ＰＶ用リレー３１と、連系リレー３３と、制御部６１とを含む電力変換装置を備える最小構成要素により、簡易な構成で、太陽光発電装置の劣化を抑制するという本発明の目的を達成することが可能である。

また、本発明の実施の形態に係る系統連系システム３０１（図６参照）は、太陽光発電部１と、電力変換装置１０１と、特定負荷５１Ｃ，５１Ｄ，５１Ｅとを備える構成であるとしたが、これに限定するものではない。系統連系システム３０１は、端子台１１と、キャパシタ２５と、インバータ２６と、ＰＶ用リレー３１と、連系リレー３２と、制御部６１とを含む電力変換装置を備える最小構成要素により、簡易な構成で、太陽光発電装置の劣化を抑制するという本発明の目的を達成することが可能である。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換システムでは、制御部６１がＰＶ用リレー３１および連系リレー３２，３３を制御する構成であるとしたが、これに限定するものではない。たとえば、ＨＥＭＳ１５１が、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３２，３３を制御する構成であってもよい。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換システムでは、ＨＥＭＳ１５１は、消費予測情報および発電予測情報に基づいて蓄電池６の蓄電残量を調整する構成であるとしたが、これに限定するものではない。ＨＥＭＳ１５１は、蓄電池６の蓄電残量を調整しない構成であってもよい。この場合、ＨＥＭＳ１５１は、たとえば、毎夜間において蓄電池６の蓄電残量が所定値になるように充電させる。

ところで、たとえば、特許文献１に記載の太陽電池ストリングがグランドに対して電位を有する場合、太陽光発電装置におけるセルが劣化し、太陽光発電装置の出力が低下することがある。

具体的には、非特許文献１に記載されているように、金属フレームとのより大きな電位差が発生する陰極に近い太陽電池モジュールにおいてＰＩＤが発生し、太陽光発電装置の出力が低下する。このようなＰＩＤ等の太陽光発電装置の劣化を抑制するための技術が求められる。

これに対して、本発明の実施の形態に係る電力変換装置１１１では、インバータ２７は、太陽光発電部１から受けた直流電力を交流電力に変換する。ＰＶ用リレー３１は、太陽光発電部１とインバータ２７との間に接続される。連系リレー３３は、インバータ２７と電力系統との間に接続される。そして、第１の接続部は、太陽光発電部１およびインバータ２７を電気的に接続する負側線ＰＬｍ１，Ｗｍ１負側線を太陽光発電部１およびＰＶ用リレー３１の間において接地する。

このように、太陽光発電部１およびＰＶ用リレー３１の間において負側線ＰＬｍ１，Ｗｍ１を接地するための第１の接続部が設けられる構成により、ＰＶ用リレー３１の開閉状態に関わらず、太陽光発電部１の電位をグランドと同電位にすることができる。これにより、たとえば接地された金属フレームに対して負の電位を有する場合に劣化の進行する太陽電池モジュールに対して、ＰＩＤの進行を抑制することができる。また、たとえば、電力系統と電力変換装置１１１とが絶縁されておらず、電力系統から第１の接続部を介して地絡電流が流れる回路構成であっても、連系リレー３３を開くことで、地絡電流を防ぐことができる。したがって、簡易な構成で、太陽光発電装置の劣化を抑制することができる。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換装置１１１では、端子台１６は、太陽光発電部１の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する特定負荷５１とインバータ２７とを電気的に接続する。

このような構成により、たとえば、特定負荷５１を端子台１６に接続することで、ＰＶ用リレー３１が閉じている状態において太陽光発電部１の出力電力を特定負荷５１において有効に利用することができる。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換装置１１１では、制御部６１は、ＰＶ用リレー３１をオンするとともに連系リレー３３をオフする昼モード、およびＰＶ用リレー３１をオフするとともに連系リレー３３をオンする夜モードを切り替える。

このような構成により、たとえば、電力系統と電力変換装置１１１とが絶縁されていない状態における地絡電流を防ぎながら、太陽光発電部１からの発電電力および電力系統からの電力のいずれか一方を電力変換装置１１１へ供給することができる。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換装置１１１では、制御部６１は、太陽光発電部１の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する特定負荷５１の電力消費予測情報、および太陽光発電部１の発電予測情報を取得する。そして、制御部６１は、取得した電力消費予測情報および発電予測情報に基づいて、太陽光発電部１の出力電力および電力系統からの電力を蓄積可能な蓄電池６の蓄電残量を調整する。

このような構成により、たとえば、翌日の昼間における特定負荷５１の電力消費を満たすために必要な蓄電残量を、電力消費予測情報および発電予測情報に基づいて算出することができるので、夜間における電力系統から蓄電池６への充電量の過大および過少を防ぐことができる。これにより、蓄電池６への充電量の過大に起因する太陽光発電部１による発電電力量の過剰、および蓄電池６への充電量の過少に起因する翌日の昼間における特定負荷５１への電力供給不足を防ぐことができる。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換システム３１１は、電力変換装置１１１と、ＨＥＭＳ１５１とを備える。電力変換装置１１１は、太陽光発電部１から受けた直流電力を交流電力に変換するインバータ２７と、太陽光発電部１とインバータ２７との間に接続されるＰＶ用リレー３１と、インバータ２７と電力系統との間に接続される連系リレー３３と、太陽光発電部１およびインバータ２７を電気的に接続する負側線ＰＬｍ１，Ｗｍ１を太陽光発電部１およびＰＶ用リレー３１の間において接地するための第１の接続部とを含む。そして、ＨＥＭＳ１５１は、ＰＶ用リレー３１および連系リレー３３のオンおよびオフを制御する。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換システム３１１では、ＨＥＭＳ１５１は、ＰＶ用リレー３１をオンするとともに連系リレー３３をオフする昼モード、およびＰＶ用リレー３１をオフするとともに連系リレー３３をオンする夜モードを切り替える。

また、本発明の実施の形態に係る電力変換システム３１１は、さらに、太陽光発電部１の出力電力および電力系統からの電力を蓄積可能な蓄電池６を備える。そして、ＨＥＭＳ１５１は、太陽光発電部１の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する特定負荷５１の電力消費予測情報、および太陽光発電部１の発電予測情報を取得し、取得した電力消費予測情報および発電予測情報に基づいて蓄電池６の蓄電残量を調整する。

上記実施の形態は、すべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は、上記説明ではなく特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。

以上の説明は、以下に付記する特徴を含む。

［付記１］
電力変換装置であって、
太陽光発電部から受けた直流電力を交流電力に変換する電力変換部と、
前記太陽光発電部と前記電力変換部との間に接続される第１のスイッチと、
前記電力変換部と電力系統との間に接続される第２のスイッチと、
前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する負側線を前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において接地するための第１の接続部とを備え、
前記電力変換装置では、前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において端子台が前記第１の接続部として設けられ、
前記端子台は、第１の端子と、第２の端子と、第３の端子とを含み、
前記第１の端子は、前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する正側線を固定し、
前記第２の端子は、前記負側線を固定し、
前記第３の端子は、一端が接地された接地線を固定し、
前記第２の端子および前記第３の端子は、電気的に接続されている、電力変換装置。

［付記２］
電力変換装置と、
制御装置とを備え、
前記電力変換装置は、
太陽光発電部から受けた直流電力を交流電力に変換する電力変換部と、
前記太陽光発電部と前記電力変換部との間に接続される第１のスイッチと、
前記電力変換部と電力系統との間に接続される第２のスイッチと、
前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する負側線を前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において接地するための接続部とを含み、
前記制御装置は、前記第１のスイッチおよび前記第２のスイッチのオンおよびオフを制御し、
前記電力変換装置では、前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において端子台が前記第１の接続部として設けられ、
前記端子台は、第１の端子と、第２の端子と、第３の端子とを含み、
前記第１の端子は、前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する正側線を固定し、
前記第２の端子は、前記負側線を固定し、
前記第３の端子は、一端が接地された接地線を固定し、
前記第２の端子および前記第３の端子は、電気的に接続されている、電力変換システム。

［付記３］
前記電力変換部および前記電力系統は、非絶縁である、付記１または付記２に記載の電力変換装置。

１太陽光発電部
６蓄電池
１１端子台（第１の接続部）
１２端子台
１３端子台（第２の接続部）
１４端子台
１５端子台（第２の接続部）
１６端子台（第２の接続部）
２１，２２，２３コンバータ
２５キャパシタ
２６，２７インバータ（電力変換部）
３１ＰＶ用リレー（第１のスイッチ）
３２，３３連系リレー（第２のスイッチ）
３４自立リレー
４１一般負荷
５１特定負荷
６１制御部（制御装置）
７０筐体
９１制御部
１０１電力変換装置
１１１電力変換装置
１５１ＨＥＭＳ（制御装置）
３０１，３１１系統連系システム（電力変換システム）
９０１，９０１電力変換装置

Claims

太陽光発電部から受けた直流電力を交流電力に変換する電力変換部と、
前記太陽光発電部と前記電力変換部との間に接続される第１のスイッチと、
前記電力変換部と電力系統との間に接続される第２のスイッチと、
前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する負側線を前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において接地するための第１の接続部とを備える、電力変換装置。
前記電力変換装置は、さらに、
前記太陽光発電部の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する負荷と前記電力変換部とを電気的に接続するための第２の接続部を備える、請求項１に記載の電力変換装置。
前記電力変換装置は、さらに、
前記第１のスイッチをオンするとともに前記第２のスイッチをオフする第１のモード、および前記第１のスイッチをオフするとともに前記第２のスイッチをオンする第２のモードを切り替える制御部を備える、請求項１または請求項２に記載の電力変換装置。
前記電力変換装置は、さらに、
前記太陽光発電部の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する負荷の電力消費予測情報、および前記太陽光発電部の発電予測情報を取得し、取得した前記電力消費予測情報および前記発電予測情報に基づいて、前記太陽光発電部の出力電力および前記電力系統からの電力を蓄積可能な蓄電池の蓄電残量を調整する制御部とを備える、請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の電力変換装置。
電力変換装置と、
制御装置とを備え、
前記電力変換装置は、
太陽光発電部から受けた直流電力を交流電力に変換する電力変換部と、
前記太陽光発電部と前記電力変換部との間に接続される第１のスイッチと、
前記電力変換部と電力系統との間に接続される第２のスイッチと、
前記太陽光発電部および前記電力変換部を電気的に接続する負側線を前記太陽光発電部および前記第１のスイッチの間において接地するための接続部とを含み、
前記制御装置は、前記第１のスイッチおよび前記第２のスイッチのオンおよびオフを制御する、電力変換システム。
前記制御装置は、前記第１のスイッチをオンするとともに前記第２のスイッチをオフする第１のモード、および前記第１のスイッチをオフするとともに前記第２のスイッチをオンする第２のモードを切り替える、請求項５に記載の電力変換システム。
前記電力変換システムは、さらに、
前記太陽光発電部の出力電力および前記電力系統からの電力を蓄積可能な蓄電池を備え、
前記制御装置は、前記太陽光発電部の出力電力をエネルギーに変換して蓄積または消費する負荷の電力消費予測情報、および前記太陽光発電部の発電予測情報を取得し、取得した前記電力消費予測情報および前記発電予測情報に基づいて前記蓄電池の蓄電残量を調整する、請求項５または請求項６に記載の電力変換システム。