(57)【要約】【課題】分離型の電力変換システム（１）において、太陽電池（２）の発電効率および電力変換効率を高くする。【解決手段】第１制御回路（１２）は、ＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）をＭＰＰＴ(MaximumPowerPointTracking)制御する。第２制御回路（２２）は、ＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）とインバータ（２１）間の直流バス（４０）の電圧が、第１制御回路（１２）によるＭＰＰＴ制御により算出された電圧指令値に対応する電圧になるように、インバータ（２１）を制御する。第１制御回路（１２）は、直流バス（４０）の電圧が、送信した電圧指令値に対応する電圧に安定した後、ＭＰＰＴ制御による次の電圧指令値を算出する。第２制御回路（２２）は、第１制御回路（１２）から電圧指令値を受信した後、受信した電圧指令値をもとにインバータ（２１）を制御し、直流バス（４０）の電圧が安定した後に、更新確認データを第１制御回路（１２）に送信する。【選択図】図１
2019062601.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽電池により発電された直流電力の電圧を調整可能なＤＣ／ＤＣコンバータと、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータをＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御する第１制御回路と、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータと直流バスを介して接続され、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、当該交流電力を電力系統へ重畳し、重畳した交流電力を負荷へ供給するインバータと、
前記直流バスの電圧が、前記第１制御回路によるＭＰＰＴ制御により算出された電圧指令値に対応する電圧になるように、前記インバータを制御する第２制御回路と、を備え、
前記第１制御回路は、前記ＭＰＰＴ制御により算出した電圧指令値を通信線を介して前記第２制御回路に送信し、
前記第１制御回路は、前記直流バスの電圧が、前記送信した電圧指令値に対応する電圧に安定した後、前記ＭＰＰＴ制御による次の電圧指令値を算出することを特徴とする電力変換システム。
【請求項２】
前記第２制御回路は、前記第１制御回路から前記電圧指令値を受信した後、受信した電圧指令値をもとに前記インバータを制御し、前記直流バスの電圧が安定した後に、更新確認データを前記第１制御回路に送信す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制御回路と前記第２制御回路間は、前記通信線と別の専用線でさらに接続されており、
前記第２制御回路は、前記専用線を介して前記更新確認データを前記第１制御回路に送信することを特徴とする請求項２に記載の電力変換システム。
【請求項４】
前記第２制御回路は、前記通信線を介して前記第１制御回路に、前記ＭＰＰＴ制御周期より短い周期で定期通信を行っており、前記定期通信に前記更新確認データを含めることを特徴とする請求項２に記載の電力変換システム。
【請求項５】
前記第１制御回路は、前記インバータの起動時の電圧変動を検出したタイミングに、自己のクロックタイミングを合わせ、前記通信線の遅延量に対応する想定時間を加味して前記ＭＰＰＴ制御を行う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６】
太陽電池により発電された直流電力の電圧を調整可能なＤＣ／ＤＣコンバータと、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータをＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御する第１制御回路と、を備え、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータは、直流バスを介して、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、当該交流電力を電力系統へ重畳し、重畳した交流電力を負荷へ供給するインバータと接続されており、
前記インバータは、第２制御回路により、前記直流バスの電圧が、前記第１制御回路によるＭＰＰＴ制御により算出された電圧指令値に対応する電圧になるように制御されており、
前記第１制御回路は、前記ＭＰＰＴ制御により算出した電圧指令値を通信線を介して前記第２制御回路に送信し、
前記第１制御回路は、前記直流バスの電圧が、前記送信した電圧指令値に対応する電圧に安定した後、前記ＭＰＰＴ制御による次の電圧指令値を算出することを特徴とする電力変換装置。
【請求項７】
太陽電池により発電された直流電力の電圧を調整可能なＤＣ／ＤＣコンバータと直流バスを介して接続され、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、当該交流電力を電力系統へ重畳し、重畳した交流電力を負荷へ供給するインバータと、
前記直流バスの電圧が、前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する第１制御回路によるＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking)制御により算出された電圧指令値に対応する電圧になるように、前記インバータを制御する第２制御回路と、を備え、
前記第１制御回路は、前記ＭＰＰＴ制御により算出した電圧指令値を通信線を介して前記第２制御回路に送信し、
前記第２制御回路は、前記第１制御回路から前記電圧指令値を受信した後、受信した電圧指令値をもとに前記インバータを制御し、前記直流バスの電圧が安定した後に、更新確認データを、前記ＭＰＰＴ制御による次の電圧指令値を算出するための同期データとして、前記第１制御回路に送信す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、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】
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光発電装置、風力発電装置、定置型蓄電池、車載蓄電池などがある。分散型電源の電圧を系統連系用の電圧に昇圧するＤＣ／ＤＣコンバータと、ＤＣ／ＤＣコンバータの直流電力を交流電力に変換するインバータのシステム構成として、両者が１つの筐体内に設置される一体型構成と、別々の筐体内に設置される分離型構成がある（例えば、特許文献１参照）。今後、ＤＣ／ＤＣコンバータとインバータ間の直流バスに、様々な分散型電源を後付けしてシステムを拡張できる分離型構成が普及していくと予想されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２０１４−２３０４５５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
一般的に、分散型電源である太陽電池の出力は、ＤＣ／ＤＣコンバータによりＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御される。当該ＤＣ／ＤＣコンバータとインバータ間の直流バスの電圧を、ＭＰＰＴ制御により算出された電圧値に制御すると、当該ＤＣ／ＤＣコンバータと当該インバータの損失が少なくなり、変換効率が高くなる。
【０００５】
上述のような分離型構成では、ＤＣ／ＤＣコンバータとインバータ間が通信線で接続されて、両者の間で制御信号が送受信される。両者の間の通信遅延により、ＤＣ／ＤＣコンバータによるＭＰＰＴ制御に基づく電圧制御と、インバータによる直流バスの電圧制御に同期ずれが発生することがある。同期ずれが発生すると太陽電池の発電効率の低下を招く可能性がある。
【０００６】
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、太陽電池の発電効率および電力変換効率が高い、分離型の電力変換システム、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】
【０００７】
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、太陽電池により発電された直流電力の電圧を調整可能なＤＣ／ＤＣコンバータと、前記ＤＣ／ＤＣコンバータをＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御する第１制御回路と、前記ＤＣ／ＤＣコンバータと直流バスを介して接続され、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、当該交流電力を電力系統へ重畳し、重畳した交流電力を負荷へ供給するインバータと、前記直流バスの電圧が、前記第１制御回路によるＭＰＰＴ制御により算出された電圧指令値に対応する電圧になるように、前記インバータを制御する第２制御回路と、を備える。前記第１制御回路は、前記ＭＰＰＴ制御により算出した電圧指令値を通信線を介して前記第２制御回路に送信し、前記第１制御回路は、前記直流バスの電圧が、前記送信した電圧指令値に対応する電圧に安定した後、前記ＭＰＰＴ制御による次の電圧指令値を算出する。
【発明の効果】
【０００８】
本発明によれば、太陽電池の発電効率および電力変換効率が高い、分離型の電力変換システム、電力変換装置を実現することができる。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【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】第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置によるＭＰＰＴ制御と、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置によるバス電圧制御の具体例を説明するための図である。
【図３】太陽電池からの入力電圧と、入力電流及び入力電力との関係を示す図である。
【図４】ＭＰＰＴ制御部により生成された第１電圧指令値と、直流バスの電圧を制御するための第２電圧指令値との関係を示す図である。
【図５】図５（ａ）、（ｂ）は、ＭＰＰＴ制御部の第１電圧指令値と、バス電圧制御部の第２電圧指令値の更新タイミングの一例を示す図である。
【図６】図６（ａ）、（ｂ）は、入力電流、第１電圧指令値、入力電圧の遷移例を示す図である。
【図７】実施例１に係る電力変換システムを説明するための図である。
【図８】実施例２に係る、インバータ制御回路からコンバータ制御回路に送信される定期通信のタイミングを示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１０】
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１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０、第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０、及びＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０を備える。第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０と第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０は並列接続され、並列接続された第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０及び第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０と、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０とが直流バス４０を介して接続される。
【００１１】
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、発電した電力を第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０に出力する。太陽電池２は第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０と接続され、発電した電力を第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０に出力する。
【００１２】
第１ＤＣ／ＤＣ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を備える。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の電圧を調整可能なコンバータである。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。
【００１３】
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。ＭＰＰＴ制御の詳細は後述する。
【００１４】
蓄電池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、鉛蓄電池などを使用することができる。なお蓄電池３は定置型であってもよいし、車載型であってもよい。また蓄電池３の代わりに、電気二重層キャパシタ、リチウムイオンキャパシタ等のキャパシタを使用してもよい。蓄電池３は第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０と接続され、第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０により充放電制御される。
【００１５】
第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０は、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１及びコンバータ制御回路３２を備える。ＤＣ／ＤＣコンバータ３１は、蓄電池３と直流バス４０との間に接続され、蓄電池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３２はＤＣ／ＤＣコンバータ３１を制御する。コンバータ制御回路３２は基本制御として、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０から送信されてくる指令値をもとにＤＣ／ＤＣコンバータ３１を制御して、蓄電池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３２は、放電時においてＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０のインバータ制御回路２２から電力指令値を受信し、当該電力指令値を蓄電池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３１に定電流放電させる。
【００１６】
ＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０は、インバータ２１及びインバータ制御回路２２を備える。インバータ２１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２１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。
【００１７】
インバータ制御回路２２はインバータ２１を制御する。インバータ制御回路２２は基本制御として、直流バス４０の電圧が所定の電圧を維持するようにインバータ２１を制御する。バス電圧制御の詳細は後述する。
【００１８】
第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０のコンバータ制御回路１２、第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０のコンバータ制御回路３２及びＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０のインバータ制御回路２２間は通信線６０で接続され、それらの制御回路間で所定の通信規格（例えば、ＲＳ−４８５規格、ＴＣＰ−ＩＰ規格、ＣＡＮ規格）に準拠した通信が行われる。
【００１９】
図２は、第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０によるＭＰＰＴ制御と、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０によるバス電圧制御の具体例を説明するための図である。図２の説明では、第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０による蓄電池３の充放電は停止している状態とする。
【００２０】
第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０のコンバータ制御回路１２は、ＭＰＰＴ制御部１２１及び入力電圧制御部１２２を含む。コンバータ制御回路１２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。ＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０のインバータ制御回路２２は、バス電圧制御部２２１及び出力電流制御部２２２を含む。インバータ制御回路２２も、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。
【００２１】
ＭＰＰＴ制御部１２１は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１の入力電圧Ｖ１、入力電流Ｉ１を計測して太陽電池２の発電電力を推定し、太陽電池２の発電電力を最大電力点（最適動作点）にするための第１電圧指令値Ｖ１＊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第１電圧指令値Ｖ１＊を生成する。
【００２２】
図３は、太陽電池２からの入力電圧Ｖ１と、入力電流Ｉ１及び入力電力Ｐ１との関係を示す図である。ＭＰＰＴ制御部１２１は、第１電圧指令値Ｖ１＊を操作して太陽電池２からの入力電力Ｐ１が最大電力点を維持するように制御する。
【００２３】
ＭＰＰＴ制御部１２１は、計測したＤＣ／ＤＣコンバータ１１の入力電圧Ｖ１、入力電流Ｉ１と、生成した第１電圧指令値Ｖ１＊を入力電圧制御部１２２に出力する。入力電圧制御部１２２は、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１の入力電圧Ｖ１を、第１電圧指令値Ｖ１＊に一致させるための駆動信号を生成し、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１のスイッチング素子を駆動する。入力電圧制御部１２２は、入力電圧Ｖ１と第１電圧指令値Ｖ１＊との差分信号と、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、当該差分信号と搬送波との比較結果に応じた第１ＰＷＭ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。
【００２４】
本実施の形態では、ＭＰＰＴ制御部１２１により生成される第１電圧指令値Ｖ１＊を、直流バス４０の電圧を制御するための第２電圧指令値Ｖ２＊として活用する。直流バス４０の電圧は、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ことが好ましい。直流バス４０の電圧と系統電圧の差が小さいほど、インバータ２１での変換損失が少なくなる。また直流バス４０の電圧が低い場合、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１で昇圧する電圧幅が小さくなり、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１での変換損失も少なくなる。
【００２５】
図４は、ＭＰＰＴ制御部１２１により生成された第１電圧指令値Ｖ１＊と、直流バス４０の電圧Ｖ２を制御するための第２電圧指令値Ｖ２＊との関係を示す図である。第１電圧指令値Ｖ１＊が閾値電圧Ｖ２ｕｌｍｔ以下の場合、第２電圧指令値Ｖ２＊には閾値電圧Ｖ２ｕｌｍｔが設定され、第１電圧指令値Ｖ１＊が閾値電圧Ｖ２ｕｌｍｔを超える場合、第２電圧指令値Ｖ２＊に第１電圧指令値Ｖ１＊が設定される。閾値電圧Ｖ２ｕｌｍｔは、系統連系に必要な最低限のバス電圧であり、下記（式１）で定義される。
【００２６】
Ｖ２ｕｌｍｔ＝√２Ｖａｃ（ｐ−ｐ）＋α  ・・・（式１）
αはマージン値であり、例えば数Ｖ〜十数Ｖに設定される。
【００２７】
直流バス４０の電圧Ｖ２が閾値電圧Ｖ２ｕｌｍｔを超える領域では、太陽電池２からの入力電圧が低下にするに従い、直流バス４０の電圧Ｖ２も低下する。
【００２８】
図２に戻る。バス電圧制御部２２１は、直流バス４０の電圧Ｖ２を計測し、直流バス４０の電圧Ｖ２を第２電圧指令値Ｖ２＊に一致させるための電流指令値Ｉ３＊を生成する。直流バス４０の電圧Ｖ２が第２電圧指令値Ｖ２＊より高い場合、インバータ２１の出力電流を上げるための電流指令値Ｉ３＊を生成し、直流バス４０の電圧Ｖ２が第２電圧指令値Ｖ２＊より低い場合、インバータ２１の出力電流を下げるための電流指令値Ｉ３＊を生成する。バス電圧制御部２２１は、生成した電流指令値Ｉ３＊を出力電流制御部２２２に出力する。
【００２９】
出力電流制御部２２２は、インバータ２１の出力電流Ｉ３を計測し、インバータ２１の出力電流Ｉ３を電流指令値Ｉ３＊に一致させるための駆動信号を生成し、インバータ２１のスイッチング素子を駆動する。出力電流制御部２２２は、出力電流Ｉ３と電流指令値Ｉ３＊との差分信号と搬送波を比較するコンパレータを含み、当該コンパレータは、当該差分信号と搬送波との比較結果に応じた第２ＰＷＭ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。
【００３０】
本実施の形態では、第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０とＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０が別々の筐体に分離され、通信線６０を介して制御信号を送受信している。ＭＰＰＴ制御部１２１からバス電圧制御部２２１に第１電圧指令値Ｖ１＊を送信する際に、通信遅延が発生する。第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０とＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０が一体型の筐体に収納されていれば、信号線で直接、第１電圧指令値Ｖ１＊を伝送することができ、伝送遅延は基本的に発生しない。これに対して分離型の場合、所定の規格に従った通信手順を経て第１電圧指令値Ｖ１＊が送受信されるため、通信遅延が発生する。
【００３１】
この通信遅延により、ＭＰＰＴ制御とバス電圧制御に矛盾が発生する場合がある。例えば、ＭＰＰＴ制御部１２１は電圧指令値Ｖ＊（ｔ）（＝Ｖｎ＋ΔＶ）に基づきＭＰＰＴ制御を実行し、バス電圧制御部２２１は電圧指令値Ｖ＊（ｔ−２）（＝Ｖｎ−ΔＶ）に基づきバス電圧制御を実行するといったことも発生し得る。バス電圧制御部２２１は、通信遅延により２回前の電圧指令値Ｖ＊（ｔ−２）（＝Ｖｎ−ΔＶ）に基づきバス電圧制御を実行しているが、電圧を下げる指令になっており、現在の指令である電圧を上げる指令と矛盾が生じている。
【００３２】
そこで、ＭＰＰＴ制御部１２１とバス電圧制御部２２１との間で同期を取る必要がある。図２に示した例では、ＭＰＰＴ制御部１２１によるＭＰＰＴ制御の周期は１００ｍｓ、入力電圧制御部１２２による入力電圧制御の周期は２ｍｓ、バス電圧制御部２２１によるバス電圧制御の周期は２００μｓ、出力電流制御部２２２による出力電流制御の周期は５０μｓにそれぞれ設定されている。
【００３３】
図５（ａ）、（ｂ）は、ＭＰＰＴ制御部１２１の第１電圧指令値Ｖ１＊と、バス電圧制御部２２１の第２電圧指令値Ｖ２＊の更新タイミングの一例を示す図である。図５（ａ）は、ＭＰＰＴ制御部１２１とバス電圧制御部２２１間が非同期の場合の例を示しており、図５（ｂ）は、ＭＰＰＴ制御部１２１とバス電圧制御部２２１間の同期が取れている場合の例を示している。
【００３４】
図５（ａ）に示す例では、図２に示したようにＭＰＰＴ制御の周期は１００ｍｓであり、バス電圧制御の周期は２００μｓである。従って、ＭＰＰＴ制御が１回実行される間に、バス電圧制御が５００回実行される。ＭＰＰＴ制御部１２１は、第１電圧指令値Ｖ１＊を更新すると、新たな第１電圧指令値Ｖ１＊をバス電圧制御部２２１に送信する。この通信遅延が９０ｍｓとすると、バス電圧制御部２２１は、ＭＰＰＴ制御部１２１で第１電圧指令値Ｖ１＊が更新された後、９０ｍｓ後に第２電圧指令値Ｖ２＊を更新することになる。第２電圧指令値Ｖ２＊が更新されると、直流バス４０の電圧Ｖ２が過渡的に不安定な状態となる。
【００３５】
ＭＰＰＴ制御部１２１は、第２電圧指令値Ｖ２＊が更新された直後に、次のＭＰＰＴ制御を実行しようとするため、直流バス４０の電圧Ｖ２が不安定な期間に、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１の入力電圧Ｖ１と入力電流Ｉ１をサンプリングすることになる。この場合、ＭＰＰＴ制御部１２１の動作が不安定になる。
【００３６】
図５（ｂ）に示す例では、バス電圧制御部２２１からＭＰＰＴ制御部１２１に同期信号を送信する。バス電圧制御部２２１は、第２電圧指令値Ｖ２＊を更新した後、直流バス４０の電圧Ｖ２が安定した後に、更新確認データとしてパルス信号をＭＰＰＴ制御部１２１に送信する。バス電圧制御部２２１は、第２電圧指令値Ｖ２＊を更新した後、直流バス４０の電圧Ｖ２が安定すると想定される一定時間後にパルス信号を送信してもよいし、直流バス４０の電圧Ｖ２の計測値が実際に安定したことを確認してからパルス信号を送信してもよい。図５（ｂ）に示すようにパルス信号の送信周期は、バス電圧制御の制御周期より長くなる。
【００３７】
ＭＰＰＴ制御部１２１は、当該パルス信号を受信したことを契機として次のＭＰＰＴ制御を実行する。この場合、直流バス４０の電圧Ｖ２が安定している期間に、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１の入力電圧Ｖ１と入力電流Ｉ１をサンプリングすることができるため、ＭＰＰＴ制御部１２１の動作が安定する。なお図５（ｂ）に示す例では、ＭＰＰＴ制御の周期が１００ｍｓを超過することを許容する。
【００３８】
図６（ａ）、（ｂ）は、入力電流Ｉ１、第１電圧指令値Ｖ１＊、入力電圧Ｖ１の遷移例を示す図である。図６（ａ）は、ＭＰＰＴ制御部１２１とバス電圧制御部２２１間が非同期の場合の例を示しており、図６（ｂ）は、ＭＰＰＴ制御部１２１とバス電圧制御部２２１間の同期が取れている場合の例を示している。矢印で示される期間は、ＭＰＰＴ制御部１２１による入力電流Ｉ１と入力電圧Ｖ１のサンプリング期間を示している。
【００３９】
図６（ａ）に示す例では、点線に示すように第２電圧指令値Ｖ２＊の変化が遅れるため、変化中の不確かな入力電流Ｉ１と入力電圧Ｖ１をサンプリングすることになる。一方、図６（ｂ）に示す例では、第２電圧指令値Ｖ２＊の変化後、一定時間が経過した安定した期間に、入力電流Ｉ１と入力電圧Ｖ１をサンプリングしている。従って、図６（ｂ）に示す例の方が、第１電圧指令値Ｖ１＊を精度よく更新していくことができる。
【００４０】
以下、バス電圧制御部２２１とＭＰＰＴ制御部１２１との間で同期を取る具体的な方法を説明する。第１の方法として専用線を使用することが考えられる。
【００４１】
図７は、実施例１に係る電力変換システム１を説明するための図である。実施例１では、第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０のコンバータ制御回路１２と、ＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０のインバータ制御回路２２との間が、通信線６０と別の専用線７０でさらに接続される。インバータ制御回路２２は、図５（ｂ）に示したように、コンバータ制御回路１２から第１電圧指令値Ｖ１＊を受信した後、受信した第１電圧指令値Ｖ１＊をもとにインバータ２１を制御し、直流バス４０の電圧Ｖ２が安定した後に、パルス信号を専用線７０を介してコンバータ制御回路１２に送信する。パルス信号の送信にのみ使用される専用線７０では、所定の規格に従った通信手順が不要であり、パルス信号を瞬時に送信することができる。
【００４２】
バス電圧制御部２２１とＭＰＰＴ制御部１２１との間で同期を取る第２の方法として、定期通信を使用することが考えられる。インバータ制御回路２２は、第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０のコンバータ制御回路１２及び第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０のコンバータ制御回路３２と、通信線６０を介して定期通信を行っている。例えば、１０ｍｓ間隔でＤＣ／ＡＣ電力変換装置２０の状態データや各種の指令値を送信している。例えば、第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０のコンバータ制御回路３２には１０ｍｓ間隔で電力指令値を送信している。
【００４３】
図８は、実施例２に係る、インバータ制御回路２２からコンバータ制御回路１２に送信される定期通信のタイミングを示す図である。インバータ制御回路２２は、コンバータ制御回路１２から第１電圧指令値Ｖ１＊を受信した後、受信した第１電圧指令値Ｖ１＊をもとにインバータ２１を制御し、直流バス４０の電圧Ｖ２が安定した後、次のタイミングの定期通信に更新確認データとしてフラグ信号を含めている。当該フラグ信号は、上記パルス信号の代替信号となる。図８に示すように、インバータ制御回路２２からコンバータ制御回路１２への定期通信の送信周期は、コンバータ制御回路１２からインバータ制御回路２２への第１電圧指令値Ｖ１＊の送信周期より短くなっている。
【００４４】
コンバータ制御回路１２は、インバータ制御回路２２に送信する第１電圧指令値Ｖ１＊のそれぞれに一意の識別番号を付与してもよい。この場合、インバータ制御回路２２は、コンバータ制御回路１２に返信する更新確認データに、受信した第１電圧指令値Ｖ１＊の識別番号を付与することができる。これによれば、コンバータ制御回路１２とインバータ制御回路２２間で、より確実な同期を取ることができる。
【００４５】
バス電圧制御部２２１とＭＰＰＴ制御部１２１との間で同期を取る第３の方法として、インバータ２１の起動時に予め設定された手順で自律的に、コンバータ制御回路１２とインバータ制御回路２２のクロックタイミングを調整することが考えられる。第３の方法では、バス電圧制御部２２１とＭＰＰＴ制御部１２１間で定常時には同期を取らず、起動時の１回のみ同期を取る。
【００４６】
インバータ２１の運転開始時、インバータ２１が直流バス４０の電力を吸収するため、直流バス４０の電圧Ｖ２、ＤＣ／ＤＣコンバータ１１の入力電圧Ｖ１は瞬間的に低下する。コンバータ制御回路１２は、通信線６０の遅延量を補償する補償値を加算したタイミングを基準タイミングとしてＭＰＰＴ制御を実行する。通信線６０の遅延量は、予め実験やシミュレーションより推定することができる。コンバータ制御回路１２は、通信線６０を介して第１電圧指令値Ｖ１＊をインバータ制御回路２２に送信した後、通信線６０の遅延量に対応する想定時間と、第２電圧指令値Ｖ２＊の更新後の直流バス４０の電圧Ｖ２が安定する想定時間を経過した後、次のＭＰＰＴ制御を実行する。
【００４７】
以上説明したように本実施の形態によれば、コンバータ制御回路１２とインバータ制御回路２２間でＭＰＰＴ制御の同期を取ることにより、安定したＭＰＰＴ制御を実現することができる。また直流バス４０の電圧Ｖ２を最適な電圧に維持できるため、インバータ２１及びＤＣ／ＤＣコンバータ１１での損失を低減することができる。また、並列接続されたＤＣ／ＤＣコンバータ間の横流を防止でき、横流による損失を防止することができる。従って、高効率な分離型の電力変換システム１を構築することができる。
【００４８】
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。
【００４９】
上述の実施の形態では、太陽電池２の第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０と並列に、蓄電池３の第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０を接続する例を説明した。この点、第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０の接続は必須ではなく、蓄電池３及び第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置３０が省略された電力変換システム１も可能である。また直流バス４０に対して、太陽電池２の第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置１０と並列に、燃料電池の電力変換装置などの別の分散型直流電源をさらに接続してもよい。
【００５０】
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。
【００５１】
［項目１］
太陽電池（２）により発電された直流電力の電圧を調整可能なＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）と、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）をＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御する第１制御回路（１２）と、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）と直流バス（４０）を介して接続され、前記直流バス（４０）から入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統（４）へ重畳し、重畳した交流電力を負荷（５）へ供給するインバータ（２１）と、
前記直流バス（４０）の電圧が、前記第１制御回路（１２）によるＭＰＰＴ制御により算出された電圧指令値に対応する電圧になるように、前記インバータ（２１）を制御する第２制御回路（２２）と、を備え、
前記第１制御回路（１２）は、前記ＭＰＰＴ制御により算出した電圧指令値を通信線（６０）を介して前記第２制御回路（２２）に送信し、
前記第１制御回路（１２）は、前記直流バス（４０）の電圧が、前記送信した電圧指令値に対応する電圧に安定した後、前記ＭＰＰＴ制御による次の電圧指令値を算出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、第１制御回路（１２）と第２制御回路（２２）が分離され、通信線（６０）で接続される構成において、安定したＭＰＰＴ制御を実現することができる。
［項目２］
前記第２制御回路（２２）は、前記第１制御回路（１２）から前記電圧指令値を受信した後、受信した電圧指令値をもとに前記インバータ（２１）を制御し、前記直流バス（４０）の電圧が安定した後に、更新確認データを前記第１制御回路（１２）に送信す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、第１制御回路（１２）と第２制御回路（２２）との間で同期を取ることができる。
［項目３］
前記第１制御回路（１２）と前記第２制御回路（２２）間は、前記通信線（６０）と別の専用線（７０）でさらに接続されており、
前記第２制御回路は、前記専用線（７０）を介して前記更新確認データを前記第１制御回路（１２）に送信することを特徴とする項目２に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、第１制御回路（１２）と第２制御回路（２２）との間で高精度に同期を取ることができる。
［項目４］
前記第２制御回路（２２）は、前記通信線（６０）を介して前記第１制御回路（１２）に、前記ＭＰＰＴ制御周期より短い周期で定期通信を行っており、前記定期通信に前記更新確認データを含めることを特徴とする項目２に記載の電力変換システム（１）。
これによれば、専用線（７０）を追加せずに、第１制御回路（１２）と第２制御回路（２２）との間で同期を取ることができる。
［項目５］
前記第１制御回路（１２）は、前記インバータ（２１）の起動時の電圧変動を検出したタイミングに、自己のクロックタイミングを合わせ、前記通信線（６０）の遅延量に対応する想定時間を加味して前記ＭＰＰＴ制御を行う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、第２制御回路（２２）から第１制御回路（１２）に定常的に更新確認データを送信せずとも、ＭＰＰＴ制御を安定化させることができる。
［項目６］
太陽電池（２）により発電された直流電力の電圧を調整可能なＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）と、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）をＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御する第１制御回路（１２）と、を備え、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）は、直流バス（４０）を介して、前記直流バス（４０）から入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統（４）へ重畳し、重畳した交流電力を負荷（５）へ供給するインバータ（２１）と接続されており、
前記インバータ（２１）は、第２制御回路（２２）により、前記直流バス（４０）の電圧が、前記第１制御回路（１２）によるＭＰＰＴ制御により算出された電圧指令値に対応する電圧になるように制御されており、
前記第１制御回路（１２）は、前記ＭＰＰＴ制御により算出した電圧指令値を通信線（６０）を介して前記第２制御回路（２２）に送信し、
前記第１制御回路（１２）は、前記直流バス（４０）の電圧が、前記送信した電圧指令値に対応する電圧に安定した後、前記ＭＰＰＴ制御による次の電圧指令値を算出することを特徴とする電力変換装置（１０）。
。
これによれば、第１制御回路（１２）と第２制御回路（２２）が分離され、通信線（６０）で接続される構成において、安定したＭＰＰＴ制御を実現することができる。
［項目７］
太陽電池（２）により発電された直流電力の電圧を調整可能なＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）と直流バス（４０）を介して接続され、前記直流バス（４０）から入力される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を電力系統（４）へ重畳し、重畳した交流電力を負荷（５）へ供給するインバータ（２１）と、
前記直流バス（４０）の電圧が、前記ＤＣ／ＤＣコンバータ（１１）を制御する第１制御回路（１２）によるＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking)制御により算出された電圧指令値に対応する電圧になるように、前記インバータ（２１）を制御する第２制御回路（２２）と、を備え、
前記第１制御回路（１２）は、前記ＭＰＰＴ制御により算出した電圧指令値を通信線（６０）を介して前記第２制御回路（２２）に送信し、
前記第２制御回路（２２）は、前記第１制御回路（１２）から前記電圧指令値を受信した後、受信した電圧指令値をもとに前記インバータ（２１）を制御し、前記直流バス（４０）の電圧が安定した後に、更新確認データを、前記ＭＰＰＴ制御による次の電圧指令値を算出するための同期データとして、前記第１制御回路（１２）に送信することを特徴とする電力変換装置（２０）。
これによれば、第１制御回路（１２）と第２制御回路（２２）が分離され、通信線（６０）で接続される構成において、安定したＭＰＰＴ制御を実現することができる。
【符号の説明】
【００５２】
１  電力変換システム、  ２  太陽電池、  ３  蓄電池、  ４  電力系統、  ５  負荷、  １０  第１ＤＣ／ＤＣ電力変換装置、  １１  ＤＣ／ＤＣコンバータ、  １２  コンバータ制御回路、  １２１  ＭＰＰＴ制御部、  １２２  入力電圧制御部、  ２０  ＤＣ／ＡＣ電力変換装置、  ２１  インバータ、  ２２  インバータ制御回路、  ２２１  バス電圧制御部、  ２２２  出力電流制御部、  ３０  第２ＤＣ／ＤＣ電力変換装置、  ３１  ＤＣ／ＤＣコンバータ、  ３２  コンバータ制御回路、  ４０  直流バス、  ５０  配電線、  ６０  通信線、  ７０  専用線。
【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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【図８】
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