WO2020054179A1 - 電力変換システム、及び切替ユニット - Google Patents

Abstract

電力変換システム（３）は、切替ユニット（１０）と、第２の電力変換装置（３０）を備える。切替ユニット（１０）は、直流電源（１）の接続先を、第１の電力変換装置（２０）と第２の電力変換装置（３０）との間で切り替える。切替ユニット（１０）は、電力系統（５）が停電していないとき直流電源（１）と第１の電力変換装置（２０）を接続させ、電力系統（５）が停電しているとき直流電源（１）と第２の電力変換装置（３０）を接続させる。

Description

電力変換システム、及び切替ユニット

　本開示は、複数の直流電源と接続された電力変換システム、及び切替ユニットに関する。

　近年、太陽光発電モジュールと太陽光パワーコンディショナを備える太陽光発電システムが普及してきている。また、蓄電池ユニットと蓄電池パワーコンディショナを備える蓄電システムも普及してきている。蓄電システムの導入目的のひとつに、停電時の負荷へのバックアップ電源の供給がある。バックアップ時間を長く確保するためには、太陽光発電モジュールで発電した電力を蓄電池ユニットに充電することが考えられる。そこで、太陽光発電モジュールを、太陽光パワーコンディショナと蓄電池パワーコンディショナの両方に接続する構成が考えられる（例えば、特許文献１参照）。

特開２０１６－１９４１４号公報

　太陽光発電モジュールの出力が、太陽光パワーコンディショナと蓄電池パワーコンディショナの両方に接続されているときに、太陽光パワーコンディショナと蓄電池パワーコンディショナの両方が同時に動作した場合、それぞれのパワーコンディショナが太陽光発電モジュールの出力電圧を制御するため、悪影響を及ぼしあい、所望の動作をしない場合が発生し得る。

　本開示はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、同じ直流電源の出力が複数の電力変換装置に接続される構成においても、当該直流電源に所望の動作をさせることができる電力変換システム、及び切替ユニットを提供することにある。

　上記課題を解決するために、本開示のある態様の電力変換システムは、直流電源の接続先を、第１の電力変換装置と第２の電力変換装置との間で切り替える切替ユニットと、前記第２の電力変換装置と、を備える。前記第１の電力変換装置は、前記直流電源と接続可能な第１のＤＣ／ＤＣコンバータと、前記第１のＤＣ／ＤＣコンバータが接続された直流バスと、分電盤との間に接続された第１のインバータと、を有する。前記第２の電力変換装置は、前記直流電源と接続可能な第２のＤＣ／ＤＣコンバータと、蓄電部と接続された第３のＤＣ／ＤＣコンバータと、前記第２のＤＣ／ＤＣコンバータ及び前記第３のＤＣ／ＤＣコンバータが接続された直流バスと、分電盤との間に接続された第２のインバータと、を有する。前記切替ユニットは、電力系統が停電していないとき前記直流電源と前記第１の電力変換装置を接続させ、前記電力系統が停電しているとき前記直流電源と前記第２の電力変換装置を接続させる。

　本開示によれば、同じ直流電源の出力が複数の電力変換装置に接続される構成においても、当該直流電源に所望の動作をさせることができる。

本開示の実施の形態に係る電力変換システムを説明するための図である。 図２（ａ）－（ｂ）は、太陽電池と燃料電池の出力特性の一例を示す図である。 図３（ａ）－（ｃ）は、直流切替ユニットの実施例１を説明するための図である。 直流切替ユニットの実施例２を説明するための図である。 発電装置用の電力変換装置の第１のＤＣ／ＤＣコンバータと第１のインバータの構成例を示す図である。 ハイブリッド型電力変換装置の第３のＤＣ／ＤＣコンバータの構成例を示す図である。 太陽電池と電力変換システムの接続例１を示す図である。 太陽電池と電力変換システムの接続例２を示す図である。 太陽電池と電力変換システムの接続例３を示す図である。 太陽電池と電力変換システムの接続例４を示す図である。 太陽電池と電力変換システムの接続例５を示す図である。

　図１は、本開示の実施の形態に係る電力変換システム３を説明するための図である。電力変換システム３は、直流切替ユニット１０、電力変換装置２０及びハイブリッド型電力変換装置３０を備える。電力変換装置２０は、発電装置１用のパワーコンディショナである。ハイブリッド型電力変換装置３０は、主に蓄電部２用のパワーコンディショナであり、蓄電部２以外の直流電源も接続可能なハイブリッド型のパワーコンディショナである。

　本実施の形態では、発電装置１として太陽電池を想定する。太陽電池は、光起電力効果を利用し、光エネルギーを直接電力に変換する発電装置である。太陽電池として、シリコン太陽電池、化合物半導体などを素材にした太陽電池、色素増感型（有機太陽電池）等が使用される。太陽電池と電力変換装置２０は、太陽光発電システムを構成する。

　蓄電部２は、電力を充放電可能であり、リチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池、鉛蓄電池、電気二重層キャパシタ、リチウムイオンキャパシタ等を含む。蓄電部２とハイブリッド型電力変換装置３０は、蓄電システムを構成する。

　本実施の形態は、既設の太陽光発電システムに、蓄電システムを後から併設させる場合を想定している。太陽光発電システムの製造メーカと、蓄電システムの製造メーカは同じであってもよいし、別々であってもよい。太陽光発電システムと蓄電システムを同時に導入する場合は、ハイブリッド型電力変換装置３０のみで足りるが、太陽光発電システムが既設の場合、太陽電池用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０が併存することになる。

　直流切替ユニット１０は、発電装置１の接続先を、発電装置用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替えるための切替ユニットである。直流切替ユニット１０はＣ接点リレーあるいはＣ接点スイッチを含む。

　発電装置用の電力変換装置２０は、第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１、第１のインバータ２２及び第１の制御部２３を有する。第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、直流切替ユニット１０を介して発電装置１と接続され、発電装置１から出力される直流電力を、所望の電圧値の直流電力に変換し、変換した直流電力を第１のインバータ２２に出力する。第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１は例えば、昇圧チョッパで構成することができる。第１のインバータ２２は、第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１から入力される直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を主分電盤４に出力する。

　第１の制御部２３は、第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１及び第１のインバータ２２を制御する。第１の制御部２３は、発電装置１としての太陽電池の出力電力が最大になるよう第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１をＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御する。具体的には第１の制御部２３は、太陽電池の出力電圧および出力電流である、第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１の入力電圧および入力電流を計測して太陽電池の発電電力を推定する。第１の制御部２３は、計測した太陽電池の出力電圧と推定した発電電力をもとに、太陽電池の発電電力を最大電力点（最適動作点）にするための指令値を生成する。例えば、山登り法に従い動作点電圧を所定のステップ幅で変化させて最大電力点を探索し、最大電力点を維持するように指令値を生成する。第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１は、生成された指令値に基づく駆動信号に応じてスイッチング動作する。

　第１の制御部２３は、第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１と第１のインバータ２２間の直流バスの電圧が設定電圧を維持するように第１のインバータ２２を制御する。具体的には第１の制御部２３は、当該直流バスの電圧を検出し、検出したバス電圧を設定電圧に一致させるための第１のインバータ２２の指令値を生成する。第１の制御部２３は、当該直流バスの電圧が設定電圧より高い場合は第１のインバータ２２のデューティ比を上げるための指令値を生成し、当該直流バスの電圧が設定電圧より低い場合は第１のインバータ２２のデューティ比を下げるための指令値を生成する。第１のインバータ２２は、生成された指令値に基づく駆動信号に応じてスイッチング動作する。

　図２（ａ）－（ｂ）は、太陽電池と燃料電池の出力特性の一例を示す図である。図２（ａ）は、太陽電池の電流－電圧特性（Ｉ－Ｖ曲線）と、電力－電圧特性（Ｐ－Ｖ曲線）を示す図である。太陽電池の出力電力は、最大電力点（最適動作点）に到達するまでは電圧が上がるほど上昇するが、最大電力点を超えると電圧が上げるほど低下する。従って最大電力点の左側では、現在の動作電圧を右側にシフトさせ、最大電力点の右側では動作電圧を左側にシフトさせる山登り法を用いたＭＰＰＴ制御が実行される。

　本実施の形態では、発電装置１として太陽電池を例に説明しているが、直流電力を出力する発電装置であれば、太陽電池以外の発電装置を使用してもよい。例えば、燃料電池を使用することもできる。燃料電池は、水の電気分解と逆の原理、即ち、水素と酸素を電気化学反応させて直流電力を発生させる発電装置である。なお水素の代わりに、アンモニアを燃料として使用してもよい。

　図２（ｂ）は、燃料電池の電圧－電流特性（Ｖ－Ｉ曲線）と、電力－電流特性（Ｐ－Ｉ曲線）を示す図である。燃料電池は動作範囲内において、電圧が下がるほど、出力電流と出力電力が増加する。太陽電池と燃料電池のいずれにおいても、所望の出力電力を取り出すために出力電圧の制御が必要になる。この出力電圧の制御は、電力変換装置２０の第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１により実行することができる。

　図１に戻る。主分電盤４には、商用電力系統（以下、電力系統５という）が接続される。また主分電盤４には一般負荷６が接続される。電力変換システム３が家庭用の場合、一般負荷６は家庭内の負荷の総称（特定負荷９を除く）である。電力変換システム３が業務用の場合、一般負荷６は業務用の負荷の総称（特定負荷９を除く）である。以下の説明では家庭用を想定する。

　電力変換装置２０は発電装置１の発電中、発電装置１の発電量が一般負荷６の電力消費量より大きい場合、電力会社との契約に従い、発電装置１により発電された電力を電力系統５に逆潮流させることができる。

　ハイブリッド型電力変換装置３０は、第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａ、第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂ、第２のインバータ３２、第２の制御部３３、系統連系リレーＲＹ１、自立リレーＲＹ２及びリモート端末装置３４を有する。

　第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａは、直流切替ユニット１０を介して発電装置１と接続され、発電装置１から出力される直流電力を、所望の電圧値の直流電力に変換し、変換した直流電力を直流バスＢ１に出力する。第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂは、蓄電部２と直流バスＢ１との間に接続され、蓄電部２を充放電する双方向コンバータである。

　第２のインバータ３２は双方向インバータであり、直流バスＢ１から入力される直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を系統連系リレーＲＹ１を介して主分電盤４に、又は自立リレーＲＹ２及び特定負荷用切替ユニット７を介して特定負荷用分電盤８に出力する。また第２のインバータ３２は、電力系統５から主分電盤４及び系統連系リレーＲＹ１を介して供給される交流電力を直流電力に変換し、変換した直流電力を直流バスＢ１に出力する。

　第２の制御部３３は、第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａ、第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂ及び第２のインバータ３２を制御する。第２の制御部３３は、発電装置１としての太陽電池の出力電力が最大になるよう第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａをＭＰＰＴ制御する。第２の制御部３３は、所定の指令値をもとに第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂを制御して、蓄電部２を定電流（ＣＣ）／定電圧（ＣＶ）で充電／放電する。

　第２の制御部３３は、直流バスＢ１の電圧が設定電圧を維持するように第２のインバータ３２を制御する。具体的には第２の制御部３３は、直流バスＢ１の電圧を検出し、検出したバス電圧を設定電圧に一致させるための指令値を生成し、第２のインバータ３２に設定する。

　第２の制御部３３は、通常時（電力系統５の非停電時）、ハイブリッド型電力変換装置３０を系統連系モードで運転し、電力系統５の停電時、ハイブリッド型電力変換装置３０を自立モードで運転する。第２の制御部３３は系統連系モードでは、系統連系リレーＲＹ１をクローズ状態（オン状態）及び自立リレーＲＹ２をオープン状態（オフ状態）に制御する。一方、第２の制御部３３は自立モードでは系統連系リレーＲＹ１をオープン状態（オフ状態）及び自立リレーＲＹ２をクローズ状態（オン状態）に制御する。第２の制御部３３は例えば、主分電盤４と接続されている経路の電圧を監視することにより、電力系統５の停電の有無を検知することができる。

　リモート端末装置３４は、ハイブリッド型電力変換装置３０を操作するための端末装置である。リモート端末装置３４とハイブリッド型電力変換装置３０の本体との間は有線で接続されてもよいし、無線で接続されてもよい。例えば、両者の間がＲＳ－４８５規格に準拠したケーブルで接続されてもよい。

　リモート端末装置３４は、表示部３４ａ及び操作部３４ｂを含む。表示部３４ａは、液晶ディスプレイや有機ＥＬディスプレイを備え、第２の制御部３３から受信した情報を当該ディスプレイに表示する。操作部３４ｂは、物理キー及び／又はタッチパネルを備え、エンドユーザの操作を受け付け、受け付けた操作に基づく指示信号を第２の制御部３３に送信する。操作部３４ｂのタッチパネルは、表示部３４ａのディスプレイと一体化されたものであってもよい。なお、リモート端末装置３４は必須ではなく省略可能である。その場合、表示部３４ａ及び操作部３４ｂはハイブリッド型電力変換装置３０の本体に設置される。またリモート端末装置３４に、専用の端末装置を使用するのではなく、エンドユーザが所持するスマートフォンを使用してもよい。

　特定負荷用切替ユニット７は、特定負荷用分電盤８の接続先を、主分電盤４とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替えるための切替ユニットである。特定負荷用切替ユニット７はＣ接点リレーあるいはＣ接点スイッチを含む。特定負荷用切替ユニット７は、通常時（電力系統５の非停電時）、特定負荷用分電盤８を主分電盤４に接続させ、電力系統５の停電時、特定負荷用分電盤８をハイブリッド型電力変換装置３０に接続させる。

　特定負荷用切替ユニット７は例えば、主分電盤４と接続されている経路の電圧を監視することにより、電力系統５の停電の有無を検知することができる。なお特定負荷用切替ユニット７は、ハイブリッド型電力変換装置３０の第２の制御部３３により切替制御されてもよいし、エンドユーザの手動操作により切替制御されてもよい。

　特定負荷用分電盤８には特定負荷９が接続される。特定負荷９は、電力系統５の停電時に優先的にハイブリッド型電力変換装置３０から電力供給を受けることができる負荷であり、一般負荷６と分けて特定負荷用分電盤８に接続される。例えば家庭用の場合、特定負荷９として、照明器具や冷蔵庫などが該当する。

　図３（ａ）－（ｃ）は、直流切替ユニット１０の実施例１を説明するための図である。実施例１は図３（ａ）に示すように、直流切替ユニット１０が切替開閉器１０ａで構成される例である。切替開閉器１０ａは、エンドユーザが手動で、発電装置１の接続先を、発電装置用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替えるための操作レバー１０ｂを有する。図３（ａ）に示す切替開閉器１０ａの例では、操作レバー１０ｂが上に倒れているとき発電装置１と発電装置用の電力変換装置２０が接続され、下に倒れているとき発電装置１とハイブリッド型電力変換装置３０が接続される。通常時は操作レバー１０ｂは上に倒れている。

　図３（ｂ）は、ハイブリッド型電力変換装置３０の第２の制御部３３により電力系統５の停電が検知されたときに、リモート端末装置３４の表示部３４ａに表示される画面３４ａａの一例を示す図である。図３（ｂ）に示すように停電が検知されると、発電装置１の接続先をハイブリッド型電力変換装置３０に切り替えるように（具体的には、操作レバー１０ｂを下に倒すように）エンドユーザに促すメッセージが表示される。なお、当該メッセージの表示とともに又は当該メッセージの表示に代えて、図示しないスピーカから当該メッセージを音声出力してもよい。即ち、何らかのガイダンスがエンドユーザに向けて報知されればよい。

　図３（ｃ）は、ハイブリッド型電力変換装置３０の第２の制御部３３により電力系統５の復電が検知されたときに、リモート端末装置３４の表示部３４ａに表示される画面３４ａｂの一例を示す図である。図３（ｃ）に示すように復電が検知されると、発電装置１の接続先をハイブリッド型電力変換装置３０から発電装置用の電力変換装置２０に切り替えるように（具体的には、操作レバー１０ｂを上に倒すように）エンドユーザに促すメッセージが表示される。なお、当該メッセージの表示とともに又は当該メッセージの表示に代えて、図示しないスピーカから当該メッセージを音声出力してもよい。

　図４は、直流切替ユニット１０の実施例２を説明するための図である。実施例２は図４に示すように、直流切替ユニット１０が電磁接触器で構成される例である。実施例２に係る電磁接触器は、Ｃ接点リレーと励磁コイルＬ１を含む。励磁コイルＬ１は、ハイブリッド型電力変換装置３０の第２の制御部３３により駆動される。例えば、第２の制御部３３と励磁コイルＬ１間は、２４Ｖの電流線で接続される。

　第２の制御部３３は、電力系統５の停電を検知すると、発電装置１の接続先をハイブリッド型電力変換装置３０に切り替えるように制御し、電力系統５の復電を検知すると、発電装置１の接続先を発電装置用の電力変換装置２０に切り替えるように制御する。例えば、励磁コイルＬ１が通電状態で発電装置用の電力変換装置２０に接続され、励磁コイルＬ１が非通電状態でハイブリッド型電力変換装置３０に接続されるＣ接点リレーが使用されている場合、第２の制御部３３は、通常時は励磁コイルＬ１へ電流を供給し、停電時は励磁コイルＬ１への電流供給を停止する。

　反対に、励磁コイルＬ１が通電状態でハイブリッド型電力変換装置３０に接続され、励磁コイルＬ１が非通電状態で発電装置用の電力変換装置２０に接続されるＣ接点リレーが使用されている場合、第２の制御部３３は、通常時は励磁コイルＬ１への電流供給を停止し、停電時は励磁コイルＬ１へ電流を供給する。

　なお第２の制御部３３は、直流切替ユニット１０を自動制御するのではなく、エンドユーザによる操作部３４ｂへの手動による操作をもとに、直流切替ユニット１０を切替制御してもよい。また直流切替ユニット１０にも制御部を設け、ハイブリッド型電力変換装置３０の第２の制御部３３から直流切替ユニット１０の制御部に指示信号を送信することにより、発電装置１を発電装置用の電力変換装置２０に接続するか、ハイブリッド型電力変換装置３０に接続するかを指示してもよい。

　図５は、発電装置用の電力変換装置２０の第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１と第１のインバータ２２の構成例を示す図である。図５には、第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１が昇圧チョッパで構成される例が示されている。昇圧チョッパは、コンデンサＣ１、インダクタＬ２、スイッチング素子Ｑ１、整流ダイオードＤ２及びコンデンサＣ２を含む。

　コンデンサＣ１は、発電装置１からの入力電圧を平滑化する。コンデンサＣ１には例えば、電解コンデンサが使用される。インダクタＬ２は、スイッチング素子Ｑ１のオン／オフに応じて、発電装置１からの出力電流に基づくエネルギーの蓄積および放出を行う。整流ダイオードＤ２は電流の逆流を阻止する。コンデンサＣ２は、昇圧チョッパの出力電圧を平滑化する。

　スイッチング素子Ｑ１は、インダクタＬ２と整流ダイオードＤ２間のノードと、ローサイド基準電位の間に接続される。スイッチング素子Ｑ１には例えば、ＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）を使用できる。還流ダイオードＤ１は、第１スイッチング素子Ｑ１に逆並列に接続される。なおスイッチング素子Ｑ１にＭＯＳＦＥＴ（Metal-Oxide-Semiconductor Field-Effect Transistor)を使用してもよい。この場合、還流ダイオードＤ１は、ソースからドレイン方向に形成される寄生ダイオードを利用できる。スイッチング素子Ｑ１は、第１の制御部２３により生成される駆動信号に応じてオン／オフ動作する。

　図５では第１のインバータ２２をフルブリッジ回路で構成する例を示している。フルブリッジ回路は、スイッチング素子Ｑ１１とスイッチング素子Ｑ１２が直列接続された第１アームと、スイッチング素子Ｑ１３とスイッチング素子Ｑ１４が直列接続された第２アームを含み、第１アームと第２アームが並列接続される。第１アームの中点と第２アームの中点から交流電力が出力される。

　スイッチング素子Ｑ１１～Ｑ１４にそれぞれ逆並列に、還流ダイオードＤ１１～Ｄ１４が接続または形成される。スイッチング素子Ｑ１１～Ｑ１４は、第１の制御部２３により生成される駆動信号に応じてオン／オフ動作する。

　なお第１のインバータ２２の後段には、第１のインバータ２２の出力電圧および出力電流を正弦波に近づけるためのフィルタ（不図示）が設置される。

　図６は、ハイブリッド型電力変換装置３０の第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂの構成例を示す図である。図６には、第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂがＤＡＢ（Dual Active Bridge）コンバータで構成される例が示されている。ＤＡＢコンバータは、コンデンサＣ３、第１ブリッジ回路、トランスＴ１、インダクタＬ３、第２ブリッジ回路、コンデンサＣ４を備える。

　蓄電部２と並列にコンデンサＣ３が接続される。第１ブリッジ回路は、スイッチング素子Ｑ２１とスイッチング素子Ｑ２２が直列接続された第３アームと、スイッチング素子Ｑ２３とスイッチング素子Ｑ２４が直列接続された第４アームが並列接続されて構成されるフルブリッジ回路である。第１ブリッジ回路は蓄電部２及びコンデンサＣ３と並列接続され、第３アームの中点と第４アームの中点が、トランスＴ１の一次巻線の両端にそれぞれ接続される。

　第２ブリッジ回路は、スイッチング素子Ｑ２５とスイッチング素子Ｑ２６が直列接続された第５アームと、スイッチング素子Ｑ２７とスイッチング素子Ｑ２８が直列接続された第６アームが並列接続されて構成されるフルブリッジ回路である。第５アームの中点と第６アームの中点が、トランスＴ１の二次巻線の両端にそれぞれ接続される。第２ブリッジ回路の両端は直流バスＢ１に接続される。第２ブリッジ回路の両端間にはコンデンサＣ４が接続される。

　スイッチング素子Ｑ２１～Ｑ２８にそれぞれ逆並列に、還流ダイオードＤ２１～Ｄ２８が接続または形成される。スイッチング素子Ｑ２１～Ｑ２８は、第２の制御部３３により生成される駆動信号に応じてオン／オフ動作する。

　トランスＴ１は、第１ブリッジ回路と第２ブリッジ回路を絶縁する絶縁トランスである。トランスＴ１は、一次巻線に接続される第１ブリッジ回路の出力電圧を、一次巻線と二次巻線の巻数比に応じて変換し、二次巻線に接続される第２ブリッジ回路に出力する。またトランスＴ１は、二次巻線に接続される第２ブリッジ回路の出力電圧を、一次巻線と二次巻線の巻数比に応じて変換し、一次巻線に接続される第１ブリッジ回路に出力する。蓄電部２の電圧が１００Ｖ付近、直流バスＢ１の電圧が３００Ｖ以上に設計されている場合、例えば、巻数比は１：３に設定される。

　二次巻線の一端と第５アームの中点との間にインダクタＬ３が接続される。なおインダクタＬ３に、二次巻線の漏れインダクタンスを使用してもよい。また、二次巻線の一端と第５アームの中点との間に、インダクタとコンデンサの直列回路で構成される共振回路が接続されてもよい。この場合、ＤＡＢコンバータではなく、ＬＬＣ共振コンバータとなる。

　第２の制御部３３は放電時、放電電流／放電電圧が目標値になるように、スイッチング素子Ｑ２１～Ｑ２８の駆動信号の周波数、デューティ比、位相差またはデッドタイムを変更する。また第２の制御部３３は充電時、充電電流／充電電圧が目標値になるように、スイッチング素子Ｑ２１～Ｑ２８の駆動信号の周波数、デューティ比、位相差またはデッドタイムを変更する。周波数、デューティ比、位相差、及びデッドタイムの内、変更対象以外のパラメータは固定値に設定する。

　ハイブリッド型電力変換装置３０の第２のインバータ３２は、図５に示した第１のインバータ２２と同様にフルブリッジ回路で構成することができる。ハイブリッド型電力変換装置３０の第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａは、図５に示した第１のＤＣ／ＤＣコンバータ２１と同様に昇圧チョッパで構成してもよいし、図６に示した第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂと同様に、トランスＴ１を用いた絶縁型のＤＣ／ＤＣコンバータで構成してもよい。

　非絶縁型の昇圧チョッパと絶縁型の双方向ＤＣ／ＤＣコンバータを比較すると、前者の方が素子数が少なくコストが低い。また前者の方が変換効率が高い。また発電装置１として太陽電池を使用する場合、第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａに双方向コンバータを使用する必要はない。そこで以下、第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａに昇圧チョッパを使用する例を考える。

　ハイブリッド型電力変換装置３０の第２の制御部３３は、電力系統５の停電中は、第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａを動作させるように制御し、電力系統５の復電を検知すると、第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａの動作を停止させる。

　太陽電池モジュールは、透光基板上に光電変換層が形成されて構成されるものが多いが、透光基板に安価なソーダ石灰ガラスが使用される場合がある。ガラスは絶縁性を有しているが、高温多湿の環境下では、著しく抵抗が下がる場合がある。その場合、基板からフレームにリーク電流が流れることがある。

　太陽電池とハイブリッド型電力変換装置３０の第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａが導通した状態でハイブリッド型電力変換装置３０が系統連系運転を行っている場合において、太陽電池に上記リーク電流が生じると、ハイブリッド型電力変換装置３０が直流地絡を検出して運転を停止させる可能性がある。上述したように直流切替ユニット１０に、手動切替の切替開閉器１０ａが使用されている場合、太陽電池と第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａが導通した状態で、ハイブリッド型電力変換装置３０が系統連系運転を行う事態も発生し得る。

　これに対して、第２の制御部３３が系統連系運転時に、第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａの動作を停止させることにより、直流地絡の検出による運転停止を防止することができる。なお第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａに図５に示した昇圧チョッパを用いても、昇圧チョッパの入力電圧より直流バスの電圧の方が高いため、昇圧チョッパの停止中に整流ダイオードＤ２を介して、第２のインバータ３２や第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂに電流が流れ込むことはない。

　図７は、太陽電池と電力変換システム３の接続例１を示す図である。接続例１は、太陽電池用の電力変換装置２０に集中型／単一型のパワーコンディショナが使用される場合の例である。接続例１では太陽電池は、複数の太陽電池ストリングを有する。各太陽電池ストリングは、直列接続された複数の太陽電池モジュールを有する。各太陽電池モジュールは、直並列接続された複数の太陽電池セルを含むパネルで構成される。

　図７では太陽電池は、３つの太陽電池ストリングで構成され、第１～第３の太陽電池ストリングは、直列接続された３つの太陽電池モジュール１ａ～１ｃ、１ｄ～１ｆ、１ｇ～１ｉでそれぞれ構成される。第１～第３の太陽電池ストリングの出力は接続箱４０で１つにまとめられる。接続箱４０は、第１～第３の太陽電池ストリングの出力電力を合成して出力する。接続例１では、接続箱４０の出力側に直流切替ユニット１０が接続される。即ち、既設の太陽光発電システムの接続箱４０と太陽電池用の電力変換装置２０との間に、直流切替ユニット１０が事後的に挿入される。

　図８は、太陽電池と電力変換システム３の接続例２を示す図である。接続例２も、太陽電池用の電力変換装置２０に集中型／単一型のパワーコンディショナが使用される場合の例である。複数の太陽電池ストリングの１つ（図８では第３の太陽電池ストリング）と、接続箱４０との間を接続する経路に、直流切替ユニット１０が挿入される。直流切替ユニット１０は、第３の太陽電池ストリングの接続先を、接続箱４０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替える。

　図９は、太陽電池と電力変換システム３の接続例３を示す図である。接続例３も、太陽電池用の電力変換装置２０に集中型／単一型のパワーコンディショナが使用される場合の例である。複数の太陽電池ストリング（図９では第２の太陽電池ストリング、第３の太陽電池ストリング）と、接続箱４０との間を接続する複数の経路に、直流切替ユニット１０ｃ、１０ｄがそれぞれ挿入される。第１の直流切替ユニット１０ｃは、第２の太陽電池ストリングの接続先を、接続箱４０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替える。第２の直流切替ユニット１０ｄは、第３の太陽電池ストリングの接続先を、接続箱４０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替える。接続例３では、ハイブリッド型電力変換装置３０の直流バスＢ１に、蓄電部２用の第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂ以外に、複数のＤＣ／ＤＣコンバータが接続されている必要がある。

　図１０は、太陽電池と電力変換システム３の接続例４を示す図である。接続例４は、太陽電池用の電力変換装置２０にマルチストリング型のパワーコンディショナが使用される場合の例である。太陽電池用の電力変換装置２０は、複数の太陽電池ストリングにそれぞれ接続される複数のＤＣ／ＤＣコンバータを有する。複数のＤＣ／ＤＣコンバータは、ハイブリッド型電力変換装置３０のように直流バスに対して並列に接続される。マルチストリング型では、接続箱４０が設けられず、各太陽電池ストリングの出力電力が電力変換装置２０に直接入力される。

　複数の太陽電池ストリングの１つ（図１０では第３の太陽電池ストリング）と、太陽電池用の電力変換装置２０との間を接続する経路に、直流切替ユニット１０が挿入される。直流切替ユニット１０は、第３の太陽電池ストリングの接続先を、太陽電池用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替える。

　図１１は、太陽電池と電力変換システム３の接続例５を示す図である。接続例５も、太陽電池用の電力変換装置２０にマルチストリング型のパワーコンディショナが使用される場合の例である。複数の太陽電池ストリング（図１１では第２の太陽電池ストリング、第３の太陽電池ストリング）と、太陽電池用の電力変換装置２０との間を接続する複数の経路に、直流切替ユニット１０ｃ、１０ｄがそれぞれ挿入される。第１の直流切替ユニット１０ｃは、第２の太陽電池ストリングの接続先を、太陽電池用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替える。第２の直流切替ユニット１０ｄは、第３の太陽電池ストリングの接続先を、太陽電池用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替える。接続例５では、ハイブリッド型電力変換装置３０の直流バスＢ１に、蓄電部２用の第３のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ｂ以外に、複数のＤＣ／ＤＣコンバータが接続されている必要がある。

　以上説明したように本実施の形態によれば、直流切替ユニット１０を設けて、発電装置１を、発電装置用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０の一方に選択的に接続することにより、発電装置用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０による発電装置１の出力に対する電圧制御が競合することを防止することができる。従って、発電装置１に所望の動作をさせることができる。

　また、ハイブリッド型電力変換装置３０に、特別なパワーコンディショナを用いることなく、太陽光発電システムに蓄電システムを後付けすることが可能である。発電装置用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０間で基本的に通信する必要はなく、両者間を通信線で接続する必要はない。また、ハイブリッド型電力変換装置３０の第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａに一般的な非絶縁型の昇圧チョッパを使用することができ、絶縁型のＤＣ／ＤＣコンバータを使用する場合と比較して、コスト上昇を抑制することができる。また変換効率の低下も抑制することができる。

　上記図３（ａ）－（ｃ）に示したように、直流切替ユニット１０が切替開閉器１０ａで構成される場合、エンドユーザが任意のタイミングで発電装置１の接続先を、発電装置用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替えることが可能となる。

　上記図４に示したように、直流切替ユニット１０が、ハイブリッド型電力変換装置３０から駆動可能な電磁接触器で構成される場合、発電装置１の接続先を自動で切り替えることができる。従って、エンドユーザが直流切替ユニット１０の場所を探す手間や取扱説明書を見直す手間を省くことができる。

　停電発生時に、リモート端末装置３４に直流切替ユニット１０の切替を促す表示を行うことにより、エンドユーザに直流切替ユニット１０の切替操作に関する注意を喚起させることができる。また停電復旧時に、リモート端末装置３４に直流切替ユニット１０の切替を元に戻すことを促す表示を行うことにより、直流切替ユニット１０の戻し忘れを防止することができる。これにより通常時は、発電装置１の出力電力を発電装置用の電力変換装置２０に供給することができる。

　ハイブリッド型電力変換装置３０は停電検知機能を備え、通常時（非停電時）には、第２のＤＣ／ＤＣコンバータ３１ａの動作を停止させる。これにより、直流切替ユニット１０の戻し忘れがあったとしても、系統連系時に、発電装置１の発電電力がハイブリッド型電力変換装置３０に供給されるという誤った使用方法を防止することができる。また、直流地絡の検出による運転停止も防止することができる。

　図７に示した接続例１を用いた場合、太陽電池モジュールが複数枚設置された発電電力が大きな太陽光発電システムでも、太陽電池モジュールの接続先を太陽電池用の電力変換装置２０とハイブリッド型電力変換装置３０との間で切り替えることができる。

　図８に示した接続例２を用いた場合、複数の太陽電池ストリングの出力が結合される前に直流切替ユニット１０を配置することで、直流切替ユニット１０を流れる電流が小さくなる。従って、小型の直流切替ユニット１０を採用することが可能になる。

　図９に示した接続例３を用いた場合、複数の太陽電池ストリングの出力をハイブリッド型電力変換装置３０に供給することができるため、停電時に使用できる電力が大きくなる。また、複数の太陽電池ストリングの出力をハイブリッド型電力変換装置３０に供給することができるため、東向きと西向きに別々の太陽電池ストリングを設置しているシステムにおいて、時間帯に依らずに朝方でも夕方でも、一定電力以上の発電電力をハイブリッド型電力変換装置３０に供給することができる。

　図１０に示した接続例４を用いた場合、マルチストリング型のパワーコンディショナを採用した太陽光発電システムに適用することができる。

　図１１に示した接続例５を用いた場合、マルチストリング型のパワーコンディショナを採用した太陽光発電システムに適用することができるとともに、接続例３と同様の効果を奏する。

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

　上述の実施の形態では、一般負荷６と特定負荷９を分ける例を説明したが、一般負荷６だけのシステム構成であってもよい。この場合、特定負荷用切替ユニット７及び特定負荷用分電盤８は不要であり、自立運転時もハイブリッド型電力変換装置３０から主分電盤４に電力が供給される。この場合であっても、電力系統５の停電時に発電装置１の発電電力が、発電装置用の電力変換装置２０ではなくハイブリッド型電力変換装置３０に供給されることにより、発電電力を効率的に使用することができる。発電装置１の発電電力が一般負荷６の消費電力より小さい場合、前者では発電電力の少なくとも一部を破棄することになるが、後者では蓄電部２に充電することができ、発電電力を効率的に使用することができる。

　上述の実施の形態では、発電装置１を直流切替ユニット１０を介してハイブリッド型電力変換装置３０に接続可能な例を説明したが、発電装置１の代わりにＥＶまたはＰＨＥＶに搭載される車載電池が、蓄電部２以外の直流電源としてハイブリッド型電力変換装置３０に接続可能な構成であってもよい。この場合、電力変換装置２０はＥＶ／ＰＨＥＶ用のパワーコンディショナとなる。

　なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。

［項目１］
　直流電源（１）の接続先を、第１の電力変換装置（２０）と第２の電力変換装置（３０）との間で切り替える切替ユニット（１０）と、
　前記第２の電力変換装置（３０）と、
　を備え、
　前記第１の電力変換装置（２０）は、
　前記直流電源（１）と接続可能な第１のＤＣ／ＤＣコンバータ（２１）と、
　前記第１のＤＣ／ＤＣコンバータ（２１）が接続された直流バスと、分電盤（４）との間に接続された第１のインバータ（２２）と、を有し、
　前記第２の電力変換装置（３０）は、
　前記直流電源（１）と接続可能な第２のＤＣ／ＤＣコンバータ（３１ａ）と、
　蓄電部（２）と接続された第３のＤＣ／ＤＣコンバータ（３１ｂ）と、
　前記第２のＤＣ／ＤＣコンバータ及び前記第３のＤＣ／ＤＣコンバータ（３１ｂ）が接続された直流バス（Ｂ１）と、分電盤（４／８）との間に接続された第２のインバータ（３２）と、を有し、
　前記切替ユニット（１０）は、電力系統（５）が停電していないとき前記直流電源（１）と前記第１の電力変換装置（２０）を接続させ、前記電力系統（５）が停電しているとき前記直流電源（１）と前記第２の電力変換装置（３０）を接続させることを特徴とする電力変換システム（３）。
　これによれば、直流電源（１）の出力に対する第１の電力変換装置（２０）と第２の電力変換装置（３０）の制御が競合することがなく、直流電源（１）に所望の動作をさせることができる。
［項目２］
　前記直流電源（１）の接続先を、前記第１の電力変換装置（２０）と前記第２の電力変換装置（３０）との間で手動で切り替えるための操作部（１０ｂ）をさらに備えることを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（３）。
　これによれば、エンドユーザが任意に直流電源（１）の接続先を切り替えることができる。
［項目３］
　前記第２の電力変換装置（３０）は、報知部（３４ａ）をさらに有し、
　前記報知部（３４ａ）は、前記電力系統（５）が停電した際に、前記直流電源（１）の接続先を前記第２の電力変換装置（３０）に切り替えることを促す情報を報知することを特徴とする項目２に記載の電力変換システム（３）。
　これによれば、停電発生時に切替ユニット（１０）の操作に関して、エンドユーザに注意を喚起することができる。
［項目４］
　前記報知部（３４ａ）は、前記電力系統（５）が復電した際に、前記直流電源（１）の接続先を前記第１の電力変換装置（２０）に切り替えることを促す情報を報知することを特徴とする項目３に記載の電力変換システム（３）。
　これによれば、停電復旧時に切替ユニット（１０）の操作に関して、エンドユーザに注意を喚起することができる。
［項目５］
　前記第２の電力変換装置（３０）は、制御部（３３）をさらに有し、
　前記制御部（３３）は、前記電力系統（５）の停電を検知すると、前記直流電源（１）の接続先を前記第２の電力変換装置（３０）に切り替えるように制御し、前記電力系統（５）の復電を検知すると、前記直流電源（１）の接続先を前記第１の電力変換装置（２０）に切り替えるように制御することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（３）。
　これによれば、切替ユニット（１０）を自動で切り替えることができ、エンドユーザの手間を軽減することができる。
［項目６］
　前記第２のＤＣ／ＤＣコンバータ（３１ａ）は、前記電力系統（５）が停電しているとき動作し、前記電力系統（５）が停電していないとき停止することを項目１から５のいずれか１項に記載の電力変換システム（３）。
　これによれば、通常時に直流電源（１）から第２の電力変換装置（３０）に電流が流入することを防止することができる。
［項目７］
　前記直流電源（１）は、太陽電池であることを特徴とする項目１から６のいずれか１項に記載の電力変換システム（３）。
　これによれば、太陽電池の接続先を停電の有無に応じて、第１の電力変換装置（２０）と第２の電力変換装置（３０）との間で切り替えることができる。
［項目８］
　前記太陽電池は、複数の太陽電池ストリングを含み、
　前記複数の太陽電池ストリングの出力をまとめる接続箱（４０）の出力側に前記切替ユニット（１０）が接続されることを特徴とする項目７に記載の電力変換システム（３）。
　これによれば、集中型／単一型の太陽光発電システムに蓄電システムを後付けした際に、太陽電池から大きな電力を第２の電力変換装置（３０）に供給することができる。
［項目９］
　前記太陽電池は、複数の太陽電池ストリングを含み、
　前記複数の太陽電池ストリングの出力をまとめて前記第１の電力変換装置（２０）に出力するための接続箱（４０）と、前記複数の太陽電池ストリングの少なくとも１つとの間を接続する少なくとも１つの経路のそれぞれに前記切替ユニット（１０）が介在することを特徴とする項目７に記載の電力変換システム（３）。
　これによれば、集中型／単一型の太陽光発電システムに蓄電システムを後付けした際に、太陽電池から、第２の電力変換装置（３０）の仕様等に応じた所望の電力を第２の電力変換装置（３０）に供給することができる。
［項目１０］
　前記太陽電池は、複数の太陽電池ストリングを含み、
　前記第１の電力変換装置（２０）は、マルチストリング型の電力変換装置であり、
　前記複数の太陽電池ストリングと、前記第１の電力変換装置（２０）との間を接続する複数の経路の少なくとも１つにそれぞれ前記切替ユニット（１０）が介在することを特徴とする項目７に記載の電力変換システム（３）。
　これによれば、マルチストリング型の太陽光発電システムに蓄電システムを後付けした際に、太陽電池から、第２の電力変換装置（３０）の仕様等に応じた所望の電力を第２の電力変換装置（３０）に供給することができる。
［項目１１］
　第１端子に直流電源（１）が接続され、第２端子に第１の電力変換装置（２０）が接続され、第３端子に第２の電力変換装置（３０）が接続される切替ユニット（１０）であって、
　前記第１の電力変換装置（２０）は、
　前記直流電源（１）と接続可能な第１のＤＣ／ＤＣコンバータ（２１）と、
　前記第１のＤＣ／ＤＣコンバータ（２１）が接続された直流バスと、分電盤（４）との間に接続された第１のインバータ（２２）と、を有し、
　前記第２の電力変換装置（３０）は、
　前記直流電源（１）と接続可能な第２のＤＣ／ＤＣコンバータ（３１ａ）と、
　蓄電部（２）と接続された第３のＤＣ／ＤＣコンバータ（３１ｂ）と、
　前記第２のＤＣ／ＤＣコンバータ（３１ａ）及び前記第３のＤＣ／ＤＣコンバータ（３１ｂ）が接続された直流バス（Ｂ１）と、分電盤（４／８）との間に接続された第２のインバータ（３２）と、を有し、
　電力系統（５）が停電していないとき前記直流電源（１）と前記第１の電力変換装置（２０）を接続させ、前記電力系統（５）が停電しているとき前記直流電源（１）と前記第２の電力変換装置（３０）を接続させることを特徴とする切替ユニット（１０）。
　これによれば、直流電源（１）の出力に対する第１の電力変換装置（２０）と第２の電力変換装置（３０）の制御が競合することがなく、直流電源（１）に所望の動作をさせることができる。

　本開示は、太陽光発電システムに利用可能である。

　１　発電装置、　１ａ，１ｉ　太陽電池モジュール、　２　蓄電部、　３　電力変換システム、　４　主分電盤、　５　電力系統、　６　一般負荷、　７　特定負荷用切替ユニット、　８　特定負荷用分電盤、　９　特定負荷、　１０　直流切替ユニット、　１０ａ　切替開閉器、　１０ｂ　操作レバー、　２０　電力変換装置、　２１　第１のＤＣ／ＤＣコンバータ、　２２　第１のインバータ、　２３　第１の制御部、　３０　ハイブリッド型電力変換装置、　３１ａ　第２のＤＣ／ＤＣコンバータ、　３１ｂ　第３のＤＣ／ＤＣコンバータ、　３２　第２のインバータ、　３３　第２の制御部、　ＲＹ１　系統連系リレー、　ＲＹ２　自立リレー、　３４　リモート端末装置、　３４ａ　表示部、　３４ｂ　操作部、　Ｂ１　直流バス、　４０　接続箱。

Claims (11)

1. 　直流電源の接続先を、第１の電力変換装置と第２の電力変換装置との間で切り替える切替ユニットと、
   　前記第２の電力変換装置と、
   　を備え、
   　前記第１の電力変換装置は、
   　前記直流電源と接続可能な第１のＤＣ／ＤＣコンバータと、
   　前記第１のＤＣ／ＤＣコンバータが接続された直流バスと、分電盤との間に接続された第１のインバータと、を有し、
   　前記第２の電力変換装置は、
   　前記直流電源と接続可能な第２のＤＣ／ＤＣコンバータと、
   　蓄電部と接続された第３のＤＣ／ＤＣコンバータと、
   　前記第２のＤＣ／ＤＣコンバータ及び前記第３のＤＣ／ＤＣコンバータが接続された直流バスと、分電盤との間に接続された第２のインバータと、を有し、
   　前記切替ユニットは、電力系統が停電していないとき前記直流電源と前記第１の電力変換装置を接続させ、前記電力系統が停電しているとき前記直流電源と前記第２の電力変換装置を接続させることを特徴とする電力変換システム。
2. 　前記直流電源の接続先を、前記第１の電力変換装置と前記第２の電力変換装置との間で手動で切り替えるための操作部をさらに備えることを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
3. 　前記第２の電力変換装置は、報知部をさらに有し、
   　前記報知部は、前記電力系統が停電した際に、前記直流電源の接続先を前記第２の電力変換装置に切り替えることを促す情報を報知することを特徴とする請求項２に記載の電力変換システム。
4. 　前記報知部は、前記電力系統が復電した際に、前記直流電源の接続先を前記第１の電力変換装置に切り替えることを促す情報を報知することを特徴とする請求項３に記載の電力変換システム。
5. 　前記第２の電力変換装置は、制御部をさらに有し、
   　前記制御部は、前記電力系統の停電を検知すると、前記直流電源の接続先を前記第２の電力変換装置に切り替えるように制御し、前記電力系統の復電を検知すると、前記直流電源の接続先を前記第１の電力変換装置に切り替えるように制御することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
6. 　前記第２のＤＣ／ＤＣコンバータは、前記電力系統が停電しているとき動作し、前記電力系統が停電していないとき停止することを請求項１から５のいずれか１項に記載の電力変換システム。
7. 　前記直流電源は、太陽電池であることを特徴とする請求項１から６のいずれか１項に記載の電力変換システム。
8. 　前記太陽電池は、複数の太陽電池ストリングを含み、
   　前記複数の太陽電池ストリングの出力をまとめる接続箱の出力側に前記切替ユニットが接続されることを特徴とする請求項７に記載の電力変換システム。
9. 　前記太陽電池は、複数の太陽電池ストリングを含み、
   　前記複数の太陽電池ストリングの出力をまとめて前記第１の電力変換装置に出力するための接続箱と、前記複数の太陽電池ストリングの少なくとも１つとの間を接続する少なくとも１つの経路のそれぞれに前記切替ユニットが介在することを特徴とする請求項７に記載の電力変換システム。
10. 　前記太陽電池は、複数の太陽電池ストリングを含み、
    　前記第１の電力変換装置は、マルチストリング型の電力変換装置であり、
    　前記複数の太陽電池ストリングと、前記第１の電力変換装置との間を接続する複数の経路の少なくとも１つにそれぞれ前記切替ユニットが介在することを特徴とする請求項７に記載の電力変換システム。
11. 　第１端子に直流電源が接続され、第２端子に第１の電力変換装置が接続され、第３端子に第２の電力変換装置が接続される切替ユニットであって、
    　前記第１の電力変換装置は、
    　前記直流電源と接続可能な第１のＤＣ／ＤＣコンバータと、
    　前記第１のＤＣ／ＤＣコンバータが接続された直流バスと、分電盤との間に接続された第１のインバータと、を有し、
    　前記第２の電力変換装置は、
    　前記直流電源と接続可能な第２のＤＣ／ＤＣコンバータと、
    　蓄電部と接続された第３のＤＣ／ＤＣコンバータと、
    　前記第２のＤＣ／ＤＣコンバータ及び前記第３のＤＣ／ＤＣコンバータが接続された直流バスと、分電盤との間に接続された第２のインバータと、を有し、
    　電力系統が停電していないとき前記直流電源と前記第１の電力変換装置を接続させ、前記電力系統が停電しているとき前記直流電源と前記第２の電力変換装置を接続させることを特徴とする切替ユニット。

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