JP2019165598A - Power generating system - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、発電システムに関する。 The present invention relates to a power generation system.
例えば、再生可能エネルギーにより交流電力を発電する発電機と、その発電機で発電した交流電力を直流電力に変換して電源装置や電力系統に供給するインバータと、を備えた発電システムが知られている（例えば、特許文献１）。 For example, a power generation system including a generator that generates AC power using renewable energy and an inverter that converts the AC power generated by the generator into DC power and supplies the power to a power supply device or a power system is known. (For example, Patent Document 1).
ところで、再生可能エネルギーは天候などの自然状況に左右される不安定なエネルギーである。そのため、再生可能エネルギーが変動した場合には、発電機での損失やインバータでの損失が変動することになり、その結果発電システム全体で発生する損失が変動する。したがって、発電システム全体で発生する損失が増加して、発電効率が低下する場合がある。 By the way, renewable energy is unstable energy that depends on natural conditions such as the weather. Therefore, when the renewable energy fluctuates, the loss in the generator and the loss in the inverter fluctuate, and as a result, the loss generated in the entire power generation system fluctuates. Therefore, the loss generated in the entire power generation system may increase and the power generation efficiency may decrease.
本発明は、このような事情に鑑みてなされたもので、その目的は、発電システムで発生する損失を低減することである。 This invention is made | formed in view of such a situation, The objective is to reduce the loss which generate | occur | produces in an electric power generation system.
本発明の一態様は、発電機と、前記発電機で発電された発電電力を直流に変換する電力変換装置と、を備えた発電システムであって、前記電力変換装置を構成するスイッチング素子のスイッチング周波数を変化させながら、前記発電機で発生する損失と前記電力変換装置で発生する損失とを含む合計損失が最小となるように前記スイッチング素子に対してスイッチング制御を行う制御部を備えることを特徴とする発電システムである。 One aspect of the present invention is a power generation system including a power generator and a power conversion device that converts generated power generated by the power generator into direct current, and switching of switching elements constituting the power conversion device A control unit that performs switching control on the switching element so as to minimize a total loss including a loss generated in the generator and a loss generated in the power conversion device while changing a frequency is provided. This is a power generation system.
本発明の一態様は、上述の発電システムであって、前記制御部は、前記電力変換装置により変換された発電電力が最大となるように前記スイッチング素子に対してスイッチング制御を行う。 One aspect of the present invention is the above-described power generation system, wherein the control unit performs switching control on the switching element so that the generated power converted by the power conversion device is maximized.
本発明の一態様は、上述の発電システムであって、前記制御部は、前記発電機の出力が目標値に追従するように前記発電機の出力をフィードバック制御し、前記スイッチング周波数の制御周波数は、負荷変動時におけるフィードバック制御の共振周波数よりも小さく、かつ、前記発電機の回転数変動の周波数より大きい。 One aspect of the present invention is the power generation system described above, wherein the control unit feedback-controls the output of the generator so that the output of the generator follows a target value, and the control frequency of the switching frequency is The resonance frequency is smaller than the resonance frequency of the feedback control when the load is varied, and is larger than the frequency of the rotational speed variation of the generator.
本発明の一態様は、上述の発電システムであって、前記スイッチング素子の温度を測定する第１の温度センサを更に備え、前記制御部は、前記第１の温度センサにより測定された温度が第１の閾値以上になった場合には、強制的にスイッチング周波数を低減させる。 One aspect of the present invention is the above-described power generation system, further including a first temperature sensor that measures a temperature of the switching element, wherein the control unit is configured such that the temperature measured by the first temperature sensor is a first temperature sensor. When the threshold value is 1 or more, the switching frequency is forcibly reduced.
本発明の一態様は、上述の発電システムであって、前記発電機の温度を測定する第２の温度センサを更に備え、前記制御部は、前記第２の温度センサにより測定された温度が第２の閾値以上になった場合には、強制的にスイッチング周波数を増加させる。 One aspect of the present invention is the above-described power generation system, further including a second temperature sensor that measures the temperature of the generator, and the control unit has a temperature measured by the second temperature sensor as a first value. When the threshold value is 2 or more, the switching frequency is forcibly increased.
以上説明したように、本発明によれば、発電システムで発生する損失を低減することができる。 As described above, according to the present invention, it is possible to reduce the loss generated in the power generation system.
以下、本発明の一実施形態に係る発電電力変換器を、図面を用いて説明する。 Hereinafter, a generated power converter according to an embodiment of the present invention will be described with reference to the drawings.
図１は、本発明の一実施形態に係る発電電力変換器を備えた発電システムＡの概略構成の一例を示す図である。図１に示すように、発電システムＡは、電源装置１、発電機２、及び発電電力変換器３を備える。
FIG. 1 is a diagram illustrating an example of a schematic configuration of a power generation system A including a generated power converter according to an embodiment of the present invention. As shown in FIG. 1, the power generation system A includes a
電源装置１は、直流電源であって、例えば、ニッケル水素電池やリチウムイオン電池といった二次電池を用いることができる。また、電源装置１は、二次電池の代わりに、電気二重層キャパシタ（コンデンサ）を用いることもできる。さらに、電源装置１は、交流電源からの出力を直流に整流する装置であってもよい。
The
発電機２は、再生可能エネルギーや蒸気タービン等により駆動されることで電力（以下、「発電電力」という。）を発電する発電機である。本実施形態では発電機２は、三相（Ｕ、Ｖ、Ｗ）の交流発電機である。具体的には、発電機２は、永久磁石を有するロータと、三相（Ｕ、Ｖ、Ｗ）それぞれに対応するコイルＬｕ、Ｌｖ、Ｌｗがロータの回転方向に順に巻装されているステータとを備えている。そして、各相のコイルＬｕ、Ｌｖ、Ｌｗのそれぞれは、発電電力変換器３に接続されている。 The generator 2 is a generator that generates electric power (hereinafter referred to as “generated power”) by being driven by renewable energy, a steam turbine, or the like. In the present embodiment, the generator 2 is a three-phase (U, V, W) AC generator. Specifically, the generator 2 includes a rotor having permanent magnets, a stator in which coils Lu, Lv, and Lw corresponding to three phases (U, V, and W) are wound in order in the rotation direction of the rotor. It has. Each of the coils Lu, Lv, Lw of each phase is connected to the generated power converter 3.
発電電力変換器３は、発電機２で発電した交流の発電電力を直流に変換して電源装置１に供給する。以下に、本発明の一実施形態に係る発電電力変換器３の構成について、具体的に説明する。
The generated power converter 3 converts AC generated power generated by the generator 2 into direct current and supplies it to the
発電電力変換器３は、インバータ４及びインバータ制御部５を備える。なお、インバータ４は、本発明の「電力変換装置」の一例である。
The generated power converter 3 includes an
インバータ４は、発電機２で発電した交流の発電電力を直流に変換する。そして、インバータ４は、直流に変換した発電電力を電源装置１に供給する。
The
具体的には、インバータ４は、出力端子Ｎ１、基準端子Ｎ２、及び入力端子Ｎ３〜Ｎ５を備える。
Specifically, the
出力端子Ｎ１は、接続線Ｌ１を介して電源装置１の正極端子に接続されている。基準端子Ｎ２は、接続線Ｌ２を介して電源装置１の負極端子に接続されている。また、入力端子Ｎ３には、コイルＬｕが接続されている。入力端子Ｎ４には、コイルＬｖが接続されている。入力端子Ｎ５には、コイルＬｗが接続されている。
したがって、インバータ４は、入力端子Ｎ３〜Ｎ５に入力した交流の発電電力を直流に変換して出力端子Ｎ１から電源装置１に出力する。
The output terminal N1 is connected to the positive terminal of the
Therefore, the
以下に、インバータ４の構成について、具体的に説明する。
Below, the structure of the
インバータ４は、複数のスイッチング素子ＳＷを有し、このスイッチング素子のオン状態とオフ状態とがインバータ制御部５によりスイッチング制御されることで発電機２からの交流の発電電力を直流に変換して電源装置１に出力する。これにより、電源装置１に発電電力が充電される。なお、本実施形態では、６つのスイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６がＦＥＴ（Field Effective Transistor）である場合について説明するが、これに限定されず、例えば、ＩＧＢＴ（Insulated gate bipolar transistor）、及びＢＪＴ（bipolar junction transistor）であってもよい。また、インバータ４は、スイッチング素子ＳＷの個数には特に限定されない。
The
具体的には、直列に接続されたスイッチング素子ＳＷ１，ＳＷ２と、直列に接続されたスイッチング素子ＳＷ３，ＳＷ４と、直列に接続されたスイッチング素子ＳＷ５，ＳＷ６とは、出力端子Ｎ１と、基準端子Ｎ２との間に並列に接続されている。 Specifically, the switching elements SW1 and SW2 connected in series, the switching elements SW3 and SW4 connected in series, and the switching elements SW5 and SW6 connected in series include an output terminal N1 and a reference terminal N2. Connected in parallel.
スイッチング素子ＳＷ１のドレイン端子は、出力端子Ｎ１に接続されている。スイッチング素子ＳＷ２のソース端子は、基準端子Ｎ２に接続されている。スイッチング素子ＳＷ１のソース端子と、スイッチング素子ＳＷ２のドレイン端子との接続点（入力端子Ｎ３）は、コイルＬｕの一端に接続されている。 The drain terminal of the switching element SW1 is connected to the output terminal N1. The source terminal of the switching element SW2 is connected to the reference terminal N2. A connection point (input terminal N3) between the source terminal of the switching element SW1 and the drain terminal of the switching element SW2 is connected to one end of the coil Lu.
スイッチング素子ＳＷ３のドレイン端子は、スイッチング素子ＳＷ１のドレイン端子に接続されている。スイッチング素子ＳＷ４のソース端子は、基準端子Ｎ２に接続されている。スイッチング素子ＳＷ３のソース端子と、スイッチング素子ＳＷ４のドレイン端子との接続点（入力端子Ｎ４）は、コイルＬｖの一端に接続されている。 The drain terminal of the switching element SW3 is connected to the drain terminal of the switching element SW1. The source terminal of the switching element SW4 is connected to the reference terminal N2. A connection point (input terminal N4) between the source terminal of the switching element SW3 and the drain terminal of the switching element SW4 is connected to one end of the coil Lv.
スイッチング素子ＳＷ５のドレイン端子は、スイッチング素子ＳＷ１のドレイン端子に接続されている。スイッチング素子ＳＷ６のソース端子は、基準端子Ｎ２に接続されている。スイッチング素子ＳＷ５のソース端子と、スイッチング素子ＳＷ６のドレイン端子との接続点（入力端子Ｎ５）は、コイルＬｗの一端に接続されている。 The drain terminal of the switching element SW5 is connected to the drain terminal of the switching element SW1. The source terminal of the switching element SW6 is connected to the reference terminal N2. A connection point (input terminal N5) between the source terminal of the switching element SW5 and the drain terminal of the switching element SW6 is connected to one end of the coil Lw.
また、各スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６のゲート端子は、インバータ制御部５に接続されている。
The gate terminals of the switching elements SW <b> 1 to SW <b> 6 are connected to the
インバータ制御部５は、インバータ４の駆動を制御する。具体的には、インバータ制御部５は、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６をスイッチング制御する。以下に、インバータ制御部５の構成について、具体的に説明する。
The
インバータ制御部５は、電流検出部６、電圧検出部７、及び制御部８を備える。
The
電流検出部６は、インバータ４の出力端子Ｎ１から電源装置１に出力する出力電流Ｉｏｕｔを検出する。例えば、電流検出部６は、接続線Ｌ１に設けられ、接続センサＬ１に流れる電流を検出することで、出力電流Ｉｏｕｔを検出する。そして、電流検出部６は、検出した出力電流Ｉｏｕｔを制御部８に出力する。
The current detection unit 6 detects an output current Iout output from the output terminal N1 of the
この電流検出部６は、出力電流Ｉｏｕｔを検出する構成であれば特に限定されないが、例えば、トランスを備えたカレントトランス（ＣＴ）やホール素子を備えた電流センサである。また、電流検出部６は、接続線Ｌ１に直列に接続されたシャント抵抗の両端の電圧から出力電流Ｉｏｕｔを検出してもよい。 The current detection unit 6 is not particularly limited as long as it is configured to detect the output current Iout. For example, the current detection unit 6 is a current transformer (CT) including a transformer or a current sensor including a Hall element. The current detection unit 6 may detect the output current Iout from the voltage across the shunt resistor connected in series to the connection line L1.
電圧検出部７は、インバータ４から電源装置１に出力される出力電圧Ｖｏｕｔを検出する。例えば、電圧検出部７は、出力端子Ｎ１と基準端子Ｎ２との間の電位差を検出することで、出力電圧Ｖｏｕｔを検出する。なお、電圧検出部７は、インバータ４から出力される出力電圧Ｖｏｕｔをそのまま読み取るのではなく、例えば、抵抗分圧回路で出力電圧Ｖｏｕｔを抵抗分圧した電圧（以下、「分圧電圧」という。）を読み取ってもよい。この場合には、電圧検出部７は、読み取った分圧電圧から、抵抗分圧回路の分圧比に基づいて出力電圧Ｖｏｕｔを算出する。
The
電圧検出部７は、検出した出力電圧Ｖｏｕｔを制御部８に出力する。なお、上述したように、出力端子Ｎ１が電源装置１の正極端子に、基準端子Ｎ２が電源装置１の負極端子に接続されているため、出力電圧Ｖｏｕｔは電源装置１の出力電圧に相当する。
The
制御部８は、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６を任意のスイッチング周波数ｆｓｗでスイッチング制御する。例えば、制御部８は、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６のゲート端子に制御信号を出力することで、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６をオン状態又はオフ状態に制御するスイッチング制御を行う。この制御信号は、例えば、ＰＷＭ（パルス幅変調）信号である。
The
具体的には、制御部８は、発電機２の出力が目標値に追従するようにＰＷＭ信号のディーティ比を設定することで発電機２の出力をフィードバック制御する。ここで、発電機２の出力とは、発電機２から出力される電流（発電電流）でもよいし、発電機２から出力される電圧（発電電圧）でもよい。
Specifically, the
また、制御部８は、インバータ４のスイッチング周波数ｆｓｗを、上記フィードバック制御の制御系（以下、「第１の制御系」という。）とは異なる第２の制御系で設定する。なお、上記スイッチング周波数ｆｓｗは、制御信号の周波数に相当する。
ここで、本実施形態に係る特徴の一つは、インバータ４のスイッチング周波数ｆｓｗを固定せずに変化させながら、発電機２で発生する損失（以下、「発電機損失」という。）ＰＧとインバータ４で発生する損失（以下、「インバータ損失」という。）ＰＩＶとを合計した損失（以下、「合計損失」という。）ＰＳが最小となるスイッチング周波数ｆｓｗ（以下、「ｆｓｗｍｉｎ」という。）を常に探索する最小損失点追従制御を行うことである。
In addition, the
Here, one feature of the present embodiment, while changing without fixing the switching frequency fsw of the
換言すれば、最小損失点追従制御とは、発電機２が駆動している状態において、合計損失ＰＳが最小となるように、スイッチング周波数ｆｓｗ（例えば、制御信号の周波数）をパラメータとして変化させながら合計損失ＰＳが最小となるようにインバータ４をスイッチング制御することである。
In other words, a minimum loss point tracking control, in a state where the generator 2 is driven, so that the total loss P S is minimized, changing the switching frequency fsw (e.g., frequency control signal) as a parameter total loss P S is to switching control of the
以下に、合計損失ＰＳについて、図２を用いて説明する。図２は、本発明の一実施形態に係る発電機損失ＰＧ、インバータ損失ＰＩＶ、及び合計損失ＰＳのスイッチング周波数ｆｓに対する傾向の一例を示す図である。 Hereinafter, the total loss P S, is described with reference to FIG. Figure 2 is a diagram illustrating an embodiment in accordance with the generator losses P G, inverter loss P IV, and an example of a trend for the switching frequency fs of the total losses P S of the present invention.
本発明者らは、スイッチング周波数ｆｓｗが高くなるにつれて、発電機損失ＰＧが減少する傾向にあるともにインバータ損失ＰＩＶが増加する傾向にあることを発見した。これは、図２に示すように、縦軸を損失、横軸をスイッチング周波数ｆｓｗとしたグラフにおいて、発電機損失ＰＧ及びインバータ損失ＰＩＶをプロットした場合には、スイッチング周波数ｆｓｗの所定範囲内において、損失ＰＳが最小となるポイント（以下、「最小損失点」という。）が存在する。すなわち、合計損失ＰＳには、スイッチング周波数ｆｓｗの所定範囲内において、必ず最小損失点が存在することになる。したがって、制御部８は、再生可能エネルギーや蒸気タービンの駆動が変動することで発電機２の回転数が変動した場合でも、スイッチング周波数ｆｓｗを変化させながら常に最小損失点のスイッチング周波数ｆｓｗｍｉｎを探索してスイッチング制御することで、合計損失ＰＳを低減することができる。
The present inventors have found that as the switching frequency fsw increases, the generator loss P G tends to decrease and the inverter loss P IV tends to increase. This is because, as shown in FIG. 2, the loss on the vertical axis, the horizontal axis in graph switching frequency fsw, when plotting the generator losses P G and the inverter loss P IV is within a predetermined range of the switching frequency fsw in the point where the loss P S is minimized (hereinafter, referred to as "minimum loss point".) exists. That is, the total losses P S is within a predetermined range of the switching frequency fsw, so that always there is a minimum loss point. Therefore, the
ここで、発電機２の回転数が一定である場合には、スイッチング周波数ｆｓｗに対する合計損失ＰＳの傾向とインバータ４から出力される発電電力Ｐｏｕｔの傾向とは、互いに反対の傾向を示す。すなわち、発電機２の回転数が一定である場合には、合計損失ＰＳが最小となるスイッチング周波数ｆＳＷと、発電電力Ｐｏｕｔが最大となるスイッチング周波数ｆＳＷとが、同一の周波数となる。したがって、本実施形態に係る制御部８は、最小損失点追従制御において、発電機２の駆動時にインバータ４のスイッチング周波数ｆＳＷを変化させながら、発電電力Ｐｏｕｔが最大となるようにスイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６のスイッチング制御を行う。
Here, when the rotation speed of the generator 2 is constant, the tendency of the generated power Pout output from the tendency of the
なお、発電機２の回転数が変動すると最小損失点も変動するため、図３に示すように、最小損失点追従制御においてスイッチング周波数ｆｓｗを変化させる制御系（第２の制御系）の応答角周波数ωＳＷは、想定される発電機２の回転数変動の周波数ωＬよりも大きい値に設定される。この第２の制御系の応答角周波数ωＳＷとは、スイッチング周波数ｆｓｗを制御する周波数（スイッチング周波数ｆｓｗの制御周波数）である。なお、想定される発電機２の回転数変動の周波数ωＬは、想定される発電機２の回転数変動の最大周波数であることが望ましい。
さらに、応答角周波数ωＳＷが発電機２の回転数変動時における上記第１の制御系の共振角周波数ωｒ（＞ωＬ）より大きいと、スイッチング周波数ｆｓｗが共振などの過渡状態（不安定状態）に追従してしまう可能性がある。
Since the minimum loss point also changes when the rotational speed of the generator 2 changes, the response angle of the control system (second control system) that changes the switching frequency fsw in the minimum loss point tracking control as shown in FIG. The frequency ω SW is set to a value larger than the assumed frequency ω L of the rotational speed fluctuation of the generator 2. The response angular frequency ω SW of the second control system is a frequency for controlling the switching frequency fsw (control frequency of the switching frequency fsw). In addition, it is desirable that the assumed frequency ω L of the rotational speed fluctuation of the generator 2 is the maximum frequency of the assumed rotational speed fluctuation of the generator 2.
Further, when the response angular frequency ω SW is larger than the resonance angular frequency ωr (> ω L ) of the first control system when the rotational speed of the generator 2 is varied, the switching frequency fsw is in a transient state (unstable state) such as resonance. ) May follow.
したがって、応答角周波数ωＳＷは、上記共振角周波数ωｒよりも小さい値に設定される。例えば、応答角周波数ωＳＷは、以下の条件（１）になるように設定される。
ωＬ＜＜ωＳＷ＜＜ωｒ…（１）
Therefore, the response angular frequency ω SW is set to a value smaller than the resonance angular frequency ωr. For example, the response angular frequency ω SW is set to satisfy the following condition (1).
ω L << ω SW << ωr (1)
次に、本発明の一実施形態に係る最小損失点追従制御の動作の流れについて、図４を用いて説明する。図４は、本発明の一実施形態に係る最小損失点追従制御のフロー図である。 Next, the operation flow of the minimum loss point tracking control according to the embodiment of the present invention will be described with reference to FIG. FIG. 4 is a flowchart of minimum loss point tracking control according to an embodiment of the present invention.
まず、制御部８は、スイッチング周波数ｆｓｗを予め設定された初期値ｆｓｗ０に設定した制御信号をスイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６に出力することで、インバータ４を駆動する。これにより、スイッチング周波数ｆｓｗ＝初期値ｆｓｗ０でスイッチング制御されたインバータ４は、発電機２で発電された交流の発電電力を直流に変換して、当該直流の発電電力Ｐｏｕｔを電源装置１に供給する（ステップＳ１０１）。なお、初期値ｆｓｗ０は、例えば、シミュレーションから得られた基準値や設計値、試験的に得られた基準値である。
First, the
次に、制御部８は、発電機２が駆動している状態において、現在のスイッチング周波数ｆｓｗに、微小周波数Δｆｓｗ×増減フラグＦを加える。ここで、微小周波数Δｆｓｗは、予め設定されており、最小損失点追従制御においてスイッチング周波数ｆｓｗを変化させる変化量である。増減フラグＦは、最小損失点追従制御においてスイッチング周波数ｆｓｗを変化させる場合に、当該スイッチング周波数ｆｓｗを増加させるのか、又は減少させるのかを決定するものである。例えば、増減フラグＦが「＋１」ならばスイッチング周波数ｆｓｗを増加させ、増減フラグＦが「−１」ならばスイッチング周波数ｆｓｗを減少させる。なお、増減フラグＦの初期値は、ステップＳ１０１において設定され、本実施形態では初期値として「＋１」に設定する。ただし、増減フラグＦの初期値は、「−１」でもよい。
Next, the
電流検出部６は、インバータ４から電源装置１に出力される出力電流Ｉｏｕｔを検出し、その検出した出力電流Ｉｏｕｔを制御部８に出力する。また、電圧検出部７は、インバータ４から電源装置１に出力される出力電圧Ｖｏｕｔを検出し、その検出した出力電圧Ｖｏｕｔを制御部８に出力する（ステップＳ１０３）。
Current detection unit 6 detects output current Iout output from
制御部８は、電流検出部６から取得した出力電流Ｉｏｕｔと、電圧検出部７から取得した出力電圧Ｖｏｕｔとを乗算することで、現在の発電電力Ｐｏｕｔ（＝Ｉｏｕｔ×Ｖｏｕｔ）を算出する（ステップＳ１０４）。
The
制御部８は、現在の発電電力Ｐｏｕｔを算出すると、その算出した現在の発電電力Ｐｏｕｔと、前回算出した発電電力Ｐｏｕｔとを比較する（ステップＳ１０４）。なお、説明が煩雑になることを防ぐため、前回算出した発電電力Ｐｏｕｔを発電電力Ｐｒｅｆと表記する。なお、発電電力Ｐｒｅｆの初期値は、ステップＳ１０１において設定され、本実施形態では「０」に設定される。
When calculating the current generated power Pout, the
制御部８は、現在の発電電力Ｐｏｕｔと前回の発電電力Ｐｒｅｆとを比較し、現在の発電電力Ｐｏｕｔが、前回の発電電力Ｐｒｅｆより大きい場合（Ｐｏｕｔ＞Ｐｒｅｆ）には、増減フラグＦの符号は変更しない。そして、制御部８は、現在の発電電力Ｐｏｕｔを前回の発電電力Ｐｒｅｆとして設定して（ステップＳ１０７）、ステップＳ１０２の処理に戻る。
The
一方、制御部８は、現在の発電電力Ｐｏｕｔと前回の発電電力Ｐｒｅｆとを比較し、現在の発電電力Ｐｏｕｔが、前回の発電電力Ｐｒｅｆ以下である場合（Ｐｏｕｔ≦Ｐｒｅｆ）には、増減フラグＦの符号を反転させる（ステップＳ１０６）。そして、制御部８は、現在の発電電力Ｐｏｕｔを前回の発電電力Ｐｒｅｆとして設定して（ステップＳ１０７）、ステップＳ１０２の処理に戻る。
On the other hand, the
このように、制御部８は、ステップＳ１０２〜ステップＳ１０７を繰り返すことで、スイッチング周波数ｆｓｗをパラメータとして、前回のスイッチング周波数ｆｓｗから微小周波数Δｆｓｗだけ増加又は減少させながら発電電力Ｐｏｕｔが前回の値よりも大きくなるようにインバータ４をスイッチング制御する。これにより、制御部８は、スイッチング周波数ｆｓｗを増加又は減少させながら最小損失点を探索することが可能となる。その結果、発電システムＡは、発電機２の回転数、発電機２やスイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６の温度、発電機２の発電電圧、発電機２やスイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６の個体ばらつき等によらず、最小損失で発電機２の運転を継続することができる。
さらに、発電システムＡは、発電機２の回転数に変動があった場合でも、最小損失に維持し、常に高い発電効率に維持することができる。
As described above, the
Further, the power generation system A can maintain a minimum loss and always maintain a high power generation efficiency even when the rotational speed of the generator 2 varies.
以上、この発明の実施形態について図面を参照して詳述してきたが、具体的な構成はこの実施形態に限られるものではなく、この発明の要旨を逸脱しない範囲の設計等も含まれる。 The embodiment of the present invention has been described in detail with reference to the drawings. However, the specific configuration is not limited to this embodiment, and includes designs and the like that do not depart from the gist of the present invention.
（変形例１）
上記実施形態において、最小損失点追従制御において、変更するスイッチング周波数ｆｓｗの範囲に制限を設けてもよい。例えば、制御部８は、最小損失点追従制御におけるスイッチング周波数ｆｓｗを、最小値ｆｓｗＭＩＮ（最小限度値）と最大値ｆｓｗＭＡＸ（最大限度値）との間の範囲（ｆｓｗＭＩＮ≦ｆｓｗ≦ｆｓｗＭＡＸ）内において変更してもよい。
(Modification 1)
In the above embodiment, in the minimum loss point tracking control, a limit may be provided in the range of the switching frequency fsw to be changed. For example, the
（変形例２）
上記実施形態において、制御部８は、最小損失点追従制御の開始時において、ステップＳ１０１の処理で初期条件を設定した後に、スイッチング周波数ｆｓｗ（初期値ｆｓｗ０）に微小周波数Δｆｓｗ×増減フラグＦを足してから（ステップＳ１０２）、出力電流Ｉｏｕｔ及び出力電圧Ｖｏｕｔの取得（ステップＳ１０３）、発電電力Ｐｏｕｔの演算（ステップＳ１０４）を行ったが、本発明はこれに限定されない。例えば、制御部８は、最小損失点追従制御の開始時においては、ステップＳ１０１の処理を行った後に、ステップＳ１０２の処理を行わずに、ステップＳ１０３，Ｓ１０４の処理を実行してもよい。この場合には、制御部８は、ステップＳ１０７の処理を行った後に、ステップＳ１０２の処理を行うことになる。
(Modification 2)
In the above-described embodiment, the
具体的には、図５に示すように、まず、制御部８は、初期条件を設定する。すなわち、制御部８は、スイッチ１０１の処理と同様に、スイッチング周波数ｆｓｗを予め設定された初期値ｆｓｗ０に設定した制御信号をスイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６に出力することで、インバータ４を駆動する。さらに、制御部８は、前回の発電電力Ｐｒｅｆを初期値「０」に、増減フラグＦを初期値「＋１」に設定する（ステップＳ２０１）。
Specifically, as shown in FIG. 5, first, the
初期条件が設定された後、電流検出部６は、インバータ４から電源装置１に出力される出力電流Ｉｏｕｔを検出し、その検出した出力電流Ｉｏｕｔを制御部８に出力する。また、電圧検出部７は、インバータ４から電源装置１に出力される出力電圧Ｖｏｕｔを検出し、その検出した出力電圧Ｖｏｕｔを制御部８に出力する（ステップＳ２０２）。
After the initial conditions are set, the current detection unit 6 detects the output current Iout output from the
制御部８は、電流検出部６から取得した出力電流Ｉｏｕｔと、電圧検出部７から取得した出力電圧Ｖｏｕｔとを乗算することで、発電電力Ｐｏｕｔ（＝Ｉｏｕｔ×Ｖｏｕｔ）を算出する（ステップＳ２０３）。
The
制御部８は、現在の発電電力Ｐｏｕｔを算出すると、その算出した現在の発電電力Ｐｏｕｔと、前回算出した発電電力Ｐｒｅｆとを比較し（ステップＳ２０４）、現在の発電電力Ｐｏｕｔが、前回の発電電力Ｐｒｅｆより大きい場合（Ｐｏｕｔ＞Ｐｒｅｆ）には、増減フラグＦの符号は変更しない。そして、制御部８は、現在の発電電力Ｐｏｕｔを前回の発電電力Ｐｒｅｆとして設定する（ステップＳ２０６）。一方、制御部８は、現在の発電電力Ｐｏｕｔと前回の発電電力Ｐｒｅｆとを比較し、現在の発電電力Ｐｏｕｔが、前回の発電電力Ｐｒｅｆ以下である場合（Ｐｏｕｔ≦Ｐｒｅｆ）には、増減フラグＦの符号を反転させる（ステップＳ２０５）。そして、制御部８は、現在の発電電力Ｐｏｕｔを前回の発電電力Ｐｒｅｆとして設定する（ステップＳ２０６）。その後、制御部８は、現在のスイッチング周波数ｆｓｗに、微小周波数Δｆｓｗ×増減フラグＦを加えて（ステップＳ２０７）、ステップＳ２０２の処理に戻る。
When calculating the current generated power Pout, the
（変形例３）
上記実施形態において、発電システムＡは、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６の温度Ｔｓｗを測定する第１の温度センサを備えてもよい。そして、制御部８は、最小損失点追従制御において、上記第１の温度センサで測定された温度Ｔｓｗが予め設定された第１の閾値Ｔｔｈ１以上になった場合には、当該温度Ｔｓｗが第１の閾値Ｔｔｈ１未満になるまで強制的にスイッチング周波数ｆｓｗを低減させてもよい。例えば、制御部８は、最小損失点追従制御を行っていても、温度Ｔｓｗが第１の閾値Ｔｔｈ１以上になった場合には、割り込み処理として強制的にスイッチング周波数ｆｓｗを低減させてもよい。これにより、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６による損失（インバータ損失）が低減され、制御部８は、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６が発熱により故障することを防止することができる。なお、強制的にスイッチング周波数ｆｓｗを低減させる方法として、例えば、増減フラグＦの符号を強制的に反転させる方法がある。
(Modification 3)
In the embodiment, the power generation system A may include a first temperature sensor that measures the temperature Tsw of the switching elements SW1 to SW6. Then, in the minimum loss point tracking control, when the temperature Tsw measured by the first temperature sensor is equal to or higher than the first threshold value Tth1 set in advance, the
（変形例４）
上記実施形態において、発電システムＡは、発電機２の温度ＴＧを測定する第２の温度センサを備えてもよい。この発電機２の温度ＴＧとは、例えば、コイルＬｕ、Ｌｖ、Ｌｗの各温度である。そして、制御部８は、最小損失点追従制御において、上記第２の温度センサで測定された温度ＴＧが予め設定された第２の閾値Ｔｔｈ２以上になった場合には、当該温度ＴＧが第２の閾値Ｔｔｈ２未満になるまで強制的にスイッチング周波数ｆｓｗを増加させてもよい。例えば、制御部８は、最小損失点追従制御を行っていても、温度ＴＧが第２の閾値Ｔｔｈ２以上になった場合には、割り込み処理として強制的にスイッチング周波数ｆｓｗを増加させてもよい。これにより、発電機損失が低減され、制御部８は、コイルＬｕ、Ｌｖ、Ｌｗの発熱により発電機２が故障することを防止することができる。なお、強制的にスイッチング周波数ｆｓｗを増加させる方法として、例えば、増減フラグＦの符号を強制的に反転させる方法がある。
(Modification 4)
In the above embodiment, the power generation system A may include a second temperature sensor that measures the temperature TG of the generator 2. The temperature TG of the generator 2 is, for example, each temperature of the coils Lu, Lv, and Lw. Then, in the minimum loss point tracking control, when the temperature TG measured by the second temperature sensor is equal to or higher than the preset second threshold value Tth2, the
（変形例５）
上記実施形態において、発電システムＡは、上記第１の温度センサと上記第２の温度センサとの双方を備えてもよい。そして、制御部８は、温度Ｔｓｗが第１の閾値Ｔｔｈ１以上となり、かつ、温度ＴＧが第２の閾値Ｔｔｈ２以上となった場合には、発電機２の出力（例えば、発電電流）が低減するように制御する。例えば、制御部８は、発電機２の出力の目標値を下げる。これにより、インバータ損失と発電機損失との双方が低減され、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６と発電機２との発熱による故障を防止することができる。
(Modification 5)
In the embodiment, the power generation system A may include both the first temperature sensor and the second temperature sensor. When the temperature Tsw is equal to or higher than the first threshold Tth1 and the temperature TG is equal to or higher than the second threshold Tth2, the
（変形例６）
上記実施形態では、制御部８は、電流検出部６で検出された出力電流Ｉｏｕｔと電圧検出部７で検出された出力電圧Ｖｏｕｔとを乗算することで発電電力Ｐｏｕｔを取得したが、本発明はこれに限定されない。すなわち、制御部８は、発電電力Ｐｏｕｔを取得できればよく、その取得方法には特に限定されない。例えば、制御部８は、接続線Ｌ１に設けられた電力センサにより発電電力Ｐｏｕｔを取得してもよい。また、制御部８は、発電機２の発電電流やインバータ４の変換効率等から発電電力Ｐｏｕｔを算出することで、当該発電電力Ｐｏｕｔを取得してもよい。
(Modification 6)
In the embodiment described above, the
（変形例７）
上記実施形態では、インバータ４から出力される発電電力Ｐｏｕｔが電源装置１に供給される場合について説明したが、本発明はこれに限定されない。すなわち、インバータ４から出力される発電電力Ｐｏｕｔが負荷に供給されればよく、その負荷の種類には特に限定されない。例えば、発電システムＡは、インバータ４から出力される発電電力Ｐｏｕｔを交流に変換する変換装置をさらに備え、当該変換装置により交流に変換された発電電力を電力系統等の負荷に供給してもよい。
(Modification 7)
Although the case where the generated power Pout output from the
上述したように、本発明者は、スイッチング周波数ｆｓｗが高くなるにつれて、発電機損失ＰＧが減少する傾向にあるともにインバータ損失ＰＩＶが増加する傾向にあることを発見し、合計損失ＰＳにはスイッチング周波数ｆｓｗをパラメータとする最小損失点が存在することを見出した。本実施形態に係る発電電力変換器３は、このような知見に基づいてなされたものであって、インバータ４を構成するスイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６のスイッチング周波数を変化させながら、発電機損失ＰＧとインバータ損失ＰＩＶとを含む合計損失ＰＳが最小となるようにスイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６をスイッチング制御する制御部８を備える。
As described above, the present inventors, as the switching frequency fsw increases, the generator losses P G are both inverter loss P IV in tends to decrease discovered that tends to increase, the total losses P S Found that there is a minimum loss point with the switching frequency fsw as a parameter. Generated power converter 3 according to the present embodiment, which has been made based on these findings, while changing the switching frequency of the switching element SW1~SW6 constituting the
このような構成によれば、発電機２の回転数変動が発生した場合であっても、合計損失ＰＳを常に最小損失となるように維持することができる。そのため、発電機２の回転数変動により発電システムＡで発生する損失を低減することができる。 According to such a configuration, even when the engine speed fluctuation of the generator 2 is generated, it is possible to maintain the total losses P S to always minimized losses. Therefore, the loss generated in the power generation system A due to the rotational speed fluctuation of the generator 2 can be reduced.
より具体的には、制御部８は、インバータ４により直流に変換された発電電力Ｐｏｕｔが最大となるようにスイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６をスイッチング制御する。
More specifically, the
また、制御部８は、発電機２の出力をフィードバック制御する構成を備えてもよい。そして、スイッチング周波数ｆｓｗの制御周波数は、負荷変動時におけるフィードバック制御の共振周波数よりも小さく、かつ、発電機２の回転数変動の周波数よりも大きい値に設定されてもよい。
Further, the
このような構成によれば、最小損失点追従制御において設定されるスイッチング周波数ｆｓｗは、共振などの過渡状態には追従せずに、発電機２の回転数変動には十分に応答して追従できる。 According to such a configuration, the switching frequency fsw set in the minimum loss point follow-up control can follow up sufficiently in response to fluctuations in the rotational speed of the generator 2 without following a transient state such as resonance. .
また、発電システムＡは、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６の温度Ｔｓｗを測定する第１の温度センサを更に備えてもよい。そして、制御部８は、第１の温度センサにより測定された温度Ｔｓｗが第１の閾値Ｔｔｈ１以上になった場合には、強制的にスイッチング周波数ｆｓｗを低減させてもよい。
The power generation system A may further include a first temperature sensor that measures the temperature Tsw of the switching elements SW1 to SW6. Then, the
このような構成によれば、インバータ損失が低減され、スイッチング素子ＳＷ１〜ＳＷ６が発熱により故障することを防止することができる。 According to such a configuration, the inverter loss is reduced, and the switching elements SW1 to SW6 can be prevented from failing due to heat generation.
また、発電システムＡは、発電機２の温度を測定する第２の温度センサを更に備えてもよい。そして、制御部８は、第２の温度センサにより測定された温度ＴＧが第２の閾値Ｔｔｈ２以上になった場合には、強制的にスイッチング周波数ｆｓｗを増加させてもよい。
The power generation system A may further include a second temperature sensor that measures the temperature of the generator 2. Then, the
このような構成によれば、発電機損失が低減され、コイルＬｕ、Ｌｖ、Ｌｗの発熱により発電機２が故障することを防止することができる。 According to such a configuration, the generator loss is reduced, and it is possible to prevent the generator 2 from being damaged due to heat generation of the coils Lu, Lv, and Lw.
Ａ 発電システム
１ 電源装置
２ 発電機
３ 発電電力変換器
４ インバータ
５ インバータ制御部
６ 電流検出部
７ 電圧検出部
８ 制御部
A
Claims (5)
前記電力変換装置を構成するスイッチング素子のスイッチング周波数を変化させながら、前記発電機で発生する損失と前記電力変換装置で発生する損失とを含む合計損失が最小となるように前記スイッチング素子に対してスイッチング制御を行う制御部を備えることを特徴とする発電システム。 A power generation system comprising a power generator and a power conversion device that converts generated power generated by the power generator into direct current,
While changing the switching frequency of the switching element constituting the power converter, the total loss including the loss generated in the generator and the loss generated in the power converter is minimized with respect to the switching element. A power generation system comprising a control unit that performs switching control.
前記スイッチング周波数の制御周波数は、負荷変動時における前記フィードバック制御の共振周波数よりも小さく、かつ、前記発電機の回転数変動の周波数よりも大きいことを特徴とする請求項１又は２に記載の発電システム。 The control unit feedback controls the output of the generator so that the output of the generator follows a target value,
3. The power generation according to claim 1, wherein a control frequency of the switching frequency is smaller than a resonance frequency of the feedback control at the time of load variation and larger than a frequency of rotation speed variation of the generator. system.
前記制御部は、前記第１の温度センサにより測定された温度が第１の閾値以上になった場合には、強制的にスイッチング周波数を低減させることを特徴とする請求項１から３のいずれか一項に記載の発電システム。 A first temperature sensor for measuring a temperature of the switching element;
4. The control unit according to claim 1, wherein the control unit forcibly reduces the switching frequency when the temperature measured by the first temperature sensor is equal to or higher than a first threshold value. 5. The power generation system according to one item.
前記制御部は、前記第２の温度センサにより測定された温度が第２の閾値以上になった場合には、強制的にスイッチング周波数を増加させることを特徴とする請求項１から３のいずれか一項に記載の発電システム。 A second temperature sensor for measuring the temperature of the generator;
4. The control unit according to claim 1, wherein the control unit forcibly increases the switching frequency when the temperature measured by the second temperature sensor exceeds a second threshold value. 5. The power generation system according to one item.
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