JP6611622B2

JP6611622B2 - 発電システム

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Publication number: JP6611622B2
Application number: JP2016008278A
Authority: JP
Inventors: 清俊田中
Original assignee: Mitsubishi Electric Corp
Current assignee: Mitsubishi Electric Corp
Priority date: 2016-01-19
Filing date: 2016-01-19
Publication date: 2019-11-27
Anticipated expiration: 2036-01-19
Also published as: JP2017131024A

Description

本発明は、複数の発電装置を有して電力系統と連系する発電システムに関する。

発電システムを構成する発電装置の一例である太陽光発電装置（photovoltaic power generation unit：以下、適宜「ＰＶ」と表記）は、系統連系とよばれる技術により、電力会社の電力線に接続されて運用され、発電した電力を電力系統に供給する。電力会社の電力線には電力を使用する設備（以下「需要設備」と称する）も接続されているが、この需要設備の負荷が少ない場合、または、負荷が存在しない場合は、電力設備が発電した電力のうちの余った電力、または発電した電力を電力会社に供給するという電力制御（「逆潮流」と称される）が行われる。

逆潮流が行われると、発電した電力は発電装置から電力会社に流れるため、配線のインピーダンスに応じた電圧上昇が発生する。電力系統の電圧は、電気事業法施行規則により、供給電圧が１００Ｖの場合は、１０１±６Ｖの範囲を逸脱しない値とすることが求められる。ここで、発電装置の発電電力が大きい場合は、逆潮流により電力系統の電圧が上がって規制電圧を超える場合が生ずる。

このため、発電装置は、規制電圧を超える場合には発電装置の出力を下げる等の手段により供給電圧を規制電圧以下とする機能を具備している。この機能に関する具体例は、下記非特許文献１に詳細が開示されている。この機能によれば、発電装置の出力端の電圧を計測し、あらかじめ設定された電圧を超えた場合は発電出力を低下させる等の動作を行う。

しかしながら、前述のような発電装置の出力端の電圧を計測し、あらかじめ設定された電圧を超えた場合に発電出力を低下させる動作を行う場合は、発電装置を接続する場所によって電圧が異なるため、電圧が高い場所ほど出力が低下しやすく、発電装置の設置者において不公平が発生している。

そこで、発電装置の運転力率を常に一定にすることにより、電圧上昇を回避する技術が提案され実用化されている（下記、非特許文献２を参照）。非特許文献２の手段によれば、電力会社の高圧配電線の線路インピーダンスにて決定される力率にて発電装置を運転し、発電装置から出力される無効電力によって電圧を低下させることにより、発電装置から出力される有効電力(「逆潮流電力」と称される)による電圧上昇を相殺することで発電装置による電圧上昇をほぼゼロとすることができる。

日本電気協会電気技術規程系統連系編系統連系規程ＪＥＡＣ９７０１−２０１２１０６〜１２１ページ日本電気協会電気技術規程系統連系編系統連系規程ＪＥＡＣ９７０１−２０１２ [２０１３年追補版（その２）] ２７〜３４ページ

上述の非特許文献２の手法によれば、発電装置の運転力率を常に一定にする制御（以下、適宜「力率一定制御」と称する）を行うことにより、発電装置による電圧上昇をほぼゼロとすることができ、出力の低下を防止できる。一方、非特許文献２の手法では、運転力率を高圧配電線の線路インピーダンスにて決定される設定値で運転するため、発電装置の皮相電力が増加する。一般に発電装置、特に電力変換装置のコストは皮相電力に比例するため、発電装置の皮相電力が増加することは発電装置のコストが増加することとなる。あるいは、発電装置の皮相電力を増加させない、つまり、電力変換装置の能力を増加させない場合は、発電装置における発電量が多い時間では、発電装置が発電した電力の一部を放棄することとなる。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、力率一定制御を行うに際し、発電装置のコストアップを防ぎつつ、発電装置の発電能力を有効に活用することができる発電システムを得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、複数の発電装置を有して電力系統と連系する発電システムであって、それぞれの発電装置の運転力率を当該発電装置から出力される有効電力が最大となるように個別に設定しつつ、発電装置全体の運転力率を設定値に維持する力率制御装置を有することを特徴とする。

本発明によれば、力率一定制御を行うに際し、発電装置のコストアップを防ぎつつ、発電装置の発電能力を有効に活用することができる、という効果を奏する。

実施の形態１および２に係る発電システムの説明に供する電力系統の全体構成図実施の形態１の説明に供する発電システムの構成図実施の形態１および２に係るＰＣＳの内部構成を示すブロック図実施の形態１に係る発電システムの発電状況を示す説明図実施の形態１に係る発電システムの動作状況を表形式で示した図実施の形態１および２に係る発電システムの動作を示すフローチャート実施の形態２の説明に供する発電システムの構成図実施の形態１および２の力率制御装置に係るハードウェア構成の一例を示すブロック図実施の形態１および２の力率制御装置に係るハードウェア構成の他の例を示すブロック図

以下に添付図面を参照し、本発明の実施の形態に係る発電システムおよび発電システムにおける出力制御方法について詳細に説明する。なお、以下の実施の形態により本発明が限定されるものではない。

実施の形態１．
図１は、本実施の形態に係る発電システムの説明に供する電力系統の全体構成を示す図である。図１では、電力会社が敷設した高圧配電線であるフィーダ１００に多数の発電システムが接続された構成を示している。図１において、変電所１０１は、送電線１５０からの電力供給を受け、通常６．６ｋＶの電圧に降圧してフィーダ１００に電力を供給する。変電所１０１の変圧器ＴＲからは、数回線のフィーダ１００に電力が供給されている。図示のように、フィーダ１００には、フィーダ１００の出力端から見て遠い側から、第１の発電システムである発電システムａ＿１０２、第２の発電システムである発電システムｂ＿１０３および第３の発電システムである発電システムｃ＿１０４が接続されている。発電システムａ＿１０２、発電システムｂ＿１０３および発電システムｃ＿１０４は、自らが発電した電力をフィーダ１００に供給することができる。なお、この段落および以降の段落の説明に際し、着目する発電システムが第１から第３の発電システムの何れであるかのイメージを容易とするため、図示の符号に加え、アルファベットの文字ａ，ｂ，ｃを付加した表記とする。すなわち、アルファベット文字“ａ”が付されているのは第１の発電システムまたはその構成要素であり、アルファベット文字“ｂ”が付されているのは第２の発電システムまたはその構成要素であり、アルファベット文字“ｃ”が付されているのは第３の発電システムまたはその構成要素である。

図示のように、第１の発電システムである発電システムａ＿１０２は、ｎ台の発電装置ＰＶａ−１，ＰＶａ−２，ＰＶａ−３，……，ＰＶａ−ｎを有している。第２の発電システムである発電システムｂ＿１０３は、２台の発電装置ＰＶｂ−１，ＰＶｂ−２を有している。第３の発電システムである発電システムｃ＿１０４は、１台の発電システムＰＶｃを有している。発電システムａ＿１０２、発電システムｂ＿１０３および発電システムｃ＿１０４は、それぞれが変圧器Ｔａ，Ｔｂ，Ｔｃを介してフィーダ１００に接続されている。

フィーダ１００には、図示しない需要設備が多数接続されている。需要設備による電力の使用状況により、また、フィーダ１００が呈するインピーダンスにより、それぞれの発電システムの間には電圧差（「電位差」とも言う）が生ずる。図１では、発電システムａ＿１０２と発電システムｂ＿１０３との間の電圧差をΔＶｂ−ａで表し、発電システムｂ＿１０３と発電システムｃ＿１０４との間の電圧差をΔＶｃ−ｂで表している。なお、図１では、発電システムとして、太陽光発電装置（photovoltaic power generation unit：以下「ＰＶ」と表記）を例示しているが、太陽光発電装置に限定されるものではなく、風力発電装置、地熱発電装置などの再生可能エネルギーによる発電装置でもよい。すなわち、図示のＰＶは電力供給源の一例である。

図２は、図１の全体構成から実施の形態１に係る発電システムの説明に関係する発電システムｂ＿１０３の部分を抜き出して示した図である。発電システムｂ＿１０３には、２台の発電装置ＰＶｂ−１，ＰＶｂ−２が設けられている。１台目の発電装置ＰＶｂ−１は、ＰＶモジュール１０６と、ＰＶモジュール１０６が発電した電力をフィーダ１００に供給できるように電圧調整を行うパワーコンディショナ（power conditioner system：以下「ＰＣＳ」と表記）ｂ−１＿１０８とを有している。２台目の発電装置ＰＶｂ−２も同様な構成であり、ＰＶモジュール１０７と、ＰＶモジュール１０７が発電した電力をフィーダ１００に供給する際に、電圧調整を行うＰＣＳｂ−２＿１０９とを有している。

２台の発電装置ＰＶｂ−１，ＰＶｂ−２には、力率制御装置ｂ＿１０５が接続されている。力率制御装置ｂ＿１０５は、複数の発電システム間での力率制御を可能とするため他の発電システムに設けられた他の力率制御装置と連携できるように通信手段を有している。図１では、力率制御装置ｂ＿１０５と他の力率制御装置の一例である力率制御装置ａ＿１０５との間を破線で結んでいるが、有線、無線の何れであってもよく、また、有線および無線を併用する形でもよい。

図３は、ＰＣＳの内部構成を示すブロック図である。ＰＣＳ１０は、インバータ１１、インバータ制御部１２、制御装置１３、連系リレー１４および電流センサ１５を有して構成される。

電力供給源１は、例えば太陽光発電装置、ガスエンジン発電機であり、直流電力を発電して電力変換手段であるＰＣＳ１０に供給する。電力供給源１は、ＰＣＳ１０を介して電力系統２と接続される。ＰＣＳ１０は、電力供給源１が発電した直流電力を交流電力に変換する電力変換機能を有する。ＰＣＳ１０が変換した交流電力は、電力系統２に供給される他、図３では図示を省略した需要者の負荷にも供給される。

インバータ１１は、ＰＣＳ１０における電力変換機能を担う。インバータ制御部１２は、電力系統２の出力電圧および電流センサ１５が検出したインバータ１１と電力系統２との間に流れる電流に基づいてインバータ１１を制御する。

制御装置１３は、図示のように外部に設置した力率制御装置に接続される。制御装置１３は、力率制御装置からの情報に基づいてインバータ制御部１２および連系リレー１４に指令を送り、インバータ１１の運転力率の制御などを行う。制御装置１３は、外部の力率制御装置との間で、有線または無線による通信手段により、運転力率、有効電力、無効電力を含む出力状態の情報を相互に交換する。

次に、上記のように構成された発電システムｂ＿１０３の動作について、図２および図４から図６の図面を適宜参照して説明する。図４は、発電システムｂ＿１０３の発電状況を示す説明図である。図５は、発電システムｂ＿１０３の動作状況を表形式で示した図である。図６は、発電システムｂ＿１０３の動作を示すフローチャートである。

なお、動作説明を行う前提として、発電システムｂ＿１０３の構成要素である発電装置ＰＶｂ−１では、１４．２５ｋＷの発電が可能なＰＶモジュール１０６を真東向きに設置角度２０度で設置しているものとする。一方、もう一つの発電装置ＰＶｂ−２では、同じく１４．２５ｋＷの発電が可能なＰＶモジュール１０７を真西向きに設置しているものとする。また、発電装置ＰＶｂ−１，ＰＶｂ−２において、ＰＣＳｂ−１＿１０８およびＰＣＳｂ−２＿１０９の出力容量は、共に１０ｋＶＡであり、運転力率１００％のときは、１０ｋＷの電力を出力することができるものとする。図４は、これらの前提の元での発電状況を示ものであり、横軸には時刻をとり、縦軸には発電装置ＰＶｂ−１，ＰＶｂ−２における発電電力を示しており、破線は東向きに設置した発電装置ＰＶｂ−１の発電状況であり、一点鎖線は西向きに設置した発電装置ＰＶｂ−２の発電状況である。なお、設置場所は東京であり、季節は４月、天候は快晴である。また、発電装置ＰＶｂ−１，ＰＶｂ−２共に、力率１００％で運転したときの発電状況である。

図４において、破線で示されるように、東向きに設置した発電装置ＰＶｂ−１は、時刻１１時頃に発電電力が最大となり、９．４８ｋＷ発電する。また、一点鎖線で示されるように、西向きに設置した発電装置ＰＶｂ−２は、時刻１３時頃に発電電力が最大となり、９．５５ｋＷ発電する。

次に、前述の電圧上昇を抑制するため、電力会社から指定された力率（ここでは９０％とする）にて力率一定運転した場合を考える。条件は同一とすると、まず、ＰＣＳの容量が１０ｋＶＡであるため、発電装置からの出力は、ＰＣＳの容量に力率を乗じた値である９ｋＷの出力に制限される。このときの状況は、図４において、ハッチング部Ａおよびハッチング部Ｂで示すように、ハッチング部の電力が削られて発電電力が９ｋＷに制限される。

このときの発電状況、すなわち時刻１１時頃の発電状況は図５における列記号ａ，ｂの欄に示されている。なお、列記号ａ，ｂで示す値は、単独制御の場合である。なお、単独制御とは、本発明の制御手法である協調制御を採用しなかった場合の呼称である。協調制御については、後述するが、図５では、列記号ｃ，ｄ，ｅの欄に示している。

また、図５において、行番号００１〜００４は、発電装置ＰＶｂ−１の有効電力、無効電力、皮相電力および力率を示し、行番号００５〜００８は、発電装置ＰＶｂ−２の有効電力、無効電力、皮相電力および力率を示している。また、行番号００９〜０１２は、発電装置ＰＶｂ−１と発電装置ＰＶｂ−２とを合算した有効電力、無効電力、皮相電力および力率を示している。

繰り返しになるが、列記号ａの欄は、発電装置ＰＶｂ−１および発電装置ＰＶｂ−２共に、力率１００％で運転したときの発電状況を示したものである。発電装置ＰＶｂ−１は、行番号００１〜００４に示すように、有効電力９．４８ｋＷ、無効電力０．００ｋｖａｒおよび皮相電力９．４８ｋＶＡで運転されている。また、発電装置ＰＶｂ−２は、行番号００５〜００８に示すように、有効電力７．１１ｋＷ、無効電力０．００ｋｖａｒおよび皮相電力７．１１ｋＶＡで運転されている。このとき、発電装置ＰＶｂ−１と発電装置ＰＶｂ−２の合計は、行番号００９〜０１２に示すように、有効電力１６．５９ｋＷ、無効電力０．００ｋｖａｒおよび皮相電力１６．５９ＶＡとなる。また、このとき、発電装置ＰＶｂ−１および発電装置ＰＶｂ−２では、皮相電力が何れも１０ｋＶＡ以内であるため、発電電力を特に制限する必要はなく、発電装置ＰＶｂ−１および発電装置ＰＶｂ−２共に、最大能力での運転が可能となる。

また、列記号ｂの欄は、発電装置ＰＶｂ−１および発電装置ＰＶｂ−２共に、力率９０％で運転したときの発電状況を示したものである。発電装置ＰＶｂ−１では、行番号００１〜００４に示すように、有効電力９．００ｋＷ、無効電力４．３６ｋｖａｒおよび皮相電力１０．００ｋＶＡで運転されている。また、発電装置ＰＶｂ−２は、行番号００５〜００８に示すように、有効電力７．１１ｋＷ、無効電力３．４４ｋｖａｒおよび皮相電力７．９０ｋＶＡで運転されている。このとき、発電装置ＰＶｂ−１と発電装置ＰＶｂ−２の合計は、行番号００９〜０１２に示すように、有効電力１６．１１ｋＷ、無効電力７．８０ｋｖａｒおよび皮相電力１７．９０ｋＶＡとなる。このとき、発電装置ＰＶｂ−１は、有効電力９．４８ｋＷの発電が可能であるにも関わらず、皮相電力が１０．００ｋＶＡに達しているため、有効電力が９．００ｋＷに制限されている。一方、発電装置ＰＶｂ−２は、皮相電力が１０．００ｋＶＡ以内であるため、特に発電電力を制限することなく運転が行われる。発電装置ＰＶｂ−１と発電装置ＰＶｂ−２の合計では、有効電力は１６．５９（＝９．４８＋７．１１）ｋＷの発電が可能であるが、上記の理由により１６．１１（＝９．００＋７．１１）ｋＷに制限される。

このように、従来の制御方法である単独制御を採用し、力率９０％にて運転した場合には、発電装置の皮相電力の上限があるため、ＰＶの発電電力が有効に利用できず、電力の一部を放棄することがあった。

しかしながら、発電装置ＰＶｂ−１と発電装置ＰＶｂ−２の合計に着目すると、皮相電力の合計は１７．９０（＝１０．００＋７．９０）ｋＶＡでそれぞれの発電装置の能力の合計２０ｋＶＡに対して余裕がある。本発明は、この点に着目し、発電システム全体では力率９０％を維持した上で、発電装置ＰＶｂ−１と発電装置ＰＶｂ−２との間で力率を調整すること、すなわち発電装置ＰＶｂ−１と発電装置ＰＶｂ−２との間の協調制御により、電力の一部を放棄することなく、ＰＶの発電電力を有効に活用できる手法を提供するものである。以下、この手法を詳細に説明する。

まず、図５において、協調制御の項の列記号ｅの欄には、発電装置ＰＶｂ−１を力率９４．８％で運転し、発電装置ＰＶｂ−２を力率８２．６８％で運転したときの発電状況が示されている。より詳細に見ると、発電装置ＰＶｂ−１では、行番号００１〜００４に示すように、有効電力９．４８ｋＷ、無効電力３．２０ｋｖａｒおよび皮相電力１０．００ｋＶＡで運転され、発電装置ＰＶｂ−２では、行番号００５〜００８で示すように、有効電力７．１１ｋＷ、無効電力４．８４ｋｖａｒおよび皮相電力８．６０ｋＶＡで運転されている。よって、発電装置ＰＶｂ−１と発電装置ＰＶｂ−２との合計は、行番号００９〜０１２に示すように、有効電力１６．５９ｋＷ、無効電力８．０３ｋｖａｒおよび皮相電力１８．４３ｋＶＡでの運転となる。ここで、単独制御を採用した列記号ｂと比較すると、発電装置ＰＶｂ−１は力率９０％から９４．８％に変化し、逆に発電装置ＰＶｂ−２の力率は９０％から８２．６８％に変化している。これにより、発電装置ＰＶｂ−１および発電装置ＰＶｂ−２共に皮相電力は１０ｋＶＡ以内となり、かつ、有効電力はＰＶの発電電力である単独制御の力率１００％のとき（「列記号ａ」の欄を参照）の数値と等しくなり、ＰＶが発電した電力を放棄することのない運転が可能となっている。すなわち、協調制御により、単独制御にて力率９０％の運転を行ったときより、発電システム全体で同じ力率９０％の運転を行いながら、有効電力は０．４８ｋＷ増加させることが可能となる。

協調制御に関する具体的な制御手法については、図５に示す動作状況および図６に示すフローチャートを参照して説明する。説明の理解を容易にするため、発電装置は図２に示すような２台の場合とし、動作状況の推移は、図５の列記号ｂ欄に示すような単独制御の力率９０％にて運転している状態から、図５の列記号ｅ欄に示すような状態に推移させる場合を想定する。なお、本発明に係る手法を適用した場合、実際には、単独制御の力率９０％の状態となることはない。前述の通り、本発明に係る協調制御は、複数の力率制御装置ｂ＿１０５の間において、有線または無線による通信手段によって、運転力率、有効電力、無効電力を含む出力状態の情報を相互に交換し、交換した情報に基づいて、それぞれの力率制御装置ｂ＿１０５が、発電装置ＰＶｂ−１および発電装置ＰＶｂ−２のうちの少なくとも一つを制御することで実現することができる。

図６において、ステップＳ１では、すべてのＰＣＳに対し、最大出力か調べる。より具体的には、すべてのＰＣＳの皮相電力が、それぞれのＰＣＳの能力の限度に達しているかを調べる。図５の列記号ｂの例では、発電装置ＰＶｂ−１は最大出力となっているが、発電装置ＰＶｂ−２は最大出力とはなっていない。

ステップＳ２では、ステップＳ１の結果より、最大出力のＰＣＳがあるか否かを判断する。図５の列記号ｂの例では、発電装置ＰＶｂ−１が最大出力となっているので「Ｙｅｓ」であり、ステップＳ３に進む。なお、ステップＳ２において、最大出力のＰＣＳがなければ、「Ｎｏ」となって、図６のフローを終了する。

ステップＳ３では、最大出力ではないＰＣＳがあるか否かを判断する。上述のように、列記号ｂの例では、発電装置ＰＶｂ−２が最大出力となっていないので「Ｙｅｓ」であり、ステップＳ４に進む。なお、最大出力ではないＰＣＳがなければ、それぞれの発電装置の力率を調整することができず、有効電力を改善する余地がないため、処理を終了する。図６のフローでは、ステップＳ３において「Ｎｏ」と判定された場合が、これに該当する。

ステップＳ４では、最大出力となっているＰＣＳの力率を上げる制御を行う。力率の変更幅は、予め定められている。例えば、発電装置において設定可能な力率の分解能の限界値などに基づいて定められる値であり、図５の例では０．１％に設定されている。図５において、協調制御の列記号ｃ欄を参照すると、行番号００１に示されるように、発電装置ＰＶｂ−１の力率は９０％から９０．１％に変更されている。すなわち、図５の例では、力率の現在値である９０％に対し、力率の変更幅である０．１％が加算されている。

ステップＳ５では、ステップＳ４で設定した力率でＰＣＳが動作したときのすべてのＰＣＳの合計での力率値が、電力会社から指示された設定値である例えば９０％となるように、最大出力ではないＰＣＳの運転力率を計算する。

ステップＳ６では、ステップＳ５で計算した力率値、すなわち最大出力ではないＰＣＳの出力を下げる制御を行って図６の処理フローを終了する。図５の例では、協調制御の列記号ｃ、行番号００１に示すように、発電装置ＰＶｂ−２の運転力率を８９．８７％に設定することにより、行番号０１２に示すように発電装置ＰＶｂ−１と発電装置ＰＶｂ−２の合計での力率が９０％となるようにする。なお、ステップＳ５の具体的な計算方法は後述する。

以上の処理を、一定間隔、例えば０．１秒に１回など短時間に繰り返し行うことにより、図５の列記号ｃからｄ，ｅのように有効電力、無効電力および皮相電力が変化して行く。すなわち、力率の協調制御により、発電システムｂ＿１０３での運転力率が９０％となることを維持しながら有効電力を増加することができる。この処理を連続して実施することにより、図５の列記号ｅに示す運転状態とすることができる。

なお、協調制御の実行周期は、ステップＳ４の力率を変化させる値が小さい場合は、より早くしなくてはいけない。太陽光発電に応用した場合は、日射変動等により変動があるため、力率が９０％から１００％まで変化する時間は２０秒以内が好ましく、この場合、ステップＳ４の力率を変化させる値が０．１％の場合は、０．２（＝２０×０．１／（１００−９０））秒に１回以上繰り返し処理を行うことが好ましい。

次に、ステップＳ４およびステップＳ５にて実施する処理、すなわち最大出力ではないＰＣＳの力率の値を計算する手順例を以下に説明する。ここで、計算式の記号は以下を意味するものとする。

・ＳＭｊ：皮相電力が最大で運転されている、それぞれのＰＣＳｊの皮相電力の値、ここでｊは、このＰＣＳの台数の合計をｍとし１〜ｍとする。
・λＭｊ：皮相電力が最大で運転されている、それぞれのＰＣＳｊの力率の値、ここでｊは、このＰＣＳの台数の合計をｍとし１〜ｍとする。
・ＰＭａ：皮相電力が最大で運転されている、すべてのＰＣＳの有効電力の合計
・ＱＭａ：皮相電力が最大で運転されている、すべてのＰＣＳの無効電力の合計
・ＰＮｋ：皮相電力が最大では運転されていない、それぞれのＰＣＳｋの有効電力の値、ここでｋは、このＰＣＳの台数の合計をｎとし１〜ｎとする。
・ＱＮｋ：皮相電力が最大では運転されていない、それぞれのＰＣＳｋの無効電力の値、ここでｋは、このＰＣＳの台数の合計をｎとし１〜ｎとする。
・ＳＮｋ：皮相電力が最大では運転されていない、それぞれのＰＣＳｋの皮相電力の値、ここでｋは、このＰＣＳの台数の合計をｎとし１〜ｎとする。
・λＮｋ：皮相電力が最大では運転されていない、それぞれのＰＣＳｋの力率の値、ここでｋは、このＰＣＳの台数の合計をｎとし１〜ｎとする。
・Δλ：ステップＳ４で加算される力率の値
・λ０：すべてのＰＣＳの合計での力率（電力会社からの指示により決まる値である設定値）
・Ｐａ：すべてのＰＣＳの有効電力の合計
・Ｑａ：すべてのＰＣＳの無効電力の合計
・Ｓａ：すべてのＰＣＳの皮相電力の合計
なお、（）内の数字は、図６の処理（以下「本処理」と称する）の実施タイミングを示し、（０）は、本処理を実施する直前の値を示し、（１）は、本処理を実施した後に得られる値であることを示す。

＜手順１＞
皮相電力が最大で運転されているＰＣＳにおける本処理を実施した後の力率の値を、以下の（１）式で計算する。

＜手順２＞
手順１で求めた力率の値で運転したとき、皮相電力が最大で運転されているＰＣＳにおける本処理を実施した後の有効電力および無効電力を、以下の（２）、（３）式で計算する。

注：ＳＭｊは、ＰＣＳの定格で決定する値であるので本説明ではＰＣＳごとに一定値として扱う。

＜手順３＞
本処理を実施した後のすべてのＰＣＳにおける有効電力、無効電力および皮相電力の各合計を、以下の（４）〜（６）式で計算する。

注：ＰＮｋは、日射が変動しない限り変化しないため、本説明ではＰＣＳごとに一定値として扱う。

＜手順４＞
皮相電力が最大では運転されていないＰＣＳにおける無効電力の値を、以下の（７）式で計算する。具体的には、本処理を実施した後のすべてのＰＣＳにおける無効電力の合計から本処理を実施した後の皮相電力が最大で運転されているＰＣＳにおける無効電力の合計および本処理を実施前の皮相電力が最大では運転されていないＰＣＳにおける無効電力の合計との差を、皮相電力が最大では運転されていないＰＣＳの台数で除算した値を、本処理を実施する前の皮相電力が最大では運転されていないＰＣＳにおける無効電力に加算して求める。

＜手順５＞
皮相電力が最大では運転されていないＰＣＳにおける皮相電力の値を、以下の（８）式で計算する。

＜手順６＞
皮相電力が最大では運転されていないＰＣＳにおける力率の値を、以下の（９）式で計算する。

なお、上記（１）〜（９）式に示す計算式および計算手順は一例であり、計算順序の変更や座標系の変更等を行っても同様に計算できる。

以上、発電装置が２台の場合の構成にて説明したが、発電装置が３台以上でも本発明は成立する。図７は、発電装置がｎ台の場合の構成であり、図１の全体構成から発電システムａ＿１０２の部分を抜き出して示した図である。発電システムａ＿１０２では、ｎ台の発電装置ＰＶａ−１，ＰＶａ−２，ＰＶａ−３，…，ＰＶａ−ｎが並列に配置され、変圧器Ｔａを介してフィーダ１００に接続されている。１台目の発電装置ＰＶａ−１は、ＰＶモジュール１２１と、ＰＶモジュール１２１が発電した電力をフィーダ１００に供給できるように電圧調整を行うＰＣＳａ−１＿１３１とを有している。２台目以降も同様な構成であり、２台目の発電装置ＰＶａ−２は、ＰＶモジュール１２２と、ＰＶモジュール１２２が発電した電力をフィーダ１００に供給できるように電圧調整を行うＰＣＳａ−２＿１３２とを有し、３台目の発電装置ＰＶａ−３は、ＰＶモジュール１２３と、ＰＶモジュール１２３が発電した電力をフィーダ１００に供給できるように電圧調整を行うＰＣＳａ−３＿１３３とを有し、ｎ台目の発電装置ＰＶａ−ｎは、ＰＶモジュール１２４と、ＰＶモジュール１２４が発電した電力をフィーダ１００に供給できるように電圧調整を行うＰＣＳａ−ｎ＿１３４と、を有している。

ｎ台の発電装置ＰＶａ−１，ＰＶａ−２，ＰＶａ−３，…，ＰＶａ−ｎには、力率制御装置ａ＿１０５が接続されている。力率制御装置ａ＿１０５は、複数の発電システム間での力率制御を可能とするため他の発電システムに設けられた他の力率制御装置と連携できるように通信手段を有している。通信手段は、有線、無線の何れであってもよく、また、有線および無線を併用する形でもよい。力率制御装置ａ＿１０５では、前述と同様に図６に示すフローチャートに従って、ＰＣＳａ−１＿１３１，ＰＣＳａ−２＿１３２，ＰＣＳａ−３＿１３３，…，ＰＣＳａ−ｎ＿１３４の運転力率を制御することにより、発電装置ＰＶａ−１，ＰＶａ−２，ＰＶａ−３，…，ＰＶａ−ｎにて発電した電力を有効に活用することが可能となる。

これまでの説明では、図４の１１時頃の発電状態に基づく説明を実施したが、本発明に係る協調制御を実施することにより、図４のＡ部の発電電力が抑制されることを防止できる。同様に、図４の１３時頃の発電状態を示す図４のＢ部についても、同様な制御にて発電電力の抑制が可能である。なお、Ａ部とＢ部が重なっている１２時頃に発生するＣ部では、発電装置ＰＶｂ−１および発電装置ＰＶｂ−２共に、皮相電力に余力がなく、この場合は、Ｃ部の発電電力が抑制されることは止むを得ない。本発明に係る協調制御では、図４のＣ部のような抑制効果が制限されるケース（時間帯）もありうるが、１２時を中心とする僅かな時間帯であり、全体的に見れば充分な効果が期待できる。

以上説明したように、実施の形態１に係る発電システムによれば、発電システムに具備される力率制御装置の一つが、システム内にある各発電装置の運転力率を当該発電装置から出力される有効電力が最大となるように個別に設定しつつ、発電装置全体の運転力率を設定値に維持するように調整するので、電圧上昇を抑制するために力率を一定とすることを行った場合でも、発電装置の能力を増加することなく、発電電力の抑制を防止することができ、発電装置のコストアップを抑えることが可能となる。

実施の形態２．
実施の形態１では、フィーダ１００に接続された２台以上の発電装置を有する発電システムにおける発電装置間の協調制御について説明したが、図１に示す発電システムａ＿１０２および発電システムｂ＿１０３をそれぞれ１台の発電装置とみなして同様な協調制御を行うことができる。この場合、例えば発電システムａ＿１０２が力率１００％で、かつ最大出力で運転する可能性があり、発電システムａ＿１０２が力率１００％で運転したときに生ずる発電システムａ＿１０２による電圧上昇が、発電システムａ＿１０２と発電システムｂ＿１０３との間に接続される図示しない需要設備の最低需要による電圧降下ΔＶｂ−ａよりも小さいことが条件となる。言いかえれば、発電システムａ＿１０２が力率１００％で、かつ最大出力で運転しているときでも需要設備の最低需要による電圧降下の方が大きくなり、電圧降下ΔＶｂ−ａが正の値、つまり変電所側の方が高い状態であることが条件となる。また、発電システムａ＿１０２および発電システムｂ＿１０３との間には、それぞれの発電システムにおける力率制御装置ａ＿１０５と力率制御装置ｂ＿１０５との間を通信手段により接続する必要がある。

また、実施の形態１では、力率制御装置ｂ＿１０５が接続される発電装置ＰＶｂ−１，ＰＶｂ−２の運転力率を計算して指示していたが、実施の形態２では、発電システムａ＿１０２および発電システムｂ＿１０３は、それぞれにおける発電装置全体の運転力率を指定値に制御すると共に、発電システムａ＿１０２および発電システムｂ＿１０３のうちの何れかの力率制御装置（力率制御装置ａ＿１０５または力率制御装置ｂ＿１０５）は、実施の形態１と同様な手法にて発電システムａ＿１０２および発電システムｂ＿１０３の運転力率の調整を行う必要がある。つまり、発電システムａ＿１０２および発電システムｂ＿１０３では、それぞれのシステムに接続された発電装置間の力率調整を行いながら、発電システムａ＿１０２および発電システムｂ＿１０３間でも同様に運転力率の調整を行う。

なお、図１に示す発電システムｃ＿１０４は、発電装置が１台で構成されているため、力率制御装置を有していない。この場合でも、発電装置に同様の機能を有しておれば、発電システムｂ＿１０３、発電システムｃ＿１０４間の電圧上昇ΔＶｃ−ｂが制限以内であること、および他の発電システムとの通信手段の確立が可能であれば、同様な発電装置間の力率調整が可能である。

以上説明したように、実施の形態２に係る発電システムによれば、電力系統に接続される複数の発電システムにおいて、各発電システムの運転力率を当該発電システムから出力される有効電力が最大となるように個別に設定しつつ、複数の発電システム間全体の運転力率を設定値に維持する力率制御装置を少なくとも一つの発電システムが有しているので、電圧上昇を抑制するために力率を一定とすることを行った場合でも、発電装置の能力を増加することなく、発電電力の抑制を防止することができ、発電装置のコストアップを抑えることが可能となる。

なお、実施の形態１および実施の形態２では、発電装置の外部に力率制御装置を設ける構成について説明したが、ＰＣＳ１０の制御装置１３（図２参照）に内蔵することも可能である。この場合、ＰＣＳ１０の制御装置１３には、図６に示す力率調整の機能を設ける必要があるが、ＰＣＳ１０における制御装置１３の機能がソフトウェアで実現されていれば、コストアップの費用を抑制することが可能であり、コストアップを気にすることなく実現することができる。

最後に、力率制御装置ａ＿１０５，ｂ＿１０５（以下「力率制御装置１０５」と総称する）のハードウェア構成について説明する。図８は、力率制御装置１０５のハードウェア構成を示すブロック図である。力率制御装置１０５の機能をソフトウェアで実現する場合には、図８に示すように、演算を行うＣＰＵ（Central Processing Unit：中央処理装置）２００、ＣＰＵ２００によって読みとられるプログラムが保存されるメモリ２０２および信号の入出力を行うインターフェイス２０４を含む構成とすることができる。なお、ＣＰＵ２００は、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、プロセッサ、またはＤＳＰ（Digital Signal Processor）などと称されるものであってもよい。また、メモリ２０２とは、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ＲＯＭ（Read Only Memory）、フラッシュメモリ、ＥＰＲＯＭ（Erasable Programmable ROM）、ＥＥＰＲＯＭ（Electrically EPROM）などの、不揮発性または揮発性の半導体メモリ、磁気ディスク、フレキシブルディスク、光ディスク、コンパクトディスク、ミニディスク、ＤＶＤ（Digital Versatile Disc）、ＢＤ（Blu-ray（登録商標） Disc）などが該当する。

具体的には、メモリ２０２には、力率制御装置１０５の機能を実行するプログラムが格納されている。ＣＰＵ２００は、インターフェイス２０４を介して、他の力率制御装置１０５との間で、運転力率、有効電力、無効電力を含む出力状態の情報を相互に交換することで、図６に示すフローチャートの処理を実行し、また、（１）式〜（９）式に示す演算処理を実行する。

力率制御装置１０５の機能をハードウェアで実現する場合には図９のように構成することができる。図９によれば、図８に示すＣＰＵ２００およびメモリ２０２に代えて処理回路２０３が設けられている。図９に示す構成の場合、演算を行うのは処理回路２０３であり、インターフェイス２０４を介し他の力率制御装置１０５から受信した運転力率、有効電力、無効電力を含む出力状態の情報を使用して、図６に示すフローチャートの処理を実行し、また、（１）式〜（９）式に示す演算処理を実行する。処理回路２０３は、例えば、単一回路、複合回路、プログラム化したプロセッサ、並列プログラム化したプロセッサ、ＡＳＩＣ（Application specific integrated circuit）、ＦＰＧＡ（Field-programmable gate array）、またはこれらを組み合わせたものが該当する。

なお、以上の実施の形態に示した構成は、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。

１電力供給源、２電力系統、１０，ｂ−１＿１０８，ｂ−２＿１０９，ａ−１＿１３１，ａ−２＿１３２，ａ−３＿１３３，…，ａ−ｎ＿１３４ＰＣＳ、１１インバータ、１２インバータ制御部、１３制御装置、１４連系リレー、１５電流センサ、１００フィーダ（高圧配電線）、１０１変電所、ａ＿１０２，ｂ＿１０３，ｃ＿１０４発電システム、ＰＶａ−１，ＰＶａ−２，ＰＶａ−３，…，ＰＶａ−ｎ，ＰＶｂ−１，ＰＶｂ−２，ＰＶｃ発電装置、ａ＿１０５，ｂ＿１０５力率制御装置、１０６，１０７，１２１，１２２，１２３，１２４ＰＶモジュール、１５０送電線、２００ＣＰＵ、２０２メモリ、２０３処理回路、２０４インターフェイス。

Claims

複数の発電装置を有して電力系統と連系する発電システムであって、
それぞれの前記発電装置の運転力率を当該発電装置から出力される有効電力が最大となるように個別に設定しつつ、それぞれの前記発電装置の皮相電力に基づいて、発電装置全体の運転力率を設定値に維持する力率制御装置を有し、
前記力率制御装置は、それぞれの前記発電装置の皮相電力が最大であるか否か、および、前記皮相電力が最大ではない発電装置があるか否かを判断し、皮相電力が最大である第１の発電装置があり、かつ、皮相電力が最大ではない第２の発電装置がある場合には、前記第１の発電装置のうちの少なくとも一つの発電装置の運転力率を上げ、前記第２の発電装置のうちの少なくとも一つの発電装置の運転力率を下げることで複数の発電装置間全体の力率調整を行う
ことを特徴とする発電システム。
前記力率制御装置は、前記第１の発電装置のうちの少なくとも一つの発電装置の力率を設定された変更幅だけ上げ、前記第２の発電装置のうちの少なくとも一つの発電装置の運転力率を複数の発電装置間全体で設定値となるような値に設定することを特徴とする請求項１に記載の発電システム。
前記力率制御装置は、前記第２の発電装置の運転力率を複数の発電装置間全体で設定値となるように設定する際に、前記第１の発電装置のうちの少なくとも一つの発電装置の力率を設定された変更幅だけ上げた後の複数の発電装置全体の無効電力の合計から、力率を変更した後の皮相電力が最大である発電装置の無効電力の合計および力率を変更する前の皮相電力が最大ではない発電装置の無効電力の合計との差を、皮相電力が最大でない発電装置の台数で除算した値を、力率を変更する前の皮相電力が最大でない発電装置の無効電力に加算して求めることを特徴とする請求項２に記載の発電システム。
１または複数の発電装置を有して電力系統と連系する発電システムであって、
電力系統には複数の発電システムが接続されており、
それぞれの前記発電システムの運転力率を当該発電システムから出力される有効電力が最大となるように個別に設定しつつ、それぞれの前記発電システムの皮相電力に基づいて、複数の発電システム間全体の運転力率を設定値に維持する力率制御装置を少なくとも一つの発電システムが有しており、
前記力率制御装置は、それぞれの前記発電システムの皮相電力が最大であるか否か、および、前記皮相電力が最大ではない発電システムがあるか否かを判断し、皮相電力が最大である第１の発電システムがあり、かつ、皮相電力が最大ではない第２の発電システムがある場合には、前記第１の発電システムのうちの少なくとも一つの発電システムの運転力率を上げ、前記第２の発電システムのうちの少なくとも一つの発電システムの運転力率を下げることで複数の発電システム間全体の力率調整を行う
ことを特徴とする発電システム。
前記力率制御装置は、前記第１の発電システムのうちの少なくとも一つの発電システムの力率を設定された変更幅だけ上げ、前記第２の発電システムのうちの少なくとも一つの発電システムの運転力率を複数の発電システム間全体で設定値となるような値に設定することを特徴とする請求項４に記載の発電システム。
前記力率制御装置は、前記第２の発電システムの運転力率を複数の発電システム間全体で設定値となるように設定する際に、前記第１の発電システムのうちの少なくとも一つの発電システムの力率を設定された変更幅だけ上げた後の複数の発電システム間全体の無効電力の合計から、力率を変更した後の皮相電力が最大である発電システムの無効電力の合計および力率を変更する前の皮相電力が最大ではない発電システムの無効電力の合計との差を、皮相電力が最大でない発電システムの数で除算した値を、力率を変更する前の皮相電力が最大でない発電システムの無効電力に加算して求めることを特徴とする請求項５に記載の発電システム。