WO2016111080A1 - 電力制御システム - Google Patents

電力制御システム Download PDF

Info

Publication number
WO2016111080A1
WO2016111080A1 PCT/JP2015/081209 JP2015081209W WO2016111080A1 WO 2016111080 A1 WO2016111080 A1 WO 2016111080A1 JP 2015081209 W JP2015081209 W JP 2015081209W WO 2016111080 A1 WO2016111080 A1 WO 2016111080A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
power
conversion
output
unit
bidirectional
Prior art date
Application number
PCT/JP2015/081209
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
隆人 小林
山田　和夫
Original Assignee
シャープ株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by シャープ株式会社 filed Critical シャープ株式会社
Publication of WO2016111080A1 publication Critical patent/WO2016111080A1/ja

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/34—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering
    • H02J7/35—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering with light sensitive cells
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/48—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H02M7/493—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode the static converters being arranged for operation in parallel

Definitions

  • the present invention relates to a power control system including a plurality of power conversion units.
  • the power generated by the solar cell string can be reversely flowed to the commercial power system and sold to a power supplier. Further, when the power generation amount of the solar cell string is reduced, the power supplied to the power load system can be purchased from the commercial power system or discharged from the power storage device. Furthermore, the power purchased from the commercial power system can be stored in the power storage device.
  • Patent Document 1 discloses a large-scale power conversion system in which a plurality of solar battery panels are connected to a plurality of power conditioners via a switch. .
  • the power conditioner to be operated is gathered and connected to a smaller number of power conditioners by switching the switch. This prevents a decrease in power conversion efficiency.
  • Patent Document 2 discloses a photovoltaic power generation system that controls the power of a solar cell string including a solar cell and a secondary battery connected in parallel with a single power conditioner.
  • the output power value of the power conditioner is controlled based on the detection result of the output of the power conditioner and the state of the secondary battery. Realized.
  • an object of the present invention is to improve the utilization efficiency of generated power in a power control system including a plurality of power conversion units.
  • a power control system includes a power generation device and a power storage device connected to a first current path, a second current path and a first current path connected to a power source.
  • a plurality of power conversion units connected in parallel between the power conversion unit and a conversion control unit for controlling the power conversion operation of the plurality of power conversion units, the output terminal of the power generation device is connected in parallel with the input / output terminal of the power storage device It is set as the structure.
  • the total power value of the first output power output from all the power conversion units is converted into the power by some power conversion units.
  • a determination unit that determines whether or not the total power value of the second output power output from the partial power conversion unit when the operation is performed; and at least one of a front stage and a rear stage of each power conversion unit A connection open / close unit connected in series; and an open / close control unit that controls an open / close operation of the connection open / close unit based on a determination result of the determination unit, wherein the open / close control unit has a total power value of the first output power of the first 2 When it is determined that the output power is equal to or less than the total power value, an open operation is performed on the connection open / close unit connected to at least one of the preceding stage and the subsequent stage of the remaining part of all the power conversion units.
  • the structure to be made may be sufficient.
  • connection opening / closing unit may be connected in series to both the front stage and the rear stage of each power conversion unit.
  • the power control system may further include a bidirectional voltage conversion unit provided between the power storage device and the first energization path, and the conversion control unit may further control a voltage conversion operation of the bidirectional voltage conversion unit. .
  • the power control system includes a plurality of voltage conversions that are provided between the first power supply path and each power conversion unit, and convert the voltage value of the power input from the first power supply path into the rated voltage value of the power conversion unit.
  • the conversion control unit may further be configured to further control voltage conversion operations of the plurality of voltage conversion units.
  • the power conversion unit may be configured to be capable of performing power conversion in both directions between the first energization path and the second energization path.
  • the above power control system may be configured to further include a plurality of insulating transformers provided between each power conversion unit and the second energization path.
  • FIG. 1 is a block diagram illustrating a configuration example of a photovoltaic power generation system 100 according to the first embodiment.
  • the photovoltaic power generation system 100 is a power control system that is electrically connected to the commercial power system CS and the power load system LS through, for example, a single-phase three-wire current path, and includes two solar cell strings 1a and 1b and a power storage device. 2 and the grid connection operation by the commercial power system CS are possible. Further, in the photovoltaic power generation system 100, the generated power is converted from direct current to alternating current, and is reversely flowed (output) to the commercial power system CS via the second energization path P2, and the power is sold to the power company. It is possible.
  • Each of the solar cell strings 1a and 1b is a power generation device that includes a plurality of solar cell modules connected in series.
  • the solar cell strings 1a and 1b generate power by receiving sunlight, and the generated DC power is transmitted through the backflow prevention devices 11a and 11b. It outputs to the electric circuit P1.
  • the DC power output from the solar cell strings 1a and 1b to the first current path P1 is referred to as generated power.
  • the backflow prevention devices 11a and 11b are configured by a circuit including a rectifying element such as a diode, for example, and prevent back current from flowing through the solar cell strings 1a and 1b.
  • the solar cell strings 1a and 1b and the power storage device 2 are connected to one end of the first current path P1 as shown in FIG. Further, the output terminals of the solar cell strings 1a, 1b are connected in parallel to the input / output terminals of the power storage device 2 via the backflow prevention devices 11a, 11b. Therefore, power generation of solar cell strings 1a and 1b is controlled such that the operating point voltage becomes the same voltage value as the input / output voltage (eg, 340 to 400 [V]) of power storage device 2.
  • the number of the solar cell strings 1a and 1b provided in the solar power generation system 100 is not limited to the illustration of FIG. 1, and may be one or a plurality of three or more.
  • the structure containing 1 solar cell module may be sufficient as the solar cell strings 1a and 1b.
  • the power storage device 2 is capable of repeatedly storing and discharging, can store at least part of the power flowing through the first current path P1, and discharges DC power corresponding to the power storage amount wa to the first current path P1. You can also.
  • the power flowing through the first energization path P1 and its power value are represented by Wp1.
  • the DC power input from the first current path P1 to the power storage device 2 during power storage is referred to as power storage power
  • the DC power output from the power storage device 2 to the first power path P1 during discharge is referred to as power storage power. This is called discharge power.
  • the configuration of power storage device 2 is not particularly limited, but may include secondary batteries such as lithium secondary batteries, nickel hydride batteries, nickel cadmium batteries, and lead batteries, and include electric double layer capacitors. May be. Moreover, the number of the electrical storage apparatuses 2 is not limited to the illustration of FIG. 1, A plurality may be sufficient.
  • the commercial power system CS is an external power source connected to one end of the second energization path P2 via the third energization path P3.
  • An electric energy meter M is provided in the third energization path P3.
  • the watt-hour meter M is a power detection unit that detects the direction in which power flows in the third energization path P3 and the power value thereof, and outputs a detection signal indicating the detection result to the storage / discharge controller 4 described later.
  • the watt-hour meter M indicates that the solar power generation system 100 is selling power to the commercial power grid CS when power flows from the solar power generation system 100 toward the commercial power grid CS in the third conduction path P3. Detect the amount of power to sell.
  • the solar power generation system 100 is connected to the commercial power system CS. Detecting power purchase and the amount of power to be purchased.
  • the power load system LS is connected between one end of the second energization path P2 and the third energization path.
  • the power load system LS is a load device such as a household appliance or a factory equipment, and consumes power supplied from the second energization path P2 and / or the third energization path P3.
  • the first component group Sa, 3a, Ta, and Sb and the second component elements Sc, 3b, Tb are provided.
  • And Sd are connected in parallel.
  • the switch unit Sa, the power conditioner 3a, the insulating transformer Ta, and the switch unit Sb in the first component group are connected in series in order.
  • the switch unit Sc, the power conditioner 3b, the insulating transformer Tb, and the switch unit Sd of the second component group are also connected in series.
  • the power conditioners 3a and 3b are referred to as PCS (Power Conditioning System) 3a and 3b.
  • the configurations of the PCS 3a and the transformer Ta are the same as those of the PCS 3b and the transformer Tb, respectively. Therefore, below, description of PCS3b and the transformer Tb may be abbreviate
  • the switch units Sa to Sd are connection open / close sections that open and close an electrical connection between the first energization path P1 and the second energization path P2 based on an open / close signal described later output from the storage / discharge controller 4.
  • the switch units Sa and Sb are connected in series to the front stage and the rear stage of the PCS 3a, respectively, and switch the ON state (closed: conductive) / OFF state (open: disconnected) of the electrical connection between the first current path P1 and the PCS 3a.
  • the switch units Sc and Sd are connected in series to the front and rear stages of the PCS 3b, respectively, and the electrical connection between the transformer Ta and the second current path P2 is ON (closed: conductive) / OFF (open: disconnected). ).
  • the switch units Sa to Sd open and close the electrical connection in accordance with the operating state of the PCSs 3a and 3b (particularly bidirectional inverters 31a and 31b, which will be described later), thereby connecting the PCSs 3a and 3b to the photovoltaic power generation system 100. Can be disconnected and reconnected individually.
  • PCS 3a is a power conversion device having a bidirectional inverter 31a.
  • the PCS 3a includes a first power detection unit (not shown) that detects the transmission direction and power value of power input / output on the switch unit Sa side of the bidirectional inverter 31a, and the transformer Ta side of the bidirectional inverter 31a.
  • a second power detection unit (not shown) for detecting the transmission direction and power value of the power input / output.
  • the bidirectional inverter 31a is a non-insulated bidirectional power conversion unit controlled by the storage / discharge controller 4, and performs bidirectional power conversion by PWM (Pulse Width Modulation) control or PAM (Pulse Amplitude Modulation) control. be able to.
  • the bidirectional inverter 31a can AC / DC convert AC power input from the transformer Ta into DC power, and output the DC power to the first current path P1 via the switch unit Sa.
  • the bidirectional inverter 31a converts the DC power input from the first energization path P1 through the switch unit Sa into DC / AC having AC frequency according to the power standard of the commercial power system CS and the power load system LS. It can also be converted and output to the transformer Ta.
  • the bidirectional inverter 31a converts the power input from the switch unit Sa side and outputs it to the transformer Ta side as power conversion in the forward conversion direction a, and power conversion in the forward conversion direction a is performed. This is called forward conversion. Further, the bidirectional inverter 31a converts the power input from the transformer Ta side and outputs it to the switch unit Sa side as power conversion in the reverse conversion direction b, and the power conversion in the reverse conversion direction b is reverse conversion. Call.
  • the power conversion efficiency Ea with respect to the power ratio Ra is expressed as Ea (Ra).
  • FIG. 2 is a graph illustrating an example of a variation characteristic of the power conversion efficiency Ea (Ra) with respect to the power ratio Ra.
  • FIG. 2 represents the power conversion efficiency Ea (Ra) in the reverse conversion direction b of the bidirectional inverter 31a.
  • the power conversion efficiency Ea (Ra) starts to decrease when the power ratio Ra becomes less than the lower limit power ratio Ra1 (for example, 0.50), and the power ratio Ra decreases. Decrease rapidly according to When the power ratio Ra becomes equal to or less than the reactive power ratio Ra0 (for example, 0.05), the power ratio Ra becomes 0, and the power Woa output from the bidirectional inverter 31a by inverse conversion becomes 0.
  • the power conversion efficiency Ea (Ra) is the same reverse conversion operation, when the power ratio Ra exceeds the upper limit power ratio Ra2 (for example, 0.83), the power conversion efficiency Ea (Ra) decreases as the power ratio Ra increases. .
  • Such fluctuation characteristics of the power conversion efficiency Ea (Ra) are determined according to the specification of the bidirectional inverter 31a, the configuration of the internal circuit, and the like.
  • the fluctuation characteristic of the power conversion efficiency Eb of the bidirectional inverter 31b is the power conversion efficiency Ea. It is the same as the fluctuation characteristics of. Therefore, the description of the fluctuation characteristics of the bidirectional inverter 31b is omitted.
  • the bidirectional inverter 31a is provided in parallel with the bidirectional inverter 31b, but the distribution method of the electric powers Wia and Wib respectively input to the bidirectional inverters 31a and 31b from the first energization path P1 or the second energization path P2. Is not particularly limited.
  • the input powers Wia and Wib may be distributed equally, or may be distributed according to the ratio of the rated power values VAa and VAb of the bidirectional inverters 31a and 31b. This distribution can be variably set by controlling the power conversion operation of each bidirectional inverter 31a, 31b.
  • the insulation transformer Ta is an insulation transformer that generates and outputs power corresponding to power input from one end at the other end.
  • the transformer Ta transforms AC power input from the second energization path P2 via the switch unit Sb at a predetermined transformation ratio and outputs it to the PCS 3a.
  • the transformer Ta transforms AC power output from the PCS 3a and outputs the AC power to the second energization path P2 via the switch unit Sb.
  • the transformer Ta prevents power from flowing directly between the PCS 3a and the switch unit Sb, but indirectly connects the two.
  • the storage / discharge controller 4 is a power control device that performs power control of the photovoltaic power generation system 100, and includes a display unit 41, an input unit 42, a storage unit 43, and a control unit 44.
  • the display unit 41 displays information on the photovoltaic power generation system 100 on a display (not shown).
  • the input unit 42 receives a user input and outputs an input signal corresponding to the user input to the control unit 44.
  • the storage unit 43 is a non-volatile storage medium that holds stored information non-temporarily without supplying power.
  • the storage unit 43 stores control information, a program, and the like used by each component (particularly the control unit 44) of the storage / discharge controller 4.
  • the storage unit 43 also includes information on the power storage device 2 (for example, the storage capacity wc), information on the switch units Sa to Sd, information on the PCSs 3a and 3b (for example, the rated power values VAa and VAb of the bidirectional inverters 31a and 31b, The rated voltage value, the power conversion efficiency Ea (Ra), the fluctuation characteristics of Eb (Rb), etc.) are also stored.
  • the control unit 44 controls each component of the photovoltaic power generation system 100 using control information, a program, and the like stored in the storage unit 43.
  • the control unit 44 includes a power monitoring unit 441, a power storage device monitoring unit 442, a conversion control unit 443, a determination unit 444, and an opening / closing control unit 445 as functional elements.
  • the power monitoring unit 441 monitors the power flowing through the third energization path P3. For example, the power monitoring unit 441 detects the direction in which power flows in the third energization path P3 and the power value thereof based on the detection signal output from the watt-hour meter M.
  • the power storage device monitoring unit 442 monitors the state of the power storage device 2. For example, the power storage device monitoring unit 442 detects the power storage capacity wc, the power storage amount wa, and the like of the power storage device 2 based on the state notification signal output from the power storage device 2.
  • the conversion control unit 443 controls the bidirectional inverters 31a and 31b and outputs a conversion control signal indicating control information such as a power conversion direction and a power conversion operation to the bidirectional inverters 31a and 31b.
  • the conversion control unit 443 converts the power of each bidirectional inverter 31a, 31b based on the state of the photovoltaic power generation system 100 (power sale / buy power, private power consumption, etc.), the state of the power storage device 2, the user input, and the like. Take control.
  • the conversion control unit 443 controls the power conversion of the bidirectional inverters 31a and 31b based on the rated power values VAa and VAb of the bidirectional inverters 31 and the fluctuation characteristics of the power conversion efficiency Ea (Ra) and Eb (Rb). Individually.
  • the determination unit 444 determines that the total power value Wo1 of the first output power output from all the bidirectional inverters 31a and 31b is a part of both.
  • the total power value Wo2 of the second output power output from the partial bidirectional inverter 31a is equal to or less. Note that the total power value Wo1 of the first output power is output from the PCS 3a to the transformer Ta side and from the PCS 3b to the transformer Tb side when the bidirectional inverters 31a and 31b respectively perform reverse conversion. It shows the sum total with the value of the electric power.
  • the total power value Wo1 of the first output power is output from the PCS 3a to the switch unit Sa and from the PCS 3b to the switch unit Sc when the bidirectional inverters 31a and 31b perform forward conversion. It shows the sum total with the value of the electric power.
  • the opening / closing control unit 445 controls the switch units Sa to Sd.
  • the open / close control unit 445 outputs an open / close signal instructing the switch units Sa to Sd to open or close based on the determination result of the determination unit 444.
  • the switch units Sa to Sd each disconnect or reconnect the electrical connection.
  • the bidirectional inverter 31a and the PCS 3a
  • the bidirectional inverter 31a can be electrically disconnected from the solar power generation system 100 to cut off the power supply from the solar power generation system 100 to the PCS 3a.
  • the bidirectional inverter 31b may be electrically disconnected from the photovoltaic power generation system 100 to cut off the power supply from the photovoltaic power generation system 100 to the PCS 3b. it can.
  • whether or not the power supply to the PCS 3b can be cut off when only one of the switch units Sc and Sd is disconnected is determined by the configuration of the electric circuit inside the PCS 3b. It depends on.
  • the power supply from the photovoltaic power generation system 100 to the PCS 3b is performed regardless of the configuration of the electric circuit inside the PCS 3b. I can cut it off. Therefore, it is possible to prevent power consumption (for example, consumption of standby power at the time of stop) in the PCS 3b, and improve the overall utilization efficiency of the generated power as viewed from the entire photovoltaic power generation system 100.
  • the output terminals of the solar cell strings 1 a and 1 b are connected in parallel to the input / output terminal of the power storage device 2. Therefore, the generated power of the solar cell strings 1a and 1b cannot be used or the generated generated power can be reduced depending on the connection state of the PCSs 3a and 3b and the power conversion operation of the bidirectional inverters 31a and 31b. There is no. Therefore, the utilization efficiency of the generated power of the solar cell strings 1a and 1b in the solar power generation system 100 including the plurality of bidirectional inverters 31a and 31b can be improved.
  • FIG. 3 is a flowchart for explaining an example of the switching process of the switch units Sa to Sd.
  • the bidirectional inverters 31a and 31b are both set in the reverse conversion direction b.
  • the power conversion capability of the PCS 3a (bidirectional inverter 31a) is superior to that of the PCS 3b (bidirectional inverter 31b). Therefore, power is preferentially supplied to the PCS 3a at the time of inverse conversion.
  • the power ratio Ra of the bidirectional inverter 31a is calculated (S101), and it is determined whether or not the power ratio Ra is equal to or lower than the lower limit threshold Rsa (S102).
  • the lower limit threshold Rsa is used to determine whether or not the operating rate of the PCS 3a is close to zero.
  • the lower limit threshold Rsa is set to be, for example, not less than the reactive power ratio Ra0 and less than the lower limit power ratio Rs1 when the power conversion efficiency Ea (Ra) of the bidirectional inverter 31a is zero.
  • the lower limit threshold Rsa may be set to the reactive power ratio Ra0. In this way, it can be accurately determined that the power conversion efficiency Ea (Ra0) in the reverse conversion direction b of the bidirectional inverter 31a is zero.
  • the solar power generation system 100 cannot convert power in the reverse conversion direction b, the solar power generation system 100 cannot reversely flow (sell power) to the commercial power system CS or consume power by the power load system LS. Therefore, the power generated by the solar cell strings 1a and 1b is stored in the power storage device 2. Thereafter, when the switch units Sa and Sb are switched ON (YES in S104), power is supplied to the PCS 3a, and reverse conversion of the bidirectional inverter 31a is resumed.
  • the means for switching the switch units Sa and Sb to ON is not particularly limited.
  • the switch units Sa and Sb may be manually switched by the user, or automatically when the power value Wp1 of the first energization path P1 is equal to or higher than the power value (Rsa ⁇ VAa) corresponding to the lower limit threshold value Rsa. It may be switched to. Then, the process returns to S101.
  • the power conversion efficiency Ea (Ra) of the bidirectional inverter 31a is not so low. In this case, it is determined whether or not the switch units Sc and Sd are ON (S105). When it is determined to be ON (YES in S105), the bidirectional inverters 31a and 31b are both electrically connected to the photovoltaic power generation system 100. Therefore, the power ratio Rb of the bidirectional inverter 31b is calculated (S106), and it is determined whether the PCSs 3a and 3b satisfy the condition of the following formula 1 (S107).
  • the first output power value Wo1 is the total power value of the first output power output from each bidirectional inverter 31a, 31b when the inverse conversion operation is performed in all the bidirectional inverters 31a, 31b. It is the value (Woa + Wob) of the power actually output from each bidirectional inverter 31a, 31b at the present time.
  • the second output power value Wo2 is the total power value of the second output power output from the bidirectional inverter 31a when the reverse conversion operation is performed only by one bidirectional inverter 31a. This is the value of virtual power output only from 31a.
  • the first output power value Wo1 is equal to or less than the second output power value Wo2.
  • Wo1 Wo2
  • Wo1 Wo2
  • the second conversion from the PCSs 3a and 3b is performed when the reverse conversion operation is performed only by one bidirectional inverter 31a than when the reverse conversion operation is performed by all the bidirectional inverters 31a and 31b.
  • the power output to the energization path P2 becomes high.
  • the switch units Sa and Sb are turned on, but the switch units Sc and Sd are switched to the off state (S108).
  • the electrical connection of the bidirectional inverter 31a (PCS3a) to the photovoltaic power generation system 100 is maintained, but the bidirectional inverter 31b (PCS3b) is electrically disconnected from the photovoltaic power generation system 100. Therefore, the power consumption of the PCS 3b can be omitted. Then, the process returns to S101.
  • the first output power value Wo1 is larger than the second output power value Wo2. Therefore, if the current power conversion operation (when the reverse conversion operation is performed by all the bidirectional inverters 31a and 31b) is continued, the PCS 3a, The electric power output from 3b to the 2nd electricity supply path P2 becomes high. That is, the overall power conversion efficiency of the reverse conversion as viewed from the entire photovoltaic power generation system 100 is increased. Therefore, the switch units Sa to Sd are turned on (S109). By this process, the electrical connection of the bidirectional inverters 31a and 31b (PCS 3a and 3b) to the photovoltaic power generation system 100 is maintained. Then, the process returns to S101.
  • the first output power value Wo1 is the total power value of the first output power output from each bidirectional inverter 31a, 31b when the inverse conversion operation is performed in all the bidirectional inverters 31a, 31b. At this time, it is the value of the virtual power output from each bidirectional inverter 31a, 31b.
  • the second output power value Wo2 is the total power value of the second output power output from the bidirectional inverter 31a when the reverse conversion operation is performed only by one of the bidirectional inverters 31a. This is the power value Woa output from the directional inverter 31a.
  • the power ratio Rm is a value of the power ratio Ra of the bidirectional inverter 31a set when the switch units Sc and Sd are switched to the ON state and the PCS 3b is virtually operated.
  • the power ratio Rm is equal to or higher than the lower limit power ratio Ra1 at which the power conversion efficiency Ea (Ra) starts to decrease in response to the decrease in the power ratio Ra, and the power conversion efficiency Ea (Ra in accordance with the increase in the power ratio Ra. ) Is set to a value within the range of the upper limit power ratio Ra2 or less at which the decrease starts.
  • the first output power value Wo1 is equal to or less than the second output power value Wo2.
  • Wo1 Wo2
  • Wo1 ⁇ Wo2 when the current power conversion operation (when the reverse conversion operation is performed by only one bidirectional inverter 31a) is continued, the reverse conversion operation is performed by all the bidirectional inverters 31a and 31b.
  • the power output from the PCS 3a, 3b to the second energization path P2 is higher. That is, the overall power conversion efficiency of the reverse conversion as viewed from the entire photovoltaic power generation system 100 is increased. Therefore, the switch units Sa and Sb are turned on, and the switch units Sc and Sd are turned off (S108).
  • the electrical connection of the bidirectional inverter 31a (PCS 3a) to the photovoltaic power generation system 100 is maintained.
  • the state where the bidirectional inverter 31b (PCS3b) is electrically disconnected from the photovoltaic power generation system 100 is also maintained. Then, the process returns to S101.
  • the first output power value Wo1 is greater than the second output power value Wo2. Therefore, the power output from the PCS 3a, 3b to the second current path P2 is higher when the reverse conversion operation is performed by all the bidirectional inverters 31a, 31b than when the reverse conversion operation is performed by only one bidirectional inverter 31a. Becomes higher. That is, the overall power conversion efficiency of the reverse conversion as viewed from the entire photovoltaic power generation system 100 is increased. Therefore, the switch units Sa and Sb are turned on, and the switch units Sc and Sd are also turned on (S109).
  • the power control system 100 includes the power generation devices 1a and 1b and the power storage device 2 connected to the first power supply path P1, the second power supply path P2 connected to the power source CS, and the first power supply CS.
  • a plurality of power conversion units 31a, 31b connected in parallel with the current path P1, and a conversion control unit 443 for controlling the power conversion operation of the plurality of power conversion units 31a, 31b;
  • the output terminal 1b is connected in parallel with the input / output terminal of the power storage device 2.
  • the electrical connection between the power generation devices 1a and 1b and the power storage device 2 regardless of changes in the operation state of the power conversion units 31a and 31b Is maintained. Therefore, in each of the power conversion units 31a and 31b, for example, electrical disconnection from the photovoltaic power generation system 100, switching of the power conversion direction, or power conversion amount in the reverse conversion direction b (or input power value) Even if changes such as Wia, Wib) occur, surplus power generated at that time can be stored in the power storage device 2. Therefore, the power generated by the power generation devices 1a and 1b can be supplied to the power conversion units 31a and 31b and / or the power storage device 2 without waste. Therefore, the utilization efficiency of the generated power in the power control system 100 including the plurality of power conversion units 31a and 31b can be improved.
  • the determination unit 444 determines whether or not the total power value Wo2 of the second output power output from the partial power conversion units 31a is equal to or less.
  • connection opening / closing sections Sa to Sd connected in series to the preceding and succeeding stages of the power conversion sections 31a and 31b, and an opening / closing control section for controlling the opening / closing operation of the connection opening / closing sections Sa to Sd based on the determination result of the determination section 444 445, and the open / close control unit 445 determines that the total power value Wo1 of the first output power is equal to or less than the total power value Wo2 of the second output power.
  • the remaining connections closing portion Sc preceding and connected downstream to at least one of a portion of the power conversion unit 31b, is configured to cause the opening operation to Sd.
  • the total power value Wo1 of the first output power when the power conversion operation is performed in all the power conversion units 31a and 31b is the case where the power conversion operation is performed in some of the power conversion units 31a.
  • the remaining power converter 31b can be disconnected from the power control system 100 and the power supply can be cut off. Therefore, it is possible to prevent power consumption (for example, consumption of standby power at the time of stoppage) in the remaining part of the power conversion unit 31b and improve the overall utilization efficiency of the generated power as viewed from the entire power control system 100. it can.
  • connection opening / closing sections Sa to Sd are configured to be connected in series to both the front stage and the rear stage of the power conversion sections 31a and 31b. According to this configuration, the power conversion units 31 a and 31 b can be electrically disconnected from the power control system 100. Therefore, the power supply from the power control system 100 to the power conversion units 31a and 31b can be cut off regardless of the configuration of the electric circuit inside the power conversion units 31a and 31b.
  • the power conversion units 31a and 31b are configured to be capable of bidirectional power conversion between the first energization path P1 and the second energization path P2. According to this configuration, a part of the generated power and / or the discharge power of the power storage device 2 can be converted and output from the first energization path P1 to the second energization path P2. Furthermore, the power supplied from the power source can be converted into electric power and output from the second energization path P2 to the first energization path P1 to be stored in the power storage device 2.
  • the power control system 100 is configured to further include a plurality of insulating transformers Ta and Tb provided between the power converters 31a and 31b and the second energization path P2. According to this configuration, by providing the transformers Ta and Tb for insulation between the power conversion units 31a and 31b and the second current path P2, power does not flow directly between the two, Electrical connection can be maintained indirectly.
  • a bidirectional DC / DC converter 21 is provided in the previous stage of the power storage device 2.
  • the rest is the same as in the first embodiment.
  • a configuration different from the first embodiment will be described.
  • symbol is attached
  • FIG. 4 is a block diagram illustrating a configuration example of the solar power generation system 100 according to the second embodiment.
  • one of the bidirectional DC / DC converters 21 is connected to the power storage device 2, and the other is connected to one end of the first energization path P1.
  • the output terminals of the solar cell strings 1a, 1b are connected in parallel to the input / output ends of the DC / DC converter 21 on the first current path P1 side via the backflow prevention devices 11a, 11b.
  • Bidirectional DC / DC converter 21 is a bidirectional voltage conversion unit controlled by conversion control unit 443, and controls storage / discharge of power storage device 2 based on a control signal output from storage / discharge controller 4.
  • the bidirectional DC / DC converter 21 supplies at least a part of the current flowing through the first energization path P1 to the power storage device 2 as stored power, or causes the power storage device 2 to output discharge power to the first energization path P1. .
  • the storage / discharge of the power storage device 2 can be switched by controlling the power conversion direction of the bidirectional DC / DC converter 21. Therefore, since the timing for storing the generated power and the timing for discharging the power storage device 2 can be set more freely, the power control of the solar power generation system 100 can be performed more precisely.
  • the power generation of the solar cell strings 1a and 1b is controlled so that the operating point voltage is the same as the potential on the first current path P1 side of the bidirectional DC / DC converter 21. Therefore, since the operating point voltage of the solar cell strings 1a and 1b can be controlled to a value different from the input / output voltage of the power storage device 2, the power storage device 2 having various specifications can be connected to the solar power generation system 100. Further, by controlling the power conversion operation of the bidirectional DC / DC converter 21, it is possible to control the operating point voltage of the solar cell strings 1a and 1b, such as MPPT (Maximum Power Point Tracking) control. Accordingly, it is possible to suppress or prevent a decrease in the generated power of the solar cell strings 1a and 1b and improve the use efficiency of the generated power.
  • MPPT Maximum Power Point Tracking
  • the power control system 100 further includes the bidirectional voltage conversion unit 21 provided between the power storage device 2 and the first energization path P1 and the power generation devices 1a and 1b, and the conversion control unit 443. Is configured to further control the voltage conversion operation of the bidirectional voltage converter 21.
  • the bidirectional voltage conversion unit 21 can more freely set the storage / discharge switching of the power storage device 2, so that the power control of the power control system 100 can be performed more precisely. Furthermore, the output voltage of the power generators 1a and 1b can be controlled by the bidirectional voltage converter 21.
  • a third embodiment will be described.
  • a bidirectional DC / DC converter 32a is provided between the first current path P1 and the bidirectional inverter 31a in the PCS 3a.
  • a bidirectional DC / DC converter 32b is provided between the first energization path P1 and the bidirectional inverter 31b.
  • the second embodiment is the same as the first embodiment.
  • a configuration different from the first embodiment will be described.
  • symbol is attached
  • FIG. 5 is a block diagram illustrating a configuration example of the solar power generation system 100 according to the third embodiment.
  • the PCS 3a further includes a bidirectional DC / DC converter 32a
  • the PCS 3b further includes a bidirectional DC / DC converter 32b. Since the configuration of the bidirectional DC / DC converter 32b is the same as that of the bidirectional DC / DC converter 32a, the description thereof is omitted below.
  • the bidirectional DC / DC converter 32a is a bidirectional voltage converter controlled by the conversion controller 443, and performs DC / DC conversion of power between the first energization path P1 and the bidirectional inverter 31a.
  • the power conversion direction and power conversion operation of the bidirectional DC / DC converter 32 a are set based on a control signal output from the storage / discharge controller 4.
  • bidirectional DC / DC converter 32a converts DC power output from bidirectional inverter 31a into DC power having the same voltage value as the input / output voltage of power storage device 2 when performing power conversion operation in forward conversion direction a. And it outputs to the 1st electricity supply path P1.
  • the bidirectional DC / DC converter 32a converts the voltage value of the DC power input from the first energization path P1 into the rated voltage value of the bidirectional inverter 31a. To the bidirectional inverter 31a.
  • the PCS 3a can transform the output power Woa of the bidirectional inverter 31a to the same voltage value as the DC power Wp1 in the case of the forward conversion direction a and output it to the first conduction path P1, or in the case of the reverse conversion direction b. Can transform the voltage value of the DC power Wp1 to the rated voltage value and input it to the bidirectional inverter 31a. Therefore, even if the specifications of the solar cell strings 1a and 1b and the power storage device 2 and the specifications of the PCS 3a (particularly the bidirectional inverter 31a) are different, both can be connected.
  • the power control system 100 is provided between the first energization path P1 and the power conversion units 31a and 31b, and converts the voltage value of the power input from the first energization path P1 to power conversion.
  • a plurality of voltage conversion units 32a and 32b for converting the voltage into the rated voltage values of the units 31a and 31b are further provided, and the conversion control unit 443 is configured to further control voltage conversion operations of the plurality of voltage conversion units 32a and 32b.
  • the voltage values of the input powers Wia and Wib of the power converters 31a and 31b can be transformed to the rated voltage values by the voltage converters 32a and 32b. Therefore, even if the specifications of the power generation devices 1a and 1b and the power storage device 2 are different from the specifications of the power conversion units 31a and 31b, both can be connected.
  • the solar cell strings 1a and 1b are used for the power generation device, but the present invention is not limited to this example.
  • At least a part of the power generation device may be a power generation device that performs power generation using renewable energy other than sunlight (natural energy power generation such as wind, hydropower, geothermal, biomass, solar heat, waste power generation, etc.).
  • a wind power generation system 100 using wind power generation devices 1 a and 1 b as the power generation device may be used.
  • each wind power generator 1a, 1b is connected to the 1st electricity supply path P1 via AD / DC converter 12a, 12b.
  • an AC power source such as the commercial power system CS is connected to the solar power generation system 100, but the present invention is not limited to this example.
  • a DC power source may be connected to the photovoltaic power generation system 100.
  • each of the PCSs 3a and 3b has a DC / DC converter or a bidirectional DC / DC converter instead of the bidirectional inverters 31a and 31b.
  • a series circuit for example, the first component group Sa, 3a, Ta, Sb, and the second circuit connected in parallel between the first current path P1 and the second current path P2 is used.
  • the number of the two components Sc, 3b, Tb, Sd is two, but the present invention is not limited to this example.
  • the number of the series circuits may be three or more.
  • switching of disconnection / reconnection of the series circuits to the photovoltaic power generation system 100 may be controlled by bringing a plurality of series circuits together.
  • FIG. 7 is a block diagram illustrating another configuration example of the solar power generation system 100. In FIG.
  • the switching control of disconnection / reconnection of the third and fourth components to the photovoltaic power generation system 100 may be performed together. That is, when the third and fourth components are disconnected from the photovoltaic power generation system 100, the switch units Se to Sh may be collectively switched to the OFF state (opening operation).
  • the switch units Se to Sh may be switched to the ON state together (closed operation).
  • the switching control of disconnection / reconnection of the second to fourth components with respect to the photovoltaic power generation system 100 may be performed collectively. That is, when the second to fourth components are disconnected from the photovoltaic power generation system 100, the switch units Sc to Sh may be collectively switched to the OFF state (opening operation). Further, when the second to fourth constituent elements are reconnected to the photovoltaic power generation system 100, the switch units Sc to Sh may be collectively switched to the ON state (closed operation).
  • connection open / close sections are provided in both the front and rear stages of the bidirectional inverters 31a and 31b, respectively. It is not limited.
  • the connection opening / closing section may be connected in series to at least one of the preceding and succeeding stages of the bidirectional inverters 31a and 31b. In this case, the connection opening / closing unit is connected to a position where the power supply can be cut off according to the configuration of the electric circuit inside the bidirectional inverters 31a and 31b (and the PCS 3a and 3b).
  • the bidirectional inverters 31a and 31b are disconnected from the photovoltaic power generation system 100 by the opening operation of the connection opening / closing parts Sa to Sd connected to at least one of the preceding and succeeding stages, and the power supply is cut off. Therefore, it is possible to prevent power consumption (for example, consumption of standby power at the time of stoppage) in the bidirectional inverters 31a and 31b separated from the solar power generation system 100, and to comprehensively generate power from the viewpoint of the entire solar power generation system 100. Utilization efficiency can be improved.
  • the bidirectional inverters 31a and 31b are non-insulated, but the present invention is not limited to this example. At least a part of the bidirectional inverters 31a and 31b may be an insulating type. In this case, the configuration in which the insulating transformers Ta and Tb are connected in series can be omitted.
  • the switch unit Sa is connected to the front stage of the PCS 3a and the insulation transformer Ta and the switch unit Sb are connected to the rear stage.
  • the PCS 3a may include at least one of the switch units Sa and Sb and the insulating transformer Ta.
  • the PCS 3a is an insulating PCS including the transformer Ta
  • the transformer Ta may be omitted.
  • the other PCS 3b may include at least one of the switch units Sc and Sd and the insulating transformer Tb.
  • the PCS 3b is an insulating PCS including the transformer Tb, the transformer Tb may be omitted.
  • control unit 44 At least some or all of the functional components of the control unit 44 are realized by physical components (for example, electric circuits, elements, devices, etc.). It may be.
  • the PCSs 3a and 3b have the bidirectional inverters 31a and 31b.
  • the present invention is not limited to this example.
  • the PCSs 3a and 3b include the bidirectional DC / DC converters 32a and 32b, but the present invention is not limited to this example.
  • the DCS / DC converter (voltage conversion unit) performs voltage conversion in the reverse conversion direction b instead of the bidirectional DC / DC converters 32a and 32b. May be provided.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Charge And Discharge Circuits For Batteries Or The Like (AREA)
  • Inverter Devices (AREA)

Abstract

　電力制御システムは発電装置と蓄電装置と複数の電力変換部と変換制御部とを備える。発電装置及び蓄電装置は第１通電路に接続される。複数の電力変換部は、電力源に接続される第２通電路と第１通電路との間にて並列接続される。変換制御部は複数の電力変換部の電力変換動作を制御する。発電装置の出力端が蓄電装置の入出力端と並列接続される。

Description

電力制御システム
　本発明は、複数の電力変換部を備える電力制御システムに関する。
　近年、商用電力系統と系統連系運転するとともに、発電電力の一部を蓄電装置に蓄電する太陽光発電システムが増えつつある。この太陽光発電システムでは、太陽電池ストリングの発電電力を商用電力系統に逆潮流させて電力供給事業者に売電することができる。また、太陽電池ストリングの発電量が少なくなると、電力負荷系統に供給する電力を商用電力系統から買電したり蓄電装置から放電したりすることもできる。さらに、商用電力系統から買電した電力を蓄電装置に蓄電することもできる。
　なお、本発明に関連する従来技術の一例として、特許文献１は、複数の太陽電池パネルが切替器を介して複数台のパワーコンディショナに接続される大規模な電力変換システムを開示している。この電力変換システムでは、朝晩及び曇天などの際に発電量が低下すると、切替器の切り替えにより各太陽電池パネルをより少ない数のパワーコンディショナに集約して接続することにより、運転するパワーコンディショナの電力変換効率の低下を防止している。
　また、特許文献２は、並列接続された太陽電池及び二次電池を含む太陽電池ストリングを１つのパワーコンディショナで電力制御する太陽光発電システムを開示している。この太陽光発電システムでは、パワーコンディショナの出力及び二次電池の状態の検出結果に基づいてパワーコンディショナの出力電力値を制御することにより、出力電力の平滑化及びタイムシフトを安価なシステムで実現している。
特許第５３００４０４号公報 特許第５０２８０４９号公報
　しかしながら、特許文献１のように各太陽電池パネルを複数のパワーコンディショナに接続すると、太陽電池パネルの数に応じた複数の切替器が必要となるため、システムを構築する際のコストが増加する。さらに、切替器の切り替えの際、太陽電池パネル及びパワーコンディショナ間の電気的な接続が一旦切断されるため、切替期間中は太陽電池パネルの発電は利用できず無駄になる。また、切り替え後においても、パワーコンディショナに供給されて電力変換される電力は徐々に立ち上がって増加するため、この立ち上がり期間中に利用可能な太陽電池パネルの発電電力は減少する。従って、切替器を切り替える回数が多くなるほど、太陽電池パネルの発電ロスが増大し、各太陽電池パネルの発電電力を有効に利用できなくなるという問題があった。なお、特許文献２はこのような問題については言及していない。
　本発明は、上記の状況を鑑みて、複数の電力変換部を備える電力制御システムにおける発電電力の利用効率を向上させることを目的とする。
　上記目的を達成するために本発明の一の態様による電力制御システムは、第１通電路に接続される発電装置及び蓄電装置と、電力源に接続される第２通電路と第１通電路との間にて並列接続される複数の電力変換部と、複数の電力変換部の電力変換動作を制御する変換制御部と、を備え、発電装置の出力端が蓄電装置の入出力端と並列接続される構成とされる。
　上記の電力制御システムは、全ての電力変換部で電力変換動作が行われる場合に該全ての電力変換部から出力される第１出力電力の総電力値が、一部の電力変換部で電力変換動作が行われる場合に該一部の電力変換部から出力される第２出力電力の総電力値以下であるか否かを判定する判定部と、各電力変換部の前段及び後段の少なくとも一方に直列接続される接続開閉部と、判定部の判定結果に基づいて接続開閉部の開閉動作を制御する開閉制御部と、をさらに備え、開閉制御部は、第１出力電力の総電力値が第２出力電力の総電力値以下であると判定される場合、全ての電力変換部のうちの残りの一部の電力変換部の前段及び後段の少なくとも一方に接続される接続開閉部に開動作をさせる構成であってもよい。
　上記の電力制御システムにおいて、接続開閉部は、各電力変換部の前段及び後段の両方に直列接続される構成であってもよい。
　上記の電力制御システムは、蓄電装置及び第１通電路間に設けられる双方向電圧変換部をさらに備え、変換制御部は双方向電圧変換部の電圧変換動作をさらに制御する構成であってもよい。
　上記の電力制御システムは、第１通電路及び各電力変換部間にそれぞれ設けられ、第１通電路から入力される電力の電圧値を電力変換部の定格電圧値に電圧変換する複数の電圧変換部をさらに備え、変換制御部は複数の電圧変換部の電圧変換動作をさらに制御する構成であってもよい。
　上記の電力制御システムにおいて、電力変換部は第１通電路及び第２通電路間で双方向に電力変換可能である構成であってもよい。
　上記の電力制御システムは、各電力変換部及び第２通電路間にそれぞれ設けられる絶縁用の変圧器をさらに複数備える構成であってもよい。
　本発明によると、複数の電力変換部を備える電力制御システムにおける発電電力の利用効率を向上させることができる。
第１実施形態に係る太陽光発電システムの構成例を示すブロック図である。 電力比率に対する電力変換効率の変動特性の一例を示すグラフである。 スイッチユニットの切替処理の一例を説明するためのフローチャートである。 第２実施形態に係る太陽光発電システムの構成例を示すブロック図である。 第３実施形態に係る太陽光発電システムの構成例を示すブロック図である。 風力発電システムの構成例を示すブロック図である。 太陽光発電システムの他の構成例を示すブロック図である。
　以下に図面を参照して本発明の実施形態を説明する。
＜第１実施形態＞
　図１は、第１実施形態に係る太陽光発電システム１００の構成例を示すブロック図である。太陽光発電システム１００は、たとえば単相三線の通電路を介して商用電力系統ＣＳ及び電力負荷系統ＬＳと電気的に接続される電力制御システムであり、２つの太陽電池ストリング１ａ、１ｂ及び蓄電装置２と商用電力系統ＣＳとによる系統連系運転が可能である。また、太陽光発電システム１００では、発電した電力を直流から交流に変換し、第２通電路Ｐ２を介して商用電力系統ＣＳに逆潮流（出力）して、該電力を電力会社に売電することが可能となっている。
　太陽電池ストリング１ａ、１ｂはそれぞれ、直列接続された複数の太陽電池モジュールを含む発電装置であり、太陽光を受けて発電し、発電した直流電力を逆流防止装置１１ａ、１１ｂを介して第１通電路Ｐ１に出力する。なお、以下では、太陽電池ストリング１ａ、１ｂから第１通電路Ｐ１に出力される直流電力を発電電力と呼ぶ。逆流防止装置１１ａ、１１ｂは、たとえばダイオードなどの整流素子を含む回路などで構成され、太陽電池ストリング１ａ、１ｂに逆電流が流れることを防止する。
　太陽電池ストリング１ａ、１ｂ及び蓄電装置２は、図１に示すように、第１通電路Ｐ１の一端に接続されている。さらに、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの各出力端は逆流防止装置１１ａ、１１ｂを介して蓄電装置２の入出力端に並列接続されている。そのため、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの発電は、その動作点電圧が蓄電装置２の入出力電圧（たとえば３４０～４００［Ｖ］）と同じ電圧値になるように制御される。なお、太陽光発電システム１００に設けられる太陽電池ストリング１ａ、１ｂの数は、図１の例示に限定されず、１つであってもよいし３つ以上の複数であってもよい。また、太陽電池ストリング１ａ、１ｂは、１の太陽電池モジュールを含む構成であってもよい。
　蓄電装置２は、繰り返し蓄放電可能であり、第１通電路Ｐ１を流れる電力の少なくとも一部を蓄電することができ、その蓄電量ｗａに応じた直流電力を第１通電路Ｐ１に放電することもできる。なお、以下では、第１通電路Ｐ１を流れる電力及びその電力値をＷｐ１で表す。また、以下では、蓄電の際に第１通電路Ｐ１から蓄電装置２に入力される直流電力を蓄電電力と呼び、放電の際に蓄電装置２から第１通電路Ｐ１に出力される直流電力を放電電力と呼ぶ。蓄電装置２の構成は、特に限定しないが、たとえばリチウム二次電池、ニッケル水素電池、ニッケルカドミウム電池、及び鉛電池などの二次電池を含んでいてもよいし、電気二重層キャパシタなどを含んでいてもよい。また、蓄電装置２の数は、図１の例示に限定されず、複数であってもよい。
　商用電力系統ＣＳは第２通電路Ｐ２の一端に第３通電路Ｐ３を介して接続される外部の電力源である。第３通電路Ｐ３には、電力量計Ｍが設けられている。電力量計Ｍは、第３通電路Ｐ３において電力が流れる方向及びその電力値を検出する電力検出部であり、その検出結果を示す検出信号を後述する蓄放電コントローラ４に出力する。たとえば、電力量計Ｍは、第３通電路Ｐ３において太陽光発電システム１００から商用電力系統ＣＳに向かって電力が流れる場合、太陽光発電システム１００が商用電力系統ＣＳに売電していること及び売電する電力量を検出する。また、電力量計Ｍは、第３通電路Ｐ３において商用電力系統ＣＳから太陽光発電システム１００及び／又は電力負荷系統ＬＳに向かって電力が流れる場合、太陽光発電システム１００が商用電力系統ＣＳから買電していること及び買電する電力量を検出する。
　電力負荷系統ＬＳは第２通電路Ｐ２の一端と第３通電路との間に接続されている。この電力負荷系統ＬＳは、たとえば家庭内の電化製品、工場の設備装置などの負荷機器であり、第２通電路Ｐ２及び／又は第３通電路Ｐ３から供給される電力を消費する。
　次に、第１通電路Ｐ１の他端と第２通電路Ｐ２の他端との間には、第１構成要素群Ｓａ、３ａ、Ｔａ、及びＳｂと、第２構成要素Ｓｃ、３ｂ、Ｔｂ、及びＳｄとが並列に接続されている。第１構成要素群のスイッチユニットＳａ、パワーコンディショナ３ａ、絶縁用の変圧器Ｔａ、及びスイッチユニットＳｂは順に直列接続されている。また、第２構成要素群のスイッチユニットＳｃ、パワーコンディショナ３ｂ、絶縁用の変圧器Ｔｂ、及びスイッチユニットＳｄも順に直列接続されている。なお、以下では、パワーコンディショナ３ａ、３ｂをＰＣＳ（Power　Conditioning　System）３ａ、３ｂと呼ぶ。また、ＰＣＳ３ａ及び変圧器Ｔａの各構成はそれぞれＰＣＳ３ｂ及び変圧器Ｔｂと同様である。そのため、以下ではＰＣＳ３ｂ及び変圧器Ｔｂの説明を省略することがある。
　スイッチユニットＳａ～Ｓｄは、蓄放電コントローラ４から出力される後述の開閉信号に基づいて第１通電路Ｐ１及び第２通電路Ｐ２間の電気的な接続を開閉する接続開閉部である。スイッチユニットＳａ、Ｓｂは、ＰＣＳ３ａの前段及び後段にそれぞれ直列接続され、第１通電路Ｐ１及びＰＣＳ３ａ間の電気的な接続のＯＮ状態（閉：導通）／ＯＦＦ状態（開：切断）を切り替える。また、スイッチユニットＳｃ、Ｓｄは、ＰＣＳ３ｂの前段及び後段にそれぞれ直列接続され、変圧器Ｔａ及び第２通電路Ｐ２間の電気的な接続のＯＮ状態（閉：導通）／ＯＦＦ状態（開：切断）を切り替える。スイッチユニットＳａ～Ｓｄが各ＰＣＳ３ａ、３ｂ（特に後述する双方向インバータ３１ａ、３１ｂ）の動作状態に応じて電気的な接続を開閉することにより、太陽光発電システム１００に対して各ＰＣＳ３ａ、３ｂを個別に切り離したり再接続したりできる。
　ＰＣＳ３ａは双方向インバータ３１ａを有する電力変換装置である。このほか、ＰＣＳ３ａは、双方向インバータ３１ａのスイッチユニットＳａ側で入出力される電力の伝送方向及び電力値を検知する第１電力検知ユニット（不図示）と、双方向インバータ３１ａの変圧器Ｔａ側で入出力される電力の伝送方向及び電力値を検知する第２電力検知ユニット（不図示）とをさらに有していてもよい。
　双方向インバータ３１ａは、蓄放電コントローラ４により制御される非絶縁型の双方向電力変換部であり、ＰＷＭ（Pulse　Width　Modulation）制御又はＰＡＭ（Pulse　Amplitude　Modulation）制御などによって双方向の電力変換を行うことができる。たとえば、双方向インバータ３１ａは、変圧器Ｔａから入力される交流電力を直流電力にＡＣ／ＤＣ変換し、スイッチユニットＳａを介して第１通電路Ｐ１に出力することができる。また、双方向インバータ３１ａは、第１通電路Ｐ１からスイッチユニットＳａを介して入力される直流電力を商用電力系統ＣＳ及び電力負荷系統ＬＳの電力規格に応じた交流周波数の交流電力にＤＣ／ＡＣ変換して変圧器Ｔａに出力することもできる。なお、以下では、双方向インバータ３１ａがスイッチユニットＳａ側から入力される電力を電力変換して変圧器Ｔａ側に出力することを順変換方向ａの電力変換とし、順変換方向ａの電力変換を順変換と呼ぶ。また、双方向インバータ３１ａが変圧器Ｔａ側から入力される電力を電力変換してスイッチユニットＳａ側に出力することを逆変換方向ｂの電力変換とし、逆変換方向ｂの電力変換を逆変換と呼ぶ。
　ここで、双方向インバータ３１ａの電力変換効率Ｅａの変動特性を説明しておく。双方向インバータ３１ａにおける入力電力値Ｗｉａに対する出力電力値Ｗｏａの電力変換効率Ｅａ（＝Ｗｏａ／Ｗｉａ）は、同じ電力変換動作であっても、その定格電力値ＶＡａに対する入力電力値Ｗｉａの電力比率Ｒａ（＝Ｗｉａ／ＶＡａ）に応じて変動する。特に電力比率Ｒａが非常に低くなったり非常に大きくなったりすると、電力変換効率Ｅａは低減する。以下では、電力比率Ｒａに対する電力変換効率ＥａをＥａ（Ｒａ）と表す。図２は、電力比率Ｒａに対する電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）の変動特性の一例を示すグラフである。なお、図２は、双方向インバータ３１ａの逆変換方向ｂにおける電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）を表している。
　電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）は、図２に示すように同じ逆変換動作であっても、電力比率Ｒａが下限電力比率Ｒａ１（たとえば０．５０）未満になると低減し始め、電力比率Ｒａの減少に応じて急激に低減していく。そして、電力比率Ｒａが無効電力比率Ｒａ０（たとえば０．０５）以下になると、電力比率Ｒａは０となり、逆変換より双方向インバータ３１ａから出力される電力Ｗｏａは０となる。また、電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）は、同じ逆変換動作であっても、電力比率Ｒａが上限電力比率Ｒａ２（たとえば０．８３）を越えると、電力比率Ｒａの増加に応じて低減していく。このような電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）の変動特性は双方向インバータ３１ａの仕様及び内部回路の構成などに応じて定まる。
　なお、双方向インバータ３１ｂにおける無効電力変換率Ｒａ０、下限電力変換率Ｒａ１、及び上限電力変換率Ｒａ２などが異なることはあるが、双方向インバータ３１ｂの電力変換効率Ｅｂの変動特性は電力変換効率Ｅａの変動特性と同様である。そのため、双方向インバータ３１ｂの変動特性の説明は割愛する。
　また、双方向インバータ３１ａは双方向インバータ３１ｂと並列に設けられているが、第１通電路Ｐ１又は第２通電路Ｐ２から双方向インバータ３１ａ、３１ｂにそれぞれ入力される電力Ｗｉａ、Ｗｉｂの配分方法は特に限定しない。各入力電力Ｗｉａ、Ｗｉｂは、均等に配分されてもよいし、双方向インバータ３１ａ、３１ｂの定格電力値ＶＡａ、ＶＡｂの割合に応じて配分されてもよい。この配分は、各双方向インバータ３１ａ、３１ｂの電力変換動作の制御により可変に設定できる。
　絶縁用の変圧器Ｔａは、その一方端から入力される電力に応じた電力を他方端で生成して出力する絶縁トランスである。変圧器Ｔａは、双方向インバータ３１ａが順変換している場合、第２通電路Ｐ２からスイッチユニットＳｂを介して入力される交流電力を所定の変圧比で変圧してＰＣＳ３ａに出力する。また、変圧器Ｔａは、双方向インバータ３１ａが逆変換している場合、ＰＣＳ３ａから出力される交流電力を変圧し、スイッチユニットＳｂを介して第２通電路Ｐ２に出力する。このように、変圧器Ｔａは、ＰＣＳ３ａ及びスイッチユニットＳｂ間で電力が直接的に流れないようにしているが、間接的には両者間を電気的に接続している。
　次に、蓄放電コントローラ４について説明する。蓄放電コントローラ４は、太陽光発電システム１００の電力制御を行う電力制御装置であり、表示部４１と、入力部４２と、記憶部４３と、制御部４４と、を備えている。
　表示部４１はディスプレイ（不図示）に太陽光発電システム１００に関する情報などを表示する。入力部４２は、ユーザ入力を受け付け、該ユーザ入力に応じた入力信号を制御部４４に出力する。
　記憶部４３は、電力を供給しなくても格納された情報を非一時的に保持する不揮発性の記憶媒体である。記憶部４３は、蓄放電コントローラ４の各構成要素（特に制御部４４）で用いられる制御情報及びプログラムなどを格納している。また、記憶部４３は、蓄電装置２に関する情報（たとえば蓄電容量ｗｃ）、スイッチユニットＳａ～Ｓｄに関する情報、ＰＣＳ３ａ、３ｂに関する情報（たとえば双方向インバータ３１ａ、３１ｂの各定格電力値ＶＡａ、ＶＡｂ、各定格電圧値、及び各電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）、Ｅｂ（Ｒｂ）の変動特性など）なども格納している。
　制御部４４は、記憶部４３に格納された制御情報及びプログラムなどを用いて、太陽光発電システム１００の各構成要素を制御する。制御部４４は機能的要素として電力監視部４４１、蓄電装置監視部４４２、変換制御部４４３、判定部４４４、及び開閉制御部４４５を有している。
　電力監視部４４１は第３通電路Ｐ３を流れる電力を監視する。たとえば電力監視部４４１は、電力量計Ｍから出力される検出信号に基づいて第３通電路Ｐ３において電力が流れる方向及びその電力値などを検知する。
　蓄電装置監視部４４２は蓄電装置２の状態を監視する。たとえば蓄電装置監視部４４２は、蓄電装置２から出力される状態通知信号に基づいて蓄電装置２の蓄電容量ｗｃ、及び蓄電量ｗａなどを検知する。
　変換制御部４４３は、双方向インバータ３１ａ、３１ｂを制御し、電力変換方向及び電力変換動作などの制御情報を示す変換制御信号を各双方向インバータ３１ａ、３１ｂに出力する。たとえば、変換制御部４４３は、太陽光発電システム１００の状態（売電／買電、自家電力消費など）、蓄電装置２の状態、ユーザ入力などに基づいて各双方向インバータ３１ａ、３１ｂの電力変換制御を行う。さらに、変換制御部４４３は、各双方向インバータ３１の定格電力値ＶＡａ、ＶＡｂ及び電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）、Ｅｂ（Ｒｂ）の変動特性などに基づいて双方向インバータ３１ａ、３１ｂの電力変換制御を個別に行う。
　判定部４４４は、全ての双方向インバータ３１ａ、３１ｂで電力変換動作が行われる場合に該全ての双方向インバータ３１ａ、３１ｂから出力される第１出力電力の総電力値Ｗｏ１が、一部の双方向インバータ３１ａで電力変換動作が行われる場合に該一部の双方向インバータ３１ａから出力される第２出力電力の総電力値Ｗｏ２以下であるか否かを判定する。なお、第１出力電力の総電力値Ｗｏ１は、双方向インバータ３１ａ、３１ｂがそれぞれ逆変換する場合、ＰＣＳ３ａからその変圧器Ｔａ側に出力される電力の値とＰＣＳ３ｂからその変圧器Ｔｂ側に出力される電力の値との総和を示す。また、第１出力電力の総電力値Ｗｏ１は、双方向インバータ３１ａ、３１ｂがそれぞれ順変換する場合、ＰＣＳ３ａからそのスイッチユニットＳａ側に出力される電力の値とＰＣＳ３ｂからそのスイッチユニットＳｃ側に出力される電力の値との総和を示す。
　開閉制御部４４５はスイッチユニットＳａ～Ｓｄを制御する。たとえば開閉制御部４４５は、判定部４４４の判定結果に基づいて、スイッチユニットＳａ～Ｓｄに開動作又は閉動作を指令する開閉信号を出力する。この開閉信号に応じて、スイッチユニットＳａ～Ｓｄはそれぞれ電気的な接続を切断又は再接続する。スイッチユニットＳａ、Ｓｂに開動作をさせる場合、双方向インバータ３１ａ（およびＰＣＳ３ａ）を太陽光発電システム１００から電気的に切り離して、太陽光発電システム１００からＰＣＳ３ａへの電力供給を断つことができる。また、スイッチユニットＳｃ、Ｓｄに開動作をさせる場合、双方向インバータ３１ｂ（およびＰＣＳ３ｂ）を太陽光発電システム１００から電気的に切り離して、太陽光発電システム１００からＰＣＳ３ｂへの電力供給を断つことができる。
　このような開閉制御を行えば、各太陽電池ストリング１ａ、１ｂを接続するＰＣＳ３ａ、３ｂを選択するための切替器を太陽電池ストリング１ａ、１ｂ毎に設ける必要がないので、太陽光発電システム１００を構築する際のコストを安価にできる。この効果は太陽電池ストリング１ａ、１ｂの数が多くなるほど顕著に現れる。
　なお、上述の開閉制御とは異なり、スイッチユニットＳｃ、Ｓｄの一方のみで電気的な接続を切断した場合にＰＣＳ３ｂへの電力供給を断つことができるか否かは、ＰＣＳ３ｂ内部の電気回路の構成によって異なる。一方、上述の開閉制御のように、スイッチユニットＳｃ、Ｓｄの両方で電気的な接続を切断する場合、ＰＣＳ３ｂ内部の電気回路の構成に依らず、太陽光発電システム１００からＰＣＳ３ｂへの電力供給を断つことができる。従って、ＰＣＳ３ｂでの電力消費（たとえば停止時の待機電力の消費）を防止して、太陽光発電システム１００全体から見た発電電力の総合的な利用効率を向上させることができる。
　以上に説明した太陽光発電システム１００では、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの各出力端が蓄電装置２の入出力端に並列接続されている。従って、各ＰＣＳ３ａ、３ｂの接続状態及び双方向インバータ３１ａ、３１ｂの電力変換動作などに応じて、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの発電電力が利用できなくなったり利用可能な発電電力が減少したりすることがない。よって、複数の双方向インバータ３１ａ、３１ｂを備える太陽光発電システム１００における太陽電池ストリング１ａ、１ｂの発電電力の利用効率を向上させることができる。
　たとえば、各ＰＣＳ３ａ、３ｂの少なくとも一方が太陽光発電システム１００から切り離される場合、双方向インバータ３１ａ、３１ｂの電力変換方向が切り換わる場合、及び、双方向インバータ３１ａ、３１ｂの直流電力側の各入力電力Ｗｉａ、Ｗｉｂが急激に減少する場合などを考える。これらの場合でも、太陽電池ストリング１ａ、１ｂは常に蓄電装置２と接続されているため、各ＰＣＳ３ａ、３ｂに入力されない余剰電力は蓄電装置２に蓄電される。この余剰電力は大きく変動するが、蓄電装置２の蓄放電により第１通電路Ｐ１を流れる電力の変動は防止できる。従って、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの利用可能な発電電力の減少を防止できる。
　また、各ＰＣＳ３ａ、３ｂの少なくともいずれか再接続される場合を考える。この場合でも、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの発電電力のうち、双方向インバータ３１ａ、３１ｂの各入力電力Ｗｉａ、Ｗｉｂ又は各出力電力Ｗｏａ、Ｗｏｂの立ち上がりに応じた量の余剰電力が蓄電装置２に蓄電されるため、発電量を減少させる必要はない。
　次に、スイッチユニットＳａ～Ｓｄの切替処理について説明する。図３は、スイッチユニットＳａ～Ｓｄの切替処理の一例を説明するフローチャートである。なお、図３の処理において、双方向インバータ３１ａ、３１ｂはともに逆変換方向ｂに設定されている。また、ＰＣＳ３ａ（双方向インバータ３１ａ）の電力変換能力はＰＣＳ３ｂ（双方向インバータ３１ｂ）よりも優れている。そのため、逆変換の際にはＰＣＳ３ａに優先的に電力が供給される。
　まず、双方向インバータ３１ａの電力比率Ｒａが算出され（Ｓ１０１）、電力比率Ｒａが下限閾値Ｒｓａ以下であるか否かが判定される（Ｓ１０２）。なお、下限閾値Ｒｓａは、ＰＣＳ３ａの稼働率が０に近くなっているか否かを判定するために用いられる。この下限閾値Ｒｓａは、たとえば、双方向インバータ３１ａの電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）が０となる場合の無効電力比率Ｒａ０以上且つ下限電力比率Ｒｓ１未満に設定される。特に、下限閾値Ｒｓａは無効電力比率Ｒａ０に設定されてもよい。こうすれば、双方向インバータ３１ａの逆変換方向ｂの電力変換効率Ｅａ（Ｒａ０）は０となることを正確に判定することができる。
　Ｒａ≦Ｒｓａであると判定される場合（Ｓ１０２でＹＥＳ）、双方向インバータ３１ａの電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）は非常に低く、ＰＣＳ３ａはほぼ稼働していない。また、この場合、ＰＣＳ３ｂもほぼ稼働していない。そのため、スイッチユニットＳａ～ＳｄがＯＦＦ状態に切り替えられる（Ｓ１０３）。この処理によって、双方向インバータ３１ａ、３１ｂ（ＰＣＳ３ａ、３ｂ）は太陽光発電システム１００から電気的に切り離される。従って、ＰＣＳ３ａ、３ｂの消費電力を省略することができる。この際、太陽光発電システム１００は、逆変換方向ｂに電力変換できないので、商用電力系統ＣＳに逆潮流（売電）したり電力負荷系統ＬＳで電力を自家消費したりすることはできない。そのため、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの発電電力は蓄電装置２に蓄電される。この後、スイッチユニットＳａ、ＳｂがＯＮに切り替えられると（Ｓ１０４でＹＥＳ）、ＰＣＳ３ａに電力が供給され、双方向インバータ３１ａの逆変換が再開される。なお、Ｓ１０４において、スイッチユニットＳａ、ＳｂがＯＮに切り替えられる手段は特に限定されない。スイッチユニットＳａ、Ｓｂは、たとえば、ユーザによって手動で切り替えられてもよいし、第１通電路Ｐ１の電力値Ｗｐ１が上述の下限閾値Ｒｓａに対応する電力値（Ｒｓａ・ＶＡａ）以上になると自動的に切り替えられてもよい。そして、処理はＳ１０１に戻る。
　Ｒａ≦Ｒｓａであると判定されない場合（Ｓ１０２でＮＯ）、双方向インバータ３１ａの電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）はあまり低くなっていない。この場合、スイッチユニットＳｃ、ＳｄがＯＮであるか否かが判定される（Ｓ１０５）。ＯＮであると判定される場合（Ｓ１０５でＹＥＳの場合）、双方向インバータ３１ａ、３１ｂはともに太陽光発電システム１００に対して電気的に接続されている。そのため、双方向インバータ３１ｂの電力比率Ｒｂが算出され（Ｓ１０６）、ＰＣＳ３ａ、３ｂが次の数式１の条件を満たすか否かが判定される（Ｓ１０７）。
　　｛ＶＡａ・Ｒａ・Ｅａ（Ｒａ）＋ＶＡｂ・Ｒｂ・Ｅｂ（Ｒｂ）｝
　　　　　≦｛ＶＡａ・Ｒａ＋ＶＡｂ・Ｒｂ｝・Ｅａ（Ｒａ＋Ｒｂ・ＶＡｂ／ＶＡａ）
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　（数式１）
　すなわち、Ｓ１０７では、第１出力電力値Ｗｏ１が第２出力電力値Ｗｏ２以下であるか否かを判定している。ここで、第１出力電力値Ｗｏ１は、全ての双方向インバータ３１ａ、３１ｂで逆変換動作が行われる場合に各双方向インバータ３１ａ、３１ｂから出力される第１出力電力の総電力値であり、現時点において実際に各双方向インバータ３１ａ、３１ｂから出力されている電力の値（Ｗｏａ＋Ｗｏｂ）である。また、第２出力電力値Ｗｏ２は、一方の双方向インバータ３１ａのみで逆変換動作が行われる場合に双方向インバータ３１ａから出力される第２出力電力の総電力値であり、現時点では双方向インバータ３１ａのみから出力される仮想の電力の値である。
　数式１を満たすと判定される場合（Ｓ１０７でＹＥＳ）、第１出力電力値Ｗｏ１は第２出力電力値Ｗｏ２以下となる。ここで、Ｗｏ１＝Ｗｏ２であれば、一方の双方向インバータ３１ａのみで逆変換動作を行い、ＰＣＳ３ｂを太陽光発電システム１００から切り離した方がＰＣＳ３ｂでの電力消費を節約することができる。また、Ｗｏ１＜Ｗｏ２であれば、一方の双方向インバータ３１ａのみで逆変換動作を行う場合の方が全ての双方向インバータ３１ａ、３１ｂで逆変換動作を行う場合よりも、ＰＣＳ３ａ、３ｂから第２通電路Ｐ２に出力される電力は高くなる。すなわち、太陽光発電システム１００全体から見た逆変換の総合的な電力変換効率は高くなる。そのため、スイッチユニットＳａ、ＳｂはＯＮ状態とされるがスイッチユニットＳｃ、ＳｄがＯＦＦ状態に切り替えられる（Ｓ１０８）。この処理によって、太陽光発電システム１００に対する双方向インバータ３１ａ（ＰＣＳ３ａ）の電気的な接続は維持されるが、双方向インバータ３１ｂ（ＰＣＳ３ｂ）は太陽光発電システム１００から電気的に切り離される。従って、ＰＣＳ３ｂの消費電力を省略することができる。そして、処理はＳ１０１に戻る。
　数式１を満たすと判定されない場合（Ｓ１０７でＮＯ）、第１出力電力値Ｗｏ１は第２出力電力値Ｗｏ２よりも大きくなる。従って、現時点の電力変換動作（全ての双方向インバータ３１ａ、３１ｂで逆変換動作が行われる場合）を続けた方が、一方の双方向インバータ３１ａのみで逆変換動作を行う場合よりも、ＰＣＳ３ａ、３ｂから第２通電路Ｐ２に出力される電力は高くなる。すなわち、太陽光発電システム１００全体から見た逆変換の総合的な電力変換効率は高くなる。そのため、スイッチユニットＳａ～ＳｄはＯＮ状態とされる（Ｓ１０９）。この処理によって、太陽光発電システム１００に対する双方向インバータ３１ａ、３１ｂ（ＰＣＳ３ａ、３ｂ）の電気的な接続は維持される。そして、処理はＳ１０１に戻る。
　次に、Ｓ１０５がＮＯの場合（スイッチユニットＳｃ、ＳｄがＯＮであると判定されない場合）、双方向インバータ３１ａは太陽光発電システム１００に対して電気的に接続されているが、双方向インバータ３１ｂは太陽光発電システム１００から電気的に切り離されている。この場合、太陽光発電システム１００に対してＰＣＳ３ａ、３ｂがともに電気的に接続されていると仮定した場合に、ＰＣＳ３ａ、３ｂが次の数式２の条件を満たすか否かが判定される（Ｓ１１０）。
　｛Ｒｍ・Ｅａ（Ｒｍ）＋（Ｒａ－Ｒｍ）・Ｅｂ（（Ｒａ－Ｒｍ）・ＶＡａ／ＶＡｂ）｝
　　　　　≦Ｒａ・Ｅａ（Ｒａ）　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　（数式２）
　すなわち、Ｓ１１０では、第１出力電力値Ｗｏ１が第２出力電力値Ｗｏ２以下であるか否かを判定している。ここで、第１出力電力値Ｗｏ１は、全ての双方向インバータ３１ａ、３１ｂで逆変換動作が行われる場合に各双方向インバータ３１ａ、３１ｂから出力される第１出力電力の総電力値であり、現時点では各双方向インバータ３１ａ、３１ｂから出力される仮想の電力の値である。また、第２出力電力値Ｗｏ２は、一方の双方向インバータ３１ａのみで逆変換動作が行われる場合に双方向インバータ３１ａから出力される第２出力電力の総電力値であり、現時点において実際に双方向インバータ３１ａから出力されている電力の値Ｗｏａである。
　なお、数式２において、電力比率Ｒｍは、スイッチユニットＳｃ、ＳｄをＯＮ状態に切り替えてＰＣＳ３ｂを仮想的に稼働させた場合に設定される双方向インバータ３１ａの電力比率Ｒａの値である。この電力比率Ｒｍは、たとえば電力比率Ｒａの減少に応じて電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）の減少が開始される下限電力比率Ｒａ１以上、且つ、電力比率Ｒａの増加に応じて電力変換効率Ｅａ（Ｒａ）の減少が開始される上限電力比率Ｒａ２以下の範囲内の数値に設定される。
　数式２を満たすと判定される場合（Ｓ１１０でＹＥＳ）、第１出力電力値Ｗｏ１は第２出力電力値Ｗｏ２以下となる。ここで、Ｗｏ１＝Ｗｏ２であれば、全ての双方向インバータ３１ａ、３１ｂで逆変換動作を行わせる必要が無い。さらに、一方の双方向インバータ３１ａのみで逆変換動作を行い、他方のＰＣＳ３ｂを太陽光発電システム１００から切り離した方がＰＣＳ３ｂでの電力消費を節約することができる。また、Ｗｏ１＜Ｗｏ２であれば、現時点の電力変換動作（一方の双方向インバータ３１ａのみで逆変換動作を行う場合）を続けた方が全ての双方向インバータ３１ａ、３１ｂで逆変換動作を行う場合よりも、ＰＣＳ３ａ、３ｂから第２通電路Ｐ２に出力される電力は高くなる。すなわち、太陽光発電システム１００全体から見た逆変換の総合的な電力変換効率は高くなる。そのため、スイッチユニットＳａ、ＳｂはＯＮ状態とされ、スイッチユニットＳｃ、ＳｄはＯＦＦ状態とされる（Ｓ１０８）。この処理によって、太陽光発電システム１００に対する双方向インバータ３１ａ（ＰＣＳ３ａ）の電気的な接続は維持される。さらに、太陽光発電システム１００に対して双方向インバータ３１ｂ（ＰＣＳ３ｂ）を電気的に切り離した状態も維持される。そして、処理はＳ１０１に戻る。
　数式２を満たすと判定されない場合（Ｓ１１０でＮＯ）、第１出力電力値Ｗｏ１は第２出力電力値Ｗｏ２よりも大きくなる。従って、全ての双方向インバータ３１ａ、３１ｂで逆変換動作を行う場合の方が一方の双方向インバータ３１ａのみで逆変換動作を行う場合よりもＰＣＳ３ａ、３ｂから第２通電路Ｐ２に出力される電力は高くなる。すなわち、太陽光発電システム１００全体から見た逆変換の総合的な電力変換効率は高くなる。そのため、スイッチユニットＳａ、ＳｂはＯＮ状態とされ、さらにスイッチユニットＳｃ、ＳｄもＯＮ状態に切り替えられる（Ｓ１０９）。この処理によって、太陽光発電システム１００に対する双方向インバータ３１ａ（ＰＣＳ３ａ）の電気的な接続が維持されるほか、双方向インバータ３１ｂ（ＰＣＳ３ｂ）は太陽光発電システム１００に対して電気的に再接続される。そして、処理はＳ１０１に戻る。
　以上、本実施形態によれば、電力制御システム１００は、第１通電路Ｐ１に接続される発電装置１ａ、１ｂ及び蓄電装置２と、電力源ＣＳに接続される第２通電路Ｐ２と第１通電路Ｐ１との間にて並列接続される複数の電力変換部３１ａ、３１ｂと、複数の電力変換部３１ａ、３１ｂの電力変換動作を制御する変換制御部４４３と、を備え、発電装置１ａ、１ｂの出力端が蓄電装置２の入出力端と並列接続される構成とされる。
　この構成によれば、電力変換部３１ａ、３１ｂの動作状態（たとえば電力変換方向の切替、電力変換量の増減など）の変化によらず、発電装置１ａ、１ｂ及び蓄電装置２の電気的な接続は維持される。そのため、各電力変換部３１ａ、３１ｂのどちらかにおいて、たとえば、太陽光発電システム１００からの電気的な切り離し、又は、電力変換方向の切替、若しくは逆変換方向ｂの電力変換量（又は入力電力値Ｗｉａ、Ｗｉｂ）などの変化が起こっても、その際に発生する余剰電力は蓄電装置２に蓄電することができる。従って、発電装置１ａ、１ｂの発電電力を無駄なく電力変換部３１ａ、３１ｂ、及び／又は蓄電装置２に供給することができる。よって、複数の電力変換部３１ａ、３１ｂを備える電力制御システム１００における発電電力の利用効率を向上させることができる。
　また、上記の電力制御システム１００は、全ての電力変換部３１ａ、３１ｂで電力変換動作が行われる場合に該全ての電力変換部３１ａ、３１ｂから出力される第１出力電力の総電力値Ｗｏ１が、一部の電力変換部３１ａで電力変換動作が行われる場合に該一部の電力変換部３１ａから出力される第２出力電力の総電力値Ｗｏ２以下であるか否かを判定する判定部４４４と、各電力変換部３１ａ、３１ｂの前段及び後段に直列接続される接続開閉部Ｓａ～Ｓｄと、判定部４４４の判定結果に基づいて接続開閉部Ｓａ～Ｓｄの開閉動作を制御する開閉制御部４４５と、をさらに備え、開閉制御部４４５は、第１出力電力の総電力値Ｗｏ１が第２出力電力の総電力値Ｗｏ２以下であると判定される場合、全ての電力変換部３１ａ、３１ｂのうちの残りの一部の電力変換部３１ｂの前段及び後段の少なくとも一方に接続される接続開閉部Ｓｃ、Ｓｄに開動作をさせる構成とされる。
　この構成によれば、全ての電力変換部３１ａ、３１ｂで電力変換動作が行われる場合の第１出力電力の総電力値Ｗｏ１が、一部の電力変換部３１ａで電力変換動作が行われる場合の第２出力電力の総電力値Ｗｏ２以下であると判定される場合、残りの一部の電力変換部３１ｂを電力制御システム１００から切り離し、その電力供給を断つことができる。従って、残りの一部の電力変換部３１ｂでの電力消費（たとえば停止時の待機電力の消費）を防止して、電力制御システム１００全体からみた発電電力の総合的な利用効率を向上させることができる。
　また、上記の電力制御システム１００において、接続開閉部Ｓａ～Ｓｄは、各電力変換部３１ａ、３１ｂの前段及び後段の両方に直列接続される構成とされる。この構成によれば、電力変換部３１ａ、３１ｂを電力制御システム１００から電気的に切り離すことができる。従って、電力変換部３１ａ、３１ｂ内部の電気回路の構成に依らず、電力制御システム１００から電力変換部３１ａ、３１ｂへの電力供給を断つことができる。
　上記の電力制御システム１００において、電力変換部３１ａ、３１ｂは第１通電路Ｐ１及び第２通電路Ｐ２間で双方向に電力変換可能である構成とされる。この構成によれば、発電電力の一部及び／又は蓄電装置２の放電電力を電力変換して第１通電路Ｐ１から第２通電路Ｐ２に出力することができる。さらに、電力源から供給される電力を電力変換して第２通電路Ｐ２から第１通電路Ｐ１に出力して蓄電装置２に蓄電することもできる。
　上記の電力制御システム１００は、各電力変換部３１ａ、３１ｂ及び第２通電路Ｐ２間にそれぞれ設けられる絶縁用の変圧器Ｔａ、Ｔｂをさらに複数備える構成とされる。この構成によれば、電力変換部３１ａ、３１ｂ及び第２通電路Ｐ２間に絶縁用の変圧器Ｔａ、Ｔｂが設けられることによって、両者間に電力が直接に流れることはないが、両者間の電気的な接続を間接的に維持することができる。
＜第２実施形態＞
　次に、第２実施形態について説明する。第２実施形態では、蓄電装置２の前段に双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１が設けられる。これ以外は、第１実施形態と同様である。以下では、第１実施形態と異なる構成について説明する。また、第１実施形態と同様の構成部には同じ符号を付し、その説明を省略することがある。
　図４は、第２実施形態に係る太陽光発電システム１００の構成例を示すブロック図である。図４に示すように、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１の一方は蓄電装置２に接続され、他方は第１通電路Ｐ１の一端に接続される。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ２１の第１通電路Ｐ１側の入出力端には、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの各出力端が逆流防止装置１１ａ、１１ｂを介して並列接続されている。
　双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、変換制御部４４３により制御される双方向電圧変換部であり、蓄放電コントローラ４から出力される制御信号に基づいて蓄電装置２の蓄放電を制御する。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、第１通電路Ｐ１を流れる電流の少なくとも一部を蓄電装置２に蓄電電力として供給したり、蓄電装置２から放電電力を第１通電路Ｐ１に出力させたりする。
　図４の構成によれば、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１の電力変換方向を制御することにより、蓄電装置２の蓄電／放電を切り替えることができる。従って、発電電力を蓄電するタイミング及び蓄電装置２を放電させるタイミングをより自由に設定することができるので、太陽光発電システム１００の電力制御をより緻密に行うことができる。
　また、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの発電は、その動作点電圧が双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１の第１通電路Ｐ１側の電位と同じになるように制御される。従って、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの動作点電圧を蓄電装置２の入出力電圧とは異なる値に制御できるので、太陽光発電システム１００に様々な仕様の蓄電装置２を接続することができる。また、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ２１の電力変換動作を制御することにより、たとえばＭＰＰＴ（Maximum　Power　Point　Tracking）制御などの太陽電池ストリング１ａ、１ｂの動作点電圧の制御をすることができる。従って、太陽電池ストリング１ａ、１ｂの発電電力の低下を抑制又は防止して、発電電力の利用効率を向上させることができる。
　以上、本実施形態によれば、電力制御システム１００は、蓄電装置２と第１通電路Ｐ１及び発電装置１ａ、１ｂとの間に設けられる双方向電圧変換部２１をさらに備え、変換制御部４４３は双方向電圧変換部２１の電圧変換動作をさらに制御する構成とされる。
　この構成によれば、双方向電圧変換部２１により、蓄電装置２の蓄電／放電の切り替えをより自由に設定できるので、電力制御システム１００の電力制御をより緻密に行うことができる。さらに、発電装置１ａ、１ｂの出力電圧を双方向電圧変換部２１により制御することができる。
＜第３実施形態＞
　次に、第３実施形態について説明する。第３実施形態では、ＰＣＳ３ａにおいて第１通電路Ｐ１及び双方向インバータ３１ａ間に双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａが設けられる。また、ＰＣＳ３ｂにおいて第１通電路Ｐ１及び双方向インバータ３１ｂ間に双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ｂが設けられる。これら以外は、第１実施形態と同様である。以下では、第１実施形態と異なる構成について説明する。また、第１実施形態と同様の構成部には同じ符号を付し、その説明を省略することがある。
　図５は、第３実施形態に係る太陽光発電システム１００の構成例を示すブロック図である。図５に示すように、ＰＣＳ３ａは双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａをさらに有し、ＰＣＳ３ｂは双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ｂをさらに有している。なお、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ｂの構成は双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａと同様であるため、以下ではその説明を省略する。
　双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａは、変換制御部４４３によって制御される双方向電圧変換部であり、第１通電路Ｐ１及び双方向インバータ３１ａ間で電力のＤＣ／ＤＣ変換を行う。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａの電力変換方向及び電力変換動作は蓄放電コントローラ４から出力される制御信号に基づいて設定される。たとえば、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａは、順変換方向ａの電力変換動作を行う場合、双方向インバータ３１ａから出力される直流電力を蓄電装置２の入出力電圧と同じ電圧値の直流電力に変換して、第１通電路Ｐ１に出力する。また、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａは、逆変換方向ｂの電力変換動作を行う場合、第１通電路Ｐ１から入力される直流電力の電圧値を双方向インバータ３１ａの定格電圧値に変換して、双方向インバータ３１ａに出力する。
　図５の構成によれば、第１通電路Ｐ１を流れる直流電力Ｗｐ１の電圧値と双方向インバータ３１ａの定格電圧値とが異なっていても、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａで変圧することによって、両者を電気的に接続することができる。従って、ＰＣＳ３ａは、順変換方向ａの場合には双方向インバータ３１ａの出力電力Ｗｏａを直流電力Ｗｐ１と同じ電圧値に変圧して第１通電路Ｐ１に出力できるし、逆変換方向ｂの場合には直流電力Ｗｐ１の電圧値を定格電圧値に変圧して双方向インバータ３１ａに入力できる。よって、太陽電池ストリング１ａ、１ｂ及び蓄電装置２の仕様とＰＣＳ３ａ（特に双方向インバータ３１ａ）の仕様とが異なっていても、両者を接続することができる。
　以上、本実施形態によれば、電力制御システム１００は、第１通電路Ｐ１及び各電力変換部３１ａ、３１ｂ間にそれぞれ設けられ、第１通電路Ｐ１から入力される電力の電圧値を電力変換部３１ａ、３１ｂの定格電圧値に電圧変換する複数の電圧変換部３２ａ、３２ｂをさらに備え、変換制御部４４３は複数の電圧変換部３２ａ、３２ｂの電圧変換動作をさらに制御する構成とされる。
　この構成によれば、電圧変換部３２ａ、３２ｂによって電力変換部３１ａ、３１ｂの各入力電力Ｗｉａ、Ｗｉｂの電圧値を定格電圧値に変圧することができる。従って、発電装置１ａ、１ｂ及び蓄電装置２の仕様と電力変換部３１ａ、３１ｂの仕様とが異なっていても、両者を接続することができる。
　以上、本発明の実施形態について説明した。なお、上述の実施形態は例示であり、その各構成要素及び各処理の組み合わせに色々な変形が可能であり、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。
　たとえば、上述の第１～第３実施形態では、発電装置に太陽電池ストリング１ａ、１ｂを用いているが、本発明はこの例示に限定されない。発電装置の少なくとも一部は、太陽光以外の再生可能エネルギーを利用した発電（風力、水力、地熱、バイオマス、太陽熱など自然エネルギー発電、廃棄物発電など）を行う発電装置であってもよい。たとえば図６のように、発電装置に風力発電装置１ａ、１ｂを用いる風力発電システム１００であってもよい。この場合、各風力発電装置１ａ、１ｂはＡＤ／ＤＣコンバータ１２ａ、１２ｂを介して第１通電路Ｐ１に接続される。
　また、上述の第１～第３実施形態では、商用電力系統ＣＳのような交流電力源が太陽光発電システム１００に接続されているが、本発明はこの例示に限定されない。商用電力系統ＣＳに代えて、直流電力源が太陽光発電システム１００に接続されてもよい。この場合、各ＰＣＳ３ａ、３ｂはそれぞれ、双方向インバータ３１ａ、３１ｂに代えて、ＤＣ／ＤＣコンバータ又は双方向ＤＣ／ＤＣコンバータを有する構成とされる。
　また、上述の第１～第３実施形態では、第１通電路Ｐ１及び第２通電路Ｐ２間にて並列接続される直列回路（たとえば第１構成要素群Ｓａ、３ａ、Ｔａ、Ｓｂ、及び第２構成要素Ｓｃ、３ｂ、Ｔｂ、Ｓｄ）の数は２つであるが、本発明はこの例示に限定されない。該直列回路の数は３つ以上の複数であってもよい。さらに、並列接続される直列回路の数が３つ以上である場合、太陽光発電システム１００に対する該直列回路の切り離し／再接続の切り替えは複数の直列回路を一まとめにして制御されてもよい。図７は、太陽光発電システム１００の他の構成例を示すブロック図である。図７では、第１通電路Ｐ１の他端と第２通電路Ｐ２の他端との間に４つの直列回路が並列に接続されている。具体的に説明すると、第１構成要素群Ｓａ、３ａ、Ｔａ、及びＳｂと、第２構成要素Ｓｃ、３ｂ、Ｔｂ、及びＳｄと、第３構成要素群Ｓｅ、３ｃ、Ｔｃ、及びＳｆと、第４構成要素Ｓｇ、３ｄ、Ｔｄ、及びＳｈとが並列に接続されている。図７において、たとえば、太陽光発電システム１００に対する第３及び第４構成要素の切り離し／再接続の切替制御が一まとめに行われてもよい。すなわち、第３及び第４構成要素が太陽光発電システム１００から切り離される場合にはスイッチユニットＳｅ～ＳｈがまとめてＯＦＦ状態に切り替えられてもよい（開動作）。さらに、第３及び第４構成要素が太陽光発電システム１００に再接続される場合にはスイッチユニットＳｅ～ＳｈがまとめてＯＮ状態に切り替えられてもよい（閉動作）。或いは、太陽光発電システム１００に対する第２～第４構成要素の切り離し／再接続の切替制御が一まとめに行われてもよい。すなわち、第２～第４構成要素が太陽光発電システム１００から切り離される場合にはスイッチユニットＳｃ～ＳｈがまとめてＯＦＦ状態に切り替えられてもよい（開動作）。さらに、第２～第４構成要素が太陽光発電システム１００に再接続される場合にはスイッチユニットＳｃ～ＳｈがまとめてＯＮ状態に切り替えられてもよい（閉動作）。
　また、上述の第１～第３実施形態では、双方向インバータ３１ａ、３１ｂの前段及び後段の両方に接続開閉部（スイッチユニットＳａ～Ｓｄ）がそれぞれ設けられているが、本発明はこの例示に限定されない。接続開閉部は、双方向インバータ３１ａ、３１ｂの前段及び後段の少なくとも一方に直列接続されていればよい。この場合、接続開閉部は、双方向インバータ３１ａ、３１ｂ（及びＰＣＳ３ａ、３ｂ）の内部の電気回路の構成などに応じて電力供給を断つことができる位置に接続される。こうすれば、双方向インバータ３１ａ、３１ｂはその前段及び後段の少なくとも一方に接続される接続開閉部Ｓａ～Ｓｄの開動作によって太陽光発電システム１００から切り離され、その電力供給が断たれる。従って、太陽光発電システム１００から切り離された双方向インバータ３１ａ、３１ｂでの電力消費（たとえば停止時の待機電力の消費）を防止して、太陽光発電システム１００全体からみた発電電力の総合的な利用効率を向上させることができる。
　また、上述の第１～第３実施形態では、双方向インバータ３１ａ、３１ｂは非絶縁型であるが、本発明はこの例示に限定されない。双方向インバータ３１ａ、３１ｂの少なくとも一部は絶縁型であってもよい。この場合、絶縁用の変圧器Ｔａ、Ｔｂを直列接続する構成は省略できる。
　また、上述の第１～第３実施形態では、ＰＣＳ３ａの前段にスイッチユニットＳａが接続され、後段に絶縁用の変圧器Ｔａ及びスイッチユニットＳｂを接続しているが、本発明はこの例示に限定されない。ＰＣＳ３ａはスイッチユニットＳａ、Ｓｂ及び絶縁用の変圧器Ｔａのうちの少なくとも１つを含んでいてもよい。たとえば、ＰＣＳ３ａが変圧器Ｔａを含むような絶縁型のＰＣＳであれば、変圧器Ｔａは設けない構成としてもよい。なお、他のＰＣＳ３ｂも同様にスイッチユニットＳｃ、Ｓｄ及び絶縁用の変圧器Ｔｂのうちの少なくとも１つを含んでいてもよい。たとえば、ＰＣＳ３ｂが変圧器Ｔｂを含むような絶縁型のＰＣＳであれば、変圧器Ｔｂは設けない構成としてもよい。
　また、上述の第１～第３実施形態において、制御部４４の機能的な構成要素のうちの少なくとも一部又は全部は、物理的な構成要素（たとえば電気回路、素子、装置など）で実現されていてもよい。
　また、上述の第１～第３実施形態では、ＰＣＳ３ａ、３ｂは双方向インバータ３１ａ、３１ｂを有しているが、本発明はこの例示に限定されない。商用電力系統ＣＳに例示される電力源から供給される電力を蓄電装置２に蓄電しない場合には、各ＰＣＳ３ａ、３ｂの少なくとも一部は逆変換方向ｂに電力変換するインバータ（電力変換部）を備えていてもよい。また、第３実施形態において、ＰＣＳ３ａ、３ｂは双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａ、３２ｂを備えているが、本発明はこの例示に限定されない。ＰＣＳ３ａ、３ｂは、逆変換方向ｂに電力変換するインバータを備える場合には、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３２ａ、３２ｂに代えて、逆変換方向ｂに電圧変換するＤＣ／ＤＣコンバータ（電圧変換部）を備えていてもよい。
　１００　　　　　　太陽光発電システム、風力発電システム
　１ａ、１ｂ　　　　　太陽電池ストリング、風力発電装置
　１１ａ、１１ｂ　　　　逆流防止装置
　１２ａ、１２ｂ　　　　ＡＤ／ＤＣコンバータ
　２　　　　　　　　　蓄電装置
　２１　　　　　　　　　双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ
　３ａ、３ｂ　　　　　パワーコンディショナ（ＰＣＳ）
　３１ａ、３１ｂ　　　　双方向インバータ
　３２ａ、３２ｂ　　　　双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ
　４　　　　　　　　　蓄放電コントローラ
　４１　　　　　　　　　表示部
　４２　　　　　　　　　入力部
　４３　　　　　　　　　記憶部
　４４　　　　　　　　　制御部
　４４１　　　　　　　　　電力監視部
　４４２　　　　　　　　　蓄電装置監視部
　４４３　　　　　　　　　変換制御部
　４４４　　　　　　　　　判定部
　４４５　　　　　　　　　開閉制御部
　Ｓａ～Ｓｄ　　　　　スイッチユニット
　Ｔａ、Ｔｂ　　　　　変圧器
　Ｐ１～Ｐ３　　　　　第１～第３通電路
　Ｍ　　　　　　　　　電力量計
　ＣＳ　　　　　　　商用電力系統
　ＬＳ　　　　　　　電力負荷系統

Claims (5)

  1. 　第１通電路に接続される発電装置及び蓄電装置と、
    　電力源に接続される第２通電路と前記第１通電路との間にて並列接続される複数の電力変換部と、
    　複数の前記電力変換部の電力変換動作を制御する変換制御部と、
    を備え、
    　前記発電装置の出力端が前記蓄電装置の入出力端と並列接続される電力制御システム。
  2. 　全ての前記電力変換部で前記電力変換動作が行われる場合に該全ての前記電力変換部から出力される第１出力電力の総電力値が、一部の前記電力変換部で電力変換動作が行われる場合に該一部の前記電力変換部から出力される第２出力電力の総電力値以下であるか否かを判定する判定部と、
    　各電力変換部の前段及び後段の少なくとも一方に直列接続される接続開閉部と、
    　前記判定部の判定結果に基づいて前記接続開閉部の開閉動作を制御する開閉制御部と、をさらに備え、
    　前記開閉制御部は、前記第１出力電力の総電力値が前記第２出力電力の総電力値以下であると判定される場合、前記全ての前記電力変換部のうちの残りの一部の前記電力変換部の前段及び後段の少なくとも一方に接続される接続開閉部に開動作をさせる請求項１に記載の電力制御システム。
  3. 　前記接続開閉部は、各電力変換部の前段及び後段の両方に直列接続される請求項２に記載の電力制御システム。
  4. 　前記蓄電装置と前記第１通電路及び前記発電装置との間に設けられる双方向電圧変換部をさらに備え、
    　前記変換制御部は前記双方向電圧変換部の電圧変換動作をさらに制御する請求項１～請求項３のいずれかに記載の電力制御システム。
  5. 　前記第１通電路及び各電力変換部間にそれぞれ設けられ、前記第１通電路から入力される電力の電圧値を前記電力変換部の定格電圧値に電圧変換する複数の電圧変換部をさらに備え、
    　前記変換制御部は複数の前記電圧変換部の電圧変換動作をさらに制御する請求項１～請求項４のいずれかに記載の電力制御システム。
PCT/JP2015/081209 2015-01-09 2015-11-05 電力制御システム WO2016111080A1 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2015-002779 2015-01-09
JP2015002779A JP6526421B2 (ja) 2015-01-09 2015-01-09 電力制御システム

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016111080A1 true WO2016111080A1 (ja) 2016-07-14

Family

ID=56355782

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2015/081209 WO2016111080A1 (ja) 2015-01-09 2015-11-05 電力制御システム

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP6526421B2 (ja)
WO (1) WO2016111080A1 (ja)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106981865B (zh) * 2017-05-11 2019-06-11 湖南大学 一种直流微电网双向ac/dc变换器并联系统控制方法
BR112020007759A2 (pt) * 2017-10-27 2020-10-20 Lt Lighting (Taiwan) Corporation estação de energia fotovoltaica
BR112020007686A2 (pt) * 2017-10-27 2020-10-13 Lt Lighting (Taiwan) Corporation tecnologia de equilíbrio de armazenamento de energia controlado
JP6386207B1 (ja) * 2018-06-18 2018-09-05 デルタ電子株式会社 太陽光発電の出力制御システム、それに用いるパワーコンディショナ

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005318705A (ja) * 2004-04-28 2005-11-10 Daihen Corp インバータ装置の制御方法
JP3153038U (ja) * 2009-06-11 2009-08-20 ソーラーシリコンテクノロジー株式会社 サテライトシステム太陽光発電設備
JP2013085459A (ja) * 2011-10-10 2013-05-09 Samsung Sdi Co Ltd 電力貯蔵システムおよびその制御方法
JP2014011875A (ja) * 2012-06-29 2014-01-20 Sanyo Electric Co Ltd 蓄電システム

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2005318705A (ja) * 2004-04-28 2005-11-10 Daihen Corp インバータ装置の制御方法
JP3153038U (ja) * 2009-06-11 2009-08-20 ソーラーシリコンテクノロジー株式会社 サテライトシステム太陽光発電設備
JP2013085459A (ja) * 2011-10-10 2013-05-09 Samsung Sdi Co Ltd 電力貯蔵システムおよびその制御方法
JP2014011875A (ja) * 2012-06-29 2014-01-20 Sanyo Electric Co Ltd 蓄電システム

Also Published As

Publication number Publication date
JP6526421B2 (ja) 2019-06-05
JP2016129441A (ja) 2016-07-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
TWI430534B (zh) 替代來源能量管理技術
KR101369692B1 (ko) 전력 저장 시스템 및 그 제어방법
US8587251B2 (en) Switching circuit, control apparatus, and power generation system
KR101147206B1 (ko) 계통 연계형 전력 저장 시스템 및 이를 위한 통합 제어기
TWI470893B (zh) 電能供應系統
US11316471B2 (en) Manual transfer switch for onsite energy generation and storage systems
CN115473223A (zh) 混合电力系统中的负载管理
JP2011120456A (ja) 系統連系型電力保存システム及び電力保存システムの制御方法
WO2011039599A1 (ja) 配電システム
US20130257152A1 (en) Dc power supply system
Wang et al. Smart gateway grid: A DG-based residential electric power supply system
CN105379049A (zh) 电力控制器、电力控制方法以及电力控制系统
WO2016111080A1 (ja) 電力制御システム
JP6190224B2 (ja) 電力貯蔵システム
JP2010225776A (ja) 太陽光発電システム
Chauhan et al. DC distribution system for energy efficient buildings
JP5373528B2 (ja) 配電装置
KR20170074631A (ko) 스마트 그리드 환경에서 에너지 분전 시스템
JP2013070585A (ja) 電力供給装置及びそれを使用した電力供給システム
JP2011078237A (ja) 電力供給システム
US10523006B2 (en) Controller for an inverter
JP2014121151A (ja) 蓄電システム及び電力供給システム
JP6722295B2 (ja) 電力変換システム、電力供給システムおよび電力変換装置
CN213817249U (zh) 一种户用储能系统的输出装置
WO2019131227A1 (ja) 電力制御装置、電力制御方法、プログラム

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15876953

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15876953

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1