JP6161730B2 - 電力変換装置 - Google Patents

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Description

この発明は、自然エネルギーによる発電装置あるいは電力蓄積手段を具備する電力変換装置に係り、特に、停電時などで電力系統から解列された際に、この電力変換装置の複数台を並列動作させる際の制御技術に関するものである。
近年、環境負荷の低減に向け、二酸化炭素を排出しない太陽光発電などの自然エネルギーを利用した発電システムが各家庭に普及しつつある。しかし、太陽光発電に代表される自然エネルギーを用いた発電は、停電時には、予め電力変換装置に装備されている自立運転用のコンセントから最大１５００Ｗの電力しか出力することができない。また、東日本大震災以降の電力不足等に対応するため、蓄電池を具備したシステム、電気自動車を蓄電池として利用するシステム、太陽光発電と蓄電池を組み合わせたシステムなどの開発が進められている。
例えば、下記の特許文献１には、停電時に複数台の太陽光発電と蓄電池を連携して並列動作させて、系統から解列させた電灯線に電力を供給する際の分散型電源の運転方法が開示されている。
すなわち、電源から解列された複数の分散電源を並列に自立運転する際、１台を自立運転時の交流電圧源とし、残りの複数台の分散電源を交流電圧源に同期した交流電流源として連携運転させる。その際、交流電流源として動作させる複数の分散電源の内、蓄電池を有する第１の分散電源と、自然エネルギーを利用する蓄電池を有さない第２の分散電源とに分類し、第２の分散電源を最大電力点を追随するように制御するとともに、第１の分散電源に余剰電力を充電できるように構成し、余剰電力発生時には充電を行うよう制御する方式が記載されている。
また、下記の特許文献２には、メイン電源と予備電源の交流電圧振幅についてメイン電源の方を大きく設定する。そして、スイッチを用いて交流電源の出力をダイオードでのワイヤードＯＲをとることで、メイン電源に異常がない場合は、メイン電源からのみ電力を供給し、メイン電源に異常がある場合は予備電源に自動的に切り替わる並列運転装置の構成方法が記載されている。
特許第４１０１２０１号 国際公開ＷＯ００／１３２９０号
上述したように、特許文献１に記載されている給電システムにおいて、分散型電源の運転方法は、複数台の分散電源を自立運転する際、蓄電池を含む分散電源を交流電圧源とし、他の分散電源を交流電流源となるように制御する。交流電圧源として動作する分散電源は、負荷に供給している電力の過不足を判断し、充放電電力量を制御することができる。
しかし、交流電流源として動作する分散電源は、負荷に供給している電力の過不足が判断できない。したがって、交流電流源として動作する分散電源は、負荷の使用電力に応じて供給する電力量を制御できないといった問題点があった。特に、交流電流源として動作する複数の分散電源が蓄電池を含んでいた場合、ある特定の蓄電池から優先的に電力を放電するといった制御を行うことができないといった問題点があった。これにより、蓄電残量の少ない蓄電池などの放電量を絞ることができないといった問題点があった。
また、特許文献２に記載されている並列運転装置は、メイン電源と予備電源の交流電圧振幅についてメイン電源の方を大きく設定し、スイッチを用いて交流電源の出力をダイオードでのワイヤードＯＲをとる。そして、電力系統から電力が供給されている通常運転時に、メイン電源から正常に電力が供給されている場合はメイン電源からの給電を行う一方、メイン電源が故障した場合は、瞬停することなく供給電源をメイン電源からサブ電源に切り換えることができる。しかしながら、各電源からの出力電力量を制御することができないといった問題点があった。
この発明は、上記のような課題を解決するためになされたものであり、複数の電力変換装置が連携して負荷に電力を供給する自立運転時に、各分散電源からの出力電力量を、太陽電池の発電電力量、蓄電池の充電電力量、インバータからの電力供給量などに基づき制御することのできる分散電源装置を提供することにある。具体的には、太陽電池や蓄電池などの創エネ機器からの発電電力量や充電電力量に応じて、負荷への供給電力量を優先順位に基づき調整することで、太陽電池などの発電電力を最大限活用し、蓄電池からの放電電力を最小限に制御することができる電力変換装置を提供することにある。
この発明の電力変換装置は、外部に接続された第１の直流電源の直流電力を交流電力に変換して電力系統に接続された負荷に供給するものであって、上記第１の直流電源から出力される第１の直流電圧を第２の直流電圧に変換する第１のＤＣ／ＤＣ変換部と、上記第１のＤＣ／ＤＣ変換部から出力される上記第２の直流電圧を入力して、この入力された上記第２の直流電圧を交流電圧に変換、あるいは上記交流電圧を上記第２の直流電圧に変換するインバータ部と、上記第１のＤＣ／ＤＣ変換部を制御する第１のＤＣ／ＤＣ変換制御部と、上記インバータ部を制御するインバータ制御部と、上記インバータ部を電圧制御する際の基準となる交流電圧の目標値を生成する交流電圧目標値生成部とを備え、上記交流電圧目標値生成部は、上記電力系統から解列された際の自立運転時に上記第１の直流電源の電力量に応じて交流電圧の上記目標値としての交流電圧振幅を決定し電圧制御する際の基準となる交流電圧の目標値を生成する一方、上記インバータ制御部は、上記交流電圧目標値生成部で決定された上記交流電圧振幅をもつ交流電圧が上記インバータ部から出力されるように、当該インバータ部を電圧制御する。
この発明の電力変換装置は、複数台の分散電源から負荷へ電力を供給する際、通信などのインターフェースを使用することなく、自然エネルギーを電力に変換する太陽電池などからの発電電力を優先して負荷に電力を供給することができる。これにより、蓄電池からの不必要な放電を抑えることができる効果がある。
また、例えば太陽電池での発電電力量では、負荷へ供給する電力量が賄えない場合において、例えば、蓄電残量が少ない蓄電池を有する電力変換装置内のインバータを制御する際には、交流電圧の目標値としての交流電圧振幅を小さくすることで、放電する電力に優先順位をつけることができる。これにより、容量の少ない蓄電池が最初に空になって電力変換装置が停止するといった不具合が生じないため、急な負荷変動が発生したために瞬間的に大きな電力を供給するような場合でも、複数の電力変換装置から分散して電力を供給することができ、過負荷で電力変換装置が止まることなく運転を継続できる効果がある。
この発明の実施の形態１における複数の電力変換装置、および負荷から構成される分散電源システムの構成図である。 この発明の実施の形態１における電力変換装置のシステム構成を概略的に示すブロック図である。 図２に示される第１の制御回路の構成を概略的に示すブロック図である。 図２に示される第２の制御回路の構成を概略的に示すブロック図である。 図２に示される第３の制御回路の構成を概略的に示すブロック図である。 この発明の実施の形態１における電力変換装置のマスタとスレーブの選定方法の手順を示すフロー図である。 この実施の形態１における電力変換装置の自立運転時の起動処理を示すフロー図である。 この実施の形態１における電力変換装置の自立運転時の起動処理の図７に示す処理に続くフロー図である。 この実施の形態１において、自立運転時にマスタとなる電力変換装置の動作を示すフロー図である。 この実施の形態１において、自立運転時にマスタとなる電力変換装置の動作の図９に続くフロー図である。 この実施の形態１において、自立運転時にスレーブとなる電力変換装置の動作を示すフロー図である。 この実施の形態１において、自立運転時にスレーブとなる電力変換装置の動作の図１１に続くフロー図である。 この実施の形態１において、自立運転時に交流電圧波形に基づいて位相検出を行う場合の処理内容を示すフロー図である。 この実施の形態１において、交流電圧波形から位相を検出する方法を示す説明図である。 この実施の形態１における自立運転時の各電力変換装置の出力電力量を案分する際の動作原理を示す説明図である。 この実施の形態１における自立運転時の各電力変換装置の出力電力量を案分する際の動作原理を示す説明図である。 この実施の形態１における電力変換装置の実効電圧値を算出する上で必要となる優先度係数の決定の仕方を示す説明図である。 この実施の形態１における電力変換装置の自立運転時に、ＤＣ／ＡＣ変換回路から出力する実効電圧を算出するための手順を示すフロー図である。 この発明の実施の形態２における電力変換装置のシステム構成を概略的に示すブロック図である。 この実施の形態３における電力変換装置の第３の制御回路の構成を概略的に示すブロック図である。 この実施の形態３において、自立運転時にマスタとなる電力変換装置の動作を示すフロー図である。 この実施の形態３において、自立運転時にマスタとなる電力変換装置の動作の図２１に続くフロー図である。 この実施の形態３において、自立運転時にスレーブとなる電力変換装置の動作を示すフロー図である。 この実施の形態３において、自立運転時にスレーブとなる電力変換装置の動作の図２３に続くフロー図である。 この実施の形態３において、複数台の電力変換装置を連携制御する際のスレーブとなる電力変換装置の無効電力と位相との関係を示すシミュレーション結果を示す特性図である。 ２台の電力変換装置を連携制御する際のマスタとスレーブの各電力変換装置から出力される電力のシミュレーション結果を示す特性図である。 図２６に示したシミュレーション結果において、マスタとスレーブの出力電力がほぼ一致する最適位相の付近を拡大して示す特性図である。 この実施の形態３における無効電力最小化制御回路の動作を示すフロー図である。 この実施の形態３における無効電力最小化制御回路の動作の図２８に続くフロー図である。 マスタとして動作する電力変換装置の出力電力と、制御目標となる基準交流電圧の実効電圧との関係の１例を示す特性図である。 スレーブとして動作する電力変換装置の出力電力と、制御目標となる基準交流電圧の実効電圧との関係の１例を示す特性図である。 この実施の形態３に係る電力変換装置において、自立運転時のＤＣ／ＡＣ変換回路から出力する実効電圧を算出する際の処理を示すフロー図である。 この実施の形態３に係る電力変換装置において、実効電圧の算出方法を説明するための説明図である。 この実施の形態３に係る電力変換装置において、実効電圧の算出方法を説明するための説明図である。
実施の形態１．
図１は、この発明の実施の形態１における複数の電力変換装置、および負荷から構成される分散電源システムの構成図である。
図１の分散電源システムは、直流電源となる太陽電池としての太陽光パネル１ａ〜１ｎ、直流電源としての蓄電池２ａ〜２ｎ、交流の電力系統３、負荷４ａ〜４ｘ、電力変換装置１０ａ〜１０ｎを備えている。電力系統３には、スイッチ５を介して電力変換装置１０ａ〜１０ｎ、および負荷４ａ〜４ｘが接続されている。なお、図１に示すように複数の電力変換装置１０ａ〜１０ｎが交流で接続され、電力系統３の停電などによって電力変換装置１０ａ〜１０ｎが電力系統から解列された際の自立運転時に、各電力変換装置１０ａ〜１０ｎが共に協調して運転する場合を、以下ＡＣ連携システムと称する。
この実施の形態１の電力変換装置１０ａ〜１０ｎは、直流電力を供給する直流電源として、太陽光パネル１と蓄電池２の両方を備えたものとして、以下の説明を行う。また、以下において、各々の太陽光パネル１ａ〜１ｎを区別せずに総称する場合には符号１を、各々の蓄電池２ａ〜２ｎを区別せずに総称する場合には符号２を、各負荷４ａ〜４ｘを区別せずに総称する場合には符号４を、各々の電力変換装置１０ａ〜１０ｎを区別せずに総称する場合には符号１０を、それぞれ用いるものとする。
図２は、この発明の実施の形態１に係る電力変換装置のシステム構成を示すブロック図である。
図２において、電力変換装置１０には、太陽光パネル１、蓄電池２、電力系統３、負荷４が接続されている。また、電圧計１１は太陽光パネル１から出力される直流電圧を計測する。電流計１２は太陽光パネル１から出力される電流を計測する。第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３は太陽光パネル１より出力される直流電圧を直流母線バス２５の直流母線電圧に変換する。第１の制御回路１４は第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３を制御する。
電圧計１５は蓄電池２の電池電圧を計測する。電流計１６は蓄電池２から出力される電流を計測する。第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７は蓄電池２から出力される直流電圧を直流母線バス２５の直流母線電圧に変換する。第２の制御回路１８は第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７を制御する。
直流母線バス２５には、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７、および後述のＤＣ／ＡＣ変換回路２１が共に接続されている。ＤＣ／ＡＣ変換回路２１は直流母線バス２５から供給される直流電力を交流電力に変換して電力系統３に出力する。電圧計１９は直流母線バス２５の直流母線電圧を計測する。電流計２０は直流母線バス２５に流れる電流を計測する。第３の制御回路２２はＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御する。電圧計２３は電力系統３の系統電圧を計測する。電流計２４はＤＣ／ＡＣ変換回路２１より出力される交流電流を計測する。
なお、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１は、直流母線バス２５から供給される直流電力を交流電力に変換して電力系統３に出力するだけでなく、電力系統３から供給される交流電力を直流電力に変換して直流母線バス２５を経由して蓄電池２に充電することもできる。
そして、電力変換装置１０は、電圧計１１、１５、１９、２３、電流計１２、１６、２０、２４、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３、第１の制御回路１４、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７、第２の制御回路１８、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１、第３の制御回路２２、および直流母線バス２５で構成される。また、上記のＤＣ／ＡＣ変換回路２１が特許請求の範囲におけるインバータ部に、上記の第３の制御回路２２が特許請求の範囲におけるインバータ制御部にそれぞれ対応している。
図３は、この発明の実施の形態１に係る第１の制御回路１４の詳細構成を示すブロック図である。
図３において、ＭＰＰＴ（最大電力点追随）制御回路３１は太陽光パネル１より発電される電力を最大限取り出すように太陽光パネル１の直流電圧を制御する。電圧制御回路３２は太陽光パネル１の電圧を制御することで太陽光パネル１より取り出す電力を制御する。切り換え回路３３はＭＰＰＴ制御回路３１と電圧制御回路３２の出力を切り換える。第４の制御回路３４は、ＭＰＰＴ制御回路３１、電圧制御回路３２への制御パラメータや、制御目標値などを出力するとともに、太陽光パネル１の発電状態などを管理する。なお、第４の制御回路３４は切り換え回路３３の制御信号も出力する。
そして、この第１の制御回路１４は、ＭＰＰＴ制御回路３１、電圧制御回路３２、切り換え回路３３、および第４の制御回路３４で構成される。
図４は、この発明の実施の形態１に係る第２の制御回路１８の詳細構成を示すブロック図である。
図４において、充電制御回路４１は蓄電池２の充電制御を行う際の指令値を算出する。放電制御回路４２は蓄電池２からの放電制御を行う際の指令値を算出する。切り換え回路４３は充電制御回路４１の出力と放電制御回路４２の出力を切り換える。第５の制御回路４４は、充電制御回路４１および放電制御回路４２への制御パラメータや、制御目標値などを出力するとともに、蓄電池２の充電量、充電電流、放電電力量などを管理する。この第５の制御回路４４は、切り換え回路４３の制御信号も出力する。
そして、この第２の制御回路１８は、充電制御回路４１、放電制御回路４２、切り換え回路４３、および第５の制御回路４４で構成される。
図５は、第３の制御回路２２の詳細構成を示すブロック図である。
図５において、正弦波発生回路５１は正弦波を発生する。基準信号選択回路５２は電力系統３から入力される正弦波の交流電圧波形と正弦波発生回路５１から入力される正弦波のどちらか一方を選択する。位相検出回路５３は基準信号選択回路５２より出力される正弦波の位相を検出する。基準交流電圧波形発生回路５４は自立運転時にＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電圧制御する際の基準となる基準交流電圧を、位相検出回路５３で検出された位相に基づいて発生する。出力振幅発生回路５５はＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電圧制御する際の基準となる交流電圧の目標値としての交流電圧振幅を決定するための優先度係数を出力する。乗算回路５６は基準交流電圧波形発生回路５４の出力と出力振幅発生回路５５の出力とを乗算する。第６の制御回路５７はＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御するとともに、出力振幅発生回路５５を制御する。この第６の制御回路５７は、基準信号選択回路５２の制御信号も出力する。
そして、この第３の制御回路２２は、正弦波発生回路５１、基準信号選択回路５２、位相検出回路５３、基準交流電圧波形発生回路５４、出力振幅発生回路５５、乗算回路５６、および第６の制御回路５７で構成される。
ここに、上記の基準信号選択回路５２が特許請求の範囲における基準正弦波選択部に、位相検出回路５３が特許請求の範囲における位相検出部に、また、基準交流電圧波形発生回路５４、出力振幅発生回路５５、および乗算回路５６が特許請求の範囲における交流電圧目標値生成部に、それぞれ対応している。
なお、この実施の形態１では、自然エネルギーを活用する分散電源として太陽光パネル１と蓄電池２の両方を備えているものを前提としているが、両方を備えていることが必須である必然性はなく、どちらか一方を有するものであってもよく、あるいは他の創エネ機器（例えば、風力発電や燃料電池）であってもよいことは言うまでもない。
さらに、この実施の形態１では、蓄電池２として据置のバッテリを用いた場合について説明するが、これに限るものではなく、例えば電気自動車のバッテリを用いた場合でも同様の効果を奏する。また、リチュウムイオンバッテリを用いる場合は、バッテリ側に内蔵されたバッテリ管理ユニット（ＢＭＵ）が、蓄電量、充放電の可否、充電時の最大充電電流などを管理し、第２の制御回路１８に通知するが、この実施の形態１では、説明を簡単にするため、蓄電量、充放電の可否、充電時の最大充電電流などの管理は、第２の制御回路１８が行うものとして説明を行う。さらに、この実施の形態１では、説明を簡単にするため、各種制御をＨ／Ｗ（ハードウエア）で実施するものとして説明を行うが、これに限るものではなく、上記全ての回路、あるいは一部の回路をＳ／Ｗ（ソフトウェア）で実現しても同様の効果を奏する。また、上記各回路の機能をＳ／ＷとＨ／Ｗに分割して同様の機能を実現しても良い。
次に、上記構成を備えた電力変換装置１０の具体的な動作について説明する。
まず、通常運転時、すなわち電力系統３から正常に電力が供給されている場合の電力変換装置１０の動作を説明する。
電力変換装置１０が起動すると、第１の制御回路１４は、太陽光パネル１において電力が発電されているかを確認する。具体的には電圧計１１より出力される太陽光パネル１の電圧が所定値を越えているかを確認する。所定値を超えていた場合は、第１の制御回路１４は、第３の制御回路２２に対して太陽光パネル１での発電が可能であることを通知する。
第３の制御回路２２は、前記通知を受信すると、電力系統３が停電ではないことを確認する。電力系統３が停電ではないことを確認すると、第３の制御回路２２は、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を起動するとともに、第１の制御回路１４に対して、太陽光パネル１の発電を開始するよう指示を出す。
なお、この実施の形態１において、通常運転時は、直流母線バス２５の直流母線電圧は、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１で管理するものとする。また、電力系統３に回生する電力は、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電流制御で管理することでシステム全体を動作させるものとする。
第３の制御回路２２より太陽光パネル１の発電開始指示が通知されると、第１の制御回路１４内の第４の制御回路３４は、ＭＰＰＴ制御回路３１に対して、太陽光パネル１の最大電力点追随制御（以下、ＭＰＰＴ制御という）を開始するように指示を出す。以下、ＭＰＰＴ制御方法について簡単に説明する。
このＭＰＰＴ制御では、いわゆる山登り法が適用される。すなわち、前回の指令値が前々回の指令値と比較して大きくしたか、あるいは小さくしたかを管理しておく。そして、今回計測した太陽光パネル１の発電電力と、前回計測した太陽光パネル１の発電電力を比較し、発電電力量が増加していた場合は、前回と同じ方向に指令値を変える。具体的には、今回の発電量の計測の結果、太陽光パネル１での発電量が増加した場合は、前々回の指令値に対して、前回の指令値が増加していた場合は、今回の指令値は増加するよう制御する。前々回の指令値に対して、前回の指令値が減少していた場合は、今回の指令値は減少するように制御する。
これとは反対に、今回計測した太陽光パネル１の発電電力と、前回計測した太陽光パネル１の発電電力を比較し、発電電力量が減少していた場合は、前々回の指令値に対して、前回の指令値が増加していた場合は、今回の指令値は減少するよう制御し、前々回の指令値に対して、前回の指令値が減少していた場合は、今回の指令値は増加するように制御する。このように制御することで、太陽光パネル１は出力電力が最大となるよう制御される。
第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３は、第１の制御回路１４より出力される指令値を元に、内蔵されている昇圧回路を制御し、太陽光パネル１から出力される直流電圧（例えば、４ｋＷ発電の場合は２００Ｖ〜２３０Ｖ）を、直流母線バス２５の直流母線電圧（例えば、３５０Ｖ）に変換して出力する。
第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３から太陽光パネル１の発電電力の供給が開始されると、第３の制御回路２２は、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御し、電力系統３に太陽光パネル１で発電した電力を出力（回生）する。具体的には、直流母線バス２５の直流母線電圧を監視しておき、この直流母線電圧が制御目標値を超えた場合は、電力系統３より供給される交流電圧波形に同期して電力を出力する。
また、第３の制御回路２２は、蓄電池２の充放電についても指示する。図示していない宅内の電力管理サーバ（以下、「ＨＥＭＳ」（Ｈｏｍｅ Ｅｎｅｒｇｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）と記す）から、蓄電池２のステータス情報送信要求が入力されると、第３の制御回路２２は、蓄電池２の充放電の可否や蓄電量などのステータス情報を第２の制御回路１８より入手する。これに応じて、第３の制御回路２２は、放電又は充電の可否判断結果、および最大放電電力量、あるいは最大充電電力量を上記図示していないＨＥＭＳに通知する。この通知を受け取った図示していないＨＥＭＳは、このステータス情報を元に、第３の制御回路２２に蓄電池２の放電指示（放電電力量指示値を含む）、あるいは充電指示（充電電力量指示値を含む）を通知する。
図示していないＨＥＭＳより放電指示が通知されると、第３の制御回路２２は、第２の制御回路１８に対して放電指示、および放電電力量を通知する。第３の制御回路２２から放電指示が通知されると、第２の制御回路１８内の第５の制御回路４４は、放電制御回路４２に対して、放電開始指示、および放電電力量を出力する。その際、切り換え回路４３に対しても、放電制御回路４２からの制御指令値を選択するよう指示を出力する。
放電制御回路４２は、第５の制御回路４４から出力された放電開始指示が入力されると、これに応じて、電圧計１５、および電流計１６より入力される電圧情報、および電流情報を元に蓄電池２からの放電電力を算出し、この算出結果が、放電電力量指示値になるように制御を実施する。また、放電制御回路４２は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７のステータス情報を収集し、収集結果を第５の制御回路４４に通知する。
第５の制御回路４４は、上記第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７のステータス情報、および蓄電池２のステータス情報を定期的に第３の制御回路２２に通知する。そして、放電制御回路４２からの制御指令値が切り換え回路４３を介して第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７に入力されると、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７は、蓄電池２から出力される直流電圧（例えば、家庭用の場合１４０Ｖ〜２１０Ｖ）を、直流母線バス２５の直流母線電圧（例えば、３５０Ｖ）に変換して出力する。こうして直流電圧に変換された蓄電池２の出力は、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を介して電力系統３に供給される。
一方、図示していないＨＥＭＳより充電指示が通知されると、第３の制御回路２２は、第２の制御回路１８に対して充電指示、および充電電力量（充電電流）を通知する。第２の制御回路１８内の第５の制御回路４４は、第３の制御回路２２から充電指示が通知されると、これに応じて、充電制御回路４１に対して、充電開始指示、および充電電力量を出力する。
その際、切り換え回路４３に対しても、充電制御回路４１からの制御指令値を選択するよう指示を出力する。充電制御回路４１は、第３の制御回路２２から充電開始指示が入力されると、電流計１６より入力される電流情報に基づいて蓄電池２への充電電流が、指示値（充電電力量指示値を電圧計１５より入力される蓄電池電圧情報で除算した値）になるように制御を実施する。
ここで、蓄電池２へ充電する際は、太陽光パネル１での発電量で賄える場合は、充電時の余剰電力を電力系統３に回生する。一方、太陽光パネル１での発電電力が不足しているために充電電力が賄えない場合には、不足する電力を電力系統３より供給する。具体的には、第３の制御回路２２は、電圧計１９より出力される直流母線バス２５の直流母線電圧が制御目標値を下回っていた場合に、電力系統３からの電力（力行電力）を電力変換装置１０内に取り込む。
以上のように、通常運転時は、電圧計１９で検出される直流母線バス２５の直流母線電圧に基づいて力行／回生を切り換える。また、第３の制御回路２２は、電力系統３の系統電圧および系統電流を計測する電圧計２３と電流計２４より出力される計測結果、および電力系統３に出力する出力電力の出力電力位相とから、電力系統３が停電していないかどうかを検出する。
第３の制御回路２２は、電力系統３の停電を検出すると、第１の制御回路１４および第２の制御回路１８に対して、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３、および第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７の動作を一時的に停止するように指示を出す。この指示を受け取った第１の制御回路１４、および第２の制御回路１８は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３、および第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７の動作を停止し、その旨を第３の制御回路２２に出力する。第３の制御回路２２は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３、および第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７の動作停止を確認すると、これに応じてＤＣ／ＡＣ変換回路２１の動作を一時的に停止する。
このように、電力系統３の停電が検出されると、第１及び第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１３及び１７、並びにＤＣ／ＡＣ変換回路２１の動作をいずれも一時的に停止するのは、この実施の形態１では、停電時に基準交流電圧を発生する電力変換装置１０を確実に１台のみとするためである。そのため、一旦電力系統３には全く交流電圧が供給されていない状況を作る必要がある。
次に、停電時の電力変換装置１０の自立運転動作について説明する。
電力系統３の停電が検出された場合、スイッチ５を切り、電力変換装置１０ａ〜１０ｎと宅内の負荷４ａ〜４ｘを電力系統３から切り離す。電力系統３との切り離しの確認が完了すると、電力変換装置１０ａ〜１０ｎは自立運転を開始する。
この実施の形態１では、電力変換装置１０ａ〜１０ｎの中から１台を選択し、自立運転時の基準交流電圧の発生源として動作させる。以下、この基準交流電圧の発生源として動作する電力変換装置１０をマスタ、このマスタより出力される基準交流電圧の位相に同期して動作する他の電力変換装置１０をスレーブと称する。なお、この実施の形態１では、１台のマスタに複数台のスレーブが連携して動作するものとして説明を行う。
ここで、マスタは、基本的には蓄電池２を有する電力変換装置１０を優先的に選択するものとする。これは、以下の理由に基づく。
マスタとなる電力変換装置１０は、基準交流電圧を発生するため、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電圧制御により動作させる必要がある。ここで、蓄電池２を備えておらず太陽光パネル１のみを直流電源とした電力変換装置１０（ＰＶパワーコンディショナ）において、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電圧制御で動作させる場合、直流母線バス２５の直流母線電圧は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３で管理することになる。その場合、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３は、直流母線バス２５の直流母線電圧を予め定められた電圧に制御するため、太陽光パネル１が発電する電力を最大限取り出すＭＰＰＴ制御ではなく、直流母線バス２５の直流母線電圧を一定に制御する電圧制御により動作させる必要がある。このように、太陽光パネル１に接続されている第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３を電圧制御で動作させると、太陽光パネル１が発電した電力を最大限に取り出すＭＰＰＴ制御が行えないといった問題点が発生する。
よって、この実施の形態１では、少なくとも蓄電池２を有さない電力変換装置１０は、できる限りマスタにならないように起動時のマスタ選定を行うようにしている。これにより、蓄電池２を有さない電力変換装置１０はマスタになりにくく、自立運転時においても太陽光パネル１の発電電力を最大限活用できる効果がある。
以下、図６に示すフロー図を用いて、この実施の形態１の電力変換装置１０のマスタ／スレーブの選定の手順について説明する。なお、以下において、符号Ｓは各処理ステップを意味する。
停電を検出すると（Ｓ１）、電力変換装置１０は、次に接続されている分散電源の種別を確認する（Ｓ２）。具体的には、太陽光パネル１や蓄電池２、あるいは図示していない燃料電池など、どのような分散電源が接続されているかを確認する。
次に、接続されている分散電源の種別の確認を完了すると、優先順位を設定する（Ｓ３）。すなわち、この実施の形態１では、蓄電池２を有する電力変換装置１０の優先順位を最上位とし、次に電気自動車、太陽光パネルの順に優先順位を決定する。なお、蓄電池２を有する電力変換装置１０が複数台存在するような場合には、後述するように、乱数表などを用いてランダムに待機時間を設定して、自立運転で立ち上がるまでに要する時間に装置１０間で差が生じるようにする。
上記のように、蓄電池２を有する電力変換装置１０の優先順位を最上位とし、電気自動車、太陽光パネルの順に優先順位を決定する理由は、次の通りである。
自立運転時に、マスタとなる電力変換装置１０で基準交流電圧を生成する場合、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電圧制御で動作させる必要がある。この実施の形態１で説明するＤＣ／ＡＣ変換回路２１の電圧制御とは、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力される交流電圧の波形が、第３の制御回路２２内で生成した基準交流電圧の波形と一致するように制御を行う。したがって、電力変換装置１０内の直流母線バス２５の直流母線電圧は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３と第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７のいずれかで管理する必要がある。この場合、太陽光パネル１で発電された電力量を最大限取り出すためには、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３をＭＰＰＴ制御する必要があるため、直流母線バス２５の直流母線電圧は、専ら第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７に対応して設けられた第２の制御回路１８で管理する。
そして、直流母線バス２５の直流母線電圧が制御目標値より小さい場合は、太陽光パネル１で発電された電力で賄えない分を蓄電池２から放電して電力を供給する。その反対に、目標電圧より高い場合は、太陽光パネル１の発電電力に余剰電力があると判断して蓄電池２に充電する。また、電力変換装置１０が蓄電池２のみ有する場合についても、自立運転時に直流母線バス２５の直流母線電圧が制御目標値より高くて余剰電力がある場合は、蓄電池２に余剰電力を充電する。
よって、蓄電池２を有する電力変換装置１０がマスタとして起動することで、同じ電力変換装置１０内に太陽光パネル１が接続されている場合、あるいは他の電力変換装置１０内に太陽光パネル１が接続されている場合についても、どちらの太陽光パネル１も発電した電力を最大限に取り出して電力系統３に供給することができるので、太陽光パネル１の発電電力を最大限利用することができる。
また、電気自動車については、ユーザが運転を停止して蓄電池として使用する場合には同様の動作を行うことができるが、自動車運転のために使用する場合（自立運転開始後に自動車運転のために使用することを含む）、マスタとして使用できなくなるため、電気自動車が備える電力変換装置１０の優先順位を落としている。
図６に戻り、先のＳ３で優先順位の設定を完了すると、電力変換装置１０は、Ｓ３で設定した優先順位に基づいて待機時間を設定する（Ｓ４）。ここでの待機時間とは、停電を検出してから電力変換装置１０が自立運転で立ち上がるまでに要する時間を意味する。電力系統３に対して複数の電力変換装置１０が存在する場合、待機時間を設けずに停電検出後、各電力変換装置１０ａ〜１０ｎがそれぞれ勝手に起動させると、複数のマスタが電力系統３内で立ち上がることになり、円滑な連携運転ができない。
そこで、この実施の形態１では、先ず、各電力変換装置１０について、乱数表などを用いてランダムな時間（例えば、５秒から２０秒の間の時間）を設定して、自立運転で立ち上がるまでに要する時間に装置１０間で差が生じるようにする。これにより、蓄電池２を有する電力変換装置１０が複数台存在する場合でも、装置１０間で時間差を付けることができる。次いで、Ｓ３で設定した優先順位に基づきオフセット時間（例えば、優先順位の一番高い蓄電池２は０秒、電気自動車は２０秒、太陽光パネル１は４０秒など）を設定し、先ほど決定したランダムな時間に前記優先順位に基づくオフセット時間を加えることで最終的に待機時間として設定する。
先のＳ４で待機時間の設定が完了すると、各電力変換装置１０は、待機時間が既に経過したかを確認する（Ｓ５）。待機時間が経過していない場合は、電力系統３を確認し、他の電力変換装置１０がマスタとして起動していないかどうかを確認する（Ｓ８）。ここで他の電力変換装置１０がマスタとして起動している場合は、スレーブ起動を開始する。一方、Ｓ８で他の電力変換装置１０がマスタとして起動していない場合は、Ｓ５に戻る。Ｓ５で待機時間が経過していた場合は、他の電力変換装置１０がマスタとして起動していないかどうかを確認する（Ｓ６）。ここで他の電力変換装置１０がマスタとして起動している場合は、スレーブ起動を開始する（Ｓ９）。一方、Ｓ６で他の電力変換装置１０がマスタとして起動していない場合は、マスタ起動を開始する（Ｓ７）。
なお、Ｓ６またはＳ８における他の電力変換装置１０のマスタ起動の確認方法は、電力系統３に交流電圧が発生しているかどうかで確認する。交流電圧が発生している場合は、その実効電圧を求め、実効電圧が所定値以上ある場合には、他の電力変換装置１０がマスタとして起動しているものと判断する。
このようにしてマスタを決定するので、電力変換装置１０が複数台配置された図１に示すような分散電源システムであっても、マスタ起動する電力変換装置１０の起動タイミングを適正にずらすことで、同時に複数台の電力変換装置１０がマスタとして起動するのを抑えることができ、自立運転時に複数台の電力変換装置１０を１台のマスタが発生する交流電圧に同期して電力系統３に電力を供給することが可能となる。また、各電力変換装置１０の起動時間をずらす際に、電力変換装置１０は、自身に予め登録されている電源装置の種別によってオフセット時間を加えることで、優先順位の高い電源装置が接続された電力変換装置１０を優先的にマスタとして起動できる効果がある。
次に、図７、図８のフロー図を用いて、自立運転時の電力変換装置１０の起動手順について説明する。
第３の制御回路２２が備える第６の制御回路５７は、停電を検出すると（Ｓ１１）、自身の電力変換装置１０の動作を停止し（Ｓ１２）、自身に接続されている電源装置のステータス（太陽光パネル１のパネル電圧や蓄電池２の蓄電電力量など）を確認する（Ｓ１３）。この電源装置のステータスの確認が終了すると、ユーザからの自立運転への移行指示を待つ（Ｓ１４）。なお、この実施の形態１では、図示していないＨＥＭＳからユーザが自立運転を要求することで自立運転に移行するものとする。
ユーザから自立運転要求が入力されると、ＨＥＭＳは、電力変換装置１０に対して自立運転を開始するよう指示を出す。その際、ＨＥＭＳは、スイッチ５を切り、電力変換装置１０と負荷４を電力系統３から切り離す。
一方、Ｓ１４でユーザからの自立運転指示が入力されない場合は、電力系統３が復電しているかを確認する（Ｓ１５）。電力系統３が復電している場合は、通常運転に復帰するように、電力変換装置１０を一旦停止して（Ｓ２４）、再度起動する。電力系統３が復電していない場合はＳ１４に戻る。
これに対して、先のＳ１４でＨＥＭＳからの自立運転起動要求が入力されると、電力変換装置１０は、先の図６に示したフローにしたがって自身がマスタで起動するかスレーブで起動するかを確認する（Ｓ１６）。自身がマスタで起動する場合は、後述する図９、図１０に示すフローにしたがってマスタとして起動する（Ｓ１７）。ここでマスタ起動が完了すると、復電検出を行う（Ｓ１８）。ここで復電を検出した場合は、電力変換装置１０を一旦停止して（Ｓ２４）、通常運転に復帰するように、電力変換装置１０を再度起動する。
一方、Ｓ１８で復電が検出されなかった場合、電力変換装置１０の停止要件の有無を検出する（Ｓ１９）。すなわち、太陽光パネル１が発電しておらず、かつ蓄電池２の充電電力量が所定の蓄電量以下の場合や、あるいは電力変換装置１０内で過電圧・過電流を検出した場合などには、電力変換装置１０は正常に起動できないので、それらの停止要件の有無を検出する。停止要件が検出されなかった場合は、Ｓ１８に戻って復電の検出を行う。一方、電力変換装置１０の停止要件を検出した場合には、電力変換装置１０は動作を停止する（Ｓ２４）。
一方、先のＳ１６でマスタ起動ではなかった場合、電力変換装置１０は、交流電圧を計測し（Ｓ２０）、マスタとなった電力変換装置１０から基準交流電圧が出力されているかどうかを確認する。具体的には、電力系統３の実効電圧を計測し、所定値以上の場合、マスタが既に起動されているものと判断する。マスタ起動が確認されると、後述する図１１、図１２に示すフローにしたがってスレーブ起動を開始する（Ｓ２１）。
スレーブ起動を完了すると、電力変換装置１０は、電力系統３が復電したかを確認する（Ｓ２２）。復電を検出した場合は、電力変換装置１０は動作を停止する（Ｓ２４）。一方、Ｓ２２で復電が検出されなかった場合は、電力変換装置１０の停止要件が検出されているかどうかを確認する（Ｓ２３）。なお、この停止要件の検出は、上述したマスタの場合（Ｓ１９の場合）と同様とする。Ｓ２３で電力変換装置１０の停止要件が検出されなかった場合は、Ｓ２２に戻る。また、Ｓ２３で停止要件が検出された場合は、電力変換装置１０の動作を停止する（Ｓ２４）。
次に、図９、図１０のフロー図を用いて、マスタ起動（図８のＳ１７の処理）の手順の詳細について説明する。
マスタ起動を開始すると、第３の制御回路２２は、電圧計２３から出力される系統電圧を確認し、停電中であるかどうかを判断する（Ｓ４０）。具体的には、実効電圧を計測して、その値が所定値未満の場合には停電と判断する。停電ではないと判断した場合は、通常運転に復帰するように、電力変換装置１０を再起動する（Ｓ４１）。
一方、先のＳ４０で停電と判断した場合、第３の制御回路２２は、第１の制御回路１４内の第４の制御回路３４に対して太陽光パネル（フロー図中ではＰＶパネルと表記）１のパネル電圧が所定値以上あって発電できる状態にあるかどうかを確認する要求を出す。この要求を受信した第４の制御回路３４は、ＭＰＰＴ制御回路３１に対して、電圧計１１より出力される太陽光パネル１の出力電圧が所定値以上であるかどうかを確認するよう指示を出す。ＭＰＰＴ制御回路３１は、この指示にしたがって太陽光パネル１の電圧を確認し、発電可能であるかを判断し、その結果を第４の制御回路３４に通知する（Ｓ４２）。
第４の制御回路３４は、この判断結果を第３の制御回路２２に通知する。このとき発電可能であった場合は、直流母線バス２５の直流母線電圧を安定化させるために、電圧制御回路３２に対して、電圧制御モードで起動するよう指示を出すとともに、切り換え回路３３に対して電圧制御回路３２の出力を選択するよう指示し、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３を起動する（Ｓ４３）。
上記のＳ４３で第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３の起動を完了、あるいはＳ４２で太陽光パネル１が所定電圧以下の場合（あるいは接続されていない場合）、第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、次に第２の制御回路１８内の第５の制御回路４４に対して蓄電池２からの放電を指示する。第５の制御回路４４は、この放電指示を受け取ると、放電制御回路４２に対して電圧計１５より出力される電圧が所定値以上であるか確認するように指示を出す（Ｓ４４）。
放電制御回路４２は、この指示にしたがって蓄電池２の電圧を確認し、放電可能であるかどうかを判断し、その結果を第５の制御回路４４に通知する。第５の制御回路４４は、この判断結果を第３の制御回路２２に通知するとともに、放電可能であった場合は、直流母線バス２５の直流母線電圧を安定化させるために、放電制御回路４２に対して、電圧制御モードで起動するよう指示を出すとともに、切り換え回路４３に対して放電制御回路４２の出力を選択するように指示し、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７を起動する（Ｓ４６）。
また、先のＳ４４で蓄電池２が所定電圧以下の場合（あるいは接続されていない場合）、既に太陽光パネル１用の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３が起動されているかどうかを確認し（Ｓ４５）、起動されていない場合はＳ４０に戻る。
一方、上記Ｓ４４で蓄電池２の蓄電電力量が所定値以上で放電可能であると判断されてＳ４６で既に第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７が起動されている場合、あるいは上記Ｓ４５で第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３が起動済みであると判断されると、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御する第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、マスタとして出力する交流電圧波形を発生するように指示を出す。すなわち、電力変換装置１０がマスタとなる場合には、正弦波発生回路５１に対して、基準となる正弦波を発生するように指示を出す。また、第６の制御回路５７は、基準信号選択回路５２に対して、正弦波発生回路５１の出力を選択して出力するように切り換え指示信号を出力する。基準信号選択回路５２は、この切り換え指示信号に応じて、系統から入力される交流電圧を計測する電圧計２３の出力を正弦波発生回路５１の出力に切り換える。
位相検出回路５３は、基準信号選択回路５２より出力される交流電圧波形の位相を検出する。この場合の位相検出方法として、ここでは基準信号選択回路５２から出力される交流電圧波形のゼロクロス点を検出し、そのゼロクロス点の検出時刻を次段の基準交流電圧波形発生回路５４に出力する。基準交流電圧波形発生回路５４は、このゼロクロス点の検出時刻の情報に基づいて、内部で発生している交流電圧の位相を補正することで基準交流電圧を生成する（Ｓ４７）。なお、この位相検出回路５３による位相検出処理の詳細については、後述（図１３のフロー図参照）する。
その際、出力振幅発生回路５５は、第６の制御回路５７からの指令に基づき、交流電圧波形の実効電圧値が例えば２００Ｖとなるように、乗算回路５６に対して、交流電圧の目標値としての交流電圧振幅を決定するための優先度係数を出力する。乗算回路５６は、基準交流電圧波形発生回路５４で生成された基準交流電圧の出力に対して、出力振幅発生回路５５からの優先度係数をゲインとして乗算する。これにより、交流電圧の制御目標値となる交流電圧振幅をもつ交流電圧波形が得られる。そして、この乗算結果を第６の制御回路５７へ出力する。第６の制御回路５７は、乗算回路５６で得られた交流電圧の制御目標値となる交流電圧振幅をもつ交流電圧波形が出力されるように、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を起動し（Ｓ４８）、その電力を電力系統３から解列された電力配線に出力する。他の電力変換装置１０は、マスタとなる電力変換装置１０の起動を確認すると、スレーブで起動を開始する。
以降は、マスタとなる電力変換装置１０の起動後の処理であるので、これについては後述する。
次に、図１１、図１２のフロー図を用いて、スレーブ起動（図８のＳ２１の処理）の手順の詳細について説明する。
スレーブ起動を開始すると、第３の制御回路２２が備える第６の制御回路５７は、電圧計２３から出力される系統電圧を確認し、マスタとなる電力変換装置１０から交流電圧が供給されているかどうかを確認するとともに、図示していないＨＥＭＳから自立運転起動指示が通知されているかどうかを確認する（Ｓ６０）。ここで、交流電圧が供給されており、ＨＥＭＳから自立運転起動指示が通知されていない場合には、系統が復電したものと判断して、通常運転に復帰するように、電力変換装置１０を再度起動する（Ｓ６１）。
一方、停電と判断した場合には、マスタ起動の際と同様に、第３の制御回路２２は、第１の制御回路１４内の第４の制御回路３４に対して、太陽光パネル１のパネル電圧が所定値以上あって発電できる状態にあるかどうかを確認する要求を出す。この要求を受信した第４の制御回路３４は、これに応じてＭＰＰＴ制御回路３１に対して、電圧計１１より出力される太陽光パネル１の出力電圧が所定値以上であるかどうかを確認するよう指示を出す（Ｓ６２）。ＭＰＰＴ制御回路３１は、この指示にしたがって太陽光パネル１の電圧を確認し、発電可能であるかどうかを判断し、その結果を第４の制御回路３４に通知する。
第４の制御回路３４は、この判断結果を第３の制御回路２２に通知するとともに、発電可能であった場合には、直流母線バス２５の直流母線電圧を安定化させるために、電圧制御回路３２に対して、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３を電圧制御モードで起動するよう指示を出し、さらに、切り換え回路３３に対して電圧制御回路３２の出力を選択するよう指示する（Ｓ６３）。
上記Ｓ６３で第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３の起動を完了、あるいは上記Ｓ６２で太陽光パネル１が所定電圧以下の場合（あるいは接続されていない場合）、第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、第２の制御回路１８内の第５の制御回路４４に対して蓄電池２からの放電を指示する。第５の制御回路４４は、この放電指示を受け取ると、放電制御回路４２に対して、電圧計１５より出力される電圧が所定値以上であるか確認するように指示を出す。
放電制御回路４２は、この指示にしたがって蓄電池２の電圧を確認して放電可能であるかどうかを判断し（Ｓ６４）、その結果を第５の制御回路４４に通知する。第５の制御回路４４は、この判断結果を第３の制御回路２２に通知するとともに、放電可能であった場合には、直流母線バス２５の直流母線電圧を安定化させるために、放電制御回路４２に対して、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７を電圧制御モードで起動するよう指示を出し、さらに、切り換え回路４３に対して、放電制御回路４２の出力を選択するように指示し、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７を起動する（Ｓ６６）。
また、先のＳ６４で蓄電池２が所定電圧以下の場合（あるいは接続されていない場合）、既に太陽光パネル１用の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３が起動されているかどうかを確認し（Ｓ６５）、起動されていない場合にはＳ６０に戻る。
一方、上記Ｓ６４で蓄電池２の蓄電電力量が所定値以上で放電可能であると判断されてＳ６６で既に第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７が起動されている場合、あるいは上記Ｓ６５で第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３が起動済みであると判断されると、第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、スレーブとして出力する交流電圧波形を発生するように指示を出す。すなわち、電力変換装置１０がスレーブとなる場合には、第６の制御回路５７は、基準信号選択回路５２に対して、交流電圧を計測する電圧計２３の出力を選択して出力するように切り換え指示信号を出力する。基準信号選択回路５２は、この切り換え指示信号に応じて、電力系統３から入力される交流電圧を計測する電圧計２３の出力を選択する。
次いで、位相検出回路５３は、基準信号選択回路５２より出力される交流電圧波形の位相を検出する（Ｓ６７）。この場合の位相検出方法としては、前述のように、基準信号選択回路５２から出力される交流電圧波形のゼロクロス点を検出し、そのゼロクロス点の検出時刻を次段の基準交流電圧波形発生回路５４に出力する。基準交流電圧波形発生回路５４は、このゼロクロス点の検出時刻の情報に基づいて内部で発生している交流電圧波形の位相を補正することで基準交流電圧を生成する（Ｓ６８）。
一方、出力振幅発生回路５５は、第６の制御回路５７からの指令に基づき、乗算回路５６に対して、交流電圧の目標値としての交流電圧振幅を決定するための優先度係数を出力する。乗算回路５６は、基準交流電圧波形発生回路５４で生成された基準交流電圧の出力に対して、出力振幅発生回路５５からの優先度係数をゲインとして乗算する。これにより、乗算回路５６の出力により、交流電圧の制御目標値となる交流電圧振幅をもつ交流電圧波形が得られる。そして、この乗算結果を第６の制御回路５７へ出力する。第６の制御回路５７は、乗算回路５６で得られた交流電圧の制御目標値となる交流電圧振幅をもつ交流電圧波形が出力されるように、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を起動し（Ｓ６９）、その電力を電力系統３から解列された電力配線に出力する。
以降のＳ７０〜Ｓ７４の処理は、スレーブとなる電力変換装置１０の起動後の処理であるので、これについては後述する。
次に、図１３、図１４を用いて、第３の制御回路２２が備える位相検出回路５３の位相検出処理について、具体的に説明する。
位相検出回路５３に交流電圧が入力されると、交流電圧を取り込む。この場合、図１４に示すように、一定のサンプリング周期Ｔｓで交流電圧の波形についてサンプリング（Ｖａｃ（ｎ））を行う（Ｓ１０１）。
Ｓ１０１で交流電圧のサンプリングを行うと、次にＬＰＦ（低域通過フィルタ）処理を施し、サンプリング後の交流電圧Ｖａｃ（ｎ）についてフィルタ処理を行ってＶａｃ＿ｌｐｆ（ｎ）に変換する（Ｓ１０２）。すなわち、１次のＩＩＲ（Ｉｎｆｉｎｉｔｅ Ｉｍｐｕｌｓｅ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）フィルタ、あるいは複数次のＦＩＲ（Ｆｉｎｉｔｅ Ｉｍｐｕｌｓｅ Ｒｅｓｐｏｎｓｅ）フィルタなどを利用し、交流電圧Ｖａｃ（ｎ）からノイズ成分を除去する。ノイズ成分の除去された交流電圧Ｖａｃ＿ｌｐｆ（ｎ）は、次にゼロクロス点Ｐの検出が行われる。
このゼロクロス点Ｐの検出処理では、交流電圧の波形（正弦波）の立ち上がりで実施するので、位相検出回路５３は、図１４に示すように、例えば、前後のサンプリング点の時刻（ｎ−１）、（ｎ）についての交流電圧Ｖａｃ＿ｌｐｆ（ｎ−１）とＶａｃ＿ｌｐｆ（ｎ）に関し、Ｖａｃ＿ｌｐｆ（ｎ−１）＜０で、かつＶａｃ＿ｌｐｆ（ｎ）≧０となる条件を満たすかどうかを判断し（Ｓ１０３）、この条件を満たすゼロクロス点Ｐの時刻を線形補間により検出する（Ｓ１０４）。
具体的には、まず、図１４に示す時間幅Ｔｃｌｏｓｓを、次式に基づいて算出する。
Ｔｃｌｏｓｓ＝Ｔｓ・Ｖａｃ＿ｌｐｆ（ｎ）／{Ｖａｃ＿ｌｐｆ（ｎ）−Ｖａｃ＿ｌｐｆ（ｎ−１）}
そして、（ｎ−Ｔｃｌｏｓｓ）を求めることにより、ゼロクロス点Ｐの時刻を算出する（Ｓ１０５）。続いて、このゼロクロス点Ｐの時刻に上記ＬＰＦの遅延時間分の補正を加え（Ｓ１０６）、基準交流電圧の位相として、前記補正を施したゼロクロス点Ｐの時間を出力する（Ｓ１０７）。
この実施の形態１では、上述のようにＬＰＦにより基準信号のノイズ成分を除去した後にゼロクロス点の検出を実施するため、例えば、スレーブ起動の電力変換装置１０が起動する前に負荷４が入り、マスタが出力する交流電圧にノイズが乗っていたとしてもＬＰＦにてノイズ成分が除去できるので、ゼロクロス点Ｐを確実に検出できる。
また、ゼロクロス点Ｐを検出する際、Ｓ１０４においてサンプリングされた２点間を線形補間して検出するので、ゼロクロス点Ｐの検出精度を交流電圧をサンプリングする周波数精度以上の精度で得ることができる。また、Ｓ１０６においてＬＰＦの群遅延特性に合わせてゼロクロス点Ｐの検出時間を補正するので、さらにゼロクロス点Ｐの検出精度を向上することができる。
なお、この実施の形態１では、ゼロクロス点Ｐの検出を交流電圧の波形（正弦波）の立ち上がりで実施したが、これに限るものではなく、正弦波の立下り、あるいは立ち上がりと立下りの両方で検出しても良い。
また、ゼロクロス点Ｐの検出の際、ＬＰＦにより除去しきれなかったノイズ等の影響によりゼロクロス点Ｐを誤検出しないように、ゼロクロス点Ｐの検出後、予め定められた期間（例えば、交流電圧周期が６０Ｈｚの場合は１６．０ｍｓ期間マスクなど）、ゼロクロス点Ｐの検出をマスクすれば、ゼロクロス点Ｐ付近でノイズの影響により複数個所のゼロクロス点Ｐを検出しても、後に検出したゼロクロス点Ｐをマスクできるので、スレーブ側の電力変換装置１０を安定に動作させることができる。
また、この実施の形態１では、マスタとして起動した電力変換装置１０についても正弦波発生回路５１で発生した正弦波を基準信号選択回路５２で選択して位相検出回路５３で位相検出を行うように制御する。これにより、マスタ／スレーブとなるいずれの電力変換装置１０についても、位相検出回路５３を同一の回路構成により実現することができる。なお、マスタとなる電力変換装置１０は、位相検出回路５３で検出したゼロクロス点の検出結果を使用せず、直接正弦波を発生してもよいことは言うまでもない。
次に、自立運転起動後に各々の電力変換装置１０間で供給電力量を案分することの必要性について説明する。
この実施の形態１において、自立運転起動後は、電力変換装置１０から負荷４に均等に電力を供給するのではなく、電力変換装置１０毎にその供給可能な電力量を考慮して電力供給の調整を行う。
例えば、２つの電力変換装置１０ａ、１０ｂについて、一方の電力変換装置１０ａは、４ｋＷの太陽光パネル１ａと、４ｋＷｈの容量の蓄電池２ａの双方を備えていて４ｋＷの能力で電力系統３に接続でき、また、他方の電力変換装置１０ｂは、４ｋＷｈの蓄電池２ｂのみを備えていて４ｋＷの能力で電力系統３に接続できるものとする。この場合、自立運転時に負荷４ａが５ｋＷの電力を要求しており、一方の電力変換装置１０ａに接続された太陽光パネル１は４ｋＷの電力を発電しており、蓄電池２は満充電とする。
このような状況で、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１から何の電力制御も行わずに、電圧制御で交流電圧を発生していた場合に、電力変換装置１０ａと電力変換装置１０ｂを起動して負荷４ａに電力を供給すると、各々の電力変換装置１０ａ、１０ｂから同じ電力量（この例では２．５ｋＷずつ）が供給される。すると、一方の電力変換装置１０ａは、太陽光パネル１が４ｋＷの発電が可能であるにもかかわらず２．５ｋＷ分の電力しか取り出さずに負荷４ａに電力を供給することになる。よって、本来、他方の電力変換装置１０ｂに接続されている蓄電池２は、１ｋＷの電力を放電すれば良いところを、両電力変換装置１０ａ、１０ｂの連携が取れていないために、２．５ｋＷずつ電力を放電してしまい、電力を有効に活用することができない。そこで、この実施の形態１では、上記の不具合を無くすために、自立運転時には電力変換装置１０毎に自身で供給電力量の案分を行うようにしている。
以下、供給電力量の案分方法の具体例について説明する。
供給電力量の案分方法としては、各電力変換装置１０が互いに相手の状態を共有しておき、自分の供給電力量を制御する方法が考えられるが、状態を共有するためには、例えば、Ｅｃｈｏｎｅｔ Ｌｉｔｅ（登録商標）などに準拠した通信機能を持つ必要がある。
しかし、このような方式では、各電力変換装置１０が通信機能を有する必要があるとともに、リアルタイムで変換する負荷４の使用電力量の急な変化や、日射量が急に変化し、これに伴って太陽光パネル１の発電量が変化した場合には追随が難しい。特に、Ｅｃｈｏｎｅｔ Ｌｉｔｅなどを使用した場合の機器間の通信周期は、数十秒以上のオーダーであり、上述した負荷４の使用電力量の変化や太陽光パネル１の発電量に変化には追随できない。
したがって、この実施の形態１では、通信機能を有せず、各々の電力変換装置１０自身の判断に基づいて供給電力量を案分する方式について、図１５を用いて説明する。なお、ここでは、説明を簡単にするために、２台の電力変換装置１０ａ、１０ｂで電力を供給するものとし、その場合の供給電力量の案分の方法について説明する。
この実施の形態１では、各々の電力変換装置１０から出力する交流電圧波形の振幅（以下、交流電圧振幅という）を制御することにより、供給電力量の案分を実施する。
図１５（ａ）に電力変換装置１０ａのＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力する交流電圧振幅がＶａの交流電圧波形、また、図１５（ｂ）に交流電圧振幅がＶｂの交流電圧波形を示す。ここで、交流電圧振幅をＶａとＶｂ（Ｖａ＞Ｖｂ）にそれぞれ設定すると、それぞれの電力変換装置１０ａ、１０ｂから出力される実効電力Ｗａ、Ｗｂは、図１５（ｃ）に示すようになる。
いま、負荷４ａを簡単のため抵抗負荷とし、電力変換装置１０ａから出力する交流電圧波形の実効電圧を２００Ｖ一定とし、電力変換装置１０ｂから出力する交流電圧波形の実効電圧を１８０Ｖ〜２００Ｖまで変化させた時のそれぞれの電力変換装置１０から供給される実効電力をシミュレーションにより計算した結果を図１６（ａ）に示す。
図１６(ａ)に示すように、電力変換装置１０ｂから出力する実効電圧が大きくなるのに伴って電力変換装置１０ｂからの供給電力量が増えるが、これに応じて電力変換装置１０ａの供給電力量を減らすようにすれば、各々の電力変換装置１０ａ、１０ｂの供給電力量を案分することができる。
例えば、図１６(ａ)において、自立運転時に負荷４ａが５ｋＷの電力を要求しているとした場合に、一方の電力変換装置１０ｂから出力する実効電圧を１８０Ｖ、他方の電力変換装置１０ａから出力する実効電圧を２００Ｖとすると、一方の電力変換装置１０ａからは、例えば実効電力の最大値である４ｋＷが供給され、他方の電力変換装置１０ｂからは残りの１ｋＷが供給される。また、電力変換装置１０ａ、１０ｂの実効電圧を各々２００Ｖとすると、電力変換装置１０ａ，１０ｂからはそれぞれ２．５ｋＷの実効電力が供給されるように、実効電力を案分できる。このように、自立運転時に、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力する交流電圧振幅、つまり実効電圧を制御することで、供給電力量を制御することができる。
同様に、図１６（ｂ）に示すように、電力変換装置１０ａから出力する実効電圧を２００Ｖ一定とし、電力変換装置１０ｂから出力する実効電圧を１８０Ｖ〜２００Ｖまで変化させた時のそれぞれの電力変換装置１０ａ、１０ｂに供給される電力量（蓄電池２の充電電力量）を示す。
図１６（ｂ）に示すように、一方の電力変換装置１０ｂの実効電圧が小さくなるのに伴って、その充電電力量が大きくなる。したがって、この実施の形態１では、蓄電電力量（ＳｏＣ：Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）が小さな蓄電池２を有する電力変換装置１０の実効電圧を小さくすることで、ＳｏＣが小さな蓄電池２を優先して充電することができる効果がある。また、図１６（ａ）で示したように、ＳｏＣが小さな蓄電池の実効電圧を小さくすることで、放電電力量を少なく抑える（放電時の優先順位を落とす）ことができる効果がある。
次に、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力する交流電圧波形の交流電圧振幅を決定する際に必要となる優先度係数の設定の仕方について次に説明する。なお、この場合の優先度係数は、あくまで、各々の電力変換装置１０自身の判断に基づいて供給電力量の案分を実施する場合に必要となるものであり、電力変換装置１０について、前述のマスタとスレーブを設定する場合の優先順位とは無関係である。
創エネ機器である太陽光パネル１については、発電電力を最大限活用するために、現在の日射量による実際の発電電力に基づいて優先度係数を設定する。また、蓄電池２については、定格容量値ではなく、蓄電池２の現在の実際の蓄電電力量（ＳｏＣ）に基づいて優先度係数を設定する。具体的には、太陽光パネル１については、図１７（ａ）に示すような実際の発電電力と優先度係数との関係を予め設定したデータテーブルを予め準備しておく。また、蓄電池２については、図１７（ｂ）に示すような蓄電電力量（ＳｏＣ）と優先度係数との関係を予め設定したデータテーブルを予め準備しておく。
そして、これらのデータテーブルを用いて、太陽光パネル１については、例えば定格が４ｋＷで、例えば４ｋＷで発電できる場合は優先度係数を１とし、２ｋＷで発電できる場合は０．５と設定する。また、蓄電池２については、例えば蓄電電力量（ＳｏＣ）が７５％であれば、優先度係数を０．５と決定する。
このように、蓄電池２の充電電力量が多い場合は、優先度係数を大きくすることで放電を優先的に実施することができる。これにより、蓄電池２を有する複数の電力変換装置１０が自立運転時に連携して電力を供給する場合、充電電力量の少ない蓄電池、容量の小さな蓄電池が先に充電電力が尽きることがなくなり、蓄電池２はほぼ同じようなタイミングで全ての蓄電電力の放電を完了することができる。
したがって、例えば、定格４ｋＷの蓄電池２のみを搭載している電力変換装置１０が５台連携している場合、５台の電力変換装置１０をほぼ最後まで連携して運転できるので、瞬間的に非常に大きな電力が必要となる場合でも、ほぼ最後まで２０ｋＷ（＝４ｋＷ×５台）の電力まで対応できる効果がある。
具体例として、マンションで使用されるエレベータなどは動き出し時に非常に大きな電力を必要とするが、この実施の形態１で説明した蓄電池２の優先度係数を設定すれば、複数台の電力変換装置１０は、接続されている蓄電池２の定格容量や蓄電電力量が異なっていても、ほぼ同じ時刻まで動作することができるので、蓄電池２に蓄電されている電力量の総和は、未だ１／３程度あるのに、例えば、２台の電力変換装置１０は蓄電池２が空になって停止してしまい、エレベータが起動できないといった不具合発生を回避することができる。
次に、第３の制御回路２２の出力振幅発生回路５５において、交流電圧の目標値としての交流電圧振幅を決定するための優先度係数の設定処理について、図１７の説明図、および図１８のフロー図を用いて説明する。
ＤＣ／ＡＣ変換回路２１の実効電圧の算出を開始すると、太陽光パネル１の現在の発電電力量を取得する（Ｓ８１）。太陽光パネル１の現在の発電電力量の取得が完了すると、蓄電池２の現在の蓄電電力量を取得する（Ｓ８２）。
続いて、上記太陽光パネル１の今回と前回の発電電力量、蓄電池２の現在の蓄電電力量、前回得られた優先度係数、および電力変換装置１０の現在の出力電力量に基づいて、新たな優先度係数を発生する。
すなわち、図１７（ａ）、（ｂ）に示すデータテーブルに基づいて、まず、優先度係数の一次案を作成する。この一次案を算出すると同時に、前回の優先度係数、および放電電力量を確認する。そして、太陽光パネル１の発電電力量から電力変換装置１０の出力電力量を減算してＰＶ発電での余剰電力を確認する。確認の結果、前記余剰電力がある場合は、上記優先度係数の一次案に対して補正をかける。すなわち、優先度係数を前回の優先度係数と比較して高くなるように補正をかける。このように補正をかけることで、太陽光パネル１に余剰電力がある場合は、電力変換装置１０の出力電力量を大きくすることで、発電した電力を有効に活用するとともに、不必要な蓄電池２からの放電（他の電力変換装置１０を含む）を抑えることができる。
上記の要領で太陽光パネル１、および蓄電池２の優先度係数を算出し、両者を加算する。なお、両者を加算した結果、優先度係数が１を超える場合は、１として出力する。そして、出力振幅発生回路５５は、上述した要領で得られた優先度係数の加算結果を次段の乗算回路５６に出力する。乗算回路５６は、基準交流電圧波形発生回路５４で生成された基準交流電圧の出力に対して、出力振幅発生回路５５からの優先度係数をゲインとして乗算する。これにより、交流電圧の目標値となる交流電圧振幅が決定される（Ｓ８３）。第６の制御回路５７は、乗算回路５６で得られた交流電圧振幅を有する実効電圧を算出する（Ｓ８４）そして、第６の制御回路５７は、この実効電圧をもつ交流電圧波形がＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力されるように、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御する。
図１０に戻って、マスタとなった電力変換装置１０の自立運転起動後の動作について、説明する。
第３の制御回路２２は、交流電圧の目標値となる交流電圧振幅を決定し、この交流電圧振幅を有する実効電圧を算出する（Ｓ４９）。そして、この実効値電圧をもつ交流電圧波形がＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力されるように、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御する（Ｓ５０、Ｓ５１）。この場合の第３の制御回路２２の動作の詳細は、図１８のフロー図に沿って既に説明した通りである。
次に、第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、電力系統３が復電しているかどうかを確認する（Ｓ１８）。ここで、電力系統３が復電している場合は、電力変換装置１０を停止し（Ｓ２４）、電力変換装置１０の停止確認後に、スイッチ５を接続して、負荷４、および電力変換装置１０を電力系統３に再接続する。再接続を完了すると、電力変換装置１０は、電力系統３と連系して再度起動する（Ｓ５２）。
一方、上記のＳ１８で復電していなかった場合には、電力変換装置１０の停止要件を検出したかどうかを確認する（Ｓ１９）。この場合の停止要件とは、例えば負荷４から非常に大きな電力が引き出されて電力変換装置１０の定格容量を超えた場合、あるいは蓄電池２の蓄電電力がなくなり、さらに太陽光パネル１からの発電がなくなった場合などがこれに相当する。Ｓ１９で停止要件を検出した場合には、電力変換装置１０を停止し、電力系統３が復電した際に、電力系統３と連系して再起動する（Ｓ２４）。一方、先のＳ１９で電力変換装置１０の停止要件を検出できなかった場合には、Ｓ４９に戻ってＤＣ／ＡＣ変換回路２１の制御を継続する。
一方、スレーブとなった電力変換装置１０の自立運転起動後の動作は、図１２に示すように、基準信号選択回路５２が電圧計２３の出力を選択して、基準交流電圧の発生源であるマスタから出力される基準交流電圧を計測する。次いで、位相検出回路５３が基準信号選択回路５２より出力される基準交流電圧の波形の位相を検出し（Ｓ７０）、マスタの交流電圧波形に同期した交流電圧がＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力されるようにする。
これ以降のＳ７１〜Ｓ７４の処理については、図１０に示したマスタとなった電力変換装置１０の自立運転起動後の動作と基本的には同じであるから、ここでは詳しい説明は省略する。
次に、自立運転起動後の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３による太陽光パネル１の電圧制御と、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７による蓄電池２の電圧制御との連携動作について説明する。なお、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７の自立運転起動後の動作は、マスタ／スレーブ共に同一であるので、ここではマスタとなる電力変換装置１０の動作のみについて説明する。
この実施の形態１において、自立運転起動後は太陽光パネル１の発電電力を優先して負荷４に供給する。よって、起動時の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３の直流母線バス２５の直流母線電圧の制御目標値に対して、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７の直流母線バス２５の直流母線電圧の制御目標値を低く設定する。このように設定することで、電力変換装置１０から負荷４に供給する電力は、太陽光パネル１で発電される発電電力が優先されて負荷４に供給される。
自立運転起動後において、太陽光パネル１のパネル電圧が所定値以上ある場合、第１の制御回路１４内の第４の制御回路３４は、直流母線バス２５の直流母線電圧を安定化させるために、電圧制御回路３２に対して太陽光パネル１を電圧制御で制御を行うよう指示を出すとともに、切り換え回路３３に対して電圧制御回路３２の出力を選択するよう指示を出す。そして、第４の制御回路３４は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３を起動し、直流母線バス２５の直流母線電圧が目標電圧より低い場合は、太陽光パネル１から供給する発電電力量を大きくし、目標電圧より高い場合は太陽光パネル１の発電電力量を絞るよう制御する。
直流母線バス２５の直流母線電圧が電圧制御の際の目標電圧付近に達すると、第４の制御回路３４は、第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７に対して電圧制御で第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３が立ち上がったことを通知する。第６の制御回路５７は、この通知を受け取った場合、あるいは太陽光パネル１の電圧が所定値未満であることを受け取った場合、第２の制御回路１８内の第５の制御回路４４に対して、蓄電池２からの放電を開始するように指示を出す。
この指示を受け取った第５の制御回路４４は、図示していないＢＭＵ（バッテリーマネージメントユニット）から蓄電池２のステータス情報を取得する。具体的には、蓄電池２の充電電力量情報（ＳｏＣ情報）、および蓄電池２の電圧情報を取得する。そして、蓄電池２の充電電力量が所定値以上あり、かつ蓄電池２の電圧も所定値以上あった場合、第５の制御回路４４は、放電制御回路４２に電圧制御での放電指示を出すとともに、切り替え回路４３に対して、放電制御回路４２の出力を選択するよう指示を出す。そして、第２のＣ／ＤＣ変換回路１７の起動を確認すると、その旨を第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７に通知する。
次いで、第５の制御回路４４は、直流母線バス２５の直流母線電圧が設定された電圧値になるように電圧制御を行う。すなわち、直流母線バス２５の直流母線電圧が目標電圧より低い場合は、蓄電池２からの放電電力量を増加させ、高い場合は、蓄電池２からの放電電力量を絞る。
また、負荷４で太陽光パネル１により発電された電力が消費できない場合は、蓄電池２からの放電電力量を０に絞っても、未だ直流母線バス２５の直流母線電圧が高いので、その場合には、蓄電池２を充電モードに切り替えて余剰電力を充電する。
すなわち、第２の制御回路１８内の第５の制御回路４４は、直流母線バス２５の直流母線電圧が所定の電圧を越えたと判断すると、放電制御回路４２に対して放電停止指示を出力し、一旦、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７を停止する。第５の制御回路４４は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７の動作の停止を確認すると、充電制御回路４１に充電開始指示を出力するとともに、切り換え回路４３に対して充電制御回路４１の出力を選択するように指示を出す。そして、第５の制御回路４４は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７を充電モードに切り換えると、第３の制御回路２２にその旨を通知する。
第３の制御回路２２は、蓄電池２が充電モードに切り換わったことを確認すると、第１の制御回路１４に対してその旨を通知する。第１の制御回路１４は、蓄電池２が充電モードに移行したことを受信すると、第１の制御回路１４内の第４の制御回路３４は、電圧制御からＭＰＰＴ制御に切り換え、電圧制御回路３２に対して、電圧制御停止を指示する。電圧制御回路３２は、電圧制御停止指示を受け取ると、ＭＰＰＴ制御回路３１に対して、現在出力している指令値、および図示していないＰＩ制御などを行う際の積分回路内のレジスタ値などをＭＰＰＴ制御回路３１に通知する。一方、第４の制御回路３４は、電圧制御回路３２への停止指示の出力を完了すると、ＭＰＰＴ制御回路３１に対して開始指示を出力する。その際、切り換え回路３３に対してもＭＰＰＴ制御回路３１の出力を選択するように指示を出す。
ＭＰＰＴ制御回路３１は、この開始指示を受け取ると、電圧制御回路３２より出力される指令値、および積分回路内のレジスタ値などを初期値としてＭＰＰＴ制御を開始する。ＭＰＰＴ制御が開始されると、第２の制御回路１８内の充電制御回路４１は、直流母線バス２５の直流母線電圧を監視して余剰電力があればその電力を充電する。
蓄電池２が満充電になると、第５の制御回路４４は、充電制御回路４１に対し充電停止指示を出すとともに、放電制御回路４２に対して放電開始指示を出力する。その際、切り換え回路４３に対しても放電制御回路４２の出力を選択するよう指示を出す。蓄電池２の放電モードへの移行を完了すると、第５の制御回路４４は、第３の制御回路２２に対して放電モードに移行したことを通知する。第３の制御回路２２は、蓄電池２が放電モードに移行したことを受信すると、第１の制御回路１４に対して放電モードに移行したことを通知する。
第１の制御回路１４内の第４の制御回路３４は、蓄電池２が放電モードに移行したことを確認すると、直流母線バス２５の直流母線電圧を監視する。そして、直流母線バス２５の直流母線電圧が所定値以上になったことを検出すると、ＭＰＰＴ制御回路３１に対して停止指示を出すとともに、電圧制御回路３２に対して起動指示を出す。電圧制御回路３２は、この起動指示を受信すると、ＰＩ制御などを行う際の積分回路内のレジスタ値、および指令値を予め定められた値にセットし、電圧制御動作を開始する。電圧制御回路３２での電圧制御動作の開始を確認すると、第４の制御回路３４は、切り換え回路３３に対して電圧制御回路３２の出力を選択するように指示を出す。
なお、蓄電池２が充電モードであった場合も、第４の制御回路３４は、直流母線バス２５の直流母線電圧を監視し、その値が第２の所定電圧以上になったことを検出すると、上述した要領で太陽光パネル１の制御をＭＰＰＴ制御から電圧制御に切り換える。その理由は、蓄電池２が充電モードであっても、複数台の電力変換装置１０が連携して自立運転を実施しており、複数枚の太陽光パネル１で発電した発電電力の余剰分が、複数台の蓄電池２を利用してもさらに余剰電力が発生する場合があり、そのときには負荷４に供給する交流電圧が上昇するからである。
この実施の形態１では、その対策として、蓄電池２が充電モードであっても、直流母線バス２５の直流母線電圧を監視することで、負荷４に供給する交流電圧の上昇を抑制する。なお、上記第２の所定電圧は上記放電モードに切り換わった際の所定電圧と同一であってもよいことは言うまでもない。
以上に説明したように、この実施の形態１の電力変換装置１０は、停電時に、複数台の電力変換装置１０と連携して負荷４に電力を供給する際、１台をマスタとして基準交流電圧を発生し、他はスレーブとして、マスタとなった電力変換装置から出力される交流電圧の電圧位相を検出し、検出した電圧位相に同期して電力を出力するように構成したので、停電時に複数台の電力変換装置１０を連携して動作することができる。このため、瞬間的に大きな電力が必要となる場合でも、複数台で電力を供給できるため、電力変換装置１０が瞬間的な過負荷（過電流など）で停止し、停電してしまうなどといった不具合発生を解決できる効果がある。
また、この実施の形態１では、太陽光パネル１などの創エネ機器で発電している電力を優先的に負荷４に供給し、この発電電力では不足する電力を、蓄電池２などの蓄エネ機器から出力するので、太陽光パネル１などの創エネ機器の発電電力を最大限活用できる効果がある。
さらに、蓄電池２から電力を放電する際は、蓄電電力量（ＳｏＣ）に応じて優先順位を付けることができるので、蓄電電力量（ＳｏＣ）の大きな蓄電池２から優先的に電力を放電することができる。このため、蓄電池２を搭載する電力変換装置１０をほぼ最後まで協調運転することができる。これにより、瞬間的に大きな電力が必要となった場合でも、電力変換装置１０が過負荷で停止することを避けることができる効果がある。
また、太陽光パネル１で発電した電力に余剰がある場合は、蓄電池２の充電電力量（ＳｏＣ）が少ない蓄電池２を有する電力変換装置１０の実効電圧は小さくなるように制御されるため、この余剰電力についても、蓄電池２の充電電力量（あるいはＳｏＣ）が少ない電力変換装置１０に優先的に余剰電力を割り振ることができる効果がある。
さらに、太陽光パネル１等の創エネ機器の発電電力が多く、余剰電力がある場合は、蓄電池２に余剰電力を充電することができ、蓄電池２が充電モードの場合は、太陽光パネル１をＭＰＰＴ制御するため、太陽光パネル１の発電電力を最大限取り出すことができる。また、充電モードにおいても、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電圧制御で動作させているので、充電電力量を上回る発電電力が供給された場合は、直流母線バス２５の電圧を監視してリアルタイムで太陽光パネル１の発電電力量を絞ることがきるので、電力供給過剰で電力変換装置１０が停止するといったことを避けることができる効果がある。
さらに、マスタを選定する場合、蓄電池２を備えた電力変換装置１０を優先してマスタとして起動するため、例えば、太陽光パネル１しか持たない電力変換装置１０をマスタとする場合と比較して、太陽光パネル１の発電電力を最大限利用することができる効果を有する。
これは、前述のように、太陽光パネル１のみを備えた電力変換装置１０をマスタとして動作させる場合、直流母線バス２５の直流母線電圧は、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３で管理する必要上、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３はＭＰＰＴ制御を行うことができないため、太陽光パネル１の発電する電力を最大限取り出すことができない。これに対して、太陽光パネル１と蓄電池２を有する電力変換装置１０がマスタになった場合は、直流母線バス２５の直流母線電圧は、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７によって制御できるので、太陽光パネル１はＭＰＰＴ制御により発電した電力を最大限取り出すことができる。
なお、この実施の形態１では、直流母線バス２５の直流母線電圧を予め定められた第１の制御目標電圧、および第２の制御目標電圧としたが、これに限るものではなく、例えば、蓄電池２のバッテリ電圧に応じて第１の制御目標電圧、および第２の制御目標電圧を変更しても同様の効果を奏する。
実施の形態２．
図１９は、この発明の実施の形態２における電力変換装置のシステム構成を概略的に示すブロック図であり、図２に示した実施の形態１の構成と対応もしくは相当する構成部分には同一の符号を付す。
この実施の形態２の電力変換装置１０の特徴は、実施の形態１の電力変換装置１０の構成における第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７や、第２の制御回路１８が省略されていて、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３、第１の制御回路１４、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１、および第３の制御回路２２のみが設けられていることである。
なお、この実施の形態２では、電力変換装置１０の外部に接続された直流電源として太陽光パネル１が用いられているが、これに限らず蓄電池２であってもよく、あるいは他の創エネ機器（例えば、風力発電や燃料電池）であってもよい。
この実施の形態２においても、電力系統から解列された際の自立運転時におけるマスタ／スレーブの設定、また負荷への電力供給を行う場合に、全ての電力変換装置１０のＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電圧制御モードで動作させて優先度係数に基づいて電力案分を行う点は、実施の形態１の場合と同様であるから、ここでは詳しい説明は省略する。
実施の形態３．
この実施の形態３では、実施の形態１と同様、図１に示したように複数台の電力変換装置１０が連携して自立運転時に負荷４に電力を供給する場合について説明する。また、実施の形態１と同様に、電力変換装置１０は、太陽光パネル１と蓄電池２を有するものとして以下の説明を行う。
なお、電力変換装置１０は、太陽光パネル１と蓄電池２の両方を有するものではなく、実施の形態２で説明したように、どちらか一方を有するもの、あるいは他の創エネ機器（例えば、燃料電池）でもよいことは言うまでもない。
また、以下の説明では、自立運転を実施する際の要因の一例として停電時の動作について説明するが、停電時にのみに使用する技術ではなく、例えば、深夜の安い電力を蓄電池に充電し、昼間は系統から切り離して、例えば、太陽光パネル１と蓄電池２を使用して電力変換装置１０を使用する場合のように、負荷４や電力変換装置１０を系統から停電時以外に切り離して電力変換装置１０を動作させる場合も自立運転とする。
さらに、この実施の形態３において、電力変換装置１０、負荷４、および電力系統３の配置は、図１に示した実施の形態１の構成と同じであり、また、電力変換装置１０の全体構成は図２に示したものと同じであり、さらに、第１の制御回路１４と、第２の制御回路１８の各構成は、図３、図４に示した実施の形態１の構成とそれぞれ同じである。したがって、ここでは詳細な説明は省略する。
図２０は、この発明の実施の形態３の第３の制御回路２２の構成を示すブロック図である。
図２０において、正弦波発生回路５１は、正弦波を発生して基準信号選択回路５２に出力する。基準信号選択回路５２は、基準交流電圧波形発生回路５４から入力される交流電圧波形と正弦波発生回路５１から入力される正弦波のどちらか一方を選択する。位相検出回路５３は、電力系統３から入力される交流電圧波形の位相を検出する。基準交流電圧波形発生回路５４は、自立運転時にＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電圧制御する際の基準となる基準交流電圧を、位相検出回路５３で検出された位相に基づいて発生する。出力振幅発生回路５５は、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を電圧制御する際の基準となる交流電圧の制御目標値としての交流電圧振幅を決定する。乗算回路５６は基準信号選択回路５２の出力と出力振幅発生回路５５の出力とを乗算する。第６の制御回路５７はＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御するとともに、出力振幅発生回路５５を制御する。
この実施の形態３の特徴として、第３の制御回路２２には、上記構成に加えてさらに、交流の無効電力を計測し、無効電力の絶対値が最小になるように基準交流電圧波形発生回路５４から出力する基準交流電圧（正弦波）の位相を補正制御する無効電力最小化制御回路５８が設けられていることである。そして、この無効電力最小化制御回路５８が特許請求の範囲における無効電力最小化制御部に対応している。
また、この実施の形態３では、実施の形態１の構成と比べ、正弦波発生回路５１、基準信号選択回路５２、位相検出回路５３、基準交流電圧波形発生回路５４の接続順序が異なっている。したがって、この実施の形態３の構成によれば、電力変換装置１０をマスタとして使用する場合、自身で発生した正弦波をそのままＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御する際の基準信号として使用することができるので、位相検出回路５３で位相を検出する際に、実施の形態１で発生していた位相の検出誤差をなくすことができる効果がある。
なお、第３の制御回路２２は、正弦波発生回路５１、基準信号選択回路５２、位相検出回路５３、基準交流電圧波形発生回路５４、出力振幅発生回路５５、乗算回路５６、第６の制御回路５７、および無効電力最小化制御回路５８で構成される。
なお、この実施の形態３についても、実施の形態１、２の場合と同様、創エネ機器として、自然エネルギーを活用する分散電源として太陽光パネル１を用いた場合について説明するが、これに限るものではなく、例えば風力発電などを用いても同様の効果を奏する。また、創エネ機器として燃料電池を用いても良い。
さらに、この実施の形態３では、蓄電池２として据置のバッテリを用いた場合について説明するが、これに限るものではなく、例えば電気自動車のバッテリを用いた場合でも同様の効果を奏する。また、リチュウムイオンバッテリを用いる場合は、バッテリ側に内蔵されたバッテリ管理ユニット（ＢＭＵ）が、蓄電量、充放電の可否、充電時の最大充電電流などを管理し、第２の制御回路１８に通知するが、この実施の形態３では、説明を簡単にするため、蓄電量、充放電の可否、充電時の最大充電電流などの管理は第２の制御回路１８で行うものとして説明を行う。
さらに、この実施の形態３では、説明を簡単にするため、各種制御をＨ／Ｗ（ハードウェア）で実施するものとして説明を行うがこれに限るものではなく、上記全ての回路、あるいは一部の回路をＳ／Ｗ（ソフトウェア）で実現しても同様の効果を奏する。また、上記各回路の機能をＳ／ＷとＨ／Ｗに分割して同様の機能を実現しても良い。
次に、上記構成を備えた電力変換装置１０の具体的な動作について説明する。
なお、電力系統３に電力が正常に供給されている場合（通常運転時）の電力変換装置１０の動作については、実施の形態１で説明した場合と同様であるため、ここでは詳しい説明を省略する。
以下、停電時の電力変換装置１０の自立運転動作について説明する。
電力系統３の停電が検出された場合、スイッチ５を切り、電力変換装置１０ａ〜１０ｎと宅内負荷４ａ〜４ｘを電力系統３から切り離す。電力系統３との切り離しの確認が完了すると、電力変換装置１０ａ〜１０ｎは自立運転を開始する。
この実施の形態３では、実施の形態１と同様、電力変換装置１０ａ〜１０ｎの中から１台を選択し、これをマスタとして自立運転時の基準交流電圧の発生源として動作させる。また、このマスタとなる電力変換装置に対して、他の電力変換装置は、マスタより出力される基準交流電圧の位相に同期して連携動作するので、これをスレーブとして、以下、説明を行う。なお、マスタは、実施の形態１と同様、蓄電池２を有する電力変換装置１０を優先的に選択するものとする。
以下、自立運転時に複数台の電力変換装置１０を連携協調運転させる際の動作について説明する。
電力変換装置１０は、停電を検出すると、自身の電力変換装置１０の動作を停止する。そして、自身に接続されている電源装置のステータス（太陽光パネル１のパネル電圧、蓄電池２の蓄電電力量など）を確認する。各電源装置のステータスの確認が終了すると、ユーザからの自立運転への移行指示を待つ。なお、この実施の形態３では、図示していないＨＥＭＳからユーザが自立運転を要求することで自立運転に移行するものとする。
ユーザから自立運転要求が入力されると、ＨＥＭＳは電力変換装置１０に対して自立運転を開始するよう指示を出す。自立運転指示を受け取った各電力変換装置１０は、自立運転を起動する。なお、この実施の形態３では、マスタとして動作する電力変換装置１０はＨＥＭＳより指定されるものとする。その際、ＨＥＭＳは、スイッチ５を切り、電力変換装置１０と負荷４を電力系統３から切り離す。
一方、ユーザからの自立運転指示が入力されない場合は、電力系統３が復電するまで電力変換装置１０は待機する。そして、電力系統３が復電した場合は、通常の連系運転モードで電力変換装置１０を再度起動する。
次に、図２１、図２２のフロー図を用いて、マスタとなる電力変換装置１０の起動の手順について説明する。
ＨＥＭＳからマスタ起動を指示された電力変換装置１０は、Ｓ２４０で第３の制御回路２２は、電圧計２３から出力される系統電圧を確認し、停電中であるかどうかを再度判断する（Ｓ２４０）。具体的には、交流の実効電圧を計測して、その値が所定値未満の場合には停電と判断する。停電中ではないと判断した場合は、通常の連系運転モードで電力変換装置１０を再起動する（Ｓ２４１）。
一方、先のＳ２４０で停電と判断した場合には、第３の制御回路２２は、第１の制御回路１４内の第４の制御回路３４に対して太陽光パネル（フロー図中ではＰＶパネルと表記）１のパネル電圧が所定値以上あって発電できる状態にあるかどうかを確認する要求を出す。この要求を受信した第４の制御回路３４は、ＭＰＰＴ制御回路３１に対して、電圧計１１より出力される太陽光パネル１の出力電圧が所定値以上であるかどうかを確認するよう指示を出す。ＭＰＰＴ制御回路３１は、この指示にしたがって太陽光パネル１の電圧を確認し、発電可能であるかを判断し、その結果を第４の制御回路３４に通知する（Ｓ２４２）。
第４の制御回路３４は、この判断結果を第３の制御回路２２に通知する。このとき、発電可能であった場合は、直流母線バス２５の直流母線電圧を安定化させるために、
電圧制御回路３２に対して、電圧制御モードで起動するよう指示を出すとともに、切り換え回路３３に対して電圧制御回路３２の出力を選択するよう指示を出すとともに、切り換え回路３３に対して電圧制御回路３２の出力を選択するよう指示し、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３を起動する（Ｓ２４３）。
上記のＳ２４３で第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３の起動を完了、あるいはＳ２４２で太陽光パネル１が所定電圧以下の場合（あるいは接続されていない場合）、第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、第２の制御回路１８内の第５の制御回路４４に対して蓄電池２からの放電を指示する。第５の制御回路４４は、この放電指示を受け取ると、放電制御回路４２に対して電圧計１５より出力される電圧が所定値以上であるか確認するように指示を出す（Ｓ２４４）。
放電制御回路４２は、この指示にしたがって蓄電池２の電圧を確認し、放電可能であるかどうかを判断し、その結果を第５の制御回路４４に通知する。第５の制御回路４４は、この判断結果を第３の制御回路２２に通知するとともに、放電可能であった場合は、直流母線バス２５の直流母線電圧を安定化させるために、放電制御回路４２に対して、電圧制御モードで起動するよう指示を出すとともに、切り換え回路４３に対して放電制御回路４２の出力を選択するよう指示し、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７を起動する（Ｓ２４６）。
また、先のＳ２４４で蓄電池２が所定電圧以下の場合（あるいは接続されていない場合）、既に太陽光パネル１用の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３が起動されているかどうかを確認し（Ｓ２４５）、起動されていない場合はＳ２４０に戻る。
一方、上記Ｓ２４４で蓄電池２の蓄電電力量が所定値以上で放電可能であると判断されてＳ２４６で既に第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７が起動されている場合、あるいは上記Ｓ２４５で第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３が起動済みであると判断されると、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御する第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、マスタとして出力する交流電圧波形を発生するように指示を出す。すなわち、電力変換装置１０がマスタとなる場合には、正弦波発生回路５１に対して、基準となる正弦波を発生するように指示を出す。また、第６の制御回路５７は、基準信号選択回路５２に対して、正弦波発生回路５１の出力を選択するように切り換え指示信号を出力する。基準信号選択回路５２は、この切り換え指示信号に応じて、基準交流電圧波形発生回路５４の出力を正弦波発生回路５１の出力に切り換える（Ｓ２４７）。
その際、出力振幅発生回路５５は、第６の制御回路５７からの指令に基づき、交流電圧波形の実効電圧が例えば２００Ｖとなるように、乗算回路５６に対して、交流電圧の目標値としての交流電圧振幅を決定するための優先度係数（乗算係数）を出力する。乗算回路５６は、基準交流電圧波形発生回路５４で生成された基準交流電圧の出力に対して、出力振幅発生回路５５からの優先度係数をゲインとして乗算する。これにより、交流電圧の制御目標値となる交流電圧振幅をもつ交流電圧波形が得られる。そして、この乗算結果を第６の制御回路５７へ出力する。第６の制御回路５７は、乗算回路５６で得られた交流電圧の制御目標値となる交流電圧振幅をもつ波形（正弦波）の基準交流電圧が出力されるように、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を起動し（Ｓ２４８）、その電力を電力系統３から解列された電力配線に出力する。
なお、この実施の形態３では、マスタとして起動する電力変換装置１０の場合、正弦波発生回路５１で作成した基準正弦波をそのまま出力するよう構成している。これにより、マスタ起動時、実施の形態１と比較し、位相検出回路５３で位相を検出する際に、実施の形態１で発生していた位相の検出誤差をなくすことができる効果がある。また、マスタとして起動した電力変換装置１０は、無効電力最小化制御回路５８による基準交流電圧に対する位相制御は行わない。
こうして、マスタとなる電力変換装置１０の起動を確認すると、他の電力変換装置１０は、スレーブで起動を開始する。以下、図２３、図２４のフロー図を用いて、スレーブとなる電力変換装置１０の起動の手順について説明する。
スレーブ起動を開始すると、第３の制御回路２２が備える第６の制御回路５７は、電圧計２３から出力される系統電圧を確認し、マスタとなる電力変換装置１０から交流電圧が供給されているかどうかを確認するとともに、図示していないＨＥＭＳから自立運転起動指示が通知されているかどうかを確認する（Ｓ２６０）。ここで、交流電圧が供給されており、ＨＥＭＳから自立運転起動指示が通知されていない場合は、系統が復電したものと判断して通常（連系運転モード）で起動する（Ｓ２６１）。
一方、ＨＥＭＳから自立運転起動指示が通知されていて、停電と判断した場合には、マスタ起動の際と同様に、第３の制御回路２２は、第１の制御回路１４内の第４の制御回路３４に対して、太陽光パネル１のパネル電圧が所定値以上あって発電できる状態にあるかどうかを確認する要求を出す。この要求を受信した第４の制御回路３４は、これに応じてＭＰＰＴ制御回路３１に対して、電圧計１１より出力される太陽光パネル１の出力電圧が所定値以上であるかを確認するよう指示を出す（Ｓ２６２）。ＭＰＰＴ制御回路３１では、指示にしたがって太陽光パネル１の電圧を確認し、発電可能であるかを判断し、その結果を第４の制御回路３４に通知する。
第４の制御回路３４は、この判断結果を第３の制御回路２２に通知するとともに、発電可能であった場合は、直流母線バス２５の直流母線電圧を安定化させるために、
電圧制御回路３２に対して、第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３を電圧制御モードで起動するよう指示を出し、さらに、切り換え回路３３に対して電圧制御回路３２の出力を選択するよう指示する（Ｓ２６３）。
上記Ｓ２６３で第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３の起動を完了、あるいは上記Ｓ２６２で太陽光パネル１が所定電圧以下の場合（あるいは接続されていない場合）、第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、第２の制御回路１８内の第５の制御回路４４に対して、蓄電池２からの放電を指示する。第５の制御回路４４は、この放電指示を受け取ると、放電制御回路４２に対して電圧計１５より出力される電圧が所定値以上であるか確認するように指示を出す。
放電制御回路４２は、この指示にしたがって蓄電池２の電圧を確認して放電可能であるかを判断し（Ｓ２６４）、その結果を第５の制御回路４４に通知する。第５の制御回路４４は、この判断結果を第３の制御回路２２に通知するとともに、放電可能であった場合は、Ｓ２６４で放電制御回路４２に対して第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７を電圧制御モードで起動するよう指示を出し、さらに、切り換え回路４３に対して放電制御回路４２の出力を選択するよう指示し、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７を起動する（Ｓ２６６）。
また、先のＳ２６４で蓄電池２が所定電圧以下の場合（あるいは接続されていない場合）は、既に太陽光パネル１用の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３が起動されているかどうかを確認し（Ｓ２６５）、起動されていない場合はＳ２６０に戻る。
一方、上記Ｓ２６４で蓄電池２の蓄電電力量が所定値以上で放電可能であると判断されてＳ２６６で既に第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７が起動されている場合、あるいは上記Ｓ２６５で第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３が起動済みであると判断されると、第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、スレーブとして出力する交流電圧波形を発生するように指示を出す。すなわち、電力変換装置１０がスレーブとなる場合には、第６の制御回路５７は、位相検出回路53は、電力系統３から入力される交流電圧を計測する電圧計２３から出力される交流電圧波形の位相を検出する（Ｓ２６７）。この場合の位相検出方法としては、実施の形態１で説明した場合と同様に、電力系統３から入力される交流電圧波形のゼロクロス点を検出し、そのゼロクロス点検出時刻を基準交流電圧波形発生回路５４に出力する。
また、第６の制御回路５７は、基準信号選択回路５２に対して。基準交流電圧波形発生回路５４の出力を選択して出力するように切り換え指示信号を出力する。基準信号選択回路５２は、この切り換え指示信号に応じて、基準交流電圧波形発生回路５４の出力を選択する。
一方、無効電力最小化制御回路５８は、自身が出力する無効電力の絶対値が最小になるように基準交流電圧波形発生回路５４から出力する正弦波の位相を補正制御する。すなわち、基準交流電圧波形発生回路５４から出力する基準交流電圧（正弦波）の位相の補正量を基準交流電圧波形発生回路５４に通知する。
また、出力振幅発生回路５５は、第６の制御回路５７からの指令に基づき、乗算回路５６に対して、交流電圧の目標値としての交流電圧振幅を決定するための優先度係を出力する。乗算回路５６は、基準交流電圧波形発生回路５４で生成された基準交流電圧の出力に対して、出力振幅発生回路５５からの優先度係数をゲインとして乗算する。これにより、乗算回路５６の出力により、交流電圧の制御目標値となる交流電圧振幅値をもつ基準交流電圧が得られる。そして、この乗算結果を第６の制御回路５７へ出力する。第６の制御回路５７は、乗算回路５６で得られた交流電圧の制御目標値となる交流電圧振幅をもつ基準交流電圧が出力されるように、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を起動し（Ｓ２６９）、その電力を電力系統３から解列された電力配線に出力する。
次に、上述した位相検出回路５３、基準交流電圧波形発生回路５４、および無効電力最小化制御回路５８の各動作について、以下、さらに詳しく説明する。
一般に、電力変換装置１０内で使用する基準クロックを使用して基準正弦波を作成する場合、各電力変換装置１０内の基準となるクロックに偏差（例えば１００ｐｐ程度）があるため、最初に位相を合わせたとしてもこのクロック偏差により正弦波の位相は少しずつずれてくる。これを解決する手法としては、例えばＰＬＬを利用して両者の基準クロックを同期させる方法や、交流電圧の１周期ごとにゼロクロス点を検出して基準正弦波の位相を合わせこむ手法などがある。この実施の形態３では、後者のゼロクロス点を検出して位相を合わせこむ方式を採用する。
また、この実施の形態３では、複数台の電力変換装置１０の内、マスタとなる電力変換装置１０から出力される交流電圧波形を基準に、スレーブとなる電力変換装置１０が電圧制御にて連携する。その際、上述したように、クロック周波数偏差の影響でスレーブとなる電力変換装置１０内で発生する基準の正弦波の位相が徐々にずれてくる。したがって、この実施の形態３では、位相検出回路５３でゼロクロス点を検出することでクロック周波数偏差に起因する位相のずれを補正し、しかも電力系統３や負荷４のインピーダンスに起因して発生する位相の微調整を、無効電力最小化制御回路５８において検出した最適位相情報を用いて実施する。なお、位相検出回路５３の動作については、実施の形態１（図１３および図１４）で説明したのと同様であるので、ここでは詳しい説明を省略する。
次に、図２５、図２６を用いて、無効電力最小化制御回路５８の必要性について説明する。
複数台の電力変換装置１０を各々電圧制御で連携させる場合、各電力変換装置１０に入力される交流電圧のゼロクロス点の検出結果のみを使用するだけでは、例えば、蓄電池２の蓄電電力量（ＳｏＣ）により、電力変換装置１０から負荷への供給電力量を自律的に抑制するなどの制御を確実に実施することが難しい。これは、上述したように、各電力変換装置１０が出力する交流電圧の位相が、電力系統３のインピーダンスや負荷４の消費電力等によって変わるためである。よって、この実施の形態３では、上記交流電圧の位相の微調整を、自身が出力する無効電力に着目して実施する。以下、この点について説明する。
図２５は、２台の電力変換装置１０を電圧制御で連携させた際の、スレーブ側の基準交流電圧の波形に与える位相補正量と、スレーブの電力変換装置１０から出力される無効電力（電力変換装置１０から電力系統３に電力を供給する場合）との関係をシミュレーションした結果の一例を示している。なお、このシミュレーションでは、系統周波数を６０Ｈｚとして、２秒間（１２０周期）の積分結果を無効電力として算出している。図中“０°”は、マスタとスレーブの基準交流電圧の波形（正弦波）の位相が同一のものを使用した場合を示し、これを境にしてプラス側がスレーブの基準交流電圧の位相がマスタに対して進む場合を示し、マイナス側は遅れる場合を示す。
図２６は、２台の電力変換装置１０を電圧制御で連携させた際のスレーブ側の基準交流電圧に与える位相補正量と、マスタとスレーブの各電力変換装置１０から出力される電力Ｗｍ（図中、実線で示す）、Ｗｓ（図中、破線で示す）の関係をシミュレーションした結果の一例を示している。なお、図２６に示すシミュレーションでは、無効電力の絶対値が最小となる位相でマスタとスレーブの各出力電力Ｗｍ、Ｗｓがほぼ一致するように基準交流電圧の実効電圧を与えている。したがって、基準交流電圧の実効電圧が同じである場合は、０°位相でマスタとスレーブの出力電力Ｗｍ、Ｗｓがほぼ一致する。
図２７は、図２６に示したシミュレーション結果において、マスタとスレーブの出力電力Ｗｍ、Ｗｓがほぼ一致する最適位相θ０となる付近を拡大した図である。
図２７に示すように、最適位相θ０となる付近では、位相が少し変化しただけで電力変換装置１０からの出力電力が大きく変化する。よって、この実施の形態３では、無効電力最小化制御回路５８において、無効電力が最小になるように、スレーブ側の基準交流電圧の位相θｊを最適位相θ０から若干進めて制御する。このように制御することで、位相が少し変化しても電力変換装置１０から出力される電力は大きく変化せず、各電力変換装置１０からの出力電力を案分することができる効果がある。
次に、図２８、図２９に示すフロー図を用いて、無効電力最小化制御回路５８の詳細な動作について説明する。
いま、Ｗａｃ＿ｎｅｇ（ｎ）とＷａｃ＿ｎｅｇ（ｎ−１）は、それぞれ、算出した無効電力の積分結果の現在値と、１つ前の値とする。また、ｓｉｇｎ＿ｆｌａｇを、前回の制御で位相を進めるように制御したか、あるいは遅らすように制御したかを指し示すフラグとする。また、Ａｃ＿ｐｈａｓｅを、無効電力最小化制御回路５８で算出した位相補正情報とする。そして、これらの各種変数の値を初期化する（Ｓ３２１）。
この初期化を完了すると、無効電力最小化制御回路５８は、第６の制御回路５７を介して電圧計２３および電流計２４の情報を用いて、無効電力（Ｗａｃ＿ｎｅｇ（ｎ））の算出を行う（Ｓ３２２）。この無効電力の計算については、電力変換装置１０から負荷４に電力を供給している場合の有効電力を正とした場合、算出した電力が負となる電力を予め定められた期間に渡って積分することにより算出する。
Ｓ３２２で無効電力の算出を完了すると、今回算出した無効電力Ｗａｃ＿ｎｅｇ（ｎ）が前回算出したＷａｃ＿ｎｅｇ（ｎ−１）と比較して大きいかどうかを判断する（Ｓ３２３）。この判断の結果、今回の値が前回の値よりも大きい、あるいは等しい場合には、次いでｓｉｎｇ＿ｆｌａｇが“０”であるかどうかを確認する（Ｓ３２４）。ここで、ｓｉｇｎ＿ｆｌａｇとは、前回の制御で位相を進めた場合には“０”を、遅らせた場合には“１”をセットするフラグである。
上記Ｓ３２４でｓｉｇｎ＿ｆｌａｇが”０”と判断された場合、前回位相を進めたことで無効電力の絶対値が増加したものと判断して、位相補正情報Ａｃ＿ｐｈａｓｅをＡｃ＿ｓｔｅｐ分遅らせるとともに、位相を遅らせたのでｓｉｇｎ＿ｆｌａｇに“１”をセットする（Ｓ３２５）。なお、上記のＡｃ＿ｓｔｅｐは、無効電力最小化制御において、位相を制御する際のステップで、この実施の形態３では予め定められた固定値として、以下説明を続ける。
一方、上記Ｓ３２４でｓｉｇｎ＿ｆｌａｇが”１”と判断された場合、前回位相を遅らせたことで無効電力の絶対値が増加したものと判断して、位相補正情報Ａｃ＿ｐｈａｓｅをＡｃ＿ｓｔｅｐ分進めるとともに、位相を進めたのでｓｉｇｎ＿ｆｌａｇを“０”にセットする（Ｓ３２６）。
一方、先のＳ３２３で今回算出した無効電力Ｗａｃ＿ｎｅｇ（ｎ）が前回算出したＷａｃ＿ｎｅｇ（ｎ−１）と比較して小さいと判断した場合は、ｓｉｎｇ＿ｆｌａｇが“０”であるかどうかを確認する（Ｓ３２７）。
ここで”０”と判断された場合、前回位相を進めたことで無効電力の絶対値が減少したものと判断して、Ａｃ＿ｐｈａｓｅをＡｃ＿ｓｔｅｐ分進めるとともに、位相を進めたのでｓｉｇｎ＿ｆｌａｇを“０”にセットする（Ｓ３２８）。一方、上記Ｓ３２７でｓｉｇｎ＿ｆｌａｇが”１”と判断された場合、前回位相を遅らせたことで無効電力の絶対値が減少したものと判断して、Ａｃ＿ｐｈａｓｅをＡｃ＿ｓｔｅｐ分遅らせるとともに、位相を遅らせたのでｓｉｇｎ＿ｆｌａｇに“１を”セットする（Ｓ３２９）。
上記のＳ３２５、Ｓ３２６、Ｓ３２８、Ｓ３２９のいずれかの処理が完了すると、無効電力最小化制御回路５８は、Ｗａｃ＿ｎｅｇ（ｎ−１）にＷａｃ＿ｎｅｇ（ｎ）を代入し（Ｓ３３０）、自立運転が終了しているかどうかを確認する（Ｓ３３１）。終了していた場合は、無効電力最小化制御を終了する。自立運転が終了していなかった場合は、先のＳ３２２に戻って再度、無効電力の計測を行う。
この実施の形態３では、上述のようにスレーブとして動作する電力変換装置１０において使用する基準交流電圧の波形（正弦波）の位相を制御するので、電力系統３や負荷４のインピーダンスによって変わる基準交流電圧を常に最適な位相に制御することができる。例えば、負荷４の消費電力が急変し、全体のインピーダンスが変化した場合についても、その変化に追随して最適な位相でスレーブとして動作するように電力変換装置１０を制御できる効果がある。また、電力系統３や負荷４のインピーダンスが予め分かっていなくても、無効電力量に基づいて制御を行うため、基準交流電圧を常に最適な位相に制御できるという効果がある。
この実施の形態３においても、先の実施の形態１、２と同様、自立運転起動後は、各電力変換装置１０から負荷４に均等に電力量を供給を行うのではなく、電力変換装置１０毎に供給可能な電力量を考慮して電力供給の調整を行う。このように、自立運転起動後に各々の電力変換装置１０間で供給電力量を案分することの必要性については、既に実施の形態１で説明した通りであり、その場合の具体的な案分方法は、実施の形態１の図１５、図１６を用いて説明したのと同じであるから、ここでは詳しい説明は省略する。
次に、図３０、図３１を用いて、マスタ、およびスレーブとなる各電力変換装置１０における制御目標となる基準交流電圧の実効電圧の決定方法について説明する。
図３０は、マスタとして動作する電力変換装置１０の出力電力と、制御目標となる基準交流電圧の実効電圧との関係の１例を示す特性図である。また、図３１は、スレーブとして動作する電力変換装置１０の出力電力と、制御目標となる基準交流電圧の実効電圧との関係の１例を示す特性図である。なお、図３０に示すマスタ側のグラフは、スレーブ側の電力変換装置１０における蓄電電力量（ＳｏＣ）が１００％時（すなわち、スレーブ側の電力変換装置１０がフルに電力を出力する場合、優先度が一番高い場合）の基準交流電圧の実効電圧を２００Ｖとした場合のシミュレーション結果を示している。
図３０において、ＳｏＣが１００％のラインは、上記条件で負荷４の消費電力を変化させ、マスタとスレーブが出力する電力がほぼ同じになる基準交流電圧の実効電圧を示す。また、同図中、ＳｏＣが１０％のラインは、上記条件で負荷４の消費電力を変化させ、マスタ側が出力する電力がスレーブ側の出力する電力の１／９程度になる基準交流電圧の実効電圧を示す。
すなわち、マスタ側の電力変換装置１０から１０００Ｗの電力を出力する場合のＤＣ／ＡＣ変換回路２１が出力する交流実効電圧の目標値は、ＳｏＣが１００％の場合は図３０より１９２Ｖ程度（ＳｏＣ：１００％時）〜１８２Ｖ程度（ＳｏＣ：１０％）の値をとることになる。また、この実施の形態３では、マスタが取りうる基準交流電圧の実効電圧の下限電圧をマスタ側の電力変換装置１０における蓄電池のＳｏＣが１００％で１９０Ｖ、蓄電池のＳｏＣが１０％で１７５Ｖとした（なお、１００％と１０％の間のＳｏＣは１９０Ｖと１７５Ｖの間で例えば線形補間を行う）。
例えば、マスタ側の電力変換装置１０から２０００Ｗの電力を供給しようとした場合、本来は、マスタ側の実効電圧はＳｏＣが１００％の場合は１８５Ｖ程度（図３０のＳｏＣ１００％のラインの破線部参照）、ＳｏＣが１０％の場合は１６８Ｖ程度（図３０のＳｏＣ１０％のラインの破線部参照）となる。同様に、図３１からスレーブ側の実効電圧はＳｏＣが１００％の場合は２００Ｖ、ＳｏＣが１０％の場合は１６５Ｖ程度（図３１のＳｏＣ１０％のラインの破線部参照）となる。ここで、マスタ側、スレーブ側のＳｏＣが３０％程度で２０００Ｗを放電させようとした場合、マスタ側の交流実効電圧の目標値は１７２Ｖ程度、スレーブ側の交流実効電圧の目標値は１７３Ｖ程度となる。よって、負荷４に供給される交流電圧の実効値は、１７２．５Ｖより小さくなる。このように、基準交流電圧の実効電圧が小さくなると、負荷４へ供給する交流電圧の実効電圧が低くなるため、マスタ（後述するがスレーブ）が取りうる基準交流電圧の実効電圧の下限電圧を設定した。なお、他のＳｏＣについても図示していないが同様の条件（ＳｏＣ１００％とＳｏＣ１０％を間を例えば線形で補間するなど）で求めることができる。
また、図３１において、ＳｏＣが１００％のラインは、上記条件で負荷４の消費電力を変化させ、マスタとスレーブが出力する電力がほぼ同じになる基準交流電圧の実効電圧を示す。また、同図中、ＳｏＣが１０％のラインは、上記条件で負荷４の消費電力を変化させ、スレーブ側が出力する電力がマスタ側の出力する電力の１／９程度になる基準交流電圧の実効電圧を示す。
なお、スレーブ側もマスタ側と同様に、基準交流電圧の実効電圧が小さくなると、負荷４へ供給する交流電圧の実効電圧が低くなるため、この実施の形態３では、スレーブが取りうる基準交流電圧の実効電圧の下限電圧を１８０Ｖとした。なお、他のＳｏＣについても図示していないが同様の条件（ＳｏＣ１００％とＳｏＣ１０％を間を例えば線形で補間するなど）で求めることができる。
この実施の形態３では、上述したように、無効電力最小化制御回路５８で無効電力が最小になるようにスレーブ側の基準交流電圧の位相をマスタに比べて進めて制御している関係で（図２７参照）、図３０、図３１に示したように、マスタとスレーブの基準交流電圧の実効電圧の算出の際に使用するグラフが異なる。また、スレーブ側の基準交流電圧の位相をマスタに比べて進めて制御しているため、マスタ側の実効電圧の下限電圧を低くしている。
なお、この実施の形態３では、制御目標となる基準交流電圧の実効電圧を図３０、図３１に示したように、テーブルデータを使用した場合について説明したが、これに限るものではなく、例えば、マスタ側の交流電圧位相を進めるように制御した場合には、図３０と図３１の特性がマスタとスレーブで逆の関係になることは言うまでもない。
次に、この実施の形態３におけるＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力する交流電圧の交流電圧振幅、ひいては実効電圧を決定する方法について説明する。
この実施の形態３では、創エネ機器である太陽光パネル１での発電電力を最大限活用するように、また、蓄電池２については、蓄電池２の蓄電電力量（ＳｏＣ）に基づいてそれぞれ交流電圧振幅を決定する。
すなわち、太陽光パネル１については、例えば、電力変換装置１０の定格が４ｋＷで、４ｋＷ発電できる場合には、蓄電池２からの放電を行わず、太陽光パネル１の発電電力を系統に供給する。その際、余剰電力がある場合は蓄電池２に充電する。蓄電池２に充電し、さらに余剰電力がある場合、あるいは蓄電池２が満充電である場合は、交流基準電圧波形の交流電圧振幅を大きくすることで実効電圧をさらに大きくし、太陽光パネル１の発電電力を電力系統３に出力する。
なお、交流基準電圧波形の実効電圧を上限である２００Ｖとした場合でも、太陽光パネル１の発電電力に余剰電力がある場合は、さらに交流基準電圧波形の実効電圧を大きくし、太陽光パネル１の発電電力をできる限り電力系統３に供給できるよう制御する。また、第６の制御回路５７で電力系統３の実効電圧を監視し、電力系統３の実効電圧が予め定められた上限電圧を超えない範囲で、出力振幅発生回路５５は交流基準電圧波形の実効電圧を制御する。
一方、蓄電池２については、上述したように蓄電電力量（ＳｏＣ）により交流基準電圧波形の実効電圧を決定する。例えば、ＳｏＣが１００％の蓄電池２に対して、５０％の蓄電池２は略半分の電力を供給するように、交流基準電圧波形の実効電圧を決定する。この決定方法としては、ＳｏＣ、および電力変換装置１０からの出力電力に対する交流基準電圧波形の実効電圧値が定まるように、テーブルデータをマスタ、およびスレーブとも予め決めておき（前述の図３０、図３１参照）、そのデータに基づいて交流基準電圧波形の実効電圧値を決定する。例えば、マスタとなる電力変換装置１０でＳｏＣが１０％、出力電力が７５０Ｗの場合、図３０から交流基準電圧波形の実効電圧値は１８５Ｖとなる。
通常、何も制御しない場合、例えば複数台の電力変換装置１０の内で、交流基準電圧波形の位相が一番進んでいる電力変換装置１０から優先的に電力が出力されるため、蓄電池２の大きさが同じ場合は、位相の一番進んでいる電力変換装置１０より蓄電池２の蓄電電力がゼロになってしまう。上記要領で、交流基準電圧波形の実効電圧を制御することで蓄電池２を有する複数の電力変換装置１０が自立運転時に連携して電力を供給する場合、充電量の少ない蓄電池や、容量の小さな蓄電池が先に充電電力が無くなることが回避され、略同じようなタイミングで全ての蓄電電力の放電を完了させることができる効果がある。
このように制御することで、定格４ｋＷの蓄電池２（蓄電池の容量は異なる）のみを搭載している電力変換装置１０が５台連携している場合、５台の電力変換装置１０をほぼ最後まで連携して運転できるので、瞬間的に非常に大きな電力が必要となる場合でも、ほぼ最後まで２０ｋＷの電力まで対応できる効果がある。
例えば、マンションで使用されるエレベータなどは、動き出し時に非常に大きな電力を必要とするが、この実施の形態３で説明したように、蓄電電力量（ＳｏＣ）により交流基準電圧波形の実効電圧を決定するようにすれば、複数台の電力変換装置１０は接続されている蓄電池２の容量やＳｏｃが異なっていても、ほぼ同じ時刻まで動作することができる。このため、蓄電池２に蓄電されている電力量の総和は１／３程度あるのに、例えば、２台の電力変換装置１０は蓄電池２が空になって停止してしまい、エレベータが起動できないといった不具合を回避できる。
図３２は、電力変換装置１０の自立運転時のＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力する交流基準電圧波形の実効電圧の値を算出する際の処理を示すフロー図である。
ＤＣ／ＡＣ変換回路２１の基準交流電圧の実効電圧の算出を開始すると、太陽光パネル１から発電される電力量を取得する（Ｓ３８１）。太陽光パネル１の発電電力量の取得が完了すると、蓄電池２の蓄電電力量を取得する（Ｓ３８２）。上記太陽光パネル１の発電電力量、蓄電池２の蓄電電力量（ＳｏＣ）、電力変換装置１０の出力電力量、動作モード（マスタ／スレーブ）、および電力系統３の実効電圧に基づいて交流基準電圧波形の交流電圧振幅、ひいては実効電圧を決定する（Ｓ３８３）。
次に、制御目標となる基準交流電圧の実効電圧の具体的な決定方法について、図３３、図３４を用いて説明する。
まず、太陽光パネル１が夜間など全く発電していないあるいは太陽光パネル１が実装されていない場合について図３３を用いて説明する。
出力振幅発生回路５５は、第６の制御回路５７より太陽光パネル１の発電電力量、蓄電池２の蓄電電力量（ＳｏＣ）、電力変換装置１０の出力電力量、および動作モード（マスタ／スレーブ）の情報を受け取ると、この動作モードから使用するテーブル、例えば、マスタであれば図３０に示すテーブルを、またスレーブであれば図３１に示すテーブルを選択する。そして、テーブルの選択を完了すると、蓄電池２のＳｏＣ情報から、該当する出力電力と、制御目標となる交流基準電圧波形の実効電圧との関係を指し示すテーブルデータを選択する。
次いで、現在の動作点（ここでは、一例として、図中、黒丸で示す出力電力が１０００Ｗで、基準交流電圧の実効電圧が１９０Ｖの点）を確認する。図では、現在のＳｏＣ値で１０００Ｗの電力を出力する際の制御目標となる交流基準電圧波形の実効電圧は１８７．５Ｖであるので、出力振幅発生回路５５は、乗算回路５６から出力される新たな制御目標となる交流基準電圧波形の実効電圧が１８７．５Ｖとなるように、優先度係数を乗算回路５６に出力する。
また、太陽光パネル１が発電している場合について、図３４を用いて説明する。
出力振幅発生回路５５は、第６の制御回路５７より太陽光パネル１の発電電力量、蓄電池２の蓄電電力量（ＳｏＣ）、電力変換装置１０の出力電力量、および動作モード（マスタ／スレーブ）の情報を受け取ると、この動作モードから使用するテーブル、例えば、マスタであれば図３０に示すテーブルを、またスレーブであれば図３１に示すテーブルを選択する。そして、テーブルの選択を完了すると、上述と同様に、蓄電池２のＳｏＣ情報から、該当する出力電力と、制御目標となる交流基準電圧波形の実効電圧との関係を指し示すテーブルデータを選択する。
次いで、現在の動作点（ここでは、一例として、図中、黒丸で示す出力電力が２５００Ｗで、基準交流電圧波形の実効電圧が１９０Ｖの点）を確認する。そして、先のＳ３８１で取得した太陽光パネル１の発電電力量を確認する。
ここで、太陽光パネル１の発電電力量が２０００Ｗの場合（図中、実線太矢印で示す）、出力振幅発生回路５５は、太陽光パネル１の発電電力を優先し、現在出力している供給電力量を維持するため、蓄電池２が放電すべき電力を算出する。本例の場合、２５００Ｗ−２０００Ｗ＝５００Ｗ（同図中では、新たな放電量と記載）となる。そして、この算出結果と選択したテーブルデータとから、蓄電池２の放電電力量（本例では、５００Ｗに相当）を出力するための新たな制御目標となる交流基準電圧波形の実効電圧を求める（同図中では、新たな実効電圧＝１９２．５Ｖ）。出力振幅発生回路５５は、乗算回路５６から出力される新たな制御目標となる交流基準電圧波形の実効電圧が１９２．５Ｖとなるように、優先度係数を乗算回路５６に出力する。
一方、太陽光パネル１の発電電力量が３０００Ｗの場合（図中、破線太矢印で示す）、出力振幅発生回路５５は、太陽光パネル１の発電電力を優先し、発電電力の最大限が電力系統３に出力されるように制御する。したがって、現在、電力変換装置１０が出力している電力（２５００Ｗ）に対して、太陽光パネル１の発電電力（３０００Ｗ）が大きいため、余剰電力（ここでは、３０００Ｗ−２５００Ｗ＝５００Ｗ）が発生している。
この場合、電力変換装置１０から電力系統３への供給電力量を上げる必要がある。よって、この実施の形態３では、新たな制御目標となる交流基準電圧波形の実効電圧を上限電圧の２００Ｖを超えて設定する（図中、新たな制御目標となる交流基準電圧波形の実効電圧を符号Ｖｎｅｗで示す）。なお、テーブルデータに関しては、太陽光パネル１の余剰電力（本件の場合、５００Ｗ）が発生した際に設定するデータに関しても予めテーブル化を行っておくものとする。
上記のように、交流基準電圧波形の実効電圧値を上限電圧の２００Ｖを超えて設定する場合は、電力系統３に接続されている負荷４の電力供給、あるいは電力変換装置１０から蓄電池２への充電を行っても余剰電力を全て消費できない場合は、電力系統３の交流の実効電圧が上昇する。
そこで、この実施の形態３では、交流基準電圧波形の実効電圧を上限電圧の２００Ｖを超えて設定する場合は、電圧計２３で電力系統３の実効電圧を監視しておき、電力系統３の実効電圧が所定値を超えた場合には、制御目標となる基準交流電圧の実効電圧を順次下げて行くことで、交流の過電圧で負荷４が故障する、あるいは電力変換装置１０が停止することを防止することができる。
次に、再度、図２２を使用して、マスタとなった電力変換装置１０の自立運転起動後の動作について説明する。
第３の制御回路２２は、交流電圧の目標値となる交流電圧振幅を決定し、この交流電圧振幅を有する実効電圧を算出する（Ｓ２４９）。そして、この実効値電圧をもつ交流電圧波形がＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力されるように、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１を制御する（Ｓ２５０、Ｓ２５１）。この場合の第３の制御回路２２の動作は、図３２のフロー図、および図３３、図３４を用いて既に説明した通りである。
次に、第３の制御回路２２内の第６の制御回路５７は、電力系統３が復電しているかどうかを確認する（Ｓ２１８）。ここで、電力系統３が復電している場合は、電力変換装置１０を停止し（Ｓ２２４）、電力変換装置１０の停止確認後に、スイッチ５を接続して、負荷４および電力変換装置１０を電力系統３に再接続する。再接続を完了すると、電力変換装置１０は、電力系統３と連系して再度起動する（Ｓ２５２）。
一方、上記のＳ２１８で復電していなかった場合には、電力変換装置１０の停止要件を検出したかどうかを確認する（Ｓ２１９）。この場合の停止要件とは、例えば負荷４から非常に大きな電力が引き出されて電力変換装置１０の定格容量を超えた場合、あるいは蓄電池２の蓄電電力がなくなり、更に太陽光パネル１からの発電がなくなった場合などがこれに相当する。Ｓ２１９で停止要件を検出した場合には、電力変換装置１０を停止し、電力系統３が復電した際に、電力系統３と連系して再起動する（Ｓ２２４）。一方、先のＳ２１９で電力変換装置１０の停止要件を検出できなかった場合には、Ｓ２４９に戻ってＤＣ／ＡＣ変換回路２１の制御を継続する。
次に、再度、図２４を使用して、スレーブとなった電力変換装置１０の自立運転起動後の動作について説明する。
電力変換装置１０内の第３の制御回路２２において、位相検出回路５３が基準信号選択回路５２より出力される基準交流電圧波形の位相の位相検出を行い、次いで、基準交流電圧波形発生回路５４は、位相検出回路５３で検出された位相に基づいて基準交流電圧（正弦波）を発生する。その際、無効電力最小化制御回路５８は、ＤＣ／ＡＣ変換回路２１から出力される無効電力の絶対値が最小になるように、基準交流電圧波形発生回路５４に対して、基準交流電圧（正弦波）の位相の補正量を通知する。これに応じて、基準交流電圧波形発生回路５４は、上述した無効電力最小化制御による最適位相の補正を行う（Ｓ２７０）。
これ以降のＳ２７１〜Ｓ２７４の動作については、図２３に示したマスタとなった電力変換装置１０の自立運転起動後の動作と基本的に同じであるから、ここでは詳しい説明は省略する。
なお、自立運転起動後の第１のＤＣ／ＤＣ変換回路１３による太陽光パネル１の電圧制御と、第２のＤＣ／ＤＣ変換回路１７による蓄電池２の電圧制御との連携動作や、自立運転時の太陽光パネル１の制御方法（ＭＰＰＴ制御方式や、直流母線２５の電圧を一定に制御する電圧制御方式）、および蓄電池２の制御方法については、先の実施の形態１で説明した場合と同様であるから、ここでは詳しい説明は省略する。
以上に説明したように、この実施の形態３の電力変換装置１０は、実施の形態１で説明したのと同様な効果を奏することができる。さらに、この実施の形態３では、電力変換装置１０に無効電力最小化制御回路５８を設けているので、これにより、スレーブとして動作する電力変換装置１０において使用する基準交流電圧の波形（正弦波）の位相を補正する制御を行うので、電力系統３や負荷４のインピーダンスによって変わる基準交流電圧を常に最適な位相に制御することができる。すなわち、負荷４の消費電力が急変して、全体のインピーダンスが変化した場合でも、その変化に追随して最適な位相でスレーブとして動作するように電力変換装置１０を制御することができる。また、電力系統３や負荷４のインピーダンスが予め分かっていなくても、無効電力量に基づいて制御を行うため、基準交流電圧を常に最適な位相に制御でき、無駄な電力消費を抑えることができるという効果がある。
この実施の形態１、２、３では、自然エネルギーを用いた直流電源として、太陽光パネル１を用いた場合について説明したが、これに限るものではなく、例えば風力を利用した発電などの創エネ機器を用いた場合でも、同様の効果を奏する。
また、この実施の形態１、２、３では、他の直流電源として蓄電池２を用いた場合について説明したが、これに限るものではなく、例えば電気自動車や電動二輪車などに設けられたバッテリなどの蓄エネ機器を用いても同様の効果を奏する。
さらに、この実施の形態１、２、３では、太陽光パネル１や蓄電池２の直流電源から供給される電力を交流に変換した後に負荷４に供給する場合について説明したが、これに限るものではなく、直流母線バス２５の直流母線電圧を直接、あるいはＤＣ／ＤＣ変換して直流で負荷４に供給する、いわゆる直流給電対応の負荷４に供給しても同様の効果を有する。
また、この発明は上記の実施の形態１、２、３の構成のみに限定されるものではなく、この発明の趣旨を逸脱しない範囲において、各構成に変形を加えたり、構成の一部を省略することが可能である。

Claims (13)

  1. 外部に接続された第１の直流電源の直流電力を交流電力に変換して電力系統に接続された負荷に供給する電力変換装置であって、
    上記第１の直流電源から出力される第１の直流電圧を第２の直流電圧に変換する第１のＤＣ／ＤＣ変換部と、上記第１のＤＣ／ＤＣ変換部から出力される上記第２の直流電圧を入力して、この入力された上記第２の直流電圧を交流電圧に変換、あるいは交流電圧を上記第２の直流電圧に変換するインバータ部と、上記第１のＤＣ／ＤＣ変換部を制御する第１のＤＣ／ＤＣ変換制御部と、上記インバータ部を制御するインバータ制御部と、上記インバータ部を電圧制御する際の基準となる交流電圧の目標値を生成する交流電圧目標値生成部とを備え、
    上記交流電圧目標値生成部は、上記電力系統から解列された際の自立運転時に上記第１の直流電源の電力量に応じて交流電圧の上記目標値としての交流電圧振幅を決定し電圧制御する際の基準となる交流電圧の目標値を生成する一方、上記インバータ制御部は、上記交流電圧目標値生成部で決定された上記交流電圧振幅をもつ交流電圧が上記インバータ部から出力されるように、当該インバータ部を電圧制御する電力変換装置。
  2. 上記交流電圧目標値生成部は、自身で交流電圧の基準となる正弦波を発生する第１の正弦波発生部と、上記第１の正弦波発生部で発生される上記正弦波と外部から供給される交流電圧のいずれか一方を選択する基準正弦波選択部と、この基準正弦波選択部より選択出力される波形の位相を検出する位相検出部と、この位相検出部による位相検出結果に基づいて、基準となる交流電圧の上記目標値を生成する請求項１に記載の電力変換装置。
  3. 上記交流電圧目標値生成部は、外部から供給される交流電圧の位相を検出する位相検出部と、自身で交流電圧の基準となる正弦波を発生する第１の正弦波発生部と、上記位相検出部より出力される位相検出結果に基づいて、基準となる交流電圧に同期した正弦波を発生する第２の正弦波発生部と、上記第１の正弦波発生部と第２の正弦波発生部の出力のいずれか一方の出力を選択する基準正弦波選択部とを備え、上記基準正弦波選択部より出力される正弦波に基づいて、基準となる交流電圧の上記目標値を生成する請求項１に記載の電力変換装置。
  4. 上記基準正弦波選択部は、上記自立運転時に交流基準電圧源として動作する場合には、上記第１の正弦波発生部より出力される上記正弦波を選択する請求項２または請求項３に記載の電力変換装置。
  5. 上記インバータ部より上記電力系統に供給する電力を計測する電力計測部を有し、この電力計測部により上記電力を計測する際、その有効電力と無効電力を計測し、上記無効電力が最小になるように上記交流電圧目標値生成部で生成される基準となる交流電圧の位相を制御する無効電力最小化制御部を備える、請求項２または請求項３に記載の電力変換装置。
  6. 上記位相検出部は、入力される波形の零クロス点を検出することにより当該波形の位相を検出するものである、請求項５に記載の電力変換装置。
  7. 上記無効電力最小化制御部は、上記位相検出部により上記零クロス点を検出することで得られた位相に対して、上記電力計測部により計測された有効電力と無効電力の内、上記無効電力が最小になるように位相補正を行うものである、請求項６に記載の電力変換装置。
  8. 上記第１の直流電源が蓄電池である場合、上記交流電圧目標値生成部は、自立運転時に交流電圧の上記目標値を生成する際、上記蓄電池の蓄電電力量、および上記インバータ部から上記負荷に供給される電力量に基づいて交流電圧の上記目標値である電圧振幅を決定する、請求項１に記載の電力変換装置。
  9. 上記第１の直流電源が太陽電池である場合、上記交流電圧目標値生成部は、自立運転時に交流電圧の上記目標値を生成する際、上記太陽電池で発電した電力の全てが上記電力系統に供給できるように交流電圧の上記目標値である電圧振幅を決定する、請求項１に記載の電力変換装置。
  10. 上記第１の直流電源が蓄電池である場合、上記交流電圧目標値生成部は、自立運転時に交流電圧の上記目標値を生成する際、上記蓄電池の蓄電電力量に基づいて交流電圧の上記目標値である電圧振幅を決定する、請求項１に記載の電力変換装置。
  11. 外部に接続された第２の直流電源と、この第２の直流電源より出力される第３の直流電圧を上記第２の直流電圧に変換して上記インバータ部に出力する第２のＤＣ／ＤＣ変換部と、この第２のＤＣ／ＤＣ変換部を制御する第２のＤＣ／ＤＣ変換制御部とを有し、
    上記第１と第２の直流電源の内、一方が太陽電池、他方が蓄電池である場合、上記交流電圧目標値生成部は、自立運転時に交流電圧の上記目標値を生成する際、上記太陽電池の発電電力量、上記蓄電池の蓄電電力量、および上記インバータ部から上記負荷に供給される電力量に基づいて交流電圧の上記目標値である電圧振幅を決定する、請求項１に記載の電力変換装置。
  12. 上記太陽電池と上記蓄電池のいずれか一方が上記第１のＤＣ／ＤＣ変換部に、他方が上記第２のＤＣ／ＤＣ変換部にそれぞれ接続されている場合、上記蓄電池が接続された一方のＤＣ／ＤＣ変換部で上記第２の直流電圧を管理し、上記太陽電池に接続された他方のＤＣ／ＤＣ変換部は、上記太陽電池で発電した電力を最大限取り出す最大電力点追従（ＭＰＰＴ）制御を行うものである、請求項１１に記載の電力変換装置。
  13. 上記交流電圧目標値生成部は、上記自立運転時に交流基準電圧源として動作する場合と、上記電力系統から入力される交流電圧に同期して交流電圧源として動作する場合で、交流電圧の上記目標値である電圧振幅を決定する際の算出方式を切換える、請求項１または請求項１１に記載の電力変換装置。
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