JP2018170932A - 電力変換装置、電力変換システム - Google Patents

Abstract

【課題】インバータの出力抑制時のハンチング現象を抑制する。【解決手段】電力変換装置１０において、インバータ１３は、直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を負荷５または系統４へ供給する。制御回路１４、１５は、インバータ１３を制御する。制御回路１４、１５は、出力抑制事由の発生によりインバータ１３の出力を低下させる際の第１の傾きより、出力抑制事由の消滅によりインバータ１３の出力を上昇させる際の第２の傾きを緩く制御する。【選択図】図１

Description

本発明は、直流電力を交流電力に変換する電力変換装置、電力変換システムに関する。

現在、系統連系される分散型電源には、電源ソースとして太陽電池、燃料電池、定置型蓄電池、車載蓄電池などがある。系統に連系する分散型電源システムの代表的な構成として、単一の分散型電源を使用してＤＣ−ＤＣコンバータ、直流バス及びインバータを介して系統連系する構成と、複数の分散型電源を使用してそれぞれのＤＣ−ＤＣコンバータ、共通の直流バス及び１つのインバータを介して系統連系する構成がある（例えば、特許文献１参照）。

後者において、複数のＤＣ−ＤＣコンバータと１つのインバータが１つの筐体内に設置される構成と、少なくとも１つのＤＣ−ＤＣコンバータと１つのインバータが分離された筐体内に設置される構成がある。

また、物理的に１つの筐体内にＤＣ−ＤＣコンバータとインバータが設置される構成であっても、制御的にはＤＣ−ＤＣコンバータとインバータが別々の制御装置(例えば、マイコン)により独立に制御されることもある。このようなＤＣ−ＤＣコンバータとインバータが物理的もしくは制御的に分離された分散型電源システムでは、それぞれの電力変換部間の調整を行う必要がある。

例えば、太陽電池と定置型蓄電池を組み合わせた分散型電源システムにおいて、系統電圧の上昇、インバータ部品温度の上昇、遠隔出力指令の受信、逆潮流電力の検出などの事象に対して、インバータの放電電力を抑制する制御方式が用いられる場合がある。この制御方式では、インバータの出力抑制を開始した直後、直流バスの電圧が上昇する。ＤＣ−ＤＣコンバータは直流バスの電圧上昇から、インバータが出力抑制中であると判断し、直流バスの電圧が所定の電圧以上に上昇しないように、直流バスへの放電電力を抑制する。

特開２０１５−１２２９０６号公報

上記の制御方式では、上記事象が収まり一定時間が経過すると、インバータは出力抑制を解除する。しかしながら解除直後に、直流バスに蓄えられていた電力と、ＤＣ−ＤＣコンバータの放電電力の合成電力がインバータに入力され、それに応じてインバータの出力電力が上昇し、再び系統電圧が上昇し、再びインバータ出力の抑制機能が働くというハンチング現象が発生する可能性がある。ハンチング現象は、インバータ出力の安定性欠如に繋がり、インバータの電力変換効率の低下にも繋がる。

本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、インバータの出力抑制時のハンチング現象を抑制する電力変換装置、電力変換システムを提供することにある。

上記課題を解決するために、本発明のある態様の電力変換装置は、直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を負荷または電力系統へ供給するインバータと、前記インバータを制御する制御回路と、を備える。前記制御回路は、出力抑制事由の発生により前記インバータの出力を低下させる際の第１の傾きより、前記出力抑制事由の消滅により前記インバータの出力を上昇させる際の第２の傾きを緩く制御する。

本発明によれば、インバータの出力抑制時のハンチング現象を抑制することができる。

本発明の実施の形態に係る電力変換システムを説明するための図である。 図２（ａ）、（ｂ）は、直流バスの電圧の状態を模式的に描いた図である。 インバータの出力抑制時の電流制御の一例を示す図である。 インバータの出力抑制時の電流制御の応用例を示す図である。

図１は、本発明の実施の形態に係る電力変換システム１を説明するための図である。電力変換システム１は、第１電力変換装置１０及び第２電力変換装置２０を備える。第１電力変換装置１０は太陽電池２用のパワーコンディショナシステムであり、第２電力変換装置２０は蓄電部３用のパワーコンディショナシステムである。図１では、太陽電池２用のパワーコンディショナシステムに、蓄電部３用のパワーコンディショナシステムを後付けした例を示している。

太陽電池２は、光起電力効果を利用し、光エネルギーを直接電力に変換する発電装置である。太陽電池２として、シリコン太陽電池、化合物半導体などを素材にした太陽電池、色素増感型（有機太陽電池）等が使用される。太陽電池２は第１電力変換装置１０と接続され、発電した電力を第１電力変換装置１０に出力する。

第１電力変換装置１０は、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１、コンバータ制御回路１２、インバータ１３、インバータ制御回路１４、及びシステム制御回路１５を備える。システム制御回路１５は、逆潮流電力計測部１５ａ、指令値生成部１５ｂ、及び通信制御部１５ｃを含む。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１とインバータ１３間は直流バス４０で接続される。コンバータ制御回路１２とシステム制御回路１５間は通信線４１で接続され、両者の間で所定のシリアル通信規格（例えば、例えばＲＳ−４８５規格、ＴＣＰ−ＩＰ規格）に準拠した通信が行われる。

ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、太陽電池２から出力される直流電力を、所望の電圧値の直流電力に変換し、変換した直流電力を直流バス４０に出力する。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は例えば、昇圧チョッパで構成することができる。

コンバータ制御回路１２はＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する。コンバータ制御回路１２は基本制御として、太陽電池２の出力電力が最大になるようＤＣ−ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ(Maximum Power Point Tracking) 制御する。具体的にはコンバータ制御回路１２は、太陽電池２の出力電圧および出力電流である、ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の入力電圧および入力電流を計測して太陽電池２の発電電力を推定する。コンバータ制御回路１２は、計測した太陽電池２の出力電圧と推定した発電電力をもとに、太陽電池２の発電電力を最大電力点（最適動作点）にするための指令値を生成する。例えば、山登り法に従い動作点電圧を所定のステップ幅で変化させて最大電力点を探索し、最大電力点を維持するように指令値を生成する。ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、生成された指令値に基づく駆動信号に応じてスイッチング動作する。

インバータ１３は双方向インバータであり、直流バス４０から入力される直流電力を交流電力に変換し、変換した交流電力を商用電力系統（以下、単に系統４という）に接続された配電線５０に出力する。当該配電線５０には負荷５が接続される。またインバータ１３は、系統４から供給される交流電力を直流電力に変換し、変換した直流電力を直流バス４０に出力する。直流バス４０には、平滑用の電解コンデンサ（不図示）が接続されている。

インバータ制御回路１４はインバータ１３を制御する。インバータ制御回路１４は基本制御として、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧を維持するようにインバータ１３を制御する。具体的にはインバータ制御回路１４は、直流バス４０の電圧を検出し、検出したバス電圧を第１閾値電圧に一致させるための指令値を生成する。インバータ制御回路１４は、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧より高い場合はインバータ１３のデューティ比を上げるための指令値を生成し、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧より低い場合はインバータ１３のデューティ比を下げるための指令値を生成する。インバータ１３は、生成された指令値に基づく駆動信号に応じてスイッチング動作する。

蓄電部３は、電力を充放電可能であり、リチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池、鉛蓄電池、電気二重層キャパシタ、リチウムイオンキャパシタ等を含む。蓄電部３は第２電力変換装置２０と接続される。

第２電力変換装置２０は、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１及びコンバータ制御回路２２を備える。コンバータ制御回路２２と、第１電力変換装置１０のシステム制御回路１５は通信線４２で接続され、両者の間で所定のシリアル通信規格に準拠した通信が行われる。

ＤＣ−ＤＣコンバータ２１は、蓄電部３と直流バス４０の間に接続され、蓄電部３を充放電する双方向コンバータである。コンバータ制御回路２２はＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。コンバータ制御回路２２は基本制御として、システム制御回路１５から送信されてくる指令値をもとにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御して、蓄電部３を定電流（ＣＣ）／定電圧（ＣＶ）で充電／放電する。例えばコンバータ制御回路２２は、放電時においてシステム制御回路１５から電力指令値を受信し、当該電力指令値を蓄電部３の電圧で割った値を電流指令値として、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１に定電流放電させる。

操作表示装置３０は、第１電力変換装置１０のユーザインターフェイスであり、室内の所定の位置に設置される。操作表示装置３０は例えば、タッチパネルディスプレイで構成することができ、ユーザに所定の情報を提供すると共に、ユーザからの操作を受け付ける。操作表示装置３０とシステム制御回路１５は通信線４３で接続され、両者の間で所定のシリアル通信規格に準拠した通信が行われる。なお操作表示装置３０とシステム制御回路１５の間は無線で接続されてもよい。

以上の回路構成において、インバータ１３の出力電力を抑制する必要がある場合が発生する。主な出力抑制事由として、インバータ１３から系統４への逆潮流の発生、系統電圧の設定電圧を超える上昇、遠隔出力指令の受信、インバータ１３内の部品の設定温度を超える温度上昇、インバータ１３の定格電力を超える電力上昇、インバータ１３の定格電流を超える電流上昇が挙げられる。

蓄電部３からの放電中に、日射変動により太陽電池２の発電量が増加した場合、又は負荷５の消費電力が低下した場合、系統４への逆潮流電力が発生し、売電状態になることがある。日本では系統連系規程により蓄電システムから、蓄電池の定格容量の５％以上の電力を５００ｍｓを超えて系統４へ逆潮流することが禁止されている。従って、蓄電部３が接続された電力変換システム１において逆潮流が検出された場合、５００ｍｓ以内に逆潮流を抑える必要がある。

また日本では２０１５年１月の再生可能エネルギー固定価格買取制度の改正により、新たに系統に連系する太陽光発電と風力発電の設備に遠隔出力制御システムの導入が義務付けられている。システム制御回路１５は、電力会社などの系統運用機関から外部ネットワーク（例えば、インターネット又は専用線）を介して、系統４への出力電力量と出力タイミングに関する指示を受信する。

インバータ１３の出力電力を抑制する方法として、太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を抑制する方法、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する方法、インバータ１３の出力電力を抑制する方法がある。太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を抑制する方法は、太陽電池２の発電量を無駄にすることに繋がる。従って太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力抑制は最後に実行すべき制御である。

逆潮流が検出された場合、蓄電部３からの放電を停止すればよいため、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する方法が最も直截的な制御である。しかしながら、第２電力変換装置２０が第１電力変換装置１０から分離され、系統４から離れた位置に設置されている場合、逆潮流の検出から蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制までにタイムラグが発生しやすくなる。

図１に示した構成では、第１電力変換装置１０の逆潮流電力計測部１５ａが、配電線５０に設置されたＣＴセンサ（不図示）の計測値をもとに逆潮流の発生を検出する。第２電力変換装置２０のコンバータ制御回路２２は、システム制御回路１５から通信線４２を介して逆潮流の検出情報を受信する。通信線４２は、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０を繋ぐ直流バス４０に這わせて設置されることが多く、この構成では通信線４２は直流バス４０からノイズの影響を受ける。また二値の電圧を使用したデジタル通信では、１ビットを表す単位期間を短くするほどノイズに弱くなる性質があり、基本的に通信速度を上げるほどビット誤りが発生しやすくなる。

従って第１電力変換装置１０が逆潮流を検出し、出力抑制を指示する通信データを生成し、通信線４２を介して第２電力変換装置２０に送信する方法では、系統連系規程に定められる時限（５００ｍｓ）を遵守できない可能性がある。またノイズにより通信データの内容が途中で変わってしまう可能性もある。

そこで先にインバータ１３の出力電力を抑制し、後から蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力を抑制する方法が考えられる。上述のようにインバータ制御回路１４は基本制御として、直流バス４０の電圧が第１閾値電圧を維持するようにインバータ１３を制御する。出力抑制をすべき場合は、インバータ制御回路１４は優先制御として、出力抑制制御を実行する。具体的にはインバータ制御回路１４は、インバータ１３の出力が指令値生成部１５ｂにより生成された指令値（具体的には上限電流値または上限電力値）を超えないようにインバータ１３を制御する。出力抑制中は、直流バス４０の電圧を第１閾値電圧に維持するように制御するバス電圧の安定化制御は停止する。

インバータ１３の出力抑制が開始した時点では、太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１及び／又は蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力抑制は開始していない。従ってインバータ１３の出力電力に対してインバータ１３の入力電力が過多となり、直流バス４０の電圧が上昇する。より具体的には直流バス４０に接続された電解コンデンサに電荷が蓄積されていく。

上述のようにコンバータ制御回路２２は基本制御として、蓄電部３からＤＣ−ＤＣコンバータ２１への放電量またはＤＣ−ＤＣコンバータ２１から蓄電部３への充電量が、システム制御回路１５から送信されてくる指令値になるようにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。さらにコンバータ制御回路２２は優先制御として、直流バス４０の電圧が第２閾値電圧を超えないようにＤＣ−ＤＣコンバータ２１を制御する。この制御は、システム制御回路１５から送信されてくる指令値に出力を合わせる制御に対して優先する。第２閾値電圧は第１閾値電圧より高い値に設定される。

上述のようにコンバータ制御回路１２は基本制御として、太陽電池２の出力電力が最大になるようＤＣ−ＤＣコンバータ１１をＭＰＰＴ制御する。さらにコンバータ制御回路１２は優先制御として、直流バス４０の電圧が第３閾値電圧を超えないようにＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する。この制御は、ＭＰＰＴ制御に対して優先する。第３閾値電圧は第２閾値電圧より高い値に設定される。

第１閾値電圧は、直流バス４０の定常時の電圧に設定される。系統電圧がＡＣ２００Ｖの場合、第１閾値電圧は例えば、ＤＣ２８０Ｖ〜３６０Ｖの範囲に設定される。第２閾値電圧は例えば３９０Ｖ、第３閾値電圧は例えば４１０Ｖに設定される。インバータ１３の出力抑制により直流バス４０の電圧が上昇し、直流バス４０の電圧が第２閾値電圧に到達すると蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１によるバス電圧の上昇抑制制御が発動する。直流バス４０の電圧上昇のエネルギーが、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１による上昇抑制エネルギーより大きい場合は、直流バス４０の電圧がさらに上昇する。直流バス４０の電圧が第３閾値電圧に到達すると太陽電池２のＤＣ−ＤＣコンバータ１１によるバス電圧の上昇抑制制御が発動する。

図２（ａ）、（ｂ）は、直流バス４０の電圧の状態を模式的に描いた図である。図２（ａ）は、定常時の直流バス４０の電圧の状態を示している。定常時の直流バス４０の電圧は、インバータ１３により第１閾値電圧に維持される。図２（ｂ）は、インバータ１３の出力抑制時の直流バス４０の電圧の状態を示している。通常、出力抑制中の直流バス４０の電圧は、蓄電部３のＤＣ−ＤＣコンバータ２１により第２閾値電圧に維持される。

図２（ｂ）に示す状態からインバータ１３の出力抑制が解除されると、インバータ１３は直流バス４０の電圧を第１閾値電圧に維持する制御に復帰する。具体的にはインバータ１３の出力のリミット値（上限値）が、インバータ１３の定格出力値に戻される。この状態では、突発的な事由が発生しない限り、インバータ１３の出力がリミット値に到達することはなく、直流バス４０の電圧安定化制御のみが働く状態になる。

インバータ１３の出力抑制が解除されると、インバータ１３は直流バス４０の電圧を、第２閾値電圧から第１閾値電圧に低下させるために電解コンデンサに蓄積された電荷をいっきに放出しようとする。これにより、インバータ１３の出力電力が上昇し、再び出力抑制事由が発生し、再び直流バス４０の電圧が上昇する。その後、出力抑制事由が消滅すると、インバータ１３は再び電解コンデンサに蓄積された電荷をいっきに放出し、インバータ１３の出力電力が上昇する。即ち、ハンチング現象が発生する。

このハンチング現象を抑制するために本実施の形態では、出力抑制事由の発生によりインバータ１３の出力を低下させる際の第１の傾きより、当該出力抑制事由の消滅によりインバータ１３の出力を上昇させる際の第２の傾きの方が緩くなるように制御する。

図３は、インバータ１３の出力抑制時の電流制御の一例を示す図である。図３に示す例では、インバータ１３の抑制電流のリミット値（上限値）は定常時において、インバータ１３の定格出力電流値に設定されている。即ち、定常時に突発的な事由により直流バス４０の電圧が上昇しても、インバータ１３の出力電流は定格出力電流値で上昇が止まるように設定されている。

出力抑制事由が発生すると、インバータ制御回路１４はインバータ１３の出力を第１の傾きＳ１で低下させる。第１の傾きＳ１は、単位時間あたりの抑制量［Ａ／ｍｓ］で規定される。第１の傾きＳ１は例えば、インバータ１３が定格出力値で放電中に抑制を開始してから抑制が完了するまでの時間が、規格値に収まるように設定される。

例えば、太陽電池２が３．５ｋＷを発電し、蓄電部３が２．０ｋＷを放電し、インバータ１３が５．５ｋＷを負荷５に供給している状態を考える。この状態から負荷５が解列され、負荷５の消費電力が０．０Ｗになった場合、インバータ１３の５．５ｋＷの出力電力が系統４に逆潮流される。この場合、５００ｍｓ以内に逆潮流を止めなければ、インバータ１３を系統４から解列しなければならず、解列中は太陽電池２の発電が停止するため経済的損失となる。この例において、第１の傾きＳ１を０．０１１（＝５．５／５００）［ｋＷ／ｍｓ］に設定すれば、系統連系規程を満たすことができ、インバータ１３を解列せずに済む。

なお、逆潮流の発生以外の出力抑制事由の場合、必ずしも系統４への出力電力を０．０Ｗまで低下させる必要がない場合もある。その場合、インバータ１３の定格出力値と目標電力値との差分を、抑制を完了させる時間で割ることにより、単位時間あたりの抑制量［Ａ／ｍｓ］を算出する。例えば、遠隔出力指令による出力抑制の場合、抑制を完了させる時間は秒オーダ又は分オーダとなり、逆潮流発生による出力抑制の場合と比較して、第１の傾きＳ１は緩くなる。

なお、インバータ１３の出力は電流値で抑制してもよいし、電力値で抑制してもよい。電流値を使用する場合、抑制解除時の出力過多による過電流を抑制することができる。電力値を使用する場合、系統電圧が変化した場合でも正確に出力抑制を行うことができる。例えば、系統電圧上昇時の抑制など、出力抑制に応じて系統電圧が変化してしまうことがある。なお、インバータ１３の出力を電流値と電力値の両方で抑制してもよい。

出力抑制事由が消滅すると、インバータ制御回路１４はインバータ１３の出力を第２の傾きＳ２で上昇させる。第２の傾きＳ２は、単位時間あたりの抑制解除量［Ａ／ｍｓ］で規定される。第２の傾きＳ２は、第１の傾きＳ１より緩やかに設定される。第２の傾きＳ２は例えば、インバータ１３の定格出力値及びＤＣ−ＤＣコンバータ２１の定格出力値にもとづき決定される。

例えば、インバータ１３の定格出力電力値が５ｋＷ、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１の定格出力電力値が３ｋＷの場合において、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１のみが定格出力値で放電中（インバータ１３は３ｋＷで出力中）に抑制が開始された場合を考える。なお太陽電池２は発電を停止しているとする。この状態でインバータ１３の出力抑制が解除されると、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１は再び定格出力値で放電し、インバータ１３はＤＣ−ＤＣコンバータ２１の放電電力に合わせて、直流バス４０に接続された電解コンデンサに蓄積された電荷を放電する。これにより、インバータ１３は抑制解除直後に最大５ｋＷを放電する。

このように、インバータ１３の出力抑制解除の直後は、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電力に対してインバータ１３の出力電力が過大になる。上記の例では２．０ｋＷ（＝５ｋＷ−３ｋＷ）過大になる。第２の傾きＳ２は、この過大となる電力量を考慮して設定される。具体的には第２の傾きＳ２は、過大となる電力量が大きいほど抑制解除時間が長くなるように設定される。抑制解除時間は抑制解除を開始してから、インバータ１３の出力電流または出力電力のリミッタ値を定常時のリミッタ値に復帰させるまでの時間である。これにより、インバータ１３の出力電力を、再び出力抑制機能が発動しないように放電することができる。

なお、実際に過大となる電力量は、第１閾値電圧と第２閾値電圧の差分と電解コンデンサの容量に依存する。従って第２の傾きＳ２を、第１閾値電圧と第２閾値電圧の差分と電解コンデンサの容量を考慮して決定してもよい。また第２の傾きＳ２を、インバータ１３が出力抑制を開始する際の直流バス４０の電圧と、インバータ１３が出力抑制を解除する際の直流バス４０の電圧の差分に基づき決定してもよい。当該差分が大きいほど第２の傾きＳ２を緩く設定する。

図４は、インバータ１３の出力抑制時の電流制御の応用例を示す図である。図４に示すように、図３に示した第１の傾きＳ１及び／又は第２の傾きＳ２は可変に設計されてもよい（Ｓ１、Ｓ１ａ、Ｓ１ｂ、Ｓ２、Ｓ２ａ、Ｓ２ｂ参照）。第１の傾きＳ１及び／又は第２の傾きＳ２を可変とすることで、系統４または負荷５の状況に応じて抑制速度を遅めたり、抑制解除速度を速めたりすることができる。例えば、容量の大きい系統４ほど抑制解除速度を速めることができる。また負荷５の消費電力が大きいほど抑制解除速度を速めることができる。反対に系統４の容量が小さい場合、または負荷５の消費電力が小さい場合、抑制解除速度を遅くする必要がある。

また、出力抑制事由の種別に応じて、第１の傾きＳ１及び／又は第２の傾きＳ２を変えてもよい。例えば、出力抑制事由が温度上昇や系統電圧上昇の場合、即時的な出力抑制および出力抑制解除は要求されない。これに対して上述したように逆潮流発生の場合、即時的な出力抑制が要求される。また系統４の停電により出力抑制していた場合、停電復帰後は、系統連系規程により定められたＦＲＴ（Fault Ride Through）要件により、即時的な出力抑制解除が要求される。このように抑制開始の要因に対して要求復帰時限が異なるが、第１の傾きＳ１及び／又は第２の傾きＳ２を可変にすることにより、柔軟に対応することができる。

以上説明したように本実施の形態によれば、第２の傾きＳ２を第１の傾きＳ１より緩く設定することにより、出力抑制解除時にインバータ１３の出力が過大となり、再度抑制されてしまうハンチング現象を抑えることができる。

第１の傾きＳ１は、インバータ１３の定格出力値を、所定の時間内に所定の電力値まで抑制できる値に設定される。これにより、例えば遠隔出力指令を受信した際、速やかに指令を満足する電力抑制を行うことができる。また、負荷５の開放などにより逆潮流が発生した際にも、系統連系規程に適合する時限内に電力抑制を行うことができる。

第２の傾きＳ２は、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１の定格出力値に基づいて設定される。ＤＣ−ＤＣコンバータ２１から直流バス４０に出力される電力が過大であるほど、抑制解除時に出力過多となる可能性が高くなる。従ってＤＣ−ＤＣコンバータ２１が出力する電力に応じて、インバータ１３は出力抑制を解除すればよい。

本実施の形態のように第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０が別筐体に設置されている場合、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１の出力電流または出力電力を、通信を用いて指定する必要がある。インバータ１３の出力抑制を解除する際にインバータ１３の出力が過大になるのは、直流バス４０の電圧が目標値（第１閾値電圧）に対して、大きく上方に乖離している場合である。言い換えると、直流バス４０の電圧が目標値となるように最大限放電してしまうため、インバータ１３の出力が過大になる。インバータ１３が出力抑制を開始する際の直流バス４０の電圧と、出力抑制を解除する際の直流バス４０の電圧との差分に基づき第２の傾きＳ２を決定すれば、直流バス４０に接続されるＤＣ−ＤＣコンバータが複数であったり、ＤＣ−ＤＣコンバータ２１がインバータ１３から分離されていても、インバータ１３側で独立して電力を制御することができる。

以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。

図１では、インバータ制御回路１４とシステム制御回路１５を分離して描いているが、それぞれが別のマイクロコンピュータで実現されてもよいし、１つのマイクロコンピュータで実現されてもよい。また上述の実施の形態では、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０が別の筐体に設置される例を説明した。この点、第１電力変換装置１０と第２電力変換装置２０が１つの筐体に設置されつつ、システム制御回路１５とコンバータ制御回路２２が通信線４２で接続される構成例も本発明の一実施の形態に含まれる。

また上記実施の形態では、第１電力変換装置１０に太陽電池２が接続される例を説明した。この点、太陽電池２の代わりに、風力発電装置、マイクロ水力発電装置など、再生可能エネルギーを用いた他の発電装置が接続されてもよい。

なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。

［項目１］
直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を負荷（５）または電力系統（４）へ供給するインバータ（１３）と、
前記インバータ（１３）を制御する制御回路（１４、１５）と、を備え、
前記制御回路（１４、１５）は、出力抑制事由の発生により前記インバータ（１３）の出力を低下させる際の第１の傾きより、前記出力抑制事由の消滅により前記インバータ（１３）の出力を上昇させる際の第２の傾きを緩く制御することを特徴とする電力変換装置（１０）。
これによれば、インバータ（１３）の抑制解除時に出力が過大となり、再度抑制されてしまうハンチング現象を抑制することができる。
［項目２］
前記第１の傾きは、前記インバータ（１３）の定格出力と、出力抑制を完了させるべき時限に基づき決定されることを特徴とする項目１に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、系統連系規程により要求される規則を遵守することができる。
［項目３］
前記インバータ（１３）の直流側は直流バス（４０）を介して、所定の直流電源（３）の出力を制御するＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）に接続されており、
前記第２の傾きは、前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）の定格出力と、前記インバータ（１３）の定格出力に基づき決定されることを特徴とする項目１または２の記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、インバータ（１３）の抑制解除時に出力が過大となり、再度抑制されてしまうことを防止することができる。
［項目４］
前記インバータ（１３）の直流側は直流バス（４０）を介して、所定の直流電源（３）の出力を制御するＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）に接続されており、
前記インバータ（１３）と前記ＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）は別々の筐体に設置されており、
前記第２の傾きは、前記インバータ（１３）が出力抑制を開始する際の前記直流バス（４０）の電圧と、前記インバータ（１３）が出力抑制を終了する際の前記直流バス（４０）の電圧との差分に基づき決定されることを特徴とした項目１または２に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、インバータ（１３）の抑制解除時に出力が過大となり、再度抑制されてしまうことを防止することができる。
［項目５］
前記制御回路（１４、１５）は、出力抑制事由が発生したとき前記インバータ（１４）の出力電流または出力電力を抑制することを特徴とする項目１から４のいずれかに記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、過電流または過電力を防止することができる。
［項目６］
前記制御回路（１４、１５）は、前記第１の傾きの値および前記第２の傾きの値の少なくとも一方を変更可能であることを特徴とする項目１から５のいずれかに記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、状況に応じて柔軟な出力抑制制御が可能となる。
［項目７］
前記制御回路（１４、１５）は、出力抑制事由の種類に応じて、前記第１の傾きの値および前記第２の傾きの値の少なくとも一方を変えることを特徴とする項目６に記載の電力変換装置（１０）。
これによれば、出力抑制事由の種類に応じた柔軟な出力抑制制御が可能となる。
［項目８］
直流バス（４０）から供給される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を負荷（５）または電力系統（４）へ供給するインバータ（１３）と、
前記インバータ（１３）を制御する制御回路（１４、１５）と、
所定の直流電源（３）の出力を制御し、当該出力を前記直流バス（４０）に供給するＤＣ−ＤＣコンバータ（２１）と、を備え、
前記制御回路（１４、１５）は、出力抑制事由の発生により前記インバータ（１３）の出力を低下させる際の第１の傾きより、前記出力抑制事由の消滅により前記インバータ（１３）の出力を上昇させる際の第２の傾きを緩く制御することを特徴とする電力変換システム（１）。
これによれば、インバータ（１３）の抑制解除時に出力が過大となり、再度抑制されてしまうハンチング現象を抑制することができる。

１ 電力変換システム、 ２ 太陽電池、 ３ 蓄電部、 ４ 系統、 ５ 負荷、 １０ 第１電力変換装置、 １１ ＤＣ−ＤＣコンバータ、 １２ コンバータ制御回路、 １３ インバータ、 １４ インバータ制御回路、 １５ システム制御回路、 １５ａ 逆潮流電力計測部、 １５ｂ 指令値生成部、 １５ｃ 通信制御部、 ２０ 第２電力変換装置、 ２１ ＤＣ−ＤＣコンバータ、 ２２ コンバータ制御回路、 ３０ 操作表示装置、 ４０ 直流バス、 ４１，４２，４３ 通信線、 ５０ 配電線。

Claims (8)

1. 直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を負荷または電力系統へ供給するインバータと、
   前記インバータを制御する制御回路と、を備え、
   前記制御回路は、出力抑制事由の発生により前記インバータの出力を低下させる際の第１の傾きより、前記出力抑制事由の消滅により前記インバータの出力を上昇させる際の第２の傾きを緩く制御することを特徴とする電力変換装置。
2. 前記第１の傾きは、前記インバータの定格出力と、出力抑制を完了させるべき時限に基づき決定されることを特徴とする請求項１に記載の電力変換装置。
3. 前記インバータの直流側は直流バスを介して、所定の直流電源の出力を制御するＤＣ−ＤＣコンバータに接続されており、
   前記第２の傾きは、前記ＤＣ−ＤＣコンバータの定格出力と、前記インバータの定格出力に基づき決定されることを特徴とする請求項１または２の記載の電力変換装置。
4. 前記インバータの直流側は直流バスを介して、所定の直流電源の出力を制御するＤＣ−ＤＣコンバータに接続されており、
   前記インバータと前記ＤＣ−ＤＣコンバータは別々の筐体に設置されており、
   前記第２の傾きは、前記インバータが出力抑制を開始する際の前記直流バスの電圧と、前記インバータが出力抑制を終了する際の前記直流バスの電圧との差分に基づき決定されることを特徴とした請求項１または２に記載の電力変換装置。
5. 前記制御回路は、出力抑制事由が発生したとき前記インバータの出力電流または出力電力を抑制することを特徴とする請求項１から４のいずれかに記載の電力変換装置。
6. 前記制御回路は、前記第１の傾きの値および前記第２の傾きの値の少なくとも一方を変更可能であることを特徴とする請求項１から５のいずれかに記載の電力変換装置。
7. 前記制御回路は、出力抑制事由の種類に応じて、前記第１の傾きの値および前記第２の傾きの値の少なくとも一方を変えることを特徴とする請求項６に記載の電力変換装置。
8. 直流バスから供給される直流電力を交流電力に変換し、当該交流電力を負荷または電力系統へ供給するインバータと、
   前記インバータを制御する制御回路と、
   所定の直流電源の出力を制御し、当該出力を前記直流バスに供給するＤＣ−ＤＣコンバータと、を備え、
   前記制御回路は、出力抑制事由の発生により前記インバータの出力を低下させる際の第１の傾きより、前記出力抑制事由の消滅により前記インバータの出力を上昇させる際の第２の傾きを緩く制御することを特徴とする電力変換システム。

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