WO2015029138A1 - 太陽光発電システム - Google Patents

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WO2015029138A1
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power
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storage battery
pcs
inverters
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隆宏 寺園
藤原　直樹
良夫 ▲辻▼
修司 田中
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東芝三菱電機産業システム株式会社
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    • Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin

Definitions

  • the present invention relates to a solar power generation system.
  • PV photovoltaic power generation
  • PCS power conditioner
  • a main site controller may be introduced to control a PV system with a large capacity of several megawatts to several tens of megawatts called a mega solar.
  • the MSC performs power generation control of the mega solar in addition to the centralized monitoring of a plurality of PCSs in the mega solar.
  • the MSC performs the following power limit control.
  • the MSC increases the output of another PCS having a sufficient output. In this way, the MSC performs control so that the generated power of the mega solar is always the maximum at the active power limit value (see Non-Patent Document 1).
  • An object of the present invention is to provide a solar power generation system that can fully utilize power generation capacity.
  • a photovoltaic power generation system includes a plurality of power generation means that generate power by sunlight, a plurality of inverters that convert the power generated by the plurality of power generation means into AC power that is output to an electric power system,
  • a first limiter configured to limit the output power of the plurality of inverters to a predetermined capacity or less; and when a predetermined condition is satisfied, the output power of at least one of the plurality of inverters is Output from the plurality of inverters based on the second limiting means for limiting by a value exceeding the predetermined capacity limited by one limiting means, and the first limiting means or the second limiting means.
  • Inverter control means for controlling electric power.
  • FIG. 1 is a configuration diagram showing the configuration of the PV system according to the first embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a configuration diagram showing the configuration of the MSC according to the first embodiment.
  • FIG. 3 is a flowchart showing the operation of the PCS control unit according to the first embodiment.
  • FIG. 4 is a graph showing a first transition of the site upper limit value according to the first embodiment.
  • FIG. 5 is a graph showing a second transition of the site upper limit value according to the first embodiment.
  • FIG. 6 is a graph showing a third transition of the site upper limit value according to the first embodiment.
  • FIG. 7 is a graph showing the transition of each PCS upper limit command value by adjustment of the PCS power limit control unit according to the first embodiment.
  • FIG. 8 is a graph showing a method of correcting the PCS upper limit command value by the PCS power limit control unit according to the first embodiment.
  • FIG. 9 is a graph showing the site output power of the PV system by the MSC according to the first embodiment.
  • FIG. 10 is a configuration diagram showing the configuration of the PV system according to the second embodiment of the present invention.
  • FIG. 11 is a configuration diagram showing the configuration of the MSC according to the second embodiment.
  • FIG. 12 is a flowchart showing the operation of the storage battery control unit according to the second embodiment.
  • FIG. 13 is a graph showing daily fluctuations in site output power by simple control of the storage battery according to the second embodiment.
  • FIG. 14 is a graph showing fluctuations in the charge / discharge amount of the storage battery by simple control of the storage battery according to the second embodiment.
  • FIG. 15 is a graph showing fluctuations in the amount of power stored in the storage battery by simple control according to the second embodiment.
  • FIG. 16 is a graph showing daily fluctuations in site output power due to storage battery control by the storage battery control unit according to the second embodiment.
  • FIG. 17 is a graph showing fluctuations in the charge / discharge amount of the storage battery under the control of the storage battery control unit according to the second embodiment.
  • FIG. 18 is a graph showing fluctuations in the storage amount of the storage battery under the control of the storage battery control unit according to the second embodiment.
  • FIG. 19 is a graph showing another daily fluctuation of the site output power by the control of the storage battery by the storage battery control unit according to the second embodiment.
  • FIG. 1 is a configuration diagram showing a configuration of a PV system 10 according to the first embodiment of the present invention.
  • symbol is attached
  • a photovoltaic power generation (PV) system 10 includes a main site controller (MSC) 1, a plurality of PV modules 2, a plurality of power conditioners (PCS) 3, a plurality of interconnection transformers 4, a main transformer 5, and a watt hour meter 6. Is provided.
  • the PV system 10 is connected to the power system 7.
  • the PV module 2 is a power generator in which a plurality of solar cells that generate power by sunlight are interconnected.
  • the PV module 2 outputs the generated power (DC power) to the PCS 3.
  • the PV module 2 has a power generation capacity that is larger than the rated capacity of the PCS 3.
  • the PV module 2 has a capacity of 120% to 130% of the rated capacity of the PCS 3 as the rated capacity.
  • the rated capacity of the PCS 3 may be any capacity as long as it is a predetermined capacity.
  • it may be a capacity determined by hardware specifications, or may be a capacity allocated by each PCS 3 for the supply capacity (reverse power flow capacity) of the PV system 10 requested by an administrator of the power system 7 or the like.
  • the capacity determined by the method may be used.
  • PCS 3 is provided in each PV module 2.
  • the PCS 3 is an inverter that converts DC power supplied from the PV module 2 into AC power synchronized with the three-phase AC power system 7.
  • the PCS 3 outputs AC power to the main transformer 5 via the interconnection transformer 4.
  • MPPT maximum power point tracking
  • the PCS 3 performs power conversion by maximum power point tracking (MPPT) control that tracks the voltage (maximum power point voltage) of the maximum power point of the power output from the PV module 2.
  • MPPT maximum power point tracking
  • the PCS 3 performs control to limit the output to the rated capacity or less without performing MPPT control.
  • the interconnection transformer 4 is provided in each PCS 3.
  • the output side of all the interconnection transformers 4 is connected to the main transformer 5.
  • the output side of the main transformer 5 is connected to the power system 7.
  • the power output from the main transformer 5 is site output power (plant output power) PLW, which is the output of the PV system 10.
  • the electricity meter 6 is a device that measures the site output power PLW.
  • the watt hour meter 6 outputs the measured site output power PLW to the MSC 1.
  • MSC 1 is a control device that controls the entire PV system 10. Centralized monitoring of the PCS 3 in the PV system 10 is performed, and power generation control of the PV system 10 is performed.
  • the MSC 1 is connected to all the PCSs 3 by a network NT that transmits and receives data to and from each other.
  • the MSC 1 monitors and controls the PV system 10 based on the site output power PLW detected by the watt-hour meter 6, the system information Dps received from the manager of the power system 7, and the information received from each PCS 3.
  • the grid information Dps is received from an electric power company system or an energy management system (EMS, “energy management” system) of a power distribution company that manages local power supply and demand.
  • EMS energy management system
  • FIG. 2 is a configuration diagram showing the configuration of the MSC 1 according to the present embodiment.
  • the MSC 1 includes a data acquisition unit 11, a PCS control unit 12, and a PCS command unit 13.
  • the data acquisition unit 11 receives information necessary for control by the MSC 1.
  • the data acquisition unit 11 receives the site output power PLW measured by the watt-hour meter 6, receives the system information Dps from the administrator of the power system 7, and the necessary data such as the generated power of the PV module 2 from each PCS 3 Receive.
  • the data acquisition unit 11 outputs necessary data to the PCS control unit 12 based on the received information.
  • the PCS control unit 12 performs a calculation process for controlling each PCS 3 based on the data received from the data acquisition unit 11, and performs a calculation process for controlling the site output power PLW.
  • the power (power to be controlled) handled by the PCS control unit 12 may be active power, reactive power, or power including both unless otherwise specified.
  • the PCS control unit 12 outputs data for controlling each PCS 3 to the PCS command unit 13 based on the control result.
  • the PCS command unit 13 outputs a command for controlling each PCS 3 to each PCS 3 based on the data received from the PCS control unit 12.
  • FIG. 3 is a flowchart showing the operation of the PCS control unit 12 according to the present embodiment.
  • the PCS control unit 12 includes a site power limit control unit 120 and a PCS power limit control unit 123.
  • the site power limit control unit 120 prevents the site output power PLW from exceeding the site upper limit setting value so that the fluctuation of the site output power PLW does not exceed the allowable fluctuation range (the maximum power fluctuation range allowed per unit time).
  • the site upper limit setting value and the allowable fluctuation range are values requested by the administrator of the power system 7.
  • the site upper limit set value is a value for limiting the reverse power flow to the power system 7 to be equal to or less than a predetermined value.
  • the allowable fluctuation range is a value for limiting power fluctuation that flows backward to the power system 7.
  • the site upper limit setting value and the allowable fluctuation range are included in the system information Dps received from the manager of the power system 7.
  • the site power limit control unit 120 includes a site upper limit value calculation unit 121 and a site upper limit command value calculation unit 122.
  • the site upper limit calculator 121 calculates the site upper limit based on the site upper limit setting value and the allowable fluctuation range (step S101 in FIG. 3).
  • the site upper limit value is an upper limit of the site output power PLW that allows the site output power PLW to be finally output to the site upper limit set value within a range in which the fluctuation of the site output power PLW does not exceed the allowable fluctuation range. Value.
  • Site upper limit calculation unit 121 outputs the calculated site upper limit value to site upper limit command value calculation unit 122.
  • FIG. 4 is a graph showing a first transition of the site upper limit value Su0 when the site upper limit set value Su is higher than the site upper limit value Su0. For example, this is a state when a change is made to increase the site upper limit setting value Su during the operation of the PV system 10.
  • the site upper limit calculation unit 121 changes (updates) the site upper limit value Su0 so as to gradually approach the site upper limit set value Su within the allowable fluctuation range.
  • the site upper limit value Su0 is changed regardless of the current site output power PLW.
  • FIG. 5 is a graph showing a second transition of the site upper limit value Su0 when the site upper limit set value Su is lower than the site upper limit value Su0 and the current site output power PLW is lower than the site upper limit value Su0. .
  • this is a state when the site upper limit set value Su is changed to be low in a state where the weather is bad and the PV system 10 does not sufficiently exhibit the original power generation capacity.
  • the site upper limit calculation unit 121 changes the site upper limit value Su0 to the site upper limit set value Su at a stroke.
  • FIG. 6 is a graph showing a third transition of the site upper limit value Su0 when the site upper limit set value Su is lower than the site upper limit value Su0 and the current site output power PLW is higher than the site upper limit set value Su. is there. For example, it is a state when the site upper limit set value Su is changed to be low in a state where the weather is good and the PV system 10 is sufficiently exhibiting the power generation capacity.
  • the site upper limit value calculation unit 121 reduces the site upper limit value Su0 to the current site output power PLW at a stretch.
  • the site upper limit value calculation unit 121 changes (updates) the site upper limit value Su0 so as to gradually approach the site upper limit set value Su within the allowable fluctuation range.
  • the site upper limit command value calculation unit 122 calculates the site upper limit command value based on the difference between the site upper limit value calculated by the site upper limit value calculation unit 121 and the site output power PLW (step S102 in FIG. 3). Site upper limit command value calculation unit 122 outputs the calculated site upper limit command value to PCS power limit control unit 123.
  • the site upper limit command value calculation unit 122 calculates the site upper limit command value using the following equation.
  • Site upper limit command value current site output power PLW + correction difference (1)
  • Correction difference Kp ⁇ (current difference ⁇ previous difference + fc ⁇ current difference / Ti)
  • Difference Site upper limit value-Current site output power PLW Equation (3)
  • Kp represents a proportional constant (gain)
  • fc represents the control frequency of MSC1
  • Ti represents an integral constant.
  • Equation (2) shows an arithmetic expression using proportional-plus-integral-control (proportional-plus-integral-control), but calculation using proportional-plus-integral-plus-derivative-control (PID) control.
  • the site upper limit command value may be obtained by using an equation, or the site upper limit command value may be obtained by other control methods.
  • the PCS power limit control unit 123 performs a calculation process for controlling each PCS 3 based on the site upper limit command value calculated by the site upper limit command value calculation unit 122.
  • the PCS power limit control unit 123 outputs data for controlling each PCS 3 to the PCS command unit 13 based on the control result.
  • the PCS power limit control unit 123 calculates the PCS upper limit target value of each PCS 3 from the site upper limit command value according to the following equation (step S103 in FIG. 3).
  • the PCS upper limit target value is a value obtained by allocating the site upper limit command value according to the output capacity of each PCS in the PCS (PCS under MSC management) 3 under the management of MSC1.
  • the MSC-managed PCS 3 is a PCS 3 in a state where the MSC 1 can be controlled.
  • the PCS outside MSC management is the PCS 3 in a state where the MSC 1 cannot be controlled.
  • Each PCS upper limit target value (site upper limit command value ⁇ total sum of output power of non-MSC managed PCS) ⁇ each PCS maximum power / total each PCS maximum power Equation (4)
  • the PCS maximum power is the maximum power that can be output regardless of the rated capacity of the PCS 3.
  • the PCS power limit control unit 123 calculates each PCS upper limit command value based on each PCS upper limit target value (step S104 in FIG. 3).
  • the PCS upper limit command value is a command value that directly limits the upper limit of the output power of the PCS 3. Next, a method for determining the PCS upper limit command value will be described.
  • the PCS power limit control unit 123 determines the PCS upper limit target value as it is as the PCS upper limit command value.
  • the PCS power limit control unit 123 determines the PCS upper limit target value as the PCS upper limit command value when a predetermined constant condition is satisfied.
  • the PCS power limit control unit 123 determines the rated capacity of the PCS 3 as the PCS upper limit command value. In this case, the PCS power limit control unit 123 adjusts between the PCS upper limit command values so that the site output power PLW does not decrease, for example, by increasing other PCS upper limit command values.
  • the fixed condition is when there is no other PCS upper limit command value that is lower than the rated capacity of PCS3 and whose output power is almost the same as the PCS upper limit command value.
  • This fixed condition indicates that the output power is less than the rated capacity in the other PCS 3 and there is no possibility that the output power may be limited by the PCS upper limit command value.
  • the fixed condition may be any condition such as a condition that suggests that at least one PCS 3 can output only power less than the rated capacity, or other conditions.
  • the PCS power limit control unit 123 updates the PCS upper limit command value as follows.
  • the PCS power limit control unit 123 calculates the PCS power conversion width per control time according to the following equation.
  • the PCS power conversion width per control time is a power width that can change the output power of the PCS 3 per control time.
  • PCS power conversion width per control time site power conversion width per control time / number of MSC-managed PCSs (5)
  • the site power conversion width per control time is a power width in which the site output power PLW can be changed per control time.
  • the PCS power limit control unit 123 When raising the PCS upper limit command value (yes in step S105 in FIG. 3), the PCS power limit control unit 123 adds the PCS power conversion width to the current PCS upper limit command value (step S106 in FIG. 3). When lowering the PCS upper limit command value (yes in step S107 in FIG. 3), the PCS power limit control unit 123 subtracts the PCS power conversion width from the current PCS upper limit command value (step S108 in FIG. 3).
  • the PCS power limit control unit 123 adjusts between the PCS upper limit command values.
  • the case where the site output power PLW is substantially equal to the site upper limit set value is a state where the site output power PLW is output from the PV system 10 as requested by the administrator of the power system 7.
  • FIG. 7 is a graph showing transition of each PCS upper limit command value Su1, Su2, Su3 by adjustment of the PCS power limit control unit 123.
  • the rated capacities of the PCSs 3 are all the same.
  • the PCS upper limit command value Su1 greatly exceeds the rated capacity
  • the PCS upper limit command value Su2 is substantially the rated capacity
  • the PCS upper limit command value Su3 is significantly lower than the rated capacity.
  • the PCS power limit control unit 123 determines whether there are a plurality of PCS upper limit command values Su1 to Su3 deviating from the rated capacity of the PCS3 (step S110 in FIG. 3). This is because adjustment is not possible unless there are a plurality of such PCS upper limit command values Su1 to Su3. In FIG. 7, the PCS upper limit command value Su1 and the PCS upper limit command value Su3 are adjustment targets.
  • the PCS power limit control unit 123 maintains the state in which the site output power PLW is substantially the same as the site upper limit set value so that the PCS upper limit command value Su1 and the PCS upper limit command value Su3 approach the rated capacity of the PCS. Adjustment is made (step S111 in FIG. 3). At this time, the change width of the two PCS upper limit command values Su1 and Su3 is the PCS power conversion width per control time obtained by the equation (5). That is, in FIG. 7, the graph showing the two PCS upper limit command values Su1 and Su3 gradually approaches the rated capacity with the PCS power conversion width as an inclination. Thus, an excessive burden is not applied to the specific PCS 3.
  • PCS power limit control unit 123 changes each PCS upper limit command value as necessary. A method for correcting the PCS upper limit command value Su4 by the PCS power limit control unit 123 will be described with reference to FIG.
  • the PCS power limit control unit 123 adds the preset power ⁇ to the PCS upper limit command value Su4 to the current PCS output power Pp1. Change to a lower value. When such a change is not made, the PCS power limit control unit 123 increases the PCS upper limit command value Su4 so as to follow the PCS upper limit target value Sut. This increases the PCS upper limit command value Su4 even though the increase in power generation amount by the PV module 2 cannot be expected. Therefore, in such a case, the PCS power limit control unit 123 adjusts the PCS upper limit command value to be increased by lowering the PCS upper limit command value Su4 as described in step S111 of FIG. .
  • FIG. 9 is a graph showing the site output power PLW of the PV system 10 by the MSC 1 according to the present embodiment.
  • Site output power PLW1 indicates that controlled by MSC1.
  • the site output power PLW2 indicates the power that is not controlled by the MSC1.
  • the output power of each PCS 3 varies depending on the weather and the like, but the two site output powers PLW2, which is the total power output from these PCSs 3, are both stabilized to some extent. Further, the site output power PLW2 has a waveform in which power is compensated for in a portion where the site output power PLW2 is low under the control of the MSC1. That is, the site output power PLW of the PV system 10 is more stabilized at a value close to the site upper limit setting value requested by the administrator of the power system 7 by the control by the MSC 1.
  • FIG. 10 is a configuration diagram showing a configuration of a PV system 10A according to the second embodiment of the present invention.
  • PV system 10A is a PV system 10 according to the first embodiment shown in FIG. 1 except that a storage battery 8, a PCS 3A, and an interconnection transformer 4 are added, and MSC1 is replaced with MSC1A. Other points are the same as those of the PV system 10 according to the first embodiment.
  • the storage battery 8 is charged and discharged by the power output from the other PCS 3 by the operation of the PCS 3A, and is output from the PV system 10 as the site output power PLW.
  • the PCS 3 ⁇ / b> A is connected to the main transformer 5 on the output side via the interconnection transformer 4, like the other PCSs 3.
  • FIG. 11 is a configuration diagram showing the configuration of the MSC 1A according to the present embodiment.
  • MSC 1A is obtained by adding the storage battery control unit 14 and the storage battery command unit 15 to the MSC 1 according to the first embodiment shown in FIG. 2, and replacing the PCS control unit 12 with the PCS control unit 12A. Other points are the same as those of the MSC 1 according to the first embodiment.
  • the PCS control unit 12A modifies the command content to each PCS 3 according to the mutual control operation by transmitting / receiving data to / from the storage battery control unit 14. Other points are the same as those of the PCS control unit 12 according to the first embodiment.
  • the storage battery control unit 14 performs arithmetic processing for controlling charging / discharging of the storage battery 8 based on the data received from the data acquisition unit 11.
  • the storage battery control unit 14 outputs data for controlling the PCS 3A to the storage battery command unit 15 based on the control result.
  • the storage battery command unit 15 outputs a command for controlling charging / discharging of the storage battery 8 to the PCS 3A based on the data received from the storage battery control unit 14.
  • FIG. 12 is a flowchart showing the operation of the storage battery control unit 14 according to the present embodiment. Here, terms used in this flowchart will be described.
  • tn current time
  • tn-1 previous time
  • ⁇ t current and previous time difference
  • SOC storage battery storage amount
  • SOCF full charge amount
  • SOCH PLW> PLWH target charge value
  • SOCL PLW ⁇ Discharge target value at the time of PLWL
  • SOCLL charge amount setting value for starting charging by forcibly decreasing output power
  • PLWH output power setting value for starting auxiliary charging
  • PLWL output power setting value for starting auxiliary discharging
  • PLW Site output power
  • PVW PV-PCS output power
  • CH Storage battery charge / discharge power
  • WU Power increase speed setting value ( ⁇ W / ⁇ t)
  • WD Power decrease speed setting value ( ⁇ W / ⁇ t)
  • WU1 Site output power Ascending speed allowable value
  • WD1 Site output power decreasing speed allowable value
  • WU2 Power increasing speed setting value for auxiliary charging when PLW> PLWH and SOC ⁇ SOCH
  • W D2 PLW> PLWH
  • step S203 in FIG. 12 When the storage battery 8 is in a fully charged state (yes in step S203 in FIG. 12), since the battery cannot be charged any more, the storage battery 8 cannot absorb the excess when the PV module 2 generates power exceeding the allowable power value. For this reason, the storage battery control part 14 outputs the instruction
  • the storage power of the storage battery 8 is reduced before the site output power PLW is reduced to the generated power of the PV module 2 within the allowable drop rate.
  • the amount may be empty.
  • the storage battery control unit 14 suppresses the increase value of the site output power PLW when the storage amount of the storage battery 8 falls below the set value SOCH and the site output power PLW exceeds the set value PLWH, and the power for the suppressed amount.
  • the storage battery 8 is charged to the target value SOCH (yes in step S207 in FIG. 12, step S208).
  • the storage battery control unit 14 suppresses the drop value of the site output power PLW when the stored amount of the storage battery 8 exceeds the set value SOCL and the site output power PLW falls below the set value PLWL. To compensate, the storage battery 8 is discharged to the target value SOCL (yes in step S209 in FIG. 12, step S210).
  • the storage battery control unit 14 decreases the site output power PLW within the allowable drop rate and charges the storage battery 8 with the corresponding power (Yes in step S211 in FIG. 12, step) S215). Thereby, the storage battery control part 14 respond
  • the storage battery control unit 14 suppresses the increase in the site output power PLW and charges the storage battery 8 with the suppressed difference power (Yes in step S212 in FIG. 12, step S215). Thereby, the storage battery control part 14 respond
  • the storage battery control unit 14 suppresses the drop in the site output power PLW and discharges the suppressed difference power from the storage battery 8 (Yes in step S214 in FIG. 12, step S213). Thereby, the storage battery control part 14 respond
  • the storage battery control unit 14 When the fluctuation of the generated power of the PV module 2 is within the range of both the ascending speed allowable value and the descending speed allowable value, the storage battery control unit 14 does not charge / discharge the storage battery 8 but generates the generated power of the PV module 2. All are set to the site output power PLW (No in step S214 in FIG. 12, step S216).
  • FIG. 13 is a graph showing daily fluctuations in the site output power PLW by simple control of the storage battery 8.
  • a dotted line indicates a portion where power is compensated by the storage battery 8.
  • FIG. 14 is a graph showing fluctuations in the charge / discharge amount of the storage battery 8 by simple control.
  • FIG. 15 is a graph showing fluctuations in the storage amount (SOC, “State” of “Charge”) of the storage battery 8 by simple control.
  • FIG. 13, FIG. 14 and FIG. 15 show the state at the same time on the same day.
  • the generated power of the PV system 10A has a curve that peaks during the daytime when there is a lot of sunlight on a clear day as shown in FIG.
  • the storage battery 8 is charged.
  • the power storage amount of the storage battery 8 is mostly in a state where it is in a state near full charge or a state close to zero.
  • the storage battery 8 is in a fully charged state, it cannot be charged when the site output power PLW increases, and the increase in the site output power PLW due to charging of the storage battery 8 cannot be suppressed.
  • the storage battery 8 is in a state close to zero, the discharge cannot be performed when the site output power PLW decreases, and the decrease in the site output power PLW due to the discharge of the storage battery 8 cannot be suppressed.
  • an increase in the capacity of the storage battery 8 increases the cost of the PV system 10A as a whole.
  • FIG. 16 is a graph showing daily fluctuations in the site output power PLW by the control of the storage battery 8 by the storage battery control unit 14.
  • a dotted line indicates a portion where power is compensated by the storage battery 8.
  • a one-dot chain line indicates a portion where the peak cut by the storage battery 8 is performed.
  • FIG. 17 is a graph showing fluctuations in the charge / discharge amount of the storage battery 8 under the control of the storage battery control unit 14.
  • FIG. 18 is a graph showing fluctuations in the amount of power stored in the storage battery 8 under the control of the storage battery control unit 14. 16, FIG. 17 and FIG. 18 show the state at the same time on the same day.
  • charging of the storage battery 8 is started after the site output power PLW exceeds the set value.
  • the peak of the site output power PLW is suppressed by charging. Even if there is a sudden drop in generated power due to the influence of a cloud shadow or the like thereafter, the fluctuation range in which the site output power PLW falls is reduced by the amount of the peak value being low. Less capacity is required.
  • FIG. 19 is a graph showing daily fluctuations different from the days shown in FIGS. 16 to 18 of the site output power PLW by the control of the storage battery 8 by the storage battery control unit 14.
  • a dotted line indicates a portion where the peak cut by the storage battery 8 is performed.
  • the alternate long and short dash line indicates a portion where power fluctuation is suppressed by switching the PCS 3 from MPPT control to constant power control.
  • the storage battery control unit 14 switches the PCS 3 from MPPT control to constant power control.
  • the storage battery control unit 14 can suppress sudden power fluctuations even when the storage battery 8 is fully charged by giving the PCS 3 a set power command value for each moment.
  • the storage battery control unit 14 can effectively use the capacity of the storage battery 8 by controlling charging / discharging of the storage battery 8 so as to suppress fluctuations in the site output power PLW.
  • capacitance of the storage battery 8 installed in PV system 10A can be made small.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiment as it is, and can be embodied by modifying constituent elements without departing from the scope of the invention in the implementation stage.
  • various inventions can be formed by appropriately combining a plurality of components disclosed in the embodiment. For example, some components may be deleted from all the components shown in the embodiment.
  • constituent elements over different embodiments may be appropriately combined.

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Abstract

　ＰＶシステム（１０）は、複数のＰＶモジュール（２）と、複数のＰＶモジュール（２）により発電された電力を電力系統（７）に出力する交流電力に変換する複数のＰＣＳ（３）と、複数のＰＣＳ（３）の出力電力を定格容量以下に制限し、一定条件を満たす場合、複数のＰＣＳ（３）のうち少なくとも１つのＰＣＳ（３）の出力電力を、定格容量を超える値で制限し、複数のＰＣＳ（３）の出力電力を制御するＭＳＣ（１）とを備える。

Description

太陽光発電システム
　本発明は、太陽光発電システムに関する。
　一般に、太陽光発電（ＰＶ, photovoltaic）システムでは、パワーコンディショナ（ＰＣＳ, power conditioning system）の定格容量よりも多い容量のＰＶモジュールを設置する。ＰＶモジュールの発電量がＰＣＳの定格容量を上回る場合は、ＰＣＳは、出力を定格容量以下に制限する。
　一方、メガソーラと呼ばれる数メガワットから数十メガワットの大容量のＰＶシステムを制御するために、メインサイトコントローラ（ＭＳＣ, main site controller）が導入されることがある。ＭＳＣは、メガソーラ内の複数のＰＣＳの集中監視の他に、メガソーラの発電制御を行う。
　例えば、ＭＳＣは、次のような電力リミット制御を行う。雲の陰などで、一部のＰＣＳの出力が低下した場合には、ＭＳＣは、出力に余裕のある他のＰＣＳの出力を上昇させる。このようにして、ＭＳＣは、メガソーラの発電電力が有効電力リミット値で常時最大となるように制御を行う（非特許文献１参照）。
　しかしながら、ＰＣＳは、ＰＶモジュールにより発電された電力を定格容量以下に制限するため、ＭＳＣが上述の電力リミット制御を行っても、ＰＶシステムの発電能力を十分に活用することができない。
辻良夫，メガソーラ用制御システム「メインサイトコントローラ」，"技術総合誌ＯＨＭ"，株式会社オーム社，２０１２年１０月１２日，第９９巻，第１０号，第１２４０号，ｐ５２－５３
　本発明の目的は、発電能力を十分に活用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。
　本発明の観点に従った太陽光発電システムは、太陽光により発電する複数の発電手段と、前記複数の発電手段により発電された電力を電力系統に出力する交流電力に変換する複数のインバータと、前記複数のインバータの出力電力を予め決められた容量以下に制限する第１の制限手段と、予め決められた条件を満たす場合、前記複数のインバータのうち少なくとも１つのインバータの出力電力を、前記第１の制限手段により制限される前記予め決められた容量を超える値で制限する第２の制限手段と、前記第１の制限手段又は前記第２の制限手段に基づいて、前記複数のインバータの出力電力を制御するインバータ制御手段とを備える。
図１は、本発明の第１の実施形態に係るＰＶシステムの構成を示す構成図である。 図２は、第１の実施形態に係るＭＳＣの構成を示す構成図である。 図３は、第１の実施形態に係るＰＣＳ制御部の動作を示すフローチャートである。 図４は、第１の実施形態に係るサイト上限値の第１の推移を示すグラフ図である。 図５は、第１の実施形態に係るサイト上限値の第２の推移を示すグラフ図である。 図６は、第１の実施形態に係るサイト上限値の第３の推移を示すグラフ図である。 図７は、第１の実施形態に係るＰＣＳ電力制限制御部の調整による各ＰＣＳ上限指令値の推移を示すグラフ図である。 図８は、第１の実施形態に係るＰＣＳ電力制限制御部によるＰＣＳ上限指令値の修正方法を示すグラフ図である。 図９は、第１の実施形態に係るＭＳＣによるＰＶシステムのサイト出力電力を示すグラフ図である。 図１０は、本発明の第２の実施形態に係るＰＶシステムの構成を示す構成図である。 図１１は、第２の実施形態に係るＭＳＣの構成を示す構成図である。 図１２は、第２の実施形態に係る蓄電池制御部の動作を示すフローチャートである。 図１３は、第２の実施形態に係る蓄電池の簡易的な制御によるサイト出力電力の１日の変動を示すグラフ図である。 図１４は、第２の実施形態に係る蓄電池の簡易的な制御による蓄電池の充放電量の変動を示すグラフ図である。 図１５は、第２の実施形態に係る簡易的な制御による蓄電池の蓄電量の変動を示すグラフ図である。 図１６は、第２の実施形態に係る蓄電池制御部による蓄電池の制御によるサイト出力電力の１日の変動を示すグラフ図である。 図１７は、第２の実施形態に係る蓄電池制御部の制御による蓄電池の充放電量の変動を示すグラフ図である。 図１８は、第２の実施形態に係る蓄電池制御部の制御による蓄電池の蓄電量の変動を示すグラフ図である。 図１９は、第２の実施形態に係る蓄電池制御部による蓄電池の制御によるサイト出力電力の別の１日の変動を示すグラフ図である。
　以下、図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。
（第１の実施形態）
　図１は、本発明の第１の実施形態に係るＰＶシステム１０の構成を示す構成図である。なお、図面における同一部分には同一符号を付してその詳しい説明を省略し、異なる部分について主に述べる。
　太陽光発電（ＰＶ）システム１０は、メインサイトコントローラ（ＭＳＣ）１、複数のＰＶモジュール２、複数のパワーコンディショナ（ＰＣＳ）３、複数の連系トランス４、主変圧器５、及び電力量計６を備える。ＰＶシステム１０は、電力系統７と連系する。
　ＰＶモジュール２は、太陽光により発電する複数の太陽電池を相互接続した発電器である。ＰＶモジュール２は、発電した電力（直流電力）をＰＣＳ３に出力する。ＰＶモジュール２は、ＰＣＳ３の定格容量より多めの発電容量を備える。例えば、ＰＶモジュール２は、ＰＣＳ３の定格容量の１２０％から１３０％の容量を定格容量として備える。なお、ここでは、ＰＣＳ３の定格容量は、予め決められた容量であれば、どのような容量でもよい。例えば、ハードウェアの仕様により決定される容量でもよいし、電力系統７の管理者等から要求されるＰＶシステム１０の供給容量（逆潮流容量）を各ＰＣＳ３で割り振った容量でもよいし、その他の方法で決められた容量でもよい。
　ＰＣＳ３は、それぞれのＰＶモジュール２に設けられている。ＰＣＳ３は、ＰＶモジュール２から供給される直流電力を三相交流電力系統７と同期する交流電力に変換するインバータである。ＰＣＳ３は、連系トランス４を介して、交流電力を主変圧器５に出力する。ＰＣＳ３は、通常時は、ＰＶモジュール２から出力される電力の最大電力点の電圧（最大電力点電圧）を追従する最大電力点追従（ＭＰＰＴ, maximum power point tracking）制御により、電力変換を行う。ＰＶモジュール２が予め決められたＰＣＳ３の定格容量を超える電力を発電した場合、ＰＣＳ３は、ＭＰＰＴ制御を行わずに、出力を定格容量以下にするように制限する制御を行う。
　連系トランス４は、それぞれのＰＣＳ３に設けられている。全ての連系トランス４の出力側は、主変圧器５に接続されている。主変圧器５の出力側は、電力系統７と接続されている。主変圧器５から出力される電力がＰＶシステム１０の出力であるサイト出力電力（プラント出力電力）ＰＬＷとなる。
　電力量計６は、サイト出力電力ＰＬＷを計測する機器である。電力量計６は、計測したサイト出力電力ＰＬＷをＭＳＣ１に出力する。
　ＭＳＣ１は、ＰＶシステム１０全体を制御する制御装置である。ＰＶシステム１０内のＰＣＳ３の集中監視をし、ＰＶシステム１０の発電制御を行う。ＭＳＣ１は、全てのＰＣＳ３と相互にデータを送受信するネットワークＮＴで接続されている。ＭＳＣ１は、電力量計６により検出されたサイト出力電力ＰＬＷ、電力系統７の管理者から受信する系統情報Ｄｐｓ、及び各ＰＣＳ３から受信する情報に基づいて、ＰＶシステム１０を監視及び制御する。系統情報Ｄｐｓは、電力会社のシステム又は地域の電力需給を管理する配電会社のエネルギーマネージメントシステム（ＥＭＳ, energy management system）などから受信する。
　図２は、本実施形態に係るＭＳＣ１の構成を示す構成図である。
　ＭＳＣ１は、データ取得部１１、ＰＣＳ制御部１２、及びＰＣＳ指令部１３を備える。
　データ取得部１１は、ＭＳＣ１による制御に必要な情報を受信する。データ取得部１１は、電力量計６により計測されたサイト出力電力ＰＬＷを受信し、電力系統７の管理者から系統情報Ｄｐｓを受信し、各ＰＣＳ３からＰＶモジュール２の発電電力などの必要なデータを受信する。データ取得部１１は、受信した情報に基づいて、ＰＣＳ制御部１２に必要なデータを出力する。
　ＰＣＳ制御部１２は、データ取得部１１から受信したデータに基づいて、各ＰＣＳ３を制御するための演算処理をし、サイト出力電力ＰＬＷを制御するための演算処理をする。ここで、ＰＣＳ制御部１２で扱う電力（制御対象とする電力）は、特に区別しない限り、有効電力でもよいし、無効電力でもよいし、これら両方を含む電力でもよい。ＰＣＳ制御部１２は、制御結果に基づいて、各ＰＣＳ３を制御するためのデータをＰＣＳ指令部１３に出力する。
　ＰＣＳ指令部１３は、ＰＣＳ制御部１２から受信したデータに基づいて、各ＰＣＳ３を制御するための指令を各ＰＣＳ３に出力する。
　次に、ＰＣＳ制御部１２について詳細に説明する。
　図３は、本実施形態に係るＰＣＳ制御部１２の動作を示すフローチャートである。
　ＰＣＳ制御部１２は、サイト電力制限制御部１２０及びＰＣＳ電力制限制御部１２３を備える。
　サイト電力制限制御部１２０は、サイト出力電力ＰＬＷがサイト上限設定値を超えないようにし、サイト出力電力ＰＬＷの変動が許容変動幅（単位時間当たりに許容する最大の電力変動幅）を超えないように制御する。サイト上限設定値及び許容変動幅は、電力系統７の管理者が要求する値である。サイト上限設定値は、電力系統７への逆潮流量を予め決められた値以下に制限するための値である。許容変動幅は、電力系統７へ逆潮流する電力変動を制限するための値である。サイト上限設定値及び許容変動幅は、電力系統７の管理者から受信する系統情報Ｄｐｓなどに含まれる。
　サイト電力制限制御部１２０は、サイト上限値演算部１２１及びサイト上限指令値演算部１２２を備える。
　サイト上限値演算部１２１は、サイト上限設定値及び許容変動幅に基づいて、サイト上限値を演算する（図３のステップＳ１０１）。サイト上限値は、サイト出力電力ＰＬＷの変動が許容変動幅を超えない範囲で、サイト出力電力ＰＬＷを最終的にサイト上限設定値まで出力することができるようにするためのサイト出力電力ＰＬＷの上限値である。サイト上限値演算部１２１は、演算したサイト上限値をサイト上限指令値演算部１２２に出力する。
　ここで、サイト上限値の決定方法について説明する。
　図４は、サイト上限設定値Ｓｕがサイト上限値Ｓｕ０よりも高い場合のサイト上限値Ｓｕ０の第１の推移を示すグラフ図である。例えば、ＰＶシステム１０の運用中に、サイト上限設定値Ｓｕを高くする変更がなされた場合の状態である。
　仮に、サイト上限値Ｓｕ０をサイト上限設定値Ｓｕと同じ値に急激に（一気に）変更をすると、サイト出力電力ＰＬＷの変動が許容変動幅を超える可能性がある。そこで、サイト上限値演算部１２１は、許容変動幅の範囲内で、サイト上限設定値Ｓｕに徐々に近づけるようにサイト上限値Ｓｕ０を変更（更新）する。ここでは、現在のサイト出力電力ＰＬＷとは関係なく、サイト上限値Ｓｕ０を変更する。
　図５は、サイト上限設定値Ｓｕがサイト上限値Ｓｕ０よりも低く、かつ現在のサイト出力電力ＰＬＷがサイト上限値Ｓｕ０よりも低い場合のサイト上限値Ｓｕ０の第２の推移を示すグラフ図である。例えば、天候が悪く、ＰＶシステム１０が本来の発電能力を十分に発揮していない状態で、サイト上限設定値Ｓｕを低くする変更がなされた場合の状態である。
　この場合は、サイト上限値Ｓｕ０をサイト上限設定値Ｓｕと同じ値にしても、サイト出力電力ＰＬＷの出力は、サイト上限値Ｓｕ０で制限されない。従って、サイト上限値演算部１２１は、サイト上限値Ｓｕ０をサイト上限設定値Ｓｕに一気に変更する。
　図６は、サイト上限設定値Ｓｕがサイト上限値Ｓｕ０よりも低く、かつ現在のサイト出力電力ＰＬＷがサイト上限設定値Ｓｕよりも高い場合のサイト上限値Ｓｕ０の第３の推移を示すグラフ図である。例えば、天候が良く、ＰＶシステム１０が発電能力を十分に発揮している状態で、サイト上限設定値Ｓｕを低くする変更がなされた場合の状態である。
　この場合は、サイト上限値Ｓｕ０をサイト上限設定値Ｓｕと同じ値にすると、サイト出力電力ＰＬＷがサイト上限値Ｓｕ０で制限される。このため、サイト上限値Ｓｕ０をサイト上限設定値Ｓｕに一気に変更すると、これに伴って、サイト出力電力ＰＬＷがサイト上限値Ｓｕ０（即ち、上限設定値Ｓｕ）まで一気に下がることになり、サイト出力電力ＰＬＷの変動が許容変動幅を超える可能性がある。そこで、１段階目では、サイト上限値演算部１２１は、サイト上限値Ｓｕ０を現在のサイト出力電力ＰＬＷまで一気に下げる。次に、２段階目では、サイト上限値演算部１２１は、許容変動幅の範囲内で、サイト上限設定値Ｓｕに徐々に近づけるようにサイト上限値Ｓｕ０を変更（更新）する。
　サイト上限指令値演算部１２２は、サイト上限値演算部１２１により演算されたサイト上限値とサイト出力電力ＰＬＷとの差分に基づいて、サイト上限指令値を演算する（図３のステップＳ１０２）。サイト上限指令値演算部１２２は、演算したサイト上限指令値をＰＣＳ電力制限制御部１２３に出力する。
　次に、サイト上限指令値を演算する方法の具体的な一例を説明する。
　サイト上限指令値演算部１２２は、次式を用いて、サイト上限指令値を演算する。
　サイト上限指令値＝現在のサイト出力電力ＰＬＷ＋修正差分　…式（１）
　修正差分＝Ｋｐ×（今回の差分－前回の差分＋ｆｃ×今回の差分／Ｔｉ）　…式（２）
　差分＝サイト上限値－現在のサイト出力電力ＰＬＷ　…式（３）
　ここで、Ｋｐは比例定数（ゲイン）、ｆｃはＭＳＣ１の制御周波数、Ｔｉは積分定数をそれぞれ表している。
　式（２）は、比例積分（ＰＩ）制御 (proportional-plus-integral control)による演算式を示しているが、比例積分微分（ＰＩＤ）制御(proportional-plus-integral-plus-derivative control)による演算式を用いて、サイト上限指令値を求めてもよいし、その他の制御方式により、サイト上限指令値を求めてもよい。
　ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、サイト上限指令値演算部１２２により演算されたサイト上限指令値に基づいて、各ＰＣＳ３を制御するための演算処理をする。ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、制御結果に基づいて、各ＰＣＳ３を制御するためのデータをＰＣＳ指令部１３に出力する。
　次に、ＰＣＳ電力制限制御部１２３による演算処理について説明する。
　ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、次式により、サイト上限指令値から各ＰＣＳ３のＰＣＳ上限目標値を演算する（図３のステップＳ１０３）。ＰＣＳ上限目標値は、サイト上限指令値をＭＳＣ１の管理下にあるＰＣＳ（ＭＳＣ管理下ＰＣＳ）３で、各ＰＣＳの出力容量に応じて割り振った値である。ＭＳＣ管理下ＰＣＳ３とは、ＭＳＣ１が制御できている状態のＰＣＳ３である。また、ＭＳＣ管理外ＰＣＳとは、ＭＳＣ１が制御できていない状態のＰＣＳ３である。
　各ＰＣＳ上限目標値＝（サイト上限指令値－ＭＳＣ管理外ＰＣＳの出力電力の総和）×各ＰＣＳ最大電力／各ＰＣＳ最大電力の総和　…式（４）
　ここで、ＰＣＳ最大電力は、ＰＣＳ３の定格容量に関係なく、出力することができる最大の電力である。
　ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、各ＰＣＳ上限目標値に基づいて、各ＰＣＳ上限指令値を演算する（図３のステップＳ１０４）。ＰＣＳ上限指令値は、ＰＣＳ３の出力電力の上限を直接的に制限する指令値である。次に、ＰＣＳ上限指令値の決定方法について説明する。
　ＰＣＳ上限目標値がそのＰＣＳ３の定格容量以下の場合は、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、ＰＣＳ上限目標値をそのままＰＣＳ上限指令値に決定する。ＰＣＳ上限目標値がそのＰＣＳ３の定格容量を超えている場合は、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、予め決められた一定条件を満たす場合に、そのＰＣＳ上限目標値をＰＣＳ上限指令値に決定する。一定条件を満たさない場合は、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、そのＰＣＳ３の定格容量をＰＣＳ上限指令値に決定する。この場合は、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、他のＰＣＳ上限指令値を高くすることなどにより、サイト出力電力ＰＬＷが低くならないように、各ＰＣＳ上限指令値間で調整をする。
　例えば、一定条件は、他のＰＣＳ上限指令値で、ＰＣＳ３の定格容量よりも低くかつＰＣＳ３の出力電力がほぼそのＰＣＳ上限指令値と同じであるものが１つもない場合である。この一定条件は、他のＰＣＳ３で出力電力が定格容量未満で、ＰＣＳ上限指令値によりその出力電力が制限されている可能性のあるものが１つもないことを表している。なお、その他に、一定条件は、少なくとも１つのＰＣＳ３で定格容量未満の電力しか出力できない状態が示唆されるような条件又はそれ以外の条件のどのような条件にしてもよい。
　ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、次のようにして、ＰＣＳ上限指令値を更新する。
　まず、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、次式により、制御時間当たりのＰＣＳ電力変換幅を演算する。制御時間当たりのＰＣＳ電力変換幅は、制御時間当たりにＰＣＳ３の出力電力を変化させることのできる電力幅である。
　制御時間当たりのＰＣＳ電力変換幅＝制御時間当たりのサイト電力変換幅／ＭＳＣ管理下ＰＣＳの数　…式（５）
　ここで、制御時間当たりのサイト電力変換幅は、制御時間当たりにサイト出力電力ＰＬＷを変化させることのできる電力幅である。
　ＰＣＳ上限指令値を引き上げる場合（図３のステップＳ１０５のｙｅｓ）、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、現在のＰＣＳ上限指令値にＰＣＳ電力変換幅を加算する（図３のステップＳ１０６）。ＰＣＳ上限指令値を引き下げる場合（図３のステップＳ１０７のｙｅｓ）、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、現在のＰＣＳ上限指令値にＰＣＳ電力変換幅を減算する（図３のステップＳ１０８）。
　次に、ＰＣＳ電力制限制御部１２３による各ＰＣＳ上限指令値間の調整について説明する。
　サイト出力電力ＰＬＷがサイト上限設定値とほぼ等しい場合（図３のステップＳ１０９のＹｅｓ）、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、各ＰＣＳ上限指令値間の調整を行う。サイト出力電力ＰＬＷがサイト上限設定値とほぼ等しい場合とは、電力系統７の管理者の要求通りに、ＰＶシステム１０からサイト出力電力ＰＬＷが出力されている状態である。
　図７は、ＰＣＳ電力制限制御部１２３の調整による各ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ１，Ｓｕ２，Ｓｕ３の推移を示すグラフ図である。ここでは、説明の便宜上、各ＰＣＳ３の定格容量は全て同じものとする。初期状態では、ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ１は、定格容量を大きく超えており、ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ２は、ほぼ定格容量であり、ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ３は、定格容量を大きく下回っているものとする。
　ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、ＰＣＳ３の定格容量から乖離しているＰＣＳ上限指令値Ｓｕ１～Ｓｕ３が複数あるか判断する（図３のステップＳ１１０）。このようなＰＣＳ上限指令値Ｓｕ１～Ｓｕ３が複数無ければ、調整できないためである。図７では、ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ１とＰＣＳ上限指令値Ｓｕ３が調整対象となる。
　ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、サイト出力電力ＰＬＷがサイト上限設定値とほぼ同じである状態を保持したまま、ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ１とＰＣＳ上限指令値Ｓｕ３をそれぞれがＰＣＳの定格容量に近づくように調整する（図３のステップＳ１１１）。このとき、２つのＰＣＳ上限指令値Ｓｕ１，Ｓｕ３の変化幅は、式（５）により求めた制御時間当たりのＰＣＳ電力変換幅である。即ち、図７では、ＰＣＳ電力変換幅を傾きとして、２つのＰＣＳ上限指令値Ｓｕ１，Ｓｕ３を示すグラフが定格容量に徐々に近づく。これにより、特定のＰＣＳ３に過度の負担が掛からないようにする。
　その他に、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、各ＰＣＳ上限指令値を必要に応じて変更する。図８を参照して、ＰＣＳ電力制限制御部１２３によるＰＣＳ上限指令値Ｓｕ４の修正方法について説明する。
　ＰＣＳの出力電力Ｐｐ１がＰＣＳ上限指令値Ｓｕ４を大きく下回っている場合、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ４を現在のＰＣＳの出力電力Ｐｐ１に予め設定された電力α分を加算した値に下げるように変更する。このような変更をしない場合、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ４をＰＣＳ上限目標値Ｓｕｔに追従するように上昇させることになる。これは、ＰＶモジュール２による発電量の増加が期待できないにも関わらず、ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ４を上昇させるものである。従って、このような場合は、ＰＣＳ電力制限制御部１２３は、ＰＣＳ上限指令値Ｓｕ４を下げることで、図３のステップＳ１１１で説明したように、他のＰＣＳ上限指令値を上げるように調整をする。
　図９は、本実施形態に係るＭＳＣ１によるＰＶシステム１０のサイト出力電力ＰＬＷを示すグラフ図である。サイト出力電力ＰＬＷ１は、ＭＳＣ１による制御がされたものを示している。サイト出力電力ＰＬＷ２は、ＭＳＣ１による制御がされていないものを示している。
　各ＰＣＳ３の出力電力は、天候などにより、変動にばらつきがあるが、これらのＰＣＳ３から出力された電力の合計である２つのサイト出力電力ＰＬＷ２は、共にある程度安定したものになる。さらに、サイト出力電力ＰＬＷ２は、ＭＳＣ１による制御により、サイト出力電力ＰＬＷ２の低い部分に、電力が補填された波形になる。即ち、ＭＳＣ１による制御により、ＰＶシステム１０のサイト出力電力ＰＬＷは、電力系統７の管理者が要求するサイト上限設定値に近い値でより安定化する。
　本実施形態によれば、通常時は、全てのＰＣＳ３は、定格容量の範囲内で出力を行い、一部のＰＶモジュール２の発電量がＰＣＳ３の定格容量よりも減少した場合、他の余力のあるＰＶモジュール２がＰＣＳ３の定格容量を超える発電をすることで、ＰＶシステム１０のサイト出力電力ＰＬＷを電力系統７の管理者が要求通りに、かつ安定して電力系統７に供給（逆潮流）することができる。
　これにより、一部のＰＶモジュール２が雲の陰に入っていたり、一部のＰＶモジュール２が劣化により発電量が減少したりする場合でも、ＰＶシステム１０は、これらによる影響を少なくした安定した電力を出力することができる。
（第２の実施形態）
　図１０は、本発明の第２の実施形態に係るＰＶシステム１０Ａの構成を示す構成図である。
　ＰＶシステム１０Ａは、図１に示す第１の実施形態に係るＰＶシステム１０において、蓄電池８、ＰＣＳ３Ａ、及び連系トランス４を加え、ＭＳＣ１をＭＳＣ１Ａに代えたものである。その他の点は、第１の実施形態に係るＰＶシステム１０と同様である。
　蓄電池８は、ＰＣＳ３Ａの動作により、他のＰＣＳ３から出力された電力で充電され、放電することで、ＰＶシステム１０からサイト出力電力ＰＬＷとして出力される。ＰＣＳ３Ａは、他のＰＣＳ３と同様に、連系トランス４を介して出力側が主変圧器５と接続されている。
　図１１は、本実施形態に係るＭＳＣ１Ａの構成を示す構成図である。
　ＭＳＣ１Ａは、図２に示す第１の実施形態に係るＭＳＣ１において、蓄電池制御部１４及び蓄電池指令部１５を加え、ＰＣＳ制御部１２をＰＣＳ制御部１２Ａに代えたものである。その他の点は、第１の実施形態に係るＭＳＣ１と同様である。ＰＣＳ制御部１２Ａは、蓄電池制御部１４とのデータの送受信により、互いの制御動作に応じて、各ＰＣＳ３への指令内容を修正する。その他の点は、第１の実施形態に係るＰＣＳ制御部１２と同様である。
　蓄電池制御部１４は、データ取得部１１から受信したデータに基づいて、蓄電池８の充放電を制御するための演算処理をする。蓄電池制御部１４は、制御結果に基づいて、ＰＣＳ３Ａを制御するためのデータを蓄電池指令部１５に出力する。
　蓄電池指令部１５は、蓄電池制御部１４から受信したデータに基づいて、蓄電池８の充放電を制御するための指令をＰＣＳ３Ａに出力する。
　図１２は、本実施形態に係る蓄電池制御部１４の動作を示すフローチャートである。ここで、本フローチャートで用いる用語を説明する。
　ｔｎ：現在の時刻、ｔｎ－１：前回の時刻、Δｔ：現在と前回の時間差、ＳＯＣ：蓄電池の蓄電量、ＳＯＣＦ：満充電量、ＳＯＣＨ：ＰＬＷ＞ＰＬＷＨ時の充電目標値、ＳＯＣＬ：ＰＬＷ＜ＰＬＷＬ時の放電目標値、ＳＯＣＬＬ：出力電力の下げ強制による充電を開始する充電量設定値、ＰＬＷＨ：補助充電を開始する出力電力設定値、ＰＬＷＬ：補助放電を開始する出力電力設定値、ＰＬＷ：サイト出力電力、ＰＶＷ：ＰＶ－ＰＣＳ出力電力、ＣＨ：蓄電池充放電電力、ＷＵ：電力上昇速度設置値（ΔＷ／Δｔ）、ＷＤ：電力降下速度設定値（ΔＷ／Δｔ）、ＷＵ１：サイト出力電力上昇速度許容値、ＷＤ１：サイト出力電力降下速度許容値、ＷＵ２：ＰＬＷ＞ＰＬＷＨかつＳＯＣ＜ＳＯＣＨ時に補助充電するための電力上昇速度設定値、ＷＤ２：ＰＬＷ＞ＰＬＷＨかつＳＯＣ＜ＳＯＣＨ時に補助充電するための電力降下速度設定値、ＷＵ３：ＰＬＷ＜ＰＬＷＬかつＳＯＣ＞ＳＯＣＬ時に補助放電するための電力上昇速度設定値、ＷＤ３：ＰＬＷ＜ＰＬＷＬかつＳＯＣ＞ＳＯＣＬ時に補助放電するための電力降下速度設定値。なお、現在の値を示す場合は（ｔｎ）を、前回の値を示す場合は（ｔｎ－１）を添え字として各用語に付すものとする。
　蓄電池８が満充電の状態の場合（図１２のステップＳ２０３のｙｅｓ）、これ以上充電できないため、ＰＶモジュール２が電力許容値を超過して発電すると蓄電池８で超過分を吸収できない。このため、蓄電池制御部１４は、各ＰＣＳ３に許容値となる電力値で定電力運転する指令を出力する（図１２のステップＳ２０４のｙｅｓ、ステップＳ２０５）。このとき、電力許容値を超過しない範囲で、蓄電池制御部１４は、各ＰＣＳ３にＭＰＰＴ制御による運転をさせる指令を出力する（図１２のステップＳ２０４のＮｏ、ステップＳ２０６）。
　蓄電池８の蓄電量が低く、ＰＶモジュール２の発電電力が急激に減少しかつ継続すると、サイト出力電力ＰＬＷを降下速度許容値内でＰＶモジュール２の発電電力まで降下させる前に、蓄電池８の蓄電量が空になる恐れがある。このため、蓄電池制御部１４は、蓄電池８の蓄電量が設定値ＳＯＣＨを下回り、サイト出力電力ＰＬＷが設定値ＰＬＷＨを超過したら、サイト出力電力ＰＬＷの上昇値を抑制し、抑制した分の電力で蓄電池８を目標値ＳＯＣＨまで充電する（図１２のステップＳ２０７のｙｅｓ、ステップＳ２０８）。
　蓄電池８の蓄電量が高く、ＰＶモジュール２の発電量が上昇すると、すぐに満充電に到達し、ＰＣＳ３をＭＰＰＴ制御運転から定電力運転に移行させ、ＰＶモジュール２の発電を抑制することになり、発電の機会を逸する恐れがある。このため、蓄電池制御部１４は、蓄電池８の蓄電量が設定値ＳＯＣＬを超え、サイト出力電力ＰＬＷが設定値ＰＬＷＬを下回ったら、サイト出力電力ＰＬＷの降下値を抑制し、抑制した分の電力を補うように、蓄電池８を目標値ＳＯＣＬまで放電する（図１２のステップＳ２０９のｙｅｓ、ステップＳ２１０）。
　蓄電池制御部１４は、蓄電量が設定値ＳＯＣＬＬを下回ったら、サイト出力電力ＰＬＷを降下速度許容値内で降下させ、その分の電力で蓄電池８を充電する（図１２のステップＳ２１１のＹｅｓ、ステップＳ２１５）。これにより、蓄電池制御部１４は、蓄電池８の蓄電量が低く、早急な充電が必要な状態のときに対応する。
　蓄電池制御部１４は、サイト出力電力ＰＬＷの上昇を抑制し、抑制した差分の電力を蓄電池８に充電する（図１２のステップＳ２１２のＹｅｓ、ステップＳ２１５）。これにより、蓄電池制御部１４は、ＰＶモジュール２の発電上昇速度が設定値ＷＵを超過したときに対応する。
　蓄電池制御部１４は、サイト出力電力ＰＬＷの降下を抑制し、抑制した差分の電力を蓄電池８から放電して補う（図１２のステップＳ２１４のＹｅｓ、ステップＳ２１３）。これにより、蓄電池制御部１４は、ＰＶモジュール２の発電降下速度が設定値ＷＤを下回ったときに対応する。
　ＰＶモジュール２の発電電力の変動が上昇速度許容値と降下速度許容値の両方の範囲以内にある場合、蓄電池制御部１４は、蓄電池８の充放電をせずに、ＰＶモジュール２の発電電力を全てサイト出力電力ＰＬＷにする（図１２のステップＳ２１４のＮｏ、ステップＳ２１６）。
　次に、蓄電池制御部１４による制御の効果を説明するために、蓄電池８を簡易的に制御した場合の効果について説明する。
　図１３は、蓄電池８の簡易的な制御によるサイト出力電力ＰＬＷの１日の変動を示すグラフ図である。点線は、蓄電池８により電力が補償された部分を示している。図１４は、簡易的な制御による蓄電池８の充放電量の変動を示すグラフ図である。図１５は、簡易的な制御による蓄電池８の蓄電量（ＳＯＣ, State of Charge）の変動を示すグラフ図である。図１３、図１４及び図１５は、同日の同時刻の状態を示している。
　ＰＶシステム１０Ａの発電電力は、図１３に示すように晴れた日は日射が多い昼にピークとなる曲線となる。雲の影等で日射が変化し、発電量が急激に変化するのを蓄電池８の充放電で抑制するには、図１４に示すように、発電電力の低下時に蓄電池８から放電し、発電電力の上昇時に蓄電池８に充電することになる。これにより、図１５に示すように、蓄電池８の蓄電量は、満充電に近い状態かゼロに近い状態のいずれかになる状態が大部分を占める。
　しかし、蓄電池８を満充電状態にしておくと、サイト出力電力ＰＬＷの上昇時に充電ができず、蓄電池８の充電によるサイト出力電力ＰＬＷの上昇変動を抑制できなくなる。一方、蓄電池８をゼロに近い状態にしておくと、サイト出力電力ＰＬＷの下降時に放電ができず、蓄電池８の放電によるサイト出力電力ＰＬＷの下降変動を抑制できなくなる。なお、蓄電池８の容量を増加させることで、これらの問題に対応することも考えられるが、蓄電池８の容量の増加は、ＰＶシステム１０Ａ全体の費用コストの増大となる。
　次に、蓄電池制御部１４による制御の効果について説明する。
　図１６は、蓄電池制御部１４による蓄電池８の制御によるサイト出力電力ＰＬＷの１日の変動を示すグラフ図である。点線は、蓄電池８により電力が補償された部分を示している。一点鎖線は、蓄電池８によるピークカットがされた部分を示している。
図１７は、蓄電池制御部１４の制御による蓄電池８の充放電量の変動を示すグラフ図である。図１８は、蓄電池制御部１４の制御による蓄電池８の蓄電量の変動を示すグラフ図である。図１６、図１７及び図１８は、同日の同時刻の状態を示している。
　図１６及び図１７に示すように、蓄電池８の充電をサイト出力電力ＰＬＷが設定値を超えた後に開始する。充電によりサイト出力電力ＰＬＷのピークが抑制される。その後に雲の影等の影響で発電電力の急激な降下が発生しても、ピーク値が低い分、サイト出力電力ＰＬＷが下降する変動幅が小さくなるため、変動の抑制に必要な蓄電池８の容量が少なくてよい。
　図１９は、蓄電池制御部１４による蓄電池８の制御によるサイト出力電力ＰＬＷの図１６から図１８に示す日とは別の１日の変動を示すグラフ図である。点線は、蓄電池８によるピークカットがされた部分を示している。一点鎖線は、ＰＣＳ３をＭＰＰＴ制御から定電力制御に切り替えることにより電力変動が抑制された部分を示している。
　蓄電池８が満充電となり、充電によるサイト出力電力ＰＬＷの上昇抑制が不可となった場合、蓄電池制御部１４は、ＰＣＳ３をＭＰＰＴ制御から定電力制御に切り替える。蓄電池制御部１４は、瞬時毎の設定電力指令値をＰＣＳ３に与えることで、蓄電池８の満充電時でも、急激な電力変動を抑制できる。
　本実施形態によれば、第１の実施形態による作用効果に加え、蓄電池８を設けて、蓄電池８の充放電制御を行うことで、サイト出力電力ＰＬＷの変動をさらに抑制することができる。
　また、蓄電池制御部１４により、サイト出力電力ＰＬＷの変動抑制をするように蓄電池８の充放電を制御することで、蓄電池８の容量を効果的に利用することができる。これにより、蓄電池８を簡易的に制御する場合と比較して、ＰＶシステム１０Ａに設置する蓄電池８の容量を小さくすることができる。
　なお、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組み合わせにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。

Claims (15)

  1. 　太陽光により発電する複数の発電手段と、
    　前記複数の発電手段により発電された電力を電力系統に出力する交流電力に変換する複数のインバータと、
    　前記複数のインバータの出力電力を予め決められた容量以下に制限する第１の制限手段と、
    　予め決められた条件を満たす場合、前記複数のインバータのうち少なくとも１つのインバータの出力電力を、前記第１の制限手段により制限される前記予め決められた容量を超える値で制限する第２の制限手段と、
    　前記第１の制限手段又は前記第２の制限手段に基づいて、前記複数のインバータの出力電力を制御するインバータ制御手段と
    を備えることを特徴とする太陽光発電システム。
  2. 　前記第２の制限手段は、前記予め決められた条件を、前記複数のインバータのうち少なくとも１つのインバータの出力電力が前記予め決められた容量未満であることとすること
    を特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システム。
  3. 　前記インバータ制御手段は、前記電力系統に出力する交流電力の変動を所定の変動幅の範囲内に制御すること
    を特徴とする請求項１又は請求項２に記載の太陽光発電システム。
  4. 　蓄電池と、
    　前記電力系統に出力する交流電力の変動を抑制するように、前記蓄電池の充放電を制御する蓄電池制御手段と
    を備えることを特徴とする請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の太陽光発電システム。
  5. 　前記蓄電池制御手段は、前記電力系統に出力する交流電力が予め決められた第１の電力を超えると、前記蓄電池の充電を開始すること
    を特徴とする請求項４に記載の太陽光発電システム。
  6. 　前記蓄電池制御手段は、前記電力系統に出力する交流電力が予め決められた第２の電力を下回ると、前記蓄電池の放電を開始すること
    を特徴とする請求項４又は請求項５に記載の太陽光発電システム。
  7. 　太陽光により発電する複数の発電器により発電された電力を電力系統に出力する交流電力に変換する複数のインバータを制御する太陽光発電システムの制御装置であって、
    　前記複数のインバータの出力電力を予め決められた容量以下に制限する第１の制限手段と、
    　予め決められた条件を満たす場合、前記複数のインバータのうち少なくとも１つのインバータの出力電力を、前記第１の制限手段により制限される前記予め決められた容量を超える値で制限する第２の制限手段と、
    　前記第１の制限手段又は前記第２の制限手段に基づいて、前記複数のインバータの出力電力を制御するインバータ制御手段と
    を備えることを特徴とする太陽光発電システムの制御装置。
  8. 　前記第２の制限手段は、前記予め決められた条件を、前記複数のインバータのうち少なくとも１つのインバータの出力電力が前記予め決められた容量未満であることとすること
    を特徴とする請求項７に記載の太陽光発電システムの制御装置。
  9. 　前記インバータ制御手段は、前記電力系統に出力する交流電力の変動を所定の変動幅の範囲内に制御すること
    を特徴とする請求項７又は請求項８に記載の太陽光発電システムの制御装置。
  10. 　前記太陽光発電システムは、蓄電池を備え、
    　前記電力系統に出力する交流電力の変動を抑制するように、前記蓄電池の充放電を制御する蓄電池制御手段と
    を備えることを特徴とする請求項７から請求項９のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの制御装置。
  11. 　太陽光により発電する複数の発電器により発電された電力を電力系統に出力する交流電力に変換する複数のインバータを制御する太陽光発電システムの制御装置であって、
    　前記複数のインバータの出力電力を制御するインバータ制御手段と、
    　前記電力系統に出力する交流電力の変動を抑制するように、前記太陽光発電システムに備わる蓄電池の充放電を制御する蓄電池制御手段と
    を備えることを特徴とする太陽光発電システムの制御装置。
  12. 　前記蓄電池制御手段は、前記電力系統に出力する交流電力が予め決められた第１の電力を超えると、前記蓄電池の充電を開始すること
    を特徴とする請求項１０又は請求項１１に記載の太陽光発電システムの制御装置。
  13. 　前記蓄電池制御手段は、前記電力系統に出力する交流電力が予め決められた第２の電力を下回ると、前記蓄電池の放電を開始すること
    を特徴とする請求項１０から請求項１２のいずれか１項に記載の太陽光発電システムの制御装置。
  14. 　太陽光により発電する複数の発電器により発電された電力を電力系統に出力する交流電力に変換する複数のインバータを制御する太陽光発電システムの制御方法であって、
    　前記複数のインバータの出力電力を予め決められた容量以下に制限する第１の制限をし、
    　予め決められた条件を満たす場合、前記複数のインバータのうち少なくとも１つのインバータの出力電力を、前記予め決められた容量を超える値で制限する第２の制限をし、
    　前記第１の制限又は前記第２の制限に基づいて、前記複数のインバータの出力電力を制御すること
    を含むことを特徴とする太陽光発電システムの制御方法。
  15. 　太陽光により発電する複数の発電器により発電された電力を電力系統に出力する交流電力に変換する複数のインバータを制御する太陽光発電システムの制御方法であって、
    　前記複数のインバータの出力電力を制御し、
    　前記電力系統に出力する交流電力の変動を抑制するように、前記太陽光発電システムに備わる蓄電池の充放電を制御すること
    を含むことを特徴とする太陽光発電システムの制御方法。
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