JP6592232B2 - 電力変換回路を制御する制御回路、当該制御回路を備えた電力変換装置、および、方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力変換回路を制御する制御回路、当該制御回路を備えた電力変換装置、および、方法に関する。

従来、太陽電池などによって生成される直流電力を交流電力に変換して、電力系統に供給するインバータ装置が開発されている。太陽光発電などの出力が不安定な分散形電源が電力系統に大量に導入されると、電力系統の周波数耐量が低下し、周波数変動が頻発する。従来、このような系統周波数変動の対策として、発電機側でガバナ・フリー運転を行うといった対策が行われてきた。しかし、発電機側での対策だけでは不十分になり、分散形電源用のインバータ装置と、蓄電池システムや電力調整可能な負荷用のインバータ装置との協調運転を用いて最適に有効電力を調整し、系統周波数変動を抑制する必要がある。

図１０は、電力系統Ｂに連系している複数のインバータ装置Ａ’が有効電力を調整して、系統周波数変動を抑制する電力システムを示す図である。同図においては、太陽光発電や風力発電などによる分散形電源用のインバータ装置Ａ’と、蓄電池システムや電力調整可能な負荷用のインバータ装置Ａ’が電力系統Ｂに連系している。

監視装置Ｃは、各インバータ装置Ａ’を集中監視するためのものである。監視装置Ｃは、系統周波数が上昇した場合、分散形電源用のインバータ装置Ａ’に出力有効電力を抑制させ、負荷用のインバータ装置Ａ’に消費量を増加させ、蓄電池システム用のインバータ装置Ａ’に充電する量を増加（または、放電する量を減少）させる。また、系統周波数が下降した場合、負荷用のインバータ装置Ａ’に消費量を減少させ、蓄電池システム用のインバータ装置Ａ’に放電する量を増加（または、充電する量を減少）させる。また、監視装置Ｃは、各インバータ装置Ａ’の状態を監視して、状況に応じて、各インバータ装置Ａ’の調整量を変化させる。例えば、ある蓄電池システムが充電の許容量に近づいている場合、当該蓄電池システムに充電させる量をあまり増加させず、他の蓄電池システムに充電させる量をさらに増加させたり、負荷の消費量をさらに増加させる。例えば、非特許文献１には、ヒートポンプ給湯器での電力消費と電気自動車での充電とを中央給電指令所が制御することで、負荷周波数を制御するシステムが記載されている。

益田、清水、横山、「大量の再生可能エネルギー電源が導入された電力系統における多数台のヒートポンプ給湯器と電気自動車を利用した負荷周波数制御」、電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌）Vol.132 No.1 pp.23-33

一般的に、太陽光発電用のインバータ装置Ａ’は、太陽電池の出力電力をできるだけ大きくするために、最大電力点追従（ＭＰＰＴ：Maximum Power Point Tracking）制御を行っている。最大電力点追従制御は、太陽電池の例えば出力電圧を変化させて太陽電池の出力電力を検出し、当該出力電力が最大になる最大電力点を探索するものである。太陽電池の電圧−電力特性は、図２の曲線のようになる。すなわち、所定の電圧Ｖ_maxのときに最大電力Ｐ_maxになり、この時の電圧から離れるに従って電力が小さくなるという特性がある。この特性を利用した、いわゆる山登り法が、最大電力点追従制御に用いられている。すなわち、出力電圧を増加させた時に出力電力が大きくなれば続けて出力電圧を増加させ、出力電力が小さくなれば最大電力点（図２の点Ｍ_max参照）を超えたとして、出力電圧を減少させる。出力電圧を減少させた時に出力電力が大きくなれば続けて出力電圧を減少させ、出力電力が小さくなれば最大電力点を超えたとして、出力電圧を増加させる。これを繰り返すことで、動作点を最大電力点の近傍に位置させて、出力電力をできるだけ最大の状態に保つ。

最大電力点追従制御を行っている場合、太陽電池の出力電力は最大に近くなっているので、さらに多くの電力を出力することができない。よって、太陽光発電用のインバータ装置Ａ’は、系統周波数が上昇したときに出力有効電力を抑制するように調整を行うことはできるが、系統周波数が下降したときに出力有効電力を増加させるように調整を行うことはできない。したがって、負荷用のインバータ装置Ａ’に消費量を減少させ、蓄電池システム用のインバータ装置Ａ’に放電する量を増加させても、系統周波数の下降を抑えきれない場合でも、太陽光発電用のインバータ装置Ａ’に出力有効電力を増加させることができない。

本発明は上述した事情のもとで考え出されたものであって、系統周波数が下降した場合でも、系統周波数変動を抑制するための協調運転に参加することができる、太陽光発電用の電力変換装置を提供することをその目的としている。

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。

本発明の第１の側面によって提供される制御回路は、太陽電池が出力する直流電力を変換する電力変換回路を制御する制御回路であって、前記直流電力を、最大値ではない電力値に制御することを特徴とする。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記制御回路は、前記太陽電池の出力計測値の目標値である出力目標値を設定する出力目標値設定手段と、前記太陽電池の出力計測値と前記出力目標値との偏差に基づいてＰＷＭ信号を生成し、前記電力変換回路に出力するＰＷＭ信号生成手段とを備えており、前記出力目標値設定手段は、前記出力目標値を変化させたときの前記太陽電池の出力電力の変化量に基づいて前記出力目標値を調整する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記出力目標値設定手段は、前記出力目標値を変化量ΔＶだけ変化させたときに前記太陽電池の出力電力が変化量ΔＰだけ変化した場合に、ΔＰ／ΔＶが所定の値に近づくように前記出力目標値を調整する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記出力目標値設定手段は、前記出力目標値を変化させたときにΔＰ／ΔＶが前記所定の値より小さい場合には前記出力目標値を減少させ、ΔＰ／ΔＶが前記所定の値以上の場合には前記出力目標値を増加させる。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記制御回路は、前記太陽電池の出力計測値の目標値である出力目標値を設定する出力目標値設定手段と、前記太陽電池の出力計測値と前記出力目標値との偏差に基づいてＰＷＭ信号を生成し、前記電力変換回路に出力するＰＷＭ信号生成手段と、前記太陽電池が出力する最大電力を推定する最大電力推定手段とを備えており、前記出力目標値設定手段は、前記太陽電池の出力電力が前記最大電力推定手段が推定した最大電力に所定の割合を乗算した電力値に近づくように、前記出力目標値を調整する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記最大電力推定手段は、前記太陽電池への日射量と前記太陽電池のパネル温度とに基づいて、前記最大電力を推定する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記最大電力推定手段は、日時に基づいて前記最大電力を推定する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記太陽電池の出力計測値の目標値である出力目標値を設定する出力目標値設定手段と、前記太陽電池の出力計測値と前記出力目標値との偏差に基づいてＰＷＭ信号を生成し、前記電力変換回路に出力するＰＷＭ信号生成手段と、前記太陽電池への日射量と前記太陽電池のパネル温度とに対応付けて、最大電力に所定の割合を乗算した電力を出力するための出力目標値を記憶する記憶手段とを備えており、前記出力目標値設定手段は、検出された前記太陽電池への日射量と前記太陽電池のパネル温度とに基づいて、対応する出力目標値を前記記憶手段から読み出して設定する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記出力計測値は前記太陽電池の出力電圧の計測値である。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記制御回路は、前記直流電力を、最大値の８〜９割の電力値に制御する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記電力変換回路は、直流電力を交流電力に変換するインバータ回路である。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記電力変換回路は、直流電力を電圧の異なる直流電力に変換するＤＣ／ＤＣコンバータ回路である。

本発明の第２の側面によって提供される電力変換装置は、本発明の第１の側面によって提供される制御回路と、前記電力変換回路とを備えていることを特徴とする。

本発明の第３の側面によって提供される方法は、太陽電池が出力する直流電力を変換する電力変換回路において、前記太陽電池の出力計測値の目標値である出力目標値を設定する方法であって、前記出力目標値を変化量ΔＶだけ変化させる第１の工程と、前記太陽電池の出力電力の変化量ΔＰを検出する第２の工程と、ΔＰ／ΔＶを算出する第３の工程と、ΔＰ／ΔＶを所定の値と比較する第４の工程と、ΔＰ／ΔＶが前記所定の値より小さい場合には前記出力目標値の次回の変化量ΔＶに負の値を設定し、ΔＰ／ΔＶが前記所定の値以上の場合には前記出力目標値の次回の変化量ΔＶに正の値を設定する第５の工程とを備えていることを特徴とする。

本発明によると、太陽電池が出力する直流電力は、最大値ではない電力値に制御されている。したがって、太陽電池が出力する直流電力を増加させることができる。これにより、電力変換回路の出力電力を増加させることができるので、系統周波数が下降した場合でも、系統周波数変動を抑制するための協調運転に参加することができる。

本発明のその他の特徴および利点は、添付図面を参照して以下に行う詳細な説明によって、より明らかとなろう。

第１実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 太陽電池の電圧−電力特性と、非最大電力点追従制御を説明するための図である。 電圧目標値設定部が行う、非最大電力点追従制御の処理を説明するためのフローチャートである。 電流制御部の内部構成を説明するための機能ブロック図である。 第１実施形態に係るインバータ装置の別の実施例を説明するための図である。 別の実施例に係る非最大電力点追従制御の処理を説明するためのフローチャートである。 第２実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 第３実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 第４実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 電力系統に複数のインバータ装置が並列接続している電力システムを示す図である。

以下、本発明の実施の形態を、本発明に係る制御回路を電力系統に連系するインバータ装置に用いた場合を例として、図面を参照して具体的に説明する。

図１は、第１実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。

インバータ装置Ａは、いわゆるパワーコンディショナと呼ばれるものである。インバータ装置Ａは、図１に示すように、インバータ回路２、制御回路３、電流センサ４、直流電流センサ５、および、直流電圧センサ６を備えており、電力系統Ｂに連系している。また、図１０と同様に、インバータ装置Ａが連系している電力系統Ｂには、他のインバータ装置Ａや、蓄電池システムおよび電力調整可能な負荷用のインバータ装置も連系して、電力システムを構成しており、監視装置Ｃが各インバータ装置を集中監視している。なお、図１０においては、電力系統Ｂに５つのインバータ装置Ａ’が連系している状態を示しているが、実際の電力システムにおいては、より多くのインバータ装置が連系している。インバータ装置Ａは、太陽電池１が出力する直流電力をインバータ回路２によって交流電力に変換して電力系統Ｂに出力する。なお、図示しないが、インバータ回路２の出力側には、交流電圧を昇圧（または降圧）するための変圧器が設けられている。

太陽電池１は、太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換することで、直流電力を生成する。太陽電池１は、生成された直流電力を、インバータ回路２に出力する。

インバータ回路２は、太陽電池１から入力される直流電力を交流電力に変換して出力するものである。インバータ回路２は、図示しないＰＷＭ制御インバータとフィルタとを備えている。ＰＷＭ制御インバータは、図示しない３組６個のスイッチング素子を備えた三相インバータであり、制御回路３から入力されるＰＷＭ信号に基づいて各スイッチング素子のオンとオフとを切り替えることで直流電力を交流電力に変換する。フィルタは、スイッチングによる高周波成分を除去する。なお、インバータ回路２は、これに限られない。例えば、ＰＷＭ制御インバータは、単相インバータであってもよいし、マルチレベルインバータであってもよい。また、ＰＷＭ制御に限定されず、フェーズシフト制御など他の方式を用いるものであってもよい。

電流センサ４は、インバータ回路２の三相の出力電流の瞬時値をそれぞれ検出するものである。電流センサ４は、検出した瞬時値をディジタル変換して、電流信号Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗ（３つの電流信号をまとめて「電流信号Ｉ」と記載する場合がある。）として制御回路３に出力する。直流電流センサ５は、インバータ回路２の入力電流（すなわち、太陽電池１の出力電流）を検出するものである。直流電流センサ５は、検出した電流をディジタル変換して、電流信号Ｉｄｃとして制御回路３に出力する。直流電圧センサ６は、インバータ回路２の入力電圧（すなわち、太陽電池１の出力電圧）を検出するものである。直流電圧センサ６は、検出した電圧をディジタル変換して、電圧信号Ｖｄｃとして制御回路３に出力する。

制御回路３は、インバータ回路２を制御するものであり、例えばマイクロコンピュータなどによって実現されている。本実施形態に係る制御回路３は、太陽電池１の出力電圧、出力無効電力および出力電流の制御を行っている。

制御回路３は、電流センサ４より入力される電流信号Ｉ、直流電流センサ５より入力される電流信号Ｉｄｃ、および、直流電圧センサ６より入力される電圧信号Ｖｄｃに基づいてＰＷＭ信号を生成して、インバータ回路２に出力する。制御回路３は、無効電力制御部３０、電圧目標値設定部３１、直流電圧制御部３２、電流制御部３３、指令信号生成部３４、および、ＰＷＭ信号生成部３５を備えている。

無効電力制御部３０は、インバータ回路２の出力無効電力を制御するためのものである。図示していないが、無効電力制御部３０は、電流センサ４が検出した電流の瞬時値と電圧センサが検出した電圧の瞬時値とからインバータ回路２の出力無効電力を算出し、その目標値との偏差に対してＰＩ制御（比例積分制御）を行い、無効電力補償値を出力する。無効電力補償値は、目標値Ｉｑ^*として電流制御部３３に入力される。なお、無効電力制御部３０の制御はＰＩ制御に限られず、Ｉ制御（積分制御）などの他の制御を行うようにしてもよい。

電圧目標値設定部３１は、電圧信号Ｖｄｃの目標値である電圧目標値Ｖｄｃ^*を設定するものである。電圧目標値設定部３１は、電圧目標値Ｖｄｃ^*を変化させて、太陽電池１の出力電力を検出し、当該出力電力が最大電力の９割程度になるように、電圧目標値Ｖｄｃ^*を調整する。一般的な最大電力点追従制御が太陽電池１の出力電力を最大電力とするように制御するのに対して、本実施形態の制御方法は、最大電力の９割程度とするように制御する点が異なっている。以下では、この制御を「非最大電力点追従制御」とする。

太陽電池１の電圧−電力特性は、図２の曲線のようになる。すなわち、所定の電圧Ｖ_maxのときに最大電力Ｐ_maxになり、この時の電圧から離れるに従って電力が小さくなるという特性がある。最大電力点追従制御では、この特性を利用して、いわゆる山登り法により、動作点を最大電力点Ｍ_maxの近傍に位置させて、出力電力をできるだけ最大の状態に保つ。一方、本実施形態に係る非最大電力点追従制御では、出力電力が最大電力Ｐ_maxの９割程度であるＰ₉₀になる非最大電力点Ｍ₉₀の近傍に動作点を位置させることで、出力電力を最大電力Ｐ_maxの９割程度の状態に保つ。

図２に示すように、電圧−電力特性の曲線の接線の傾きαは、電圧Ｖ_maxで「０」である。そして、電圧が高くなるにつれて傾きαは小さくなり、開放電圧Ｖ_ocで最小になる。非最大電力点追従制御では、この特性を利用して、傾きαが非最大電力点Ｍ₉₀での接線の傾きα₀に近づくようにしている。傾きαは、出力電圧の変化量ΔＶに対する出力電力の変化量ΔＰである変化率(α＝ΔＰ/ΔＶ)を意味している。すなわち、出力電圧を変化させた時に変化率αがα₀より小さければ出力電圧を減少させ、変化率αがα₀以上であれば出力電圧を増加させる。これを繰り返すことで、動作点を非最大電力点Ｍ₉₀の近傍に位置させる。

インバータ回路２の変換動作が開始される前の太陽電池１の出力電圧は開放電圧Ｖ_ocである。太陽電池１の出力電圧は、インバータ回路２の変換動作が開始されると開放電圧Ｖ_ocから減少されてゆき、動作点が非最大電力点Ｍ₉₀の近傍に位置するように制御される。したがって、本実施形態では、太陽電池１の出力電圧が電圧Ｖ_maxより小さくなる（変化率αが「０」より大きくなる）ことは想定していない。しかし、仮に太陽電池１の出力電圧が電圧Ｖ_maxより小さくなった場合でも、変化率αがα₀以上である間は出力電圧が増加されるので、電圧Ｖ_maxより大きい領域に戻ることになる。

図２では、非最大電力点Ｍ₉₀での変化率α₀が「−２」程度になっているが、電圧−電力特性の曲線は、日射量やパネル温度（太陽電池１の太陽電池パネルの温度）、太陽電池１の種類などによって異なるので、これらの情報に基づいて適宜設定される。太陽電池１の種類は変化することがないので、設計時に太陽電池１の種類を考慮して変化率α₀を設定すればよい。そして、日射量やパネル温度を検出して、その検出値に応じて変化率α₀を変化させるようにすればよい。なお、日射量が変化しても変化率α₀はあまり変化しないので、日射量を考慮せず、パネル温度の検出値に応じて変化率α₀を変化させるようにしてもよい。また、太陽電池１の出力電力は、最大電力Ｐ_maxの９割程度に固定する必要はなく、例えば８〜９割程度で変化しても構わない。したがって、日射量やパネル温度が変化しても電圧−電力特性の曲線の形状が大きく変化せず、出力電力の最大電力Ｐ_maxに対する割合が大きく変化しないのであれば、変化率α₀を固定値としてもよい。

図３は、電圧目標値設定部３１が行う、非最大電力点追従制御の処理を説明するためのフローチャートである。当該処理は、インバータ回路２が電力変換動作を開始するときに、実行が開始される。

まず、電圧目標値Ｖｄｃ^*に初期値として開放電圧Ｖ_ocが設定され、出力電圧の変化量ΔＶに「−Ｖ₀」が設定される。なお、増減幅Ｖ₀は、小さすぎると非最大電力点Ｍ₉₀の探索に時間がかかりすぎ、大きすぎると精度と安定性が悪くなるので、適宜適切な値を設定する必要がある。また、前回算出された出力電力Ｐ₀に「０」が設定される（Ｓ１）。なお、各設定はこれに限定されない。次に、電圧目標値Ｖｄｃ^*に変化量ΔＶが加算されて（Ｓ２）、加算後の値が出力され（Ｓ３）、太陽電池１の出力電圧が電圧目標値Ｖｄｃ^*に制御される。

そして、太陽電池１の出力電力Ｐが取得される（Ｓ４）。出力電力Ｐは、直流電流センサ５より入力される電流信号Ｉｄｃと、直流電圧センサ６より入力される電圧信号Ｖｄｃとから算出される。次に、出力電力Ｐと前回算出された出力電力Ｐ₀との差である出力電力の変化量ΔＰが算出され（Ｓ５）、前回算出された出力電力Ｐ₀に出力電力Ｐが設定される（Ｓ６）。次に、出力電力の変化量ΔＰと出力電圧の変化量ΔＶとから変化率α（＝ΔＰ/ΔＶ)が算出される（Ｓ７）。

そして、変化率αが所定の変化率α₀より小さいか否かが判別される（Ｓ８）。変化率αが所定の変化率α₀より小さい場合（Ｓ８：ＹＥＳ）、太陽電池１の出力電圧を減少させるために、変化量ΔＶに「−Ｖ₀」が設定される（Ｓ９）。一方、変化率αが所定の変化率α₀以上の場合（Ｓ８：ＮＯ）、太陽電池１の出力電圧を増加させるために、変化量ΔＶに「Ｖ₀」が設定される（Ｓ１０）。その後、ステップＳ２に戻り、ステップＳ２〜Ｓ１０が繰り返される。なお、電圧目標値設定部３１が行う非最大電力点追従制御の処理は、上述したものに限定されない。

直流電圧制御部３２は、太陽電池１の出力電圧を制御するためのものである。直流電圧制御部３２は、太陽電池１の出力電圧を制御することで、太陽電池１の出力電力を制御して、インバータ回路２の出力有効電力を制御する。直流電圧制御部３２は、直流電圧センサ６より出力される電圧信号Ｖｄｃと電圧目標値設定部３１より出力される電圧目標値Ｖｄｃ^*との偏差ΔＶｄｃ（＝Ｖｄｃ^*−Ｖｄｃ）を入力され、ＰＩ制御を行い、有効電力補償値を出力する。なお、直流電圧制御部３２の制御はＰＩ制御に限られず、Ｉ制御などの他の制御を行うようにしてもよい。

電流制御部３３は、インバータ回路２の出力電流の制御を行うためのものである。電流制御部３３は、電流センサ４より入力される電流信号Ｉに基づいて電流補償値を生成し、指令信号生成部３４に出力する。電流制御部３３には、直流電圧制御部３２より出力される有効電力補償値に監視装置Ｃからインバータ装置Ａに入力される調整値が加算されて入力され、無効電力制御部３０より出力される無効電力補償値が入力される。

図４は、電流制御部３３の内部構成を説明するための機能ブロック図である。

電流制御部３３は、三相/二相変換部３３１、回転座標変換部３３２、ＬＰＦ３３３、ＬＰＦ３３４、ＰＩ制御部３３５、ＰＩ制御部３３６、静止座標変換部３３７、および、二相/三相変換部３３８を備えている。

三相/二相変換部３３１は、いわゆる三相/二相変換処理（αβ変換処理）を行うものである。三相/二相変換処理とは、三相の交流信号をそれと等価な二相の交流信号に変換する処理であり、三相の交流信号を静止した直交座標系（以下、「静止座標系」という。）における直交するα軸とβ軸の成分にそれぞれ分解して各軸の成分を足し合わせることで、α軸成分の交流信号とβ軸成分の交流信号に変換するものである。三相/二相変換部３３１は、電流センサ４から入力された三相の電流信号Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗを、α軸電流信号Ｉαおよびβ軸電流信号Ｉβに変換して、回転座標変換部３３２に出力する。

三相/二相変換部３３１で行われる変換処理は、下記（１）式に示す行列式で表される。

回転座標変換部３３２は、いわゆる回転座標変換処理（ｄｑ変換処理）を行うものである。回転座標変換処理とは、静止座標系の二相の信号を回転座標系の二相の信号に変換する処理である。回転座標系は、直交するｄ軸とｑ軸とを有し、連系点電圧の基本波と同一の角速度で同一の回転方向に回転する直交座標系である。回転座標変換部３３２は、三相/二相変換部３３１から入力される静止座標系のα軸電流信号Ｉαおよびβ軸電流信号Ｉβを、連系点電圧の基本波の位相θに基づいて、回転座標系のｄ軸電流信号Ｉｄおよびｑ軸電流信号Ｉｑに変換して出力する。

回転座標変換部３３２で行われる変換処理は、下記（２）式に示す行列式で表される。

ＬＰＦ３３３およびＬＰＦ３３４は、ローパスフィルタであり、それぞれｄ軸電流信号Ｉｄおよびｑ軸電流信号Ｉｑの直流成分だけを通過させる。回転座標変換処理によって、α軸電流信号Ｉαおよびβ軸電流信号Ｉβの基本波成分が、それぞれｄ軸電流信号Ｉｄおよびｑ軸電流信号Ｉｑの直流成分に変換されている。つまり、ＬＰＦ３３３およびＬＰＦ３３４は、不平衡成分や高調波成分を除去して、基本波成分のみを通過させるものである。

ＰＩ制御部３３５は、ｄ軸電流信号Ｉｄの直流成分と目標値との偏差に基づいてＰＩ制御を行い、電流補償値Ｘｄを出力するものである。直流電圧制御部３２より出力される有効電力補償値に監視装置Ｃより入力される調整値が加算されて、ｄ軸電流信号Ｉｄの目標値Ｉｄ^*として用いられる。ＰＩ制御部３３６は、ｑ軸電流信号Ｉｑの直流成分と目標値Ｉｑ^*との偏差に基づいてＰＩ制御を行い、電流補償値Ｘｑを出力するものである。無効電力制御部３０より出力される無効電力補償値が、ｑ軸電流信号Ｉｑの目標値Ｉｑ^*として用いられる。

静止座標変換部３３７は、ＰＩ制御部３３５およびＰＩ制御部３３６からそれぞれ入力される電流補償値Ｘｄ，Ｘｑを、静止座標系の電流補償値Ｘα，Ｘβに変換するものであり、回転座標変換部３３２とは逆の変換処理を行うものである。静止座標変換部３３７は、いわゆる静止座標変換処理（逆ｄｑ変換処理）を行うものであり、回転座標系の電流補償値Ｘｄ，Ｘｑを、位相θに基づいて、静止座標系の電流補償値Ｘα，Ｘβに変換する。

静止座標変換部３３７で行われる変換処理は、下記（３）式に示す行列式で表される。

二相/三相変換部３３８は、静止座標変換部３３７から入力される電流補償値Ｘα，Ｘβを、三相の電流補償値Ｘｕ，Ｘｖ，Ｘｗに変換するものである。二相/三相変換部３３８は、いわゆる二相/三相変換処理（逆αβ変換処理）を行うものであり、三相/二相変換部３３１とは逆の変換処理を行うものである。

二相/三相変換部３３８で行われる変換処理は、下記（４）式に示す行列式で表される。

なお、本実施形態では、インバータ装置Ａが三相のシステムである場合について説明したが、単相のシステムであってもよい。単相のシステムの場合、電流制御部３３は、インバータ回路２の出力電流を検出した単相の電流信号に対して制御を行えばよい。

指令信号生成部３４は、電流制御部３３より入力される電流補償値Ｘｕ，Ｘｖ，Ｘｗに基づいて指令信号を生成して、ＰＷＭ信号生成部３５に出力する。

ＰＷＭ信号生成部３５は、ＰＷＭ信号を生成するものである。ＰＷＭ信号生成部３５は、キャリア信号と指令信号生成部３４より入力される指令信号とに基づいて、三角波比較法によりＰＷＭ信号を生成する。例えば、指令信号がキャリア信号より大きい場合にハイレベルとなり、指令信号がキャリア信号以下の場合にローレベルとなるパルス信号が、ＰＷＭ信号として生成される。生成されたＰＷＭ信号は、インバータ回路２に出力される。なお、ＰＷＭ信号生成部３５は、三角波比較法によりＰＷＭ信号を生成する場合に限定されず、例えば、ヒステリシス方式でＰＷＭ信号を生成するようにしてもよい。

本実施形態では、制御回路３をディジタル回路として実現した場合について説明したが、アナログ回路として実現してもよい。また、各部が行う処理をプログラムで設計し、当該プログラムを実行させることでコンピュータを制御回路３として機能させてもよい。また、当該プログラムを記録媒体に記録しておき、コンピュータに読み取らせるようにしてもよい。

次に、本実施形態の作用と効果について説明する。

本実施形態によると、電圧目標値設定部３１は、電圧目標値Ｖｄｃ^*を変化させて、太陽電池１の出力電力Ｐを検出し、出力電圧の変化量ΔＶに対する出力電力の変化量ΔＰである変化率α（＝ΔＰ/ΔＶ)を算出する。そして、変化率αが所定の変化率α₀（出力電力Ｐが最大電力Ｐ_maxの９割程度であるＰ₉₀になるときの変化率であり、図２における非最大電力点Ｍ₉₀での接線の傾き）に近づくようにする。したがって、太陽電池１の出力電力Ｐは、最大電力Ｐ_maxの９割程度であるＰ₉₀に制御される。

系統周波数が下降した場合、監視装置Ｃは、インバータ装置Ａの出力有効電力を増加させるために、制御回路３に入力する調整値を増加する。増加された調整値が直流電圧制御部３２より出力される有効電力補償値に加算されて、ｄ軸電流信号Ｉｄの目標値Ｉｄ^*が増加される。これにより、インバータ回路２の出力電流が増加されて、出力有効電力が増加する。この増加分は、太陽電池１が出力する直流電力が増加されることで賄われる。

太陽電池１は、出力電力Ｐを最大電力Ｐ_maxの９割程度に抑えられているので、出力を増加させることができる。これにより、インバータ装置Ａは、出力する有効電力を増加させることができるので、系統周波数が下降した場合でも、系統周波数変動を抑制するための協調運転に参加することができる。

なお、本実施形態においては、太陽電池１の出力電圧を制御する場合について説明したが、これに限られない。太陽電池１の出力電流を制御するようにしてもよい。すなわち、直流電流センサ５が検出したインバータ回路２の入力電流（すなわち、太陽電池１の出力電流）の制御を行うようにし、電流目標値を変化させて非最大電力点を探索するようにしてもよい。

本実施形態においては、インバータ装置Ａが三相のシステムである場合について説明したが、単相のシステムであってもよい。この場合、電流制御部３３が、電流センサ４から入力される単相の電流信号の目標値として、直流電圧制御部３２より出力される有効電力補償値に監視装置Ｃからインバータ装置Ａに入力される調整値が加算されたものを用いるようにすればよい。また、ヒルベルト変換などで単相の電流信号を直交する２つの電流信号に変換して、α軸電流信号ｉαおよびβ軸電流信号ｉβとして用いるようにしてもよい。

本実施形態においては、太陽電池１の出力電力を最大電力Ｐ_maxの９割程度に制御する場合について説明したが、これに限られない。例えば、８割程度に制御するようにしてもよい。最大電力Ｐ_maxに対する割合を大きくしすぎると、系統周波数下降時の有効電力の増加量が制限される。逆に小さくしすぎると、発電能力を抑制し過ぎることになる。したがって、８〜９割にするのが、適切である。

本実施形態においては、電圧目標値設定部３１が変化率αと所定の変化率α₀とを比較することで非最大電力点追従制御を行う場合について説明したが、これに限られない。電圧目標値設定部３１が、他の方法で、非最大電力点追従制御を行うようにしてもよい。

図５は、第１実施形態に係るインバータ装置の別の実施例を説明するための図である。図５においては、第１実施形態に係るインバータ装置Ａ（図１参照）との相違点のみを記載しており、共通する部分の記載を省略している。本実施例に係る電圧目標値設定部３１は、太陽電池１の出力電力Ｐの最大電力Ｐ_maxを推定して、その９割の電力Ｐ₉₀を算出し、太陽電池１の出力電力ＰがＰ₉₀に近づくように電圧目標値Ｖｄｃ^*を変更する。

日射センサ７は、太陽電池１の太陽電池パネルへの日射量を検出するものである。日射センサ７によって検出された日射量は、電圧目標値設定部３１に出力される。温度センサ８は、パネル温度を検出するものである。温度センサ８によって検出されたパネル温度は、電圧目標値設定部３１に出力される。

記憶部４３は、太陽電池１が発電する最大電力Ｐ_maxを、日射量およびパネル温度に対応付けて記憶している。太陽電池パネルの最大発電電力は、太陽電池パネルへの日射量およびパネル温度により異なり、日射量およびパネル温度を変化させた時の各最大発電電力をあらかじめ取得しておくことができる。太陽電池１の各太陽電池パネルの各最大発電電力から、太陽電池１が発電する最大電力Ｐ_maxが算出され、日射量およびパネル温度に対応付けて、記憶部４３に記憶されている。

電圧目標値設定部３１は、日射センサ７より入力される日射量、および、温度センサ８より入力されるパネル温度に基づいて、これらに対応する最大電力Ｐ_maxを記憶部４３から読み出す。電圧目標値設定部３１は、太陽電池１の出力電力Ｐが最大電力Ｐ_maxの９割の電力Ｐ₉₀に近づくように、電圧目標値Ｖｄｃ^*を変更する。

図６は、本実施例に係る電圧目標値設定部３１が行う、非最大電力点追従制御の処理を説明するためのフローチャートである。当該処理は、インバータ回路２が電力変換動作を開始するときに、実行が開始される。

ステップＳ１〜Ｓ４については、第１実施形態に係る非最大電力点追従制御（図３のフローチャート参照）と共通するので、説明を省略する。

ステップＳ１〜Ｓ４に続いて、日射センサ７から入力される日射量、および、温度センサ８から入力されるパネル温度が取得される（Ｓ５’）。次に、取得された日射量およびパネル温度に基づいて、記憶部４３から対応する最大電力Ｐ_maxが読み出され（Ｓ６’）、最大電力Ｐ_maxの９割の電力Ｐ₉₀（＝Ｐ_max＊０．９）が算出される（Ｓ７’）。

そして、太陽電池１の出力電力ＰがＰ₉₀より小さいか否かが判別される（Ｓ８’）。出力電力ＰがＰ₉₀より小さい場合（Ｓ８’：ＹＥＳ）、太陽電池１の出力電圧が非最大電力点Ｍ₉₀のときの電圧Ｖ₉₀より高いので（図２参照）、太陽電池１の出力電圧を減少させるために、変化量ΔＶに「−Ｖ₀」が設定される（Ｓ９）。一方、出力電力ＰがＰ₉₀以上の場合（Ｓ８’：ＮＯ）、太陽電池１の出力電圧が非最大電力点Ｍ₉₀のときの電圧Ｖ₉₀より低いので、太陽電池１の出力電圧を増加させるために、変化量ΔＶに「Ｖ₀」が設定される（Ｓ１０）。なお、太陽電池１の出力電圧は開放電圧Ｖ_ocから減少されてゆき、動作点が非最大電力点Ｍ₉₀の近傍に位置するように制御される。したがって、本実施例では、太陽電池１の出力電圧が電圧Ｖ_maxより小さくなることは想定していない。その後、ステップＳ２に戻り、ステップＳ２〜Ｓ１０が繰り返される。なお、日射量およびパネル温度は急激には変わらないので、ステップＳ５’〜Ｓ７’については所定時間ごと（例えば、１分毎）にのみ行うようにしてもよい。また、本実施例に係る電圧目標値設定部３１が行う非最大電力点追従制御の処理は、上述したものに限定されない。

太陽電池１の特性から、日射量およびパネル温度に対応する電力Ｐ₉₀にするための電圧Ｖ₉₀があらかじめ取得できる場合、電圧Ｖ₉₀を日射量およびパネル温度に対応付けて記憶部４３に記憶しておき、電圧目標値設定部３１が、取得した日射量およびパネル温度に基づいて、これらに対応する電圧Ｖ₉₀を記憶部４３から読み出して、電圧目標値Ｖｄｃ^*として設定するようにしてもよい。

上記実施例では、日射量とパネル温度とから太陽電池１の最大電力Ｐ_maxを推定する場合について説明したが、他の方法で推定するようにしてもよい。例えば、日射量およびパネル温度は日時や天候によって変化するので、日時および天候から日射量およびパネル温度を推定することができる。したがって、日時および天候から最大電力Ｐ_maxを推定することもできる。太陽電池１の最大電力Ｐ_maxを日時および天候に対応付けて記憶部４３に記憶しておき、検出した日時および天候に応じて対応する最大電力Ｐ_maxを用いるようにしてもよい。また、現在多くの研究機関で研究されている、衛星情報などを用いた発電予測による予測値を用いるようにしてもよい。

この場合も、太陽電池１の特性から、日時および天候に対応する電力Ｐ₉₀にするための電圧Ｖ₉₀があらかじめ取得できるのであれば、電圧Ｖ₉₀を日時および天候に対応付けて記憶部４３に記憶しておき、電圧目標値設定部３１が、取得した日時および天候に基づいて、これらに対応する電圧Ｖ₉₀を記憶部４３から読み出して、電圧目標値Ｖｄｃ^*として設定するようにしてもよい。

上記第１実施形態においては、監視装置Ｃが各インバータ装置Ａを集中監視して、系統周波数変動抑制のための調整値を各インバータ装置Ａに出力する場合について説明したがこれに限られない。監視装置Ｃの機能を持つ１つのインバータ装置Ａ（マスタ）が、他のインバータ装置Ａ（スレイブ）に調整値を出力するようにしてもよい。また、本願発明の発明者らが出願した特願２０１３−２３９６４２号に記載の発明のように、各インバータ装置Ａが他のインバータ装置Ａと通信を行って、協調運転をするようにしてもよい。各インバータ装置Ａが他のインバータ装置Ａと通信を行って協調運転を行う場合を第２実施形態として、以下に説明する。

図７は、第２実施形態に係るインバータ装置Ａ２を説明するための図である。同図において、第１実施形態に係るインバータ装置Ａ（図１参照）と同一または類似の要素には、同一の符号を付している。

第２実施形態に係るインバータ装置Ａ２は、監視装置Ｃから調整値を入力する代わりに、他のインバータ装置Ａ２と通信を行って、制御回路３’内部で調整値を算出する点で、第１実施形態に係るインバータ装置Ａと異なる。図７に示すように、第２実施形態に係るインバータ装置Ａ２は、制御回路３’に、系統周波数検出部３７、系統周波数制御部３８、協調補正値生成部３９、加算器４０、重み付け部４１、および、通信部４２をさらに備えている。

系統周波数検出部３７は、電力系統Ｂの角周波数ωを検出するものである。系統周波数検出部３７は、インバータ装置Ａ２が電力系統Ｂに連系している連系点の電圧信号から角周波数を検出し、これを電力系統Ｂの角周波数ωとして出力する。なお、角周波数の検出方法は、ＰＬＬ方式やゼロクロス点間カウント方式など、一般的に用いられる手法を利用すればよい。

系統周波数制御部３８は、系統周波数を制御するためのものである。系統周波数制御部３８は、インバータ回路２が出力する有効電力を調整することで、系統周波数を制御する。系統周波数制御部３８は、系統周波数検出部３７より出力される角周波数ωとその目標値である系統周波数目標値ω^*との偏差Δωを入力され、ＰＩ制御を行い、系統周波数補償値を出力する。系統周波数補償値は、加算器４０に入力される。なお、系統周波数制御部３８の制御はＰＩ制御に限られず、Ｉ制御などの他の制御を行うようにしてもよい。また、系統周波数検出部３７が系統周波数ｆを検出して、系統周波数制御部３８が系統周波数ｆとその目標値ｆ^*との偏差Δｆを入力されて、系統周波数補償値を出力するようにしてもよい。

協調補正値生成部３９は、各インバータ装置Ａ２と協調するための協調補正値を生成するものである。協調補正値生成部３９の詳細については、後述する。

加算器４０は、系統周波数制御部３８より入力される系統周波数補償値に、協調補正値生成部３９より入力される協調補正値を加算して、調整値ΔＩｄ_i ^*を算出する。直流電圧制御部３２から出力される有効電力補償値は、加算器４０から出力される調整値ΔＩｄ_i ^*を加算されて、目標値Ｉｄ^*として電流制御部３３に入力される。また、加算器４０は、算出した調整値ΔＩｄ_i ^*を、重み付け部４１にも出力する。

重み付け部４１は、加算器４０より入力される調整値ΔＩｄ_i ^*に重み付けを行うものである。重み付け部４１には、重み付け値Ｗ_iがあらかじめ設定されている。重み付け部４１は、調整値ΔＩｄ_i ^*を重み付け値Ｗ_iで除算した重み付け後の調整値ΔＩｄ_i’を通信部４２および協調補正値生成部３９に出力する。

重み付け値Ｗ_iは、インバータ装置Ａ２に調整させる出力有効電力の大きさ（調整量）に応じてあらかじめ設定しておく。例えば、各インバータ装置Ａ２の容量に応じて重み付け値Ｗ_iを設定するようにしてもよい。また、太陽電池１の太陽電池パネルの大きさに応じて設定するようにしてもよい。なお、重み付け値Ｗ_iの設定方法は限定されない。

通信部４２は、他のインバータ装置Ａ２の制御回路３’との間で通信を行うものである。通信部４２は、重み付け部４１より重み付け後の調整値ΔＩｄ_i’を入力され、他のインバータ装置Ａ２の通信部４２に送信する。また、通信部４２は、他のインバータ装置Ａ２の通信部４２から受信した補償値ΔＩｄ_j’を、協調補正値生成部３９に出力する。なお、通信方法は限定されず、有線通信であってもよいし、無線通信であってもよい。

通信部４２は、電力系統Ｂに連系して系統周波数変動を抑制するための協調運転に参加するすべてのインバータ装置Ａ２と通信を行う必要はなく、少なくとも１つのインバータ装置Ａ２と相互通信を行っており、当該協調運転に参加する任意の２つのインバータ装置Ａ２に対して通信経路が存在している状態（以下ではこの状態を「連結状態」と言う。）であればよい。

次に、協調補正値生成部３９の詳細について説明する。

協調補正値生成部３９は、重み付け部４１より入力される重み付け後の調整値ΔＩｄ_i’（以下では、「補償値ΔＩｄ_i’」と省略して記載する）と、通信部４２より入力される、他のインバータ装置Ａ２の補償値ΔＩｄ_j’とを用いて、各インバータ装置Ａ２と協調するための協調補正値を生成する。補償値ΔＩｄ_i’と補償値ΔＩｄ_j’とが異なっていても、協調補正値生成部３９での演算処理が繰り返されることで、補償値ΔＩｄ_i’と補償値ΔＩｄ_j’とが共通の値に収束する。図７に示すように、協調補正値生成部３９は、演算部３９１、乗算器３９２および積分器３９３を備えている。

演算部３９１は、下記（５）式に基づく演算を行う。すなわち、演算部３９１は、通信部４２より入力される各補償値ΔＩｄ_j’から、重み付け部４１より入力される補償値ΔＩｄ_i’をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算した演算結果ｕ_iを乗算器３９２に出力する。

乗算器３９２は、演算部３９１から入力される演算結果ｕ_iに所定の係数εを乗算して積分器３９３に出力する。係数εは、０＜ε＜１／ｄ_maxを満たす値であり、あらかじめ設定されている。ｄ_maxは、通信部４２が通信を行う他のインバータ装置Ａ２の数であるｄ_iのうち、電力システムに接続しているすべてのインバータ装置Ａ２の中で最大のものである。つまり、電力システムに接続しているインバータ装置Ａ２のなかで、一番多くの他のインバータ装置Ａ２と通信を行っているものの通信部４２に入力される補償値ΔＩｄ_j’の数である。なお、係数εは、演算結果ｕ_iが大きく（小さく）なりすぎて、協調補正値の変動が大きくなりすぎることを抑制するために、演算結果ｕ_iに乗算されるものである。したがって、協調補正値生成部３９での処理が連続時間処理の場合は、乗算器３９２を設ける必要はない。

積分器３９３は、乗算器３９２から入力される値を積分することで協調補正値を生成して出力する。積分器３９３は、前回生成した協調補正値に乗算器３９２から入力される値を加算することで協調補正値を生成する。協調補正値は、加算器４０に出力される。

協調補正値生成部３９は、重み付け部４１より入力される補償値ΔＩｄ_i’と、通信部４２より入力される、他のインバータ装置Ａ２の補償値ΔＩｄ_j’とを用いて、協調補正値を生成する。補償値ΔＩｄ_i’が各補償値ΔＩｄ_j’の相加平均値より大きい場合、演算部３９１が出力する演算結果ｕ_iは負の値になる。そうすると、協調補正値は小さくなり、補償値ΔＩｄ_i’も小さくなる。一方、補償値ΔＩｄ_i’が各補償値ΔＩｄ_j’の相加平均値より小さい場合、演算部３９１が出力する演算結果ｕ_iは正の値になる。そうすると、協調補正値は大きくなり、補償値ΔＩｄ_i’も大きくなる。つまり、補償値ΔＩｄ_i’は各補償値ΔＩｄ_j’の相加平均値に近づいていく。この処理が各インバータ装置Ａ２それぞれで行われることにより、各インバータ装置Ａ２の補償値ΔＩｄ_i’は同じ値に収束する。補償値ΔＩｄ_i’が同じ値に収束するので、重み付け部４１で重み付けされる前の調整値ΔＩｄ_i ^*は、重み付け値Ｗ_iに応じた値に収束する。したがって、各インバータ装置Ａ２の出力有効電力の調整量を、重み付け値Ｗ_iに応じて調整することができる。

また、協調運転に参加する各インバータ装置Ａ２がそれぞれ少なくとも１つのインバータ装置Ａ２（例えば、近隣に位置するものや、通信が確立されたもの）とだけ相互通信を行っており、協調運転に参加する各インバータ装置Ａ２の通信状態が連結状態であればよく、１つのインバータ装置Ａ２や監視装置Ｃが他の全てのインバータ装置Ａ２と通信を行う必要はない。したがって、システムが大がかりにならないし、協調運転に参加するインバータ装置Ａ２の増減に柔軟に対応できる。また、第２実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。

上記第１および第２実施形態においては、インバータ回路２が非最大電力点追従制御を行う場合について説明したが、これに限られない。インバータ回路２の前段に設けられたＤＣ/ＤＣコンバータ回路が非最大電力点追従制御を行うようにしてもよい。ＤＣ/ＤＣコンバータ回路が非最大電力点追従制御を行う場合を第３実施形態として、以下に説明する。

図８は、第３実施形態に係るインバータ装置Ａ３を説明するための図である。同図において、第１実施形態に係るインバータ装置Ａ（図１参照）と同一または類似の要素には、同一の符号を付している。

図８に示すインバータ装置Ａ３は、インバータ回路２の前段にＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’が設けられ、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’の入力電圧および入力電流を検出するための直流電流センサ５’および直流電圧センサ６’と、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’を制御するための制御回路３”とが設けられている点で、第１実施形態に係るインバータ装置Ａと異なる。

ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’は、太陽電池１の出力電圧を昇圧または降圧して、インバータ回路２に出力するものである。ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’は、制御回路３”から入力されるＰＷＭ信号に基づいて、図示しないスイッチング素子のオンとオフとを切り替えることで、入力電圧を昇圧または降圧して出力する。

直流電流センサ５’は、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’の入力電流（すなわち、太陽電池１の出力電流）を検出するものである。直流電流センサ５’は、検出した電流をディジタル変換して、電流信号Ｉ’ｄｃとして制御回路３”に出力する。直流電圧センサ６’は、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’の入力電圧（すなわち、太陽電池１の出力電圧）を検出するものである。直流電圧センサ６’は、検出した電圧をディジタル変換して、電圧信号Ｖ’ｄｃとして制御回路３”に出力する。

制御回路３”は、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’を制御するものであり、例えばマイクロコンピュータなどによって実現されている。制御回路３”は、直流電流センサ５’より入力される直流電流信号Ｉ’ｄｃ、および、直流電圧センサ６’より入力される直流電圧信号Ｖ’ｄｃに基づいてＰＷＭ信号を生成して、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’に出力する。制御回路３”は、電圧目標値設定部３１’、直流電圧制御部３２’、指令信号生成部３４’、および、ＰＷＭ信号生成部３５’を備えている。

電圧目標値設定部３１’は、第１実施形態に係る電圧目標値設定部３１と同様のものであって、直流電圧信号Ｖ’ｄｃの目標値である電圧目標値Ｖ’ｄｃ^*を設定するものであり、電圧目標値Ｖ’ｄｃ^*を変化させて、太陽電池１の出力電力を検出し、当該出力電力が最大電力の９割程度になるように、電圧目標値Ｖ’ｄｃ^*を調整する。

直流電圧制御部３２’は、第１実施形態に係る直流電圧制御部３２と同様のものであり、太陽電池１の出力電圧の制御を行うためのものである。直流電圧制御部３２’は、直流電圧センサ６’より出力される直流電圧信号Ｖ’ｄｃと電圧目標値設定部３１’より出力される電圧目標値Ｖ’ｄｃ^*との偏差ΔＶ’ｄｃ（＝Ｖ’ｄｃ^*−Ｖ’ｄｃ）を入力され、ＰＩ制御を行い、直流電圧補償値を出力する。インバータ装置Ａ３においては、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’が非最大電力点追従制御を行っている。

指令信号生成部３４’は、第１実施形態に係る指令信号生成部３４と同様のものであり、直流電圧制御部３２’より出力される直流電圧補償値に監視装置Ｃからインバータ装置Ａ３に入力される調整値が加算されたものに基づいて指令信号を生成して、ＰＷＭ信号生成部３５’に出力する。

ＰＷＭ信号生成部３５’は、第１実施形態に係るＰＷＭ信号生成部３５と同様のものであり、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’に出力するＰＷＭ信号を生成するものである。ＰＷＭ信号生成部３５’は、キャリア信号と指令信号生成部３４’より入力される指令信号とに基づいて、三角波比較法によりＰＷＭ信号を生成する。生成されたＰＷＭ信号は、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’に出力される。なお、ＰＷＭ信号生成部３５’は、三角波比較法によりＰＷＭ信号を生成する場合に限定されず、例えば、ヒステリシス方式でＰＷＭ信号を生成するようにしてもよい。

なお、制御回路３”の構成は上記に限られない。また、本実施形態では、制御回路３”をディジタル回路として実現した場合について説明したが、アナログ回路として実現してもよい。また、各部が行う処理をプログラムで設計し、当該プログラムを実行させることでコンピュータを制御回路３”として機能させてもよい。また、当該プログラムを記録媒体に記録しておき、コンピュータに読み取らせるようにしてもよい。

インバータ回路２は、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’から入力される直流電力を交流電力に変換する。制御回路３は、電圧目標値設定部３１（図１参照）を備えておらず、電圧目標値Ｖｄｃ^*を固定値としている。これにより、ＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’の出力電圧は、電圧目標値Ｖｄｃ^*に固定される。

第３実施形態によると、電圧目標値設定部３１’が電圧目標値Ｖ’ｄｃ^*を変化させて、太陽電池１の出力電力Ｐが最大電力Ｐ_maxの９割程度であるＰ₉₀となるように制御を行う。したがって、第３実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。

上記第１〜３実施形態においては、本発明に係る制御回路を電力系統に連系するインバータ装置に用いた場合について説明したが、これに限られない。例えば、太陽光発電を行う発電所（例えば、メガソーラ）で用いられるインバータ装置の制御回路として、本発明に係る制御回路を用いるようにしてもよい。

また、本発明に係る制御回路は、太陽電池が出力する直流電力を昇圧または降圧させるコンバータ装置に用いることもできる。コンバータ装置に適用した場合の例を、第４実施形態として、以下に説明する。

図９は、第４実施形態に係るコンバータ装置Ａ４を説明するための図である。同図において、第３実施形態に係るインバータ装置Ａ３（図８参照）と同一または類似の要素には、同一の符号を付している。

図９に示すコンバータ装置Ａ４は、インバータ回路２、制御回路３、電流センサ４、および、直流電圧センサ６を備えていない点で、第３実施形態に係るインバータ装置Ａ３と異なる。コンバータ装置Ａ４は、太陽電池１が出力する直流電圧をＤＣ／ＤＣコンバータ回路２’によって所定の電圧に変換し、負荷Ｂ’に出力するものである。

第４実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。

本発明に係る制御回路、当該制御回路を備えた電力変換装置、および、方法は、上述した実施形態に限定されるものではない。本発明に係る制御回路、当該制御回路を備えた電力変換装置、および、方法の各部の具体的な構成は、種々に設計変更自在である。

Ａ，Ａ２，Ａ３ インバータ装置
Ａ４ コンバータ装置
１ 太陽電池
２ インバータ回路
２’ ＤＣ／ＤＣコンバータ回路
３，３’，３” 制御回路
３０ 無効電力制御部
３１，３１’ 電圧目標値設定部（出力目標値設定手段、最大電力推定手段）
３２，３２’ 直流電圧制御部
３３ 電流制御部
３３１ 三相／二相変換部
３３２ 回転座標変換部
３３３，３３４ ＬＰＦ
３３５，３３６ ＰＩ制御部
３３７ 静止座標変換部
３３８ 二相／三相変換部
３４，３４’ 指令信号生成部
３５，３５’ ＰＷＭ信号生成部
３７ 系統周波数検出部
３８ 系統周波数制御部
３９ 協調補正値生成部
３９１ 演算部
３９２ 乗算器
３９３ 積分器
４０ 加算器
４１ 重み付け部
４２ 通信部
４３ 記憶部（最大電力推定手段）
４ 電流センサ
５，５’ 直流電流センサ
６，６’ 直流電圧センサ
７ 日射センサ
８ 温度センサ
Ｂ 電力系統
Ｃ 監視装置

Claims (6)

1. 太陽電池が出力する直流電力を変換して電力系統に供給する電力変換回路を制御する制御回路であって、
   前記太陽電池の電圧−電力特性曲線における動作点が、常に、最大電力点以外の点になるように制御し、
   前記電力系統の系統周波数が下降した場合、前記電力変換回路の出力を増加させ、
   前記太陽電池の出力計測値の目標値である出力目標値を設定する出力目標値設定手段と、
   前記太陽電池の出力計測値と前記出力目標値との偏差に基づいてＰＷＭ信号を生成し、前記電力変換回路に出力するＰＷＭ信号生成手段と、
   を備えており、
   前記出力目標値設定手段は、前記出力目標値を変化量ΔＶだけ変化させたときに前記太陽電池の出力電力が変化量ΔＰだけ変化した場合に、ΔＰ／ΔＶが「０」以外の所定の値に近づくように前記出力目標値を調整する、
   ことを特徴とする制御回路。
2. 前記出力目標値設定手段は、前記出力目標値を変化させたときにΔＰ／ΔＶが前記所定の値より小さい場合には前記出力目標値を減少させ、ΔＰ／ΔＶが前記所定の値以上の場合には前記出力目標値を増加させる、
   請求項１に記載の制御回路。
3. 前記出力計測値は前記太陽電池の出力電圧の計測値である、
   請求項１または２に記載の制御回路。
4. 前記直流電力を、最大値の８〜９割の電力値に制御する、
   請求項１ないし３のいずれかに記載の制御回路。
5. 請求項１ないし４のいずれかに記載の制御回路と、前記電力変換回路とを備えていることを特徴とする電力変換装置。
6. 太陽電池が出力する直流電力を変換して電力系統に供給する電力変換回路を制御する方法であって、
   前記太陽電池の電圧−電力特性曲線における動作点が、常に、最大電力点以外の点になるように制御し、
   前記電力系統の系統周波数が下降した場合、前記電力変換回路の出力を増加させ、
   前記太陽電池の出力計測値の目標値である出力目標値を設定する第１の工程と、
   前記太陽電池の出力計測値と前記出力目標値との偏差に基づいてＰＷＭ信号を生成し、前記電力変換回路に出力する第２の工程と、
   を備えており、
   前記第１の工程は、前記出力目標値を変化量ΔＶだけ変化させたときに前記太陽電池の出力電力が変化量ΔＰだけ変化した場合に、ΔＰ／ΔＶが「０」以外の所定の値に近づくように前記出力目標値を調整する、
   ことを特徴とする方法。

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