JP6142966B2 - エネルギーマネジメントシステム - Google Patents

Description

本発明は、家庭環境または工場等において発電された電力を使用するエネルギーマネジメントシステムに関する。

発電機、例えばソーラパネルで発電された電力を家庭環境等で使用する太陽光発電システムは、発電機で発電された電力または蓄電池に蓄電された電力を電力系統へ送電する直流電圧バス（以下、ＨＤＶＣバスと言う）を備えている。このＨＤＶＣバスには、ＰＶコンバータ、インバータおよび双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ等が接続される。ＰＶコンバータは、太陽光発電装置で生成された電力を所定の電圧で出力する。双方向ＤＣ−ＤＣコンバータには蓄電池が接続され、蓄電池とＨＤＶＣバスとの間で授受される直流電圧を所定の定電圧に変換する。このような太陽光発電システムにおいては、太陽光発電装置の発電量が増減することにより、ＨＤＶＣバス電圧が変動すると、インバータから一定の電力を安定して出力できない場合がある。

特許文献１には、直流バス（ＨＶＤＣバス）に、太陽光発電ユニット等、複数の電源ユニットが接続された電源システムが開示されている。この電源ユニットは、直流バス電圧に基づいて、直流バスとの間で授受する電力の授受量を自律的に決定する。特許文献１に記載の電源システムでは、各電源ユニットの電圧電流特性の傾きを変えることで、電源ユニットの出力電力量を調整し、直流バス電圧の変動を抑えている。

特開２００５−２２４００９号公報

しかしながら、特許文献１に記載のように、電圧電流特性の傾きを変えて直流バス電圧の変動を抑える方法では、制御が複雑であり、制御が安定せず、インバータから一定の電力を安定して出力できないおそれがある。

そこで、本発明の目的は、簡易な制御でインバータの出力電力を安定化できるエネルギーマネジメントシステムを提供することにある。

本発明に係るエネルギーマネジメントシステムは、直流電圧バスと、前記直流電圧バスに接続され、発電電力を前記直流電圧バスへ出力する発電装置と、前記直流電圧バスに接続され、前記直流電圧バスから直流電圧を入力し、または、前記直流電圧バスへ直流電圧を出力する双方向ＤＣ−ＤＣコンバータと、前記直流電圧バスに接続され、前記直流電圧バスから入力される直流電圧を交流電圧へ変換するインバータと、を備え、前記インバータと、前記双方向ＤＣ−ＤＣコンバータとは、それぞれの電流変化に対する電圧変化のゲインを等しくしてあり、前記発電装置の出力電流の変動に伴って、前記インバータまたは前記双方向ＤＣ-ＤＣコンバータの出力電力が変動した場合、前記インバータのゲイン特性に対する前記双方向ＤＣ−ＤＣコンバータのゲイン特性のオフセット、または、前記双方向ＤＣ-ＤＣコンバータのゲイン特性に対する前記インバータのゲイン特性のオフセットを調整し、前記インバータの出力電力を目標値に近づける制御部をさらに備えることを特徴とする。

この構成では、インバータと双方向ＤＣ-ＤＣコンバータとのゲインを同じにし、それぞれのゲイン特性のオフセットを調整することで、インバータの出力電力を目標値に近づけている。この場合、発電装置による発電量が低下（または増大）した場合であっても、インバータの出力電力を安定させることができる。そして、インバータの出力電力の安定制御は、ゲインの傾きを変えて制御する場合と比べて、簡易に行える。

本発明に係るエネルギーマネジメントシステムは、前記双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを複数備え、前記制御部は、複数の前記双方向ＤＣ−ＤＣコンバータそれぞれに対し、ゲイン特性のオフセットを調整するように構成してもよい。

この構成では、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータが複数設けられていても、簡易な制御でインバータの出力電力を安定させることができる。

本発明に係るエネルギーマネジメントシステムでは、前記発電装置は、太陽光発電装置であり、出力電力を最大化する電流および電圧の値を探索し、追従することが好ましい。

この構成では、環境（設置場所または天候等）によって発電量が変動する。発電装置から、環境に応じた最大電力を出力できる。

本発明によれば、インバータの出力電力を簡易な制御で安定化できる。

実施形態に係るエネルギーマネジメントシステムを示す図 発電装置、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータおよびインバータのゲイン特性を示す一例の図 発電装置、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータおよびインバータのゲイン特性を示す一例の図 発電装置、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータおよびインバータのゲイン特性を示す一例の図 制御部の制御ブロックを示す図 ＰＶコンバータの制御ブロックを示す図 双方向ＤＣ-ＤＣコンバータの制御ブロックを示す図 インバータの制御ブロックを示す図 別の例のエネルギーマネジメントシステムを示す図

図１は、本実施形態に係るエネルギーマネジメントシステム１を示す図である。

エネルギーマネジメントシステム１は、発電装置２０、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３０、インバータ４０および制御部５０を備えている。発電装置２０、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３０およびインバータ４０は、ＨＶＤＣバス１０に接続されている。

発電装置２０は、光発電パネル２１とＰＶコンバータ２２とを備えている。ＰＶコンバータ２２は、光発電パネル２１で発生した電力をＨＶＤＣバス１０へ出力する。なお、発電装置２０は、風力発電装置またはガス発電装置等であってもよい。

発電装置２０は、出力電圧および出力電流を検出し、出力電圧および出力電流に基づき、出力電力を最大にする最大電力点追従（MPPT：Maximum Power Point Tracking）制御を行う。発電装置２０は、環境（設置場所または天候等）によって発電量が変動する。発電装置２０は、出力する電流を変動させつつ、出力電圧および出力電流を検出し、出力電流の変動前後での電力（出力電流×出力電圧）を比較して、最大電力点を探索し、追従する。これにより、発電装置２０は、その時の環境に応じた最大電力を出力できる。

双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０には、蓄電池Ｂ１が接続されている。双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０は、ＰＶコンバータ２２からＨＶＤＣバス１０へ出力される直流電圧を変圧（昇圧又は降圧）し、蓄電池Ｂ１に充電する。また、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３０は、蓄電池Ｂ１に充電された直流電圧を変圧し、ＨＶＤＣバス１０へ出力する。なお、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０と蓄電池Ｂ１との間にスイッチを設け、例えば、蓄電池Ｂ１が満充電になった場合に、スイッチをオフするようにしてもよい。

インバータ４０は、開閉器Ｓ１，Ｓ２を介して、電力系統１０１と、分電盤１０２とに接続されている。分電盤１０２には、不図示のＡＣ出力端子（ＡＣコンセント等）が接続されている。そのＡＣ出力端子には、電子レンジ、洗濯機、エアコン等の負荷が接続される。開閉器Ｓ１，Ｓ２は、電力系統１０１に異常がない平時ではオンされる。また、電力系統１０１が異常（例えば、停電等）の場合には、開閉器Ｓ１，Ｓ２はオフされる。

インバータ４０は、ＨＶＤＣバス１０から入力された直流電圧を交流電圧に変換して電力系統１０１または分電盤１０２へ出力する。または、電力系統１０１から入力される交流電圧を直流電圧に変換する。なお、インバータ４０から電力系統１０１へ電力が供給される場合は、発電装置２０で発電した電力を電力会社に売電する場合である。

制御部５０は、電力系統１０１の異常の有無に応じて、開閉器Ｓ１，Ｓ２のオンオフ制御を行う。また、制御部５０は、ＨＶＤＣバス１０の電圧Ｖ_ＢＵＳを一定にする制御（以下、バス電圧調整制御と言う）を行う。発電装置２０は、環境によって発電量が変動する。このため、発電装置２０による発電量が小さい場合、発電装置２０からの出力電力が低く、ＨＶＤＣバス１０の電圧Ｖ_ＢＵＳは低下する。この場合、インバータ４０から電力系統１０１（または分電盤１０２）側へ出力される出力電力Ｐ_ＩＮＶも低下する。しかしながら、インバータ４０には電力系統１０１および分電盤１０２が接続されているため、インバータ４０からの出力電力Ｐ_ＩＮＶは一定であることが望まれる。そこで、制御部５０は、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶが変動した場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の電流電圧特性（ゲイン特性）を調整することで、出力電力Ｐ_ＩＮＶを目標値Ｐ_ＩＮＶ*に近づける。

なお、電圧Ｖ_ＢＵＳが一定である場合、発電装置２０（ＰＶコンバータ２２）の出力電力をＰ_ＰＶＣ、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力をＰ_ＢＤＤで表すと、Ｐ_ＩＮＶ＋Ｐ_ＰＶＣ＋Ｐ_ＢＤＤ＝０が成り立つ。この式において、Ｐ_ＩＮＶ，Ｐ_ＰＶＣ，Ｐ_ＢＤＤそれぞれは、各回路からＨＶＤＣバス１０側への方向を正としている。以下では、この状態を、ＨＶＤＣバス１０の平衡状態と言う。

以下では、図１に示すように、ＰＶコンバータ２２から出力される電流をＩ_ＰＶＣ、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０から出力される電流をＩ_ＢＤＤ、インバータ４０から出力される電流をＩ_ＩＮＶで表す。また、電流Ｉ_ＰＶＣ，Ｉ_ＢＤＤ，Ｉ_ＩＮＶは、各回路からＨＶＤＣバス１０側への方向を正とする。

図２、図３および図４は、発電装置２０、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０およびインバータ４０のゲイン特性を示す一例の図である。図２は、発電量が多い時での動作点を示す。図３は、発電量の少ない時での動作点を示す。図４は、制御部５０がバス電圧調整制御を行ったときの動作点を示す。

図２〜図４に示す横軸は、ＨＶＤＣバス１０の電流Ｉ_ＢＵＳ、縦軸は、ＨＶＤＣバス１０の電圧Ｖ_ＢＵＳである。また、図２〜図４に示す電圧Ｖ_ＣＴＲは、インバータ４０の入出力電流が０のときのＨＶＤＣバス１０の電圧設定値（例えば、３８０Ｖ）である。

本実施形態では、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲインと、インバータ４０のゲインとが等しくなるよう設定されている。ゲインとは、電流変化に対する電圧変化比である。すなわち、図２〜図４に示す双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０およびインバータ４０のゲイン特性の傾き（Ｒｄ）は等しい。インバータ４０のゲイン特性は、Ｖ_ＢＵＳ＝Ｖ_ＣＴＲ−Ｒｄ*Ｉ_ＢＵＳ（Ｉ_ＩＮＶ）で表せる。双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性は、Ｖ_ＢＵＳ＝Ｖ_ＣＴＲ＋ΔＶ−Ｒｄ*Ｉ_ＢＵＳ（Ｉ_ＢＤＤ）で表せる。ΔＶは、インバータ４０のゲイン特性に対する双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３０のゲイン特性のオフセットである。

また、発電装置２０（具体的には、ＰＶコンバータ２２）からは、常に一定の電力が出力される。環境によって発電装置２０の発電量が変動する場合、発電装置２０から出力される電力は変動する。例えば、晴天時に発電量が増大する場合には、電力も増大する。雨天時に発電量が減少する場合には、電力も減少する。

なお、図２〜図４に示す電圧Ｖ０は、発電装置２０による保護動作開始電圧である。図示しないが、ＨＶＤＣバス１０にはコンデンサが接続されている。発電装置２０からの出力電圧が異常に高い場合、このコンデンサが破壊される場合がある。このため、電圧Ｖ _ＢＵＳが電圧Ｖ０を超える場合には、発電装置２０は、出力する電流を下げる制御を行い、コンデンサを保護する。

図２に示す発電量が多い時では、電圧Ｖ１、電流Ｉ_ＰＶＣ１を出力するこのときのＰＶコンバータ２２の出力電力Ｐ_ＰＶＣ1は、Ｐ_ＰＶＣ1＝Ｖ１×Ｉ_ＰＶＣ１である。Ｖ_ＢＵＳ＝Ｖ１のとき、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０は電流Ｉ_ＢＤＤ１を出力し、インバータ４０は電流Ｉ_ＩＮＶ１を出力する。このときの双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３０の出力電力Ｐ_ＢＤＤ1は、Ｐ_ＢＤＤ1＝Ｖ１×Ｉ_ＢＤＤ１である。また、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶ1は、Ｐ_ＩＮＶ1＝Ｖ１×Ｉ_ＩＮＶ１である。Ｉ_ＢＤＤ１とＩ_ＩＮＶ１とは共に負の値であるため、Ｖ_ＢＵＳ＝Ｖ１の場合、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３０は蓄電池Ｂ１へ電力を出力し、インバータ４０は電力系統１０１（または分電盤１０２）側へ電力を出力する。

この図２において黒丸で示す状態は、所定電力を電力系統１０１または分電盤１０２へ供給している状態でのＨＶＤＣバス１０の平衡状態である。すなわち、Ｐ_ＩＮＶ１＋Ｐ_ＰＶＣ１＋Ｐ_ＢＤＤ１＝０である。本実施形態では、制御部５０は、目標値Ｐ_ＩＮＶ*＝Ｐ_ＩＮＶ１とし、インバータ４０から電力Ｐ_ＩＮＶ1が常時出力されるよう、バス電圧調整制御を行う。

図３に示す発電量の少ない時では、発電装置２０による発電量は低下するため、ＰＶコンバータ２２のゲイン特性は、破線で示す波形から実線で示す波形へと変化する。このときのＰＶコンバータ２２の出力電力をＰ_ＰＶＣ２で表す。インバータ４０から目標値である電力Ｐ_ＩＮＶ１を出力させる場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力をＰ_ＢＤＤ１で表すと、Ｐ_ＩＮＶ１＋Ｐ_ＰＶＣ１＋Ｐ_ＢＤＤ１＝０と、Ｐ_ＰＶＣ２＜Ｐ_ＰＶＣ１との関係から、Ｐ_ＩＮＶ１＋Ｐ_ＰＶＣ２＋Ｐ_ＢＤＤ１≠０であり、ＨＶＤＣバス１０が平衡状態とならない。

したがって、発電装置２０による発電量が低下した場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０およびインバータ４０の出力電力は絞られる。このときの双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力をＰ_ＢＤＤ２（＝Ｖ２×Ｉ_ＢＤＤ２）、インバータ４０の出力電力をＰ_ＩＮＶ２（＝Ｖ２×Ｉ_ＩＮＶ２）で表すと、｜Ｐ_ＢＤＤ２｜＜｜Ｐ_ＢＤＤ１｜、｜Ｐ_ＩＮＶ２｜＜｜Ｐ_ＩＮＶ１｜である。

そこで、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶが目標値Ｐ_ＩＮＶ*（＝Ｐ_ＩＮＶ1）から減少した場合、制御部５０は、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力Ｐ_ＢＤＤを増加させることで、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶを増加させる。制御部５０は、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力Ｐ_ＢＤＤを調整するために、オフセットΔＶを調整する。なお、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶが目標値Ｐ_ＩＮＶ*（＝Ｐ_ＩＮＶ1）から増加した場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力Ｐ_ＢＤＤを減少させることで、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶを減少させる。

図４では、オフセットΔＶを調整した双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性を示している。出力電力Ｐ_ＩＮＶが減少したインバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶを目標値Ｐ_ＩＮＶ*（＝Ｐ_ＩＮＶ）にする。この場合、インバータ４０の出力電圧Ｖ_ＩＮＶは、Ｖ_ＩＮＶ＝Ｖ１である。Ｖ_ＢＤＤ＝Ｖ１のとき、オフセットΔＶが調整された双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０からは電流Ｉ_ＢＤＤ３が出力される。Ｉ_ＢＤＤ３＞Ｉ_ＢＤＤ２であるため、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力Ｐ_ＢＤＤ３は、図３での出力電力Ｐ_ＢＤＤ２から増加する。このように、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性のオフセットΔＶを調整することで、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力Ｐ_ＢＤＤ３を調整でき、その結果、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶを目標値Ｐ_ＩＮＶ*に近づけることができる。

なお、ＭＰＰＴ制御を行う発電装置２０から出力される電力Ｐ_ＰＶＣは一定である。したがって、図４において、ＰＶコンバータ２２の出力電圧Ｖ_ＰＶＣ（ＨＶＤＣバス１０の電圧Ｖ_ＢＵＳ）がＶ２からＶ１に増加することに伴い、ＰＶコンバータ２２のゲイン特性は、破線で示す波形から実線で示す波形へと変化し、ＰＶコンバータ２２の出力電流Ｉ_ＰＶＣは減少する。

図５は、制御部５０の制御ブロックを示す図である。制御部５０が備えるコントローラ５１は、検出したインバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶと、目標値Ｐ_ＩＮＶ*とを比較し、オフセットΔＶを双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３０へ出力する。

ＨＶＤＣバス１０が平衡状態では、Ｐ_ＩＮＶ＋Ｐ_ＰＶＣ＋Ｐ_ＢＤＤ＝０が成り立つ。また、ＭＰＰＴ制御を行う発電装置２０から出力される電力Ｐ_ＰＶＣは一定である。したがって、図３に示すように、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶが目標値Ｐ_ＩＮＶ*（＝Ｐ_ＩＮＶ1）から減少した場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力Ｐ_ＢＤＤを増加させて、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶを増加させる。図３の場合、インバータ４０の出力電力は、ΔＰ_ＩＮＶ＝Ｐ_ＩＮＶ*−Ｐ_ＩＮＶ２だけ増加させる必要がある。コントローラ５１は、出力電力Ｐ_ＩＮＶと、目標値Ｐ_ＩＮＶ*との誤差がゼロとなるまで出力電力Ｐ_ＩＮＶを増加させることで、オフセットΔＶを調整する。

図６は、ＰＶコンバータ２２の制御ブロックを示す図である。ＰＶコンバータ２２は、ＭＰＰＴ制御部２２１、電流制御部２２２およびコンバータ部２２３を有している。

ＭＰＰＴ制御部２２１には、コンバータ部２２３から出力される電圧Ｖ_ＰＶＣおよび電流Ｉ_ＰＶＣの値がフィードバックされる。ＭＰＰＴ制御部２２１は、電圧Ｖ_ＰＶＣおよび電流Ｉ_ＰＶＣに基づき、出力電力を最大にする最大電力点追従制御を行う。ＭＰＰＴ制御部２２１は、出力電流Ｉ_ＰＶＣを変動させつつ、出力電流Ｉ_ＰＶＣおよび出力電圧Ｖ_ＰＶＣを検出し、出力電流Ｉ_ＰＶＣの変動前後での電力を比較して、最大電力点となる電流Ｉref1を探索する。

電流制御部２２２は、ＭＰＰＴ制御部２２１により設定（探索）された電流Ｉref1と、コンバータ部２２３の出力電流Ｉ_ＰＶＣとを比較した結果に基づいて、コンバータ部２２３をＰＷＭ制御し、コンバータ部２２３の出力電流Ｉ_ＰＶＣを電流Ｉref1に一致させる。

図７は、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の制御ブロックを示す図である。双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０は、電圧制御部３０１、電流制御部３０２およびコンバータ部３０３を有している。

電圧制御部３０１は、算出される電圧Ｖref2と、コンバータ部３０３の出力電圧Ｖ_ＢＤＤとを比較して、誤差がゼロとなるよう電流Ｉref2を調整する。なお、電圧Ｖref2は、Ｖref2＝Ｖ_ＣＴＲ＋ΔＶ−Ｒd*Ｉ_ＢＤＤにより算出される。ΔＶは、制御部５０から入力される。

電流制御部３０２は、電圧制御部３０１により算出された電流Ｉref2と、コンバータ部３０３の出力電流Ｉ_ＢＤＤとを比較した結果に基づいて、コンバータ部３０３をＰＷＭ制御し、コンバータ部３０３の出力電流Ｉ_ＢＤＤを電流Ｉref2に一致させる。

図８は、インバータ４０の制御ブロックを示す図である。インバータ４０は、電圧制御部４０１、電流制御部４０２およびインバータ部４０３を有している。

電圧制御部４０１は、算出される電圧Ｖref3と、インバータ部４０３の出力電圧Ｖ_ＩＮＶとに基づき、インバータ部４０３に電圧Ｖref3を出力させるための電流Ｉref3を算出する。電圧Ｖref3は、Ｖref3＝Ｖ_ＣＴＲ−Ｒd*Ｉ_ＢＤＤにより算出される。

電流制御部４０２は、電圧制御部４０１により算出された電流Ｉref3と、インバータ部４０３の出力電流Ｉ_ＩＮＶとを比較した結果に基づいて、インバータ部４０３をＰＷＭ制御し、インバータ部４０３の出力電流Ｉ_ＩＮＶを電流Ｉref3に一致させる。インバータ部４０３は、直流電圧を交流電圧に変換する。

以上説明したように、本実施形態では、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性のオフセットΔＶを調整することで、インバータ４０の出力電力を目標値と同じにする。なお、オフセットΔＶの算出は、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０内で行うようにしてもよい。

また、本実施形態では、インバータ４０の出力を検出し、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性を調整しているが、インバータ４０の出力を検出し、インバータ４０のゲイン特性を調整するようにしてもよい。この場合に、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３０のゲイン特性は固定であり、算出するオフセットΔＶは、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータ３０のゲイン特性に対するインバータ４０のゲイン特性のオフセットである。この構成では、出力の検出およびオフセットΔＶの算出等の処理をインバータ４０内で完結できるため、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０とインバータ４０とで通信する必要がない。

また、本実施形態では、インバータ４０の出力電力Ｐ_ＩＮＶと、目標値Ｐ_ＩＮＶ*とから、オフセットΔＶを算出しているが、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力Ｐ_ＢＤＤと、目標値Ｐ_ＢＤＤ*とオフセットΔＶを算出してもよい。この場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力Ｐ_ＢＤＤを目標値に収束させることで、インバータ４０からの出力電力Ｐ_ＩＮＶを目標値とする。

また、ＨＶＤＣバス１０には、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータが複数接続されていてもよい。図９は、別の例のエネルギーマネジメントシステム２を示す図である。エネルギーマネジメントシステム２では、ＨＶＤＣバス１０に双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３１がさらに接続されている。双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３１には蓄電池Ｂ２が接続されている。

この場合であっても、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０，３１のゲイン特性の傾きＲｄは、インバータ４０と等しい。そして、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性のオフセットΔＶ１、および、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３１のゲイン特性のオフセットΔＶ２それぞれを調整して、ＨＶＤＣバス１０を平衡状態にすることができる。この場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０，３１に接続される蓄電池Ｂ１，Ｂ２の充電量に応じて、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０，３１それぞれの電力を個別に調整できる。また、エネルギーマネジメントシステムを施工した後に、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３１を増設した場合であっても、ＨＶＤＣバス１０を平衡状態にする制御を容易に行える。

Ｂ１，Ｂ２…蓄電池
Ｓ１，Ｓ２…開閉器
１０…ＨＶＤＣバス（直流電圧バス）
２０…発電装置
２１…光発電パネル
２２…ＰＶコンバータ
３０，３１…ＤＣ−ＤＣコンバータ
４０…インバータ
５０…制御部
５１…コントローラ
１０１…電力系統
１０２…分電盤
２２１…ＭＰＰＴ制御部
２２２…電流制御部
２２３…コンバータ部
３０１…電圧制御部
３０２…電流制御部
３０３…コンバータ部
４０１…電圧制御部
４０２…電流制御部
４０３…インバータ部

Claims (3)

1. 直流電圧バスと、
   前記直流電圧バスに接続され、発電電力を前記直流電圧バスへ出力する発電装置と、
   前記直流電圧バスに接続され、前記直流電圧バスから直流電圧を入力し、または、前記直流電圧バスへ直流電圧を出力する双方向ＤＣ−ＤＣコンバータと、
   前記直流電圧バスに接続され、前記直流電圧バスから入力される直流電圧を交流電圧へ変換するインバータと、
   を備え、
   前記インバータと、前記双方向ＤＣ−ＤＣコンバータとは、それぞれの電流変化に対する電圧変化のゲインを等しくしてあり、
   前記発電装置の出力電流の変動に伴って、前記インバータまたは前記双方向ＤＣ-ＤＣコンバータの出力電力が変動した場合、前記インバータのゲイン特性に対する前記双方向ＤＣ−ＤＣコンバータのゲイン特性のオフセット、または、前記双方向ＤＣ-ＤＣコンバータのゲイン特性に対する前記インバータのゲイン特性のオフセットを調整し、前記インバータの出力電力を目標値に近づける制御部、
   をさらに備えるエネルギーマネジメントシステム。
2. 前記双方向ＤＣ−ＤＣコンバータを複数備え、
   前記制御部は、
   複数の前記双方向ＤＣ−ＤＣコンバータそれぞれに対し、ゲイン特性のオフセットを調整する、
   請求項１に記載のエネルギーマネジメントシステム。
3. 前記発電装置は、
   太陽光発電装置であり、出力電力を最大化する電流および電圧の値を探索し、追従する、
   請求項１または２に記載のエネルギーマネジメントシステム。

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