JP2011039876A - Photovoltaic power generation facility - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は,太陽電池モジュール(PVモジュール:Photo Voltaic Module)を直並列に接続してなる太陽電池アレイ(PVアレイ:Photo Voltaic Array)を、更に1又は複数直並列してなるPVアレイ群からなる太陽光発電設備に関するものである。 The present invention comprises a PV array group in which one or more solar cell arrays (PV arrays: Photo Voltaic Modules) are connected in series and parallel. It relates to solar power generation equipment.
一般に、太陽光発電の分野においては、太陽電池セルを直並列に接続してなるPVモジュールを基本要素としてシステムを構築する。つまり、適当な数のPVモジュールを直列に又は必要な場合は直並列に接続し、所要の直流電圧、直流電流を出力できるようにする。そして、この直流出力を電圧型インバータ(VSI:Voltage Source Inverter)で交流電力に変換し、この交流電力は需要家内で消費され、又は、消費されない余剰電力は電力会社と契約し電力系統に供給される。 In general, in the field of photovoltaic power generation, a system is constructed with a PV module formed by connecting solar cells in series and parallel as basic elements. That is, an appropriate number of PV modules are connected in series or in series / parallel if necessary so that the required DC voltage and DC current can be output. This DC output is converted into AC power by a voltage source inverter (VSI: Voltage Source Inverter), and this AC power is consumed within the consumer, or surplus power that is not consumed is contracted with the power company and supplied to the power system. The
現在、MW級の大規模な太陽光発電設備が期待され、特に、電力会社が地方自治体と協働して設置する計画が多数ある。このような大規模な太陽光発電設備では、容量が大きいため、多数のPVモジュールを直並列に接続してなるPVアレイを基本要素としてシステム構築することとなる。つまり、ある容量のPVアレイ群に1台のVSIを割り振り、それを一つのユニットとして、このユニットを所要の数だけ設置する。そして、これらの1又は複数のユニットを統合して電力系統に連系する構成となる。 Currently, large-scale solar power generation facilities of MW class are expected, and in particular, there are many plans that power companies install in cooperation with local governments. Since such a large-scale photovoltaic power generation facility has a large capacity, a system is constructed with a PV array formed by connecting a large number of PV modules in series and parallel as a basic element. That is, one VSI is allocated to a certain capacity PV array group, and this unit is used as a unit, and a required number of units are installed. And these 1 or several units are integrated and it becomes the structure linked to an electric power grid | system.
太陽光発電においては、太陽からの日射強度の変化、(気温変化や日射強度の変化等に起因する)太陽電池セルの温度変化などにより、直流出力が変動する。そして、VSIは、図1に示すように、負荷率の低下とともに交直変換効率が低下する特性をもつことから、交流出力は、直流出力の低下により更に低下してしまうことになる。 In solar power generation, the direct current output fluctuates due to changes in solar radiation intensity from the sun, changes in solar cell temperature (due to changes in temperature, solar radiation intensity, etc.), and the like. As shown in FIG. 1, the VSI has a characteristic that the AC / DC conversion efficiency decreases as the load factor decreases, so that the AC output further decreases due to the decrease of the DC output.
そして、大容量な太陽光発電設備においては、PVアレイ群を施設する面積が広大になり、雲などによる日陰の影響によるPVアレイ又はPVアレイ群の間の日射強度の不均一により、戸建住宅の屋根に設置するような小容量な太陽光発電設備に比べて顕著になる可能性がある。そのため、大容量な太陽光発電設備においては、VSIの部分負荷運転による出力低下がより深刻な問題となりかねない。 In a large-capacity photovoltaic power generation facility, the area where the PV array group is installed becomes large, and the solar array between the PV array or the PV array group due to the influence of the shade due to clouds or the like causes unevenness in the detached house. Compared to small-capacity solar power generation equipment installed on the roof of the city. For this reason, in large-capacity solar power generation facilities, output reduction due to partial load operation of VSI can be a more serious problem.
そこで、2系列(1系列は、1又は複数のPVアレイからなるPVアレイ群1つとVSI1つを本線と帰線で接続したものをいう。なお、以下、本線と帰線を直流母線ということがある)の直流母線5の間を、連絡線6を介して接続する図2のシステム構成が提案されている(例えば、特許文献1を参照)。 Therefore, two series (one series means one PV array group consisting of one or a plurality of PV arrays and one VSI connected by a main line and a return line. In the following, the main line and the return line are called DC buses. A system configuration shown in FIG. 2 is proposed in which the DC bus 5 is connected via a communication line 6 (see, for example, Patent Document 1).
このシステム構成において、PVアレイ群2aの直流出力低下が低下した場合の動作を説明する。このPVアレイ群2aの直流出力が低下し規定値以下になった場合、VSI3a又はVSI3bのいずれかをゲートブロック(GB:Gate Block)する。ここでは、VSI3aをGBしたとする。すると、PVアレイ群2aからの直流電流は、連絡線6aを介して、VSI3b側の直流母線5cに流入する。そして、2つのPVアレイ群2a、2bからの合成された直流出力を1台のVSI3bで交直変換する。このようにすることで、図1に表されるようなVSIの部分負荷運転による出力低下を防ぐことができる。ここで、VSIをGBするときのPVアレイ群の出力の規定値は、実際のVSIの負荷率−交直変換効率特性の測定結果から、交直変換効率が最大になるように設定する。
In this system configuration, the operation when the DC output drop of the
しかし、このシステム構成では、2系列運転時にVSIごとの個別のMPPT(Maximum Power Point Tracking)制御がうまく行えなくなるという別の問題が発生してしまう。
ここで、MPPT制御とは、太陽電池の直流出力が最大となる電圧と電流の最適動作点に追従制御させるものであり、例えば、現在の動作点で得られる出力電力と、その動作点から微小範囲で変動させた新規の動作点での出力電力とを比較して、出力電力が増す方向への方向判断を選択し、日射強度の変化などにより常に変動している最適動作点に逐次移動させる方法が典型的なものである(例えば、非特許文献1を参照)。
However, with this system configuration, another problem arises that individual MPPT (Maximum Power Point Tracking) control for each VSI cannot be performed well during two-series operation.
Here, the MPPT control is to perform tracking control to the optimum operating point of the voltage and current at which the direct current output of the solar cell is maximum. For example, the output power obtained at the current operating point and the minute amount from the operating point. Compared with the output power at the new operating point that is varied in the range, select the direction judgment in the direction of increasing the output power, and sequentially move to the optimal operating point that is constantly changing due to changes in solar radiation intensity etc. The method is typical (see, for example, Non-Patent Document 1).
このシステム構成では、2つの系列の直流母線が電気的に接続され、この母線電圧が同じとなる。このため、PVアレイ群2aの最大電力発生電圧とPVアレイ群2bの最大電力発生電圧は、二つのPVアレイ群の片方の出力が低下する場合は、当然、異なり、各PVアレイ群ごとの個別制御は不可能になる。そして、例えば、図3(A)に示す同一特性のPVアレイ群を用いるとして、PVアレイ群2aには日光が強く照射(例えば照射強度1.0kW/m2)され、PVアレイ群2bには日光が弱く照射(例えば照射強度0.7kW/m2)された場合は、この二つのPVアレイ群の合成特性は、図3(B)に示すとおり双峰型のものとなる。この場合、電圧を昇圧方向に探査すると、この合成特性のグラフ上の点P2(極大点)が運転ポイントとなるが、グラフから明らかなように最適動作点はグラフ上の点P1(最大点)であり、P2での電圧・電流で運転すると、出力可能な最大値より、P1−P2だけ直流出力が減少する。
In this system configuration, two series of DC buses are electrically connected, and the bus voltage is the same. For this reason, the maximum power generation voltage of the
この場合、電圧を降圧方向にも探査したり、昇圧方向と降圧方向を組合せて探査したり、又は、探査する電圧範囲を広げたりすることにより、極大点ではなく最大点を見つけ出すことは可能なようにも思える。しかし、この様にすると、最適動作点を探査するのに時間がかかり、また、太陽照射の強度の変動や経年によるセル故障(特に、片側のPVアレイ群におけるセル故障)による出力低下なども考えられ、制御のタイムラグなどにより直流出力の最大化を図るのは、極めて困難となる場合がある。 In this case, it is possible to find the maximum point instead of the maximum point by exploring the voltage in the step-down direction, exploring by combining the step-up and step-down directions, or expanding the voltage range to be searched. It seems like. However, if this is done, it will take time to search for the optimum operating point, and there may be a decrease in output due to fluctuations in the intensity of solar irradiation and cell failures due to aging (particularly cell failures in one PV array group). Therefore, it may be extremely difficult to maximize the DC output due to a control time lag or the like.
このため、この問題を解決すべく、図4に示すように、連絡線6aに母線連絡スイッチ7を設けるシステム構成が考案されている。つまり、ある一定の出力を敷居値と規定し、二つのPVアレイ群のどちらの出力もこの敷居値を下回っていない場合には、連絡線6aを導通させず(スイッチ7をOFFのままにして)、PVアレイ群1つとVSI1台からなる1系列を個別にMPPT制御で運転する。そして、PVアレイ群2aの出力、又は、PVアレイ群2bの出力のどちらかが敷居値を下回った場合には、連絡線6aを導通させ(スイッチ7をONにして)、かつ、VSI3aをGBし、VSI3bのみで交直変換を行う。
Therefore, in order to solve this problem, as shown in FIG. 4, a system configuration has been devised in which a bus bar connection switch 7 is provided on the
しかし、このシステム構成では、母線連絡スイッチ7を動作させるスイッチ駆動装置8を設ける必要があり、システムの大型化やこのスイッチ駆動装置8による電力損失が新たな問題となる。このように、母線連絡スイッチ7を設けずに、VSIの制御のみで、動作するVSIを2台運転から1台運転に切り替える方式が求められている。
However, in this system configuration, it is necessary to provide a
そこで、発明者らは、この課題を解決すべく、次の構成の太陽光発電設備を発明した。
つまり、2つのPVアレイ群と、2台のVSIと、それらの間に施設される2本の直流母線と、および、前記直流母線間の2本の連絡線からなる太陽光発電設備であり、
前記2つのPVアレイ群は定格電圧を異なるものとして構成し、
前記連絡線の1本には母線連絡整流器を設け、前記母線連絡整流器の接続は、前記母線連絡整流器のカソードを定格電圧の高い方のPVアレイ群のある直流母線側とし、前記母線連絡整流器のアノードを定格電圧の低い方のPVアレイ群のある直流母線側としたこと、を特徴とする太陽光発電設備である。
Therefore, the inventors have invented a photovoltaic power generation facility having the following configuration in order to solve this problem.
That is, a photovoltaic power generation facility comprising two PV array groups, two VSIs, two DC buses installed between them, and two connection lines between the DC buses,
The two PV array groups are configured with different rated voltages,
One of the connection lines is provided with a bus connection rectifier, and the connection of the bus connection rectifier is such that the cathode of the bus connection rectifier is a DC bus side with the PV array group having the higher rated voltage, and the connection of the bus connection rectifier The solar power generation facility is characterized in that the anode is on the DC bus side with the PV array group having a lower rated voltage.
本発明の効果を説明する。
日射状況が良好でPVアレイ群が定格電力又はそれに近い出力の場合は、直流母線の電圧はほぼ定格電圧程度となり、PVアレイ群の定格電圧が異なることから、母線連絡整流器はアノード側がカソード側より低電圧に接続されていることから非導通(OFF)状態となる。そのため、PVアレイ群1つとVSI1台からなる夫々の系列は電気的に分離され、各系列で個別にMPPT制御を行うことができ、交直変換効率を維持できる。
The effect of the present invention will be described.
When the solar radiation conditions are good and the PV array group is at or near the rated power, the DC bus voltage is approximately the rated voltage, and the PV array group has a different rated voltage. Since it is connected to a low voltage, it is in a non-conductive (OFF) state. For this reason, each series consisting of one PV array group and one VSI is electrically separated, MPPT control can be performed individually for each series, and AC / DC conversion efficiency can be maintained.
また、日射が低下した場合は、定格電圧の低い方のPVアレイ群に対応するVSIをGBすることで、これと直接接続する直流母線の電圧が昇圧し、母線連絡整流器のアノード側がカソード側より高電圧となる。そのため、母線連絡整流器は導通(ON)状態となる。そのため、定格電圧の低い方のPVアレイに直接接続する直流母線に流れる電流は、連絡線を介して、定格電圧の高い方のPVアレイ群に対応するVSIに流れ、2つのPVアレイ群の直流出力が片側のVSIに集中することでVSIの負荷率は向上し、VSIの交直変換効率を維持できる。 In addition, when solar radiation decreases, the VSI corresponding to the PV array group with the lower rated voltage is GB, so that the voltage of the DC bus directly connected thereto is boosted, and the anode side of the bus connection rectifier is connected to the cathode side. High voltage. Therefore, the busbar connection rectifier is in a conductive (ON) state. Therefore, the current flowing through the DC bus directly connected to the PV array having the lower rated voltage flows to the VSI corresponding to the PV array group having the higher rated voltage via the connecting line, and the DC of the two PV array groups. By concentrating the output on the VSI on one side, the load factor of the VSI is improved and the AC / DC conversion efficiency of the VSI can be maintained.
さらに、本発明によると、スイッチ駆動装置が不要となり、システム全体の小型化とコストダウンが図れる。 Furthermore, according to the present invention, the switch driving device is not required, and the entire system can be reduced in size and cost.
以下、図面を参照しながら、本発明の実施形態について説明する。
なお、以下の実施形態は、本発明の具体例であり、本発明の技術的範囲を限定するものではない。
Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
The following embodiments are specific examples of the present invention and do not limit the technical scope of the present invention.
(発明の構成の説明)
図5は、本発明の基本となる構成を示すものである。ここで、図5の上側のPVアレイ群2a、直流母線5a、5b、整流器4a、4c、VSI3aをまとめてA系列と、図5の下側のPVアレイ群2b、直流母線5c、5d、整流器4b、4d、VSI3bをまとめてB系列と呼ぶことがある。
(Description of composition of invention)
FIG. 5 shows a basic configuration of the present invention. Here, the upper
図5において、PVアレイ群の定格電圧は、上側のA系列よりも下側のB系列の方が高いようにする(例えば、PVアレイ群2aが380V、PVアレイ群2bが400Vとする)。ここで、2つのPVアレイ群を同容量としてもよいし、定格電流は同じにして定格電圧を異なるものにして異容量としてもよい。
In FIG. 5, the rated voltage of the PV array group is set so that the lower B series is higher than the upper A series (for example,
PVアレイ群は、一又は複数のPVアレイの直並列により構成されているが、このPVアレイ群の定格電圧を変更するには、PVアレイのPVモジュールの直列数を変更してもよいし、更には、太陽電池セルの直列数の異なるPVモジュールを選定してもよい。また、2種類の仕様のPVアレイまたはPVモジュールを用意し、それを適宜組み合わせることで、定格電圧を異なるようにしてもよい。 The PV array group is configured by series-parallel of one or a plurality of PV arrays. To change the rated voltage of the PV array group, the number of PV modules in the PV array may be changed in series. Furthermore, you may select PV module from which the number of series of photovoltaic cells differs. Also, PV arrays or PV modules having two types of specifications may be prepared, and the rated voltages may be different by appropriately combining them.
VSIの容量も、PVアレイ群と同様に、同容量としてもよいし、異容量としてもよい。ただし、異容量とする場合は、VSI3aの容量はVSI3bの容量以下にする必要がある。これは、後述のように、VSI3aをGBすることで、2つのPVアレイ群の直流電力はVSI3bに集中することとなるので、VSI3bの容量が小さいと、定格容量を超えてしまうからである。
Similarly to the PV array group, the VSI capacity may be the same capacity or different capacity. However, in the case of different capacities, the capacity of
直流母線5aと5cの間と、直流母線5bと5dの間とには、それぞれ連絡線6a、6bが設けられ、この連絡線6aには母線連絡整流器9が直列に設置されている。この母線連絡整流器9の設置方法(極性)は、アノード側を定格電圧の低いPVアレイ群2aのある方の直流母線5aとし、カソード側を定格電圧の高いPVアレイ群2bのある方の直流母線5cとする。
直流母線5aと5cには、連絡線6aとの接続点の前後に整流器4a、4b、4c、4dが設置されている。これは、逆流によるPVアレイ群およびVSIの破損を防止するためのものである(整流器の方が価格的に圧倒的に安価なためである)。
The
(発明の動作の説明(その1):日射強度が強い場合)
日射が雲に遮られたりせず、PVアレイ群への日射が強い状態(以下、第1状態、又は、P1という。なお、以下では、Pに添字等を付して、A系列等の動作点や時系列を表すことがある)の場合の動作を説明する。
この場合、PVアレイ群の出力は定格近傍であることから、A系列とB系列の直流母線間においては、PVアレイ群2aとPVアレイ群2bの定格電圧のほぼ差分に当たる電圧差が発生する。しかし、この電圧差の極性(直流母線5aの電圧<直流母線5cの電圧)では、A系列とB系列の直流母線間に設置されている母線連絡整流器9に逆起電力が印加され、母線連絡整流器9は非導通(OFF)の状態となり、A系列とB系列は電気的に分離(独立)のものとなる。そのため、A系列、B系列ともに個別にMPPT制御を行い、比較的高い交直変換効率を維持できる。
(Explanation of the operation of the invention (part 1): When the solar radiation intensity is strong)
A state in which the solar radiation is not blocked by the clouds and the solar array is strongly irradiated (hereinafter referred to as the first state or P1. In the following, subscripts and the like are added to P, and operations such as the A series are performed. The operation in the case of points and time series) may be described.
In this case, since the output of the PV array group is in the vicinity of the rating, a voltage difference corresponding to substantially the difference between the rated voltages of the
B系列は図6(A)におけるP−V特性図の動作点Pb1(出力電圧Vb1)で、A系列は同じ図の動作点Pa1(出力電圧Va1)で、それぞれ動作しているとする。すると、この状態での二つのPVアレイ群からの直流出力の和Pdc(P1)は、
Pdc(P1)=Pdc_b(Vb1)+Pdc_a(Va1)
と表せる。ここで、右辺の第1項はB系列の図6(A)における動作点Pb1(出力電圧Vb1)における直流出力、第2項はA系列の図6(A)における動作点Pa1(出力電圧Va1)における直流出力である。
It is assumed that the B series operates at the operating point Pb1 (output voltage Vb1) in the PV characteristic diagram in FIG. 6A, and the A series operates at the operating point Pa1 (output voltage Va1) in the same figure. Then, the sum Pdc (P1) of the DC outputs from the two PV array groups in this state is
Pdc (P1) = Pdc_b (Vb1) + Pdc_a (Va1)
It can be expressed. Here, the first term on the right side is the DC output at the operating point Pb1 (output voltage Vb1) in FIG. 6A for the B series, and the second term is the operating point Pa1 (the output voltage Va1) in FIG. 6A for the A series. ) DC output.
負荷率は、負荷率(%)=VSIへの直流入力(kW)/VSIの定格入力P0(kW)×100と定義されるから、図1において、横軸の負荷率(単位:%)を直流入力(単位:kW)に変換し、縦軸の交直変換効率のスケールを百分率値(%)から実値(0≦η≦1の実数値)に変換し、図7の特性曲線を予め実測することで取得し、この特性曲線により、直流入力(kW)により効率ηを定めることができる。つまり、この図7において、B系列の動作点Pb1(出力電圧Vb1)における直流出力Pdc_b(Vb1)に対応する効率ηb1は、ηb1=η(Pdc_b(Vb1))で、A系列の動作点Pa1(出力電圧Va1)における直流出力Pdc_a(Va1)に対応する効率ηa1は、ηa1=η(Pdc_a(Va1))で、それぞれ定まる。
なお、η(Pdc_b(Vb1))は、図7に合わせて、横軸の直流入力Pdcを変数、縦軸の交直変換効率ηをPdcの関数(関数値)、として表現したものである。ただし、実際は、Pdcは出力電圧Vb1の関数であり、そのため、η(Pdc_b(Vb1))は、出力電圧Vb1を変数とする関数(関数値)の意味も持つ。
Since the load factor is defined as load factor (%) = DC input to VSI (kW) / VSI rated input P0 (kW) × 100, the load factor (unit:%) on the horizontal axis in FIG. Convert to DC input (unit: kW), convert the AC / DC conversion efficiency scale on the vertical axis from percentage value (%) to actual value (real value of 0 ≦ η ≦ 1), and measure the characteristic curve in FIG. The efficiency η can be determined by the direct current input (kW) from this characteristic curve. That is, in FIG. 7, the efficiency ηb1 corresponding to the DC output Pdc_b (Vb1) at the B-sequence operating point Pb1 (output voltage Vb1) is ηb1 = η (Pdc_b (Vb1)), and the A-sequence operating point Pa1 ( The efficiency ηa1 corresponding to the DC output Pdc_a (Va1) at the output voltage Va1) is determined by ηa1 = η (Pdc_a (Va1)).
In addition, η (Pdc_b (Vb1)) is expressed as a variable (DC input Pdc on the horizontal axis) and an AC / DC conversion efficiency η (function value) on the vertical axis in accordance with FIG. However, actually, Pdc is a function of the output voltage Vb1, and therefore η (Pdc_b (Vb1)) also has the meaning of a function (function value) with the output voltage Vb1 as a variable.
そして、A系列、B系列ともに独立に制御(交直変換)することから、交流出力の和Pac(P1)は、
Pac(P1)=Pdc_b(Vb1)×η(Pdc_b(Vb1))+Pdc_a(Va1)×η(Pdc_a(Va1))
となる。
Since the A series and B series are controlled independently (AC / DC conversion), the sum Pac (P1) of the AC output is
Pac (P1) = Pdc_b (Vb1) × η (Pdc_b (Vb1)) + Pdc_a (Va1) × η (Pdc_a (Va1))
It becomes.
なお、実際には、この実測した効率曲線をデジタル化し、太陽光発電設備1に記憶させ、必要な都度、直流入力に応じた効率ηの値を取り出すようにする。
Actually, the actually measured efficiency curve is digitized and stored in the photovoltaic
(発明の動作説明(その2):日射強度が弱い場合)
日射が雲に遮られたり、朝方・夕方の日射の弱い時間帯などのPVアレイ群への日射が弱い状態(以下、第2状態、又は、P2という)の場合の動作を説明する。
(Description of the operation of the invention (part 2): When the solar radiation intensity is weak)
The operation when the solar radiation is blocked by clouds or when the solar radiation to the PV array group is weak (hereinafter referred to as the second state or P2) such as a time zone when the morning and evening solar radiation is weak will be described.
P2においては、B系列は図6(B)におけるP−V特性図の動作点Pb2(出力電圧Vb2)に、A系列は同じ図の動作点Pa2(出力電圧Va2)に、P1での動作点Pb1、Pa1からそれぞれ変移し、その動作点で動作しているとする。 In P2, the B series is at the operating point Pb2 (output voltage Vb2) in the PV characteristic diagram in FIG. 6B, the A series is at the operating point Pa2 (output voltage Va2) in the same diagram, and the operating point at P1. It is assumed that the transition is made from Pb1 and Pa1, and the operation is performed at the operating point.
また、図7において、B系列の動作点Pb2(電圧Vb2)における直流出力Pdc_b(Vb2)に対応する効率ηb2は、ηb2=η(Pdc_b(Vb2))で、A系列の動作点Pa2(電圧Va2)における直流出力Pdc_a(Va2)に対応する効率ηa2は、ηa2=η(Pdc_a(Va2))で、それぞれ定まる。
すると、このP2での二つのPVアレイ群からの直流出力の和Pdc(P1)は、
Pdc(P2)=Pdc_b(Vb2)+Pdc_a(Va2)
と表せる。ここで、右辺の第1項はB系列の図6(B)における動作点Pb2(電圧Vb2)における直流出力、第2項はA系列の図6(B)における動作点Pa2(電圧Va2)における直流出力である。
In FIG. 7, the efficiency ηb2 corresponding to the DC output Pdc_b (Vb2) at the B-sequence operating point Pb2 (voltage Vb2) is ηb2 = η (Pdc_b (Vb2)), and the A-sequence operating point Pa2 (voltage Va2). The efficiency ηa2 corresponding to the DC output Pdc_a (Va2) in) is determined by ηa2 = η (Pdc_a (Va2)).
Then, the sum Pdc (P1) of the DC outputs from the two PV array groups at P2 is
Pdc (P2) = Pdc_b (Vb2) + Pdc_a (Va2)
It can be expressed. Here, the first term on the right side is a DC output at the operating point Pb2 (voltage Vb2) in FIG. 6B for the B series, and the second term is at the operating point Pa2 (voltage Va2) in the A series in FIG. 6B. DC output.
このP2での交流出力の和Pac(P2)は、P1でのPac(P1)と同様にして、
Pac(P2)=Pdc_b(Vb2)×η(Pdc_b(Vb2))+Pdc_a(Va2)×η(Pdc_a(Va2))
となるが、PVアレイ群の出力は定格よりかなり低下してしまう。そのため、負荷率低下により、A系列とB系列を独立に運転していたのでは、VSIの交直変換効率の低下により、全体の出力も低減してしまう。
The sum Pac (P2) of the AC output at P2 is the same as Pac (P1) at P1,
Pac (P2) = Pdc_b (Vb2) × η (Pdc_b (Vb2)) + Pdc_a (Va2) × η (Pdc_a (Va2))
However, the output of the PV array group is considerably lower than the rating. For this reason, if the A series and the B series are operated independently due to a decrease in the load factor, the overall output is also reduced due to a decrease in the AC / DC conversion efficiency of VSI.
これを回避するために、VSI3aをGBし、VSI3aにおける交直変換を停止する(以下、第3状態、又は、P3という)。このGBにより、A系列の直流母線5aの電圧は、母線連絡整流器9が導通(ON)する値まで上昇し、PVアレイ群2aから出力される直流電流は、母線連絡整流器9を通りB系列に流入する。A系列とB系列の直流母線間の電圧差は、日射強度の強い場合のときとは逆の極性となり、僅かに、直流母線5aの電圧>直流母線5cの電圧、となる。
そしてPVアレイ群2a、2bから出力される直流電力は図6(C)のように合成され、VSI3bに入力され、図7に示すように、動作点がP2からP3に変移し、VSI3bの負荷率が向上され、システム全体としての交直変換効率は向上される。
In order to avoid this, the
The DC power output from the
P2からP3への変移については、判断条件を明確にする必要がある。この条件は、P3での交流出力をPac(P3)とすると、
Pac(P3)≧Pac(P2)+Pε3
となる。ここで、右辺のPε3はゼロ以上の定数である。
P2からP3に変移するのは、より交流出力を増やす目的からなのだから、P3の交流出力をP2の交流出力よりも大きくしなければならないとする当然の条件である。
また、右辺にPεを加えたのは、P3の動作点が、段落0009で説明したように、必ずしも最適動作点である保証はなく、これを補償し、又、あまり頻繁にGBとゲートデブロック(GDB)を繰り返さないための不感帯を設け、太陽光発電設備1の動作を安定させるためである。
Regarding the transition from P2 to P3, it is necessary to clarify the judgment conditions. This condition is that if the AC output at P3 is Pac (P3),
Pac (P3) ≧ Pac (P2) + Pε3
It becomes. Here, Pε3 on the right side is a constant of zero or more.
Since the change from P2 to P3 is for the purpose of increasing the AC output, it is a natural condition that the AC output of P3 must be larger than the AC output of P2.
In addition, the addition of Pε to the right side is not guaranteed that the operating point of P3 is the optimum operating point as described in paragraph 0009, and this is compensated, and GB and gate deblocking are performed too frequently. This is because a dead zone for not repeating (GDB) is provided to stabilize the operation of the photovoltaic
更に、仮に、この変移判断条件が充足されるとしても、VSI3bの定格出力をPb0として、
Pac(P2)≧Pb0(≧Pac(P3))
が成立する場合は、P2からP3には推移しない。なぜなら、P3に変移しても、出力はVSI3bの定格出力Pb0以上とすることはできず、P2のままでいる方が総合出力が大きいからである(なお、VSI3bの容量による制限を受けないために、VSI3bの容量をVSI3aの容量よりも大きくしてもよい)。
Furthermore, even if this transition determination condition is satisfied, the rated output of VSI3b is set to Pb0.
Pac (P2) ≧ Pb0 (≧ Pac (P3))
If is established, P2 does not change to P3. This is because the output cannot be made equal to or higher than the rated output Pb0 of VSI3b even if it is shifted to P3, and the total output is larger when P2 remains (because there is no restriction due to the capacity of VSI3b). In addition, the capacity of the
また、Pac(P3)を如何に推定するかが課題となる。つまり、P3の動作点(Vb3、Va3。なお、Vb3=Va3である)が不明であり、正確なPac(P3)の値が把握できないからである。
そのため、まずは、次の近似値を用いる方法が考えられる。
Pac(P3)≒(Pdc_b(Vb2)+Pdc_a(Va2))×η(Pdc_b(Vb2)+(Pdc_a(Va2))
この近似値は、P3に推移する直前のP2におけるA系列の直流出力Pdc_b(Vb2)、B系列の直流出力Pdc_a(Va2)を合成したものを基にしている。
Another problem is how to estimate Pac (P3). That is, the operating point of P3 (Vb3, Va3, Vb3 = Va3) is unknown, and an accurate value of Pac (P3) cannot be grasped.
Therefore, first, a method using the following approximate value is conceivable.
Pac (P3) ≈ (Pdc_b (Vb2) + Pdc_a (Va2)) × η (Pdc_b (Vb2) + (Pdc_a (Va2))
This approximate value is based on a combination of the A-sequence DC output Pdc_b (Vb2) and the B-sequence DC output Pdc_a (Va2) at P2 immediately before the transition to P3.
また、PVアレイ群のP−V特性のデジタルデータを予め太陽光発電設備1に記憶させているのだから、B系列の直流出力がA系列のそれより大きければ、P3における動作点をP2bにおける出力電圧Vb2として、
Pac(P3)≒(Pdc_b(Vb2)+Pdc_a(Vb2))×η(Pdc_b(Vb2)+(Pdc_a(Vb2))
とすることもできる。
また、逆に、A系列の直流出力がB系列のそれより大きければ、P3における動作点をP2aにおける出力電圧Va2として、
Pac(P3)≒(Pdc_b(Va2)+Pdc_a(Va2))×η(Pdc_b(Va2)+(Pdc_a(Va2))
とすることもできる。
Also, since the PV power generation digital data of the PV array group is stored in advance in the photovoltaic
Pac (P3) ≈ (Pdc_b (Vb2) + Pdc_a (Vb2)) × η (Pdc_b (Vb2) + (Pdc_a (Vb2))
It can also be.
Conversely, if the DC output of the A series is larger than that of the B series, the operating point at P3 is set as the output voltage Va2 at P2a.
Pac (P3) ≈ (Pdc_b (Va2) + Pdc_a (Va2)) × η (Pdc_b (Va2) + (Pdc_a (Va2))
It can also be.
更に、A系列の直流出力とB系列のそれとで差が小さければ、P3における動作点をP2bにおける出力電圧Vb2とP2aにおける出力電圧Va2の平均値Vb2/2+Va2/2として、
Pac(P3)≒(Pdc_b(Vb2/2+Va2/2)+Pdc_a(Vb2/2+Va2/2))
×η(Pdc_b(Vb2/2+Va2/2)+Pdc_a(Vb2/2+Va2/2))
とすることもできる。
Furthermore, if the difference between the DC output of the A series and that of the B series is small, the operating point at P3 is set as the average value Vb2 / 2 + Va2 / 2 of the output voltage Vb2 at P2b and the output voltage Va2 at P2a.
Pac (P3) ≒ (Pdc_b (Vb2 / 2 + Va2 / 2) + Pdc_a (Vb2 / 2 + Va2 / 2))
× η (Pdc_b (Vb2 / 2 + Va2 / 2) + Pdc_a (Vb2 / 2 + Va2 / 2))
It can also be.
また更に、電圧区間[Va2−Vaε,Vb2+Vbε](Va2<Vb2の場合)又は[Vb2−Vbε,Va2+Vaε](Vb2<Va2の場合)を(n−1)等分することで、n個の電圧点でのPac(P3)を算定することも可能である。ここで、VaεとVbεはゼロ以上の定数であり、P3の最適動作点が電圧区間[Va2,Vb2]又は[Vb2,Va2]に存在しない可能性もあることから、算定する電圧範囲を若干広めにとるためのパラメータであり、実測などにより、適宜設定することが可能である。 Furthermore, the voltage interval [Va2−Vaε, Vb2 + Vbε] (when Va2 <Vb2) or [Vb2−Vbε, Va2 + Vaε] (when Vb2 <Va2) is divided into (n−1) equal parts to obtain n voltages. It is also possible to calculate Pac (P3) at a point. Here, Vaε and Vbε are constants greater than or equal to zero, and the optimum operating point of P3 may not exist in the voltage interval [Va2, Vb2] or [Vb2, Va2]. It is a parameter for taking this value and can be set as appropriate by actual measurement or the like.
なお、このようにPac(P3)を細かく算定することも可能であるが、日射強度の変化等による追跡制御のタイムラグを考慮し、あまり細かく算定しても、大きな精度向上が図れなくなる可能性もあることに留意が必要である。 Although it is possible to calculate Pac (P3) finely in this way, there is a possibility that a great improvement in accuracy may not be achieved even if it is calculated too finely considering the time lag of tracking control due to changes in solar radiation intensity, etc. It should be noted that there are.
(発明の動作説明(その3):日射強度が回復した場合)
雲が遠ざかる等して日射強度が回復した状態(以下、第4状態、又は、P4という)の場合の動作を説明する。
この場合、VSI3aをGDBし、VSI3aにおける交直変換運転を再開する。このGDBにより、A系列の直流母線5aの電圧は、PVアレイ2bの最適運転電圧から、PVアレイ2aの最適運転電圧(定格電圧380V程度)までに低下する。そのため、A系列とB系列の直流母線間の電圧差は、PVアレイ群2aとPVアレイ群2bの定格電圧のほぼ差分に当たる電圧差が発生する。しかし、この電圧差の極性(直流母線5aの電圧<直流母線5cの電圧)では、A系列とB系列の直流母線間に設置されている母線連絡整流器9に逆起電力が印加されることから、母線連絡整流器9は非導通(OFF)の状態となり、A系列とB系列は電気的に分離(独立)のものとなる。
そして、A系列、B系列ともに個別にMPPT制御を行い、比較的高い交直変換効率を維持する。
(Description of the operation of the invention (part 3): When the solar radiation intensity is restored)
An operation in a state where the solar radiation intensity is recovered by moving away from the cloud (hereinafter referred to as a fourth state or P4) will be described.
In this case, the
Then, the MPPT control is individually performed for both the A series and the B series to maintain a relatively high AC / DC conversion efficiency.
このP4での交流出力和Pac(P4)は、P2と同様にして、
Pac(P4)=Pdc_b(Vb4)×η(Pdc_b(Vb4))+Pdc_a(Va4)×η(Pdc_a(Va4))
となるが、
Pac(P4)+Pε4≧Pac(P3)
なる条件が成り立てば、P3からP4への推移することになる。ここで、左辺のPεはゼロ以上の定数である。
The AC output sum Pac (P4) at P4 is the same as P2,
Pac (P4) = Pdc_b (Vb4) × η (Pdc_b (Vb4)) + Pdc_a (Va4) × η (Pdc_a (Va4))
But
Pac (P4) + Pε4 ≧ Pac (P3)
If the following condition holds, the transition from P3 to P4 occurs. Here, Pε on the left side is a constant of zero or more.
しかし、P3の状態からのPac(P4)の近似値を導出することは、実際には、困難である。これは図6(C)に示すようにP3の状態ではA系列とB系列を合成したP−V特性にて一括運転しており、これからVSI3aをGDBしてA系列、B系列を独立運用した場合の最適運転点を探ることはできないからである。
However, it is actually difficult to derive an approximate value of Pac (P4) from the state of P3. As shown in FIG. 6 (C), in the state of P3, the P-V characteristics obtained by synthesizing the A series and the B series are collectively operated, and from this, the
そのため、出力の経過時間に着目してP3からP4への推移条件を考える。
つまり、P3の状態では、VSI3bの定格容量の限界から、この定格容量(又は、許容されている短時間定格容量)以上の出力は出せない。そのため、この定格容量で出力がある一定以上継続した場合に、既にA系列、B系列を独立運用し得る日射の状況になったと判断して、VSI3aをGDBするようにする。
Therefore, the transition condition from P3 to P4 is considered by paying attention to the elapsed time of output.
That is, in the state of P3, the output exceeding this rated capacity (or allowable short-time rated capacity) cannot be output due to the limit of the rated capacity of the
1 太陽光発電設備
2 PVアレイ群
3 VSI
10 PVアレイ
1 Solar power generation equipment 2 PV array group 3 VSI
10 PV array
Claims (1)
前記2つのPVアレイ群は定格電圧を異なるものとして構成し、
前記連絡線の1本には母線連絡整流器を設け、前記母線連絡整流器の接続は、前記母線連絡整流器のカソードを定格電圧の高い方のPVアレイ群のある直流母線側とし、前記母線連絡整流器のアノードを定格電圧の低い方のPVアレイ群のある直流母線側としたこと、
を特徴とする太陽光発電設備。
A photovoltaic power generation facility comprising two PV array groups, two VSIs, two DC buses installed between them, and two connecting lines between the DC buses,
The two PV array groups are configured with different rated voltages,
One of the connection lines is provided with a bus connection rectifier, and the connection of the bus connection rectifier is such that the cathode of the bus connection rectifier is a DC bus side with the PV array group having a higher rated voltage, and the connection of the bus connection rectifier The anode is on the DC bus side with the PV array group with the lower rated voltage,
A solar power generation facility characterized by
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2009187801A JP2011039876A (en) | 2009-08-13 | 2009-08-13 | Photovoltaic power generation facility |
Applications Claiming Priority (1)
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Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103592992A (en) * | 2013-11-18 | 2014-02-19 | 国家电网公司 | System and method for rapid optimizing of maximum power point of photovoltaic array under shadow condition |
WO2015051161A1 (en) * | 2013-10-03 | 2015-04-09 | Enphase Energy, Inc. | Method and apparatus for independent control of multiple power converter sources |
-
2009
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CN103592992B (en) * | 2013-11-18 | 2016-02-10 | 国家电网公司 | The quick optimization system of maximum power point of photovoltaic array and method under a kind of shadowed condition |
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