(57)【要約】【課題】系統（２）への出力電力の指令値を受け付けた後、出力電力を滑らかに指令値に変更する。【解決手段】  制御部（１４）は、指令値にもとづき系統（２）への出力電力を上昇させる場合、第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）を制御して発電装置（２０）の発電電力を増加させる制御を実行するとともに、発電装置（２０）の発電電力が所定値に到達していない状態において、第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）を制御して蓄電部（３０）に充電される充電電力を減少させる制御を実行する。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
再生可能エネルギーに基づき発電する発電装置から入力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換して出力する第１ＤＣ−ＤＣ変換部と、
前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部から入力される直流電力を交流電力に変換して、系統側に出力するＤＣ−ＡＣ変換部と、
蓄電部に入出力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換する変換部であり、前記蓄電部と、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部の出力端子と前記ＤＣ−ＡＣ変換部の直流側端子を結ぶ経路上のノードとの間に接続される第２ＤＣ−ＤＣ変換部と、
前記ＤＣ−ＡＣ変換部から前記系統側に出力される出力電力の指令値を受信し、当該指令値をもとに前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部および前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部を制御する制御部と、を備え、
前記制御部は、
前記指令値にもとづき前記出力電力を上昇させる場合、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記発電装置の発電電力を増加させる制御を実行するとともに、前記発電装置の発電電力が第１所定値に到達していない状態において、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記蓄電部に充電される充電電力を減少させる制御を実行することを特徴とする電力変換システム。
【請求項２】
前記制御部は、
前記指令値にもとづき前記出力電力を低下させる場合、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記蓄電部に充電される充電電力を増加させる制御を先に実行し、前記蓄電部への充電電流が第２所定値に到達した後、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記発電装置の発電電力を減少させる制御を実行することを特徴とする請求項１に記載の電力変換システム。
【請求項３】
前記制御部は、前記出力電力を上昇させる必要がある指令値を受信すると、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記発電装置の発電電力を増加させる制御と、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記蓄電部に充電される充電電力を減少させる制御の実行を開始することを特徴とする請求項１または２に記載の電力変換システム。
【請求項４】
前記発電装置は、太陽光発電システムであり、
前記制御部は、前記太陽光発電システムの発電電力を最大点に維持するようＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracker）制御を実行し、
前記制御部は、
前記指令値にもとづき前記出力電力を低下させる場合において、前記蓄電部への充電電流が第２所定値に到達すると前記ＭＰＰＴ制御を停止し、
前記出力電力を上昇させる必要がある指令値を受信し、かつ前記ＭＰＰＴ制御が停止している場合、前記ＭＰＰＴ制御を再開することを特徴とする請求項１から３のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項５】
前記制御部は、前記指令値として前記出力電力の所定時間後の電力値を受信し、前記出力電力が当該電力値に漸次的に到達するよう前記出力電力の目標値を漸次的に変更し、当該目標値に沿って前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部および前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部の少なくとも一方を制御することを特徴とする請求項１から４のいずれかに記載の電力変換システム。
【請求項６】
再生可能エネルギーに基づき発電する発電装置から入力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換して出力する第１ＤＣ−ＤＣ変換部と、
前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部から入力される直流電力を交流電流に変換して、系統側に出力するＤＣ−ＡＣ変換部と、
蓄電部に入出力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換する変換部であり、前記蓄電部と、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部の出力端子と前記ＤＣ−ＡＣ変換部の直流側端子を結ぶ経路上のノードとの間に接続される第２ＤＣ−ＤＣ変換部と、を制御する制御装置であって、
前記制御装置は、前記ＤＣ−ＡＣ変換部から前記系統側に出力される出力電力の指令値を受信し、当該指令値をもとに前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部および前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部を制御し、
前記制御装置は、
前記指令値にもとづき前記出力電力を低下させる場合、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記蓄電部に充電される充電電力を増加させる制御を先に実行し、前記蓄電部への充電電流が所定値に到達した後、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記発電装置の発電電力を減少させる制御を実行し、
前記指令値にもとづき前記出力電力を上昇させる場合、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記発電装置の発電電力を増加させる制御を実行するとともに、前記発電装置の発電電力が所定値に到達していない状態において、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記蓄電部に充電される充電電力を減少させる制御を実行することを特徴とする制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、直流電力を交流電力に変換する電力変換システム、及び電力変換システムで使用される制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽電池と蓄電池をＤＣリンクさせた電源システムが実用化されている（例えば、特許文献１参照）。太陽電池で発電された電力は、負荷で消費されるか、蓄電池に充電されるか、系統に逆潮流される。日本では２０１２年から再生可能エネルギーの固定価格買取制度が開始され、太陽電池で発電された電力を系統に逆潮流させて電力会社に売ることができる。
【０００３】
系統に太陽電池で発電された電力が逆潮流されると、系統電圧に影響を与える。太陽電池から逆潮流される電力が大きくなると系統電圧が許容範囲（例えば、ＡＣ１０１Ｖ±６Ｖ、ＡＣ２０２Ｖ±２０Ｖ）の上限を超えることがある。その場合、太陽電池と系統の間に接続されたパワーコンディショナは、系統側に出力する電力を制限する。系統側に出力する電力を低下させるには、太陽電池の発電量を減少させる方法と、蓄電池への充電量を増加させる方法がある。
【０００４】
太陽電池の発電能力を最大源に活用する観点からは、まず太陽電池は最大発電状態のままとし蓄電池への充電量を増加させ、充電電流が上限値に到達した場合など、充電量をこれ以上増加させることができなくなった段階で、太陽電池の発電量を減少させる制御が望ましい。
【０００５】
反対に系統側に出力する電力を抑制した状態から抑制を解除して出力電力を上昇させる場合、まず太陽電池の発電量の抑制を解除していき、発電量が最大になった段階で蓄電池への充電量を減少させる制御が望ましい。
【０００６】
すなわち、系統電圧が上限に達した場合には上限値を超えないように系統側への出力電力を制御する。具体的には、まず充電量を増やすことで出力電力を制御し、充電量による出力電力抑制だけでは不足する場合に、発電電力を制御する。
【０００７】
この制御を確実に実現させるため、充電量をこれ以上増加させることができなくなった段階で、太陽電池の発電量抑制制御を開始するためのフラグを用いることが有効である。また、出力抑制を解除する場合には太陽電池の発電量が最大になった段階で、充電量を減少させるためのフラグを用いることが有効である。一般的には、両者のフラグを区別せず、充電量をこれ以上増加させることができなくなった段階でフラグを上げ、太陽電池の発電量が最大になった段階でフラグを下げることで、上記の制御が実現できる。
【０００８】
近年、系統に連系する太陽光発電システムや風力発電システム等の再生可能エネルギーの発電設備が増加していることがあり、２０１５年現在電力会社の中には、再生可能エネルギーの発電設備に対して指令値を通知することによる出力制御を実施することが検討されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００９】
【特許文献１】特開２００５−２９５７０７号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１０】
出力制御には大別すると出力抑制と出力抑制解除がある。いずれの指令を受けた場合も系統電圧や系統周波数の変動を抑えるため、パワーコンディショナは系統側への出力電力を滑らかに変更することが望まれる。
【００１１】
本発明はこうした状況に鑑みなされたものであり、その目的は、系統側への出力電力の指令値を受け付けた後、出力電力を滑らかに変更することができる電力変換システム及び制御装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
上記課題を解決するために、本発明のある態様の電力変換システムは、再生可能エネルギーに基づき発電する発電装置から入力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換して出力する第１ＤＣ−ＤＣ変換部と、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部から入力される直流電力を交流電力に変換して、系統側に出力するＤＣ−ＡＣ変換部と、蓄電部に入出力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換する変換部であり、前記蓄電部と、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部の出力端子と前記ＤＣ−ＡＣ変換部の直流側端子を結ぶ経路上のノードとの間に接続される第２ＤＣ−ＤＣ変換部と、前記ＤＣ−ＡＣ変換部から前記系統側に出力される出力電力の指令値を受信し、当該指令値をもとに前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部および前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部を制御する制御部と、を備える。前記制御部は、前記指令値にもとづき前記出力電力を上昇させる場合、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記発電装置の発電電力を増加させる制御を実行するとともに、前記発電装置の発電電力が第１所定値に到達していない状態において、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部を制御して前記蓄電部に充電される充電電力を減少させる制御を実行する。
【００１３】
なお、以上の構成要素の任意の組み合わせ、本発明の表現を方法、装置、システムなどの間で変換したものもまた、本発明の態様として有効である。
【発明の効果】
【００１４】
本発明によれば、系統側への出力電力の指令値を受け付けた後、出力電力を滑らかに変更することができ、出力変動に伴う系統側への影響を軽減した状態で出力抑制が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】本発明の実施の形態に係る蓄電システムの構成を示す図である。
【図２】系統管理システムから出力抑制指令を受信した場合の制御を説明するためのフローチャートである。
【図３】系統管理システムから出力抑制解除指令を受信した場合の制御１（比較例）を説明するためのフローチャートである。
【図４】系統管理システムから出力抑制解除指令を受信した場合の制御２（実施例）を説明するためのフローチャートである。
【図５】図５（ａ）、（ｂ）は、図３の比較例の制御と図４の実施例の制御を比較した図である。
【図６】図６（ａ）、（ｂ）は、図３の比較例の制御と図４の実施例の制御を比較した別の図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
図１は、本発明の実施の形態に係る蓄電システム１の構成を示す図である。蓄電システム１は、太陽光発電システム２０、蓄電部３０、及び電力変換システム１０を備える。電力変換システム１０は、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３、及び制御部１４を含む。電力変換システム１０は、太陽光発電システム２０と蓄電部３０のパワーコンディショナ機能を１つの筐体にまとめて設置したものである。
【００１７】
太陽光発電システム２０は、直並列接続された複数の太陽電池セルを含み、太陽光エネルギーを電力に変換して出力する。第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は、太陽光発電システム２０から出力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換して出力する。例えば、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１は昇圧チョッパで構成することができる。
【００１８】
本実施の形態では制御部１４は第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して、ＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御を実行する。すなわち、太陽光発電システム２０が最大電力点（最適動作点）で発電できるよう制御する。具体的には山登り法に従い電圧を所定のステップ幅で変化させ、最大電力点を探索する。制御部１４は、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の入力電圧と入力電流を取得し、太陽光発電システム２０の出力電力を検出する。制御部１４は、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１内のスイッチング素子のデューティ比を調整して、太陽光発電システム２０の出力電圧を変化させ、太陽光発電システム２０の出力電力が最大となる動作点を探索する。
【００１９】
なお太陽光発電システム２０を複数のストリングスに分割し、それぞれのストリングス毎に昇圧チョッパを設置し、ストリングス単位でＭＰＰＴ制御を実施してもよい。
【００２０】
蓄電部３０は蓄電池３１および監視部３２を含む。蓄電池３１は、直列または直並列接続された複数の蓄電池セルにより構成される。蓄電池セルにはリチウムイオン蓄電池、ニッケル水素蓄電池などを使用できる。なお蓄電池３１の代わりに電気二重層コンデンサを使用してもよい。監視部３２は当該複数の蓄電池セルの状態（例えば、電圧、電流、温度）を監視し、当該複数の蓄電池セルの監視データを通信線を介して制御部１４に送信する。監視部３２と制御部１４間は例えば、ＲＳ−４８５規格に準拠したシリアル通信で接続される。なお蓄電部３０を複数設置し、それぞれの蓄電部３０ごとに第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２を設置するようにしてもよい。
【００２１】
第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２は、双方向ＤＣ−ＤＣコンバータであり、蓄電部３０と、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力端子とＤＣ−ＡＣコンバータ１３の直流側端子を結ぶ経路上のノードＮａとの間に接続される。第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２は、蓄電池３１に入出力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換して出力する。
【００２２】
ＤＣ−ＡＣコンバータ１３は、ノードＮａから供給される直流電力を交流電力に変換して系統２に出力する。ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の直流端には、太陽光発電システム２０が発電中で蓄電部３０が停止中のとき、太陽光発電システム２０により発電された直流電力が入力される。また太陽光発電システム２０が停止中で蓄電部３０が放電中のとき、蓄電部３０から放電される直流電力が入力される。また太陽光発電システム２０が発電中で蓄電部３０が充電中のとき、太陽光発電システム２０により発電された電力から蓄電池３１に充電される電力が差し引かれた直流電力が入力される。また太陽光発電システム２０が発電中で蓄電部３０が放電中のとき、太陽光発電システム２０により発電された電力と蓄電池３１から放電される電力が合計された直流電力が入力される。ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の交流端は、系統２に接続される。
【００２３】
制御部１４はＤＣ−ＡＣコンバータ１３に、系統電圧に対応する電圧値を設定する。系統２に逆潮流させる場合、系統電圧より若干高い電圧に設定する。また制御部１４は、系統２を流れる交流電流の周波数および位相に同期した交流電流がＤＣ−ＡＣコンバータ１３から出力されるよう、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の動作タイミングを規定する。
【００２４】
系統管理システム４は、例えば電力供給者側に設置されたシステムであり、系統２から供給される電力を使用する需要家の電力需要量を予測あるいは監視する。例えば、需要家の電力使用履歴、気象情報、イベントデータ等のパラメータなどから電力需要量を予測する。
【００２５】
系統管理システム４は、電力需要量をもとに、電力供給量を決定する。また、必要に応じて再生可能エネルギーの発電設備などに出力抑制指令を送信する。
【００２６】
一般的に、電力供給量と消費電力量は等しく制御されるべきであり、電力供給量と電力消費量とに差がある場合、例えば電力系統の周波数が変動する。電力会社などの電力供給者は、電力を安定供給する必要があり、逆潮流電力分も含めた電力系統全体における周波数や電圧を一定に保つ必要がある。このため、電力供給者は、変動周期の大きさに応じた複数の制御手法によって、電力系統全体の周波数を一定に保っている。例えば、２０秒未満の短周期の負荷変動は系統２の負荷特性によって吸収が可能である。２０秒以上数分未満の周期の負荷変動は、発電所３に設置された発電機（回転機）のガバナフリー運転で対応する。数分以上２０分未満の周期の負荷変動は、負荷周波数制御（ＬＦＣ）で対応する。この負荷周波数制御では、電力供給者の中央給電指令所からの制御信号によってＬＦＣ用発電所が発電出力を調整することにより、周波数制御を行っている。
【００２７】
系統２に再生可能エネルギーの発電設備が多く接続されている場合、気象条件により発電量が大きく変化する。特に、ＬＦＣ制御の対象となる周期の負荷変動は制御が困難であり、この周期における負荷変動は抑制されることが望まれる。また、再生可能エネルギーの発電設備から系統２に供給される電力量が多くなりすぎ、系統２の周波数が基準範囲の上限を超えた又は超えると予測される場合、系統管理システム４は再生可能エネルギーの発電設備に出力抑制指令を送信する。また出力抑制を解除する場合、系統管理システム４は再生可能エネルギーの発電設備に出力抑制解除指令を送信する。系統管理システム４と各再生可能エネルギーの発電設備とは、インターネットまたは専用線で接続される。
【００２８】
系統管理システム４は、各再生可能エネルギーの発電設備への指令に、各再生可能エネルギーの発電設備が系統２に出力すべき電力値を含めることができる。また当該電力値に変更するまでの時間を含めることができる。例えば、「○分後に○○ｋＷまで絞ってください（増やしてください。）」といった指令が再生可能エネルギーの発電設備に出力される。
【００２９】
系統管理システム４から再生可能エネルギーの発電設備に、抑制電力値（指令値）と抑制時間が送信される。抑制時間は、指令を受けてから、抑制電力値にインバータ（ＤＣ−ＡＣコンバータ１３）の出力を一致させるまでの時間である。系統管理システム４は出力抑制指令を再生可能エネルギーの発電設備に送信する際、系統２に接続された全ての再生可能エネルギーの発電設備に送信してもよいし、一部の発電設備に送信してもよい。また各発電設備が抑制すべき電力値は、発電容量に応じて按分された値であってもよいし、大口の方が抑制比率が高く設定されてもよい。再生可能エネルギーの発電設備では、指令値を受けたとき、指令値とインバータ（ＤＣ−ＡＣコンバータ１３）の出力を一致させるよう制御する。
【００３０】
系統２に接続された負荷の消費電力が上昇している、又は上昇することが予測される場合、系統管理システム４は再生可能エネルギーの発電設備に出力増加指令を送信することができる。また、その出力増加指令を解除する出力増加解除指令を送信することもできる。
【００３１】
本実施の形態では系統管理システム４からの指令を、電力変換システム１０の制御部１４が受信する。制御部１４は当該受信以外の基本機能として、蓄電部３０、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２、及びＤＣ−ＡＣコンバータ１３を管理制御する機能を有する。制御部１４の構成は、ハードウェア資源とソフトウェア資源の協働、またはハードウェア資源のみにより実現できる。ハードウェア資源として、ＣＰＵ、ＤＳＰ(Digital Signal Processor)、ＦＰＧＡ(Field-Programmable Gate Array)、ＲＯＭ、ＲＡＭ、その他のＬＳＩを利用できる。ソフトウェア資源としてファームウェア等のプログラムを利用できる。
【００３２】
制御部１４は蓄電部３０の管理として、監視部３２から取得した監視データをもとに蓄電池３１の残容量を推定してもよい。例えば、取得した電流値を積算して蓄電池３１の残容量を推定する。また蓄電池３１の両端の開回路電圧（ＯＣＶ）から蓄電池３１の残容量を推定することもできる。また制御部１４は、監視部３２から取得した監視データをもとに過電圧、過電流等の異常を検出すると、蓄電池３１と第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２間に挿入されているリレーなど（不図示）をオープンして蓄電池３１を保護する。
【００３３】
以下、本実施の形態では電力変換システム１０の出力電力の制御に注目する。制御部１４は太陽光発電システム２０の発電中、原則として第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１のＭＰＰＴ制御を実行する。なお設定された充電時間帯でない時間帯では、原則として太陽光発電システム２０で発電された電力は全てＤＣ−ＡＣコンバータ１３に出力される。
【００３４】
図２は、系統管理システム４から出力抑制指令を受信した場合の制御を説明するためのフローチャートである。制御部１４は、系統管理システム４から出力抑制指令を受信する（Ｓ１０）。制御部１４はまず、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２を制御して、蓄電池３１への充電量を増加させる制御を開始する（Ｓ１１）。具体的には制御部１４は第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２内のスイッチング素子のデューティ比を変化させて充電電流が増加するよう制御する。なお蓄電池３１が充電中でない場合、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２を起動した後、蓄電池３１への充電量を増加させる制御を開始する。蓄電池３１への充電量が増加すると、太陽光発電システム２０により発電された電流の内、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３に出力される電流が減少する。これにより、出力電力量が抑制される。
【００３５】
制御部１４は、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を、電力変換システム１０の内部に設けられた電圧センサ（不図示）及び電流センサ（不図示）により検出される電圧値及び電流値をもとに検出する。制御部１４は検出した出力電力と、系統管理システム４から受信した出力抑制指令に含まれる電力指令値を比較する（Ｓ１２）。出力電力が電力指令値に到達していない場合（Ｓ１２のＮ）、制御部１４は、監視している蓄電池３１への充電量が上限値に到達したか否か判定する（Ｓ１３）。例えば、充電電流の上限値が１０Ａに設定されている場合、蓄電池３１への充電電流が１０Ａに到達しているか否かを判定する。上限値に到達していない場合（Ｓ１３のＮ）、ステップＳ１２に戻り、充電量の増加によりＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が電力指令値に到達するのを待つ。
【００３６】
蓄電池３１への充電量が上限値に到達した場合（Ｓ１３のＹ）、制御部１４は、充電限界フラグＦに「１」を設定し（Ｓ１４）、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２のフィードバック制御を、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を電力指令値に合わせるためのフィードバック制御から、蓄電池３１への充電電流を上限値に維持するためのフィードバック制御に切り替える。なお蓄電池３１への充電量が上限値に到達していない場合でも、蓄電池３１のＳＯＣが上限値に到達した場合は制御部１４は、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２の動作を停止させて、蓄電池３１への充電を停止するとともに、充電限界フラグＦに「１」を設定する。
【００３７】
充電限界フラグＦが「１」に変わると制御部１４は、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して、太陽光発電システム２０の出力電力を抑制する制御を開始する（Ｓ１５）。具体的にはＭＰＰＴ制御を停止させ、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１内のスイッチング素子のデューティ比を変化させて太陽光発電システム２０の出力電力が低下するよう制御する。ステップＳ１２に戻り、充電量の増加と発電量の減少によりＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が電力指令値に到達するのを待つ。
【００３８】
ステップＳ１２においてＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が低下して、出力電力が電力指令値に到達すると（Ｓ１２のＹ）、制御部１４は、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が電力指令値を維持するよう第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する（Ｓ１６）。例えば日射量が増加し太陽光発電システム２０の発電量が増加した場合、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１内のスイッチング素子のデューティ比を変化させて、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を低下させる。なお、日射量が大きく低下しＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が電力指令値より低下した場合、制御部１４は、充電限界フラグＦを「０」に戻すとともに、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２内のスイッチング素子のデューティ比を変化させて充電電流を減少させるよう制御する。
【００３９】
なお出力抑制指令に、電力指令値に変更するまでの時間が含まれる場合、制御部１４は、現在の出力電力、電力指令値、及び当該時間をもとに、現在の出力電力から電力指令値に変更するまでの出力目標直線を生成する。制御部１４は、各時刻においてＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が目標直線上の目標電力値になるように、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２及び第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する。例えば、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を５分間で５ｋＷから０ｋＷに低下させる必要がある場合、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が１分後に４ｋＷ、２分後に３ｋＷ、３分後に２ｋＷ、４分後に１ｋＷ、５分後に０ｋＷになるように制御する。その場合、制御部１４は出力目標直線上の各時刻の電力値を、電力指令値として使用する。なお時間経過に応じて目標値がリニアに変化するリニア関数ではなく、時間経過に応じて目標値が曲線状に変化する曲線関数を使用してもよい。
【００４０】
このように電力指令値にもとづきＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を低下させる必要がある場合、制御部１４は第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２を制御して蓄電池３１に充電される充電電力を増加させる制御を先に実行し、蓄電池３１への充電電流が上限値に到達した後、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して太陽光発電システム２０の発電電力を減少させる制御を実行する。これにより、出力抑制指令を受信した場合でも、できるだけ太陽光発電システム２０をフルで発電する状態を維持することができる。
【００４１】
図３は、系統管理システム４から出力抑制解除指令を受信した場合の制御１（比較例）を説明するためのフローチャートである。以下の説明では、図２に示した出力抑制指令受信時の制御により、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２において蓄電池３１への充電電流を上限値に維持するためのフィードバック制御が実行されている状態（充電限界フラグＦ＝１）を前提とする。
【００４２】
制御部１４は、系統管理システム４から出力抑制解除指令を受信する（Ｓ２０）。制御部１４はまず、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して、太陽光発電システム２０の出力電力を抑制する制御を解除する（Ｓ２１）。具体的にはＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を電力指令値に合わせるためのフィードバック制御を解除し、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１への入力電圧、入力電流に基づくＭＰＰＴ制御を再開する。
【００４３】
制御部１４は、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力と、系統管理システム４から受信した出力抑制解除指令に含まれる電力指令値を比較する（Ｓ２２）。出力電力が電力指令値に到達していない場合（Ｓ２２のＮ）、制御部１４は、太陽光発電システム２０が最大電力点で動作しているか否か判定する（Ｓ２３）。具体的にはＭＰＰＴ制御により探索される動作点が所定時間同じ位置に滞在しているか否か判定する。所定時間同じ位置に滞在している場合、太陽光発電システム２０が最大電力点で動作していると判定する。なお最大電力点は日射量や温度などの気象条件により変動する。
【００４４】
太陽光発電システム２０が最大電力点で動作していない場合（Ｓ２３のＮ）、ステップＳ２２に戻り、太陽光発電システム２０が最大電力点に到達するのを待つ。または最大電力点の探索に伴う発電量の増加により、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が電力指令値に到達するのを待つ。
【００４５】
太陽光発電システム２０が最大電力点に到達した場合（Ｓ２３のＹ）、制御部１４は、充電限界フラグＦを「１」から「０」に戻す（Ｓ２４）。充電限界フラグＦが「０」に戻ると制御部１４は、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２を制御して、蓄電池３１への充電量を減少させる制御を開始する（Ｓ２５）。具体的には制御部１４は、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２のフィードバック制御を、蓄電池３１への充電電流を上限値に維持するためのフィードバック制御から、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を電力指令値に合わせるためのフィードバック制御に切り替える。ステップＳ２２に戻り、発電量の増加と充電量の減少によりＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が電力指令値に到達するのを待つ。
【００４６】
ステップＳ２２においてＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が上昇して、出力電力が電力指令値に到達すると（Ｓ２２のＹ）、制御部１４による出力抑制解除制御が終了する。
【００４７】
このように比較例では、電力指令値にもとづきＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を上昇させる必要がある場合、制御部１４は第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して太陽光発電システム２０の発電電力を増加させる制御を先に実行する。太陽光発電システム２０の発電電力が最大電力点に到達した後、制御部１４は第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２を制御して蓄電池３１に充電される充電電力を減少させる制御を実行する。これによれば、蓄電池３１に最大充電電流で充電される状態を長く確保することができる。
【００４８】
しかしながら、系統管理システム４から出力抑制解除指令を受信した後、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が指令値に向かって滑らかに増加していかない場合が発生する。すなわち、太陽電池の特性、気象条件などにより太陽光発電システム２０の出力電力が最大電力点を捉えることができず、ある水準で小幅に変動を繰り返す場合がある。この状態では、蓄電池３１への充電量の減少制御が開始しないため、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３のの出力電力がほとんど上昇しないことになる。抑制解除時刻の直前で太陽光発電システム２０の出力電力が最大電力点を捉えた場合、蓄電池３１への充電量の減少制御が開始され、充電量の急減少によりＤＣ−ＡＣコンバータ１３のの出力電力が電力指令値に到達することになる。以下、このような出力抑制解除時の出力電力の急上昇を抑制する制御を説明する。
【００４９】
図４は、系統管理システム４から出力抑制解除指令を受信した場合の制御２（実施例）を説明するためのフローチャートである。本実施例でも、図２に示した出力抑制指令受信時の制御により、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２において蓄電池３１への充電電流を上限値に維持するためのフィードバック制御が実行されている状態（充電限界フラグＦ＝１）を前提とする。
【００５０】
制御部１４は、系統管理システム４から出力抑制指令を受信する（Ｓ３０）。制御部１４は、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して、太陽光発電システム２０の出力電力を抑制する制御を解除する（Ｓ３１）。具体的にはＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を電力指令値に合わせるためのフィードバック制御を解除し、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１への入力電圧、入力電流に基づくＭＰＰＴ制御を再開する。
【００５１】
その制御と並行して制御部１４は、充電限界フラグＦを「１」から「０」に戻し（Ｓ３２）、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２を制御して、蓄電池３１への充電量を減少させる制御を開始する（Ｓ３３）。具体的には制御部１４は、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２のフィードバック制御を、蓄電池３１への充電電流を上限値に維持するためのフィードバック制御から、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を電力指令値に合わせるためのフィードバック制御に切り替える。
【００５２】
制御部１４は、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力と、系統管理システム４から受信した出力抑制解除指令に含まれる電力指令値を比較する（Ｓ３４）。出力電力が電力指令値に到達していない場合（Ｓ３４のＮ）、太陽光発電システム２０の発電量の増加と蓄電池３１への充電量の減少によりＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が電力指令値に到達するのを待つ。出力電力が電力指令値に到達すると（Ｓ３４のＹ）、制御部１４による出力抑制解除制御が終了する。なお出力抑制解除指令に、電力指令値に変更するまでの時間が含まれる場合、制御部１４は、現在の出力電力、電力指令値、及び当該時間をもとに、現在の出力電力から電力指令値に変更するまでの出力目標直線を生成する。制御部１４は、各時刻においてＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が目標直線上の目標電力値になるように、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２及び第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御する。例えば、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を５分間で０ｋＷから５ｋＷに上昇させる必要がある場合、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力が１分後に１ｋＷ、２分後に２ｋＷ、３分後に３ｋＷ、４分後に４ｋＷ、５分後に５ｋＷになるように制御する。
【００５３】
このように実施例では、電力指令値にもとづきＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を上昇させる必要がある場合、制御部１４は第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１を制御して太陽光発電システム２０の発電電力を増加させる制御と第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２を制御して蓄電池３１に充電される充電電力を減少させる制御を並行して実行する。これにより、太陽光発電システム２０の最大電力点が定まらない場合でも、充電量を減少させることにより、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を上昇させることができる。従って出力電力の急上昇の発生を防止することができる。
【００５４】
なお通常は、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１への入力電圧、入力電流に基づくＭＰＰＴ制御の方が、第２ＤＣ−ＤＣコンバータ１２におけるＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を目標値に合わせるためのフィードバック制御より応答が速い。従ってＭＰＰＴ制御が正常に機能していれば、最大電力点に到達するまでは発電量の増加が出力電力の上昇の殆どを占める。最大電力点に到達した後は、充電量の減少により出力電力が上昇する。従ってＭＰＰＴ制御が正常に機能している場合、図３の比較例の処理とほぼ同様になる。
【００５５】
図５（ａ）、（ｂ）は、図３の比較例の制御と図４の実施例の制御を比較した図である。図５（ａ）が図３の比較例の制御に対応し、図５（ｂ）が図４の実施例の制御に対応する。この例では太陽光発電システム２０の最大発電量は５．５ｋＷであり、蓄電池３１への最大充電量は１．５ｋＷである。
【００５６】
出力抑制する場合の制御は図５（ａ）、（ｂ）で共通である。５．５ｋＷから４．０ｋＷの範囲で出力抑制する場合は蓄電池３１への充電量の増加で対応する。４．０ｋＷから０ｋＷの範囲で出力抑制する場合は太陽光発電システム２０の発電量の減少で対応する。
【００５７】
出力抑制解除する場合の制御は図５（ａ）、（ｂ）で異なる。比較例では０ｋＷから４．０ｋＷの範囲で出力抑制解除する場合は太陽光発電システム２０の発電量の増加で対応する。４．０ｋＷから５．５ｋＷの範囲で出力抑制解除する場合は蓄電池３１への充電量の減少で対応する。一方、実施例では０ｋＷから４．０ｋＷの範囲で出力抑制解除する場合は太陽光発電システム２０の発電量の増加と蓄電池３１への充電量の減少の両方で対応する。４．０ｋＷから５．５ｋＷの範囲で出力抑制解除する場合は蓄電池３１への充電量の減少で対応する。
【００５８】
図６（ａ）、（ｂ）は、図３の比較例の制御と図４の実施例の制御を比較した別の図である。図６（ａ）が図３の比較例の制御に対応し、図６（ｂ）が図４の実施例の制御に対応する。図６（ａ）、（ｂ）では、系統２への出力電流の波形と蓄電池３１への充電電流の波形を模式的に描いている。
【００５９】
図６（ａ）は、出力抑制解除中に太陽光発電システム２０の出力電力が途中で、ある水準にとどまりながら最大電力点を捉えることができなくなった例を示している。期間Ｔ１の前半は、太陽光発電システム２０の出力電力の上昇がほぼ止まっているにも関わらず最大電力点を捉えることができずに、蓄電池３１への最大充電が継続している状態を示している。期間Ｔ１の後半は、太陽光発電システム２０の出力電力が最大電力点を捉え、蓄電池３１への充電電流が急低下して、系統２への出力電流が急上昇している状態を示している。
【００６０】
図６（ｂ）では、出力抑制解除中、系統２への出力電流が滑らかに上昇している。仮に太陽光発電システム２０の出力電力の上昇がほぼ止まっているにも関わらず最大電力点を捉えることができない状態に陥っても蓄電池３１への充電電流を減少させることにより、系統２への出力電流を滑らかに上昇させることができる。
【００６１】
以上説明したように本実施の形態によれば、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力の出力抑制解除指令を受け付けた後、蓄電池３１への最大充電電流による充電制御を解除することにより、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を滑らかに指令値に変更することができる。従って太陽電池の特性や気象条件により最大電力点を上手く捉えることができない場合でも充電量の減少制御により、ＤＣ−ＡＣコンバータ１３の出力電力を滑らかに上昇させることができる。
【００６２】
以上、本発明を実施の形態をもとに説明した。実施の形態は例示であり、それらの各構成要素や各処理プロセスの組み合わせにいろいろな変形例が可能なこと、またそうした変形例も本発明の範囲にあることは当業者に理解されるところである。
【００６３】
上述の実施の形態では、系統管理システム４から出力抑制解除指令を受信した時点で、充電限界フラグを「０」に戻し、蓄電池３１への最大充電電流による充電制御を解除する例を説明した。この点、必ずしも受信直後に解除する必要はなく、受信から一定時間後（例えば、１分後）に解除してもよい。
【００６４】
また上述の実施の形態では、ＭＰＰＴ制御を搭載した第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１及び制御部１４を使用する例を説明した。この点、ＭＰＰＴ制御を搭載しない第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１及び制御部１４にも本発明に係る技術を適用可能である。その場合、出力抑制解除時にＭＰＰＴ制御に依らずに、第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１に含まれるスイッチング素子のデューティ比を上げて第１ＤＣ−ＤＣコンバータ１１の出力電力を上昇させていく。
【００６５】
また上述の実施の形態では、再生可能エネルギーをもとに発電する発電装置として太陽光発電システムを使用する例を説明したが、風力発電装置やマイクロ水力発電装置など他の発電装置を使用してもよい。いずれの発電装置も自然環境の変化により発電量が変化する発電装置である。なお発電装置の出力が交流の場合、発電装置の後段のＤＣ−ＤＣコンバータは、ＡＣ−ＤＣコンバータに置き換えられる。
【００６６】
なお、実施の形態は、以下の項目によって特定されてもよい。
【００６７】
［項目１］
再生可能エネルギーに基づき発電する発電装置（２０）から入力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換して出力する第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）と、
前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）から入力される直流電力を交流電力に変換して、系統（２）側に出力するＤＣ−ＡＣ変換部（１３）と、
蓄電部（３０）に入出力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換する変換部であり、前記蓄電部（３０）と、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）の出力端子と前記ＤＣ−ＡＣ変換部（１３）の直流側端子を結ぶ経路上のノード（Ｎａ）との間に接続される第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）と、
前記ＤＣ−ＡＣ変換部（１３）から前記系統（２）側に出力される出力電力の指令値を受信し、当該指令値をもとに前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）および前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）を制御する制御部（１４）と、を備え、
前記制御部（１４）は、
前記指令値にもとづき前記出力電力を上昇させる場合、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）を制御して前記発電装置（２０）の発電電力を増加させる制御を実行するとともに、前記発電装置（２０）の発電電力が第１所定値に到達していない状態において、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）を制御して前記蓄電部（３０）に充電される充電電力を減少させる制御を実行することを特徴とする電力変換システム（１０）。
第１所定値は天候を考慮した最大動作点の電力値であってもよい。この最大動作点の電力値は天候次第で変動する。
これによれば、系統２側への出力電力を指令値まで滑らかに上昇させることができる。
［項目２］
前記制御部（１４）は、
前記指令値にもとづき前記出力電力を低下させる場合、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）を制御して前記蓄電部（３０）に充電される充電電力を増加させる制御を先に実行し、前記蓄電部（３０）への充電電流が第２所定値に到達した後、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）を制御して前記発電装置（２０）の発電電力を低下させる制御を実行することを特徴とする項目１に記載の電力変換システム（１０）。
第２所定値は上限値であってもよい。
これによれば、発電装置（２０）の発電効率をできるだけ高く保つことができる。
［項目３］
前記制御部（１４）は、前記出力電力を上昇させる必要がある指令値を受信すると、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）を制御して前記発電装置（２０）の発電電力を増加させる制御と、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）を制御して前記蓄電部（３０）に充電される充電電力を減少させる制御の実行を開始することを特徴とする項目１または２に記載の電力変換システム（１０）。
これによれば、より確実に、ＤＣ−ＡＣコンバータ（１３）の出力電力を指令値まで滑らかに上昇させることができる。
［項目４］
前記発電装置（２０）は、太陽光発電システム（２０）であり、
前記制御部は、前記太陽光発電システム（２０）の発電電力を最大点に維持するようＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracker）制御を実行し、
前記制御部（１４）は、
前記指令値にもとづき前記出力電力を低下させる場合において、前記蓄電部（３０）への充電電流が第２所定値に到達すると前記ＭＰＰＴ制御を停止し、
前記出力電力を上昇させる必要がある指令値を受信し、かつ前記ＭＰＰＴ制御が停止している場合、前記ＭＰＰＴ制御を再開することを特徴とする項目１から３のいずれかに記載の電力変換システム（１０）。
これによれば、太陽光発電システム（２０）をできるだけ最大電力点で動作させることができ、太陽光発電システム（２０）の発電能力を有効に活用することができる。
［項目５］
前記制御部（１４）は、前記指令値として前記出力電力の所定時間後の電力値を受信し、前記出力電力が当該電力値に漸次的に到達するよう前記出力電力の目標値を漸次的に変更し、当該目標値に沿って前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）および前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）の少なくとも一方を制御することを特徴とする項目１から４のいずれかに記載の電力変換システム（１０）。
これによれば、系統２側への出力電力を目標直線に沿って指令値まで滑らかに上昇させることができる。
［項目６］
再生可能エネルギーに基づき発電する発電装置（２０）から入力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換して出力する第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）と、
前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）から入力される直流電力を交流電力に変換して、系統（２）側に出力するＤＣ−ＡＣ変換部（１３）と、
蓄電部（３０）に入出力される直流電力をＤＣ−ＤＣ変換する変換部であり、前記蓄電部（３０）と、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）の出力端子と前記ＤＣ−ＡＣ変換部（１３）の直流側端子を結ぶ経路上のノード（Ｎａ）との間に接続される第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）と、
を制御する制御装置（１４）であって、
前記制御装置（１４）は、前記ＤＣ−ＡＣ変換部（１３）から前記系統（２）側に出力される出力電力の指令値を受信し、当該指令値をもとに前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）および前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）を制御し、
前記制御装置（１４）は、
前記指令値にもとづき前記出力電力を低下させる場合、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）を制御して前記蓄電部（３０）に充電される充電電力を増加させる制御を先に実行し、前記蓄電部（３０）への充電電流が所定値に到達した後、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）を制御して前記発電装置（２０）の発電電力を減少させる制御を実行し、
前記指令値にもとづき前記出力電力を上昇させる場合、前記第１ＤＣ−ＤＣ変換部（１１）を制御して前記発電装置（２０）の発電電力を増加させる制御を実行するとともに、前記発電装置（２０）の発電電力が所定値に到達していない状態において、前記第２ＤＣ−ＤＣ変換部（１２）を制御して前記蓄電部（３０）に充電される充電電力を減少させる制御を実行することを特徴とする制御装置（１４）。
これによれば、系統２側への出力電力を指令値まで滑らかに上昇させることができる。
【符号の説明】
【００６８】
１  蓄電システム、  ２  系統、  ３  発電所、  ４  系統管理システム、  １０  電力変換システム、  １１  第１ＤＣ−ＤＣコンバータ、  １２  第２ＤＣ−ＤＣコンバータ、  １３  ＤＣ−ＡＣコンバータ、  １４  制御部、  ２０  太陽光発電システム、  ３０  蓄電部、  ３１  蓄電池、  ３２  監視部。
【図１】
2017099235.tif 000003
【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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