(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
第１太陽電池モジュール及び蓄電装置と接続されるとともに、伝送線路を介して商用電力系統と接続されるパワーコンディショナであって、
電圧検出手段により検出される前記伝送線路の電圧の値が予め定められた値よりも大きい場合、前記第１太陽電池モジュールで発電される第１発電電力を前記蓄電装置に蓄電することで前記伝送線路の電圧上昇を抑制する第１の蓄電制御を行い、前記第１の蓄電制御の後、前記伝送線路の電圧の値が前記予め定められた値よりも大きい場合、さらに、第２太陽電池モジュールで発電される第２発電電力を電力変換して前記伝送線路に出力する他のパワーコンディショナの出力電力を前記蓄電装置に蓄電可能とする第２の蓄電制御を行う制御部を備えるパワーコンディショナ。
【請求項２】
前記第２の蓄電制御において、前記伝送線路の電圧の値が前記予め定められた値よりも大きく且つ前記第１発電電力が電力変換されて前記伝送線路に出力されていない場合に、前記伝送線路の電力が、前記パワーコンディショナに入力されて電力変換される請求項１に記載のパワーコンディショナ。
【請求項３】
前記第１の蓄電制御において、前記伝送線路の電圧の値が前記予め定められた値よりも大きく且つ前記第１発電電力が電力変換されて前記伝送線路に出力されている場合に、前記制御部は、前記第１発電電力の電力変換量を低減させる請求項１又は請求項２に記載のパワーコンディショナ。
【請求項４】
前記予め定められた値は、前記他のパワーコンディショナにて前記伝送線路の電圧の値と比較されて該電圧の値の方が大きい場合に前記他のパワーコンディショナにより前記第２発電電力の電力変換量が低減される閾値未満に設定される請求項１〜請求項３のいずれか１項に記載のパワーコンディショナ。
【請求項５】
前記他のパワーコンディショナと通信する通信部をさらに備え、
前記伝送線路の前記電圧の値が前記予め定められた値よりも大きい場合、前記通信部は、前記他のパワーコンディションナにて前記第２発電電力の電力変換量を低減するか否かの判断に用いられる変換制御情報を前記他のパワーコンディショナに送信する請求項１〜請求項３のいずれか１項に記載のパワーコンディショナ。
【請求項６】
第１太陽電池モジュール及び蓄電装置と接続されるとともに、伝送線路を介して商用電力系統と接続されるパワーコンディショナの電力制御方法であって、
電圧検出手段により検出される前記伝送線路の電圧の値が予め定められた値よりも大きい場合、前記第１太陽電池モジュールで発電される第１発電電力を前記蓄電装置に蓄電することで前記伝送線路の電圧上昇を抑制する第１の蓄電制御を行う第１のステップと、
前記第１のステップの後、前記伝送線路の電圧の値が前記予め定められた値よりも大きい場合、さらに、第２太陽電池モジュールで発電される第２発電電力を電力変換して前記伝送線路に出力する他のパワーコンディショナの出力電力を前記蓄電装置に蓄電可能とする第２の蓄電制御を行う第２のステップと、
を備えるパワーコンディショナの電力制御方法。
【請求項７】
第１発電電力を出力する第１太陽電池モジュールと、
第２発電電力を出力する第２太陽電池モジュールと、
蓄電装置と、
前記第１太陽電池モジュール及び前記蓄電装置と接続されるとともに、伝送線路を介して商用電力系統と接続される第１パワーコンディショナと、
前記第２太陽電池モジュール及び前記伝送線路と接続され、前記第２発電電力を電力変換した出力電力を前記伝送線路に出力する第２パワーコンディショナと、
前記伝送線路の電圧を検出する電圧検出手段と、
を備え、
前記第１パワーコンディショナは、前記電圧検出手段により検出される前記伝送線路の前記電圧の値が予め定められた値よりも大きい場合、前記第１発電電力を前記蓄電装置に蓄電することで前記伝送線路の電圧上昇を抑制する第１の蓄電制御を行い、前記第１の蓄電制御の後に前記伝送線路の電圧の値が前記予め定められた値よりも大きい場合、さらに、前記出力電力を前記蓄電装置に蓄電可能とする第２の蓄電制御を行う電力制御システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、パワーコンディショナ、その電力制御方法、及び電力制御システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、太陽光発電システムなどの自然エネルギーを利用した発電システムが一般家庭用の住宅、或いは産業用施設などに導入されつつある。これらの発電システムでは、発電電力が電子機器などの電源として利用される。また、現在では、自然エネルギーを利用した発電システムをより普及させるべく、発電電力を売電して電力会社に買取させる電力買取制度が制定されている。そのため、発電電力が商用電力系統に逆潮流されることもある。
【０００３】
一方、太陽光電力システムには、太陽光発電した電力を蓄電する蓄電池が設置されていることがある。この蓄電池は、たとえば、太陽光発電できない夜間に停電した場合の予備電源、或いは、負荷電力系統の消費電力が一時的に突出して大きくなる場合の補助電源などとして用いられる。
【０００４】
ところで、発電システムの発電電力が増加すると、発電システム及び商用電力系統間の伝送線路の電圧が上昇することがある。この電圧の上昇を抑制するため、たとえば定格１００Ｖに対して、所定の期間（３０分）での電圧の平均値が法定の数値範囲（たとえば１０１±６Ｖ）を越えないようにすることが義務付けられている。従って、発電システムのパワーコンディショナは、たとえば特許文献１のように、電圧の上限値を管理・調整する機能を備えている。
【０００５】
特許文献１では、太陽電池及び蓄電池と交流電源との間に接続されて太陽電池側から交流電源側に出力される電力を制御するインバータを備える発電装置が開示されている。この発電装置では、交流電源の電圧が上限電圧を越える場合、太陽電池の発電電力の少なくとも一部が蓄電池に蓄電される。また、交流電源の電圧が下限電圧よりも低い場合、蓄電池の放電電力が交流電源側に出力される。
【０００６】
ここで、発電システムの普及に伴い、蓄電装置を備える発電システムに新たな発電装置を増設する場合が増えてきている。この場合、新たな発電装置は、既設のパワーコンディショナ及び商用電力系統間の伝送線路に発電電力を出力する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特許第４５６６６５８号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかしながら、上述の発電システムでは、発電システム及び商用電力系統間の伝送線路の電圧値が法定の上限値を越える場合、新たな発電装置の発電電力の伝送線路への出力は絞られ低下する。そのため、新たな発電装置の発電電力は有効に利用されない。また、新たな発電装置の発電電力は、伝送線路への出力が０にされると、全く利用できなくなる。
【０００９】
このような問題に対して、特許文献１は、既設のパワーコンディショナ及び商用電力系統間に新たな発電装置が接続される発電システムを想定していない。すなわち、特許文献１は、上述のような問題を何ら考慮していない。
【００１０】
本発明は、このような状況を鑑みてなされたものであり、商用電力系統との間の伝送線路の電圧値が上昇する場合に、発電装置から伝送線路に出力される発電電力を有効に利用することができるパワーコンディショナ、その電力制御方法、及び電力制御システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記目的を達成するために、本発明の一の態様によるパワーコンディショナは、第１発電装置及び蓄電装置と接続されるとともに、伝送線路を介して商用電力系統と接続されるパワーコンディショナであって、電圧検出手段により検出される伝送線路の電圧の値が予め定められた値よりも大きい場合、第１発電装置で発電される第１発電電力と、第２発電装置で発電される第２発電電力を電力変換して伝送線路に出力する他のパワーコンディショナの出力電力とを蓄電装置に蓄電可能とする蓄電制御を行う制御部を備える構成（第１の構成）とされる。
【００１２】
上記第１の構成において、予め定められた値は、他のパワーコンディショナにて伝送線路の電圧の値と比較されて該電圧の値の方が大きい場合に前記他のパワーコンディショナにより前記第２発電電力の電力変換量が低減される閾値未満に設定される構成（第２の構成）としてもよい。
【００１３】
或いは、上記第１の構成において、他のパワーコンディショナと通信する通信部をさらに備え、伝送線路の電圧の値が予め定められた値よりも大きい場合、通信部は、他のパワーコンディションナにて第２発電電力の電力変換量を低減するか否かの判断に用いられる変換制御情報を他のパワーコンディショナに送信する構成（第３の構成）としてもよい。
【００１４】
また、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方法は、第１発電装置及び蓄電装置と接続されるとともに、伝送線路を介して商用電力系統と接続されるパワーコンディショナの電力制御方法であって、電圧検出手段により検出される伝送線路の電圧の値が予め定められた値よりも大きい場合、第１発電装置で発電される第１発電電力と、第２発電装置で発電される第２発電電力を電力変換して伝送線路に出力する他のパワーコンディショナの出力電力とを蓄電装置に蓄電可能とする蓄電制御を行うステップを備える構成（第４の構成）とされる。
【００１５】
また、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発電電力を出力する第１発電装置と、第２発電電力を出力する第２発電装置と、蓄電装置と、第１発電装置及び蓄電装置と接続されるとともに、伝送線路を介して商用電力系統と接続される第１パワーコンディショナと、第２発電装置及び伝送線路と接続され、第２発電電力を電力変換した出力電力を伝送線路に出力する第２パワーコンディショナと、伝送線路の電圧を検出する電圧検出手段と、を備え、第１パワーコンディショナは、電圧検出手段により検出される伝送線路の電圧の値が予め定められた値よりも大きい場合、第１発電電力及び出力電力を蓄電装置に蓄電可能とする蓄電制御を行う構成（第５の構成）とされる。
【発明の効果】
【００１６】
本発明によれば、商用電力系統との間の伝送線路の電圧値が上昇する場合に、発電装置から伝送線路に出力される発電電力を有効に利用することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１７】
【図１】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。
【図２】第１実施形態での第１パワーコンディショナの電力制御方法の一例を説明するためのフローチャートである。
【図３】第１実施形態での第２パワーコンディショナの電力制御方法の一例を説明するためのフローチャートである。
【図４】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。
【図５】第２実施形態での第１パワーコンディショの電力制御方法の一例を説明するためのフローチャートである。
【図６】第２実施形態での第２パワーコンディショナの電力制御方法の一例を説明するためのフローチャートである。
【図７】第３実施形態に係る風力発電システムの構成例を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１８】
以下に、図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。
【００１９】
＜第１実施形態＞
まず、第１実施形態について、太陽光発電システム１００を例に挙げて説明する。図１は、第１実施形態での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、太陽電池モジュール１及び蓄電池２を有する発電システムであり、太陽光を電力に変換する発電方式で電力供給を行う分散型電源である。太陽光発電システム１００は、伝送線路Ｐ及び受電点Ｒを介して商用電力系統Ｅと接続されている。また、伝送線路Ｐには、電力負荷Ｌも接続されている。電力負荷Ｌは、たとえば家庭内の電化製品、工場の設備装置などであり、太陽光発電システム１００において伝送線路Ｐに供給される電力を消費する。
【００２０】
次に、太陽光発電システム１００の構成について説明する。太陽光発電システム１００は、図１に示すように、太陽電池モジュール１と、蓄電池２と、第１パワーコンディショナ３と、第２パワーコンディショナ４と、コントローラ５と、を備えている。
【００２１】
太陽電池モジュール１は、複数の太陽電池セルを含む発電装置であり、太陽光を受けて発電し、直流の電力を出力する。本実施形態において、太陽電池モジュール１は、第１太陽電池モジュール１ａと、第２太陽電池モジュール１ｂと、を含んで構成されている。第１太陽電池モジュール１ａは第１パワーコンディショナ３に入力される第１発電電力を発電し、第２太陽電池モジュール１ｂは第２パワーコンディショナ４に入力される第２発電電力を発電する。なお、第１太陽電池モジュール１ａは本発明の第１発電装置の一例であり、第２太陽電池モジュール１ｂは、は本発明の第２発電装置の一例である
【００２２】
蓄電池２は、繰り返し蓄放電可能な二次電池を含む蓄電装置である。なお、蓄電池２は、第１パワーコンディショナ３から供給される直流の電力を用いて蓄電すること、及び、蓄電された電力（すなわち蓄電量ｗａ）に応じた直流の電力を放電することができる。なお、以下では、蓄電池２に供給される電力を蓄電電力と呼び、蓄電池２から出力される直流の電力を放電電力と呼ぶ。この蓄電池２には、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、及び鉛電池などを用いることができる。
【００２３】
第１パワーコンディショナ３は、第１太陽電池モジュール１ａの発電を制御する第１電力制御装置である。第１パワーコンディショナ３は、第１太陽電池モジュール１ａ及び蓄電池２と接続されるとともに、伝送線路Ｐを介して商用電力系統Ｅと接続されている。
【００２４】
第１パワーコンディショナ３は、通常時には、たとえばＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御により、発電電力が最大となるように第１太陽電池モジュール１ａの動作電圧（動作点）を制御する。但し、第１パワーコンディショナ３は、第１太陽電池モジュール１ａでの第１発電電力の発電を制限する必要がある場合、第１太陽電池モジュール１ａの動作電圧を最大出力動作電圧からずれた値に設定して、第１発電電力を調整する。このほか、第１パワーコンディショナ３は、蓄電池２の蓄放電制御装置としても機能し、蓄電池２に蓄電電力を供給したり、蓄電池２から放電電力の供給を受けたりする。
【００２５】
第１パワーコンディショナ３は、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１と、双方向インバータ３２と、コンデンサ３３と、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４と、通信部３５と、メモリ３６と、電力量計３７と、電圧計３８と、ＩＣ３９と、を有している。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１、双方向インバータ３２、及び双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４は、バスラインＢＬを介して相互に接続されている。また、第１パワーコンディショナ３には、伝送線路Ｐと接続される出力端子３ａが設けられている。
【００２６】
ＤＣ／ＤＣコンバータ３１は、第１太陽電池モジュール１ａに接続される直流変換部である。ＤＣ／ＤＣコンバータ３１は、第１太陽電池モジュール１ａ及びバスラインＢＬ間に設けられ、第１太陽電池モジュール１ａの発電電力を所定電圧値の直流の電力に変換してバスラインＢＬに出力する。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ３１は第１太陽電池モジュール１ａに逆電流が流れることを防止している。
【００２７】
双方向インバータ３２は、伝送線路Ｐ及びバスラインＢＬ間に設けられる双方向電力変換部である。双方向インバータ３２の一端はバスラインＢＬに接続され、他端は伝送線路Ｐを介して受電点Ｒに接続されている。なお、以下では、双方向インバータ３２が、伝送線路Ｐから入力される電力をＡＣ／ＤＣ変換してバスラインＢＬに出力することを順変換と呼び、この電力変換方向を順変換方向ａと呼ぶ。すなわち、順変換方向ａは、伝送線路Ｐ側からバスラインＢＬ側に電力変換される電力変換方向である。また、双方向インバータ３２が、バスラインＢＬから入力される電力をＤＣ／ＡＣ変換して伝送線路Ｐに出力することを逆変換と呼び、この電力変換方向を逆変換方向ｂと呼ぶ。すなわち、逆変換方向ｂは、バスラインＢＬ側から伝送線路Ｐ側に電力変換される電力変換方向である。
【００２８】
双方向インバータ３２は、順変換方向ａに設定されている場合、伝送線路Ｐから入力される交流の電力を直流の電力に順変換してバスラインＢＬに出力する。また、双方向インバータ３２は、逆変換方向ｂに設定されている場合、バスラインＢＬから入力される直流の電力を受電点Ｒ（及び商用電力系統Ｅ）に応じた交流周波数の電力に逆変換して、伝送線路Ｐに出力する。後述するように、これらの動作はＩＣ３９により制御される。
【００２９】
コンデンサ３３は、バスラインＢＬに接続され、バスラインＢＬを流れる電力のバス電圧値の変動を除去又は軽減する。
【００３０】
双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４は、バスラインＢＬ及び蓄電池２間に設けられる蓄放電電力変換部である。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４の一端は蓄電池２に接続され、他端はバスラインＢＬに接続されている。なお、以下では、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４がバスラインＢＬから入力される電力をＤＣ／ＤＣ変換して蓄電池２に出力することを蓄電変換と呼び、この電力変換方向を蓄電方向Ａと呼ぶ。すなわち、蓄電方向Ａは、バスラインＢＬ側から蓄電池２側に電力変換される電力変換方向である。また、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４が蓄電池２から入力される電力をＤＣ／ＤＣ変換してバスラインＢＬに出力することを放電変換と呼び、この電力変換方向を放電方向Ｂと呼ぶ。すなわち、放電方向Ｂは、蓄電池２側からバスラインＢＬ側に電力変換される電力変換方向である。
【００３１】
双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４は、蓄電方向Ａに設定されている場合、バスラインＢＬを流れる直流の電力を蓄電池２に適した直流の蓄電電力に変換して蓄電池２に出力する。また、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４は、放電方向Ｂに設定されている場合、蓄電池２の放電電力を直流の電力に変換して、バスラインＢＬに出力する。後述するように、これらの動作はコントローラ５により制御される。
【００３２】
通信部３５は、コントローラ５と無線通信又は有線通信する通信インターフェースである。通信部３５は、たとえば、後述する電力量計３７及び電圧計３８の出力結果、後述する電圧比較部３９１の比較結果、制御情報などをコントローラ５に送信する。
【００３３】
メモリ３６は、電源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。メモリ３６は、第１パワーコンディショナ３の各機能要素（特にＩＣ３９）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。
【００３４】
電力量計３７は、伝送線路Ｐ及び受電点Ｒを介して太陽光発電システム１００及び商用電力系統Ｅ間を伝送する電力値Ｗを検出する電力検出部であり、商用電力系統Ｅに対して買電又は売電される電力を検出する。電力量計３７の検出結果はＩＣ３９に出力される。なお、電力量計３７は、図１のように第１パワーコンディショナ３に内蔵されていてもよいし、第１パワーコンディショナ３に外付けされていてもよい。
【００３５】
この電力量計３７は、売電力量計３７１と買電力量計３７２とを含んで構成されている。売電力量計３７１及び買電力量計３７２はそれぞれ、単方向に伝送される電力を検出する逆転防止機能付きの電力量計測装置である。売電力量計３７１及び買電力量計３７２はそれぞれ、特に限定されないが、たとえば誘導形電力量計、無効電力量計、及び電子式電力量計などの電力量計測装置を用いることができる。また、売電力量計３７１及び買電力量計３７２は、物理的に分離した装置として設けられていてもよいし、図１のように同じ装置内に設けられていてもよい。
【００３６】
売電力量計３７１は、受電点Ｒにおいて太陽光発電システム１００から商用電力系統Ｅに電力が伝送される場合、太陽光発電システム１００が商用電力系統Ｅに売電していることを検出する。以下では、受電点Ｒにおいて、太陽光発電システム１００から商用電力系統Ｅに電力が伝送される伝送方向を売電方向と呼ぶ。売電力量計３７１はさらに、太陽光発電システム１００から商用電力系統Ｅに売電される電力値Ｗを売電量として検出し、該売電量を積算する。そして、売電力量計３７１はこれらの結果をＩＣ３９に出力する。
【００３７】
買電力量計３７２は、受電点Ｒにおいて商用電力系統Ｅから太陽光発電システム１００に電力が伝送される場合、太陽光発電システム１００が商用電力系統Ｅから買電していることを検出する。以下では、受電点Ｒにおいて、商用電力系統Ｅから太陽光発電システム１００に電力が伝送される伝送方向を買電方向と呼ぶ。買電力量計３７２はさらに、商用電力系統Ｅから買電される電力値を買電量として検出し、該買電量を積算する。そして、買電力量計３７２はこれらの結果をＩＣ３９に出力する。
【００３８】
なお、電力量計３７は、売電力量計３７１が電力値Ｗ＞０を検出する場合、或いは、受電点Ｒを介した電力伝送がなく売電力量計３７１及び買電力量計３７２が電力値Ｗを検出しない場合（電力値Ｗ＝０）、受電点Ｒでの電力の伝送方向が売電方向であると判定する。また、買電力量計３７２が電力値Ｗ＞０を検出する場合、受電点Ｒでの電力の伝送方向が買電方向であると判定する。従って、電力量計３７は、受電点Ｒでの太陽光発電システム１００及び商用電力系統Ｅ間の電力の伝送方向を検出する電力伝送方向検出部としても機能する。
【００３９】
電圧計３８は、第１パワーコンディショナ３の出力端子３ａにおける電圧を検出する第１の電圧検出手段である。電圧計３８の検出結果はＩＣ３９に出力される。なお、電圧計３８は、図１のように第１パワーコンディショナ３に内蔵されていてもよいし、第１パワーコンディショナ３に外付けされていてもよい。また、電圧計３８が検出する電圧は、伝送線路Ｐを伝送する電力の電圧Ｖｐを示しているため、以下では電圧Ｖｐとして説明する。
【００４０】
ＩＣ３９は、メモリ３６に格納された情報及びプログラムなどを用いて、第１パワーコンディショナ３の各構成要素を制御する制御部である。また、ＩＣ３９は、電圧計３８により検出される伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が予め定められた値よりも大きい場合、第１太陽電池モジュール１ａで発電される第１発電電力と、第２パワーコンディショナ４の出力電力とが蓄電池２に蓄電可能とする蓄電制御を行う。
【００４１】
ＩＣ３９は、機能的な構成要素として、電圧比較部３９１と、変換制御部３９２と、を有している。
【００４２】
電圧比較部３９１は、電圧計３８が検出した電圧Ｖｐの値を予め定められた値と比較する。予め定められた値は、たとえば、伝送線路Ｐにおいて維持すべき電圧範囲の上限設定値ＶＨを含む。太陽電システム１００が電力負荷Ｌに供給する電力の定格電圧が１００［Ｖ］であれば、上限設定値ＶＨはたとえば１０７［Ｖ］に設定される。
【００４３】
変換制御部３９２は、電力量計３７及び電圧計３８の検出結果、電圧比較部３９１の比較結果などに基づいて、双方向インバータ３２を制御し、特に、その電力変換方向及び電力変換量を制御する。
【００４４】
次に、第２パワーコンディショナ４について説明する。第２パワーコンディショナ４は、第２太陽電池モジュール１ｂの発電を制御する第２電力制御装置である。第２パワーコンディショナ４は、第２太陽電池モジュール１ｂ及び伝送線路Ｐと接続されている。
【００４５】
第２パワーコンディショナ４は、通常時には、たとえばＭＰＰＴ制御により、発電電力が最大となるように第２太陽電池モジュール１ｂの動作電圧（動作点）を制御する。但し、第２パワーコンディショナ４は、第２太陽電池モジュール１ｂでの第２発電電力の発電を制限する必要がある場合、第２太陽電池モジュール１ｂの動作電圧を最大出力動作電圧からずれた値に設定して、第２発電電力を調整する。また、第２パワーコンディショナ４は、第２太陽電池モジュール１ｂの第２発電電力を電力変換した出力電力を伝送線路Ｐに出力する。
【００４６】
第２パワーコンディショナ４は、図１のように、ＤＣ／ＤＣコンバータ４１と、インバータ４２と、コンデンサ４３と、メモリ４６と、電圧計４８と、ＩＣ４９と、を有している。このほか、第２パワーコンディショナ４は、第１パワーコンディショナ３及びコントローラ５と無線通信又は有線通信する通信インターフェース（たとえば後述する図４の通信部４５）をさらに有していてもよい。また、第２パワーコンディショナ４には、伝送線路Ｐと接続される出力端子４ａが設けられている。
【００４７】
ＤＣ／ＤＣコンバータ４１は、第２太陽電池モジュール１ｂに接続される直流変換部であり、発電電力を所定電圧値の直流の電力に変換してインバータ４２に出力する。また、ＤＣ／ＤＣコンバータ４１は第２太陽電池モジュール１ｂに逆電流が流れることを防止している。
【００４８】
インバータ４２は、受電点Ｒと双方向インバータ３２との間の伝送線路Ｐに接続され、ＤＣ／ＤＣコンバータ４１から入力される直流の電力を商用電力系統Ｅに応じた交流周波数の電力に変換して伝送線路Ｐに出力する。
【００４９】
コンデンサ４３は、ＤＣ／ＤＣコンバータ４１及びインバータ４２間のバスラインに接続され、該バスラインを流れる電力のバス電圧値の変動を除去又は軽減する。
【００５０】
メモリ４６は、電源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。メモリ４６は、第２パワーコンディショナ４の各機能要素（特にＩＣ４９）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。
【００５１】
電圧計４８は、第２パワーコンディショナ４の出力端子４ａにおける電圧を検出する第２の電圧検出手段である。電圧計４８の検出結果はＩＣ４９に出力される。なお、電圧計４８は、図１のように第２パワーコンディショナ４に内蔵されていてもよいし、第２パワーコンディショナ４に外付けされていてもよい。また、電圧計４８が検出する電圧は、伝送線路Ｐを伝送する電力の電圧Ｖｐを示しているため、以下では電圧Ｖｐとして説明する。
【００５２】
ＩＣ４９は、メモリ４６に格納された情報及びプログラムなどを用いて、第２パワーコンディショナ４の各構成要素を制御する制御部である。ＩＣ４９は、機能的な構成要素として、電圧比較部４９１と、変換制御部４９２と、を有している。
【００５３】
電圧比較部４９１は、電圧計４８が検出した電圧Ｖｐの値を予め定められた値と比較する。予め定められた閾値は、たとえば上限制御値Ｖｕを含む。上限制御値Ｖｕは、第２パワーコンディショナ４が第２発電電力の電力変換量を低減するか否かを判断するための閾値である。なお、上限制御値Ｖｕは第１パワーコンディショナ３の上限設定値ＶＨをよりも高い値（たとえば１１０［Ｖ］）に設定される。こうすれば、第１パワーコンディショナ３と第２パワーコンディショナ４との間で通信を行わなくても、第１パワーコンディショナ３での電力制御（すなわち電圧Ｖｐの上昇抑制制御）が行われた後、第２パワーコンディショナ４での電力制御が行われる。従って、たとえば既存のパワーコンディショナを、その仕様に特別な変更を加えることなく、第２パワーコンディショナ４として用いることができる。
【００５４】
変換制御部４９２は、電圧計４８の検出結果、電圧比較部４９１の比較結果などに基づいて、インバータ４２を制御し、特に、その電力変換量を制御する。
【００５５】
次に、コントローラ５は、蓄電池２及び双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４の制御、及びユーザ入力の受け付けなど行う外部制御装置である。コントローラ５は、入力部５１と、コントローラ通信部５２と、コントローラ用メモリ５３と、コントローラＩＣ５４と、を有している。
【００５６】
入力部５１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コントローラＩＣ５４に出力する。
【００５７】
コントローラ通信部５２は、第１パワーコンディショナ３の通信部３５と無線通信又は有線通信する通信インターフェースである。コントローラ通信部５２は、たとえば、通信部３５から電力量計３７の判定結果及び電圧比較部３９１の比較結果などを受信する。
【００５８】
コントローラ用メモリ５３は、電源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。コントローラ用メモリ５３は、コントローラ５の各機能要素（特にコントローラＩＣ５４）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。
【００５９】
コントローラＩＣ５４は、コントローラ用メモリ５３に格納された情報及びプログラムなどを用いて、コントローラ５の各構成要素を制御する制御部である。コントローラＩＣ５４は、機能的な構成要素として、蓄電量監視部５４１と、蓄放電制御部５４２と、を有している。
【００６０】
蓄電量監視部５４１は、蓄電池２の蓄電量ｗａを監視する。蓄電量監視部５３１は、たとえば蓄電量ｗａを監視し、及び蓄電量ｗａが蓄電容量ｗｃに達しているか否かなどを判定する。
【００６１】
蓄放電制御部５３２は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４を制御する。特に、蓄放電制御部５３２は、電力量計３７の判定結果、電圧比較部３９１の比較結果、及び、蓄電量監視部５３１の監視結果に基づいて、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４の電力変換方向及び電力変換動作などを制御する。
【００６２】
また、蓄電池２の蓄電量ｗａが蓄電容量ｗｃに達することを蓄電量監視部５３１の監視結果が示す場合に、蓄電池２をさらに蓄電させると過充電になる。この場合、蓄放電制御部５３２は、蓄電方向Ａに電力を変換しないように双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４を制御する。たとえば、蓄放電制御部５３２は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４の電力変換方向を放電方向Ｂに設定する。或いは、蓄放電制御部５３２は、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４での電力変換量を０に設定して、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４での電力変換動作を停止させる。こうすれば、蓄電池２の過充電を防止してその蓄電能力の劣化及び寿命の低下を抑制し、その破損なども防止することができる。
【００６３】
次に、伝送経路Ｐの電圧Ｖｐの上昇抑制制御を行う電力制御処理について説明する。以下に説明する電力制御処理は、たとえば、太陽電池モジュール１の発電中に受電点Ｒにおいて売電方向に電力が伝送されると開始される。また、発電が停止、又は、太陽電池モジュール１の発電中に受電点Ｒにおいて買電方向に電力が伝送されると終了する。
【００６４】
まず、第１パワーコンディショナ３により伝送経路Ｐの電圧上昇を抑制する電力制御処理を説明する。図２は、第１実施形態での第１パワーコンディショナ３の電力制御方法の一例を説明するためのフローチャートである。
【００６５】
まず、電圧計３８により電圧Ｖｐの値が検出されて上限設定値ＶＨよりも大きいか否かが判定される（ステップＳ１０１）。電圧Ｖｐの値が上限設定値ＶＨよりも大きいと判定されない場合（ステップＳ１０１でＮＯ）、処理はＡに進んでステップＳ１０１に戻る。
【００６６】
一方、電圧Ｖｐの値が上限設定値ＶＨよりも大きいと判定される場合（ステップＳ１０１でＹＥＳ）、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４の電力変換方向が蓄電方向Ａに設定される（ステップＳ１０２）。そして、双方向インバータ３２の電力変換方向が逆変換方向ｂに設定されているか否かが判定される（ステップＳ１０３）。逆変換方向ｂに設定されていると判定されない場合（ステップＳ１０３でＮＯ）、処理は後述するステップＳ１１０に進む。
【００６７】
逆変換方向ｂに設定されていると判定される場合（ステップＳ１０３でＹＥＳ）、電圧Ｖｐの値が検出されて上限設定値ＶＨよりも大きいか否かが判定される（ステップＳ１０４）。電圧Ｖｐの値が上限設定値ＶＨよりも大きいと判定されない場合（ステップＳ１０４でＮＯ）、処理はＡに進んでステップＳ１０１に戻る。一方、電圧Ｖｐの値が上限設定値ＶＨよりも大きいと判定される場合（ステップＳ１０４でＹＥＳ）、双方向インバータ３２の逆変換量が０であるか否かが判定される（ステップＳ１０５）。
【００６８】
逆変換量が０であると判定されない場合（ステップＳ１０５でＮＯ）、双方向インバータ３２はその逆変換量が低減するように制御される（ステップＳ１０６）。この際、通常では、第１太陽電池モジュール１ａの第１発電電力の一部は蓄電池２に蓄電される。但し、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４の電力変換量が最大値に達している場合には、双方向インバータ３２での逆変換量の低減に応じて第１太陽電池モジュール１ａの第１発電電力を低減させるべく、第１太陽電池モジュール１ａの動作電圧が最大出力動作電圧からずれた値に設定される。そして、処理はステップＳ１０４に戻る。
【００６９】
逆変換量が０であると判定される場合（ステップＳ１０５でＹＥＳ）、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４の電力変換量が最大値に達しているか否かが判定される（ステップＳ１０７）。双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４の電力変換量が最大値に達していると判定される場合（ステップＳ１０７でＹＥＳ）、処理はＡに進んでステップＳ１０１に戻る。
【００７０】
双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４の電力変換量が最大値に達していると判定されない場合（ステップＳ１０７でＮＯ）、双方向インバータ３２の電力変換方向が順変換方向ａに設定される（ステップＳ１０８）。そして、電圧Ｖｐの値が検出されて上限設定値ＶＨよりも大きいか否かが判定される（ステップＳ１０９）。電圧Ｖｐの値が上限設定値ＶＨよりも大きいと判定されない場合（ステップＳ１０９でＮＯ）、処理はＡに進んでステップＳ１０１に戻る。
【００７１】
一方、電圧Ｖｐの値が上限設定値ＶＨよりも大きいと判定される場合（ステップＳ１０９でＹＥＳ）、双方向インバータ３２の順変換量が最大であるか否かが判定される（ステップＳ１１０）。ここでは、たとえば、双方向インバータ３２が順変換方向ａに変換する電力変換量が最大設定値になっているか否かが判定される。順変換量が最大であると判定される場合（ステップＳ１１０でＹＥＳ）、処理はステップＳ１０９に戻る。一方、順変換量が最大であると判定されない場合（ステップＳ１１０でＮＯ）、双方向インバータ３２はその順変換量が増加するように制御される（ステップＳ１１２）。そして、処理はステップＳ１０９に戻る。
【００７２】
次に、第２パワーコンディショナ４により伝送経路Ｐの電圧上昇を抑制する電力制御処理を説明する。図３は、第１実施形態での第２パワーコンディショナ４の電力制御方法の一例を説明するためのフローチャートである。
【００７３】
まず、電圧計４８により出力端子４ａの電圧Ｖｐの値が検出されて上限制御値Ｖｕよりも大きいか否かが判定される（ステップＳ１２１）。電圧Ｖｐの値が上限制御値Ｖｕよりも大きいと判定されない場合（ステップＳ１２１でＮＯ）、処理はステップＳ１２１に戻る。
【００７４】
一方、電圧Ｖｐの値が上限制御値Ｖｕよりも大きいと判定される場合（ステップＳ１２１でＹＥＳ）、インバータ４２の電力変換量が０であるか否かが判定される（ステップＳ１２２）。電力変換量が０であると判定される場合（ステップＳ１２２でＹＥＳ）、そして、処理はステップＳ１２１に戻る。
【００７５】
電力変換量が０であると判定されない場合（ステップＳ１２２でＮＯ）、インバータ４２はその電力変換量が低減されるように制御される（ステップＳ１２３）。なお、この際、インバータ４２での電力変換量の低減に応じて第２太陽電池モジュール１ｂの第２発電電力を低減させるべく、第２太陽電池モジュール１ｂの動作電圧が最大出力動作電圧からずれた値に設定される。そして、処理はステップＳ１２１に戻る。
【００７６】
＜第２実施形態＞
次に、第２実施形態について説明する。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。
【００７７】
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。第１パワーコンディショナ３において、通信部３５は、第２パワーコンディショナ４及びコントローラ５と無線通信又は有線通信する。通信部３５は、たとえば変換制御部３９２から出力される制御情報などを第２パワーコンディショナ４に送信する。また、伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が上限設定値ＶＨよりも大きい場合、通信部３５は、第２太陽電池モジュール１ｂにて第２発電電力の電力変換量を低減するか否かの判断に用いられる変換制御情報を第２パワーコンディショナ４に送信する。
【００７８】
また、第１パワーコンディショナ３において、電圧計３８は、受電点Ｒにおける電圧を検出し、その検出結果をＩＣ３９に出力する。なお、電圧計３８が検出する電圧は、伝送線路Ｐを伝送する電力の電圧Ｖｐの値を示しているため、以下では電圧Ｖｐの値として説明する。
【００７９】
第２パワーコンディショナ４は、図４に示すように、ＤＣ／ＤＣコンバータ４１と、インバータ４２と、コンデンサ４３と、通信部４５と、メモリ４６と、ＩＣ４９と、を有している。また、ＩＣ４９は、機能的な構成要素として、変換制御部４９２を有している。
【００８０】
通信部４５は、第１パワーコンディショナ３及びコントローラ５と無線通信又は有線通信する通信インターフェースである。通信部４５は、たとえば変換制御情報などの様々な制御情報を第１パワーコンディショナ３から受信する。
【００８１】
変換制御部４９２は、第１パワーコンディショナ３から送信される制御情報に基づいてインバータ４２を制御し、特に、その電力変換量を変換制御情報に基づいて制御する。
【００８２】
次に、伝送経路Ｐの電圧Ｖｐの上昇抑制制御を行う電力制御処理について説明する。この電力制御処理は、たとえば、太陽電池モジュール１の発電中に受電点Ｒにおいて売電方向に電力が伝送されると開始される。また、発電を停止、又は、太陽電池モジュール１の発電中に受電点Ｒにおいて買電方向に電力が伝送されると終了する。
【００８３】
まず、第１パワーコンディショナ３により伝送経路Ｐの電圧上昇を抑制する処理を説明する。図５は、第２実施形態での第１パワーコンディショナ３の電力制御方法の一例を説明するためのフローチャートである。なお、図５のステップＳ１０１〜Ｓ１１０及びＳ１１２は第１実施形態（図２参照）と同様であるため、これらの説明は省略する。
【００８４】
図５のステップＳ１１０がＮＯである場合（すなわち双方向インバータ３２の順変換量が最大であると判定されない場合）、第２パワーコンディショナ４に伝送経路Ｐの電圧Ｖｐの上昇抑制制御を行わせないようにするため、インバータ４２の電力変換量を低減しない旨の変換制御情報（たとえば維持指令）が通信部３５から第２パワーコンディショナ４に送信される（ステップＳ２１１）。そして、双方向インバータ３２はその順変換量が増加するように制御され（ステップＳ１１２）、処理はステップＳ１０９に戻る。
【００８５】
一方、ステップＳ１１０がＹＥＳとなる場合、第２パワーコンディショナ４に伝送経路Ｐの電圧Ｖｐの上昇抑制制御を行わせるため、インバータ４２の電力変換量を低減する旨の変換制御情報（たとえば低減指令）が通信部３５から第２パワーコンディショナ４に送信される（ステップＳ２１３）。そして、処理はステップＳ１０９に戻る。
【００８６】
次に、第２パワーコンディショナ４により伝送経路Ｐの電圧上昇を抑制する処理を説明する。図６は、第２実施形態での第２パワーコンディショナ４の電力制御方法の一例を説明するためのフローチャートである。
【００８７】
まず、通信部４５が受信した変換制御情報がインバータ４２の電力変換量を低減する旨の低減指令を示すか否かが判定される（ステップＳ２２１）。変換制御情報が低減指令ではない場合（ステップＳ２２１でＮＯ）、処理はステップＳ２２１に戻る。一方、変換制御情報が低減指令である場合（ステップＳ２２１でＹＥＳ）、以降のステップＳ１２２及びＳ１２３が行われる。なお、これらの処理は第１実施形態（図３参照）と同様であるため、これらの説明は省略する。
【００８８】
＜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、分散型電源が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。それ以外は、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要素には同じ符号を付し、その説明を省略することがある。
【００８９】
ここでは、再生可能エネルギーを利用した発電システムの一例として、風力発電システム１００ａを挙げて説明する。風力発電システム１００ａは、風力を利用した発電方式で電力供給を行う分散型電源である。
【００９０】
図７は、風力発電システム１００ａの構成例を示すブロック図である。図７に示すように、風力発電システム１００ａは、蓄電池２、第１パワーコンディショナ３、第２パワーコンディショナ４、及びコントローラ５のほか、風力発電装置１０を備えている。また、第１パワーコンディショナ３は、双方向インバータ３２、コンデンサ３３、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ３４、通信部３５、メモリ３６、電力量計３７、電圧計３８、及びＩＣ３９のほかに、ＡＣ／ＤＣコンバータ３１ａを有している。また、第２パワーコンディショナ４は、インバータ４２、コンデンサ４３、メモリ４６、電圧計４８、及びＩＣ４９のほかに、ＡＣ／ＤＣコンバータ４１ａを有している。
【００９１】
風力発電装置１０は、第１発電電力を発電する第１風力発電装置１０ａと、第２発電電力を発電する第２風力発電装置１０ｂと、を含んで構成されている。第１及び第２風力発電装置１０ａ、１０ｂは、たとえば水平軸プロペラ式の風車と、風車の回転により駆動される発電機（不図示）とを含んで構成される。風車のブレードが風を受けると、風車が回転する。その回転力が発電機に伝達され、交流の電力が発電機から発電電力として出力される。第１風力発電装置１０ａは第１パワーコンディショナ３に接続され、第２風力発電装置１０ｂは第２パワーコンディショナ４に接続されている。
【００９２】
第１及び第２パワーコンディショナ３、４のＡＣ／ＤＣコンバータ３１ａ、４１ａはそれぞれ、第１及び第２風力発電装置１０ａ、１０ｂに接続される直流変換部である。ＡＣ／ＤＣコンバータ３１ａ、４１ａはそれぞれ、交流の発電電力を直流の電力に変換し、さらに第１及び第２風力発電装置１０ａ、１０ｂに逆電流が流れることを防止している。
【００９３】
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。
【００９４】
たとえば、上述の第１〜第３実施形態において、ＩＣ３９、４９、及びコントローラＩＣ５４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。
【００９５】
上述の第１及び第２実施形態の第１太陽電池モジュール１ａ及び第３実施形態の第１風力発電装置１０ａは、図１、図４、及び図７のように１つであってもよいし、複数であってもよい。同様に、上述の第１及び第２実施形態の第２太陽電池モジュール１ｂ及び第３実施形態の第２風力発電装置１０ｂは、図１、図４、及び図７のように１つであってもよいし、複数であってもよい。
【００９６】
また、上述の第１〜第３実施形態では、コントローラ５は第１パワーコンディショナ３と個別に設けられているが、本発明の適用範囲はこの例示に限定されない。コントローラ５の構成要素の少なくとも一部は第１パワーコンディショナ３に含まれていてもよい。たとえば、コントローラ５の蓄電監視部５４１、及び蓄放電制御部５４２は第１パワーコンディショナ３、又はＩＣ３９の機能的な構成要素に含まれていてもよい。
【００９７】
以上に説明した実施形態によるパワーコンディショナ３は、第１発電装置１ａ、１０ａ及び蓄電装置２と接続されるとともに、伝送線路Ｐを介して商用電力系統Ｅと接続されるパワーコンディショナ３であって、電圧検出手段３８により検出される伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が予め定められた値ＶＨよりも大きい場合、第１発電装置１ａ、１０ａで発電される第１発電電力と、第２発電装置１ｂ、１０ｂで発電される第２発電電力を電力変換して伝送線路Ｐに出力する他のパワーコンディショナ４の出力電力とを蓄電装置２に蓄電可能とする蓄電制御を行う制御部３９を備える構成（第１の構成）とされる。
【００９８】
第１の構成によれば、伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が予め定められた値ＶＨよりも大きい場合に行われる蓄電制御により、第１発電装置１ａ、１０ａで発電される第１発電電力と、伝送線路Ｐに出力される他のパワーコンディショナ４の出力電力とが蓄電装置２に蓄電可能とされる。よって、商用電力系統Ｅとパワーコンディショナ３との間の伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が上昇する場合に、第１発電装置１ａ，１０ａの第１発電電力及び第２発電装置１ｂ，１０ｂの第２発電電力を有効に利用することができる。
【００９９】
上記第１の構成のパワーコンディショナ３において、予め定められた値ＶＨは、他のパワーコンディショナ４にて伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値と比較されて該電圧Ｖｐの値の方が大きい場合に他のパワーコンディショナ４により第２発電電力の電力変換量が低減される閾値Ｖｕ未満に設定される構成（第２の構成）としてもよい。
【０１００】
第２の構成によれば、パワーコンディショナ３と他のパワーコンディショナ４との間で通信を行わなくても、パワーコンディショナ３での電力制御が行われた後、他のパワーコンディショナ４での電力制御が行われる。従って、たとえば既存のパワーコンディショナを、その仕様に特別な変更を加えることなく、他のパワーコンディショナ４として用いることができる。
【０１０１】
或いは、上記第１の構成のパワーコンディショナ３は、他のパワーコンディショナ４と通信する通信部３５をさらに備え、伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が予め定められた値ＶＨよりも大きい場合、通信部３５は、他のパワーコンディションナ４にて第２発電電力の電力変換量を低減するか否かの判断に用いられる変換制御情報を他のパワーコンディショナ４に送信する構成（第３の構成）としてもよい。
【０１０２】
第３の構成によれば、パワーコンディショナ３から他のパワーコンディショナ４に送信される変換制御情報によって、パワーコンディショナ３で電力制御を行った後に、他のパワーコンディショナ４に電力制御を行わせることができる。
【０１０３】
また、以上に説明した実施形態によるパワーコンディショナ３の電力制御方法は、第１発電装置１ａ、１０ａ及び蓄電装置２と接続されるとともに、伝送線路Ｐを介して商用電力系統Ｅと接続されるパワーコンディショナ３の電力制御方法であって、電圧検出手段３８により検出される伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が予め定められた値ＶＨよりも大きい場合、第１発電装置１ａ、１０ａで発電される第１発電電力と、第２発電装置１ｂ、１０ｂで発電される第２発電電力を電力変換して伝送線路Ｐに出力する他のパワーコンディショナ４の出力電力とを蓄電装置２に蓄電可能とする蓄電制御を行うステップを備える構成（第４の構成）とされる。
【０１０４】
第４の構成によれば、伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が予め定められた値ＶＨよりも大きい場合に行われる蓄電制御により、第１発電装置１ａ、１０ａで発電される第１発電電力と、伝送線路Ｐに出力される他のパワーコンディショナ４の出力電力とが蓄電装置２に蓄電可能とされる。よって、商用電力系統Ｅとパワーコンディショナ３との間の伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が上昇する場合に、第１発電装置１ａ，１０ａの第１発電電力及び第２発電装置１ｂ，１０ｂの第２発電電力を有効に利用することができる。
【０１０５】
また、以上に説明した実施形態によれば、電力制御システム１００、１００ａは、第１発電電力を出力する第１発電装置１ａ、１０ａと、第２発電電力を出力する第２発電装置１ｂ、１０ｂと、蓄電装置２と、第１発電装置１ａ、１０ａ及び蓄電装置２と接続されるとともに、伝送線路Ｐを介して商用電力系統Ｅと接続される第１パワーコンディショナ３と、第２発電装置１ｂ、１０ｂ及び伝送線路Ｐと接続され、第２発電電力を電力変換した出力電力を伝送線路Ｐに出力する第２パワーコンディショナ４と、伝送線路Ｐの電圧Ｖｐを検出する電圧検出手段３８と、を備え、第１パワーコンディショナ３は、電圧検出手段３８により検出される伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が予め定められた値ＶＨよりも大きい場合、第１発電電力及び出力電力を蓄電装置２に蓄電可能とする蓄電制御を行う構成（第５の構成）とされる。
【０１０６】
第５の構成によれば、伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が予め定められた値ＶＨよりも大きい場合に行われる蓄電制御により、第１発電装置１ａ、１０ａで発電される第１発電電力と、伝送線路Ｐに出力される第２パワーコンディショナ４の出力電力とが蓄電装置２に蓄電可能とされる。よって、商用電力系統Ｅと第１パワーコンディショナ３との間の伝送線路Ｐの電圧Ｖｐの値が上昇する場合に、第１発電装置１ａ，１０ａの第１発電電力及び第２発電装置１ｂ，１０ｂの第２発電電力を有効に利用することができる。
【符号の説明】
【０１０７】
１００                太陽光発電システム
１００ａ              風力発電システム
１                      太陽電池モジュール
１ａ                      第１太陽電池モジュール
１ｂ                      第２太陽電池モジュール
１０                    風力発電装置
１０ａ                    第１風力発電装置
１０ｂ                    第１風力発電装置
２                      蓄電池
３                      第１パワーコンディショナ
４                      第２パワーコンディショナ
３１、４１                ＤＣ／ＤＣコンバータ
３１ａ、４１ａ            ＡＣ／ＤＣコンバータ
３２                      双方向インバータ
４２                      インバータ
３３、４３                コンデンサ
３５、４５                通信部
３６、４６                メモリ
３４                      双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ
３７                      電力量計
３７１                      買電力量計
３７２                      売電力量計
３９、４９                ＩＣ
３９１、４９１              電力電圧比較部
３９２、４９２              変換制御部
ＢＬ                      バスライン
５                      コントローラ
５１                      入力部
５２                      コントローラ通信部
５３                      コントローラ用メモリ
５４                      コントローラＩＣ
５４１                      蓄電量監視部
５４２                      蓄放電制御部
Ｒ                      受電点
Ｐ                      伝送線路
Ｅ                    商用電力系統
Ｌ                    電力負荷
【図１】
0006527681.tif 000002
【図２】
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【図３】
0006527681.tif 000004
【図４】
0006527681.tif 000005
【図５】
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【図６】
0006527681.tif 000007
【図７】
0006527681.tif 000008