JP2015192556A - Power control unit - Google Patents
Power control unit Download PDFInfo
- Publication number
- JP2015192556A JP2015192556A JP2014069175A JP2014069175A JP2015192556A JP 2015192556 A JP2015192556 A JP 2015192556A JP 2014069175 A JP2014069175 A JP 2014069175A JP 2014069175 A JP2014069175 A JP 2014069175A JP 2015192556 A JP2015192556 A JP 2015192556A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- component
- inverter
- inverters
- control unit
- value
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Images
Abstract
Description
この発明は、電力制御装置に関する。 The present invention relates to a power control apparatus.
近年では、太陽電池および燃料電池等の発電装置の普及にともない、インバータの需要も高まっている。インバータは、発電装置で発電した直流電力を交流電力に変換するものである。インバータには、各発電装置に設けられており、複数台を一組として用いる構成を有しているものがある。このようなインバータは、商用系統の柱上トランスよりも手前で並列接続される構造を有している。例えば、このようなインバータを用いた太陽光発電システムにおいては、太陽電池モジュールが多数用いられていても大容量のインバータを設置する必要がなく、太陽電池モジュールの直列数の管理などの施工上のミスも発生し難いので、専門技術を有する技術者でなくても施工が容易という利点がある。 In recent years, with the widespread use of power generation devices such as solar cells and fuel cells, the demand for inverters has also increased. The inverter converts DC power generated by the power generator into AC power. Some inverters are provided in each power generator and have a configuration in which a plurality of inverters are used as a set. Such an inverter has a structure that is connected in parallel before a pole transformer of a commercial system. For example, in a photovoltaic power generation system using such an inverter, it is not necessary to install a large-capacity inverter even if a large number of solar cell modules are used. Since mistakes are less likely to occur, there is an advantage that construction is easy even if the engineer is not an expert engineer.
インバータは各太陽電池(または太陽電池ストリング)にそれぞれ設置され、その交流出力側が並列接続される構成となるため、各インバータ内には交流出力の直流成分を検出するための電流センサ(以降、CTセンサと称する)が設置されている。これは、系統連系規定JEAC9701-2010により定格交流電流に含まれる直流成分の割合が1%以内に収まる
ようにすることが定められており、直流成分の検出には精度の良いCTセンサが必要だからである。しかしながら、CTセンサは、比較的高価であるため、CTセンサを増やすことによってコストが増大する。そこで、CTセンサを用いずに直流成分を検出する方法が提案されている(例えば、特許文献1参照)。
Since the inverter is installed in each solar cell (or solar cell string) and its AC output side is connected in parallel, each inverter has a current sensor (hereinafter referred to as CT) for detecting the DC component of the AC output. Called a sensor). This is because the ratio of direct current components included in the rated alternating current is within 1% according to the grid connection regulation JEAC9701-2010, and a high-accuracy CT sensor is required to detect direct current components. That's why. However, since CT sensors are relatively expensive, increasing the number of CT sensors increases the cost. Thus, a method for detecting a DC component without using a CT sensor has been proposed (see, for example, Patent Document 1).
しかしながら、CTセンサを用いずに直流成分を検出する場合、インバータ内で交流電力を生成するPWM制御部で、スイッチングパルスの実行値成分の差分や、交流の正負の半波の偏差など、複雑な演算を行なわなければならない。そのため、演算を行うCPU等の負担が増加し、結果として、高価なCPUを採用せざるを得ない場合がある。 However, when a DC component is detected without using a CT sensor, the PWM control unit that generates AC power in the inverter is complicated, such as the difference between the switching pulse execution value components and the AC positive / negative half-wave deviation. Arithmetic must be performed. For this reason, the load on the CPU or the like that performs the calculation increases, and as a result, an expensive CPU may be inevitably adopted.
また、従来のように各インバータに応じてCTセンサを設けた場合では、個々のCTセンサ自体に許容誤差が存在するため、その誤差分も含めて直流成分の規定値内に収めるように設定しなければならない。この設定は、測定する電流が小さいほど補正演算が複雑化する場合があった。 In addition, when a CT sensor is provided according to each inverter as in the past, there is an allowable error in each CT sensor itself, so that it is set to be within the specified value of the DC component including the error. There must be. In this setting, the smaller the current to be measured, the more complicated the correction calculation may be.
本発明の1つの目的は、インバータから出力の直流成分を簡易な構成で精度よく検出することによって、発電装置における発電電力の損失を低減した電力制御装置を提供することにある。 One object of the present invention is to provide a power control device that reduces the loss of generated power in a power generation device by accurately detecting a direct current component output from an inverter with a simple configuration.
本発明の一実施形態に係る電力制御装置は、各発電装置に接続される複数のインバータと、前記複数のインバータからの出力を合算して得られた合算出力の第1直流成分を取得して、該第1直流成分が所定値以下になるように前記複数のインバータを制御する制御部と、を備える。 A power control apparatus according to an embodiment of the present invention acquires a first DC component of a combined calculation force obtained by adding together a plurality of inverters connected to each power generator and outputs from the plurality of inverters. And a control unit that controls the plurality of inverters so that the first DC component is a predetermined value or less.
本発明の一実施形態によれば、単独で系統連系規定で定める規定値を超えたインバータがあっても、系統連系する複数のインバータの合算出力の直流成分を上記規定値以下に制御できるため、上記規定値を超えたインバータの駆動を停止させなくても正常に系統連系を実現できる。その結果、インバータの駆動の停止に伴う出力の低下を低減できる。 According to one embodiment of the present invention, even if there is an inverter that exceeds a specified value determined by the grid connection rule alone, the DC component of the combined calculation force of a plurality of inverters connected to the grid can be controlled to be equal to or less than the specified value. Therefore, it is possible to normally realize grid connection without stopping the driving of the inverter exceeding the specified value. As a result, it is possible to reduce a decrease in output due to the stop of driving of the inverter.
以降、諸図面を参照しながら、本発明の実施態様を詳細に説明する。なお、図1および図2の破線では、インバータと制御部との間での情報のやりとりに用いる信号の流れを表す。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described in detail with reference to the drawings. Note that the broken lines in FIGS. 1 and 2 represent the flow of signals used for exchanging information between the inverter and the control unit.
≪電力制御装置の構成≫
図1は、本発明の一実施形態に係る電力制御装置を有する電力供給システムの1つである太陽光発電システムの構成を示す。本実施形態に係る電力制御装置1は、第1太陽電池2a、第2太陽電池2bおよび商用系統3と集電ケーブル4によって接続されている。
≪Power control device configuration≫
FIG. 1 shows a configuration of a photovoltaic power generation system which is one of power supply systems having a power control apparatus according to an embodiment of the present invention. The
電力制御装置1は、第1インバータ11と、第2インバータ12と、制御部13と、第1CTセンサ14とを有している。また、電力制御装置1において、制御部13および第1CTセンサ14は、コントロールボックス15に収められている。なお、制御部13および第1CTセンサ14は、コントロールボックス15を用いずに、配電盤等の機器の内部に配置するのでもよい。
The
一般的な住宅に設置される太陽光発電システムでは、同等の電圧を有するように調整された複数の太陽電池を並列接続することによって集めた直流電力をパワーコンディショナで交流電力に変換している。 In a photovoltaic power generation system installed in a general house, DC power collected by connecting a plurality of solar cells adjusted to have the same voltage in parallel is converted into AC power by a power conditioner. .
一方、電力制御装置1では、各発電装置にそれぞれ接続する複数のインバータが設けられている。そのため、第1インバータ11は、発電装置としての第1太陽電池2aから出力された直流電力を交流電力に変換する。また、第2インバータ12は、発電装置としての第2太陽電池2bから出力された直流電力を交流電力に変換するこのように、電力制御装置1では、各太陽電池に対してそれぞれインバータを設けているため、該インバータによって変換されたそれぞれの交流電力の交流波形を商用系統3の交流波形と同等にすることができる。これにより、各インバータに接続される太陽電池からの出力電圧は異なっていてもよい。よって、設計の自由度が高く、施工も容易になる。
On the other hand, the
第1インバータ11および第2インバータ12は電圧型制御インバータであって、図2に示すように、正極側の入力部(a)と負極側の入力部(b)に入力された直流電力を交流電力に変換して、正極側の出力部(c)と負極側の出力部(d)から出力する。第1インバータ11は、スイッチングのデューティ等を制御して交流波形を作り出すスイッチン
グ信号を生成するPWM制御部111(Pulse Width Modulation)と、PWM制御部111からのスイッチング信号を基に正極側の電路と負極側の電路との間をON−OFFによるスイッチングを行う第1スイッチング素子112と、スイッチング素子112でスイッチングした電力波形を交流波形に整える第1コイル113とを有する。
The
また、第2インバータ12は、第1インバータ11の構成と同様の役割を果たす第2PWM制御部121、第2スイッチング素子122および第2コイル123を有する。
The
第1インバータ11のPWM制御部111および第2インバータ12のPWM制御部121は、スイッチングのタイミングの変更を受け付ける外部入力端子を有しており、制御部13からの信号による指令によって、交流波形を生成するためのスイッチングのタイミングを変更することができる。
The
制御部13は、第1CTセンサ14で測定された直流成分の値に基づいて、インバータを制御する機能を有している。インバータの制御は、各インバータに制御信号を送信することで行う。このような通信は、信号ケーブルによる有線通信でも良いし、赤外線や小電力電波を使った無線通信でも良い。なお、信号の形態は専用のものでもよいし、何らかの標準規格(例えば、セントロニクスやECHONET Lite)に準拠するようにしてもよい。
The
第1CTセンサ14は、第1インバータ11および第2インバータ12からの出力を合算して得られた合算出力の電流値を測定するセンサである。そのため、第1CTセンサ14では、商用系統3に入力(逆潮流)される、または負荷に利用される発電出力の電流値を測定することができる。第1CTセンサ14は、例えば、ホール素子を用いた非接触型で構成されている。そして、第1CTセンサ14で得られた電流値の情報は、信号等を利用して制御部13に送信される。
The
制御部13は、第1CTセンサ14の情報に基づいて得られた合算出力の直流成分(第1直流成分)を取得する。直流成分を算出する方法としては、第1CTセンサ14で得られた電流値を基に電流波形を生成し、該電流波形と商用系統3の電圧波形を比較して直流成分を抽出する方法が挙げられる。
The
本実施形態において、制御部13は、上記合算出力の直流成分の割合が所定値以下になるように複数のインバータを制御する。上述したように、系統連系規定では定格交流電流に含まれる直流成分の割合が1%以内と定められている。そのため、制御部13では、少なくとも直流成分の割合が1%を超えないようにインバータを制御している。具体的には、制御部13は、直流成分の割合が1%を超える場合に、各インバータのPWM制御部に直流成分を減少させるための指令を送る。この指令によって、各インバータのPWM制御部のスイッチングのタイミングを直流成分が低減されるように変更される。
In the present embodiment, the
コントロールボックス15は、各インバータからの交流出力と商用系統3を並列接続する端子台を具備している。コントロールボックス15内において、第1インバータ11の交流出力および第2インバータ12の交流出力を端子台で並列接続する場合、第1インバータ11の交流出力に接続される集電ケーブル4と第2インバータ12の交流出力に接続される集電ケーブル4は別々のケーブルを用いる。集電ケーブル4は、例えば、耐候性に優れるキャブタイヤケーブルが用いられる。各インバータからの集電ケーブル4は、端子台(不図示)に接続される。端子台は、交流の各相ごとに並列接続されるよう配線が設けられている。そのため、第1インバータ11および第2インバータ12の交流出力(交流電流)は、この接続部分で電気的に合算される。端子台に、は、商用系統3に繋がる電力線が各インバータと並列接続されている。これにより、上記合算出力は、商用系統3に入力(逆潮流)される、または負荷に供給される。
The
次に、制御部13において直流成分が検知された場合に行う制御の実施形態について図面を参照しつつ説明する。図3は、各実施形態で用いるメインフローチャートである。なお、本メインフローチャートの制御および後述のサブフローの制御については、全て制御部13で行う。
Next, an embodiment of control performed when a DC component is detected by the
まず、第1CTセンサ14で全てのインバータの出力が合算された合算出力から電流値を測定(検出)する。
First, the
次に、制御部13で上記電流値に基づいて合算出力の直流成分を取得する(STEP1)。具体的には、まず、制御部13で上記電流値の情報に基づいて交流電流の電流波形を生成する。次に、生成された電流波形と商用系統3の電圧波形とを比較して直流成分(第1直流成分)を算出(取得)する。
Next, the
STEP2では、直流成分の値が所定値以下であるか否かを判定する。ここで、所定値とは、上述した系統連系規定の値(直流成分の割合が1%)を用いてもよいが、1%よりも小さい値を設定してもよい。そして、直流成分がゼロもしくは所定値以下であったと判定された場合には、正常状態であると判定してフローを終了する。 In STEP2, it is determined whether or not the value of the DC component is equal to or less than a predetermined value. Here, as the predetermined value, the grid connection regulation value (the ratio of the DC component is 1%) may be used, but a value smaller than 1% may be set. If it is determined that the DC component is zero or less than the predetermined value, it is determined that the DC component is in a normal state, and the flow ends.
一方で、直流成分が所定値を超えていると判定された場合には、直流成分が所定値以下になるように各インバータを制御部13で制御する(STEP3)。STEP3では、直流成分が所定値以下になるように各インバータを制御することによって、各インバータの交流出力の直流成分を低減する制御を行う。
On the other hand, when it is determined that the direct current component exceeds the predetermined value, each inverter is controlled by the
このように、電力制御装置1では、複数のインバータからの出力を合算して得られた合算出力の直流成分(第1直流成分)が所定値以下になるように複数のインバータを制御する。これにより、電力制御装置1では、単独で系統連系規定で定める規定値を超えたインバータがあっても、系統連系する複数のインバータの合算出力の直流成分を上記規定値以下に制御できるため、上記規定値を超えたインバータの駆動を停止させなくても正常に系統連系を実現できる。その結果、インバータの駆動の停止に伴う出力の低下を低減できる。例えば、図1に示すような太陽光発電システムであれば、電力制御装置1では各太陽電池の発電電力を出力できるように制御できる。
As described above, the
次に、電力制御装置1の実施形態について詳述する。
Next, an embodiment of the
<第1実施形態>
本実施形態では、所定値を超えた直流成分(第1直流成分)の値を電力制御装置1のインバータの数で均等に割って算出された値を補正値として、該補正値で複数のインバータの各出力における直流成分を低減する。この直流成分の低減は、制御部3から各インバータに対して補正値の分だけ直流成分を低減する指令が送られる。電力制御装置1におけるインバータの数は、予め制御部13に記憶させておけばよいが、制御部13で各インバータの外部入力端子を通じて接続台数を検出してもよい。
<First Embodiment>
In this embodiment, a value calculated by equally dividing the value of the direct current component (first direct current component) exceeding the predetermined value by the number of inverters of the
本実施形態では、算出された補正値を用いて直流成分を低減する制御を行うように、第1インバータ11および第2インバータ12の外部入力端子に対して指令を送信する。第1インバータ11は、補正値に基づいてPWM制御部111のスイッチングのタイミングを変更し、直流成分の値を変化させる。また、第2インバータ12も第1インバータ11と同様の動作を行うことによって、直流成分の値を変化させる。
In the present embodiment, a command is transmitted to the external input terminals of the
直流成分は、正の値をとる場合と負の値をとる場合とがある。具体的に、直流成分は、電流波形が正常時よりもプラス側にシフトしている場合には正の値で検出される。一方で
、直流成分は、電流波形が正常時よりもマイナス側にシフトしている場合には負の値で検出される。そのため、系統連系規定における規定値(定格交流電流に含まれる直流成分の割合が1%以内)とは、直流成分がゼロから+1%の間、もしくはゼロから−1%の間にあることを示す。よって、直流成分を低減する場合において、直流成分が正の値で算出された場合、補正値は負の値になる。一方で、直流成分が負の値で算出された場合、補正値は正の値になる。
The direct current component may take a positive value or a negative value. Specifically, the DC component is detected as a positive value when the current waveform is shifted to the plus side from the normal time. On the other hand, the DC component is detected as a negative value when the current waveform is shifted to the negative side compared with the normal state. Therefore, the specified value in the grid connection regulations (the ratio of the DC component included in the rated AC current is within 1%) means that the DC component is between zero and + 1%, or between zero and -1%. Show. Therefore, when the DC component is reduced, if the DC component is calculated as a positive value, the correction value becomes a negative value. On the other hand, when the DC component is calculated as a negative value, the correction value is a positive value.
本実施形態では、全てのインバータに対して同じ補正値を用いて制御するため、例えば、合算出力の直流成分が正の値、実際の第1インバータ11の直流成分が正の値、第2インバータ12の直流成分が負の値であったとしても、第2インバータ12については直流成分が大きくなる方向、すなわち、負の値が大きくなるように制御することになる。しかし、本実施形態では、合算出力の直流成分を所定値以下にできるため、第2インバータ12を停止しなくてもよい。
In this embodiment, since all inverters are controlled using the same correction value, for example, the DC component of the total calculation force is a positive value, the actual DC component of the
このように、本実施形態では、全てのインバータに対して同じ補正値を用いて制御するため、規定値を超えたインバータを特定することなく電力制御装置1の交流出力(合算出力)の直流成分を低減することができる。そのため、本実施形態では、制御部13の煩雑な動作が不要となり、制御動作を実行する制御部13の演算部への負担を軽減できる。
Thus, in this embodiment, since control is performed using the same correction value for all inverters, the direct current component of the alternating current output (total calculated force) of the
<第2実施形態>
本実施形態では、制御するインバータを選択する点で第1実施形態と相違する。本実施形態において、制御部13は、複数のインバータのうち、1つのインバータの駆動を停止した後に他のインバータからの出力を合算して得られた合算出力から直流成分(第2直流成分)を取得している。次いで、制御部13は、この第2直流成分と、全てのインバータの合算出力の直流成分(第1直流成分)とから、停止したインバータの直流成分を取得するステップを順次実行することで各インバータの直流成分を算出する。そして、各インバータの直流成分の値に基づいて、制御するインバータを選択している。
Second Embodiment
This embodiment is different from the first embodiment in that an inverter to be controlled is selected. In the present embodiment, the
本実施形態におけるインバータの制御について図4を用いて説明する。 Control of the inverter in this embodiment will be described with reference to FIG.
STEP31では、制御部13から第2インバータ12のPWM制御部121に直流成分の抑制制御を固定する指令、すなわち、直流成分の値を現状から変化しないよう維持する指令を送信する。次いで、第1インバータ11のPWM制御部111に交流出力を停止させるよう指令を送信する。具体的には、PWM制御部111の第1スイッチング素子112へのスイッチング信号の送出を停止させる。これにより、第1CTセンサ14で測定される合算出力は、第1インバータ11の分だけ減少する。
In STEP 31, a command to fix the suppression control of the DC component, that is, a command to maintain the value of the DC component from the current state is transmitted from the
STEP32では、第1CTセンサ14で測定した合算電力の電流値(以降、合算電流値と称する)に基づいて、合算電流値の直流成分の値(第2直流成分)を制御部13で取得する。
In STEP 32, the
STEP33では、STEP1で検出した全てのインバータの合算出力の直流成分(第1直流成分)と第2直流成分との差分から第1インバータ11の直流成分を制御部13で算出する。
In STEP 33, the
STEP34では、STEP31で停止させた第2インバータ12の抑制制御の固定を解除した後に、第1インバータ11のスイッチング停止の解除の指令を第1インバータ11に送信することで、一旦、各インバータの動作を正常な状態に戻す。すなわち、STEP34では、STEP31で各インバータに実行した制御を解除している。なお、インバータが3つ以上ある場合には、上述したSTEP31の第2インバータの直流成分の抑制制御の固定を、第1インバータ11を除く全てのインバータに対して実行する。
In STEP 34, after releasing the restraint control of the
次に、第2インバータ12の直流成分を、第1インバータ11と同様の方法で実行して取得する(STEP35〜STEP38)。なお、インバータが3つ以上有る場合には、上述したSTEP35の第1インバータの直流成分の抑制制御の固定を、第2インバータを除く全てのインバータに対して行う。
Next, the DC component of the
このように、本実施形態では、STEP31〜STEP38によって、第1インバータ11および第2インバータ12の各直流成分の値を取得することができる。そして、STEP39では、各インバータの直流成分に基づいて、制御するインバータを選択し、制御を実行する。以下に、STEP39の具体的な制御方法について説明する。
Thus, in this embodiment, the value of each DC component of the
(第1制御方法)
本制御方法では、複数のインバータのうち、直流成分が大きいインバータを選択し、該インバータから順に直流成分を低減する制御をする。この制御は、制御部13で行う。これにより、本制御方法では、制御するインバータの数を少なくすることができるため、制御部13の演算の負担を減らすことができる。その結果、本制御方法では、制御速度の向上や消費電力の低減ができる。
(First control method)
In this control method, an inverter having a large DC component is selected from the plurality of inverters, and control is performed to reduce the DC component in order from the inverter. This control is performed by the
また、本制御方法では、例えば、直流成分が最も大きいインバータの直流成分をゼロにするように制御しても、電力制御装置1の直流成分(第1直流成分)が所定値以下にならない場合には、次に直流成分が大きいインバータを選択し、該インバータの直流成分を低減するように制御している。そのため、本制御方法では、直流成分を低減する制御が実行されないインバータも存在することとなる。
Further, in the present control method, for example, even when the DC component of the inverter having the largest DC component is controlled to be zero, the DC component (first DC component) of the
(第2制御方法)
本制御方法では、複数のインバータの各直流成分の大きさに応じて、各インバータの直流成分の低減量を変えることで、各インバータの直流成分が均一になるように制御する。この制御は、制御部13で行う。つまり、本制御方法では、直流成分の大きいインバータに対しては直流成分の低減量を大きくし、直流成分の小さいインバータに対しては直流成分の低減量を小さくしている。また、直流成分が正の値を示しているインバータに対しては、電流波形がマイナス方向にシフトするように制御する。一方で、直流成分が負の値を示しているインバータに対しては、電流波形がプラス方向にシフトするように制御する。これにより、各インバータの直流成分が均一になるように制御している。
(Second control method)
In this control method, the DC component of each inverter is controlled to be uniform by changing the amount of reduction of the DC component of each inverter in accordance with the magnitude of each DC component of the plurality of inverters. This control is performed by the
本制御方法では、各インバータの直流成分の大きさが均一になるように制御しているため、いずれのインバータに接続される発電装置(本実施形態では太陽電池)の発電電力が低下しても、直流成分が所定値を大幅に超えるような変動を低減できる。その結果、本制御方法を実行する電力変換装置1を具備する太陽光発電システムは、日射強度に影響され難い。
In this control method, since the control is performed so that the DC component of each inverter has a uniform magnitude, even if the generated power of the power generation device (in this embodiment, a solar cell) connected to any inverter decreases. The fluctuations in which the direct current component greatly exceeds a predetermined value can be reduced. As a result, the solar power generation system including the
(第3制御方法)
本制御方法では、複数のインバータにおいて、直流成分が上限値を超えているインバータに対してPWM制御を実行して該インバータの直流成分を低減する制御をする。具体的には、まず、上述した方法によって、各インバータの直流成分を取得する。次に、直流成分の上限値を超えているインバータを選択する。この上限値は、特に限定されないが、例えば、所定値を超えた直流成分(第1直流成分)の値を電力制御装置1に接続されているインバータの数で均等に割った値(均一値)を用いればよい。
(Third control method)
In this control method, control is performed to reduce the DC component of the inverter by performing PWM control on the inverter whose DC component exceeds the upper limit value among the plurality of inverters. Specifically, first, the DC component of each inverter is acquired by the method described above. Next, an inverter that exceeds the upper limit value of the DC component is selected. The upper limit value is not particularly limited. For example, a value (uniform value) obtained by equally dividing the value of the direct current component (first direct current component) exceeding a predetermined value by the number of inverters connected to the
例えば、第1インバータ11および第2インバータ12の両方が上限値を超えている場
合、まず、第1インバータ11の直流成分を取得した後に、該直流成分の値がゼロに近づくためのPWM制御部111のスイッチングのタイミングを補正する補正値を算出する。次に、この補正値分の補正を実行するように、制御部13から第1インバータ11に指令を送信する。また、第2インバータ12に対しても同様に補正値を算出し、この補正値分の補正を実行するように、制御部13から第2インバータ12に指令を送信する。このように、インバータに上記指令を送信することによって、上記指令を受けたインバータの直流成分を低減することができる。
For example, when both the
本制御方法では、複数のインバータにおいて、上限値を上記均一値で設定した場合、上限値を超えているインバータに対してのみ直流成分を低減させるだけで、全体としての直流成分を所定値内に収めることができる。これにより、制御するインバータの数を最小限にすることができるため、制御部13の演算の負担を減らすことができる。その結果、制御部13の演算速度の向上および消費電力の低減が実現できる。
In this control method, when the upper limit value is set at the above uniform value in a plurality of inverters, the DC component as a whole is kept within a predetermined value only by reducing the DC component only for the inverter exceeding the upper limit value. Can fit. Thereby, since the number of inverters to be controlled can be minimized, the calculation burden of the
なお、本発明は上述の実施形態に限定されない。例えば、図5に示した電力制御装置1では、図1に示す電力制御装置1の第1インバータ11および第2インバータ12にそれぞれCTセンサを設けている点で相違する。
In addition, this invention is not limited to the above-mentioned embodiment. For example, the
本実施形態に係る電力制御装置1は、図5に示すように、第1インバータ11および第2インバータ12の内部には、それぞれ第2CTセンサ16aおよび第2CTセンサ16bが配置されている。
In the
第1インバータ11は、信号線17を通じて制御部13に第2CTセンサ16aで測定した電流値の情報を送信することができる。また、制御部13は、第2CTセンサ16aを用いて第1インバータ11から出力される電流のおおよその直流成分を取得できる。このとき、直流成分が交流電流の波形のプラス側に発生しているかマイナス側に発生しているかも判定できる。
The
第2インバータ12は、信号線17を通じて制御部13に第2CTセンサ16bで測定した電流値の情報を送信することができる。また、制御部13は、第2CTセンサ16aを用いて第1インバータ11から出力される電流のおおよその直流成分を取得できる。
The
このように、各インバータにCTセンサを設けることによって、制御部13が大幅に直流成分の大きいインバータについて、上述した第3制御方法を用いて直流成分を低減するができる。これにより、各インバータの合算出力の直流成分に基づいた制御を実行する前に、合算出力の直流成分(第1直流成分)の上昇に大きく寄与するインバータを制御できるため、第1直流成分に基づくインバータの制御が容易になる。
Thus, by providing a CT sensor in each inverter, the
本発明を諸図面や実施例に基づき説明してきたが、当業者であれば本開示に基づき種々の変形や修正を行うことが容易であることに注意されたい。従って、これらの変形や修正は本発明の範囲に含まれることに留意されたい。また、上述の実施形態では、発電装置として太陽電池を例にあげているが、燃料電池等のように、直流電力を交流電力に変換する発電装置であってもよい。また、直流成分を検出する方法については、上述した交流電力の電流波形から算出する方法であってもよい。 Although the present invention has been described based on the drawings and examples, it should be noted that those skilled in the art can easily make various modifications and corrections based on the present disclosure. Therefore, it should be noted that these variations and modifications are included in the scope of the present invention. In the above-described embodiment, a solar cell is taken as an example of a power generation device, but a power generation device that converts DC power into AC power, such as a fuel cell, may be used. Moreover, about the method of detecting a direct current component, the method of calculating from the current waveform of the alternating current power mentioned above may be used.
1 電力制御システム
2a 第1太陽電池
2b 第2太陽電池
3 商用系統
4 集電ケーブル
11 第1電力変換部
12 第2電力変換部
13 制御部
14 第1CTセンサ
15 コントロールボックス
16 第2CTセンサ
17 信号線
111 第1PWM制御部
112 第1スイッチング素子
113 第1コイル
121 第2PWM制御部
122 第2スイッチング素子
123 第2コイル
a〜b 入力部
c〜d 出力部
e〜f 系統連系出力部
DESCRIPTION OF
Claims (6)
前記複数のインバータからの出力を合算して得られた合算出力の第1直流成分を取得して、該第1直流成分が所定値以下になるように前記複数のインバータを制御する制御部と、を備えた電力制御装置。 A plurality of inverters connected to each power generator;
A control unit that acquires a first DC component of a combined calculation force obtained by adding outputs from the plurality of inverters, and controls the plurality of inverters so that the first DC component is a predetermined value or less; A power control device.
4. The power control according to claim 3, wherein, in the plurality of inverters, power control according to claim 3, wherein PWM control is performed on an inverter having a DC component exceeding an upper limit value to reduce a DC component of the inverter. apparatus.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2014069175A JP6321427B2 (en) | 2014-03-28 | 2014-03-28 | Power control device |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2014069175A JP6321427B2 (en) | 2014-03-28 | 2014-03-28 | Power control device |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2015192556A true JP2015192556A (en) | 2015-11-02 |
JP6321427B2 JP6321427B2 (en) | 2018-05-09 |
Family
ID=54426669
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2014069175A Active JP6321427B2 (en) | 2014-03-28 | 2014-03-28 | Power control device |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP6321427B2 (en) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0393475A (en) * | 1989-09-04 | 1991-04-18 | Toshiba Corp | Shifted magnetization preventing circuit for transformer for cvcf |
JPH0690569A (en) * | 1991-10-07 | 1994-03-29 | Yuasa Corp | Biased magnetism preventing circuit of output transformer of three-phase inverter |
JPH08149842A (en) * | 1994-11-18 | 1996-06-07 | Sansha Electric Mfg Co Ltd | Inverter for system interconnection |
JPH08322266A (en) * | 1995-05-26 | 1996-12-03 | Sharp Corp | Inverter |
JP2003061364A (en) * | 2001-08-09 | 2003-02-28 | Matsushita Electric Works Ltd | Photovoltaic power generating system |
JP2004180356A (en) * | 2002-11-25 | 2004-06-24 | Matsushita Electric Works Ltd | Power conversion device |
JP2007166772A (en) * | 2005-12-13 | 2007-06-28 | Toyota Industries Corp | System interconnection system |
US20130063063A1 (en) * | 2011-09-08 | 2013-03-14 | Delta Electronics, Inc. | Parallel inverter drive system and the apparatus and method for suppressing circulating current in such system |
-
2014
- 2014-03-28 JP JP2014069175A patent/JP6321427B2/en active Active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0393475A (en) * | 1989-09-04 | 1991-04-18 | Toshiba Corp | Shifted magnetization preventing circuit for transformer for cvcf |
JPH0690569A (en) * | 1991-10-07 | 1994-03-29 | Yuasa Corp | Biased magnetism preventing circuit of output transformer of three-phase inverter |
JPH08149842A (en) * | 1994-11-18 | 1996-06-07 | Sansha Electric Mfg Co Ltd | Inverter for system interconnection |
JPH08322266A (en) * | 1995-05-26 | 1996-12-03 | Sharp Corp | Inverter |
JP2003061364A (en) * | 2001-08-09 | 2003-02-28 | Matsushita Electric Works Ltd | Photovoltaic power generating system |
JP2004180356A (en) * | 2002-11-25 | 2004-06-24 | Matsushita Electric Works Ltd | Power conversion device |
JP2007166772A (en) * | 2005-12-13 | 2007-06-28 | Toyota Industries Corp | System interconnection system |
US20130063063A1 (en) * | 2011-09-08 | 2013-03-14 | Delta Electronics, Inc. | Parallel inverter drive system and the apparatus and method for suppressing circulating current in such system |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP6321427B2 (en) | 2018-05-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10003279B2 (en) | System and method for power conversion | |
WO2015169131A1 (en) | Inverter and photovoltaic power generation system | |
JP5681785B2 (en) | Power converter | |
US10074989B2 (en) | Power conversion apparatus, method for power management, and power conversion system | |
JP5608809B2 (en) | Power converter | |
WO2017175393A1 (en) | Solar power generation system | |
JP5948116B2 (en) | Uninterruptible power supply system | |
JP6228207B2 (en) | Power management apparatus, power management system, and power management method | |
JP2016063722A (en) | Power-supply system | |
US9985553B2 (en) | Control device of inverter | |
JP2015162963A (en) | Power Conditioner | |
JP6439165B2 (en) | AC power supply output power control method and AC power supply | |
KR101630511B1 (en) | Converter controller and operating method thereof | |
JP6321427B2 (en) | Power control device | |
JP5205654B2 (en) | Distributed DC power supply control circuit | |
KR20190030893A (en) | Motor Load Simulator and Control Method with Power Regeneration Function | |
JP5799548B2 (en) | Power generation system | |
JP6799502B2 (en) | Power conversion device for photovoltaic power generation and control method of power converter for photovoltaic power generation | |
EP2816715B1 (en) | Power supply device for power conversion device | |
CN108292894B (en) | Method and device for regulating a galvanically isolated DC voltage converter | |
JP2016012963A (en) | Power control unit | |
JP2013247775A (en) | System interconnection power conversion device | |
JP2006180660A (en) | Photovoltaic power generating system | |
JP6124280B2 (en) | Multi-terminal power converter | |
JP2018196295A (en) | Controller, power storage system and program |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20160817 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20170622 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20170725 |
|
A521 | Request for written amendment filed |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20170925 |
|
TRDD | Decision of grant or rejection written | ||
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20180306 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20180405 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Ref document number: 6321427 Country of ref document: JP Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |