JPWO2016157632A1 - 太陽電池−蓄電池連携システムおよび電力変換制御装置 - Google Patents

太陽電池−蓄電池連携システムおよび電力変換制御装置 Download PDF

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Abstract

太陽電池と蓄電池の連携システムにおいて、他の蓄電池と接続されたパワーコンディショナシステムと並列制御を実施し、現日射での最大電力を太陽電池から取り出す。太陽電池−蓄電池連携システムは、太陽電池が接続され、自立運転制御を行うパワーコンディショナシステム１００１および蓄電池が接続され、パワーコンディショナシステム１００１が並列接続されるパワーコンディショナシステムを有する。パワーコンディショナシステム１００１は、周波数垂下量および電圧垂下量を算出する垂下制御部２２５を有する。この垂下制御部２２５は、パワーコンディショナシステム１００１が出力する有効電力に対して周波数を低下させる割合を示す周波数垂下率を、有効電力の変化に基づいて変化させ、その周波数垂下率と有効電力とを乗算して周波数垂下量を算出する。

Description

本発明は、太陽電池−蓄電池連携システムおよび電力変換制御装置に関し、特に、太陽電池と蓄電池との連携における電力供給の安定化に有効な技術に関する。
昨今の再生可能エネルギへの関心の高まりや政府による電力買い取り制度の導入に伴い、太陽電池（ＰＶ：Photovoltaic）を利用した太陽光発電システムが急速に普及している。
特に、離島や沿岸の発電所から遠方にある内陸部などの電力系統が十分に整備されていない地域では、同システムにて比較的容易に電力が得られるため重要視されている。また、事故や災害時など電力系統が失われた場合において、緊急に電源を確保する手段として同システムが期待されている。
しかし、太陽光発電の特有の問題として、日射条件の変化による電力変動が挙げられる。そこで、電力を蓄積できる蓄電池と太陽電池とを接続して、太陽電池で発する電力の過不足分を蓄電池への充放電でまかなう太陽電池−蓄電池連携システムが提案されている。
太陽電池−蓄電池連携システムには、夜間の電力確保に加えて、整備が行き届いていない電力系統や重要負荷への安定した電力供給が求められる。
太陽電池−蓄電池連携システムの構成においてキーとなるのは、インバータ装置の一種であるパワーコンディショナシステム（ＰＣＳ：Power Conditioner System）である。太陽電池と蓄電池は、ともに直流デバイスである。そのため、パワーコンディショナシステムを介して交流に変換した後に接続して連携する。
パワーコンディショナシステムの基本的な動作方式は、連系運転と自立運転の２種類がある。連系運転は、パワーコンディショナシステムの交流側が系統に接続され交流周波数と交流電圧を系統から保証されている状態で成立する動作であり、系統に供給（もしくは吸収）する電力量のみを目標値に合わせるように制御する。
太陽電池と直流側で接続するパワーコンディショナシステム（以下、ＰＶ−ＰＣＳという）は、太陽電池から有効電力を最大に発電し系統に供給する“最大電力点追随（ＭＰＰＴ：Maximum Power Point Tracking）制御”があわせて実施される（たとえば非特許文献１を参照）。蓄電池と接続するパワーコンディショナシステム（以下、蓄電池−ＰＣＳという）は、外部の制御装置からの充放電指令による電力制御が実施される。
一方、自立運転は、パワーコンディショナシステムの交流側が電力系統から切断されて負荷のみが接続されている状態であり、該パワーコンディショナシステム自身が交流周波数と電圧を確立して制御する動作である。
この場合、パワーコンディショナシステムは、周波数と電圧のみを目標値になるよう制御する。このため、負荷に供給する電力は、指定できず負荷自身に依存する。ＰＶ−ＰＣＳは、負荷で消費される電力のみ生成し、過分の日射量は太陽電池パネルにて熱として廃棄される。
日射量が必要電力よりも少なければ、電圧が低下して運転を停止する。蓄電池―ＰＣＳは、負荷に電力を供給して電圧を維持できる分だけの放電を行う。電池の電荷が不足すれば、同じく電圧低下で運転を停止する。
この種の太陽電池−蓄電池連携システムは、ＰＶ−ＰＣＳおよび蓄電池−ＰＣＳをそれぞれ複数有する構成からなる。そして、個々のパワーコンディショナシステムにおいては、その直流側に太陽電池または蓄電池が接続されており、該パワーコンディショナシステムの交流側にて相互に接続して連携する。
系統がない状態では、すくなくとも１台のパワーコンディショナシステムがマスタとなって自立運転を実施し、負荷が接続された“ローカルな系”で電圧と周波数を確立する必要がある。
日射条件に影響を受けないためにも通常、マスタとなるパワーコンディショナシステムには、蓄電池―ＰＣＳが選択される。一方、他のパワーコンディショナシステムは、スレーブとして連系運転で接続する。
スレーブとなるパワーコンディショナシステムは、蓄電池―ＰＣＳやＰＶ−ＰＣＳの双方がなりうる。蓄電池―ＰＣＳは、外部からの充放電指令により一定の電力を供給する。ＰＶ−ＰＣＳは、ＭＰＰＴ制御を実施して、最大電力を供給する。
このような太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、日射変動による太陽電池の発電電力の変化や負荷の追加投入などによる消費電力の変動が生じた場合、該消費電力の変動をスレーブとなるパワーコンディショナシステムでは吸収できない。そのため、マスタとなるパワーコンディショナシステム１台のみが、この消費電力の変動を制御および吸収する必要がある。
よって、電力変動分を見込んだ大きい容量の蓄電池をマスタとなるパワーコンディショナシステムに接続することになる。制御できない場合は、ローカルな系の電圧や周波数が許容範囲から逸脱する。安全性の観点からパワーコンディショナシステムは、次々と運転停止し、電力供給が困難となる。
一方、インバータの一種である無停電電源（ＵＰＳ：Uninterruptible Power Supply）では、インバータを複数台並列させて制御する“並列制御”が提案されている（例えば非特許文献２および特許文献１を参照）。
このため、パワーコンディショナシステムの制御負荷を軽減する方法として、このＵＰＳの並列制御技術をＰＣＳに適用する動きもある（例えば非特許文献３および特許文献２を参照）。
この技術により、電力変動や負荷の変動を分散させて個々の自立運転によるパワーコンディショナシステムの負担を軽減できる。インバータ間での負荷電力分担は、インバータに搭載された垂下特性を利用する。
一般的には、同期発電機の垂下特性をインバータで模擬したものであり、インバータが出力する有効電力量にあわせて交流周波数を変化させると同時に、出力する無効電力量に合わせて交流電圧を変化させる。
変化量は、定格出力時に周波数および電圧が許容範囲に収まる必要があるので、それに応じて垂下率（傾き）を設定する。定格の異なるインバータを接続した場合は、定格に応じた負荷分担を実現できる。インバータに接続される発電装置の特性に合わせて、垂下特性を設定する技術も非特許文献２に開示されている。
特開２００７−２０３６１号公報 特表２０１２−１７６７７１号公報 特開２００６−１４５２６号公報
T.Esram,et.al.,IEEE Trans on Energy Conversion,vol.22,No.2,June 2007,pp.439-449. J.M.Guerror,et.al.,IEEE Trans on Industrial Electronics,vol.55,No.8,Aug 2008.P.2485-2859. K.Sakimoto、et.al.,IEEJ Trans on Power and Energy,vol.133,No.2,2013,pp.186-194.
上述した太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、マスタとなるパワーコンディショナシステム（蓄電池―ＰＣＳ）には周波数と電圧の基準となるため運転継続が求められる。しかし、マスタとなるパワーコンディショナシステムは、自立運転で制御され充放電制御ができないので、蓄電池の充放電管理などのメンテナンスを定期的に行う必要があり、そのためにパワーコンディショナシステムを停止させる必要がある。
マスタとなるパワーコンディショナシステムが一台の場合は、負荷への電力遮断と連携システム全体の立ち上げ直しを余儀なくされる。
また、従来技術にて述べたように、消費電力の変動が生じた場合には、マスタとなるパワーコンディショナシステム１台のみが、該消費電力の変動を制御および吸収する必要があり、マスタとなるパワーコンディショナシステムに大きな負担がかかってしまうことになる。
マスタとなるパワーコンディショナシステムの負荷を軽減する技術である、複数台のパワーコンディショナシステムの並列制御では、最低２台の蓄電池―ＰＣＳが必要となる。そのため、ＰＶ−ＰＣＳと蓄電池−ＰＣＳが１台ずつで構成される最小の連携構成では、並列制御できない。
また、太陽電池−蓄電池連携システムでは、ＰＶ−ＰＣＳと蓄電池―ＰＣＳとを含めた並列制御は実施できていない。ＰＶ−ＰＣＳは、日射で有効電力が変動するため、定格電力を反映する垂下率の決定ができないためである。
もっとも、仮の定格を決めて垂下率を決定することはできるが、それ以上の電力をパワーコンディショナシステムから取り出すことはできない。上記した特許文献３には、変動する直流電源に対して垂下特性を変更する技術が記載されているが、他のパワーコンディショナシステムとの連携を意図したものではない。
本発明の目的は、電力系統のないＰＶと蓄電池の連携システムにおいて、他の蓄電池と接続されたパワーコンディショナシステムとともに並列制御を実施し、現日射での最大電力を太陽電池から取り出すことのできる技術を提供することにある。
本発明の前記ならびにその他の目的と新規な特徴については、本明細書の記述および添付図面から明らかになるであろう。
本願において開示される発明のうち、代表的なものの概要を簡単に説明すれば、次のとおりである。
すなわち、実施の形態の代表的な太陽電池−蓄電池連携システムは、第１の電力変換制御装置および第２の電力変換制御装置を備える。第１の電力変換制御装置は、直流側に太陽電池が接続され、自立運転制御を行う。第２の電力変換制御装置は、直流側に蓄電池が接続され、交流側に第１の電力変換制御装置の交流側が並列接続される。
第１の電力変換制御装置は、主回路部、垂下制御部、および運転制御部を有する。主回路部は、ＰＷＭ（Pulse Width Modulation）信号に基づいて、太陽電池が発電した直流電圧を交流電圧に変換する。垂下制御部は、周波数垂下量および電圧垂下量をそれぞれ算出する。運転制御部は、垂下制御部が算出した周波数垂下量および記電圧垂下量から、ＰＷＭ信号を補正して出力する。
垂下制御部は、第１の電力変換制御装置の交流側から出力される有効電力に対して周波数を低下させる割合を示す周波数垂下率を、有効電力の変化に基づいて変化させ、変化させた周波数垂下率と有効電力とを乗算して周波数垂下量を算出する。
特に、垂下制御部は、有効電力が最大になるか、あるいは周波数垂下率の変化に対して有効電力が変化しない領域にて周波数垂下率が最大となるように、周波数垂下率を探索する。
本願において開示される発明のうち、代表的なものによって得られる効果を簡単に説明すれば以下のとおりである。
（１）太陽電池が発電する電力を効率よく利用することができる。
（２）安定した電力供給を行うことができる。
実施の形態１による太陽電池−蓄電池連携システムにおける構成の一例を示す説明図である。 図１の太陽電池−蓄電池連携システムが有するパワーコンディショナシステムにおける構成の一例を示す説明図である。 図２のパワーコンディショナシステムが有する垂下率計算部における構成の一例を示す説明図である。 本発明者が検討した並列制御におけるパワーコンディショナシステム１台分の垂下特性の一例を示す説明図である。 図４に示した垂下特性を有する２台のパワーコンディショナシステムを交流側にて接続して負荷に有効電力を供給する場合の挙動の一例を示した説明図である。 パワーコンディショナシステムが有する垂下特性の一例を示す説明図である。 周波数垂下率に対する有効電力の変化の一例を示した説明図である。 太陽電池が出力する直流電圧を操作変数とする太陽電池の電力特性の一例を示す説明図である。 図３の垂下率計算部による周波数垂下率の探索状態の推定例を示す説明図である。 図３の電力差分値評価部が出力する増減指令値の一例を示す説明図である。 実施の形態２によるパワーコンディショナシステムが有する垂下率計算部による構成の一例を示す説明図である。 実施の形態３による周波数垂下率を決定するプログラム処理の一例を示すフローチャートである。 実施の形態４による太陽電池−蓄電池連携システムが有するパワーコンディショナシステムにおける構成の一例を示す説明図である。 図１３のパワーコンディショナシステムが有する垂下率計算部における構成の一例を示す説明図である。 図１３のパワーコンディショナシステムにより推測される電力状況の推定の一例を示す説明図である。 本発明者が検討した並列制御におけるパワーコンディショナシステム１台分の垂下特性の一例を示す説明図である。 実施の形態５による周波数垂下率を決定するプログラム処理の一例を示すフローチャートである。 実施の形態６によるパワーコンディショナシステムにおける構成の一例を示す説明図である。 図１８のパワーコンディショナシステムと蓄電池が接続されたパワーコンディショナシステムとを接続した場合の負荷分担の様子を示す説明図である。 実施の形態７によるパワーコンディショナシステムにおける構成の一例を示す説明図である。
以下の実施の形態においては便宜上その必要があるときは、複数のセクションまたは実施の形態に分割して説明するが、特に明示した場合を除き、それらはお互いに無関係なものではなく、一方は他方の一部または全部の変形例、詳細、補足説明等の関係にある。
また、以下の実施の形態において、要素の数等（個数、数値、量、範囲等を含む）に言及する場合、特に明示した場合および原理的に明らかに特定の数に限定される場合等を除き、その特定の数に限定されるものではなく、特定の数以上でも以下でもよい。
さらに、以下の実施の形態において、その構成要素（要素ステップ等も含む）は、特に明示した場合および原理的に明らかに必須であると考えられる場合等を除き、必ずしも必須のものではないことは言うまでもない。
同様に、以下の実施の形態において、構成要素等の形状、位置関係等に言及するときは特に明示した場合および原理的に明らかにそうではないと考えられる場合等を除き、実質的にその形状等に近似または類似するもの等を含むものとする。このことは、上記数値および範囲についても同様である。
また、実施の形態を説明するための全図において、同一の部材には原則として同一の符号を付し、その繰り返しの説明は省略する。
（実施の形態１）
以下、実施の形態を詳細に説明する。
〈太陽電池−蓄電池連携システムの構成例〉
図１は、本実施の形態１による太陽電池−蓄電池連携システムにおける構成の一例を示す説明図である。
太陽電池−蓄電池連携システムは、図１に示すように、パワーコンディショナシステム１００１〜１００４、太陽電池１０１１，１０１２、蓄電池１０２１，１０２２、および操作パネル１０３を有する。
第１の電力変換制御装置となるパワーコンディショナシステム１００１，１００２の直流側には、太陽電池１０１１，１０１２がそれぞれ接続されている。第２の電力変換制御装置となるパワーコンディショナシステム１００３，１００４の直流側には、蓄電池１０２１，１０２２がそれぞれ接続されている。
また、パワーコンディショナシステム１００１〜１００４の交流側には、負荷ＬＤおよび電力会社などから提供される電力系統ＰＷが接続されている。電力系統ＰＷは、例えば三相２００Ｖ程度で周波数が５０Ｈｚ程度である。
蓄電池１０２１，１０２２は、太陽電池１０１１，１０１２が発電する電力のあまりを充電すると共に、太陽電池１０１１，１０１２の発電量が不足した際に放電して電力系統ＰＷに電力を供給する。
太陽電池１０１１，１０１２が接続されているパワーコンディショナシステム１００１，１００２は、太陽電池１０１１，１０１２が発電した直流電圧を交流電圧に変換するとともに、該交流電圧を電力系統ＰＷの電圧および周波数に一致させる。
蓄電池１０２１，１０２２が接続されているパワーコンディショナシステム１００３，１００４は、外部からの充放電指令に基づいて、蓄電池１０２１，１０２２の充放電を制御する。
一方、電力系統ＰＷがパワーコンディショナシステム１００１〜１００４の交流側から切り離された場合は、パワーコンディショナシステム１００１〜１００４は、すべて自立運転を実施するとともに、パワーコンディショナシステム１００１〜１００４を並列運転して制御する並列制御を行う。
パワーコンディショナシステム１００１〜１００４自身が、交流周波数および電圧を確立してそれぞれ制御動作する。
操作パネル１０３は、例えば図示しない入力部および表示部などから構成されており、太陽電池−蓄電池連携システムにおける運転状況の表示や各種の設定情報などの入力を行う。
なお、図１は、太陽電池−蓄電池連携システムの一例を示したものである。よって、太陽電池が接続されるパワーコンディショナシステムおよび蓄電池が接続されているパワーコンディショナシステムの数は、特に限定はなく、いずれも１台以上であればよい。
図２は、図１の太陽電池−蓄電池連携システムが有するパワーコンディショナシステム１００１における構成の一例を示す説明図である。この図２では、パワーコンディショナシステム１００１の構成について説明するが、太陽電池１０１２が接続されるパワーコンディショナシステム１００２の構成についても同様である。
〈パワーコンディショナシステムの構成例〉
パワーコンディショナシステム１００１は、図２に示すように、主回路２１０および制御部２００から構成されている。
主回路部となる主回路２１０は、半導体素子２１１、リアクトル２１２、およびトランス２１３から構成されている。半導体素子２１１は、スイッチングトランジスタなどからなり、電圧補償部２２２から出力されるＰＷＭ信号に基づいて、太陽電池１０１１から供給される直流電圧をスイッチングしてパルス幅変調を行う。
リアクトル２１２は、半導体素子２１１によってパルス幅変調された信号の高調波を除去する。これによって、たとえば５０Ｈｚ／６０Ｈｚの交流が生成される。この交流信号は、トランス２１３によって所望の電圧に変換されて電力系統ＰＷ側に出力される。
制御部２００は、運転制御部２２０および垂下制御部２２５を有する。運転制御部２２０は、自立運転を制御するブロックであり、定格電圧（例えば２００Ｖ程度）と定格周波数（例えば５０Ｈｚ程度）を基に交流電圧を生成し、主回路２１０を制御する。
運転制御部２２０は、電圧フィードバック制御部２２１、電圧補償部２２２、発振部２２３、および加算器２２７，２２８を有する。
加算器２２７は、後述する周波数垂下量に定格周波数を加算し、周波数指令値として出力する。加算器２２８は、後述する電圧数垂下量に定格電圧を加算し、電圧指令値として出力する。
発振部２２３は、加算器２２７からの周波数指令値ｆとパワーコンディショナシステム１００１内部の時間ｔに対して位相（Φ＝２πｆ×ｔ）を計算し、その結果を位相指令値として電圧フィードバック制御部２２１に出力する。
電圧フィードバック制御部２２１は、交流電圧センサ２１４によって検出されたパワーコンディショナシステム１００１の交流側の電圧が加算器２２８からの電圧指令値と一致するように電圧フィードバック制御を行う。
ここで、交流電圧センサ２１４は、パワーコンディショナシステム１００１の交流出力側に設けられており、パワーコンディショナシステム１００１から出力される交流電圧の電圧値を検出する。
電圧フィードバック制御部２２１にて行われる具体的な処理例としては、入力された交流電圧の振幅値を抽出し、その振幅値で入力される電圧指令値を減算し、適切な伝達関数をかけたものを新たな振幅値Ａ´とする。さらに、発振部２２３から入力される位相指令値である位相Φとともに交流信号 Ａ´×ｓｉｎ（Φ）を計算し、電圧フィードバック制御部２２１の出力値とする。伝達関数については、ここでは関わらないので特定しない。
また、電圧補償部２２２は、リアクトル２１２に流れる電流にて発生する電圧低下を補償する。具体的な一例としては、電流センサ２１５が検出した交流電流から電流振幅Ｉを抽出し、さらに交流電圧センサ２１４にて検出した交流電圧から電圧振幅Ｖを抽出する。そして、リアクトルのインピーダンスωＬから、補償値（ＶＲ＋ｊωＬ×Ｉ）を計算して、電圧フィードバック制御部２２１からの交流信号に付加する。
電流センサ２１５についても、パワーコンディショナシステム１００１の交流出力側に設けられており、パワーコンディショナシステム１００１の電力系統ＰＷ側に流れる電流値を検出する。
さらに、定格周波数と定格電圧を垂下させる仕組みとして、垂下制御部２２５がある。ここで、周波数垂下率とは、パワーコンディショナシステム１００１が出力する有効電力に対して、周波数を低下させる際の割合である。
垂下制御部２２５は、電力計算部２２４、垂下率計算部２２６、および乗算器２２９，２３０を有する。電力計算部２２４は、交流電圧センサ２１４および電流センサ２１５が検出した電圧値と電流値とから、パワーコンディショナシステム１００１が負荷側（ローカルな系）に供給する有効電力および無効電力からなる電力量をそれぞれ算出する。
垂下制御部２２５は、電力計算部２２４が算出した有効電力の大きさに基づいて、周波数垂下率を算出する。よって、周波数垂下率は、固定された値ではなく、有効電力の大きさに基づいて決定される。
乗算器２２９は、垂下制御部２２５が算出した周波数垂下率と電力計算部２２４が算出した有効電力とを乗算して周波数垂下量（周波数垂下量＝周波数垂下率×有効電力）として加算器２２７に出力する。
乗算器２３０は、予め設定された固定値の電圧垂下率と電力計算部２２４が算出した無効電力とを乗算して電圧垂下量として加算器２２８に出力する。
〈垂下率計算部の構成例〉
図３は、図２のパワーコンディショナシステム１００１が有する垂下率計算部２２６における構成の一例を示す説明図である。
電力変化演算部３０１、電力差分値評価部３０２、垂下率差分値生成部３０３、垂下率増減カウンタ３０４、初期値格納部３０５、および定格リミット値格納部３０６を有する。
電力変化演算部３０１には、図２に示す電力計算部２２４が算出した有効電力値Ｐが入力される。電力変化演算部３０１は、入力された有効電力値Ｐを用いて差分値ΔＰを出力する。
電力差分値評価部３０２は、差分値ΔＰを前回の周波数垂下率の差分値ΔＭとあわせて評価し、その評価結果として増減指令値を出力する。垂下率差分値生成部３０３は、電力差分値評価部３０２から出力された増減指令値を受けて、新しい周波数垂下率の差分値を生成して、垂下率増減カウンタ３０４に出力する。
垂下率増減カウンタ３０４は、受け取った周波数垂下率の差分値から周波数垂下率Ｍを決定する。カウント動作に必要なカウントの初期値やカウントの最大値であるリミット情報は、運転前に図１に示す操作パネル１０３からそれぞれ入力される。
操作パネル１０３から入力された初期値は、初期値格納部３０５に格納され、リミット情報は、定格リミット値格納部３０６に格納される。初期値格納部３０５および定格リミット値格納部３０６に格納されたこれらの情報は、運転時に最初の一回、すなわち初期化時のみ垂下率増減カウンタ３０４に入力される。
〈固定の垂下率を用いた並列制御について〉
ここで、垂下率計算部２２６が算出する周波数垂下率を用いた並列制御を説明する上にも、まずは固定の垂下率を用いて並列制御を行う場合について説明する。
図４は、本発明者が検討した並列制御におけるパワーコンディショナシステム１台分の垂下特性の一例を示す説明図である。垂下させる物理量としては、同期発電機の特性を模擬して、有効電力に対して周波数、無効電力に対して電圧を選択する。この図４においては、有効電力に対する周波数の変化を示したものである。
通常、周波数垂下率は、パワーコンディショナシステムの仕様上最大となる定格電力に対して許容する範囲で周波数の低下が収まるように設定される。
図５は、図４に示した垂下特性を有する２台のパワーコンディショナシステム（図中、ＰＣＳ１，ＰＣＳ２にて示す）を交流側にて接続して、負荷に有効電力を供給する場合の挙動の一例を示した説明図である。
図示するように、双方で周波数が一致するように個々のパワーコンディショナシステムの有効電力と周波数との関係が移動し、有効電力の分担が自動的に行われる。各々のパワーコンディショナシステムの垂下率が同じ場合は、有効電力が均等に分担される。定格電力が異なる場合は、垂下特性の直線の傾きが異なるため、それに応じた分担比率になる。
このため、個々のパワーコンディショナシステムの定格有効電力に応じた電力分担が可能となる。無効電力の分担も交流電圧を垂下させることで同様に説明できる。図２に示すパワーコンディショナシステム１００１では、この有効電力の周波数垂下率を可変にすることが特徴である。
図６は、パワーコンディショナシステムが有する垂下特性の一例を示す説明図である。図６（ａ）は、周波数垂下率を可変した際のパワーコンディショナシステム１台分における垂下特性を示している。
初期に設定された周波数垂下率である初期垂下率Ｍ０および仕様上最大となる定格電力値に対して許容する範囲で周波数の低下が収まるように設定した周波数垂下率である定格垂下率ＭＮを有し、その範囲内において周波数垂下率は可変とする。
定格垂下率は、前述したリミット情報として定格リミット値格納部３０６に格納される。定格垂下率ＭＮを設定することにより、パワーコンディショナシステムから出力される電力を制限することができるので、異常な電力が出力されることを防止することができ、図２に示す半導体素子２１１やリアクトル２１２などを保護することができる。
そして、この周波数垂下率を変化させつつ、その際の有効電力の増減に応じて周波数垂下率を決定する。より具体的には、パワーコンディショナシステムが定格電力内で最大電力を分担できるように周波数垂下率Ｍ値を探索する。
図６（ｂ）は、周波数垂下率が可変する垂下特性を有するパワーコンディショナシステム（図６（ｂ）のＰＣＳ２）と固定の周波数垂下率を有するパワーコンディショナシステム（図６（ｂ）のＰＣＳ１）を交流側にて接続して、負荷に有効電力を供給する場合の挙動を示したものである。
図６（ｂ）に示すように、周波数垂下率Ｍを下げる（傾きをゆるくする）ことにより、ＰＣＳ２の分担率を上げる、すなわちＰＳＣ２が分担する有効電力を大きくすることができる。これによって、各パワーコンディショナシステムの電力分担を最適化することができる。例えば、ＰＣＳ２が太陽電池に接続されている場合、日射量が多いときは、周波数垂下率を下げることによって電力分担を大きくすることができる。
〈垂下率計算部による周波数垂下率の探索例〉
次に、垂下率計算部２２６による周波数垂下率の探索技術について説明する。
図７は、周波数垂下率に対する有効電力の変化の一例を示した説明図である。図８は、太陽電池が出力する直流電圧を操作変数とする太陽電池の電力特性の一例を示す説明図である。この図８は、一般的なＭＰＰＴ制御（探索）との比較のために、太陽電池の直流電圧を操作変数とする太陽電池の電力特性を示したものである。
図７（ａ）および図８（ａ）は、定格電力よりも日射量が多いときの電力特性を示しており、図７（ｂ）および図８（ｂ）は、定格電力よりも日射量が少ないときの電力特性を示している。
まず、周波数垂下率を初期値Ｍ０から下げていき、有効電力Ｐが増大するのであれば、現時点で分担している有効電力にして日射量が多くあり、発電余力があるとみなせる。図６（ｂ）に示すように、垂下率Ｍを下げる（傾きをゆるくする）ことにより、ＰＣＳ２の分担率を上げることができる。
太陽電池の電圧―電力の観点から見ると、図８に示すように、発電余力のある状態は垂下率に依存した電力制限がかけられている状態である。図７（ａ）に示すように、周波数垂下率の差分値ΔＭに対して有効電力の増減ΔＰを評価し、ΔＰが増加する場合は、さらに垂下率を下げて電力の負担分を大きくしていく。図８に示すように、周波数垂下率を下げると電力制限値が上方に移動し、有効電力が上昇する。
周波数垂下率を継続して下げて行くと、やがて最大分担量に達する。日射量が定格最大値より大きい場合は、図７（ａ）および図８（ａ）に示すように、発電電力に余力を残しつつも有効電力は定格電力値ＰＮとなる。
この場合、周波数垂下率Ｍは、定格垂下率としてこれ以上低くは設定されない。電力の評価は引き続き実施する。日射量が定格値より小さい場合、最大分担量は、その時点での日射量における最大電力点ＰＭＰＰとなる。この点は、図７（ｂ）に示すように、周波数垂下率の変化に対して電力が変化しなくなるポイントである。
このとき、日射量と分担電力とが一致したとみなして周波数垂下率の操作を単調な減少から小刻みな往復（足踏み状態）に切り換えて、継続して電力量の変化を評価する。これは、いわゆる一般的な山登り探索法での頂上付近での振る舞いと同様である。
足踏みするポイントは、図７（ｂ）に示すように有効電力の最大点であり、垂下率Ｍが最大となるよう設定する。足踏みは、有効電力が変化しない場合は継続的に垂下率を上げて行き、有効電力が低下した場合に周波数垂下率を増加に転ずる動作によって実現することができる。
以上の継続的な電力評価により、日射量の変化にも周波数垂下率を追従させることができる。日射量が定格電力値ＰＮより低下した場合は、有効電力が低下するので、周波数垂下率を上げて電力分担量を減らしていく。この場合は、有効電力が変化しないかつ最大の周波数垂下率となるように探索される。
また、足踏みの状態でわずかに周波数垂下率を減少させ有効電力が増大する場合は、日射量がさらに増大して発電余力が生じたと判断されるので、周波数垂下率を再び下げていく。
一方、周波数垂下率の増減にかかわらず有効電力が減少する場合、日射量は、低下し電力分担量より発電量が減少したと判断できるので、周波数垂下率を上げて電力分担量を減らしていく。この場合においても、有効電力が変化しないかつ最大の周波数垂下率となるように探索される。
以上の動作を繰り返すことによって、最適な周波数垂下率、つまりパワーコンディショナシステム１００１，１００２の電力分担量を決定する。以上の動作は、図３に示した垂下率計算部２２６によって実現することができる。
図９は、図３の垂下率計算部２２６による周波数垂下率の探索状態の推定を説明する図であり、図１０は、図３の電力差分値評価部３０２が出力する増減指令値の一例を示す説明図である。
上記した説明をまとめると、有効電力差分値および現時点の周波数垂下率の差分値からは、図９のような電力状況が推定される。例えば有効電力および周波数垂下率がいずれも増加している場合には、図９から、最大電力点付近で日射が増加している状況が考えられる。
これらの電力状況の推定に基づいて、電力差分値評価部３０２に図１０に示すような増減指令値を出力する制御ロジックを組み、垂下率差分値生成部３０３が増減指令値に基づいて、周波数垂下率の正の差分値（±Ｍ）を決定する。
例えば、有効電力および周波数垂下率の差分値がいずれも増加している場合には、図１０から、周波数垂下率の差分値を減少させるように制御が行われる。また、有効電力に変化がなく、周波数垂下率の差分値が増加している場合には、図１０から、周波数垂下率の差分値を増加させるように制御が行われる。
以上により、パワーコンディショナシステム１００１，１００２は、自立運転を実施しながら日射に応じた電力を定格の範囲内で最大限取得することができる。また、パワーコンディショナシステム１００１，１００２は、自立運転であるため、他のパワーコンディショナシステムが停止した場合でも運転を継続することができる。
自立運転によって、他のパワーコンディショナシステムが停止した場合であっても、運転を継続することができる。これは、連携する蓄電池が接続されたパワーコンディショナシステムが１台のみでメンテナンスなどによって停止した際でも、電力を供給できるだけの日射があれば系を遮断することなく電力供給を続けられることになる。
また、そのようなメンテナンス計画を立てることができるので、太陽電池−蓄電池連携システムのメンテナンス性を向上させることができる。
（実施の形態２）
〈概要〉
前記実施の形態１にて説明し周波数垂下率の決定において、図７と図８とを比較して明らかなように、周波数垂下率を使った最大電力点の探索は、一般的な太陽電池のＭＰＰ（最大電力点）探索での山の“頂上”ではなく、“肩”の部分の探索である。
特に、平坦であることを認識する部分のしきい値設定は、電力が変化しない平坦部分とそうでない部分の境界を検出する場合、ノイズの影響を受けやすい。このため、周波数垂下率の変化に対する電力変化の傾き（ΔＰ／ΔＭ）ではなく、その変曲点を求めたほうが容易である。そこで、本実施の形態２は、最大電力点を検出する他の技術について説明する。
図７（ｂ）に示すように、周波数垂下率―電力特性は、電力変化領域と一定領域でカーブの性質が異なる。具体的には上に凸であるか、そうでないかである。垂下率を下げてゆくと、肩の付近で電力の上昇がゆるくなり、さらに下げると電力は変化しない。
電力の周波数垂下率に対する２回微分値（Δ２Ｐ／ΔＭ２）を求めると、カーブの切り替わりポイントのみでカーブの凸の傾向が強まり、その値が上昇する。この２回微分に注目することで、“肩”の部分の探索から“頂上”の探索に置き換えることができる。
〈垂下制御部の構成の一例〉
図１１は、本実施の形態２によるパワーコンディショナシステムが有する垂下率計算部２２６による構成の一例を示す説明図である。
図１１に示す垂下率計算部２２６が、前記実施の形態１の図３に示す垂下率計算部２２６と異なるところは、２回微分計算部３０７が新たに追加された点である。その他の構成については、図３と同様であるので説明は、省略する。
２回微分計算部３０７が設けられた垂下率計算部２２６の基本動作は、前記実施の形態１と同様に、周波数垂下率の低減と電力差分値の評価で探索を行う。それと同時に２回微分値（Δ２Ｐ／ΔＭ２）の上昇が見られた際に、その極値を求めるように垂下率差分指令を設定する。これは典型的な山登り探索であり、その技術は、例えば非特許文献１などに開示されている技術を適用することができる。
以上により、最大電力点の探求をより容易に行うことができる。
（実施の形態３）
〈概要〉
前記実施の形態１においては、周波数垂下率を例えば図３および図１０で示したハードウェア構成の垂下率計算部２２６によって決定したが、本実施の形態３では、該垂下率計算部２２６の動作に相当する処理をプログラム形式のソフトウェアによって行う例について説明する。
この場合、プログラムは、例えば図２の制御部２００に設けられた図示しないプログラム格納メモリなどに格納される。このプログラムの処理は、例えば図２の制御部２００に設けられた図示しないＣＰＵ（central Processing Unit）などが、上記のプログラム格納メモリに格納されているソフトウェアに基づいて処理を実行する。
〈プログラム処理例〉
図１２は、本実施の形態３による周波数垂下率を決定するプログラム処理の一例を示すフローチャートである。図１２（ａ）は、プログラム格納メモリに格納されている周波数垂下率初期化プログラムによる処理例を示しており、図１２（ｂ）は、プログラム格納メモリに格納されている更新プログラムによる処理例を示している。
周波数垂下率初期化プログラムは、パワーコンディショナシステムの動作開始時に読み出されて上述のＣＰＵが実行するプログラムである。更新プログラムは、パワーコンディショナシステムのメインプログラムからタイマ割り込みなどによって定期的（数ｍ〜数１００ｍｓ間隔）に読み出されて同じくＣＰＵが実行するプログラムである。
交流電圧センサ２１４および電流センサ２１５がそれぞれ検出した電圧値および電流値は、Ａ／Ｄ変換された後、ＣＰＵに入力される。
図１２（ａ）に示す周波数垂下率初期化プログラムにおいて、まず、周波数垂下率の初期値と仮の差分値とをそれぞれ設定する（ステップＳ１０１）。そして、次の更新プログラムの起動に備えて、得られた三相電圧と三相電流の内積をとり、有効電力Ｐ０を求める（ステップＳ１０２）。
以上により、周波数垂下率初期化プログラムの処理が終了となる。
続いて、図１２（ｂ）に示す更新プログラムについて説明する。
まず、ｎ回目の更新プログラムの実行で得られた三相電圧（交流電圧センサ２１４が検出した電圧値）と三相電流（電流センサ２１５が検出した電流値）の内積をとり有効電力Ｐ（ｎ）を求める（ステップＳ２０１）。
有効電力Ｐ（ｎ）と前回の更新プログラム処理ｎ−１にて得られた電力値Ｐ（ｎ−１）と比較して、その差分値ΔＰ＝Ｐ（ｎ）−Ｐ（ｎ−１）を求める（ステップＳ２０２）。そして、求めた電力差分値と前回の処理にて決定した周波数垂下率の差分値ΔＭ（ｎ−１）に基づいて、条件分岐（ステップＳ２０３〜Ｓ２０５）を行う。例えば電力差分値と前回の処理にて決定した周波数垂下率の差分値とがいずれも増加している場合には、周波数垂下率の差分値を減少させるように制御が行われる。
これらステップＳ２０３〜Ｓ２０５の処理は、前記実施の形態１の図１０に示した増減指令値になるように処理される。この増減指令値に基づいて、新しい周波数垂下率差分値ΔＭ（ｎ）が設定されて（ステップＳ２０６，Ｓ２０７）、新しい周波数垂下率が確定する（ステップＳ２０８）。
確定された周波数垂下率は、定格垂下率ＭＮと比較され、これを超えないようにリミットされる（ステップＳ２０９）。定格垂下率ＭＮは、前記実施の形態１にて述べたように、図２に示す定格リミット値格納部３０６にリミット情報として格納されている。
なお、この垂下率差分値ΔＭ（ｎ）は、次の更新プログラムで使用するので状態変数ΔＭ（ｎ−１）として記憶される。
また、前記実施の形態２で述べたように、電力の垂下率に対する２回微分（Δ２Ｐ／ΔＭ２）を求めて、その増減値によって周波数垂下率を決定してもよい。この場合は、周波数垂下率に対する２回微分値の山登り探索となり、その探索アルゴリズムにおいても、公知技術を利用することができる。
以上により、垂下率計算部２２６の動作をプログラムによって行うことができるので、ハードウェア構成を削減することが可能となる。それにより、パワーコンディショナシステムのコストなどを低減することができる。
（実施の形態４）
〈パワーコンディショナシステムの構成例〉
本実施の形態４では、日射量のみならず、負荷電力も変動する場合におけるパワーコンディショナシステム１００１の制御について説明する。なお、太陽電池−蓄電池連携システムの構成については、前記実施の形態１の図１と同様である。
図１３は、本実施の形態４による太陽電池−蓄電池連携システムに設けられたパワーコンディショナシステムにおける構成の一例を示す説明図である。
図１３に示すパワーコンディショナシステム１００１は、直流電圧センサ２１６が検出する電圧値が垂下率計算部２２６に入力される点が、前記実施の形態１の図３におけるパワーコンディショナシステム１００１と異なるところである。
直流電圧センサ２１６は、パワーコンディショナシステム１００１に太陽電池が接続される直流側に設けられる。直流電圧センサ２１６は、太陽電池から出力される直流電圧値を検出する。
直流電圧センサ２１６が検出した直流電圧値は、前述したように垂下率計算部２２６に入力される。その他の接続構成および動作については、図３と同様であるので説明は省略する。
〈背景〉
この図１３に示すパワーコンディショナシステム１００１の構成の背景は、以下のとおりである。
太陽電池−蓄電池連携システムに接続された負荷の動作状態が変化すると、消費電力が変化する。また、他の太陽電池に接続されたパワーコンディショナシステムからの電力供給の増減により、該当するパワーコンディショナシステムの見かけ上の負荷電力は変化する。
パワーコンディショナシステムの交流側での三相電圧と三相電流から有効電力を求める方法で電力の増減を評価するだけでは、単なる日射電力の増減、周波数垂下率の変動による負荷電力の増減、単なる負荷電力の増減を容易に見分けることができない。
このため、前記実施の形態１では、ＭＰＰ点付近で周波数垂下率を小刻みに往復させることで、日射電力と負担電力の変動を切り分けた。さらに、負荷電力の増減を切り分けるには、往復動作をしつつ、周波数垂下率を徐々に上げて行けばよい。
しかし、本実施の形態４においては、パワーコンディショナシステムの直流側の電圧も評価することで、より簡単に切り分けることができる。
図８（ｂ）において、点線は、定格電力よりも日射量が多いときの電力特性を示しており、実線は、定格電力よりも日射量が少ないときの電力特性を示している。
図８（ｂ）に示すように、電力リミット（例えば図中のＭ’）下での日射電力の低減による電力低下には、太陽電池の直流電圧の低下が伴う。しかし、負荷電力そのものが低下する場合は、このリミット値が低下するのに相当するため、逆に直流電圧が上昇する。この変化をフラグとして組み込むことで、より高速かつ探索処理を簡潔にすることができる。
〈垂下率計算部の構成例〉
図１４は、図１３のパワーコンディショナシステムに設けられた垂下率計算部２２６における構成の一例を示す説明図である。
図１４に示す垂下率計算部２２６は、実施の形態１の図３に示す垂下率計算部２２６の構成に、直流電圧差分値計算部３０８が新たに追加されている。この直流電圧差分値計算部３０８には、図１３に示した直流電圧センサ２１６が検出した直流電圧値が入力されており、直流電圧センサ２１６が検出した直流電圧値から、直流電圧の差分値を計算する。
〈垂下率計算部による周波数垂下率の探索例〉
次に、図１４に示す垂下率計算部２２６による周波数垂下率の探索技術について説明する。
負荷電力が変化しない場合の探索は、実施の形態１にて説明したとおりである。また、発電余力がある場合に周波数垂下率を下げて行き、また電力が変化しない場合に周波数垂下率を上げて行き、最大電力点で足踏みするのも同様である。
よって、ここでは、足踏み状態において、日射量の変化と負荷電力の変動とを分離し、次の最適点をどう探索するかについてのみ述べる。
いずれの変動も有効電力の変化に反映されるが、直流電圧の変化方向によって原因が異なる。すなわち、足踏み状態で周波数垂下率を上げて有効電力が増加し、かつ直流電圧が上昇した場合は、日射量の増加と考えられる。このため、周波数垂下率をより下げて、電力の分担量を増加する。逆に直流電圧が低下する場合は、負荷の状態が変化して負荷への有効電力量が増加したと考えられる。
一方、垂下率を下げて有効電力が減少し、かつ直流電圧が上昇した場合は、負荷への有効電力量が減少したと考えられる。また、直流電圧が減少する場合は、日射量の減少である。日射量の変化については、前記実施の形態１と同様の対応をとればよい。
一方、負荷電力の変動下の探索技術については特に限定しない。一般的には、現状維持の足踏み状態がよいと考えられるので、ここでは、前回の差分値とは反対を指令する例を示す。または、太陽電池−蓄電池連携システムの状況に応じて別の運転方法を考えてもよい。
図１４の垂下率計算部２２６は、以上の動作を行う。有効電力差分値および現時点の周波数垂下率差分値からは、図１５に示す電力状況が推定される。例えば直流電圧差分値、有効電力差分値、および周波数垂下率差分値がいずれも増加している場合には、図１５から、最大電力点付近で日射が増加している状況が考えられる。
この図１５に示す電力状況に基づいて、電力差分値評価部３０２に図１６に示すような増減指令値を出力する制御ロジックを組み、該増減指令値に基づいて、垂下率差分値生成部３０３が、正の周波数差分値（±Ｍ）を出力することで実現することができる。例えば直流電圧差分値、有効電力差分値、および周波数垂下率差分値がいずれも増加している場合には、図１６から、周波数垂下率差分値を減少させるなどの制御が行われる。
以上により、正確で早い周波数垂下率の制御を行うことができる。
（実施の形態５）
〈概要〉
前記実施の形態４に説明したハードウェア構成からなる垂下率計算部２２６の動作については、プログラム処理によっても実現することができる。
本実施の形態５では、前記実施の形態４の図１４に示した垂下率計算部２２６に相当する処理をプログラム形式のソフトウェアによって実現する場合について説明する。
この場合、プログラムは、例えば図２の制御部２００に設けられた図示しないプログラム格納メモリなどに格納される。このプログラムの処理は、例えば図２の制御部２００に設けられた図示しないＣＰＵ（Central Processing Unit）などが、上記のプログラム格納メモリに格納されているソフトウェアに基づいて処理を実行する。
この場合、プログラム格納メモリに格納されるプログラムは、前記実施の形態３と同様に、周波数垂下率初期化プログラムおよび更新プログラムである。
〈プログラム処理例〉
図１７は、本実施の形態５による周波数垂下率を決定するプログラム処理の一例を示すフローチャートである。
周波数垂下率初期化プログラムは、パワーコンディショナシステムの動作開始時に読み出されて上述のＣＰＵが実行するプログラムである。更新プログラムは、パワーコンディショナシステムのメインプログラムからタイマ割り込みなどによって定期的（数ｍ〜数１００ｍｓ間隔）に読み出されて同じくＣＰＵが実行するプログラムである。
なお、電力系統の三相電圧および三相電流を取り込む点、周波数垂下率初期化プログラムによる処理、および更新プログラムの呼び出しまでは、前記実施の形態３と同様であるので、ここでは、それ以降の更新プログラムの処理について説明する。
更新プログラムは、まず、三相電圧と三相電流の内積をとり有効電力Ｐ（ｎ）を求める（ステップＳ３０１）。前回の処理ｎ−１で得られた電力値Ｐ（ｎ−１）と比較して、その差分値ΔＰ＝Ｐ（ｎ）−Ｐ（ｎ−１）を求める（ステップＳ３０２）。
また、ｎ回目の更新プログラムの実行で得られた直流電圧Ｖ（ｎ）と前回の更新プログラムの実行で得られた電圧値ＶＤＣ（ｎ−１）と比較して、その差分値ΔＶ＝ＶＤＣ（ｎ）−ＶＤＣ（ｎ−１）を求める（ステップＳ３０３）。
電力差分値、電圧差分値、および前回の呼び出しで決定した周波数垂下率差分値ΔＭ（ｎ−１）に基づいて、条件分岐を行う（ステップ３０５〜Ｓ３０７、あるいはステップＳ３０４，Ｓ３１０〜Ｓ３１２）。ここでは、特に、ステップＳ３０４の処理による電圧差分値による分岐が追加されている。
これらステップＳ３０５〜Ｓ３０７の処理、あるいはステップＳ３０４，Ｓ３１０〜Ｓ３１２の処理は、図１６に示した増減値指令値になるように処理される。例えば直流電圧差分値、有効電力差分値、および周波数垂下率差分値がいずれも増加している場合には、図１６から、周波数垂下率差分値を減少させるなどの制御が行われる。
ステップＳ３０５〜Ｓ３０７あるいはステップＳ３０４，Ｓ３１０〜Ｓ３１２の処理における分岐によって、新しい周波数垂下率差分値ΔＭ（ｎ）が設定されて（ステップＳ３０８，Ｓ３０９、またはステップＳ３１３，Ｓ３１４）、新しい垂下率が確定する（ステップＳ３１５）。
周波数垂下率は、定格垂下率ＭＮと比較され、これを超えないようにリミットされて更新プログラムが終了となる（ステップＳ３１６）。定格垂下率ＭＮは、前記実施の形態１にて述べたように、図３に示す定格リミット値格納部３０６に格納されている。なお、この周波数垂下率差分値ΔＭ（ｎ）は、次の更新プログラムにて使用するので状態変数ΔＭ（ｎ−１）として記憶される。
以上により、ハードウェア構成を削減することが可能となり、パワーコンディショナシステムのコストなどを低減することができる。
（実施の形態６）
〈概要〉
本実施の形態６では、前記実施の形態４において説明した負荷増減時の垂下率計算部２２６の他の制御技術を提供する。
太陽電池の電力を最大限引き出せる自立運転並列制御を有するパワーコンディショナシステムは、蓄電池と接続されるパワーコンディショナシステムとの連携システムを構成した場合において、太陽電池の負荷を超える電力を発生させる。そして、その余剰電力は、蓄電池が接続されているパワーコンディショナシステムを介して蓄電池に充電されるものとする。
〈パワーコンディショナシステムの構成例〉
そのための構成について、図１８を用いて説明する。
図１８は、本実施の形態６によるパワーコンディショナシステム１００１における構成の一例を示す説明図である。
図１８に示すパワーコンディショナシステム１００１は、前記実施の形態４の図１３のパワーコンディショナシステム１００１と比較して、定格補正部２３１が新たに追加されている。
垂下率計算部２２６は、前記実施の形態４と同様に周波数垂下率を制御するが、図１５に示すように負荷増減時には、定格補正部２３１に対して補正信号を出力する。この補正信号は、増減を表す２値のデジタル信号でもよいし、具体的な増減値を示すアナログ値でもよい。
定格補正部２３１は、この補正信号を受けて、予め決めた増減値を出力して定格周波数の値を補正する定格補正指令を出力する。
〈パワーコンディショナシステムの負荷分担例〉
図１９は、図１８のパワーコンディショナシステムと蓄電池が接続されたパワーコンディショナシステムとを接続した場合の負荷分担の様子を示す説明図である。
この図１９において、ＰＣＳ２は、太陽電池が接続され、定格周波数を補正する垂下特性を有するパワーコンディショナシステム、すなわち図１８に示す構成のパワーコンディショナシステム１００１を示している。ＰＣＳ１は、蓄電池が接続されたパワーコンディショナシステム、例えば前記実施の形態１の図１に示すパワーコンディショナシステム１００３などを示している。
図１９に示すように、負荷電力の減少に伴い定格周波数を上方に補正すると、定格周波数を超えて連携動作する。この場合、ＰＣＳ１の動作点は、有効電力が負になる領域に存在する。これは、ＰＣＳ１が負担する有効電力分が充電電力になっていることを示す。ＰＣＳ２とＰＣＳ１の分担電力（絶対値）の差が負荷電力となる。
以上により、太陽電池の余剰電力を蓄電池に充電することができるので、太陽電池−蓄電池連携システムにおける電力効率を向上させることができる。
（実施の形態７）
〈概要〉
上記した太陽電池の電力を最大限引き出せる自立運転並列制御を有するパワーコンディショナシステムは、電力系統の存在しない系のみに使用を限定しない。そのため、本実施の形態７では、自立運転のほかに連系運転を行うことのできる制御構成を備えるパワーコンディショナシステムについて説明する。
〈パワーコンディショナシステムの構成例および動作例〉
図２０は、本実施の形態７によるパワーコンディショナシステム１００１における構成の一例を示す説明図である。
図２０に示すパワーコンディショナシステム１００１は、前記実施の形態１の図２のパワーコンディショナシステム１００１に、運転モード切り替え部２３２，２３３および電流フィードバック制御部２３４が新たに設けられている。
図２０に示すパワーコンディショナシステム１００１では、電力系統の有無により、運転方式を切り替えることができる。連系運転の際は、運転モード切り替え部２３３の切り替えによって、電圧フィードバック制御部２２１から電流フィードバック制御部２３４に切り替えが行われて、電力制御を実施する。これによって、電圧フィードバック制御から電流フィードバック制御に電力制御が切り替えられる。
また、運転モード切り替え部２３２では、加算器２２７から出力される周波数指令値を遮断する。これによって、発振部２２３には、位相指令値のみが入力される。この場合、系統の位相と周波数に同期するようになる。以上の構成によって、太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、“連系運転”にて参加することができる。
以上により、自立運転および連系運転に対応することが可能となり、太陽電池−蓄電池連携システムの信頼性を向上させることができる。
以上、本発明者によってなされた発明を実施の形態に基づき具体的に説明したが、本発明は前記実施の形態に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々変更可能であることはいうまでもない。
なお、本発明は上記した実施の形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施の形態は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。
また、ある実施の形態の構成の一部を他の実施の形態の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施の形態の構成に他の実施の形態の構成を加えることも可能である。また、各実施の形態の構成の一部について、他の構成の追加、削除、置換をすることが可能である。
１００１ パワーコンディショナシステム
１００２ パワーコンディショナシステム
１００３ パワーコンディショナシステム
１００４ パワーコンディショナシステム
１０１１ 太陽電池
１０１２ 太陽電池
１０２１ 蓄電池
１０２２ 蓄電池
１０３ 操作パネル
２００ 制御部
２１０ 主回路
２１１ 半導体素子
２１２ リアクトル
２１３ トランス
２１４ 交流電圧センサ
２１５ 電流センサ
２１６ 直流電圧センサ
２２０ 運転制御部
２２１ 電圧フィードバック制御部
２２２ 電圧補償部
２２３ 発振部
２２４ 電力計算部
２２５ 垂下制御部
２２６ 垂下率計算部
２２７ 加算器
２２８ 加算器
２２９ 乗算器
２３０ 乗算器
２３１ 定格補正部
２３２ 運転モード切り替え部
２３３ 運転モード切り替え部
２３４ 電流フィードバック制御部
３０１ 電力変化演算部
３０２ 電力差分値評価部
３０３ 垂下率差分値生成部
３０４ 垂下率増減カウンタ
３０５ 初期値格納部
３０６ 定格リミット値格納部
３０７ ２回微分計算部
３０８ 直流電圧差分値計算部

Claims (14)

  1. 直流側に太陽電池が接続され、自立運転制御を行う第１の電力変換制御装置と、
    直流側に蓄電池が接続され、交流側に前記第１の電力変換制御装置の交流側が並列接続される第２の電力変換制御装置と、
    を備え、
    前記第１の電力変換制御装置は、
    ＰＷＭ信号に基づいて、前記太陽電池が発電した直流電圧を交流電圧に変換する主回路部と、
    周波数垂下量および電圧垂下量をそれぞれ算出する垂下制御部と、
    前記垂下制御部が算出した前記周波数垂下量および前記電圧垂下量から、前記ＰＷＭ信号を補正して出力する運転制御部と、
    を有し、
    前記垂下制御部は、前記第１の電力変換制御装置の前記交流側から出力される有効電力に対して周波数を低下させる割合を示す周波数垂下率を、前記有効電力の変化に基づいて変化させ、変化させた前記周波数垂下率と前記有効電力とを乗算して前記周波数垂下量を算出する、太陽電池−蓄電池連携システム。
  2. 請求項１記載の太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、
    前記垂下制御部は、前記有効電力が最大になるか、あるいは前記周波数垂下率の変化に対して前記有効電力が変化しない領域にて前記周波数垂下率が最大となるように、前記周波数垂下率を探索する、太陽電池−蓄電池連携システム。
  3. 請求項２記載の太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、
    前記垂下制御部は、予め設定された前記周波数垂下率の下限値を示す定格垂下率を下限として前記周波数垂下率を探索する、太陽電池−蓄電池連携システム。
  4. 請求項１記載の太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、
    前記垂下制御部は、前記周波数垂下率に対する前記有効電力の２回微分値が最大になるように前記周波数垂下率を探索する、太陽電池−蓄電池連携システム。
  5. 請求項４記載の太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、
    前記垂下制御部は、予め設定された前記周波数垂下率の下限値を示す定格垂下率を下限として前記周波数垂下率を探索する、太陽電池−蓄電池連携システム。
  6. 請求項１記載の太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、
    前記垂下制御部は、前記太陽電池が発生する直流電圧が最大になるか、あるいは前記周波数垂下率の変化に対して前記有効電力が変化しない領域にて前記周波数垂下率が最大となるように、前記周波数垂下率を探索する、太陽電池−蓄電池連携システム。
  7. 請求項６記載の太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、
    前記垂下制御部は、予め設定された前記周波数垂下率の下限値を示す定格垂下率を下限として前記周波数垂下率を探索する、太陽電池−蓄電池連携システム。
  8. 請求項１記載の太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、
    前記垂下制御部は、前記有効電力が減少して前記太陽電池の直流電圧が上昇する場合に、前記有効電力が最大になるか、あるいは前記周波数垂下率の変化に対して前記有効電力が変化しない領域にて前記周波数垂下率が最大となるように探索し、前記第１の電力変換制御装置の交流側から出力される交流電圧の周波数が定格周波数よりも高くなるように補正する、太陽電池−蓄電池連携システム。
  9. 請求項８記載の太陽電池−蓄電池連携システムにおいて、
    前記垂下制御部は、予め設定された前記周波数垂下率の下限値を示す定格垂下率を下限として前記周波数垂下率を探索する、太陽電池−蓄電池連携システム。
  10. 直流側に蓄電池が接続される蓄電池用電力変換制御装置が交流側に並列接続され、直流側に太陽電池が接続され、自立運転制御を行う電力変換制御装置であって、
    前記電力変換制御装置は、
    ＰＷＭ信号に基づいて、前記太陽電池が発電した直流電圧を交流電圧に変換する主回路部と、
    周波数垂下量および電圧垂下量をそれぞれ算出する垂下制御部と、
    前記垂下制御部が算出した前記周波数垂下量および前記電圧垂下量から、前記ＰＷＭ信号を補正して出力する運転制御部と、
    を有し、
    前記垂下制御部は、前記電力変換制御装置の前記交流側から出力される有効電力に対して周波数を低下させる割合を示す周波数垂下率を、前記有効電力の変化に基づいて変化させ、変化させた前記周波数垂下率と前記有効電力とを乗算して前記周波数垂下量を算出する、電力変換制御装置。
  11. 請求項１０記載の電力変換制御装置において、
    前記垂下制御部は、予め設定された前記周波数垂下率の下限値を示す定格垂下率を下限として、前記有効電力が最大になるか、あるいは前記周波数垂下率の変化に対して前記有効電力が変化しない領域にて前記周波数垂下率が最大となるように前記周波数垂下率を探索する、電力変換制御装置。
  12. 請求項１０記載の電力変換制御装置において、
    前記垂下制御部は、予め設定された前記周波数垂下率の下限値を示す定格垂下率を下限として、前記周波数垂下率に対する前記有効電力の２回微分値が最大になるように前記周波数垂下率を探索する、電力変換制御装置。
  13. 請求項１０記載の電力変換制御装置において、
    前記垂下制御部は、予め設定された前記周波数垂下率の下限値を示す定格垂下率を下限として、前記太陽電池が発生する直流電圧が最大になるか、あるいは前記周波数垂下率の変化に対して前記有効電力が変化しない領域にて前記周波数垂下率が最大となるように、前記周波数垂下率を探索する、電力変換制御装置。
  14. 請求項１０記載の電力変換制御装置において、
    前記垂下制御部は、予め設定された前記周波数垂下率の下限値を示す定格垂下率を下限として、前記有効電力が減少して前記太陽電池の直流電圧が上昇する場合に、前記有効電力が最大になるか、あるいは前記周波数垂下率の変化に対して前記有効電力が変化しない領域にて前記周波数垂下率が最大となるように探索し、前記電力変換制御装置の交流側から出力される交流電圧の周波数が定格周波数よりも高くなるように補正する、電力変換制御装置。
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