JP6189188B2 - インバータ回路を制御する制御回路、当該制御回路を備えたインバータ装置、当該インバータ装置を備えた電力システム、および、制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、インバータ回路を制御する制御回路、当該制御回路を備えたインバータ装置、当該インバータ装置を備えた電力システム、および、制御方法に関する。

従来、太陽電池などによって生成される直流電力を交流電力に変換して、電力系統に供給するインバータ装置が開発されている。太陽光発電などの出力が不安定な分散形電源が電力系統に大量に導入されると、電力系統の周波数耐量が低下し、周波数変動が頻発する。従来、このような系統周波数変動の対策として、発電機側でガバナ・フリー運転を行うといった対策が行われてきた。しかし、発電機側での対策だけでは不十分になり、分散形電源用のインバータ装置と、蓄電池システムや電力調整可能な負荷用のインバータ装置との協調運転を用いて最適に有効電力を調整し、系統周波数変動を抑制する必要がある。

図１４は、電力系統Ｂに連系している複数のインバータ装置Ａ’が有効電力を調整して、系統周波数変動を抑制する電力システムを示す図である。同図においては、太陽光発電や風力発電などによる分散形電源用のインバータ装置Ａ’と、蓄電池システムや電力調整可能な負荷用のインバータ装置Ａ’が電力系統Ｂに連系している。

監視装置Ｃは、各インバータ装置Ａ’を集中監視するためのものである。監視装置Ｃは、系統周波数が上昇した場合、分散形電源用のインバータ装置Ａ’に出力有効電力を抑制させ、負荷用のインバータ装置Ａ’に消費量を増加させ、蓄電池システム用のインバータ装置Ａ’に充電する量を増加（または、放電する量を減少）させる。また、系統周波数が下降した場合、負荷用のインバータ装置Ａ’に消費量を減少させ、蓄電池システム用のインバータ装置Ａ’に放電する量を増加（または、充電する量を減少）させる。また、監視装置Ｃは、各インバータ装置Ａ’の状態を監視して、状況に応じて、各インバータ装置Ａ’の調整量を変化させる。例えば、ある蓄電池システムが充電の許容量に近づいている場合、当該蓄電池システムに充電させる量をあまり増加させず、他の蓄電池システムに充電させる量をさらに増加させたり、負荷の消費量をさらに増加させる。例えば、非特許文献１には、ヒートポンプ給湯器での電力消費と電気自動車での充電とを中央給電指令所が制御することで、負荷周波数を制御するシステムが記載されている。

益田、清水、横山、「大量の再生可能エネルギー電源が導入された電力系統における多数台のヒートポンプ給湯器と電気自動車を利用した負荷周波数制御」、電気学会論文誌Ｂ（電力・エネルギー部門誌）Vol.132 No.1 pp.23-33 Reza Olfati-Saber, J. Alex Fax, and Richard M. Murray, "Consensus and Cooperation in Networked Multi-Agent Systems", Proceedings of the IEEE, Vol.95, No.1, (2007) Mehran Mesbahi and Magnus Egerstedt, "Graph Theoretic Methods in Multiagent Networks", Princeton (2010)

しかしながら、監視装置Ｃが各インバータ装置Ａ’の有効電力を制御する場合、システムが大がかりになるし、インバータ装置Ａ’の増減に柔軟に対応しにくく、故障に脆弱であるという問題点がある。すなわち、監視装置Ｃを設け、各インバータ装置Ａ’と通信を行う必要がある。有線通信の場合は、監視装置Ｃと各インバータ装置Ａ’とをそれぞれ通信線で接続する必要がある。無線通信の場合は、障害物などによって電波が遮断されないようにする必要がある。また、インバータ装置Ａ’を増減する場合、監視装置Ｃの制御プログラムを変更する必要がある。さらに、監視装置Ｃが故障した場合は、制御ができなくなるという問題もある。なお、監視装置Ｃの機能を持つ１つのインバータ装置Ａ’（マスタ）が、他のインバータ装置Ａ’（スレイブ）を制御する場合でも、同様の問題が生じる。

本発明は上述した事情のもとで考え出されたものであって、上述した問題点を解消することができ、各インバータ装置の出力有効電力を調整できる方法を提供することをその目的としている。

上記課題を解決するため、本発明では、次の技術的手段を講じている。

本発明の第１の側面によって提供される制御回路は、主従関係にないインバータ装置が複数並列接続されている電力システムにおいて、前記各インバータ装置が有するインバータ回路を制御する制御回路であって、前記インバータ装置が出力または入力する有効電力を制御するための有効電力補償値を生成する有効電力制御手段と、系統周波数を検出する系統周波数検出手段と、前記系統周波数を目標値に制御するための補償値を生成する系統周波数制御手段と、前記各インバータ装置と協調するための補正値を生成する協調補正値生成手段と、前記補償値に前記補正値を加算して補正補償値を算出する加算手段と、前記有効電力補償値に前記補正補償値を加算したものに基づいてＰＷＭ信号を生成するＰＷＭ信号生成手段と、前記補正補償値に重み付けを行う重み付け手段と、少なくとも１つの他のインバータ装置と通信を行う通信手段とを備え、前記通信手段は、重み付けされた補正補償値を、前記他のインバータ装置に送信し、前記協調補正値生成手段は、前記重み付けされた補正補償値と、前記通信手段が前記他のインバータ装置より受信した受信補償値とに基づく演算結果を用いて、前記補正値を生成することを特徴とする。なお、「主従関係にない」とは、インバータ装置の内の１つ（マスタ：主）がその他（スレイブ：従）を監視したり制御したりする関係ではなく、いずれも対等の関係であることを意味している。また、「電力システム」とは、例えば、インバータ装置が複数並列接続された電力系統などを意味するが、多数のインバータ装置が並列接続されて太陽光発電を行う発電所（例えば、メガソーラ）や、風力発電を行う発電所（ウインドファーム）なども含まれる。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記協調補正値生成手段は、前記重み付けされた補正補償値と、前記受信補償値とに基づく演算を行う演算手段と、前記演算手段が出力する演算結果を積分して前記補正値を算出する積分手段とを備えている。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算することで、演算結果を演算する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記通信手段が通信を行っている他のインバータ装置の数で除算することで、演算結果を演算する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記重み付けされた補正補償値を乗算することで、演算結果を演算する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記演算手段は、前記受信補償値を前記重み付けされた補正補償値からそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記重み付けされた補正補償値の２乗を乗算することで、演算結果を演算する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記重み付け手段は、あらかじめ設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記インバータ回路の温度を検出する温度検出手段と、前記温度に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段とをさらに備え、前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う。

本発明の好ましい実施の形態においては、日付けまたは時刻を出力する時計手段と、日付けまたは時刻に対応付けて重み付け値を記憶しており、前記時計手段によって出力された日付または時刻に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段とをさらに備え、前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記インバータ回路の出力有効電力を算出する有効電力算出手段と、前記出力有効電力に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段とをさらに備え、前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記有効電力制御手段は、前記インバータ装置に入力される電力が最大の状態より少ない状態に制限する。

本発明の好ましい実施の形態においては、前記通信手段は、前記系統周波数検出手段が検出した系統周波数に基づいて通信相手を切り替える。

本発明の第２の側面によって提供されるインバータ装置は、本発明の第１の側面によって提供される制御回路と、インバータ回路とを備えていることを特徴とする。

本発明の第３の側面によって提供される電力システムは、本発明の第２の側面によって提供されるインバータ装置が、複数並列接続されていることを特徴とする。

本発明の第４の側面によって提供される制御方法は、主従関係にないインバータ装置が複数並列接続されている電力システムにおいて、各インバータ装置が有するインバータ回路を制御する制御方法であって、前記インバータ装置が出力または入力する有効電力を制御するための有効電力補償値を生成する第１の工程と、系統周波数検出手段で検出された系統周波数を目標値に制御するための補償値を生成する第２の工程と、前記各インバータ装置と協調するための補正値を生成する第３の工程と、前記補償値に前記補正値を加算して補正補償値を算出する第４の工程と、前記有効電力補償値に前記補正補償値を加算したものに基づいてＰＷＭ信号を生成する第５の工程と、前記補正補償値に重み付けを行う第６の工程と、重み付けされた補正補償値を、少なくとも１つの他のインバータ装置に送信する第７の工程と、前記他のインバータ装置が送信した値を受信補償値として受信する第８の工程とを前記各インバータ装置で行わせるものであり、前記第３の工程は、前記重み付けされた補正補償値と、前記第８の工程で受信した受信補償値とに基づく演算結果を用いて、前記補正値を生成することを特徴とする。

本発明によると、協調補正値生成手段は、重み付けされた補正補償値と受信補償値とに基づく演算結果を用いて、補正値を生成する。各インバータ装置の協調補正値生成手段がこれを行うことで、すべてのインバータ装置の重み付けされた補正補償値が同じ値に収束する。したがって、各インバータ装置の補正補償値は、それぞれの重み付けに応じた値になる。各インバータ装置の出力有効電力の調整量は補正補償値に基づいて調整されるので、重み付けに応じて出力有効電力の調整量を調整することができる。また、各インバータ装置は、少なくとも１つのインバータ装置（例えば、近隣に位置するものや、通信が確立されたもの）とだけ相互通信を行えばよく、１つのインバータ装置や監視装置が他の全てのインバータ装置と通信を行う必要はない。したがって、システムが大がかりにならない。あるインバータ装置が故障した場合でも、他の全てのインバータ装置がいずれかのインバータ装置と通信可能であればよい。また、インバータ装置の増減に柔軟に対応できる。

本発明のその他の特徴および利点は、添付図面を参照して以下に行う詳細な説明によって、より明らかとなろう。

第１実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 第１実施形態に係る電力システムを示す図である。 インバータ装置の系統周波数制御系を説明するための図である。 電力システム全体の系統周波数制御系を説明するための図である。 図２に示す電力システムをグラフで表現したものである。 第１実施形態に係る電力システム全体の系統周波数の制御システムを表す図である。 電流制御部の内部構成を説明するための図である。 電力システムにおける系統周波数の変動抑制を確認したシミュレーション結果を示す図である。 電力システムにおける系統周波数の変動抑制を確認したシミュレーション結果を示す図である。 電力システムにおける系統周波数の変動抑制を確認したシミュレーション結果を示す図である。 第２実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 第３実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 第４実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。 従来の電力システムを示す図である。

以下、本発明の実施の形態を、本発明に係る制御回路を電力系統に連系するインバータ装置に用いた場合を例として、図面を参照して具体的に説明する。

図１は、第１実施形態に係るインバータ装置を説明するための図である。図２は、第１実施形態に係るインバータ装置が電力系統に複数連系した電力システムを示す図である。

インバータ装置Ａは、いわゆるパワーコンディショナと呼ばれるものである。インバータ装置Ａは、図１に示すように、インバータ回路２、制御回路３、電流センサ４、電圧センサ５、および、直流電圧センサ６を備えており、電力系統Ｂに連系している。インバータ装置Ａは、直流電源１が出力する直流電力をインバータ回路２によって交流電力に変換して電力系統Ｂに出力する。なお、図示しないが、インバータ回路２の出力側には、交流電圧を昇圧（または降圧）するための変圧器が設けられている。

また、図２に示すように、インバータ装置Ａが連系している電力系統Ｂには、他のインバータ装置Ａも連系している。図２においては、５つのインバータ装置Ａ（Ａ１〜Ａ５）が電力系統Ｂに連系している電力システムを示している。なお、実際の電力システムにおいては、より多くのインバータ装置Ａが連系しているが、説明の簡略化のために極端に少ないケースを示している。

図２に示す矢印は、通信を行っていることを示している。すなわち、インバータ装置Ａ１はインバータ装置Ａ２とのみ相互通信を行っており、インバータ装置Ａ２はインバータ装置Ａ１およびインバータ装置Ａ３とのみ相互通信を行っている。また、インバータ装置Ａ３はインバータ装置Ａ２およびインバータ装置Ａ４とのみ相互通信を行っており、インバータ装置Ａ４はインバータ装置Ａ３およびインバータ装置Ａ５とのみ相互通信を行っており、インバータ装置Ａ５はインバータ装置Ａ４とのみ相互通信を行っている。

図１に戻って、直流電源１は、直流電力を出力するものであり、太陽電池を備えている。太陽電池は、太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換することで、直流電力を生成する。直流電源１は、生成された直流電力を、インバータ回路２に出力する。なお、直流電源１は、太陽電池により直流電力を生成するものに限定されない。例えば、直流電源１は、燃料電池、蓄電池、電気二重層コンデンサやリチウムイオン電池であってもよいし、ディーゼルエンジン発電機、マイクロガスタービン発電機や風力タービン発電機などにより生成された交流電力を直流電力に変換して出力する装置であってもよい。

インバータ回路２は、直流電源１から入力される直流電力を交流電力に変換して出力するものである。インバータ回路２は、図示しないＰＷＭ制御インバータとフィルタとを備えている。ＰＷＭ制御インバータは、図示しない３組６個のスイッチング素子を備えた三相インバータであり、制御回路３から入力されるＰＷＭ信号に基づいて各スイッチング素子のオンとオフとを切り替えることで直流電力を交流電力に変換する。フィルタは、スイッチングによる高周波成分を除去する。なお、インバータ回路２は、これに限られない。例えば、ＰＷＭ制御インバータは、単相インバータであってもよいし、マルチレベルインバータであってもよい。また、ＰＷＭ制御に限定されず、フェーズシフト制御など他の方式を用いるものであってもよい。

電流センサ４は、インバータ回路２の三相の出力電流の瞬時値をそれぞれ検出するものである。電流センサ４は、検出した瞬時値をディジタル変換して、電流信号Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗ（３つの電流信号をまとめて「電流信号Ｉ」と記載する場合がある。）として制御回路３に出力する。電圧センサ５は、インバータ装置Ａの三相の連系点電圧の瞬時値をそれぞれ検出するものである。電圧センサ５は、検出した瞬時値をディジタル変換して、電圧信号Ｖｕ，Ｖｖ，Ｖｗ（３つの電圧信号をまとめて「電圧信号Ｖ」と記載する場合がある。）として制御回路３に出力する。直流電圧センサ６は、インバータ回路２の入力電圧を検出するものである。直流電圧センサ６は、検出した電圧をディジタル変換して、電圧信号Ｖｄｃとして制御回路３に出力する。

制御回路３は、インバータ回路２を制御するものであり、例えばマイクロコンピュータなどによって実現されている。本実施形態に係る制御回路３は、インバータ回路２の入力電圧、出力無効電力、出力電流、および、系統周波数の制御を行っている。このうち、系統周波数については、電力系統Ｂに連系しているすべてのインバータ装置Ａ（Ａ１〜Ａ５）（図２参照）が協調して制御を行う。

以下に、本発明に係る系統周波数の制御システムについて、図３〜図６を参照して説明する。

図３は、インバータ装置Ａの系統周波数制御系を説明するための図である。

図３（ａ）は、一般的なインバータ装置のモデルを示している。インバータ装置が出力する有効電力をＰ、無効電力をＱ、インバータ装置の出力電流のｄ軸成分およびｑ軸成分をＩｄおよびＩｑ（各目標値をＩｄ^*およびＩｑ^*）としている。なお、ｄ軸成分およびｑ軸成分は、後述する三相/二相変換処理および回転座標変換処理によって変換された後の回転座標系の二相の成分である。また、インバータ装置の内部位相が連系点電圧の位相に完全に追従していると仮定すると、出力電圧のｑ軸成分はＶｑ＝０となり、ｄ軸成分はＶｄ＝Ｖ（連系点電圧の実効値）となるので、
Ｐ＝Ｖｄ・Ｉｄ＋Ｖｑ・Ｉｑ＝Ｖ・Ｉｄ
Ｑ＝Ｖｄ・Ｉｑ−Ｖｑ・Ｉｄ＝Ｖ・Ｉｑ
となっている。

本発明では、出力有効電力を調整することで系統周波数の変動を抑制するので、系統周波数変動抑制のための制御系を図３（ａ）のモデルに追加する。図３（ｂ）は、系統周波数変動抑制のための制御系を追加したモデルを示している。図３（ｂ）では、電力系統の角周波数ωの目標値からの偏差Δωを入力されて系統周波数補償値ΔＩｄ^*を出力する系統周波数制御系を追加して、系統周波数補償値ΔＩｄ^*を出力電流のｄ軸成分の目標値Ｉｄ^*に加算するようにしている。なお、電力システムの制御では、一般的に、周波数より角周波数（周波数に２πを乗算したもの）が用いられるので、本明細書でも角周波数を用いている。

電流制御系、ＰＷＭおよびインバータ主回路のダイナミクスは、電力制御系のダイナミクスと比較すると高速のため、無視することができる。図３（ｃ）は、これらを無視して近似したモデルである。なお、Ｉｄ’^*＝Ｉｄ^*＋ΔＩｄ^*である。

図３（ｃ）のモデルにおいて系統周波数制御系だけに注目したモデルを、図３（ｄ）に示している。

図４は、電力システム全体の系統周波数制御系を説明するための図である。各インバータ装置Ａ１〜Ａ５が出力する有効電力をそれぞれΔＰ₁〜ΔＰ₅だけ変動させ、電力系統に供給される有効電力は、これらを合算した変動量ΔＰだけ変動する。電力系統の角周波数ωは、供給される有効電力Ｐの変動により変動する。周波数変動モデルとして、非特許文献１に記載の等価発電機モデルを用いる。この等価発電機モデルは、系統内の全ての発電機が完全な同期運転を行っていると仮定し、下記（１）式として定式化される。ここで、等価慣性定数Ｍは並解列する発電機の慣性定数に応じて更新する。ダンピングＤは負荷の大きさに応じて更新する。また、有効電力の変動（外乱）ΔＰｗには、負荷変動や太陽電池の出力変化による変動などが含まれる。図４が、系統周波数（系統角周波数）の変動を各インバータ装置Ａの有効電力調整によって抑制するシステムを表している。

ただし、この場合、各インバータ装置Ａが協調して出力有効電力を調整するわけではないので、各インバータ装置Ａが調整する出力有効電力は、内部で設定されているゲインや、配置場所、直流電源１の特性などによって定まってしまう。例えば、インバータ装置Ａ１については他のものの半分だけ出力有効電力を調整させ、インバータ装置Ａ２〜Ａ５については均等に調整させるとか、各インバータ装置Ａの容量に応じて調整させるということができない。

次に、各インバータ装置Ａが協調して出力有効電力を調整するための方法について説明する。

複数の制御対象の状態の値を同じ値に収束させるコンセンサスアルゴリズムが知られている（非特許文献２，３参照）。各制御対象を頂点とし各制御対象間の通信状態を辺で表したグラフとして表現した場合、当該グラフがグラフ理論における無向グラフで連結であれば、コンセンサスアルゴリズムを用いて各制御対象の状態の値を同じ値に収束させて、コンセンサスを達成することができる。例えば、図２に示す電力システムの通信状態をグラフで表現すると、図５（ａ）のようになる。頂点Ａ１〜Ａ５がそれぞれインバータ装置Ａ１〜Ａ５を表し、矢印付きの辺が各インバータ装置間の通信状態を表している。各辺は相互通信を行うことを示しており、当該グラフは無向グラフである。当該グラフの任意の２つの頂点に対して通信経路が存在しているので、当該グラフは連結である。したがって、図２に示す電力システムの場合、コンセンサスを達成することができる。また、図５（ｂ）、（ｃ）に示すグラフも無向グラフで連結であるので、図２の電力システムにおける各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の通信状態がこれらのグラフで示される場合にも、コンセンサスを達成することができる。このように、インバータ装置Ａが、電力システムに接続しているインバータ装置Ａのうち、少なくとも１つのインバータ装置Ａと相互通信を行っており、電力システムに接続している任意の２つのインバータ装置Ａに対して通信経路が存在している状態（以下ではこの状態を「連結状態」と言う。）であればよく、電力システムに接続しているすべてのインバータ装置Ａと通信を行っている必要はない。

本実施形態では、各制御対象の状態の値を同じ値に収束させるのではなく、重み付けを行って、重み付け後の値を同じ値に収束させる。すなわち、各インバータ装置Ａの重み付け値Ｗ_iをそれぞれ設定しておき、状態の値を重み付け値Ｗ_iで除算することで重み付けを行い、重み付け後の値を同じ値に収束させる。これにより、各状態の値は重み付け値Ｗ_iに応じた値に収束する。例えば、Ｗ₁＝Ｗ₂＝Ｗ₃＝Ｗ₄＝１、Ｗ₅＝１０とすれば、インバータ装置Ａ５の状態の値は、インバータ装置Ａ１〜Ａ４の状態の値の１０倍の値に収束する。

図６は、図４に示すシステムにコンセンサスアルゴリズムと重み付けとを追加したものであり、各インバータ装置Ａが協調して有効電力を調整することで系統周波数の変動を抑制する制御システムを表している。

コンセンサスアルゴリズムによって、補償値ΔＩｄ_i ^*を重み付け値Ｗ_iで除算した補償値ΔＩｄ_i’（＝ΔＩｄ_i ^*／Ｗ_i）が同じ値に収束する。収束値をΔＩｄα’とすると、各インバータ装置Ａ_iは、補償値ΔＩｄ_i ^*＝Ｗ_i・ΔＩｄα’に応じた有効電力を調整することになる。つまり、重み付け値Ｗ_iに応じた有効電力を調整することになる。したがって、例えば、Ｗ₁＝Ｗ₂＝Ｗ₃＝Ｗ₄＝１、Ｗ₅＝１０とすれば、インバータ装置Ａ５に、インバータ装置Ａ１〜Ａ４の１０倍の有効電力を調整させることができる。

図１に戻って、制御回路３は、電流センサ４より入力される電流信号Ｉ、電圧センサ５より入力される電圧信号Ｖ、および、直流電圧センサ６より入力される電圧信号Ｖｄｃに基づいてＰＷＭ信号を生成して、インバータ回路２に出力する。制御回路３は、無効電力制御部３０、入力電圧制御部３１、系統周波数制御部３２、協調補正値生成部３３、加算器３４、電流制御部３５、指令信号生成部３６、ＰＷＭ信号生成部３７、重み付け部３８、通信部３９、および、系統周波数検出部４０を備えている。

無効電力制御部３０は、インバータ回路２の出力無効電力を制御するためのものである。図示していないが、無効電力制御部３０は、電流センサ４が検出した電流の瞬時値と電圧センサ５が検出した電圧の瞬時値とからインバータ回路２の出力無効電力を算出し、その目標値との偏差に対してＰＩ制御（比例積分制御）を行い、無効電力補償値を出力する。無効電力補償値は、目標値Ｉｑ^*として電流制御部３５に入力される。なお、無効電力制御部３０の制御はＰＩ制御に限られず、Ｉ制御（積分制御）などの他の制御を行うようにしてもよい。

入力電圧制御部３１は、インバータ回路２の入力電圧を制御するためのものである。入力電圧制御部３１は、入力電圧を制御することで、入力電力を制御して、インバータ回路２の出力有効電力を制御する。入力電圧制御部３１は、直流電圧センサ６より入力される電圧信号Ｖｄｃとその目標値である入力電圧目標値Ｖｄｃ^*との偏差ΔＶｄｃを入力され、ＰＩ制御を行い、有効電力補償値を出力する。なお、入力電圧制御部３１の制御はＰＩ制御に限られず、Ｉ制御などの他の制御を行うようにしてもよい。

系統周波数検出部４０は、電力系統Ｂの角周波数ωを検出するものである。系統周波数検出部４０は、電圧センサ５より電圧信号Ｖを入力されて連系点電圧の角周波数を検出し、これを電力系統Ｂの角周波数ωとして出力する。なお、角周波数の検出方法は、ＰＬＬ方式やゼロクロス点間カウント方式など、一般的に用いられる手法を利用すればよい。

系統周波数制御部３２は、系統周波数を制御するためのものである。系統周波数制御部３２は、インバータ回路２が出力する有効電力を調整することで、系統周波数を制御する。系統周波数制御部３２は、系統周波数検出部４０より出力される角周波数ωとその目標値である系統周波数目標値ω^*との偏差Δωを入力され、ＰＩ制御を行い、系統周波数補償値を出力する。系統周波数補償値は、加算器３４に入力される。なお、系統周波数制御部３２の制御はＰＩ制御に限られず、Ｉ制御などの他の制御を行うようにしてもよい。また、系統周波数検出部４０が系統周波数ｆを検出して、系統周波数制御部３２が系統周波数ｆとその目標値ｆ^*との偏差Δｆを入力されて、系統周波数補償値を出力するようにしてもよい。

協調補正値生成部３３は、各インバータ装置Ａと協調するための協調補正値を生成するものである。協調補正値生成部３３の詳細については、後述する。

加算器３４は、系統周波数制御部３２より入力される系統周波数補償値に、協調補正値生成部３３より入力される協調補正値を加算して、補正補償値ΔＩｄ_i ^*を算出する。入力電圧制御部３１から出力される有効電力補償値は、加算器３４から出力される補正補償値ΔＩｄ_i ^*を加算されて、目標値Ｉｄ^*として電流制御部３５に入力される。また、加算器３４は、算出した補正補償値ΔＩｄ_i ^*を、重み付け部３８にも出力する。

電流制御部３５は、インバータ回路２の出力電流の制御を行うためのものである。電流制御部３５は、電流センサ４より入力される電流信号Ｉに基づいて電流補償値を生成し、指令信号生成部３６に出力する。

図７は、電流制御部３５の内部構成を説明するための機能ブロック図である。

電流制御部３５は、三相/二相変換部３５１、回転座標変換部３５２、ＬＰＦ３５３、ＬＰＦ３５４、ＰＩ制御部３５５、ＰＩ制御部３５６、静止座標変換部３５７、および、二相/三相変換部３５８を備えている。

三相/二相変換部３５１は、いわゆる三相/二相変換処理（αβ変換処理）を行うものである。三相/二相変換処理とは、三相の交流信号をそれと等価な二相の交流信号に変換する処理であり、三相の交流信号を静止した直交座標系（以下、「静止座標系」という。）における直交するα軸とβ軸の成分にそれぞれ分解して各軸の成分を足し合わせることで、α軸成分の交流信号とβ軸成分の交流信号に変換するものである。三相/二相変換部３５１は、電流センサ４から入力された三相の電流信号Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗを、α軸電流信号Ｉαおよびβ軸電流信号Ｉβに変換して、回転座標変換部３５２に出力する。

三相/二相変換部３５１で行われる変換処理は、下記（２）式に示す行列式で表される。

回転座標変換部３５２は、いわゆる回転座標変換処理（ｄｑ変換処理）を行うものである。回転座標変換処理とは、静止座標系の二相の信号を回転座標系の二相の信号に変換する処理である。回転座標系は、直交するｄ軸とｑ軸とを有し、連系点電圧の基本波と同一の角速度で同一の回転方向に回転する直交座標系である。回転座標変換部３５２は、三相/二相変換部３５１から入力される静止座標系のα軸電流信号Ｉαおよびβ軸電流信号Ｉβを、連系点電圧の基本波の位相θに基づいて、回転座標系のｄ軸電流信号Ｉｄおよびｑ軸電流信号Ｉｑに変換して出力する。

回転座標変換部３５２で行われる変換処理は、下記（３）式に示す行列式で表される。

ＬＰＦ３５３およびＬＰＦ３５４は、ローパスフィルタであり、それぞれｄ軸電流信号Ｉｄおよびｑ軸電流信号Ｉｑの直流成分だけを通過させる。回転座標変換処理によって、α軸電流信号Ｉαおよびβ軸電流信号Ｉβの基本波成分が、それぞれｄ軸電流信号Ｉｄおよびｑ軸電流信号Ｉｑの直流成分に変換されている。つまり、ＬＰＦ３５３およびＬＰＦ３５４は、不平衡成分や高調波成分を除去して、基本波成分のみを通過させるものである。

ＰＩ制御部３５５は、ｄ軸電流信号Ｉｄの直流成分と目標値との偏差に基づいてＰＩ制御を行い、電流補償値Ｘｄを出力するものである。入力電圧制御部３１より出力される有効電力補償値に補正補償値ΔＩｄ_i ^*が加算されて、ｄ軸電流信号Ｉｄの目標値Ｉｄ^*として用いられる。ＰＩ制御部３５６は、ｑ軸電流信号Ｉｑの直流成分と目標値Ｉｑ^*との偏差に基づいてＰＩ制御を行い、電流補償値Ｘｑを出力するものである。無効電力制御部３０より出力される無効電力補償値が、ｑ軸電流信号Ｉｑの目標値Ｉｑ^*として用いられる。

静止座標変換部３５７は、ＰＩ制御部３５５およびＰＩ制御部３５６からそれぞれ入力される電流補償値Ｘｄ，Ｘｑを、静止座標系の電流補償値Ｘα，Ｘβに変換するものであり、回転座標変換部３５２とは逆の変換処理を行うものである。静止座標変換部３５７は、いわゆる静止座標変換処理（逆ｄｑ変換処理）を行うものであり、回転座標系の電流補償値Ｘｄ，Ｘｑを、位相θに基づいて、静止座標系の電流補償値Ｘα，Ｘβに変換する。

静止座標変換部３５７で行われる変換処理は、下記（４）式に示す行列式で表される。

二相/三相変換部３５８は、静止座標変換部３５７から入力される電流補償値Ｘα，Ｘβを、三相の電流補償値Ｘｕ，Ｘｖ，Ｘｗに変換するものである。二相/三相変換部３５８は、いわゆる二相/三相変換処理（逆αβ変換処理）を行うものであり、三相/二相変換部３５１とは逆の変換処理を行うものである。

二相/三相変換部３５８で行われる変換処理は、下記（５）式に示す行列式で表される。

なお、本実施形態では、インバータ装置Ａが三相のシステムである場合について説明したが、単相のシステムであってもよい。単相のシステムの場合、電流制御部３５は、インバータ回路２の出力電流を検出した単相の電流信号に対して制御を行えばよい。

指令信号生成部３６は、電流制御部３５より入力される電流補償値Ｘｕ，Ｘｖ，Ｘｗに基づいて指令信号を生成して、ＰＷＭ信号生成部３７に出力する。

ＰＷＭ信号生成部３７は、ＰＷＭ信号を生成するものである。ＰＷＭ信号生成部３７は、キャリア信号と指令信号生成部３６より入力される指令信号とに基づいて、三角波比較法によりＰＷＭ信号を生成する。例えば、指令信号がキャリア信号より大きい場合にハイレベルとなり、指令信号がキャリア信号以下の場合にローレベルとなるパルス信号が、ＰＷＭ信号として生成される。生成されたＰＷＭ信号は、インバータ回路２に出力される。なお、ＰＷＭ信号生成部３７は、三角波比較法によりＰＷＭ信号を生成する場合に限定されず、例えば、ヒステリシス方式でＰＷＭ信号を生成するようにしてもよい。

重み付け部３８は、加算器３４より入力される補正補償値ΔＩｄ_i ^*に重み付けを行うものである。重み付け部３８には、重み付け値Ｗ_iがあらかじめ設定されている。重み付け部３８は、補正補償値ΔＩｄ_i ^*を重み付け値Ｗ_iで除算した重み付け後の補正補償値ΔＩｄ_i’を通信部３９および協調補正値生成部３３に出力する。

重み付け値Ｗ_iは、インバータ装置Ａに調整させる出力有効電力の大きさ（調整量）に応じてあらかじめ設定しておく。例えば、インバータ装置Ａ１（図２参照）の容量がインバータ装置Ａ２〜Ａ５の容量より大きいので、インバータ装置Ａ１の調整量を大きくしたい場合（インバータ装置Ａ２〜Ａ５の調整量をできるだけ小さくしたい場合）は、インバータ装置Ａ１の重み付け値Ｗ₁には、他のインバータ装置Ａ２〜Ａ５の重み付け値Ｗ₂〜Ｗ₅と比べて大きな値を設定する。重み付け値Ｗ₂〜Ｗ₅については、調整量を平等にするために同じ値とすればよい。なお、重み付け値Ｗ_iの設定方法は限定されず、例えば、インバータ装置Ａに接続されている太陽電池パネルの大きさに応じて設定するようにしてもよい。

通信部３９は、他のインバータ装置Ａの制御回路３との間で通信を行うものである。通信部３９は、重み付け部３８より重み付け後の補正補償値ΔＩｄ_i’を入力され、他のインバータ装置Ａの通信部３９に送信する。また、通信部３９は、他のインバータ装置Ａの通信部３９から受信した補償値ΔＩｄ_j’を、協調補正値生成部３３に出力する。なお、通信方法は限定されず、有線通信であってもよいし、無線通信であってもよい。

例えば、インバータ装置Ａが図２に示すインバータ装置Ａ２の場合、通信部３９は、重み付け後の補正補償値ΔＩｄ₂’をインバータ装置Ａ１およびＡ３の通信部３９に送信し、インバータ装置Ａ１の通信部３９から補償値ΔＩｄ₁’を受信し、インバータ装置Ａ３の通信部３９から補償値ΔＩｄ₃’を受信する。

次に、協調補正値生成部３３の詳細について説明する。

協調補正値生成部３３は、重み付け部３８より入力される重み付け後の補正補償値ΔＩｄ_i’（以下では、「補償値ΔＩｄ_i’」と省略して記載する）と、通信部３９より入力される、他のインバータ装置Ａの補償値ΔＩｄ_j’とを用いて、各インバータ装置Ａと協調するための協調補正値を生成する。補償値ΔＩｄ_i’と補償値ΔＩｄ_j’とが異なっていても、協調補正値生成部３３での演算処理が繰り返されることで、補償値ΔＩｄ_i’と補償値ΔＩｄ_j’とが共通の値に収束する。図１に示すように、協調補正値生成部３３は、演算部３３１、乗算器３３２および積分器３３３を備えている。

演算部３３１は、下記（６）式に基づく演算を行う。すなわち、演算部３３１は、通信部３９より入力される各補償値ΔＩｄ_j’から、重み付け部３８より入力される補償値ΔＩｄ_i’をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算した演算結果ｕ_iを乗算器３３２に出力する。

例えば、インバータ装置Ａがインバータ装置Ａ２の場合（図２参照）、演算部３３１は、下記（７）式の演算を行い、演算結果ｕ₂を出力する。

乗算器３３２は、演算部３３１から入力される演算結果ｕ_iに所定の係数εを乗算して積分器３３３に出力する。係数εは、０＜ε＜１／ｄ_maxを満たす値であり、あらかじめ設定されている。ｄ_maxは、通信部３９が通信を行う他のインバータ装置Ａの数であるｄ_iのうち、電力システムに接続しているすべてのインバータ装置Ａの中で最大のものである。つまり、電力システムに接続しているインバータ装置Ａのなかで、一番多くの他のインバータ装置Ａと通信を行っているものの通信部３９に入力される補償値ΔＩｄ_j’の数である。なお、係数εは、演算結果ｕ_iが大きく（小さく）なりすぎて、協調補正値の変動が大きくなりすぎることを抑制するために、演算結果ｕ_iに乗算されるものである。したがって、協調補正値生成部３３での処理が連続時間処理の場合は、乗算器３３２を設ける必要はない。

積分器３３３は、乗算器３３２から入力される値を積分することで協調補正値を生成して出力する。積分器３３３は、前回生成した協調補正値に乗算器３３２から入力される値を加算することで協調補正値を生成する。協調補正値は、加算器３４に出力される。

本実施形態では、制御回路３をディジタル回路として実現した場合について説明したが、アナログ回路として実現してもよい。また、各部が行う処理をプログラムで設計し、当該プログラムを実行させることでコンピュータを制御回路３として機能させてもよい。また、当該プログラムを記録媒体に記録しておき、コンピュータに読み取らせるようにしてもよい。

本実施形態において、協調補正値生成部３３は、重み付け部３８より入力される補償値ΔＩｄ_i’と、通信部３９より入力される、他のインバータ装置Ａの補償値ΔＩｄ_j’とを用いて、協調補正値を生成する。補償値ΔＩｄ_i’が各補償値ΔＩｄ_j’の相加平均値より大きい場合、演算部３３１が出力する演算結果ｕ_iは負の値になる。そうすると、協調補正値は小さくなり、補償値ΔＩｄ_i’も小さくなる。一方、補償値ΔＩｄ_i’が各補償値ΔＩｄ_j’の相加平均値より小さい場合、演算部３３１が出力する演算結果ｕ_iは正の値になる。そうすると、協調補正値は大きくなり、補償値ΔＩｄ_i’も大きくなる。つまり、補償値ΔＩｄ_i’は各補償値ΔＩｄ_j’の相加平均値に近づいていく。この処理が各インバータ装置Ａそれぞれで行われることにより、各インバータ装置Ａの補償値ΔＩｄ_i’は同じ値に収束する。コンセンサスアルゴリズムを用いることで制御対象の状態の値が同じ値に収束することは、数学的にも証明されている（非特許文献１，２参照）。本実施形態の場合、補償値ΔＩｄ_i’が制御対象の状態の値である。

以下に、図２に示す電力システムにおいて、各インバータ装置Ａが協調して出力有効電力を調整することで系統周波数の変動を抑制することを確認したシミュレーションについて説明する。図６に示す制御システムを用いてシミュレーションを行った。

インバータ装置Ａ１の系統周波数制御部３２の比例ゲインＫｐ₁を「１」、積分ゲインＫｉ₁を「２」、インバータ装置Ａ２の系統周波数制御部３２の比例ゲインＫｐ₂を「１」、積分ゲインＫｉ₂を「０．５」、インバータ装置Ａ３の系統周波数制御部３２の比例ゲインＫｐ₃を「２」、積分ゲインＫｉ₃を「３」、インバータ装置Ａ４の系統周波数制御部３２の比例ゲインＫｐ₄を「５」、積分ゲインＫｉ₄を「１」、インバータ装置Ａ５の系統周波数制御部３２の比例ゲインＫｐ₅を「０．５」、積分ゲインＫｉ₅を「０．３」とし、連系点電圧Ｖ₁〜Ｖ₅を「１［ｐ．ｕ．］」、Ｍを「９［ｓ］」、Ｄを「２［ｐ．ｕ．］」としている。図８ないし図１０は、当該シミュレーションの結果を示すものである。

図８および図９は、インバータ装置Ａ１〜Ａ５の重み付け部３８に設定されている重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅を、Ｗ₁＝Ｗ₂＝Ｗ₃＝Ｗ₄＝Ｗ₅＝１としたものであり、各インバータ装置Ａが協調して出力有効電力を調整することを確認するためのものである。図８は比較のためのもので、協調を行わなかった場合（すなわち、図４に示す制御システムを用いた場合）のものであり、図９は協調を行った場合（すなわち、図６に示す制御システムを用いた場合）のものである。

どちらも、シミュレーション開始から１０秒後に、外乱ΔＰｗとして０．５［ｐ．ｕ．］をステップ注入した。図８（ａ）および図９（ａ）は、系統角周波数の偏差Δωの時間変化を示している。また、図８（ｂ）および図９（ｂ）は、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の出力有効電力の調整量の時間変化を示している。本シミュレーションは、有効電力を増加させる外乱ΔＰｗを注入して、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５が出力有効電力を抑制するように調整するものである。各図（ｂ）においては、出力有効電力を増加させる場合をプラスとしているので、調整量（抑制量）はマイナスの値で示されている。

図８の場合、系統角周波数の変動をすぐに抑制することができているが、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の調整量は、各ゲインに応じた値に固定されている。したがって、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の調整量を制御することができない。図８（ｂ）の場合、インバータ装置Ａ３の出力有効電力が最も多く抑制されており、この調整量を小さくすることができない。

図９の場合も、図８の場合と同様に、系統角周波数の変動をすぐに抑制することができている。また、図９の場合、シミュレーション開始から約２４秒で、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の調整量が同じ値に収束している。すなわち、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５が、協調して出力有効電力を調整している。

図２の電力システムの通信状態が図５（ｂ）、（ｃ）に示すグラフとなる場合についてもそれぞれシミュレーションを行った。これらの場合も、図９の場合と同様に、系統角周波数の変動をすぐに抑制することができ、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の調整量が同じ値に収束することが確認できた。また、図５（ｂ）のグラフの場合の方が、図９の場合（図５（ａ）のグラフの場合）より、収束するまでの時間が短く、図５（ｃ）のグラフの場合は収束するまでの時間がさらに短くなった。なお、シミュレーション結果の図示は省略している。

図１０は、インバータ装置Ａ１〜Ａ５の重み付け部３８に設定されている重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅を、Ｗ₂＝Ｗ₃＝Ｗ₄＝Ｗ₅＝１とし、Ｗ₁を時間とともに変化させたものであり、重み付け値によって各インバータ装置Ａの出力有効電力の調整量が変化することを確認するためのものである。図１０の場合も、シミュレーション開始から１０秒後に、外乱ΔＰｗとして０．５［ｐ．ｕ．］をステップ注入した。図１０（ａ）は、系統角周波数の偏差Δωの時間変化を示しており、図１０（ｂ）は、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の出力有効電力の調整量の時間変化を示している。シミュレーション開始時には重み付け値Ｗ₁を「１」としているが、シミュレーション開始から３０秒後に「２」に変更し、６０秒後に「４」に変更し、９０秒後に「８」に変更し、１２０秒後に「１６」に変更している。

図１０に示すように、系統角周波数の変動をすぐに抑制することができており、シミュレーション開始から約２４秒で、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の調整量が同じ値に収束している。また、重み付け値Ｗ₁を「２」に変更した後は、インバータ装置Ａ２〜Ａ５の調整量は小さく（図１０（ｂ）においての値は大きく）なり、インバータ装置Ａ１の調整量は大きく（図１０（ｂ）においての値は小さく）なっている。つまり、インバータ装置Ａ２〜Ａ５の調整量の一部を、インバータ装置Ａ１が負担するようになった。インバータ装置Ａ２〜Ａ５の調整量は、インバータ装置Ａ１の調整量の半分になっている。さらに、重み付け値Ｗ₁を「４」に変更した後は、インバータ装置Ａ２〜Ａ５の調整量は、インバータ装置Ａ１の調整量の４分の１になっている。また、重み付け値Ｗ₁を「８」に変更した後はインバータ装置Ａ２〜Ａ５の調整量がインバータ装置Ａ１の調整量の８分の１になり、重み付け値Ｗ₁を「１６」に変更した後はインバータ装置Ａ２〜Ａ５の調整量がインバータ装置Ａ１の調整量の１６分の１になっている。このように、重み付け値によって各インバータ装置Ａの出力有効電力の調整量が変化することを確認することができた。

本実施形態によると、協調補正値生成部３３は、補償値ΔＩｄ_i’と補償値ΔＩｄ_j’とに基づく演算結果を用いて、協調補正値を生成する。各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の協調補正値生成部３３がこれを行うことで、すべてのインバータ装置Ａ１〜Ａ５の補償値ΔＩｄ_i’が同じ値に収束する。したがって、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の補正補償値ΔＩｄ_i ^*は、それぞれの重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅に応じた値になる。各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の出力有効電力の調整量は補正補償値ΔＩｄ_i ^*に基づいて調整されるので、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の出力有効電力の調整量を、重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅に応じて調整することができる。

また、電力システムに接続されている各インバータ装置Ａがそれぞれ少なくとも１つのインバータ装置Ａ（例えば、近隣に位置するものや、通信が確立されたもの）とだけ相互通信を行っており、電力システムが連結状態であればよく、１つのインバータ装置Ａや監視装置が他の全てのインバータ装置Ａと通信を行う必要はない。したがって、システムが大がかりにならない。また、あるインバータ装置Ａが故障した場合や、あるインバータ装置Ａを削減した場合でも、他の全てのインバータ装置Ａがいずれかのインバータ装置Ａと通信可能であり、電力システムが連結状態であればよい。また、インバータ装置Ａを増加する場合は、そのインバータ装置Ａが少なくとも１つのインバータ装置Ａと相互通信を行うようにすればよいだけである。したがって、インバータ装置Ａの増減に柔軟に対応できる。

上記第１実施形態においては、インバータ装置Ａが直流電源１からの入力を変換して電力系統Ｂに出力する場合について説明したが、これに限られない。例えば、インバータ装置Ａは蓄電池システムの充放電を行うためのインバータ装置であってもよいし、電力調整可能な負荷用のインバータ装置であってもよい。これらのインバータ装置Ａでは、蓄電池に充電する（または放電させる）有効電力または負荷で消費する有効電力を調整する。つまり、系統周波数が上昇した場合は充電または消費する有効電力を増加させ、系統周波数が下降した場合は、充電または消費する有効電力を減少させる。これらの場合でも、有効電力の調整を他のインバータ装置Ａとの間で協調して行うことができる。太陽光発電や風力発電などでは、できるだけ出力有効電力の調整を行いたくない。したがって、太陽光発電や風力発電などで用いられるインバータ装置Ａの重み付け値Ｗを小さい値にして、蓄電池システムまたは負荷で用いられるインバータ装置Ａの重み付け値Ｗを大きい値にする。これにより、太陽光発電や風力発電などによる出力有効電力をあまり調整することなく、蓄電池に充電する（または放電させる）有効電力や負荷に消費させる有効電力を調整することで、外乱による系統周波数の変動を抑制することができる。なお、蓄電池システムや負荷用のインバータ装置の場合、入力電圧を制御する変わりに出力有効電力を制御する場合がある。具体的には、入力電圧制御部３１に代えて出力有効電力制御部を設け、インバータ回路２の出力有効電力を算出し、その目標値との偏差に対してＰＩ制御を行って有効電力補償値を出力する。

上記第１実施形態のように、太陽電池などの直流電源１からの入力を変換して電力系統Ｂに出力するインバータ装置Ａの場合、系統周波数が上昇したときに出力有効電力を抑制するように調整を行い、系統周波数が下降したときに出力有効電力を増加させるように調整を行う。したがって、出力有効電力を増加させる余地を残しておくために、ＭＰＰＴ制御（最大電力点追従制御）によって最大電力を出力するよう制御するのではなく、最大の９割程度の出力に制御しておく必要がある。

または、系統周波数が下降した場合には通信状態を変化させるようにする必要がある。すなわち、通常または系統周波数が上昇した場合の通信ネットワークから、ＭＰＰＴ制御を行っているインバータ装置Ａを除いた通信ネットワーク（つまり、蓄電池または負荷用のインバータ装置Ａと最大の９割程度の出力に制御しているインバータ装置Ａだけで構成された通信ネットワーク）に切り替える必要がある。切り替え後の通信ネットワークを構成するインバータ装置Ａは、通信によって協調して有効電力を増加させるように調整を行う。通信ネットワークの切り替えは、系統周波数検出部４０が検出した系統角周波数ωに基づいて、通信部３９が通信相手を変更することで、各インバータ装置Ａがそれぞれ自分で行う。

例えば、図５（ａ）のグラフに示す通信ネットワークから、ＭＰＰＴ制御を行っているインバータ装置Ａ１，Ａ４を除いた通信ネットワーク（図５（ｄ）参照）に切り替える場合、インバータ装置Ａ１はインバータ装置Ａ２との通信を遮断し、インバータ装置Ａ２もインバータ装置Ａ１との通信を遮断する。また、インバータ装置Ａ３はインバータ装置Ａ４との通信を遮断して、代わりにインバータ装置Ａ５と通信を行う。インバータ装置Ａ４はインバータ装置Ａ３およびＡ５との通信を遮断する。インバータ装置Ａ５はインバータ装置Ａ４との通信を遮断して、代わりにインバータ装置Ａ３と通信を行う。これにより、図５（ｄ）のグラフに示す通信ネットワークに切り替えられ、インバータ装置Ａ２，Ａ３，Ａ５が協調して有効電力を増加させるように調整を行う。インバータ装置Ａ１，Ａ４は有効電力を増加させる調整を行わない。系統周波数が下降した状態を解消したら、各インバータ装置Ａの通信部３９は通信相手を元に戻すことで、図５（ａ）のグラフに示す通信ネットワークに切り替える。

上記第１実施形態においては、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の連系点電圧Ｖ₁〜Ｖ₅（図６参照）が同じであることを前提に、重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅を設定する場合について説明しているが、連系点電圧Ｖ₁〜Ｖ₅が異なる場合は、重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅の設定方法が変わってくる。すなわち、連系点電圧Ｖ₁〜Ｖ₅が異なると、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５が同じ電流を出力するようにしても、出力有効電力は異なってしまう。したがって、各インバータ装置Ａ１〜Ａ５の出力有効電力の調整量を同一にするためには、重み付け値Ｗ₁〜Ｗ₅を同一の値にするのではなく、連系点電圧Ｖ₁〜Ｖ₅の逆数に比例する値とする必要がある。例えば、Ｖ₁＝Ｖ₂＝Ｖ₃＝Ｖ₄＝２Ｖ₅の場合（すなわち、Ｖ₅がＶ₁〜Ｖ₄の半分の場合）、Ｗ₁＝Ｗ₂＝Ｗ₃＝Ｗ₄＝１、Ｗ₅＝２とすることで、出力有効電力の調整量を同一にすることができる。

上記第１実施形態においては、演算部３３１に設定する演算式を上記（６）式とした場合について説明したが、これに限られない。インバータ装置Ａ１〜Ａ５の補償値ΔＩｄ_i’を同じ値に収束させる他の式を用いるようにしてもよい。

例えば、演算部３３１に設定する演算式を下記（８）式とした場合にも、補償値ΔＩｄ_i’を同じ値に収束させることができる。ｄ_iは、通信部３９が通信を行う他のインバータ装置Ａの数、すなわち、通信部３９に入力される補償値ΔＩｄ_j’の数である。

また、演算部３３１に設定する演算式を下記（９）〜（１１）式とした場合にも、補償値ΔＩｄ_i’を同じ値に収束させることができる。

上記第１実施形態においては、各インバータ装置Ａの重み付け値として、固定値があらかじめ設定されている場合について説明したがこれに限られない。各インバータ装置Ａの重み付け値を変更可能にしてもよい。

図１１は、第２実施形態に係るインバータ装置Ａを説明するための図である。図１１においては、制御回路３のみを記載しており、制御回路３のうち第１実施形態に係る制御回路３（図１参照）と共通する部分の記載を省略している。第２実施形態に係るインバータ装置Ａは、インバータ回路２の温度に応じて重み付け値Ｗ_iを変更する点で、第１実施形態に係るインバータ装置Ａと異なる。図１１に示すように、第２実施形態に係るインバータ装置Ａは、制御回路３に温度検出部４１および重み付け値設定部４２をさらに備えている。

図示しないが、インバータ回路２のヒートシンクには温度センサが取り付けられている。温度検出部４１は、当該温度センサが検出した温度を検出し、検出した温度を重み付け値設定部４２に出力する。重み付け値設定部４２は、温度検出部４１より入力される温度に応じた重み付け値Ｗ_iを重み付け部３８に設定する。インバータ回路２の温度が高い場合、インバータ回路２に負担がかかっていると考えられるので、さらに大きく出力有効電力を増加させるのは難しい。したがって、調整量を小さくするようにした方がいい。本実施形態では、温度検出部４１より入力される温度をあらかじめ設定しているしきい値と比較し、温度がしきい値より大きい場合に重み付け値Ｗ_iを小さい値に変更する。なお、複数のしきい値を設定しておき、重み付け値Ｗ_iを段階的に変更するようにしてもよい。また、温度検出部４１より入力される温度から重み受け値Ｗ_iを線形的に算出する算出式を設定しておき、当該算出式の算出結果を設定するようにしてもよい。

第２実施形態によると、インバータ装置Ａのインバータ回路２に負担がかかりすぎてインバータ回路２の温度が高くなった場合、重み付け値Ｗ_iが小さい値に変更される。これにより、当該インバータ装置Ａの出力有効電力の調整量が小さくなり、その分、他のインバータ装置Ａの出力有効電力の調整量が大きくなる。これにより、当該インバータ装置Ａの出力有効電力がさらに大きく増加される事態になることを防ぐことができる。また、第２実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。

なお、インバータ装置Ａが、系統周波数が上昇した場合にのみ有効電力の調整（抑制）に加わる場合（すなわち、系統周波数が下降した場合には有効電力の調整（増加）に加わらない場合）、上記とは逆に、検出された温度が大きいときに調整量（抑制量）を大きくするようにしてもよい。つまり、抑制量を大きくすることで出力有効電力を減少させて、当該インバータ装置Ａの負担を軽くして、他のインバータ装置Ａがその分を負担するようにしてもよい。

図１２は、第３実施形態に係るインバータ装置Ａを説明するための図である。図１２（ａ）は、第３実施形態に係るインバータ装置Ａの制御回路３のみを記載しており、制御回路３のうち第１実施形態に係る制御回路３（図１参照）と共通する部分の記載を省略している。第３実施形態に係るインバータ装置Ａは、日時や時刻によって重み付け値Ｗ_iを変更する点で、第１実施形態に係るインバータ装置Ａと異なる。図１２（ａ）に示すように、第３実施形態に係るインバータ装置Ａは、制御回路３に時計部４３および重み付け値設定部４２’をさらに備えている。

時計部４３は、日付および時刻（以下では、合わせて「日時」とする））を重み付け値設定部４２’に出力する。

重み付け値設定部４２’は、時計部４３より入力される日時に応じた重み付け値Ｗ_iを重み付け部３８に設定する。太陽の位置は時刻によって変化するので、建物などの影がかかる領域は時刻によって変化する。また、太陽の軌道は日付によって変化する（例えば、夏至と冬至で太陽の軌道は大きく異なる）ので、建物などの影がかかる領域は日付によっても変化する。インバータ装置Ａに接続されている太陽電池パネルに影がかかる場合、当該太陽電池パネルで発電される電力は小さくなる。この場合、インバータ装置Ａの出力電力をさらに大きく抑制することは避けたいし、出力電力をさらに大きく増加させることも難しいので、調整量を小さくしたい。本実施形態では、影がかかる太陽電池パネルをあらかじめ調査しておき、影がかかる太陽電池パネルが接続されているインバータ装置Ａの重み付け値Ｗ_iを、影がかかる日時に小さい値に切り替えるようにしている。また、影がかかる面積が大きいほど重み付け値Ｗ_iを小さくするようにしている。具体的には、重み付け値設定部４２’は、図１２（ｂ）に示す重み付け値Ｗ_iのテーブルをメモリに記憶してあり、時計部４３より入力される日時に対応する重み付け値Ｗ_iを読み出して設定する。図１２（ｂ）においては、１月の９：００〜１２：００に太陽電池パネルに影がかかるので、この日時に通常より小さい値が設定されている。なお、重み付け値Ｗ_iは、日付に関係なく時刻によってのみ変更するようにしてもよいし、時刻に関係なく日付によってのみ変更するようにしてもよい。

第３実施形態によると、インバータ装置Ａに接続されている太陽電池パネルに影がかかる日時においては、重み付け値Ｗ_iが小さい値に変更され、出力有効電力の調整量が小さくなる。これにより、影によって発電される電力が小さくなるときには、調整量を小さくすることができる。また、第３実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。

図１３は、第４実施形態に係るインバータ装置Ａを説明するための図である。図１３においては、制御回路３のうち第１実施形態に係る制御回路３（図１参照）と共通する部分の記載を省略している。第４実施形態に係るインバータ装置Ａは、インバータ回路２の出力有効電力に応じて重み付け値Ｗ_iを変更する点で、第１実施形態に係るインバータ装置Ａと異なる。図１３に示すように、第４実施形態に係るインバータ装置Ａは、制御回路３に有効電力算出部４４および重み付け値設定部４２”をさらに備えている。

有効電力算出部４４は、インバータ回路２の出力有効電力Ｐを算出するものであり、電流センサ４より入力される電流信号Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗと、電圧センサ５より入力される電圧信号Ｖｕ，Ｖｖ，Ｖｗとから出力有効電力Ｐを算出する。有効電力算出部４４は、算出した出力有効電力Ｐを重み付け値設定部４２”に出力する。

重み付け値設定部４２”は、有効電力算出部４４より入力される出力有効電力Ｐに応じた重み付け値Ｗ_iを重み付け部３８に設定する。出力有効電力Ｐが大きい場合、インバータ装置Ａの容量に対して余裕がないので、さらに大きく出力有効電力を増加させるのは難しい。したがって、本実施形態においては、調整量を小さくするようにしている。すなわち、重み付け値設定部４２”は、有効電力算出部４４より入力される出力有効電力Ｐをあらかじめ設定しているしきい値と比較し、出力有効電力Ｐがしきい値より大きい場合に重み付け値Ｗ_iを小さい値に変更する。なお、複数のしきい値を設定しておき、重み付け値Ｗ_iを段階的に変更するようにしてもよい。また、出力有効電力Ｐから重み受け値Ｗ_iを線形的に算出する算出式を設定しておき、当該算出式の算出結果を設定するようにしてもよい。

第４実施形態によると、インバータ装置Ａの出力有効電力Ｐが大きい場合、重み付け値Ｗ_iが小さい値に変更される。これにより、当該インバータ装置Ａの出力有効電力の調整量が小さくなって、出力有効電力が調整される。また、第４実施形態においても、第１実施形態と同様の効果を奏することができる。

なお、インバータ装置Ａが、系統周波数が上昇した場合にのみ有効電力の調整（抑制）に加わる場合（すなわち、系統周波数が下降した場合には有効電力の調整（増加）に加わらない場合）、上記とは逆に、出力有効電力Ｐが大きいときに調整量（抑制量）を大きくするようにしてもよい。つまり、出力有効電力Ｐが大きい場合、インバータ装置Ａの容量に対して余裕がないので、調整量（抑制量）を大きくし、出力有効電力Ｐが小さい場合に調整量（抑制量）を小さくする。

なお、直流電源１の発電量によって重み付け値Ｗ_iを変更するようにしてもよい。また、直流電源１が太陽電池の場合は日射量によって、直流電源１が風力タービン発電機などにより生成された交流電力を直流電力に変換して出力する装置の場合は風量によって、重み付け値Ｗ_iを変更するようにしてもよい。また、インバータ装置Ａが蓄電池のインバータ装置である場合、蓄電池の充電量によって、重み付け値Ｗ_iを変更するようにしてもよい。例えば、充電余力があるときは重み付け値Ｗ_iを大きくするようにしてもよい。また、売電価格に応じて重み付け値Ｗ_iを変更するようにしてもよい。

上記第１〜４実施形態においては、本発明に係る制御回路を電力系統に連系するインバータ装置に用いた場合について説明したが、これに限られない。例えば、太陽光発電を行う発電所（例えば、メガソーラ）や、風力発電を行う発電所（ウインドファーム）で用いられるインバータ装置の制御回路として、本発明に係る制御回路を用いるようにしてもよい。これらの場合、各インバータ装置が協調して有効電力を調整することで、メガソーラやウインドファーム内での系統周波数の変動を抑制することができる。

本発明に係る制御回路、インバータ装置、電力システム、および、制御方法は、上述した実施形態に限定されるものではない。本発明に係る制御回路、インバータ装置、電力システム、および、制御方法の各部の具体的な構成は、種々に設計変更自在である。

Ａ，Ａ１〜Ａ５ インバータ装置
１ 直流電源
２ インバータ回路
３ 制御回路
３０ 無効電力制御部
３１ 入力電圧制御部（有効電力制御手段）
３２ 系統周波数制御部
３３ 協調補正値生成部
３３１ 演算部
３３２ 乗算器
３３３ 積分器
３４ 加算器
３５ 電流制御部
３５１ 三相／二相変換部
３５２ 回転座標変換部
３５３，３５４ ＬＰＦ
３５５，３５６ ＰＩ制御部
３５７ 静止座標変換部
３５８ 二相／三相変換部
３６ 指令信号生成部
３７ ＰＷＭ信号生成部
３８ 重み付け部
３９ 通信部
４０ 系統周波数検出部
４１ 温度検出部
４２，４２’，４２” 重み付け値設定部
４３ 時計部
４４ 有効電力算出部
４ 電流センサ
５ 電圧センサ
６ 直流電圧センサ
Ｂ 電力系統

Claims (15)

1. 主従関係にないインバータ装置が複数並列接続されている電力システムにおいて、前記各インバータ装置が有するインバータ回路を制御する制御回路であって、
   前記インバータ装置が出力または入力する有効電力を制御するための有効電力補償値を生成する有効電力制御手段と、
   系統周波数を検出する系統周波数検出手段と、
   前記系統周波数を目標値に制御するための補償値を生成する系統周波数制御手段と、
   前記各インバータ装置と協調するための補正値を生成する協調補正値生成手段と、
   前記補償値に前記補正値を加算して補正補償値を算出する加算手段と、
   前記有効電力補償値に前記補正補償値を加算したものに基づいてＰＷＭ信号を生成するＰＷＭ信号生成手段と、
   前記補正補償値に重み付けを行う重み付け手段と、
   少なくとも１つの他のインバータ装置と通信を行う通信手段と、
   を備え、
   前記通信手段は、重み付けされた補正補償値を、前記他のインバータ装置に送信し、
   前記協調補正値生成手段は、前記重み付けされた補正補償値と、前記通信手段が前記他のインバータ装置より受信した受信補償値とに基づく演算結果を用いて、前記補正値を生成する、
   ことを特徴とする制御回路。
2. 前記協調補正値生成手段は、
   前記重み付けされた補正補償値と、前記受信補償値とに基づく演算を行う演算手段と、
   前記演算手段が出力する演算結果を積分して前記補正値を算出する積分手段と、
   を備えている、請求項１に記載の制御回路。
3. 前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算することで、演算結果を演算する、
   請求項２に記載の制御回路。
4. 前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記通信手段が通信を行っている他のインバータ装置の数で除算することで、演算結果を演算する、
   請求項２に記載の制御回路。
5. 前記演算手段は、前記受信補償値から前記重み付けされた補正補償値をそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記重み付けされた補正補償値を乗算することで、演算結果を演算する、
   請求項２に記載の制御回路。
6. 前記演算手段は、前記受信補償値を前記重み付けされた補正補償値からそれぞれ減算し、減算結果をすべて加算して、前記重み付けされた補正補償値の２乗を乗算することで、演算結果を演算する、
   請求項２に記載の制御回路。
7. 前記重み付け手段は、あらかじめ設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う、
   請求項１ないし６のいずれかに記載の制御回路。
8. 前記インバータ回路の温度を検出する温度検出手段と、
   前記温度に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段と、
   をさらに備え、
   前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う、
   請求項１ないし６のいずれかに記載の制御回路。
9. 日付けまたは時刻を出力する時計手段と、
   日付けまたは時刻に対応付けて重み付け値を記憶しており、前記時計手段によって出力された日付または時刻に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段と、
   をさらに備え、
   前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う、
   請求項１ないし６のいずれかに記載の制御回路。
10. 前記インバータ回路の出力有効電力を算出する有効電力算出手段と、
    前記出力有効電力に対応した重み付け値を設定する重み付け値設定手段と、
    をさらに備え、
    前記重み付け手段は、前記重み付け値設定手段によって設定された重み付け値で前記補正補償値を除算することで重み付けを行う、
    請求項１ないし６のいずれかに記載の制御回路。
11. 前記有効電力制御手段は、前記インバータ装置に入力される電力が最大の状態より少ない状態に制限する、
    請求項１ないし１０のいずれかに記載の制御回路。
12. 前記通信手段は、前記系統周波数検出手段が検出した系統周波数に基づいて通信相手を切り替える、請求項１ないし１１のいずれかに記載の制御回路。
13. 請求項１ないし１２のいずれかに記載の制御回路と、インバータ回路とを備えていることを特徴とするインバータ装置。
14. 請求項１３に記載のインバータ装置が、複数並列接続されていることを特徴とする電力システム。
15. 主従関係にないインバータ装置が複数並列接続されている電力システムにおいて、各インバータ装置が有するインバータ回路を制御する制御方法であって、
    前記インバータ装置が出力または入力する有効電力を制御するための有効電力補償値を生成する第１の工程と、
    系統周波数検出手段で検出された系統周波数を目標値に制御するための補償値を生成する第２の工程と、
    前記各インバータ装置と協調するための補正値を生成する第３の工程と、
    前記補償値に前記補正値を加算して補正補償値を算出する第４の工程と、
    前記有効電力補償値に前記補正補償値を加算したものに基づいてＰＷＭ信号を生成する第５の工程と、
    前記補正補償値に重み付けを行う第６の工程と、
    重み付けされた補正補償値を、少なくとも１つの他のインバータ装置に送信する第７の工程と、
    前記他のインバータ装置が送信した値を受信補償値として受信する第８の工程と、
    を前記各インバータ装置で行わせるものであり、
    前記第３の工程は、前記重み付けされた補正補償値と、前記第８の工程で受信した受信補償値とに基づく演算結果を用いて、前記補正値を生成する、
    ことを特徴とする制御方法。