WO2021039466A1 - 電力変換器、並びに電力変換器の制御方法 - Google Patents

電力変換器、並びに電力変換器の制御方法 Download PDF

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WO2021039466A1
WO2021039466A1 PCT/JP2020/030987 JP2020030987W WO2021039466A1 WO 2021039466 A1 WO2021039466 A1 WO 2021039466A1 JP 2020030987 W JP2020030987 W JP 2020030987W WO 2021039466 A1 WO2021039466 A1 WO 2021039466A1
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power
power converter
communication
output
control device
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PCT/JP2020/030987
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French (fr)
Inventor
智道 伊藤
正登 安東
俊介 伊藤
Original Assignee
株式会社日立インダストリアルプロダクツ
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/48—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
    • Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers

Definitions

  • the present invention relates to a power converter for a photovoltaic power generation system and a control method thereof.
  • the power system operator may request the customer to install a reverse power flow prevention relay to prevent reverse power flow in the system for stable operation of the system.
  • This relay detects the power receiving point of the consumer, and when it detects the occurrence of reverse power flow based on the power receiving point, it opens the circuit breaker at the receiving point. Therefore, when reverse power flow occurs, the consumer side will have a power outage. For this reason, in a self-consumption type photovoltaic power generation system, a means for preventing the occurrence of reverse power flow is required.
  • Patent Document 1 and Patent Document 2 are known as conventional techniques for preventing reverse power flow.
  • the centralized control device sets a suppression index and a charge / discharge index for suppressing reverse power flow based on the interconnection point power and the reverse power flow avoidance target value. It is calculated, and the calculated suppression index and charge / discharge index are transmitted to a plurality of power conditioners. The plurality of power conditioners are controlled in a distributed manner according to these received indicators.
  • the power measuring unit that measures the received power from the grid transmits data related to the received power and a signal regarding the presence or absence of reverse power flow to the power conditioner.
  • the power conditioner controls the output power based on these received data and signals.
  • JP-A-2018-182847 Japanese Unexamined Patent Publication No. 2013-179748
  • the present invention provides a power converter capable of preventing the occurrence of reverse power flow in the event of communication abnormality and a control method thereof.
  • the power converter according to the present invention converts DC power generated by solar power generation into AC power, and the AC side of the power converter receives power from the power system and loads the power.
  • the upper limit of the output power is switched to a predetermined value larger than zero set according to the load, and the output power is suppressed.
  • the power converter control method is a power converter control method for converting DC power generated by solar power generation into AC power, and the AC side of the power converter is used. It receives power from the power system and is connected to the bus to which the load is connected, sets the upper limit of the output power of the power converter based on the information acquired by communication, controls the output power of the power converter, and communicates. When the abnormality occurs, the upper limit of the output power is switched to a predetermined value larger than zero set according to the load, and the output power is suppressed.
  • FIG. It is an overall block diagram of the photovoltaic power generation system which is Example 1.
  • FIG. It is a control block diagram which shows the structure of a converter control device. It is a flowchart which shows the communication state determination process which a communication state determination device executes. It is a graph which shows the operation state example of the solar power generation system of Example 1.
  • FIG. It is a control block diagram which shows the structure of the converter control device in the solar power generation system which is Example 2.
  • FIG. It is a control block diagram which shows the structure of the converter control device in the photovoltaic power generation system which is the modification of Example 2.
  • FIG. It is a control block diagram which shows the structure of the converter control device in the solar power generation system which is Example 3.
  • FIG. 1 It is a control block diagram which shows the structure of the converter control device in the photovoltaic power generation system which is Example 4.
  • FIG. It is a control block diagram which shows the structure of the converter control device in the photovoltaic power generation system which is Example 5.
  • FIG. It is a circuit block diagram of the IGBT assembly. An example of the display screen of the liquid crystal display included in the power converter 1 in the first embodiment is shown.
  • FIG. 1 is an overall configuration diagram of a photovoltaic power generation system according to a first embodiment of the present invention.
  • the photovoltaic power generation system of the first embodiment is for self-consumption (the same applies to the other embodiments).
  • the AC side of the power converter 1 that converts the DC power generated by the solar panel 90 into AC power and the load 70 are connected to the bus 80.
  • the AC side of the power converter 1 is connected to the bus 80 via the transformer 60.
  • Such a distribution system is connected to a power system (for example, a commercial AC power supply system) (for example, a commercial AC power supply system) not shown via a circuit breaker 20. Therefore, the photovoltaic power generation system including the power converter 1 is connected to the power system via the circuit breaker 20.
  • the power flow at the interconnection point is detected by using the voltage detector 10 and the current detector 11.
  • Each detection value by the voltage detector 10 and the current detector 11 is output to the reverse power flow prevention relay 5000 and the monitoring control device 30.
  • the reverse power flow prevention relay 5000 prevents the reverse power flow from the photovoltaic power generation system by opening the circuit breaker 20 when the reverse power flow exceeding the predetermined value continues for a predetermined time or longer.
  • the reverse power flow prevention relay 5000 opens the circuit breaker 20 when the reverse power flow detection condition is satisfied, but it may be configured to transmit a stop command to the power converter 1.
  • the monitoring control device 30 sets the generated power upper limit value (Plim) and the invalid power command value (Qref) to the power converter 1 via the communication line 40 based on the respective detection values by the voltage detector 10 and the current detector 11. Send.
  • the power converter 1 transmits each value of the active power Pac and the ineffective power Qac output by the power converter 1 to the transformer 60 to the monitoring control device 30 via the communication line 40.
  • a solar cell panel 90 is connected to the DC side of the main circuit of the power converter 1.
  • the power converter 1 controls the DC input voltage so as to maximize the amount of power generated from the solar cell panel 90 within a range not exceeding the generated power upper limit value (Plim). That is, in the power converter 1, so-called MPPT (Maximum Power Point Tracking) control is executed.
  • MPPT Maximum Power Point Tracking
  • the power converter 1 includes an IGBT assembly 50, a filter reactor 55, voltage detectors 12 and 15, current detectors 13 and 14, and a converter control device 100.
  • the IGBT assembly 50 constitutes the main circuit of the power converter 1.
  • the IGBT assembly 50 is a three-phase, two-level voltage type power converter assembly, and is an IGBT (Insulated Gate) which is a semiconductor switching element.
  • the Bipolar Transistor is provided with an IGBT module IGBT_UP, IGBT_UN, IGBT_VP, IGBT_VN, IGBT_WP and IGBT_WN, and a DC capacitor Cdc, which include an arm in which a recirculation diode is connected in antiparallel.
  • the IGBT modules IGBT_UP, IGBT_UN, IGBT_VP, IGBT_VN, IGBT_WP and IGBT_WN form a three-phase full bridge circuit, and a DC capacitor Cdc is connected to the DC side of the three-phase full bridge circuit.
  • each IGBT module has one or a plurality of arms connected in parallel to each other depending on the power capacity of the power converter 1. Be prepared. Further, each IGBT module may be composed of a group of IGBT modules in which a plurality of unit IGBT modules are connected in parallel.
  • the IGBT assembly 50 is not limited to the 2-level power converter assembly, but may be a 3-level power converter assembly.
  • the filter reactor 55 is connected between the AC side of the IGBT assembly 50 and the transformer 60.
  • the filter reactor 55 functions as a harmonic filter.
  • a harmonic filter such as an LC filter or an LCL filter may be applied instead of the filter reactor 55.
  • the voltage detector 12 and the current detector 13 detect the current and voltage on the AC side of the IGBT assembly 50, respectively, via the filter reactor 55. Further, the voltage detector 15 and the current detector 14 detect the current and the voltage on the DC side of the IGBT assembly 50, respectively.
  • the converter control device 100 receives the detection values of the voltage detectors 12 and 15 and the current detectors 13 and 14 and the information received via the communication line 40 (power generation upper limit value (Plim) and invalid power command value (Qref)). ), The gate signal GateSign of the IGBT assembly 50 is calculated and output. As a result, the converter control device 100 executes the generated power limit and the invalid power control as described later.
  • FIG. 2 is a control block diagram showing the configuration of the converter control device 100.
  • the converter control device 100 includes a communication interface 1008, an interface 1009 for analog sensors (current detectors 13, 14, voltage detectors 12, 15), and a PWM interface 1011 that outputs a gate signal to the IGBT assembly 50.
  • the communication interface 1008 is connected to the monitoring control device 30 via the communication line 40, receives the output power upper limit value Plim and the invalid power command value Quref from the monitoring control device 30, and the active power Pac output by the power converter 1. And each value of the ineffective power Qac is transmitted to the monitoring control device 30.
  • the output power upper limit value Plim is input to the changeover switch 1007 described later, and the output of the changeover switch 1007 is input to the MPPT1002 with a limiter as the power generation upper limit value Plim2.
  • the MPPT1002 with a limiter creates and outputs an input DC voltage command value Vdc_ref so that the active power output by the power converter 1 to the transformer 60 does not exceed the power generation upper limit value Plim2.
  • the active power and inactive power control means of the power converter 1 will be described below.
  • the system voltage of the distribution system to which the power converter 1 is connected is detected by the voltage detector 12, and the current output by the power converter 1 to the distribution system is detected by the current detector 13.
  • the converter interconnection point voltage Vs, which is the detection value of the voltage detector 12, and the AC output current detection value Is, which is the detection value of the current detector 13, are input to the power calculator 1001.
  • the power calculator 1001 calculates the active power Pac and the ineffective power Qac output by the power converter 1 based on the converter interconnection point voltage Vs and the AC output current detection value Is.
  • the active power Pac is input to the MPPT1002 with a limiter and the communication interface 1008, and the invalid power Qac is input to the invalid power controller 1004 and the communication interface 1008.
  • the DC input voltage Vdc detected by the voltage detector 15 and the DC input current Idc detected by the current detector 14 are input to the MPPT1002 with a limiter.
  • the MPPT1002 with a limiter searches for a DC input voltage command value Vdc_ref that maximizes the input DC power, which is the product of the DC input voltage Vdc and the DC input current Idc, within the range where the active power Pac does not exceed the power generation upper limit value Plim2.
  • the MPPT1002 with a limiter increases and corrects the DC input voltage command value Vdc_ref.
  • the DC voltage controller 1003 calculates an effective current command value Id_ref that reduces the difference between Vdc_ref and Vdc based on the DC input voltage command value Vdc_ref and the DC input voltage Vdc.
  • the ineffective power Qac and the ineffective power command value Quref are input to the ineffective power controller 1004.
  • the reactive power controller 1004 calculates the reactive current command value Iq_ref that reduces the difference between the Qref and the Qac based on the reactive power command value Qref and the reactive power Qac.
  • the active current command value Id_ref, the reactive current command value Iq_ref, and the AC output current detection value Is are input to the current controller 1005.
  • the current controller 1005 calculates the AC output voltage command value V_ref of the IGBT assembly 50 so that the AC output current detection value Is follows the current command value (Id_ref, Iq_ref), and outputs the AC output voltage command value V_ref to the PWM interface 1011.
  • V_ref is calculated so that the d-axis current component (Isd) and the q-axis current component (Isq) of Is in the rotating coordinate system match Id_ref and Iq_ref, respectively.
  • the PWM interface 1011 creates and outputs a gate signal GateSign to each IGBT in the IGBT assembly by so-called PWM (Pulse Width Modulation) control so that the instantaneous average value of the AC output voltage of the IGBT assembly 50 matches V_ref. .. That is, the PWM interface 1011 creates a gate signal GateSign by using V_ref as a modulated wave and comparing a carrier wave (for example, a triangular wave) having a predetermined frequency (fc) with V_ref.
  • PWM Pulse Width Modulation
  • the power converter 1 outputs the active power in which the generated power is suppressed to the power generation upper limit value or less, and follows the invalid power command value QRef transmitted from the monitoring control device 30. Output the invalid power.
  • the information (Plim, Quref) received by the communication interface 1008 is input to the communication processing calculator 1010 and the communication status determination device 1006.
  • the communication state determination device 1006 executes the communication state determination process described later in a predetermined time cycle.
  • the communication status determination device 1006 measures the transmission information start interval (communication interval) transmitted from the monitoring control device 30, and changes the communication status flag C_Status from 1 to 0 when the communication interval becomes longer than the predetermined time, and communicates. When the interval becomes shorter than the predetermined time, C_Status is returned to 1.
  • FIG. 3 is a flowchart showing a communication state determination process executed by the communication state determination device 1006.
  • step S1 When the communication state determination device 1006 starts processing (step S1), the counter Tcount for measuring the communication interval and the communication state flag C_Status are initialized to 0 (zero) and 1 respectively (step S2).
  • the communication state determination device 1006 increments the counter Tcount by 1 (step S3).
  • the communication state determination device 1006 determines whether an interrupt for starting communication has occurred (step S4).
  • the communication state determination device 1006 executes step S5 next when an interrupt occurs (Yes in step S4), and then executes step S6 when an interrupt does not occur (No in step S4).
  • step S5 the communication status determination device 1006 sets the counter Tcount to 0 and the communication status flag C_Status to 1.
  • the communication state determination device 1006 executes step S5, and then executes step S6.
  • step S6 the communication state determining device 1006 determines whether the counter Tcount is larger than Max_count, which is a predetermined value.
  • the communication state determination device 1006 executes step S7 next when the Tcount is larger than Max_count (Yes in step S6), and executes step S3 again when the Tcount is less than or equal to Max_count (No in step S7).
  • the Max_count is set to be larger than a value corresponding to twice the communication cycle between the monitoring control device 30 and the power converter 1 and shorter than the operating time of the reverse power flow prevention relay 5000 in order to avoid erroneous detection of communication abnormality. To do.
  • step S7 the communication status determination device 1006 determines that a communication abnormality has occurred because the communication start interval is long, and sets the communication status flag C_Status to 0.
  • the communication state determination device 1006 executes step S7 and then executes step S3 again.
  • the communication failure is determined by the interrupt generation interval of the communication start, but the communication failure is not limited to this, and the communication failure may be determined by the number of consecutive times when the parity bit of the communication is not established.
  • C_Status is set to 0 when the number of consecutive times that the parity bit is not established is greater than a predetermined value.
  • the communication status determination device 1006 outputs the communication status flag C_Status set by the above processing to the changeover switch 1007.
  • C_Status When C_Status is 1, that is, when the communication state determination device 1006 determines that the communication state is normal, the changeover switch 1007 is extracted from the reception information of the communication interface 1008 and output by the communication processing calculation unit 1010.
  • the photovoltaic power generation output upper limit value Plim to be output is output to the MPPT1002 with a limiter as the corrected photovoltaic power generation output upper limit value Plim2.
  • C_Status is 0, that is, when the communication state determination device 1006 determines that the communication is abnormal, the changeover switch 1007 sets the predetermined output power upper limit value P0 as the corrected photovoltaic power generation upper limit value Plim2. Output to MPPT1002 with limiter.
  • P0 is set to a power value equal to or less than the minimum power consumption of the load 70 (FIG. 1).
  • the upper limit of the amount of power generated by the photovoltaic power generation system is lower than the power consumption of the load 70, so that the occurrence of reverse power flow can be prevented.
  • the photovoltaic power generation system can supply power to the load while preventing reverse power flow even when a communication abnormality occurs. Further, since it is not necessary to excessively increase the reliability of communication between the monitoring control device 30 and the power converter 1 by making the communication network redundant or multiplexing, it is possible to avoid an increase in communication cost. ..
  • FIG. 4 is a graph showing an example of the operating state of the photovoltaic power generation system of the first embodiment.
  • the vertical and horizontal axes of the graph indicate electric power and time, respectively.
  • FIG. 4 shows the power consumption PL of the load 70, the output power Ppv of the solar cell panel 90, the corrected output upper limit value Plim2, and the active power Pac output by the power converter 1.
  • the sun rises from time t1 and Ppv increases.
  • the power converter 1 suppresses Pac to Plim 2 or less so that Pac does not exceed PL, that is, reverse power flow does not occur.
  • the communication state determination device 1006 determines that the communication is normal, and the power converter 1 raises the output (Pac).
  • the active power Pac output by the power converter 1 is lower than the minimum power consumption of the load at the time of communication abnormality. Therefore, even if a communication abnormality occurs, the occurrence of reverse power flow is prevented.
  • the state of the photovoltaic power generation system including the power converter 1 should be grasped by the monitoring control device 30 due to a communication abnormality between the power converter 1 and the monitoring control device 30. Is difficult. Therefore, in the first embodiment, the state of the photovoltaic power generation system is displayed on the power converter 1 side.
  • FIG. 11 shows an example of the display screen of the liquid crystal display included in the power converter 1 in the first embodiment.
  • the liquid crystal display 2000 includes the status of switches around the power converter 1 and the power generation status (“Generated Power”, “Reactive Power”), as well as the communication status (“Communication status”) and communication failure with the monitoring control device 30. Display the duration (“Duration”).
  • a communication abnormality has occurred with the display of the communication status (“Communication status”) set to “ERROR” in response to the above-mentioned communication status flag C_Status being 0 (zero). Is shown. Further, the communication failure duration (“Duration”) is displayed as “1000 sec” according to the above-mentioned Tcount value. As described above, in the first embodiment, the converter control device 100 determines the communication abnormality and further counts up the duration of the communication abnormality, so that the communication status can be displayed on the power converter 1 side.
  • the system operator can grasp the cause of the unintended decrease in the generated power, and can confirm the reset of the monitoring control device 30 and the soundness of the communication line 40 from the communication failure duration.
  • FIG. 5 is a control block diagram showing a configuration of a converter control device in the photovoltaic power generation system according to the second embodiment of the present invention.
  • the overall configuration of the photovoltaic power generation system of the second embodiment is the same as that of the first embodiment (FIG. 1).
  • the converter control device will be mainly described as being different from the first embodiment.
  • the upper limit value P0 of the photovoltaic power generation when the communication state determination device 1006 determines that the communication is abnormal is changed depending on the time zone and the day of the week.
  • the minimum value of power consumption changes depending on the number of people in the building or factory and the production plan in the factory.
  • the upper limit value P0 of the generated power at the time of communication abnormality is set to the minimum power consumption assumed at the time when the communication abnormality is determined. Set to a smaller value.
  • the upper limit of the amount of power generated by the photovoltaic power generation system in the event of a communication abnormality can be changed according to the fluctuation of the minimum power consumption. Therefore, it is possible to secure a power generation amount commensurate with the magnitude of the minimum power consumption at the time when the communication abnormality occurs while preventing the occurrence of reverse power flow at the time of the communication abnormality.
  • the converter control device 100A stores information of a clock 1020 that outputs date and time information and an output power upper limit value P0 according to the minimum power consumption that fluctuates according to the day and time. It includes a database 1021.
  • the output power upper limit value database 1021 stores a value smaller than the assumed minimum power consumption for each hour of the load 70 (FIG. 1) as P0, and the time indicated by the output according to the output (time) of the clock 1020. P0 corresponding to is output to the changeover switch 1007.
  • the converter control device 100A includes an interface 1023 with a maintenance device for changing the output power upper limit value database 1021 from the outside.
  • a maintenance device for changing the output power upper limit value database 1021 from the outside.
  • FIG. 6 is a control block diagram showing a configuration of a converter control device in a photovoltaic power generation system, which is a modification of the second embodiment.
  • the above-mentioned clock (“1020” in FIG. 5) and the output power upper limit database (“1021” in FIG. 5) are provided by the monitoring control device 30 (FIG. 1). Therefore, the converter control device 100B receives the information of P0 from the monitoring control device 30 via the communication line 40. In this case, the communication processing calculator 1022 outputs the information of P0 received and held at the time of normal communication immediately before the occurrence of the communication abnormality to the changeover switch 1007 at the time of communication abnormality.
  • the second embodiment as in the first embodiment, it is possible to supply electric power from the photovoltaic power generation system to the load while preventing reverse power flow even when communication is abnormal. Further, as in the first embodiment, it is possible to avoid an increase in communication cost. Further, according to the second embodiment, even if the minimum power consumption of the load fluctuates depending on the day and time, the minimum power consumption at the time when the communication abnormality occurs while preventing the occurrence of reverse power flow at the time of the minimum power consumption communication abnormality. It is possible to secure the amount of power generation commensurate with the amount of power consumption.
  • FIG. 7 is a control block diagram showing a configuration of a converter control device in the photovoltaic power generation system according to the third embodiment of the present invention.
  • Example 3 The overall configuration of the photovoltaic power generation system of Example 3 is the same as that of Example 1 (FIG. 1).
  • the converter control device will be mainly described as being different from the first embodiment.
  • the invalid power command value Qref received from the monitoring control device 30 (FIG. 1) is set as the corrected invalid power command value Qref2, and the invalid power controller is used.
  • the invalid power command value Qref at the last time when C_Status was 1 is retained, and the held invalid power command value Qref is corrected. It is input to the invalid power controller 1004 as Qref2.
  • the communication processing calculator 1010 receives the converter control device 100C from the monitoring control device 30. It is provided with a sample hold 1040 for inputting an invalid power command value Quref which is extracted from the collected information and output, and a communication state flag C_Status which is output by the communication state determination device 1006. When C_Status is 1, the sample hold 1040 outputs the input Qref as it is as the correction invalid power command value Qref2. Further, the sample hold 1040 has a recording means (for example, a memory) for holding the Qref input when C_Status is 1.
  • a recording means for example, a memory
  • the sample hold 1040 reads the Qref held from the recording means, outputs the read Qref as the correction invalid power command value Qref2, and prohibits overwriting of the recording means.
  • the third embodiment it is possible to supply electric power from the photovoltaic power generation system to the load while preventing reverse power flow even when a communication abnormality occurs, as in the first embodiment. Further, as in the first embodiment, it is possible to avoid an increase in communication cost. Further, according to the third embodiment, when the communication is abnormal, the invalid power output by the power converter 1 can be controlled according to the invalid power command value acquired when the communication is normal, so that the fluctuation of the bus voltage can be reduced.
  • FIG. 8 is a control block diagram showing a configuration of a converter control device in the photovoltaic power generation system according to the fourth embodiment of the present invention.
  • Example 4 The overall configuration of the photovoltaic power generation system of Example 4 is the same as that of Example 1 (FIG. 1).
  • the converter control device will be mainly described as being different from the first embodiment.
  • the ineffective power command value is switched to the predetermined value Q0 at a predetermined rate of change when a communication abnormality occurs.
  • the output power of the power converter 1 is limited in order to avoid reverse power flow when the communication between the monitoring control device 30 and the power converter 1 is abnormal, the power received from the power system increases and the received voltage of the load equipment increases. May decrease.
  • the invalid power command value Q0 set at the time of communication abnormality to the polarity that the operating state of the power converter 1 becomes the capacitor operation, the decrease in the receiving point voltage can be alleviated. Further, by limiting the rate of change of the reactive power command value, it is possible to avoid a sudden change in the bus voltage.
  • the converter control device 100D has an invalid power command value QReff output by the communication processing calculator 1010.
  • a changeover switch 1030 for switching between the fixed value and the invalid power command value Q0 according to C_Status is provided, and when C_Status changes to 0, the change rate of the output of the changeover switch 1030 is limited to limit the change rate.
  • a change rate limiter 1031 that outputs a value as a correction invalid power command value Qref2 to the invalid power controller 1004 is provided.
  • Q0 has a polarity value at which the power converter 1 operates as a capacitor.
  • the fourth embodiment it is possible to supply electric power from the photovoltaic power generation system to the load while preventing reverse power flow even when a communication abnormality occurs, as in the first embodiment. Further, as in the first embodiment, it is possible to avoid an increase in communication cost. Further, according to the fourth embodiment, since the power converter 1 can output the reactive power having the polarity of the capacitor operation when the communication is abnormal, the decrease of the bus voltage can be suppressed. Further, since the rate of change of the reactive power output from the power converter 1 can be suppressed when a communication abnormality occurs, a sudden change in the bus voltage can be avoided.
  • FIG. 9 is a control block diagram showing a configuration of a converter control device in the photovoltaic power generation system according to the fifth embodiment of the present invention.
  • Example 5 The overall configuration of the photovoltaic power generation system of Example 5 is the same as that of Example 1 (FIG. 1).
  • the converter control device will be mainly described as being different from the first embodiment.
  • the operation of the power converter 1 is performed after the current output by the power converter 1 is reduced in a lamp shape. Is stopped. Further, when the output current is reduced like a lamp, the rate of change of the reactive current is slower than that of the active current.
  • the reverse power flow can be reliably prevented by stopping the power generation by the photovoltaic power generation system. Further, by narrowing the output current in a lamp shape, it is possible to avoid a sudden change in the bus voltage. Further, by reducing the reactive current more gently than the active current, the voltage control on the power system side can follow the voltage fluctuation, and the fluctuation of the bus voltage can be suppressed.
  • the converter control device 100E has an effective current based on the outputs of the communication abnormality time determination device 1050 for measuring the period during which C-Status continues to be 0 (zero) and the communication abnormality time determination device 1050.
  • the current command value limiter 1053 and the current command value limiter 1054 that reduce the command value Id_ref and the invalid current command value Iq_ref in a lamp shape, the delay device 1051 that delays the output of the communication abnormality time determination device 1050, and the output of the delay device 1051.
  • the PWM interface 1052 is provided to turn off all the gate signals output to the IGBT assembly 50 according to the above.
  • the communication abnormality time determination device 1050 measures the time for which the communication status flag C_Status output by the communication status determination device 1006 is maintained at 0 (that is, the communication abnormality duration). Further, the communication abnormality time determining device 1050 determines whether or not the time for maintaining 0 of C_Status exceeds a predetermined time, and if it exceeds the predetermined time, the self-output is changed from 1 to 0.
  • the predetermined time to be compared with the communication abnormality duration in the communication abnormality time determination device 1050 is set as follows, for example.
  • Communication is interrupted when noise is mixed in the communication path, or when an interrupt with a higher priority than communication occurs on the monitoring control device 30 side or the power converter 1 side.
  • a retry function is generally implemented in the communication system.
  • the communication fails despite a large number of retries, that is, if the communication abnormality duration becomes long, the communication line may be disconnected or the monitoring / control device 30 may hang. Therefore, the monitoring / control device 30 controls the communication. It is desirable to stop the equipment to be used safely.
  • the above-mentioned predetermined time which is the criterion for the communication abnormality time determination device 1050 to change the output to 0, is reverse power flow. It is preferable to set the operation time of the prevention relay 5000 longer than the time corresponding to the allowable number of communication retries.
  • the output of the communication abnormality time determination device 1050 is input to the current command value limiter 1053, the current command value limiter 1054, and the delay device 1051.
  • the current command value limiter 1053 and the current command value limiter 1054 set the magnitudes of the effective current command value Id_ref and the invalid current command value Iq_ref, respectively, at the time when the output of the communication abnormality time determiner 1050 changes from 1 to 0. It is reduced at a predetermined rate of change from to 0 (zero). Then, the output of the current command value limiter 1053 and the output of the current command value limiter 1054 are input to the current controller 1005 as new effective current command values and invalid current command values, respectively.
  • the power converter 1 since the power converter 1 is one device controlled by the monitoring control device 30 to prevent reverse power flow, it can be safely stopped when the communication abnormality duration becomes long as described above. desirable.
  • a sudden change in the output current when the power converter 1 is stopped may cause a sudden change in the voltage of the bus 80, which may lead to unnecessary stop of the load 70 connected to the bus 80. Therefore, in the fifth embodiment, the output current is reduced to 0 (zero) by the current command value limiter 1053, 1054 while suppressing the rate of change. As a result, the power converter 1 can be stopped while suppressing a sudden change in the voltage of the bus 80.
  • the current command value limiter 1054 limits the reactive current command value at a slower rate of change than the current command value limiter 1053. In order to stabilize the bus voltage, it is preferable to limit the reactive current more gently than the operating time of the voltage control device installed on the power system side.
  • the delay device 1051 delays the output signal of the communication abnormality time determination device 1050 by the time until the current command value limiter 1054 limits the invalid current command value to 0 (zero), and outputs the output signal to the PWM interface 1052.
  • the PWM interface 1052 turns off the gate signal GateSig output to the IGBT assembly 50. That is, when the output current is reduced to 0 (zero) by the current command value limiter 1053 and the current command value limiter 1054 while suppressing the magnitude of the change, the gate signal GateSig is turned off. At this time, the gate signals to all the IGBT modules shown in FIG. 10 are turned off, that is, the power converter 1 is gate-blocked and the power converter 1 is stopped.
  • the fifth embodiment as in the first embodiment, it is possible to supply electric power from the photovoltaic power generation system to the load while preventing reverse power flow even when communication is abnormal. Further, as in the first embodiment, it is possible to avoid an increase in communication cost. Further, according to the fifth embodiment, when the communication abnormality continues, the output current of the power converter 1 can be suppressed while alleviating the fluctuation of the bus voltage, and the operation of the power converter 1 can be stopped stably. it can.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiment, and includes various modifications.
  • the above-described embodiment has been described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and is not necessarily limited to the one including all the described configurations. Further, it is possible to add / delete / replace a part of the configuration of each embodiment with another configuration.
  • Analog sensor interface 1010 ... Communication processing calculator, 1011 ... PWM interface, 1020 ... Clock, 1021 ... Output power upper limit database, 1022 ... Communication processing calculator, 1023 ... Interface, 1030 ... Switching Switch, 1031 ... Change rate limiter, 1040 ... Sample hold, 1050 ... Communication abnormality time judge, 1051 ... Delayer, 1052 ... PWM interface, 1053 ... Current command value limiter, 1054 ... Current command value limiter

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Abstract

通信異常時に逆潮流の発生を防止できる電力変換器が開示される。この電力変換器（１）は、太陽光発電による直流電力を交流電力に変換し、その交流側は、電力系統から電力を受電しかつ負荷（７０）が接続される母線（８０）に接続され、通信によって取得される情報に基づいて電力変換器（１）の出力電力の上限を設定して電力変換器の出力電力を制御する制御装置（１００）を備え、制御装置（１００）は、通信の異常が発生すると、出力電力の上限を、負荷（７０）に応じて設定される零より大きな所定値に切り替え、出力電力を抑制する。

Description

電力変換器、並びに電力変換器の制御方法
　本発明は、太陽光発電システム用の電力変換器およびその制御方法に関する。
　近年、電力固定金額買取り制度（以降、ＦＩＴと記す）や税制上の優遇措置により、太陽光発電システムが世界中に普及している。大量普及と、市場競争原理により太陽光発電システムのｋＷあたりのコストが低下し、日射条件の良い地域においては火力発電などの従来の発電システムによる発電コストに比べて太陽光発電システムによる発電コストが安くなる、いわゆるグリッドパリティが成立し始めている。
　一方で、太陽光発電が普及したことにより、地域によっては、ＦＩＴでの電力買取り金額が低下したり、廃止されたりしている。これを受け、売電目的ではなく、太陽光で発電する電力を自設備内で消費する自家消費型太陽光発電の導入ケースが増えてきている。
　電力系統運営者は、需要家内に発電設備が導入される場合、系統の安定運用のために、系統への逆潮流を防止する逆潮流防止リレーの設置を需要家に要求する場合がある。本リレーは、需要家の受電点電力を検出し、受電点電力に基づいて逆潮流の発生を検出した場合には、受電点の遮断器を開放する。そのため、逆潮流が発生すると需要家側は停電となる。このため、自家消費型太陽光発電システムでは逆潮流の発生を防止する手段が求められる。
　逆潮流の防止に関する従来技術として、特許文献１および特許文献２に記載の技術が知られている。
　特許文献１（段落０１４２～０１５０）に記載される技術では、集中管理装置が、連系点電力と逆潮流回避目標値とに基づいて、逆潮流を抑制するための抑制指標および充放電指標を算出し、算出した抑制指標および充放電指標を複数のパワーコンディショナに送信する。複数のパワーコンディショナは、受信したこれらの指標に応じて分散的に制御される。
　特許文献２（要約書など）に記載される技術では、系統からの受電電力を測定する電力測定ユニットが、受電電力に関するデータと逆潮流の有無に関する信号をパワーコンディショナに送信する。パワーコンディショナは、受信したこれらデータおよび信号に基づいて、出力電力が制御される。
特開２０１８－１８２８４７号公報 特開２０１３－１７９７４８号公報
　上記の従来技術では、電力変換器と制御手段との間の通信異常が発生すると、設備内負荷の低下や日射増加により逆潮流が発生するおそれがある。
　そこで、本発明は、通信異常時に逆潮流の発生を防止できる電力変換器およびその制御方法を提供する。
　上記課題を解決するために、本発明による電力変換器は、太陽光発電による直流電力を交流電力に変換するものであって、電力変換器の交流側は、電力系統から電力を受電しかつ負荷が接続される母線に接続され、通信によって取得される情報に基づいて電力変換器の出力電力の上限を設定して電力変換器の出力電力を制御する制御装置を備え、制御装置は、通信の異常が発生すると、出力電力の上限を、負荷に応じて設定される零より大きな所定値に切り替え、出力電力を抑制する。
　また、上記課題を解決するために、本発明による電力変換器の制御方法は、太陽光発電による直流電力を交流電力に変換する電力変換器の制御方法であり、電力変換器の交流側は、電力系統から電力を受電しかつ負荷が接続される母線に接続され、通信によって取得される情報に基づいて電力変換器の出力電力の上限を設定して電力変換器の出力電力を制御し、通信の異常が発生すると、出力電力の上限を、負荷に応じて設定される零より大きな所定値に切り替え、出力電力を抑制する。
　本発明によれば、通信異常時に、電力変換器の停止を回避しつつ、逆潮流を防止することができる。
　上記した以外の課題、構成および効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。
実施例１である太陽光発電システムの全体構成図である。 変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。 通信状態判定器が実行する通信状態判定処理を示すフローチャートである。 実施例１の太陽光発電システムの動作状態例を示すグラフである。 実施例２である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。 実施例２の変形例である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。 実施例３である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。 実施例４である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。 実施例５である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。 ＩＧＢＴアセンブリの回路構成図である。 実施例１における電力変換器１が備える液晶表示器の表示画面の一例を示す。
　以下、本発明の実施形態について、下記の実施例１～５により、図面を用いながら説明する。なお、各図において、参照番号が同一のものは同一の構成要件あるいは類似の機能を備えた構成要件を示している。
　図１は、本発明の実施例１である太陽光発電システムの全体構成図である。なお、本実施例１の太陽光発電システムは自家消費用である（他の実施例も同様）。
　本太陽光発電システムから電力が供給される配電系統においては、太陽電池パネル９０が発電する直流電力を交流電力に変換する電力変換器１の交流側および負荷７０が母線８０に接続される。なお、電力変換器１の交流側は、変圧器６０を介して母線８０に接続される。このような配電系統が、遮断器２０を介して図示しない電力系統（例えば、商用交流電源系統）に接続される。したがって、電力変換器１を含む太陽光発電システムは、遮断器２０を介して電力系統に連系している。
　連系点における電力潮流は、電圧検出器１０および電流検出器１１を用いて検出される。電圧検出器１０および電流検出器１１による各検出値は、逆潮流防止リレー５０００および監視制御装置３０に出力される。逆潮流防止リレー５０００は、所定値を超過する逆潮流が所定時間以上継続している場合に、遮断器２０を開放することで、太陽光発電システムからの逆潮流を防止する。
　本実施例では、逆潮流防止リレー５０００は逆潮流検出条件成立時に遮断器２０を開放するとしているが、電力変換器１へ停止指令を送信する構成としてもよい。
　監視制御装置３０は、電圧検出器１０および電流検出器１１による各検出値に基づいて、電力変換器１へ通信線４０を介して発電電力上限値（Ｐｌｉｍ）および無効電力指令値（Ｑｒｅｆ）を送信する。電力変換器１は、通信線４０を介して、電力変換器１が変圧器６０へ出力する有効電力Ｐａｃおよび無効電力Ｑａｃの各値を監視制御装置３０に送信する。
　電力変換器１の主回路の直流側には太陽電池パネル９０が接続されている。電力変換器１は、発電電力上限値（Ｐｌｉｍ）を超えない範囲で、太陽電池パネル９０からの発電量を最大化するように、直流入力電圧を制御する。すなわち、電力変換器１においては、いわゆるＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御が実行される。
　電力変換器１は、ＩＧＢＴアセンブリ５０、フィルタリアクトル５５、電圧検出器１２，１５、電流検出器１３，１４および変換器制御装置１００を備える。
　ＩＧＢＴアセンブリ５０は電力変換器１の主回路を構成する。本実施例では、ＩＧＢＴアセンブリ５０は、図１０（ＩＧＢＴアセンブリ５０の回路構成図）に示すように、３相２レベルの電圧形の電力変換器用アセンブリであり、半導体スイッチング素子であるＩＧＢＴ（Insulated Gate Bipolar Transistor）に環流ダイオードが逆並列に接続されるアームを備える、ＩＧＢＴモジュールＩＧＢＴ＿ＵＰ，ＩＧＢＴ＿ＵＮ，ＩＧＢＴ＿ＶＰ，ＩＧＢＴ＿ＶＮ，ＩＧＢＴ＿ＷＰおよびＩＧＢＴ＿ＷＮ、並びに直流コンデンサＣｄｃを備える。ＩＧＢＴモジュールＩＧＢＴ＿ＵＰ，ＩＧＢＴ＿ＵＮ，ＩＧＢＴ＿ＶＰ，ＩＧＢＴ＿ＶＮ，ＩＧＢＴ＿ＷＰおよびＩＧＢＴ＿ＷＮは三相フルブリッジ回路を構成し、三相フルブリッジ回路の直流側に、直流コンデンサＣｄｃが接続される。
　本図１０においては、各ＩＧＢＴモジュールについて、一つのアームが図示されているが、各ＩＧＢＴモジュールは、電力変換器１の電力容量に応じて、一つないし、互いに並列接続される複数のアームを備える。また、各ＩＧＢＴモジュールは、単位のＩＧＢＴモジュールが複数並列接続されるＩＧＢＴモジュール群から構成されてもよい。
　なお、ＩＧＢＴアセンブリ５０は、２レベルの電力変換器用アセンブリに限らず、３レベルなどの電力変換器用アセンブリでもよい。
　フィルタリアクトル５５は、図１に示すように、ＩＧＢＴアセンブリ５０の交流側と変圧器６０との間に接続される。フィルタリアクトル５５は高調波フィルタとして機能する。なお、フィルタリアクトル５５に代えて、ＬＣフィルタやＬＣＬフィルタなどの高調波フィルタが適用されてもよい。
　電圧検出器１２および電流検出器１３は、フィルタリアクトル５５を介して、それぞれＩＧＢＴアセンブリ５０の交流側の電流および電圧を検出する。また、電圧検出器１５および電流検出器１４は、それぞれＩＧＢＴアセンブリ５０の直流側の電流および電圧を検出する。
　変換器制御装置１００は、電圧検出器１２，１５および電流検出器１３，１４の検出値、並びに通信線４０を介して受信する情報（発電電力上限値（Ｐｌｉｍ）および無効電力指令値（Ｑｒｅｆ））に応じて、ＩＧＢＴアセンブリ５０のゲート信号ＧａｔｅＳｉｇを算出して出力する。これにより、変換器制御装置１００は、後述するように、発電電力制限および無効電力制御を実行する。
　図２は、変換器制御装置１００の構成を示す制御ブロック図である。
　変換器制御装置１００は、通信インターフェース１００８、アナログセンサ（電流検出器１３，１４、電圧検出器１２，１５）用インターフェース１００９、およびＩＧＢＴアセンブリ５０にゲート信号を出力するＰＷＭインターフェース１０１１を備える。
　通信インターフェース１００８は、通信線４０を介して監視制御装置３０に接続され、監視制御装置３０から出力電力上限値Ｐｌｉｍおよび無効電力指令値Ｑｒｅｆを受信するとともに、電力変換器１の出力する有効電力Ｐａｃおよび無効電力Ｑａｃの各値を監視制御装置３０へ送信する。
　出力電力上限値Ｐｌｉｍは、後述の切替スイッチ１００７に入力され、切替スイッチ１００７の出力が発電上限値Ｐｌｉｍ２としてリミッタ付ＭＰＰＴ１００２に入力される。
　リミッタ付ＭＰＰＴ１００２は、電力変換器１が変圧器６０に出力する有効電力が発電上限値Ｐｌｉｍ２を超えないようにするために、入力直流電圧指令値Ｖｄｃ＿ｒｅｆを作成して出力する。
　電力変換器１の有効電力および無効電力の制御手段について、以下説明する。
　電力変換器１が連系する配電系統の系統電圧は、電圧検出器１２で検出され、電力変換器１が配電系統に出力する電流は、電流検出器１３で検出される。電圧検出器１２の検出値である変換器連系点電圧Ｖｓと、電流検出器１３の検出値である交流出力電流検出値Ｉｓとは、電力算出器１００１に入力される。電力算出器１００１は、変換器連系点電圧Ｖｓおよび交流出力電流検出値Ｉｓに基づいて、電力変換器１が出力する有効電力Ｐａｃと無効電力Ｑａｃを算出する。有効電力Ｐａｃはリミッタ付ＭＰＰＴ１００２および通信インターフェース１００８に入力され、無効電力Ｑａｃは無効電力制御器１００４および通信インターフェース１００８に入力される。
　リミッタ付ＭＰＰＴ１００２には、発電上限値Ｐｌｉｍ２および有効電力Ｐａｃに加え、電圧検出器１５で検出される直流入力電圧Ｖｄｃ、電流検出器１４で検出される直流入力電流Ｉｄｃが入力される。
　リミッタ付ＭＰＰＴ１００２は、有効電力Ｐａｃが発電上限値Ｐｌｉｍ２を超えない範囲で、直流入力電圧Ｖｄｃと直流入力電流Ｉｄｃの積である入力直流電力を最大化する直流入力電圧指令値Ｖｄｃ＿ｒｅｆを探索する。有効電力Ｐａｃが発電上限値Ｐｌｉｍ２を超える場合、リミッタ付ＭＰＰＴ１００２は、直流入力電圧指令値Ｖｄｃ＿ｒｅｆを高め補正する。
　直流電圧制御器１００３は、直流入力電圧指令値Ｖｄｃ＿ｒｅｆと直流入力電圧Ｖｄｃに基づいて、Ｖｄｃ＿ｒｅｆとＶｄｃの差を低減するような有効電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆを算出する。
　無効電力Ｑａｃおよび無効電力指令値Ｑｒｅｆは、無効電力制御器１００４に入力される。無効電力制御器１００４は、無効電力指令値Ｑｒｅｆと無効電力Ｑａｃに基づいて、ＱｒｅｆとＱａｃの差を低減するような無効電流指令値Ｉｑ＿ｒｅｆを算出する。
　有効電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆ、無効電流指令値Ｉｑ＿ｒｅｆ、並びに交流出力電流検出値Ｉｓは、電流制御器１００５に入力される。電流制御器１００５は、交流出力電流検出値Ｉｓが電流指令値（Ｉｄ＿ｒｅｆ，Ｉｑ＿ｒｅｆ）に追従するように、ＩＧＢＴアセンブリ５０の交流出力電圧指令値Ｖ＿ｒｅｆを算出し、ＰＷＭインターフェース１０１１に出力する。ここでは、いわゆるベクトル制御が用いられ、回転座標系におけるＩｓのｄ軸電流成分（Ｉｓｄ）およびｑ軸電流成分（Ｉｓｑ）が、それぞれ、Ｉｄ＿ｒｅｆおよびＩｑ＿ｒｅｆに一致するようなＶ＿ｒｅｆが算出される。
　ＰＷＭインターフェース１０１１は、ＩＧＢＴアセンブリ５０の交流出力電圧の瞬時平均値がＶ＿ｒｅｆと一致するように、いわゆるＰＷＭ（Pulse Width Modulation）制御により、ＩＧＢＴアセンブリにおける各ＩＧＢＴへのゲート信号ＧａｔｅＳｉｇを作成して出力する。すなわち、ＰＷＭインターフェース１０１１は、Ｖ＿ｒｅｆを変調波とし、所定周波数（ｆｃ）の搬送波（例えば三角波）とＶ＿ｒｅｆとを比較をすることで、ゲート信号ＧａｔｅＳｉｇを作成する。
　上記のような変換器制御装置１００により、電力変換器１は、発電電力を発電上限値以下に抑制された有効電力を出力するとともに、監視制御装置３０から送信される無効電力指令値Ｑｒｅｆに追従する無効電力を出力する。
　次に、本実施例における通信状態判定機能および有効電力上限値切替機能について説明する。
　通信インターフェース１００８が受信する情報（Ｐｌｉｍ，Ｑｒｅｆ）は通信処理演算器１０１０および通信状態判定器１００６に入力される。
　通信状態判定器１００６は、後述する通信状態判定処理を所定の時間周期で実行する。通信状態判定器１００６は、監視制御装置３０から送信される送信情報開始の間隔（通信間隔）を計測し、所定時間より通信間隔が長くなったら通信状態フラグＣ＿Ｓｔａｔｕｓを１から０に変更し、通信間隔が所定時間より短くなったらＣ＿Ｓｔａｔｕｓを１に戻す。
　図３は、通信状態判定器１００６が実行する通信状態判定処理を示すフローチャートである。
　通信状態判定器１００６は、処理を開始すると（ステップＳ１）、通信間隔を計測するためのカウンタＴｃｏｕｎｔおよび通信状態フラグＣ＿Ｓｔａｔｕｓを、それぞれ０（零）および１に初期化する（ステップＳ２）。
　次に、通信状態判定器１００６は、カウンタＴｃｏｕｎｔを１インクリメントする（ステップＳ３）。
　次に、通信状態判定器１００６は、通信開始の割込みが発生したかを判定する（ステップＳ４）。通信状態判定器１００６は、割込みが発生した場合（ステップＳ４のＹｅｓ）、次にステップＳ５を実行し、割込みが発生しなかった場合（ステップＳ４のＮｏ）、次にステップＳ６を実行する。
　ステップＳ５では、通信状態判定器１００６は、カウンタＴｃｏｕｎｔを０に設定し、通信状態フラグＣ＿Ｓｔａｔｕｓを１に設定する。通信状態判定器１００６は、ステップＳ５を実行後、次に、ステップＳ６を実行する。
　ステップＳ６では、通信状態判定器１００６は、カウンタＴｃｏｕｎｔが所定の値であるＭａｘ＿ｃｏｕｎｔより大きいかを判定する。通信状態判定器１００６は、ＴｃｏｕｎｔがＭａｘ＿ｃｏｕｎｔよりも大きい場合（ステップＳ６のＹｅｓ）、次にステップＳ７を実行し、ＴｃｏｕｎｔがＭａｘ＿ｃｏｕｎｔ以下である場合（ステップＳ７のＮｏ）、再度ステップＳ３を実行する。なお、Ｍａｘ＿ｃｏｕｎｔは、通信異常の誤検出を避けるため、監視制御装置３０と電力変換器１の間の通信周期の２倍に相当する値より大きく、かつ逆潮流防止リレー５０００の作動時間より短く設定する。
　ステップＳ７では、通信状態判定器１００６は、通信スタートの間隔が長いことから通信異常発生と判断し、通信状態フラグＣ＿Ｓｔａｔｕｓを０に設定する。通信状態判定器１００６は、ステップＳ７を実行後、再度ステップＳ３を実行する。
　上述のように、本実施例では通信開始の割込み発生間隔によって通信不良を判断しているが、これに限らず、通信のパリティービットが不成立となる連続回数によって通信不良を判断してもよい。この場合、パリティービットが不成立となる連続回数が所定の値より多い場合にＣ＿Ｓｔａｔｕｓを０とする。
　図２に示すように、通信状態判定器１００６は、上述の処理によって設定する通信状態フラグＣ＿Ｓｔａｔｕｓを切替スイッチ１００７に出力する。
　切替スイッチ１００７は、Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓが１である場合、すなわち通信状態判定器１００６が、通信状態が正常であると判定している場合、通信処理演算器１０１０が通信インターフェース１００８の受信情報から抽出して出力する太陽光発電出力上限値Ｐｌｉｍを、補正太陽光発電出力上限値Ｐｌｉｍ２としてリミッタ付きＭＰＰＴ１００２に出力する。また、切替スイッチ１００７は、Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓが０である場合、すなわち通信状態判定器１００６が、通信が異常であると判定している場合、所定の出力電力上限値Ｐ０を補正太陽光発電上限値Ｐｌｉｍ２としてリミッタ付きＭＰＰＴ１００２に出力する。
　ここで、Ｐ０は、負荷７０（図１）の最小消費電力以下の電力値に設定される。これにより、通信異常時には、太陽光発電システムによる発電量の上限が負荷７０の消費電力を下回るので、逆潮流の発生を防止することができる。また、Ｐ０を０（零）よりも大きな電力値とすることで、通信異常時でも、太陽光発電システムは逆潮流を防止しつつ負荷に電力を供給することが可能となる。また、監視制御装置３０と電力変換器１との間の通信の信頼性を、通信網を冗長化や多重化などにより過度に高める必要性が無くなるので、通信コストの増大を回避することができる。
　図４は、本実施例１の太陽光発電システムの動作状態例を示すグラフである。なお、グラフの縦軸および横軸は、それぞれ電力および時間を示す。
　なお、図４中には、負荷７０の消費電力ＰＬ、太陽電池パネル９０の出力電力Ｐｐｖ、補正出力上限値Ｐｌｉｍ２、電力変換器１が出力する有効電力Ｐａｃを示す。
　時刻ｔ１より太陽が昇り、Ｐｐｖが増える。
　電力変換器１は、ＰａｃがＰＬを超過しないように、すなわち逆潮流を起こさないように、ＰａｃをＰｌｉｍ２以下に抑制する。
　時刻ｔ２に通信の異常が通信状態判定器１００６により判定され、その後、時刻ｔ３まで通信の異常が続いている。時刻ｔ２と時刻ｔ３の間、補正出力上限値Ｐｌｉｍ２はＰ０（≦負荷の最小消費電力）に切替えられるが、Ｐ０＞０であり電力変換器１は有効電力Ｐａｃ（＝Ｐ０）を継続して出力する。
　時刻ｔ３には、通信状態判定器１００６が通信は正常と判定し、電力変換器１は出力（Ｐａｃ）を上昇させる。
　図４に示すように、電力変換器１が出力する有効電力Ｐａｃは、通信異常時には、負荷の最低消費電力を下回っている。このため、通信異常が起きても、逆潮流の発生が防止される。
　なお、時刻ｔ２から時刻ｔ３までの間、電力変換器１と監視制御装置３０との間の通信異常のため、電力変換器１を含む太陽光発電システムの状態を監視制御装置３０によって把握することが難しい。そこで、本実施例１では、電力変換器１側で、太陽光発電システムの状態を表示する。
　図１１は、本実施例１における電力変換器１が備える液晶表示器の表示画面の一例を示す。
　液晶表示器２０００は、電力変換器１周辺の開閉器の状況や発電状況（“Generated Power”, “Reactive Power”）のほか、監視制御装置３０との通信状態（“Communication status”）や通信不良継続時間（“Duration”）を表示する。
　図１１の表示画面の一例では、上述の通信状態フラグＣ＿Ｓｔａｔｕｓが０（零）であることに応じて、通信状態（“Communication status”）の表示を “ERROR”として、通信異常が発生していることが示されている。また、上述のＴｃｏｕｎｔの値に応じて、通信不良継続時間（“Duration”）が “1000 sec”と表示されている。このように、本実施例１では、変換器制御装置１００が、通信異常を判定し、さらに通信異常の継続時間をカウントアップするので、電力変換器１側で通信状態を表示することができる。
　このような表示装置により、システム運用者は、意図しない発電電力の低下原因を把握できるとともに、通信不良継続時間から監視制御装置３０のリセットや通信線４０の健全性を確認することができる。
　図５は、本発明の実施例２である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。
　本実施例２の太陽光発電システムの全体構成は実施例１（図１）と同様である。以下、主に、変換器制御装置について、実施例１と異なる点について説明する。
　本実施例２においては、実施例１と異なり、通信状態判定器１００６が通信異常と判定するときの太陽光発電上限値Ｐ０を、時間帯や曜日によって変化させる。
　太陽光発電システムがビルや工場に設置される場合は、ビル内や工場内にいる人の数や、工場における生産計画などにより消費電力の最小値が変化する。これに対し、本実施例２では、時間帯や曜日によりＰ０を変更する手段を備えることにより、通信異常時の発電電力上限値Ｐ０を、通信異常が判定された時点で想定される最小消費電力より小さい値とする。これにより、最小消費電力の変動に応じて、通信異常時における太陽光発電システムの発電量の上限値を変更できる。このため、通信異常時に、逆潮流の発生を防止しながら、通信異常が発生した時点での最小消費電力の大きさに見合った発電量を確保することができる。
　本実施例２の具体的な構成について、以下に説明する。なお、実施例１と同様の構成要素については、同じ符号を付し、説明を省略する（図６～９についても同様）。
　図５に示すように、変換器制御装置１００Ａは、日時情報を出力する時計１０２０と、曜日・時間に応じて変動する最小消費電力に応じた出力電力上限値Ｐ０の情報を蓄える出力電力上限値データベース１０２１とを備える。出力電力上限値データベース１０２１は、負荷７０（図１）の一時間ごとの想定最小消費電力より小さい値をＰ０として蓄積しており、時計１０２０の出力（時刻）に応じて、当該出力が示す時刻に対応するＰ０を切替スイッチ１００７に出力する。
　さらに、変換器制御装置１００Ａは、出力電力上限値データベース１０２１を外部から変更するためのメンテナンス機器とのインターフェース１０２３を備える。これにより、負荷７０の最小消費電力の様々な変動パターンや、負荷機器の変更に伴う最小消費電力の変動パターンの変更に応じて、出力電力上限値データベース１０２１に、適確に、Ｐ０の情報を設定もしくは変更することができる。
　図６は、実施例２の変形例である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。
　本変形例では、上述の時計（図５中の「１０２０」）および出力電力上限値データベース（図５中の「１０２１」）は、監視制御装置３０（図１）が備えている。したがって、変換器制御装置１００Ｂは、Ｐ０の情報を監視制御装置３０から通信線４０を介して受信する。この場合、通信処理演算器１０２２は、通信異常時に、通信異常発生直前の通信正常時点で受信して保持するＰ０の情報を切替スイッチ１００７に出力する。
　本実施例２によれば、実施例１と同様に、通信異常時でも、逆潮流を防止しつつ負荷に太陽光発電システムから電力を供給することが可能となる。また、実施例１と同様に、通信コストの増大を回避することができる。さらに、本実施例２によれば、負荷の最小消費電力が曜日や時間で変動しても、最小消費電力通信異常時に、逆潮流の発生を防止しながら、通信異常が発生した時点での最小消費電力の大きさに見合った発電量を確保することができる。
　図７は、本発明の実施例３である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。
　本実施例３の太陽光発電システムの全体構成は実施例１（図１）と同様である。以下、主に、変換器制御装置について、実施例１と異なる点について説明する。
　本実施例３においては、実施例１と異なり、通信状態フラグＣ＿Ｓｔａｔｕｓが１の場合、監視制御装置３０（図１）から受信した無効電力指令値Ｑｒｅｆを補正無効電力指令値Ｑｒｅｆ２として無効電力制御器１００４に入力し、Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓが１から０に変化した場合は、Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓが１であった最後の時点での無効電力指令値Ｑｒｅｆを保持し、保持された無効電力指令値Ｑｒｅｆを補正無効電力指令値Ｑｒｅｆ２として無効電力制御器１００４に入力する。これにより、通信異常時に電力変換器１が出力する無効電力の変動を防ぎ、母線８０（図１）の電圧変動を軽減することができる。
　本実施例３の具体的な構成について、以下に説明する。なお、実施例１と同様の構成要素については、同じ符号を付し、説明を省略する
　図７に示すように、変換器制御装置１００Ｃは、通信処理演算器１０１０が、監視制御装置３０から受信した情報から抽出して出力する、無効電力指令値Ｑｒｅｆと、通信状態判定器１００６の出力する通信状態フラグＣ＿Ｓｔａｔｕｓと、を入力する、サンプルホールド１０４０を備える。サンプルホールド１０４０は、Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓが１のときは補正無効電力指令値Ｑｒｅｆ２として、入力したＱｒｅｆをそのまま出力する。また、サンプルホールド１０４０は、Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓが１のときに入力したＱｒｅｆを保持する記録手段（例えば、メモリ）を有する。
　Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓが１から０に変わったとき、サンプルホールド１０４０は、記録手段から保持されているＱｒｅｆを読み出し、読み出したＱｒｅｆを補正無効電力指令値Ｑｒｅｆ２として出力するとともに、記録手段の上書きを禁止する。
　本実施例３によれば、実施例１と同様に、通信異常時でも、逆潮流を防止しつつ負荷に太陽光発電システムから電力を供給することが可能となる。また、実施例１と同様に、通信コストの増大を回避することができる。さらに、本実施例３によれば、通信異常時には通信正常時に取得した無効電力指令値に従い、電力変換器１の出力する無効電力を制御できるので、母線電圧の変動を軽減することができる。
　図８は、本発明の実施例４である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。
　本実施例４の太陽光発電システムの全体構成は実施例１（図１）と同様である。以下、主に、変換器制御装置について、実施例１と異なる点について説明する。
　本実施例４においては、実施例１と異なり、通信異常時には無効電力指令値を、所定の値Ｑ０に、所定の変化率で切替える。
　監視制御装置３０と電力変換器１との間の通信異常時には、逆潮流を回避するため電力変換器１の出力電力を制限すると、電力系統からの受電電力が増加し、負荷設備の受電電圧が低下する可能性がある。これに対し、通信異常時に設定する無効電力指令値Ｑ０を、電力変換器１の運転状態がコンデンサ運転となる極性とすることで、受電点電圧の低下を緩和することできる。また、無効電力指令値の変化速度を制限することにより、母線電圧の急変を回避することができる。
　本実施例４の具体的な構成について、以下に説明する。なお、実施例１と同様の構成要素については、同じ符号を付し、説明を省略する
　図８に示すように、変換器制御装置１００Ｄは、通信処理演算器１０１０が出力する無効電力指令値Ｑｒｅｆと、固定値である無効電力指令値Ｑ０とを、Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓに応じて切替える切替スイッチ１０３０を備えるとともに、Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓが０に変わったときには切替スイッチ１０３０の出力の変化率を制限し、変化率を制限した値を補正無効電力指令値Ｑｒｅｆ２として無効電力制御器１００４に出力する変化率リミッタ１０３１を備える。Ｑ０は、電力変換器１がコンデンサ運転をする極性の値を有する。
　本実施例４によれば、実施例１と同様に、通信異常時でも、逆潮流を防止しつつ負荷に太陽光発電システムから電力を供給することが可能となる。また、実施例１と同様に、通信コストの増大を回避することができる。さらに、本実施例４によれば、通信異常時には電力変換器１からコンデンサ運転の極性を持つ無効電力を出力することができるので、母線電圧の低下を抑制できる。さらに、通信異常時に電力変換器１から出力する無効電力の変化率を抑制できるため、母線電圧の急変を回避することができる。
　図９は、本発明の実施例５である太陽光発電システムにおける変換器制御装置の構成を示す制御ブロック図である。
　本実施例５の太陽光発電システムの全体構成は実施例１（図１）と同様である。以下、主に、変換器制御装置について、実施例１と異なる点について説明する。
　本実施例５においては、実施例１と異なり、通信異常の継続時間が所定の時間より長く継続した場合、電力変換器１の出力する電流をランプ状に低減させた後に電力変換器１の動作が停止される。さらに、出力電流をランプ状に低減するときには、有効電流より無効電流の変化率を緩やかにする。
　これにより、監視制御装置３０と電力変換器１の間の通信異常が長時間継続した場合に、太陽光発電システムによる発電を停止することで、逆潮流を確実に防止することができる。また、出力電流をランプ状に絞ることにより、母線電圧の急変を回避することができる。さらに、無効電流を有効電流より緩やかに低減することにより、電力系統側での電圧制御が電圧変動に追従できるようになり、母線電圧の変動を抑制することができる。
　本実施例５の具体的な構成について、以下に説明する。なお、実施例１と同様の構成要素については、同じ符号を付し、説明を省略する（ただし、図９中の「１０４０」については、図７参照）。
　図９に示すように、変換器制御装置１００Ｅは、Ｃ－Ｓｔａｔｕｓが０（零）を継続する期間を計測する通信異常時間判定器１０５０と、通信異常時間判定器１０５０の出力に基づいて有効電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆおよび無効電流指令値Ｉｑ＿ｒｅｆをそれぞれランプ状に低減する電流指令値リミッタ１０５３および電流指令値リミッタ１０５４と、通信異常時間判定器１０５０の出力を遅延させる遅延器１０５１と、遅延器１０５１の出力に応じＩＧＢＴアセンブリ５０に出力するゲート信号を全てＯＦＦにするＰＷＭインターフェース１０５２を備える。
　以下、本実施例５の動作を説明する。
　通信異常時間判定器１０５０は、通信状態判定器１００６が出力する通信状態フラグＣ＿Ｓｔａｔｕｓが０を維持する時間（すなわち通信異常継続時間）を計測する。さらに、通信異常時間判定器１０５０は、Ｃ＿Ｓｔａｔｕｓが０を維持する時間が所定の時間を越えたか否かを判定し、所定の時間を越えた場合、自出力を１から０に変更する。
　ここで、通信異常時間判定器１０５０において通信異常継続時間と比較される所定の時間は、例えば、次のように設定される。
　通信経路にノイズが混入した場合、もしくは通信より優先度の高い割込みが監視制御装置３０側もしくは電力変換器１側に発生した場合には通信が断続する。このような単発の通信異常から復帰するため、一般に通信系にはリトライ機能が実装される。しかし、多数回のリトライにも関わらず通信失敗する場合、すなわち通信異常継続時間が長くなる場合、通信線の断線や監視制御装置３０のハングアップなどが想定されるため、監視制御装置３０で制御される機器は安全に停止することが望ましい。通信のリトライ許容回数は、システムが安全に運転継続可能な時間に応じて設定されるため、通信異常時間判定器１０５０が出力を０に変更する判断基準である上述の所定の時間は、逆潮流防止リレー５０００の作動時間および通信リトライ許容回数相当の時間より長く設定することが好ましい。
　通信異常時間判定器１０５０の出力は、電流指令値リミッタ１０５３と電流指令値リミッタ１０５４と遅延器１０５１に入力される。
　電流指令値リミッタ１０５３および電流指令値リミッタ１０５４は、それぞれ有効電流指令値Ｉｄ＿ｒｅｆおよび無効電流指令値Ｉｑ＿ｒｅｆの大きさを、通信異常時間判定器１０５０の出力が１から０に変化した時点での大きさから０（零）に向けて所定の変化率で低減させる。そして、電流指令値リミッタ１０５３の出力および電流指令値リミッタ１０５４の出力は、それぞれ新たな有効電流指令値および無効電流指令値として電流制御器１００５に入力される。
　ここで、電力変換器１は、逆潮流防止のために監視制御装置３０によって制御されている一機器であるので、上述のように、通信異常継続時間が長くなる場合、安全に停止することが望ましい。しかし、電力変換器１の停止時における出力電流の急激な変化は、母線８０の電圧の急変を引き起こし、母線８０に接続される負荷７０の不要停止を招くおそれがある。そこで、本実施例５では、電流指令値リミッタ１０５３，１０５４により、出力電流を、変化率を抑制しつつ０（零）まで低減する。これにより、母線８０の電圧の急変を抑えながら、電力変換器１を停止させることができる。
　なお、無効電流は有効電流に比べて大きな電圧変化を引き起こす。そこで、本実施例５では、電流指令値リミッタ１０５４は、電流指令値リミッタ１０５３に比べて緩やかな変化率で無効電流指令値を制限する。なお、母線電圧の安定化のためには、電力系統側に設置される電圧制御装置の動作時限に比べて緩やかに無効電流を制限することが好ましい。
　遅延器１０５１は、通信異常時間判定器１０５０の出力信号を、電流指令値リミッタ１０５４が無効電流指令値を０（零）に制限するまでの時間だけ遅延させて、ＰＷＭインターフェース１０５２に出力する。ＰＷＭインターフェース１０５２は、遅延器１０５１の出力が１から０に変わったら、ＩＧＢＴアセンブリ５０に出力するゲート信号ＧａｔｅＳｉｇをＯＦＦにする。すなわち、電流指令値リミッタ１０５３および電流指令値リミッタ１０５４により出力電流が、変化の大きさを抑制しつつ０（零）まで低減されると、ゲート信号ＧａｔｅＳｉｇがＯＦＦされる。このとき、図１０に示す全てのＩＧＢＴモジュールへのゲート信号がＯＦＦされ、すなわち電力変換器１はゲートブロックされ、電力変換器１は停止する。
　本実施例５によれば、実施例１と同様に、通信異常時でも、逆潮流を防止しつつ負荷に太陽光発電システムから電力を供給することが可能となる。また、実施例１と同様に、通信コストの増大を回避することができる。さらに、本実施例５によれば、通信異常が継続した場合に、母線電圧の変動を緩和しつつ電力変換器１の出力電流を抑制し、安定に電力変換器１の動作を停止することができる。
　なお、本発明は前述した実施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、前述した実施例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、各実施例の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置き換えをすることが可能である。
１…電力変換器、１０…電圧検出器、１１…電流検出器、１２…電圧検出器、１３…電流検出器、１４…電流検出器、１５…電圧検出器、２０…遮断器、３０…監視制御装置、４０…通信線、５０…ＩＧＢＴアセンブリ、５５…フィルタリアクトル、６０…変圧器、７０…負荷、８０…母線、９０…太陽電池パネル、１００，１００Ａ，１００Ｂ，１００Ｃ，１００Ｄ，１００Ｅ…変換器制御装置、１００１…電力算出器、１００２…リミッタ付ＭＰＰＴ演算器、１００３…直流電圧制御器、１００４…無効電力制御器、１００５…電流制御器、１００６…通信状態判定器、１００７…切替スイッチ、１００８…通信インターフェース、１００９…アナログセンサ用インターフェース、１０１０…通信処理演算器、１０１１…ＰＷＭインターフェース、１０２０…時計、１０２１…出力電力上限値データベース、１０２２…通信処理演算器、１０２３…インターフェース、１０３０…切替スイッチ、１０３１…変化率リミッタ、１０４０…サンプルホールド、１０５０…通信異常時間判定器、１０５１…遅延器、１０５２…ＰＷＭインターフェース、１０５３…電流指令値リミッタ、１０５４…電流指令値リミッタ

Claims (11)

  1. 　太陽光発電による直流電力を交流電力に変換する電力変換器において、
    　前記電力変換器の交流側は、電力系統から電力を受電しかつ負荷が接続される母線に接続され、
    　前記電力変換器は、通信によって取得される情報に基づいて前記電力変換器の出力電力の上限を設定して前記電力変換器の出力電力を制御する制御装置を備え、
    　前記制御装置は、前記通信の異常が発生すると、前記上限を、前記負荷に応じて設定される零より大きな所定値に切り替え、前記出力電力を抑制することを特徴とする電力変換器。
  2. 　請求項１に記載の電力変換器において、
    　前記所定値は、前記負荷の最小消費電力以下の電力値であることを特徴とする電力変換器。
  3. 　請求項１に記載の電力変換器において、
    　前記制御装置は、前記通信の前記異常の発生を判定する通信状態判定器を有することを特徴とする電力変換器。
  4. 　請求項３に記載の電力変換器において、
    　前記通信状態判定器は、上記母線と上記電力系統との間に設けられる逆潮流防止リレーの作動時間より短い時間で前記通信の前記異常の発生を判定することを特徴とする電力変換器。
  5. 　請求項１に記載の電力変換器において、
    　前記所定値は、前記通信の前記異常が発生する日時に応じて変更されることを特徴とする電力変換器。
  6. 　請求項１に記載の電力変換器において、
    　前記制御装置は、第１の無効電力指令値を前記通信によって取得される前記情報に基づいて設定し、前記第１の無効電力指令値に応じて、前記電力変換器が出力する無効電力を制御することを特徴とする電力変換器。
  7. 　請求項６に記載の電力変換器において、
    　前記制御装置は、前記通信の前記異常が発生すると、前記通信の正常時における最後の時点で保持される前記第１の無効電力指令値に応じて、前記電力変換器が出力する前記無効電力を制御することを特徴とする電力変換器。
  8. 　請求項６に記載の電力変換器において、
    　前記制御装置は、前記通信の前記異常が発生すると、前記無効電力の制御に用いる無効電力指令値を前記第１の無効電力指令値から所定の第２の無効電力指令値に切替えることを特徴とする電力変換器。
  9. 　請求項１に記載の電力変換器において、
    　前記制御装置は、前記通信の前記異常の継続時間が所定の時間より長い場合、前記電力変換器の動作を停止させることを特徴とする電力変換器。
  10. 　請求項１に記載の電力変換器において、
    　前記通信の状態に関する情報を表示する表示装置を備えることを特徴とする電力変換器。
  11. 　太陽光発電による直流電力を交流電力に変換する電力変換器の制御方法において、
    　前記電力変換器の交流側は、電力系統から電力を受電しかつ負荷が接続される母線に接続され、
    　通信によって取得される情報に基づいて前記電力変換器の出力電力の上限を設定して前記電力変換器の出力電力を制御し、
    　前記通信の異常が発生すると、前記上限を、前記負荷に応じて設定される零より大きな所定値に切り替え、前記出力電力を抑制することを特徴とする電力変換器の制御方法。
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