(本開示に係る一態様の概要)
本開示の第1態様に係る電力システムは、
系統電源と連系する電力システムであって、
燃料電池と、交流負荷と、を有する燃料電池発電システムと、
直流電力を交流電力に変換するインバータと、
電流センサを有する電流検出部と、
複数の分岐ブレーカーを含む第1分岐部と、二次連系ブレーカーと、を有する第1分電盤と、
複数の分岐ブレーカーを含む第2分岐部を有する第2分電盤と、
系統電力入力部および自立電力入力部を含む複数の入力部と、電力出力部と、を有し、前記複数の入力部のいずれを前記電力出力部に接続するかを切り替える電力切替ユニットと、を備え、
前記系統電源から接続点、前記電流検出部および前記第1分岐部をこの順に介して前記系統電力入力部に交流電力を導く系統電力供給経路と、
前記インバータから前記接続点を介して前記系統電源に交流電力を導く逆潮流経路と、
前記インバータから前記自立電力入力部に交流電力を導く自立運転時用経路と、
前記燃料電池発電システムから前記インバータに直流電力を導く直流出力経路と、
前記燃料電池発電システムから前記二次連系ブレーカーを介して前記第1分岐部に交流電力を導く交流出力経路と、
前記電力出力部から前記第2分岐部を介して前記交流負荷に交流電力を導く負荷行き経路と、が形成され、
前記電力システムは、前記燃料電池発電システム以外からも前記インバータに直流電力が供給されるように構成されており、
前記電力システムは、(A)前記電流検出部の測定値が前記系統電源が停電していることを示す値であるという第1条件と、(B)前記交流出力経路によって前記燃料電池発電システムに入力される電圧が前記系統電源が停電していることを示す値であるという第2条件と、(C)前記負荷行き経路によって前記燃料電池発電システムに入力される電圧が前記交流負荷の動作電圧であるという第3条件と、(D)前記交流負荷で電力を消費させても前記電流検出部の測定値が前記系統電源が停電していることを示す値に維持されるという第4条件と、が成立していると判断した後に、前記燃料電池発電システムから前記直流出力経路を介して前記インバータに直流電力を供給する。
第1態様に係る技術は、燃料電池発電システムから系統電源への電力の逆潮流を回避するのに適している。
本開示の第2態様において、例えば、第1態様に係る電力システムは、太陽光発電パネルを有する太陽光発電システムをさらに備え、前記太陽光発電システムから前記インバータに直流電力を導く経路が形成されている。
第2態様の電力システムは、電力システムの具体例である。
本開示の第3態様において、例えば、第1態様または第2態様に係る電力システムは、蓄電装置をさらに備え、前記蓄電装置から前記インバータに直流電力を導く経路が形成されている。
第3態様の電力システムは、電力システムの具体例である。
本開示の第4態様において、例えば、第1〜第3態様のいずれか1つに係る電力システムは、太陽光発電パネルを有する太陽光発電システムと、蓄電装置と、をさらに備え、前記太陽光発電システムから前記蓄電装置に直流電力を導く経路と、前記燃料電池発電システムから前記蓄電装置に直流電力を導く経路と、が形成されている。
第4態様によれば、太陽光発電システムからのみならず、燃料電池発電システムからも、蓄電装置を充電することができる。
本開示の第5態様において、例えば、第1〜第4態様のいずれか1つに係る電力システムは、太陽光発電パネルを有する太陽光発電システムと、蓄電装置と、コンセントと、をさらに備え、前記太陽光発電システムから前記インバータ、前記自立運転時用経路、前記電力切替ユニットおよび前記第2分岐部をこの順に介して前記コンセントに電力を導く経路と、前記燃料電池発電システムから前記インバータ、前記自立運転時用経路、前記電力切替ユニットおよび前記第2分岐部をこの順に介して前記コンセントに電力を導く経路と、前記蓄電装置から前記インバータ、前記自立運転時用経路、前記電力切替ユニットおよび前記第2分岐部をこの順に介して前記コンセントに電力を導く経路と、が形成されている。
第5態様によれば、太陽光発電システムおよび蓄電装置から電力が供給されるコンセントに、燃料電池発電システムからも電力を供給できる。このことは、以下の理由で、停電時に便利である。すなわち、夜、雨天時などには、太陽光発電システムは発電できない。仮に上記コンセントに燃料電池発電システムから電力を供給できないとすると、夜、雨天時などに停電が続く場合において、上記コンセントから電力を取り出し可能な期間は蓄電装置のみに基づく限られたものとなる。これに対し、第5態様では、上記コンセントに燃料電池発電システムから電力を供給できるため、上記期間を延ばすことができる。夜、雨天時などに停電が続く場合において、別のコンセントへの差し替えなしで1つのコンセントから長時間電力を取り出せることは、ユーザーにとって便利である。
本開示の第6態様において、例えば、第5態様に係る電力システムでは、前記蓄電装置から前記インバータ、前記自立運転時用経路、前記電力切替ユニットおよび前記第2分岐部をこの順に介して前記燃料電池発電システムに電力を導く経路が形成されている。
第5態様に関する上述の説明から理解されるように、第5態様の蓄電装置は、停電時にコンセントに電力を供給可能な非常用電源として機能する。第6態様の蓄電装置は、さらに、停電時に燃料電池発電システムに電力を供給可能な非常用電源としても機能する。第6態様によれば、停電時に燃料電池発電システムを起動させるための専用電源を省略することができる。
本開示の第7態様において、例えば、第1〜第6態様のいずれか1つに係る電力システムは、前記直流出力経路上に設けられた基板をさらに備え、前記電力システムが前記第1条件、前記第2条件、前記第3条件および前記第4条件が成立していると判断した後に、前記基板は、直流電力の出力を開始する。
第7態様の電力システムは、電力システムの具体例である。
本明細書では、第1、第2、第3・・・という序数詞を用いることがある。念のために断っておくが、ある要素に序数詞が付されている場合に、より若番の同種類の要素が存在することは必須ではない。例えば、第3接続点という用語は、第3接続点とともに第1接続点および第2接続点が必ず存在することを意として使用されているわけではない。
また、本明細書では、経路という用語を用いることがある。念のために断っておくが、経路は、複数の線路を有し得るものである。接続点等についても同様である。例えば、単相3線式の経路は、2本の非接地線路と1本の接地線路を有する。また、単相3線式の経路どうしの接続点は、経路における各線路の接続がなされている箇所を含むある範囲の領域を示す意で使用されていると理解するべきである。
以下、本開示の実施の形態について、図面を参照しながら説明する。本開示は、以下の実施の形態に限定されない。
(実施の形態)
図1および図2は、本実施の形態に係る電力システム300のブロック図である。具体的には、図1は、系統連系時の電力の流れの例を示している。図2は、停電時の電力の流れの例を示している。これらの図において、実線は、電力が電路を流れていることを表す。点線は、電力が電路を流れていないことを表す。また、VAC1およびVAC2は、交流電圧を表す。交流電圧VAC1の実効値は、交流電圧VAC2の実効値よりも小さい。交流電圧VAC1の実効値は、例えば100Vである。交流電圧VAC2の実効値は、例えば200Vである。この例では、交流電圧VAC1の電路または経路は、単相2線式の2本の電線により実現されている。また、交流電圧VAC2の電路または経路は、単相3線式の3本の電線のうちの2本の非接地線路により実現されている。
電力システム300は、系統電源200と連系する。電力システム300には、系統電源200から電力が供給され得る。また、電力システム300は、系統電源200に電力を逆潮流させ得る。電力システム300は、パワーステーション10と、燃料電池発電システム40と、基板60と、太陽光発電システム31および32と、蓄電装置25と、電力切替ユニット28と、第1分電盤80と、第2分電盤90と、負荷251,252および253と、コンセント260と、電流検出部27と、を有する。以下では、第1分電盤80を主分電盤80と称することがある。また、第2分電盤90を自立分電盤90と称することがある。
[パワーステーション10]
パワーステーション10は、直流電力変換装置20と、第1DCバス11と、第4DCDCコンバータ12と、第1インバータ13と、第1解列リレー14と、を有する。
直流電力変換装置20は、想定システムに対して最大電力点追従制御(以下、MPPT制御と称することがある)を実行できるように設計されている。ここで、想定システムは、太陽光発電パネルを用いて発電するシステムである。また、想定システムは、該想定システムの出力電圧が所定範囲内にあるときに該想定システムの出力電力がピークになるシステムである。
直流電力変換装置20には、太陽光発電システム31および32ならびに燃料電池発電システム40から直流電力が入力される。直流電力変換装置20から出力された直流電力は、第1DCバス11に供給される。
具体的には、直流電力変換装置20は、第1DCDCコンバータ21と、第2DCDCコンバータ22と、第3DCDCコンバータ23と、を有する。第1DCDCコンバータ21には、燃料電池発電システム40から直流電力が入力される。第2DCDCコンバータ22には、第1太陽光発電システム31から直流電力が入力される。第3DCDCコンバータ23には、第2太陽光発電システム32から直流電力が入力される。これらのDCDCコンバータ21,22および23から出力された直流電力は、第1DCバス11に供給される。
第4DCDCコンバータ12は、第1DCバス11から入力された直流電力を、電圧の異なる直流電力に変換する。第4DCDCコンバータ12で変換された直流電力は、蓄電装置25に供給される。また、第4DCDCコンバータ12は、蓄電装置25から入力された電力を、電圧の異なる直流電力に変換し、第1DCバス11に供給する。つまり、第4DCDCコンバータ12は、双方向DCDCコンバータである。第4DCDCコンバータ12は、蓄電装置25の端子電圧が定格範囲となるように動作する。
第1インバータ13は、直流電力を交流電力に変換する。具体的には、第1インバータ13は、第1DCバス11から入力された直流電力を、電圧VAC1または電圧VAC2の交流電力に変換する。第1インバータ13で電圧VAC1の交流電力が得られる場合、その電力は電力切替ユニット28に供給される。第1インバータ13で電圧VAC2の交流電力が得られる場合、その電力は、第1解列リレー14を介して主分電盤80に供給される。
第1インバータ13は、系統電源200から主分電盤80および第1解列リレー14を介して入力された電圧VAC2の交流電力を、直流電力に変換することもできる。こうして得られた直流電力は、第1DCバス11および第4DCDCコンバータ12を介して蓄電装置25に供給される。
第1解列リレー14は、第1インバータ13と主分電盤80とを接続する経路上、具体的には第1インバータ13と連系ブレーカー81とを接続する経路上、に設けられている。第1解列リレー14は、系統電源200の停電が検知されたときに、第1インバータ13と主分電盤80との電気的接続を切り離す。
[太陽光発電システム31および32]
太陽光発電システム31および32は、上記の想定システムに該当する。つまり、第1太陽光発電システム31は、少なくとも1つの太陽光発電パネル36を有する。第1太陽光発電システム31は、該少なくとも1つの太陽光発電パネル36を用いて発電する。第2太陽光発電システム32は、少なくとも1つの太陽光発電パネル37を有する。第2太陽光発電システム32は、該少なくとも1つの太陽光発電パネル37を用いて発電する。太陽光発電システム31および32で生成された直流電力は、直流電力変換装置20に供給される。
[燃料電池発電システム40]
燃料電池発電システム40は、燃料電池41を用いて発電するシステムである。燃料電池発電システム40で生成された直流電力は、直流電力変換装置20に供給され得る。燃料電池発電システム40で生成された交流電力は、主分電盤80に供給され得る。
燃料電池発電システム40は、燃料電池41と、第5DCDCコンバータ42と、第2DCバス43と、第2インバータ44と、第2解列リレー48と、第6DCDCコンバータ45と、ヒーター46と、貯湯ユニット47と、マイクロコントロールユニット(以下、MCUと称することがある)51と、低圧電源52と、補機用電源(以下、D1電源と称することがある)55と、交流負荷56と、を有する。
燃料電池41は、直流電力を発電する。具体的には、燃料電池41はスタックを含む。そして、スタックが、酸素および水素から直流電力を生成する。
第5DCDCコンバータ42は、燃料電池41で生成された直流電力を、電圧の異なる直流電力に変換する。この例では、第5DCDCコンバータ42は、燃料電池41で生成された直流電力を昇圧する。昇圧された直流電力は、第2DCバス43に供給される。
第2インバータ44は、第2DCバス43から入力された直流電力を、電圧VAC2の交流電力に変換する。第2インバータ44で得られた交流電力は、第2解列リレー48を介して主分電盤80に供給される。
第2解列リレー48は、第2インバータ44と主分電盤80とを接続する経路上、具体的には第2インバータ44と二次連系ブレーカー83とを接続する経路上、に設けられている。第2解列リレー48は、系統電源200の停電が検知されたときに、第2インバータ44と主分電盤80との電気的接続を切り離す。
第6DCDCコンバータ45は、第2DCバス43から入力された直流電力を、電圧の異なる直流電力に変換する。この例では、第6DCDCコンバータ45は、第2DCバス43から入力された直流電力を降圧する。
ヒーター46は、第6DCDCコンバータ45で変換された直流電力を用いて、水を温める。温められた水(以下、湯と称することがある)は、貯湯ユニット47に貯められる。
仮に、燃料電池41の発電電力が第2インバータ44の出力先の要求負荷よりも大きいときに、燃料電池発電システム40が燃料電池41の発電電力の全てを第2インバータ44から出力したとする。その場合、第2インバータ44から出力された電力のうち要求負荷を超える分(以下、余剰電力と称することがある)が系統電源200に逆潮流されてしまう。逆潮流を避けるために、この例では、余剰電力に所定マージンを加えた電力がゼロよりも大きい場合、その電力を、第2DCバス43から第6DCDCコンバータ45を介してヒーター46に供給する。つまり、第6DCDCコンバータ45は、余剰電力用である。また、ヒーター46は、水を温めつつ、逆潮流を防止する。
交流負荷56は、交流電圧VAC1で駆動する負荷である。この例では、交流負荷56は、燃料電池発電システム40の補機であり、具体的にはヒーターである。
MCU51は、DCDCコンバータ42および45と、第2インバータ44と、後述の保護リレー62とを制御する。低圧電源52は、MCU51と、保護リレー62と、後述の特性変換回路100とに、制御用の電力を供給する。D1電源55は、ポンプ、ブロワ、弁などの、燃料電池発電システム40の補機を動かすのに用いられる。
[基板60]
基板60は、燃料電池発電システム40とパワーステーション10とを接続する経路上に存する。基板60には、燃料電池発電システム40から、具体的には第2DCバス43から、直流電力が供給される。基板60は、特性変換回路100と、LCフィルタ61と、保護リレー62と、を有する。
上述の説明から明らかであるように、特性変換回路100は、燃料電池発電システム40と直流電力変換装置20とを接続する経路上、詳細には直流電力の経路上、に存する。特性変換回路100は、第1フィードバック回路110と、第2フィードバック回路120と、を有する。第1フィードバック回路110は、特性変換回路100の出力電圧の上限の目標値を規定するのに用いられる。第2フィードバック回路120は、特性変換回路100の出力電力がピークになるときにおける特性変換回路100の出力電圧(以下、最大電力点における出力電圧と称することがある)を所定範囲内の値に調整するのに用いられる。このピークは、具体的には、単一ピークである。
第1フィードバック回路110によれば、特性変換回路100の出力電圧が過度に大きくなることを防止できる。このため、第1フィードバック回路110によれば、燃料電池発電システム40から直流電力変換装置20に過電圧が入力され直流電力変換装置20が壊れるのを防止できる。
直流電力変換装置20は、想定システムのMPPT制御を実行できるように設計されている。上述のとおり、想定システムは、出力電圧が所定範囲内にあるときに該想定システムの出力電力がピークになるものである。第2フィードバック回路120によれば、その所定範囲内の値へと、特性変換回路100の最大電力点における出力電圧を調整できる。このため、特性変換回路100のMPPT制御が可能となる。また、特性変換回路100の出力電圧が上記の値となった時点で、特性変換回路100から直流電力変換装置20に送られる電力の増加が停止される。このため、特性変換回路100から直流電力変換装置20に送られる電力が過度に増加することを防止できる。燃料電池発電システム40から特性変換回路100に送られる電力が過度に増加することも防止できる。このため、燃料電池発電システム40の出力電力の増加に伴って燃料電池発電システム40の出力電流が過度に増加することを防止できる。このため、保護機能が働いて燃料電池41の発電が停止され燃料電池発電システム40から直流電力変換装置20への電力供給が停止されることを防止できる。
この例の特性変換回路100について、図3を用いてさらに説明する。図3において、実線は、特性変換回路100の出力電圧と特性変換回路100の出力電力との関係すなわちV−P特性を表す。点線は、特性変換回路100の出力電圧と特性変換回路100の出力電流との関係すなわちV−I特性を表す。一点鎖線は、第1フィードバック回路110の寄与を表す。二点鎖線は、第2フィードバック回路120の寄与を表す。
図3から理解されるように、第1フィードバック回路110により、特性変換回路100のV−I特性は、出力電流が小さい領域において出力電圧が目標値に追従するものとなる。第2フィードバック回路120により、特性変換回路100のV−I特性は、出力電流が大きい領域において出力電流が増加するにつれて出力電圧が低下するものとなる。これらの回路110および120の作用が相俟って、特性変換回路100のV−I特性は、図3の点線に示すものとなる。結果として、特性変換回路100のV−P特性は、図3の実線に示すような、単一ピークを有する上に凸のものとなる。このため、特性変換回路100のMPPT制御が可能となる。
なお、上記の所定範囲内の値は、目標値よりも低い。このため、特性変換回路100の最大電力点における出力電圧は、目標値よりも低い。また、この例では、特性変換回路100の入力電圧(この例では第2DCバス43における電圧)は、目標値よりも大きい。ただし、入力電圧が目標値よりも小さい場合であっても、図3に示すV−P特性を得ることは可能である。
この例では、上記の所定範囲は、太陽光発電システム31または32の出力電力がピークになるときにおける太陽光発電システム31または32の出力電圧の±20V以内の範囲である実機基準範囲を含む。そして、第2フィードバック回路120は、特性変換回路100の最大電力点における出力電圧を実機基準範囲内の値に調整するのに用いられる。電力システム300で用いられる太陽光発電システム31または32が分かっている場合、その太陽光発電システムに対するMPPT制御を実施できるように電力システム300を設計することができる。つまり、実機基準範囲を含むように、上記の所定範囲を設定できる。さらに、特性変換回路100の最大電力点における出力電圧が実機基準範囲内の値に調整されるように、特性変換回路100を設計できる。この例の電力システム300は、設計のし易さの観点から有利である。
この例では、直流電力変換装置20は、第1DCDCコンバータ21、第2DCDCコンバータ22および第3DCDCコンバータ23を有する。第1DCDCコンバータ21は、MPPT制御によって、特性変換回路100の出力電圧を調整する。第2DCDCコンバータ22は、MPPT制御によって、第1太陽光発電システム31の出力電圧を調整する。第3DCDCコンバータ23は、MPPT制御によって、第2太陽光発電システム32の出力電圧を調整する。このように、この例では、太陽光発電システム31および32の出力電圧ならびに特性変換回路100の出力電圧を個別にMPPT制御するマルチストリング型の直流電力変換装置20が実現されている。ただし、直流電力変換装置は、これらの出力電圧を一括してMPPT制御する集中型のものであってもよい。
図4に、特性変換回路100の一例を示す。図4の特性変換回路100は、第1フィードバック回路110と、第2フィードバック回路120と、フィードバック電流供給部130と、電圧電流制御回路160と、を有する。
第1フィードバック回路110は、第1抵抗111と、第2抵抗112と、第1シャントレギュレータ115と、を有する。第2フィードバック回路120は、第3抵抗121と、第4抵抗122と、第5抵抗123と、第2シャントレギュレータ125と、電流センサ128と、を有する。フィードバック電流供給部130は、定電圧源131と、第6抵抗132と、を有する。
第1フィードバック回路110では、第1抵抗111および第2抵抗112により、特性変換回路100の出力電圧が分圧される。分圧された電圧が、第1抵抗111および第2抵抗112の接続点p1に現れる。接続点p1の電圧が、第1シャントレギュレータ115の参照電圧端子に入力される。参照電圧端子に入力される電圧が大きいほど、定電圧源131、第6抵抗132、第1シャントレギュレータ115および基準電位をこの順に流れる電流(以下、第1電流と称することがある)は、大きくなる。図4において、この電流は、第1シャントレギュレータ115を図示下向きに流れる電流である。
第2フィードバック回路120では、第3抵抗121および第4抵抗122により、特性変換回路100の出力電圧が分圧される。また、電流センサ128が、特性変換回路100の出力電流が大きくなるほど大きくなるセンサ電圧を生成する。第5抵抗123および第4抵抗122により、このセンサ電圧が分圧される。抵抗121および122に由来する分圧電圧に抵抗123および122に由来する分圧電圧が加算された電圧が、3つの抵抗121,122および123の接続点p2に現れる。接続点p2の電圧が、第2シャントレギュレータ125の参照電圧端子に入力される。参照電圧端子に入力される電圧が大きいほど、定電圧源131、第6抵抗132、第2シャントレギュレータ125および基準電位をこの順に流れる電流(以下、第2電流と称することがある)は、大きくなる。図4において、この電流は、第2シャントレギュレータ125を図示下向きに流れる電流である。本実施の形態では、電流センサ128は、カレントトランスである。
特性変換回路100の出力電流が小さい領域では、第1電流が、定電圧源131から流出する電流の大部分を占める。一方、特性変換回路100の出力電流が大きい領域では、第2電流が、定電圧源131から流出する電流の大部分を占める。つまり、特性変換回路100の出力電流が小さい領域では第1フィードバック回路110の動作が優勢となり、特性変換回路100の出力電流が大きい領域では第2フィードバック回路120の動作が優勢となる。そのように回路110および120が動作するように、抵抗111,112,121,122および123ならびにシャントレギュレータ115および125のパラメータが選定されている。
電圧電流制御回路160は、DCDCコンバータとして機能する。電圧電流制御回路160は、定電圧源131から流出する電流が大きいほど、電圧電流制御回路160の入力電圧に対する出力電圧の比率を小さくする。このように、特性変換回路100は、定電圧源131から流出する電流に応じて上記比率が調整されるようになっている。このような特性変換回路100は、適宜設計可能である。
図1および図2に戻って、特性変換回路100の出力電力は、LCフィルタ61および保護リレー62を介して、直流電力変換装置20に、具体的には第1DCDCコンバータ21に、供給される。
[蓄電装置25]
上述のように、蓄電装置25には、第4DCDCコンバータ12から電力が供給される。また、蓄電装置25は、第4DCDCコンバータ12に電力を供給する。
蓄電装置25は、例えば、リチウム電池である。ただし、蓄電装置25として、リチウム電池以外の電池を用いてもよい。蓄電装置25として、キャパシタを用いてもよい。
[電流検出部27]
電流検出部27は、少なくとも1つの電流センサを有している。具体的には、電流検出部27は、少なくとも1つの電流センサによって構成されている。電流センサは、例えば、カレントトランスである。電流検出部27は、系統電源200の停電検出に用いられる。
[主分電盤80]
主分電盤80は、連系ブレーカー81と、主幹ブレーカー82と、二次連系ブレーカー83と、第1分岐部85と、を有する。第1分岐部85は、複数の分岐ブレーカーを含む。この例では、第1分岐部85は、分岐ブレーカー85a,85bおよび85cを含む。
主幹ブレーカー82は、上流側電路88により、系統電源200と接続されている。上流側電路88は、主幹ブレーカー82を介して下流側電路89に接続されている。
下流側電路89には、二次連系ブレーカー83が接続されている。二次連系ブレーカー83は、主幹ブレーカー82と第2インバータ44とを接続する経路上に設けられている。二次連系ブレーカー83は、第1分岐部85と電気的に接続されている。
下流側電路89には、第1分岐部85も接続されている。第1分岐部85の分岐ブレーカー85aは、主幹ブレーカー82と電力切替ユニット28の系統電力入力部28aとを接続する経路上に設けられている。分岐ブレーカー85bは、主幹ブレーカー82と第2負荷252とを接続する経路上に設けられている。分岐ブレーカー85cは、主幹ブレーカー82と第3負荷253とを接続する経路上に設けられている。
上流側電路88には、第3接続点p3がある。連系ブレーカー81は、第3接続点p3と第1インバータ13とを接続する経路上に設けられている。上流側電路88における第3接続点p3と主幹ブレーカー82との間の位置には、電流検出部27が設けられている。
この例では、系統電源200から第3接続点p3を介して主幹ブレーカー82に電圧VAC2の交流電力が供給され得る。系統電源200から第3接続点p3および連系ブレーカー81をこの順に介して第1インバータ13に電圧VAC2の交流電力が供給され得る。第1インバータ13から連系ブレーカー81および第3接続点p3をこの順に介して系統電源200に電圧VAC2の交流電力が逆潮流され得る。第1インバータ13から連系ブレーカー81および第3接続点p3をこの順に介して主幹ブレーカー82に電圧VAC2の交流電力が供給され得る。二次連系ブレーカー83には、第2インバータ44から電圧VAC2の交流電力が供給され得る。分岐ブレーカー85aから電力切替ユニット28に電圧VAC1の交流電力が供給され得る。分岐ブレーカー85bから第2負荷252に電圧VAC1の交流電力が供給され得る。分岐ブレーカー85cから第3負荷253に電圧VAC2の交流電力が供給され得る。
[電力切替ユニット28]
電力切替ユニット28は、複数の入力部と、電力出力部28cと、を有する。複数の入力部は、系統電力入力部28aおよび自立電力入力部28bを含む。電力切替ユニット28は、複数の入力部のいずれを電力出力部28cに接続するかを切り替える。この例では、電力切替ユニット28は、系統電力入力部28aおよび自立電力入力部28bのいずれを電力出力部28cに接続するかを切り替える。この例では、こうして、電力切替ユニット28は、第1インバータ13と分岐ブレーカー85aとのいずれかを、選択的に、自立分電盤90に、具体的には主幹ブレーカー92に、接続する。
[自立分電盤90]
自立分電盤90は、主幹ブレーカー92と、第2分岐部95を有する。第2分岐部95は、複数の分岐ブレーカーを含む。この例では、第2分岐部95は、分岐ブレーカー95a,95bおよび95cを含む。
主幹ブレーカー92は、上流側電路98により、電力切替ユニット28と接続されている。上流側電路98は、主幹ブレーカー92を介して下流側電路99に接続されている。
下流側電路99には、第2分岐部95が接続されている。第2分岐部95の分岐ブレーカー95aは、主幹ブレーカー92とD1電源55および交流負荷56とを接続する経路上に設けられている。分岐ブレーカー95bは、主幹ブレーカー92と貯湯ユニット47とを接続する経路上に設けられている。分岐ブレーカー95cは、主幹ブレーカー92と第1負荷251とを接続する経路上に設けられている。
この例では、電力切替ユニット28から主幹ブレーカー92を介して下流側電路99に電圧VAC1の交流電力が供給され得る。分岐ブレーカー95aからD1電源55および交流負荷56に電圧VAC1の交流電力が供給され得る。分岐ブレーカー95bから貯湯ユニット47に電圧VAC1の交流電力が供給され得る。分岐ブレーカー95cからコンセント260を介して第1負荷251に電圧VAC1の交流電力が供給され得る。
[系統連系時の電力システム300の動作]
図1に示すように、系統連系時には、MCU51からの解列指令に基づき、保護リレー62が開状態となっている。ここで、開状態は、自身を電流が流れることを禁止する状態を指す。また、電力切替ユニット28では、系統電力入力部28aと電力出力部28cとが接続されている。こうして、電力切替ユニット28は、分岐ブレーカー85aと自立分電盤90とを接続している。
燃料電池41で発電された電力は、第5DCDCコンバータ42を経由して第2DCバス43に供給される。第2DCバス43に供給された電力の一部または全部は、第2インバータ44を経由して二次連系ブレーカー83に供給される。
二次連系ブレーカー83に供給された電力の一部は、分岐ブレーカー85aと電力切替ユニット28とをこの順に経由して、主幹ブレーカー92に供給される。主幹ブレーカー92に供給された電力の一部は、分岐ブレーカー95aを経由して、D1電源55および交流負荷56に供給される。主幹ブレーカー92に供給された電力の別の一部は、分岐ブレーカー95bを経由して、貯湯ユニット47に供給される。主幹ブレーカー92に供給された電力のさらに別の一部は、分岐ブレーカー95cとコンセント260とをこの順に経由して、第1負荷251に供給される。
二次連系ブレーカー83に供給された電力の別の一部は、分岐ブレーカー85bを経由して、第2負荷252に供給される。二次連系ブレーカー83に供給された電力のさらに別の一部は、分岐ブレーカー85cを経由して、第3負荷253に供給される。
余剰電力に所定マージンを加えた電力がゼロよりも大きい場合、その電力は、第2DCバス43から第6DCDCコンバータ45を経由してヒーター46に供給される。
直流電力変換装置20は、具体的には第2DCDCコンバータ22は、MPPT制御により、第1太陽光発電システム31から電力を取り出し、取り出した電力を第1DCバス11に供給する。直流電力変換装置20は、具体的には第3DCDCコンバータ23は、MPPT制御により、第2太陽光発電システム32から電力を取り出し、取り出した電力を第1DCバス11に供給する。
蓄電装置25が満充電状態にない場合、第1DCバス11に供給された電力の一部が蓄電装置25に供給され、該電力の残部が第1インバータ13に供給される。蓄電装置25が満充電状態にある場合、第1DCバス11に供給された電力の全部が第1インバータ13に供給される。第1インバータ13に供給された電力は、連系ブレーカー81に供給される。
上記の説明から理解されるように、この例の電力システム300は、第2インバータ44から二次連系ブレーカー83へと供給される電力が、少なくとも上記マージンの分だけ、負荷251〜253、D1電源55、交流負荷56および貯湯ユニット47の合計要求負荷に対して不足するように構成されている。この不足分に相当する電力が、連系ブレーカー81から主幹ブレーカー82を経由して下流側電路89へと供給され、第2インバータ44から二次連系ブレーカー83へと供給された電力とともに、第1分岐部85に供給される。連系ブレーカー81に供給された電力の残部は、系統電源200に逆潮流される。
太陽光発電システム31および32での発電が不十分な場合、上記の不足分の電力が、系統電源200から主幹ブレーカー82を経由して下流側電路89へと供給され、第2インバータ44から二次連系ブレーカー83へと供給された電力とともに、第1分岐部85に供給される。また、蓄電装置25が満充電状態でなくかつ太陽光発電システム31および32での発電が蓄電装置25を充電するのに不十分な場合、系統電源200から、第1インバータ13、第1DCバス11および第4DCDCコンバータ12を経由して、蓄電装置25に電力が供給される。
[停電時の電力システム300の動作]
図2に示すように、停電時には、MCU51からの並列指令に基づき、保護リレー62が閉状態となっている。ここで、閉状態は、自身を電流が流れることを許可する状態を指す。また、電力切替ユニット28は、第1インバータ13と自立分電盤90とを接続している。
燃料電池41で発電された電力は、DCDCコンバータ42を経由して第2DCバス43に供給される。第2DCバス43に供給された直流電力の一部または全部は、特性変換回路100に供給される。直流電力変換装置20は、具体的には第1DCDCコンバータ21は、MPPT制御により特性変換回路100から(厳密にはLCフィルタ61を介して)電力を取り出し、取り出した電力を第1DCバス11に供給する。
また、直流電力変換装置20は、系統連系時と同様に、太陽光発電システム31および32から電力を取り出し、取り出した電力を第1DCバス11に供給する。
直流電力変換装置20によって太陽光発電システム31および32ならびに特性変換回路100から取り出された合計電力が第1負荷251、D1電源55、交流負荷56および貯湯ユニット47の要求負荷よりも小さい場合、不足分に相当する電力が、蓄電装置25から第4DCDCコンバータ12を経由して第1DCバス11にさらに供給される。取り出された電力が要求負荷よりも大きい場合、過剰分の電力が第4DCDCコンバータ12を介して蓄電装置25に充電され、この充電を行っても過剰分の電力が余る場合は、第2DCバス43の電力の一部が第6DCDCコンバータ45を介してヒーター46に供給される。
このようにして、上記要求負荷に追従させられたあるいは近づけられた電力が、第1DCバス11から第1インバータ13および電力切替ユニット28を経由して主幹ブレーカー92に供給される。主幹ブレーカー92に供給された電力は、系統連系時と同様に、D1電源55、交流負荷56、貯湯ユニット47および第1負荷251に供給される。
[電力システム300で形成されている経路]
上述の説明ならびに図1および図2から理解されるように、電力システム300では、系統電力供給経路351と、逆潮流経路352と、自立運転時用経路353と、直流出力経路354と、交流出力経路355と、負荷行き経路356と、が形成されている。系統電力供給経路351は、系統電源200から、第3接続点p3、電流検出部27および第1分岐部85をこの順に介して、電力切替ユニット28の系統電力入力部28aに交流電力を導く経路である。逆潮流経路352は、インバータ13から第3接続点p3を介して系統電源200に交流電力を導く経路である。自立運転時用経路353は、インバータ13から電力切替ユニット28の自立電力入力部28bに交流電力を導く経路である。直流出力経路354は、燃料電池発電システム40からインバータ13に直流電力を導く経路である。交流出力経路355は、燃料電池発電システム40から二次連系ブレーカー83を介して第1分岐部85に交流電力を導く経路である。負荷行き経路356は、電力切替ユニット28の電力出力部28cから第2分岐部95を介して燃料電池発電システム40の交流負荷56に交流電力を導く経路である。なお、この例では、系統電力供給経路351および逆潮流経路352は、第3接続点p3から見て系統電源200側の部分において重複している。
この例では、電力システム300は、太陽光発電パネルを有する太陽光発電システム31および32を備える。電力システム300では、太陽光発電システム31からインバータ13に直流電力を導く経路が形成されている。また、太陽光発電システム32からインバータ13に直流電力を導く経路が形成されている。
この例では、電力システム300は、蓄電装置25を備える。電力システム300では、蓄電装置25からインバータ13に直流電力を導く経路が形成されている。
この例では、電力システム300は、太陽光発電パネルを有する太陽光発電システム31および32と、蓄電装置25と、を備える。電力システム300では、太陽光発電システム31から蓄電装置25に直流電力を導く経路が形成されている。太陽光発電システム32から蓄電装置25に直流電力を導く経路が形成されている。また、燃料電池発電システム40から蓄電装置25に直流電力を導く経路が形成されている。このため、太陽光発電システム31および32からのみならず、燃料電池発電システム40からも、蓄電装置25を充電することができる。
この例では、電力システム300は、太陽光発電パネルを有する太陽光発電システム31および32と、蓄電装置25と、コンセント260と、を備える。電力システム300では、太陽光発電システム31からインバータ13、自立運転時用経路353、電力切替ユニット28および第2分岐部95をこの順に介してコンセント260に電力を導く経路が形成されている。太陽光発電システム32からインバータ13、自立運転時用経路353、電力切替ユニット28および第2分岐部95をこの順に介してコンセント260に電力を導く経路が形成されている。燃料電池発電システム40からインバータ13、自立運転時用経路353、電力切替ユニット28および第2分岐部95をこの順に介してコンセント260に電力を導く経路が形成されている。蓄電装置25からインバータ13、自立運転時用経路353、電力切替ユニット28および第2分岐部95をこの順に介してコンセント260に電力を導く経路が形成されている。このため、この例では、太陽光発電システム31および32ならびに蓄電装置25から電力が供給されるコンセント260に、燃料電池発電システム40からも電力を供給できる。このことは、以下の理由で、停電時に便利である。すなわち、夜、雨天時などには、太陽光発電システム31および32は発電できない。仮にコンセント260に燃料電池発電システム40から電力を供給できないとすると、夜、雨天時などに停電が続く場合において、コンセント260から電力を取り出し可能な期間は蓄電装置25のみに基づく限られたものとなる。これに対し、この例では、コンセント260に燃料電池発電システム40から電力を供給できるため、上記期間を延ばすことができる。夜、雨天時などに停電が続く場合において、別のコンセントへの差し替えなしで1つのコンセントから長時間電力を取り出せることは、ユーザーにとって便利である。
また、この例では、コンセント260に対する上記接続と同様の接続が、貯湯ユニット47にもなされている。このため、夜、雨天時などに停電が続く場合において、貯湯ユニット47へとその動作に必要な電力を長時間供給することができる。
この例の電力システム300では、蓄電装置25からインバータ13、自立運転時用経路353、電力切替ユニット28および第2分岐部95をこの順に介して燃料電池発電システム40に電力を導く経路が形成されている。具体的には、このようにして燃料電池発電システム40のD1電源55および交流負荷56に電力を導く経路が形成されている。また、具体的には、コンセント260に対する上記接続と同様の接続が、燃料電池発電システム40にもなされている。上述の説明から理解されるように、この例の蓄電装置25は、停電時にコンセント260に電力を供給可能な非常用電源として機能する。この例では、さらに、蓄電装置25は、停電時に燃料電池発電システム40に電力を供給可能な非常用電源としても機能する。このようにすれば、停電時に燃料電池発電システム40を起動させるための専用電源、例えば該システム40の補機に電力を供給するための専用電源、を省略することができる。
[燃料電池発電システムの発電電力の逆潮流回避について]
電力システム300は、直流電力を発電し、直流電力をインバータ13で交流電力に変換し、交流電力を系統電源200に逆潮流させることと負荷に供給することとが可能なシステムである。また、電力システム300では、燃料電池発電システム40が適用されており、該燃料電池発電システム40からインバータ13に直流電力が供給されるようになっている。このような電力システム300では、燃料電池発電システム40から系統電源200への電力の逆潮流を回避するために、以下の点に留意が必要である。
まず、電力システム300では、系統連系時に、燃料電池発電システム40とは別の電源から系統電源200への電力の逆潮流が行われる。この例では、当該別の電源は、太陽光発電システム31および32である。逆潮流電力に燃料電池発電システム40で発電された電力が混じり込まないようにするには、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給を系統電源200の停電時に限定することが考えられる。そのためには、系統電源200が停電していることを十分な精度で確認する必要がある。以下では、この課題を第1の課題と称することがある。
また、系統電源200が停電していることが確認されれば直ちに燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給を開始してよいわけではない。燃料電池発電システム40の発電電力が系統電源200へと逆潮流するのを防止するためには、この電力供給開始の前に、インバータ13に供給される電力が負荷に供給され得る状況にあり一方系統電源200に供給され得る状況にないことを、十分な精度で確認する必要がある。以下では、この課題を第2の課題と称することがある。
この点、電力システム300は、系統電源200の停電を検知することができる。電力システム300の一例では、停電検知は、能動型方式等の公知の方式を利用して実現される。停電が検知されると、電力システム300は、電気的な接続状態を図1の状態から変化させる。具体的には、まず、第1解列リレー14および第2解列リレー48を解列させ開状態にする。次に、インバータ13と自立分電盤90とが電力切替ユニット28を介して電気的に接続されるように、電力切替ユニット28を切り替える。以下では、解列リレー14および48の解列および電力切替ユニット28の切替の契機となる上記の停電検知を、第1の停電検知と称することがある。
このようにすれば、一応は、系統電源200の停電を確認したことになる。また、上記のようにして得られた電気的接続状態においては、インバータ13から逆潮流経路352を介して系統電源200へと電力が逆潮流されることはない。一方、この電気的接続状態においては、インバータ13から、自立運転時用経路352、電力切替ユニット28および第2分岐部95を介して、D1電源55、交流負荷56、貯湯ユニット47および第1負荷251へと電力を供給できる。つまり、この電気的接続状態では、インバータ13に供給される電力は、負荷に供給可能であり、一方、系統電源200には逆潮流されない。
ただし、何らかの原因で、実際には系統電源200は停電していないにも関わらず、誤って系統電源200の停電が検知されることはあり得る。また、何らかの原因で、上記の電気的接続状態に至らないこともあり得る。このため、上記の第1の課題および第2の課題をより確実に解決できるような構成を採用することが望まれる。
そこで、電力システム300は、第1条件、第2条件、第3条件および第4条件が成立していると判断した後に、燃料電池発電システム40から直流出力経路354を介してインバータ13に直流電力を供給する。
第1条件は、電流検出部27の測定値が系統電源200が停電していることを示す値であるという条件である。第2条件は、交流出力経路355によって燃料電池発電システム40に入力される電圧が系統電源200が停電していることを示す値であるという条件である。第3条件は、負荷行き経路356によって燃料電池発電システム40に入力される電圧が燃料電池発電システム40の交流負荷56の動作電圧であるという条件である。第4条件は、交流負荷56で電力を消費させても電流検出部27の測定値が系統電源200が停電していることを示す値に維持されるという条件である。
この例では、電力システム300は、電流検出部27の測定値が第1閾値電流以下であるときに、第1条件が成立していると判断する。ここで、電流検出部27の測定値は、電流検出部27が1つの電流センサによって構成されている場合には、その電流センサの測定値を指す。電流検出部27が複数の電流センサによって構成されている場合には、電流検出部27の測定値は、複数の電流センサの測定値の合計であり得る。また、測定値として、所定期間にわたる平均値を採用することができる。要するに、電流検出部27の測定値は、系統電源200が停電しているか否かを判断できるものであればよい。
より具体的には、この例では、系統電力供給経路351における電流検出部27が設けられた部分は単相3線式の線路によって構成されている。電流検出部27は、この単相3線式の第1非接地線路に設けられた第1電流センサと、この単相3線式の第2非接地線路に設けられた第2電流センサと、によって構成されている。そして、電力システム300は、第1電流センサの測定値と第2電流センサの測定値の合計が第1閾値電流以下であるときに、第1条件が成立していると判断する。
第1の例では、電力システム300は、交流出力経路355によって燃料電池発電システム40に入力される電圧がゼロクロスしないときに、第2条件が成立していると判断する。ここで、電圧がゼロクロスするとは、電圧の瞬時値が0Vを跨いで変化することを指す。
第2の例では、電力システム300は、交流出力経路355によって燃料電池発電システム40に入力される電圧を、パルス波に変換する。交流出力経路355に交流電圧が印加されていれば、得られるパルス波は、繰り返し波形を構成する。他方、交流出力経路355に電圧が印加されていなければ、この変換で得られる波形は一定レベルに固定されたものとなる。第2の例では、電力システム300は、複数周期分の繰り返し波形が検知されれば第2条件は成立していないと判断する。他方、電力システム300は、複数周期分の繰り返し波形が検知されず、かつ、所定期間わたり得られた波形が一定レベルに固定されている場合には、第2条件は成立していると判断する。なお、第2の例は、第1の例の具体例を構成し得る。
電力システム300は、燃料電池発電システム40以外からもインバータ13に直流電力が供給されるように構成されている。この例では、この直流電力供給は、太陽光発電システム36、太陽光発電システム37および/または蓄電装置25によって行われる。第3条件における負荷行き経路356によって燃料電池発電システム40に入力される電圧は、上記電力供給によって生成される。
この例では、第4条件は、交流負荷56で電力を消費させても電流検出部27の測定値が第1閾値電流以下に維持されるという条件である。より具体的には、この例では、交流負荷56で電力を消費させても上記の第1電流センサの測定値と第2電流センサの測定値の合計が第1閾値電流以下に維持されるという条件である。
この例では、基板60は、直流出力経路354上に設けられている。そして、電力システム300が第1条件、第2条件、第3条件および第4条件が成立していると判断した後に、基板60が直流電力の出力を開始する。具体的には、電力システム300が第1条件および第2条件が成立していると判断した後に基板60の起動が開始される。ここで、基板60が起動している状態は、特性変換回路100において電圧電流制御回路160の入力電圧に対する出力電圧の比率を規定するための動作がなされている状態を指す。そして、基板60の起動中において、電力システム300が第3条件および第4条件が成立していると判断した後に、基板60は、規定された比率に基づいて直流電力の出力を開始する。
第1条件が成立しない場合には、系統電源200が停電しておらず系統電源200から第3接続点p3を介して電流測定部27に電流が供給されていることが疑われる。第2条件が成立しない場合には、系統電源200が停電しておらず系統電源200から第3接続点p3および二次連系ブレーカー83をこの順に介して交流出力経路355に電圧が供給されていることが疑われる。第1条件および第2条件が成立するが第3条件が成立しない場合には、系統電源200は停電しているがインバータ13から自立運転時用経路353および電力切替ユニット28をこの順に介した負荷行き経路356への電圧供給がなされていないことが疑われる。第4条件が成立しない場合には、系統電源200が停電しておらず系統電源200から第3接続点p3、電流測定部27、第1分岐部85、電力切替ユニット28および負荷行き経路356をこの順に介して交流負荷56に電力が供給されていることが疑われる。
第1条件および第2条件が成立していることを確認することにより、系統電源200が停電していることが再確認されることとなる。本実施の形態では、第1条件および第2条件が成立していると判断されない場合には、燃料電池発電システム40から直流出力経路354を介したインバータ13への直流電力の供給はなされない。このような構成は、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が系統電源200の非停電時に行われる事態を回避するのに適している。
第1条件および第2条件の両方の成立を確認する利点は、以下のとおりである。第1分岐部85から負荷252,253等の負荷および電力切替ユニット28に流出する電力が小さい場合がある。例えば、家庭内の電化製品の電力消費が小さい場合が、そのような場合に該当する。上記流出電力が小さい場合には、電力システム300は、系統電源200が停電していないにも関わらず第1条件が成立していると判断してしまう。しかし、第1条件のみならず第2条件の成立を確認することにより、このような場合であっても系統電源200が停電していることを確認できる。一方、施工時の設定ミス等が原因で二次連系ブレーカー83が遮断状態にある場合がある。この場合、電力システム300は、系統電源200が停電していないにも関わらず第2条件が成立していると判断してしまう。しかし、第2条件のみならず第1条件の成立を確認することにより、このような場合であっても系統電源200が停電していることを確認できる。
第3条件の成立を確認する利点は、以下のとおりである。何らかの原因で、インバータ13に供給される電力を、自立運転時用経路353、電力切替ユニット28および負荷行き経路356に供給できない場合があり得る。施工時に設定ミスが発生した場合、パワーステーション10における自立運転時用経路353への電力出力機構が故障している場合、自立分電盤90の主幹ブレーカー92が過電流でトリップして遮断状態になっている場合等が、そのような場合に該当する。しかし、本実施の形態では、第3条件の成立を確認する。これにより、インバータ13に供給される電力が、自立運転時用経路353、電力切替ユニット28および負荷行き経路356に供給され得る状況にあることが確認されることとなる。
具体的には、本実施の形態では、第1条件および第2条件と併せて第3条件の成立を確認する。これにより、インバータ13に供給される電力が、逆潮流経路352に供給され得る状況になく、自立運転時用経路353、電力切替ユニット28および負荷行き経路356に供給され得る状況にあることが確認されることとなる。これにより、インバータ13に供給される電力が負荷に供給され得る状況にあり一方系統電源200に供給され得る状況にないことが確認されることとなる。本実施の形態では、第1〜第3条件が成立していると判断されない場合には、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力の供給はなされない。このような構成は、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給を、インバータ13に供給される電力が系統電源200に供給され得ず負荷に供給され得る状況において実行するのに適している。
さらに、本実施の形態では、第4条件の成立を確認する。第1条件および第2条件と併せて第4条件の成立を確認することにより、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が系統電源200の非停電時に行われる事態がより確実に回避される。また、第1〜第3条件と併せて第4条件の成立を確認することにより、より確実に、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給を、インバータ13に供給される電力が系統電源200に供給され得ず負荷に供給され得る状況において実行することが可能となる。
具体的には、第4条件の成立を確認する利点は、以下のとおりである。第1分岐部85から流出する電力が小さくかつ二次連系ブレーカー83が遮断状態にある場合、電力システム300は、系統電源200が停電していないにも関わらず第1条件および第2条件が成立していると判断してしまう。しかし、第1条件および第2条件のみならず第4条件の成立を確認することにより、このような場合であっても系統電源200が停電していることを確認できる。
また、電力システム300では、インバータ13から第3接続点p3、第1分岐部85および電力切替ユニット28をこの順に介して負荷行き経路356に電圧を供給することは不可能ではない。このような電圧供給がなされている場合には、第3条件が成立していると電力システム300が判断した場合であっても、インバータ13に供給される電力が逆潮流経路352を介して系統電源200に逆潮流されている可能性がある。このような電圧供給がなされている可能性は、第1分岐部85から流出する電力が小さくかつ二次連系ブレーカー83が遮断状態にある場合を考慮すると、第1条件および第2条件の成立確認だけでは排除しきれない。しかし、第1〜第3条件のみならず第4条件を確認することにより、上記のような電圧供給がなされている可能性が排除される。このため、第1〜第3条件のみならず第4条件を確認することにより、より確実に、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給を、インバータ13に供給される電力が系統電源200に供給され得ず負荷に供給され得る状況において実行することが可能となる。
この例では、燃料電池発電システム40が、電流検出部27と協働して、第1条件および第4条件が成立しているか否かを判断する。また、燃料電池発電システム40が、第2条件および第3条件が成立しているか否かを判断する。
図1および2で示す位置に電流検出部27を設けることは系統連系規定により義務付けられている。このため、第1条件および第4条件の成立確認は、電力システム300のコスト増の原因とはなり難い。また、燃料電池発電システム40を用いた電圧確認には、大きなコストはかからない。このため、第2条件および第3条件の成立確認は、電力システム300のコスト増の原因とはなり難い。以上の理由で、第1〜第4条件は、燃料電池発電システム40の発電電力の逆潮流を低コストで回避する観点から優れている。
[燃料電池発電システムの発電電力の逆潮流回避のための制御の具体例]
以下、燃料電池発電システム40の発電電力の逆潮流回避のための制御の具体例を、図5を参照しながら説明する。
図5のフローチャートのフローは、上記の第1の停電検知によって、第2解列リレー48を解列させ開状態にしたタイミングで開始される。
ステップS1では、電力システム300は、第2条件が成立しているか否かを判断する。第2条件が成立していると判断された場合は、フローはステップS2に進む。第2条件が成立していないと判断された場合は、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始されることなく、フローが終了する。
ステップS2では、電力システム300は、第1条件が成立しているか否かを判断する。第1条件が成立していると判断された場合は、フローはステップS3に進む。第1条件が成立していないと判断された場合は、フローはステップS11に進む。
ステップS11では、電力システム300は、ステップS2で第1条件が成立していないと判断されてからの経過時間が閾値時間t1以上であるか否かを判断する。この経過時間が閾値時間t1以上であると判断された場合は、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始されることなく、フローが終了する。この経過時間が閾値時間t1未満であると判断された場合は、フローはステップS1に戻る。
ステップS3では、電力システム300は、ステップS2で第1条件が成立していると判断されてからの経過時間が閾値時間t2以上であるか否かを判断する。この経過時間が閾値時間t2以上であると判断された場合は、フローはステップS4に進む。この経過時間が閾値時間t2未満であると判断された場合は、フローはステップS1に戻る。
ステップS4では、電力システム300は、基板60の起動を開始させる。ステップS4の実行後に、フローはステップS5に進む。
ステップS5では、電力システム300は、第2条件が成立しているか否かを判断する。第2条件が成立していると判断された場合は、フローはステップS6に進む。第2条件が成立していないと判断された場合は、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始されることなく、フローが終了する。
ステップS6では、電力システム300は、第1条件が成立しているか否かを判断する。第1条件が成立していると判断された場合は、フローはステップS7に進む。第1条件が成立していないと判断された場合は、フローはステップS12に進む。
ステップS12では、電力システム300は、ステップS6で第1条件が成立していないと判断されてからの経過時間が閾値時間t3以上であるか否かを判断する。この経過時間が閾値時間t3以上であると判断された場合は、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始されることなく、フローが終了する。この経過時間が閾値時間t3未満であると判断された場合は、フローはステップS5に戻る。
ステップS7では、電力システム300は、燃料電池発電システム40の発電電力が所定電力W1に達しているか否かを判断する。発電電力が所定電力W1に達していると判断された場合は、フローはステップS8に進む。発電電力が所定電力W1に達していないと判断された場合は、フローはステップS5に戻る。所定電力W1は、例えば、燃料電池41の定格発電電力である。なお、燃料電池発電システム40の発電電力は、燃料電池発電システム40から出力されない期間においては、ヒーター46で消費される。
ステップS8では、電力システム300は、第3条件が成立しているか否かを判断する。第3条件が成立していると判断された場合は、フローはステップS9に進む。第3条件が成立していないと判断された場合は、フローはステップS13に進む。
ステップS13では、電力システム300は、ステップS8で第3条件が成立していないと判断された回数(以下、リトライ回数と称することがある)が閾値回数N以上であるか否かを判断する。リトライ回数が閾値回数N以上であると判断された場合は、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始されることなく、フローが終了する。リトライ回数が閾値回数N未満であると判断された場合は、フローはステップS8に戻る。
ステップS9では、電力システム300は、第4条件が成立しているか否かを判断する。第4条件が成立していると判断された場合は、フローはステップS10に進む。第4条件が成立していないと判断された場合は、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始されることなく、フローが終了する。
ステップS10では、電力システム300は、基板60は直流電力の出力を開始させる。これにより、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始される。
この具体例では、燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始されることなくフローが終了した場合、図5のフローが最初から再実行される。ステップS10に至り燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始されるまで、このフローを継続して繰り返すこともできる。このようにすれば、適切なタイミングで燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給が開始される。
燃料電池発電システム40からインバータ13への直流電力供給開始後においては、燃料電池発電システム40の発電電力を第2分岐部95に供給できる。こうして、系統電源200が停電している状況において、燃料電池発電システム40により、第2分岐部95の接続先に長時間電力を供給することが可能となる。例えば、負荷251が電化製品である場合、その電化製品を長時間使用できる。
[特性変換回路の具体例]
上記の説明から理解されるように、この例では、特性変換回路100は、DCDCコンバータである電圧電流制御回路160を有する。特性変換回路100の出力電流が所定値未満のときにおいて、電圧電流制御回路160および第1フィードバック回路110は、協働して、特性変換回路100の出力電圧に応じて特性変換回路100の出力電圧を調整することによって特性変換回路100の出力電圧を目標値に追従させる第1フィードバック制御を行う。また、特性変換回路100の出力電流が所定値以上のときにおいて、電圧電流制御回路100および第2フィードバック回路120は、協働して、特性変換回路100の出力電流が大きいほど特性変換回路100の出力電圧を低下させることによって特性変換回路100の出力電力がピークになるときにおける特性変換回路100の出力電圧を所定範囲内の値に調整する第2フィードバック制御を行う。
このような第1および第2フィードバック制御を実現する特性変換回路100は適宜設計可能であるが、以下では、特性変換回路100の具体例である特性変換回路100Xについて、図6を参照しながら説明する。以下では、図4を参照して既に説明した要素については、同一符号を付し、その説明を省略することがある。
特性変換回路100Xは、LLCコンバータを構成している。このLLCコンバータは、定電圧源131から流出する電流が大きいほど高い発振周波数が規定され、発振周波数が高いほど特性変換回路100Xの入力電圧に対する出力電圧の比率が小さくなるように構成されている。
具体的には、特性変換回路100Xは、第1フィードバック回路110と、第2フィードバック回路120と、フィードバック電流供給部130Xと、電流共振制御部140と、電圧電流制御回路160Xと、を有する。
フィードバック電流供給部130Xは、定電圧源131および第6抵抗132に加え、第1発光ダイオード135を有する。第1発光ダイオード135には、定電圧源131から流出した電流が流れる。
電流共振制御部140は、第7抵抗141と、第1コンデンサ142と、第8抵抗143と、第1フォトトランジスタ145と、制御IC146と、を有する。第7抵抗141と、第1コンデンサ142と、第8抵抗143および第1フォトトランジスタ145の組み合わせとは、互いに並列に接続されている。第1フォトトランジスタ145は、第1発光ダイオード135と協働して、第1フォトカプラ150を構成している。制御IC146は、定電流源147と、フィードバック端子148と、ハイサイドドライバ出力端子149aと、ローサイドドライバ出力端子149bと、を有する。
電流共振制御部140では、第1コンデンサ142に電荷が充電される期間(以下、充電期間と称することがある)と、第1コンデンサ142から電荷が放電される期間(以下、放電期間と称することがある)とが、交互に訪れる。放電期間と充電期間とは、フィードバック端子148の電圧に基づいて切り替わる。
具体的には、充電期間において、定電流源147からフィードバック端子148を介して第1コンデンサ142に電荷が充電されていく。充電が進むにつれて、フィードバック端子148の電圧が上昇していく。フィードバック端子148の電圧が第1の電圧に達すると、放電期間に切り替わる。放電期間においては、定電流源147から第1コンデンサ142への電荷の充電は停止される。放電期間においては、第1コンデンサ142に充電された電荷は、第7抵抗141を介して放電される。放電期間においては、電荷が第8抵抗143および第1フォトトランジスタ145を介してさらに放電される。放電が進むにつれて、フィードバック端子148の電圧が低下していく。フィードバック端子148の電圧が第2の電圧に達すると、充電期間に切り替わる。
第1発光ダイオード135を流れる電流が大きいほど、第1フォトトランジスタ145に大きい電流が流れ、放電期間における第8抵抗143および第1フォトトランジスタ145を介した電荷の放電が速くなり、放電期間が短くなり、充放電周波数が高くなる。充放電周波数は、上記の発振周波数に対応する。
ある放電期間において、ハイサイドドライバ出力端子149aから駆動信号が出力される。次の放電期間において、ローサイドドライバ出力端子149bから駆動信号が出力される。次の放電期間において、ハイサイドドライバ出力端子149aから駆動信号が出力される。次の放電期間において、ローサイドドライバ出力端子149bから駆動信号が出力される。これが繰り返され、ドライバ出力端子149aおよび149bから、互いに逆位相の駆動パルス信号が出力される。これらの駆動パルス信号の周波数は、上記の充放電周波数が高くなるほど高くなる。なお、充電期間は、両ドライバ出力端子149aおよび149bのいずれからも駆動信号が出力されないデッドタイムとなる。
電圧電流制御回路160Xは、第2コンデンサ161と、第1スイッチング素子162aと、第2スイッチング素子162bと、第3コンデンサ163aと、第4コンデンサ163bと、第5コンデンサ164と、トランス165と、第1ダイオード166aと、第2ダイオード166bと、第6コンデンサ167と、を有する。
スイッチング素子162aおよび162bは、直列に接続されることにより、直列回路を構成している。この直列回路には、第2コンデンサ161が並列接続されている。第1スイッチング素子162aには第3コンデンサ163aが並列接続されている。第2スイッチング素子162bには第4コンデンサ163bが並列接続されている。
この例では、スイッチング素子162aおよび162bは、MOSFET(Metal-Oxide-Semiconductor Field-Effect Transistor)である。また、第5コンデンサ164は、共振コンデンサである。
トランス165は、1次側の巻線である第1巻線165aと、2次側の巻線である第2巻線165bおよび第3巻線165cと、を有する。
第1巻線165aの一端には、第1スイッチング素子162aの電流流出端子と、第2スイッチング素子162bの電流流入端子と、が接続されている。第1巻線165aの他端と第2スイッチング素子162bの電流流出端子との間には、第5コンデンサ164が接続されている。なお、この例では、電流流出端子はソース端子である。電流流入端子は、ドレイン端子である。
第2巻線165bの一端には、第1ダイオード166aのアノードが接続されている。第1ダイオード166aのカソードには、第6コンデンサ167の一端と、第2ダイオード166bのカソードと、が接続されている。第2巻線165bの他端には、第6コンデンサ167の他端と、基準電位とが接続されている。
第3巻線165cの一端には、第6コンデンサ167の他端と、基準電位とが接続されている。第3巻線165cの他端には、第2ダイオード166bのアノードが接続されている。
第1スイッチング素子162aの制御端子には、ハイサイドドライバ出力端子149aから駆動パルス信号が供給される。第2スイッチング素子162bの制御端子には、ローサイドドライバ出力端子149bから駆動パルス信号が供給される。これにより、スイッチング素子162aおよび162bは、互いに逆位相の駆動パルス信号が供給されることによって、交互にオンオフする。なお、この例では、制御端子は、ゲート端子である。
スイッチング素子162aおよび162bに供給される駆動パルス信号の周波数が高いほど、LLC共振に基づき、電圧電流制御回路160Xの入力電圧に対する出力電圧の比率が小さくなる。
[特性変換回路の別例]
図7に、特性変換回路の別例を示す。以下では、図4の例と同様の部分については、説明を省略することがある。
図7に示す特性変換回路190は、図4の特性変換回路100のフィードバック電流供給部130に代えて、フィードバック電流供給部195を有する。フィードバック電流供給部195は、定電圧源131および第6抵抗132に加え、第9抵抗191を有する。
特性変換回路190では、特性変換回路100と同様、第1シャントレギュレータ115の参照電圧端子に入力される電圧が大きいほど、定電圧源131、第6抵抗132、第1シャントレギュレータ115および基準電位をこの順に流れる電流すなわち第1電流が大きくなる。一方、特性変換回路190では、特性変換回路100と異なり、第2シャントレギュレータ125の参照電圧端子に入力される電圧が大きいほど、定電圧源131、第9抵抗191、第2シャントレギュレータ125および基準電位をこの順に流れる電流すなわち第2電流が大きくなる。
特性変換回路190の出力電流が小さい領域では、第1電流が、定電圧源131から流出する電流の大部分を占める。一方、特性変換回路100の出力電流が大きい領域では、第2電流が、定電圧源131から流出する電流の大部分を占める。つまり、特性変換回路100の出力電流が小さい領域では第1フィードバック回路110の動作が優勢となり、特性変換回路100の出力電流が大きい領域では第2フィードバック回路120の動作が優勢となる。これらの点で、特性変換回路190は、特性変換回路100と共通している。このため、特性変換回路190では、特性変換回路100と同様に、電圧電流制御回路160の入力電圧に対する出力電圧の比率が調整される。
図8に、特性変換回路190の具体例である特性変換回路190Xを示す。以下では、図6の例と同様の部分については、説明を省略することがある。
図8に示す特性変換回路190Xは、図6の特性変換回路100Xのフィードバック電流供給部130Xに代えて、フィードバック電流供給部195Xを有する。また、特性変換回路190Xは、特性変換回路100Xの電流共振制御部140に代えて、電流共振制御部199を有する。
フィードバック電流供給部195Xは、定電圧源131、第6抵抗132および第1発光ダイオード135に加え、第9抵抗191および第2発光ダイオード192を有する。電流共振制御部199は、第7抵抗141、第1コンデンサ142、第8抵抗143、第1フォトトランジスタ145および制御IC146に加え、第10抵抗196および第2フォトトランジスタ197を有する。
第7抵抗141と、第1コンデンサ142と、第8抵抗143および第1フォトトランジスタ145の組み合わせと、第10抵抗196および第2フォトトランジスタ197の組み合わせとは、互いに並列に接続されている。第2発光ダイオード192および第2フォトトランジスタ197は、協働して、第2フォトカプラ198を構成している。
電流共振制御部199では、電流共振制御部140と同様、第1コンデンサ142に電荷が充電される期間(以下、充電期間と称することがある)と、第1コンデンサ142から電荷が放電される期間(以下、放電期間と称することがある)とが、交互に訪れる。
具体的には、充電期間において、定電流源147からフィードバック端子148を介して第1コンデンサ142に電荷が充電されていく。充電が進むにつれて、フィードバック端子148の電圧が上昇していく。フィードバック端子148の電圧が第1の電圧に達すると、放電期間に切り替わる。放電期間においては、定電流源147から第1コンデンサ142への電荷の充電は停止される。放電期間においては、第1コンデンサ142に充電された電荷は、第7抵抗141を介して放電される。放電期間においては、電荷が、第8抵抗143および第1フォトトランジスタ145を介して、または、第10抵抗196および第2フォトトランジスタ197を介して、さらに放電される。放電が進むにつれて、フィードバック端子148の電圧が低下していく。フィードバック端子148の電圧が第2の電圧に達すると、充電期間に切り替わる。
電流共振制御部199における第1コンデンサ142の電荷の充電状態は、電流共振制御部140と同様に変化する。このため、特性変換回路190Xでは、特性変換回路100Xと同様に、電圧電流制御回路160Xの入力電圧に対する出力電圧の比率が調整される。
改めて断っておくが、図4の特性変換回路100の具体例は、図6の特性変換回路100Xには限られない。例えば、定電圧源131から流出する電流が大きいほど小さいデューティ比が規定され、そのデューティ比に基づいて動作するDCDCコンバータを特性変換回路内に構成することもできる。図7の特性変換回路190の具体例についても同様である。
また、図4および図6の第1フィードバック回路110および第2フィードバック回路120の構成も必須ではない。例えば、電圧センサによって電圧電流制御回路160の出力電圧を検出し、電流センサによって電圧電流制御回路160の出力電流を検出し、出力電流が小さい領域では出力電圧が一定の電圧に維持され出力電流が大きい領域では出力電流が出力電流が増えるにつれて出力電圧が下がるような制御信号をマイクロコンピュータにより生成し、該制御信号を用いて電圧電流制御回路160を制御してもよい。
本開示に、その他の種々の変更を適用することもできる。例えば、電力システムにおける太陽光発電システムの数は1つであってもよく、3つ以上であってもよい。電力システムは、太陽光発電システムを有していないくてもよい。直流電力変換装置、第1インバータ等は、パワーステーションに組み込まれていなくてもよい。電力システムは、蓄電装置、貯湯ユニットなどの図示した一部の要素を有していないくてもよい。また、発電部と負荷の接続経路は、図示したものに限られない。例えば、コンセント260を省略して第1負荷251に電力を供給することも可能である。