JP5260092B2 - 電力変換装置及び発電変換システム - Google Patents

Description

本発明は、電源の電圧・電流を変換して連系する交流系統に電力を出力する電力変換装置に関する。

太陽光発電システムや風力発電システムなどの分散電源システムの導入が世界的に進んでいる。分散電源システムが多く接続する系統において、系統電圧低下が発生したときに分散電源システムが脱落すると、電源消失によりさらに系統電圧の低下が進み、大規模な停電が発生する恐れがある。そのため、分散電源には系統電圧低下時でも発電を継続することが望ましい。
これら分散電源の多くは、電源から発電した電力をチョッパなどの発電電力制御用電力変換器により所定の電圧の直流電力に変換し、その直流電力を自励式電力変換器である系統連系用電力変換器で交流電力に変換して交流系統に出力する。系統連系用電力変換器と発電電力制御用電力変換器の接続端子には、直流電圧の変動を抑制する平滑コンデンサが並列に接続される。
自励式電力変換器は一般に、熱的制約により定格電流以上の電流を連続で出力することができない。そのため、系統事故などにより接続する系統電圧が低下すると、系統連系用電力変換器の出力電流は定格電流に制限されるため、系統電圧と系統連系用電力変換器出力電流の積である出力電力の上限値は低下する。
このとき、太陽光パネルや風車から発電した電力が系統連系用電力変換器の出力可能な電力を上回ると、系統連系用電力変換器の直流端子に並列接続される平滑コンデンサが充電される。平滑コンデンサが過度に充電されると系統連系用電力変換器や発電電力制御用電力変換装置のスイッチング素子の破損、平滑コンデンサの破損を生じる可能性がある。
過電圧から電力変換器を保護する方法が特許文献１に開示されている。文献１における第一の方法は、平滑コンデンサ電圧が所定の値を超えると、電力変換装置の制御器に発電電力制御用電力変換器を停止させる。第二の方法は、平滑コンデンサ電圧が電圧指令値と過電圧判定値の間である所定の値を超えると、発電電力制御用電力変換器の入力電流指令値上限値を制限する。

特開2000−20150号公報

特許文献１記載の第一の方法では、発電が停止してしまい、分散電源システムの利用率が低下する。また発電が停止するため系統電圧がさらに低下するため電力系統の大規模停電を促進してしまう可能性がある。
特許文献１記載の第二の方法では、発電の継続が可能である。しかし、発電電力制御用電力変換器の遅れを考慮し、平滑コンデンサ電圧の過電圧判定値と発電電力の上限値を低下させる発電電力抑制判定値の間には余裕を持たせる必要がある。また、平滑コンデンサの電圧指令値と発電電力抑制判定値が近いと、制御の揺らぎにより高い頻度で発電電力を絞り込むことになるため、平均コンデンサの電圧指令値と発電電力抑制判定値の間にも余裕をもたせる必要がある。ゆえに、平滑コンデンサ電圧指令値を過電圧判定値よりかなり余裕を持たせて設計しなければならず、電力変換器のスイッチング素子の電圧利用率が低下する。
本発明の目的は、上記従来技術の問題点に鑑み、分散電源システムの電力変換器の電圧利用率を低下させずに、交流系統電圧低下時の運転継続性を向上できる電力変換装置およびその発電変換システムを提供することにある。

本発明の目的は、接続する交流系統の電圧振幅を検出し、該電圧振幅が所定の値以下になった場合には系統連系用電力変換器の出力可能な電力以下に、電源からの発電電力を制限することによって達成できる。
より具体的には、接続する交流系統の電圧振幅を算出する手段と、発電電力制御用電力変換器の発電電力指令を制限する発電電力指令リミッタを備え、該電圧振幅が所定の値以下であれば該電圧振幅に応じて該リミッタの上限値を低くする。
または、電力変換装置の制御部に電源からの出力電流を制御する電流制御器と、該出力電流の指令値を制限する出力電流リミッタを備え、接続する交流系統の電圧振幅が所定の値以下であれば該電圧振幅に応じて該出力電流リミッタの上限値を低くする。
前記電源が太陽光発電パネルである場合は、太陽光発電パネルの最大電力追従制御を電流指令値の変更により実施し、該最大電力追従制御の出力である電流指令値を上記出力電流リミッタにより制限する。
系統連系用電力変換器の接続する交流系統が三相である電力変換装置においては、電源から発電する発電電力指令のリミッタ上限値もしくは該電源の出力電流指令のリミッタ上限値を、交流系統の正相電圧振幅に応じて低くする。
前記電源が回転型発電機である場合は、電力変換装置の制御部に発電電力制御用電力変換器に接続する電源の出力する有効電流を制御する電流制御器と、該有効電流指令値を制限する出力電流リミッタを備え、接続する交流系統の電圧振幅が所定の値以下であれば該電圧振幅に応じて有効電流リミッタの上限値を低くする。
前記電源が風車を備える風力発電機である場合は、該風車の羽の角度を変える手段を備え、前記制御部に入力される前記交流系統の電圧振幅が所定の値以下であれば前記風車の羽の角度を寝かせて風車の入力トルクを下げれば、発電機の発電電力を交流系統の電圧振幅に応じて小さくしても風車がオーバースピードになることを回避できる。

本発明によれば、接続する交流系統の電圧振幅が低下した時、速やかに電源の発電電力を系統連系用電力変換器の出力可能な電力以下に制限することができる。これにより、平滑コンデンサの過電圧を防止することができ、交流系統の電圧低下発生時の運転継続性能を向上できる。また、平滑コンデンサの電圧上昇が起こる前に発電電力を制限することができるため、電力変換器の電圧利用率を向上することができる。

以下、本発明の複数の実施の形態を図面に基づいて詳細に説明する。なお、実施例を説明する各図面では、同一の機能を有する要素には同一の符号を付してある。また、図１、図７、図１１、図１４に示されるIGBTと、該IGBTと逆並列に接続されたダイオードからなる並列体１０ｍ〜１０ｐ、１１ｍ、１１ｎ、３０ｍ〜３０ｒ、３１ｍ〜３１ｒを、それぞれIGBT素子１０ｍ〜１０ｐ、IGBT素子１１ｍ、１１n、IGBT素子３０ｍ〜３０ｒ、IGBT素子３１ｍ〜３１ｒと呼ぶことにする。

本実施例は太陽光発電パネルと交流系統に接続され、太陽光発電パネルで発電した電力を交流電力に変換し、交流系統に出力する電力変換装置である。

すなわち、太陽光パネルからの発電電力を制御して該発電電力を直流電力に変換する発電電力制御用電力変換器と、前記発電電力制御用電力変換器の出力端に接続する平滑コンデンサと、前記発電電力制御用電力変換器と前記平滑コンデンサに接続して前記直流電力を交流電力に変換して前記交流系統に出力する系統連系電力変換器と、前記交流系統の電圧振幅を入力とし、該電圧振幅に応じて前記発電電力制御用電力変換器の発電電力上限値を変化させる発電電力制限手段を含む制御部を備え、前記発電電力制限手段は前記電圧振幅が所定の設定値より小さい場合は、該電圧振幅に応じて前記発電電力制御用電力変換器の発電電力上限値を小さくし、前記平滑コンデンサの過充電を抑制する。
この電力変換装置によれば、電圧利用率を低減させずに交流系統の電圧が低下したときの運転継続性を向上することができる。

図１は本実施例の電力変換装置の主回路の構成を示し、電力変換装置１は太陽光発電パネル３と、交流系統２を接続している。
太陽光発電パネル３の正極は、逆流防止用ダイオード１５、昇圧リアクトル１４を介して発電電力制御用電力変換器１１の入力端子１１Aに接続される。また、太陽光発電パネル３の負極は発電電力制御用電力変換器１１の入力端子１１Bに接続される。
発電電力制御用電力変換器１１はIGBT素子１１ｍ、１１ｎにより構成される昇圧チョッパであり、発電電力制御用電力変換器１１を構成するIGBT素子１１ｍ、１１ｎは電力変換装置１の制御器２００から出力されるゲート信号によりPWM制御される。
制御器２００は端子１１A−１１B間の出力電圧をPWM制御することにより太陽光発電パネル３から入力する電力を制御し、その電力を出力端子１１P、１１Nに出力する。出力端子１１P、１１Nの間には平滑コンデンサ１２が接続され、発電電力制御用電力変換器１１の出力電圧を平滑化する。
系統連系用電力変換器１０の入力端子１０Pは、端子１１Pに、入力端子１０Nは端子１１Nに接続され、発電電力制御用電力変換器１１の出力電力を受け取る。また、系統連系用電力変換器１０の出力端子１０U、１０Vは、連系インピーダンス１３を介して交流系統２に接続される。
系統連系用電力変換器１０は単相インバータであり、系統連系用電力変換器１０を構成するIGBT素子１０ｍ〜１０ｐのIGBTは電力変換装置１の制御器２００から出力されるゲート信号によりPWM制御され、出力端子１０Uと１０Vの間に交流電圧を出力する。
制御器２００は出力端子１０U−１０V間の出力電圧を、IGBT素子１０ｍ〜１０ｐのPWM制御により平滑コンデンサ１２の端子電圧を一定にするように交流系統２に出力する電力を制御する。これにより系統連系用電力変換器１０は、発電電力制御用電力変換器１１より出力された電力を交流系統２に出力する。
次に、本実施例の電力変換装置１におけるセンサおよび制御部２００の機能について説明する。図２は実施例１における制御部の詳細な構成を示している。
電力変換装置１には、逆流防止用ダイオード１５のアノード端子と太陽光発電パネルの陰極間の電圧を検出する電圧センサ２３、昇圧リアクトル１４を流れる電流を検出する電流センサ２２、平滑コンデンサ１２の端子電圧を検出する電圧センサ２６、連系インピーダンス１３を流れる電流を検出する電流センサ２１、交流系統２の電圧を検出する電圧センサ２０を備え、上記センサの出力は制御器２００に入力される。制御器２００は、上記センサからの入力に従い、発電電力制御用電力変換器１１および系統連系用電力変換器１０のIGBT素子をPWM制御するためのゲート信号を算出し、出力する。

まず、系統連系用電力変換器１１の制御動作について説明する。電圧センサ２６の出力である直流電圧は、制御器２００に取り込まれる。制御器２００は、あらかじめ定めた直流電圧指令値と電圧センサ２６による直流電圧の偏差を算出し、その偏差を電圧制御器２００８に出力する。
電圧制御器２００８は該偏差から平滑コンデンサ１２端子の直流電圧が直流電圧指令値に追従するような交流電流指令値Iacrefを算出する。電流制御器２００９は交流電流指令値Iacrefと電流センサ２１の出力の偏差を入力し、交流電流指令値Iacrefと電流センサ２１の出力が一致するような交流電圧指令値Vinvを算出し、PWM制御器２０１０に出力する。PWM制御器２０１０は電流制御器２００９の出力Vinvと三角波キャリアと大小比較することでIGBT素子１０ｍ〜１０ｐのゲート信号を算出し、系統連系用電力変換器１０に出力する。
次に本実施例の新規な点である、発電制御用電力変換器１１の制御動作について説明する。本実施例の発電制御用電力変換器１１の制御方法の特徴は、(１)最大電力追従運転演算の出力が太陽光発電パネルの出力電流指令値である点と、(２)交流系統２の電圧振幅に応じて該出力電流指令値のリミッタ上限値を変化させる点とにある。
制御部２００は太陽光発電パネル３の出力電力が最大になるように太陽光発電パネルの出力電流指令値を変化させる電力最大化制御器２００４と、該出力電流指令値と電流検出器２２により検出した太陽光パネルの出力電流を一致させるように、発電電力用電力変換器１１の太陽光パネル側出力電圧を制御する電流制御器２００５を備える。ここで、太陽光パネル側出力電圧とは，発電電力制御用電力変換器１１の端子１１Aと１１Bの間に出力する電圧のことである。
まず、最大電力追従運転演算について説明する。太陽光発電パネルより得られる電力は、ある電圧において極大値を持つ。そのため、従来太陽光発電パネルの端子電圧を変化させることにより最大電力運転の電圧を探索する方法が用いられてきた。端子電圧の変化方法としては、発電電力制御用電力変換器１１の端子１１Aと端子１１Bの間の電圧を変化させる方法や、太陽光発電パネルの出力電流制御をマイナーループとして持つ太陽光発電パネル端子電圧制御の電圧指令値を変化させる方法がある。
本実施例では、太陽光発電パネルの出力電力を可及的速やかに変化させることを目的とし、太陽光発電パネルの最大電力運転を、太陽光発電パネル３の電流指令値変化によって最大電力運転を探索する方法とする。
図３に太陽光発電パネル３の出力電流と出力電圧、出力電力の関係の一例を示す。図３より、ある出力電流において発電電力が極大値をとる。ゆえに、電流指令値を変化させることにより最大電力運転探索が可能である。
本実施例の電力変換装置１は、電流センサ２２の出力値と電圧センサ２３の出力値より最大電力運転制御器２００４を用いて最大電力運転を実施する。最大電力運転制御器２００４は電流センサ２２と電圧センサ２３の出力値を入力とし、太陽光発電パネル３の出力電流指令値Idcrefを算出し、出力電流指令値リミッタ２００５に出力する。
図４に最大電力運転制御器の演算手順を示す。最大電力運転制御器２００４はStep１〜Step9までの処理を実施することにより最大電力運転を実現する電流指令値Idcrefを探索する。
まず、太陽光発電パネル３の出力電流と出力電圧から現時点の発電電力Pnowを算出する（Step1）。次に算出した発電電力Pnowが前回算出した発電電力Poldと比較し（Step２）、また、前回電流値Idc_oldと現在の電流値Idc_nowを比較する（Step３、Step4）。PoldよりPnowが大きくかつIdc_oldよりIdc_nowが大きい場合、およびPoldよりPnowが小さくかつIdc_oldよりIdc_nowが小さい場合は、太陽光発電パネル３の出力電流指令値Idcrefを前回値より所定の値ΔIだけ増やす（Step5）。
PoldよりPnowが大きくかつIdc_oldよりIdc_nowが小さい場合（Step3）、およびPoldよりPnowが小さくかつIdc_oldよりIdc_nowが大きい場合（Step4）は、太陽光発電パネル３の出力電流指令値Idcrefを前回値より所定の値ΔIだけ減らす（Step6）。Step5もしくはStep6により算出された出力電流指令値Idcrefを出力電流指令値リミッタ２００５に出力し（Step7）、前回発電電力と前回電流指令値を更新した後（Step8）、所定の時間が経過した後（Step9）、Step１の処理を再度実行する。
上記処理により算出された出力電流指令値Idcrefに太陽光発電パネル３の出力電流が追従するように、電流制御器２００６は発電電力制御用電力変換器１１の端子１１Aと１１B間に出力する電圧指令値Vchopを算出する。
PWM制御器２００７は電流制御器２００６の出力Vchopと三角波キャリアと大小比較することでIGBT素子１１ｍ〜１１ｎのゲート信号を算出し、発電電力制御用電力変換器１１に出力する。以上の制御により、太陽光発電パネル３の出力電流指令値の変更により最大電力運転が可能となる。
次に２点目の新規な点である交流系統２の電圧振幅に応じて太陽光発電パネル３の出力電流指令上限値を変化させる制御方法について説明する。本機能は、交流系統２の電圧振幅が低下すると系統連系用電力変換器１０が交流系統２に出力可能な電力が低下し、太陽光発電パネル３から発電した電力が交流系統２に出力可能な電力が上回り、平滑コンデンサ１２が過電圧になることを回避するものである。以下、本制御動作を説明する。
交流系統２の電圧は電圧センサ２０により検出され、検出値は電圧振幅算出器２００１に出力される。電圧振幅算出器２００１は交流系統２の電圧振幅を算出し、電流換算器２００３に出力する。ここで、電圧振幅は実効値演算、１／4サイクル遅れの値を用いて自乗和平方根、基本波に対するフーリエ正弦係数とフーリエ余弦係数の自乗和平方根などによって算出してもよい。
図５に、交流系統の電圧振幅値と太陽光パネル出力電流指令上限値の関係図を示す。図５に示す関係図に基づいて、電流換算器２００３は太陽光発電パネル３の出力電流指令上限値を算出し、出力電流指令値リミッタ２００５に出力する。ここで、本実施例の系統連系用電力変換器１０は交流系統２の電圧振幅が0.9puの場合でも電力変換装置１の定格出力電力を出力できるものとした。交流系統２の電圧振幅が1.0pu以上でなければ系統連系用電力変換器１０が電力変換装置１の定格出力電力を出力できない場合は、電流換算器２００３の入力―出力関係を図６のようにすれば良い。
出力電流指令値リミッタ２００５は最大電力運転制御器２００４の出力値Idcrefを、下限を０、上限を電流換算器２００３の出力値として制限し、その出力を新たな太陽光発電パネル３出力電流指令値とする。
このように、接続する交流系統２の電圧振幅に応じて太陽光発電パネル３の出力電流上限値を制限することにより、交流系統２の電圧振幅が低下したときには速やかに太陽光発電パネル３の発電電力を制限することができる。そのため、平滑コンデンサ１２の電圧が上昇することを回避することができ、発電電力制御用電力変換器１１と系統連系用電力変換器１０の電圧利用率を下げずに交流系統２の電圧振幅が低下した場合の電力変換装置１の運転継続性を向上することができる。
本実施例では、交流系統２の電圧振幅だけにより太陽光発電パネル３の出力電流指令値上限値を算出したが、図２５に示すように太陽光発電パネル３の出力電圧と出力電流から太陽光発電パネル３の開放時出力電圧を推定する開放時電圧推定器２０１３を備え、太陽光発電パネル３の出力電流指令上限値を、系統連系用電力変換器１０の出力可能な最大の電力を開放時電圧推定器２０１３で推定した電圧で除算した値を太陽光発電パネル３出力電流値としても良い。具体的には推定器２０１３は、出力電圧からパネル３の投下内部抵抗値と出力電流値の積を減算することで、パネル３の開放時電圧を算出する。
また、図２２に示すように、最適電流算出器２１０１を備える。最適電流算出器２１０１は系統電圧振幅と直流電流とパネル電圧と等価内部抵抗から、系統連系用電力変換器の有効電力出力と平衡する太陽電池パネルの電力出力を得られるような電流値を算出し、該電流値をリミッタ２００５の上限値として出力する構成としてもよい。

また、電圧振幅をp.u.値で表してV[p.u.]、系統連系用電力変換器の有効電力出力をp.u.値で表してPc[p.u.］とすると、系統連系用電力変換器の電流がリミッタにより1.0p.u.に制限されていれば、V＝Pcの関係が成り立つ。したがって、図２３に示すように、系統電圧と系統電流から有効電力演算器２１０２を用いて、交流系統２に出力する有効電力を演算し、交流系統の電圧振幅の代わりに使用して最適電流指令値上限値を演算してもよい。
また、交流系統２の電圧に高調波が含まれ、電圧振幅算出器２００１が脈動する場合は、電圧振幅算出器２００１（図２５）にローパスフィルタ処理、もしくは交流系統２の基本波周期を窓とする移動平均処理を施し、その出力を電流換算器２００３に出力しても良い。
以上より、接続する交流系統２の電圧振幅に応じて太陽光発電パネル３の出力電流上限値を制限することにより、交流系統２の電圧振幅が低下したときには速やかに太陽光発電パネル３の発電電力を制限することができる。そのため、平滑コンデンサ１２の電圧が上昇することを回避することができ、発電電力制御用電力変換器１１と系統連系用電力変換器１０の電圧利用率を下げずに交流系統２の電圧振幅が低下した場合の電力変換装置１の運転継続性を向上することができる。

次に本発明の実施例２を説明する。図７は実施例２における電力変換装置の主回路構成を示す。本実施例において、本発明の実施例１と同じものは同一の符号で示し、説明を省略する。
本実施例は、交流系統２が３相の交流系統であり、発電電流制限手段２００３は電流指令値リミッタ２００５の上限値を交流系統の正相電圧振幅に応じて低下させることを特徴とする。
本実施例の電力変換装置１の発電電力制御用電力変換器１１は実施例１と同様である。また、実施例１と同様に発電電力制御用電力変換器１１は太陽光発電パネル３に接続され、系統連系用電力変換器３０は平滑コンデンサ１２の端子電圧を所定の電圧に追従するよう交流系統２に電力を出力する。
実施例１との相違点は、実施例２は接続する交流系統が３相であり、系統連系用電力変換器３０がIGBT素子３０ｍ〜３０ｒにより構成される３相インバータとなる点である。また、実施例１は太陽光発電パネル３からの発電電力を交流系統２の電圧振幅に応じて制限する制御動作であるのに対し、実施例２は交流系統２の正相電圧により太陽光発電パネル３の発電電力を制限する制御動作を行う。
図８は実施例２の制御部の詳細を示す構成図である。実施例２の電力変換装置１は、実施例１と同様に電流換算器２００３の出力により太陽光発電パネル３の出力電流指令上限値を制限する。本実施例と実施例１との相違は電流換算器２００３の入力が異なる。
電力変換装置１が接続する交流系統２が３相の場合、交流系統２の相電圧は同一送電線に接続する単相負荷のアンバランスなどにより不平衡になる場合がある。その場合、交流系統２の電圧振幅は相によりアンバランスとなる。この状態で合成電圧ベクトルの振幅で太陽光発電パネル３の出力電流上限値を設定すると、出力電流上限値が交流系統２の基本波周波数の倍周波数で脈動するため、太陽光発電パネル３の出力電流制御がリミッタの動作に追従できず、電流指令上限値制限による発電電力抑制が実現できなくなる恐れがある。仮にリミッタの動作に太陽光発電パネル３の出力電流制御が追従したとしても、平滑コンデンサ１２の端子電圧が変動して系統連系用電力変換器３０の運転に支障を来たす恐れがある。
本実施例では、太陽光発電パネル３の出力電流上限値を、交流系統２の電圧の平衡成分である正相電圧により制限する。具体的には、電圧センサ２０により検出した電圧を正相電圧振幅算出器２０１６に入力し、正相電圧振幅算出器２０１６は算出した正相電圧振幅を電流換算器２００３に出力する。
図９に正相電圧振幅算出器の構成を示す。正相電圧振幅算出器２０１６は交流系統２の正相電圧を算出するもので、３相の電圧検出値を２相／３相変換器２０１６１にてαβ成分であるVα、Vβに変換する。３相電圧検出値は位相検出器２０１６２にも入力され、位相検出器２０１６２は正相電圧の位相を算出する。
２相／３相変換器２０１６１の出力と、位相検出器２０１６２の出力はd−q変換器２０１６３に入力され、d−q変換器２０１６３はｄ軸電圧Vd、ｑ軸電圧Vqを算出する。算出したVd、Vqは窓が交流系統２の基本波周期である位相平均２０１６４Aと２０１６４Bで移動平均処理する。交流系統２の電圧が不平衡の場合は、Vd、Vqに交流系統２の基本波の倍周波数成分として現れるが、移動平均２０１６４A、２０１６４Bを施すことにより除去することができる。
また、交流系統２の電圧に高調波成分が含まれる場合は、該高調波成分はVd、Vqに基本波の整数倍の脈動として現れるため、移動平均２０１６４A、位相平均２０１６４Bにより除去することができる。ゆえに、移動平均２０１６４A、２０１６４Bの出力値V1_re、V1_imには交流系統２の正相電圧のみを抽出することができる。以上より、正相電圧の振幅はV1_re、V1_imは二乗和の平方根を算出することにより得ることができる。
正相電圧の振幅は交流系統２が不平衡であっても一定である。ゆえに一定の値に太陽光発電パネル３の出力電流指令上限値を制限できる。これにより、発電電力制御用電力変換器１１の出力電力が脈動することを防止することができるため、系統連系用電力変換器３０の運転に支障を来たすことを回避することができる。
本実施例では、電流換算器２００３の正相電圧を図９に示すブロックにより算出したが、図１０に示すブロックによっても良い。すなわち、移動平均２０１６４A、２０１６４Bに代えて、カットオフ周波数が交流系統２の基本波周波数より低いローパスフィルタ２０１６８A、２０１６８Bを用いて算出しても良い。
また、図２０に示すように、電流換算器２００３に代えて最適電流算出器２１０１を備えても良い。最適電流算出器２１０１は系統電圧振幅と直流電流とパネル電圧と等価内部抵抗２１００から、系統連系用電力変換器の有効電力出力と平衡する太陽電池パネルの電力出力を得られるような電流値を算出し、該値をリミッタ２００５の上限値として出力する構成としてもよい。

また、正相電圧振幅をp.u.値で表してV1[p.u.]、系統連系用電力変換器の有効電力出力をp.u.値で表してPc[p.u.］とすると、系統連系用電力変換器の電流がリミッタにより1.0p.u.に制限されていれば、V1＝Pcの関係が成り立つ。したがって、図２１に示すように、系統電圧と系統電流から有効電力演算器２１０２を用いて、交流系統２に出力する有効電力を演算し、前記交流系統の正相電圧振幅の代わりに使用して最適電流指令値上限値を演算してもよい。
以上より、接続する交流系統２の電圧振幅に応じて太陽光発電パネル３の出力電流上限値を制限することにより、交流系統２の電圧振幅が低下したときには速やかに太陽光発電パネル３の発電電力を制限することができる。そのため、平滑コンデンサ１２の電圧が上昇することを回避することができ、発電電力制御用電力変換器１１と系統連系用電力変換器３０の電圧利用率を下げずに交流系統２の電圧振幅が低下した場合の電力変換装置１の運転継続性を向上することができる。
さらに、本実施例によれば交流系統２の電圧が不平衡の場合でも太陽光パネル３の出力電流上限値を一定の値とすることができるため、太陽光発電パネル３の脈動する発電電力制限を回避することができ、系統連系用電力変換器３０の安定な運転が可能となる。

図１１は実施例３による電力変換装置の主要部の構成を示す。本実施例において、実施例１、２と同じものは同一の符号で示し、説明を省略する。
電力変換装置１の系統連系用電力変換器３０は実施例２と同様である。また、系統連系用電力変換器３０は交流系統２に接続され、平滑コンデンサ１２の端子電圧を所定の電圧に追従するよう交流系統２に電力を出力する。
実施例１との相違点は、実施例３では発電電力制御用電力変換器１１の接続する電源が直流電源５となる。また、実施例２の電力変換装置は太陽光発電パネル３の最大電力追従運転をすることに対し、実施例３の電力変換装置は外部から与えられる有効電力指令値に追従して直流電源５の発電電力を制御する電力制御器を備える。
直流電源５の発電した電力は、発電電力制御用電力変換器１１により昇圧され、さらに昇圧した直流電力を系統連系用電力変換器３０が交流電力に変換して交流系統２に出力する。
図１２は実施例３の制御部の構成を示している。乗算器２０２３は電圧センサ２３により検出した直流電源５の直流電圧と、電流センサ２２により検出した直流電源５の出力電流を乗算し、直流電源５より発電された電力を算出する。外部より与えられる直流電源５の発電電力指令は、発電電力リミッタ２０２２により制限される。
発電電力制御器２０２４は、上記制限された発電電力指令に、乗算器２０２３で算出した電力を一致させるよう、直流電源５の出力電流指令値Idcrefを算出し、電流制御器２００６は出力電流指令値Idcrefと直流電源５の出力電流検出値が一致するよう発電制御用電力変換器１１の出力電圧指令値Vchopを算出する。
出力電圧指令値VchopはPWM制御器２００７に出力される。PWM制御器２００７は電流制御器２００６の出力Vchopと三角波キャリアと大小比較することでIGBT素子１１ｍ〜１１ｎのゲート信号を算出し、発電電力制御用電力変換器１１に出力する。
これにより、端子１１A、１１B間には電圧指令値に追従した電圧を出力することができる。以上の動作原理により電源の出力電流は、電流指令値に追従するように制御できる。
ところで、電流指令値Idrefは電源から出力する有効電力（または無効電力）が指令値に追従するよう発電電力制御器２０２４（またはAQR）により算出された電流指令値である。 ゆえに、電力変換装置１は、直流電源５の出力する有効電力（または無効電力）を指令値に追従するよう制御することができる。
一方、交流系統２の電圧は電圧センサ２０により検出され、その出力は正相電圧振幅算出器２０１６に入力される。正相電圧振幅算出器２０１６は交流系統２の正相電圧を算出し、その出力を電力換算器２０２５に出力する。
電力換算器２０２５は、図１３に示す関係図に基づき、交流系統電圧振幅から直流電源５の発電電力指令上限値を算出し、発電電力リミッタ２０２２に出力する。発電電力リミッタ２０２２は電力換算器２０２５の出力を上限値として外部から与えられた発電電力指令を制限する。
上記の制御器構成を取ることにより、交流系統２の電圧が低下した場合、速やかに直流電源５から発電する電力指令を低下させることが可能となる。
実施例３では電力指令値の上限値を直接制限するため、電源の電流指令値を制限する実施例１や実施例２に比べて、より精度高く発電電力を制限することが可能となる。実施例３では接続する電源を直流電源としたが、直流電源５の変わりにNaS電池や燃料電池であっても良い。
以上より、接続する交流系統２の電圧振幅に応じて太陽光発電パネル３の出力電流上限値を制限することにより、交流系統２の電圧振幅が低下したときには速やかに直流電源５の発電電力を制限することができる。そのため、平滑コンデンサ１２の電圧が上昇することを回避することができ、発電電力制御用電力変換器１１と系統連系用電力変換器３０の電圧利用率を下げずに交流系統２の電圧振幅が低下した場合の電力変換装置１の運転継続性を向上することができる。
さらに本実施例によれば、電力指令値の上限値を直接制限するため、電源の電流指令値を制限する実施例１や実施例２に比べて、より精度高く発電電力を制限することが可能となる。

図１４は本発明の実施例４による主要部の構成を示す。本実施例において、実施例３と同じものは同一の符号で示し、説明を省略する。本実施例は電源が風車とそのピッチ角制御手段を持つ風力発電機であり、交流系統が三相の場合である。
本実施例の電力変換装置１の、系統連系用電力変換器３０は実施例３と同様である。また、系統連系用電力変換器３０は交流系統２に接続され、平滑コンデンサ１２の端子電圧を所定の電圧に一致させるよう交流系統２に電力を出力する。
実施例３との主回路における相違点は、実施例４が発電電力制御用電力変換器３１がＩＧＢＴ素子３１ｍ〜３１ｒにより構成される三相コンバータである点と、電源が回転型発電機である同期発電機４により発電する風力発電システムである点である。
また、発電電力制御用電力変換器３１が接続する風車の羽４３ａ、４３ｂにはピッチ角を調整するピッチ角調整機構４２ａ、４２ｂが設けられ、外部から与えられる指令によりピッチ角を調整することが可能な構造を持つ。
制御機能については、本実施例の電力変換装置１が同期発電機４から受け取る有効電力と無効電力を制御する制御器と、有効電力制御器から出力される有効電流指令値を制限する有効電流リミッタと、交流系統２の正相電圧に応じて該有効電流指令値上限値を低下させ、さらにピッチ角調整機構４２ａ、４２ｂにピッチ角を寝かせる機能を有する点が異なる。
図１５は実施例４による電力変換装置の制御機能の詳細構成を示す。同期発電機４の回転子４１には風力の羽の軸が接続され、軸が回転することにより発電する。回転子４１には位置センサ２４が備えられ、その出力は制御器２００に入力される。また、発電機の出力電圧は電圧センサ２５により、出力電流は電流センサ２２により検出し、その出力は制御器２００に入力される。
制御器２００は電圧センサ２５と電流センサ２２の出力を有効電力・無効電力算出器（PQ検出器）２０２６に入力し、同期発電機４の出力する有効電力値Ｐ、無効電力値Ｑを算出する。
有効電力・無効電力算出器２０２６により算出された有効電力値Ｐと、外部より与えられる有効電力指令値Ｐｒｅｆは有効電力制御器２０２７に入力され、有効電力制御器２０２７は有効電力値Ｐを有効電力指令値Ｐｒｅｆに一致するよう同期発電機４の出力する有効電流指令値Ｉｄｒｅｆを算出する。
同様に、有効電力・無効電力算出器２０２６により算出された無効電力Ｑと、外部より与えられた無効電力指令値Ｑｒｅｆは無効電力制御器２０２８に入力され、無効電力制御器２０２８は無効電力値Ｑを無効電力指令値Ｑｒｅｆに一致するよう同期発電機４の出力する無効電流指令値Ｉｑｒｅｆを算出する。
有効電流指令値Ｉｄｒｅｆは、有効電流指令値リミッタ２００５に入力される。有効電流指令値リミッタ２００５の上限値は、実施例２で示した方法と同様に、正相電圧振幅算出器２０１６により算出された交流系統２の正相電圧振幅値に応じて低く設定する。
一方、位置センサ２５により検出した回転子４１の位置検出値は位相検出器２０２０に入力され、位置検出器２０２０は回転子４１の位相角を算出する。位相検出器２０２０の出力と電流センサ２２はd−q変換器２０２１に入力され、d−q変換器２０２１は電流センサ２２の出力値をd−q変換し、発電機出力電流の有効電流値Id、無効電流値Iqを算出する。
電流制御器２００６は、有効電流指令値リミッタ２００５の出力と有効電流値Idを、無効電力制御器２０２６の出力Ｉｑｒｅｆと無効電流値Ｉｑを一致させるように発電電力制御用電力変換器３１の発電機４側出力電圧指令値Ｖｃｏｎｖを算出する。
次に、本実施例で新規な点であるピッチ角調整信号発生器の動作、およびピッチ角調整動作について説明する。
交流系統２の正相電圧振幅値は正相電圧振幅算出器２０１６により算出され、ピッチ角調整信号発生器２０２９に出力される。電流換算器２００３の出力が低下を開始する正相電圧振幅の閾値をV1_Lとすると、ピッチ角調整信号発生器２０２９は正相電圧振幅算出器２０１６の出力がV1_L以下のとき、風車のピッチ角調整機構４２ａ、４２ｂにピッチ角調整信号を出力する。ピッチ角調整機構４２ａ、４２ｂは、制御器２００よりピッチ角調整信号を入力すると、羽４３ａ、４３ｂの風に対する角度を寝かせ、風圧を逃がすことができる状態にする。
上記動作をさせることにより、発電電力制御用電力変換器３１が系統連系用電力変換器３０に出力する電力を、系統連系用電力変換器３０の出力可能な電力以下に抑制することができる。
風車が交流系統２の電圧に関係なく運転を続けた場合、発電電力制御用電力変換器３１の有効電流指令上限値が抑制されると、機械的入力が電気的出力を超えるため、風車がオーバースピードになり、システム運用に影響を及ぼす可能性がある。本実施例の電力変換装置を用いれば、制御器２００により風車の羽４３ａ、４３ｂのピッチ角を風に対して寝かせることにより風車の機械的入力を制限するため、発電電力制御用電力変換器３１に出力する電力が抑制されても風車のオーバースピードを抑制することができる。
ここで、本実施例ではピッチ角調整信号発生器２０２９は正相電圧振幅算出器２０１６の出力がV1_L以下のときにピッチ角調整機構４２ａ、４２ｂにピッチ角調整信号を出力するとしたが、制御器２００はピッチ角調整信号発生器２０２９の代わりにピッチ角調整信号発生器２０３０を備えても良い。図１６に示すように、ピッチ角調整信号発生器２０３０は入力発電機４の有効電力算出値と交流系統２の正相電圧振幅値をp.u.化演算器２０３１ａ、２０３１ｂによりそれぞれp.u.化し、正相電圧振幅値のp.u.値が有効電力算出値のp.u.値を比較器２０３１Cで比較する。その結果、正相電圧振幅値が有効電力算出値より小さい場合のみピッチ角調整信号を出力する構成としても良い。なお、正相電圧振幅値のp.u.値は、例えば系統定格電圧における正相電圧値を基準とし、有効電力算出値のp.u.値は、例えば定格出力時の有効電力値を基準とする。
また、制御器２００はピッチ角調整信号発生器２０２９の代わりにピッチ角調整信号発生器２０３１を備えても良い。図１７に示すように、ピッチ角調整信号発生器２０３１は交流系統２の正相電圧振幅値を比較器２０３１ａ、２０３１ｂ、２０３１ｃによって複数の閾値と比較する。その比較結果を２０３１ｄに出力し、比較器２０３１ａ、２０３１ｂ、２０３１ｃの出力に応じてピッチ角調整機構４２ａ、４２ｂの調整する角度を変えても良い。なお、正相電圧振幅が閾値（V1_L1、V1_L2、V1_L3）より大きい場合、比較器２０３１ａ、２０３１ｂ、２０３１ｃは1を出力、その他の場合は０を出力する。ピッチ角調整信号発生器２０３１を図１７のように構成することにより、風車のピッチ各を徐々にねかせることが可能になり、ショックの少ない制御が実現できる。
本実施例では、同期発電機４の出力する有効電流指令値Ｉｄｒｅｆは有効電力制御器２０２７により算出されるが、図１８Aに示すように制御器２００が風車の回転速度を算出する速度算出器２０３２と、回転速度を制御する速度制御器２０３３を備え、該速度制御器２０３３が、外部より与えられる回転速度指令と、風車回転速度と、が一致するように有効電流指令値を算出する構成としても良い。この構成とすることで、瞬低時の運転継続性能向上に加えて、定常時の風車回転速度を制御対象とすることができ、風車回転速度を安定を増すことができる。
また、図１８Bに示すように制御器２００が風車の回転速度を算出する速度算出器２０３２と、回転速度を制御する速度制御器２０３３を備え、速度制御器２０３３が、外部より与えられる回転速度指令と、風車回転速度と、が一致するように有効電力制御器２０２７に与える有効電力指令値を算出する構成としても良い。この構成とすることで、瞬低時の運転継続性能向上に加えて、定常時の発電電力を制御対象とすることができ、発電電力制御性能を向上させることができる。
以上より、本実施例によれば接続する交流系統２の正相電圧振幅に応じて風力発電システムの同期発電機４の出力する有効電流を抑制することができるため、交流系統２の正相電圧振幅が低下したときには速やかに同期発電機４の発電電力を制限することができる。これにより、平滑コンデンサ１２の電圧が上昇することを回避することができ、発電電力制御用電力変換器３１と系統連系用電力変換器３０の電圧利用率を下げずに交流系統２の正相電圧振幅が低下した場合の電力変換装置１の運転継続性を向上することができる。
さらに、本実施例によれば電力変換装置１の発電電力を制限するのと同時に風車の羽のピッチ角を調整して風車の機械的入力を制限することができるため、風車のオーバースピードを回避することができる。

図１９は本発明の実施例５による電力変換システムの構成を示す。本実施例において、実施例３と同じものは同一の符号で示し、説明を省略する。
実施例４記載の電力変換装置との相違点は、実施例５記載の電力変換装置１の発電電力制御用電力変換器３１を制御する制御器２００Aと、系統連系用電力変換器３０を制御する制御器２００Bをもつ点にある。
海洋風力発電システムなどにおいては、海に設置された風車で発電した電力を直流で送電するシステムがあり、その場合、発電用電力変換器３１と系統連系用電力変換器３０が直流送電線50P、50Nで連系され、物理的に離れた場所に設置される場合がある。本実施例は、上記状況でも交流系統３で電圧低下が発生した場合に、発電システムとしての運転継続性を向上する電力変換システムを提案するものである。
電力変換装置１の発電電力制御用電力変換器３１は制御器２００Aにより制御され、系統連系用電力変換装置３０は制御器２００Bにより制御される。交流系統３の正相電圧は制御器２００Bの正相電圧振幅算出器２０１６により算出され、シリアル変換器３００Ｂ１に出力される。
シリアル変換器３００B１は正相電圧振幅算出器２０１６の出力をシリアル通信形式に変換し、Ｅ／Ｏ変換器３００Ｂ２に出力する。Ｅ／Ｏ変換器３００Ｂ２はシリアル変換器３００Ｂ１の出力を光信号に変換し、その光を、ライトガイド３００Ｃを介して制御器２００Ａに備えられたＯ／Ｅ変換器３００Ａ１に出力する。
Ｏ／Ｅ変換器３００Ａ１は光信号を電気信号に変換し、その出力を復元器３００Ａ２に出力する。復元器３００Ａ２はシリアル信号化された電気信号から交流系統３の正相電圧振幅値に復元し、その出力を発電電力制御用電力変換器３１の有効電流指令上限値を算出する電流換算器２００３と、風車の羽のピッチ角を調整する信号を算出するピッチ角調整信号発生器２０２９と、に出力する。
以上のように、発電電力制御用電力変換器と系統連系用電力変換器が地理的に離れている場合でも、制御器が通信機能を有することにより交流系統２の正相電圧振幅値を発電電力制御用電力変換器の制御器に交流系統２の正相電圧振幅値を伝達できる。
本実施例では、ライトガイドを用いたシリアル通信により交流系統２の正相電圧振幅値を発電電力制御用電力変換器３１の制御器２００Ａに伝達したが、無線による通信によって制御器２００Ｂから制御器２００Ａへ交流系統２の正相電圧振幅値を伝達しても良い。
以上より、本実施例によれば接続する交流系統２の正相電圧振幅に応じて風力発電システムの同期発電機４の出力する有効電流を抑制することができるため、交流系統２の正相電圧振幅が低下したときには速やかに同期発電機４の発電電力を制限することができる。これにより、平滑コンデンサ１２の電圧が上昇することを回避することができ、発電電力制御用電力変換器３１と系統連系用電力変換器３０の電圧利用率を下げずに交流系統２の正相電圧振幅が低下した場合の電力変換装置１の運転継続性を向上することができる。
さらに、本実施例によれば発電電力制御用電力変換器３１と系統連系用電力変換器３０が地理的に離れた場所に設置されていても、交流系統２の正相電圧振幅を発電電力制御用電力変換器３１に送信することができ、運転継続性の向上を維持できる。

図２４は本発明の実施例６による電力変換システムの構成を示す。本実施例において、実施例５と同じものは同一の符号で示し、説明を省略する。
実施例５記載の電力変換装置との相違点は、実施例６は電源が太陽光発電パネルである点と、発電電力制御用電力変換器３１が実施例１〜３と同じ直流−直流の変換装置である点である。
太陽光発電パネルは、砂漠などに設置され、需要地まで発電した電力を直流で送電するシステムが考えられ、その場合、発電用電力変換器３１と系統連系用電力変換器３０が直流送電線50P、50Nで連系され、物理的に離れた場所に設置される場合がある。本実施例は、上記状況でも交流系統３で電圧低下が発生した場合にも発電システムとしての運転継続性を向上する電力変換システムを提案するものである。
正相電圧振幅演算器2016は、本実施例では、系統連系電力変換装置の制御装置200dに組み込まれている。実施例５と同様に正相電圧振幅演算値がシリアル通信により、発電電力制御用電力変換器の制御装置200cに渡され、実施例２と同様に、発電電力制御用電力変換器１１と系統連系用電力変換器３０の電圧利用率を下げずに交流系統２の電圧振幅が低下した場合の電力変換装置１の運転継続性を向上することができる。
さらに、本実施例によれば発電電力制御用電力変換器３１と系統連系用電力変換器３０が地理的に離れた場所に設置されていても、交流系統２の正相電圧振幅を発電電力制御用電力変換器３１に送信することができ、運転継続性の向上を維持できる。
また、本実施例においても、実施例２と同様に系統電圧振幅と直流電流とパネル電圧から、系統電力変換器の有効電力出力と平衡する太陽電池パネルの電力出力を得られる電流値をリミッタの上限値としてもよい。さらに、系統電圧と系統電流から有効電力演算器を用いて、有効電力を演算し、前期交流系統の電圧振幅の代わりに使用して最適電流指令値上限値を演算してもよい。

本発明の実施例１による電力変換装置の主要部の構成図。 実施例１の制御部の詳細を示す構成図。 最大電力追従運転の電流と電圧および電力の関係図。 実施例１の最大電力追従運転の処理を示すフロー図。 実施例１の交流系統の電圧振幅と太陽光発電パネルの出力電流指令上限値との関係図。 実施例１の交流系統の電圧振幅と太陽光発電パネルの出力電流指令上限値との別の関係図。 本発明の実施例２による電力変換装置の主要部の構成図。 実施例２の制御部の詳細を示す構成図。 実施例２の正相電圧振幅算器の構成図。 実施例２の正相電圧振幅算器の別の構成図。 本発明の実施例３による電力変換装置の主要部の構成図。 実施例３の制御部の詳細を示す構成図。 交流系統の正相電圧振幅と出力電力指令上限値の関係図。 本発明の実施例４による風力発電の電力変換装置の主要構成図。 実施例４の制御部の詳細を示す構成図。 実施例４のピッチ角調整信号発生器の別の構成図。 実施例４のピッチ角調整信号発生器の更に別の構成図。 実施例４の制御部の別の形態の詳細を示す構成図。 実施例４の制御部の更に別の形態の詳細を示す構成図。 本発明の実施例５による電力変換システムの構成図。 実施例２の制御部の別の形態を示す構成図。 実施例２制御部の更に別の形態を示す構成図。 実施例１の制御部の別の形態を示す構成図。 実施例１の制御部の更に別の形態を示す構成図。 本発明の実施例６による電力変換システムの構成図。 実施例１の制御部の他の形態を示す構成図。

符号の説明

１…電力変換装置、２…交流系統、３…太陽光発電パネル、４…同期発電機、５…直流電源、１０，３０…系統連系用電力変換器、１１，３１…発電電力制御用電力変換器、１２…平滑コンデンサ、１３…連系インピーダンス、１４…昇圧リアクトル、１５…逆流防止用ダイオード、２０，２３，２５，２６…電圧センサ、２１，２２…電流センサ、２４…位置センサ、４１…同期発電機回転子、50P，50N…直流送電線、２００，２００Ａ，２００Ｂ，２００ｃ，２００ｄ…制御器、２００１…振幅算出器、２００３…電流換算器、２００４…最大電力運転制御器、２００５…出力電流指令値リミッタ、２００６…電流制御器、２００７，２０１０…PWM制御器、２００８…電圧制御器、２００９…電流制御器。

Claims (7)

1. 電源から入力する電力を制御して交流系統に出力する電力変換装置において、
   前記電源の発電電力を制御して該発電電力を直流電力に変換する発電電力制御用電力変換器と、
   前記発電電力制御用電力変換器の出力端に接続する平滑コンデンサと、
   前記発電電力制御用電力変換器と前記平滑コンデンサに接続して前記直流電力を交流電力に変換して前記交流系統に出力する系統連系電力変換器と、
   前記交流系統の電圧振幅を検出する手段と、
   前記電圧振幅を入力とし、該電圧振幅に応じて前記発電電力制御用電力変換器の発電電力上限値を変化させる発電電力制限手段を含む制御部を備え、
   前記発電電力制限手段は前記電圧振幅が所定の設定値より小さい場合は、該電圧振幅に応じて前記発電電力制御用電力変換器の発電電力上限値を小さくし、前記平滑コンデンサの過充電を抑制することを特徴とする電力変換装置。
2. 請求項１記載の電力変換装置であって、
   前記電源からの出力電力を算出する電力算出手段と、出力電流を検出する電流検出器と、
   前記電源の出力電力指令値を制限する電力指令値リミッタと、
   前記電力算出手段により算出した電力検出値が前記電力指令値リミッタの出力に一致するように電源出力電流指令値を算出する電力制御器と、
   該電力制御器の出力である電源出力電流指令値に、前記電流検出器により検出した電流検出値が一致するよう前記発電電力制御用電力変換器の電源側出力電圧を調整する電流制御器と、を備え、
   前記交流系統の電圧振幅が所定の値より小さい場合は、前記発電電力制限手段が該電圧振幅に応じて前記電力指令値リミッタの上限値を低くすることで平滑コンデンサの過充電を抑制することを特徴とする電力変換装置。
3. 請求項２に記載の電力変換装置であって、
   前記交流系統が３相の交流系統であり、前記発電電力制限手段は前記電力指令値リミッタの上限値を交流系統の正相電圧振幅に応じて低下させることを特徴とする電力変換装置。
4. 請求項２に記載の電力変換装置であって、
   系統連系電力変換器と、発電電力制御用電力変換器がそれぞれ異なる制御部を備え、系統連系電力変換器が連系系統の電圧振幅値を通信によって発電電力制御用電力変換器に送信することを特徴とする電力変換装置。
5. 請求項４に記載の電力変換装置であって、
   前記電源が風車を持つ風力発電装置であり、該風車は羽の角度を変える手段を備え、
   系統連系電力変換器から発電電力制御用電力変換器へ通信によって送信された前記交流系統の電圧振幅が所定の設定値以下であれば風車の羽を風向に対して寝かせる指令を出力する手段を有することを特徴とする電力変換装置。
6. 請求項４に記載の電力変換装置であって、
   前記電源が太陽光発電パネルであり、系統連系電力変換器から発電電力制御用電力変換器へ通信によって送信された前記交流系統の電圧振幅を用いて、前記発電電力制限手段が該電圧振幅に応じて前記電力指令値リミッタの上限値を低くすることを特徴とする電力変換装置。
7. 請求項６に記載の電力変換装置であって、
   前記制御部に、太陽光発電パネル出力電流指令値の上限値を補正する出力電流指令上限値補正手段を備え、
   該出力電流上限値補正手段は、系統連系電力変換器から発電電力制御用電力変換器へ通信によって送信された前記交流系統の電圧振幅と、前記太陽光発電パネルの出力電圧と出力電流の検出値と、太陽光発電パネルの等価内部抵抗値とから、系統連系電力変換装置から出力される有効電力と太陽光発電パネルから出力される電力が平衡する電流値を計算し、これを電流指令値上限値とすることを特徴とする電力変換装置。

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