JP6321427B2 - 電力制御装置 - Google Patents

Description

この発明は、電力制御装置に関する。

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。

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）。

特開２００２−２７２１４０号公報

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。

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。

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。

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。本実施形態において、前記制御部は、前記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第２直流成分を取得し、該第２直流成分と前記第１直流成分から、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した後、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する。

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。

本発明の実施形態に係る電力制御装置を具備する太陽光発電システムの概略構成を示す図である。 本発明の実施形態に係る電力制御装置の概略構成を示す図である。 本発明の実施形態における電力制御装置の制御を説明するためのフローチャートである。 本発明実施形態における電力制御装置の制御方法の一例を説明するためのフローチャートである。 本発明の他の実施形態に係る電力制御装置の概略構成を示す図である。

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。

≪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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

次に、電力制御装置１の実施形態について詳述する。

＜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。

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。

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。

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。

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。

＜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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

（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。

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。

（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。

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。

（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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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。

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

Claims (4)

1. 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、
   前記制御部は、前記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第２直流成分を取得し、該第２直流成分と前記第１直流成分から、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した後、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する、電力制御装置。
2. 前記制御部は、前記複数のインバータのうち、直流成分が大きいインバータから順に直流成分を低減する制御をする、請求項１に記載の電力制御装置。
3. 前記制御部は、前記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、請求項１に記載の電力制御装置。
4. 前記制御部は、前記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、請求項１に記載の電力制御装置。

Images