JP6526421B2 - 電力制御システム - Google Patents

Description

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る。スイッチユニットＳａは、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。スイッチユニットＳｂは、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。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る。スイッチユニットＳｃは、第１通電路Ｐ１及びＰＣＳ３ｂ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Ｓｄは、変圧器Ｔｂ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、
   各々の前記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、
   前記接続開閉部の開閉動作を制御する開閉制御部と、
   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、
   前記開閉制御部は、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各々の前記電力変換部から出力される第１出力電力の電力値の総和である第１総電力値が、全ての前記電力変換部のうちの一部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一部の前記電力変換部から出力される第２出力電力の電力値の総和である第２総電力値以下であれば、
   全ての前記電力変換部のうちの前記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前記接続開閉部に閉動作をさせ、且つ、
   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前記接続開閉部に開動作をさせる電力制御システム。
2. 前記接続開閉部は、各々の前記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１に記載の電力制御システム。
3. 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又は請求項２に記載の電力制御システム。
4. 前記第１通電路及び各々の前記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３のいずれかに記載の電力制御システム。
5. 各々の前記電力変換部と前記第２通電路との間に設けられる絶縁用の変圧器をさらに複数備える請求項１〜請求項４のいずれかに記載の電力制御システム。
   

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