WO2012114469A1 - 太陽光発電システム - Google Patents

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フィゲロア ルベン アレクシス インスンサ
井川　英一
岳士 角屋
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東芝三菱電機産業システム株式会社
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Definitions

  • the present invention relates to a photovoltaic power generation system interconnected with an AC power system.
  • an inverter is used in a photovoltaic power generation system in order to link with an AC power system.
  • the inverter converts DC power generated by the solar battery into AC power synchronized with the AC power system and supplies the AC power to the AC power system.
  • An overcurrent relay is provided on the AC output side of the inverter to protect the inverter.
  • the overcurrent relay used in this way may perform the following unnecessary operations.
  • the overcurrent relay operates when the instantaneous value of the current of the fundamental wave component does not exceed the settling value at which the overcurrent relay operates.
  • the overcurrent relay performs an unnecessary operation.
  • An object of the present invention is to provide a photovoltaic power generation system that can be linked to an AC power system and prevent unnecessary operation of an overcurrent relay provided on the AC power system side.
  • a photovoltaic power generation system is a photovoltaic power generation system linked to an AC power system, and includes a solar cell, an inverter that converts DC power generated by the solar cell into AC power, System voltage measurement means for measuring the system voltage of the AC power system, voltage drop detection means for detecting a voltage drop of the AC power system based on the system voltage measured by the system voltage measurement means, and the voltage drop
  • System voltage measurement means for measuring the system voltage of the AC power system
  • voltage drop detection means for detecting a voltage drop of the AC power system based on the system voltage measured by the system voltage measurement means, and the voltage drop
  • a second DC voltage control means for controlling the DC voltage of the inverter in order to suppress the current output from the inverter.
  • FIG. 1 is a configuration diagram showing a configuration of a photovoltaic power generation system to which an inverter control device according to a first embodiment of the present invention is applied.
  • FIG. 2 is a characteristic diagram showing characteristics of power generation by the solar cell according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a configuration diagram illustrating the configuration of the DC voltage control unit according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is a configuration diagram showing a configuration of a photovoltaic power generation system to which an inverter control device according to a second embodiment of the present invention is applied.
  • FIG. 5 is a configuration diagram illustrating a configuration of a DC voltage control unit according to the second embodiment.
  • FIG. 1 is a configuration diagram showing a configuration of a photovoltaic power generation system 10 to which a control device 2 for an inverter 1 according to a first embodiment of the present invention is applied.
  • symbol is attached
  • the photovoltaic power generation system 10 includes an inverter 1, a control device 2, a solar cell 3, a smoothing capacitor 4, an AC filter 5, an interconnection transformer 6, an AC current detector 71, an overcurrent relay 72, An AC voltage detector 73 and a DC voltage detector 74 are provided.
  • the photovoltaic power generation system 10 is a distributed power supply system that is linked to an AC power system including a system bus 7 and an AC power supply 8.
  • the solar cell 3 is a battery that generates power by the energy of sunlight.
  • the solar cell 3 supplies the generated DC power to the inverter 1.
  • the inverter 1 is an inverter controlled by PWM (Pulse Width Modulation).
  • PWM Pulse Width Modulation
  • the inverter 1 converts the DC power supplied from the solar cell 3 into AC power synchronized with the AC power supply 8.
  • the inverter 1 supplies AC power to the system bus 7 to which the AC power supply 8 is connected via the interconnection transformer 6.
  • a power conversion circuit inverter circuit
  • the switching element is driven by a gate signal Gt output from the control device 2. Thereby, the inverter 1 performs power conversion.
  • the smoothing capacitor 4 is provided on the DC side of the inverter 1.
  • the smoothing capacitor 4 smoothes the DC power supplied from the solar cell 3 to the inverter 1.
  • the AC filter 5 includes a reactor 51 and a capacitor 52.
  • the AC filter 5 removes noise output from the inverter 1.
  • the alternating current detector 71 is a detector for measuring the output current Iiv of the inverter 1.
  • the alternating current detector 71 outputs the detected output current Iiv to the control device 2 and the overcurrent relay 72 as a detection signal.
  • the overcurrent relay 72 performs a protective operation when the instantaneous value of the output current Iiv measured by the AC current detector 71 exceeds a preset set value.
  • the AC voltage detector 73 is a detector for measuring the system voltage Vr of the system bus 7.
  • the AC voltage detector 73 outputs the detected system voltage Vr to the control device 2 as a detection signal.
  • the DC voltage detector 74 is a detector for measuring the DC voltage Vdc applied to the DC side of the inverter 1.
  • the DC voltage detector 74 outputs the detected DC voltage Vdc to the control device 2 as a detection signal.
  • the DC current detector 75 is a detector for measuring a DC current Idc input to the DC side of the inverter 1.
  • the DC current detector 75 outputs the detected DC current Idc to the control device 2 as a detection signal.
  • the control device 2 includes a power amount calculation unit 21, an MPPT (maximum power point tracking) 22, a DC voltage control unit 23, a current control unit 24, a PWM control unit 25, and a voltage drop detection unit 26.
  • MPPT maximum power point tracking
  • the electric energy calculator 21 calculates the DC electric energy Pdc based on the DC voltage Vdc detected by the DC voltage detector 74 and the DC current Idc detected by the DC current detector 75.
  • the electric energy calculation unit 21 outputs the calculated DC electric energy Pdc to the MPPT 22.
  • the MPPT 22 outputs a voltage increase / decrease signal Vn indicating either increase or decrease of the DC voltage to the DC voltage control unit 23 based on the DC power amount Pdc calculated by the power amount calculation unit 21.
  • FIG. 2 is a characteristic diagram showing characteristics of power generation by the solar cell 3 according to the present embodiment.
  • a curve Cvi is a curve showing a voltage-current correlation in power generation by the solar cell 3.
  • a curve Cp is a curve showing the characteristics of power in the power generation by the solar cell 3.
  • the MPPT 22 performs control for searching for the voltage (maximum power point voltage) Vmpp at the maximum power point Pmmp that is the maximum power in the curve Cp shown in FIG. Specifically, it is as follows.
  • the DC voltage Vdc is controlled to an appropriate voltage value.
  • the MPPT 22 measures the DC power amount Pdc at this voltage.
  • the MPPT 22 outputs a voltage increase / decrease signal Vn that boosts (or steps down) the DC voltage Vdc by a predetermined voltage for one step.
  • Vn boosts (or steps down) the DC voltage Vdc by a predetermined voltage for one step.
  • the DC voltage slightly increases (or decreases) under the control of the DC voltage control unit 23.
  • the MPPT 22 measures the DC power amount Pdc after ascending (or descending). The MPPT 22 compares the DC power amount Pdc measured last time with the DC power amount Pdc newly measured this time.
  • the MPPT 22 When the DC power amount Pdc newly measured this time is larger, the MPPT 22 outputs a voltage increase / decrease signal Vn indicating the same direction as the previous time. That is, if the previous voltage increase / decrease signal Vn is a signal to be boosted, the voltage increase / decrease signal Vn is also output as a signal to boost this time. If the previous voltage increase / decrease signal Vn is a signal to be stepped down, this time it is also output as a signal to step down the voltage increase / decrease signal Vn.
  • the MPPT 22 When the DC power amount Pdc newly measured this time is smaller, the MPPT 22 outputs a voltage increase / decrease signal Vn different from the previous time. That is, if the previous voltage increase / decrease signal Vn is a signal to be boosted, this time it is output as a signal to step down the voltage increase / decrease signal Vn. If the previous voltage increase / decrease signal Vn is a signal to be stepped down, this time, the voltage increase / decrease signal Vn is output as a signal to boost.
  • the MPPT 22 controls the DC voltage Vdc so that it is always in the vicinity of the maximum power point voltage Vmpp.
  • the system voltage Vr detected by the AC voltage detector 73 is input to the voltage drop detection unit 26.
  • the voltage drop detection unit 26 outputs a detection signal Sd to the DC voltage control unit 23 based on the system voltage Vr.
  • the voltage drop detection unit 26 sets the detection signal Sd to “0” when the system voltage Vr is equal to or higher than a predetermined reference voltage (normal time).
  • the voltage drop detection unit 26 sets the detection signal Sd to “1” when the system voltage Vr falls below a predetermined reference voltage (when the system voltage Vr drops).
  • the DC voltage control unit 23 includes a DC voltage Vdc detected by the DC voltage detector 74, a voltage increase / decrease signal Vn output from the MPPT 22, a detection signal Sd output from the voltage drop detection unit 26, and a current control unit 24.
  • the calculated voltage command value Vivr is input.
  • the DC voltage controller 23 controls the normal DC voltage Vdc by the MPPT 22 when the detection signal Sd is “0”.
  • the DC voltage control unit 23 controls the DC voltage Vdc when the system voltage Vr decreases when the detection signal Sd is “1”.
  • the DC voltage control unit 23 calculates a DC voltage command value Vdcr for controlling the DC voltage Vdc.
  • the DC voltage control unit 23 outputs the calculated DC voltage command value Vdcr to the current control unit 24.
  • the current control unit 24 receives the output current Iiv detected by the AC current detector 71, the DC power amount Pdc calculated by the power amount calculation unit 21, and the DC voltage command value Vdcr calculated by the DC voltage control unit 23. Is done.
  • the current control unit 24 calculates a voltage command value Vivr for controlling the output voltage of the inverter 1 based on the output current Iiv, the DC power amount Pdc, and the DC voltage command value Vdcr.
  • the current control unit 24 outputs the calculated voltage command value Vivr to the PWM control unit 25.
  • the voltage command value Vivr calculated by the current control unit 24 is input to the PWM control unit 25.
  • the PWM control unit 25 generates a gate signal Gt for controlling the output voltage of the inverter 1 to the voltage command value Vivr.
  • the gate signal Gt drives the switching element of the inverter 1. Thereby, the inverter 1 is PWM-controlled.
  • FIG. 3 is a configuration diagram showing the configuration of the DC voltage control unit 23 according to the present embodiment.
  • the DC voltage control unit 23 includes a normal-time DC voltage control unit 231 and a voltage drop DC voltage control unit 232.
  • the direct current voltage control unit 231 controls the direct current voltage Vdc.
  • the detection signal Sd is “1”
  • the DC voltage Vdc is controlled by the DC voltage control unit 232 when the voltage drops.
  • the direct current voltage controller 231 receives the direct current voltage Vdc detected by the direct current voltage detector 74, the voltage increase / decrease signal Vn output from the MPPT 22, and the detection signal Sd output from the voltage drop detector 26. .
  • the normal-time DC voltage control unit 231 stops the control. At this time, the normal-time DC voltage control unit 231 holds the DC voltage command value Vdcr output immediately before the stop.
  • the normal DC voltage control unit 231 starts control. At this time, the DC voltage command value Vdcr held when the control is stopped is output. Thereafter, the normal-time DC voltage control unit 231 controls the DC voltage Vdc according to the control by the MPPT 22 described above.
  • the DC voltage control unit 232 at the time of voltage drop includes a DC voltage Vdc detected by the DC voltage detector 74, a detection signal Sd output from the voltage drop detection unit 26, and a voltage command value Vivr calculated by the current control unit 24. Entered.
  • the voltage drop DC voltage control unit 232 receives the detection signal Sd indicating “1”, the control starts.
  • the voltage drop DC voltage control unit 232 receives the detection signal Sd indicating “0”, the DC voltage control unit 232 stops the control.
  • the DC voltage control unit 232 at the time of voltage drop is controlled so that the ripple of the output current Iiv of the inverter 1 does not exceed the set value of the overcurrent relay 72.
  • a DC voltage command value Vdcr for boosting Vdc is calculated. That is, the voltage drop DC voltage control unit 232 continues to boost the DC voltage Vdc until the output current Iiv of the inverter 1 becomes a predetermined value or less. As shown in FIG. 2, when the DC voltage Vdc is boosted above the maximum power point voltage Vmpp, the DC current Idc decreases. The voltage drop DC voltage control unit 232 maintains the DC voltage Vdc while the system voltage Vr is lowered after the output current Iiv of the inverter 1 becomes a predetermined value or less.
  • the DC voltage Vdc when the system voltage Vr of the interconnected power system is reduced, the DC voltage Vdc is controlled to be boosted. Thereby, the direct current Idc input to the inverter 1 decreases. Accordingly, the output current Iiv of the inverter 1 is also reduced. Thereby, the unnecessary operation of the overcurrent relay 72 due to the ripple of the output current Iiv of the inverter 1 can be prevented. In normal times, the power generation efficiency of the solar cell 3 can be maximized by controlling the DC voltage Vdc by the MPPT 22.
  • FIG. 4 is a configuration diagram showing a configuration of a photovoltaic power generation system 10A to which the control device 2A for the inverter 1 according to the second embodiment of the present invention is applied.
  • the photovoltaic power generation system 10A replaces the control device 2 with the control device 2A. Others are the same as that of the solar power generation system 10 according to the first embodiment.
  • control device 2A replaces the DC voltage control unit 23 with the DC voltage control unit 23A and replaces the voltage drop detection unit 26 with the voltage drop amount calculation unit 27. Others are the same as those of the control device 2 according to the first embodiment.
  • the system voltage Vr detected by the AC voltage detector 73 is input to the voltage drop amount calculation unit 27.
  • the voltage decrease amount calculation unit 27 calculates a voltage decrease amount ⁇ V obtained by subtracting the system voltage Vr from the rated voltage.
  • the voltage drop amount calculation unit 27 outputs the calculated voltage drop amount ⁇ V to the DC voltage control unit 23A.
  • FIG. 5 is a configuration diagram showing the configuration of the DC voltage control unit 23A according to the present embodiment.
  • the DC voltage control unit 23A replaces the voltage drop DC voltage control unit 232 with a voltage drop DC voltage control unit 232A. Others are the same as the DC voltage control unit 23 according to the first embodiment.
  • the normal-time DC voltage control unit 231 according to the present embodiment is configured such that when the detection signal Sd according to the first embodiment is “0”, the voltage decrease amount ⁇ V is “0” (or the voltage decrease amount). When the detection signal Sd according to the first embodiment is “1”, this corresponds to when the voltage drop amount ⁇ V is not “0”.
  • the DC voltage control unit 232A at the time of voltage drop receives the DC voltage Vdc detected by the DC voltage detector 74 and the voltage drop amount ⁇ V calculated by the voltage drop amount calculator 27.
  • the voltage drop DC voltage control unit 232A starts control when the voltage drop amount ⁇ V is not “0” (when the system voltage Vr is lowered).
  • the voltage drop direct current voltage control unit 232A stops the control when the voltage drop amount ⁇ V is “0” (normal time).
  • the voltage drop DC voltage controller 232A calculates a DC voltage command value Vdcr based on the voltage drop amount ⁇ V when the system voltage Vr drops.
  • the DC voltage control unit 232A at the time of voltage reduction calculates so that the DC voltage command value Vdcr becomes larger as the voltage drop amount ⁇ V is larger.
  • the voltage drop DC voltage controller 232A increases the DC voltage Vdc by increasing the voltage drop amount ⁇ V.
  • the voltage drop DC voltage control unit 232A reduces the output current Iiv of the inverter 1 according to the voltage drop amount ⁇ V.
  • the current ripple superimposed on the output current Iiv of the inverter 1 is generated based on the following equation.
  • di / dt ⁇ V / L (1)
  • the left side is the rate of change of the output current Iiv of the inverter 1.
  • L is a reactor component between the inverter 1 and the system bus 7.
  • ⁇ V is a voltage drop amount of the system voltage Vr.
  • the DC voltage command value Vdcr is set so as to suppress the current ripple predicted based on the above formula.
  • control is performed to boost the DC voltage Vdc in accordance with the voltage drop amount ⁇ V of the system voltage Vr. Therefore, the same effect as the first embodiment can be obtained.
  • the DC voltage Vdc of the inverter 1 is increased to suppress the output current Iiv of the inverter 1, but control may be performed to decrease the DC voltage Vdc to suppress the output current Iiv.
  • Control of the output current Iiv can be performed by controlling the DC voltage Vdc so as to remove the maximum power point voltage Vmpp shown in FIG. Thereby, the same effect as each embodiment can be acquired.
  • the formula for obtaining the DC voltage command value Vdcr when the system voltage Vr is lowered may not be based on the above formula (1).
  • the formula for obtaining the DC voltage command value Vdcr may be obtained by empirical rules or know-how.
  • the interconnection transformer 6 provided between the photovoltaic power generation system 10 and the AC power system may be omitted.
  • the voltage detected by the AC voltage detector 73 is the same amount of electricity as the current detected by the AC current detector 71.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiment as it is, and can be embodied by modifying constituent elements without departing from the scope of the invention in the implementation stage.
  • various inventions can be formed by appropriately combining a plurality of components disclosed in the embodiment. For example, some components may be deleted from all the components shown in the embodiment.
  • constituent elements over different embodiments may be appropriately combined.
  • a photovoltaic power generation system that can be linked to an AC power system and prevent unnecessary operation of an overcurrent relay provided on the AC power system side.

Abstract

　系統母線（７）と連系する太陽光発電システム（１０）に適用されるインバータ（１）であって、系統母線（７）の系統電圧（Ｖｒ）を計測し、計測した系統電圧（Ｖｒ）に基づいて、系統母線（７）の電圧低下を検出し、電圧低下を検出していない場合、ＭＰＰＴ（２２）による直流電圧（Ｖｄｃ）を制御し、電圧低下を検出した場合、ＭＰＰＴ（２２）によらずに、直流電圧（Ｖｄｃ）を昇圧する制御をする。

Description

太陽光発電システム
　本発明は、交流電力系統と連系する太陽光発電システムに関する。
　一般に、太陽光発電システムには、交流電力系統と連系するために、インバータが用いられる。インバータは、太陽電池により発電された直流電力を交流電力系統に同期した交流電力に変換して、交流電力系統に供給する。また、インバータの交流出力側には、インバータを保護するために、過電流継電器が設けられている。
　しかし、このように用いられる過電流継電器は、次のような不要動作をすることがある。交流電力系統が事故等により、系統電圧が低下すると、インバータから出力される交流電流のリプルの振幅が大きくなる。これにより、過電流継電器が動作する整定値を基本波成分の電流の瞬時値が超えていないにも係わらず、電流のリプルの振幅による瞬時値が整定値を超えることで、過電流継電器が動作することがある。この場合、過電流継電器は、不要動作をすることになる。
米国特許第６９２１９８５号明細書
　本発明の目的は、交流電力系統と連系し、交流電力系統側に設けられた過電流継電器の不要動作を防止することのできる太陽光発電システムを提供することにある。
　本発明の観点に従った太陽光発電システムは、交流電力系統と連系する太陽光発電システムであって、太陽電池と、前記太陽電池により発電された直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記交流電力系統の系統電圧を計測する系統電圧計測手段と、前記系統電圧計測手段により計測された系統電圧に基づいて、前記交流電力系統の電圧低下を検出する電圧低下検出手段と、前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出されていない場合、前記太陽電池による発電効率を上げるために、前記インバータの直流電圧を制御する第１の直流電圧制御手段と、前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出された場合、前記インバータから出力される電流を抑制するために、前記インバータの直流電圧を制御する第２の直流電圧制御手段とを備えている。
図１は、本発明の第１の実施形態に係るインバータの制御装置を適用した太陽光発電システムの構成を示す構成図である。 図２は、第１の実施形態に係る太陽電池による発電の特性を示す特性図である。 図３は、第１の実施形態に係る直流電圧制御部の構成を示す構成図である。 図４は、本発明の第２の実施形態に係るインバータの制御装置を適用した太陽光発電システムの構成を示す構成図である。 図５は、第２の実施形態に係る直流電圧制御部の構成を示す構成図である。
　以下、図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。
（第１の実施形態）
　図１は、本発明の第１の実施形態に係るインバータ１の制御装置２を適用した太陽光発電システム１０の構成を示す構成図である。なお、図中における同一部分には同一符号を付してその詳しい説明を省略し、異なる部分について主に述べる。以降の実施形態も同様にして重複した説明を省略する。
　太陽光発電システム１０は、インバータ１と、制御装置２と、太陽電池３と、平滑コンデンサ４と、交流フィルタ５と、連系トランス６と、交流電流検出器７１と、過電流継電器７２と、交流電圧検出器７３と、及び直流電圧検出器７４とを備えている。太陽光発電システム１０は、系統母線７及び交流電源８を備える交流電力系統と連系する分散型電源システムである。
　太陽電池３は、太陽光のエネルギーにより発電する電池である。太陽電池３は、発電した直流電力をインバータ１に供給する。
　インバータ１は、ＰＷＭ(パルス幅変調, Pulse Width Modulation)制御されるインバータである。インバータ１は、太陽電池３から供給される直流電力を交流電源８と同期する交流電力に変換する。インバータ１は、連系トランス６を介して、交流電源８が接続されている系統母線７に交流電力を供給する。インバータ１は、電力変換回路（インバータ回路）がスイッチング素子で構成されている。スイッチング素子は、制御装置２から出力されるゲート信号Ｇｔにより駆動される。これにより、インバータ１は、電力変換を行う。
　平滑コンデンサ４は、インバータ１の直流側に設けられている。平滑コンデンサ４は、太陽電池３からインバータ１に供給される直流電力を平滑化する。
　交流フィルタ５は、リアクトル５１及びコンデンサ５２を備えている。交流フィルタ５は、インバータ１から出力されるノイズを除去する。
　交流電流検出器７１は、インバータ１の出力電流Ｉｉｖを計測するための検出器である。交流電流検出器７１は、検出した出力電流Ｉｉｖを制御装置２及び過電流継電器７２に検出信号として出力する。
　過電流継電器７２は、交流電流検出器７１により計測された出力電流Ｉｉｖの瞬時値が予め設定されている整定値を超えると、保護動作する。
　交流電圧検出器７３は、系統母線７の系統電圧Ｖｒを計測するための検出器である。交流電圧検出器７３は、検出した系統電圧Ｖｒを制御装置２に検出信号として出力する。
　直流電圧検出器７４は、インバータ１の直流側に印加される直流電圧Ｖｄｃを計測するための検出器である。直流電圧検出器７４は、検出した直流電圧Ｖｄｃを制御装置２に検出信号として出力する。
　直流電流検出器７５は、インバータ１の直流側に入力される直流電流Ｉｄｃを計測するための検出器である。直流電流検出器７５は、検出した直流電流Ｉｄｃを制御装置２に検出信号として出力する。
　制御装置２は、電力量演算部２１と、ＭＰＰＴ(maximum power point tracking)２２と、直流電圧制御部２３、電流制御部２４と、ＰＷＭ制御部２５、電圧低下検知部２６とを備えている。
　電力量演算部２１は、直流電圧検出器７４により検出された直流電圧Ｖｄｃ及び直流電流検出器７５により検出された直流電流Ｉｄｃに基づいて、直流電力量Ｐｄｃを演算する。電力量演算部２１は、演算した直流電力量ＰｄｃをＭＰＰＴ２２に出力する。
　ＭＰＰＴ２２は、電力量演算部２１により演算された直流電力量Ｐｄｃに基づいて、直流電圧の増加又は減少のいずれか一方を示す電圧増減信号Ｖｎを直流電圧制御部２３に出力する。
　図２を参照して、ＭＰＰＴ２２による直流電圧Ｖｄｃの制御について説明する。図２は、本実施形態に係る太陽電池３による発電の特性を示す特性図である。曲線Ｃｖｉは、太陽電池３による発電における電圧－電流の相関関係を示す曲線である。曲線Ｃｐは、太陽電池３による発電における電力の特性を示す曲線である。
　ＭＰＰＴ２２は、図２に示す曲線Ｃｐにおいて最大電力となる最大電力点Ｐｍｍｐの電圧（最大電力点電圧）Ｖｍｐｐを探す制御を行う。具体的には、以下の通りである。
　まず、直流電圧Ｖｄｃは、ある適当な電圧値に制御されているものとする。ＭＰＰＴ２２は、この電圧での直流電力量Ｐｄｃを計測する。
　次に、ＭＰＰＴ２２は、直流電圧Ｖｄｃを予め決められた１段階分の電圧を昇圧（又は降圧）させる電圧増減信号Ｖｎを出力する。これにより、直流電圧は、直流電圧制御部２３の制御により、僅かに上昇（又は下降）する。
　ＭＰＰＴ２２は、上昇後（又は下降後）の直流電力量Ｐｄｃを計測する。ＭＰＰＴ２２は、前回計測した直流電力量Ｐｄｃと今回新たに計測した直流電力量Ｐｄｃを比較する。
　今回新たに計測した直流電力量Ｐｄｃの方が多い場合は、ＭＰＰＴ２２は、前回と同じ方向を示す電圧増減信号Ｖｎを出力する。即ち、前回の電圧増減信号Ｖｎが昇圧させる信号であれば、今回も電圧増減信号Ｖｎを昇圧させる信号として出力する。前回の電圧増減信号Ｖｎが降圧させる信号であれば、今回も電圧増減信号Ｖｎを降圧させる信号として出力する。
　今回新たに計測した直流電力量Ｐｄｃの方が少ない場合は、ＭＰＰＴ２２は、前回と異なる電圧増減信号Ｖｎを出力する。即ち、前回の電圧増減信号Ｖｎが昇圧させる信号であれば、今回は電圧増減信号Ｖｎを降圧させる信号として出力する。前回の電圧増減信号Ｖｎが降圧させる信号であれば、今回は電圧増減信号Ｖｎを昇圧させる信号として出力する。
　上記の手順を繰り返すことにより、ＭＰＰＴ２２は、直流電圧Ｖｄｃが常に最大電力点電圧Ｖｍｐｐの近傍にあるように制御する。
　電圧低下検知部２６には、交流電圧検出器７３により検出された系統電圧Ｖｒが入力される。電圧低下検知部２６は、系統電圧Ｖｒに基づいて、直流電圧制御部２３に検知信号Ｓｄを出力する。電圧低下検知部２６は、系統電圧Ｖｒが所定の基準電圧以上の時（通常時）は、検知信号Ｓｄを「０」にする。電圧低下検知部２６は、系統電圧Ｖｒが所定の基準電圧を下回ると（系統電圧Ｖｒの低下時）、検知信号Ｓｄを「１」にする。
　直流電圧制御部２３には、直流電圧検出器７４により検出された直流電圧Ｖｄｃ、ＭＰＰＴ２２から出力された電圧増減信号Ｖｎ、電圧低下検知部２６から出力された検知信号Ｓｄ、及び電流制御部２４により演算された電圧指令値Ｖｉｖｒが入力される。直流電圧制御部２３は、検知信号Ｓｄが「０」のときは、ＭＰＰＴ２２による通常時の直流電圧Ｖｄｃの制御を行う。直流電圧制御部２３は、検知信号Ｓｄが「１」のときは、系統電圧Ｖｒの低下時の直流電圧Ｖｄｃの制御を行う。直流電圧制御部２３は、直流電圧Ｖｄｃを制御するための直流電圧指令値Ｖｄｃｒを演算する。直流電圧制御部２３は、演算した直流電圧指令値Ｖｄｃｒを電流制御部２４に出力する。
　電流制御部２４には、交流電流検出器７１により検出された出力電流Ｉｉｖ、電力量演算部２１により演算された直流電力量Ｐｄｃ、及び直流電圧制御部２３により演算された直流電圧指令値Ｖｄｃｒが入力される。電流制御部２４は、出力電流Ｉｉｖ、直流電力量Ｐｄｃ、及び直流電圧指令値Ｖｄｃｒに基づいて、インバータ１の出力電圧を制御するための電圧指令値Ｖｉｖｒを演算する。電流制御部２４は、演算した電圧指令値ＶｉｖｒをＰＷＭ制御部２５に出力する。
　ＰＷＭ制御部２５には、電流制御部２４により演算された電圧指令値Ｖｉｖｒが入力される。ＰＷＭ制御部２５は、インバータ１の出力電圧を電圧指令値Ｖｉｖｒに制御するためのゲート信号Ｇｔを生成する。ゲート信号Ｇｔは、インバータ１のスイッチング素子を駆動させる。これにより、インバータ１は、ＰＷＭ制御される。
　図３は、本実施形態に係る直流電圧制御部２３の構成を示す構成図である。
　直流電圧制御部２３は、通常時直流電圧制御部２３１と、電圧低下時直流電圧制御部２３２とを備えている。検知信号Ｓｄが「０」のときは、通常時直流電圧制御部２３１により直流電圧Ｖｄｃの制御がされる。検知信号Ｓｄが「１」のときは、電圧低下時直流電圧制御部２３２により直流電圧Ｖｄｃの制御がされる。
　通常時直流電圧制御部２３１には、直流電圧検出器７４により検出された直流電圧Ｖｄｃ、ＭＰＰＴ２２から出力された電圧増減信号Ｖｎ、及び電圧低下検知部２６から出力された検知信号Ｓｄが入力される。通常時直流電圧制御部２３１は、「１」を示す検知信号Ｓｄを受信すると、制御を停止する。このとき、通常時直流電圧制御部２３１は、停止直前に出力していた直流電圧指令値Ｖｄｃｒを保持する。通常時直流電圧制御部２３１は、「０」を示す検知信号Ｓｄを受信すると、制御を開始する。このとき、制御の停止時に保持していた直流電圧指令値Ｖｄｃｒを出力する。その後、通常時直流電圧制御部２３１は、前述したＭＰＰＴ２２による制御に従って、直流電圧Ｖｄｃを制御する。
　電圧低下時直流電圧制御部２３２には、直流電圧検出器７４により検出された直流電圧Ｖｄｃ、電圧低下検知部２６から出力された検知信号Ｓｄ、電流制御部２４により演算された電圧指令値Ｖｉｖｒが入力される。電圧低下時直流電圧制御部２３２は、「１」を示す検知信号Ｓｄを受信すると、制御を開始する。電圧低下時直流電圧制御部２３２は、「０」を示す検知信号Ｓｄを受信すると、制御を停止する。
　電圧低下時直流電圧制御部２３２は、電流制御部２４により演算された電圧指令値Ｖｉｖｒに基づいて、インバータ１の出力電流Ｉｉｖのリプルが過電流継電器７２の整定値を超えないように、直流電圧Ｖｄｃを昇圧させるための直流電圧指令値Ｖｄｃｒを演算する。即ち、電圧低下時直流電圧制御部２３２は、インバータ１の出力電流Ｉｉｖが所定値以下になるまで、直流電圧Ｖｄｃを昇圧し続ける。図２に示すように、最大電力点電圧Ｖｍｐｐよりも直流電圧Ｖｄｃを昇圧した場合、直流電流Ｉｄｃは減少する。電圧低下時直流電圧制御部２３２は、インバータ１の出力電流Ｉｉｖが所定値以下になった後は、系統電圧Ｖｒが低下している間、直流電圧Ｖｄｃを維持する。
　本実施形態によれば、連系されている電力系統の系統電圧Ｖｒが低下すると、直流電圧Ｖｄｃを昇圧する制御がされる。これにより、インバータ１に入力される直流電流Ｉｄｃは減少する。従って、インバータ１の出力電流Ｉｉｖも減少する。これにより、インバータ１の出力電流Ｉｉｖのリプルによる過電流継電器７２の不要動作を防止することができる。また、通常時は、ＭＰＰＴ２２による直流電圧Ｖｄｃの制御をすることで、太陽電池３の発電効率を最大限に引き出すことができる。
（第２の実施形態）
　図４は、本発明の第２の実施形態に係るインバータ１の制御装置２Ａを適用した太陽光発電システム１０Ａの構成を示す構成図である。
　太陽光発電システム１０Ａは、図１に示す第１の実施形態に係る太陽光発電システム１０において、制御装置２を制御装置２Ａに代えている。その他は、第１の実施形態に係る太陽光発電システム１０と同様である。
　制御装置２Ａは、第１の実施形態に係る制御装置２において、直流電圧制御部２３を直流電圧制御部２３Ａに代え、電圧低下検知部２６を電圧低下量演算部２７に代えている。その他は、第１の実施形態に係る制御装置２と同様である。
　電圧低下量演算部２７には、交流電圧検出器７３により検出された系統電圧Ｖｒが入力される。電圧低下量演算部２７は、系統電圧Ｖｒが所定の基準電圧を下回ると（系統電圧Ｖｒの低下時）、定格電圧から系統電圧Ｖｒを引いた電圧低下量ΔＶを演算する。電圧低下量演算部２７は、演算した電圧低下量ΔＶを直流電圧制御部２３Ａに出力する。
　図５は、本実施形態に係る直流電圧制御部２３Ａの構成を示す構成図である。
　直流電圧制御部２３Ａは、図３に示す第１の実施形態に係る直流電圧制御部２３において、電圧低下時直流電圧制御部２３２を電圧低下時直流電圧制御部２３２Ａに代えている。その他は、第１の実施形態に係る直流電圧制御部２３と同様である。なお、本実施形態に係る通常時直流電圧制御部２３１は、第１の実施形態に係る検知信号Ｓｄが「０」のときは、電圧低下量ΔＶが「０」のとき（又は、電圧低下量ΔＶが演算されていないとき）に相当し、第１の実施形態に係る検知信号Ｓｄが「１」のときは、電圧低下量ΔＶが「０」でないときに相当する。
　電圧低下時直流電圧制御部２３２Ａには、直流電圧検出器７４により検出された直流電圧Ｖｄｃ及び電圧低下量演算部２７により演算された電圧低下量ΔＶが入力される。電圧低下時直流電圧制御部２３２Ａは、電圧低下量ΔＶが「０」でない場合（系統電圧Ｖｒの低下時）、制御を開始する。電圧低下時直流電圧制御部２３２Ａは、電圧低下量ΔＶが「０」の場合（通常時）、制御を停止する。
　電圧低下時直流電圧制御部２３２Ａは、系統電圧Ｖｒの低下時、電圧低下量ΔＶに基づいて、直流電圧指令値Ｖｄｃｒを演算する。電圧低下時直流電圧制御部２３２Ａは、電圧低下量ΔＶが大きい程、直流電圧指令値Ｖｄｃｒが大きい値になるように演算する。即ち、電圧低下時直流電圧制御部２３２Ａは、電圧低下量ΔＶが大きい程、直流電圧Ｖｄｃを大きく昇圧する。これにより、電圧低下時直流電圧制御部２３２Ａは、電圧低下量ΔＶに応じて、インバータ１の出力電流Ｉｉｖを減少させる。
　次に、系統電圧Ｖｒの低下時の直流電圧指令値Ｖｄｃｒの演算方法について説明する。
　インバータ１の出力電流Ｉｉｖに重畳される電流リプルは、次式に基づいて発生する。
　ｄｉ／ｄｔ＝ΔＶ／Ｌ　　　…式（１）
　ここで、左辺は、インバータ１の出力電流Ｉｉｖの変化率である。Ｌは、インバータ１と系統母線７との間のリアクトル成分である。ΔＶは、系統電圧Ｖｒの電圧低下量である。
　直流電圧指令値Ｖｄｃｒは、上記の式に基づいて予測される電流リプルを抑制するように設定される。
　本実施形態によれば、系統電圧Ｖｒの電圧低下量ΔＶに応じて、直流電圧Ｖｄｃを昇圧する制御がされる。従って、第１の実施形態と同様の作用効果を得ることができる。
　なお、各実施形態では、インバータ１の直流電圧Ｖｄｃを上昇させて、インバータ１の出力電流Ｉｉｖを抑制したが、直流電圧Ｖｄｃを降圧させて、出力電流Ｉｉｖを抑制する制御をしてもよい。図２に示す最大電力点電圧Ｖｍｐｐを外すように、直流電圧Ｖｄｃを制御することで、出力電流Ｉｉｖを抑制する制御をすることができる。これにより、各実施形態と同様の作用効果を得ることができる。
　また、第２の実施形態において、系統電圧Ｖｒの低下時の直流電圧指令値Ｖｄｃｒを求める式は、上記（１）式に基づかなくてもよい。例えば、直流電圧指令値Ｖｄｃｒを求める式は、経験則又はノウハウによって求めてもよい。
　さらに、各実施形態において、太陽光発電システム１０と交流電力系統との間に設けられた連系トランス６は無くてもよい。この場合、交流電圧検出器７３により検出される電圧は、交流電流検出器７１により検出される電流と同じ測定箇所の電気量になる。
　なお、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。
　本発明によれば、交流電力系統と連系し、交流電力系統側に設けられた過電流継電器の不要動作を防止することのできる太陽光発電システムを提供することを提供することができる。

Claims (15)

  1. 　交流電力系統と連系する太陽光発電システムであって、
    　太陽電池と、
    　前記太陽電池により発電された直流電力を交流電力に変換するインバータと、
    　前記交流電力系統の系統電圧を計測する系統電圧計測手段と、
    　前記系統電圧計測手段により計測された系統電圧に基づいて、前記交流電力系統の電圧低下を検出する電圧低下検出手段と、
    　前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出されていない場合、前記太陽電池による発電効率を上げるために、前記インバータの直流電圧を制御する第１の直流電圧制御手段と、
    　前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出された場合、前記インバータから出力される電流を抑制するために、前記インバータの直流電圧を制御する第２の直流電圧制御手段と
    を備えたことを特徴とする太陽光発電システム。
  2. 　前記第２の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、前記インバータの直流電圧を昇圧する制御をすること
    を特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
  3. 　前記第２の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を昇圧する電圧量を変えること
    を特徴とする請求項２に記載の太陽光発電システム。
  4. 　前記第２の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、前記インバータの直流電圧を降圧する制御をすること
    を特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
  5. 　前記第２の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を降圧する電圧量を変えること
    を特徴とする請求項４に記載の太陽光発電システム。
  6. 　交流電力系統と連系する太陽電池を備えた太陽光発電システムに適用されるインバータを制御するインバータの制御装置であって、
    　前記交流電力系統の系統電圧を計測する系統電圧計測手段と、
    　前記系統電圧計測手段により計測された系統電圧に基づいて、前記交流電力系統の電圧低下を検出する電圧低下検出手段と、
    　前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出されていない場合、前記太陽電池による発電効率を上げるために、前記インバータの直流電圧を制御する第１の直流電圧制御手段と、
    　前記電圧低下検出手段による電圧低下が検出された場合、前記インバータから出力される電流を抑制するために、前記インバータの直流電圧を制御する第２の直流電圧制御手段と
    を備えたことを特徴とするインバータの制御装置。
  7. 　前記第２の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、前記インバータの直流電圧を昇圧する制御をすること
    を特徴とする請求項６に記載のインバータの制御装置。
  8. 　前記第２の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を昇圧する電圧量を変えること
    を特徴とする請求項７に記載のインバータの制御装置。
  9. 　前記第２の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、前記インバータの直流電圧を降圧する制御をすること
    を特徴とする請求項６に記載のインバータの制御装置。
  10. 　前記第２の直流電圧制御手段は、前記電圧低下検出手段により電圧低下が検出された場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を降圧する電圧量を変えること
    を特徴とする請求項９に記載のインバータの制御装置。
  11. 　交流電力系統と連系する太陽電池を備えた太陽光発電システムに適用されるインバータを制御するインバータの制御方法であって、
    　前記交流電力系統の系統電圧を計測し、
    　計測した系統電圧に基づいて、前記交流電力系統の電圧低下を検出し、
    　前記交流電力系統の電圧低下を検出していない場合、前記太陽電池による発電効率を上げるために、前記インバータの直流電圧を制御し、
    　前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、前記インバータから出力される電流を抑制するために、前記インバータの直流電圧を制御すること
    を含むことを特徴とするインバータの制御方法。
  12. 　前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、前記インバータの直流電圧を昇圧する制御をすること
    を含むことを特徴とする請求項１１に記載のインバータの制御方法。
  13. 　前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を昇圧する電圧量を変えること
    を含むことを特徴とする請求項１２に記載のインバータの制御方法。
  14. 　前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、前記インバータの直流電圧を降圧する制御をすること
    を含むことを特徴とする請求項１１に記載のインバータの制御方法。
  15. 　前記交流電力系統の電圧低下を検出した場合、電圧低下量に応じて前記インバータの直流電圧を降圧する電圧量を変えること
    を含むことを特徴とする請求項１４に記載のインバータの制御方法。
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