JP5659290B2 - 太陽光発電システム - Google Patents

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Description

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が最大電力点になるように、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、前記インバータの出力側に設けられた過電流継電器の整定値を前記インバータから出力される電流のリプルが超えないように、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が最大電力点になるように、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、前記インバータの出力側に設けられた過電流継電器の整定値を前記インバータから出力される電流のリプルが超えないように、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が最大電力点になるように、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、前記インバータの出力側に設けられた過電流継電器の整定値を前記インバータから出力される電流のリプルが超えないように、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が最大電力点になるように、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、前記インバータの出力側に設けられた過電流継電器の整定値を前記インバータから出力される電流のリプルが超えないように、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１４に記載のインバータの制御方法。
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