JP7749959B2 - インバータ装置 - Google Patents

Description

本発明は、太陽光発電装置等の発電設備をＭＰＰＴ（最大電力点追従）制御しながら電力系統に連系運転させるインバータ装置に関するものである。

近年、太陽光や風力等の再生可能エネルギーを用いた発電設備が電力系統に多数、連系運転されるようになり、結果的に同期発電機の割合が相対的に減少しているため、電力系統の周波数安定性が低下する傾向にある。
周知のように、同期発電機は入力される原動力と発電電力との差が回転体の慣性エネルギーに蓄積され、これが回転体の角速度、すなわち出力電圧の周波数となる。言い換えれば、同期発電機の回転体の慣性が電力系統の周波数を安定させる機能を果たしている。

これに対し、例えば太陽光発電装置を電力系統に連系させるＰＣＳ（パワーコンディショナーシステム）用のインバータ装置は、電力系統の電圧に高速に追従するように制御されており、同期発電機のように出力周波数を主体的に維持する機能を持っていない。
このため、電力系統における同期発電機の割合が少なくなると、同期発電機による周波数安定化機能が十分に働かなくなって系統周波数の変動が大きくなる。
上記の点に鑑み、同期発電機の周波数安定化機能を、インバータ装置の擬似同期発電機制御によって実現する従来技術が提供されている。

図８，図９は、例えば特許文献１に開示されたこの種のインバータ装置及びその制御回路を示している。
図８において、１０は擬似同期発電機制御を行う三相のインバータ装置、１１は太陽電池モジュールや蓄電池等の発電設備、１２は半導体スイッチング素子の動作により直流電力を交流電力に変換するインバータ、Ｘはインバータ１２と電力系統２０との間の連系線路２１に接続された平滑用のリアクトル、Ｃは同じくコンデンサ、３０は電力系統２０に交流電力を供給する同期発電機である。

インバータ１２を制御する制御回路４０は、インバータ１２の出力電流Ｉ_ａ，Ｉ_ｂ，Ｉ_ｃ（必要に応じてＩ_{ａ，ｂ，ｃ}と略記する）を検出する電流検出器４１と、出力電圧Ｖ_ａ，Ｖ_ｂ，Ｖ_ｃ（同じくＶ_{ａ，ｂ，ｃ}と略記する）を検出する電圧検出器４２と、発電機回転体模擬部４３と、正弦波演算部４４と、ＰＷＭ演算部４５とを備えている。なお、Ｖ_ｉｎｖ，Ｖ_ｓはそれぞれリアクトルＸの両端電圧であり、電圧Ｖ_ｓは実質的に前記電圧Ｖ_{ａ，ｂ，ｃ}に等しい。

図９は、制御回路４０内の発電機回転体模擬部４３の構成図である。
図９において、有効電力計測部４３ａはインバータ１２の出力電流Ｉ_{ａ，ｂ，ｃ}と出力電圧Ｖ_{ａ，ｂ，ｃ}とから有効電力Ｐを計測して加減算手段４３ｂに入力する。この加減算手段４３ｂには、模擬する同期発電機の入力（原動力）とみなされるインバータ１２の出力目標値と、後述するダンパ４３ｅの出力も加えられている。
加減算手段４３ｂの出力は第１の積分手段４３ｃにより積分され、模擬する同期発電機の回転体の正規化された角速度（定格周波数を５０［Ｈｚ］とすると、角速度［ｒａｄ／ｓ］を５０［Ｈｚ］×２πで除算した値）ωが演算される。第１の積分手段４３ｃにおけるＭは、同期発電機の回転体の慣性に相当する係数である。
角速度ωは振動成分を抑制するダンパ４３ｅに入力されると共に第２の積分手段４３ｄに入力されて積分され、その出力に定数Ｋ（＝５０［Ｈｚ］×２π）を乗算することで、模擬する同期発電機の内部起電力の電圧位相θが算出される。

図８に戻って、正弦波演算部４４は電圧位相θとインバータ１２の出力電圧の周波数及び振幅値を用いて正弦波の電圧指令Ｖ^＊ _{ａ，ｂ，ｃ}を生成し、ＰＷＭ演算部４５に出力する。ＰＷＭ演算部４５は、電圧指令Ｖ^＊ _{ａ，ｂ，ｃ}をキャリアと比較してパルス信号を生成し、このパルス信号によってインバータ１２の各相上下アームの半導体スイッチング素子が駆動される。

この従来技術において、インバータ１２の出力電圧の位相が系統電圧の位相より進んでいる場合にはインバータ１２が電力系統２０に有効電力を出力し、遅れている場合にはインバータ１２が電力系統２０から有効電力を吸収するようにインバータ１２の出力電圧の周波数及び位相が制御される。これによっていわゆる同期化力が働き、電力系統２０に接続されている同期発電機等の強固な電源の割合が少ない場合でも、系統周波数を所定値に維持して安定化させることができる。

さて、太陽光や風力等の再生可能エネルギーを利用した発電設備は、日射量や風速等の天候によって発電量が大きく左右される。一方、上述した従来技術では、天候によらず系統周波数や位相の変化等に基づいてインバータ装置１０の出力が決定され、また、発電モードのみならず充電モードの指令を生成して制御する場合もあるため、設計通りに擬似同期発電機制御を行うことが難しい。

更に、発電設備１１に対しては、例えば山登り法を用いたＭＰＰＴ制御により、常に最大電力が得られるように直流出力電圧が設定されている。
しかし、擬似同期発電機制御によりインバータ装置１０の交流出力が抑制される状態では山登り法による直流電圧のトラッキングを適切に行うことができない。例えば、図１０のＰＶカーブに示すごとく、インバータ装置１０の交流出力に応じて発電設備１１の直流出力Ｐ_ＤＣの抑制状態が時刻ｔ_１で解除されたとしても、矢印ａ方向のトラッキングによって発電設備１１の出力が最大電力点に向うように直流出力電圧Ｖ_ＤＣを迅速に制御することが困難である。

なお、特許文献２には、風力発電設備が電力系統に連系された分散電源システムにおいて、風力発電設備と電力系統との連系点に、降圧トランス、ＰＷＭ整流回路、ＰＷＭインバータ、及び抵抗器からなる出力抑制装置を接続し、風力発電設備から電力系統に注入される有効電力量が所定範囲を超える場合に、上記ＰＷＭインバータを制御して余剰電力を抵抗器により消費させる発明が記載されている。
特許文献３には、電力系統に対して蓄電池から有効電力及び無効電力を充放電するために擬似同期発電機制御される交直変換器の制御装置において、交直変換器の出力電圧と系統電圧との位相差に基づいて算出した同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を有効電力目標値に加算して交直変換器を制御する発明が記載されている。
また、特許文献４には、ＭＰＰＴ制御される太陽光発電装置を備えた分散電源システムにおいて、太陽電池用電力変換装置と電力系統用電力変換装置との間の直流バスに蓄電池用電力変換装置を介して蓄電池を接続し、直流バスの電圧目標値と、上記三つの電力変換装置についてそれぞれ設定された電圧範囲とに基づいて各電力変換装置を制御する発明が記載されている。

特開２００７－３１８８３３号公報（［００２４］～［００３３］、図１等） 特開２００５－２１８２２９号公報（［０００８］～［００１４］、図１等） 特開２０１９－３４５４号公報（［００１５］～［００１７］、図１等） 特開２０２０－１２７３３９号公報（［００３２］～［００３５］，［００４１］～［００４４］、図１～図４等）

特許文献１に係る従来技術では、前述したように、インバータ装置の交流出力の抑制状態が解除されたとしても、発電設備の出力が最大電力点に復帰するまでに多くの時間がかかるため、ＭＰＰＴ制御の実効性が損なわれてしまう。
また、特許文献２では、ＰＷＭ整流回路及びＰＷＭインバータを用いた交流／交流変換により所定値に制御される交流電力を抵抗器に供給して消費させるため、出力抑制装置の構成や制御回路の演算処理が複雑になる。更に、特許文献３では、太陽光発電装置等の図示は省略されているが（［００１３］）、これらのＭＰＰＴ制御を特に前提とするものではない。
特許文献４に係る従来技術では、三つの電力変換装置について適切な上下限値を用いて電圧範囲をそれぞれ設定しなくてはならず、多くの記憶容量が必要になる等の問題があった。

そこで、本発明の解決課題は、太陽光発電装置等の発電設備のＭＰＰＴ制御により上記発電設備から常に最大電力を出力させつつ、電力系統の周波数の安定化を可能にしたインバータ装置を提供することにある。

上記課題を解決するため、第１発明は、発電設備から出力される直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記インバータの一対の直流端子間に接続されたチョッパと抵抗器との直列回路と、前記インバータ及び前記チョッパを制御する制御部と、を有し、前記インバータが電力系統に連系して運転されるインバータ装置において、
前記制御部は、
前記発電設備を最大電力点制御するための直流電力指令値と前記インバータの有効電力計測値との差分を求めて消費電力指令値を演算する手段と、
前記消費電力指令値に応じた電力を前記抵抗器により消費させるように前記チョッパを制御する手段と、
前記有効電力計測値が有効電力指令値に追従するように前記インバータを制御する手段と、
を備えたことを特徴とする。

第２発明は、第１発明のインバータ装置において、
前記有効電力計測値が前記直流電力指令値より大きい時に前記インバータの出力周波数を低下させる手段を備えたことを特徴とする。

第３発明は、発電設備から出力される直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記インバータの一対の直流端子間に接続されたＤＣ／ＤＣコンバータと蓄電池との直列回路と、前記インバータ及び前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する制御部と、を有し、前記インバータが電力系統に連系して運転されるインバータ装置において、
前記制御部は、
前記発電設備を最大電力点制御するための直流電力指令値と前記インバータの有効電力計測値との差分を求めて充放電電力指令値を演算する手段と、
前記充放電電力指令値に応じて前記蓄電池を充放電させるように前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する手段と、
前記有効電力計測値が有効電力指令値に追従するように前記インバータを制御する手段と、
を備えたことを特徴とする。

第４発明は、発電設備から出力される直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記インバータの一対の直流端子間に接続されたチョッパと抵抗器との直列回路と、前記インバータ及び前記チョッパを制御する制御部と、を有し、前記インバータが電力系統に連系して運転されるインバータ装置において、
前記制御部は、
前記発電設備を最大電力点制御するための直流電力指令値と前記インバータの有効電力指令値との差分を求めて消費電力指令値を演算する手段と、
前記消費電力指令値に応じた電力を前記抵抗器により消費させるように前記チョッパを制御する手段と、
前記有効電力指令値に従って前記インバータを制御する手段と、
を備えたことを特徴とする。

第５発明は、第４発明のインバータ装置において、
前記有効電力指令値の上限値を前記直流電力指令値により制限することを特徴とする。

第６発明は、発電設備から出力される直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記インバータの一対の直流端子間に接続されたＤＣ／ＤＣコンバータと蓄電池との直列回路と、前記インバータ及び前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する制御部と、を有し、前記インバータが電力系統に連系して運転されるインバータ装置において、
前記制御部は、
前記発電設備を最大電力点制御するための直流電力指令値と前記インバータの有効電力指令値との差分を求めて充放電電力指令値を演算する手段と、
前記充放電電力指令値に応じて前記蓄電池を充放電させるように前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する手段と、
前記有効電力指令値に従って前記インバータを制御する手段と、
を備えたことを特徴とする。

第７発明は、第１発明から第６発明の何れか１つの発明のインバータ装置において、
前記制御部が前記インバータを擬似同期発電機制御することにより、前記電力系統に接続される同期発電機の回転体の慣性による周波数安定化機能を模擬可能であることを特徴とする。

第８発明は、第１発明から第７発明の何れか１つの発明のインバータ装置において、
前記発電設備が、太陽光発電装置、または、風力発電装置とその交流出力を直流電力に変換するコンバータとによって構成されていることを特徴とする。

本発明によれば、太陽光発電装置等の発電設備の出力を常に最大化させると共に、インバータ装置の出力周波数を電力系統に同期させ、かつ電力系統の周波数を安定化させることができる。

本発明の第１実施形態に係るインバータ装置の接続構成図である。 図１における制御部１００Ａの第１実施例を示すブロック図である。 図２（ａ）における消費電力調整手段のブロック図である。 本発明の第２実施形態に係るインバータ装置の接続構成図である。 図４における制御部１００Ｂの第１実施例を示すブロック図である。 図１における制御部１００Ａの第２実施例を示すブロック図である。 図４における制御部１００Ｂの第２実施例を示すブロック図である。 従来技術を示すインバータ装置及びその制御回路の構成図である。 図８における発電機回転体模擬部の構成図である。 山登り法におけるＰＶカーブの説明図である。

以下、図に沿って本発明の実施形態を説明する。
図１は、本発明の第１実施形態に係るインバータ装置の接続構成図である。図１において、発電設備としての太陽光発電装置２００の直流出力側には、正側母線２００Ｐ及び負側母線２００Ｎが接続されており、両母線２００Ｐ，２００Ｎの間には平滑用のコンデンサ３００が接続されている。
また、コンデンサ３００の両端には、チョッパ４００と抵抗器５００との直列回路が接続され、この直列回路の両端はインバータ６００の一対の直流端子にそれぞれ接続されると共に、インバータ６００の交流端子は連系線路２１を介して電力系統２０に接続されている。

なお、発電設備は太陽光発電装置２００に限定されるものではなく、風力発電装置の交流発電機とその出力を直流電力に変換するコンバータとを組み合わせた設備や、蓄電池であっても良い。

制御部１００Ａは、チョッパ４００及びインバータ６００をそれぞれ構成する半導体スイッチング素子をオン・オフさせて以下のような制御動作を行う。
まず、インバータ６００に対しては、太陽光発電装置２００をＭＰＰＴ制御するためにその直流出力電圧を所定値に保ちながら、擬似同期発電機制御により電力系統２０の周波数に同期して所定の振幅及び周波数の交流電圧を出力するように直流／交流変換を行わせる。
また、チョッパ４００に対しては、インバータ６００の交流出力（電力系統２０からの要求出力）が抑制され、太陽光発電装置２００の直流出力とインバータ６００が要求する直流入力との間に差分が生じた場合に、その差分電力を抵抗器５００によって消費させるためにチョッパ４００を制御（オン動作）させる。

次に、図２は、図１における制御部１００Ａの第１実施例を示すブロック図であり、マイクロコンピュータ等の演算処理装置のハードウェア及びこれに実装されるソフトウェアによって実現される機能を示している。
図２（ａ）において、有効電力計測手段１０１は、インバータ６００の出力電圧及び出力電流に基づいて有効電力を計測する。この有効電力計測値Ｐは、加減算手段１０２に入力されて有効電力指令値Ｐ^＊との差分が算出され、この差分は周波数ドループ制御手段１０３に入力される。
周波数ドループ制御手段１０３は、積分動作により上記差分に応じた周波数ｆ_ｄを生成し、この周波数ｆ_ｄと電力系統２０の基準周波数ｆ_０（５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）とが加減算手段１０４により加算されて周波数ｆが演算される。周波数ｆは加減算手段１０５を介してインバータ６００に対する周波数指令値ｆ’となり、この周波数指令値ｆ’を積分して求めた出力電圧位相に基づいてインバータ６００に対する正弦波の出力電圧指令値が生成される。

上記の有効電力計測手段１０１、周波数ドループ制御手段１０３等を含むインバータ制御系（擬似同期発電機制御系）は、インバータ６００をグリッドフォーミング（ＧＦＭ）インバータとして制御するためのものであり、このインバータ制御系によりインバータ６００と電力系統２０との間で有効電力を授受させることでインバータ６００の出力電圧の周波数及び位相が制御され、系統電圧に対する同期化力が働く。
このようなインバータ制御系の動作は、後述する図５においても同様である。

一方、図２（ａ）のＭＰＰＴ制御手段１０６からは太陽光発電装置２００を最大電力点追従制御するための直流電圧指令値Ｖ_ＤＣ ^＊が出力され、直流電圧調整手段（ＤＣ－ＡＶＲ）１０７では、直流電圧指令値Ｖ_ＤＣ ^＊に応じた直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊が生成される。
直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊は加減算手段１０８に入力されて有効電力計測値Ｐとの差分が算出され、この差分は消費電力指令値Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊として加減算手段１１５の一方の入力側に与えられる。また、消費電力指令値Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊は下限値が「０」のリミッタ１０９を介して前記加減算手段１１５の他方の入力側に与えられると共に、消費電力調整手段（ＬＯＳＳ－ＡＰＲ）１１０に入力されてチョッパ４００の半導体スイッチング素子に対する駆動信号が生成される。更に、加減算手段１１５の出力は周波数補正量相当値Δｆとして、前記加減算手段１０５に入力されている。
なお、図２（ｂ）に示すように、加減算手段１１５と加減算手段１０５との間にゲイン乗算手段１１６を設け、加減算手段１１５の出力に適宜な大きさのゲインＧを乗算して周波数補正量相当値Δｆを算出しても良い。または、図２（ｃ）に示すようにＰＩ（比例・積分）調節手段１１７を設け、その比例ゲイン及び積分ゲインを適宜な値に設定して周波数補正量相当値Δｆを算出しても良い。
ちなみに、図２（ａ）は、図２（ｂ）におけるゲインＧを１とした場合、または、図２（ｃ）におけるＰＩ調節手段１１７の比例ゲインを１、積分ゲインを０とした場合に相当する。

次に、図２における消費電力調整手段１１０の構成を図３に基づいて説明する。
図３に示すように、消費電力調整手段１１０は、消費電力指令値Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊と図１の抵抗器５００の抵抗値Ｒとの積（Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊×Ｒ）が入力される平方演算手段１１１と、その出力である√（Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊×Ｒ）＝Ｖ_ＤＣＲ ^＊とインバータ６００の直流電圧Ｖ_ＤＣとの比を求める除算手段１１２と、その出力に基づいてチョッパ４００の半導体スイッチング素子の駆動信号を生成するＰＷＭ演算手段１１３と、を備えている。

ここで、抵抗器５００による消費電力をＰ_ＬＯＳＳ ^＊に等しくするためには、インバータ６００の直流電圧指令値（抵抗器５００の両端電圧指令値）をＶ_ＤＣＲ ^＊とした時に、
Ｖ_ＤＣＲ ^＊×（Ｖ_ＤＣＲ ^＊／Ｒ）＝Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊、すなわち、
（Ｖ_ＤＣＲ ^＊）^２＝Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊×Ｒ
が成り立てば良いため、平方演算手段１１１により演算した√（Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊×Ｒ）をＶ_ＤＣＲ ^＊と等しくおき、このＶ_ＤＣＲ ^＊とＶ_ＤＣとの比に基づいてチョッパ４００のオン・オフを制御すれば良い。

図２に戻って、太陽光発電装置２００の直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊が有効電力計測値Ｐより大きい場合、上述したように消費電力指令値Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊に応じた電圧指令値Ｖ_ＤＣＲ ^＊に基づいてチョッパ４００を制御することにより、Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊に相当する電力が抵抗器５００により消費される。
このため、擬似同期発電機制御によりインバータ６００の出力が抑制されて直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊が有効電力計測値Ｐより大きくなった場合でも、太陽光発電装置２００のＭＰＰＴ制御を損なうことなく運転を継続することができる。すなわち、図１０に示したようなインバータ６００の出力抑制状態においてもＭＰＰＴ制御が可能になるため、出力抑制状態が解除されて最大電力点に復帰するまでに多くの時間を要する等の不都合はない。

なお、図２によれば、消費電力指令値Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊が正の場合には周波数補正量相当値Δｆがゼロになるため、インバータ６００に対する周波数指令値ｆ’＝ｆとなる。
また、有効電力計測値Ｐが直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊より大きくなって加減算手段１０８の出力が負になり、加減算手段１１５の一方の入力が負になる場合には、リミッタ１０９を介した加減算手段１１５の他方の入力（Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊）が「０」に制限される結果、加減算手段１１５の出力（周波数補正量相当値Δｆ）が負になるので、インバータ６００の周波数指令値ｆ’を減少させるような制御が行われる。

次いで、図４は、本発明の第２実施形態に係るインバータ装置の接続構成図である。
図４において、図１と同一の部分については同一の符号を付して説明を省略し、以下では異なる部分を中心に説明する。
図４において、コンデンサ３００の両端には、図１におけるチョッパ４００と抵抗器５００との直列回路に代えて、ＤＣ／ＤＣコンバータ７００と蓄電池８００との直列回路が接続されている。

図４における制御部１００Ｂは、インバータ６００に対して、前記制御部１００Ａと同様に太陽光発電装置２００に対するＭＰＰＴ制御を行いながら、擬似同期発電機制御により電力系統２０の周波数に同期して所定の振幅及び周波数の交流電圧を出力するように直流／交流変換を行わせる。
また、ＤＣ／ＤＣコンバータ７００に対しては、例えばインバータ６００の交流出力が抑制されて太陽光発電装置２００の直流出力とインバータ６００が要求する直流入力との間に差分が生じた場合に、その差分電力をＤＣ／ＤＣコンバータ７００により直流／直流変換して蓄電池８００に供給し、蓄電池８００を充電する。更に、インバータ６００の交流出力に応じた直流入力に対して太陽光発電装置２００の直流出力が不足する場合には、その不足分の電力を蓄電池８００の放電によってインバータ６００の直流側に供給するようにＤＣ／ＤＣコンバータ７００を制御する。

上記のように、この第２実施形態によれば、インバータ６００の交流出力が抑制されて直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊が有効電力計測値Ｐより大きくなった場合でも、ＤＣ／ＤＣコンバータ７００による蓄電池８００の充電動作により太陽光発電装置２００のＭＰＰＴ制御を継続することができ、インバータ６００の出力抑制状態が解除された場合に最大電力点への復帰時間が長くなる等の不都合はない。

図５は、図４における制御部１００Ｂの第１実施例を示すブロック図であり、前記同様にマイクロコンピュータ等の演算処理装置のハードウェア及びこれに実装されるソフトウェアによって実現される機能を示している。
図５において、インバータ制御系の構成及び動作は実質的に図２と同一であり、有効電力計測手段１０１、周波数ドループ制御手段１０３、及び加減算手段１０２，１０４により、擬似同期発電機制御が実現される。

また、ＤＣ／ＤＣコンバータ７００を制御するコンバータ制御系は、加減算手段１０８により算出される直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊と有効電力計測値Ｐとの差分が充放電電力指令値Ｐ_ＢＡＴ ^＊として充放電電力調整手段（ＢＡＴ－ＡＰＲ）１２０に入力される。この充放電電力調整手段１２０では、充放電電力指令値Ｐ_ＢＡＴ ^＊に従ってＤＣ／ＤＣコンバータ７００の半導体スイッチング素子をオン・オフ制御することにより、蓄電池８００に対する充電または放電動作を行い、インバータ６００の直流電圧を所定値に維持する。

次に、図６は、図１における制御部１００Ａの第２実施例を示すブロック図である。
図６では、図２と同様のＭＰＰＴ制御手段１０６、直流電圧調整手段１０７、加減算手段１０８、リミッタ１０９、及び消費電力調整手段１１０からなるチョッパ制御系に加えて、インバータ６００の出力電圧と系統電圧との差電圧に応じた電流が流れるようにインバータ６００の電流制御を行うインバータ制御系を備えている。

上記のインバータ制御系は、インバータ６００の擬似同期発電機制御を行うための有効電力指令値Ｐ^＊を生成する有効電力指令生成手段１３０と、上記有効電力指令値Ｐ^＊の上限値をリミッタ１３１により直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊に制限し、制限後の有効電力指令値Ｐ_ＡＣ ^＊を入力としてインバータ６００の半導体スイッチング素子に対する駆動信号を生成する交流電力調整手段（ＡＣ－ＡＰＲ）１３２と、から構成されている。交流電力調整手段１３２は、有効電力指令値Ｐ_ＡＣ ^＊、言い換えれば有効電流指令値Ｉ_ＡＣ ^＊通りの電流がインバータ６００に流れるように出力電圧指令値を演算し、この出力電圧指令値に基づいてインバータ６００に対する駆動信号を生成する。

上記の有効電力指令生成手段１３０、交流電力調整手段１３２等を含むインバータ制御系は、インバータ６００をグリッドフォローイング（ＧＦＬ）インバータとして制御するためのものであり、インバータ６００と電力系統２０と間で有効電力を授受することでインバータ６００の出力電圧の周波数及び位相が制御され、系統電圧に対する同期化力が働く。
このようなインバータ制御系の動作は、後述する図７においても同様である。

本実施例では、太陽光発電装置２００の直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊が有効電力指令値Ｐ^＊より大きい場合、図３に示した消費電力調整手段１１０の動作により消費電力指令値Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊に応じた直流電圧指令値Ｖ_ＤＣＲ ^＊に基づいてチョッパ４００を制御することで、Ｐ_ＬＯＳＳ ^＊に相当する電力が抵抗器５００により消費される。
従って、例えば擬似同期発電機制御によりインバータ６００の出力が制限される場合でも、太陽光発電装置２００のＭＰＰＴ制御を損なうことなく運転を継続することができる。

次に、図７は、図４における制御部１００Ｂの第２実施例を示すブロック図である。
図７では、図５と同様のＭＰＰＴ制御手段１０６、直流電圧調整手段１０７、加減算手段１０８、及び充放電電力調整手段１２０からなるコンバータ制御系に加えて、図６と同様にインバータ６００の出力電圧と系統電圧との差電圧に応じた電流が流れるようにインバータ６００を制御するインバータ制御系を備え、このインバータ制御系は、有効電力指令生成手段１３０と、その出力Ｐ^＊を有効電力指令値Ｐ_ＡＣ ^＊としてインバータ６００の半導体スイッチング素子の駆動信号を生成する交流電力調整手段１３２と、から構成されている。

図７におけるコンバータ制御系の動作は、図５と同様である。
また、インバータ制御系の動作は図６とほぼ同様であるが、図７では、有効電力指令値Ｐ_ＡＣ ^＊が増大した際に、蓄電池８００の放電によってインバータ６００の直流入力電力がＭＰＰＴ制御による直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊を上回る場合があるため、有効電力指令値Ｐ_ＡＣ ^＊の上限値を直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊によって制限することは適切ではない。従って、図７におけるインバータ制御系では、図６に示したリミッタ１３１が除去されている。

本実施例においては、太陽光発電装置２００の直流電力指令値Ｐ_ＤＣ ^＊がインバータ６００の有効電力指令値Ｐ^＊より大きい場合、図５と同様に、充放電電力調整手段１２０が充放電電力指令値Ｐ_ＢＡＴ ^＊に従ってＤＣ／ＤＣコンバータ７００の半導体スイッチング素子をオン・オフ制御することにより、蓄電池８００に対する充電動作を行う。このため、擬似同期発電機制御によりインバータ６００の交流出力が制限される場合でも、太陽光発電装置２００のＭＰＰＴ制御が損なわれるおそれはない。

なお、本発明は、インバータ６００を擬似同期発電機制御する場合に限らず、電力系統の負荷の減少によりインバータ６００の交流出力が制限される場合にも適用可能であるのは言うまでもない。

２０：電力系統
２１：連系線路
１００Ａ，１００Ｂ： 制御部
１０１：有効電力計測手段
１０２，１０４，１０５，１０８，１１５：加減算手段
１０３：周波数ドループ制御手段
１０６：ＭＰＰＴ制御手段
１０７：直流電圧調整手段（ＤＣ－ＡＶＲ）
１１０：消費電力調整手段（ＬＯＳＳ－ＡＰＲ）
１１１：平方演算手段
１１２：除算手段
１１３：ＰＷＭ演算手段
１１６：ゲイン乗算手段
１１７：ＰＩ調節手段
１２０：充放電電力調整手段（ＢＡＴ－ＡＰＲ）
１３０：有効電力指令生成手段
１３２：交流電力調整手段（ＡＣ－ＡＰＲ）
２００：太陽光発電装置
２００Ｐ：正側母線
２００Ｎ：負側母線
３００：コンデンサ
４００：チョッパ
５００：抵抗器
６００：インバータ
７００：ＤＣ／ＤＣコンバータ
８００：蓄電池

Claims (7)

1. 発電設備から出力される直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記インバータの一対の直流端子間に接続されたチョッパと抵抗器との直列回路と、前記インバータ及び前記チョッパを制御する制御部と、を有し、前記インバータが電力系統に連系して運転されるインバータ装置において、
   前記制御部は、
   前記発電設備を最大電力点制御するための直流電力指令値と前記インバータの有効電力計測値との差分を求めて消費電力指令値を演算する手段と、
   前記消費電力指令値に応じた電力を前記抵抗器により消費させるように前記チョッパを制御する手段と、
   前記有効電力計測値が有効電力指令値に追従するように前記インバータの出力電圧の周波数及び位相を制御する手段と、
   を備え、
   前記インバータを擬似同期発電機制御することにより、前記電力系統に接続される同期発電機の回転体の慣性による周波数安定化機能を模擬可能である、
   インバータ装置。
2. 請求項１に記載したインバータ装置において、
   前記有効電力計測値が前記直流電力指令値より大きい時に前記インバータの出力周波数を低下させる手段を備えたことを特徴とするインバータ装置。
3. 発電設備から出力される直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記インバータの一対の直流端子間に接続されたＤＣ／ＤＣコンバータと蓄電池との直列回路と、前記インバータ及び前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する制御部と、を有し、前記インバータが電力系統に連系して運転されるインバータ装置において、
   前記制御部は、
   前記発電設備を最大電力点制御するための直流電力指令値と前記インバータの有効電力計測値との差分を求めて充放電電力指令値を演算する手段と、
   前記充放電電力指令値に応じて前記蓄電池を充放電させるように前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する手段と、
   前記有効電力計測値が有効電力指令値に追従するように前記インバータの出力電圧の周波数及び位相を制御する手段と、
   を備え、
   前記インバータを擬似同期発電機制御することにより、前記電力系統に接続される同期発電機の回転体の慣性による周波数安定化機能を模擬可能である、
   インバータ装置。
4. 発電設備から出力される直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記インバータの一対の直流端子間に接続されたチョッパと抵抗器との直列回路と、前記インバータ及び前記チョッパを制御する制御部と、を有し、前記インバータが電力系統に連系して運転されるインバータ装置において、
   前記制御部は、
   前記発電設備を最大電力点制御するための直流電力指令値と前記インバータの有効電力指令値との差分を求めて消費電力指令値を演算する手段と、
   前記消費電力指令値に応じた電力を前記抵抗器により消費させるように前記チョッパを制御する手段と、
   前記有効電力指令値に従って前記インバータの出力電圧の周波数及び位相を制御する手段と、
   を備え、
   前記インバータを擬似同期発電機制御することにより、前記電力系統に接続される同期発電機の回転体の慣性による周波数安定化機能を模擬可能である、
   インバータ装置。
5. 請求項４に記載したインバータ装置において、
   前記有効電力指令値の上限値を前記直流電力指令値により制限することを特徴とするインバータ装置。
6. 発電設備から出力される直流電力を交流電力に変換するインバータと、前記インバータの一対の直流端子間に接続されたＤＣ／ＤＣコンバータと蓄電池との直列回路と、前記インバータ及び前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する制御部と、を有し、前記インバータが電力系統に連系して運転されるインバータ装置において、
   前記制御部は、
   前記発電設備を最大電力点制御するための直流電力指令値と前記インバータの有効電力指令値との差分を求めて充放電電力指令値を演算する手段と、
   前記充放電電力指令値に応じて前記蓄電池を充放電させるように前記ＤＣ／ＤＣコンバータを制御する手段と、
   前記有効電力指令値に従って前記インバータの出力電圧の周波数及び位相を制御する手段と、
   を備え、
   前記インバータを擬似同期発電機制御することにより、前記電力系統に接続される同期発電機の回転体の慣性による周波数安定化機能を模擬可能である、
   インバータ装置。
7. 請求項１から６の何れか１項に記載したインバータ装置において、
   前記発電設備が、太陽光発電装置、または、風力発電装置とその交流出力を直流電力に変換するコンバータとによって構成されていることを特徴とするインバータ装置。