JPWO2015011931A1 - 電力変換装置、電力管理方法、および電力変換システム - Google Patents

電力変換装置、電力管理方法、および電力変換システム Download PDF

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Abstract

発電装置の発電余力を高精度に推定する。電力変換装置１は、同種の複数の発電装置１０からそれぞれの発電電力を入力する複数の入力部１１と、複数の入力部のうち少なくとも１つの入力部を優先的にＭＰＰＴ制御し、該入力部１１に接続される発電装置１０の発電電流を用いて、他の入力部１１に接続される発電装置１０の発電余力を算出して取得する制御部１４と、を備える。

Description

関連出願の相互参照
本出願は、２０１３年７月２６日に出願された日本国特許出願２０１３−１５５９３１号の優先権を主張するものであり、この先の出願の開示全体をここに参照のために取り込む。
本発明は、複数の発電装置の発電電力を変換する電力変換装置、電力管理方法、および電力変換システムに関する。
近年、需要家毎に設けられる電力管理装置（例えば、ＨＥＭＳ；Home Energy Management System）によって、需要家に設けられる負荷や需要家に設けられる分散電源などを制御する技術が知られている（特許文献１参照）。
また、分散電源として、例えば太陽光発電装置などの自然エネルギーにより発電を行う発電装置を用いることが考えられている。自然エネルギーによる発電における発電量は様々な要因により変動し得るが、電力管理装置による各機器の制御のためには、発電量の予測が必要となることがある。そこで、過去の日射強度および気象情報などに基づいて日射強度を予測し、予測した日射強度を太陽光発電の発電量に換算し、予測値として算出することが提案されている（特許文献２参照）。
特開２００３−３０９９２８号公報 特開２００５−０８６９５３号公報
しかしながら、特許文献２に記載の電力制御方法においては、ＭＰＰＴ（最大電力点追従：Maximum Power Point Tracking）制御などによって最大出力を行うことが前提となっており、さらに発電量はあくまでも予測値である。そのため、現在の発電余力を予想する材料とはなるものの、情報の精度としてはより高いものが望まれる。
かかる事情に鑑みてなされた本発明の目的は、発電装置の発電余力を高精度に推定することが可能な電力変換装置、電力管理方法、および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、本発明に係る電力変換装置は、同種の複数の発電装置からそれぞれの発電電力を入力する複数の入力部と、前記複数の入力部のうち少なくとも１つの入力部を優先的にＭＰＰＴ制御し、該入力部に接続される発電装置の発電電流を用いて、他の入力部に接続される発電装置の発電余力を算出して取得するする制御部と、を備えることを特徴とする。
さらに、本発明に係る電力変換装置において、前記制御部は、前記複数の入力部のうち、最大発電電力が最も小さい発電装置が接続される入力部を優先的にＭＰＰＴ制御することを特徴とする。
さらに、本発明に係る電力変換装置において、前記制御部は、前記ＭＰＰＴ制御された入力部に接続される発電装置の発電電流を用いて、前記他の入力部に接続される発電装置の最大発電電力を算出し、該最大発電電力と実際の発電電力との差分を前記発電余力と推定することを特徴とする。
さらに、本発明に係る電力変換装置において、前記制御部は、電力系統から解列した自立運転時に、前記発電余力を推定することを特徴とする。
さらに、本発明に係る電力変換装置において、前記複数の入力部は、前記複数の発電装置から入力される直流電力をそれぞれ変圧する複数のＤＣ／ＤＣコンバータであることを特徴とする。
さらに、本発明に係る電力変換装置において、前記複数のＤＣ／ＤＣコンバータの出力電圧を一括して入力するインバータを更に備えることを特徴とする。
さらに、本発明に係る電力変換装置において、前記複数の発電装置のそれぞれは、複数の太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリングであることを特徴とする。
さらに、本発明に係る電力変換装置において、前記複数の太陽電池モジュールは全て同じ特性を有することを特徴とする。
また、上記課題を解決するため、本発明に係る電力制御システムは、電力変換装置と、前記電力変換装置に接続されるそれぞれ同種の複数の発電装置と、を備える電力変換システムであって、前記電力変換装置は、前記複数の発電装置からそれぞれの発電電力を入力する複数の入力部と、前記複数の入力部のうち少なくとも１つの入力部を優先的にＭＰＰＴ制御し、該入力部に接続される発電装置の発電電流を用いて、他の入力部に接続される発電装置の発電余力を算出して取得する制御部と、を備えることを特徴とする。
また、上記課題を解決するため、本発明に係る電力管理方法は、同種の複数の発電装置からの入力電力を所定の出力に変換する電力変換装置を用いた電力管理方法であって、複数の発電装置からそれぞれの発電電力を、前記電力変換装置の複数の入力部に入力させるステップと、前記複数の入力部のうち少なくとも１つを優先的にＭＰＰＴ制御するステップと、前記ＭＰＰＴ制御された入力部に入力される発電電流を用いて、他の入力部に接続される発電装置の発電余力を算出して取得するステップと、を含むことを特徴とする。
本発明によれば、発電装置の余力を高精度に推定することができるようになる。
本発明の一実施形態に係る電力変換装置を備えるシステムの構成例を示すブロック図である。 本発明の一実施形態に係る電力変換装置の他の構成例を示すブロック図である。 本発明の一実施形態に係る電力変換装置におけるＤＣ／ＤＣコンバータの回路図を示す図である。 本発明の一実施形態に係る電力変換装置における制御部の機能を示すブロック図である。 本発明の一実施形態に係る電力管理方法を示すフローチャートである。 本発明の一実施形態に係る電力変換装置における発電装置の電流−電圧特性を示す図である。 本発明の一実施形態に係る電力変換装置における発電装置の発電電力を示す図である。 本発明の一実施形態に係る電力変換装置における発電装置の、日射量が異なる場合の発電電力を示す図である。
以下、本発明による実施形態について、図面を参照して詳細に説明する。
［第１の実施形態］
図１は、本発明の一実施形態に係る電力変換装置を備えるシステムの構成例を示すブロック図である。図１に示すように、電力変換装置（パワーコンディショナ）１は、複数のＤＣ／ＤＣコンバータ（入力部）１１と、中間リンクコンデンサ１２と、インバータ１３と、制御部１４と、通信部１５とを備える。電力変換システムは、電力変換装置１と、複数の発電装置（直流入力電源）１０とからなる。なお、図１における電力変換装置１の出力は単相２線式であるが、出力の形式はこれに限らず例えば３相式であってもよい。
電力変換装置１は、接続される複数の発電装置１０から入力される直流電力を電力変換する。電力変換装置１は、通常は電力系統に連系して連系運転を行い、電力系統に停電が発生した際には連系を解除して自立運転を行い、需要家内の負荷に供給を行う。
発電装置１０は、直流電力を出力する。複数の発電装置１０のそれぞれは、例えば太陽光を直流電力に変換する複数の太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリング、風力発電機、または燃料電池などの分散型電源である。複数の太陽電池モジュールは、それぞれ全く同一のモジュールを用いるなどして、出力特性などの特性を全て同一とするのが好適である。
ＤＣ／ＤＣコンバータ（入力部）１１は、同種の複数の発電装置１０から入力される電圧を変圧して一定の電圧に揃える。なお、本実施形態では発電装置１０及びＤＣ／ＤＣコンバータ１１の数が３つの場合について説明するが、発電装置１０及びＤＣ／ＤＣコンバータ１１の数は２つ以上であればよい。
中間リンクコンデンサ１２は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１により昇圧された直流電圧を平滑化し、インバータ１３への入力電圧を安定させる。なお、各ＤＣ／ＤＣコンバータ１１内に、出力電圧を安定させるために、更に平滑化用のコンデンサを設けてもよい。
インバータ１３は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１の出力電圧を一括して入力し、中間リンクコンデンサ１２により平滑化された直流電圧を交流電圧に変換する。インバータ１３は、通常時には電力系統に連系するが、停電時等には自立運転を行い、電力系統から解列して交流入力機器（負荷機器）３に交流電力を供給する。図１では、自立運転時における電力変換装置１と交流入力機器３との接続を示している。
制御部１４は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１及びインバータ１３のスイッチング素子のデューティ比を制御することにより、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１及びインバータ１３の出力を制御する。また、制御部１４は、電力系統から解列した自立運転時に、発電装置１０の発電余力を算出して取得する。その際、制御部１４は少なくとも１つのＤＣ／ＤＣコンバータ１１を優先的にＭＰＰＴ制御し、該ＤＣ／ＤＣコンバータ１１に接続される発電装置１０の発電電流を用いて、他のＤＣ／ＤＣコンバータ１１に接続される発電装置１０の発電余力を算出する。
通信部１５は、制御部１４から発電装置１０の発電余力を示す余力情報を取得し、電力管理装置２に送信する。
電力管理装置２は、電力変換装置１に接続される負荷機器の動作を制御する装置であり、管理対象によりＨＥＭＳ（Home Energy Management System）、ＢＥＭＳ（Building Energy Management System）、ＦＥＭＳ（Factory Energy Management System）、ＣＥＭＳ（Community Energy Management System）と称される。電力管理装置２は、通信部１５から余力情報を受信するとともに交流入力機器３から消費電力情報を取得し、これらの情報に基づいて交流入力機器３を制御する。
図２は、電力変換装置１の他の構成例を示すブロック図である。図２に示す電力変換装置１は、図１に示した電力変換装置１と比較して、出力側に更にＤＣ／ＤＣコンバータ１６を備える。ＤＣ／ＤＣコンバータ１６は、中間リンクコンデンサ１２により平滑化された直流電圧を所定の直流電圧に変換し、自立運転時に直流入力機器４に直流電力を供給する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１６を備えることで、直流入力機器４に対して直接電力を供給することができる。
このように、電力変換装置１は、出力側に電力変換器を備える。電力変換器は、図１に示すようにインバータ１３のみであってもよいし、図２に示すように並列接続されたインバータ１３及びＤＣ／ＤＣコンバータ１６であってもよい。また、図示していないが、電力変換器はＤＣ／ＤＣコンバータ１６のみであってもよいし、インバータ１３及びＤＣ／ＤＣコンバータ１６をそれぞれ任意の個数並列接続したものであってもよい。
図３は、電力変換装置１におけるＤＣ／ＤＣコンバータ１１の回路図の一例を示す図である。あわせて、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１に対する制御を行う制御部１４も示している。図３には一般的な非絶縁型ブーストコンバータを示しているが、具体的な回路構成はこれに限定されるものではなく、入力電源から見たインピーダンスを変更可能で、各入力電力を所望の値に独立して制御できる機能を有するものであればよい。
制御部１４は、入力電圧センサ１９（１９−１，１９−２，１９−３）により検出される各ＤＣ／ＤＣコンバータ１１の入力電圧と、入力電流センサ２０（２０−１，２０−２，２０−３）により検出される各ＤＣ／ＤＣコンバータ１１の入力電流と、中間リンク電圧センサ２１により検出されるインバータ１３の中間リンク電圧とを監視し、これらに基づいて各ＤＣ／ＤＣコンバータ１１のスイッチング素子１８（１８−１，１８−２，１８−３）に対するＰＷＭ信号を生成する。ＤＣ／ＤＣコンバータ１１に対する制御の詳細については後述する。
図４は、電力変換装置１における制御部１４の機能を示すブロック図である。図４を参照して制御部１４の動作を説明する。
デューティ比制御部１４１−１は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１−１に対するＰＷＭ信号を生成するために用いられるデューティ比を制御する。同様に、デューティ比制御部１４１−２は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１−２に対するＰＷＭ信号を生成するために用いられるデューティ比を制御し、デューティ比制御部１４１−３は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１−３に対するＰＷＭ信号を生成するために用いられるデューティ比を制御する。なお、デューティ比制御部１４１−２，１４１−３はデューティ比制御部１４１−１と同じ制御を行い、内部の構成はデューティ比制御部１４１−１と同じであるため、図示を省略している。
制御モード判定部１４２は、連系運転時には制御モードをＭＰＰＴ制御に決定する。ＭＰＰＴ制御では、発電装置１０から得られる発電電力が最大になるように制御する。
一方、自立運転時に全てのＤＣ／ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御すると、交流入力機器３の消費電力と発電装置１０の発電電力とのバランスが崩れてしまう。また、自立運転時に全てのＤＣ／ＤＣコンバータ１１を負荷追従制御すると、発電装置１０は最大電力で発電することが困難となる。負荷追従制御では、負荷の消費電力と入力電源の発電電力とが同じになるようにＤＣ／ＤＣコンバータ１１の出力電圧を制御する。負荷の消費電力に追従しようとしてある発電装置１０が最大電力点を乗り越えると、その発電装置１０の発電電力が減少し、他の発電装置１０が連鎖的に最大電力点を乗り越えるため、最終的に発電電力不足で停止するおそれがある。
そのため、制御モード判定部１４２は、自立運転時には中間リンク電圧センサ２１により検出した中間リンク電圧に応じて、制御モードをＭＰＰＴ制御又は負荷追従制御のいずれかに決定する。例えば、各発電装置１０の最大発電電力が２００Ｗで、交流入力機器３の消費電力が５００Ｗの場合、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１−１および１１−２をＭＰＰＴ制御して４００Ｗの電力を得て、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１−３を負荷追従制御して残りの１００Ｗの電力を得る。このようにして、発電装置１０全体の発電電力を負荷の消費電力に追従させる。
ＭＰＰＴ制御部１４３は、入力電圧センサ１９により検出した入力電圧、及び入力電流センサ２０により検出した入力電流を監視している。そして、ＭＰＰＴ制御部１４３は、制御モード判定部１４２によりＭＰＰＴ制御と決定された場合に、電力変換装置１への入力電力を最大限とするための動作電圧を決定する。なお、図４に示す例では入力電圧による追従を行っているが、ＭＰＰＴ制御の具体的な方式はこれに限られるものではない。
負荷追従制御部１４４は、制御モード判定部１４２により負荷追従制御と決定された場合に、中間リンク電圧センサ２１により検出した中間リンク電圧が目標電圧となるように、動作電圧を決定する。
入力電圧制御部１４５は、入力電圧センサ１９により検出した入力電圧と、ＭＰＰＴ制御部１４３又は負荷追従制御部１４４により決定された動作電圧指令値とを比較し、その差が０に等しくなるようデューティ比を変化させるフィードバック制御を行う。図４に示す例では入力電源の動作電圧を指令値とする制御を行っているが、制御部１４が中間リンク電圧によりＭＰＰＴ制御と負荷追従制御とを切り替えるように制御するものであればよい。よって、入力電源の動作電流で制御(入力電流でフィードバック制御)を行ってもよい。
ＰＷＭユニット１４７は、クロック生成部１４６により生成されたクロックに同期した基準波形と、入力電圧制御部１４５によって生成されたデューティ比とを比較することで、ＰＷＭ信号を生成する。そして、各ＤＣ／ＤＣコンバータ１１に対してＰＷＭ信号を出力する。
発電余力算出部１４８は、電力系統から解列した自立運転時に、ＭＰＰＴ制御されるＤＣ／ＤＣコンバータ１１に接続される発電装置１０の発電電流を用いて、他のＤＣ／ＤＣコンバータ１１に接続される発電装置１０の発電余力を算出し、発電余力を示す余力情報を通信部１５に出力する。具体的な算出方法については後述する。
図５は、電力変換装置１を用いた電力管理方法を示すフローチャートである。停電が発生していない場合には（ステップＳ１０１−Ｎｏ）、制御部１４は、連系運転を行い、全てのＤＣ／ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御する（ステップＳ１０２）。
停電が発生した場合には（ステップＳ１０１−Ｙｅｓ）、制御部１４は、連系を解除して自立運転を行い、少なくとも１つのＤＣ／ＤＣコンバータ１１を優先的にＭＰＰＴ制御する（ステップＳ１０３）。この理由を、図６，７を参照して説明する。
図６は、発電装置１０が太陽電池ストリングである場合の電流−電圧特性を示す図であり、横軸に出力電圧、縦軸に出力電流を示している。太陽電池ストリングの出力電圧は、太陽電池モジュール数および温度によって決定され、変化は少ない。一方、太陽電池ストリングの出力電流は、日射量によって大きく変化し、日射量が少なくなると出力電流は低下する。つまり、日射量が変化する場合、最大発電電力は発電電流に依存する。
図７は、３つの発電装置１０−１，１０−２，１０−３が発電する電圧および電流を模式的に示す図である。以下、本実施形態では、発電装置１０−１、発電装置１０−２、発電装置１０−３の順に最大発電電力が大きくなるものとする。破線で囲われた部分の面積は連系運転時（つまり、ＭＰＰＴ制御時）の最大発電電力を示しており、斜線が施された部分の面積は自立運転時の発電電力を示している。
ＭＰＰＴ制御時における各発電装置１０の発電電圧Ｖ１M，Ｖ２M，Ｖ３Mは、発電装置１０の太陽電池モジュール数に応じて異なる値となる。一方、ＭＰＰＴ制御時における各発電装置１０の発電電流Ｉ１M，Ｉ２M，Ｉ３Mは、日射量に応じて変化するが、発電装置１０間で日射量が同じであると仮定すると、Ｉ１M＝Ｉ２M＝Ｉ３Mとみなせる。よって、制御部１４は自立運転時には、少なくとも１つのＤＣ／ＤＣコンバータ１１を優先的にＭＰＰＴ制御することにより（ステップＳ１０３）、他のＤＣ／ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御した場合の発電電流を知ることができる。
自立運転時において、交流入力機器３の消費電力が少ない場合でも、発電装置１０−１の最大発電電力を上回るものと考えられる。よって、制御部１４は自立運転時に、最大発電電力の最も小さい発電装置１０−１が接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１１−１を優先的にＭＰＰＴ制御することが好適である。これにより、早い段階で最大発電電流の値を取得することができる。以下、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１−１を優先的にＭＰＰＴ制御するものとして説明を続ける。
例えば、発電装置１０−１の最大発電電力が１００Ｗ、発電装置１０−２の最大発電電力が２００Ｗ、発電装置１０−３の最大発電電力が３００Ｗで、交流入力機器３の消費電力が２００Ｗの場合、制御部１４はＤＣ／ＤＣコンバータ１１−１をＭＰＰＴ制御し、発電装置１０−１から１００Ｗを得る。残りの１００Ｗについては、制御部１４はＤＣ／ＤＣコンバータ１１−２および１１−３を負荷追従制御し、発電装置１０−２および発電装置１０−３から得られる電力の合計が１００Ｗになるように制御してもよいし、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１−２，１１−３の一方のみを負荷追従制御し、発電装置１０−２，１０−３の一方のみから１００Ｗを得るように制御してもよい。
次に、発電余力算出部１４８は、発電装置１０−１の発電電流Ｉ１Mの値を入力電流センサ２０−１から取得する（ステップＳ１０４）。そして、発電余力算出部１４８は、発電装置１０−１の発電電流Ｉ１Mを用いて、残りの発電装置１０−１，１０−２の発電余力を、最大発電電力と現在の発電電力との差分により算出する（ステップＳ１０５）。
発電余力算出部１４８は、連系運転時（つまり、ＭＰＰＴ制御時）における発電装置１０−２，１０−３の発電電圧Ｖ２M，Ｖ３Mの値を記憶しておき、発電装置１０−２の最大発電電力Ｐ２MをＩ１M×Ｖ２Mにより算出し、発電装置１０−３の最大発電電力Ｐ３MをＩ１M×Ｖ３Mにより算出する。例えば、図６に示すようにＤＣ／ＤＣコンバータ１１−２を負荷追従制御するとき、発電余力算出部１４８は、発電装置１０−２の発電余力をＰ２M−（Ｉ２L×Ｖ２L）により算出する。発電余力算出部１４８は、電流値Ｉ２Lを入力電流センサ２０−２から取得し、電圧値Ｖ２Lを入力電圧センサ１９−２から取得する。このように、発電余力算出部１４８は、発電装置１０−１の発電電流Ｉ１Mを用いて、他の発電装置１０−１，１０−２の発電余力を算出する。
このように、本発明では、制御部１４は、複数のＤＣ／ＤＣコンバータ（入力部）１１のうち少なくとも１つの入力部を優先的にＭＰＰＴ制御し、該入力部に接続される発電装置の発電電流を用いて、他のＤＣ／ＤＣコンバータ１１に接続される発電装置の発電余力を算出して取得する。そのため、発電装置１０の発電余力を高精度かつリアルタイムに推定することができるようになる。
［第２の実施形態］
次に、本発明の第２の実施形態について説明する。第１の実施形態では、発電装置１０間の日射量が同一とみなせる場合について説明した。しかし、寄棟型の屋根の各方位に各発電装置１０を設置する場合など、発電装置１０間の日射量が異なる場合がある。そこで、第２の実施形態では、発電装置１０間の日射量が同一でない場合について説明する。第２の実施形態の電力変換装置１の構成は第１の実施形態とで同一であるため、説明を省略する。
図８は、発電装置１０間の日射量が異なる場合の発電量を示す図である。西側の屋根に発電装置１０−１が設置され、東側の屋根に発電装置１０−２が設置され、南側の屋根に発電装置１０−３が設置されている場合、それぞれ連系運転時の発電電流Ｉ１M，Ｉ２M，Ｉ３Mの値は異なる。また、日射量に応じても発電電流Ｉ１M，Ｉ２M，Ｉ３Mの値は変動し、図８（ａ）は午前１０時の日射量が多い場合、図８（ｂ）は午前１０時の日射量が少ない場合の最大発電電力を示している。
日射量の違いは太陽の方位により決まるため、発電余力算出部１４８は、連系運転時の各発電装置１０の最大発電電力または発電電流の比を時刻情報とともに記憶する。
制御部１４は、第１の実施形態と同様に、連系運転時には全てのＤＣ／ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御し、自立運転時には連系運転時に最大発電電力が最も小さかった発電装置１０−１に接続されるＤＣ／ＤＣコンバータ１１−１をＭＰＰＴ制御する。
発電余力算出部１４８は、連系運転時（つまり、ＭＰＰＴ制御時）において、各発電装置１０の最大発電電力Ｐ１M，Ｐ２M，Ｐ３Mの比、あるいは、発電装置１０の最大発電電流Ｉ１M，Ｉ２M，Ｉ３Mの比を記憶しておく。そして、自立運転時には、記憶した最大発電電力比または最大発電電流比に基づいて発電余力を算出する。
発電余力算出部１４８は、最大発電電力比に基づいて発電余力を算出する場合、入力電流センサ２０−１から取得した発電装置１０−１の発電電流Ｉ１Mの値と、入力電圧センサ１９−１から取得した発電電圧Ｖ１Mの値から、最大発電電力Ｐ１MをＩ１M×Ｖ１Mにより算出し、最大発電電力Ｐ２M，Ｐ３Mを、最大発電電力比により算出する。
また、発電余力算出部１４８は、最大発電電流比に基づいて発電余力を算出する場合、入力電流センサ２０−１から発電装置１０−１の発電電流Ｉ１Mの値を取得し、最大発電電流Ｉ２M，Ｉ３Mを最大発電電流比により算出し、最大発電電力Ｐ２MをＩ１M×Ｖ２Mにより算出し、最大発電電力Ｐ３MをＩ１M×Ｖ３Mにより算出する。最大発電電力が求まれば、実際の発電電力との差分を発電余力として算出する。
なお、第１の実施形態においては、発電装置１０−１の発電電流Ｉ１Mを用いて発電装置１０−２，１０−３の最大発電電力を求めたが、第２の実施形態と同様に、発電装置１０−２，１０−３の最大発電電力を、連系運転時における各発電装置１０の最大発電電力比により算出するようにしてもよい。
このように、第２の実施形態では、制御部１４は、複数のＤＣ／ＤＣコンバータ（入力部）１１のうち少なくとも１つの入力部を優先的にＭＰＰＴ制御し、連系運転時の各発電装置１０の最大発電電力比または最大発電電流比に基づいて発電余力を算出する。そのため、発電装置１０間の日射量が異なる場合であっても、発電装置１０の発電余力を高精度かつリアルタイムに推定することができる。
上述の実施形態は、代表的な例として説明したが、本発明の趣旨および範囲内で、多くの変更及び置換ができることは当業者に明らかである。したがって、本発明は、上述の実施形態によって制限するものと解するべきではなく、特許請求の範囲から逸脱することなく、種々の変形や変更が可能である。例えば、発電装置として複数の風力発電機を用いる場合にも、同様に少なくとも１つをＭＰＰＴ制御により動作させることにより、他の風力発電機の発電余力を算出することができる。
１ 電力変換装置
２ 電力管理装置
３ 交流入力機器
１０ 発電装置
１１ ＤＣ／ＤＣコンバータ
１２ 中間リンクコンデンサ
１３ インバータ
１４ 制御部
１５ 通信部
１６ ＤＣ／ＤＣコンバータ
１８ スイッチング素子
１９ 入力電圧センサ
２０ 入力電流センサ
２１ 中間リンク電圧センサ
１４１ デューティ比制御部
１４２ 制御モード判定部
１４３ ＭＰＰＴ制御部
１４４ 負荷追従制御部
１４５ 入力電圧制御部
１４６ クロック生成部
１４７ ＰＷＭユニット
１４８ 発電余力算出部

Claims (10)

  1. 同種の複数の発電装置からそれぞれの発電電力を入力する複数の入力部と、
    前記複数の入力部のうち少なくとも１つの入力部を優先的にＭＰＰＴ制御し、該入力部に接続される発電装置の発電電流を用いて、他の入力部に接続される発電装置の発電余力を算出して取得する制御部と、
    を備えることを特徴とする電力変換装置。
  2. 前記制御部は、前記複数の入力部のうち、最大発電電力が最も小さい発電装置が接続される入力部を優先的にＭＰＰＴ制御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. 前記制御部は、前記ＭＰＰＴ制御された入力部に接続される発電装置の発電電流を用いて、前記他の入力部に接続される発電装置の最大発電電力を算出し、該最大発電電力と実際の発電電力との差分を前記発電余力とすることを特徴とする、請求項１に記載の電力変換装置。
  4. 前記制御部は、電力系統から解列した自立運転時に、前記発電余力を取得することを特徴とする、請求項１に記載の電力変換装置。
  5. 前記複数の入力部は、前記複数の発電装置から入力される直流電力をそれぞれ変圧する複数のＤＣ／ＤＣコンバータであることを特徴とする、請求項１に記載の電力変換装置。
  6. 前記複数のＤＣ／ＤＣコンバータの出力電圧を一括して入力するインバータを更に備えることを特徴とする、請求項５に記載の電力変換装置。
  7. 前記複数の発電装置のそれぞれは、複数の太陽電池モジュールを直列接続した太陽電池ストリングであることを特徴とする、請求項１に記載の電力変換装置。
  8. 前記複数の太陽電池モジュールは全て同じ特性を有することを特徴とする、請求項７に記載の電力変換装置。
  9. 電力変換装置と、
    前記電力変換装置に接続されるそれぞれ同種の複数の発電装置と、
    を備える電力変換システムであって、
    前記電力変換装置は、
    前記複数の発電装置からそれぞれの発電電力を入力する複数の入力部と、
    前記複数の入力部のうち少なくとも１つの入力部を優先的にＭＰＰＴ制御し、該入力部に接続される発電装置の発電電流を用いて、他の入力部に接続される発電装置の発電余力を算出して取得する制御部と、
    を備えることを特徴とする電力変換システム。
  10. 同種の複数の発電装置からの入力電力を所定の出力に変換する電力変換装置を用いた電力管理方法であって、
    複数の発電装置からそれぞれの発電電力を、前記電力変換装置の複数の入力部に入力させるステップと、
    前記複数の入力部のうち少なくとも１つを優先的にＭＰＰＴ制御するステップと、
    前記ＭＰＰＴ制御された入力部に入力される発電電流を用いて、他の入力部に接続される発電装置の発電余力を算出して取得するステップと、
    を含むことを特徴とする電力管理方法。
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