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技術 電力変換装置

出願人 三菱電機株式会社
発明者 木村友昭
出願日 2016年2月9日 (4年10ヶ月経過) 出願番号 2016-022382
公開日 2017年8月17日 (3年4ヶ月経過) 公開番号 2017-142586
状態 特許登録済
技術分野 電気的変量の制御(交流、直流、電力等)
主要キーワード V曲線 電圧微分値 発電余力 電圧計測値 電力運用 電流計測値 今回計測 最適動作点
関連する未来課題
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この項目の情報は公開日時点(2017年8月17日)のものです。
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図面 (6)

課題

発電余力の絶対値を通知することが可能な電力変換装置を得ること。

解決手段

直流電圧源である太陽電池1から出力された直流電力交流電力に変換し、接続された負荷2へ交流電力を出力する電力変換装置20であって、太陽電池1からの出力電圧及び出力電流により太陽電池1の現在の発電電力演算する電力演算部10と、太陽電池1の発電可能電力と現在の発電電力との差である発電余力を演算する発電余力演算部12と、発電余力を表示する表示部13とを備える。表示部13に代えて、又は表示部13とともに音声部を備えていてもよい。

概要

背景

直流電圧源交流に変換して負荷交流電力を出力する電力変換装置運転は、交流電力を系統へ出力する連系運転と、交流電力を負荷へ直接出力する自立運転とに分けられる。直流電圧源の一例である太陽電池の出力には最適動作点が存在し、動作点がこの最適動作点に存在するときに発電可能電力に相当する電力を出力することができる。従来の太陽電池が接続された電力変換装置では、発電可能電力に相当する電力を出力できておらず発電余力が存在する状態であってもユーザーがそれを認知することができない構成が一般的であった。

従来技術である特許文献1には、直流電圧源が最適動作点付近で動作しているか否かを推定し、この最適動作点と実際の動作点との関係を表示する技術が開示されている。

概要

発電余力の絶対値を通知することが可能な電力変換装置を得ること。直流電圧源である太陽電池1から出力された直流電力を交流電力に変換し、接続された負荷2へ交流電力を出力する電力変換装置20であって、太陽電池1からの出力電圧及び出力電流により太陽電池1の現在の発電電力演算する電力演算部10と、太陽電池1の発電可能電力と現在の発電電力との差である発電余力を演算する発電余力演算部12と、発電余力を表示する表示部13とを備える。表示部13に代えて、又は表示部13とともに音声部を備えていてもよい。

目的

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、発電余力の絶対値を通知する電力変換装置を得ることを目的とする

効果

実績

技術文献被引用数
0件
牽制数
0件

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請求項1

直流電圧源から出力された直流電力交流電力に変換し、接続された負荷へ交流電力を出力する電力変換装置であって、前記直流電圧源からの出力電圧及び出力電流により前記直流電圧源の現在の発電電力演算する電力演算部と、前記直流電圧源の発電可能電力と前記現在の発電電力との差である発電余力を演算する発電余力演算部と、前記発電余力を表示する表示部とを備えることを特徴とする電力変換装置。

請求項2

前記発電可能電力は、前記発電余力演算部で演算されることを特徴とする請求項1に記載の電力変換装置。

請求項3

前記発電余力演算部は、前記直流電圧源の出力電圧Vと出力電力PとのP−V曲線における異なる2つの動作点における出力電圧及び出力電力の値から、前記発電可能電力及び前記発電可能電力における出力電圧を演算することを特徴とする請求項2に記載の電力変換装置。

請求項4

前記直流電圧源は太陽電池であることを特徴とする請求項1から請求項3のいずれか一項に記載の電力変換装置。

請求項5

前記発電余力演算部は、前記直流電圧源の発電可能電力が変化したときに、前記直流電圧源の前記発電余力を再演算することを特徴とする請求項1から請求項4のいずれか一項に記載の電力変換装置。

技術分野

0001

本発明は、直流電圧源の出力を交流に変換して負荷に出力する電力変換装置に関する。

背景技術

0002

直流電圧源を交流に変換して負荷に交流電力を出力する電力変換装置の運転は、交流電力を系統へ出力する連系運転と、交流電力を負荷へ直接出力する自立運転とに分けられる。直流電圧源の一例である太陽電池の出力には最適動作点が存在し、動作点がこの最適動作点に存在するときに発電可能電力に相当する電力を出力することができる。従来の太陽電池が接続された電力変換装置では、発電可能電力に相当する電力を出力できておらず発電余力が存在する状態であってもユーザーがそれを認知することができない構成が一般的であった。

0003

従来技術である特許文献1には、直流電圧源が最適動作点付近で動作しているか否かを推定し、この最適動作点と実際の動作点との関係を表示する技術が開示されている。

先行技術

0004

国際公開第2013/145079号

発明が解決しようとする課題

0005

しかしながら、上記の従来技術によれば、発電余力の絶対値を表示することができない。そのため、発電余力が足りないにも関わらず負荷が追加されてしまうことで消費電力が発電可能電力を超えてしまうことがある、という問題があった。

0006

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、発電余力の絶対値を通知する電力変換装置を得ることを目的とする。

課題を解決するための手段

0007

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、直流電圧源から出力された直流電力を交流電力に変換し、接続された負荷へ交流電力を出力する電力変換装置であって、前記直流電圧源からの出力電圧及び出力電流により前記直流電圧源の現在の発電電力演算する電力演算部と、前記直流電圧源の発電可能電力と前記現在の発電電力との差である発電余力を演算する発電余力演算部と、前記発電余力を表示する表示部とを備えることを特徴とする。

発明の効果

0008

本発明によれば、発電余力の絶対値を通知する電力変換装置を得ることができるという効果を奏する。

図面の簡単な説明

0009

実施の形態1に係る電力変換装置とその周辺の構成の一例を示す図
実施の形態1における太陽電池の特性の一例を示す図
実施の形態1における電力の電圧微分値dP/dVを示す図
実施の形態2における太陽電池の特性の一例を示す図
実施の形態1,2に係る電力変換装置内の電力演算部、dP/dV演算部、発電余力演算部及び表示部を実現するハードウェアの一般的な構成の一例を示す図

実施例

0010

以下に、本発明の実施の形態に係る電力変換装置を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。

0011

実施の形態1.
図1は、本発明の実施の形態1に係る電力変換装置20とその周辺の構成の一例を示す図である。図1には、直流電圧源である太陽電池1、交流負荷である負荷2、電力変換部3、太陽電池1の出力電圧を昇圧又は降圧する昇降圧回路4、昇降圧回路4の出力である直流電力を平滑する平滑回路5、平滑回路5で平滑された直流電力を交流電力へ変換するインバータ回路6、負荷2と電力変換部3との接続と切断とを切り替えスイッチ回路7、太陽電池1の出力電流を計測する電流計測部8、太陽電池1の出力電圧を計測する電圧計測部9、電流計測部8による計測結果である電流計測値I及び電圧計測部9による計測結果である電圧計測値Vから電力Pを演算する電力演算部10、微小時間間隔での計測値である電圧V及び演算値である電力Pを監視しつつ前回計測時の電圧V及び電力Pから今回計測時の電圧V及び電力Pへの変化量により電力の電圧微分値dP/dVを演算するdP/dV演算部11、電力の電圧微分値dP/dVと電圧Vと電力Pとから発電可能電力Pmを演算して発電余力Prを演算する発電余力演算部12及び発電余力演算部12の結果をユーザーへ通知する表示部13が示されている。

0012

次に、電力演算部10、dP/dV演算部11及び発電余力演算部12が行う演算について説明する。図2は、実施の形態1における太陽電池1の特性の一例を示す図である。図2には、横軸に太陽電池1の出力電圧である電圧Vをとり、縦軸に太陽電池1の発電電力である電力PをとったP−V曲線と、横軸に電圧Vをとり、縦軸に電力の電圧微分値dP/dVをとったV−dP/dV特性とが示されている。電力の電圧微分値dP/dVは、電力Pの時間微分値dP/dtを電圧Vの時間微分値dV/dtで割ったものである。

0013

太陽電池1の動作点は、P−V曲線上を動く。第1の動作点A(Voc,0)は無負荷時の動作点である。ここで、Vocは、太陽電池1の開放電圧である。第2の動作点B(Vs,Ps)は接続された負荷2が動作している時の動作点である。ここで、Vsは動作時の電圧であり、Psは動作時の電力である。第3の動作点C(Vm,Pm)は、太陽電池1の最適動作点である。ここで、Pmは太陽電池1の発電可能電力であり、VmはPmにおける電圧である。電力変換部3に負荷2を接続して動作させると、太陽電池1の動作点は、第1の動作点A(Voc,0)から第2の動作点B(Vs,Ps)まで移動する。Voc、Vs及びPsの値は、電流計測部8及び電圧計測部9によって既知である。しかしながら、動作点の位置は負荷の消費電力によって決まり、第3の動作点C(Vm,Pm)まで到達するとは限らず、Vm及びPmの値は未知であることが多い。発電余力Prは、PmとPsとの差により演算される。

0014

図3は、実施の形態1における電力の電圧微分値dP/dVを示す図である。無負荷時に負荷2を接続して動作させ、負荷2が電力を消費することにより動作点は第1の動作点A(Voc,0)から第2の動作点B(Vs,Ps)まで移動する。電流計測部8及び電圧計測部9は、微小な時間間隔で電流及び電圧の計測を行う。電力演算部10、dP/dV演算部11及び発電余力演算部12は、電流計測部8及び電圧計測部9が計測した値を用いて演算を行う。

0015

第1の動作点A(Voc,0)における電力の電圧微分値dP/dVは、電力消費開始時に動作点が第1の動作点A(Voc,0)から微小移動したとき、電力Pの時間微分値dP/dtを電圧Vの時間微分値dV/dtで割ることにより演算される。これは、図3において、第1の動作点A(Voc,0)の部分における傾きΔP/ΔVを演算することと同じである。

0016

また、第2の動作点B(Vs,Ps)における電力の電圧微分値dP/dVは、動作点が微小移動して第2の動作点B(Vs,Ps)へ到達したとき、電力Pの時間微分値dP/dtを電圧Vの時間微分値dV/dtで割ることにより演算される。これも、図3において、第2の動作点B(Vs,Ps)部分における傾きΔP/ΔVを演算することと同じである。

0017

次に、発電余力演算部12が発電余力Prを演算して表示部13に表示するまでの動作について説明する。第1に、P−V曲線上の無負荷時の動作点である第1の動作点A(Voc,0)及び電力消費時の動作点である第2の動作点B(Vs,Ps)において、電圧を計測し、電力演算部10が電力Pを演算し、dP/dV演算部11が電力の電圧微分値dP/dVを演算する。

0018

第2に、P−V曲線上の最適動作点である第3の動作点C(Vm,Pm)から無負荷時の動作点である第1の動作点A(Voc,0)までの軌跡を、上に凸の二次関数とする。ただし、第3の動作点C(Vm,Pm)において、電力の電圧微分値dP/dV=0であり、dP/dV=0となる点の電力値がPmである。P−V曲線を二次関数としたので、電圧Vと、電力の電圧微分値dP/dVとの関係を表すグラフ図2に示すように直線で表される。

0019

図3において、二次関数P=f(V)に対し、f(V)をVについて微分した関数をf’(V)と表す。ここで、負荷使用時の動作点である第2の動作点B(Vs,Ps)、V=Vsにおける傾きf’(Vs)、無負荷時の動作点である第1の動作点A(Voc,0)及びV=Vocにおける傾きf’(Voc)は、既知である。

0020

電圧Vと電力の電圧微分値dP/dVとの関係を表すグラフは直線であるので正の係数a,bを用いて、f’(V)=−aV+bと表すと、f’(Vm)=0からVm=b/aであり、Vm={Voc・f’(Vs)−Vs・f’(Voc)}/{f’(Vs)−f’(Voc)}と表される。正の係数cを用いて、二次関数P=f(V)をf(V)=−c(V−Vm)2+Pmと表すと、この二次関数は第1の動作点A(Voc,0)を通るので、c=Pm/(Voc−Vm)2である。従って、Pm=Ps/{1−(Vs−Vm)2/(Voc−Vm)2}である。

0021

第3に、発電余力演算部12が発電余力PrをPr=Pm−Psと演算する。

0022

第4に、上記のように演算した発電余力Prを表示部13に表示する。ただし、電力変換装置20は表示部13に代えて音声部を備えていてもよく、図示しない音声部から発電余力Prを音声アナウンスすることでユーザーに通知してもよい。又は、発電余力Prを図示しない音声部から音声アナウンスしつつ、発電余力Prを表示部13に表示してもよい。

0023

なお、実施の形態1においては、説明を簡略化するために、無負荷時の動作点である第1の動作点A(Voc,0)と、負荷使用時の動作点である第2の動作点B(Vs,Ps)とを用いて説明したが、負荷使用時の動作点を2つ用いることによってもPmの演算は可能である。

0024

また、実施の形態1の説明においては、自立運転の場合を想定して説明したが、太陽電池1の第1の動作点A(Voc,0)から第2の動作点B(Vs,Ps)までの値を計測することができれば発電余力Prの絶対値を演算可能であるため、連系運転の場合であっても実施の形態1にて説明した方法を適用可能である。

0025

実施の形態1では、ユーザーが発電可能電力を認識可能であるため、自立運転における負荷の使用時にユーザーが発電余力の絶対値を知ることができる。また、実施の形態1によれば、自立運転での負荷の使用時に、更なる負荷を追加すると消費電力が発電可能電力を超えて電力変換装置の自立運転が出力停止してしまう場面においても、ユーザーが発電余力を認識しているため、更なる負荷を追加することを中止し、電力変換装置の出力が停止してしまうことを防止することができる。

0026

また、実施の形態1によれば、日射量が少ない時間帯において発電余力がほとんどない場面が頻発する場合に、これをユーザーが認識することができるので、負荷を使用するタイムスケジュールを調整して、日射量が多い時間帯に負荷を集中して使用するようにして安定した電力の運用を行うことができる。また、実施の形態1によれば、太陽電池1の発電電力を増大させるために太陽電池の増設を検討すべきであることをユーザーに促すことができる。このように、実施の形態1によれば、太陽電池1の発電電力に応じた適切な電力運用が可能となる。

0027

また、電力変換装置20が連系運転で動作しているとき、通常は最大電力点追従(MPPT:Maximum Power Point Tracking)制御により動作しており太陽電池1の出力電圧はVmとなるべきであり、このような場面で発電余力が生じていれば動作異常であることになる。実施の形態1によれば、このような動作異常をユーザーに気付かせることができる。

0028

実施の形態2.
実施の形態1では、P−V曲線が変化しないことを前提として、ユーザーが負荷を接続して使用した場合に、演算された発電余力Prがユーザーへ通知される形態について説明した。ここで、P−V曲線が変化しない場合としては天候が安定している場合を例示することができる。実施の形態2では、実施の形態1と同様にユーザーが負荷を接続して使用し続けている場面ではあるが、何らかの理由によりP−V曲線が変化した場合に、発電余力を再演算し、再演算された発電余力Prがユーザーへ通知される形態について説明する。なお、P−V曲線が変化する理由には、天候の急変による日射量の変化、及び太陽電池の表面に落ち葉又はといった遮蔽物の存在によって影がかかることで太陽電池に入射する光量の減少を例示することができる。

0029

なお、実施の形態2に係る電力変換装置の構成は、図1と同様である。図4は、実施の形態2における太陽電池1の特性の一例を示す図である。図4では、日射量が減少する前のP−V曲線を細い線で示し、日射量が減少した後のP−V曲線を太い線で示している。

0030

まず、負荷を使用しているとき、動作点はB1(Vs1,Ps1)に存在する。しかしながら、日射量が減少すると発電可能電力Pmも減少し、動作点C1(Vm,Pm)は動作点C2へと移動するため発電可能電力Pmを再演算する必要がある。日射量の減少によりP−V曲線の山は低くなるが、消費電力は変化しないため、使用時の動作点B1(Vs1,Ps1)は、図4に示すように変化するP−V曲線上に乗り続けつつ、水平方向に平行移動して動作点B2(Vs2,Ps2)へ移動する。なお、Ps2=Ps1である。日射量が変化すると、P−V曲線のVm及びVocも変化するが、発電可能電力Pmの変化に比べれば僅かである。そのため、発電可能電力Pmの再演算に際してはVm及びVocは一定とする。すると、日射量変化前後のP−V曲線は、いずれも動作点A(Voc,0)を通ることから、実施の形態1と同様に、c=Pm/(Voc−Vm)2であり、Vm及びVocは一定であるため、cはPmに比例することになる。すなわち、発電可能電力Pmは、二次関数P=f(V)の係数cと比例関係にある。

0031

ところで、電圧Vに対する電力の電圧微分値dP/dVの直線グラフは、f(V)=−c(V−Vm)2+Pmを微分することで、f’(V)=−2cV+2cVmとなる。従って直線の傾きは2cとなり、上述のように、発電可能電力Pmは、直線の傾き2cと比例関係にあるといえる。

0032

図4から、Vs2における日射量変化前の電力の電圧微分値dP/dVと、Vs2における日射量変化後の電力の電圧微分値dP/dVとの比は、直線の傾き2cの日射量変化前後の比に相当するため、発電可能電力Pmの減少率は、Vs2における日射量変化前の電力の電圧微分値dP/dVからVs2における日射量変化後の電力の電圧微分値dP/dVへの減少率と等しい。

0033

Vs2における日射量変化前の電力の電圧微分値dP/dVは、日射量変化前のf’(v)直線が既知であるので演算可能である。また、Vs2における日射量変化後の電力の電圧微分値dP/dVは、dP/dV演算部11によって演算される。従って、日射量の変化後の発電可能電力であるPm(変化後)は、実施の形態1で説明したようにPm=Ps/{1−(Vs−Vm)2/(Voc−Vm)2}で表される日射量の変化前の発電可能電力Pm(変化前)を用いると、発電可能電力Pm(変化後)=発電可能電力Pm(変化前)×{f’(Vs2)(変化後)/f’(Vs2)(変化前)}と表される。

0034

従って、日射量変化後の発電余力Prは、発電余力Pr(変化後)=発電可能電力Pm(変化後)−現使用電力Psによって演算される。

0035

実施の形態2によれば、P−V曲線が変化した場合でも発電余力Prの再演算を行うことで、発電余力Prの絶対値を正確に得ることができる。

0036

また、実施の形態2によれば、負荷の消費電力が一定であるときに発電余力Prが突然変化したことをユーザーが認識できることで、天候の急変及び太陽電池の表面における遮蔽物の存在、並びに太陽電池又は負荷における異常の発生をユーザーに知らせることができる。

0037

なお、実施の形態2においては、日射量が減少した場合の発電可能電力の演算について説明したが、本発明はこれに限定されず、日射量が増加した場合の発電可能電力の演算にも同様に適用することができる。

0038

従来技術では、最適動作点付近で動作している割合を演算するためにインバータ出力電流正弦波である必要があるが、自立運転では負荷により電流波形が変わってしまうため、系統連系せずに自立運転する場合には従来技術を適用することができないという問題があった。

0039

また、従来技術では、最適動作点と実際の動作点との関係を表示するが、ユーザーが発電余力の絶対値自体を知ることはできない。そのため、自立運転による負荷使用時にユーザーが更なる負荷を追加すると、消費電力が発電可能電力を超えてしまうことがあり、自立運転が突然停止することがあるという問題があった。

0040

実施の形態1,2にて説明したように、本発明によれば、電力変換装置が自立運転し、且つ負荷を接続して使用している状態において、ユーザーに発電余力の絶対値を通知することができる。

0041

図5は、実施の形態1,2に係る電力変換装置20内の電力演算部10、dP/dV演算部11、発電余力演算部12及び表示部13を実現するハードウェアの一般的な構成の一例を示す図である。図5には、プロセッサ21、メモリ22、入力部23及び表示部24が示されている。プロセッサ21は演算を実行し、メモリ22はプロセッサ21が演算を行うに際して必要なデータ及びソフトウェアの記憶を行う。入力部23には、電流計測部8から太陽電池1の出力電流が入力され、電圧計測部9から太陽電池1の出力電圧が入力される。表示部24は、図1の表示部13に相当する。なお、プロセッサ21、メモリ22、入力部23及び表示部24は、各々複数設けられていてもよい。

0042

実施の形態1,2に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

0043

1太陽電池、2負荷、3電力変換部、4昇降圧回路、5平滑回路、6インバータ回路、7スイッチ回路、8電流計測部、9電圧計測部、10電力演算部、11 dP/dV演算部、12発電余力演算部、13 表示部、20電力変換装置、21プロセッサ、22メモリ、23 入力部、24 表示部。

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