JP2015192549A - 電力変換装置及び電力変換方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】入力電力を効率的に出力電力に変換するための電力変換装置及び電力変換方法を提供する。【解決手段】コンバータ部20とインバータ30とは、DCバスL1を介して接続される。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を設ける。各モニタM1,M2は、インバータ30の制御部31に接続される。インバータ30の制御部31は、バス電圧の変動操作処理を実行し、変動前後の全体損失の比較処理を実行する。そして、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。ここで、全体損失減少と判定した場合、インバータ30の制御部31は、変動操作の中心の変更処理を実行する。【選択図】図1
Description
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の電力を、例えばパワーコンディショナ等の電力変換装置を利用して交流の電力に変換して商用電力系統へ出力している。
このパワーコンディショナにおいては、コンバータとインバータとをDCバスにより接続する。そして、インバータは、直流入力電圧を系統電圧と同一周波数の交流電圧に変換する。
ここで、インバータの損失を軽減するために、インバータ前段のバス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)。この特許文献1の技術では、インバータ前段をコンバータで構成し、インバータ前段のバス電圧を正弦波とすることにより、インバータの高効率化を図る。
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という課題がある。
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の余裕を持たせた値となっている。ここで、系統電圧がAC200Vの場合は、最大振幅283Vとなるため、バス電圧は320V付近となる。この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、低く設定されている。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。ここで、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。
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。ここで、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。
本発明は、このような問題点に鑑みてなされたものであって、その目的は、入力電力を効率的に出力電力に変換するための電力変換装置を提供することにある。
本発明は、このような問題点に鑑みてなされたものであって、その目的は、入力電力を効率的に出力電力に変換するための電力変換装置を提供することにある。
(1)上記課題を解決する電力変換装置は、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。そして、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ことを特徴とする。
(2)上記電力変換装置において、前記制御部は、前記DCバスのバス電圧を変動させて、変動前後の電力損失を算出することが好ましい。
(3)上記電力変換装置において、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DCバスのバス電圧を制御することが好ましい。
(3)上記電力変換装置において、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DCバスのバス電圧を制御することが好ましい。
(4)上記電力変換装置において、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DCバスのバス電圧を制御することが好ましい。
(5)上記電力変換装置において、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が好ましい。
(5)上記電力変換装置において、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が好ましい。
(6)上記電力変換装置において、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)上記電力変換装置において、前記コンバータには、充放電を行なう蓄電部が接続されており、前記制御部は、前記コンバータに対して、前記バス電圧の上昇時には、前記蓄電部からの放電を指示し、前記バス電圧の下降時には、前記蓄電部への充電を指示することが好ましい。
本発明によれば、入力電力を効率的に出力電力に変換することができる。
<第1の実施形態>
図1〜図3を用いて、第1の実施形態を説明する。
図1に示すように、第1の実施形態では、創エネルギーと蓄エネルギーとを有効活用するために、電力制御システムU1を用いる。この電力制御システムU1は、コンバータ部20、インバータ30の複数の電力変換装置を含んで構成される。ここで、コンバータ部20とインバータ30とは、直流配線(DCバスL1)を介して接続される。なお、後述するように、DCバスL1には、モニタM1,M2が設けられている。そして、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。
図1〜図3を用いて、第1の実施形態を説明する。
図1に示すように、第1の実施形態では、創エネルギーと蓄エネルギーとを有効活用するために、電力制御システムU1を用いる。この電力制御システムU1は、コンバータ部20、インバータ30の複数の電力変換装置を含んで構成される。ここで、コンバータ部20とインバータ30とは、直流配線(DCバスL1)を介して接続される。なお、後述するように、DCバスL1には、モニタM1,M2が設けられている。そして、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。
本実施形態では、分散型電源10として、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を用いる場合を想定する。
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、創エネルギー手段として機能する。各太陽電池パネル11,12,13は、複数の太陽電池セルを接続してなる太陽電池パネルを主要部として備える。
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、創エネルギー手段として機能する。各太陽電池パネル11,12,13は、複数の太陽電池セルを接続してなる太陽電池パネルを主要部として備える。
燃料電池14は、天然ガス等の水素を含む燃料ガスと、空気等の酸素を含む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、創エネルギー手段として機能する。
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手段である。
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させる自動車であり、車両に蓄えた電力を住宅へ供給する蓄エネルギー手段として機能する。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(plug-in hybrid car)を含む。
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させる自動車であり、車両に蓄えた電力を住宅へ供給する蓄エネルギー手段として機能する。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(plug-in hybrid car)を含む。
コンバータ部20は、各分散型電源10にそれぞれ接続されるコンバータ21〜26により構成されている。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する。そして、この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。そして、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。なお、コンバータ21〜23と太陽電池パネル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。なお、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。なお、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。なお、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に接続されており、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。なお、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。
ここで、蓄エネルギー手段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充電し、バス電圧値が下降したときには放電する充放電操作を行なうことにより、バス電圧が一定になるように制御する。
各コンバータ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、スイッチング制御を行なう制御部を備えている。
インバータ30の制御部は、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、この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。また、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。
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、各コンバータ21〜26、インバータ30における入力値(電圧、電流)や出力値(電圧、電流)に関する情報を、後述するモニタ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。
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は分散型電源10側に設けられており、モニタM2はDCバス側(インバータ30側)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。
各コンバータ21〜26においては、モニタM1は分散型電源10側に設けられており、モニタM2はDCバス側(インバータ30側)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を用いて、全体損失の低減を図るバス電圧制御処理を説明する。
ここでは、まず、インバータ30の制御部31は、バス電圧の変動操作処理を実行する(ステップS01)。具体的には、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。
この場合、図3に示すように、中央値に対して微小電圧ΔVBで振動させる。
ここでは、まず、インバータ30の制御部31は、バス電圧の変動操作処理を実行する(ステップS01)。具体的には、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。
この場合、図3に示すように、中央値に対して微小電圧ΔVBで振動させる。
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)。具体的には、制御部31のモニタ管理部311は、各モニタM1,M2から、バス電圧の中央値、高電圧側、低電圧側のそれぞれについて電圧値、電流値を取得し、メモリに仮記憶する。
次に、インバータ30の制御部31は、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、メモリに仮記憶した電圧値、電流値に基づいて、バス電圧の中央値、高電圧側、低電圧側における電力損失を算出する。具体的には、電圧調整部312は、バス電圧の中央値、高電圧側、低電圧側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、各コンバータ21〜26、インバータ30、DCバスL1における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、入力電力と出力電力との差分から、各コンバータ21〜26、インバータ30における電力損失を算出する。更に、電圧調整部312は、各コンバータ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)。具体的には、制御部31の電圧調整部312は、中央値の全体損失、高電圧側の全体損失、低電圧側の全体損失を比較する。そして、中央値の全体損失に対して、高電圧側の全体損失、低電圧側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、バス電圧の変動操作処理(ステップS01)に戻る。
一方、高電圧側の全体損失、低電圧側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、変動操作の中心の変更処理を実行する(ステップS05)。具体的には、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、バス電圧の変動操作処理(ステップS01)を繰り返す。
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、バス電圧の変動操作処理(ステップS01)を繰り返す。
本実施形態によれば、以下のような効果を得ることができる。
(1)上記実施形態では、インバータ30の制御部31は、バス電圧の変動操作処理(ステップS01)、モニタリング処理(ステップS02)、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、高電圧側の全体損失、低電圧側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、変動操作の中心の変更処理を実行する(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、装置全体の損失を低減する。従って、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。
(1)上記実施形態では、インバータ30の制御部31は、バス電圧の変動操作処理(ステップS01)、モニタリング処理(ステップS02)、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、高電圧側の全体損失、低電圧側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、変動操作の中心の変更処理を実行する(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、装置全体の損失を低減する。従って、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)本実施形態では、インバータ30の制御部31は、バス電圧の変動操作処理(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全体の損失の低減を図ることができる。
<第2の実施形態>
次に、図3、図4を用いて、第2の実施形態を説明する。第1の実施形態においては、全体損失の減少に基づいてバス電圧を決定する。第2の実施形態では、歪み率を考慮して、バス電圧の最適化を図る構成であり、同様の部分については詳細な説明を省略する。
本実施形態では、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。更に、制御部31に、出力電流の歪み率の上限値に関するデータを保持させておく。
次に、図3、図4を用いて、第2の実施形態を説明する。第1の実施形態においては、全体損失の減少に基づいてバス電圧を決定する。第2の実施形態では、歪み率を考慮して、バス電圧の最適化を図る構成であり、同様の部分については詳細な説明を省略する。
本実施形態では、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。更に、制御部31に、出力電流の歪み率の上限値に関するデータを保持させておく。
次に、図4を用いて、全体損失の低減を図るバス電圧制御処理を説明する。
ここでは、インバータ30の制御部31は、ステップS01〜S03と同様に、バス電圧の変動操作処理(ステップS11)、モニタリング処理(ステップS12)、変動前後の全体損失の比較処理(ステップS13)を実行する。
ここでは、インバータ30の制御部31は、ステップS01〜S03と同様に、バス電圧の変動操作処理(ステップS11)、モニタリング処理(ステップS12)、変動前後の全体損失の比較処理(ステップS13)を実行する。
次に、インバータ30の制御部31は、ステップS04と同様に、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S14)
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、バス電圧の変動操作処理(ステップS11)に戻る。
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、バス電圧の変動操作処理(ステップS11)に戻る。
一方、高電圧側の全体損失、低電圧側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、歪み率は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)。具体的には、制御部31の電圧調整部312は、出力電流の歪み率を算出する。そして、電圧調整部312は、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、バス電圧の変動操作処理(ステップS11)に戻る。
一方、歪み率は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、変動操作の中心の変更処理を実行する(ステップS16)。
一方、歪み率は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、変動操作の中心の変更処理を実行する(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場合を想定する。この場合においても、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、バス電圧の変更を行なわない。
本実施形態によれば、以下のような効果を得ることができる。
(3)本実施形態では、インバータ30の制御部31は、歪み率は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)。そして、歪み率は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、変動操作の中心の変更処理を実行する(ステップS16)。低いバス電圧ではインバータ30の出力電流の歪み率が悪化する。従って、歪み率を考慮した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。
(3)本実施形態では、インバータ30の制御部31は、歪み率は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)。そして、歪み率は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、変動操作の中心の変更処理を実行する(ステップS16)。低いバス電圧ではインバータ30の出力電流の歪み率が悪化する。従って、歪み率を考慮した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を用いて、第3の実施形態を説明する。第1の実施形態においては、全体損失の減少に基づいてバス電圧を決定する。第3の実施形態では、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構成であり、同様の部分については詳細な説明を省略する。
次に、図6〜図8を用いて、第3の実施形態を説明する。第1の実施形態においては、全体損失の減少に基づいてバス電圧を決定する。第3の実施形態では、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構成であり、同様の部分については詳細な説明を省略する。
本実施形態では、電圧調整部312には、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)を保持させておく。
例えば、図7に示すように、太陽光発電量に関するモード切替基準値を設定し、太陽電池パネル11〜13における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。ここでは、バス電圧制御モードとして、2つのバス電圧制御モードを用いる。第1のバス電圧制御モードにおいては、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。一方、第2のバス電圧制御モードにおいては、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。
例えば、図7に示すように、太陽光発電量に関するモード切替基準値を設定し、太陽電池パネル11〜13における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。ここでは、バス電圧制御モードとして、2つのバス電圧制御モードを用いる。第1のバス電圧制御モードにおいては、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。一方、第2のバス電圧制御モードにおいては、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。
また、制御部31は、各コンバータ21〜26を、通信ラインL2を介して接続しておく。そして、制御部31は、各コンバータ21〜26に対して、動作制御指示を送信する。この場合、各コンバータ21〜26から取得した動作制御指示に基づいて、出力を調整する。
次に、図6を用いて、バス電圧制御処理を説明する。
ここでは、インバータ30の制御部31は、分散型電源の稼働状況情報の取得処理を実行する(ステップS21)。具体的には、制御部31のモニタ管理部311は、コンバータ21〜26に接続された各モニタM1から、各分散型電源10の稼働状況を取得する。ここでは、例えば、太陽電池パネル11〜13の稼働状況を取得するために、コンバータ21〜23の各モニタM1から入力電力(太陽電池パネル11〜13における発電量)を取得する。そして、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。
ここでは、インバータ30の制御部31は、分散型電源の稼働状況情報の取得処理を実行する(ステップS21)。具体的には、制御部31のモニタ管理部311は、コンバータ21〜26に接続された各モニタM1から、各分散型電源10の稼働状況を取得する。ここでは、例えば、太陽電池パネル11〜13の稼働状況を取得するために、コンバータ21〜23の各モニタM1から入力電力(太陽電池パネル11〜13における発電量)を取得する。そして、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、インバータ損失優先かどうかについての判定処理を実行する(ステップS22)。具体的には、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。ここでは、太陽電池パネル11〜13における発電量と、モード切替基準値とを比較する。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処理を実行する(ステップS23)。この場合には、上述した第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。
一方、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処理を実行する。この場合、インバータ30の制御部31は、系統電圧波形の取得処理を実行する(ステップS24)。具体的には、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取得する。この場合には、系統電圧波形として、電圧と周期と位相に関する情報を取得し、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の決定処理を実行する(ステップS25)。具体的には、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、コンバータ制御処理を実行する(ステップS26)。具体的には、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になるように、出力の動作制御指示を送信する。
以下、図8を用いて、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具体例を示す。ここでは、インバータ30の出力波形は、全波整流された波形を示している。
図8(a)に示すように、バス電圧波形が、インバータ30の出力よりも少し高く、波形が一致した波形の出力を指示する場合を想定する。この場合、蓄エネルギー手段(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電池の放電、下降時には電池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(a)に示すように、バス電圧波形が、インバータ30の出力よりも少し高く、波形が一致した波形の出力を指示する場合を想定する。この場合、蓄エネルギー手段(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電池の放電、下降時には電池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。
また、図8(b)に示すように、下限値を設けたバス電圧波形の出力を指示するようにしてもよい。この場合には、バス電圧が予め決められた下限値になった場合、電圧値を一定に保つ。ここで、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。
また、図8(c)に示すように、バス電圧を段階的に変更する波形の出力を指示するようにしてもよい。この場合にも、系統電圧波形の周期と位相とを一致させるとともに、系統電圧よりも、高めに設定する。このような階段状の電圧により、バス電圧の制御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。
更に、図8(d)に示すように、バス電圧を方形波により構成した波形の出力を指示するようにしてもよい。この場合にも、系統電圧波形の周期と位相とを一致させるとともに、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。このような方形波状の電圧により、バス電圧の制御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。
本実施形態によれば、以下のような効果を得ることができる。
(4)本実施形態では、インバータ30の制御部31は、分散型電源の稼働状況情報の取得処理(ステップS21)、インバータ損失優先かどうかについての判定処理(ステップS22)を実行する。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。
(4)本実施形態では、インバータ30の制御部31は、分散型電源の稼働状況情報の取得処理(ステップS21)、インバータ損失優先かどうかについての判定処理(ステップS22)を実行する。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)本実施形態では、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処理を実行する。具体的には、系統電圧波形の取得処理(ステップS24)、バス電圧波形の決定処理(ステップS25)、コンバータ制御処理(ステップS26)を実行する。ここでは、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)本実施形態では、バス電圧波形が、インバータ30の出力よりも少し高く、波形が一致した波形の出力を指示する。バス電圧を上昇させる場合には蓄電池15の放電、バス電圧を下降させる場合には蓄電池15への充電を行なうことで、バス電圧を正弦波にする際に発生する損失を低減できる。
更に、インバータ30の制御部31が、予め定められた下限値を設けた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。
更に、インバータ30の制御部31が、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。
更に、インバータ30の制御部31が、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。
なお、上記実施形態は以下のように変更してもよい。
・上記各実施形態においては、制御指示のために通信ラインL2を用いる。通信方法は、通信ラインL2の利用する構成に限定されるものではなく、無線通信や電力線通信を用いることも可能である。
・上記各実施形態においては、制御指示のために通信ラインL2を用いる。通信方法は、通信ラインL2の利用する構成に限定されるものではなく、無線通信や電力線通信を用いることも可能である。
・上記第1の実施形態においては、インバータ30の制御部31は、バス電圧の変動操作処理を実行する(ステップS01)。ここでは、中央値に対して微小電圧ΔVBで振動させる。このバス電圧の変動操作処理において、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、変動幅の異なる変動操作を行なうようにしてもよい。この場合には、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。
・上記第1の実施形態においては、インバータ30の制御部31は、変動操作の中心の変更処理を実行する(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。
・上記各実施形態においては、分散型電源10として、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を用いる場合を想定する。各分散型電源10には、それぞれコンバータ21〜26が接続される。分散型電源10の種類は、これに限定されるものではない。他の分散型電源を利用したり、これらの一部の組み合わせにより構成したりすることも可能である。
また、電力変換装置としてのコンバータ21〜26についても独立した装置である必要はない。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、本発明の電圧制御装置を設けることも可能である。
・上記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。インバータ30とは別に、バス電圧制御処理を行なうバス電圧制御装置を設けてもよい。
・上記第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の取得処理を実行する(ステップS21)。この稼働状況に応じて、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。
・上記第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の取得処理を実行する(ステップS21)。この稼働状況に応じて、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。
また、上記第3の実施形態においては、コンバータ21〜23の各モニタM1から分散型電源10の稼働状況情報を取得する。ここで、日射量、温度などの環境条件を取得する自然環境センサを用いてもよい。この場合には、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する。
・上記第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、創エネルギー手段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、創エネルギー手段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。
10…分散型電源、11,12,13…太陽電池パネル、14…燃料電池、15…蓄電池、16…電気自動車、20…コンバータ部、21〜26…コンバータ、30…インバータ、31…制御部、50…系統電源、U1…電力制御システム、L1…DCバス、L2…通信ライン、M1,M2…モニタ。
Claims (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であって、
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ことを特徴とする電力変換装置。 - 前記制御部は、前記DCバスのバス電圧を変動させて、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DCバスの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DCバスの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、充放電を行なう蓄電部が接続されており、
前記制御部は、前記コンバータに対して、前記バス電圧の上昇時には、前記蓄電部からの放電を指示し、前記バス電圧の下降時には、前記蓄電部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ことを特徴とする電力変換方法。
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