JP7119732B2

JP7119732B2 - 太陽光発電システム

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Publication number: JP7119732B2
Application number: JP2018148422A
Authority: JP
Inventors: 健一鈴木
Original assignee: Tokyo Electric Power Co Inc
Current assignee: Tokyo Electric Power Co Inc
Priority date: 2018-08-07
Filing date: 2018-08-07
Publication date: 2022-08-17
Anticipated expiration: 2038-08-07
Also published as: JP2020025394A

Description

本発明は、太陽電池パネルで発電した直流電力を交流電力に変換し、連系した電力系統に交流電力を供給する太陽光発電システムに関する。

通常、太陽光発電システムの太陽電池パネルは出力電力が最大電力となる最大負荷点で動作するように最大電力点追従制御で運転されている。このことから、同期発電機による発電システム（以下、同期発電機発電システムという）に替わり太陽光発電システムなどの再エネ電源が増加すると、電力系統の負荷電力が一定であれば同期発電機発電システムの同期発電機を解列して負荷電力の需給バランスを保つ。この場合、解列した同期発電機が持っていた分の慣性力が失われるので、電力系統の負荷急変時の周波数の変化が大きくなる。

例えば、電力系統の負荷が急増した場合には、同一系統に接続されている同期発電機がこの増分を担うことになる。このとき負荷増直後は、原動機入力トルクＴｍは一定であり、また同期発電機発電機システムの同期発電機には慣性力があるため、内部誘起電圧位相は固定されており、負荷電力増分に相当する電力が同期発電機から出力される。これにより、同期発電機の慣性トルクＴｅがＴｅ１からＴｅ２に変化する。すなわち、Ｔｍ－Ｔｅ１＝０の状態からＴｍ－Ｔｅ２＜０の状態となり（Ｔｍ－Ｔｅ)／（Ｍ・ｓ）に応じて周波数が低下する。

一例として、２台の同期発電機の電力系統と、そのうちの１台の同期発電機を太陽光発電システムで置き換えた電力系統を考える。図１０はその場合の電力系統の負荷及び周波数の一例を示すグラフであり、図１０（ａ）はＰ１ｋＷ×２台の同期発電機で２Ｐ１ｋＷの負荷に電力を供給していて、＋０．５・Ｐ１ｋＷだけ負荷が急増した場合の電力系統の負荷及び周波数のグラフ、図１０（ｂ）は１台の同期発電機を太陽光発電システムで置き換えた場合の電力系統の負荷及び周波数のグラフである。図１０（ａ）において、Ｐａは負荷電力、ＰＧ１は１台目の同期発電機の出力電力、ＰＧ２は２台目の同期発電機の出力電力、ｆは周波数である。図１０（ｂ）において、Ｐａは負荷電力、ＰＧ１は同期発電機の出力電力、ＰＰＶは太陽光発電システムの出力電力、ｆは周波数である。

図１０（ａ）に示すように、いま、時点２０［ｓ］で＋０．５・Ｐ１ｋＷだけ負荷が急増した場合は、２台の同期発電機で急増した負荷を賄うように出力を増加させるが、その際には、２台の同期発電機の慣性力分があるので、周波数の変化は５０Ｈｚから４９．４７Ｈｚであり周波数の一時的な低下は０．５３Ｈｚである。

これに対し、１台の同期発電機の場合には、図１０（ｂ）に示すように、１台の同期発電機で負荷急増分を負担することになり、慣性力分も１台の同期発電機だけとなるので、周波数の変化は５０Ｈｚから４８．７９Ｈｚであり周波数の一時的な低下は１．２１Ｈｚである。なお、時点０［ｓ］～時点５［ｓ］は太陽光発電システムの最大電力点追従制御により太陽光発電システムの出力が増加している状態を示している。このように、太陽光発電システムの増加に伴い同期発電機が太陽光発電システムに置き換わるため電力系統全体の単位慣性定数Ｍが小さくなり電力系統の周波数の低下が著しくなる。

ここで、常時は太陽電池の動作点が最大電力点Ｐｍａｘとなるように出力電流を調整する最大電力点追尾制御を行い、連系点の電圧が規定の上限電圧に近づいたときには、動作点が最大電力点Ｐｍａｘと異なるように出力電流を設定して出力電力を最大電力よりも小さくするようにした太陽光発電システムがある（例えば、特許文献１参照）。

特開平６－３３２５５３号公報

しかし、特許文献１のものは、連系点の電圧が規定の上限電圧に近づいたときには、太陽光発電システムの動作点が最大電力点Ｐｍａｘと異なるように出力電流を設定して出力電力を最大電力よりも小さくし、連系点の電圧が規定の上限電圧を超えないようにするものであり、電力系統の周波数の低下を抑制するためのものではない。太陽光発電システムにも同期発電機の慣性力を持たせることで周波数調整能力を持たせるようにしたものではない。

本発明の目的は、同期発電機の慣性力を有し周波数調整能力を持たせた太陽光発電システムを得ることである。

請求項１の発明に係る太陽光発電システムは、太陽光により直流電力を発電する複数個の太陽電池を有した太陽電池パネルと、前記太陽電池パネルで発電された直流電力を交流に変換して電力系統に出力するインバータと、前記太陽電池パネルの出力電力が最大電力となる最大負荷点で動作するように出力目標値を算出する最大電力点追従制御部と、前記インバータの出力電圧の位相が前記電力系統の系統電圧の位相となるように前記インバータに前記系統電圧の位相に同期した信号を出力する位相同期部と、前記最大電力点追従制御部からの出力目標値に基づいて前記太陽電池パネルの出力電圧を所定値に維持しつつ前記インバータの出力電圧の位相が前記位相同期部で得られた前記電力系統の系統電圧の位相と一致するように前記インバータの出力電力を制御するインバータ制御部と、前記位相同期部の応答を遅延させた回路を有しその回路で得られた前記系統電圧との位相差に基づいて同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し前記インバータ制御部に出力する発電機慣性力発生部と、前記電力系統の負荷変動や前記太陽電池パネルの出力変動に備え前記最大電力点追従制御部で算出した出力目標値に代えて前記太陽電池パネルの出力電力の上げ代及び下げ代を確保した出力抑制値を前記インバータ制御部に出力する出力抑制制御部とを備えたことを特徴とする。

請求項２の発明に係る太陽光発電システムは、請求項１の発明において、前記電力系統の周波数が変動したとき前記同期発電機のガバナフリー運転に相当する周波数調整量を算出し前記インバータ制御部に出力するガバナフリー制御部を備えたことを特徴とする。

請求項３の発明に係る太陽光発電システムは、太陽光により直流電力を発電する複数個の太陽電池を有した太陽電池パネルと、前記太陽電池パネルの出力電圧を昇圧するチョッパと、前記太陽電池パネルで発電された直流電力を交流に変換して電力系統に出力するインバータと、前記太陽電池パネルの出力電力が最大電力となる最大負荷点で動作するように出力目標値を算出する最大電力点追従制御部と、前記最大電力点追従制御部からの出力目標値に基づいて前記チョッパの変換比を調整して前記太陽電池パネルの出力電圧を調整し前記太陽電池パネルの出力電力を制御するチョッパ制御部と、前記インバータの出力電圧の位相が前記電力系統の系統電圧の位相となるように前記インバータに前記系統電圧の位相に同期した信号を出力する位相同期部と、前記チョッパで昇圧した電圧を所定値に維持しつつ前記インバータの出力電圧の位相が前記位相同期部で得られた前記電力系統の系統電圧の位相と一致するように前記インバータの出力電力を制御するインバータ制御部と、前記位相同期部の応答を遅延させた回路を有しその回路で得られた前記系統電圧との位相差に基づいて同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し前記チョッパ制御部に出力する発電機慣性力発生部と、前記電力系統の負荷変動や前記太陽電池パネルの出力変動に備え前記最大電力点追従制御部で算出した出力目標値に代えて前記太陽電池パネルの出力電力の上げ代及び下げ代を確保した出力抑制値を前記インバータ制御部に出力する出力抑制制御部とを備えたことを特徴とする。

請求項４の発明に係る太陽光発電システムは、請求項３の発明において、前記電力系統の周波数が変動したとき前記同期発電機のガバナフリー運転に相当する周波数調整量を算出し前記チョッパ制御部に出力するガバナフリー制御部を備えたことを特徴とする。

本発明によれば、同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出する発電機慣性力発生部と、太陽電池パネルの出力電力の上げ代及び下げ代を確保した出力抑制値をインバータ制御部に出力する出力抑制制御部とを備えたので、電力系統の負荷変動に対して同期発電機の慣性力相当の周波数変動の抑制ができ、また、太陽電池パネルのから電力系統への出力電力を調整できるので、電力系統の負荷変動のときの周波数変動を大幅に改善できる。

本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの構成図。本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの太陽電池パネルの出力電力の一例を示すグラフ。本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの太陽電池パネルの出力電力の上げ代及び下げ代の説明図。本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの効果の説明図。本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの構成図。本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの効果の説明図。本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの構成図。本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムの構成図。本発明の実施形態と比較例との効果を対比した説明図。２台の同期発電機の電力系統とそのうちの１台の同期発電機を太陽光発電システムで置き換えた電力系統の負荷及び周波数の一例を示すグラフ。

以下、本発明の実施形態を説明する。図１は本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの構成図である。図１では、電力系統１１に、同期発電機を有した同期発電機発電システム１２及び太陽光発電設備１３を有した太陽光発電システムが接続されたものを示している。

同期発電機発電システム１２は、同期発電機１４を原動機１５で駆動して電力系統１１の負荷１６に電力を供給するものであり、制御装置１７は、電圧検出器１８ａで検出された同期発電機１４の出力電圧及び電流検出器１９ａで検出された同期発電機１４の出力電流を入力し、原動機１５及び同期発電機１４を制御して出力電力が目標値になるように制御する。

太陽光発電システムは、太陽光発電設備１３と、太陽光発電設備１３を制御する交直変換器制御装置とからなる。太陽光発電設備１３は、太陽電池パネル２０のインバータ２１を制御して電力系統１１に有効電力及び無効電力を充放電するものであり、インバータ２１はリアクトルＬ及び変圧器Ｔｒを介して電力系統１１に接続されている。太陽光発電設備１３を制御する交直変換器制御装置は、太陽光発電設備１３のインバータ２１を制御するものであり、ＰＶ出力演算部２２、最大電力点追従制御部２３、出力抑制制御部２４、インバータ制御部２５、位相同期部２６、発電機慣性力発生部２７等からなる。

ＰＶ出力演算部２２は、直流電圧検出器１８ｄで検出された太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄ及び直流電流検出器１９ｄで検出された太陽電池パネル２０の出力電流Ｉｄを入力し太陽電池パネル２０の発電電力ＰＰＶを演算し、最大電力点追従制御部２３及び後述の加算器２９ｄ１に出力する。最大電力点追従制御部２３は、ＰＶ出力演算部２２からの太陽電池パネル２０の発電電力ＰＰＶ及び直流電圧検出器１８ｄで検出された太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄに基づいて、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶが最大電力Ｐｍａｘとなる最大負荷点で動作するように太陽電池パネル２０の出力目標値ＰＰＶｒを算出し出力抑制制御部２４に出力する。

出力抑制制御部２４は、最大電力点追従制御部２３からの太陽電池パネル２０の出力目標値ＰＰＶｒ、及び加算器２９ｄ１で求めた太陽電池パネル２０の発電電力ＰＰＶと後述の発電機慣性力発生部２７で演算された同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉとの加算値（ＰＰＶ＋Ｐｉ）に基づいて、太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄの電圧基準値Ｖｄｒを求めてインバータ制御部２５に出力するものである。

すなわち、出力抑制制御部２４の加算器２９ｄ２は、加算器２９ｄ１で求めた太陽電池パネル２０の発電電力ＰＰＶと周波数変動抑制量Ｐｉとの加算値（ＰＰＶ＋Ｐｉ）と、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶの上げ代及び下げ代を確保した出力抑制値Ｐｘとの差分（ＰＰＶ＋Ｐｉ－Ｐｘ）を求め、制御演算要素４５にて出力抑制を掛けた電圧値指令値Ｖｄｒｘを求め、最大値選択回路（ＨＶＧ）２８に出力する。最大値選択回路（ＨＶＧ）２８は制御演算要素４５からの電圧値指令値Ｖｄｒｘと最大電力点追従制御部２３からの太陽電池パネル２０の出力目標値ＰＰＶｒに対する電圧値指令値Ｖｄｒｍとのうち大きい方を選択して太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄの電圧基準値Ｖｄｒを求める。この説明詳細は後述する。

インバータ制御部２５は太陽電池パネル２０から電力系統１１に充放電する有効電力及び無効電力が目標値になるようにインバータ２１に制御指令を出力するものであり、位相同期部２６はインバータ２１の出力電圧の位相が電力系統１１の系統電圧の位相となるようにインバータ制御部２５に系統電圧の位相に同期した信号を出力するものである。また、発電機慣性力発生部２７は、位相同期部２６の応答を遅延させた回路を有しその回路で得られた系統電圧との位相差に基づいて、同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し出力抑制制御部２４に出力するものである。

インバータ制御部２５の加算器２９ａ１は、出力抑制制御部２４で求めた太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄの電圧基準値Ｖｄｒと、直流電圧検出器１８ｄで検出された太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄとの差分（Ｖｄｒ－Ｖｄ）を求め、直流電圧調整器３１に出力する。同様に、加算器２９ｂ１では、無効電力目標値Ｑｒと、インバータ２１から出力される無効電力Ｑとの差分ΔＱ（Ｑｒ－Ｑ）を演算し無効電力調整器３２に出力する。

インバータ制御部２５の三相／ｄｑ変換部３０ａは、電流検出器１９ｂで検出されたインバータ２１の出力電流（三相電流）を入力して三相二相変換し、二相変換されたインバータ２１の出力電流を加算器２９ａ２、２９ｂ２に出力する。

加算器２９ａ２では、直流電圧調整器３１の出力と三相／ｄｑ変換部３０ａで二相変換されたｄ軸電流との差分を演算しｄ軸電流調整器３３に出力する。ｄ軸電流調整器３３の出力は加算器２９ａ３にて後述の位相同期部２６からの位相角信号が加算され充放電する有効電力指令値が演算される。同様に、加算器２９ｂ２では、無効電力調整器３２の出力と三相／ｄｑ変換部３０ａで二相変換されたｑ軸電流との差分を演算しｑ軸電流調整器３４に出力する。ｑ軸電流調整器３４の出力は加算器２９ｂ３にて後述の位相同期部２６からの位相角信号が加算され無効電力指令値が演算される。

加算器２９ａ３からの有効電力指令値及び加算器２９ｂ３からの無効電力指令値は、ｄｑ／三相変換部３５に入力され二相三相変換されてゲートパルス発生部３６を介してインバータ２１に入力される。これにより、インバータ２１は、有効電力及び無効電力が目標値になるように制御され、太陽電池パネル２０から同期発電機１４の慣性力に相当する電力及び太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶの上げ代及び下げ代を確保した出力抑制値Ｐｘが加味された有効電力になるように制御される。

次に、位相同期部２６はインバータ２１の出力電圧の位相が電力系統１１の系統電圧の位相となるようにインバータ制御部２５に系統電圧の位相に同期した信号を出力するものであり、位相同期回路ＰＬＬ（Phase Locked Loop）で構成される。位相同期部２６の三相／ｄｑ変換部３０ｂは、電圧検出器１８ｂで検出された変圧器Ｔｒの出力電圧（系統電圧）を入力し、三相の系統電圧を二相に変換するとともに、二相成分演算部３７ａで求めた内部信号（インバータ２１の出力電圧）の二相成分の位相角（cosθＨ、sinθＨ）を入力し、系統電圧の位相と内部信号の位相とを比較する。そして、その比較結果を位相角信号としてインバータ制御部２５の加算器２９ａ３、２９ｂ３に出力するとともに位相差検出部３８ａに出力する。

位相差検出部３８ａは、系統電圧の位相と内部信号の位相との位相差ΦＨを演算し位相差調整部３９ａに出力する。位相差調整部３９ａは位相差ΦＨが０となるような調整量を演算し加算器２９ｃ１に出力する。加算器２９ｃは、位相差調整部３９ａからの調整量と基準周波数（系統電圧の周波数）とを加算して内部信号の角周波数ωＨを求める。内部信号の角周波数ωＨは積分要素４０ａに入力され、積分要素４０ａにて位相角θＨが求められる。積分要素４０ａにて求められた位相角θＨは二相成分演算部３７ａに入力され、二相成分演算部３７ａにて内部信号（インバータ２１の出力電圧）の二相成分の位相角（cosθＨ、sinθＨ）が求められる。

このように、位相同期部２６は、内部信号（インバータ２１の出力電圧）の位相が電力系統１１の系統電圧の位相となるように、インバータ制御部２５の加算器２９ａ３、２９ｂ３に位相角信号として出力するものである。これにより、インバータ２１の出力電圧の位相は電力系統１１の系統電圧の位相に一致するように調整される。

次に、発電機慣性力発生部２７は、位相同期部２６の応答を遅延させた回路を有し、その回路で得られた系統電圧との位相差に基づいて、同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し、インバータ制御部２５の有効電力の目標値に加算するものである。

発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬは、三相／ｄｑ変換部３０ｃ、二相成分演算部３７ｂ、位相差検出部３８ｂ、位相差調整部３９ｂ、加算器２９ｃ２、積分要素４０ｂで構成され、位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬ（位相同期部２６の三相／ｄｑ変換部３０ｂ、二相成分演算部３７ａ、位相差検出部３８ａ、位相差調整部３９ａ、加算器２９ｃ１、積分要素４０ａ）と同様な回路構成である。発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬは、位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬの応答を遅延させた回路である。

インバータ２１は、系統電圧に対して、いかなる電圧を発生するのかを瞬時に演算して太陽電池パネル２０の出力電力を所望の電力になるように制御する必要がある。すなわち、系統電圧が実際のものと違っていれば太陽電池パネル２０の出力電力を所望電力にすることは困難であるため、できる限り系統電圧は実際のものに近づけておく必要がある。そこで、位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬは応答速度が早くなるように位相同期部２６の位相差調整部３９ａの制御定数は定められている。一方、発電機慣性力発生部２７の位相差調整部３９ｂの制御定数は、位相同期部２６の位相差調整部３９ａの制御定数より応答が遅くなるように設定されている。これは、電力系統１１の負荷１６の急変により電力系統１１の周波数が変動した場合に、同期発電機１４の特性と同様に電力系統１１の周波数変動が抑制される応答とするためである。

位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬが発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬより応答が早いことから、図１では、位相同期部２６の位相同期回路ＰＬＬの諸量には添え字Ｈを付し、発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬの諸量には添え字Ｌを付している。

そして、発電機慣性力発生部２７は、発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬ（位相同期部２６の三相／ｄｑ変換部３０ｂ、二相成分演算部３７ａ、位相差検出部３８ａ、位相差調整部３９ａ、加算器２９ｃ１、積分要素４０ａ）に加え、発電機慣性力発生部２７の位相同期回路ＰＬＬで得られた系統電圧との位相差ΦＬに基づいて、同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉを演算する慣性力演算部４１を有する。慣性力演算部４１は、同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉとして、負荷急変時に同期発電機１４が出力する電気出力｛Ｐｉ＝（１／ＸＴ）＊sinΦＬ｝を演算する。ＸＴはインバータ２１の交流側のリアクタンス（主に交流リアクトルまたは変圧器のリアクタンス）、ΦＬは系統電圧の位相と内部信号（インバータ２１の出力電圧）の位相との位相差である。

慣性力演算部４１は演算した周波数変動抑制量Ｐｉを加算器２９ｄ１に出力する。加算器２９ｄ１は周波数変動抑制量ＰｉをＰＶ出力演算部２２からの太陽電池パネル２０の発電電力ＰＰＶに加算し、出力抑制部２４の加算器２９ｄ２に出力する。出力抑制制御部２４の加算器２９ｄ２は、加算器２９ｄ１で得られた加算値（ＰＰＶ＋Ｐｉ）と、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶの上げ代及び下げ代を確保した出力抑制値Ｐｘとの差分（ＰＰＶ＋Ｐｉ－Ｐｘ）を求め、制御演算要素４５にて出力抑制を掛けた電圧値指令値Ｖｄｒｘを求め、最大値選択回路２８に出力する。最大値選択回路２８は制御演算要素４５からの電圧値指令値Ｖｄｒｘと最大電力点追従制御部２３からの太陽電池パネル２０の出力目標値ＰＰＶｒに対する電圧値指令値Ｖｄｒｍとのうち大きい方を選択して太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄの電圧基準値Ｖｄｒを求める。そして、インバータ制御部２５に出力する。

これにより、太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄの電圧基準値Ｖｄｒに、同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉが加味されるので、電力系統１１の負荷１６の急変時に電力系統１１の周波数低下を改善できる。

図２は本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの太陽電池パネルの出力電力の一例を示すグラフである。いま、時点ｔ０で太陽光発電の発電が開始されたとし、発電機慣性力発生部２７による周波数変動抑制量がなく、出力抑制制御部２４による出力抑制が掛かっていないとする。この場合は、最大電力点追従制御部２３により、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶが最大電力Ｐｍａｘとなるように最大電力点追従制御が行われる。時点ｔ１で太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶが最大電力Ｐｍａｘとなると、時点ｔ１以降は太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶは最大電力Ｐｍａｘに維持される。

すなわち、最大電力点追従制御部２３は、ＰＶ出力演算部２２からの太陽電池パネル２０の発電電力ＰＰＶ及び直流電圧検出器１８ｄで検出された太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄに基づいて、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶが最大電力Ｐｍａｘとなる最大負荷点で動作するように、太陽電池パネル２０の出力目標値ＰＰＶｒを算出する。発電機慣性力発生部２７による周波数変動抑制量がなく、出力抑制制御部２４による出力抑制が掛かっていない場合には、出力抑制制御部２４は太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄが最大電力Ｐｍａｘとなる電圧基準値Ｖｄｒｍをインバータ制御部２５に出力するので、インバータ制御部２５は太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄ（インバータ２１の入力電圧）が電圧基準値Ｖｄｒｍになるようにインバータ２１を制御する。これにより、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶが最大電力Ｐｍａｘとなるように制御される。

いま、時点ｔ２において、電力系統１１の負荷変動や太陽電池パネル２０の出力変動に備え、太陽電池パネル２０の出力電力を最大電力Ｐｍａｘより小さい出力抑制値Ｐｘに抑制したとする。出力抑制制御部２４は太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄが出力抑制値Ｐｘとなる電圧基準値Ｖｄｒｘをインバータ制御部２５に出力するので、インバータ制御部２５は太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄ（インバータ２１の入力電圧）が電圧基準値Ｖｄｒｘになるようにインバータ２１を制御する。これにより、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶが出力抑制値Ｐｘとなるように制御される。

これにより、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶは上げ代及び下げ代を確保できる。図３は本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの太陽電池パネルの出力電力の上げ代及び下げ代の説明図であり、図３（ａ）は日射強度や温度が一定である場合の太陽電池パネルのＶ－Ｉ特性（電圧電流特性）の一例を示すグラフ、図３（ｂ）は日射強度や温度が一定である場合の太陽電池パネルのＶ－Ｐ特性（電圧電力特性）の一例を示すグラフである。

図３（ａ）において、ＰＶ出力電圧Ｖｄ（太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄ）は０から開放電圧Ｖｏまで変化し、ＰＶ出力電流Ｉｄ（太陽電池パネル２０の出力電流Ｉｄ）は０から短絡電流Ｉｏまで変化する。ＰＶ出力電圧Ｖｄが電圧基準値Ｖｄｒｍのときに太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶは最大電力Ｐｍａｘとなり、黒枠の長方形の面積が最大電力Ｐｍａｘの大きさを表している。一方、ＰＶ出力電圧Ｖｄが電圧基準値Ｖｄｒｘのときに太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶは出力抑制値Ｐｘとなり、一点鎖線枠の長方形の面積が出力抑制値Ｐｘの大きさを表している。

図３（ｂ）において、ＰＶ出力電圧Ｖｄが電圧基準値Ｖｄｒｍのときに太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶは最大電力Ｐｍａｘ（Ａ点）となり、この状態では、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶは上げ代及び下げ代はない。一方、ＰＶ出力電圧Ｖｄが電圧基準値Ｖｄｒｘのときに太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶは出力抑制値Ｐｘ（Ｂ点）となり、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶは上げ代及び下げ代が確保できる。Ｂ点から出力電圧Ｖｄを下げれば（Ｖｄｒｘ～Ｖｄｒｍ）の範囲で太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶを増加させることができ、Ｂ点から出力電圧Ｖｄを上げれば（Ｖｄｒｘ～Ｖｏ）の範囲で太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶを減少させることができる。

図２の時点ｔ２以降の時点ｔ３において、電力系統１１の負荷１６が増加した場合、電圧基準値Ｖｄｒｘを変化させれば太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶを増加させることができる。図２では一過的に電圧基準値Ｖｄｒｘを変化させて出力抑制値Ｐｘ１とし、元の出力抑制値Ｐｘに戻した場合を示している。

図４は本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの効果の説明図であり、図４（ａ）は本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムを採用した場合の電力系統の負荷及び周波数のグラフ、図４（ｂ）は比較のために示した図１０（ｂ）と同じグラフである。図４（ａ）及び図４（ｂ）において、Ｐａは負荷電力、ＰＧ１は１台目の同期発電機の出力電力、ＰＰＶは太陽光発電システムの出力電力、ｆは周波数である。

図４（ａ）に示すように、いま、時点２０［ｓ］で＋０．５・Ｐ１ｋＷだけ負荷が急増した場合は、１台の同期発電機及び本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの双方で急増した負荷を賄うように出力を増加させるが、その際には、１台の同期発電機の慣性力分があり、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムにおいても発電機慣性力発生部２７を有しているので、周波数の変化は５０Ｈｚから４９．３７Ｈｚであり周波数の一時的な低下は０．６３Ｈｚである。これに対し、１台の同期発電機の場合には、図１０（ｂ）に示すように、１台の同期発電機で負荷急増分を負担することになり、慣性力分も１台の同期発電機だけとなるので、周波数の変化は５０Ｈｚから４８．７９Ｈｚであり周波数の一時的な低下は１．２１Ｈｚであることから、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムを採用することで電力系統１１の周波数低下を改善できる。

次に、本発明の第２実施形態を説明する。図５は本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの構成図である。この第２の実施形態は、図１に示した第１実施形態に対し、太陽光発電設備１３を制御する交直変換器制御装置にガバナフリー制御部４２を追加して設けたものである。ガバナフリー制御部４２は、同期発電機１４のガバナフリー運転に相当する周波数調整量をインバータ制御部２５に出力する。図１と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

ガバナフリー制御部４２は、電力系統１１の系統周波数が変動したとき、同期発電機１４のガバナフリー運転に相当する周波数調整量ΔＰｆを算出するものである。ガバナフリー運転は、数秒～数十秒（１～２分くらいまで）の系統周波数の変動を吸収する周波数調整量ΔＰｆを出力するものである。なお、同期発電機１４の慣性力による周波数変動の抑制は系統周波数の変動が０～１０数秒の系統周波数の変動を吸収する周波数変動抑制量Ｐｉを出力するものである。

図５において、電力系統１１の系統周波数ｆは周波数検出器４３で検出され、周波数検出器４３で検出された系統周波数ｆは加算器２９ｅに入力される。加算器２９ｅは系統周波数ｆと基準周波数ｆ０との差分を演算し周波数偏差Δｆとして関数発生器４４に出力する。関数発生器４４は周波数偏差Δｆに基づいて、同期発電機１４のガバナフリー運転に相当する周波数調整量ΔＰｆを発生する。関数発生器４４は周波数偏差Δｆが０を中心として所定幅では周波数調整量ΔＰｆが０となる不感帯を有し、また、周波数偏差Δｆの絶対値が所定値を超えると周波数調整量ΔＰｆが一定値となる関数を有する。周波数偏差Δｆが不感帯及び絶対値が所定値を超えない範囲では、周波数調整量ΔＰｆは、Ｐｆ＝－Ｋ・Δｆで示される。Ｋは同期発電機１４でいう速度調停率の逆数（Ｋ＝１／速度調定率）である。

系統周波数ｆが基準周波数ｆ０より低下し不感帯を逸脱しているときは、周波数偏差Δｆは負であるので、蓄電池２０の放電を増加させる周波数調整量ΔＰｆが関数発生器４４より出力される。逆に、系統周波数ｆが基準周波数ｆ０より上昇し不感帯を逸脱しているときは、周波数偏差Δｆは正であるので、蓄電池２０の放電を減少させる周波数調整量ΔＰｆが関数発生器４４より出力される。

ガバナフリー制御部４２からの周波数調整量ΔＰｆは加算器２９ｄ３に出力される。加算器２９ｄ３は、ガバナフリー制御部４２からの周波数調整量ΔＰｆと、ＰＶ出力演算部２２から出力される太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶとを加算し加算値（ΔＰｆ＋ＰＰＶ）を加算器２９ｄ１に出力する。加算器２９ｄ１は、加算器２９ｄ３で得られた加算値（ΔＰｆ＋ＰＰＶ）と、発電機慣性力発生部２７で演算された同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉとを加算し、加算値（ΔＰｆ＋ＰＰＶ＋Ｐｉ）を出力抑制部２４の加算器２９ｄ２に出力する。

出力抑制制御部２４の加算器２９ｄ２は、加算器２９ｄ１で得られた加算値（ΔＰｆ＋ＰＰＶ＋Ｐｉ）と、太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶの上げ代及び下げ代を確保した出力抑制値Ｐｘとの差分（ΔＰｆ＋ＰＰＶ＋Ｐｉ－Ｐｘ）を求め、制御演算要素４５にて出力抑制を掛けた電圧値指令値Ｖｄｒｘを求め、最大値選択回路２８に出力する。最大値選択回路２８は制御演算要素４５からの電圧値指令値Ｖｄｒｘと最大電力点追従制御部２３からの太陽電池パネル２０の出力目標値ＰＰＶｒに対する電圧値指令値Ｖｄｒｍとのうち大きい方を選択して太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄの電圧基準値Ｖｄｒを求める。そして、インバータ制御部２５に出力する。

これにより、同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉに加え、ガバナフリー制御部４２からの周波数調整量ΔＰｆも加味されるので、電力系統１１の負荷１６の急変時に電力系統１１の周波数低下を大幅に改善できる。

図６は本発明の第２実施形態の太陽光圧電設備の効果の説明図であり、図６（ａ）は本発明の第２実施形態の太陽光圧電設備を採用した場合の電力系統の負荷及び周波数のグラフ、図６（ｂ）は比較のために示した図１０（ｂ）と同じグラフである。図６（ａ）及び図６（ｂ）において、Ｐａは負荷電力、ＰＧ１は１台目の同期発電機の出力電力、ＰＰＶは太陽光発電システムの出力電力、ｆは周波数である。

図６（ａ）に示すように、いま、時点２０［ｓ］で＋０．５・Ｐ１ｋＷだけ負荷が急増した場合は、１台の同期発電機及び本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの双方で急増した負荷を賄うように出力を増加させるが、その際には、１台の同期発電機の慣性力分があり、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムは発電機慣性力発生部２７を有し、さらにガバナフリー制御部４２を有しているので、周波数の変化は５０Ｈｚから４９．４５Ｈｚであり周波数の一時的な低下は０．５５Ｈｚである。これに対し、１台の同期発電機の場合には、図１０（ｂ）に示すように、１台の同期発電機で負荷急増分を負担することになり、慣性力分も１台の同期発電機だけとなるので、周波数の変化は５０Ｈｚから４８．７９Ｈｚであり周波数の一時的な低下は１．２１Ｈｚであることから、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムを採用することで電力系統１１の周波数低下を大幅に改善できる。

次に、本発明の第３実施形態を説明する。図７は本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの構成図である。この第３の実施形態は、図１に示した第１実施形態に対し、太陽光発電設備１３に太陽電池パネル２０の出力電圧を昇圧するチョッパ４６を有したものであり、これに伴い、太陽光発電設備１３を制御する交直変換器制御装置にチョッパ制御部４７を追加して設け、チョッパ制御部４７はチョッパ４６の変換比を調整して太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄ１を調整し太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶを制御し、インバータ制御部２５は、チョッパ４６で昇圧した電圧を所定値に維持しつつ、インバータ２１の出力電圧の位相が位相同期部２６で得られた電力系統１１の系統電圧の位相と一致するようにインバータ２１の出力電力を制御するようにしたものである。図１と同一要素には、同一符号を付し重複する説明は省略する。

チョッパ４６はＤＣ／ＤＣコンバータであり、入力側の太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄを指令された変換比で昇圧して太陽電池パネル２０の端子電圧を適正に維持するものである。いま、チョッパ４６のデューティ比をＤとすると、入力側の太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄ１と出力側のインバータ２１の入力電圧Ｖｄ２との関係は（１）式で示され、チョッパ４６の変換比Ｋは（２）式で示される。

Ｖｄ１＝（１－Ｄ）Ｖｄ２ …（１）
Ｋ＝Ｖｄ２／Ｖｄ１＝１／（１－Ｄ） …（２）
インバータ２１の入力電圧Ｖｄ２は、インバータ制御部１９により所定値に維持されるので、チョッパ４６の変換比Ｋ｛＝１／（１－Ｄ）｝を調整することにより、太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄ１を調整できる。

チョッパ制御部４７は。出力抑制制御部２４からの太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄの電圧基準値Ｖｄｒ１に基づいて、チョッパ４６の変換比を調整して太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄ１を調整し太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶを制御するものであり、チョッパ制御部４７の加算器２９ｆ１は、出力抑制制御部２４からの太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄの電圧基準値Ｖｄｒ１と直流電圧検出器１８ｄ１で検出された太陽電池パネル２０の出力電圧（チョッパ４６の入力電圧）Ｖｄ１との差分（Ｖｄｒ１－Ｖｄ１）を求め直流電圧調整器３１ｂに出力する。加算器２９ｆ２では、直流電圧調整器３１ｂの出力と直流電流検出器１９ｄで検出された太陽電池パネル２０の出力電流Ｉｄとの差分を演算し直流電流調整器３３ｂに出力する。直流電流調整器３３ｂの出力はゲートパルス発生部３６ｂに入力されゲートパルス発生部３６ｂはチョッパ４６を制御する。チョッパ４６により太陽電池パネル２０の出力電圧Ｖｄ１を出力抑制制御部２４からの電圧基準値Ｖｄｒに調整することにより、太陽電池パネル２０の出力電力を調整する。

インバータ制御部２５は、チョッパ４６で昇圧した電圧を所定値に維持しつつ、インバータ２１の出力電圧の位相が位相同期部２６で得られた電力系統１１の系統電圧の位相と一致するようにインバータ２１の出力電力を制御するものであり、インバータ制御部２５の加算器２９ａ１は、直流電圧検出器１８ｄ２で検出されたチョッパ４６の出力電圧（インバータの入力電圧）Ｖｄ２と電圧基準値Ｖｄｒ２との差分（Ｖｄｒ１－Ｖｄ１）を求め直流電圧調整器３１に出力する。これより、インバータ制御部２５は、チョッパ４６で昇圧した電圧（インバータの入力電圧）Ｖｄ２を電圧基準値Ｖｄｒ２に維持しつつ、インバータ２１の出力電圧の位相が位相同期部２６で得られた電力系統１１の系統電圧の位相と一致するようにインバータの出力電力を制御する。

この第３実施形態の場合も第１実施形態と同様に、負荷が急増した場合には、太陽光発電システムにおいても急増した負荷を賄うように出力を増加させることができ、太陽光発電システムは発電機慣性力発生部２７を有しているので、電力系統１１の周波数低下を改善できる。

次に、本発明の第４実施形態を説明する。図８は本発明の第４実施形態に係る太陽光発電システムの構成図である。この第４の実施形態は、図７に示した第３実施形態に対し、同期発電機１４のガバナフリー運転に相当する周波数調整量をインバータ制御部２５に出力するガバナフリー制御部４２を追加して設けたものである。図７と同一要素には同一符号を付し重複する説明は省略する。

図８において、ガバナフリー制御部４２は図５に示した第２実施形態のガバナフリー制御部４２と同一構成であるので説明は省略する。また、図５に示した第２実施形態と同様に、ガバナフリー制御部４２からの周波数調整量ΔＰｆは加算器２９ｄ３に出力され、加算器２９ｄ３は、ガバナフリー制御部４２からの周波数調整量ΔＰｆと、ＰＶ出力演算部２２から出力される太陽電池パネル２０の出力電力ＰＰＶとを加算し加算値（ΔＰｆ＋ＰＰＶ）を加算器２９ｄ１に出力する。そして、加算器２９ｄ１は、加算器２９ｄ３で得られた加算値（ΔＰｆ＋ＰＰＶ）と、発電機慣性力発生部２７で演算された同期発電機１４の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉとを加算し、加算値（ΔＰｆ＋ＰＰＶ＋Ｐｉ）を出力抑制部２４の加算器２９ｄ２に出力する。

これにより、この第４実施形態の場合も第２実施形態の場合と同様に、同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量Ｐｉに加え、ガバナフリー制御部４２からの周波数調整量ΔＰｆも加味されるので、電力系統１１の負荷１６の急変時に電力系統１１の周波数低下を大幅に改善できる。

図９は本発明の実施形態と比較例との効果を対比した説明図であり、図９（ａ）は第１実施形態及び第２実施形態の効果と比較例の効果とを対比して示したグラフ、図９（ｂ）はガバナフリー機能と出力抑制機能を採用した比較例１の電力系統の負荷及び周波数のグラフである。

図９（ａ）は、図４や図６と同じように時点２０［ｓ］で＋０．５・Ｐ１ｋＷだけ負荷が急増した場合の系統周波数の低下のグラフであり、曲線Ｅ１は第１実施形態（慣性力機能＋出力抑制機能）での周波数変化の曲線、曲線Ｅ２は第２実施形態（慣性力機能＋出力抑制機能＋ガバナフリー機能）での周波数変化の曲線、曲線Ｃ１は比較例１（ガバナフリー機能＋出力抑制機能）での周波数変化の曲線、曲線Ｃ２は比較例２（機能無し）での周波数変化の曲線である。

第１実施形態（曲線Ｅ１）では、慣性力機能及び出力抑制機能を有するので、周波数の低下は図４（ａ）に示すように４９．３７Ｈｚであり低下量は０．６３Ｈｚである。第２実施形態（曲線Ｅ２）では、慣性力機能及び出力抑制機能に加えガバナフリー機能を有するので、周波数の低下は図６（ａ）に示すように４９．４５Ｈｚであり低下量は０．５５Ｈｚである。

比較例１（曲線Ｃ１）では、図９（ｂ）に示すように、時点２０［ｓ］で＋０．５・Ｐ１ｋＷだけ負荷が急増した場合は、１台の同期発電機及び太陽光発電システムの双方で急増した負荷を賄うように出力を増加させ（出力抑制機能）、さらに太陽光発電システムにおいてはガバナフリー機能を有しているので、周波数の変化は５０Ｈｚから４９．１０Ｈｚであり周波数の一時的な低下は０．９Ｈｚである。比較例１（曲線Ｃ１）は出力抑制機能及びガバナフリー機能を有するが、第１実施形態や第２実施形態と比較して周波数の一時的な低下が大きい。これは慣性力機能を有していないためと考えられる。

比較例２（曲線Ｃ２）は、慣性力機能、出力抑制機能、ガバナフリー機能のいずれの機能も有していないので、周波数の低下は図４（ｂ）及び図６（ｂ）に示すように５０Ｈｚから４８．７９Ｈｚであり周波数の一時的な低下は１．２１Ｈｚである。

このように、本発明の実施形態では、太陽光発電設備１３を制御する交直変換器制御装置に周波数維持効果を高めるために慣性力を持たせる。そのために、発電機慣性力発生部２７を設ける。慣性力が大きいときには，負荷が急変して発電機端子電圧の電圧位相が急変しても、その瞬間は発電機の内部誘起電圧の位相は固定され徐々に変化していく。負荷急変時の発電機の電気出力としては、（１／Ｘ）・ｓｉｎδなる電力が出力されるため、この電力と同等の電力を出力するような機能を太陽光発電設備１３を制御する交直変換器制御装置に持たせる。一方、太陽光発電設備１３は通常最大電力点追従制御で運転しているため出力を減らす方向には動作するが増やすことはできないと言う性質を有する。

そこで、本発明の実施形態の交直変換器制御装置には、出力の部分抑制機能（出力抑制機能）を持たせた上で、系統位相を検出するＰＬＬ回路の応答を遅延させた回路を新たに追加し、位相に準じた電力を太陽光発電システムから供給できるようにするというものである。太陽光発電用の交直変換器制御装置としての機能を安定にするために、本体の位相検出機能（ＰＬＬ機能）は高速に応答するものとして、発電機慣性力発生部２７のＰＬＬ回路の応答は反応を鈍くする。

以上、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

１１…電力系統
１２…同期発電機発電システム
１３…太陽光発電設備
１４…同期発電機
１５…原動機
１６…負荷
１７…制御装置
１８…電圧検出器
１９…電流検出器
２０…太陽電池パネル
２１…インバータ
２２…ＰＶ出力演算部
２３…最大電力点追従制御部
２４…出力抑制制御部
２５…インバータ制御部
２６…位相同期部
２７…発電機慣性力発生部
２８…最大値選択回路
２９…加算器
３０…三相／ｄｑ変換部
３１…直流電圧調整器
３２…無効電力調整器
３３…ｄ軸電流調整器
３４…ｑ軸電流調整器
３５…ｄｑ／三相変換部
３６…ゲートパルス発生部
３７…二相成分演算部
３８…位相差検出部
３９…位相差調整部
４０…積分要素
４１…慣性力演算部、
４２…ガバナフリー制御部
４３…周波数検出器
４４…関数発生器
４５…制御演算要素
４６…チョッパ
４７…チョッパ制御部

Claims

太陽光により直流電力を発電する複数個の太陽電池を有した太陽電池パネルと、
前記太陽電池パネルで発電された直流電力を交流に変換して電力系統に出力するインバータと、
前記太陽電池パネルの出力電力が最大電力となる最大負荷点で動作するように出力目標値を算出する最大電力点追従制御部と、
前記インバータの出力電圧の位相が前記電力系統の系統電圧の位相となるように前記インバータに前記系統電圧の位相に同期した信号を出力する位相同期部と、
前記最大電力点追従制御部からの出力目標値に基づいて前記太陽電池パネルの出力電圧を所定値に維持しつつ前記インバータの出力電圧の位相が前記位相同期部で得られた前記電力系統の系統電圧の位相と一致するように前記インバータの出力電力を制御するインバータ制御部と、
前記位相同期部の応答を遅延させた回路を有しその回路で得られた前記系統電圧との位相差に基づいて同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し前記インバータ制御部に出力する発電機慣性力発生部と、
前記電力系統の負荷変動や前記太陽電池パネルの出力変動に備え前記最大電力点追従制御部で算出した出力目標値に代えて前記太陽電池パネルの出力電力の上げ代及び下げ代を確保した出力抑制値を前記インバータ制御部に出力する出力抑制制御部とを備えたことを特徴とする太陽光発電システム。
前記電力系統の周波数が変動したとき前記同期発電機のガバナフリー運転に相当する周波数調整量を算出し前記インバータ制御部に出力するガバナフリー制御部を備えたことを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
太陽光により直流電力を発電する複数個の太陽電池を有した太陽電池パネルと、
前記太陽電池パネルの出力電圧を昇圧するチョッパと、
前記太陽電池パネルで発電された直流電力を交流に変換して電力系統に出力するインバータと、
前記太陽電池パネルの出力電力が最大電力となる最大負荷点で動作するように出力目標値を算出する最大電力点追従制御部と、
前記最大電力点追従制御部からの出力目標値に基づいて前記チョッパの変換比を調整して前記太陽電池パネルの出力電圧を調整し前記太陽電池パネルの出力電力を制御するチョッパ制御部と、
前記インバータの出力電圧の位相が前記電力系統の系統電圧の位相となるように前記インバータに前記系統電圧の位相に同期した信号を出力する位相同期部と、
前記チョッパで昇圧した電圧を所定値に維持しつつ前記インバータの出力電圧の位相が前記位相同期部で得られた前記電力系統の系統電圧の位相と一致するように前記インバータの出力電力を制御するインバータ制御部と、
前記位相同期部の応答を遅延させた回路を有しその回路で得られた前記系統電圧との位相差に基づいて同期発電機の慣性力相当の周波数変動抑制量を算出し前記チョッパ制御部に出力する発電機慣性力発生部と、
前記電力系統の負荷変動や前記太陽電池パネルの出力変動に備え前記最大電力点追従制御部で算出した出力目標値に代えて前記太陽電池パネルの出力電力の上げ代及び下げ代を確保した出力抑制値を前記インバータ制御部に出力する出力抑制制御部とを備えたことを特徴とする太陽光発電システム。
前記電力系統の周波数が変動したとき前記同期発電機のガバナフリー運転に相当する周波数調整量を算出し前記チョッパ制御部に出力するガバナフリー制御部を備えたことを特徴とする請求項３に記載の太陽光発電システム。