JP6765078B2

JP6765078B2 - 電力変換装置、電力変換システム

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Publication number: JP6765078B2
Application number: JP2017068996A
Authority: JP
Inventors: 康太前場; 菊池　彰洋; 彰洋菊池; 渉堀尾; 藤井　裕之; 裕之藤井; 賢治花村; 智規伊藤
Original assignee: Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Current assignee: Panasonic Intellectual Property Management Co Ltd
Priority date: 2017-03-30
Filing date: 2017-03-30
Publication date: 2020-10-07
Anticipated expiration: 2037-03-30
Also published as: JP2018170935A; EP3605824B1; WO2018179715A1; EP3605824A1; US11411428B2; US20200019199A1; EP3605824A4

Description

本発明は、直流電力を交流電力に変換する電力変換装置、電力変換システムに関する。

現在、系統連系される分散型電源には、電源ソースとして太陽電池、燃料電池、定置型蓄電池、車載蓄電池などがある。系統に連系する分散型電源システムの代表的な構成として、単一の分散型電源を使用してＤＣ−ＤＣコンバータ、直流バス及びインバータを介して系統連系する構成と、複数の分散型電源を使用してそれぞれのＤＣ−ＤＣコンバータ、共通の直流バス及び１つのインバータを介して系統連系する構成がある（例えば、特許文献１参照）。

後者において、複数のＤＣ−ＤＣコンバータと１つのインバータが１つの筐体内に設置される構成と、少なくとも１つのＤＣ−ＤＣコンバータと１つのインバータが分離された筐体内に設置される構成がある。

また、物理的に１つの筐体内にＤＣ−ＤＣコンバータとインバータが設置される構成であっても、制御的にはＤＣ−ＤＣコンバータとインバータが別々の制御装置(例えば、マイコン)により独立に制御されることもある。このようなＤＣ−ＤＣコンバータとインバータが物理的もしくは制御的に分離された分散型電源システムでは、それぞれの電力変換部間の調整を行う必要がある。

例えば、太陽電池と定置型蓄電池を組み合わせた分散型電源システムにおいて、定置型蓄電池からの放電時に逆潮流電力が発生した場合、逆潮流電力を抑制する必要がある。一方、定置型蓄電池が接続されていない太陽光発電システムにおいては、逆潮流電力を抑制する必要はなく、むしろ売電することが望ましい。

特開２０１５−１２２９０６号公報

上述のように逆潮流電力に対する取り扱いは、システム構成によって変える必要がある。例えば初期コストを抑えるために太陽光発電システムのみを導入し、後から蓄電池を接続して太陽電池と定置型蓄電池を組み合わせた創蓄連携システムを構成する場合、逆潮流抑制機能を後から追加する必要があった。

また蓄電池の劣化により、充放電ができなくなった場合に、創蓄連携システムから蓄電池を取り外し、単純な太陽光発電システムとする場合、逆潮流抑制機能がそのまま残ってしまうことがあった。

本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、逆潮流電力に対する取り扱いが最適化された電力変換装置、電力変換システムを提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明のある態様の電力変換装置は、再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バスに出力する第１ＤＣ−ＤＣコンバータと、前記直流バスを介して接続され、前記直流バスの直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷または電力系統に供給するインバータと、前記インバータを制御する制御回路と、を備える。蓄電部の入出力を制御する第２ＤＣ−ＤＣコンバータが、前記直流バスに接続可能な構成であり、前記制御回路は、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータが前記直流バスに非接続の状態では前記インバータから前記電力系統への逆潮流抑制機能を無効な状態にし、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータが前記直流バスに接続された状態では前記逆潮流抑制機能を有効な状態にする。

本発明によれば、システム構成に応じて逆潮流電力に対する取り扱いを最適化することができる。

本発明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。本発明の実施の形態に係る逆潮流抑制機能の取り扱いを示すフローチャートである。

図１は、本発明の実施の形態に係る電力変換システム１を説明するための図である。電力変換システム１は、第１電力変換装置１０及び第２電力変換装置２０を備える。第１電力変換装置１０は太陽電池２用のパワーコンディショナシステムであり、第２電力変換装置２０は蓄電部３用のパワーコンディショナシステムである。図１では、太陽電池２用のパワーコンディショナシステムに、蓄電部３用のパワーコンディショナシステムを後付けした例を示している。

太陽電池２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２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２は第１電力変換装置１０と接続され、発電した電力を第１電力変換装置１０に出力する。

第１電力変換装置１０は、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１、コンバータ制御回路１２、インバータ１３、インバータ制御回路１４、及びシステム制御回路１５を備える。システム制御回路１５は、逆潮流電力計測部１５ａ、指令値生成部１５ｂ、及び通信制御部１５ｃを含む。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１とインバータ１３間は直流バス４０で接続される。コンバータ制御回路１２とシステム制御回路１５間は通信線４１で接続され、両者の間で所定のシリアル通信規格（例えば、例えばＲＳ−４８５規格、ＴＣＰ−ＩＰ規格）に準拠した通信が行われる。

ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、太陽電池２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４０に出力する。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は例えば、昇圧チョッパで構成することができる。

コンバータ制御回路１２はＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する。コンバータ制御回路１２は基本制御として、太陽電池２の出力電力が最大になるようＤＣ−ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御する。具体的にはコンバータ制御回路１２は、太陽電池２の出力電圧および出力電流である、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の入力電圧および入力電流を計測して太陽電池２の発電電力を推定する。コンバータ制御回路１２は、計測した太陽電池２の出力電圧と推定した発電電力をもとに、太陽電池２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。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１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。

インバータ１３は双方向インバータであり、直流バス４０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商用電力系統（以下、単に系統４という）に接続された配電線５０に出力する。当該配電線５０には負荷５が接続される。またインバータ１３は、系統４から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４０に出力する。直流バス４０には、平滑用の電解コンデンサ（不図示）が接続されている。

インバータ制御回路１４はインバータ１３を制御する。インバータ制御回路１４は基本制御として、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧を維持するようにインバータ１３を制御する。具体的にはインバータ制御回路１４は、直流バス４０の電圧を検出し、検出したバス電圧を第１閾値電圧に一致させるための指令値を生成する。インバータ制御回路１４は、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧より高い場合はインバータ１３のデューティ比を上げるための指令値を生成し、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧より低い場合はインバータ１３のデューティ比を下げるための指令値を生成する。インバータ１３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。

蓄電部３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３は第２電力変換装置２０と接続される。

第２電力変換装置２０は、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１及びコンバータ制御回路２２を備える。コンバータ制御回路２２と、第１電力変換装置１０のシステム制御回路１５は通信線４２で接続され、両者の間で所定のシリアル通信規格に準拠した通信が行われる。

ＤＣ−ＤＣコンバータ２１は、蓄電部３と直流バス４０の間に接続され、蓄電部３を充放電する双方向コンバータである。コンバータ制御回路２２はＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。コンバータ制御回路２２は基本制御として、システム制御回路１５から送信されてくる指令値をもとにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御して、蓄電部３を定電流（ＣＣ）／定電圧（ＣＶ）で充電／放電する。例えばコンバータ制御回路２２は、放電時においてシステム制御回路１５から電力指令値を受信し、当該電力指令値を蓄電部３の電圧で割った値を電流指令値として、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１に定電流放電させる。

操作表示装置３０は、第１電力変換装置１０のユーザインターフェイスであり、室内の所定の位置に設置される。操作表示装置３０は例えば、タッチパネルディスプレイで構成することができ、ユーザに所定の情報を提供すると共に、ユーザからの操作を受け付ける。操作表示装置３０とシステム制御回路１５は通信線４３で接続され、両者の間で所定のシリアル通信規格に準拠した通信が行われる。なお操作表示装置３０とシステム制御回路１５の間は無線で接続されてもよい。

蓄電部３からの放電中に、日射変動により太陽電池２の発電量が増加した場合、又は負荷５の消費電力が低下した場合、系統４への逆潮流電力が発生し、売電状態になることがある。日本では系統連系規程により蓄電システムから、蓄電池の定格容量の５％以上の電力を５００ｍｓを超えて系統４へ逆潮流することが禁止されている。従って、蓄電部３が接続された電力変換システム１において逆潮流が検出された場合、５００ｍｓ以内に逆潮流を抑える必要がある。

インバータ１３の出力電力を抑制する方法として、太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を抑制する方法、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する方法、インバータ１３の出力電力を抑制する方法がある。太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を抑制する方法は、太陽電池２の発電量を無駄にすることに繋がる。従って太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力抑制は最後に実行すべき制御である。

逆潮流が検出された場合、蓄電部３からの放電を停止すればよいため、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する方法が最も直截的な制御である。しかしながら、第２電力変換装置２０が第１電力変換装置１０から分離され、系統４から離れた位置に設置されている場合、逆潮流の検出から蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制までにタイムラグが発生しやすくなる。

図１に示した構成では、第１電力変換装置１０の逆潮流電力計測部１５ａが、配電線５０に設置されたＣＴセンサ（不図示）の計測値をもとに逆潮流の発生を検出する。第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２は、システム制御回路１５から通信線４２を介して逆潮流の検出情報を受信する。通信線４２は、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０を繋ぐ直流バス４０に這わせて設置されることが多く、この構成では通信線４２は直流バス４０からノイズの影響を受ける。また二値の電圧を使用したデジタル通信では、１ビットを表す単位期間を短くするほどノイズに弱くなる性質があり、基本的に通信速度を上げるほどビット誤りが発生しやすくなる。

従って第１電力変換装置１０が逆潮流を検出し、出力抑制を指示する通信データを生成し、通信線４２を介して第２電力変換装置２０に送信する方法では、系統連系規程に定められる時限（５００ｍｓ）を遵守できない可能性がある。またノイズにより通信データの内容が途中で変わってしまう可能性もある。

そこで先にインバータ１３の出力電力を抑制し、後から蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する方法が考えられる。上述のようにインバータ制御回路１４は基本制御として、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧を維持するようにインバータ１３を制御する。逆潮流が発生した場合、インバータ制御回路１４は優先制御として、出力抑制制御を実行する。具体的にはインバータ制御回路１４は、インバータ１３の出力が指令値生成部１５ｂにより生成された指令値（具体的には上限電流値または上限電力値）を超えないようにインバータ１３を制御する。出力抑制中は、直流バス４０の電圧を第１閾値電圧に維持するように制御するバス電圧の安定化制御は停止する。

インバータ１３の出力抑制が開始した時点では、太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１及び／又は蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制は開始していない。従ってインバータ１３の出力電力に対してインバータ１３の入力電力が過多となり、直流バス４０の電圧が上昇する。より具体的には直流バス４０に接続された電解コンデンサに電荷が蓄積されていく。

上述のようにコンバータ制御回路２２は基本制御として、蓄電部３からＤＣ−ＤＣコンバータ２１への放電量またはＤＣ−ＤＣコンバータ２１から蓄電部３への充電量が、システム制御回路１５から送信されてくる指令値になるようにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。さらにコンバータ制御回路２２は優先制御として、直流バス４０の電圧が第２閾値電圧を超えないようにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。この制御は、システム制御回路１５から送信されてくる指令値に出力を合わせる制御に対して優先する。第２閾値電圧は第１閾値電圧より高い値に設定される。

上述のようにコンバータ制御回路１２は基本制御として、太陽電池２の出力電力が最大になるようＤＣ−ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御する。さらにコンバータ制御回路１２は優先制御として、直流バス４０の電圧が第３閾値電圧を超えないようにＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する。この制御は、ＭＰＰＴ制御に対して優先する。第３閾値電圧は第２閾値電圧より高い値に設定される。

第１閾値電圧は、直流バス４０の定常時の電圧に設定される。系統電圧がＡＣ２００Ｖの場合、第１閾値電圧は例えば、ＤＣ２８０Ｖ〜３６０Ｖの範囲に設定される。第２閾値電圧は例えば３９０Ｖ、第３閾値電圧は例えば４１０Ｖに設定される。インバータ１３の出力抑制により直流バス４０の電圧が上昇し、直流バス４０の電圧が第２閾値電圧に到達すると蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１によるバス電圧の上昇抑制制御が発動する。直流バス４０の電圧上昇のエネルギーが、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１による上昇抑制エネルギーより大きい場合は、直流バス４０の電圧がさらに上昇する。直流バス４０の電圧が第３閾値電圧に到達すると太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１によるバス電圧の上昇抑制制御が発動する。

図１に示した電力変換システム１において初期投資を抑えたい場合、第２電力変換装置２０が接続されずに第１電力変換装置１０単体の状態（即ち、太陽光発電システムの状態）で運用を開始することがある。この場合、太陽電池２から系統４への逆潮流は禁止されていないため、第１電力変換装置１０に逆潮流抑制機能が搭載されない状態で販売されることが一般的である。その場合、第２電力変換装置２０を追加接続した後、逆潮流抑制機能が働いていない状態で電力変換システム１の運用が開始されてしまうリスクがある。

また図１に示した電力変換システム１の状態から、第２電力変換装置２０を取り外したい場合がある。例えば、蓄電部３を殆ど使用していない場合、第２電力変換装置２０を直流バス４０から取り外しておいた方が蓄電部３の劣化を抑えることができる。第２電力変換装置２０が取り外された後の電力変換システム１において、逆潮流抑制機能をオフすることを失念していた場合、太陽電池２から系統４への逆潮流電力が抑制されてしまうことになり、売電による経済的利益が得られなくなる。

そこで本実施の形態では、逆潮流抑制機能を第１電力変換装置１０側に搭載しつつ、第２電力変換装置２０の接続の有無に応じて逆潮流抑制機能のオン／オフを切り替える仕組みを導入する。具体的には、システム制御回路１５にインストールされているファームウェア内の逆潮流抑制に関するコードを有効化／無効化する仕組みを導入する。

図２は、本発明の実施の形態に係る逆潮流抑制機能の取り扱いを示すフローチャートである。第１電力変換装置１０のシステム制御回路１５は、直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されているか否か判定する（Ｓ１０）。接続されている場合（Ｓ１０のＹ）、システム制御回路１５は逆潮流抑制機能を有効化する（Ｓ２０）。接続されていない場合（Ｓ１０のＮ）、システム制御回路１５は逆潮流抑制機能を無効化する（Ｓ３０）。

システム制御回路１５は、直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されたことを以下の種々の方法により認識することができる。第１の方法は、直流バス４０に第２電力変換装置２０を接続する作業者が手動で設定する方法である。例えば、操作表示装置３０のモード設定画面を操作して、太陽光発電モードから創蓄連携モードに切り替える。第２電力変換装置２０を取り外す場合は、創蓄連携モードから太陽光発電モードに切り替える。操作表示装置３０は当該操作に起因した操作信号を生成し、通信線４３を介してシステム制御回路１５に送信する。なお第１電力変換装置１０の筐体に、太陽光発電モードと創蓄連携モードを選択する物理的なスイッチが設置されてもよい。また直流バス４０に第２電力変換装置２０をユーザが接続する場合、ユーザがシステム構成の変更を手動で設定する。

第２の方法は、直流バス４０の第２電力変換装置２０の配線との接合部またはその近傍に接触センサまたは圧力センサを設置して、直流バス４０の接合部に第２電力変換装置２０の配線が接続されているか否かを物理的に検出する。システム制御回路１５は、当該接触センサまたは当該圧力センサの検出値を参照して、直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されているか否か判定する。

第３の方法は、太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ２１及びインバータ１３をハイインピーダンスにした状態で直流バス４０の電圧を検出して、直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されているか否かを検出する。直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続された状態では、仮にＤＣ−ＤＣコンバータ２１が昇圧していない状態でもハイインピーダンス状態でなければ、直流バス４０に電池電圧に相当する電圧が現れる。システム制御回路１５は、直流バス４０の検出電圧をもとに、直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されているか否か判定する。

第４の方法は、システム制御回路１５とコンバータ制御回路２２間で通信線４３を介して導通しているか否かにより、直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されているか否かを検出する。システム制御回路１５は、通信線４３を接続するポートの端子が、ハイインピーダンス状態、フローティング状態またはプルアップ状態から、コンバータ制御回路２２との導通状態に変化したとき、直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されたと判定する。

なお、システム制御回路１５からコンバータ制御回路２２から所定の信号を受信したタイミングで直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されたと判定してもよい。また、所定の通信規格に準拠した通信路の確立手順により、両者の間に通信路が確立されたタイミングで、直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されたと判定してもよい。一般的に施工業者は第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０間において、電力線を先に接続し、通信線４３を後に接続する。従って通信線４３の接続が確認されれば、電力線の接続が完了していると推測することができる。

以上説明したように本実施の形態によれば、直流バス４０に第２電力変換装置２０が接続されているか否かにより、逆潮流抑制機能のオン／オフを切り替えることにより、逆潮流電力に対する取り扱いを最適化することができる。特に第２〜第４方法を用いた場合、第２電力変換装置２０の接続の有無により逆潮流抑制機能のオン／オフが自動的に切り替わる。従って人為的ミスにより、太陽光発電モードで逆潮流を抑制したり、創蓄連携モードで蓄電部３から逆潮流してしまう法規違反を犯すことを防止することができる。また第２及び第３の方法では、通信線４３を使用しない創蓄連携システムにおいても第２電力変換装置２０の接続の有無を自動的に検出することができる。

また逆潮流電流または逆潮流電力を検出するための検出線は、太陽光発電モードでも創蓄連携モードでも第１電力変換装置１０に接続される。第２電力変換装置２０が追加された場合に当該検出線を第２電力変換装置２０に付け替える必要はない。第２電力変換装置２０を取り外した際に、当該検出線を第２電力変換装置２０から第１電力変換装置１０に付け戻す必要もない。上述のようにシステム制御回路１５内のソフトウェアは自動的に逆潮流抑制機能をオン／オフする。従って、第２電力変換装置２０の着脱時において、電力線と通信線４３の接続／解除だけで済み、第２電力変換装置２０の着脱作業を簡略化することができる。

以上、本発明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。

図１では、インバータ制御回路１４とシステム制御回路１５を分離して描いているが、それぞれが別のマイクロコンピュータで実現されてもよいし、１つのマイクロコンピュータで実現されてもよい。また上述の実施の形態では、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０が別の筐体に設置される例を説明した。この点、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０が１つの筐体に設置されつつ、システム制御回路１５とコンバータ制御回路２２が通信線４２で接続される構成例も本発明の一実施の形態に含まれる。即ち、１つの筐体内において、蓄電部３用のモジュールを追加または取り外す場合にも適用可能である。

また上記実施の形態では、第１電力変換装置１０に太陽電池２が接続される例を説明した。この点、太陽電池２の代わりに、風力発電装置、マイクロ水力発電装置など、再生可能エネルギーを用いた他の発電装置が接続されてもよい。

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］
再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置（２）の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バス（４０）に出力する第１ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）と、
前記直流バス（４０）を介して接続され、前記直流バス（４０）の直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷（５）または電力系統（４）に供給するインバータ（１３）と、
前記インバータ（１３）を制御する制御回路（１４、１５）と、を備え、
蓄電部（３）の入出力を制御する第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）が、前記直流バス（４０）に接続可能な構成であり、
前記制御回路（１４、１５）は、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）が前記直流バス（４０）に非接続の状態では前記インバータ（１３）から前記電力系統（４）への逆潮流抑制機能を無効な状態にし、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）が前記直流バス（４０）に接続された状態では前記逆潮流抑制機能を有効な状態にすることを特徴とする電力変換装置（１０）。
これによれば、システム構成に応じて逆潮流電力に対する取り扱いを最適化することができる。
［項目２］
前記制御回路（１４、１５）は、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）が前記直流バス（４０）に接続されたことを検出すると前記逆潮流抑制機能を有効化し、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）が前記直流バス（４０）から接続解除されたことを検出すると前記逆潮流抑制機能を無効化することを特徴とする項目１に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）の接続／接続解除をトリガとして、逆潮流抑制機能のオン／オフを切り替えることができる。
［項目３］
前記インバータ（１３）の制御回路（１４、１５）と、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）を制御するコンバータの制御回路（２２）が通信線（４３）を介して導通しているとき、前記インバータ（１３）の制御回路（１４、１５）は、前記逆潮流抑制機能を有効化し、前記通信線（４３）を介した導通が切断されたとき、前記インバータ（１３）の制御回路（１４、１５）は、前記逆潮流抑制機能を無効化することを特徴とする項目２に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、人的な操作を要せずに、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）の接続の有無を判定することができる。
［項目４］
前記制御回路（１４、１５）は、前記直流バス（４０）の前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）との接合部またはその近傍に設置された接触センサまたは圧力センサの検出値をもとに、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）の前記直流バス（４０）への接続の有無を検出することを特徴とする項目１または２に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、人的な操作を要せずに、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）の接続の有無を判定することができる。
［項目５］
前記制御回路（１４、１５）は、作業者またはユーザの操作に起因する操作信号にもとづき、前記逆潮流抑制機能を有効化／無効化することを特徴とする項目１または２に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、手動により逆潮流抑制機能をオン／オフさせることができる。
［項目６］
第１電力変換装置（１０）と第２電力変換装置（２０）を備える電力変換システム（１）であって、
前記第１電力変換装置（１０）は、
再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置（２）の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バス（４０）に出力する第１ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）と、
前記第１ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）と前記直流バス（４０）を介して接続され、前記直流バス（４０）の直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を電力系統に供給するインバータ（１３）と、
前記インバータ（１３）を制御する第１制御回路（１４、１５）と、を有し、
前記第２電力変換装置は（２０）、
蓄電部（３）の入出力を制御する第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）と、
前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）を制御する第２制御回路（２２）と、を有し、
前記第１制御回路（１４、１５）は、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）が前記直流バス（４０）に非接続の状態では前記インバータ（１３）から前記電力系統（４）への逆潮流抑制機能を無効な状態にし、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）が前記直流バスに接続された状態では前記逆潮流抑制機能を有効な状態にすることを特徴とする電力変換システム（１）。
これによれば、システム構成に応じて逆潮流電力に対する取り扱いを最適化することができる。

１電力変換システム、２太陽電池、３蓄電部、４系統、５負荷、１０第１電力変換装置、１１ＤＣ−ＤＣコンバータ、１２コンバータ制御回路、１３インバータ、１４インバータ制御回路、１５システム制御回路、１５ａ逆潮流電力計測部、１５ｂ指令値生成部、１５ｃ通信制御部、２０第２電力変換装置、２１ＤＣ−ＤＣコンバータ、２２コンバータ制御回路、３０操作表示装置、４０直流バス、４１，４２，４３通信線、５０配電線。

Claims

再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バスに出力する第１ＤＣ−ＤＣコンバータと、
前記直流バスを介して接続され、前記直流バスの直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷または電力系統に供給するインバータと、
前記インバータを制御する第１制御回路と、を備え、
蓄電部の入出力を制御する第２ＤＣ−ＤＣコンバータが、前記直流バスに接続可能な構成であり、
前記第１ＤＣ−ＤＣコンバータ、前記インバータ、前記第１制御回路は、第１筐体内に設置され、
前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータ、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータを制御する第２制御回路は、第２筐体内に設置され、
前記第１制御回路は、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータが前記直流バスに物理的かつ電気的に非接続の状態では前記インバータから前記電力系統への逆潮流抑制機能を無効な状態にし、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータが前記直流バスに物理的かつ電気的に接続された状態では前記逆潮流抑制機能を有効な状態にすることを特徴とする電力変換装置。
前記第１制御回路は、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータが前記直流バスに接続されたことを検出すると前記逆潮流抑制機能を有効化し、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータが前記直流バスから接続解除されたことを検出すると前記逆潮流抑制機能を無効化することを特徴とする請求項１に記載の電力変換装置。
再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バスに出力する第１ＤＣ−ＤＣコンバータと、
前記直流バスを介して接続され、前記直流バスの直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を負荷または電力系統に供給するインバータと、
前記インバータを制御する第１制御回路と、を備え、
蓄電部の入出力を制御する第２ＤＣ−ＤＣコンバータが、前記直流バスに接続可能な構成であり、
前記第１制御回路と、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータを制御する第２制御回路が通信線を介して導通しているとき、前記第１制御回路は、前記インバータから前記電力系統への逆潮流抑制機能を有効化し、前記通信線を介した導通が切断されたとき、前記第１制御回路は、前記逆潮流抑制機能を無効化することを特徴とする電力変換装置。
前記第１制御回路は、前記直流バスの前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータとの接合部またはその近傍に設置された接触センサまたは圧力センサの検出値をもとに、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータの前記直流バスへの接続の有無を検出することを特徴とする請求項１または２に記載の電力変換装置。
前記第１制御回路は、作業者またはユーザの操作に起因する操作信号にもとづき、前記逆潮流抑制機能を有効化／無効化することを特徴とする請求項１または２に記載の電力変換装置。
第１電力変換装置と第２電力変換装置を備える電力変換システムであって、
前記第１電力変換装置は、
再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置の出力する直流電力の電圧を変換し、変換した直流電力を直流バスに出力する第１ＤＣ−ＤＣコンバータと、
前記第１ＤＣ−ＤＣコンバータと前記直流バスを介して接続され、前記直流バスの直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を電力系統に供給するインバータと、
前記インバータを制御する第１制御回路と、を有し、
前記第２電力変換装置は、
蓄電部の入出力を制御する第２ＤＣ−ＤＣコンバータと、
前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータを制御する第２制御回路と、を有し、
前記第１電力変換装置と前記第２電力変換装置は、別々の筐体内に設置され、
前記第１制御回路は、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータが前記直流バスに物理的かつ電気的に非接続の状態では前記インバータから前記電力系統への逆潮流抑制機能を無効な状態にし、前記第２ＤＣ−ＤＣコンバータが前記直流バスに物理的かつ電気的に接続された状態では前記逆潮流抑制機能を有効な状態にすることを特徴とする電力変換システム。