JP2015070654A - インバータ回路を制御する制御回路、当該制御回路を備えたインバータ装置、当該インバータ装置を備えた電力システム、および、制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】インバータ装置が複数並列接続された電力システムにおいて、監視装置を用いる場合に生じる問題点を解消でき、各インバータ装置が補償する無効電力を制御できる方法を提供する。
【解決手段】インバータ回路2を制御する制御回路3において、無効電力補償値を生成する連系点電圧制御部32と、協調のための補正値を生成する協調補正値生成部33と、無効電力補償値に補正値を加算した補正補償値ΔIq_iに重み付けを行う重み付け部38と、他のインバータ装置Aと通信を行う通信部39とを備えた。通信部39は、重み付けされた補正補償値ΔIq_i'を他のインバータ装置Aに送信し、協調補正値生成部33は、補償値ΔIq_i'と通信部39が受信した補償値ΔIq_j’とに基づく演算結果を用いて補正値を生成する。この処理が各インバータ装置Aそれぞれで行われることにより、補正補償値ΔIq_iは重み付けに応じた値に収束する。
【選択図】図１

Description

本発明は、インバータ回路を制御する制御回路、当該制御回路を備えたインバータ装置、当該インバータ装置を備えた電力システム、および、制御方法に関する。

従来、太陽電池などによって生成される直流電力を交流電力に変換して、電力系統に供給するインバータ装置が開発されている。また、メガソーラなどの太陽光発電所では、多数のインバータ装置を並列接続することで、大電力を電力系統に供給している。太陽光発電所から電力系統に電力を送る送電線の電圧上昇を緩和させるために、ＳＶＣ（Static Var Compensator：静止型無効電力補償装置）も並列接続されている。主としてＳＶＣが無効電力を補償することで、各インバータ装置が並列接続する連系点の電圧を制御して、送電線の電圧上昇を抑制している。

図１３は、従来の一般的なインバータ装置が複数並列接続された太陽光発電所を示す図である。

各インバータ装置Ａ’は、太陽電池を備える直流電源１が生成した直流電力を交流電力に変換して出力する。多数のインバータ装置Ａ’が並列接続されており、各インバータ装置Ａ’が出力する電力が合わせられて、電力系統Ｂに供給される。各インバータ装置Ａ’は、インバータ回路２および制御回路３’を備えている。インバータ回路２は、制御回路３’から入力されるＰＷＭ信号に基づいてスイッチング素子（図示しない）のスイッチングを行うことで、直流電源１から入力される直流電圧を交流電圧に変換する。制御回路３’は、インバータ回路２を制御するためのＰＷＭ信号を生成して出力する。制御回路３’は、無効電力制御部３２’を備えている。無効電力制御部３２’は、インバータ装置Ａ’の出力無効電力が目標値になるように制御する。インバータ装置Ａ”は、ＳＶＣを構成するものであり、インバータ装置Ａ’と同様の構成を有する。

監視装置Ｃは、各インバータ装置Ａ’およびインバータ装置Ａ”を集中監視するためのものであり、各インバータ装置Ａ’，Ａ”の出力無効電力の目標値を設定する（例えば、特許文献１参照）。監視装置Ｃは、インバータ装置Ａ”にできるだけ無効電力を補償させ、インバータ装置Ａ”が補償できない分を各インバータ装置Ａ’に均等に補償させる。また、あるインバータ装置Ａ’の温度が上昇したり、容量的に厳しい場合などには、監視装置Ｃは、当該インバータ装置Ａ’に補償させる無効電力を減少させ、他のインバータ装置Ａ’に負担させる。

特開２０１３−９９１３２号公報

Reza Olfati-Saber, J. Alex Fax, and Richard M. Murray, "Consensus and Cooperation in Networked Multi-Agent Systems", Proceedings of the IEEE, Vol.95, No.1, (2007) Mehran Mesbahi and Magnus Egerstedt, "Graph Theoretic Methods in Multiagent Networks", Princeton (2010)

しかしながら、監視装置Ｃが各インバータ装置Ａ’，Ａ”の出力無効電力の目標値を設定する場合、システムが大がかりになるし、インバータ装置Ａ’，Ａ”の増減に柔軟に対応しにくく、故障に脆弱であるという問題点がある。すなわち、監視装置Ｃを設け、各インバータ装置Ａ’，Ａ”と通信を行う必要がある。有線通信の場合は、監視装置Ｃと各インバータ装置Ａ’，Ａ”とをそれぞれ通信線で接続する必要がある。無線通信の場合は、障害物などによって電波が遮断されないようにする必要がある。また、インバータ装置Ａ’，Ａ”を増減させる場合、監視装置Ｃの制御プログラムを変更する必要がある。さらに、監視装置Ｃが故障した場合は、目標値を設定できなくなるという問題もある。なお、監視装置Ｃの機能を持つ１つのインバータ装置Ａ’（マスタ）が、他のインバータ装置Ａ’，Ａ”（スレイブ）に目標値を出力する場合でも、同様の問題が生じる。

本発明は上述した事情のもとで考え出されたものであって、上述した問題点を解消することができ、各インバータ装置Ａ’，Ａ”が補償する無効電力を制御することができる方法を提供することをその目的としている。

上記課題を解決するため、本発明では、次の技術的手段を講じている。

本発明の第１の側面によって提供される制御回路は、主従関係にないインバータ装置が複数並列接続されている電力システムにおいて、前記各インバータ装置が有するインバータ回路を制御する制御回路であって、連系点電圧を目標値に制御するための補償値を生成する連系点電圧制御手段と、前記各インバータ装置と協調するための補正値を生成する協調補正値生成手段と、前記補償値に前記補正値を加算した補正補償値に基づいてＰＷＭ信号を生成するＰＷＭ信号生成手段と、前記補正補償値に重み付けを行う重み付け手段と、少なくとも１つの他のインバータ装置と通信を行う通信手段とを備え、前記通信手段は、重み付けされた補正補償値を、前記他のインバータ装置に送信し、前記協調補正値生成手段は、前記重み付けされた補正補償値と、前記通信手段が前記他のインバータ装置より受信した受信補償値とに基づく演算結果を用いて、前記補正値を生成することを特徴とする。なお、「主従関係にない」とは、インバータ装置の内の１つ（マスタ：主）がその他（スレイブ：従）を監視したり制御したりする関係ではなく、いずれも対等の関係であることを意味している。また、「電力システム」とは、例えば、多数のインバータ装置が並列接続されて太陽光発電を行う発電所（例えば、メガソーラ）や、風力発電を行うウインドファームなどを意味する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記協調補正値生成手段は、前記重み付けされた補正補償値と、前記受信補償値とに基づく演算を行う演算手段と、前記演算手段が出力する演算結果を積分して前記補正値を算出する積分手段とを備えている。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算することで、演算結果を演算する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記通信手段が通信を行っている他のインバータ装置の数で除算することで、演算結果を演算する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記重み付けされた補正補償値を乗算することで、演算結果を演算する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信補償値を前記重み付けされた補正補償値からそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記重み付けされた補正補償値の２乗を乗算することで、演算結果を演算する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記重み付け手段は、あらかじめ設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記インバータ回路の温度を検出する温度検出手段と、前記温度に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段とをさらに備え、前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う。

本発明の好ましい実施の形態においては、日付けまたは時刻を出力する時計手段と、日付けまたは時刻に対応付けて重み付け値を記憶しており、前記時計手段によって出力された日付または時刻に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段とをさらに備え、前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記インバータ回路の出力有効電力を算出する有効電力算出手段と、前記出力有効電力に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段とをさらに備え、前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う。

本発明の第２の側面によって提供されるインバータ装置は、本発明の第１の側面によって提供される制御回路と、インバータ回路とを備えていることを特徴とする。

本発明の第３の側面によって提供される電力システムは、本発明の第２の側面によって提供されるインバータ装置が、複数並列接続されていることを特徴とする。

本発明の第４の側面によって提供される制御方法は、主従関係にないインバータ装置が複数並列接続されている電力システムにおいて、各インバータ装置が有するインバータ回路を制御する制御方法であって、連系点電圧を目標値に制御するための補償値を生成する第１の工程と、前記各インバータ装置と協調するための補正値を生成する第２の工程と、前記補償値に前記補正値を加算した補正補償値に基づいてＰＷＭ信号を生成する第３の工程と、前記補正補償値に重み付けを行う第４の工程と、重み付けされた補正補償値を、少なくとも１つの他のインバータ装置に送信する第５の工程と、前記他のインバータ装置が送信した値を受信補償値として受信する第６の工程とを前記各インバータ装置で行わせるものであり、前記第２の工程は、前記重み付けされた補正補償値と、前記第６の工程で受信した受信補償値とに基づく演算結果を用いて、前記補正値を生成することを特徴とする。

本発明によると、協調補正値生成手段は、重み付けされた補正補償値と受信補償値とに基づく演算結果を用いて、補正値を生成する。各インバータ装置の協調補正値生成手段がこれを行うことで、すべてのインバータ装置の重み付けされた補正補償値が同じ値に収束する。したがって、各インバータ装置の補正補償値は、それぞれの重み付けに応じた値になる。各インバータ装置の出力無効電力は補正補償値に基づいて制御されるので、重み付けに応じた無効電力を各インバータ装置に補償させることができる。また、各インバータ装置は、少なくとも１つのインバータ装置（例えば、近隣に位置するものや、通信が確立されたもの）とだけ相互通信を行えばよく、１つのインバータ装置や監視装置が他の全てのインバータ装置と通信を行う必要はない。したがって、システムが大がかりにならない。あるインバータ装置が故障した場合でも、他の全てのインバータ装置がいずれかのインバータ装置と通信可能であればよい。また、インバータ装置の増減に柔軟に対応できる。

本発明のその他の特徴および利点は、添付図面を参照して以下に行う詳細な説明によって、より明らかとなろう。

第１実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 第１実施形態に係る太陽光発電所を示す図である。 インバータ装置の無効電力制御系（連系点電圧制御系）を説明するための図である。 電力システム全体の連系点電圧制御系を説明するための図である。 図２に示す電力システムをグラフで表現したものである。 第１実施形態に係る電力システム全体の連系点電圧の制御システムを表す図である。 電流制御部の内部構成を説明するための図である。 電力システムにおける連系点電圧の変動抑制を確認したシミュレーション結果を示す図である。 電力システムにおける連系点電圧の変動抑制を確認したシミュレーション結果を示す図である。 第２実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 第３実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 第４実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 従来の一般的なインバータ装置が複数並列接続された太陽光発電所を示す図である。

以下、本発明の実施の形態を、本発明に係る制御回路を太陽光発電所のインバータ装置に用いた場合を例として、図面を参照して具体的に説明する。

図１は、第１実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。図２は、第１実施形態に係るインバータ装置が複数並列接続された太陽光発電所（電力システム）を示す図である。

インバータ装置Ａは、いわゆるパワーコンディショナと呼ばれるものであり、図１に示すように、インバータ回路２、制御回路３、電流センサ４、電圧センサ５、および、直流電圧センサ６を備えている。インバータ装置Ａは、直流電源１が出力する直流電力をインバータ回路２によって交流電力に変換して出力する。なお、図示しないが、インバータ回路２の出力側には、交流電圧を昇圧（または降圧）するための変圧器が設けられている。

また、図２に示すように、インバータ装置Ａは、他のインバータ装置Ａと並列接続されている。図２においては、５つのインバータ装置Ａ（Ａ１〜Ａ５）が接続されている状態を示している。なお、実際の電力システムにおいては、より多くのインバータ装置Ａが接続されているが、説明の簡略化のために極端に少ないケースを示している。また、本実施形態では、インバータ装置Ａ５がＳＶＣを構成するものとしている。インバータ装置Ａ５には、直流電源１が接続されておらず、入力端のコンデンサを容量の大きいものとしている。

図２に示す矢印は、通信を行っていることを示している。すなわち、インバータ装置Ａ１はインバータ装置Ａ２とのみ相互通信を行っており、インバータ装置Ａ２はインバータ装置Ａ１およびインバータ装置Ａ３とのみ相互通信を行っている。また、インバータ装置Ａ３はインバータ装置Ａ２およびインバータ装置Ａ４とのみ相互通信を行っており、インバータ装置Ａ４はインバータ装置Ａ３およびインバータ装置Ａ５とのみ相互通信を行っており、インバータ装置Ａ５はインバータ装置Ａ４とのみ相互通信を行っている。

図１に戻って、直流電源１は、直流電力を出力するものであり、太陽電池を備えている。太陽電池は、太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換することで、直流電力を生成する。直流電源１は、生成された直流電力を、インバータ回路２に出力する。なお、直流電源１は、太陽電池により直流電力を生成するものに限定されない。例えば、直流電源１は、燃料電池、蓄電池、電気二重層コンデンサやリチウムイオン電池であってもよいし、ディーゼルエンジン発電機、マイクロガスタービン発電機や風力タービン発電機などにより生成された交流電力を直流電力に変換して出力する装置であってもよい。

インバータ回路２は、直流電源１から入力される直流電力を交流電力に変換して出力するものである。インバータ回路２は、図示しないＰＷＭ制御インバータとフィルタとを備えている。ＰＷＭ制御インバータは、図示しない３組６個のスイッチング素子を備えた三相インバータであり、制御回路３から入力されるＰＷＭ信号に基づいて各スイッチング素子のオンとオフとを切り替えることで直流電力を交流電力に変換する。フィルタは、スイッチングによる高周波成分を除去する。なお、インバータ回路２は、これに限られない。例えば、ＰＷＭ制御インバータは、単相インバータであってもよいし、マルチレベルインバータであってもよい。また、ＰＷＭ制御に限定されず、フェーズシフト制御など他の方式を用いるものであってもよい。

電流センサ４は、インバータ回路２の三相の出力電流の瞬時値をそれぞれ検出するものである。電流センサ４は、検出した瞬時値をディジタル変換して、電流信号Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗ（３つの電流信号をまとめて「電流信号Ｉ」と記載する場合がある。）として制御回路３に出力する。電圧センサ５は、インバータ装置Ａの三相の連系点電圧の瞬時値をそれぞれ検出するものである。電圧センサ５は、検出した瞬時値をディジタル変換して、実効値を算出し、電圧信号Ｖとして制御回路３に出力する。直流電圧センサ６は、インバータ回路２の入力電圧を検出するものである。直流電圧センサ６は、検出した電圧をディジタル変換して、電圧信号Ｖｄｃとして制御回路３に出力する。

制御回路３は、インバータ回路２を制御するものであり、例えばマイクロコンピュータなどによって実現されている。本実施形態に係る制御回路３は、インバータ回路２の入力電圧、連系点電圧およびインバータ回路２の出力電流の制御を行っている。このうち、連系点電圧については、電力システムに接続されたすべてのインバータ装置Ａ（Ａ１〜Ａ５）（図２参照）が協調して制御を行う。

以下に、本発明に係る連系点電圧の制御システムについて、図３〜図６を参照して説明する。

図３は、インバータ装置Ａの無効電力制御系（連系点電圧制御系）を説明するための図である。

図３（ａ）は、インバータ装置Ａのモデルを示している。インバータ装置Ａが出力する有効電力の変化量をΔＰ、無効電力の変化量をΔＱ、インバータ装置Ａの出力電流のｄ軸成分およびｑ軸成分の変化量をΔＩｄおよびΔＩｑ（各目標値をΔＩｄ^*およびΔＩｑ^*）、入力電圧をＶｄｃ（目標値をＶｄｃ^*）、連系点電圧をＶ（目標値をＶ^*）としている。なお、ｄ軸成分およびｑ軸成分は、後述する三相/二相変換処理および回転座標変換処理によって変換された後の回転座標系の二相の成分である。また、インバータ装置Ａの内部位相が連系点電圧の位相に完全に追従していると仮定すると、出力電圧のｑ軸成分はＶｑ＝０となり、ｄ軸成分はＶｄ＝Ｖとなるので、
ΔＰ＝Ｖｄ・ΔＩｄ＋Ｖｑ・ΔＩｑ＝Ｖ・ΔＩｄ
ΔＱ＝Ｖｄ・ΔＩｑ−Ｖｑ・ΔＩｄ＝Ｖ・ΔＩｑ
となっている。

電流制御系、ＰＷＭおよびインバータ主回路のダイナミクスは、電力制御系のダイナミクスと比較すると高速のため、無視することができる。図３（ｂ）は、これらを無視して近似したモデルである。図３（ｂ）のモデルから有効電力制御系を無視して、無効電力制御系だけに注目したモデルを、図３（ｃ）に示している。

図４は、電力システム全体の連系点電圧制御系を説明するための図である。各インバータ装置Ａ１〜Ａ５が出力する無効電力をそれぞれΔＱ₁〜ΔＱ₅だけ変動させ、連系点に供給される無効電力は、これらを合算した変化量ΔＱだけ変動する。連系点電圧Ｖは、供給される無効電力Ｑの変動および有効電力Ｐの変動により変動する。図４（ａ）では、これらを表している。なお、ＲおよびＸは、送電線の線路インピーダンスの抵抗成分およびリアクタンス成分である。また、有効電力の変動（外乱）ΔＰには、負荷変動や太陽電池の出力変化による変動などが含まれる。

各インバータ装置Ａでそれぞれ行われるＶの乗算を、合算後に乗算するように変形すると、図４（ａ）から図４（ｂ）とすることができる。図４（ｂ）が、連系点電圧の変動を各インバータ装置Ａの無効電力調整によって抑制するシステムを表している。ただし、この場合、各インバータ装置Ａが協調して無効電力を出力するわけではないので、各インバータ装置Ａが出力する無効電力は、内部で設定されているゲインや、配置場所などによって定まってしまう。例えば、インバータ装置Ａ５にできるだけ無効電力を補償させ、インバータ装置Ａ５が補償できない分を各インバータ装置Ａ１〜Ａ４に均等に補償させるとか、各インバータ装置Ａの容量に応じて補償させるということができない。

次に、各インバータ装置Ａが協調して無効電力を出力するための方法について説明する。

複数の制御対象の状態の値を同じ値に収束させるコンセンサスアルゴリズムが知られている（非特許文献１，２参照）。各制御対象を頂点とし各制御対象間の通信状態を辺で表したグラフとして表現した場合、当該グラフがグラフ理論における無向グラフで連結であれば、コンセンサスアルゴリズムを用いて各制御対象の状態の値を同じ値に収束させて、コンセンサスを達成することができる。例えば、図２に示す電力システムをグラフで表現すると、図５（ａ）のようになる。頂点Ａ１〜Ａ５がそれぞれインバータ装置Ａ１〜Ａ５を表し、矢印付きの辺が各インバータ装置間の通信状態を表している。各辺は相互通信を行うことを示しており、当該グラフは無向グラフである。当該グラフの任意の２つの頂点に対して通信経路が存在しているので、当該グラフは連結である。したがって、図２に示す電力システムの場合、コンセンサスを達成することができる。また、図５（ｂ）、（ｃ）に示すグラフも無向グラフで連結であるので、図２の電力システムにおける各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の通信状態がこれらのグラフで示される場合にも、コンセンサスを達成することができる。このように、インバータ装置Ａが、電力システムに接続しているインバータ装置Ａのうち、少なくとも１つのインバータ装置Ａと相互通信を行っており、電力システムに接続している任意の２つのインバータ装置Ａに対して通信経路が存在している状態（以下ではこの状態を「連結状態」と言う。）であればよく、電力システムに接続しているすべてのインバータ装置Ａと通信を行っている必要はない。

本実施形態では、各制御対象の状態の値を同じ値に収束させるのではなく、重み付けを行って、重み付け後の値を同じ値に収束させる。すなわち、各インバータ装置Ａの重み付け値Ｗ_iをそれぞれ設定しておき、状態の値を重み付け値Ｗ_iで除算することで重み付けを行い、重み付け後の値を同じ値に収束させる。これにより、各状態の値は重み付け値Ｗ_iに応じた値に収束する。例えば、Ｗ₁＝Ｗ₂＝Ｗ₃＝Ｗ₄＝１、Ｗ₅＝１０とすれば、インバータ装置Ａ₅の状態の値は、他のインバータ装置Ａの状態の値の１０倍の値に収束する。

図６は、図４（ｂ）に示すシステムにコンセンサスアルゴリズムと重み付けとを追加したものであり、各インバータ装置Ａが協調して自分の負担分である無効電力を補償することで連系点電圧の変動を抑制する制御システムを表している。

コンセンサスアルゴリズムによって、補償値ΔＩｑ_iを重み付け値Ｗ_iで除算した補償値ΔＩｑ_i’（＝ΔＩｑ_i／Ｗ_i）が同じ値に収束する。収束値をΔＩｑα’とすると、各インバータ装置Ａ_iは、補償値ΔＩｑ_i＝Ｗ_i・ΔＩｑα’に応じた無効電力を補償することになる。つまり、重み付け値Ｗ_iに応じた無効電力を補償することになる。したがって、例えば、Ｗ₁＝Ｗ₂＝Ｗ₃＝Ｗ₄＝１、Ｗ₅＝１０とすれば、インバータ装置Ａ₅に、他のインバータ装置Ａの１０倍の無効電力を補償させることができる。

図１に戻って、制御回路３は、電流センサ４より入力される電流信号Ｉ、電圧センサ５より入力される電圧信号Ｖ、および、直流電圧センサ６より入力される電圧信号Ｖｄｃに基づいてＰＷＭ信号を生成して、インバータ回路２に出力する。制御回路３は、入力電圧制御部３１、連系点電圧制御部３２、協調補正値生成部３３、加算器３４、電流制御部３５、指令信号生成部３６、ＰＷＭ信号生成部３７、重み付け部３８、および、通信部３９を備えている。

入力電圧制御部３１は、インバータ回路２の入力電圧を制御するためのものである。入力電圧制御部３１は、入力電圧を制御することで、入力電力を制御して、インバータ回路２の出力有効電力を制御する。入力電圧制御部３１は、直流電圧センサ６より入力される電圧信号Ｖｄｃとその目標値である入力電圧目標値Ｖｄｃ^*との偏差ΔＶｄｃを入力され、ＰＩ制御（比例積分制御）を行い、有効電力補償値を出力する。有効電力補償値は、目標値Ｉｄ^*として電流制御部３５に入力される。なお、入力電圧制御部３１の制御はＰＩ制御に限られず、Ｉ制御（積分制御）などの他の制御を行うようにしてもよい。

連系点電圧制御部３２は、連系点電圧を制御するためのものである。連系点電圧制御部３２は、インバータ回路２が出力する無効電力を制御することで、連系点電圧を制御する。連系点電圧制御部３２は、電圧センサ５より入力される電圧信号Ｖとその目標値である連系点電圧目標値Ｖ^*との偏差ΔＶを入力され、ＰＩ制御を行い、無効電力補償値を出力する。無効電力補償値は、加算器３４に入力される。なお、連系点電圧制御部３２の制御はＰＩ制御に限られず、Ｉ制御（積分制御）などの他の制御を行うようにしてもよい。

協調補正値生成部３３は、各インバータ装置Ａと協調するための協調補正値を生成するものである。協調補正値生成部３３の詳細については、後述する。

加算器３４は、連系点電圧制御部３２より入力される無効電力補償値に、協調補正値生成部３３より入力される協調補正値を加算して、補正補償値ΔＩｑ_iを算出する。補正補償値ΔＩｑ_iは、目標値Ｉｑ^*として電流制御部３５に入力される。また、加算器３４は、算出した補正補償値ΔＩｑ_iを、重み付け部３８にも出力する。

電流制御部３５は、インバータ回路２の出力電流の制御を行うためのものである。電流制御部３５は、電流センサ４より入力される電流信号Ｉに基づいて電流補償値を生成し、指令信号生成部３６に出力する。

図７は、電流制御部３５の内部構成を説明するための機能ブロック図である。

電流制御部３５は、三相/二相変換部３５１、回転座標変換部３５２、ＬＰＦ３５３、ＬＰＦ３５４、ＰＩ制御部３５５、ＰＩ制御部３５６、静止座標変換部３５７、および、二相/三相変換部３５８を備えている。

三相/二相変換部３５１は、いわゆる三相/二相変換処理（αβ変換処理）を行うものである。三相/二相変換処理とは、三相の交流信号をそれと等価な二相の交流信号に変換する処理であり、三相の交流信号を静止した直交座標系（以下、「静止座標系」という。）における直交するα軸とβ軸の成分にそれぞれ分解して各軸の成分を足し合わせることで、α軸成分の交流信号とβ軸成分の交流信号に変換するものである。三相/二相変換部３５１は、電流センサ４から入力された三相の電流信号Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗを、α軸電流信号Ｉαおよびβ軸電流信号Ｉβに変換して、回転座標変換部３５２に出力する。

三相/二相変換部３５１で行われる変換処理は、下記（１）式に示す行列式で表される。

回転座標変換部３５２は、いわゆる回転座標変換処理（ｄｑ変換処理）を行うものである。回転座標変換処理とは、静止座標系の二相の信号を回転座標系の二相の信号に変換する処理である。回転座標系は、直交するｄ軸とｑ軸とを有し、連系点電圧の基本波と同一の角速度で同一の回転方向に回転する直交座標系である。回転座標変換部３５２は、三相/二相変換部３５１から入力される静止座標系のα軸電流信号Ｉαおよびβ軸電流信号Ｉβを、連系点電圧の基本波の位相θに基づいて、回転座標系のｄ軸電流信号Ｉｄおよびｑ軸電流信号Ｉｑに変換して出力する。

回転座標変換部３５２で行われる変換処理は、下記（２）式に示す行列式で表される。

ＬＰＦ３５３およびＬＰＦ３５４は、ローパスフィルタであり、それぞれｄ軸電流信号Ｉｄおよびｑ軸電流信号Ｉｑの直流成分だけを通過させる。回転座標変換処理によって、α軸電流信号Ｉαおよびβ軸電流信号Ｉβの基本波成分が、それぞれｄ軸電流信号Ｉｄおよびｑ軸電流信号Ｉｑの直流成分に変換されている。つまり、ＬＰＦ３５３およびＬＰＦ３５４は、不平衡成分や高調波成分を除去して、基本波成分のみを通過させるものである。

ＰＩ制御部３５５は、ｄ軸電流信号Ｉｄの直流成分と目標値との偏差に基づいてＰＩ制御を行い、電流補償値Ｘｄを出力するものである。入力電圧制御部３１より入力される有効電力補償値が、ｄ軸電流信号Ｉｄの目標値Ｉｄ^*として用いられる。ＰＩ制御部３５６は、ｑ軸電流信号Ｉｑの直流成分と目標値Ｉｑ^*との偏差に基づいてＰＩ制御を行い、電流補償値Ｘｑを出力するものである。加算器３４より入力される補正補償値ΔＩｑ_iが、ｑ軸電流信号Ｉｑの目標値Ｉｑ^*として用いられる。

静止座標変換部３５７は、ＰＩ制御部３５５およびＰＩ制御部３５６からそれぞれ入力される電流補償値Ｘｄ，Ｘｑを、静止座標系の電流補償値Ｘα，Ｘβに変換するものであり、回転座標変換部３５２とは逆の変換処理を行うものである。静止座標変換部３５７は、いわゆる静止座標変換処理（逆ｄｑ変換処理）を行うものであり、回転座標系の電流補償値Ｘｄ，Ｘｑを、位相θに基づいて、静止座標系の電流補償値Ｘα，Ｘβに変換する。

静止座標変換部３５７で行われる変換処理は、下記（３）式に示す行列式で表される。

二相/三相変換部３５８は、静止座標変換部３５７から入力される電流補償値Ｘα，Ｘβを、三相の電流補償値Ｘｕ，Ｘｖ，Ｘｗに変換するものである。二相/三相変換部３５８は、いわゆる二相/三相変換処理（逆αβ変換処理）を行うものであり、三相/二相変換部３５１とは逆の変換処理を行うものである。

二相/三相変換部３５８で行われる変換処理は、下記（４）式に示す行列式で表される。

なお、本実施形態では、インバータ装置Ａが三相のシステムである場合について説明したが、単相のシステムであってもよい。単相のシステムの場合、電流制御部３５は、インバータ回路２の出力電流を検出した単相の電流信号に対して制御を行えばよい。

指令信号生成部３６は、電流制御部３５より入力される電流補償値Ｘｕ，Ｘｖ，Ｘｗに基づいて指令信号を生成して、ＰＷＭ信号生成部３７に出力する。

ＰＷＭ信号生成部３７は、ＰＷＭ信号を生成するものである。ＰＷＭ信号生成部３７は、キャリア信号と指令信号生成部３６より入力される指令信号とに基づいて、三角波比較法によりＰＷＭ信号を生成する。例えば、指令信号がキャリア信号より大きい場合にハイレベルとなり、指令信号がキャリア信号以下の場合にローレベルとなるパルス信号が、ＰＷＭ信号として生成される。生成されたＰＷＭ信号は、インバータ回路２に出力される。なお、ＰＷＭ信号生成部３７は、三角波比較法によりＰＷＭ信号を生成する場合に限定されず、例えば、ヒステリシス方式でＰＷＭ信号を生成するようにしてもよい。

重み付け部３８は、加算器３４より入力される補正補償値ΔＩｑ_iに重み付けを行うものである。重み付け部３８には、重み付け値Ｗ_iがあらかじめ設定されている。重み付け部３８は、補正補償値ΔＩｑ_iを重み付け値Ｗ_iで除算した重み付け後の補正補償値ΔＩｑ_i’を通信部３９および協調補正値生成部３３に出力する。

重み付け値Ｗ_iは、インバータ装置Ａに補償させる無効電力の大きさに応じてあらかじめ設定しておく。例えば、ＳＶＣのインバータ装置Ａ５（図２参照）にできるだけ多くの無効電力を補償させるために、インバータ装置Ａ５の重み付け値Ｗ₅には、他のインバータ装置Ａ１〜Ａ４の重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₄と比べて大きな値を設定する。また、重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₄については、無効電力をインバータ装置Ａ１〜Ａ４に平等に補償させるのであれば同じ値とすればよいし、インバータ装置Ａ１〜Ａ４の容量がそれぞれ異なるのであれば容量に応じた値とすればよい。また、インバータ装置Ａに接続されている太陽電池パネルの大きさに応じて重み付け値Ｗ_iを設定するようにしてもよい。すなわち、接続されている太陽電池パネルが小さい場合、発電される電力が小さく、インバータ装置Ａの容量に対して余裕があるので、多くの無効電力を補償させるために重み付け値Ｗ_iを大きくする。逆に、接続されている太陽電池パネルが大きい場合、重み付け値Ｗ_iを小さくする。

通信部３９は、他のインバータ装置Ａの制御回路３との間で通信を行うものである。通信部３９は、重み付け部３８より重み付け後の補正補償値ΔＩｑ_i’を入力され、他のインバータ装置Ａの通信部３９に送信する。また、通信部３９は、他のインバータ装置Ａの通信部３９から受信した補償値ΔＩｑ_j’を、協調補正値生成部３３に出力する。なお、通信方法は限定されず、有線通信であってもよいし、無線通信であってもよい。

例えば、インバータ装置Ａが図２に示すインバータ装置Ａ２の場合、通信部３９は、重み付け後の補正補償値ΔＩｑ₂’をインバータ装置Ａ１およびＡ３の通信部３９に送信し、インバータ装置Ａ１の通信部３９から補償値ΔＩｑ₁’を受信し、インバータ装置Ａ３の通信部３９から補償値ΔＩｑ₃’を受信する。

次に、協調補正値生成部３３の詳細について説明する。

協調補正値生成部３３は、重み付け部３８より入力される重み付け後の補正補償値ΔＩｑ_i’（以下では、「補償値ΔＩｑ_i’」と省略して記載する）と、通信部３９より入力される、他のインバータ装置Ａの補償値ΔＩｑ_j’とを用いて、各インバータ装置Ａと協調するための協調補正値を生成する。補償値ΔＩｑ_i’と補償値ΔＩｑ_j’とが異なっていても、協調補正値生成部３３での演算処理が繰り返されることで、補償値ΔＩｑ_i’と補償値ΔＩｑ_j’とが共通の値に収束する。図１に示すように、協調補正値生成部３３は、演算部３３１、乗算器３３２および積分器３３３を備えている。

演算部３３１は、下記（５）式に基づく演算を行う。すなわち、演算部３３１は、通信部３９より入力される各補償値ΔＩｑ_j’から、重み付け部３８より入力される補償値ΔＩｑ_i’をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算した演算結果ｕ_iを乗算器３３２に出力する。

例えば、インバータ装置Ａがインバータ装置Ａ２の場合（図２参照）、演算部３３１は、下記（６）式の演算を行い、演算結果ｕ₂を出力する。

乗算器３３２は、演算部３３１から入力される演算結果ｕ_iに所定の係数εを乗算して積分器３３３に出力する。係数εは、０＜ε＜１／ｄ_maxを満たす値であり、あらかじめ設定されている。ｄ_maxは、通信部３９が通信を行う他のインバータ装置Ａの数であるｄ_iのうち、電力システムに接続しているすべてのインバータ装置Ａの中で最大のものである。つまり、電力システムに接続しているインバータ装置Ａのなかで、一番多くの他のインバータ装置Ａと通信を行っているものの通信部３９に入力される内部位相θ_jの数である。なお、係数εは、演算結果ｕ_iが大きく（小さく）なりすぎて、協調補正値の変動が大きくなりすぎることを抑制するために、演算結果ｕ_iに乗算されるものである。したがって、協調補正値生成部３３での処理が連続時間処理の場合は、乗算器３３２を設ける必要はない。

積分器３３３は、乗算器３３２から入力される値を積分することで協調補正値を生成して出力する。積分器３３３は、前回生成した協調補正値に乗算器３３２から入力される値を加算することで協調補正値を生成する。協調補正値は、加算器３４に出力される。

本実施形態では、制御回路３をディジタル回路として実現した場合について説明したが、アナログ回路として実現してもよい。また、各部が行う処理をプログラムで設計し、当該プログラムを実行させることでコンピュータを制御回路３として機能させてもよい。また、当該プログラムを記録媒体に記録しておき、コンピュータに読み取らせるようにしてもよい。

本実施形態において、協調補正値生成部３３は、重み付け部３８より入力される補償値ΔＩｑ_i’と、通信部３９より入力される、他のインバータ装置Ａの補償値ΔＩｑ_j’とを用いて、協調補正値を生成する。補償値ΔＩｑ_i’が各補償値ΔＩｑ_j’の相加平均値より大きい場合、演算部３３１が出力する演算結果ｕ_iは負の値になる。そうすると、協調補正値は小さくなり、補償値ΔＩｑ_i’も小さくなる。一方、補償値ΔＩｑ_i’が各補償値ΔＩｑ_j’の相加平均値より小さい場合、演算部３３１が出力する演算結果ｕ_iは正の値になる。そうすると、協調補正値は大きくなり、補償値ΔＩｑ_i’も大きくなる。つまり、補償値ΔＩｑ_i’は各補償値ΔＩｑ_j’の相加平均値に近づいていく。この処理が各インバータ装置Ａそれぞれで行われることにより、各インバータ装置Ａの補償値ΔＩｑ_i’は同じ値に収束する。コンセンサスアルゴリズムを用いることで制御対象の状態の値が同じ値に収束することは、数学的にも証明されている（非特許文献１，２参照）。本実施形態の場合、補償値ΔＩｑ_i’が制御対象の状態の値である。

以下に、図２に示す電力システムにおいて、各インバータ装置Ａが協調して無効電力を補償することで連系点電圧の変動を抑制することを確認したシミュレーションについて説明する。

インバータ装置Ａ１の連系点電圧制御部３２の比例ゲインＫｐ₁を「０.５」、積分ゲインＫｉ₁を「５」、インバータ装置Ａ２の連系点電圧制御部３２の比例ゲインＫｐ₂を「１」、積分ゲインＫｉ₂を「８」、インバータ装置Ａ３の連系点電圧制御部３２の比例ゲインＫｐ₃を「１」、積分ゲインＫｉ₃を「４」、インバータ装置Ａ４の連系点電圧制御部３２の比例ゲインＫｐ₄を「０.２」、積分ゲインＫｉ₄を「２」、インバータ装置Ａ５の連系点電圧制御部３２の比例ゲインＫｐ₅を「０.３」、積分ゲインＫｉ₅を「３」とし、インバータ装置Ａ１〜Ａ５の重み付け部３８に設定されている重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅を、Ｗ₁＝Ｗ₂＝Ｗ₃＝Ｗ₄＝１、Ｗ₅＝１０としている。図８および図９は、当該シミュレーションの結果を示すものであり、図８は協調を行わなかった場合（すなわち、図１に示す協調補正値生成部３３、重み付け部３８および通信部３９がない構成の場合）のものであり、図９は協調を行った場合（すなわち、図１に示す構成の場合）のものである。

どちらも、シミュレーション開始から１秒後に、外乱として連系点電圧変動分０．０５［ｐ．ｕ．］を注入した。また、図９の場合は、シミュレーション開始から５０秒後にインバータ装置Ａ１の重み付け値Ｗ₁を、「１」から「０．２」に変更した。図８（ａ）および図９（ａ）は、連系点電圧偏差ΔＶ（＝Ｖ^*−Ｖ）の時間変化を示している。また、図８（ｂ）および図９（ｂ）は、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の加算器３４がそれぞれ出力する補正補償値ΔＩｑ₁〜ΔＩｑ₅の時間変化を示している。

図８の場合、連系点電圧の変動をすぐに抑制することができているが、補正補償値ΔＩｑ₁〜ΔＩｑ₅の値は、各ゲインに応じた値に固定されている。したがって、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５が補償する無効電力を制御することができない。図８（ｂ）の場合、インバータ装置Ａ２が最も多くの無効電力を補償し、本来最も多くの無効電力を補償するべきインバータ装置Ａ５が少ししか無効電力を補償しない。

図９の場合も、図８の場合と同様に、連系点電圧の変動をすぐに抑制することができている。また、図９の場合、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５が、それぞれ重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅に応じた無効電力を補償する。すなわち、図９（ｂ）に示すように、シミュレーション開始から約３０秒で、補正補償値ΔＩｑ₁〜ΔＩｑ₄が同じ値に収束しており、補正補償値ΔＩｑ₅が補正補償値ΔＩｑ₁〜ΔＩｑ₄の収束値の約１０倍の値に収束している。したがって、インバータ装置Ａ５は、インバータ装置Ａ１〜Ａ４の約１０倍の無効電力を補償する。また、シミュレーション開始から５０秒後に重み付け値Ｗ₁を変更した後は、補正補償値ΔＩｑ₁は大きく（すなわち、補償する無効電力が少なく）なり、補正補償値ΔＩｑ₂〜ΔＩｑ₅は小さく（すなわち、補償する無効電力が多く）なっている。つまり、インバータ装置Ａ１が補償していた無効電力の一部を、インバータ装置Ａ２〜Ａ５が負担している。

図２の電力システムの通信状態が図５（ｂ）、（ｃ）に示すグラフとなる場合についてもそれぞれシミュレーションを行った。これらの場合も、図９の場合と同様に、連系点電圧の変動をすぐに抑制することができ、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５がそれぞれ重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅に応じた無効電力を補償することが確認できた。また、図５（ｂ）のグラフの場合の方が、図９の場合（図５（ａ）のグラフの場合）より補正補償値ΔＩｑ₁〜ΔＩｑ₅が収束するまでの時間が短く、図５（ｃ）のグラフの場合はさらに収束までの時間が短くなった。なお、シミュレーション結果の図示は省略している。

本実施形態によると、協調補正値生成部３３は、補償値ΔＩｑ_i’と補償値ΔＩｑ_j’とに基づく演算結果を用いて、協調補正値を生成する。各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の協調補正値生成部３３がこれを行うことで、すべてのインバータ装置Ａ１〜Ａ５の補償値ΔＩｑ_i’が同じ値に収束する。したがって、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の補正補償値ΔＩｑ_iは、それぞれの重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅に応じた値になる。各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の出力無効電力は補正補償値ΔＩｑ_iに基づいて制御されるので、重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅に応じた無効電力を各インバータ装置Ａ１〜Ａ５に補償させることができる。

また、電力システムに接続されている各インバータ装置Ａがそれぞれ少なくとも１つのインバータ装置Ａ（例えば、近隣に位置するものや、通信が確立されたもの）とだけ相互通信を行っており、電力システムが連結状態であればよく、１つのインバータ装置Ａや監視装置が他の全てのインバータ装置Ａと通信を行う必要はない。したがって、システムが大がかりにならない。また、あるインバータ装置Ａが故障した場合や、あるインバータ装置Ａを削減した場合でも、他の全てのインバータ装置Ａがいずれかのインバータ装置Ａと通信可能であり、電力システムが連結状態であればよい。また、インバータ装置Ａを増加する場合は、そのインバータ装置Ａが少なくとも１つのインバータ装置Ａと相互通信を行うようにすればよいだけである。したがって、インバータ装置Ａの増減に柔軟に対応できる。

なお、上記第１実施形態においては、演算部３３１に設定する演算式を上記（５）式とした場合について説明したが、これに限られない。インバータ装置Ａ１〜Ａ５の補償値ΔＩｑ_i’を同じ値に収束させる他の式を用いるようにしてもよい。

例えば、演算部３３１に設定する演算式を下記（７）式とした場合にも、補償値ΔＩｑ_i’を同じ値に収束させることができる。ｄ_iは、通信部３９が通信を行う他のインバータ装置Ａの数、すなわち、通信部３９に入力される補償値ΔＩｑ_j’の数である。

また、演算部３３１に設定する演算式を下記（８）〜（１０）式とした場合にも、補償値ΔＩｑ_i’を同じ値に収束させることができる。

上記第１実施形態においては、各インバータ装置Ａの重み付け値として、固定値があらかじめ設定されている場合について説明したがこれに限られない。各インバータ装置Ａの重み付け値を変更可能にしてもよい。

図１０は、第２実施形態に係るインバータ装置Ａを説明するための図である。図１０においては、制御回路３のみを記載しており、制御回路３のうち第１実施形態に係る制御回路３（図１参照）と共通する部分の記載を省略している。第２実施形態に係るインバータ装置Ａは、インバータ回路２の温度に応じて重み付け値Ｗ_iを変更する点で、第１実施形態に係るインバータ装置Ａと異なる。図１０に示すように、第２実施形態に係るインバータ装置Ａは、制御回路３に温度検出部４０および重み付け値設定部４１をさらに備えている。

図示しないが、インバータ回路２のヒートシンクには温度センサが取り付けられている。温度検出部４０は、当該温度センサが検出した温度を検出し、検出した温度を重み付け値設定部４１に出力する。重み付け値設定部４１は、温度検出部４０より入力される温度に応じた重み付け値Ｗ_iを重み付け部３８に設定する。インバータ回路２の温度が高い場合、インバータ回路２に負担がかかっていると考えられるので、無効電力の補償のための負担を軽減する方がいい。したがって、重み付け値設定部４１は、温度検出部４０より入力される温度が高くなるほど、設定する重み付け値Ｗ_iを小さい値にする。本実施形態では、温度検出部４０より入力される温度をあらかじめ設定しているしきい値と比較し、温度がしきい値より大きい場合に重み付け値Ｗ_iを小さい値に変更する。なお、複数のしきい値を設定しておき、重み付け値Ｗ_iを段階的に変更するようにしてもよい。また、温度検出部４０より入力される温度から重み受け値Ｗ_iを線形的に算出する算出式を設定しておき、当該算出式の算出結果を設定するようにしてもよい。

第２実施形態によると、インバータ装置Ａのインバータ回路２に負担がかかりすぎてインバータ回路２の温度が高くなった場合、重み付け値Ｗ_iが小さい値に変更される。これにより、当該インバータ装置Ａが補償する無効電力が減少され、その分の無効電力の補償を他のインバータ装置Ａが負担する。したがって、当該インバータ装置Ａのインバータ回路２の負担が軽減される。また、第２実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。

図１１は、第３実施形態に係るインバータ装置Ａを説明するための図である。図１１（ａ）は、第３実施形態に係るインバータ装置Ａの制御回路３のみを記載しており、制御回路３のうち第１実施形態に係る制御回路３（図１参照）と共通する部分の記載を省略している。第３実施形態に係るインバータ装置Ａは、日時や時刻によって重み付け値Ｗ_iを変更する点で、第１実施形態に係るインバータ装置Ａと異なる。図１１（ａ）に示すように、第３実施形態に係るインバータ装置Ａは、制御回路３に時計部４２および重み付け値設定部４１’をさらに備えている。

時計部４２は、日付および時刻（以下では、合わせて「日時」とする））を重み付け値設定部４１’に出力する。

重み付け値設定部４１’は、時計部４２より入力される日時に応じた重み付け値Ｗ_iを重み付け部３８に設定する。太陽の位置は時刻によって変化するので、建物などの影がかかる領域は時刻によって変化する。また、太陽の軌道は日付によって変化する（例えば、夏至と冬至で太陽の軌道は大きく異なる）ので、建物などの影がかかる領域は日付によっても変化する。インバータ装置Ａに接続されている太陽電池パネルに影がかかる場合、当該太陽電池パネルで発電される電力は小さくなる。この場合、インバータ装置Ａの容量に対して余裕があるので、多くの無効電力を補償させるようにしてもよい。本実施形態では、影がかかる太陽電池パネルをあらかじめ調査しておき、影がかかる太陽電池パネルが接続されているインバータ装置Ａの重み付け値Ｗ_iを、影がかかる日時に大きい値に切り替えるようにしている。また、影がかかる面積が大きいほど重み付け値Ｗ_iを大きくするようにしている。具体的には、重み付け値設定部４１’は、図１１（ｂ）に示す重み付け値Ｗ_iのテーブルをメモリに記憶してあり、時計部４２より入力される日時に対応する重み付け値Ｗ_iを読み出して設定する。図１１（ｂ）においては、１月の９：００〜１２：００に太陽電池パネルに影がかかるので、この日時に通常より大きな値が設定されている。なお、重み付け値Ｗ_iは、日付に関係なく時刻によってのみ変更するようにしてもよいし、時刻に関係なく日付によってのみ変更するようにしてもよい。

第３実施形態によると、インバータ装置Ａに接続されている太陽電池パネルに影がかかる日時においては、重み付け値Ｗ_iが大きい値に変更され、通常より多くの無効電力を補償させることができる。また、第３実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。

図１２は、第４実施形態に係るインバータ装置Ａを説明するための図である。図１２においては、制御回路３のうち第１実施形態に係る制御回路３（図１参照）と共通する部分の記載を省略している。第４実施形態に係るインバータ装置Ａは、インバータ回路２の出力有効電力に応じて重み付け値Ｗ_iを変更する点で、第１実施形態に係るインバータ装置Ａと異なる。図１２に示すように、第４実施形態に係るインバータ装置Ａは、制御回路３に有効電力算出部４３および重み付け値設定部４１”をさらに備えている。

有効電力算出部４３は、インバータ回路２の出力有効電力Ｐを算出するものであり、電流センサ４より入力される電流信号Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗと、電圧センサ５より入力される、三相の連系点電圧の瞬時値をディジタル変換した電圧信号Ｖｕ，Ｖｖ，Ｖｗとから出力有効電力Ｐを算出する。有効電力算出部４３は、算出した出力有効電力Ｐを重み付け値設定部４１”に出力する。

重み付け値設定部４１”は、有効電力算出部４３より入力される出力有効電力Ｐに応じた重み付け値Ｗ_iを重み付け部３８に設定する。出力有効電力Ｐが大きい場合、インバータ装置Ａの容量に対して余裕がないので、本実施形態においては、補償する無効電力を少なくするようにしている。すなわち、重み付け値設定部４１”は、有効電力算出部４３より入力される出力有効電力Ｐをあらかじめ設定しているしきい値と比較し、出力有効電力Ｐがしきい値より大きい場合に重み付け値Ｗ_iを小さい値に変更する。なお、複数のしきい値を設定しておき、重み付け値Ｗ_iを段階的に変更するようにしてもよい。また、出力有効電力Ｐから重み受け値Ｗ_iを線形的に算出する算出式を設定しておき、当該算出式の算出結果を設定するようにしてもよい。

第４実施形態によると、インバータ装置Ａの出力有効電力Ｐが大きい場合、重み付け値Ｗ_iが小さい値に変更される。これにより、当該インバータ装置Ａが補償する無効電力が減少され、その分の無効電力の補償を他のインバータ装置Ａが負担する。したがって、当該インバータ装置Ａのインバータ回路２の負担が軽減される。また、第４実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。

上記第４実施形態においては、インバータ装置Ａの出力有効電力Ｐが大きいと重み付け値Ｗ_iを小さくする場合について説明したが、これに限られない。逆に、出力有効電力Ｐが大きくなるのに応じて重み付け値Ｗ_iを大きくして、出力無効電力も大きくするようにし、各インバータ装置Ａの力率を合わせるようにしてもよい。

本発明に係る制御回路、インバータ装置、電力システム、および、制御方法は、上述した実施形態に限定されるものではない。本発明に係る制御回路、インバータ装置、電力システム、および、制御方法の各部の具体的な構成は、種々に設計変更自在である。

Ａ，Ａ１〜Ａ４ インバータ装置
Ａ５ インバータ装置（ＳＶＣ）
１ 直流電源
２ インバータ回路
３ 制御回路
３１ 入力電圧制御部
３２ 連系点電圧制御部
３３ 協調補正値生成部
３３１ 演算部
３３２ 乗算器
３３３ 積分器
３４ 加算器
３５ 電流制御部
３５１ 三相／二相変換部
３５２ 回転座標変換部
３５３，３５４ ローパスフィルタ
３５５，３５６ ＰＩ制御部
３５７ 静止座標変換部
３５８ 二相／三相変換部
３６ 指令信号生成部
３７ ＰＷＭ信号生成部
３８ 重み付け部
３９ 通信部
４０ 温度検出部
４１，４１’，４１” 重み付け値設定部
４２ 時計部
４３ 有効電力算出部
４ 電流センサ
５ 電圧センサ
６ 直流電圧センサ
Ｂ 電力系統

Claims (13)

1. 主従関係にないインバータ装置が複数並列接続されている電力システムにおいて、前記各インバータ装置が有するインバータ回路を制御する制御回路であって、
   連系点電圧を目標値に制御するための補償値を生成する連系点電圧制御手段と、
   前記各インバータ装置と協調するための補正値を生成する協調補正値生成手段と、
   前記補償値に前記補正値を加算した補正補償値に基づいてＰＷＭ信号を生成するＰＷＭ信号生成手段と、
   前記補正補償値に重み付けを行う重み付け手段と、
   少なくとも１つの他のインバータ装置と通信を行う通信手段と、
   を備え、
   前記通信手段は、重み付けされた補正補償値を、前記他のインバータ装置に送信し、
   前記協調補正値生成手段は、前記重み付けされた補正補償値と、前記通信手段が前記他のインバータ装置より受信した受信補償値とに基づく演算結果を用いて、前記補正値を生成する、
   ことを特徴とする制御回路。
2. 前記協調補正値生成手段は、
   前記重み付けされた補正補償値と、前記受信補償値とに基づく演算を行う演算手段と、
   前記演算手段が出力する演算結果を積分して前記補正値を算出する積分手段と、
   を備えている、請求項１に記載の制御回路。
3. 前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算することで、演算結果を演算する、
   請求項２に記載の制御回路。
4. 前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記通信手段が通信を行っている他のインバータ装置の数で除算することで、演算結果を演算する、
   請求項２に記載の制御回路。
5. 前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記重み付けされた補正補償値を乗算することで、演算結果を演算する、
   請求項２に記載の制御回路。
6. 前記演算手段は、前記受信補償値を前記重み付けされた補正補償値からそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記重み付けされた補正補償値の２乗を乗算することで、演算結果を演算する、
   請求項２に記載の制御回路。
7. 前記重み付け手段は、あらかじめ設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う、
   請求項１ないし６のいずれかに記載の制御回路。
8. 前記インバータ回路の温度を検出する温度検出手段と、
   前記温度に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段と、
   をさらに備え、
   前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う、
   請求項１ないし６のいずれかに記載の制御回路。
9. 日付けまたは時刻を出力する時計手段と、
   日付けまたは時刻に対応付けて重み付け値を記憶しており、前記時計手段によって出力された日付または時刻に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段と、
   をさらに備え、
   前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う、
   請求項１ないし６のいずれかに記載の制御回路。
10. 前記インバータ回路の出力有効電力を算出する有効電力算出手段と、
    前記出力有効電力に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段と、
    をさらに備え、
    前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う、
    請求項１ないし６のいずれかに記載の制御回路。
11. 請求項１ないし１０のいずれかに記載の制御回路と、インバータ回路とを備えていることを特徴とするインバータ装置。
12. 請求項１１に記載のインバータ装置が、複数並列接続されていることを特徴とする電力システム。
13. 主従関係にないインバータ装置が複数並列接続されている電力システムにおいて、各インバータ装置が有するインバータ回路を制御する制御方法であって、
    連系点電圧を目標値に制御するための補償値を生成する第１の工程と、
    前記各インバータ装置と協調するための補正値を生成する第２の工程と、
    前記補償値に前記補正値を加算した補正補償値に基づいてＰＷＭ信号を生成する第３の工程と、
    前記補正補償値に重み付けを行う第４の工程と、
    重み付けされた補正補償値を、少なくとも１つの他のインバータ装置に送信する第５の工程と、
    前記他のインバータ装置が送信した値を受信補償値として受信する第６の工程と、
    を前記各インバータ装置で行わせるものであり、
    前記第２の工程は、前記重み付けされた補正補償値と、前記第６の工程で受信した受信補償値とに基づく演算結果を用いて、前記補正値を生成する、
    ことを特徴とする制御方法。