JP6463976B2 - 電力変換装置およびその太陽光発電システム - Google Patents

Description

本発明は電力変換装置および太陽光発電システムに関するものである。

近年、太陽光発電システムなどの分散電源システムの導入が進んでいる。分散電源が多く接続されている交流系統において、系統電圧が低下した際に分散電源システムが解列すると、電源消失により、さらに系統電圧低下を引き起こし、大規模停電の可能性がある。そのため、分散電源には系統電圧低下時でも運転を継続することが求められる。

太陽光発電システムで使用する電力変換装置はチョッパである発電電力制御用電力変換器付きと発電電力制御用電力変換器不付きの2種類がある。発電電力制御用電力変換器不付きの電力変換装置の場合、太陽光発電パネルからの入力電力を系統連系用電力変換器に直接入力できるため電力の変換効率が高いが、電力変換器の運転電圧範囲が発電電力制御用電力変換器付きの場合と比べて狭く、前記入力電圧が系統連系用電力変換器の所定の最低入力電圧以上でないと交流系統へ出力することができない。

一方、発電電力制御用電力変換器付きの電力変換装置の場合、電力の変換効率では発電電力制御用電力変換器不付きに劣るが、電力変換装置の運転電圧範囲が発電電力制御用電力変換器不付きの場合と比べて広いという利点がある。

発電電力制御用電力変換器として昇圧チョッパを使用した太陽光発電システムでは、太陽光発電パネルからの発電電力が最大になるように、直流電圧を昇圧し、逐次発電電力制御用電力変換器の出力電力を調整している。発電電力制御用電力変換器の出力である直流電力は系統連系用電力変換器に入力され、交流系統電圧に応じて交流電力が出力される。

一般に、交流系統への系統連系用電力変換器の出力電流は定格電流以下に制限されている。この場合、系統電圧が低下すると、交流系統電圧と系統連系用電力変換器の出力電流の積である最大出力電力も低下する。このとき、太陽光発電パネルの出力電力を制御する発電電力制御用電力変換器の出力電力が、交流系統へ電力を出力する系統連系電力変換器の出力電力を上回ると、2台の電力変換器間の平滑コンデンサに交流系統に出力可能な電力を上回った分の発電電力制御用電力変換器の電力が流れ込み、平滑コンデンサの直流電圧が上昇し、平滑コンデンサが破損するおそれがある。

電力変換器間の平滑コンデンサに対する保護として、特許文献1が開示されている。特許文献1では、交流系統の電圧が低下した場合、太陽光発電パネルの出力電流指令上限値を変化させて、発電電力制御用電力変換器の出力を交流系統に出力可能な電力以下に制限する。

特開2013-66378

特許文献1の方法で交流系統電圧が0％に低下した場合、系統連系用電力変換器が系統に出力できる電力がゼロになるので、太陽光発電パネルの出力電流指令上限値をゼロにして、発電電力制御用電力変換器の出力をゼロにする必要がある。発電電力制御用電力変換器の出力をゼロにするには、発電電力制御用電力変換器の半導体スイッチング素子のデューティー比をゼロにする必要がある。しかし半導体スイッチング素子のデューティー比があまりにも小さいと、狭幅パルスにより半導体スイッチング素子が損傷する可能性があり、一般的には半導体スイッチング素子の損傷を防ぐため、デューティー比に下限値を設けなければならない。結果として電流指令値がゼロの場合でも、デューティー比の下限値でスイッチング動作を続け、発電電力制御用電力変換器は交流系統電圧が0%でも電力を出力する。交流系統電圧0%では交流系統に電力を出力できないので、発電電力制御用電力変換器の出力電力が交流系統に出力可能な電力を上回り、平滑コンデンサに電力が入力され、平滑コンデンサの電圧が上昇し、半導体スイッチング素子の破損につながる可能性がある。

上記の事情を鑑みて、本発明は前記の直流電圧上昇を抑制し運転継続できる電力変換装置およびその制御方法を提案する。

上記課題を解決するために、例えば、太陽光発電パネルからの入力電力を制御し交流系統へ出力する電力変換装置であって、太陽光発電パネルの発電電力を制御して直流電力を出力する発電電力制御用電力変換器と、発電電力制御用電力変換器の直流電力出力側に接続する平滑コンデンサと、発電電力制御用電力変換器と平滑コンデンサに接続して直流電力を交流電力に変換して出力する系統連系用電力変換器と、交流系統の電圧振幅を検出する電圧検出器と、交流系統の電圧振幅が第１の判定基準を下回った場合に発電電力制御用電力変換器の半導体スイッチング素子をオフし、交流系統の電圧振幅が第１の判定基準を上回った場合に発電電力制御用電力変換器の半導体スイッチング素子のオフを解除する制御部と、を備えることを特徴とする。

本発明によれば、交流系統の電圧が低下しても平滑コンデンサの端子電圧上昇を防止することができ、運転継続可能とすることができる。

本実施例における電力変換装置の構成を示すブロック図である。 本実施例における系統電力制御用電力変換器１３を制御する場合における制御機１００のブロックを示す図である。 本実施例における発電電力制御用電力変換器11を制御する場合における制御機１００のブロックを示す図である。 本実施例における太陽光発電パネルから発電電力制御用電力変換器への入力電力が最大になるよう入力電圧指令値を算出する電力最大化制御器のフローチャートである。 本実施例における交流系統電圧の変化に伴う交流系統電圧低下フラグ、半導体スイッチング素子のスイッチングおよび電力変換器間直流電圧の変化を示したものである。 本実施例における交流系統の電圧振幅検出値のヒステリシスについて示した図である。 本実施例２における発電電力制御用電力変換器11を制御する場合における制御機１００のブロックを示す図である。 本実施例２における交流系統電圧の変化に伴う交流系統電圧低下フラグ、直流電圧上昇フラグ、半導体スイッチング素子のスイッチングおよび電力変換器間直流電圧の変化を示したものである。 本実施例２における交流系統の電圧振幅検出値のヒステリシスについて示した図である。

本発明の第一実施例について図1を用いて説明する。

図１は、本実施例における電力変換装置の構成を示すブロック図である。

電力変換装置1には、太陽光発電パネル2が接続され、電力変換装置1の太陽光発電パネル2からの発電電力を制御する発電電力制御用電力変換器11と、前記発電電力制御用電力変換器11の出力端に接続する平滑コンデンサ12と、前記発電電力制御用電力変換器11と前記平滑コンデンサ12に接続され前記発電電力制御用電力変換器11からの直流電力を交流電力に変換し、交流系統3に出力する系統連系用電力変換器13と、前記発電電力制御用電力変換器11と前記系統連系用電力変換器13の出力を制御する制御部100を備えている。上記のように、本実施例の主回路構成は、電力変換装置1に太陽光発電パネル2と交流系統3を接続している。

太陽光発電パネル2の正極は、発電電力制御用電力変換器11の昇圧リアクトル19に接続される。昇圧リアクトル19は入力端子11Aに接続される。また太陽光発電パネル2の負極は発電電力制御用電力変換器11の入力端子11Bに接続される。

発電電力制御用電力変換器11は、半導体スイッチング素子11m,11nにより構成される昇圧チョッパであり、端子11A-11B間の出力電圧を制御器100からのゲート信号によりPWM制御し、太陽光発電パネル2からの入力電力を制御し、前記入力電力を出力端子11P-11N間に出力する。

出力端子11P、11N間には平滑コンデンサ12が接続されており、発電電力制御用電力変換器11の出力電圧を平滑化する。
系統連系用電力変換器13は三相インバータであり、半導体スイッチング素子13m〜13rにより構成されている。制御器100からのゲート信号により系統連系用電力変換器13はPWM制御され、発電電力制御用電力変換器11からの直流入力電力を出力端子30U〜30Wから交流電力に変換し出力する。前記交流電力は高調波成分を含むため、フィルタリアクトル20により高調波成分を除去し、交流系統3へ出力される。

次に、本実施例の電力変換装置1に設けられているセンサおよび制御部100の機能について説明する。 まず、電力変換装置１に設けられている各種センサについて説明する。

電力変換装置1には、前記2台の電力変換器間の平滑コンデンサ12の電圧を検出する電圧センサ14、発電電力制御用電力変換器11に入力される電流を検出する電流センサ15、太陽光発電パネル2の出力電圧を検出する電圧センサ16、交流系統3の電圧を検出する電圧センサ17、系統連系用電力変換器13の出力電流を検出する電流センサ18を備え、前記のセンサの出力は制御器100に入力される。制御器100は、上記のセンサの入力に従い、発電電力制御用電力変換器11および系統連系用電力変換器13の半導体スイッチング素子をPWM制御するためのゲート信号を算出し出力する。

次に、制御器100による発電電力制御用電力変換器１１および系統連系要電力変換器１３の制御について説明する。

図２は、本実施例における系統電力制御用電力変換器１３を制御する場合における制御機１００のブロックを示す図である。まず
電圧センサ17から検出される交流系統電圧検出値Vuv、Vvwは、相電圧算出器1001に入力され、相電圧算出器1001は相電圧Vu、Vv、Vwを算出する。前記相電圧Vu、Vv、Vwはα-β変換器1002に入力され、α成分Vs_alp、β成分Vs_betに変換される。前記交流系統電圧α成分Vs_alp、β成分Vs_betはD-Q変換器1003に入力される。D-Q変換器1003に前記Vs_alp、Vs_betおよび後述するcosテーブル出力値cos、およびsinテーブル出力値sinが入力され、交流系統電圧D軸成分Vsd、Q軸成分Vsqを算出する。前記交流系統電圧Q軸成分Vsqは位相算出器1004に出力され、位相算出器1004は交流系統位相thetaを算出する。前記交流系統電圧位相thetaはcosテーブル1005およびsinテーブル1006に入力され、両テーブルは位相thetaに応じたcos、sinを算出する。前記D-Q変換器1003はcosテーブル1005およびsinテーブル1006の出力を用いて交流系統電圧をD-Q変換している。

電流センサ18にて検出される系統連系用電力変換器13の交流出力電流isu, iswは、減算器1007に入力され、減算器1007はv相電流値であるisvを算出する。U相相電流isu、V相相電流isv、W相相電流iswはα-β変換器1008に入力され、系統連系用電力変換器13の交流出力電流のα成分Is_alp、β成分Is_betに変換される。前記交流出力電流のα成分Is_alp、β成分Is_betをD-Q変換器1009に出力する。D-Q変換器1009はsinテーブル1005、cosテーブル1006の出力であるsin、cosを用いて、系統連系用電力変換器13の出力電流D軸成分Isd、Q軸成分Isqを算出する。前記D-Q変換器1009の出力であるD軸成分Isd、Q軸成分Isqはそれぞれ減算器1010、減算器1011に出力される。

電圧センサ14により検出される平滑コンデンサ12の端子電圧vdcと所定の電圧指令値vdc_refは、減算器1012に入力され、その差vdc_defは直流電圧制御部1013に出力される。直流電圧制御部1013はPI制御器により構成されており、減算器1012で算出された前記2台の電力変換器間の直流電圧vdcと所定の電圧指令値vdc_refの差に対してPI演算を施し、有効電流指令値idrefを算出し、減算器1010に出力する。

所定の無効電力指令値Qrefと無効電力算出器1014の出力であるQfbは、減算器1015に入力され、その差Qdefは無効電力制御器1016に出力される。無効電力制御器1016はPI制御器により構成されており、減算器1015で算出された差に対してPI制御演算を施し、系統連系用電力変換器13の無効電力指令値iqrefを算出し、減算器1011に出力する。

減算器1010は、有効電流指令値Idrefと系統連系用電力変換器13の出力電流のD軸成分Isdの差を算出し、その差はD軸電流制御器1017に出力される。減算器1011は、無効電流指令値Iqrefと系統連系用電力変換器13の出力電流Q軸成分Isqの差を算出し、その差はQ軸電流制御器1018に出力される。D軸電流制御器1017、およびQ 軸電流制御器1018はPI制御器であり、入力される指令値と出力電流D軸成分の差、入力される指令値とQ軸成分の差にPI制御演算を施し、前記の差を低減するためD軸電圧指令値vdref1およびQ軸電圧成分vqref1を算出し、逆D-Q変換器1021に出力する。

D軸電流制御器1017の出力であるQ軸電圧指令値vdref1は、加算器1019に入力される。加算器1018はD軸電圧成分VsdとD軸電圧指令値vdcref1を加算し、D軸電圧指令値vdref2を算出する。

Q軸電流制御器1018の出力であるQ軸電圧指令値vqref1は、加算器1020に入力される。加算器1020は相電圧のQ軸成分VsqとQ軸電圧指令値vqcref1を加算し、Q軸電圧指令値vqref2を算出する。

加算器1019の出力であるD軸電圧指令値vqref2、および加算器1020の出力であるQ軸電圧指令値vqref2は、逆D-Q変換器1021に入力される。逆D-Q変換器1021はvdref2、vqref2に加え、cosテーブル1005の出力cosとsinテーブル1006の出力sinを用いて、vdref、vqrwfから固定座標系の電圧ベクトルvalp、vbetを算出する。

逆D-Q変換器1021の出力であるvalp、vbetは、2相-3相変換器1022に出力され、系統電力制御用電力変換器13の相電圧出力指令値vu_ref、vv_ref、vw_refを算出する。
相電圧出力指令値vu_ref、vv_ref、vw_refはPWM演算器1023に入力される。
PWM演算器1023は前記電圧指令値に加え、搬送波算出器1024の出力である三角波triを入力し、大小比較を行い、系統電力制御用電力変換器13のIGBTモジュールへのゲート信号GatePm〜ｒＮを算出し系統電力制御用電力変換器13に出力する。

次に、発電電力制御用電力変換器11の制御ブロックについて図3を用いて説明する。

図３は、本実施例における発電電力制御用電力変換器11を制御する場合における制御機１００のブロックを示す図である。

電流センサ15で検出される太陽光発電パネル2から発電電力制御用電力変換器11への直流入力電流ichopと、電圧センサ16で検出される太陽光発電パネル2から発電電力制御用電力変換器11への直流入力電圧vchopは、電力最大化制御器1027に入力される。電力最大化制御器1027は太陽光発電パネル2から発電電力制御用電力変換器11への入力電力が最大になるよう入力電圧指令値vchop_ref1を算出する。前記入力電圧指令値vchop_ref1は後述する制御ブロックCHOP_CAL_NEW1に入力され、演算結果である入力電圧指令値vchop_ref2を出力する。前記電圧指令値vchop_ref2はPWM演算器1023に入力される。PMW演算器1023は前記電圧指令値vchop_ref2と、搬送波算出器1024の出力である三角波triの大小を比較し、発電電力制御用電力変換器11のIGBTモジュールへのゲート信号を算出し、発電電力制御用電力変換器11に出力する。搬送波算出器1024は、発電電力制御用電力変換器11のスイッチング周波数と等しい周波数を持つ三角波triを算出する。本実施例の新規な点である制御ブロックCHOP_CAL_NEW1については後述する。

図４は、本実施例における太陽光発電パネルから発電電力制御用電力変換器への入力電力が最大になるよう入力電圧指令値を算出する電力最大化制御器のフローチャートである。

電力最大化制御器1027は、前記直流入力電流ichopと前記直流入力電圧vchopの積である現在の太陽光発電パネル2の発電電力P_nowを算出する（ステップ４００１）。次に、前記現在の発電電力P_nowと太陽光発電パネル2の発電電力の前回値P_oldの比較し(ステップ４００２)、その後電流センサ15で検出される前記直流電流の現在値Ichop_nowとその前回値Ichop_oldの比較を行う(ステップ４００３およびステップ４００４)。比較の結果、P_now > P_old（ステップ４００２のYES）かつIchop_now > Ichop_old（ステップ４００３のYES）、もしくはP_now<P_old（ステップ４００２のNO）かつIchop_now<Ichop_old（ステップ４００４のNO）の場合、入力電圧指令値を入力電圧指令値の前回値より所定値Δだけ増やす(ステップ４００５)。一方P_old>P_now（ステップ４００２のNO）かつIchop_old<Ichop_now（ステップ４００４のYES）、もしくはP_old<P_now（ステップ４００２のYES）かつIchop_old>Ichop_now（ステップ４００３のNO）の場合、入力電圧指令値を入力電圧指令値の前回値より所定値Δだけ減らす(ステップ４００６)。前記発電電力と前記直流電流の値を更新し(ステップ４００７)、所定の時間が経過した後(ステップ４００８)、再度STEP1の演算を繰り返す。本演算を繰り返すことにより、太陽光発電パネル2から発電電力制御用電力変換器への入力電力が最大になるよう逐次入力電圧指令値vchop_ref1を算出する。

次に本実施例の特徴である、系統事故が発生した場合の制御動作について説明する。本実施例の特徴は、交流系統3の電圧低下を検出した際、発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフする点である。以下、本制御動作について説明する。

本制御について図3の制御ブロックCHOP_CAL_NEW1を用いて説明する。電圧センサ17により検出された交流系統電圧検出値Vuv、Vvwは前記系統電力制御用電力変換器13の制御ブロックと同じくα成分V_alpとβ成分V_betに変換され、振幅演算器1025に出力される。振幅演算器1025はα成分V_alpとβ成分V_betから、電圧振幅Vsを算出する。前記電圧振幅Vsは比較器1026に出力され、所定の電圧振幅下限値vsdtminと比較を行う。前期電圧振幅Vsが電圧振幅下値vsdtminを下回った場合、交流系統低電圧フラグlvdtが0→1となり、交流系統低電圧フラグlvdt =1が出力される。交流系統低電圧フラグlvdt=1が出力されると、PWM演算器1006に交流系統低電圧フラグlvdt=1が入力され、PWM演算器1023は発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフし、発電電力制御用電力変換器11の系統電力制御用電力変換器13への出力電力をゼロにする。

また本実施例では、交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回った場合、電力最大化制御器1027の演算を停止し、交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回った時点の太陽光発電パネル2から発電電力制御用電力変換器11への入力電力を最大にする入力電圧指令値vchop_ref1等の演算内容を保持する。そして、交流系統3の電圧振幅が前記所定の値を上回った場合、前記入力電圧指令値vchop_ref1等の保持した電力最大化制御器1027の演算内容を初期値として、電力最大化制御器1027の演算を再開することもできる。

上述したように電力最大化変換器1027は、電流センサ15で検出された直流入力電流ichopと電圧センサ16で検出されたvchopから、太陽光発電パネル2から発電電力制御用電力変換器11への入力電力が最大になるような入力電圧指令値vchop_ref1を算出する。前記入力電圧指令値vchop_ref1は電圧指令値保持部1028に入力される。交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回ると、交流系統低電圧フラグlvdtは0→1となり、交流系統低電圧フラグlvdt =1が出力される。交流系統低電圧フラグlvdt=1が電圧指令値保持部1028に出力されると、電圧指令値保持部1028のスイッチが0→1に切り替わり、交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回った時点の入力電圧指令値vchop_ref1およびを電力最大化制御器1027の演算内容を保持する。

系統事故が発生した場合の電力変換装置の動作について、図5を用いて説明する。

図５は、本実施例における交流系統電圧の変化に伴う交流系統電圧低下フラグ、半導体スイッチング素子のスイッチングおよび電力変換器間直流電圧の変化を示したものである。

図5の波形は、上から順に(a)交流系統電圧、(b)交流系統電圧低下フラグ、(c) 発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子のスイッチング、(d)電力変換器間直流電圧の時間変化を示す。図5(a)のように交流系統電圧が閾値Aを下回ると、交流系統電圧低下フラグが立つ(図5(b)参照)。交流系統電圧低下フラグが立つと、PWM演算器1023は発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフする(図5(c)参照)。

発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子がオフすると平滑コンデンサへの電力の流入がなくなるので、交流系統の残電圧0%の場合でも、平滑コンデンサ12の端子電圧の上昇を抑制することができる(図5(d)参照)。

また交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回り、発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子がオフした場合、電力最大化制御器1027の演算を停止し入力電圧指令値vchop_ref1を含む電力最大化制御器1027の演算内容を保持する。交流系統3の電圧振幅が所定の値を上回り半導体スイッチング素子のスイッチングを再開する時に、前記保持値を入力電圧指令値の初期値とすることで交流系統電圧低下前の太陽光発電パネル3の出力電圧、発電電力制御用電力変換器11への入力電圧および入力電流の状態を復元できるので、太陽光発電パネル2の発電を速やかに再開することができる。

本実施例では交流系統3の電圧振幅の検出値にヒステリシスを持たせることもできる。

以下、本制御動作について説明する。

図6は、交流系統の電圧振幅検出値のヒステリシスについて示した図である。

閾値Cは、交流系統低電圧フラグを出力する電圧値で、閾値Dは、交流系統低電圧フラグを出力しなくなる電圧値である。閾値C,Dの大小関係は閾値C<閾値Dである。交流系統の電圧振幅が下降すると、閾値Cで交流系統低電圧フラグを出力し、交流系統の電圧振幅が上昇してくると閾値Cで交流系統低電圧フラグは消えず、閾値Dで交流系統低電圧フラグを出力しなくなる。

交流系統低電圧フラグの立上がり検出値と立下り検出値に幅を持たせることにより、ヒステリシスがない場合の検出値近傍での出力電力のばたつきがなくなり、半導体スイッチング素子の不要なスイッチングをなくすことができ、効率向上につながる。

以上より、電力変換器1を接続する交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回った場合、発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフにして、発電電力制御用電力変換器11の系統連系用電力変換器13への出力電力をゼロにし、前記平滑コンデンサ12の端子電圧の上昇を回避することができる。また発電電力制御用電力変換器11は交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回った場合、直前の入力電圧指令値vchop_ref1を保持し、保持した前記電圧指令値を発電電力制御用電力変換器11の出力電圧初期値として、交流系統3の電圧振幅が所定の値を上回った場合に、速やかに太陽光発電パネル2の発電を再開することもできる。また発電電力制御用電力変換器11は交流系統3の電圧振幅の検出値にヒステリシスを持たせることができ、半導体スイッチング素子の不要なスイッチングをなくすことができる。

次に本発明の実施例2について説明する。実施例2における電力変換装置の主回路構成は実施例1と同じになる。本発明と第一実施と同一部分については、同一の記号で示し、重複を省く。

本実施例と第一実施例との差異は、第一実施例では交流系統電圧の低下のみを検出し、発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフしていたのに対し、本実施例は交流系統電圧低下と平滑コンデンサの端子電圧の上昇を同時に検出した場合、発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフする点である。

本制御について図7の制御ブロックCHOP_CAL_NEW2を用いて説明する。

図７は、本実施例２における発電電力制御用電力変換器11を制御する場合における制御機１００のブロックを示す図である。

電圧センサ14により検出された前記平滑コンデンサ12の端子電圧vdcと所定の電圧上限判定値vdcupは比較器1029に入力される。前記直流電圧vdcが前記電圧上限判定値vdcupを上回った場合、直流電圧上昇フラグvdcmaxflgが0→1となる。この時同時に実施例一と同様の系統電圧低下フラグlvdt=1が出力されると、発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフする。

また本実施例では交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回った場合、かつ平滑コンデンサ12の端子電圧が所定の値を上回ると、前記条件を満たす直前の電力最大化制御器1027により算出された入力電圧指令値vchop_ref1を保持する。交流系統3の電圧振幅が所定の値を上回る、もしくは平滑コンデンサ12の端子電圧が所定の値を下回ると、保持した前記電圧指令値vchop_ref1を初期値として発電電力制御用電力変換器11の運転を再開することもできる。

電力最大化変換器1027は電流センサ15で検出された直流入力電流ichopと電圧センサ16で検出されたvchopから、太陽光発電パネル2から発電電力制御用電力変換器11への入力電力が最大になるような入力電圧指令値vchop_ref1を算出する。前記入力電圧指令値vchop_ref1は電圧指令値保持部1028に入力される。交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回り、かつ平滑コンデンサ12の端子電圧が所定の値を上回ると、直流電圧上昇フラグvdcmaxflg は0→1、交流低電圧フラグlvdtは0→1となり、交流系統低電圧フラグlvdt =1が出力される。直流電圧上昇フラグvdcmaxflg 0→1および交流系統低電圧フラグlvdt=1が電圧指令値保持部1028に出力されると、電圧指令値保持部1028のスイッチが0→1に切り替わり、交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回った時点の入力電圧指令値vchop_ref1およびを電力最大化制御器1027の演算内容を保持する。

系統事故が発生した場合の電力変換装置の動作について、図８を用いて説明する図８は、本実施例２における交流系統電圧の変化に伴う交流系統電圧低下フラグ、流電圧上昇フラグ、半導体スイッチング素子のスイッチングおよび電力変換器間直流電圧の変化を示したものである。

図８の波形は、上から順に(a)交流系統電圧、(b)交流電圧電圧低下フラグ、(c)直流電圧上昇フラグ、(d) 発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子のスイッチング、(e)電力変換器間直流電圧の時間変化を示す。図８(a)のように交流系統電圧が閾値Aを下回ると、交流系統電圧低下フラグが立つ(図８（b)参照)。一方、前記平滑コンデンサ12の端子電圧は上昇していないため直流電圧上昇フラグは立たない。そのため発電電力制御用電力変換器11はスイッチング動作を続ける(図８(c)、(d)参照)。しかし交流系統電圧が0%の状態では、交流系統3へ電力を出力できないので、平滑コンデンサ12に電力が入力され、前記平滑コンデンサ12の端子電圧が上昇する。前記直流電圧が閾値Bまで上昇すると、直流電圧上昇フラグが立つ。直流電圧上昇フラグが立つと、PWM演算器1023は発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフし、発電電力制御用電力変換器11の発電電力をゼロにする。

第一実施例では交流系統電圧0%以上で出力可能な場合でも、交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回ると、発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフし、発電電力制御用電力変換器11の系統連系用電力変換器13への出力電力をゼロにするので、出力電力ゼロの時間が長いと太陽光発電システムの利用率が低下する。しかし本実施例では、交流系統3の電圧振幅の低下と平滑コンデンサの端子電圧の上昇を共に検出した場合のみ発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフするので、交流系統電圧低下フラグlvdtのみで発電電力制御用電力変換器11のスイッチング素子をオフする場合に比べて、太陽光発電システムの利用率を向上させることができる。

また交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回り、かつ平滑コンデンサ12の端子電圧が所定の値を上回り発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子がオフした場合、電力最大化制御器1027の演算を停止し入力電圧指令値vchop_ref1を含む電力最大化制御器1027の演算内容を保持する。交流系統3の電圧振幅が所定の値を上回る、もしくは平滑コンデンサ12の端子電圧が所定の値を下回り半導体スイッチング素子のスイッチングを再開する時に前記保持値を入力電圧指令値を初期値とすることで交流系統電圧低下前の太陽光発電パネル3の出力電圧、発電電力制御用電力変換器11への入力電圧および入力電流の状態を復元できるので、太陽光発電パネル2の発電を速やかに再開することができる。

本実施例では交流系統3の電圧振幅の検出値に加えて、平滑コンデンサ12の端子電圧の検出値にヒステリシスを持たせることもできる。交流系統3の電圧振幅の検出値については実施例1と重複するため省略する。以下、本制御内容について説明する。

図９は、本実施例２における交流系統の電圧振幅検出値のヒステリシスについて示した図である。閾値Eが直流電圧上昇フラグを出力する電圧値で、閾値Fが直流電圧上昇フラグを出力しなくなる電圧値である。閾値E、Fの大小関係は閾値E>閾値Fである。直流電圧が上昇すると、閾値Eで直流電圧上昇フラグを出力し、直流電圧が下がってくると閾値Eで直流電圧上昇フラグは消えず、閾値Fで直流電圧上昇フラグを出力しなくなる。
交流系統低電圧フラグの立上り検出値と立下り検出値に幅を持たせることにより、ヒステリシスがない場合の検出値近傍での出力電力のばたつきがなくなり、半導体スイッチング素子の不要なスイッチングをなくすことができ、効率向上につながる。

以上より、電力変換器1を接続する交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回り、かつ平滑コンデンサ12の端子電圧が所定の閾値を上回った場合、発電電力制御用電力変換器11の半導体スイッチング素子をオフにして、発電電力制御用電力変換器11の出力をゼロにし、前記平滑コンデンサ12の端子電圧の上昇を回避することができる。発電電力制御用電力変換器11は交流系統3の電圧振幅が所定の値を下回り、かつ平滑コンデンサ12の端子電圧が所定の値を上回った場合、前記の条件を満たす直前の入力電圧指令値vchop_ref1を保持する。保持した前記電圧指令値を発電電力制御用電力変換器11の出力電圧初期値として、交流系統3の電圧振幅が所定の値を上回った場合に、速やかに電力出力を再開する。また平滑コンデンサ12の電圧上昇を検出する所定の値にヒステリシスを持たせることができるので、半導体スイッチング素子の不要なスイッチングをなくすことができる。

１・・・電力変換装置
２・・・太陽光発電パネル
３・・・交流系統
１１・・・発電電力制御用電力変換器
１１Ａ、１１Ｂ・・・発電電力制御用電力変換器の入力端子
１１ｍ、１１ｎ・・・半導体スイッチング素子
１１Ｐ、１１Ｎ・・・発電電力制御用電力変換器の出力端子
１２・・・平滑コンデンサ
１３・・・系統連系用電力変換器
１３Ｐ、１３Ｎ・・・系統連系用電力変換器の入力端子
１３ｍ、１３ｎ、１３o、１３p、１３q、１３ｒ・・・半導体スイッチング素子
１４、１６、１７・・・電圧センサ
１５、１８・・・電流センサ
１９・・・昇圧リアクトル
２０・・・フィルタリアクトル
３０Ｐ、３０Ｎ・・・系統連系用電力変換器の出力端子
１００・・・制御部

Claims (4)

1. 太陽光発電パネルからの入力電力を制御し交流系統へ出力する電力変換装置であって、
   前記太陽光発電パネルの発電電力を制御して直流電力を出力する発電電力制御用電力変換器と、
   前記発電電力制御用電力変換器の直流電力出力側に接続する平滑コンデンサと、
   前記発電電力制御用電力変換器と前記平滑コンデンサに接続して前記直流電力を交流電力に変換して出力する系統連系用電力変換器と、
   前記交流系統の電圧振幅を検出する電圧検出器と、
   前記交流系統の電圧振幅が第１の判定基準を下回った場合に前記発電電力制御用電力変換器の半導体スイッチング素子をオフし、前記交流系統の電圧振幅が前記第１の判定基準を上回った場合に前記発電電力制御用電力変換器の半導体スイッチング素子のオフを解除する制御部と、を備えることを特徴とする電力変換装置。
2. 請求項1に記載の電力変換装置であって、
   前記制御部は、
   前記太陽光発電パネルから前記発電電力制御用電力変換器への入力電力が最大になるよう発電電力制御用電力変換器の入力電圧指令値を算出する電力最大化制御部と、
   前記交流系統の電圧振幅が前記第１の判定基準を下回った場合の前記入力電圧指令値を保持する電圧指令値保持部とを有し、
   前記交流系統の電圧振幅が前記第１の判定基準を上回った場合に、保持した前記入力電圧指令値を発電電力制御用電力変換器の系統連系用電力変換器への出力電圧初期値として前記電力最大化制御部の演算を再開させることを特徴とする電力変換装置。
3. 請求項1に記載の電力変換装置であって、
   平滑コンデンサの端子電圧を検出する電圧検出器を備え、
   前記制御部は、前記平滑コンデンサの端子電圧が第２の判定基準を上回ったことを検出する比較部を備え、
   前記交流系統の電圧振幅が前記第１の判定基準を下回ったことを検出し、かつ前記平滑コンデンサの端子電圧が前記第２の判定基準を上回ったことを検出した場合に、前記発電電力制御用電力変換器の半導体スイッチング素子をオフし、
   前記交流系統の電圧振幅が前記第１の判定基準を上回る、もしくは前記平滑コンデンサの端子電圧が前記第２の判定基準を下回った場合に前記発電電力制御用電力変換器の半導体スイッチング素子のスイッチング動作を再開する制御部を備えることを特徴とする電力変換装置。
4. 太陽光発電パネルと、前記太陽光発電パネルからの入力電力を制御し交流系統へ出力する電力変換装置とを有する太陽光発電システムであって、
   前記電力変換装置は、
   前記太陽光発電パネルの発電電力を制御して直流電力を出力する発電電力制御用電力変換器と、
   前記発電電力制御用電力変換器の直流電力出力側に接続する平滑コンデンサと、
   前記発電電力制御用電力変換器と前記平滑コンデンサに接続して前記直流電力を交流電力に変換して出力する系統連系用電力変換器と、
   前記交流系統の電圧振幅を検出する電圧検出器と、
   前記交流系統の電圧振幅が第１の判定基準を下回った場合に前記発電電力制御用電力変換器の半導体スイッチング素子をオフし、前記交流系統の電圧振幅が前記第１の判定基準を上回った場合に前記発電電力制御用電力変換器の半導体スイッチング素子のオフを解除する制御部と、を備えることを特徴とする太陽光発電システム。