JP7022942B2 - 電力変換システム、電力変換装置 - 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システム、電力変換装置に関する。

近年、太陽電池と蓄電池を組み合わせた創蓄連携システムが開発されている。創蓄連携システムには集中型と分離型があり、集中型では太陽電池用のＤＣ－ＤＣコンバータ、蓄電池用のＤＣ－ＤＣコンバータ、及びインバータが１つの筐体内に設置される。分離型では、太陽電池用のＤＣ－ＤＣコンバータとインバータが設置される第１筐体と、蓄電池用のＤＣ－ＤＣコンバータが設置される第２筐体が分離されて提供される。分離型では、初期導入時は太陽光発電システムのコストで運用を開始することができ、必要に応じて蓄電システムを後付けすることができる。また分離型は設置スペースの有効活用にも寄与する。

日本では、蓄電池から商用電力系統（以下、系統という）への逆潮流が禁止されており、具体的には系統連系規程により、蓄電池から定格容量の５％以上の電力を５００ｍｓを超えて系統へ逆潮流することが禁止されている。従って、創蓄連携システムにおいて蓄電池の放電時に逆潮流電力が発生した場合、５００ｍｓ以内に逆潮流を抑制することが求められる（例えば、特許文献１参照）。

逆潮流を防止するために、逆潮流電力を第１筐体内の検出回路で検出し、インバータの出力電力を絞ることで逆潮流電力を抑制することが考えられる。インバータが出力抑制中、ＤＣ－ＤＣコンバータとインバータ間の直流バスの電圧は、ＤＣ－ＤＣコンバータにより安定化制御される。

特開２００２－１７１６７４号公報

上述の逆潮流をインバータで抑制する方式では、直流バスの電圧が大きく変動することがあり、その場合、直流バスに接続された電解コンデンサへの負担が増加する。またインバータによる出力抑制中に、直流バスの電圧が高い状態が続いてしまうことがあり、その場合、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、逆潮流を抑制する際に、ＤＣ－ＤＣコンバータとインバータ間の直流バスの電圧変動を小さくできる電力変換システム、電力変換装置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システムは、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直流バスに出力する第１ＤＣ－ＤＣコンバータと、前記直流バスを介して前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータと接続され、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電力系統に供給するインバータと、前記直流バスの電圧を目標電圧に維持するよう前記インバータを制御する第１制御回路と、蓄積部の入出力を制御する第２ＤＣ－ＤＣコンバータと、前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータを制御する第２制御回路と、を備える。前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータは前記直流バスに接続可能な構成であり、前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータが前記直流バスに接続されている状態において、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逆潮流が検出されると、前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータの出力電力を抑制するように制御する。

本発明によれば、逆潮流を抑制する際に、ＤＣ－ＤＣコンバータとインバータ間の直流バスの電圧変動を小さくすることができる。

比較例に係る電力変換システムを説明するための図である。 本発明の実施例１に係る電力変換システムを説明するための図である。 本発明の実施例２に係る電力変換システムを説明するための図である。 本発明の実施例３に係る電力変換システムを説明するための図である。 本発明の実施例４に係る電力変換システムを説明するための図である。

図１は、比較例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を備える。インバータ制御回路１４は逆潮流電力検出部１５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とインバータ制御回路１４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系統４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。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、所定の指令値をもとに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。

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。

逆潮流電力検出部１５は、配電線５０に設置された電流センサＣＴの計測値をもとに逆潮流の発生を検出する。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。逆潮流が検出された場合は、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の出力が所定の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。これにより、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、所定の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、所定の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１に示した比較例に係る逆潮流の抑制方式では、直流バス４０の電圧が大きく変動することがあり、その場合、直流バス４０に接続された電解コンデンサへの負担が大きくなる。また当該逆潮流の抑制方式では、直流バス４０の電圧が第２閾値電圧で高止まりすることがあり、その場合、インバータ１３の電力変換効率が低下する。

図１に示した電力変換システム１は、第２電力変換装置２０が接続される前は太陽光発電システムであり、第２電力変換装置２０が接続されて創蓄連携システムになる。設置時に初期コストを抑えるために、第２電力変換装置２０が接続されていない太陽光発電システムの状態で運用を開始することも多い。太陽電池２から系統４への逆潮流は禁止されていないため、太陽光発電システムで運用する場合は逆潮流電力検出部１５は余分な構成であり、余分なコストが発生していることになる。

図２は、本発明の実施例１に係る電力変換システム１を説明するための図である。以下、図１に示した比較例との相違点を説明し、共通の説明は適宜省略する。実施例１では、第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２は逆潮流電力検出部２３を含む。第１電力変換装置１０のインバータ制御回路１４には逆潮流電力検出部１５が含まれない。

配電線５０に設置された電流センサＣＴの検出線、及び系統電圧を検出するための電圧センサＶＴの検出線はそれぞれ、第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２に接続される。電流センサＣＴは系統４へ流れる交流電流を、当該交流電流に対応するアナログ電圧で逆潮流電力検出部２３に通知する。電圧センサＶＴは系統電圧を、当該系統電圧に対応するアナログ電圧で逆潮流電力検出部２３に通知する。系統電圧は、分圧抵抗により低電圧化されて逆潮流電力検出部２３に通知される。

逆潮流電力検出部２３は、電流センサＣＴから通知される逆潮流電流と、電圧センサＶＴから通知される系統電圧をもとに逆潮流電力を検出する。コンバータ制御回路２２は逆潮流電力が検出されると、逆潮流電力をゼロ以下に抑えるようにＤＣ－ＤＣコンバータ２１を制御する。具体的にはコンバータ制御回路２２は、ＤＣ－ＤＣコンバータ２１のデューティ比を低下させて、逆潮流電力がゼロ以下になるまでＤＣ－ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する。なお、負荷５の消費電力に関わらず、ＤＣ－ＤＣコンバータ２１の出力をゼロにする制御でもよい。

インバータ制御回路１４は、直流バス４０の電圧を第１閾値電圧に維持するバス電圧の安定化制御を実行している。蓄電部３のＤＣ－ＤＣコンバータ２１の出力抑制により直流バス４０の電圧が低下すると、インバータ制御回路１４は直流バス４０の電圧を第１閾値電圧まで上昇させようと、インバータ１３のデューティ比を低下させてインバータ１３の出力電力を抑制させる。これにより、インバータ１３から系統４への逆潮流電力が抑制される。

以上説明したように実施例１によれば、計測された逆潮流電流と系統電圧を直接、第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２に入力することにより、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０間で通信することなく、系統４への逆潮流を高速な応答で抑制することができる。蓄電部３のＤＣ－ＤＣコンバータ２１で高速な出力抑制を実現できると、直流バス４０の電圧変動を小さくすることができ、直流バス４０に接続された電解コンデンサの寿命を延ばすことができる。また直流バス４０の電圧が高止まりすることを防止でき、インバータ１３の電力変換効率の低下を抑えることができる。

また第１電力変換装置１０に逆潮流電力検出部１５を搭載する必要がないため、第２電力変換装置２０が非接続の状態（太陽光発電システムの状態）で第１電力変換装置１０の運用を開始する際の初期コストを抑えることができる。

図３は、本発明の実施例２に係る電力変換システム１を説明するための図である。実施例２では、第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２が、電流センサＣＴ及び電圧センサＶＴではなく、電力量計測装置６０から逆潮流電力を取得する構成である。電力量計測装置６０は、一般的なアナログ式の電力量計であってもよいし、スマートメータであってもよい。電力量計測装置６０は、電気料金請求の基礎となる電力使用量を計測する装置であり、契約先の電力会社により設置される。電力量計測装置６０と第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２はアナログの検出線で接続され、コンバータ制御回路２２は、系統４への逆潮流電力をリアルタイムに把握することができる。

以上説明したように実施例２によれば、実施例１と同様の効果を奏する。また既に設置されている電力量計測装置６０を活用することにより、新たに第２電力変換装置２０用の電流センサＣＴ及び電圧センサＶＴを設置する必要がなく、その分のコストを削減することができる。

図４は、本発明の実施例３に係る電力変換システム１を説明するための図である。実施例３は、実施例１と比較して電圧センサＶＴを省略する代わりに、第１電力変換装置１０のインバータ制御回路１４と第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２間を通信線４２で接続する。インバータ制御回路１４と第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２間において、インバータ制御回路１４と太陽電池２のコンバータ制御回路１２間と同等の通信が行われる。例えば、インバータ制御回路１４と第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２と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。一般的なシリアル通信では、約１００ｍｓ周期でデータを送ることができる。

しかしながら逆潮流検出時は、５００ｍｓ以内に逆潮流を抑制する必要があるため、１００ｍｓ周期の通信では、逆潮流に対してＤＣ－ＤＣコンバータ２１の出力抑制が追従しきれない場合が発生する。

これに対して実施例１では第２電力変換装置２０の逆潮流電力検出部２３が逆潮流電流と系統電圧を直接検出し、実施例２では逆潮流電力を直接検出している。

実施例３でも逆潮流電流を直接検出している。実施例３において、検出した逆潮流電流と固定値の系統電圧をもとに逆潮流電力を推定することも考えられるが、系統電圧は変動することがあり、原則として実施例１のように系統電圧も検出することが望ましい。実施例３では、第１電力変換装置１０のインバータ制御回路１４が系統電圧を検出し、検出した系統電圧の実効値とゼロクロスタイミングを通信線４２を介して第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２に送信する。

日本の系統周波数は５０／６０Ｈｚであるため、系統周期は２０／１６.６７ｍｓとなる。通信線４２の伝送周期が１００ｍｓの場合、系統周期の５回／６回に１回、逆潮流電力検出部１５は、系統電圧の実効値を取得できることになる。なおゼロクロスタイミングも取得することにより、周波数の変動も検知することができる。

逆潮流電力検出部２３は、電流センサＣＴから通知される逆潮流電流と、通信線４２を介して通知される系統電圧をもとに逆潮流電力を検出する。コンバータ制御回路２２は逆潮流電力が検出されると、逆潮流電力をゼロ以下に抑えるようにＤＣ－ＤＣコンバータ２１を制御する。なお実施例３では、検出した逆潮流電力に所定のマージンを加えた電力を基準に出力抑制することが好ましい。

以上説明したように実施例３によれば、実施例１と同様の効果を奏する。また第２電力変換装置２０用の電圧センサＶＴを設ける必要がなくなり、コストを削減することができる。通信線４２は、コンバータ制御回路２２へ指令値を送信するために標準的に設けられることが多く、新たな追加コストにならないことが多い。

図５は、本発明の実施例４に係る電力変換システム１を説明するための図である。実施例４は、実施例３と異なり、第１電力変換装置１０のインバータ制御回路１４と第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２を高速通信線４２ａで接続する。例えば、インバータ制御回路１４と第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２との間で、ＣＡＮ(Controller Area Network)に準拠した通信が行われる。ＣＡＮは、２本の信号線の差動電圧により信号を送信するためノイズにも強い。

実施例４では、比較例と同様に第１電力変換装置１０のインバータ制御回路１４が逆潮流電力検出部１５を含む。逆潮流電力検出部１５は、電流センサＣＴにより検出された逆潮流電流、及び系統電圧をもとに逆潮流電力を検出し、検出した逆潮流電力を高速通信線４２ａを介して第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２に送信する。コンバータ制御回路２２は、高速通信線４２ａを介して受信した逆潮流電力をゼロ以下に抑えるようにＤＣ－ＤＣコンバータ２１を制御する。

以上説明したように実施例４によれば、第１電力変換装置１０で検出された逆潮流電力を高速通信線４２ａを介して、第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２に入力することにより、逆潮流を高速な応答で抑制することができる。蓄電部３のＤＣ－ＤＣコンバータ２１で高速な出力抑制を実現できると、直流バス４０の電圧変動を小さくすることができ、直流バス４０に接続された電解コンデンサの寿命を延ばすことができる。また直流バス４０の電圧が高止まりすることを防止でき、インバータ１３の電力変換効率の低下を抑えることができる。また電流センサＣＴと第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２間を接続する必要がないため、配線を簡素化することができる。

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

例えば、実施例１、２において第１電力変換装置１０のインバータ制御回路１４と第２電力変換装置２０の逆潮流電力検出部２３を通信線４２で接続し、逆潮流電力検出部２３が逆潮流電力を検出した際、コンバータ制御回路２２から通信線４２を介して逆潮流の検出をインバータ制御回路１４に通知してもよい。この場合、蓄電部３のＤＣ－ＤＣコンバータ２１とインバータ１３とで、出力抑制制御を同時に行うこともできる。

上記実施例１－４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］
再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置（２）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）に出力する第１ＤＣ－ＤＣコンバータ（１１）と、
前記直流バス（４０）を介して前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータ（１１）と接続され、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電力系統（４）に供給するインバータ（１３）と、
前記直流バス（４０）の電圧を目標電圧に維持するよう前記インバータ（１３）を制御する第１制御回路（１４）と、
蓄積部（３）の入出力を制御する第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）と、
前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）を制御する第２制御回路（２２）と、を備え、
前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）は前記直流バス（４０）に接続可能な構成であり、
前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）が前記直流バス（４０）に接続されている状態において、前記第２制御回路（２２）は、前記インバータ（１３）から前記電力系統（４）への逆潮流が検出されると、前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）の出力電力を抑制するように制御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、第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）の出力抑制により逆潮流を抑えることができ、逆潮流抑制時の直流バス（４０）の電圧変動を抑えることができる。
［項目２］
前記第２制御回路（２２）は、前記電力系統（４）へ流れる交流電流を検出する電流センサ（ＣＴ）から電流値を取得し、前記電力系統（４）の交流電圧を検出する電圧センサ（ＶＴ）から電圧値を取得して、前記逆潮流を検出することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、第２制御回路（２２）が逆潮流電力を高速に検出することができる。
［項目３］
前記第２制御回路（２２）は、前記電力系統（４）と負荷（５）の間に設置された電力量計測装置（６０）から電力値を取得して、前記逆潮流を検出することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、既存の設備を有効活用しつつ、第２制御回路（２２）が逆潮流電力を高速に検出することができる。
［項目４］
前記第１制御回路（１４）と前記第２制御回路（２２）は通信線（４２）で接続され、
前記第２制御回路（２２）は、前記電力系統（４）へ流れる交流電流を検出する電流センサ（ＣＴ）から電流値を取得し、前記第１制御回路（１４）から前記通信線（４２）を介して系統電圧を取得して、前記逆潮流を検出することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、第２制御回路（２２）用の電圧センサ（ＶＴ）を設置せずに、第２制御回路（２２）が逆潮流電力を高速に検出することができる。
［項目５］
前記第１制御回路（１４）と前記第２制御回路（２２）は通信線（４２ａ）で接続され、
前記第２制御回路（２２）は、前記第１制御回路（１４）から逆潮流電力を高速通信で取得することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、第２制御回路（２２）用の電流センサ（ＣＴ）電圧センサ（ＶＴ）を設置せずに、第２制御回路（２２）が逆潮流電力を高速に検出することができる。
［項目６］
再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置（２）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）に出力する第１ＤＣ－ＤＣコンバータ（１１）と、前記直流バス（４０）を介して前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータ（１１）と接続され、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電力系統（４）に供給するインバータ（１３）と、前記直流バス（４０）の電圧を目標電圧に維持するよう前記インバータ（１３）を制御する第１制御回路（１４）と、を備える別の電力変換装置（１０）に接続される電力変換装置（２０）であって、
蓄積部（３）の入出力を制御する第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）と、
前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）を制御する第２制御回路（２２）と、を備え、
前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）は前記直流バス（４０）に接続されており、
前記第２制御回路（２２）は、前記インバータ（１３）から前記電力系統（４）への逆潮流が検出されると、前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）の出力電力を抑制するように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、第２ＤＣ－ＤＣコンバータ（２１）の出力抑制により逆潮流を抑えることができ、逆潮流抑制時の直流バス（４０）の電圧変動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 逆潮流電力検出部、 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、 ２３ 逆潮流電力検出部、 ４０ 直流バス、 ４１，４２ 通信線、 ４２ａ 高速通信線、 ５０ 配電線、 ＣＴ 電流センサ、 ＶＴ 電圧センサ、 ６０ 電力量計測装置。

Claims (6)

1. 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直流バスに出力する第１ＤＣ－ＤＣコンバータと、
   前記直流バスを介して前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータと接続され、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電力系統に供給するインバータと、
   前記直流バスの電圧を目標電圧に維持するよう前記インバータを制御する第１制御回路と、
   蓄電池の充放電を制御する第２ＤＣ－ＤＣコンバータと、
   前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータを制御する第２制御回路と、を備え、
   前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータ、前記インバータ、及び前記第１制御回路は、第１筐体内に設置され、
   前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータ、及び前記第２制御回路は、第２筐体内に設置され、
   前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータは前記直流バスに接続可能な構成であり、
   前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータが前記直流バスに接続されている状態において、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逆潮流が検出されると、前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータの出力電力を抑制するように制御することを特徴とする電力変換システム。
2. 前記第２制御回路は、前記電力系統へ流れる交流電流を検出する電流センサから電流値を取得し、前記電力系統の交流電圧を検出する電圧センサから電圧値を取得して、前記逆潮流を検出することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
3. 前記第２制御回路は、前記電力系統と負荷の間に設置された電力量計測装置から電力値を取得して、前記逆潮流を検出することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
4. 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、
   前記第２制御回路は、前記電力系統へ流れる交流電流を検出する電流センサから電流値を取得し、前記第１制御回路から前記通信線を介して系統電圧を取得して、前記逆潮流を検出することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
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、
   前記第２制御回路は、前記第１制御回路から逆潮流電力を高速通信で取得することを特徴とする請求項１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直流バスに出力する第１ＤＣ－ＤＣコンバータと、前記直流バスを介して前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータと接続され、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電力系統に供給するインバータと、前記直流バスの電圧を目標電圧に維持するよう前記インバータを制御する第１制御回路と、を備える第１電力変換装置に接続される第２電力変換装置であって、
   前記第２電力変換装置は、
   蓄電池の充放電を制御する第２ＤＣ－ＤＣコンバータと、
   前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータを制御する第２制御回路と、を備え、
   前記第１ＤＣ－ＤＣコンバータ、前記インバータ、及び前記第１制御回路は、第１筐体内に設置され、
   前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータ、及び前記第２制御回路は、第２筐体内に設置され、
   前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータは前記直流バスに接続されており、
   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逆潮流が検出されると、前記第２ＤＣ－ＤＣコンバータの出力電力を抑制するように制御することを特徴とする電力変換装置。

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