(57)【要約】【課題】太陽電池の発電量を最大化しつつ、インバータの変換損失を低減する。【解決手段】ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、太陽電池２から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バス３０に出力する。インバータ２１は、直流バス３０から入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統３に出力する。第１制御部１２は、直流バス３０の電圧が第１基準電圧未満のときＤＣ−ＤＣコンバータ１１を昇圧動作させるように制御し、第１基準電圧以上のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の昇圧動作を停止させる。第２制御部２２は、直流バス３０の電圧が第２基準電圧未満のとき直流バス３０の電圧を一定に保つようにインバータ２１を制御し、第２基準電圧以上のときインバータ２１の出力電力が最大になるようにインバータ２１を制御する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽電池から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バスに出力するＤＣ−ＤＣコンバータと、
前記直流バスから入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統に出力するインバータと、
前記直流バスの電圧が第１基準電圧未満のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータを昇圧動作させるように制御し、前記第１基準電圧以上のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータの昇圧動作を停止させるように制御する第１制御部と、
前記直流バスの電圧が第２基準電圧未満のとき前記直流バスの電圧を一定に保つように前記インバータを制御し、前記第２基準電圧以上のとき前記インバータの出力電力が最大になるように前記インバータを制御する第２制御部と、
を備えることを特徴とする電力変換システム。
【請求項２】
前記第１基準電圧および前記第２基準電圧は、系統電圧のピーク値より高く設定されてい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。
【請求項３】
前記第１基準電圧は、前記第２基準電圧より低く設定されていることを特徴とする請求項１または２に記載の電力変換システム。
【請求項４】
前記第１制御部による前記ＤＣ−ＤＣコンバータの電力制御速度と、前記第２制御部による前記インバータの電力制御速度に差が設定されてい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。
【請求項５】
前記第１制御部と前記第２制御部間を制御する通信線をさらに備え、
前記第１制御部から前記直流バスの電圧と第１基準電圧との比較結果を前記通信線を介して前記第２制御部に通知する処理、または前記第２制御部から前記直流バスの電圧と第２基準電圧との比較結果を前記通信線を介して前記第１制御部に通知する処理の一方が実行されることを特徴とする請求項１から４のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項６】
前記第１基準電圧および前記第２基準電圧にそれぞれ、ヒステリシス特性が設定されていることを特徴とする請求項１から５のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項７】
前記第１基準電圧および前記第２基準電圧は、系統電圧のピーク値および前記太陽電池の最大電力点電圧より高く設定され、
前記第２制御部は、前記直流バスの電圧を、前記第１基準電圧および前記第２基準電圧より低く前記系統電圧のピーク値および前記太陽電池の最大電力点電圧より高い電圧に維持するように制御することを特徴とする請求項１から６のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項８】
前記第１制御部は、前記直流バスの電圧が前記第１基準電圧以上になるとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータの出力電力を漸次的に低下させ、前記直流バスの電圧が前記第１基準電圧未満になるとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータの出力電力を漸次的に上昇させることを特徴とする請求項１から７のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項９】
前記第１制御部は、前記直流バスの電圧が、前記第１基準電圧より高い第３基準電圧以上のとき、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの動作を強制的に停止させることを特徴とする請求項１から８のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項１０】
前記第２制御部は、前記太陽電池の出力電力を抑制するとき、前記直流バスの電圧が前記第１基準電圧以上になるように前記インバータを制御することを特徴とする請求項１から９のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項１１】
太陽電池から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バスに出力するＤＣ−ＤＣコンバータと、
前記直流バスの電圧が第１基準電圧未満のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータを昇圧動作させるように制御し、前記第１基準電圧以上のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータの昇圧動作を停止させるように制御する第１制御部と、を備え、
前記直流バスから入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統に出力するインバータと、前記直流バスの電圧が第２基準電圧未満のとき前記直流バスの電圧を一定に保つように前記インバータを制御し、前記第２基準電圧以上のとき前記インバータの出力電力が最大になるように前記インバータを制御する第２制御部と、を備える他の電力変換装置と接続される、
ことを特徴とする電力変換装置。
【請求項１２】
太陽電池から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バスに出力するＤＣ−ＤＣコンバータと、前記直流バスの電圧が第１基準電圧未満のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータを昇圧動作させるように制御し、前記第１基準電圧以上のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータの昇圧動作を停止させるように制御する第１制御部と、を備える他の電力変換装置と接続される電力変換装置であって、
前記直流バスから入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統に出力するインバータと、
前記直流バスの電圧が第２基準電圧未満のとき前記直流バスの電圧を一定に保つように前記インバータを制御し、前記第２基準電圧以上のとき前記インバータの出力電力が最大になるように前記インバータを制御する第２制御部と、
を備えることを特徴とする電力変換装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池で発電された直流電力を交流電力に変換する電力変換システム、電力変換装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来より、太陽電池の発電電力を最大限に取得するための制御として、ＭＰＰＴ (Maximum Power Point Tracking) 制御が良く利用されている。ＭＰＰＴ制御は、太陽電池の動作電圧（出力電圧）を所定のステップ幅で変動させ、太陽電池の最大電力点を探索する制御である。ＭＰＰＴ制御は通常、太陽電池とインバータの間に設けられる昇圧コンバータにより実行され、最大電力点の発電電力が直流バスを介してインバータに出力される。インバータは、直流バスを介して入力される発電電力（直流電力）を交流電力に変換して商用電力系統（以下単に、系統という）に出力する。
【０００３】
インバータは、直流バスの電圧が系統の電圧より高くなるように、当該直流バスの電圧を制御して系統に電力を出力する。この際、直流バスの電圧が系統の電圧に近いほど電力変換損失を小さくできる。
【０００４】
一方で、直流バスは昇圧コンバータの出力と接続されており、太陽電池の入力電圧はバス電圧以上にはなりえない。すなわち、太陽電池の動作電圧点はバス電圧以下に制約される。これは、太陽電池の最適動作点がバス電圧以上の領域にあった場合に、太陽電池の動作点を最適値に制御できないことを意味する。
【０００５】
そこで、最適動作点の存在しえないような電圧、例えば太陽電池パネルの最大電圧値（例えば、４００Ｖ）にバス電圧を維持するように太陽電池の最適動作点を制御する方法が考えられるが、インバータの電力変換損失が悪化する。
【０００６】
またＭＰＰＴ制御を実行中に、バス電圧を、系統電圧以上を満たす条件で任意に制御することで、電力変換損失を低減する方法が提案されている（例えば、特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特開２０１３−９０３６４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
上記提案されている方法では、太陽電池の入力電圧をもとに、バス電圧が基準値を満足するか（すなわち、系統電圧以上を満たすか）を判定している。しかしながら、太陽電池の入力と直流バス間には、リアクトルやダイオードなどの半導体素子が存在するため、当該半導体素子により電圧降下が発生し、太陽電池の入力電圧とバス電圧間には誤差が発生する。
【０００９】
上記誤差を補償するには、上記誤差に相当するマージン分、上記基準値を高く設定しておく必要があり、それによりバス電圧が高くなり、損失低減効果が低下する。また、太陽電池の入力電圧と基準値の比較結果をもとに、昇圧コンバータとインバータの動作を決定しているため、昇圧コンバータとインバータの制御が分離している場合、太陽電池の入力電圧を、昇圧コンバータからインバータに通信を用いて送る必要がある。
【００１０】
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、太陽電池の発電量を最大化しつつ、インバータの変換損失を低減できる電力変換システム、電力変換装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
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システムは、太陽電池から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バスに出力するＤＣ−ＤＣコンバータと、前記直流バスから入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統に出力するインバータと、前記直流バスの電圧が第１基準電圧未満のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータを昇圧動作させるように制御し、前記第１基準電圧以上のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータの昇圧動作を停止させるように制御する第１制御部と、前記直流バスの電圧が第２基準電圧未満のとき前記直流バスの電圧を一定に保つように前記インバータを制御し、前記第２基準電圧以上のとき前記インバータの出力電力が最大になるように前記インバータを制御する第２制御部と、を備える。
【発明の効果】
【００１２】
本発明によれば、太陽電池の発電量を最大化しつつ、インバータの変換損失を低減できる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】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】図２（ａ）、（ｂ）は、直流バス電圧と系統ピーク電圧との関係と、インバータの出力電圧波形を示す図である。
【図３】図３（ａ）、（ｂ）は、実施の形態に係る、第１電力変換装置の第１制御部と第２電力変換装置の第２制御部の基本動作を示すフローチャートである。
【図４】図４（ａ）、（ｂ）は、バス電圧が第１基準電圧及び第２基準電圧以上のときの動作を説明するための図である。
【図５】直流バスの電圧が第１基準電圧および第２基準電圧以上のときの、太陽電池の入力電力とインバータの出力電力の関係を示す図である。
【図６】図６（ａ）、（ｂ）は、直流バスの電圧が第１基準電圧および第２基準電圧未満のときの動作を説明するための図である。
【図７】本発明の変形例に係る電力変換システムを説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
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。本実施の形態では太陽電池２で発電された電力を別の電圧の電力に変換するＤＣ−ＤＣコンバータと、別の電圧に変換された直流電力を交流電力に変換するインバータを別の筐体に設置する例を示す。両者を別の筐体に設置することにより、個々の筐体を小型化することができ、設置の柔軟性が向上する。例えば、両者を離れた位置に設置することも可能である。また、新たな太陽電池や蓄電池の増設が容易である。
【００１５】
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、両者は直流バス３０で接続される。第１電力変換装置１０はＤＣ−ＤＣコンバータ１１及び第１制御部１２を含み、第２電力変換装置２０はインバータ２１及び第２制御部２２を含む。
【００１６】
ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、太陽電池２から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バス３０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。最もシンプルな昇圧チョッパは、リアクトルとダイオードの直列回路と、当該リアクトルと当該ダイオード間の接続点とグラウンド間に接続されるスイッチング素子とを含んで構成される。スイッチング素子には例えば、ＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）又はＭＯＳＦＥＴ（Metal-Oxide-Semiconductor Field-Effect Transistor)を使用することができる。
【００１７】
第１制御部１２は、入力電流・電圧検出部１２１、第１バス電圧検出部１２２、第１動作判定部１２３、第１電力制御部１２４及び第１駆動部１２５を含む。第１制御部１２の構成は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。ハードウェア資源としてアナログ素子、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、ＦＰＧＡ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源としてファームウェア等のプログラムを利用できる。
【００１８】
入力電流・電圧検出部１２１は、太陽電池２の出力電流および出力電圧である、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の入力電流および入力電圧を検出する。第１バス電圧検出部１２２は、直流バス３０の電圧を検出する。
【００１９】
第１動作判定部１２３は、第１バス電圧検出部１２２により検出された直流バス電圧と第１基準電圧とを比較する。直流バス電圧が第１基準電圧未満（または以下）のとき、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御モードで動作させるよう第１電力制御部１２４に指示する。直流バス電圧が第１基準電圧以上（または大きい）のとき、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を昇圧停止モードで動作させるよう第１電力制御部１２４に指示する。
【００２０】
第１電力制御部１２４はＭＰＰＴ制御モードで動作するとき、入力電流・電圧検出部１２１により検出された入力電流および入力電圧をもとに計測された太陽電池２の入力電力が、最大電力点（最適動作点）となるように制御する。具体的には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、太陽電池２の入力電力が最大電力点を維持するよう制御する。第１電力制御部１２４は、当該動作点電圧と、第１バス電圧検出部１２２により検出される直流バス電圧との差分をもとに電圧指令値を生成し、第１駆動部１２５に出力する。
【００２１】
第１駆動部１２５は当該電圧指令値をもとに駆動信号を生成し、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１のスイッチング素子を駆動する。第１駆動部１２５は例えば、当該電圧指令値と搬送波（三角波）を比較するコンパレータを含み、当該コンパレータは、当該電圧指令値と搬送波の比較結果に応じたＰＷＭ信号を駆動信号として上記スイッチング素子のゲート端子に出力する。
【００２２】
第１電力制御部１２４は昇圧停止モードで動作するとき、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１のスイッチング素子をオフ状態に制御するための指令を生成し、第１駆動部１２５に出力する。第１駆動部１２５は当該指令をもとに、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１のスイッチング素子をオフ状態に制御するための駆動信号を生成し、当該スイッチング素子のゲート端子に出力する。
【００２３】
インバータ２１は、直流バス３０から入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統３に出力する。インバータ２１は例えば、４つのスイッチング素子をブリッジ接続したブリッジ回路を含む。当該スイッチング素子のデューティを制御することにより、インバータ２１の出力を調整することができる。
【００２４】
第２制御部２２は、系統電流・電圧検出部２２１、第２バス電圧検出部２２２、第２動作判定部２２３、第２電力制御部２２４及び第２駆動部２２５を含む。第２制御部２２の構成は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。ハードウェア資源としてアナログ素子、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ、ＲＯＭ、ＲＡＭ、ＦＰＧＡ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源としてファームウェア等のプログラムを利用できる。
【００２５】
系統電流・電圧検出部２２１は、第２電力変換装置２０と系統３間を繋ぐ配電線の電流および電圧を検出する。当該配電線には負荷４が接続され、負荷４の使用状態により当該配電線に流れる電流が変化する。当該配電線の電圧は、停電にならない限り系統３の電圧で規定される。第２バス電圧検出部２２２は、直流バス３０の電圧を検出する。
【００２６】
第２動作判定部２２３は、第２バス電圧検出部２２２により検出された直流バス電圧と第２基準電圧とを比較する。直流バス電圧が第２基準電圧未満（または以下）のとき、インバータ２１を定電圧制御モードで動作させるよう第２電力制御部２２４に指示する。直流バス電圧が第２基準電圧以上（または大きい）のとき、インバータ２１をＭＰＰＴ制御モードで動作させるよう第２電力制御部２２４に指示する。
【００２７】
第２電力制御部２２４は定電圧制御モードで動作するとき、予め設定された直流バス電圧の目標値と、第２バス電圧検出部２２２により検出されるバス電圧との差分をもとに電圧指令値を生成する。当該目標値は、系統電圧（例えば、ＡＣ２００Ｖ）より高い電圧であって、できるだけ系統電圧に近い値に設定される。例えば、ＤＣ３３０Ｖに設定される。直流バス３０の電圧と系統電圧の差が小さいほどインバータ２１（具体的にはスイッチング素子）での変換損失が少なく、高効率な電力変換が可能となる。
【００２８】
第２電力制御部２２４はバス電圧の目標値と、実際に検出されたバス電圧の差分にもとづく電圧指令値を生成する。第２電力制御部２２４は当該電圧指令値と、系統電流・電圧検出部２２１により検出された配電線の電圧との差分をもとに最終的な電圧指令値を生成し、第２駆動部２２５に出力する。第２駆動部２２５は当該電圧指令値をもとに駆動信号を生成し、インバータ２１のスイッチング素子を駆動する。
【００２９】
第２電力制御部２２４はＭＰＰＴ制御モードで動作するとき、系統電流・電圧検出部２２１により検出された系統電流および系統電圧をもとに計測されたインバータ２１の出力電力が最大となるように制御する。具体的には山登り法に従い、直流バス電圧の目標値を所定のステップ幅で変化させて、インバータ２１の出力電力が最大となる動作点を探索し、インバータ２１の出力電力が最大電力点を維持するよう制御する。第２電力制御部２２４は当該動作点電圧と、第２バス電圧検出部２２２により検出される直流バス電圧との差分をもとに電圧指令値を生成し、第２駆動部２２５に出力する。第２駆動部２２５は当該電圧指令値をもとに駆動信号を生成し、インバータ２１のスイッチング素子を駆動する。
【００３０】
第２電力制御部２２４によるインバータ２１の電力制御速度と、第１電力制御部１２４によるＤＣ−ＤＣコンバータ１１の電力制御速度は、異なる応答速度に設定されることが好ましい。例えば、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の電力制御速度が１００ｍｓ、インバータ２１の電力制御速度が１ｓに設定されてもよい。また、その逆に設定されてもよい。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の電力制御速度とインバータ２１の電力制御速度に差を持たせることにより、互いの制御のハンチングを防止することができる。
【００３１】
上記の第１基準電圧および第２基準電圧は、系統電圧のピーク値より高く設定される。直流バス電圧が系統電圧のピーク値より低くなると、インバータ２１の出力電圧の品質が低下する。
【００３２】
図２（ａ）、（ｂ）は、直流バス電圧と系統ピーク電圧との関係と、インバータ２１の出力電圧波形を示す図である。例えば、系統電圧がＡＣ２００Ｖの場合、系統電圧のピーク電圧は約±２８３Ｖになる。直流バス電圧が２８３Ｖ以下の場合、図２（ａ）に示すようにインバータ２１の出力が電圧不足となり波形が歪む。直流バス電圧が２８３Ｖより大きい場合、図２（ｂ）に示すようにインバータ２１の出力電圧は正常な正弦波となる。
【００３３】
上記の第２基準電圧は、第１基準電圧より低い値に設定される。例えば、第１基準電圧が３３０Ｖ、第２基準電圧が３２０Ｖに設定されてもよい。インバータ２１はＤＣ−ＤＣコンバータ１１より後段であるため、直流バス３０の配線抵抗による電圧降下の影響を受ける。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１とインバータ２１間の距離が長くなるほど、この影響は大きくなる。第１基準電圧および第２基準電圧は、このような配線抵抗による誤差、及び第１バス電圧検出部１２２と第２バス電圧検出部２２２の測定誤差を補償するように設定される。すなわち、これらの誤差を予め実験やシミュレーションにより求め、求めた誤差をもとに第１基準電圧および第２基準電圧の値を決定する。
【００３４】
図３（ａ）、（ｂ）は、実施の形態に係る、第１電力変換装置１０の第１制御部１２と第２電力変換装置２０の第２制御部２２の基本動作を示すフローチャートである。図３（ａ）は第１制御部１２の基本動作を、図３（ｂ）は第２制御部２２の基本動作をそれぞれ示している。
【００３５】
図３（ａ）において第１制御部１２は、直流バス３０の電圧を検出する（Ｓ１０）。検出したバス電圧と第１基準電圧を比較する（Ｓ１１）。バス電圧が第１基準電圧以上のとき（Ｓ１１のＹ）、第１制御部１２はＤＣ−ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御する（Ｓ１２）。バス電圧が第１基準電圧未満のとき（Ｓ１１のＮ）、第１制御部１２はＤＣ−ＤＣコンバータ１１の昇圧動作を停止する（Ｓ１３）。以上の処理が太陽電池２の発電が終了するまで（Ｓ１４のＹ）、繰り返し実行される（Ｓ１４のＮ）。
【００３６】
上記の制御におけるモード切替えの際、第１制御部１２は昇圧動作のオン／オフを滑らかに切り替える。すなわち、第１制御部１２は、バス電圧が第１基準電圧未満の状態から第１基準電圧以上の状態に変化するとき、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を漸次的に低下させる。例えば、外乱などによりバス電圧が上昇した場合に、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１が停止し、急激に電力が低下することを防止することができる。また第１制御部１２は、バス電圧が第１基準電圧以上の状態から第１基準電圧未満の状態に変化するとき、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を漸次的に上昇させる。
【００３７】
図３（ｂ）において第２制御部２２は、直流バス３０の電圧を検出する（Ｓ２０）。検出したバス電圧と第２基準電圧を比較する（Ｓ２１）。バス電圧が第２基準電圧以上のとき（Ｓ２１のＹ）、第２制御部２２はインバータ２１の電圧を所定の目標値に維持するよう制御する（Ｓ２２）。バス電圧が第２基準電圧未満のとき（Ｓ２１のＮ）、第２制御部２２はインバータ２１をＭＰＰＴ制御する（Ｓ２３）。以上の処理が太陽電池２の発電が終了するまで（Ｓ２４のＹ）、繰り返し実行される（Ｓ２４のＮ）。
【００３８】
上記ステップＳ１１とステップＳ２１の比較において、第１基準電圧および第２基準電圧にそれぞれ、ヒステリシス特性を設定してもよい。例えば、バス電圧と第１基準電圧との比較をヒステリシスコンパレータで行う。またバス電圧が第１基準電圧を上から下に抜ける場合と、下から上に抜ける場合とで第１基準電圧の値を変えてもよい。例えば、前者の場合の値を、後者の場合の値より低く設定する。バス電圧と第２基準電圧との関係についても同様である。このようにヒステリシス特性を持たせることにより、バス電圧が第１基準電圧および第２基準電圧の付近に滞在している場合において、動作モードが頻繁に切替わることを防止することができる。
【００３９】
図４（ａ）、（ｂ）は、バス電圧が第１基準電圧及び第２基準電圧以上のときの動作を説明するための図である。図４（ａ）は、太陽電池２のＰ−Ｖ特性を示している。図４（ｂ）は、太陽電池２の入力電圧と直流バス３０の電圧の関係を示している。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は昇圧動作を停止しており、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１に入力される太陽電池２の入力電圧と直流バス３０の電圧は略同じになる。厳密には、リアクトル、ダイオード等の素子による損失の分、直流バス３０の電圧の方が低くなる。
【００４０】
インバータ２１は、インバータ２１の出力電力を最大にするよう直流バス３０の電圧を変化させる。第２制御部２２は、バス電圧の目標値を増減させることにより、インバータ２１の出力電力の変化を、太陽電池２の入力電力の変化に略一致させることができる。厳密には、変換損失の分の誤差が発生するが、両者の相対的な電力変化は略一致する。従ってインバータ２１の出力電力を参照したＭＰＰＴ制御が可能となる。
【００４１】
図５は、直流バス３０の電圧が第１基準電圧および第２基準電圧以上のときの、太陽電池２の入力電力とインバータ２１の出力電力の関係を示す図である。このようにバス電圧が第１基準電圧および第２基準電圧以上のときは、第２制御部２２がインバータ２１の出力電力を参照したＭＰＰＴ制御を実行することにより、太陽電池２を最大電力点で発電させる。
【００４２】
図６（ａ）、（ｂ）は、直流バス３０の電圧が第１基準電圧および第２基準電圧未満のときの動作を説明するための図である。図６（ａ）は、太陽電池２のＰ−Ｖ特性を示している。図６（ｂ）は、太陽電池２の入力電圧と直流バス３０の電圧の関係を示している。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１はＭＰＰＴ制御を実行し、太陽電池２の発電電力が最大になるように太陽電池２の入力電圧を変化させる。インバータ２１は、直流バス３０の電圧を一定の電圧（例えば、３３０Ｖ）に維持するように制御する。
【００４３】
以上説明したように本実施の形態によれば、太陽電池２の最適動作点電圧がバス電圧より高い場合、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１ではなく、インバータ２１がＭＰＰＴ制御を行う。これにより、太陽電池２の最適動作点電圧がバス電圧より高い場合でも、太陽電池２を最適動作点で発電させることができる。
【００４４】
またバス電圧の基準値とバス電圧の検出値とを比較することにより、インバータ２１での変換損失が少ない最適なバス電圧に制御することができる。これに対してバス電圧の基準値と太陽電池２の入力電圧値とを比較する場合、電圧の検出点が直流バスではなく、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の入力側になり、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の構成素子の損失による誤差が発生する。本実施の形態では、バス電圧の検出値を使用するため当該誤差が発生しない。
【００４５】
またＤＣ−ＤＣコンバータ１１とインバータ２１が両方モニタできるバス電圧を基準に、それぞれの動作モードを決定する。従ってＤＣ−ＤＣコンバータ１１とインバータ２１の制御が分離している場合でも、太陽電池２の入力電圧に関する情報を両者の間で通信する必要がない。
【００４６】
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。
【００４７】
図１では分離型の電力変換システム１を説明したが、上述の実施の形態に係る制御は、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１、インバータ２１を一つの筐体に設置した一体型の電力変換システム１であっても、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１とインバータ２１をそれぞれ別のＩＣで制御する構成の場合、適用可能である。
【００４８】
上述の実施の形態では、第１基準電圧と第２基準電圧に異なる値を設定する例を説明したが、両者に同じ値を設定することを排除するものではない。また、上記の第１基準電圧より高い第３基準電圧を第１動作判定部１２３に設定し、第１動作判定部１２３は、バス電圧が当該第３基準電圧以上のとき、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の動作を強制的に停止させるよう第１電力制御部１２４に指示してもよい。この場合、直流バスの過電圧から、第１電力変換装置１０及び第２電力変換装置２０内の素子を保護することができる。
【００４９】
上記の第１基準電圧および第２基準電圧を、系統電圧のピーク値以上で、かつ太陽電池２の最大電力点電圧（例えば、４００Ｖ）より高く設定し、第２制御部２２は、直流バス３０の電圧を、第１基準電圧および第２基準電圧より低く系統電圧のピーク値および太陽電池の最大電力点電圧より高い電圧に維持するように制御してもよい。この場合、インバータ２１での変換損失が上記実施の形態に示した例より増加するが、インバータ２１でＭＰＰＴ制御モードが実行されることがなくなるため、インバータ２１の電力制御を簡素化することができる。ユーザは、上記の第１基準電圧および第２基準電圧を高く設定することにより、このような動作モードを選択することもできる。
【００５０】
上述の実施の形態では、第１制御部１２と第２制御部２２間で通信しない構成例を説明したが、両者を通信線で接続してもよい。図７は、本発明の変形例に係る電力変換システム１を説明するための図である。変形例に係る電力変換システム１では、第１制御部１２と第２制御部２２間が通信線４０で接続される。第１制御部１２の第１動作判定部１２３は、バス電圧と第１基準電圧との比較結果を通信線４０を介して第２制御部２２の第２動作判定部２２３に通知する。第２動作判定部２２３は、当該比較結果をもとにインバータ２１を定電圧制御モードで動作させるかＭＰＰＴ制御モードで動作させるかを第２電力制御部２２４に指示する。通信線４０を伝送される通信データは、例えば、定電圧制御モードのときハイレベル「１」、ＭＰＰ制御モードのときローレベル「０」の単純な２値信号で規定される。
【００５１】
なお反対に、第２制御部２２の第２動作判定部２２３が、バス電圧と第２基準電圧との比較結果を通信線４０を介して第１制御部１２の第１動作判定部１２３に通知してもよい。この場合、第１動作判定部１２３は、当該比較結果をもとにＤＣ−ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御モードで動作させるか昇圧停止モードで動作させるかを第１電力制御部１２４に指示する。当該変形例によれば、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の動作モードとインバータ２１の動作モードとの同期を、より確実に図ることができ、両者のハンチングを防止することができる。
【００５２】
太陽電池２から系統３への出力電力を抑制する必要があるとき（例えば、系統運用機関から出力抑制指令を受けたとき）、第２制御部２２は、直流バス３０の電圧が第１基準電圧以上になるようにインバータ２１を制御してもよい。これによれば、インバータ２１側からＤＣ−ＤＣコンバータ１１側に通信することなく、太陽電池２の出力抑制が可能となる。
【００５３】
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。
【００５４】
［項目１］
太陽電池（２）から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バス（３０）に出力するＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）と、
前記直流バス（３０）から入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統（３）に出力するインバータ（２１）と、
前記直流バス（３０）の電圧が第１基準電圧未満のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）を昇圧動作させるように制御し、前記第１基準電圧以上のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）の昇圧動作を停止させるように制御する第１制御部（１２）と、
前記直流バス（３０）の電圧が第２基準電圧未満のとき前記直流バス（３０）の電圧を一定に保つように前記インバータ（２１）を制御し、前記第２基準電圧以上のとき前記インバータ（２１）の出力電力が最大になるように前記インバータ（２１）を制御する第２制御部（２２）と、
を備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、太陽電池（２）の発電量を最大化しつつ、インバータ（２１）の変換損失を低減できる。
［項目２］
前記第１基準電圧および前記第２基準電圧は、系統電圧のピーク値より高く設定されていることを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、インバータ（２１）の出力電圧が不足することにより、当該出力電圧の波形が歪むことを防止できる。
［項目３］
前記第１基準電圧は、前記第２基準電圧より低く設定されていることを特徴とする項目１の電力変換システム（１）。
これによれば、直流バス（３０）の配線抵抗等による、両者のバス電圧の検出誤差を補償することができる。
［項目４］
前記第１制御部（１２）による前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）の電力制御速度と、前記第２制御部（２２）による前記インバータ（２１）の電力制御速度に差が設定されていることを特徴とする項目３に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、前者の電力制御と後者の電力制御のハンチングを防止できる。
［項目５］
前記第１制御部（１２）と前記第２制御部（２２）間を制御する通信線（４０）をさらに備え、
前記第１制御部（１２）から前記直流バス（３０）の電圧と第１基準電圧との比較結果を前記通信線（４０）を介して前記第２制御部（２２）に通知する処理、または前記第２制御部（２２）から前記直流バス（３０）の電圧と第２基準電圧との比較結果を前記通信線（４０）を介して前記第１制御部（１２）に通知する処理の一方が実行される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システム（１）。
これによれば、ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）の動作モードとインバータ（２１）の動作モードの同期をより確実に図ることができ、両者のハンチングを防止できる。
［項目６］
前記第１基準電圧および前記第２基準電圧にそれぞれ、ヒステリシス特性が設定されていることを特徴とする項目１から５のいずれかに記載の電力変換システム（１）。
これによれば、動作モードが頻繁に切替わることを防止でき、動作を安定化させることができる。
［項目７］
前記第１基準電圧および前記第２基準電圧は、系統電圧のピーク値および前記太陽電池（２）の最大電力点電圧より高く設定され、
前記第２制御部（２２）は、前記直流バスの電圧（３０）を、前記第１基準電圧および前記第２基準電圧より低く前記系統電圧のピーク値および前記太陽電池（２）の最大電力点電圧より高い電圧に維持するように制御することを特徴とする項目１から６のいずれかに記載の電力変換システム（１）。
これによれば、インバータ（２１）がＭＰＰＴ制御する必要がなくなり、インバータ（２１）の制御を単純化できる。
［項目８］
前記第１制御部（１２）は、前記直流バス（３０）の電圧が前記第１基準電圧以上になるとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）の出力電力を漸次的に低下させ、前記直流バス（３０）の電圧が前記第１基準電圧未満になるとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）の出力電力を漸次的に上昇させることを特徴とする項目１から７のいずれかに記載の電力変換システム（１）。
これによれば、ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）の出力電力の急変動を防止できる。
［項目９］
前記第１制御部（１２）は、前記直流バス（３０）の電圧が、前記第１基準電圧より高い第３基準電圧以上のとき、前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）の動作を強制的に停止させることを特徴とする項目１から８のいずれかに記載の電力変換システム（１）。
これによれば、直流バス（３０）の過電圧から、回路素子を保護することができる。
［項目１０］
前記第２制御部（２２）は、前記太陽電池（２）の出力電力を抑制するとき、前記直流バス（３０）の電圧が前記第１基準電圧以上になるように前記インバータ（２１）を制御することを特徴とする項目１から９のいずれかに記載の電力変換システム（１）。
これによれば、インバータ（２１）側からＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）側に通信を必要とせずに、太陽電池（２）の出力電力を抑制することができる。
［項目１１］
太陽電池（２）から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バス（３０）に出力するＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）と、
前記直流バス（３０）の電圧が第１基準電圧未満のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）を昇圧動作させるように制御し、前記第１基準電圧以上のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）の昇圧動作を停止させるように制御する第１制御部（１２）と、を備え、
前記直流バス（３０）から入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統（３）に出力するインバータ（２１）と、前記直流バス（３０）の電圧が第２基準電圧未満のとき前記直流バスの電圧を一定に保つように前記インバータを制御し、前記第２基準電圧以上のとき前記インバータ（２１）の出力電力が最大になるように前記インバータ（２１）を制御する第２制御部（２２）と、を備える他の電力変換装置（２０）と接続される、
ことを特徴とする電力変換装置（１０）。
これによれば、太陽電池（２）の発電量を最大化しつつ、インバータ（２１）の変換損失を低減できる。
［項目１２］
太陽電池（２）から供給される直流電力を別の電圧の直流電力に変換し、当該直流電力を直流バス（３０）に出力するＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）と、前記直流バス（３０）の電圧が第１基準電圧未満のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）を昇圧動作させるように制御し、前記第１基準電圧以上のとき前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（１１）の昇圧動作を停止させるように制御する第１制御部（１２）と、を備える他の電力変換装置（１０）と接続される電力変換装置（２０）であって、
前記直流バス（３０）から入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を系統（３）に出力するインバータ（２１）と、
前記直流バス（３０）の電圧が第２基準電圧未満のとき前記直流バス（３０）の電圧を一定に保つように前記インバータ（２１）を制御し、前記第２基準電圧以上のとき前記インバータ（２１）の出力電力が最大になるように前記インバータ（２１）を制御する第２制御部（２２）と、
を備えることを特徴とする電力変換装置（２０）。
これによれば、太陽電池（２）の発電量を最大化しつつ、インバータ（２１）の変換損失を低減できる。
【符号の説明】
【００５５】
１  電力変換システム、  ２  太陽電池、  ３  系統、  ４  負荷、  １０  第１電力変換装置、  １１  ＤＣ−ＤＣコンバータ、  １２  第１制御部、  １２１  入力電流・電圧検出部、  １２２  第１バス電圧検出部、  １２３  第１動作判定部、  １２４  第１電力制御部、  １２５  第１駆動部、  ２０  第２電力変換装置、  ２１  インバータ、  ２２  第２制御部、  ２２１  系統電流・電圧検出部、  ２２２  第２バス電圧検出部、  ２２３  第２動作判定部、  ２２４  第２電力制御部、  ２２５  第２駆動部、  ３０  直流バス、  ４０  通信線。
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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