JP5829053B2 - 系統連系インバータ装置 - Google Patents

Description

本発明は、太陽電池で生成される直流電力を交流電力に逆変換し、その交流電力を商用電力系統に供給する系統連系インバータ装置に関する。

太陽電池を用いた系統連系インバータ装置では、太陽電池の発電量が変動するのに応じて最大電力点電圧が変化するので、一般に太陽電池の出力電圧を最大電力点電圧に制御するＭＰＰＴ制御（Maximum Power Point Tracking、最大電力点追尾制御）が行われる。太陽電池をインバータ装置に直接接続する構成では、ＭＰＰＴ制御は、インバータ装置の出力電流を制御することによってインバータ装置の入力電圧、すなわち、太陽電池の出力電圧を最大電力点電圧に制御する。

系統連系インバータ装置と電力系統との間には配電線などによりインダクタンス性の負荷が介在するので、系統連系インバータ装置から出力される交流電流が負荷を流れることによって系統連系インバータ装置と電力系統との連系点の電圧（以下、「連系点電圧」という。）が変動する。連系点電圧が規定値よりも上昇すると、家電設備等の負荷に悪影響を与えるため、分散型電源系統連系技術指針（ＪＥＡＧ９７０１−１９９３）では、連系点電圧が規定値よりも上昇したとき、系統連系インバータ装置の出力電流を出力電圧に対して進相させて連系点電圧の上昇を抑制し、その後系統連系インバータ装置の出力力率が規定値になっても連系点電圧の上昇が抑制できない場合は、ＭＰＰＴ制御を停止し、系統連系インバータ装置の出力電流を減少させて連系点電圧を規定値以下に抑制することが規定されている。

分散型電源系統連系技術指針（ＪＥＡＧ９７０１−１９９３）に従いＭＰＰＴ制御を系統連系インバータ装置の出力電流を減少させて連系点電圧を規定値以下に抑制する制御（以下、「連系点電圧抑制制御」という。）に切り換えた場合、その後、連系点電圧が規定値以下に低下したときにはＭＰＰＴ制御に戻す必要がある。しかし、連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に切り換える時に太陽電池の出力特性（電力−電圧の特性）がＭＰＰＴ制御から連系点電圧抑制制御に切り換えた時の出力特性から変化していた場合、変化後の出力特性では最大電力点電圧がどこにあるのか不明であるため、連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に移行する条件を効率良く検出できないという問題がある。

従来、特開平８−３１７７６４号公報には、上記の問題を解消する方法として、
（１）連系点電圧Ｖ_eが第１の基準電圧Ｖ１を超えると、ＭＰＰＴ制御から太陽電池の出力電圧Ｖ_sをその時の最大電力点電圧Ｖ_Aに固定する連系点電圧抑制制御に切り換える。
（２）連系点電圧抑制制御に移行した後は連系点電圧Ｖ_eが第２の基準電圧Ｖ２（＞Ｖ１）となるように太陽電池の出力電圧Ｖ_sを抑制する。
（３）日射量の低下による太陽電池の出力電力の低下や電力系統側の負荷変動によって、連系点電圧Ｖ_eが第２の基準電圧Ｖ２よりも低下すると、連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に切り換える。
という方法が提案されている。

特開平０８−３１７６６４号公報

ＭＰＰＴ制御は、太陽電池の出力電圧を所定のステップで変化させ、その変化方向に対する太陽電池の出力電力の変化方向を調べる方法（いわゆる山登り法）によって、太陽電池の出力電圧を太陽電他の出力特性（山形の電力−電圧特性）の最大電力点に収束させる制御である。特開平０８−３１７６６４号公報に記載の連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に切り換える制御では、制御を切り換えた時の太陽電池の出力特性に対して最大電力点電圧を追尾することになるので、その出力特性がＭＰＰＴ制御から連系点電圧抑制制御に切り換えたときの出力特性から変化している場合、最大電力点電圧への追尾速度が遅くなるという問題がある。

図６に示すように、出力特性ＡをＭＰＰＴ制御から連系点電圧抑制制御に切り換えたときの出力特性とし、出力特性Ｂを連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に戻すときの出力特性とし、連系点電圧抑制制御では出力特性Ａの最大電力点電圧Ｖ_Amaxから電圧を上昇させる方向（矢印の方向）に太陽電池の出力電圧を変化させる制御が行われたとする。この連系点電圧抑制制御で太陽電池の出力電圧が「Ｖ_Ak」に制御されたときに連系点電圧が規定値以下に低下し、連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に切り換えると、太陽電池の出力特性は出力特性Ｂになっているので、切換後のＭＰＰＴ制御では出力特性Ｂの電力Ｐ_kに対応する動作点Ｎ_Bkから最大電力点Ｎ_Bmaxを探索することになる。

しかし、出力特性Ｂで動作点Ｎ_Bkから最大電力点Ｎ_Bmaxを探索する場合、最大電力点Ｎ_Bmaxが動作点Ｎ_Bkに対して右側の領域にあるのか左側の領域にあるのかが分からない。このため、動作点Ｎ_Bkから右側の領域に探索を開始すると、出力特性Ｂの山を下る方向の探索になるので、途中で出力特性Ｂの山を登る方向に探索方向を反転しなければならず、その分、最大電力点Ｎ_Bmaxへの追尾速度が遅れることになる。このことは、連系点電圧抑制制御で出力特性Ａの最大電力点電圧Ｖ_Amaxから電圧を低下させる方向に太陽電池の出力電圧を変化させる制御が行われ、出力特性Ｂの動作点Ｎ_Bk’から最大電力点Ｎ_Bmaxを探索することになる場合でも同様である。

本発明は、ＭＰＰＴ制御から一時的に連系点電圧抑制制御に切り換えた後、ＭＰＰＴ制御に戻すときに最大電力点電圧への追尾時間のロスを低減することができる系統連系インバータ装置を提供することを目的とする。

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。

本発明によって提供される系統連系インバータ装置は、太陽電池によって生成される直流電力を交流電力に逆変換し、電力系統に出力する電力逆変換手段と、前記電力逆変換手段と前記電力系統との連系点の電圧を検出する連系点電圧検出手段と、前記連系点の電圧が予め設定された閾値以下の状態では前記太陽電池の出力電力が最大電力点の電力となるように前記電力逆変換手段の出力電流を制御する最大電力点追尾制御を行い、前記連系点の電圧が前記閾値よりも高い状態では前記太陽電池の出力電力が前記最大電力点の電力よりも低い領域で変化するように前記電力逆変換手段の出力電流を制御して前記連系点の電圧の上昇を抑制する連系点電圧抑制制御を行う制御手段と、を備えた系統連系インバータ装置において、前記制御手段は、前記連系点電圧抑制制御により、前記連系点の電圧が前記閾値よりも高い状態から前記閾値以下に低下したとき、前記太陽電池の出力電圧の変化方向を前記連系点電圧抑制制御時の変化方向から反対方向に反転させて前記最大電力点を検出する最大電力点検出手段と、前記最大電力点検出手段により前記太陽電池の最大電力点が検出されると、前記連系点電圧抑制制御を終了し、前記最大電力点追尾制御を開始させる切換制御手段と、を含む、ことを特徴とする（請求項１）。

なお、上記の系統連系インバータ装置において、前記電力逆変換手段の出力電力を検出する出力電力検出手段を更に備え、前記制御手段は、前記連系点電圧抑制制御中に、前記電力逆変換手段の出力電力がゼロ以下になる場合は、前記太陽電池の出力電圧の変化方向を反転して前記太陽電池の出力電力を上昇させ、前記電力逆変換手段の出力電力がゼロより大きくなると、前記太陽電池の出力電圧の変化方向を元の変化方向に戻すとよい（請求項２）。

また、上記の系統連系インバータ装置において、前記連系点電圧抑制制御における前記太陽電池の出力電圧の変化方向は前記太陽電池の出力電圧が上昇する方向であり、前記最大電力点検出手段は、前記連系点の電圧が前記閾値よりも高い状態から前記閾値以下に低下したとき、前記太陽電池の出力電圧の変化方向を低下する方向に反転させて前記最大電力点を検出するとよい（請求項３）。

また、上記の系統連系インバータ装置において、前記閾値には第１の閾値と当該第１の閾値よりも小さい第２の閾値とが含まれ、前記制御手段は、前記連系点の電圧が上昇している状態では前記第１の閾値を用いて前記最大電力点追尾制御と前記連系点電圧抑制制御とを切り換える制御を行い、前記連系点の電圧が低下している状態では前記第２の閾値を用いて前記連系点電圧抑制制御と前記最大電力点追尾制御とを切り換える制御を行うとよい（請求項４）。

また、上記の系統連系インバータ装置において、前記最大電力点検出手段は、前記太陽電池の出力電圧が所定のピッチで変化する毎に、前記太陽電池の出力電力の変化率ΔＰ_n／ΔＶ_n（ΔＰ_n：今回の出力電力の変化量、ΔＶ_n：今回の出力電圧の変化量）を算出するとともに、その変化量と前回算出された前記太陽電池の出力電力の変化率ΔＰ_n-1／ΔＶ_n-1（ΔＰ_n-1：前回の出力電力の変化量、ΔＶ_n-1：前回の出力電圧の変化量）との積（ΔＰ_n／ΔＶ_n）・（ΔＰ_n-1／ΔＶ_n-1）を算出し、その算出値がゼロ以下に変化するタイミングを前記太陽電池の最大電力点として検出するとよい（請求項５）。

本発明によれば、制御手段は、連系点電圧抑制制御中に連系点の電圧が閾値よりも高い状態から閾値以下に低下すると、太陽電池の出力電圧の変化方向を反転して太陽電池の最大電力点を探索する。例えば、連系点電圧抑制制御で太陽電池の出力電圧を最大電力点電圧よりも高い領域で上昇させている場合、出力電圧の変化方向を低下する方向に反転して太陽電池の最大電力点を探索する。逆に、連系点電圧抑制制御で太陽電池の出力電圧を最大電力点電圧よりも低い領域で低下させている場合、出力電圧の変化方向を上昇する方向に反転して太陽電池の最大電力点を探索する。そして、最大電力点を検出すると、制御手段は、連系点電圧抑制制御を終了し、最大電力点追尾制御を開始する。

本発明によれば、連系点電圧抑制制御から最大電力点追尾制御に切り換えるとき、その時の太陽電池の出力電圧を直ちに太陽電池の電力−電圧特性の最大電力点の方向に変化させて当該最大電力点を検出した後、最大電力点追尾制御に切り換えるので、切換後の最大電力点追尾のための時間的なロスを低減し、迅速に最大電力点を追尾することができる。

本発明に係る系統連系インバータ装置のブロック構成を示す図である。 連系点電圧抑制制御中に日射量が変化した場合、連系点電圧を上昇制御から減少制御に変化させることを説明するための太陽電池の出力特性の一例を示す図である。 ＭＰＰＴ制御と連系点電圧抑制制御とを切り換える制御の手順を示すフローチャートである。 連系点電圧抑制制御の処理手順を示すフローチャートである。 連系点電圧抑制制御を解除する処理手順を示すフローチャートである。 従来の方法で連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に切り換えたときに最大電力点追尾が遅くなる理由を説明するための太陽電池の出力特性（電力−電圧特性）の一例を示す図である。

本発明に係る系統連系インバータ装置を図１乃至図５を用いて説明する。

図１は、本発明に係る系統連系インバータ装置のブロック構成を示す図である。

図１に示す系統連系インバータ装置１は、太陽電池２を電力源とし、太陽電池２で生成される直流電力を交流電力に逆変換して電力系統７に出力するインバータ装置である。系統連系インバータ装置１は、基本的なブロック構成としてインバータ装置３、コントローラ４、直流計測器５及び交流計測器６を備える。

太陽電池２は、太陽光を受光し、光起電力効果により受光した光エネルギーを電気エネルギーに変換する。太陽電池２で発生された電気エネルギーは直流電力としてインバータ装置３に出力される。

インバータ装置３は、太陽電池２から出力される直流電力を交流電力に逆変換して電力系統７に出力する。インバータ装置３には、６個のスイッチング素子を用いた三相フルブリッジ回路で構成される電圧型の三相インバータ、三相インバータから出力されるＵ相、Ｖ相、Ｗ相の各相の交流電圧及び交流電流に含まれるスイッチングノイズを除去するフィルタ、フィルタから出力される交流電圧のレベルを電力系統７の電圧（以下、「系統電圧」という。）とほぼ同一のレベルに昇圧する変圧器及び異常発生時にインバータ装置３を電力系統７から切り離すための解列器が含まれる。

６個のスイッチング素子は、コントローラ４から出力されるＰＷＭ（Pulse Width Modulation）信号によってオン・オフ駆動される。ＰＷＭ信号は、コントローラ４によって、例えば、インバータ装置３から出力させる交流電流の目標波形（被変調波信号の波形）と所定の高周波の三角波（変調波）の波形とを比較する三角波比較方式により生成される。６個のスイッチング素子がＰＷＭ信号によってオン・オフ動作することにより直流電力が交流電力に変換されてインバータ装置３から電力系統７のＵ相、Ｖ相、Ｗ相の各相に出力される。インバータ装置３から出力される交流電圧及び交流電流は、商用電源周波数（日本では５０Ｈｚ／６０Ｈｚ）を有している。

直流計測器５は、太陽電池２の出力電圧Ｖ_dc（太陽電池２の動作点電圧であり、インバータ装置３の入力電圧に相当）と出力電流Ｉ_dcを検出し、出力電圧Ｖ_dcと出力電流Ｉ_dcを乗じて出力電力Ｐ_dcを算出する。直流計測器５で検出された出力電圧Ｖ_dcと算出された出力電力Ｐ_dcはコントローラ４に入力される。

なお、直流計測器５を直流電流計と直流電圧計で構成し、コントローラ４に出力電圧Ｖ_dcと出力電流Ｉ_dcの検出値を入力してコントローラ４で出力電力Ｐ_dcを算出する構成にしてもよい。

交流計測器６は、インバータ装置３の出力電圧ｖ_ac（Ｕ相、Ｖ相、Ｗ相の各相の三相交流電圧）と出力電流ｉ_ac（Ｕ相、Ｖ相、Ｗ相の各相の三相交流電流）とを検出し、これらの検出値を用いて出力電圧ｖ_acの実効値Ｖ_acと出力電力Ｗ_ac＝Ｐ_ac（有効電力）＋ｊ・Ｑ_ac（無効電力）を算出する。交流計測器６で検出された出力電圧ｖ_ac及び出力電流ｉ_acと算出された実効値Ｖ_acと出力電力Ｗ_acはコントローラ４に入力される。

なお、交流計測器６を交流電流計と交流電圧計で構成し、コントローラ４に出力電圧ｖ_ac及び出力電流ｉ_acの検出値を入力してコントローラ４で実効値Ｖ_ac及び出力電力Ｗ_acを算出する構成にしてもよい。

コントローラ４は、電流モード制御によりインバータ装置３内の電圧型の三相インバータの出力電流ｉ_acを制御する。系統連系インバータ装置１では、太陽電池２で生成される電力を効率良く電力系統７に出力するため、太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcを太陽電池２の出力特性（電力−電圧特性）の最大電力点電圧（最大電力点に対応する電圧）に制御する必要がある。太陽電池２の出力特性は日射量によって変化し、その出力特性の変化に応じて最大電力点電圧も変化する。このため、コントローラ４は、所定の周期でインバータ装置３の入力電圧Ｖ_dc（すなわち、太陽電池２の出力電圧Ｖ_dc）が最大電力点電圧となるインバータ装置３の出力電圧の目標値ｖ_acoを設定し、電流マイナーループによってインバータ装置３の出力電流ｉ_acが目標値ｖ_acoとなるように制御する（ＭＰＰＴ制御）。

一方、系統連系インバータ装置１では、ＭＰＰＴ制御により系統連系インバータ装置１の出力電流ｉ_acが変化するのに応じて系統連系インバータ装置１と電力系統７との連系点の電圧ｖ_acが変動した場合、その連系点の電圧ｖ_acの実効値Ｖ_ac（インバータ装置３の出力端の電圧に相当。以下、「連系点電圧Ｖ_ac」という。）が規定値以上に上昇しないように（規定値以上の過電圧にならないように）制御する必要がある。このため、コントローラ４は、所定の周期で連系点電圧Ｖ_acが規定値以上に上昇していないか監視し、上昇した場合は、ＭＰＰＴ制御を連系点電圧抑制制御に切り換える。

系統連系インバータ装置１は一般に配電線を通して電力系統７に接続されており、系統連系インバータ装置１の出力電流ｉ_acが増加すると（出力電力Ｗ_acが増大すると）、それに応じて配電線の逆起電力により連系点電圧Ｖ_acが上昇する。連系点電圧抑制制御は、インバータ装置３の出力電流ｉ_acを所定のステップで減少させることにより配電線の逆起電力を減少させ、これにより連系点電圧Ｖ_acを規定値以下に抑制する制御である。

連系点電圧抑制制御は、系統連系インバータ装置１の出力電力Ｗ_acを減少させる制御であるから、例えば、太陽電池２の出力特性が図６の出力特性Ａである場合、太陽電池２の動作点を最大電力点Ｎ_Amaxから右方向（太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcを上昇させる方向）若しくは左方向（太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcを低下させる方向）に変化させる制御に相当する。太陽電池２の動作点を出力電圧Ｖ_dcが低下する方向に変化させる制御は、太陽電池２の動作点を出力電圧Ｖ_dcが上昇する方向に変化させる制御に比べると、同一の出力電力における太陽電池２の出力電流Ｉ_dcが大きくなるから、発熱や電力ロスの点で不利である。従って、本実施形態では、太陽電池２の動作点を出力電圧Ｖ_dcが上昇する方向に変化させる連系点電圧抑制制御をしている。

コントローラ４は、連系点電圧抑制制御によって連系点電圧Ｖ_acが規定値よりも小さくなると、連系点電圧抑制制御を終了し、ＭＰＰＴ制御を再開する。すなわち、コントローラ４は、連系点電圧Ｖ_acを監視しながら、通常はＭＰＰＴ制御によりインバータ装置３の出力電流ｉ_acを制御し、連系点電圧Ｖ_acが規定値以上に上昇すると、ＭＰＰＴ制御を連系点電圧抑制制御に切り換えて連系点電圧Ｖ_acの上昇を抑制し、連系点電圧抑制制御によって連系点電圧Ｖ_acが規定値よりも小さくなると、連系点電圧抑制制御を終了し、ＭＰＰＴ制御に復帰する制御を行う。

図１のコントローラ４内の構成は、上記のコントローラ４の制御を実現するための構成をブロック図で示したものである。

コントローラ４は、第１の電圧指令値生成部４０１、第２の電圧指令値生成部４０２、電圧指令値切換部４０３、無効電力指令部４０４、被変調波生成部４０５及びＰＷＭ信号生成部４０６を含む。

コントローラ４は、上述したように、インバータ装置３内の６個のスイッチング素子のオン・オフ駆動を制御するためのＰＷＭ信号を生成し、そのＰＷＭ信号をインバータ装置３に供給する。コントローラ４は、αβ軸座標系でインバータ装置３の出力電流ｉ_acの制御値Ｉα，Ｉβ（目標値と実測値との偏差に基づき実測値を目標値にするための制御値。Ｉαは制御値のα軸成分、Ｉβは制御値のβ軸成分）を設定する。そして、コントローラ４は、制御値Ｉα，Ｉβを二相−三相変換してＵ、Ｖ、Ｗの各相の出力電流の目標値ｉ_uo，ｉ_vo，ｉ_wo（被変調波の波形）を生成し、各目標値ｉ_uo，ｉ_vo，ｉ_woをそれぞれ所定の高周波の三角波（変調波）と比較してＰＷＭ信号を生成する。

第１の電圧指令値生成部４０１、第２の電圧指令値生成部４０２、電圧指令値切換部４０３、無効電力指令部４０４及び被変調波生成部４０５は、インバータ装置３の出力電流ｉ_acのαβ軸座標系における制御値Ｉα_o，Ｉβ_oを生成し、その制御値Ｉα_o，Ｉβ_oをαβ−ＵＷＶ変換してＵ，Ｖ，Ｗの各相の出力電流の目標値ｉ_uo，ｉ_vo，ｉ_woを生成する機能を果たすブロックである。αβ軸座標系における制御値Ｉα_o，Ｉβ_oは、インバータ装置３の出力電圧ｖ_acのｄｑ座標系における制御値Ｅ_d，Ｅ_qを設定し、その制御値Ｅ_d，Ｅ_qをｄｑ−αβ変換してαβ軸座標系における各軸の成分Ｅα，Ｅβを求めるとともに、インバータ装置３のＵ、Ｖ、Ｗの各相の出力電流の実測値ｉ_u，ｉ_v，ｉ_wをＵＷＶ−αβ変換してαβ軸座標系における各軸の成分Ｉα，Ｉβを求め、両成分について差分（Ｅα−Ｉα），（Ｅβ−Ｉβ）を演算することにより生成される。

第１の電圧指令値生成部４０１は、ＭＰＰＴ制御により太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoを設定するブロックである。第１の電圧指令値生成部４０１で設定される目標値Ｖ_dcoは、電圧指令値切換部４０３を介して被変調波生成部４０５にｄｑ座標系におけるｑ軸成分Ｖ_qとして入力される。第１の電圧指令値生成部４０１には直流計測器５から直流電圧Ｖ_dcの検出値と直流電力Ｐ_dcの算出値とが入力される。第１の電圧指令値生成部４０１は、所定の周期で出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoの更新処理を行う。この更新処理は、前回設定された出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dco（以下、前回の目標値を「Ｖ_n-1」と表記する。）に所定の電圧値ΔＶ_dc（＞０）を加算若しくは減算して今回の目標値Ｖ_dco（以下、今回の目標値を「Ｖ_n」と表記する。）を設定する処理である。

第１の電圧指令値生成部４０１は、前回直流計測器５から入力された直流電力Ｐ_dc（以下、前回の入力値を「Ｐ_n-1」と表記する。）と今回直流計測器５から入力された直流電力Ｐ_dc（以下、今回の入力値を「Ｐ_n」と表記する。）の差分ΔＰ＝Ｐ_n−Ｐ_n-1を演算し、ΔＰ＞０であれば、前回と同様の電圧値ΔＶ_dcの加算若しくは減算の処理を行う。すなわち、第１の電圧指令値生成部４０１は、前回の更新処理が「Ｖ_n＝Ｖ_n-1＋ΔＶ_dc」であれば、今回の更新処理でも「Ｖ_n＝Ｖ_n-1＋ΔＶ_dc」の処理を行い、前回の更新処理が「Ｖ_n＝Ｖ_n-1−ΔＶ_dc」であれば、今回の更新処理でも「Ｖ_n＝Ｖ_n-1−ΔＶ_dc」の処理を行う。

一方、ΔＰ＜０であれば、第１の電圧指令値生成部４０１は、前回とは逆の処理を行う。すなわち、前回の更新処理が「Ｖ_n＝Ｖ_n-1＋ΔＶ_dc」であれば、今回の更新処理では「Ｖ_n＝Ｖ_n-1−ΔＶ_dc」の処理を行い、前回の更新処理が「Ｖ_n＝Ｖ_n-1−ΔＶ_dc」であれば、今回の更新処理では「Ｖ_n＝Ｖ_n-1＋ΔＶ_dc」の処理を行う。

そして、ΔＰ＝０であれば、第１の電圧指令値生成部４０１は、電圧値ΔＶ_dcの加算若しくは減算の処理はせず、「Ｖ_n＝Ｖ_n-1」の処理を行う。

第２の電圧指令値生成部４０２は、連系点電圧抑制制御により太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoを設定するブロックである。第２の電圧指令値生成部４０２で設定される目標値Ｖ_dcoは、電圧指令値切換部４０３を介して被変調波生成部４０５にｄｑ座標系におけるｑ軸成分Ｖ_qとして入力される。第２の電圧指令値生成部４０２には直流計測器５から直流電圧Ｖ_dcの検出値と直流電力Ｐ_dcの算出値が入力され、交流計測器６から連系点電圧Ｖ_ac（交流電圧ｖ_acの検出値から算出された実効値）が入力される。

第２の電圧指令値生成部４０１は、所定の周期で出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoを上昇させる更新処理を行うとともに、連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂以下に低下したか否かの判別処理を行う。また、第２の電圧指令値生成部４０１は、出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoを上昇させることによって連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂以下に低下すると、連系点電圧抑制処理を解除する処理を行う。

また、第２の電圧指令値生成部４０１は、連系点電圧抑制制御中に日射量が減少し、インバータ装置３の出力電力が０になると、出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoを上昇させる処理から出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoを低下させる処理に切り換える。これは、例えば、太陽電池２の出力特性が図２の出力特性Ｂで、連系点電圧抑制制御により出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoが「Ｖ_Bh」まで低下したとき（矢印（イ）の動作点移動参照）に日射量が減少して出力特性Ｃに変化していた場合、出力特性Ｃでは電圧Ｖ_Bhの出力電力が「０」になり、すなわち、インバータ装置３から電力系統７に電力が出力されなくなり、連系点電圧Ｖ_acの抑制制御を行う意味がなくなるから、出力特性Ｂの動作点Ｎ_Bhを出力特性Ｃの出力Ｐ_hに対応する動作点Ｎ_Chに移動させる（すなわち、出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoを「Ｖ_Bh」から「Ｖ_Ch」に低下させる。矢印（ロ）の動作点移動参照）ためである。

なお、連系点電圧抑制制御中に日射量が増加し、例えば、太陽電池２の出力特性が図２の出力特性Ａに変化しても、第２の電圧指令値生成部４０１は出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoの上昇処理を継続する。この場合は、出力特性Ｂの動作点Ｎ_Bhが出力特性Ａの動作点Ｎ_Ahに移動し、太陽電池２の出力電力Ｐ_dcが増加して連系点電圧Ｖ_acを上昇させる方向に作用するから、太陽電池２の出力電力Ｐ_dcを減少する制御を継続すれば、連系点電圧Ｖ_acの上昇を抑制することになるからである。

コントローラ４は、起動時はＭＰＰＴ制御により太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoを制御するが、ＭＰＰＴ制御中に連系点電圧Ｖ_acが第１の閾値Ｖ₁以上に上昇すると、連系点電圧抑制制御に切り換え、太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcの目標値Ｖ_dcoを連系点電圧抑制制御によって制御する。そして、連系点電圧抑制制御中に連系点電圧Ｖ_acが第１の閾値Ｖ₁よりも小さい第２の閾値Ｖ₂以下に低下すると、連系点電圧抑制制御を解除する処理をした後、ＭＰＰＴ制御に切り換える。

電圧指令値切換部４０３は、連系点電圧Ｖ_acの検出値に基づき、被変調波生成部４０５に第１の電圧指令値生成部４０１で生成される電圧指令値（ＭＰＰＴ制御による電圧指令値）と第２の電圧指令値生成部４０２で生成される電圧指令値（連系点電圧抑制制御による電圧指令値）のいずれを入力するかを制御するブロックである。電圧指令値切換部４０３による電圧指令値の切換制御は、連系点電圧Ｖ_acの検出値に基づき、太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcの制御をＭＰＰＴ制御と連系点電圧抑制制御との間で切り換える制御と等価である。

電圧指令値切換部４０３には、交流計測器６から連系点電圧Ｖ_acの検出値が入力される。電圧指令値切換部４０３は、連系点電圧Ｖ_acを第１の閾値Ｖ₁と第２の閾値Ｖ₂の２つの閾値と比較し、その比較結果に基づいてスイッチ４０３ｂの切換を制御する切換制御部４０３ａと、被変調波生成部４０５に第１の電圧指令値生成部４０１を接続する状態と被変調波生成部４０５に第２の電圧指令値生成部４０２を接続する状態とを切り換えるスイッチ４０３ｂとを有する。

切換制御部４０３ａは、連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂（＜Ｖ₁）よりも小さい値から第１の閾値Ｖ₁に上昇するまではスイッチ４０３ｂを被変調波生成部４０５に第１の電圧指令値生成部４０１を接続する（ＭＰＰＴ制御を行う）状態に制御する。切換制御信号生成部４０３ａは、連系点電圧Ｖ_acが第１の閾値Ｖ₁以上に上昇すると、連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂に低下するまではスイッチ４０３ｂを被変調波生成部４０５に第２の電圧指令値生成部４０２を接続する（連系点電圧抑制制御を行う）状態に制御する。そして、連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂よりも小さくなると、切換制御信号生成部４０３ａは、スイッチ４０３ｂを被変調波生成部４０５に第１の電圧指令値生成部４０１を接続する（ＭＰＰＴ制御を行う）状態に制御する。

なお、本実施形態では、ＭＰＰＴ制御から連系点電圧抑制制御に切り換える第１の閾値Ｖ₁と、連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に切り換える第２の閾値Ｖ₂とにＶ₁＞Ｖ₂の関係を設定しているが、これは連系点電圧Ｖ_acが閾値の近傍で変動した場合、ＭＰＰＴ制御と連系点電圧抑制制御との間の切換制御でチャタリングが生じるのを防止するためである。従って、Ｖ₁＝Ｖ₂に設定してもよい。

無効電力指令部４０４は、無効電力の目標値Ｑ_oを設定するブロックである。無効電力の目標値Ｑ_oは、通常力率＝１の値（０）が設定される。無効電力指令部４０４で設定される目標値Ｑ_oは、被変調波生成部４０５にｄｑ座標系におけるｄ軸成分Ｖ_dとして入力される。

被変調波生成部４０５は、第１の電圧指令値生成部４０１又は第２の電圧指令値生成部４０２と無効電力指令部４０４から入力されるｄｑ座標系のｄ軸成分Ｖ_d及びｑ軸成分Ｖ_qと、インバータ装置３のＵ，Ｖ，Ｗの各相の出力電流の実測値ｉ_u，ｉ_v，ｉ_wとを用いてＵ、Ｖ、Ｗの各相の出力電流の制御値ｉ_uo，ｉ_vo，ｉ_woを生成するブロックである。被変調波生成部４０５には、直流計測器５から太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcの検出値が入力され、交流計測器６から出力電圧ｖ_ac、出力電流ｉ_ac及び交流電力Ｐ_acの検出値が入力される。

被変調波生成部４０５は、第１の電圧指令値生成部４０１又は第２の電圧指令値生成部４０２から入力される直流電圧指令値Ｖ_dcoと直流計測器５から入力される太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcとの偏差を算出し、その編差にＰＩ制御演算を行って制御値のｄｑ座標系におけるｑ軸成分Ｅ_qを算出する。被変調波生成部４０５は、無効電力指令部４０４から入力される無効電力指令値Ｑ_oと交流計測器６から入力される交流電力Ｐ_acに含まれる無効電力Ｑとの偏差を求め、その編差にＰＩ制御演算を行って制御値のｄ軸成分Ｅ_dを算出する。そして、被変調波生成部４０５は、ｄ軸成分Ｅ_dとｑ軸成分Ｅ_qをｄｑ−αβ変換して制御値のαβ軸座標系におけるα軸成分Ｅαとβ軸成分Ｅβを算出する。

また、被変調波生成部４０５は、交流計測器６から入力されるインバータ装置３のＵ、Ｖ、Ｗの各相の出力電流の実測値ｉ_u，ｉ_v，ｉ_wをＵＷＶ−αβ変換してαβ軸座標系におけるα軸成分Ｉαとβ軸成分Ｉβを算出する。被変調波生成部４０５は、αβ軸座標系の各軸成分について、差分を演算することにより制御値Ｉα_o（＝Ｅα−Ｉα），Ｉβ_o（＝Ｅβ−Ｉβ）を生成する。そして、被変調波生成部４０５は、制御値Ｉα_o，Ｉβ_oをαβ−ＵＷＶ変換してＵ，Ｖ，Ｗの各相の出力電流の制御値ｉ_uo，ｉ_vo，ｉ_woを生成する。被変調波生成部４０５で生成された生成されたｉ_uo，ｉ_vo，ｉ_woは、ＰＷＭ信号生成部４０６に入力される。

ＰＷＭ信号生成部４０６は、三角波を生成し、被変調波生成部４０５から入力される被変調波（Ｕ，Ｖ，Ｗの各相の出力電流の制御値ｉ_uo，ｉ_vo，ｉ_wo）のレベルと三角波のレベルを比較し、その比較結果に応じたレベルのパルス信号をＰＷＭ信号として生成するブロックである。ＰＷＭ信号生成部４０６で生成されたＰＷＭ信号は、インバータ装置３に入力される。

次に、コントローラ４におけるＭＰＰＴ制御と連系点電圧抑制制御との切換制御について、図３乃至図５のフローチャートを用いて説明する。

図３は、ＭＰＰＴ制御と連系点電圧抑制制御とを切り換える制御の手順を示すフローチャートである。図３に示すフローチャートは、系統連系インバータ装置１が起動し、ＭＰＰＴ制御によってインバータ装置３を制御している状態で連系点電圧Ｖ_acが変動した場合のＭＰＰＴ制御と連系点電圧抑制制御との切換制御の手順を示している。図４は、連系点電圧抑制制御の処理手順を示すフローチャートであり、図５は、連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に切り換える時の連系点電圧抑制制御を解除する処理手順を示すフローチャートである。コントローラ４は、所定の周期で図３乃至図５に示すフローチャートを実行する。

コントローラ４は、連系点電圧Ｖ_acが第１の閾値Ｖ₁以上に上昇していないか監視しており（Ｓ１）、連系点電圧Ｖ_acが第１の閾値Ｖ₁以上に上昇していなければ（Ｓ１：ＮＯ）、ＭＰＰＴ制御を継続する（Ｓ２）。コントローラ４は、連系点電圧Ｖ_acが第１の閾値Ｖ₁以上に上昇すると（Ｓ１：ＹＥＳ）、制御をＭＰＰＴ制御から連系点電圧抑制制御に切り換え（Ｓ３）、図４に示す「連系点電圧抑制制御」によりインバータ装置３の制御を行う。

図２に示したように、制御を連系点電圧抑制制御に切り換えるときの太陽電池２の出力特性が出力特性Ｂであるとすると、コントローラ４は切換直前までＭＰＰＴ制御を行っているので、太陽電池２の出力電圧Ｖ_dc（すなわち、インバータ装置３の出力電圧Ｖ_dc）は、出力特性Ｂの最大電力点電圧Ｖ_Bmaxとなっている。

コントローラ４は、連系点電圧抑制制御に移行すると、交流計測器６から入力されるインバータ装置３の出力電力Ｐ_acが「０」より大きいか否かを判別し（Ｓ１０）、出力電力Ｐ_acが「０」より大きければ（Ｓ１０：ＹＥＳ）、現在の直流電圧指令値Ｖ_dcoに所定の電圧値ΔＶ_dcを加算して直流電圧指令値Ｖ_dcoを上昇させた後（Ｓ１１）、図３の制御に戻る。一方、コントローラ４は、出力電力Ｐ_acが「０」以下であれば（Ｓ１０：ＮＯ）、現在の直流電圧指令値Ｖ_dcoから所定の電圧値ΔＶ_dcを減算して直流電圧指令値Ｖ_dcoを減少させた後（Ｓ１２）、図３の制御に戻る。

図３の制御に戻ると、コントローラ４は、連系点電圧抑制制御により連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂以下に減少したか否かを判別する（Ｓ４）。連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂以下に減少していなければ（Ｓ４：ＮＯ）、コントローラ４は、連系点電圧抑制制御を継続する（Ｓ５）。一方、コントローラ４は、連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂以下に減少していれば（Ｓ４：ＹＥＳ）、図５に示す「連系点電圧抑制制御解除」の制御を行う（Ｓ６）。

「連系点電圧抑制制御解除」は、連系点電圧抑制制御をＭＰＰＴ制御に切り換える際、その時の太陽電圧２の出力特性は、ＭＰＰＴ制御から連系点電圧抑制制御に切り換えたときの出力特性から変化していると考えられるので、太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcを変化後の出力特性の最大電力点電圧に設定して連系点電圧抑制制御を終了させる制御である。

例えば、ＭＰＰＴ制御から連系点電圧抑制制御に切り換えたときの太陽電池２の出力特性を図２の出力特性Ｂとし、連系点電圧抑制制御で太陽電池２の動作点を出力特性Ｂの最大電力点Ｎ_Bmaxから動作点Ｎ_Bkに移動させたとき（矢印（イ）の動作点移動参照）に連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂以下に低下したとする。そして、このときの太陽電池２の出力特性が図２の出力特性Ｃであるとすると、連系点電圧抑制制御解除の開始をするときの動作点は出力特性Ｃの動作点Ｎ_Ckとなり、図２の出力特性Ａであるとすると、連系点電圧抑制制御解除の開始をするときの動作点は出力特性Ａの動作点Ｎ_Akとなる。

図２から明らかなように、出力特性Ａ，Ｃの動作点Ｎ_Ak，Ｎ_Ckはそれぞれ最大電力点Ｎ_Amax，Ｎ_Cmaxよりも右側の領域（Ｖ_Ak＞Ｖ_Amax，Ｖ_Ck＞Ｖ_Cmaxの領域）にあるから、連系点電圧抑制制御解除に移行すると、連系点電圧抑制制御で直流電圧指令値Ｖ _dco を上昇させていた制御は直流電圧指令値Ｖ _dco を低下させる制御に切り換えられ、連系点電圧抑制制御解除の処理によって太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcは連系点電圧抑制制御解除の開始時の出力特性Ａの最大電力点Ｎ_Amaxに対応する電圧Ｖ_Amax（又は出力特性Ｃの最大電力点Ｎ_Cmaxに対応する電圧Ｖ_Cmax）に設定される。

図５に示す「連系点電圧抑制制御解除」に移行すると、コントローラ４は、直流計測器５から入力される直流電圧Ｖ_dcと直流電力Ｐ_dcから今回処理時の直流電圧Ｖ_nと直流電力Ｐ_nを取得し（Ｓ２０）、これらの取得値と前回処理時に取得した直流電圧Ｖ_n-1と直流電力Ｐ_n-1とを用いて直流電圧Ｖ_dcの差分ΔＶ_n ＝（Ｖ_n−Ｖ_n-1）と直流電力Ｐ_dcの差分ΔＰ_n＝（Ｐ_n−Ｐ_n-1）を算出する（Ｓ２１）。更に、コントローラ４は、直流電力Ｐ_dcの変化率（ΔＰ_n／ΔＶ_n）を演算し、前回処理時に算出した直流電力Ｐ_dcの変化率（ΔＰ_n-1／ΔＶ_n-1）との積（ΔＰ_n／ΔＶ_n）・（ΔＰ_n-1／ΔＶ_n-1）を求める。

そして、コントローラ４は、その積の値が「０」以下であるか否かを判別し（Ｓ２２）、（ΔＰ_n／ΔＶ_n）・（ΔＰ_n-1／ΔＶ_n-1)＞０であれば（Ｓ２２：ＮＯ）、現在の直流電圧指令値Ｖ_dcoから所定の電圧値ΔＶ_dcを減算して直流電圧指令値Ｖ_dcoを減少させた後（Ｓ２３）、図３の制御に戻る。一方、（ΔＰ_n／ΔＶ_n）・（ΔＰ_n-1／ΔＶ_n-1）≦０であれば（Ｓ２２：ＹＥＳ）、コントローラ４は、連系点電圧抑制制御解除の処理を完了し（Ｓ２４）、図３の制御に戻る。

図３の制御に戻ると、コントローラ４は、連系点電圧抑制制御解除の処理が完了しているか否を判別し（Ｓ７）、連系点電圧抑制制御解除の処理が完了していなければ（Ｓ７：ＮＯ）、ステップＳ１に戻り、上述したステップＳ１〜Ｓ７の処理を繰り返す。そして、連系点電圧抑制制御解除の処理が完了すると（Ｓ７：ＹＥＳ）、コントローラ４は、連系点電圧抑制制御を終了し、制御をＭＰＰＴ制御に切り換えて（Ｓ８）、ステップＳ１に戻る。すなわち、コントローラ４は、連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に切り換えるときの太陽電池２の出力特性の最大電力点を動作点としてＭＰＰＴ制御を再開する。

以上のように、本実施形態によれば、連系点電圧Ｖ_acが第２の閾値Ｖ₂以下に減少したことによってインバータ装置３の制御を連系点電圧抑制制御からＭＰＰＴ制御に切り換える場合、連系点電圧抑制制御における直流電圧指令値Ｖ_dcoの上昇制御を直流電圧指令値Ｖ_dcoの低下制御に切り換えて太陽電池２の出力電圧Ｖ_dcを制御切換時の太陽電池２の出力特性の最大電力点電圧に設定し、その後連系点電圧抑制制御を終了してＭＰＰＴ制御を再開させるようにしているので、連系点電圧抑制制御から直ちにＭＰＰＴ制御に切り換えた場合に比べ、ＭＰＰＴ制御で最大電力点を探索するための追尾処理による時間のロスを低減することができる。従って、本実施形態によれば、連系点電圧抑制制御における動作点をＭＰＰＴ制御の最適動作点に迅速に切り換えることができる。

１ 系統連系インバータ装置
２ 太陽電池
３ インバータ装置
４ コントローラ
４０１ 第１の電圧指令値生成部
４０２ 第２の電圧指令値生成部
４０３ 電圧指令値切換部
４０３ａ 切換制御部
４０３ｂ スイッチ
４０４ 無効電力指令部
４０５ 被変調波生成部
４０６ ＰＷＭ信号生成部
５ 直流計測器
６ 交流計測器
７ 電力系統

また、上記実施形態では、インバータ装置が三相インバータの場合について説明したが、本発明は、インバータ装置が単相インバータの場合にも適用することができる。

１ 系統連系インバータ装置
２ 太陽電池
３ インバータ装置
４ コントローラ
４０１ 第１の電圧指令値生成部
４０２ 第２の電圧指令値生成部
４０３ 電圧指令値切換部
４０３ａ 切換制御部
４０３ｂ スイッチ
４０４ 無効電力指令部
４０５ 被変調波生成部
４０６ ＰＷＭ信号生成部
５ 直流計測器
６ 直流計測器
７ 電力系統

Claims (5)

1. 太陽電池によって生成される直流電力を交流電力に逆変換し、電力系統に出力する電力逆変換手段と、
   前記電力逆変換手段と前記電力系統との連系点の電圧を検出する連系点電圧検出手段と、
   前記連系点の電圧が予め設定された閾値以下の状態では前記太陽電池の出力電力が最大電力点の電力となるように前記電力逆変換手段の出力電流を制御する最大電力点追尾制御を行い、前記連系点の電圧が前記閾値よりも高い状態では前記太陽電池の出力電力が前記最大電力点の電力よりも低い領域で変化するように前記電力逆変換手段の出力電流を制御して前記連系点の電圧の上昇を抑制する連系点電圧抑制制御を行う制御手段と、
   を備えた系統連系インバータ装置において、
   前記制御手段は、
   前記連系点電圧抑制制御により、前記連系点の電圧が前記閾値よりも高い状態から前記閾値以下に低下したとき、前記太陽電池の出力電圧の変化方向を前記連系点電圧抑制制御時の変化方向から反対方向に反転させて前記最大電力点を検出する最大電力点検出手段と、
   前記最大電力点検出手段により前記太陽電池の最大電力点が検出されると、前記連系点電圧抑制制御を終了し、前記最大電力点追尾制御を開始させる切換制御手段と、
   を含む、
   ことを特徴とする系統連系インバータ装置。
2. 前記電力逆変換手段の出力電力を検出する出力電力検出手段を更に備え、
   前記制御手段は、前記連系点電圧抑制制御中に、前記電力逆変換手段の出力電力がゼロ以下になる場合は、前記太陽電池の出力電圧の変化方向を反転して前記太陽電池の出力電力を上昇させ、前記電力逆変換手段の出力電力がゼロより大きくなると、前記太陽電池の出力電圧の変化方向を元の変化方向に戻す、請求項１に記載の系統連系インバータ装置。
3. 前記連系点電圧抑制制御における前記太陽電池の出力電圧の変化方向は前記太陽電池の出力電圧が上昇する方向であり、
   前記最大電力点検出手段は、前記連系点の電圧が前記閾値よりも高い状態から前記閾値以下に低下したとき、前記太陽電池の出力電圧の変化方向を低下する方向に反転させて前記最大電力点を検出する、請求項１又は２に記載の系統連系インバータ装置。
4. 前記閾値には第１の閾値と当該第１の閾値よりも小さい第２の閾値とが含まれ、
   前記制御手段は、前記連系点の電圧が上昇している状態では前記第１の閾値を用いて前記最大電力点追尾制御と前記連系点電圧抑制制御とを切り換える制御を行い、前記連系点の電圧が低下している状態では前記第２の閾値を用いて前記連系点電圧抑制制御と前記最大電力点追尾制御とを切り換える制御を行う、請求項１乃至３のいずれかに記載の系統連系インバータ装置。
5. 前記最大電力点検出手段は、前記太陽電池の出力電圧が所定のピッチで変化する毎に、前記太陽電池の出力電力の変化率ΔＰ_n／ΔＶ_n（ΔＰ_n：今回の出力電力の変化量、ΔＶ_n：今回の出力電圧の変化量）を算出するとともに、その変化量と前回算出された前記太陽電池の出力電力の変化率ΔＰ_n-1／ΔＶ_n-1（ΔＰ_n-1：前回の出力電力の変化量、ΔＶ_n-1：前回の出力電圧の変化量）との積（ΔＰ_n／ΔＶ_n）・（ΔＰ_n-1／ΔＶ_n-1）を算出し、その算出値がゼロ以下に変化するタイミングを前記太陽電池の最大電力点として検出する、請求項１乃至４のいずれかに記載の系統連系インバータ装置。

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