JP4763676B2 - 太陽光発電システム - Google Patents

Description

本発明は，複数の太陽光発電装置群からなる太陽光発電システムが連系される電力系統の電力品質に係わり，太陽光発電システムの構成及び制御方法に関する。

地球温暖化の原因と考えられている二酸化炭素排出量の削減が大きな課題になり，二酸化炭素排出量削減の手段の一つとして，風力発電や太陽光発電などの自然エネルギーを利用した分散型電源の導入が盛んになってきている。分散型電源は電力系統に連系されて用いられることが多いが，風速や日射量の変動により発電出力が変動するため，電力系統に大量に連系された場合には電力系統の電圧や周波数に影響を及ぼすことが懸念されている。

電力変換器を介して電力系統に連系された風力発電機の電圧変動を抑制する方法として，特許文献１では，電力変換器の発電出力の有効電力Pと無効電力Qの比を表す制御パラメータαを調整し，発電出力の有効電力に応じた無効電力を出力することで発電出力の変動に起因する電圧変動を抑制する方法が開示されている。具体的には，風力発電機と電力系統との連系点の電圧の変動分と発電出力の有効電力の変動分の積を用いて，電圧変動を最小化するための最適な制御パラメータαを探索するという方法である。一般に，この制御パラメータαは連系点からみた電力系統側の合成インピーダンスの抵抗分とリアクタンス分の比R／Xに一致させることで電圧変動を最小化できることが知られている。

さらに，非特許文献１では，上記方法において風力発電機の発電出力の有効電力の変動分をその極性に応じて符号化してαを探索する処理方法が開示されている。

特開２００７−１２４７７９号公報 平成19年電気学会全国大会，No.4−082

風力発電は，効率化のために複数の風力発電機からなる風力発電機群，あるいはウィンドファームとして用いられることが多くなっている。一方，最近では太陽光発電についても大規模化の動きがあり，送発電出力が数MW級のいわゆるメガソーラシステムについて検討がなされている。これらの大規模な太陽光発電システムにおいても，風力発電と同様に，日射量の変化に伴う出力変動およびそれに起因する連系点の電圧変動が発生する。

太陽光発電システムを大規模化する場合，太陽電池パネルを定格容量数10ｋWから数100ｋWの複数の電力変換器に接続し，さらにこれら電力変換器の出力を接続して電力系統に連系する構成とするのが一般的である。ここで，大規模システムの場合，太陽電池パネルの設置面積が広くなるため，各電力変換器に接続される太陽電池パネルが受ける日射量変化に時間遅れが生じることが考えられ，結果的に各電力変換器から出力される発電出力の変動成分の位相が異なる可能性がある。電力系統との連系点で発生する電圧変動は太陽光発電システム全体で合成された出力変動に依存するが，上述の位相遅れの影響で太陽光発電システム全体の出力変動と各電力変換器の出力変動の増減の様相が異なる場合，上記の公知技術を適用すると複数の電力変換器において電圧変動を抑制するための制御が干渉する可能性がある（課題１）。

また，上記の公知技術を太陽光発電システムに適用する場合は，風力発電と太陽光発電における出力変動の発生形態の違いが問題となる。風力発電の場合は天候に起因する風速変動による生じる出力変動に加えて，タービンブレードが支柱を横切る際に発生する風速変動によっても出力変動が発生するため，比較的周期性の高い出力変動特性となる。これに対し，太陽光発電の場合には発電出力の変動は基本的には日射量の変化にのみ依存するため，天気によっては出力変動が発生しない場合，あるいは微小な出力変動が発生する時間帯が長く続く場合や，雲の流れ等により突発的かつ非周期的に大きな出力変動が発生する場合がある。

これらの場合、上記の公知技術のように，電力系統との連系点の電圧の変動分と発電出力の有効電力の変動分の符号（＋１あるいは−１）の積を用いて最適な制御パラメータαを探索する方法では，微小な発電出力の変動が符号化されることによって制御パラメータが不要に補正されて最適値から外れてしまう可能性がある（課題２）。

また，発電出力に変動が発生しない状態が長時間継続している間に系統構成の変更等により合成インピーダンスが変化すると，制御パラメータαの最適値が変化してしまうことがある。上記の公知技術では発電出力が変動しなければ制御パラメータ値は補正されないため，αが最適値から外れた状態が継続し，再び最適値に収束するまでに時間を要する可能性がある（課題３）。

本発明の目的は，以上の問題点に鑑みてなされたもので，太陽光発電システムの出力変動により生じる電圧変動を，他の補償装置を用いず，太陽光発電システムの構成要素の一つである複数の電力変換器の無効電力制御により，干渉を防止しながら安定に抑制することのできる太陽光発電システムを提供することにある。

上記目的を達成する本発明の太陽光発電システムは、概ね以下の構成を特徴とする。

太陽光発電システムを大規模化する際の制御の干渉に関する課題１に対しては，各太陽光発電装置の制御器に，複数の太陽光発電装置の合成出力電流と，各太陽光発電装置の電力変換器の出力電圧および出力電流と，電力系統との連系点の電圧を用いて電圧変動を抑制するための電力量を演算する電力補償量演算器を設けるようにした。

制御パラメータの不要補正に関する課題２に対しては，前記の電力補償量演算器に,複数の太陽光発電装置の合成発電出力の有効電力の変動分と連系点電圧の変動分の積にもとづいて算出した前記制御パラメータと，各太陽光発電装置の有効電力を用いて電圧変動を最小化する無効電力指令値を算出する際に，合成発電出力の有効電力の検出値に不感帯を設けた。

制御パラメータが最適値から外れた状態が継続するという課題３に対しては，前記の電力補償量演算器に,複数の太陽光発電装置の合成発電出力の有効電力の変動分が閾値以下となる状態が所定時間以上継続した場合に有効電力の変動指令を電力変換器の電力制御器に伝送し，複数の太陽光発電装置の合成発電出力の有効電力の変動分と連系点電圧の変動分の積にもとづいて算出した制御パラメータの変化量が閾値以下となった場合に変動指令を停止する手段を設けた。

本発明の太陽光発電システムによれば，合成出力電流の検出値を用いて算出した発電出力の有効電力の変動成分と，電力変換器の出力電圧の検出値から推定した連系点電圧を用いて算出した電圧の変動成分から，電圧変動を抑制するための電力補償量を演算するため，各電力変換器の発電出力に位相差がある場合でも干渉を発生させることなく，安定に電圧変動を抑制するための電力補償量を演算できる。よって，複数の電力変換器で構成された大規模な太陽光発電システムにおいて発電出力の変動により生じる電圧変動を抑制することが可能となる。

さらに，発電出力に変動がないか，あるいは微小な変動が発生する時間帯が続く場合においても，発電出力の有効電力の検出値に応じて電力変換器で能動的に微小な変動を発生させることで，発電出力の有効電力Pと無効電力Qの比を表す制御パラメータαが電圧変動を抑制するための最適値から不要に補正されたり，最適値への収束に時間を要したりする問題を克服することが可能となり，太陽光発電システムに好適な電圧変動抑制制御が可能となる。

電力系統に接続される複数の電力変換器と太陽電池パネルからなる太陽光発電システムにおいて，発電出力の変動に起因する電圧変動を適切かつ安定に抑制するという目的を，特別な調整装置の設置を行うことなく実現した。

本発明の太陽光発電システムは、太陽電池パネルの出力を制御する電力変換器及びその制御器で構成され，電力変換器の発電出力の有効電力Ｐと無効電力Ｑの比を表す制御パラメータαを調整して電圧変動を抑制する機能を有する複数の太陽光発電装置を，電力系統に連系してなる。前記制御器には，太陽光発電システムの合成出力電流と，太陽光発電システムと電力系統の連系点の電圧と，前記電力変換器の出力電圧および出力電流を用いて電圧変動を抑制するための電力量を演算する電力補償量演算器を設ける。前記電力補償量演算器には，太陽光発電システムの合成出力電流の検出値Ｉと前記電力変換器の出力電圧の検出値Ｖｉを用いて電力系統との連系点電圧Ｖｓを推定する手段を設ける。

前記電力補償量演算器で,太陽光発電システムの合成発電出力の有効電力Ｐの変動分と連系点電圧Ｖｓの変動分の積にもとづいて算出した制御パラメータと，前記太陽光発電装置から出力される有効電力Ｐｉを用いて電圧変動を最小化する無効電力指令値Ｑｉを算出する際に，前記合成発電出力の有効電力Ｐの変動分の検出に不感帯を設ける。また、前記電力補償量演算器に,前記合成発電出力の有効電力Ｐの変動分が閾値以下となる状態が所定時間以上継続した場合に，有効電力Ｐの変動分に基づく当該太陽光発電装置の変動指令ΔＰｉを前記電力変換器に伝送し，前記有効電力Ｐの変動分と連系点電圧Ｖｓの変動分の積にもとづいて算出した制御パラメータαの変化量が閾値以下となった場合に変動指令ΔＰｉを停止する手段を設ける。

以下，本発明の複数の実施形態を図面に基づいて詳細に説明する。

図１は，本発明の一実施形態による太陽光発電システムの概略構成図である。複数の太陽光発電装置１１〜１ｉが，構内配線５および連系用変圧器４を介して電力系統の連系点３に接続されており，さらに連系線２を介して主幹系統１に連系されている。連系用変圧器４の低圧側には太陽光発電装置１１〜１ｉの出力電流の合成値を検出するための電流検出器６が設置されている。

太陽光発電装置１１は，主として太陽電池パネル１１１，電力変換器１１２，制御器１１０，電圧検出器１１５，電流検出器１１６で構成されている。制御器１１０は同図(ｂ)に示すように電力補償量演算器１１３，電力制御器１１４とで構成されている。電力補償量演算器１１３では電圧検出器１１５および電流検出器１１６から得られた出力端の電圧検出値Ｖ1および電流検出値I1と，電流検出器６から得られた合成電流検出値Ｉを用いて，電圧変動を抑制するための電力補償量Ｑ１^＊，ΔＰ１^＊を演算し，電力制御器１１４に指令する。電力制御器１１４では，これらの電力補償量指令Ｑ１^＊，ΔＰ１^＊と，出力端の電圧検出値Ｖ１および電流検出器Ｉ１を用いて，電力変換器１１２を制御するゲートパルス信号Ｇ1を出力する。

図２は，実施例１の電力補償量演算器における具体的な制御ブロック図である。以下に処理の流れを説明する。電力補償量演算器１１３は，電圧電流電力演算器１１３１において，電力変換器１１２の出力端の電圧検出値Ｖ1および電流検出値Ｉ1と，合成電流検出値Ｉを用いて，太陽光発電装置１１の発電出力の有効電力Ｐ1，太陽光発電装置１１〜１ｉの合計発電出力の有効電力Ｐと，出力端の電圧および電流のｄｑ軸成分を演算して出力する。電圧推定演算器１１３２では出力端の電圧および電流のｄｑ軸成分を用いて連系点３の電圧の振幅Ｖｓを算出する。変動検出器１１３３，１１３４は電圧推定演算器１１３２で求められた電圧振幅値Ｖｓ，合成発電出力の有効電力Ｐを入力し，それぞれ電圧振幅の変動成分ΔＶｓ，有効電力Ｐの変動成分ΔＰを抽出する。

変動検出器１１３３，１１３４としては，太陽光発電装置の出力変動の主要な周波数成分を抽出できるように時定数を調整したフィルタを適用する。変動検出器１１３４を構成するフィルタとしては，例えば，周期が数秒以下程度の高周波のノイズ成分（日射量変化に依存しない変動成分）をカットするためのローパスフィルタと，周期が数十秒程度以下の低周波の出力変動成分をカットするためのハイパスフィルタを組み合わせることで構成することができる。電圧に対する変動検出器１１３３は有効電力の変動と同じ周波数成分を抽出するため変動検出器１１３４と同じ特性になるようにフィルタの時定数を設定する必要がある。

抽出された有効電力の変動成分ΔＰは不感帯付符号器１１３５に入力され，ΔＰの変動の増減方向を表す符号信号に変換されたのち，電圧変動成分ΔＶｓと積演算を行い，これを積分器１１３６で積分して制御パラメータαを得る。ここで，αは電力変換器１１２から出力する有効電力Pと無効電力Qの比を表すパラメータであり，上記の処理により，αの値を電圧変動を最小化するための最適値，すなわち連系点からみた電力系統側の合成インピーダンスの抵抗分とリアクタンス分の比R／Xに収束させることができる。

制御パラメータαと，電圧電流電力演算器１１３１で算出された太陽光発電装置１１の発電出力の有効電力Ｐ1を無効電力補償量演算器１１３７に入力し，両者の積α・Ｐ1として電力制御器１１４に指令する無効電力補償量Ｑ１^＊を得る。また，有効電力変動発生器１１３８では，有効電力の変動成分ΔＰと制御パラメータαを用いて有効電力の変動量ΔＰ１^＊を算出し，電力制御器１１４に指令する。電力制御器１１４では，無効電力指令Ｑ１^＊，有効電力変動指令ΔＰ１^＊，電圧検出器１１５で検出した電圧Ｖ1，電流検出器１１６で検出した電流Ｉ1を用いて，ゲートパルス信号Ｇ１を生成し電力変換器１１２によりその出力電力を制御する。

次に，電圧電流電力演算器１１３１での具体的な演算方法について説明する。電力変換器１１２の出力端の有効電力Ｐ1及び太陽光発電装置１１〜１iの合成発電出力の有効電力Ｐは，例えば，太陽光発電装置１１においては，式(１)及び式(２)を用いて求められる。
Ｐ1＝Ｉ1ｄ×Ｖ1ｄ＋Ｉ1ｑ×Ｖ1ｑ …(１)
Ｐ＝Ｉｄ×Ｖ1ｄ＋Ｉｑ×Ｖ1ｑ …(２)
ここで，Ｉ1ｄおよび及びＩ1ｑは，電流検出器１１６で検出した３相の電流検出値Ｉ1を回転座標変換等で座標変換したｄ軸成分及びｑ軸成分である。同様に，Ｖ1ｄ及びＶ1ｑは，電圧検出器１１５で検出した３相の電圧検出値Ｖ1を回転座標変換等で変換したｄ軸成分及びｑ軸成分である。また，Ｉｄ，Ｉｑは電流検出器６で検出した３相の合成電流検出値Ｉを回転座標変換等で座標変換したｄ軸成分及びｑ軸成分である。

電圧電流電力演算器１１３１の中には，位相検出器（図示せず）があり，この位相検出器は，系統電圧のＵ相に追従する位相信号ｃｏｓ（ωｔ），ｓｉｎ（ωｔ）を検出する。位相信号ｃｏｓ（ωｔ）が系統のＵ相に一致している場合，Ｉｄ，Ｉｑ，Ｖｄ，Ｖｑは式（３），式（４）にて計算される。

ここで，Ｉｕ，Ｉｖ，Ｉｗは電流検出器１１６により検出した３相の電流のＵ相，Ｖ相，Ｗ相成分である。また，Ｖｕ，Ｖｖ，Ｖｗは，電圧検出器１１５により検出した３相電圧のＵ相，Ｖ相，Ｗ相成分である。

次に，連系点電圧の振幅Ｖｓの推定方法について説明する。連系点電圧Ｖｓと各太陽光発電装置の接続点の電圧Ｖ１〜Ｖｉは構内配線や連系用変圧器のインピーダンスの影響で異なるのが一般的である。太陽光発電装置１１〜１iの出力変動により生じる電圧変動を抑制すべき位置は系統連系点３であり，この位置の電圧値を用いて制御を行う必要がある。連系点３の電圧を直接検出して変動抑制制御を行う方法も考えられるが，検出器等の付帯設備の追加が必要になる。また，連系点３と太陽光発電装置１１〜１iの設置距離が長くなると，検出値を伝送するための通信設備が必要になることも考えられ，この場合，通信設備で要する処理時間によって電圧変動抑制制御の制御応答性が低下することも懸念される。ここでは、以下に示すように連系端電圧を推定する。

図３は連系端電圧推定演算器の構成図を示す。太陽光発電装置１１〜１iの出力端電圧の検出値Ｖ１〜Ｖi，および合成出力電流の検出値Ｉ，構内配線５および連系用変圧器４のインピーダンス値を用いて連系点３の電圧振幅Ｖｓを推定する。連系点３の電圧ベクトルＶsは，太陽光発電装置１１〜１iの接続点の電圧ベクトルＶpcs，合成出力電流ベクトルＩ，および構内設備のインピーダンスＺcを用いて式（５）で表される。
Ｖs＝Ｖpcs−Ｚc×Ｉ …(５)
ここで，太陽光発電装置１１〜１iの電力変換器１１２〜１i２は互いに近接して設置されるため，これらの接続点の電圧ベクトルＶpcsは各電力変換器の出力端電圧Ｖ１〜Ｖiに等しい。よって，式（３）においてＶpcs＝Ｖ１とおくと，太陽光発電装置１１における連系点電圧Ｖｓの推定式として式（６）を得る。
Ｖs ＝Ｖ１−Ｚc×Ｉ …(６)
式（４）を展開すると，連系点電圧ベクトルＶｓのｄ軸成分，ｑ軸成分，および振幅値Ｖｓは式（７）〜式（９）により求められる。
Ｖｓｄ＝Ｖ１ｄ−Ｒｃ×Ｉｄ＋Ｘｃ×Ｉｑ …（７）
Ｖｓｑ＝Ｖ１ｑ−Ｒｃ×Ｉｑ−Ｘｃ×Ｉｄ …（８）
Ｖｓ＝√(Ｖｓｄ^２＋Ｖｓｑ^２) …（９）
変動検出器１１３３，１１３４から積分器１１３６までの処理により，制御パラメータαを算出する方法の基本的な考え方は，公知技術として記載した特許文献１の内容と同様である。但し，発電出力の有効電力として，電力変換器１１２の有効電力出力Ｐ１ではなく，太陽光発電装置１１〜１iの合成出力の有効電力Ｐを用いている点が異なっている。ここで，合成出力の有効電力Ｐを用いた理由は次の通りである。

大規模なシステムの場合，太陽電池パネルの設置面積が広くなるため，各電力変換器に接続される太陽電池パネルが受ける日射量変化に時間遅れが生じることが考えられ，電力変換器によって発電出力の変動成分の位相が異なる可能性がある。連系点３で発生する電圧変動は太陽光発電システム全体の出力変動に依存するが，システム全体の出力変動と各電力変換器の出力変動の位相が異なる場合，各電力変換器の制御器でそれぞれ自身の有効電力を用いて無効電力補償量の指令値Ｑ１^＊〜Ｑi^＊を求めていたのでは，電圧変動を抑制するための制御に干渉が発生し，過補償または補償不足となる可能性がある。

また，特許文献１の記載との他の相違点として，符号器１１３５に不感帯を設けたことが挙げられる。

図４は，本発明の実施例１における不感帯付き符号器１１３５の動作を説明する図である。図２の制御ブロックにおいて，検出された電圧の変動成分ΔＶｓが小さくても，有効電力の変動成分ΔＰが大きければその積（ΔＶｓ・ΔＰ）は大きな値となり，その積分値である制御パラメータαの値が大きく変化することが考えられる。本来の目的は電圧変動の抑制であり，電圧の変動成分ΔＶが小さいときは制御パラメータαの値を補正する必要がない。よって，非特許文献１では，有効電力の変動成分ΔＰは増減の方向だけを表すように符号化し，制御パラメータαの補正量を（ΔＶｓ・ΔＰ_SIGN）として電圧の変動成分ΔＶｓの値で調整するようにしている。

風力発電ならばタワーシャドウ効果等により定常的に出力変動が発生しているため、非特許文献１の方法で問題ないが，太陽光発電の場合には，図４（a）の（２）に示すように，日射量の変動の関係で検出される有効電力の変動成分ΔＰが微小に変動する状態が継続する可能性がある。この場合，微小な変動成分が図４（a）の（３）のように符号化することによって不要に拡大されてしまい，図４（a）の（４）（５）に示したように，かえって制御パラメータαの値を不要に補正してしまう可能性が懸念される。

本実施例の不感帯付き符号器１１３５では，図４（ｂ）の（２）に示すように有効電力の変動成分ΔＰに適切に不感帯を設定しておく。これにより，図４（ｂ）の（３）に示したようにノイズに近い成分はカットされて符号化されずΔＰ_SIGNは零となり，図４（ｂ）の（４）（５）に示したように制御パラメータαに不要な補正動作が発生しない。

次に，本発明の実施例１で能動的に有効電力を発生させるための概念について説明する。図５は能動的に有効電力を発生させるときの概念図である。太陽光発電の場合，図５（ａ）のように晴天の時などに長時間にわたって発電出力の有効電力Pが変動しない場合が考えられる。この間，太陽光発電システムが連系している電力系統で供給ルート変更等（３）が実施され，連系点３からみた系統側の合成インピーダンスが変化したとする。すると，出力変動が発生していないため制御パラメータαは電圧変動を最小化するための最適値（点線）から外れることになる。太陽光発電システムに出力変動が生じない限りは，制御パラメータαが最適値から外れていても出力変動に起因する電圧変動は発生しない。しかし，図５（ｂ）に示したように日射量が変化して発電出力に大きな変動が発生すると（１），大きな電圧変動（２）が発生する可能性がある。この場合も発生した電圧変動と出力変動の関係から制御パラメータαは徐々に最適値に近づくように補正されるが，その間，大きな電圧変動の発生が継続する点が懸念される。

そこで本実施例では，この問題を解消するために、図５（ｂ）のように太陽光発電装置の各電力変換器から能動的に有効電力出力Pに微少な変動を発生させ（１），電力系統の条件変化に常に追従しながら制御パラメータαを最適値に保つ（３）ように，図２の制御ブロックに有効電力変動発生器１１３８を設けた。これによって，図５（ｂ）に示したように，日射量が変化して発電出力に大きな変動が発生しても，αが最適値に保たれているため大きな電圧変動が発生することはない。

図６は，実施例１において能動的に有効電力の変動を発生させる場合の処理フローである。本処理内容は全ての太陽光発電装置１１〜１iの電力補償量演算器１１３〜１i３で共通であるが，以下に電力補償量演算器１１３の場合を例に説明する。

まず，処理S1では太陽光発電装置１１〜１iの合成出力の変動成分ΔPを用いて，能動的な変動指令を発生させるか否かの判定を行う。例えば，有効電力の変動成分ΔPが予め定めたしきい値以下となる状態が連続して所定時間以上継続した場合に発生させると判定し，次の処理へ進む。

次に処理S2では発生させる有効電力の変動指令ΔＰ１^*を演算し，図１の各電力変換器の電力制御器１１４に指令する。電力制御器１１４では，無効電力補償量の指令値Ｑ１^＊に加えて，有効電力の変動指令ΔＰ１^*にもとづき電力変換器１１２の出力を制御するための制御信号であるゲートパルス信号Ｇ１を生成する。変動指令ΔＰ１^*は例えば式（１０）を用いて算出する。
ΔＰ１＊＝Ｐo・Sin（2πｆo・ｔ） …（１０）
ここで、Ｐo，ｆoは発生させる有効電力変動成分の振幅及び周波数である。変動周波数ｆoは有効電力の変動検出器１１３４で検出される周波数帯に設定する必要がある。また，振幅Ｐoは図４（ｂ）に示した有効電力の変動分の不感帯よりも大きく設定する必要があり，例えば，系統に出力変動の影響を与えないように定格出力の数％程度に設定する。

処理S3では，発生させた変動指令ΔＰ１^*の出力停止の判定を行う。ここでは，図２の無効電力補償演算器１１３７に入力される制御パラメータαの所定時間における変化量がしきい値以下となった場合に，αが収束したと判定して処理S4で変動指令ΔＰ１^*を停止し，処理S1へ戻る。

以上のように処理することで，太陽光発電装置１１〜１iの発電出力が変動していない場合においても，系統条件の変更に追従して常に制御パラメータαを電圧変動量が最小となる最適値に保つことができるため，電圧変動の発生を防止することができる。

次に本発明の実施例２を説明する。図７は，実施例２による太陽光発電システムの構成図で、連系点の電圧を直接，計測する手段を有する点が図１と異なる。図７では，連系点３の電圧を検出する電圧検出器７を設置し，その検出値Ｖｓを制御器１１０に入力するようにした点であり，１台の太陽光発電装置で構成される場合にも好適な形態である。他の構成要素については図１と同様である。電圧検出器７で検出した検出値は制御器１１１を構成する電力補償量演算器１１３に入力される。

図８は，実施例２による電力補償演算器の制御ブロック図である。本実施例では，電圧検出器７で連系点３の電圧Ｖｓを検出するため，図２の電圧推定演算器１１３２を省略した。その他の処理は図２と同様である。

次に本発明の実施例３を説明する。図９は，電力補償量演算器を各太陽光発電装置１ｉに共通の専用制御器とした，太陽光発電システムの概略構成図である。図１に示した実施例１との相違点は，系統連系点の電圧を検出する電圧検出器７，電圧振幅演算器８a，電力演算器８ｂを追加した点と，電圧変動を抑制するための電力補償量制御器９を太陽光発電装置の制御器１１０〜１i０から独立させて共通化させた点である。

電圧検出器７の出力を用いて電圧振幅演算器８aで算出された連係点電圧の振幅Ｖｓと，電圧検出器７および電流検出器６で検出された電圧，電流を用いて電力演算器８ｂで算出された太陽光発電装置１１〜１iの合成発電出力の有効電力検出値Ｐを電力補償量制御器９に入力する。電力補償量制御器９では，電圧振幅Ｖｓと有効電力Ｐを用いて電圧変動を抑制するための制御指令を演算し，電力変換器１１２〜１i２の電力制御器１１４〜１i４に指令するようにした。

図１０は，実施例３による電力補償量演算器を専用制御器とした場合の制御ブロック図である。以下に処理の流れを説明する。まず，電圧振幅値Ｖｓ，合成発電出力の有効電力Ｐが変動検出器９１，９２にそれぞれ入力され，電圧振幅値Ｖｓ，合成発電出力の有効電力Ｐの変動成分ΔＶｓ，ΔＰをそれぞれ抽出する。

変動検出器としては，図２で説明したと同様に変動を抑制する対象の周波数成分を抽出できるように時定数を調整したフィルタを適用する。変動検出器９２では，電圧Ｖｓから有効電力Ｐの変動と同じ変動成分を抽出する必要があるため，変動検出器９１と同じ特性になるように時定数を設定する。

抽出された有効電力の変動成分ΔＰは不感帯付符号器９３に入力されΔＰの変動の増減方向を表す信号ΔＰ_SIGNに変換されたのち，電圧変動成分ΔＶｓと積演算を行う。この（ΔＶｓ・ΔＰ_SIGN）を積分器９４で積分し，制御パラメータαを求め，これを太陽光発電装置１１〜１iの電力制御器１１４〜１i４に同時に伝送する。

電力制御器１１４〜１i４では，伝送された制御パラメータαと，自身の発電出力の有効電力Ｐ1（〜Ｐi）との積により，それぞれで無効電力の補償量Ｑｉ＊を算出する。ここで，実施例１のように電力制御器１１４〜１i４に無効電力指令Ｑｉ＊を伝送するのではなく制御パラメータαを伝送するようにした理由は次の通りである。

すなわち，制御パラメータαと有効電力Ｐi の積として定義される無効電力補償量Ｑｉは，所定の電圧変動抑制効果を得るためには時々刻々と変化する有効電力Ｐiに同期して出力される必要がある。しかし，電力補償量演算器９から無効電力指令Ｑｉ＊を伝送していたのでは通信遅れの影響で有効電力Ｐiに同期した無効電力補償量Ｑｉを出力できなくなり十分な電圧変動抑制効果が得られない恐れがある。そこで，実施例３では制御パラメータαを伝送するようにした。

さらに，有効電力変動判定器９５では，有効電力の変動成分ΔＰと制御パラメータαを用いて有効電力の微小な変動分を発生あるいは停止させるタイミングを判定し，太陽光発電装置１１〜１iの電力制御器１１４〜１i４に発生，停止させるためのトリガ信号Trigを生成し指令する。

例えば，トリガ信号Trigの値が「１」の時に変動発生を開始，「０」の時に変動発生を停止とする。これを受けて電力制御器１１４〜１i４では式（１０）を用いて有効電力に微小な変動指令ΔＰ１＊を生成し，これにもとづき電力変換器１１２の出力を制御するための制御信号であるゲートパルス信号Ｇ１を生成する。ここで，実施例１のように電力制御器１１４〜１i４に変動指令ΔＰｉ＊を伝送するのではなく変動発生を開始／停止させるトリガ信号Trigを伝送するようにした理由は，上述のように通信遅れの影響を受けないようにするためである。

図１１は，実施例３により電力補償量演算器を専用制御器とした場合に，能動的に有効電力を発生させるための処理フローである。

まず，処理S1では太陽光発電装置１１〜１iの合成発電出力Ｐの変動成分ΔＰを用いて，能動的な変動成分を発生させるか否かの判定を行う。例えば，ΔＰが予め定めたしきい値以下の状態が連続して所定時間以上継続した場合に変動を発生させると判定し次の処理へ進む。

次に，処理S2では図９に示した電力制御器１１４〜１i４に変動発生開始のトリガ信号（Trig＝１）を伝送する。電力制御器１１４〜１i４では式１０を用いて変動を発生させる。処理S3では，発生させた変動信号の停止判定を行う。ここでは，図１０で説明した制御パラメータαの所定時間における変化量がしきい値以下となった場合にαが収束したと判定して，処理S4で電力制御器１１４〜１i４に変動停止のトリガ信号（Trig＝０）を伝送し処理S1へ戻る。

以上のように処理することで，太陽光発電装置１１〜１iの発電出力が変動していない場合においても，系統条件の変更に追従して常に制御パラメータαを電圧変動量が最小となる最適値に保つことができるため，電圧変動の発生を防止することができる。

本発明の実施例１による太陽光発電システムの構成図。 実施例１における制御器の制御ブロック図。 実施例１における電圧推定機能の説明図。 実施例１における不感帯付き符号器の動作を示す説明図。 実施例１において能動的に有効電力を発生させる概念を示す説明図。 実施例１における能動的に有効電力を発生させる処理フロー図。 実施例２による太陽光発電システムの構成図。 実施例２における制御器の制御ブロック図。 実施例３による太陽光発電システムの構成図。 実施例３における電力補償量制御器の制御ブロック図。 実施例３における電力補償量制御器の処理フロー図。

符号の説明

１…主幹系統、２…連系線、３…連系点、４…連系用変圧器、５…構内配線、６，１１６…電流センサ、７，１１５…電圧センサ、８ａ…電圧演算器、８ｂ…電力演算器、９，１１３…電力補償量演算器、１１…太陽光発電装置、１１０…制御器、１１１…太陽電池パネル、１１２…電力変換器、１１４…電力制御器、１１３１…電圧電流電力演算器、１１３２…電圧推定演算器、１１３３，１１３４，９１，９２…変動検出器、１１３５，９３…不感帯付符号器、１１３６，９４…積分器、１１３７…無効電力補償演算器、１１３８…出力変動発生器、９５…出力変動判定器。

Claims (10)

1. 太陽電池パネルの出力を制御する電力変換器及びその制御器で構成され，電力変換器の発電出力の有効電力Ｐと無効電力Ｑの比を表す制御パラメータαを調整して電圧変動を抑制する機能を有する複数の太陽光発電装置を母線に接続し，該母線から変圧器、連系用遮断器を介して電力系統の連系点に連系してなる太陽光発電システムにおいて，
   前記制御器に，前記母線から前記連系点に流れる太陽光発電システムの合成出力電流と，太陽光発電システムと電力系統の連系点の電圧と，前記電力変換器の出力電圧および出力電流を用いて電圧変動を抑制するための電力量を演算する電力補償量演算器を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
2. 請求項１に記載の太陽光発電システムにおいて，
   前記電力補償量演算器に，太陽光発電システムの合成出力電流の検出値Ｉと前記電力変換器の出力電圧の検出値Ｖｉを用いて電力系統との連系点電圧Ｖｓを推定する手段を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
3. 請求項１に記載の太陽光発電システムにおいて，
   前記電力補償量演算器で,太陽光発電システムの合成発電出力の有効電力Ｐの変動分と連系点電圧Ｖｓの変動分の積にもとづいて算出した制御パラメータと，前記太陽光発電装置から出力される有効電力Ｐｉを用いて電圧変動を最小化する無効電力指令値Ｑｉを算出する際に，前記合成発電出力の有効電力Ｐの変動分の検出に不感帯を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
4. 請求項１に記載の太陽光発電システムにおいて，
   前記電力補償量演算器に,前記合成発電出力の有効電力Ｐの変動分が閾値以下となる状態が所定時間以上継続した場合に，有効電力Ｐの変動分に基づく当該太陽光発電装置の変動指令ΔＰｉを前記電力変換器に伝送し，前記有効電力Ｐの変動分と連系点電圧Ｖｓの変動分の積にもとづいて算出した制御パラメータαの変化量が閾値以下となった場合に変動指令ΔＰｉを停止する手段を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
5. 請求項１に記載の太陽光発電システムにおいて，
   前記電力補償量演算器に，請求項３記載の不感帯および請求項４記載の手段を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
6. 太陽電池パネルの出力を制御する電力変換器及びその制御器で構成され，電力変換器の発電出力の有効電力Ｐと無効電力Ｑの比を表す制御パラメータαを調整して電圧変動を抑制する機能を有する複数の太陽光発電装置を母線に接続し，該母線から変圧器、連系用遮断器を介して電力系統の連系点に連系してなる太陽光発電システムにおいて，
   前記母線から前記連系点に流れる前記太陽光発電システムの合成出力電流と，電力系統の連系点の電圧と，前記太陽光発電装置の電力変換器の出力電圧および出力電流を検出する手段を有し，
   前記制御器に，太陽光発電システムの合成出力電流と，太陽光発電システムと電力系統の連系点の電圧と，前記電力変換器の出力電圧および出力電流を用いて電圧変動を抑制するための電力量を演算する電力補償量演算器を設け，
   前記電力補償量演算器は,太陽光発電システムの合成発電出力の有効電力Ｐの変動分と連系点電圧Ｖｓの変動分の積にもとづいて算出した制御パラメータαと，当該太陽光発電装置から出力される有効電力Ｐｉを用いて電圧変動を最小化する無効電力指令値を算出する際に，前記有効電力Ｐの変動分の検出に不感帯を設け，
   および／または，前記電力補償量演算器は,前記有効電力Ｐの変動分が閾値以下となる状態が所定時間以上継続した場合に有効電力Ｐの変動指令を前記電力変換器の電力制御器に伝送し，算出した制御パラメータの変化量が閾値以下となった場合に有効電力の変動指令を停止する手段を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
7. 太陽電池パネルの出力を制御する電力変換器及びその制御器で構成され，電力変換器の発電出力の有効電力Ｐと無効電力Ｑの比を表す制御パラメータαを調整して電圧変動を抑制する機能を有する複数の太陽光発電装置を母線に接続し，該母線から変圧器、連系用遮断器を介して電力系統の連系点に連系してなる太陽光発電システムにおいて，
   前記母線から前記連系点に流れる太陽光発電システムの合成出力電流Ｉと電力系統との連系点電圧Ｖｓを検出する手段を有し，それら検出値を用いて制御パラメータαを算出し、このαを複数の太陽光発電装置の電力変換器に指令するための電力補償量制御器を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
8. 請求項７に記載の太陽光発電システムにおいて，
   前記電力補償量制御器で,前記太陽光発電システムの合成発電出力の有効電力の変動分と連系点電圧の変動分の積にもとづいて制御パラメータαを算出する際に，前記有効電力の変動分の検出に不感帯を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
9. 請求項７に記載の太陽光発電システムにおいて，
   前記電力補償量制御器は,前記有効電力の変動分が閾値以下となる状態が所定時間以上継続した場合に，有効電力の変動指令を前記電力変換器の電力制御器に伝送し，算出した制御パラメータαの変化量が閾値以下となった場合に有効電力の変動指令を停止する手段を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。
10. 請求項７に記載の太陽光発電システムにおいて，
    前記電力補償量制御器は，請求項８記載の不寒帯および請求項９記載の手段を設けたことを特徴とする太陽光発電システム。

Images