JP6832510B2 - 電力変換装置、電力変換システム - Google Patents

Description

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

現在、系統連系される分散型電源には、電源ソースとして太陽電池、燃料電池、定置型蓄電池、車載蓄電池などがある。系統に連系する分散型電源システムの代表的な構成として、単一の分散型電源を使用してＤＣ−ＤＣコンバータ、直流バス及びインバータを介して系統連系する構成と、複数の分散型電源を使用してそれぞれのＤＣ−ＤＣコンバータ、共通の直流バス及び１つのインバータを介して系統連系する構成がある。

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

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

例えば、太陽電池と定置型蓄電池を組み合わせた分散型電源システムにおいて、系統電圧の上昇、インバータ部品温度の上昇、遠隔出力指令の受信、逆潮流電力の検出などの事象に対して、インバータの放電電力を抑制する制御方式が用いられる場合がある。この制御方式では、インバータの出力抑制を開始した直後、直流バスの電圧が上昇する。ＤＣ−ＤＣコンバータは直流バスの電圧上昇から、インバータが出力抑制中であると判断し、直流バスの電圧が所定の電圧以上に上昇しないように、直流バスへの放電電力を抑制する。

特開２０１５−１２２９０６号公報

上記の制御方式では、インバータの出力抑制機能が働いている間、直流バスの電圧は、ＤＣ−ＤＣコンバータにより、設定された電圧に維持されるように制御される。このＤＣ−ＤＣコンバータに設定された直流バスの電圧は、定常時の直流バスの電圧より高い値であり、インバータの電力変換効率の低下を招く。

本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、インバータの出力抑制機能が働いている間も高効率な電力変換を実現する電力変換装置、電力変換システムを提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明のある態様の電力変換装置は、直流電源の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バスに出力するＤＣ−ＤＣコンバータと前記直流バスを介して接続され、前記直流バスの直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷または電力系統に供給するインバータと、前記インバータを制御する制御回路と、を備える。前記制御回路は、前記インバータから前記電力系統への出力を抑制すべきとき、前記インバータの出力を抑制するためのインバータ用指令値をもとに前記インバータを制御するとともに、前記インバータ用指令値より低いコンバータ用指令値を、前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御する別の制御回路に通知する。

本発明によれば、インバータの出力抑制機能が働いている間も高効率な電力変換を実現することができる。

本発明の実施の形態に係る電力変換システムを説明するための図である。 図２（ａ）、（ｂ）は、直流バスの電圧の状態を模式的に描いた図である（その１）。 図３（ａ）、（ｂ）は、直流バスの電圧の状態を模式的に描いた図である（その２）。 インバータの出力抑制時の、インバータの電力制御および蓄電部のＤＣ−ＤＣコンバータの電力制御の第１例を示す図である。 インバータの出力抑制時の、インバータの電力制御および蓄電部のＤＣ−ＤＣコンバータの電力制御の第２例を示す図である。 インバータの出力抑制時の、インバータの電力制御および蓄電部のＤＣ−ＤＣコンバータの電力制御の第３例を示す図である。 インバータの出力抑制時の、インバータの電力制御および蓄電部のＤＣ−ＤＣコンバータの電力制御の第４例を示す図である。

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

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

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

ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、太陽電池２から出力される直流電力を、所望の電圧値の直流電力に変換し、変換した直流電力を直流バス４０に出力する。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は例えば、昇圧チョッパで構成することができる。

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

インバータ１３は双方向インバータであり、直流バス４０から入力される直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を商用電力系統（以下、単に系統４という）に接続された配電線５０に出力する。当該配電線５０には負荷５が接続される。またインバータ１３は、系統４から供給される交流電力を直流電力に変換し、変換した直流電力を直流バス４０に出力する。直流バス４０には、平滑用の電解コンデンサ（不図示）が接続されている。

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

蓄電部３は、電力を充放電可能であり、リチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池、鉛蓄電池、電気二重層キャパシタ、リチウムイオンキャパシタ等を含む。蓄電部３は第２電力変換装置２０と接続される。

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

ＤＣ−ＤＣコンバータ２１は、蓄電部３と直流バス４０の間に接続され、蓄電部３を充放電する双方向コンバータである。コンバータ制御回路２２はＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。コンバータ制御回路２２は基本制御として、システム制御回路１５から送信されてくる指令値をもとにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御して、蓄電部３を定電流（ＣＣ）／定電圧（ＣＶ）で充電／放電する。例えばコンバータ制御回路２２は、放電時においてシステム制御回路１５から電力指令値を受信し、当該電力指令値を蓄電部３の電圧で割った値を電流指令値として、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１に定電流放電させる。

操作表示装置３０は、第１電力変換装置１０のユーザインターフェイスであり、室内の所定の位置に設置される。操作表示装置３０は例えば、タッチパネルディスプレイで構成することができ、ユーザに所定の情報を提供すると共に、ユーザからの操作を受け付ける。操作表示装置３０とシステム制御回路１５は通信線４３で接続され、両者の間で所定のシリアル通信規格に準拠した通信が行われる。なお操作表示装置３０とシステム制御回路１５の間は無線で接続されてもよい。

以上の回路構成において、インバータ１３の出力電力を抑制する必要がある場合が発生する。主な出力抑制事由として、インバータ１３から系統４への逆潮流の発生、系統電圧の設定電圧を超える上昇、遠隔出力指令の受信、インバータ１３内の部品の設定温度を超える温度上昇、インバータ１３の定格電力を超える電力上昇、インバータ１３の定格電流を超える電流上昇が挙げられる。

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

また日本では２０１５年１月の再生可能エネルギー固定価格買取制度の改正により、新たに系統に連系する太陽光発電と風力発電の設備に遠隔出力制御システムの導入が義務付けられている。システム制御回路１５は、電力会社などの系統運用機関から外部ネットワーク（例えば、インターネット又は専用線）を介して、系統４への出力電力量と出力タイミングに関する指示を受信する。

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

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

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

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

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

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

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

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

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

図２（ａ）、（ｂ）は、直流バス４０の電圧の状態を模式的に描いた図である（その１）。図２（ａ）は、定常時の直流バス４０の電圧の状態を示している。定常時の直流バス４０の電圧は、インバータ１３により第１閾値電圧に維持される。図２（ｂ）は、インバータ１３の出力抑制直後の直流バス４０の電圧の状態を示している。通常、出力抑制直後は直流バス４０の電圧が上昇し、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１が直流バス４０の電圧を、第２閾値電圧を超えないように抑え込む制御となる。

直流バス４０の電圧と系統４の電圧が近いほどインバータ１３の電力変換効率が高くなる。逆に言えば放電時においては、直流バス４０の電圧が系統４の電圧に対して高くなるほど、インバータ１３の変換効率が低下する。図２（ｂ）に示すように直流バス４０の電圧が定常時より高い状態では、インバータ１３の変換効率が定常時より低下することになる。

図３（ａ）、（ｂ）は、直流バス４０の電圧の状態を模式的に描いた図である（その２）。本実施の形態では、インバータ１３の変換効率の低下を回避するために出力抑制中に、直流バス４０の電圧を第２閾値電圧から第１閾値電圧まで低下させる仕組みを導入する。

次の説明では簡略化のため、太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力と負荷５の消費電力を無視して考える。定常時は、（蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の放電量）＝（インバータ１３の放電量）の関係になり、直流バス４０の電圧は第１閾値電圧で安定する。出力抑制開始直後は、（蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の放電量）＞（インバータ１３の放電量）−（抑制量）の関係になる。この関係ではインバータ１３の入力が過多となり、直流バス４０の電圧が上昇する。

直流バス４０の電圧が第１閾値電圧を上回ると、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の抑制制御が開始する。これにより、（蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の放電量）−（抑制量）＝（インバータ１３の放電量）−（抑制量）の関係になる。このとき、電力は平衡するため直流バス４０の電圧は第２閾値電圧で安定する。ただし、この状態ではインバータ１３の変換効率が定常時より低下している。

そこで本実施の形態では蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の抑制量を増加させる。即ち、（蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の放電量）−（抑制量＋α）＝（インバータ１３の放電量）−（抑制量）の関係になる。この関係ではインバータ１３の入力が不足し、直流バス４０の電圧が下降する。直流バス４０の電圧が第１閾値電圧まで低下すると、インバータ１３は直流バス４０の電圧を第１閾値電圧に維持するように動作する。以上の流れで、インバータ１３の出力抑制中の直流バス４０の電圧が、定常時と同じとなり、電力変換効率の低下を回避できる。

図４は、インバータ１３の出力抑制時の、インバータ１３の電力制御および蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の電力制御の第１例を示す図である。インバータ１３の抑制電力のリミット値（上限値）は定常時において、インバータ１３の定格出力電力値に設定されている。即ち、定常時に突発的な事由により直流バス４０の電圧が上昇しても、インバータ１３の出力電力は定格出力電力値で上昇が止まるように設定されている。同様に蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１のリミット値（上限値）も定常時において、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１の定格出力電力値に設定されている。

出力抑制事由が発生すると、インバータ制御回路１４はインバータ１３の出力を第１の傾きで低下させる。第１の傾きは、単位時間あたりの抑制量［Ｗ／ｍｓ］で規定される。第１の傾きは例えば、インバータ１３が定格出力値で放電中に抑制を開始してから抑制が完了するまでの時間が、規格値に収まるように設定される。

例えば、太陽電池２が３．５ｋＷを発電し、蓄電部３が２．０ｋＷを放電し、インバータ１３が５．５ｋＷを負荷５に供給している状態を考える。この状態から負荷５が解列され、負荷５の消費電力が０．０Ｗになった場合、インバータ１３の５．５ｋＷの出力電力が系統４に逆潮流される。この場合、５００ｍｓ以内に逆潮流を止めなければ、インバータ１３を系統４から解列しなければならず、解列中は太陽電池２の発電が停止するため経済的損失となる。

システム制御回路１５の指令値生成部１５ｂは、第１の傾きに応じてインバータ１３の電力指令値を５．５ｋｗから０．０ｋＷまで低下させていく。指令値生成部１５ｂは第１の期間毎に、更新された電力指令値をインバータ制御回路１４に通知する。指令値生成部１５ｂは、第１の傾きに応じて蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の電力指令値を２．０ｋｗから（０．０−α）ｋＷまで低下させていく。指令値生成部１５ｂは通信線４２を介して第２の期間毎に、更新された電力指令値をコンバータ制御回路２２に通知する。

なお、第２の期間は第１の期間より長くなる。即ち、インバータ１３の電力指令値の方が更新頻度が高くなる。これは通信線４２を用いることによる制約である。なお図４では、インバータ１３の出力抑制と蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制が同じタイミングで開始しているが、実際には通信遅延の影響により蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制の方が遅れて開始する。

なお上記の例では、インバータ１３の電力指令値を０．０ｋＷまで低下させ、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の電力指令値を（０．０−α）ｋＷまで低下させる例を説明したが、この例は負荷５の消費電力が０．０ｋＷの場合の例である。負荷５が電力消費している場合、インバータ１３の電力指令値の目標値は、（逆潮流電力−負荷５の消費電力）ｋＷになり、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の電力指令値の目標値は、（逆潮流電力−負荷５の消費電力−α）ｋＷになる。

なお、インバータ１３の出力は電流値で抑制してもよいし、電力値で抑制してもよい。電流値を使用する場合、抑制解除時の出力過多による過電流を抑制することができる。電力値を使用する場合、系統電圧が変化した場合でも正確に出力抑制を行うことができる。例えば、系統電圧上昇時の抑制など、出力抑制に応じて系統電圧が変化してしまうことがある。なお、インバータ１３の出力を電流値と電力値の両方で抑制してもよい。蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制も同様である。

出力抑制事由が消滅すると、インバータ制御回路１４はインバータ１３の出力を第２の傾きで上昇させる。第２の傾きは、単位時間あたりの抑制解除量［Ｗ／ｍｓ］で規定される。第２の傾きは、第１の傾きより緩やかに設定される。第２の傾きは例えば、インバータ１３の定格出力値及びＤＣ−ＤＣコンバータ２１の定格出力値にもとづき決定される。

図５は、インバータ１３の出力抑制時の、インバータ１３の電力制御および蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の電力制御の第２例を示す図である。第２例は、出力抑制中に直流バス４０の電圧が第１閾値電圧まで低下した例である。直流バス４０の電圧が第１閾値電圧まで低下すると、インバータ１３の出力抑制量に対して、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制量を大きくする必要がなくなるため、両者の出力抑制量を同じに制御する。

図６は、インバータ１３の出力抑制時の、インバータ１３の電力制御および蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の電力制御の第３例を示す図である。第３例は、逆潮流の発生以外の出力抑制事由が発生した場合の例である。例えば、遠隔出力指令による出力抑制の場合、抑制を完了させる時間は秒オーダ又は分オーダとなり、逆潮流発生による出力抑制の場合と比較して、第１の傾きは緩くなる。なお、逆潮流の発生以外の出力抑制事由の場合、必ずしも系統４への出力電力を０．０Ｗまで低下させる必要がない場合もある。その場合、インバータ１３の定格出力値と目標電力値との差分を、抑制を完了させる時間で割ることにより、単位時間あたりの抑制量［Ｗ／ｍｓ］を算出する。

上述のようにインバータ１３の抑制開始時の第１の傾き、及び／又はインバータ１３の抑制解除時の第２の傾きは、出力抑制事由の種別に応じて変えることができる。例えば、出力抑制事由が温度上昇や系統電圧上昇の場合、即時的な出力抑制および出力抑制解除は要求されない。これに対して上述したように逆潮流発生の場合、即時的な出力抑制が要求される。また系統４の停電により出力抑制していた場合、停電復帰後は、系統連系規程により定められたＦＲＴ（Fault Ride Through）要件により、即時的な出力抑制解除が要求される。このように抑制開始の要因に応じて要求復帰時限が異なるが、第１の傾き及び／又は第２の傾きを可変にすることにより、柔軟に対応することができる。

また、系統４または負荷５の状況に応じて第１の傾き及び／又は第２の傾きを可変としてもよい。例えば、容量の大きい系統４ほど第２の傾きを急にすることができる。また負荷５の消費電力が大きいほど第２の傾きを急にすることができる。反対に系統４の容量が小さい場合、または負荷５の消費電力が小さい場合、第２の傾きを緩くする必要がある。

インバータ１３と同様に、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の抑制開始時の第１の傾き、及び／又はＤＣ−ＤＣコンバータ２１の抑制解除時の第２の傾きも、出力抑制事由の種別に応じて変えることができる。また、系統４または負荷５の状況に応じて第１の傾き及び／又は第２の傾きを可変としてもよい。

図７は、インバータ１３の出力抑制時の、インバータ１３の電力制御および蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の電力制御の第４例を示す図である。これまでの説明ではインバータ１３の第１の傾きと蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の第１の傾きを同じに設定している例を説明したが、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の第１の傾きを、インバータ１３の第１の傾きより緩くしてもよい。第２の傾きも同様である。

蓄電池の放電電流が急峻に変化すると蓄電池の負担が大きくなり、蓄電池の寿命短縮につながる。また高速応答を実現するにはコンバータ制御回路２２に使用されるマイクロコンピュータを高スペックにする必要があり、コスト増につながる。そこで第４例では、図７に示すように蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の第１の傾きを、インバータ１３の第１の傾きより緩く設定している（Ｓ１、Ｓ１ａ参照）。同様に蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の第２の傾きを、インバータ１３の第２の傾きより緩く設定している（Ｓ２、Ｓ２ａ参照）。

なお蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力が、インバータ１３の出力電力を上回ると直流バス４０の電圧が上昇してしまう。従って、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力がインバータ１３の出力電力を上回らない範囲で、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の第１の傾きとインバータ１３の第１の傾きに差を設けることが好ましい。

以上説明したように本実施の形態によれば、インバータ１３が出力抑制中に蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１も出力抑制することにより、直流バス４０の電圧上昇を防止することができる。一般的に蓄電部３は、逆潮流電力を測定しながら負荷５の消費電力に応じて放電している。例えばインバータ１３が、系統電圧上昇や温度上昇などにより出力抑制を実行した場合、逆潮流電力は減少する（即ち、買電電力が増える）。このとき、蓄電部３は逆潮流電力の減少に応じて放電量を増加させる。その結果、インバータ１３の出力抑制中に、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１からの放電量が増加することになる。これにより電力平衡が崩れ、直流バス４０の電圧が上昇する。これに対して本実施の形態では、インバータ１３の抑制電力量に応じた抑制電力量をコンバータ制御回路２２に通知し、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１に出力抑制させることにより、電力平衡が崩れることを防止することができる

出力抑制する際に、インバータ１３の出力抑制量より蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制量を多くすることにより、出力抑制中に直流バス４０の電圧を低下させることができる。これにより、インバータ１３の変換効率の低下を抑えることができる。直流バス４０の電圧が定常時の電圧まで低下したら、インバータ１３の入力電力と出力電力の平衡を保つように制御する。以上によりインバータ１３の出力抑制機能が働いている間も高効率な電力変換を実現することができる。

また出力抑制の解除時に、インバータ１３の第２の傾きに、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の第２の傾きを追従させることにより、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力がインバータ１３の出力より大きいことにより発生する直流バス４０の電圧上昇を防止することができる。

本実施の形態のように第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０が別筐体に設置されている場合、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電流または出力電力を、通信を用いて指定する必要がある。インバータ１３の出力抑制を解除する際にインバータ１３の出力が過大になるのは、直流バス４０の電圧が目標値（第１閾値電圧）に対して、大きく上方に乖離している場合である。言い換えると、直流バス４０の電圧が目標値となるように最大限放電してしまうため、インバータ１３の出力が過大になる。インバータ１３が出力抑制を開始する際の直流バス４０の電圧と、出力抑制を解除する際の直流バス４０の差分に基づき第２の傾きＳ２を決定すれば、直流バス４０に接続されるＤＣ−ＤＣコンバータが複数であったり、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１がインバータ１３から分離されていても、インバータ１３側で独立して電力を制御することができる。

直流バス４０の電圧が定常時より高い場合、第１電力変換装置１０内の温度が上昇し、温度上昇による出力抑制が発動しやすくなる。この場合、買電量の増加や太陽電池２の発電量の抑制につながり経済性の低下につながる。また第１電力変換装置１０内の温度上昇は、第１電力変換装置１０内の部品（例えば、電解コンデンサ）の温度上昇につながり、商品寿命の短縮につながる。これに対して本実施の形態では、直流バス４０の電圧上昇を抑えることにより、第１電力変換装置１０内の温度上昇を抑えることができる。

また太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１のバス抑制電圧である第３閾値電圧を、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１のバス抑制電圧である第２閾値電圧より高く設定することにより、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１で直流バス４０の電圧上昇を抑制できる場合は、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は太陽電池２の発電を抑制せずに済む。これにより、太陽電池２の発電電力の売電機会を最大限に確保できるため経済的メリットを損なわずに済む。

以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

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

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

なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。

［項目１］
直流電源（３）の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バス（４０）に出力するＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）と前記直流バス（４０）を介して接続され、前記直流バス（４０）の直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷（５）または電力系統（４）に供給するインバータ（１３）と、
前記インバータ（１３）を制御する制御回路（１４、１５）と、を備え、
前記制御回路（１４、１５）は、前記インバータ（１３）から前記電力系統（４）への出力を抑制すべきとき、前記インバータ（１３）の出力を抑制するためのインバータ用指令値をもとに前記インバータ（１３）を制御するとともに、前記インバータ用指令値より低いコンバータ用指令値を、前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）を制御する別の制御回路（２２）に通知することを特徴とする電力変換装置（１０）。
これによれば、出力抑制中に直流バス（４０）の電圧を低下させることができ、インバータ（１３）の変換効率の低下を抑えることができる。
［項目２］
前記直流電源（３）は、蓄電部（３）であり、
前記制御回路（１４、１５）は、前記インバータ（１３）から前記電力系統（４）への出力を抑制すべきとき、前記電力系統への逆潮流電力が所定の値になるように前記インバータ用指令値を生成し、前記コンバータ用指令値を前記インバータ用指令値より低い値で生成することを特徴とする項目１に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、逆潮流を抑制しつつ直流バス（４０）の電圧を低下させることができる。
［項目３］
直流電源（３）の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バス（４０）に出力するＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）と、
前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）を制御する第１制御回路（２２）と、
前記直流バス（４０）を介して接続され、前記直流バス（４０）の直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷（５）または電力系統（４）に供給するインバータ（１３）と、
前記インバータ（１３）を制御する第２制御回路（１４、１５）と、を備え、
前記第２制御回路（１４、１５）は、前記インバータ（１３）から前記電力系統（４）への出力を抑制すべきとき、前記インバータ（１３）の出力を抑制するためのインバータ用指令値をもとに前記インバータ（１３）を制御するとともに、前記インバータ用指令値より低いコンバータ用指令値を、前記第１制御回路（２２）に通知することを特徴とする電力変換システム（１）。
これによれば、出力抑制中に直流バス（４０）の電圧を低下させることができ、インバータ（１３）の変換効率の低下を抑えることができる。
［項目４］
前記第１制御回路（２２）と前記第２制御回路（１４、１５）は通信線（４２）で接続されており、
前記第２制御回路（１４、１５）は、前記インバータ（１３）から前記電力系統（４）への出力を抑制する必要がないとき、前記直流バス（４０）の電圧を第１閾値電圧に維持するよう前記インバータ（１３）を制御し、
前記第１制御回路（２２）は、前記第２制御回路（１４、１５）から受信する指令値をもとに前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）を制御するとともに、前記直流バス（４０）の電圧を、第１閾値電圧より高い第２閾値電圧を超えないように制御することを特徴とする項目４に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、直流バス（４０）の抑制開始直後の電圧上昇を抑えつつ、抑制中および抑制解除後の直流バス（４０）の電圧を安定化させることができる。
［項目５］
前記第２制御回路（１４、１５）は、前記直流バス（４０）の電圧が前記第１閾値電圧より高い状態から前記第１閾値電圧まで低下すると、前記インバータ（１３）に入力される電力量と、前記インバータ（１３）から出力される電力量が等しくなるように、前記インバータ用指令値と前記コンバータ用指令値を生成することを特徴とする項目４に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、インバータ（１３）の電力が平衡するように制御することができる。
［項目６］
直流電源（３）の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バス（４０）に出力するＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）と、
前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）を制御する第１制御回路（２２）と、を備え、
前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）は、前記直流バス（４０）を介して、前記直流バス（４０）の直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷（５）または電力系統（４）に供給するインバータ（１３）と接続され、
前記第１制御回路（２２）は、前記インバータ（１３）から前記電力系統（４）への出力を抑制すべきとき、前記インバータ（１３）の出力を抑制するためのインバータ用指令値をもとに前記インバータ（１３）を制御する第２制御回路（１４、１５）から、前記インバータ用指令値より低いコンバータ用指令値を含む通知を受けて、前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）を制御することを特徴とする電力変換装置（２０）。
これによれば、出力抑制中に直流バス（４０）の電圧を低下させることができ、インバータ（１３）の変換効率の低下を抑えることができる。

１ 電力変換システム、 ２ 太陽電池、 ３ 蓄電部、 ４ 系統、 ５ 負荷、 １０ 第１電力変換装置、 １１ ＤＣ−ＤＣコンバータ、 １２ コンバータ制御回路、 １３ インバータ、 １４ インバータ制御回路、 １５ システム制御回路、 １５ａ 逆潮流電力計測部、 １５ｂ 指令値生成部、 １５ｃ 通信制御部、 ２０ 第２電力変換装置、 ２１ ＤＣ−ＤＣコンバータ、 ２２ コンバータ制御回路、 ３０ 操作表示装置、 ４０ 直流バス、 ４１，４２，４３ 通信線、 ５０ 配電線。

Claims (6)

1. 直流電源の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バスに出力するＤＣ−ＤＣコンバータと前記直流バスを介して接続され、前記直流バスの直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷または電力系統に供給するインバータと、
   前記インバータを制御する制御回路と、を備え、
   前記制御回路は、
   前記インバータから前記電力系統への出力を抑制する必要がないときは、前記直流バスの電圧を第１閾値電圧に維持するよう前記インバータを制御し、
   前記インバータから前記電力系統への出力を抑制すべきときは、前記直流バスの電圧を前記第１閾値電圧に維持するように前記インバータを制御することより優先して、前記インバータの出力を抑制するためのインバータ用指令値をもとに前記インバータを制御することで前記直流バスを前記第１閾値電圧より上昇させ、
   前記インバータから前記電力系統への出力の抑制中に前記直流バスの電圧を低下させるためのコンバータ用指令値を、前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御する別の制御回路に通知し、
   前記直流バスの電圧が前記第１閾値電圧まで低下すると、前記インバータは前記インバータ用指令値より優先して、前記直流バスの電圧を前記第１閾値電圧に維持するように動作することを特徴とする電力変換装置。
2. 前記直流電源は、蓄電部であり、
   前記制御回路は、前記インバータから前記電力系統への出力を抑制すべきとき、前記電力系統への逆潮流電力が所定の値になるように前記インバータ用指令値を生成し、前記コンバータ用指令値を前記インバータ用指令値より低い値で生成することを特徴とする請求項１に記載の電力変換装置。
3. 前記所定の値は、ゼロであることを特徴とする請求項２に記載の電力変換装置。
4. 直流電源の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バスに出力するＤＣ−ＤＣコンバータと、
   前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御する第１制御回路と、
   前記直流バスを介して接続され、前記直流バスの直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷または電力系統に供給するインバータと、
   前記インバータを制御する第２制御回路と、を備え、
   前記第２制御回路は、
   前記インバータから前記電力系統への出力を抑制する必要がないときは、前記直流バスの電圧を第１閾値電圧に維持するよう前記インバータを制御し、
   前記インバータから前記電力系統への出力を抑制すべきときは、前記直流バスの電圧を前記第１閾値電圧に維持するように前記インバータを制御することより優先して、前記インバータの出力を抑制するためのインバータ用指令値をもとに前記インバータを制御することで前記直流バスを前記第１閾値電圧より上昇させ、
   前記インバータから前記電力系統への出力の抑制中に前記直流バスの電圧を低下させるためのコンバータ用指令値を、前記第１制御回路に通知し、
   前記直流バスの電圧が前記第１閾値電圧まで低下すると、前記インバータは前記インバータ用指令値より優先して、前記直流バスの電圧を前記第１閾値電圧に維持するように動作することを特徴とする電力変換システム。
5. 前記第１制御回路と前記第２制御回路は通信線で接続されており、
   前記第１制御回路は、
   前記直流バスの電圧が前記第１閾値電圧より高い第２閾値電圧未満のときは、前記第２制御回路から受信する指令値をもとに前記ＤＣ−ＤＣコンバータを制御し、
   前記直流バスの電圧が前記第２閾値電圧以上のときは、前記第２制御回路から受信する前記指令値より優先して、前記直流バスの電圧を前記第２閾値電圧になるように制御することを優先することを特徴とする請求項４に記載の電力変換システム。
6. 再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を前記直流バスに出力する発電装置用のＤＣ−ＤＣコンバータと、
   前記直流バスの電圧が前記第２閾値電圧より高い第３閾値電圧未満のときは、前記発電装置の出力電力が最大になるように制御し、前記直流バスの電圧が前記第３閾値電圧以上のときは、前記発電装置の出力電力が最大になるように制御するよりも優先して、前記直流バスの電圧が前記第３閾値電圧になるように制御することを優先するように、前記発電装置用のＤＣ−ＤＣコンバータを制御する第３制御回路と、
   をさらに備えることを特徴とする請求項５に記載の電力変換システム。

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