WO2015145971A1

WO2015145971A1 - 電力変換装置及び電力変換方法

Info

Publication number: WO2015145971A1
Application number: PCT/JP2015/000973
Authority: WO
Inventors: 後藤　周作
Original assignee: パナソニックＩｐマネジメント株式会社
Priority date: 2014-03-28
Filing date: 2015-02-26
Publication date: 2015-10-01
Also published as: JP2015192549A

Abstract

電力制御システム（Ｕ１）は、少なくとも一つのコンバータ（２１～２６）とインバータ（３０）とを接続するＤＣバス（Ｌ１）と、ＤＣバス（Ｌ１）のバス電圧を制御する制御部（３１）とを備える。制御部（３１）は、少なくとも一つのコンバータ（２１～２６）とインバータ（３０）の各々の入出力電力を検出するセンサ（Ｍ１，Ｍ２）に接続される。制御部（３１）は、センサ（Ｍ１，Ｍ２）によって検出される入出力電力に基づいて、システム全体の電力損失を算出し、算出した電力損失に基づいて、ＤＣバス（Ｌ１）のバス電圧を制御する。

Description

電力変換装置及び電力変換方法

　本発明は、インバータを用いる電力変換装置及び電力変換方法に関するものである。

　近年、太陽光発電や燃料電池などの分散型電源を利用した分散型電源装置が普及しつつある。分散型電源装置は、分散型電源によって発電された直流電力を、例えばパワーコンディショナ等の電力変換装置によって交流電力に変換して商用電力系統へ出力する。

　パワーコンディショナは、コンバータと、ＤＣバスによってコンバータと接続されるインバータとを備える。インバータは、コンバータが生成した直流電圧を系統電圧と同一周波数の交流電圧に変換する。

　インバータの損失を軽減するために、インバータとコンバータとの間のバスの電圧の振幅を変動させる技術が検討されている（例えば、特許文献１参照）。

特開２００４－１０４９６３号公報

　特許文献１の技術では、分散型電源において太陽電池を利用する場合、バス電圧の変動の影響により、太陽電池の最大出力電力を制御する最大電力追従（ＭＰＰＴ）との併用が難しく、太陽光発電システム全体としての発電効率が上がらない。

　一般的には、バス電圧は、インバータ出力である系統電圧の最大振幅値に、２０～４０Ｖの余裕を加えた値に設定される。系統電圧がＡＣ２００Ｖの場合の最大振幅は２８３Ｖであるため、バス電圧は３２０Ｖ付近に設定される。バス電圧が高すぎると、インバータでの損失が増加するため、バス電圧は可能な限り低く設定される。なお、バス電圧を下げた場合、出力電流の歪み率が増加する。このため、歪み率が規定の値を満たす範囲でバス電圧を下げる必要がある。

　しかしながら、バス電圧を低くした場合であっても、装置全体の損失が必ずしも小さくなるとは限らない。
　図９（ａ）に示すように、インバータの損失は低いバス電圧で最小となる。一方、コンバータでは、損失が最小となるバス電圧が異なる。また、損失が最小となるバス電圧は、コンバータの種類によっても異なる。例えば、図９（ａ）に示す特性のインバータに、図９（ｂ）に示す特性の第１のコンバータと、図９（ｃ）に示す特性の第２のコンバータとを接続した場合、全体損失は、図９（ｄ）のようになり、システム全体で損失を最小化するためのバス電圧が算出される。

　また、分散型電源の出力電圧も変化するため、バス電圧を固定化している場合には、電力損失が低いバス電圧からずれることになる。このため、電力損失を低減させて、入力電力を効率的に出力電力に変換することは難しかった。

　本発明の目的は、入力電力を効率的に出力電力に変換する電力変換装置を提供することにある。
　本発明の一側面に従う電力変換装置は、コンバータとインバータとを接続するＤＣバスと、前記コンバータ及びインバータの各々の入出力電力を検出するセンサに接続され、前記ＤＣバスのバス電圧を制御する制御部を備える。前記制御部は、前記センサから取得した入出力電力に基づいて、前記コンバータ及びインバータにおける電力損失を算出し、前記電力損失に基づいて、前記ＤＣバスのバス電圧を制御する損失低減処理を実行する。

　本発明の一側面によれば、入力電力を効率的に出力電力に変換することができる。他の態様及び利点は本発明の技術的思想の例を示す図面と共に以下の記載から明らかとなる。

第１の実施形態における電力変換装置のブロック図。第１の実施形態におけるバス電圧制御のフローチャート。第１の実施形態におけるバス電圧の変動処理の説明図。第２の実施形態におけるバス電圧制御のフローチャート。第２の実施形態における電力変換装置のバス電圧特性であって、（ａ）は全体損失、（ｂ）はインバータの出力電流の歪み率の説明図。第３の実施形態におけるバス電圧制御のフローチャート。第３の実施形態における２つのバス電圧制御モードの説明図。第３の実施形態におけるバス電圧の時間変化の説明図であって、（ａ）はインバータ出力と一致させた波形、（ｂ）は下限値を設けた波形、（ｃ）は階段状の波形、（ｄ）は方形波状の波形の説明図。従来技術における電力損失とバス電圧の関係の説明図であって、（ａ）はインバータにおける損失、（ｂ）は第１のコンバータにおける損失、（ｃ）は第２のコンバータにおける損失、（ｄ）は全体損失の説明図。

　＜第１の実施形態＞
　図１～図３を参照して、第１の実施形態を説明する。図１に示すように、第１の実施形態の電力制御システムＵ１は、創エネルギーと蓄エネルギーとを有効活用するように構成されている。この電力制御システムＵ１は、少なくとも１つのコンバータを含むコンバータ部２０とインバータ３０とを含む。コンバータ部２０とインバータ３０は、直流配線（ＤＣバスＬ１）を介して接続される。ＤＣバスＬ１には、後述するモニタＭ１，Ｍ２が設けられることが好ましい。コンバータ部２０は、分散型電源１０に接続され、インバータ３０は、商用電源である系統電源５０に接続される。この電力制御システムＵ１は、全体の電力損失（例えばコンバータ部２０とインバータ３０との合計電力損失）を低減するためにＤＣバスＬ１の直流電圧（バス電圧）を調節する電力変換装置として機能する。

　分散型電源１０は、太陽電池パネル１１，１２，１３、燃料電池１４、蓄電池１５、及び電気自動車１６等の一または複数の電源装置を含むことができる。太陽電池パネル１１，１２，１３は、太陽光エネルギーを直流電力に変換する発電装置であり、創エネルギー装置として機能する。各太陽電池パネル１１，１２，１３は、複数の太陽電池セルを備える。

　燃料電池１４は、天然ガス等の水素含有燃料ガスと、空気等の酸素含有酸化剤ガスとを用いて、水素と酸素とを化学反応させて直流電力を得る発電装置であり、創エネルギー装置として機能する。

　蓄電池１５は、電力を充電したり、充電した電力を供給したりする電池であり、繰り返し使用可能な蓄エネルギー装置である。
　電気自動車１６は、車載充電装置を備え、電動モーターで駆動する自動車であり、車載充電装置に蓄えた電力を住宅へ供給する蓄エネルギー装置として機能する。この電気自動車１６には、ガソリンエンジンを備えるとともに、家庭用電源からプラグ（差込器具）を利用して直接電力を供給し充電できるプラグインハイブリッドカーを含む。

　コンバータ部２０は、分散型電源１０の太陽電池パネル１１，１２，１３、燃料電池１４、蓄電池１５、及び電気自動車１６にそれぞれ接続されるコンバータ２１～２６を含むことができる。各コンバータ２１～２６は、スイッチング素子のオン・オフ（スイッチング制御）により、入力された直流電圧からパルス電圧を生成し、パルス電流のデューティ比により必要な直流電圧（例えば、ＤＣ３５０Ｖ）を生成するいわゆるチョッパ制御を行なう。

　コンバータ２１～２３はそれぞれ太陽電池パネル１１～１３に接続されており、太陽光の日射状況の影響を受ける発電電力に応じた最大電力点追従制御（ＭＰＰＴ制御）を行なう。各コンバータ２１～２３は、対応する太陽電池パネル１１～１３の出力（直流電圧）をバス電圧値に変換してＤＣバスＬ１に出力する。各コンバータ２１～２３と対応する太陽電池パネル１１～１３とを接続する電源線には、後述するモニタＭ１が設けられている。

　コンバータ２４は燃料電池１４に接続されており、燃料電池１４の出力（直流）をバス電圧値に変換してＤＣバスＬ１に出力する。コンバータ２４と燃料電池１４とを接続する電源線には、後述するモニタＭ１が設けられている。

　コンバータ２５は蓄電池１５に接続されており、蓄電池１５の出力（直流）をバス電圧値に変換してＤＣバスＬ１に出力したり、ＤＣバスＬ１から供給される電力を蓄電池１５に供給したりする。コンバータ２５と蓄電池１５とを接続する電源線には、後述するモニタＭ１が設けられている。

　コンバータ２６は、電気自動車１６に接続されたとき、電気自動車１６の出力（直流）をバス電圧値に変換してＤＣバスＬ１に出力したり、ＤＣバスＬ１から供給される電力を電気自動車１６に供給したりする。コンバータ２６と電気自動車１６とを接続する電源線には、後述するモニタＭ１が設けられている。

　蓄エネルギー装置（１５、１６）に接続されたコンバータ２５，２６は、バス電圧値が上昇したときには蓄エネルギー装置を充電し、バス電圧値が下降したときには蓄エネルギー装置を放電させることにより、バス電圧を一定に維持するように構成またはプログラムされている。

　コンバータ２１～２６は、ＤＣバスＬ１を介して、単一のインバータ３０に接続される。このインバータ３０は、制御部３１であってもよいスイッチング制御部を備えている。
　インバータ３０のスイッチング制御部は、インバータ３０のスイッチング素子のスイッチング制御を行なうことにより、パルスのデューティ比を用いて出力電圧を調整する。ここでは、パルス電流のデューティ比により、系統電源５０に連系可能な電圧、周波数の交流電力（例えば、ＡＣ２０２Ｖ、５０Ｈｚ）に変換する。

　インバータ３０は、分電盤（図示せず）を介して、交流電力を系統電源５０に供給する。この交流電力の電力量は、分電盤、商用系統間に設けられた電力メータによって計測される。分電盤には、交流電力を供給する宅内負荷が接続される。

　インバータ３０は、制御部３１を備えている。この制御部３１は、インバータ３０においてスイッチング制御を行なうとともに、ＤＣバスＬ１のバス電圧を制御する。バス電圧を制御するために、制御部３１は、モニタ管理部３１１、電圧調整部３１２を備えている。

　モニタ管理部３１１は、コンバータ２１～２６及びインバータ３０の各々の入力値（電圧、電流）及び出力値（電圧、電流）に関する情報をモニタＭ１，Ｍ２から取得する。
　電圧調整部３１２は、全体損失に基づいて、バス電圧の最適化を行なう。

　各コンバータ２１～２６，インバータ３０には、それぞれモニタＭ１，Ｍ２が設けられている。各モニタＭ１，Ｍ２は、接続された電源線の電圧及び電流を測定する。そして、モニタＭ１，Ｍ２は、通信ラインＬ２により、インバータ３０の制御部３１に接続される。

　各コンバータ２１～２６においては、モニタＭ１は当該コンバータと分散型電源１０との間に設けられており、モニタＭ２は当該コンバータとインバータ３０との間のＤＣバスに設けられている。

　インバータ３０においては、モニタＭ１はＤＣバスＬ１側（コンバータ２１～２６側）に設けられており、モニタＭ２は系統電源５０側に設けられている。
　次に、図２を参照して、全体損失の低減を図るバス電圧制御処理を説明する。

　まず、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧の強制変動処理を実行する（ステップＳ０１）。例えば、制御部３１の電圧調整部３１２は、バス電圧を高圧側、低圧側に微小変化させる。図３に示す例では、バス電圧は中央値から高圧側と低圧側にそれぞれ微小電圧ΔＶＢだけ振動させる。中央値から微小電圧ΔＶＢだけ高圧側に強制的に変動された電圧を高圧側変動電圧と呼ぶことがある。同様に、中央値から微小電圧ΔＶＢだけ低圧側に強制的に変動された電圧を低圧側変動電圧と呼ぶことがある。中央値は、候補バス電圧と呼ぶことがある。

　次に、インバータ３０の制御部３１は、モニタリング処理を実行する（ステップＳ０２）。例えば、制御部３１のモニタ管理部３１１は、複数のモニタＭ１，Ｍ２の各々から、バス電圧の中央値、高電圧側変動電圧、低電圧側変動電圧のそれぞれに対応する電圧値及び電流値を取得し、メモリに記憶する。

　次に、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧の強制変動前後の全体損失の比較処理を実行する（ステップＳ０３）。ここでは、制御部３１の電圧調整部３１２は、メモリに記憶した電圧値、電流値に基づいて、バス電圧の中央値における電力損失、高電圧側変動電圧における電力損失、低電圧側変動電圧における電力損失を算出する。例えば、電圧調整部３１２は、バス電圧の中央値、高電圧側変動電圧、低電圧側変動電圧のそれぞれについて、以下の処理を実行する。まず、電圧調整部３１２は、コンバータ２１～２６及びインバータ３０の各々の入力電力及び出力電力を算出する。そして、電圧調整部３１２は、コンバータ２１～２６及びインバータ３０の各々の入力電力と出力電力との差分から、コンバータ２１～２６及びインバータ３０の各々における電力損失を算出する。更に、電圧調整部３１２は、コンバータ２１～２６の出力電力の合計値と、インバータ３０における入力電力との差分を用いて、ＤＣバスＬ１における電力損失を算出する。そして、電圧調整部３１２は、各コンバータ２１～２６、インバータ３０、ＤＣバスＬ１における電力損失を合計して、全体損失を算出する。

　次に、インバータ３０の制御部３１は、損失減少かどうかについての判定処理を実行する（ステップＳ０４）。例えば、制御部３１の電圧調整部３１２は、中央値での全体損失、高電圧側変動電圧での全体損失、低電圧側変動電圧での全体損失を比較する。そして、中央値での全体損失に対して、高電圧側変動電圧での全体損失と低電圧側変動電圧での全体損失のいずれかが減少している場合には、損失減少と判定する。

　中央値の全体損失が最も少なく、損失減少でないと判定した場合（ステップＳ０４において「ＮＯ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧の強制変動処理（ステップＳ０１）に戻る。

　一方、高電圧側変動電圧での全体損失、低電圧側変動電圧での全体損失のいずれかが損失減少と判定した場合（ステップＳ０４において「ＹＥＳ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、強制変動の中央値を変更する（ステップＳ０５）。例えば、制御部３１の電圧調整部３１２は、全体損失が最も少ないバス電圧（高電圧側又は低電圧側）を、バス電圧の中央値として更新する。

　そして、更新された中央値を用いて、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧の強制変動処理（ステップＳ０１）を繰り返す。
　第１実施形態によれば、以下のような効果を得ることができる。

　（１）第１実施形態では、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧の強制変動処理（ステップＳ０１）、モニタリング処理（ステップＳ０２）、バス電圧の強制変動前後の全体損失の比較処理（ステップＳ０３）を実行する。中央値の全体損失に対して、高電圧側変動電圧での全体損失、低電圧側変動電圧での全体損失のいずれかが、損失減少と判定した場合（ステップＳ０４において「ＹＥＳ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、強制変動の中央値を変更する（ステップＳ０５）。これにより、損失が最小となるバス電圧に変更することで、電力制御システムＵ１の全体損失を低減する。従って、電力制御システムＵ１は、より多くの電力を売電でき、損失の低減により機器等の長寿命化を図ることができる。

　（２）第１実施形態では、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧の強制変動処理（ステップＳ０１）を繰り返す。損失が最小となるバス電圧値は、分散型電源１０の稼働状況により変動する。従って、分散型電源１０の稼働状況に応じて、電力制御システムＵ１の全体損失の低減を図ることができる。

　＜第２の実施形態＞
　次に、図４、図５を参照して、第２の実施形態を説明する。第１の実施形態においては、制御部３１は全体損失の減少に基づいてバス電圧を決定する。第２実施形態では、バス電圧の最適化を図るために、インバータ３０の制御部３１は、インバータ３０の出力電流の歪み率を算出する。制御部３１は、出力電流の歪み率の上限値に関するデータを保持する。

　図４のフローチャートを参照して、第２実施形態のバス電圧制御を説明する。
　インバータ３０の制御部３１は、図２のステップＳ０１～Ｓ０４と同様に、バス電圧の強制変動処理（ステップＳ１１）、モニタリング処理（ステップＳ１２）、強制変動前後の全体損失の比較処理（ステップＳ１３）、判定処理（ステップＳ１４）を実行する。中央値の全体損失が最も少なく、損失減少でないと判定した場合（ステップＳ１４において「ＮＯ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧の強制変動処理（ステップＳ１１）に戻る。

　高電圧側変動電圧での全体損失、低電圧側変動電圧での全体損失のいずれかが損失減少と判定した場合（ステップＳ１４において「ＹＥＳ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、歪み率が規定範囲内かどうかについての判定処理を実行する（ステップＳ１５）。例えば、制御部３１の電圧調整部３１２は、出力電流の歪み率を算出し、算出した歪み率と上限値とを比較する。算出した歪み率が上限値以下の場合には、規定範囲内と判定する。

　歪み率は規定範囲内でないと判定した場合（ステップＳ１５において「ＮＯ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧の強制変動処理（ステップＳ１１）に戻る。
　一方、歪み率が規定範囲内と判定した場合（ステップＳ１５において「ＹＥＳ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、ステップＳ０５と同様に、強制変動の中央値を変更する（ステップＳ１６）。

　例えば、図５（ａ）に示すように、バス電圧を下げた方が全体損失を減少させることができる状況を想定する。図５（ｂ）に示すように、バス電圧を減少させると歪み率が上限値を超える場合には、制御部３１はバス電圧の変更を行なわない。

　第２実施形態によれば、以下のような効果を得ることができる。
　（３）低いバス電圧では典型的なインバータの出力電流の歪み率が悪化することがある。そこで、第２実施形態では、インバータ３０の制御部３１は、歪み率が規定範囲内かどうかを判定する（ステップＳ１５）。歪み率が規定範囲内と判定した場合（ステップＳ１５において「ＹＥＳ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、強制変動の中央値を変更する（ステップＳ１６）。従って、歪み率の悪化を回避しながらすなわち電力品質を維持しながら、電力制御システムＵ１の全体損失の低減を図ることができる。

　＜第３の実施形態＞
　次に、図６～図８を参照して、第３の実施形態を説明する。第３の実施形態では、制御部３１は、電力制御システムＵ１の状況（例えばコンバータへの電力入力状況）に応じてバス電圧のバス電圧制御モードを変更するように構成されている。

　例えば、電圧調整部３１２は、分散型電源１０の稼働状況に応じてバス電圧の制御モード（バス電圧制御モード）を決定するためのデータ（モード切替基準値）を保持する記憶装置を含むことができる。図７の例では、所定の太陽光発電量がモード切替基準値として設定されている。制御部３１は、太陽電池パネル１１～１３の発電量とモード切替基準値との比較に基づいて、バス電圧制御モードを決定する。バス電圧制御モードは第１及び第２バス電圧制御モードを含むことができる。第１のバス電圧制御モードにおいては、制御部３１は、第１、第２の実施形態において説明した全体損失の低減を図るバス電圧制御処理を実行する。第２のバス電圧制御モードにおいては、制御部３１は、後述するように、インバータ３０の損失低減を優先したバス電圧制御処理を実行する。

　制御部３１は、各コンバータ２１～２６と通信ラインＬ２を介して接続される。制御部３１は、各コンバータ２１～２６に制御信号を送信する。この場合、各コンバータ２１～２６は制御信号に基づいて、出力を調整する。

　次に、図６を参照して、バス電圧制御処理を説明する。
　インバータ３０の制御部３１は、分散型電源の稼働状況情報を取得する（ステップＳ２１）。例えば、制御部３１のモニタ管理部３１１は、コンバータ２１～２６に接続されたモニタＭ１から、対応する分散型電源１０の稼働状況を取得する。例えば、太陽電池パネル１１～１３の稼働状況は、コンバータ２１～２３に接続されるモニタＭ１から取得される入力電力（太陽電池パネル１１～１３の発電量）によって示される。制御部３１は、太陽電池パネル１１～１３の稼働状況に応じて、バス電圧の制御方法を変更する。

　次に、インバータ３０の制御部３１は、インバータ損失の低減を優先するかどうかを判定する（ステップＳ２２）。例えば、制御部３１の電圧調整部３１２は、分散型電源１０の稼働状況に基づいて、インバータ３０の電力損失の低減を優先するかどうかを判定する。制御部３１は、太陽電池パネル１１～１３の発電量と、モード切替基準値とを比較し、発電量がモード切替基準値よりも大きい場合には、インバータ損失優先でないと判定する。

　インバータ損失優先でないと判定した場合（ステップＳ２２において「ＮＯ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、第１のバス電圧制御モードに入り、第１，第２実施形態と同様に、全体損失の低減を図るバス電圧制御処理を実行する（ステップＳ２３）。

　インバータ損失優先と判定した場合（ステップＳ２２において「ＹＥＳ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、第２のバス電圧制御モードに入り、系統電圧波形を取得する（ステップＳ２４）。例えば、制御部３１の電圧調整部３１２は、インバータ３０のモニタＭ２から系統電圧波形を、及び／または、系統電圧波形の電圧と周期と位相を取得し、整流波形を算出する。

　次に、インバータ３０の制御部３１は、系統電圧波形に対応させたバス電圧波形を決定する（ステップＳ２５）。例えば、制御部３１の電圧調整部３１２は、系統電圧波形の周期と位相とに対応させたバス電圧波形を特定する。更に、電圧調整部３１２は、このバス電圧波形において、系統電圧波形の整流波形に基づいて、バス電圧の電圧値を決定する。

　次に、インバータ３０の制御部３１は、決定したバス電圧波形になるようにコンバータを制御する（ステップＳ２６）。例えば、制御部３１の電圧調整部３１２は、各コンバータ２１～２６に対して、決定したバス電圧波形と同じ出力が得られるように、制御信号を送信する。

　図８は、系統電圧の波形（インバータ３０の出力の波形）に対応させたバス電圧波形のいくつかの具体例を示す。インバータ３０の出力波形は、全波整流された波形であり得る。

　図８（ａ）に示す例では、バス電圧波形は、インバータ３０の出力よりも少し高い出力電圧と、インバータ３０の波形と一致した波形を有する。このバス電圧波形の出力を指示する場合、制御部３１は、蓄エネルギー装置（蓄電池１５や電気自動車１６）に接続されたコンバータ２５，２６に対して、バス電圧の上昇時には蓄エネルギー装置の放電を指示し、バス電圧の下降時には蓄エネルギー装置の充電を指示することにより、目的のバス電圧波形を生成する。

　図８（ｂ）に示す例では、バス電圧の下限値が設定されている。制御部３１は、図８（ａ）と同じ制御を行いながら、バス電圧が予め決められた下限値に低下した場合、電圧値を一定に保つ。下限値は、インバータ３０等の各種機器の制御電源電圧を用いることができ、これにより、バス電圧を各種機器の制御電源として用いることができる。

　図８（ｃ）に示す例では、制御部３１は、系統電圧波形に応じてバス電圧を段階的に上昇及び低下する。制御部３１は、このバス電圧波形の周期及び位相が系統電圧波形の周期及び位相と一致し、バス電圧を系統電圧よりも高く設定することが好ましい。このような階段状の電圧制御により、バス電圧の制御に要する負荷を軽減しながら、インバータ３０における損失を軽減することができる。

　図８（ｄ）に示す例では、制御部３１は、系統電圧波形に応じた方形波のバス電圧が出力されるように指示する。このバス電圧波形の周期及び位相が系統電圧波形の周期及び位相と一致し、バス電圧が系統電圧よりも低くならないように、バス電圧値を設定することが好ましい。このような方形波状の電圧制御により、バス電圧の制御に要する負荷を軽減しながら、インバータ３０における損失を軽減することができる。

　第３実施形態によれば、以下のような効果を得ることができる。
　（４）第３実施形態では、インバータ３０の制御部３１は、分散型電源の稼働状況情報を取得し（ステップＳ２１）、インバータ損失優先かどうかを判定する（ステップＳ２２）。これにより、分散型電源１０の稼働状況に応じて、電力損失を考慮したバス電圧の制御を行なうことができる。例えば、分散型電源１０として太陽光発電を利用する場合、太陽電池の最大出力電力を取り出すためには、バス電圧を一定値にすることが望ましい。一方、太陽電池の出力が小さい場合には、バス電圧を系統電圧波形に応じた制御を行なうことにより、インバータ３０の電力損失の低減を図ることができる。

　（５）第３実施形態では、インバータ損失優先と判定した場合（ステップＳ２２において「ＹＥＳ」の場合）、インバータ３０の制御部３１は、第２のバス電圧制御モードに入り、系統電圧波形を取得し（ステップＳ２４）、バス電圧波形を決定し（ステップＳ２５）、コンバータを制御（ステップＳ２６）する。例えば、インバータ３０を、バス電圧の極性を切り替えるスイッチとして機能させることになる。この場合、スイッチング損失を低減できるので、インバータ３０の損失を小さくすることができる。

　（６）第３実施形態では、制御部３１は、インバータ３０の出力よりも少し高い電圧を有するとともに、インバータ３０の出力波形と一致した波形の出力を指示する。制御部３１は、バス電圧を上昇させる場合には蓄電池１５を放電させ、バス電圧を下降させる場合には蓄電池１５を充電することで、バス電圧を正弦波に整形する際に発生する損失を低減できる。

　インバータ３０の制御部３１は、予め定められた下限値に基づいてバス電圧波形の出力を指示することも可能である。バス電圧はインバータ３０全体の制御電源となっている場合が多い。従って、別に制御電源を用意することなく、バス電圧を制御電源として利用できる。

　インバータ３０の制御部３１は、バス電圧を段階的に変更する波形の出力を指示することも可能である。これにより、バス電圧を、離散的に変更することにより、インバータ３０の電力損失を軽減することができる。

　実施形態は以下のように変更してもよい。
　各実施形態において、通信ラインＬ２の代わりにまたは加えて、無線通信や電力線通信を用いることも可能である。

　第１の実施形態においては、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧の強制変動処理を実行する（ステップＳ０１）。強制変動は、中央値に対して微小電圧ΔＶＢで振動させることを含む。このバス電圧の強制変動処理において、電力損失を評価できるものであれば、変動幅は微小電圧ΔＶＢに限定されるものではない。例えば、様々な変動幅で強制変動を行なうようにしてもよい。いくつかの例では、広い変動幅を用いて、全体損失の軽減を図るバス電圧を広範囲で探索し、狭い変動幅を用いて、バス電圧の最適化を行なう。

　第１の実施形態においては、インバータ３０の制御部３１は、強制変動の中央値を変更する（ステップＳ０５）。ここで、インバータ３０の制御部３１は、バス電圧が下限値以上になるように制御するようにしてもよい。この場合、下限値としては、インバータ３０等の各種機器の制御電源電圧を用いる。これにより、バス電圧を各種機器の制御電源として用いることができる。

　分散型電源１０は、太陽電池パネル１１，１２，１３、燃料電池１４、蓄電池１５、電気自動車１６の全てを含むことに限定されない。分散型電源１０は、他の分散型電源を含んでもよく、これらの一部の組み合わせにより構成してもよい。

　コンバータ部２０のコンバータ２１～２６のうちのいくつかを省略してもよい。
　制御部３１は、例えば、複数のコンバータが単一のインバータに接続される分散型電源システム（マルチパワーコンディショナ）内に設けられてもよい。

　各実施形態においては、インバータ３０の制御部３１がバス電圧制御処理を行なう。制御部３１は、インバータ３０に設けられなくてもよい。制御部３１は、インバータ３０とは別に設けられる、バス電圧制御処理を行なうバス電圧制御装置であってもよい。

　第３の実施形態においては、インバータ３０の制御部３１は、分散型電源の稼働状況情報を取得し（ステップＳ２１）、稼働状況に応じて、バス電圧制御モードを変更する。ここで、バス電圧制御モードの決定方法は、分散型電源１０の稼働状況に限定されるものではない。例えば、季節に応じて定められた時刻に応じて、バス電圧制御モードを変更するようにしてもよい。この場合、インバータ３０の制御部３１は、太陽光による発電可能な時間帯と、発電困難な時間帯により、バス電圧制御モードを変更する。

　第３の実施形態において、制御部３１は、日射量、温度などの環境条件を取得する自然環境センサから取得した環境条件に基づいて、バス電圧制御モードを変更してもよい。
　第３の実施形態においては、第２のバス電圧制御モードで、インバータ３０の損失低減を優先したバス電圧制御処理を実行する。ここで、創エネルギー装置である太陽電池パネル１１，１２，１３に接続されたコンバータ２１～２３は、取り出す電力を最大にする制御（ＭＰＰＴ制御：最大電力点追従制御）を行なうようにしてもよい。これにより、創エネルギー装置を有効活用しながら、全体損失の低減を図ることができる。

　制御部３１は、ＲＡＭ、ＲＯＭ、ＥＥＰＲＯＭ等であり得るコンピュータ読み取り可能記憶媒体または記憶装置に格納されたプログラムコードまたはソフトウェアを実行することによって、バス電圧制御方法を実現する一または複数のコンピュータプロセッサを含むことができる。

　本開示には以下の実施例が含まれる。
　［１］一例では、電力変換装置は、コンバータとインバータとを接続するＤＣバスと、前記コンバータ及び前記インバータの各々の入出力電力を検出するセンサに接続され、前記ＤＣバスのバス電圧を制御する制御部を備える。前記制御部は、前記センサから取得した入出力電力に基づいて、前記コンバータ及びインバータにおける電力損失を算出し、前記電力損失に基づいて、前記バス電圧を制御する損失低減処理を実行する。

　［２］いくつかの例では、前記制御部は、前記バス電圧を強制的に変動させて、その変動前後の電力損失を算出する。
　［３］いくつかの例では、前記制御部は、前記インバータの出力電流の歪み率を算出し、前記歪み率が規定範囲内に含まれるように、前記バス電圧を制御する。

　［４］いくつかの例では、前記制御部は、予め定められた下限値以上の範囲に含まれるように、前記バス電圧を制御する。
　［５］いくつかの例では、前記制御部は、前記コンバータへの電力の入力状況を特定し、前記入力状況に応じて、第１のバス電圧制御モードと第２のバス電圧制御モードとを選択し、前記第１のバス電圧制御モードにおいては、前記損失低減処理を実行し、前記第２のバス電圧制御モードにおいては、前記インバータにおける電力損失の低減を優先してバス電圧を制御する処理を実行する。

　［６］いくつかの例では、前記インバータは、系統電源に接続されており、前記制御部は、前記第２のバス電圧制御モードにおいて、前記系統電源の系統電力波形に応じた波形のバス電圧に制御することが好ましい。

　［７］いくつかの例では、前記コンバータには充放電可能な蓄電装置が接続されており、前記制御部は、前記バス電圧の上昇時には、前記コンバータに対して前記蓄電装置からの放電を指示し、前記バス電圧の下降時には、前記コンバータに対して前記蓄電装置への充電を指示する。

　［８］コンバータとインバータとを接続するＤＣバスと、前記コンバータ及びインバータの各々の入出力電力を検出するセンサに接続され、前記ＤＣバスのバス電圧を制御する制御部とを備えた電力変換装置を用いて、電力を変換する方法が提供される。その方法は、前記センサから取得した入出力電力に基づいて、前記コンバータ及びインバータにおける電力損失を前記制御部が算出し、前記電力損失に基づいて、前記バス電圧を制御する損失低減処理を前記制御部が実行することを備える。

　［９］少なくとも一つの分散型電源と、前記少なくとも一つの分散型電源に接続される少なくとも一つのコンバータと、ＤＣバスを介して前記少なくとも一つのコンバータと接続されるインバータと、前記少なくとも一つのコンバータ及び前記インバータの各々の入出力電力を検出するセンサと、前記センサに接続され、前記ＤＣバスのバス電圧を制御する制御部とを備えるシステムが提供される。前記制御部は、前記センサから取得した前記入出力電力に基づいて、前記少なくとも一つのコンバータ及び前記インバータにおける電力損失を算出し、前記少なくとも一つのコンバータの電力損失と前記インバータにおける電力損失の合計を低下させるべく、算出した電力損失に基づいて前記ＤＣバスのバス電圧を制御するように構成される。

　［１０］いくつかの例では、分散型電源は太陽電池パネルを含む。
　実施形態、変更例、実施例を適宜組み合わせてもよい。
　本発明は、例示したものに限定されるものではない。例えば、例示した特徴が本発明にとって必須であると解釈されるべきでなく、むしろ、本発明の主題は、開示した特定の実施形態の全ての特徴より少ない特徴に存在することがある。本発明は、請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。

Claims

　コンバータとインバータとを接続するＤＣバスと、
　前記コンバータ及び前記インバータの各々の入出力電力を検出するセンサに接続され、前記ＤＣバスのバス電圧を制御する制御部とを備えた電力変換装置であって、
　前記制御部は、
　前記センサから取得した前記入出力電力に基づいて、前記コンバータ及び前記インバータにおける電力損失を算出し、
　前記電力損失に基づいて、前記ＤＣバスのバス電圧を制御する損失低減処理を実行することを特徴とする電力変換装置。
　前記制御部は、前記バス電圧を強制的に変動させて、その変動前後の電力損失を算出することを特徴とする請求項１に記載の電力変換装置。
　前記制御部は、前記インバータの出力電流の歪み率を算出し、前記歪み率が規定範囲内に含まれるように、前記バス電圧を制御することを特徴とする請求項１又は２に記載の電力変換装置。
　前記制御部は、予め定められた下限値以上の範囲に含まれるように、前記バス電圧を制御することを特徴とする請求項１～３の何れか一項に記載の電力変換装置。
　前記制御部は、前記コンバータへの電力の入力状況を特定し、
　前記入力状況に応じて、第１のバス電圧制御モードと第２のバス電圧制御モードとを選択し、
　前記第１のバス電圧制御モードにおいては、前記損失低減処理を実行し、
　前記第２のバス電圧制御モードにおいては、前記インバータにおける電力損失の低減を優先してバス電圧を制御する処理を実行することを特徴とする請求項１～４の何れか一項に記載の電力変換装置。
　前記インバータは、系統電源に接続されており、
　前記制御部は、前記第２のバス電圧制御モードにおいて、前記系統電源の系統電力波形に応じた波形のバス電圧に制御することを特徴とする請求項５に記載の電力変換装置。
　前記コンバータには、充放電可能な蓄電装置が接続されており、
　前記制御部は、前記バス電圧の上昇時には、前記コンバータに対して前記蓄電装置からの放電を指示し、前記バス電圧の下降時には、前記コンバータに対して前記蓄電装置への充電を指示することを特徴とする請求項６に記載の電力変換装置。
　コンバータとインバータとを接続するＤＣバスと、前記コンバータ及びインバータの各々の入出力電力を検出するセンサに接続され、前記ＤＣバスのバス電圧を制御する制御部を備えた電力変換装置を用いて、電力を変換する方法であって、
　前記センサから取得した入出力電力に基づいて、前記コンバータ及びインバータにおける電力損失を前記制御部が算出し、
　前記電力損失に基づいて、前記バス電圧を制御する損失低減処理を前記制御部が実行することを特徴とする電力変換方法。
　少なくとも一つの分散型電源と、
　前記少なくとも一つの分散型電源に接続される少なくとも一つのコンバータと、
　ＤＣバスを介して前記少なくとも一つのコンバータと接続されるインバータと、
　前記少なくとも一つのコンバータ及び前記インバータの各々の入出力電力を検出するセンサと、
　前記センサに接続され、前記ＤＣバスのバス電圧を制御する制御部とを備えるシステムであって、
　前記制御部は、
　前記センサから取得した前記入出力電力に基づいて、前記少なくとも一つのコンバータ及び前記インバータにおける電力損失を算出し、
　前記少なくとも一つのコンバータの電力損失と前記インバータにおける電力損失の合計を低下させるべく、算出した電力損失に基づいて前記ＤＣバスのバス電圧を制御するように構成される、前記システム。
　前記少なくとも一つの分散型電源は太陽電池パネルを含む、請求項９に記載のシステム。