WO2016170811A1 - エネルギーマネジメントシステム - Google Patents

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WO2016170811A1
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converter
power
bidirectional
voltage
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馬躍
辻仁司
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株式会社村田製作所
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    • Y02P90/00—Enabling technologies with a potential contribution to greenhouse gas [GHG] emissions mitigation
    • Y02P90/50—Energy storage in industry with an added climate change mitigation effect

Definitions

  • the present invention relates to an energy management system that uses electric power generated in a home environment or a factory.
  • a solar power generation system that uses power generated by a generator, such as a solar panel, in a home environment or the like is a direct-current voltage bus (hereinafter referred to as a power bus) that transmits power generated by a power generator or power stored in a storage battery to a power system.
  • a power bus a direct-current voltage bus
  • a PV converter, an inverter, a bidirectional DC-DC converter, and the like are connected to the HDVC bus.
  • the PV converter outputs the electric power generated by the solar power generation device at a predetermined voltage.
  • a storage battery is connected to the bidirectional DC-DC converter, and a direct-current voltage exchanged between the storage battery and the HDVC bus is converted into a predetermined constant voltage.
  • the HDVC bus voltage fluctuates due to an increase or decrease in the amount of power generated by the solar power generation device, there is a case where constant power cannot be stably output from the inverter.
  • Patent Document 1 discloses a power supply system in which a plurality of power supply units such as a photovoltaic power generation unit are connected to a direct current bus (HVDC bus). This power supply unit autonomously determines the amount of power exchanged with the DC bus based on the DC bus voltage.
  • the output power amount of the power supply unit is adjusted by changing the slope of the voltage-current characteristic of each power supply unit, and the fluctuation of the DC bus voltage is suppressed.
  • an object of the present invention is to provide an energy management system capable of stabilizing the output power of an inverter with simple control.
  • An energy management system includes a DC voltage bus, a power generator connected to the DC voltage bus and outputting generated power to the DC voltage bus, connected to the DC voltage bus, and connected to the DC voltage bus.
  • Bidirectional DC-DC converter that inputs voltage or outputs DC voltage to DC voltage bus, and inverter that is connected to DC voltage bus and converts DC voltage input from DC voltage bus to AC voltage
  • the inverter and the bidirectional DC-DC converter have the same voltage change gain with respect to each current change, and the inverter or the When the output power of the bidirectional DC-DC converter fluctuates, the bidirectional DC-D with respect to the gain characteristic of the inverter
  • the output power of the inverter is brought close to the target value by making the gains of the inverter and the bidirectional DC-DC converter the same and adjusting the offset of each gain characteristic.
  • the output power of the inverter can be stabilized even when the amount of power generated by the power generation device is reduced (or increased).
  • the stable control of the output power of the inverter can be easily performed as compared with the case where the control is performed by changing the slope of the gain.
  • An energy management system includes a plurality of bidirectional DC-DC converters, and the control unit is configured to adjust an offset of a gain characteristic for each of the plurality of bidirectional DC-DC converters. Also good.
  • the power generation device is a solar power generation device, and it is preferable to search and follow values of current and voltage that maximize output power.
  • the amount of power generation varies depending on the environment (installation location or weather). Maximum power can be output from the power generator according to the environment.
  • the output power of the inverter can be stabilized by simple control.
  • FIG. 1 is a diagram showing an energy management system 1 according to the present embodiment.
  • the energy management system 1 includes a power generator 20, a bidirectional DC-DC converter 30, an inverter 40, and a control unit 50.
  • the power generation device 20, the bidirectional DC-DC converter 30 and the inverter 40 are connected to the HVDC bus 10.
  • the power generation device 20 includes a photovoltaic panel 21 and a PV converter 22.
  • the PV converter 22 outputs the electric power generated by the photovoltaic panel 21 to the HVDC bus 10.
  • the power generation device 20 may be a wind power generation device or a gas power generation device.
  • the power generation device 20 detects the output voltage and the output current, and performs maximum power point tracking (MPPT: Maximum Power Point Tracking) control that maximizes the output power based on the output voltage and the output current.
  • MPPT Maximum Power Point Tracking
  • the power generation amount of the power generation device 20 varies depending on the environment (installation location or weather).
  • the power generation device 20 detects the output voltage and the output current while changing the output current, compares the power before and after the change of the output current (output current ⁇ output voltage), searches for the maximum power point, and follows it. To do. Thereby, the electric power generating apparatus 20 can output the maximum electric power according to the environment at that time.
  • a storage battery B1 is connected to the bidirectional DC-DC converter 30.
  • the bidirectional DC-DC converter 30 transforms (steps up or steps down) the DC voltage output from the PV converter 22 to the HVDC bus 10 and charges the storage battery B1.
  • Bidirectional DC-DC converter 30 transforms the DC voltage charged in storage battery B 1 and outputs it to HVDC bus 10.
  • a switch may be provided between the bidirectional DC-DC converter 30 and the storage battery B1, and for example, the switch may be turned off when the storage battery B1 is fully charged.
  • the inverter 40 is connected to the power system 101 and the distribution board 102 through the switches S1 and S2.
  • An AC output terminal (AC outlet or the like) (not shown) is connected to the distribution board 102.
  • a load such as a microwave oven, a washing machine, and an air conditioner is connected to the AC output terminal.
  • the switches S1 and S2 are turned on during normal times when there is no abnormality in the power system 101. In addition, when the power system 101 is abnormal (for example, a power failure), the switches S1 and S2 are turned off.
  • the inverter 40 converts the DC voltage input from the HVDC bus 10 into an AC voltage and outputs the AC voltage to the power system 101 or the distribution board 102. Alternatively, an AC voltage input from the power system 101 is converted into a DC voltage.
  • the case where power is supplied from the inverter 40 to the power system 101 is a case where the power generated by the power generation device 20 is sold to an electric power company.
  • the control unit 50 performs on / off control of the switches S1 and S2 depending on whether the power system 101 is abnormal.
  • the control unit 50 is controlled to a constant voltage V BUS of HVDC bus 10 (hereinafter, referred to as bus voltage adjustment control) is performed.
  • V BUS of HVDC bus 10 hereinafter, referred to as bus voltage adjustment control
  • the power generation amount of the power generation device 20 varies depending on the environment. Therefore, when the power generation amount by the power generating device 20 is small, the output power from the power generator 20 low, the voltage V BUS of HVDC bus 10 is reduced. In this case, the output power PINV output from the inverter 40 to the power system 101 (or distribution board 102) also decreases.
  • the control unit 50 adjusts the current-voltage characteristic (gain characteristic) of the bidirectional DC-DC converter 30 to change the output power P INV to the target value P INV *. Move closer to.
  • the current output from the PV converter 22 is expressed as I PVC
  • the current output from the bidirectional DC-DC converter 30 is expressed as I BDD
  • the current output from the inverter 40 is expressed as I INV .
  • the currents I PVC , I BDD , and I INV are positive in the direction from each circuit to the HVDC bus 10 side.
  • FIG. 2 shows operating points when the amount of power generation is large.
  • FIG. 3 shows operating points when the amount of power generation is small.
  • FIG. 4 shows operating points when the control unit 50 performs bus voltage adjustment control.
  • the horizontal axis represents the current I BUS of the HVDC bus 10
  • the vertical axis represents the voltage V BUS of the HVDC bus 10.
  • the voltage V CTR shown in FIGS. 2-4 the voltage setting value of the HVDC bus 10 when the output current is 0 the inverter 40 (e.g., 380V).
  • the gain of the bidirectional DC-DC converter 30 and the gain of the inverter 40 are set to be equal.
  • the gain is a voltage change ratio with respect to a current change. That is, the slopes (Rd) of the gain characteristics of the bidirectional DC-DC converter 30 and the inverter 40 shown in FIGS. 2 to 4 are equal.
  • ⁇ V is an offset of the gain characteristic of the bidirectional DC-DC converter 30 with respect to the gain characteristic of the inverter 40.
  • constant power is always output from the power generator 20 (specifically, the PV converter 22).
  • the power generation amount of the power generation device 20 varies depending on the environment, the power output from the power generation device 20 varies. For example, when the power generation amount increases during fine weather, the power also increases. When the amount of power generation decreases during rainy weather, the power also decreases.
  • the voltage V0 shown in FIGS. 2 to 4 is a protection operation start voltage by the power generation device 20.
  • a capacitor is connected to the HVDC bus 10. If the output voltage from the power generator 20 is abnormally high, this capacitor may be destroyed. For this reason, when the voltage I BUS exceeds the voltage V0, the power generation device 20 performs control to reduce the output current and protects the capacitor.
  • V BUS V1
  • bidirectional DC-DC converter 30 outputs current I BDD1
  • inverter 40 outputs current I INV1 .
  • the control unit 50 increases the output power P BDD of the bidirectional DC-DC converter 30 to increase the inverter 40 Output power PINV .
  • the controller 50 adjusts the offset ⁇ V in order to adjust the output power P BDD of the bidirectional DC-DC converter 30.
  • the output power P BDD of the bidirectional DC-DC converter 30 is decreased to reduce the output power P INV of the inverter 40. Decrease.
  • FIG. 4 shows gain characteristics of the bidirectional DC-DC converter 30 in which the offset ⁇ V is adjusted.
  • Output power P INV output power P INV target value P INV inverter 40 with a reduced * to ( P INV).
  • V BDD V1
  • the current I BDD3 is output from the bidirectional DC-DC converter 30 in which the offset ⁇ V is adjusted. Since I BDD3 > I BDD2 , the output power P BDD3 of the bidirectional DC-DC converter 30 increases from the output power P BDD2 in FIG.
  • the output power P BDD3 of the bidirectional DC-DC converter 30 can be adjusted by adjusting the offset ⁇ V of the gain characteristic of the bidirectional DC-DC converter 30. As a result, the output power P INV of the inverter 40 is reduced. It can approach the target value P INV *.
  • the power P PVC output from power generator 20 which performs MPPT control is constant. Therefore, in FIG. 4, as the output voltage V PVC of the PV converter 22 (voltage V BUS of the HVDC bus 10) increases from V2 to V1, the gain characteristic of the PV converter 22 is indicated by a solid line from the waveform indicated by the broken line. It changes to a waveform, and the output current I PVC of the PV converter 22 decreases.
  • FIG. 5 is a diagram illustrating a control block of the control unit 50.
  • the controller 51 provided in the control unit 50 compares the detected output power P INV of the inverter 40 with the target value P INV * and outputs an offset ⁇ V to the bidirectional DC-DC converter 30.
  • FIG. 6 is a diagram showing a control block of the PV converter 22.
  • the PV converter 22 includes an MPPT control unit 221, a current control unit 222, and a converter unit 223.
  • the MPPT control unit 221 is fed back with the values of the voltage V PVC and the current I PVC output from the converter unit 223.
  • the MPPT control unit 221 performs maximum power point tracking control that maximizes the output power based on the voltage V PVC and the current I PVC .
  • MPPT control unit 221, while varying the output current I PVC detects the output current I PVC and the output voltage V PVC, by comparing the power before and after variation of the output current I PVC, the maximum power point current Iref1 Explore.
  • the current control unit 222 performs PWM control on the converter unit 223 based on the result of comparing the current Iref1 set (searched) by the MPPT control unit 221 with the output current IPVC of the converter unit 223, and The output current I PVC is matched with the current Iref1.
  • FIG. 7 is a diagram showing a control block of the bidirectional DC-DC converter 30.
  • the bidirectional DC-DC converter 30 includes a voltage control unit 301, a current control unit 302, and a converter unit 303.
  • the voltage control unit 301 compares the calculated voltage Vref2 with the output voltage V BDD of the converter unit 303 and adjusts the current Iref2 so that the error becomes zero.
  • the current control unit 302 performs PWM control on the converter unit 303 based on the result of comparing the current Iref2 calculated by the voltage control unit 301 with the output current I BDD of the converter unit 303, and outputs the output current I of the converter unit 303.
  • BDD is made to coincide with the current Iref2.
  • FIG. 8 is a diagram showing a control block of the inverter 40.
  • the inverter 40 includes a voltage control unit 401, a current control unit 402, and an inverter unit 403.
  • Voltage control unit 401 includes a voltage Vref3 calculated, based on the output voltage V INV of the inverter unit 403, calculates the current Iref3 for outputting a voltage Vref3 to the inverter unit 403.
  • the current control unit 402 includes a current Iref3 calculated by the voltage control unit 401, based on a result obtained by comparing the output current I INV of the inverter 403, the inverter unit 403 and PWM control, the output current I of the inverter section 403 INV is matched with the current Iref3.
  • the inverter unit 403 converts a DC voltage into an AC voltage.
  • the output power of the inverter 40 is made equal to the target value by adjusting the offset ⁇ V of the gain characteristic of the bidirectional DC-DC converter 30.
  • the offset ⁇ V may be calculated in the bidirectional DC-DC converter 30.
  • the output of the inverter 40 is detected and the gain characteristic of the bidirectional DC-DC converter 30 is adjusted.
  • the output of the inverter 40 is detected and the gain characteristic of the inverter 40 is adjusted. May be.
  • the gain characteristic of the bidirectional DC-DC converter 30 is fixed, and the calculated offset ⁇ V is an offset of the gain characteristic of the inverter 40 with respect to the gain characteristic of the bidirectional DC-DC converter 30.
  • processing such as output detection and offset ⁇ V calculation can be completed in the inverter 40, communication between the bidirectional DC-DC converter 30 and the inverter 40 is not necessary.
  • the offset ⁇ V is calculated from the output power P INV of the inverter 40 and the target value P INV *.
  • the output power P BDD of the bidirectional DC-DC converter 30 and the target value P BDD * and offset ⁇ V may be calculated.
  • the output power P INV from the inverter 40 is set to the target value by converging the output power P BDD of the bidirectional DC-DC converter 30 to the target value.
  • FIG. 9 is a diagram illustrating another example of the energy management system 2.
  • a bidirectional DC-DC converter 31 is further connected to the HVDC bus 10.
  • a storage battery B ⁇ b> 2 is connected to the bidirectional DC-DC converter 31.
  • the slope Rd of the gain characteristics of the bidirectional DC-DC converters 30 and 31 is equal to that of the inverter 40. Then, the HVDC bus 10 can be brought into a balanced state by adjusting the offset ⁇ V1 of the gain characteristic of the bidirectional DC-DC converter 30 and the offset ⁇ V2 of the gain characteristic of the bidirectional DC-DC converter 31. In this case, the power of each of the bidirectional DC-DC converters 30 and 31 can be individually adjusted according to the charge amounts of the storage batteries B1 and B2 connected to the bidirectional DC-DC converters 30 and 31. Further, even when the bidirectional DC-DC converter 31 is added after the energy management system is installed, the control for bringing the HVDC bus 10 into an equilibrium state can be easily performed.

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Abstract

　エネルギーマネジメントシステム（１）は、ＨＶＤＣバス（１０）に接続された発電装置（２０）、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ（３０）およびインバータ（４０）を備える。双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ（３０）とインバータ（４０）と、それぞれの電流変化に対する電圧変化のゲインを等しくしてある。エネルギーマネジメントシステム（１）は、発電装置（２０）の出力電流の変動に伴って、インバータ（４０）または双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ（３０）の出力電力が変動した場合、インバータ（４０）のゲイン特性に対する双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ（３０）のゲイン特性のオフセットΔＶを調整し、インバータ（４０）の出力電力を目標値に収束させる。これにより、簡易な制御でインバータの出力電力を安定化できるエネルギーマネジメントシステムを提供する。

Description

エネルギーマネジメントシステム
　本発明は、家庭環境または工場等において発電された電力を使用するエネルギーマネジメントシステムに関する。
　発電機、例えばソーラパネルで発電された電力を家庭環境等で使用する太陽光発電システムは、発電機で発電された電力または蓄電池に蓄電された電力を電力系統へ送電する直流電圧バス（以下、ＨＤＶＣバスと言う）を備えている。このＨＤＶＣバスには、ＰＶコンバータ、インバータおよび双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ等が接続される。ＰＶコンバータは、太陽光発電装置で生成された電力を所定の電圧で出力する。双方向ＤＣ－ＤＣコンバータには蓄電池が接続され、蓄電池とＨＤＶＣバスとの間で授受される直流電圧を所定の定電圧に変換する。このような太陽光発電システムにおいては、太陽光発電装置の発電量が増減することにより、ＨＤＶＣバス電圧が変動すると、インバータから一定の電力を安定して出力できない場合がある。
　特許文献１には、直流バス（ＨＶＤＣバス）に、太陽光発電ユニット等、複数の電源ユニットが接続された電源システムが開示されている。この電源ユニットは、直流バス電圧に基づいて、直流バスとの間で授受する電力の授受量を自律的に決定する。特許文献１に記載の電源システムでは、各電源ユニットの電圧電流特性の傾きを変えることで、電源ユニットの出力電力量を調整し、直流バス電圧の変動を抑えている。
特開２００５－２２４００９号公報
　しかしながら、特許文献１に記載のように、電圧電流特性の傾きを変えて直流バス電圧の変動を抑える方法では、制御が複雑であり、制御が安定せず、インバータから一定の電力を安定して出力できないおそれがある。
　そこで、本発明の目的は、簡易な制御でインバータの出力電力を安定化できるエネルギーマネジメントシステムを提供することにある。
　本発明に係るエネルギーマネジメントシステムは、直流電圧バスと、前記直流電圧バスに接続され、発電電力を前記直流電圧バスへ出力する発電装置と、前記直流電圧バスに接続され、前記直流電圧バスから直流電圧を入力し、または、前記直流電圧バスへ直流電圧を出力する双方向ＤＣ－ＤＣコンバータと、前記直流電圧バスに接続され、前記直流電圧バスから入力される直流電圧を交流電圧へ変換するインバータと、を備え、前記インバータと、前記双方向ＤＣ－ＤＣコンバータとは、それぞれの電流変化に対する電圧変化のゲインを等しくしてあり、前記発電装置の出力電流の変動に伴って、前記インバータまたは前記双方向ＤＣ-ＤＣコンバータの出力電力が変動した場合、前記インバータのゲイン特性に対する前記双方向ＤＣ－ＤＣコンバータのゲイン特性のオフセット、または、前記双方向ＤＣ-ＤＣコンバータのゲイン特性に対する前記インバータのゲイン特性のオフセットを調整し、前記インバータの出力電力を目標値に近づける制御部をさらに備えることを特徴とする。
　この構成では、インバータと双方向ＤＣ-ＤＣコンバータとのゲインを同じにし、それぞれのゲイン特性のオフセットを調整することで、インバータの出力電力を目標値に近づけている。この場合、発電装置による発電量が低下（または増大）した場合であっても、インバータの出力電力を安定させることができる。そして、インバータの出力電力の安定制御は、ゲインの傾きを変えて制御する場合と比べて、簡易に行える。
　本発明に係るエネルギーマネジメントシステムは、前記双方向ＤＣ－ＤＣコンバータを複数備え、前記制御部は、複数の前記双方向ＤＣ－ＤＣコンバータそれぞれに対し、ゲイン特性のオフセットを調整するように構成してもよい。
　この構成では、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータが複数設けられていても、簡易な制御でインバータの出力電力を安定させることができる。
　本発明に係るエネルギーマネジメントシステムでは、前記発電装置は、太陽光発電装置であり、出力電力を最大化する電流および電圧の値を探索し、追従することが好ましい。
　この構成では、環境（設置場所または天候等）によって発電量が変動する。発電装置から、環境に応じた最大電力を出力できる。
　本発明によれば、インバータの出力電力を簡易な制御で安定化できる。
実施形態に係るエネルギーマネジメントシステムを示す図 発電装置、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータおよびインバータのゲイン特性を示す一例の図 発電装置、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータおよびインバータのゲイン特性を示す一例の図 発電装置、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータおよびインバータのゲイン特性を示す一例の図 制御部の制御ブロックを示す図 ＰＶコンバータの制御ブロックを示す図 双方向ＤＣ-ＤＣコンバータの制御ブロックを示す図 インバータの制御ブロックを示す図 別の例のエネルギーマネジメントシステムを示す図
　図１は、本実施形態に係るエネルギーマネジメントシステム１を示す図である。
　エネルギーマネジメントシステム１は、発電装置２０、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ３０、インバータ４０および制御部５０を備えている。発電装置２０、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ３０およびインバータ４０は、ＨＶＤＣバス１０に接続されている。
　発電装置２０は、光発電パネル２１とＰＶコンバータ２２とを備えている。ＰＶコンバータ２２は、光発電パネル２１で発生した電力をＨＶＤＣバス１０へ出力する。なお、発電装置２０は、風力発電装置またはガス発電装置等であってもよい。
　発電装置２０は、出力電圧および出力電流を検出し、出力電圧および出力電流に基づき、出力電力を最大にする最大電力点追従（MPPT：Maximum Power Point Tracking）制御を行う。発電装置２０は、環境（設置場所または天候等）によって発電量が変動する。発電装置２０は、出力する電流を変動させつつ、出力電圧および出力電流を検出し、出力電流の変動前後での電力（出力電流×出力電圧）を比較して、最大電力点を探索し、追従する。これにより、発電装置２０は、その時の環境に応じた最大電力を出力できる。
　双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０には、蓄電池Ｂ１が接続されている。双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０は、ＰＶコンバータ２２からＨＶＤＣバス１０へ出力される直流電圧を変圧（昇圧又は降圧）し、蓄電池Ｂ１に充電する。また、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ３０は、蓄電池Ｂ１に充電された直流電圧を変圧し、ＨＶＤＣバス１０へ出力する。なお、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０と蓄電池Ｂ１との間にスイッチを設け、例えば、蓄電池Ｂ１が満充電になった場合に、スイッチをオフするようにしてもよい。
　インバータ４０は、開閉器Ｓ１，Ｓ２を介して、電力系統１０１と、分電盤１０２とに接続されている。分電盤１０２には、不図示のＡＣ出力端子（ＡＣコンセント等）が接続されている。そのＡＣ出力端子には、電子レンジ、洗濯機、エアコン等の負荷が接続される。開閉器Ｓ１，Ｓ２は、電力系統１０１に異常がない平時ではオンされる。また、電力系統１０１が異常（例えば、停電等）の場合には、開閉器Ｓ１，Ｓ２はオフされる。
　インバータ４０は、ＨＶＤＣバス１０から入力された直流電圧を交流電圧に変換して電力系統１０１または分電盤１０２へ出力する。または、電力系統１０１から入力される交流電圧を直流電圧に変換する。なお、インバータ４０から電力系統１０１へ電力が供給される場合は、発電装置２０で発電した電力を電力会社に売電する場合である。
　制御部５０は、電力系統１０１の異常の有無に応じて、開閉器Ｓ１，Ｓ２のオンオフ制御を行う。また、制御部５０は、ＨＶＤＣバス１０の電圧ＶＢＵＳを一定にする制御（以下、バス電圧調整制御と言う）を行う。発電装置２０は、環境によって発電量が変動する。このため、発電装置２０による発電量が小さい場合、発電装置２０からの出力電力が低く、ＨＶＤＣバス１０の電圧ＶＢＵＳは低下する。この場合、インバータ４０から電力系統１０１（または分電盤１０２）側へ出力される出力電力ＰＩＮＶも低下する。しかしながら、インバータ４０には電力系統１０１および分電盤１０２が接続されているため、インバータ４０からの出力電力ＰＩＮＶは一定であることが望まれる。そこで、制御部５０は、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶが変動した場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の電流電圧特性（ゲイン特性）を調整することで、出力電力ＰＩＮＶを目標値ＰＩＮＶ*に近づける。
　なお、電圧ＶＢＵＳが一定である場合、発電装置２０（ＰＶコンバータ２２）の出力電力をＰＰＶＣ、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力をＰＢＤＤで表すと、ＰＩＮＶ＋ＰＰＶＣ＋ＰＢＤＤ＝０が成り立つ。この式において、ＰＩＮＶ，ＰＰＶＣ，ＰＢＤＤそれぞれは、各回路からＨＶＤＣバス１０側への方向を正としている。以下では、この状態を、ＨＶＤＣバス１０の平衡状態と言う。
　以下では、図１に示すように、ＰＶコンバータ２２から出力される電流をＩＰＶＣ、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０から出力される電流をＩＢＤＤ、インバータ４０から出力される電流をＩＩＮＶで表す。また、電流ＩＰＶＣ，ＩＢＤＤ，ＩＩＮＶは、各回路からＨＶＤＣバス１０側への方向を正とする。
　図２、図３および図４は、発電装置２０、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０およびインバータ４０のゲイン特性を示す一例の図である。図２は、発電量が多い時での動作点を示す。図３は、発電量の少ない時での動作点を示す。図４は、制御部５０がバス電圧調整制御を行ったときの動作点を示す。
　図２～図４に示す横軸は、ＨＶＤＣバス１０の電流ＩＢＵＳ、縦軸は、ＨＶＤＣバス１０の電圧ＶＢＵＳである。また、図２～図４に示す電圧ＶＣＴＲは、インバータ４０の入出力電流が０のときのＨＶＤＣバス１０の電圧設定値（例えば、３８０Ｖ）である。
　本実施形態では、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲインと、インバータ４０のゲインとが等しくなるよう設定されている。ゲインとは、電流変化に対する電圧変化比である。すなわち、図２～図４に示す双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０およびインバータ４０のゲイン特性の傾き（Ｒｄ）は等しい。インバータ４０のゲイン特性は、ＶＢＵＳ＝ＶＣＴＲ－Ｒｄ*ＩＢＵＳ（ＩＩＮＶ）で表せる。双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性は、ＶＢＵＳ＝ＶＣＴＲ＋ΔＶ－Ｒｄ*ＩＢＵＳ（ＩＢＤＤ）で表せる。ΔＶは、インバータ４０のゲイン特性に対する双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ３０のゲイン特性のオフセットである。
　また、発電装置２０（具体的には、ＰＶコンバータ２２）からは、常に一定の電力が出力される。環境によって発電装置２０の発電量が変動する場合、発電装置２０から出力される電力は変動する。例えば、晴天時に発電量が増大する場合には、電力も増大する。雨天時に発電量が減少する場合には、電力も減少する。
　なお、図２～図４に示す電圧Ｖ０は、発電装置２０による保護動作開始電圧である。図示しないが、ＨＶＤＣバス１０にはコンデンサが接続されている。発電装置２０からの出力電圧が異常に高い場合、このコンデンサが破壊される場合がある。このため、電圧ＩＢＵＳが電圧Ｖ０を超える場合には、発電装置２０は、出力する電流を下げる制御を行い、コンデンサを保護する。
　図２に示す発電量が多い時では、電圧Ｖ１、電流ＩＰＶＣ１を出力するこのときのＰＶコンバータ２２の出力電力ＰＰＶＣ1は、ＰＰＶＣ1＝Ｖ１×ＩＰＶＣ１である。ＶＢＵＳ＝Ｖ１のとき、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０は電流ＩＢＤＤ１を出力し、インバータ４０は電流ＩＩＮＶ１を出力する。このときの双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ３０の出力電力ＰＢＤＤ1は、ＰＢＤＤ1＝Ｖ１×ＩＢＤＤ１である。また、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶ1は、ＰＩＮＶ1＝Ｖ１×ＩＩＮＶ１である。ＩＢＤＤ１とＩＩＮＶ１とは共に負の値であるため、ＶＢＵＳ＝Ｖ１の場合、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ３０は蓄電池Ｂ１へ電力を出力し、インバータ４０は電力系統１０１（または分電盤１０２）側へ電力を出力する。
　この図２において黒丸で示す状態は、所定電力を電力系統１０１または分電盤１０２へ供給している状態でのＨＶＤＣバス１０の平衡状態である。すなわち、ＰＩＮＶ１＋ＰＰＶＣ１＋ＰＢＤＤ１＝０である。本実施形態では、制御部５０は、目標値ＰＩＮＶ*＝ＰＩＮＶ１とし、インバータ４０から電力ＰＩＮＶ1が常時出力されるよう、バス電圧調整制御を行う。
　図３に示す発電量の少ない時では、発電装置２０による発電量は低下するため、ＰＶコンバータ２２のゲイン特性は、破線で示す波形から実線で示す波形へと変化する。このときのＰＶコンバータ２２の出力電力をＰＰＶＣ２で表す。インバータ４０から目標値である電力ＰＩＮＶ１を出力させる場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力をＰＢＤＤ１で表すと、ＰＩＮＶ１＋ＰＰＶＣ１＋ＰＢＤＤ１＝０と、ＰＰＶＣ２＜ＰＰＶＣ１との関係から、ＰＩＮＶ１＋ＰＰＶＣ２＋ＰＢＤＤ１≠０であり、ＨＶＤＣバス１０が平衡状態とならない。
　したがって、発電装置２０による発電量が低下した場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０およびインバータ４０の出力電力は絞られる。このときの双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力をＰＢＤＤ２（＝Ｖ２×ＩＢＤＤ２）、インバータ４０の出力電力をＰＩＮＶ２（＝Ｖ２×ＩＩＮＶ２）で表すと、｜ＰＢＤＤ２｜＜｜ＰＢＤＤ１｜、｜ＰＩＮＶ２｜＜｜ＰＩＮＶ１｜である。
　そこで、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶが目標値ＰＩＮＶ*（＝ＰＩＮＶ1）から減少した場合、制御部５０は、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力ＰＢＤＤを増加させることで、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶを増加させる。制御部５０は、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力ＰＢＤＤを調整するために、オフセットΔＶを調整する。なお、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶが目標値ＰＩＮＶ*（＝ＰＩＮＶ1）から増加した場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力ＰＢＤＤを減少させることで、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶを減少させる。
　図４では、オフセットΔＶを調整した双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性を示している。出力電力ＰＩＮＶが減少したインバータ４０の出力電力ＰＩＮＶを目標値ＰＩＮＶ*（＝ＰＩＮＶ）にする。この場合、インバータ４０の出力電圧ＶＩＮＶは、ＶＩＮＶ＝Ｖ１である。ＶＢＤＤ＝Ｖ１のとき、オフセットΔＶが調整された双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０からは電流ＩＢＤＤ３が出力される。ＩＢＤＤ３＞ＩＢＤＤ２であるため、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力ＰＢＤＤ３は、図３での出力電力ＰＢＤＤ２から増加する。このように、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性のオフセットΔＶを調整することで、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力ＰＢＤＤ３を調整でき、その結果、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶを目標値ＰＩＮＶ*に近づけることができる。
　なお、ＭＰＰＴ制御を行う発電装置２０から出力される電力ＰＰＶＣは一定である。したがって、図４において、ＰＶコンバータ２２の出力電圧ＶＰＶＣ（ＨＶＤＣバス１０の電圧ＶＢＵＳ）がＶ２からＶ１に増加することに伴い、ＰＶコンバータ２２のゲイン特性は、破線で示す波形から実線で示す波形へと変化し、ＰＶコンバータ２２の出力電流ＩＰＶＣは減少する。
　図５は、制御部５０の制御ブロックを示す図である。制御部５０が備えるコントローラ５１は、検出したインバータ４０の出力電力ＰＩＮＶと、目標値ＰＩＮＶ*とを比較し、オフセットΔＶを双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ３０へ出力する。
　ＨＶＤＣバス１０が平衡状態では、ＰＩＮＶ＋ＰＰＶＣ＋ＰＢＤＤ＝０が成り立つ。また、ＭＰＰＴ制御を行う発電装置２０から出力される電力ＰＰＶＣは一定である。したがって、図３に示すように、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶが目標値ＰＩＮＶ*（＝ＰＩＮＶ1）から減少した場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力ＰＢＤＤを増加させて、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶを増加させる。図３の場合、インバータ４０の出力電力は、ΔＰＩＮＶ＝ＰＩＮＶ*－ＰＩＮＶ２だけ増加させる必要がある。コントローラ５１は、出力電力ＰＩＮＶと、目標値ＰＩＮＶ*との誤差がゼロとなるまで出力電力ＰＩＮＶを増加させることで、オフセットΔＶを調整する。
　図６は、ＰＶコンバータ２２の制御ブロックを示す図である。ＰＶコンバータ２２は、ＭＰＰＴ制御部２２１、電流制御部２２２およびコンバータ部２２３を有している。
　ＭＰＰＴ制御部２２１には、コンバータ部２２３から出力される電圧ＶＰＶＣおよび電流ＩＰＶＣの値がフィードバックされる。ＭＰＰＴ制御部２２１は、電圧ＶＰＶＣおよび電流ＩＰＶＣに基づき、出力電力を最大にする最大電力点追従制御を行う。ＭＰＰＴ制御部２２１は、出力電流ＩＰＶＣを変動させつつ、出力電流ＩＰＶＣおよび出力電圧ＶＰＶＣを検出し、出力電流ＩＰＶＣの変動前後での電力を比較して、最大電力点となる電流Ｉref1を探索する。
　電流制御部２２２は、ＭＰＰＴ制御部２２１により設定（探索）された電流Ｉref1と、コンバータ部２２３の出力電流ＩＰＶＣとを比較した結果に基づいて、コンバータ部２２３をＰＷＭ制御し、コンバータ部２２３の出力電流ＩＰＶＣを電流Ｉref1に一致させる。
　図７は、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の制御ブロックを示す図である。双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０は、電圧制御部３０１、電流制御部３０２およびコンバータ部３０３を有している。
　電圧制御部３０１は、算出される電圧Ｖref2と、コンバータ部３０３の出力電圧ＶＢＤＤとを比較して、誤差がゼロとなるよう電流Ｉref2を調整する。なお、電圧Ｖref2は、Ｖref2＝ＶＣＴＲ＋ΔＶ－Ｒd*ＩＢＤＤにより算出される。ΔＶは、制御部５０から入力される。
　電流制御部３０２は、電圧制御部３０１により算出された電流Ｉref2と、コンバータ部３０３の出力電流ＩＢＤＤとを比較した結果に基づいて、コンバータ部３０３をＰＷＭ制御し、コンバータ部３０３の出力電流ＩＢＤＤを電流Ｉref2に一致させる。
　図８は、インバータ４０の制御ブロックを示す図である。インバータ４０は、電圧制御部４０１、電流制御部４０２およびインバータ部４０３を有している。
　電圧制御部４０１は、算出される電圧Ｖref3と、インバータ部４０３の出力電圧ＶＩＮＶとに基づき、インバータ部４０３に電圧Ｖref3を出力させるための電流Ｉref3を算出する。電圧Ｖref3は、Ｖref3＝ＶＣＴＲ－Ｒd*ＩＢＤＤにより算出される。
　電流制御部４０２は、電圧制御部４０１により算出された電流Ｉref3と、インバータ部４０３の出力電流ＩＩＮＶとを比較した結果に基づいて、インバータ部４０３をＰＷＭ制御し、インバータ部４０３の出力電流ＩＩＮＶを電流Ｉref3に一致させる。インバータ部４０３は、直流電圧を交流電圧に変換する。
　以上説明したように、本実施形態では、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性のオフセットΔＶを調整することで、インバータ４０の出力電力を目標値と同じにする。なお、オフセットΔＶの算出は、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０内で行うようにしてもよい。
　また、本実施形態では、インバータ４０の出力を検出し、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性を調整しているが、インバータ４０の出力を検出し、インバータ４０のゲイン特性を調整するようにしてもよい。この場合に、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ３０のゲイン特性は固定であり、算出するオフセットΔＶは、双方向ＤＣ－ＤＣコンバータ３０のゲイン特性に対するインバータ４０のゲイン特性のオフセットである。この構成では、出力の検出およびオフセットΔＶの算出等の処理をインバータ４０内で完結できるため、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０とインバータ４０とで通信する必要がない。
　また、本実施形態では、インバータ４０の出力電力ＰＩＮＶと、目標値ＰＩＮＶ*とから、オフセットΔＶを算出しているが、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力ＰＢＤＤと、目標値ＰＢＤＤ*とオフセットΔＶを算出してもよい。この場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０の出力電力ＰＢＤＤを目標値に収束させることで、インバータ４０からの出力電力ＰＩＮＶを目標値とする。
　また、ＨＶＤＣバス１０には、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータが複数接続されていてもよい。図９は、別の例のエネルギーマネジメントシステム２を示す図である。エネルギーマネジメントシステム２では、ＨＶＤＣバス１０に双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３１がさらに接続されている。双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３１には蓄電池Ｂ２が接続されている。
　この場合であっても、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０，３１のゲイン特性の傾きＲｄは、インバータ４０と等しい。そして、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０のゲイン特性のオフセットΔＶ１、および、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３１のゲイン特性のオフセットΔＶ２それぞれを調整して、ＨＶＤＣバス１０を平衡状態にすることができる。この場合、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０，３１に接続される蓄電池Ｂ１，Ｂ２の充電量に応じて、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３０，３１それぞれの電力を個別に調整できる。また、エネルギーマネジメントシステムを施工した後に、双方向ＤＣ-ＤＣコンバータ３１を増設した場合であっても、ＨＶＤＣバス１０を平衡状態にする制御を容易に行える。
Ｂ１，Ｂ２…蓄電池
Ｓ１，Ｓ２…開閉器
１０…ＨＶＤＣバス（直流電圧バス）
２０…発電装置
２１…光発電パネル
２２…ＰＶコンバータ
３０，３１…ＤＣ－ＤＣコンバータ
４０…インバータ
５０…制御部
５１…コントローラ
１０１…電力系統
１０２…分電盤
２２１…ＭＰＰＴ制御部
２２２…電流制御部
２２３…コンバータ部
３０１…電圧制御部
３０２…電流制御部
３０３…コンバータ部
４０１…電圧制御部
４０２…電流制御部
４０３…インバータ部

Claims (3)

  1. 　直流電圧バスと、
    　前記直流電圧バスに接続され、発電電力を前記直流電圧バスへ出力する発電装置と、
    　前記直流電圧バスに接続され、前記直流電圧バスから直流電圧を入力し、または、前記直流電圧バスへ直流電圧を出力する双方向ＤＣ－ＤＣコンバータと、
    　前記直流電圧バスに接続され、前記直流電圧バスから入力される直流電圧を交流電圧へ変換するインバータと、
    　を備え、
    　前記インバータと、前記双方向ＤＣ－ＤＣコンバータとは、それぞれの電流変化に対する電圧変化のゲインを等しくしてあり、
    　前記発電装置の出力電流の変動に伴って、前記インバータまたは前記双方向ＤＣ-ＤＣコンバータの出力電力が変動した場合、前記インバータのゲイン特性に対する前記双方向ＤＣ－ＤＣコンバータのゲイン特性のオフセット、または、前記双方向ＤＣ-ＤＣコンバータのゲイン特性に対する前記インバータのゲイン特性のオフセットを調整し、前記インバータの出力電力を目標値に近づける制御部、
    　をさらに備えるエネルギーマネジメントシステム。
  2. 　前記双方向ＤＣ－ＤＣコンバータを複数備え、
    　前記制御部は、
    　複数の前記双方向ＤＣ－ＤＣコンバータそれぞれに対し、ゲイン特性のオフセットを調整する、
    　請求項１に記載のエネルギーマネジメントシステム。
  3. 　前記発電装置は、
    　太陽光発電装置であり、出力電力を最大化する電流および電圧の値を探索し、追従する、
    　請求項１または２に記載のエネルギーマネジメントシステム。
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