JP6857828B2 - 電力変換装置 - Google Patents

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、インバータと各種分散型電源を自由に組み合わせることができる。

このような分散型電源システムでは安定動作させるために、システムの入出力電力の平衡を保つように制御する必要がある。さらに、系統と接続するために系統連系規程を遵守するための抑制処理を行ったり、安全に動作させるために過電流や温度異常を発生させないための抑制処理を行う必要がある。

特開２０１５−７３３６８号公報

一体型の分散型電源システムでは基本的に、１つの制御部で全ての情報を一括管理しており、状況に応じてシステムの入出力電力を調整する。各種の出力抑制事由に応じた抑制指示に対し、入力側および／または出力側で適応的な抑制制御を行い、システム全体の電力平衡が保たれるように制御される。

分離型の分散型電源システムでは各制御部が分離しており、システムの入出力電力の調整を一括制御することが難しい。各種の出力抑制事由に応じた抑制指示に対し、適切な抑制制御が行われないと、システム全体の電力平衡が崩れてしまう。

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、各種の出力抑制事由の発生に対して、的確な出力抑制制御を行うことができる電力変換装置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。前記制御回路は、本電力変換装置の出力抑制事由の種別に応じて、前記インバータの出力の抑制量を変える。

本発明によれば、各種の出力抑制事由の発生に対して、的確な出力抑制制御を行うことができる。

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。 図２（ａ）、（ｂ）は、直流バスの電圧の状態を模式的に描いた図である。 図３（ａ）、（ｂ）は、第２電力変換装置が非接続状態のときの出力抑制事由と、第２電力変換装置が接続状態のときの出力抑制事由の一例を示す図である。 複数種別の出力抑制事由が同時に発生した場合におけるインバータの出力の一例を示す図である。

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、温度センサＴ１、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、出力抑制制御部１５ａ及び指令値生成部１５ｂ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。

温度センサＴ１は、第１電力変換装置１０内の温度を検出して、システム制御回路１５に出力する。温度センサＴ１には例えば、サーミスタ、熱電対などを使用することができる。

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。

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。

また日本では２０１５年１月の再生可能エネルギー固定価格買取制度の改正により、新たに系統に連系する太陽光発電と風力発電の設備に遠隔出力制御システムの導入が義務付けられている。システム制御回路１５は、電力会社などの系統運用機関から外部ネットワーク（例えば、インターネット又は専用線）を介して、系統４への出力電力量と出力タイミングに関する指示を受信する。

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のシステム制御回路１５が、配電線５０の、分電盤より系統４側に設置されたＣＴセンサ（不図示）の計測値をもとに逆潮流電力を検出する。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。出力抑制をすべき場合は、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２（ａ）、（ｂ）は、直流バス４０の電圧の状態を模式的に描いた図である。図２（ａ）は、定常時の直流バス４０の電圧の状態を示している。定常時の直流バス４０の電圧は、インバータ１３により第１閾値電圧に維持される。図２（ｂ）は、インバータ１３の出力抑制時の直流バス４０の電圧の状態を示している。通常、出力抑制中の直流バス４０の電圧は、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１により第２閾値電圧に維持される。

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。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。

図３（ａ）、（ｂ）は、第２電力変換装置２０が非接続状態のときの出力抑制事由と、第２電力変換装置２０が接続状態のときの出力抑制事由の一例を示す図である。図３（ａ）に示すように、第２電力変換装置２０が非接続状態のときは５種類の出力抑制事由が規定されている。

定格電流超過は、インバータ１３の定格電流を超える電流をインバータ１３が出力したときに発生する抑制事由である。例えば、インバータ１３の定格出力電流が２７．５Ａの場合、インバータ１３が２７．５Ａを超える電流を出力すると当該抑制事由が発生する。定格電力超過は、インバータ１３の定格電力を超える電力をインバータ１３が出力したときに発生する抑制事由である。例えば、インバータ１３の定格出力電力が５．５ｋＷの場合、インバータ１３が５．５ｋＷを超える電力を出力すると当該抑制事由が発生する。

出力電圧上昇は、インバータ１３の出力電圧が所定値を超えたときに発生する抑制事由である。例えば所定値は、三相の場合は２０２Ｖ以上の値に設定され、単相の場合は１０７Ｖ以上の値に設定される。遠隔出力指示は、電力会社などの系統運用機関から外部ネットワークを介して受信した際に発生する抑制事由である。例えば、「ＸＸ時ＸＸ分からＸ分間で、出力電力を〇〇ｋＷまで低下してください。」といった指示が送信されてくる。

高温異常は、第１電力変換装置１０内の温度が所定値を超えたときに発生する抑制事由である。例えば所定値は、９５度に設定される。第１電力変換装置１０内の主な発熱源はインバータ１３である。

第１電力変換装置１０の出力抑制制御部１５ａは、出力抑制事由の種別に応じて、インバータ１３の出力の抑制量を変える。具体的には出力抑制制御部１５ａは、図３（ａ）に示したテーブルを参照して、出力抑制事由の種別に応じたリミット値と応答時間を決定する。指令値生成部１５ｂは、出力抑制制御部１５ａにより決定されたリミット値と応答時間に応じて、インバータ１３の電流指令値／電力指令値を生成する。

図３（ａ）に示す例では、定格電流超過、定格電力超過が優先度１位、出力電圧上昇が優先度２位、遠隔出力指示が優先度３位、高温異常が優先度４位に規定されている。優先度が高い出力抑制事由の方が緊急性が高く、より速い応答が求められる。なお遠隔出力指示は系統運用期間の指示に依存するが、通常、出力電圧上昇時の応答より遅くなる。高温異常は、数分以上の時間をかけて抑制する。

複数種別の出力抑制事由により、インバータ１３の出力電流／出力電力のリミット値が変わってくる。定格電流超過の場合、インバータ１３の出力電流のリミット値は定格電流値になる。なお、定格電流値からマージンを引いた電流値を使用してもよい。定格電力超過の場合、インバータ１３の出力電力のリミット値は定格電力値になる。なお、定格電力値からマージンを引いた電力値を使用してもよい。

出力電圧上昇の場合、出力電圧が目標値（例えば、三相の場合は２０２Ｖ、単相の場合１０７Ｖ）に低下するまで、インバータ１３の出力電流／出力電力を、規定された応答速度で低下させる。遠隔出力指示の場合、インバータ１３の出力電流／出力電力のリミット値は系統運用機関に指定された値になる。高温異常の場合、第１電力変換装置１０内の温度が目標値（例えば、８０度）に低下するまで、インバータ１３の出力電流／出力電力を、規定された応答速度で低下させる。

第１電力変換装置１０に第２電力変換装置２０が接続された状態では、出力抑制事由に、系統４への逆潮流が優先度１位で加わる。出力抑制制御部１５ａは、図３（ｂ）に示したテーブルを参照して、出力抑制事由の種別に応じたリミット値と応答時間を決定する。図３（ｂ）に示す例では、系統４への逆潮流が優先度１位、定格電流超過、定格電力超過が優先度２位、出力電圧上昇が優先度３位、遠隔出力指示が優先度４位、高温異常が優先度５位に規定されている。系統４への逆潮流では、インバータ１３の出力電流／出力電力のリミット値は、系統４への出力電力が０Ｗ以下になる値であり、応答時間は５００ｍｓ未満である。この応答時間は、図３（ｂ）に示される出力抑制事由の応答時間の内、最も短い応答時間である。

出力抑制制御部１５ａは、複数種別の出力抑制事由の内、２つの種別以上の出力抑制事由が同時に発生した場合、最も優先度の高い出力抑制事由に対する抑制量および応答時間でインバータ１３の出力を抑制する。

図４は、複数種別の出力抑制事由が同時に発生した場合におけるインバータ１３の出力の一例を示す図である。点線の指令値は、高温異常発生時の指令値の推移を示し、実線の指令値は逆潮流発生時の指令値の推移を示している。出力抑制制御部１５ａは各時点において、より低い指令値を選択する。インバータ１３の実際の出力電力は、高温異常発生から逆潮流発生までは高温異常発生時の指令値に基づく出力電力となり、逆潮流発生後は逆潮流発生時の指令値に基づく出力電力となる。

以上説明したように本実施の形態によれば、出力抑制事由の種別に応じた抑制制御が可能になり、各出力抑制事由に対する応答性を確保することができる。従って、電力変換システム１全体の入出力の電力平衡を保つことができる。

また蓄電部３に接続された第２電力変換装置２０の接続の有無に応じて、出力抑制事由に、系統４への逆潮流を追加または排除することにより、システム構成に応じて出力抑制制御を最適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。

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、
前記制御回路（１４、１５）は、本電力変換装置（１０）の出力抑制事由の種別に応じて、前記インバータ（１３）の出力の抑制量を変えることを特徴とする電力変換装置（１０）。
これによれば、出力抑制事由の種別に応じた応答性を確保することができる。
［項目２］
前記制御回路（１４、１５）は、本電力変換装置（１０）の複数種別の出力抑制事由の内、２つの種別以上の出力抑制事由が発生した場合、最も優先度の高い出力抑制事由に対する抑制量および応答時間で前記インバータ（１４）の出力を抑制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、複数種別の出力抑制事由が同時に発生しても、要求される出力抑制を実現することができる。
［項目３］
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、前記複数種別の出力抑制事由に、前記電力系統（４）への逆潮流が最も高い優先度で含まれており、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、前記複数種別の出力抑制事由に、前記電力系統（４）への逆潮流が含まれない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、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）の直流バス（４０）への接続の有無に応じて、出力抑制事由を最適化することができる。
［項目４］
前記制御回路（１４、１５）は、前記系統４への逆潮流発生時、前記複数種別の出力抑制事由の内、最も速い応答速度で前記インバータ（１３）の出力を抑制することを特徴とする項目３に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、系統連系規程を満たすことができる。
［項目５］
前記複数種別の出力抑制事由には、前記インバータ出力電力の定格電力を超える上昇、前記インバータ出力電流の定格電流を超える上昇、前記インバータ出力電圧の所定値を超える上昇、遠隔出力指令の受信、及び本電力変換装置（１０）内の温度の所定値を超える上昇が含まれ、これらの内で、前記インバータ出力電力の定格電力を超える上昇、及び前記インバータ出力電流の定格電流を超える上昇が優先度が最も高く、前記インバータ出力電圧の所定値を超える上昇が次に優先度が高く、前記遠隔出力指令の受信が次に優先度が高く、前記温度の所定値を超える上昇が最も優先度が低いことを特徴とする項目１から４のいずれかに記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、各出力抑制事由の優先度に応じた抑制制御が可能になり、各出力抑制事由に対する応答性を確保することができる。
［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）を制御する第１制御回路（１４、１５）と、を有し、
前記第２電力変換装置（２０）は、
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１電力変換装置（１０）の出力抑制事由の種別に応じて、前記インバータ（１３）の出力の抑制量を変えることを特徴とする電力変換システム（１）。
これによれば、出力抑制事由の種別に応じた応答性を確保することができる。

１ 電力変換システム、 Ｔ１ 温度センサ、 ２ 太陽電池、 ３ 蓄電部、 ４ 系統、 ５ 負荷、 １０ 第１電力変換装置、 １１ ＤＣ−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 出力抑制制御部、 １５ｂ 指令値生成部、 ２０ 第２電力変換装置、 ２１ ＤＣ−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 (3)

1. 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、
   前記制御回路には、本電力変換装置の複数種別の出力抑制事由が規定されており、
   前記制御回路は、本電力変換装置の出力抑制事由の種別に応じて、前記インバータの出力のリミット値と応答時間を変え、
   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、前記複数種別の出力抑制事由に、前記電力系統への逆潮流が最も高い優先度で含まれており、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、前記複数種別の出力抑制事由に、前記電力系統への逆潮流が含まれないことを特徴とする電力変換装置。
2. 前記制御回路は、前記電力系統への逆潮流発生時、前記複数種別の出力抑制事由の内、最も速い応答速度で前記インバータの出力を抑制することを特徴とする請求項１に記載の電力変換装置。
3. 前記複数種別の出力抑制事由には、前記インバータの出力電力の定格電力を超える上昇、前記インバータの出力電流の定格電流を超える上昇、前記インバータの出力電圧の所定値を超える上昇、遠隔出力指令の受信、及び本電力変換装置内の温度の所定値を超える上昇が含まれ、これらの内で、前記インバータの出力電力の定格電力を超える上昇、及び前記インバータの出力電流の定格電流を超える上昇が優先度が最も高く、前記インバータの出力電圧の所定値を超える上昇が次に優先度が高く、前記遠隔出力指令の受信が次に優先度が高く、前記温度の所定値を超える上昇が最も優先度が低い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。

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