WO2019012830A1 - 発電装置及び発電システム - Google Patents

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WO2019012830A1
WO2019012830A1 PCT/JP2018/020664 JP2018020664W WO2019012830A1 WO 2019012830 A1 WO2019012830 A1 WO 2019012830A1 JP 2018020664 W JP2018020664 W JP 2018020664W WO 2019012830 A1 WO2019012830 A1 WO 2019012830A1
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WO
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harmonic
tap
power
power generation
reactor
Prior art date
Application number
PCT/JP2018/020664
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English (en)
French (fr)
Inventor
正親 中谷
近藤　真一
智道 伊藤
坂本　潔
満 佐伯
Original Assignee
株式会社日立製作所
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    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H02J3/32—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy using batteries with converting means
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/01—Arrangements for reducing harmonics or ripples
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02M—APPARATUS FOR CONVERSION BETWEEN AC AND AC, BETWEEN AC AND DC, OR BETWEEN DC AND DC, AND FOR USE WITH MAINS OR SIMILAR POWER SUPPLY SYSTEMS; CONVERSION OF DC OR AC INPUT POWER INTO SURGE OUTPUT POWER; CONTROL OR REGULATION THEREOF
    • H02M7/00—Conversion of ac power input into dc power output; Conversion of dc power input into ac power output
    • H02M7/42—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal
    • H02M7/44—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters
    • H02M7/48—Conversion of dc power input into ac power output without possibility of reversal by static converters using discharge tubes with control electrode or semiconductor devices with control electrode
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02P—CONTROL OR REGULATION OF ELECTRIC MOTORS, ELECTRIC GENERATORS OR DYNAMO-ELECTRIC CONVERTERS; CONTROLLING TRANSFORMERS, REACTORS OR CHOKE COILS
    • H02P9/00—Arrangements for controlling electric generators for the purpose of obtaining a desired output

Definitions

  • the present invention relates to a power generation apparatus and a power generation system for supplying generated power to a power system (commercial power system), and more particularly to a power generation apparatus including a power converter and a harmonic filter for converting the frequency of the generated power and sending it to the power system. And the power generation system.
  • Such a power generation system may be connected to a power system (commercial power system) via a cable. Since the cable itself has inductance and capacitance, the cable and the harmonic filter form a resonant circuit. This is not a problem when the cable length is short, but when it is several kilometers or more, the resonant circuit may amplify harmonic currents flowing out of the power converter. With respect to a method of suppressing harmonic current by resonance, proposals have been made to improve the harmonic filter. For example, Patent Document 1 discloses a method of connecting a resistor in series to a capacitor of a harmonic filter. The resistance suppresses the amplification of the harmonic current due to the resonance of the inductance and capacitance.
  • the present invention provides a power generation device and a power generation system capable of suppressing amplification of harmonic current due to resonance while preventing a decrease in power generation efficiency.
  • a power generation apparatus at least includes a power converter that converts a frequency of generated power and sends it to a power system, and a harmonic filter disposed between the power converter and the power system. And ac power connection to the power system via a cable and a connection point, and the harmonic filter may include an inductance or a static current to suppress amplification of harmonic current at the connection point. It is characterized in that the capacitance is adjusted.
  • the power generation system includes at least one power generation device, an electronic terminal, and a communication network that communicably connects them to each other, wherein the power generation device converts at least the frequency of generated power A power converter for sending power to the power system, and a harmonic filter disposed between the power converter and the power system, and AC connected to the power system via a cable and an interconnection point, the harmonic The filter is characterized by adjusting an inductance or capacitance so as to suppress amplification of harmonic current at the connection point.
  • FIG. 1 It is a whole schematic block diagram of the wind power generation system of Example 1 which concerns on one Example of this invention. It is a figure which shows the structure of the principal part of the wind power generation system shown in FIG. It is a block diagram of the harmonic filter shown in FIG. It is a figure which shows the equivalent circuit of the power converter in Example 1, a harmonic filter, a cable, an interconnection point, and an electric power system. It is a figure which shows the impedance of the equivalent circuit shown in FIG.
  • FIG. 7 is a diagram for describing suppression of harmonic current at a connection point by a harmonic filter in Embodiment 1.
  • FIG. 6 is a diagram showing a configuration of modification 1 of the harmonic filter shown in FIG.
  • FIG. 17 is a functional block diagram of a resonance gain inspection unit shown in FIG. It is a figure which shows the processing flow of the resonance gain test
  • FIG. 20 is a functional block diagram of a resonance gain inspection unit shown in FIG. 19; It is a figure which shows the processing flow of the resonance gain test
  • FIG. 18 is a diagram showing the configuration of the main part of a storage system of a seventh embodiment according to another embodiment of the present invention.
  • a power generation device refers to, for example, a power generation device using natural energy such as a wind power generation device and a solar power generation device, and a storage device to smooth generated power by charging and discharging and send it to a power system (commercial power system). It is included.
  • a power generation device using natural energy such as a wind power generation device and a solar power generation device
  • a storage device to smooth generated power by charging and discharging and send it to a power system (commercial power system). It is included.
  • FIG. 1 is an overall schematic configuration diagram of a wind power generation system according to a first embodiment of the present invention.
  • the wind power generation system 100 includes the wind power generation device 1 and an electronic terminal 32 installed in the operation management center 31, which are mutually connected via the communication network 5 so as to be communicable with each other.
  • the communication network 5 may be wired or wireless.
  • the power generated by the wind turbine generator 1 is sent to the power grid 4 (commercial power grid) via the cable 2 and the interconnection point 3.
  • the example shown in FIG. 1 shows 1 unit
  • the wind turbine generator 1 includes a blade 24 rotating in response to wind, a hub 23 supporting the blade 24, a nacelle 22, and a tower 21 rotatably supporting the nacelle 22.
  • a main shaft 25 connected to the hub 23 and rotating with the hub 23, a shrink disk 26 connected to the main shaft 25, and a speed increasing gear 27 connected to the main shaft 25 via the shrink disk 26 to increase rotational speed
  • the portion for transmitting the rotational energy of the blade 24 to the generator 12 is referred to as a power transmission portion, and in the present embodiment, the main shaft 25, the shrink disk 26, and the speed increasing gear 27 are included in the power transmission portion.
  • the speed increasing gear 27 and the generator 12 are held on the main frame 28. Further, the rotor 24 is configured by the blades 24 and the hub 23. As shown in FIG. 1, at the bottom (bottom) in the tower 21, a power converter 13 for converting the frequency of electric power, a switch and transformer (not shown) for switching for switching the current, and a controller 29 etc are arranged.
  • the power converter 13 may also be referred to as a PCS (Power Conditioning System).
  • control device 29 for example, a control board or SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) is used.
  • SCADA Supervisory Control And Data Acquisition
  • a downwind type wind power generator is described as an example, but the present invention can be applied to an upwind type wind power generator as well.
  • the rotor 11 is configured by the three blades 24 and the hub 23 is shown, the present invention is not limited to this, and the rotor 11 may be configured by the hub 23 and at least one blade 24. Further, as shown in FIG.
  • the sensor 30 is, for example, a sensor installed at the root of the blade 24 to measure the blade pitch angle, a sensor installed at the root of the main shaft 25 to measure the rotor azimuth angle, an azimuth angle of the nacelle 22 And a wind speed and a wind direction sensor installed at the top of the nacelle 22 to measure the wind speed and the wind direction. Furthermore, the sensor 30 includes a sensor (not shown) that measures the number of rotations of the generator 12, the amount of power generation, and the like. In other words, the sensor 30 is a sensor that measures various states necessary to control the wind turbine 1.
  • the SCADA as the control device 29 acquires measurement data (information) from the above-described sensor 30 via the signal line, and based on the acquired measurement data (information), the pitch angle, the nacelle azimuth angle, and the generator rotational speed And the like, and transmits the acquired measurement data (information) to the electronic terminal 32 installed in the operation management center 31 via the communication network 5.
  • the wind conditions including the wind speed and direction
  • the signals (outputs) representing various states of the wind turbine 1 are included. included.
  • FIG. 2 is a diagram showing the configuration of the main part of the wind power generation system 100 shown in FIG.
  • the wind turbine generator 1 is interconnected to a power system 4 (commercial power system) via a cable 2.
  • the power system 4 includes a system impedance 41 and a power supply 42.
  • a point where the cable 2 and the power system 4 are connected is referred to as an interconnection point 3.
  • Each part which comprises the wind power generator 1 is demonstrated.
  • the wind turbine generator 1 includes the rotor 11, the generator 12, the power converter 13, and the harmonic filter 14 as described above.
  • the wind energy received by the rotor 11 is converted by the generator 12 into electrical energy and sent to the power converter 13.
  • the power converter 13 converts the voltage and current of the generator 12 into the frequency (50 Hz or 60 Hz) of the power system 4 (commercial power system).
  • the harmonic voltage and part of the harmonic current flowing out of the power converter 13 are removed by the harmonic filter 14.
  • FIG. 3 is a block diagram of the harmonic filter 14 shown in FIG.
  • the harmonic filter 14 is configured of a reactor 141, a tap switching reactor 142, and a capacitor 143.
  • the reactor 141 is connected to the power converter 13, and the tap switching reactor 142 is connected to the cable 2.
  • the tap switching reactor 142 includes a plurality of taps (142 a, 142 b, 142 c) in the reactor.
  • the terminal 142d of the tap switching reactor 142 is connected to one of the plurality of taps (142a, 142b, 142c).
  • the taps (142a, 142b, 142c) connected to the terminal 142d are determined to avoid amplification of the harmonic current flowing through the connection point 3 due to resonance.
  • three taps 142a, 142b, and 142c are shown as an example, but the number of taps is not limited. For example, three or more taps may be set as appropriate. good.
  • FIG. 4 shows an equivalent circuit for the nth harmonic of power converter 13, harmonic filter 14, cable 2, interconnection point 3, and grid impedance 41.
  • the relationship between the angular frequency ⁇ and the harmonic order n shown in FIG. 4 is given by the following equation (1).
  • f is the frequency (50 Hz or 60 Hz) of the voltage and current of the power system 4 (commercial power system).
  • ⁇ 2 ⁇ f ⁇ n (1)
  • the impedances of the equivalent circuit shown in FIG. 4 are summarized in Z 1 to Z 6 for each branch, resulting in FIG.
  • the impedance Z 1 is the impedance due to the capacitor 143 impedance due reactor 141 constituting a harmonic filter 14 (j.omega.L F1)
  • the impedance Z 2 is constituting the harmonic filter 14 (j [omega] C F)
  • the impedance Z 3 the impedance due to harmonics tap changer reactor 142 constituting the filter 14 (j.omega.L F2) and resistance of the cable 2 connected in series to the tap changer reactor 142 (R C1) and the reactor (j.omega.L C1)
  • the impedance Z 4 is impedance due to the capacitor (j [omega] C C) of the cable 2
  • the impedance Z 5 are impedance due cables 2 resistance (R C2) and the reactor (j.omega.L C2)
  • the impedance Z 6 is the resistance of the system impedance 41 (R )
  • the impedance due to the reactor (j.omega.L L) the impedance due to the reactor (j.omega
  • the current I 1 (n) is divided into a current I 2 (n) flowing in the impedance Z 2 and a current I 3 (n) flowing in the impedance Z 3 .
  • the current I 2 (n) is shown in equation (10)
  • the current I 3 (n) is shown in equation (11).
  • the current I 3 (n) is divided into a current I 4 (n) flowing through the impedance Z 4 , and a current I PCC (n) flowing through the impedance Z 5 and the impedance Z 6 , and the connection point 3.
  • the current I 4 (n) is shown in equation (12)
  • the current I PCC (n) is shown in equation (13).
  • FIG. 6 shows an example in which the horizontal axis represents the harmonic order n and the vertical axis represents the resonance gain ⁇ (n).
  • a resonance gain ⁇ (n) when the terminal 142d and the tap 142b are connected is indicated by a broken line.
  • a resonance gain ⁇ (n) when the terminal 142d and the tap 142a are connected is indicated by a solid line.
  • the harmonic voltage V PCS (n) of the power converter 13 is obtained by a real machine test and numerical simulation of the power converter 13. Further, the harmonic voltage V PCS (n) is a component of the power converter 13 such as a switching frequency of a semiconductor element such as an IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) or a CMOS (Complementary MOS), or an operation of the power converter 13 It depends on conditions such as power factor.
  • a semiconductor element such as an IGBT (Insulated Gate Bipolar Transistor) or a CMOS (Complementary MOS)
  • IGBT Insulated Gate Bipolar Transistor
  • CMOS Complementary MOS
  • the lower part in FIG. 6 shows an example in which the horizontal axis represents the harmonic order n and the vertical axis represents the harmonic current I PCC (n) of the connection point 3.
  • the harmonic current I PCC (n) of the connection point 3 is the harmonic voltage V of the power converter 13 shown in the middle stage of FIG. 6 at the resonance gain ⁇ (n) shown in the upper stage of FIG. It is obtained by multiplying PCS (n).
  • the connection tap of the tap switching reactor 142 of the harmonic filter 14 is 142b
  • the 23rd harmonic current I PCC (n) of the connection point 3 exceeds the upper limit of the interconnection specification.
  • the upper limit of the interconnection definition may be referred to as a grid code.
  • the 23rd resonance gain ⁇ (n) decreases, and the 23rd harmonic current I PCC (n) of the interconnection point 3 is the upper limit of the interconnection regulation It can be put into the following.
  • the twenty-fourth resonance gain ⁇ (n) is increased by switching the connection tap from 142b to 142a.
  • the 24th harmonic current I PCC (n) of the connection point 3 is below the upper limit. That is, the output voltage V PCS (n) of the power converter 13 usually does not include even-order harmonics.
  • FIG. 7 is a diagram showing the configuration of a modification 1 of the harmonic filter 14 shown in FIG.
  • the harmonic filter 14 shown in FIG. 3 is different in that the resonance gain ⁇ (n) is adjusted by adjusting the inductance of the harmonic filter 14a by switching the number of parallel connection of reactors.
  • the harmonic filter 14 a in place of the tap switching reactor 142 (FIG. 3), the harmonic filter 14 a includes a plurality of parallel reactors 144 (144 a, 144 b, 144 c) and reactor switches 145 (145 a, 145b and 145c).
  • the number of connections of the parallel reactors 144 (144a, 144b, 144c) is switched by shorting or opening the reactor switch 145. For example, when one parallel reactor 144 is connected, the reactor switch 145a is short-circuited and the reactor switch 145b and the reactor switch 145c are opened. Further, for example, when two parallel reactors 144 are connected, the reactor switch 145a and the reactor switch 145b are short-circuited and the reactor switch 145c is opened.
  • FIG. 8 is a diagram showing a configuration of modification 2 of harmonic filter 14 shown in FIG.
  • the harmonic filter 14 shown in FIG. 3 is different from the harmonic filter 14 in that the capacitance of the harmonic filter 14 b is adjusted by switching the number of parallel connection of capacitors to adjust the resonance gain ⁇ (n).
  • the harmonic filter 14b includes a plurality of parallel capacitors 146 (146a, 146b, 146c), and a capacitor switch 147 (147a, 147b, 147c) connected thereto as the reactor 141 instead of the tap switching reactor 142. . Then, the number of connections of the parallel capacitors 146 is switched by shorting or opening the capacitor switch 147.
  • the capacitor switch 147a when one parallel capacitor 146 is connected, the capacitor switch 147a is short-circuited and the capacitor switch 147b and the capacitor switch 147c are opened. Also, for example, when two parallel capacitors 146 are connected, the capacitor switch 147a and the capacitor switch 147b are short-circuited and the capacitor switch 147c is opened.
  • the harmonic current I PCC (n) of the interconnection point 3 can be suppressed.
  • the harmonic current I PCC (n) of the interconnection point 3 can be suppressed by switching the number of parallel connections of the parallel reactors 144 of the harmonic filter 14a.
  • the harmonic current I PCC (n) of the connection point 3 can be suppressed by switching the number of parallel connections of the parallel capacitors 146 of the harmonic filter 14 b.
  • FIG. 9 is a block diagram of a harmonic filter 14c according to a second embodiment of the present invention.
  • the present embodiment differs from the first embodiment in that a plurality of tap switching reactors (148, 149) are provided in the harmonic filter 14c.
  • the harmonic filter 14 c includes a first tap switching reactor 148 and a second tap switching reactor 149 instead of the tap switching reactor 142.
  • the same components as those of the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and the description thereof will not be repeated.
  • FIG. 10 is a diagram for explaining the adjustment performance of the inductance of the harmonic filter 14c shown in FIG.
  • the inductance adjustment candidates of the first tap switching reactor 148 are, for example, three types of 1.7 mH (connection tap 148 a), 2.0 mH (connection tap 148 b), and 2.3 mH (tap 148 c).
  • inductance adjustment candidates of the second tap switching reactor 149 are, for example, three types of 0.0 mH (connection tap 149 a), 0.1 mH (connection tap 149 b), and 0.2 mH (tap 149 c).
  • the combined inductance is 1.7 mH. It becomes. Further, by connecting the terminal 148 d of the first tap switching reactor 148 and the tap 148 b and connecting the terminal 149 d of the second tap switching reactor 149 and the tap 149 c, the combined inductance is 2.2 mH. By connecting the terminal 148d of the first tap switching reactor 148 and the tap 148c and connecting the terminal 149d of the second tap switching reactor 149 and the tap 149c, the combined inductance is 2.5 mH.
  • Adjustment of the combined inductance of the first tap switching reactor 148 and the second tap switching reactor 149 by setting the inductance adjustment candidate of the first tap switching reactor 148 to three and the inductance adjustment candidate of the second tap switching reactor 149 to three There are nine candidates in increments of 0.1 mH from 1.7 mH to 2.5 mH.
  • the correspondence between the combination of the inductance adjustment candidate of the first tap switching reactor 148 and the inductance adjustment candidate of the second tap switching reactor 149 shown in FIG. 10 and the combined inductance of the respective combinations is, for example, the control device 29 shown in FIG. Are stored in a storage unit (not shown) in the SCADA or in the control panel.
  • three inductance adjustment candidates for the first tap switching reactor 148 and three inductance adjustment candidates for the second tap switching reactor 149 are illustrated as an example, but the first tap switching reactor 148
  • the number of inductance adjustment candidates and the number of inductance adjustment candidates of the second tap switching reactor 149 are not limited to these, and may be set as appropriate.
  • the number of inductance adjustment candidates of the first tap switching reactor 148 and the number of inductance adjustment candidates of the second tap switching reactor 149 do not have to be the same.
  • the inductance in addition to the effects of the first embodiment, by providing a plurality of tap switching reactors in the harmonic filter, the inductance can be adjusted more finely than the total number of taps of the plurality of tap switching reactors. It is possible to improve the adjustment performance of the inductance.
  • FIG. 11 is a block diagram of a tap switching reactor constituting a harmonic filter of a third embodiment according to another embodiment of the present invention.
  • the present embodiment differs from the first and second embodiments in that the tap switching reactor 142a is provided with an operation unit for tap switching.
  • the tap switching reactor 142 a of the present embodiment will be described with the tap switching reactor 142 shown in the first embodiment as a comparison target.
  • the configuration of the present embodiment is similarly applicable to the above-described second embodiment.
  • the tap switching reactor 142a is different from the tap switching reactor 142 (FIG. 3) of the first embodiment, and the tap switching reactor board 1421 storing the tap switching reactor 142a, the connection tap operation unit 1422, and the connection A tap display unit 1423 is provided.
  • the connection tap operating unit 1422 and the connection tap display unit 1423 are provided outside the tap switching reactor board 1421.
  • the white arrow in FIG. 11 when the connection tap operation unit 1422 rotates clockwise, the tap connected with the terminal of the tap switching reactor 142a via the link mechanism or the crank is positioned clockwise. Switch to the tap you want to Similarly, as indicated by a black arrow in FIG.
  • connection tap display unit 1423 displays the number or symbol of the current tap connected to the terminal of the tap switching reactor 142a. In addition, if it is a display form which can identify a tap not only in the number or symbol of a tap, it is good also as any display form. Also, instead of the connection tap display unit 1423, for example, the connection state of the tap switching reactor 142a stored in the tap switching reactor board 1421 may be visible from the outside like a glass window.
  • connection tap operation unit 1422 in addition to the effects of the first embodiment and the second embodiment, the operability of tap switching can be improved by the connection tap operation unit 1422. Furthermore, the connection tap display portion 1423 can improve the visibility of the connection tap. Thereby, the labor of the operator or worker required for tap switching can be reduced.
  • FIG. 12 is a block diagram of a harmonic filter 14d according to a fourth embodiment of the present invention.
  • the present embodiment is different from the first to third embodiments in that a tap settling device 15 for determining connection taps of the tap switching reactor 142 that constitutes the harmonic filter 14 d is provided in the harmonic filter 14 d.
  • the harmonic filter 14d of this embodiment will be described with reference to the harmonic filter 14 shown in the first embodiment.
  • the configuration of this embodiment is similarly applicable to the above-described second and third embodiments.
  • the same components as those in the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and the same descriptions as those in the first embodiment are omitted.
  • FIG. 13 is a functional block diagram of the tap settling device 15 shown in FIG.
  • the tap settling unit 15 includes an input unit 153, an input I / F 154a, an output I / F 154b, a display unit 152, a connection tap determination unit 151, an FFT 155 (Fast Fourier Transform), a storage unit 156, and communication.
  • An I / F 157 is provided, which are mutually connected via an internal bus 158 so as to be accessible.
  • the FFT 155 and the connection tap determination unit 151 are, for example, a processor such as a CPU (Central Processing Unit) (not shown), a ROM storing various programs, a RAM temporarily storing data of operation processes, and a storage device such as an external storage device.
  • a processor such as a CPU reads and executes various programs stored in the ROM, and stores the calculation result as the execution result in the RAM or an external storage device.
  • the input unit 153 is used by the operator or a worker, for example, to set the upper limit value of the above-described connection regulation.
  • the input I / F 154a acquires the measured value of the harmonic current at the interconnection point 3 and the upper limit value of the interconnection regulation input in advance from the input unit 153, and acquires the acquired measurement value of the harmonic current at the interconnection point 3
  • the upper limit value of the interconnection definition is stored in a predetermined storage area of the storage unit 156 via the internal bus 158.
  • the input I / F 154 a transfers the measured value of the harmonic current at the connection point 3 to the FFT 155 via the internal bus 158.
  • the FFT 155 converts the transferred measurement value of the harmonic current of the connection point 3 into a harmonic current of each order.
  • the FFT 155 also transfers the converted harmonic current of each order of the interconnection point 3 to the connection tap determination unit 151 via the internal bus 158.
  • the connection tap determination unit 151 executes processing, which will be described in detail later, and transfers the determined connection tap number or alarm to the display unit 152 via the internal bus 158 and the output I / F 154 b.
  • the connection tap determination unit 151 also outputs the determined connection tap number or alarm to the SCADA or control panel as the control device 29 (FIG. 1) via the communication I / F 157.
  • the display unit 152 displays the transferred connection tap number or alarm on the screen.
  • connection tap determination unit 151 also outputs the determined connection tap number or alarm to the SCADA or control panel as the control device 29 (FIG. 1) via the communication I / F 157.
  • the output is not necessarily limited to this, and the output to the SCADA or control panel may be unnecessary.
  • FIG. 14 is a diagram showing a process flow of the tap settling device shown in FIG.
  • one of the plurality of taps (142a, 142b, 142c) of the tap switching reactor 142 and the terminal 142d are connected, and the number of the connected tap is set as the connection tap number i.
  • step S11 the input I / F 154a acquires the measured value of the harmonic current I PCC (n) of the connection point 3 for the connection tap number i, and the harmonic current of the connection point 3 for the acquired connection tap number i
  • the measured value of I PCC (n) is stored in a predetermined storage area of storage unit 156 via internal bus 158 and transferred to FFT 155 via internal bus 158.
  • FFT155 converts the measured value of the harmonic current I PCC interconnection node 3 (n) to the harmonic current I PCC (n) of each order for transfer connections tap number i. Further, the FFT 155 transfers the harmonic current I PCC (n) of each order of the connection point 3 for the converted connection tap number i to the connection tap determination unit 151 via the internal bus 158.
  • step S12 the connection tap determination unit 151 accesses the storage unit 156 via the internal bus 158, and reads out the preset upper limit of interconnection definition stored in the storage unit 156. Then, the connection tap determination unit 151 determines whether or not the harmonic current I PCC (n) of each order of the interconnection point 3 for the connection tap number i transferred from the FFT 155 is equal to or less than the interconnection regulation upper limit value. . If the determination result is that the harmonic current I PCC (n) of each order of the interconnection point 3 is less than or equal to the upper limit of interconnection specification, the process proceeds to step S13. On the other hand, when the determination result shows that the harmonic current I PCC (n) of each order of the interconnection point 3 exceeds the upper limit of interconnection definition, the process proceeds to step S14.
  • step S13 the connection tap determination unit 151 determines the connection tap as the connection tap number i, and outputs the connection tap number i to the display unit 152 via the internal bus 158 and the output I / F 154b.
  • step S14 the connection tap determination unit 151 determines whether or not the harmonic current I PCC (n) of the connection point 3 has been measured for all the taps. As a result of the determination, when the measurement of the harmonic current I PCC (n) of the connection point 3 has been completed for all the taps, the process proceeds to step S16.
  • step S15 connection tap number i is changed, and interconnection point 3 is changed.
  • the harmonic current I PCC (n) is re-measured, and the process returns to step S11, and the processes from step S11 to step S14 are repeatedly executed.
  • connection tap determination unit 151 outputs an alarm to the display unit 152 via the internal bus 158 and the output I / F 154b.
  • FIG. 15 is a functional block diagram of a modification of the tap settling device 15 shown in FIG.
  • the tap settling device 15 shown in FIG. 12 is a harmonic that estimates the harmonic current I PCC (n) at the connection point 3 from the harmonic voltage V PCS (n) and the resonance gain ⁇ (n) of the power converter 13 The difference is that the wave current estimation unit 159 is included.
  • the tap settling unit 15a includes an input unit 153, an input I / F 154a, an output I / F 154b, a display unit 152, a connection tap determination unit 151, a harmonic current estimation unit 159, a storage unit 156, and communication.
  • the connection tap determination unit 151 and the harmonic current estimation unit 159 are, for example, a processor such as a CPU (not shown), a ROM for storing various programs, a RAM for temporarily storing data of operation processes, and a storage device such as an external storage device.
  • a processor such as a CPU reads and executes various programs stored in the ROM, and stores the calculation result as the execution result in the RAM or an external storage device.
  • the input unit 153 is a resonance gain when the operator or the worker connects, for example, the harmonic voltage V PCS (n) of the power converter 13 and the taps (142 a, 142 b, 142 c) of the tap switching reactor 142 to each. It is used for setting ⁇ (n) and the upper limit value of the above-mentioned interconnection specification.
  • the input I / F 154a is a resonance when the harmonic voltage V PCS (n) of the power converter 13 and the taps (142a, 142b, 142c) of the tap switching reactor 142, which are input from the input unit 153, are connected to each.
  • the gain ⁇ (n) and the upper limit value of the interconnection specification are acquired, and the acquired harmonic voltage V PCS (n) of the power converter 13 and the taps (142a, 142b, 142c) of the tap switching reactor 142 are respectively selected.
  • the resonance gain ⁇ (n) in the case of connection and the upper limit value of the interconnection definition are stored in a predetermined storage area of the storage unit 156 via the internal bus 158.
  • the input I / F 154a has a resonance gain ⁇ (n) when the harmonic voltage V PCS (n) of the power converter 13 and the taps (142a, 142b, 142c) of the tap switching reactor 142 are respectively connected. Are transferred to the harmonic current estimation unit 159 via the internal bus 158.
  • the harmonic current estimation unit 159 determines the resonance voltage ⁇ when the transferred harmonic voltage V PCS (n) of the power converter 13 and the taps (142 a, 142 b, 142 c) of the tap switching reactor 142 are connected to each other.
  • the above equation (14) is calculated using (n) to obtain an estimated value of the harmonic current I PCC (n) at the connection point 3.
  • the harmonic current estimation unit 159 transfers the obtained estimated value of the harmonic current I PCC (n) of the connection point 3 to the connection tap determination unit 151 via the internal bus 158.
  • the connection tap determination unit 151 executes the above-described processing, and transfers the determined connection tap number or alarm to the display unit 152 via the internal bus 158 and the output I / F 154 b.
  • the connection tap determination unit 151 also outputs the determined connection tap number or alarm to the SCADA or control panel as the control device 29 (FIG. 1) via the communication I / F 157.
  • the display unit 152 displays the transferred connection tap number or alarm on the screen
  • connection tap determination unit 151 also outputs the determined connection tap number or alarm to the SCADA or control panel as the control device 29 (FIG. 1) via the communication I / F 157.
  • the output is not necessarily limited to this, and the output to the SCADA or control panel may be unnecessary.
  • the configuration in which the tap settling device 15 or the tap settling device 15a is installed in the harmonic filter 14d has been described as an example, but the present invention is not limited thereto.
  • the function of the above-described tap settling device 15 or tap settling device 15a may be implemented on the electronic terminal 31 installed in the operation management center 31 shown in FIG. 1 described above.
  • the harmonic filter 14 d is the harmonic current I PCC (n) at the interconnection point 3 or the harmonic wave at the interconnection point 3 by adjusting the connection taps of the tap changer reactor in accordance with the estimated value of the current I PCC (n), it can be suppressed harmonic current I PCC (n) of the connecting point 3.
  • the harmonic current I PCC (n) at the interconnection point 3 can not be suppressed below the upper limit of the interconnection regulation even if the connection tap is adjusted, the operator or worker can display the alarm. Measures such as stopping the wind turbine 1 can be taken.
  • FIG. 16 is a block diagram of a harmonic filter 14e according to a fifth embodiment of the present invention.
  • the present embodiment is different from the first to fourth embodiments in that a voltage sensor 17, a current sensor 18, and a resonance gain inspection unit 16 for detecting changes in the resonance gain ⁇ (n) are provided in the harmonic filter 14 e.
  • the harmonic filter 14d of this embodiment will be described with reference to the harmonic filter 14 shown in the first embodiment.
  • the configuration of this embodiment is similarly applicable to the above-described second to fourth embodiments.
  • the same components as those in the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and the same descriptions as those in the first embodiment are omitted.
  • the harmonic filter 14 e includes a voltage sensor 17, a current sensor 18, and a resonance gain inspection unit 16.
  • FIG. 17 is a functional block diagram of the resonance gain inspection unit 16 shown in FIG.
  • the resonance gain inspection unit 16 includes an input unit 163, an input I / F 164a, an output I / F 164b, a display unit 162, an impedance change detection unit 161, a storage unit 166, and a communication I / F 167. These are mutually connected via an internal bus 168 so as to be accessible.
  • the impedance change detection unit 161 is realized by, for example, a processor such as a CPU (not shown), a ROM that stores various programs, a RAM that temporarily stores data of calculation processes, and a storage device such as an external storage device. And the like processor read and execute various programs stored in the ROM, and store the calculation result as the execution result in the RAM or the external storage device.
  • the input unit 163 is, for example, by the operator or personnel is subjected to the setting of the set value Z 0 and the error tolerance of the combined impedance.
  • the input I / F 164 a is input from the harmonic voltage measurement value V S (n) measured by the voltage sensor 17, the harmonic current measurement value I S (n) measured by the current sensor 18, and the input unit 163.
  • the input I / F 154 a transfers the harmonic voltage measurement value V s (n) and the harmonic current measurement value I s (n) to the impedance change detection unit 161 via the internal bus 168.
  • the impedance change detection unit 161 uses the actual value Z 0 S of the combined impedance from the transferred harmonic voltage measurement value V S (n) and the harmonic current measurement value I S (n) using the following equation (15) Ask.
  • a process to be described in detail later is executed based on the obtained information, and a signal indicating that the impedance has changed is transferred to the display unit 162 via the internal bus 168 and the output I / F 164b. Further, the impedance change detection unit 161 also outputs a signal indicating that the impedance has changed, to the SCADA as the control device 29 (FIG. 1) or the control panel via the communication I / F 167. . The display unit 162 displays a signal indicating that the transferred impedance has changed on the screen. In this embodiment, the impedance change detection unit 161 also outputs a signal indicating that the impedance has changed to the SCADA as the control device 29 (FIG. 1) or the control panel via the communication I / F 167. Although shown, the present invention is not necessarily limited to this, and the output to the SCADA or control panel may be unnecessary.
  • FIG. 18 is a diagram showing a process flow of the resonance gain inspection unit 16 shown in FIG.
  • the input I / F 164a is a harmonic voltage measurement value V S (n) measured by the voltage sensor 17 and a harmonic current measurement value I S (measured by the current sensor 18).
  • the set value Z 0 is stored in a predetermined storage area of the storage unit 166 via the internal bus 168 and transferred to the impedance change detection unit 161 via the internal bus 168.
  • the set value Z 0 of the combined impedance is a value obtained by 5 and the above formula (8).
  • step S22 the impedance change detection unit 161 executes the calculation of the above equation (15) using the transferred harmonic voltage measurement value V S (n) and the harmonic current measurement value I S (n), and combines them.
  • the measured value Z 0S of impedance is determined.
  • step S23 the impedance change detection unit 161 accesses the storage unit 166 via the internal bus 168, and reads out the allowable value of the preset error stored in the storage unit 166. Then, calculate the errors between the measured values Z 0S synthetic impedance determined by the setting value Z 0 and step S22 of the transferred composite impedance, the obtained error is determined whether the allowable value or less of error.
  • step S24 the impedance change detection unit 161 outputs a signal indicating that the impedance has changed to the display unit 162 via the internal bus 168 and the output I / F 164b.
  • the operator or the operator can immediately grasp that the impedance has changed, and the operator or the worker taps the harmonic filter 14 e Since the readjustment of the tap of the switching reactor 142 can be performed quickly, amplification of the harmonic current I PCC (n) at the connection point 3 can be suppressed.
  • FIG. 19 is a block diagram of a modification of the harmonic filter 14e shown in FIG.
  • the harmonic filter 14 e differs from the harmonic filter 14 e shown in FIG. 16 in that the voltage sensor 17 is omitted.
  • the harmonic filter 14 e has a current sensor 18 and a resonance gain inspection unit 16 a.
  • FIG. 20 is a functional block diagram of the resonance gain inspection unit 16a shown in FIG.
  • the resonance gain inspection unit 16a includes an input unit 163, an input I / F 164a, an output I / F 164b, a display unit 162, an impedance change detection unit 161a, a storage unit 166, and a communication I / F 167. These are mutually connected via an internal bus 168 so as to be accessible.
  • the impedance change detection unit 161a is realized by, for example, a processor such as a CPU (not shown), a ROM that stores various programs, a RAM that temporarily stores data of an operation process, and a storage device such as an external storage device. And the like processor read and execute various programs stored in the ROM, and store the calculation result as the execution result in the RAM or the external storage device.
  • the input unit 163 is used by, for example, the operator or a worker to set the set value I 1 (n) of the harmonic current and the allowable value of the error.
  • the set value I 1 (n) of the harmonic current is calculated in advance from the harmonic voltage V PCS (n) of the power converter 13 and the set value Z 0 of the combined impedance using the above equation (9) Use the same value.
  • the input I / F 164a acquires the harmonic current measurement value I S (n) measured by the current sensor 18, the setting value I 1 (n) of the harmonic current input from the input unit 163, and the tolerance of the error And stores the acquired harmonic current measurement value I S (n), the setting value I 1 (n) of the harmonic current, and the tolerance value of the error in a predetermined storage area of the storage unit 166 via the internal bus 168. . Also, the input I / F 164a transfers the harmonic current measurement value I S (n) and the harmonic current measurement value I S (n) to the impedance change detection unit 161a via the internal bus 168.
  • the impedance change detection unit 161a performs processing to be described later based on the transferred harmonic current measurement value I S (n), the harmonic current measurement value I S (n), and the allowable value of the error stored in the storage unit 166. And transfers a signal indicating that the impedance has changed to the display unit 162 via the internal bus 168 and the output I / F 164b. Also, the impedance change detection unit 161a also outputs a signal indicating that the impedance has changed, to the SCADA as the control device 29 (FIG. 1) or the control panel via the communication I / F 167. .
  • the display unit 162 displays a signal indicating that the transferred impedance has changed on the screen.
  • the structure output to SCADA or a control panel as a control apparatus 29 (FIG. 1) via communication I / F 167 is not necessarily required.
  • FIG. 21 is a diagram showing a processing flow of the resonance gain inspection unit shown in FIG.
  • the input I / F 164a is the harmonic current measurement value I S (n) measured by the current sensor 18 and the setting value I 1 of the harmonic current input from the input unit 163.
  • (N) is acquired, and the acquired harmonic current measurement value I S (n) and the setting value I 1 (n) of harmonic current are stored in a predetermined storage area of the storage unit 166 via the internal bus 168 And to the impedance change detection unit 161a via the internal bus 168.
  • step S ⁇ b> 32 the impedance change detection unit 161 a accesses the storage unit 166 via the internal bus 168, and reads the tolerance of the preset error stored in the storage unit 166. Then, an error between the transferred harmonic current measurement value I S (n) and the setting value I 1 (n) of the harmonic current is obtained, and it is determined whether the obtained error is equal to or less than an allowable value of the error. As a result of the determination, if the calculated error is equal to or less than the allowable value of the error, the process is ended. On the other hand, as a result of the determination, if the obtained error exceeds the allowable value of the error, the process proceeds to step S33. In step S33, the impedance change detection unit 161a outputs a signal indicating that the impedance has changed to the display unit 162 via the internal bus 168 and the output I / F 164b.
  • the configuration in which the resonance gain inspection unit 16 is installed in the harmonic filter 14e or the configuration in which the resonance gain inspection unit 16a is installed in the harmonic filter 14f has been described as an example. Absent.
  • the function of the above-described resonance gain inspection unit 16 or resonance gain inspection unit 16a may be mounted on the electronic terminal 31 installed in the operation management center 31 shown in FIG. 1 described above.
  • the measured value V S (n) of the harmonic voltage of the harmonic filter and the measured value I S (n) of the harmonic current Since a change can be detected, amplification of the harmonic current I PCC (n) at connection point 3 due to a change in impedance can be suppressed.
  • FIG. 22 is a diagram showing the configuration of the main part of a solar photovoltaic power generation system according to a sixth embodiment of the present invention.
  • the wind turbine generator 1 is taken as an example of the power generation device, and the wind turbine power generation system 100 is described as an example of the power generation system.
  • a solar power generation device 6 is used as a power generation device instead of the wind power generation device 1 will be described.
  • the same components as those of the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and duplicate descriptions will be omitted below.
  • the solar power generation system includes the solar power generation device 6, the cable 2, and the power system 4 (commercial power system), and the solar power generation device 6 includes the cable 2 and the interconnection point 3.
  • the power system 4 is interconnected via the power system 4.
  • the solar power generation device 6 has a solar panel 61 in place of the rotor 11 and the generator 12 constituting the wind power generation device 1 shown in FIG. 2 described above.
  • the harmonics filter 14 which comprises the solar power generation device 6 has the structure similar to the harmonics filter shown in the above-mentioned Example 1 thru
  • FIG. 23 is a diagram showing the configuration of the main part of a storage system of a seventh embodiment according to another embodiment of the present invention.
  • the wind turbine generator 1 is taken as an example of the power generation device, and the wind turbine power generation system 100 is described as an example of the power generation system.
  • the storage battery power generation device 7 is used as a power generation device instead of the wind power generation device 1 will be described.
  • the same components as those of the first embodiment are denoted by the same reference numerals, and duplicate descriptions will be omitted below.
  • the storage system includes storage battery power generator 7, cable 2, and electric power grid 4 (commercial power grid), and storage battery power generator 7 includes power grid 4 via cable 2 and interconnection point 3. It is connected to The storage battery generator 7 has a storage battery 71 in place of the rotor 11 and the generator 12 that constitute the wind turbine 1 shown in FIG. 2 described above.
  • the storage battery power generation device 7 charges the storage battery 71 with, for example, late-night power from the power system 4, and discharges the storage battery 71 to send power to the power system 4.
  • the harmonic filter 14 constituting the storage battery power generation device 7 has the same configuration as that of the harmonic filters shown in the above-mentioned first to fifth embodiments, and the above-described embodiment is also applied to the storage battery power generation device 7 and the storage system. The same effects as those of the first to fifth embodiments can be obtained.
  • the present invention is not limited to the above-described first to seventh embodiments, but includes various modifications.
  • the embodiments described above are described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and are not necessarily limited to those having all the configurations described.
  • part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and the configuration of another embodiment can be added to the configuration of one embodiment.

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Abstract

発電効率の低下を防止しつつ、共振による高調波電流の増幅を抑制し得る発電装置及び発電システムを提供する。　発電装置１は、少なくとも、発電電力の周波数を変換して電力系統へ送る電力変換器１３と、電力変換器１３と電力系統４の間に配される高調波フィルタ１４と、を備え、電力系統４にケーブル２及び連系点３を介して交流接続される。高調波フィルタ１４は、連系点における高調波電流の増幅を抑制するよう、インダクタンス又は静電容量を調整することにより、発電効率の低下を防止しつつ、共振による高調波電流の増幅を抑制する。

Description

発電装置及び発電システム
　本発明は、発電電力を電力系統（商用電力系統）に供給する発電装置及び発電システムに係り、特に、発電電力の周波数を変換して電力系統へ送る電力変換器及び高調波フィルタを備える発電装置及び発電システムに関する。
　地球温暖化の原因と考えられている二酸化炭素の排出量削減が大きな課題になっている。二酸化炭素排出量削減の手法の一つとして、太陽光発電或いは風力発電などの自然エネルギーを利用した発電装置の導入が盛んになっている。また、自然エネルギーは発電電力の変動が大きいため、蓄電装置を併設し、蓄電装置の充放電によって発電電力を平滑化する発電システムの導入も増えてきている。これらの発電システムは、風力発電装置、太陽光発電装置、または蓄電池が発電した電力を、電力変換器を介して電力系統へ供給する。一般に、電力変換器には、電力変換器から流出する高調波を除去する高調波フィルタが内蔵されている。高調波フィルタは、リアクトル及びコンデンサにて構成される。
　このような発電システムは、ケーブルを介して電力系統（商用電力系統）に連系されることがある。ケーブルはそれ自身がインダクタンスと静電容量を持つため、ケーブルと高調波フィルタで共振回路を構成する。ケーブルの長さが短い場合には問題にならないが、数ｋｍ以上ある場合には、共振回路によって電力変換器から流出する高調波電流が増幅することがある。　
　共振による高調波電流の抑制方法に関し、高調波フィルタを改良する提案がなされている。例えば、特許文献１には、高調波フィルタのコンデンサに抵抗を直列に接続する方法が開示されている。抵抗によって、インダクタンスと静電容量の共振による高調波電流の増幅を抑制するものである。
特開２００５－１８４９９０号公報
　しかしながら、特許文献１に開示される構成では、高調波フィルタのコンデンサに直列に接続される抵抗で発生する電力損失により発電効率が低下する点については、何ら考慮されていない。　
　そこで、本発明は、発電効率の低下を防止しつつ、共振による高調波電流の増幅を抑制し得る発電装置及び発電システムを提供する。
　上記課題を解決するため、本発明に係る発電装置は、少なくとも、発電電力の周波数を変換して電力系統へ送る電力変換器と、前記電力変換器と電力系統の間に配される高調波フィルタと、を備える発電装置であって、前記電力系統にケーブル及び連系点を介して交流接続され、前記高調波フィルタは、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するよう、インダクタンス又は静電容量を調整することを特徴とする。　
　また、本発明に係る発電システムは、少なくとも一つの発電装置と、電子端末と、これらを相互に通信可能に接続する通信ネットワークを備え、前記発電装置は、少なくとも、発電電力の周波数を変換して電力系統へ送る電力変換器と、前記電力変換器と電力系統の間に配される高調波フィルタと、を有し、前記電力系統にケーブル及び連系点を介して交流接続され、前記高調波フィルタは、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するよう、インダクタンス又は静電容量を調整することを特徴とする。
　本発明によれば、発電効率の低下を防止しつつ、共振による高調波電流の増幅を抑制し得る発電装置及び発電システムを提供することが可能となる。　
　上記した以外の課題、構成及び効果は、以下の実施形態の説明により明らかにされる。
本発明の一実施例に係る実施例１の風力発電システムの全体概略構成図である。 図１に示す風力発電システムの主要部の構成を示す図である。 図２に示す高調波フィルタの構成図である。 実施例１における電力変換器、高調波フィルタ、ケーブル、連系点、及び電力系統の等価回路を示す図である。 図４に示す等価回路のインピーダンスを示す図である。 実施例１における高調波フィルタによる連系点の高調波電流の抑制を説明する図である。 図３に示す高調波フィルタの変形例１の構成を示す図である。 図３に示す高調波フィルタの変形例２の構成を示す図である。 本発明の他の実施例に係る実施例２の高調波フィルタの構成図である。 図９に示す高調波フィルタのインダクタンスの調整性能を説明する図である。 本発明の他の実施例に係る実施例３の高調波フィルタを構成するタップ切替リアクトルの構成図である。 本発明の他の実施例に係る実施例４の高調波フィルタの構成図である。 図１２に示すタップ整定装置の機能ブロック図である。 図１３に示すタップ整定装置の処理フローを示す図である。 図１３に示すタップ整定装置の変形例の機能ブロック図である。 本発明の他の実施例に係る実施例５の高調波フィルタの構成図である。 図１６に示す共振ゲイン検査部の機能ブロック図である。 図１７に示す共振ゲイン検査部の処理フローを示す図である。 図１６に示す高調波フィルタの変形例の構成図である。 図１９に示す共振ゲイン検査部の機能ブロック図である。 図２０に示す共振ゲイン検査部の処理フローを示す図である。 本発明の他の実施例に係る実施例６の太陽光発電システムの主要部の構成を示す図である。 本発明の他の実施例に係る実施例７の蓄電システムの主要部の構成を示す図である。
　本明細書において発電装置とは、例えば、風力発電装置及び太陽光発電装置などの自然エネルギーを利用した発電装置と、充放電により発電電力を平滑化し電力系統（商用電力系統）へ送る蓄電装置を含むものである。　
　以下、図面を用いて本発明の実施例について説明する。
　図１は、本発明の一実施例に係る実施例１の風力発電システムの全体概略構成図である。図１に示すように、風力発電システム１００は、風力発電装置１及び運転管理センター３１に設置される電子端末３２を備え、これらは相互に通信可能に通信ネットワーク５を介して接続されている。なお、通信ネットワーク５は有線か無線かを問わない。また、風力発電装置１による発電電力は、ケーブル２及び連系点３を介して電力系統４（商用電力系統）へ送られる。なお、図１に示す例では、１基の風力発電装置１を示すがこれに限られるものではなく、例えば、複数基の風力発電装置１が設置されるウィンドファームに適用できることは言うまでもない。
　風力発電装置１は、風を受けて回転するブレード２４、ブレード２４を支持するハブ２３、ナセル２２、及びナセル２２を回動可能に支持するタワー２１を備える。ナセル２２内に、ハブ２３に接続されハブ２３と共に回転する主軸２５、主軸２５に連結されるシュリンクディスク２６、シュリンクディスク２６を介して主軸２５に接続され回転速度を増速する増速機２７、及び増速機２７により増速された回転速度で回転子を回転させて発電運転する発電機１２を備えている。ブレード２４の回転エネルギーを発電機１２に伝達する部位は、動力伝達部と称され、本実施例では、主軸２５、シュリンクディスク２６、及び増速機２７が動力伝達部に含まれる。そして、増速機２７及び発電機１２は、メインフレーム２８上に保持されている。また、ブレード２４及びハブ２３によりロータ１１が構成される。図１に示すように、タワー２１内の底部（下部）に、電力の周波数を変換する電力変換器１３、電流の開閉を行うスイッチング用の開閉器及び変圧器（図示せず）、及び制御装置２９などが配されている。なお、電力変換器１３は、ＰＣＳ（Ｐｏｗｅｒ　Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ　Ｓｙｓｔｅｍ）とも称される場合もある。
　制御装置２９として、例えは、制御盤またはＳＣＡＤＡ（Ｓｕｐｅｒｖｉｓｏｒｙ　Ｃｏｎｔｒｏｌ　Ａｎｄ　Ｄａｔａ　Ａｃｑｕｉｓｉｔｉｏｎ）が用いられる。本実施例では、ダウンウィンド型の風力発電装置を例に説明するが、アップウィンド型の風力発電装置においても同様に適用できる。また、３枚のブレード２４とハブ２３にてロータ１１を構成する例を示すが、これに限られず、ロータ１１はハブ２３と少なくとも１枚のブレード２４にて構成しても良い。　
　また、図１に示すように、センサ３０は、例えば、ブレード２４の根元に設置されブレードピッチ角を計測するセンサ、主軸２５の根元に設置されロータアジマス角を計測するセンサ、ナセル２２の方位角を計測するセンサ、及びナセル２２の上部に設置され風速・風向を計測する風速・風向計を含む。更には、センサ３０は、発電機１２の回転数、発電量などを計測するセンサ（図示せず）を含む。換言すれば、センサ３０は、風力発電装置１の制御に必要な種々の状態を計測するセンサである。　
　制御装置２９としてのＳＣＡＤＡは、上述のセンサ３０から信号線を介して計測データ（情報）を取得し、当該取得された計測データ（情報）に基づき、ピッチ角、ナセル方位角、発電機回転速度などを適切に制御すると共に、取得された計測データ（情報）を、通信ネットワーク５を介して運転管理センター３１に設置される電子端末３２へ送信する。なお、通信ネットワーク５を介して、ＳＣＡＤＡより電子端末３２へ送信される計測データ（情報）には、風況（含む風速及び風向）及び風力発電装置１の種々の状態を表す信号（出力）が含まれる。
　図２は、図１に示す風力発電システム１００の主要部の構成を示す図である。風力発電装置１は、ケーブル２を介して電力系統４（商用電力系統）に連系される。電力系統４は、系統インピーダンス４１と電源４２で構成される。ケーブル２と電力系統４が接続される地点を連系点３と称する。風力発電装置１を構成する各部について説明する。　
　風力発電装置１は、上述のようにロータ１１、発電機１２、電力変換器１３、及び高調波フィルタ１４を備える。ロータ１１で受けた風力エネルギーは、発電機１２によって電気エネルギーに変換され、電力変換器１３へ送られる。電力変換器１３は、発電機１２の電圧及び電流を電力系統４（商用電力系統）の周波数（５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）に変換する。電力変換器１３から流出する高調波電圧及び高調波電流の一部は、高調波フィルタ１４によって除去される。
　＜高調波フィルタの構成＞　
　図３は、図２に示す高調波フィルタ１４の構成図である。高調波フィルタ１４は、リアクトル１４１、タップ切替リアクトル１４２、コンデンサ１４３にて構成される。リアクトル１４１は電力変換器１３に接続され、タップ切替リアクトル１４２はケーブル２に接続される。タップ切替リアクトル１４２は、リアクトルに複数のタップ（１４２ａ，１４２ｂ，１４２ｃ）を備える。複数のタップ（１４２ａ，１４２ｂ，１４２ｃ）のうちの１つと、タップ切替リアクトル１４２の端子１４２ｄが接続される。端子１４２ｄと接続するタップ（１４２ａ，１４２ｂ，１４２ｃ）は、共振によって連系点３を流れる高調波電流の増幅を回避するように決定する。なお、本実施例では、タップ１４２ａ、タップ１４２ｂ、及びタップ１４２ｃの３個を一例として示すが、タップの個数は限定されるものではなく、例えば、３個以上、適宜タップの個数を設定すれば良い。
　[高調波共振の原理]　
　次に高調波共振の原理を、図４～図６及び数式を用いて説明する。図４に、電力変換器１３、高調波フィルタ１４、ケーブル２、連系点３、及び系統インピーダンス４１についての第n次高調波に対する等価回路を示す。なお、図４に示す角周波数ωと高調波の次数ｎの関係は以下の式（１）となる。式（１）において、ｆは電力系統４（商用電力系統）の電圧及び電流の周波数（５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）である。　
　ω＝２πｆ×ｎ　　　・・・（１）
　図４に示す等価回路のインピーダンスを、ブランチ毎にＺ１～Ｚ６に集約すると、図５となる。ここで、具体的には、インピーダンスＺ１は高調波フィルタ１４を構成するリアクトル１４１（jωＬＦ１）によるインピーダンス、インピーダンスＺ２は高調波フィルタ１４を構成するコンデンサ１４３（jωＣＦ）によるインピーダンス、インピーダンスＺ３は高調波フィルタ１４を構成するタップ切替リアクトル１４２（jωＬＦ２）と当該タップ切替リアクトル１４２に直列に接続されるケーブル２の抵抗（ＲＣ１）及びリアクトル（jωＬＣ１）によるインピーダンス、インピーダンスＺ４はケーブル２のコンデンサ（jωＣＣ）によるインピーダンス、インピーダンスＺ５はケーブル２の抵抗（ＲＣ２）及びリアクトル（jωＬＣ２）によるインピーダンス、及び、インピーダンスＺ６は系統インピーダンス４１の抵抗（ＲＬ）及びリアクトル（jωＬＬ）によるインピーダンスである。
　図５に示すインピーダンスＺ１～Ｚ６を用いて、電力変換器１３の出力電圧ＶＰＣＳ（ｎ）と連系点３を流れる電流ＩＰＣＣ（ｎ）の関係を導出する。図４及び図５から、インピーダンスＺ１～Ｚ６は、以下の式（２）～式（７）で表される。　
　Ｚ１＝ｊωＬＦ１　　　・・・（２）　
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　Ｚ３＝ＲＣ１＋ｊω（ＬＦ２＋ＬＣ１）　　　・・・（４）　
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　Ｚ５＝ＲＣ２＋ｊωＬＣ２　　　・・・（６）　
　Ｚ６＝ＲＬ＋ｊωＬＬ　　　・・・（７）　
　電力変換器１３から見た合成インピーダンスＺ０は、式（８）となる。　
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
　電力変換器１３の出力電圧ＶＰＣＳ（ｎ）と合成インピーダンスＺ０から、インピーダンスＺ１に流れる電流Ｉ１（ｎ）は、式（９）で表される。　
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　電流Ｉ１（ｎ）は、インピーダンスＺ２に流れる電流Ｉ２（ｎ）と、インピーダンスＺ３に流れる電流Ｉ３（ｎ）に分流する。電流Ｉ２（ｎ）を式（１０）に示し、電流Ｉ３（ｎ）を式（１１）に示す。　
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　電流Ｉ３（ｎ）は、インピーダンスＺ４に流れる電流Ｉ４（ｎ）と、インピーダンスＺ５とインピーダンスＺ６、及び連系点３に流れる電流ＩＰＣＣ（ｎ）とに分流する。電流Ｉ４（ｎ）を式（１２）に示し、電流ＩＰＣＣ（ｎ）を式（１３）に示す。　
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
　式（１３）に式（９）及び式（１１）を代入すると、式（１４）となる。　
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
　式（１４）から、電力変換器１３の出力電圧ＶＰＣＳ（ｎ）と連系点３を流れる電流ＩＰＣＣ（ｎ）の関係は、インピーダンスＺ１～Ｚ６から求められる係数α（ｎ）によって表されることがわかる。以下では、係数α（ｎ）を共振ゲインと称する。
　前述の図４、図５、及び式（４）から、高調波フィルタ１４のタップ切替リアクトル１４２の接続タップを切替えてインダクタンスを調整すると、インピーダンスＺ３の定数は変化することがわかる。そして、式（１４）から、インピーダンスＺ３の定数を変化させると、共振ゲインα（ｎ）を調整できることがわかる。すなわち、タップ切替リアクトル１４２の接続タップを切替えることで、共振ゲインα（ｎ）を調整できる。
　高調波フィルタ１４のタップ切替リアクトル１４２の接続タップを切替えたことによって、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を抑制した例を、図６を用いて説明する。　
　図６において上段に、横軸を高調波の次数ｎ、縦軸を共振ゲインα（ｎ）とした場合の一例を示す。高調波フィルタ１４のタップ切替リアクトル１４２について、端子１４２ｄとタップ１４２ｂを接続した場合の共振ゲインα（ｎ）を破線で示す。また、端子１４２ｄとタップ１４２ａを接続した場合の共振ゲインα（ｎ）を実線で示す。　
　図６において中段に、横軸を高調波の次数ｎ、縦軸を電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）とした場合の一例を示す。電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）は、電力変換器１３の実機試験や数値シミュレーションによって得られる。また、高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）は、電力変換器１３の構成要素である、ＩＧＢＴ（Ｉｎｓｕｌａｔｅｄ　Ｇａｔｅ　Ｂｉｐｏｌａｒ　Ｔｒａｎｓｉｓｔｏｒ）或いはＣＭＯＳ（Ｃｏｍｐｌｅｍｅｎｔａｒｙ　ＭＯＳ）などの半導体素子のスイッチング周波数や、電力変換器１３の運転力率などの条件によって決まる。
　図６において下段に、横軸を高調波の次数ｎ、縦軸を連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）とした場合の一例を示す。式（１４）から、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）は、図６の上段に示す共振ゲインα（ｎ）に、図６の中段に示す電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）を乗じることで求められる。高調波フィルタ１４のタップ切替リアクトル１４２の接続タップを１４２ｂとしたとき、連系点３の２３次高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）は連系規定の上限を超過する。なお、ここで連系規定の上限はグリッドコードと称される場合もある。タップ切替リアクトル１４２の接続タップを１４２ｂから１４２ａに切替えることで、２３次の共振ゲインα（ｎ）は減少し、連系点３の２３次高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）は連系規定の上限以下に収めることができる。なお、接続タップを１４２ｂから１４２ａに切替えたことで、２４次の共振ゲインα（ｎ）は増加する。しかし、２４次の電力変換器１３の出力電圧ＶＰＣＳ（ｎ）は非常に小さいため、連系点３の２４次高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）は上限以下に収まっている。すなわち、電力変換器１３の出力電圧ＶＰＣＳ（ｎ）は、通常、偶数次の高調波を含まない。従って、共振ゲインα（ｎ）のピークを、偶数次或いは、電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）が低い或いは高い高調波の次数にシフトさせるため、トライ・アンド・エラーにてタップの切り替えを行う。　
　以上のように、高調波フィルタ１４のタップ切替リアクトル１４２の接続タップを調整することで、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を抑制することができる。
　＜高調波フィルタの変形例１＞　
　図７は、図３に示す高調波フィルタ１４の変形例１の構成を示す図である。図３に示した高調波フィルタ１４とは、リアクトルの並列接続数を切替えることによって高調波フィルタ１４ａのインダクタンスを調整し、共振ゲインα（ｎ）を調整する構成とした点で異なる。図７に示すように、高調波フィルタ１４ａは、タップ切替リアクトル１４２（図３）の代わりに、複数の並列リアクトル１４４（１４４ａ，１４４ｂ，１４４ｃ）とそれらに接続するリアクトル用開閉器１４５（１４５ａ，１４５ｂ，１４５ｃ）を備える。そして、リアクトル用開閉器１４５を短絡または開放することで、並列リアクトル１４４（１４４ａ，１４４ｂ，１４４ｃ）の接続数を切替える。例えば、並列リアクトル１４４を１台接続する場合は、リアクトル用開閉器１４５ａを短絡すると共にリアクトル用開閉器１４５ｂ及びリアクトル用開閉器１４５ｃを開放する。また例えば、並列リアクトル１４４を２台接続する場合は、リアクトル用開閉器１４５ａ及びリアクトル用開閉器１４５ｂを短絡すると共にリアクトル用開閉器１４５ｃを開放する。
　＜高調波フィルタの変形例２＞　
　図８は、図３に示す高調波フィルタ１４の変形例２の構成を示す図である。図３に示した高調波フィルタ１４とは、コンデンサの並列接続数を切替えることによって高調波フィルタ１４ｂの静電容量を調整し、共振ゲインα（ｎ）を調整する構成とした点で異なる。高調波フィルタ１４ｂには、タップ切替リアクトル１４２の代わりにリアクトル１４１とし、複数の並列コンデンサ１４６（１４６ａ，１４６ｂ，１４６ｃ）と、それらに接続するコンデンサ用開閉器１４７（１４７ａ，１４７ｂ，１４７ｃ）を備える。そして、コンデンサ用開閉器１４７を短絡または開放することで、並列コンデンサ１４６の接続数を切替える。例えば、並列コンデンサ１４６を１台接続する場合は、コンデンサ用開閉器１４７ａを短絡すると共にコンデンサ用開閉器１４７ｂ及びコンデンサ用開閉器１４７ｃを開放する。また例えば、並列コンデンサ１４６を２台接続する場合は、コンデンサ用開閉器１４７ａ及びコンデンサ用開閉器１４７ｂを短絡すると共にコンデンサ用開閉器１４７ｃを開放する。
　以上の通り、本実施例によれば、発電効率の低下を防止しつつ、共振による高調波電流の増幅を抑制し得る発電装置及び発電システムを提供することが可能となる。　
　また、本実施例によれば、高調波フィルタ１４のタップ切替リアクトル１４２の接続タップを調整することで、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を抑制することができる。
　
　また、本実施例によれば、高調波フィルタ１４ａの並列リアクトル１４４の並列接続数を切替えることで、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を抑制することができる。　
　更にまた、本実施例によれば、高調波フィルタ１４ｂの並列コンデンサ１４６の並列接続数を切替えることで、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を抑制することができる。
　図９は、本発明の他の実施例に係る実施例２の高調波フィルタ１４ｃの構成図である。本実施例では、高調波フィルタ１４ｃに複数のタップ切替リアクトル（１４８，１４９）を設ける点が実施例１と異なる。具体的には、高調波フィルタ１４ｃには，タップ切替リアクトル１４２の代わりに、第１タップ切替リアクトル１４８及び第２タップ切替リアクトル１４９を備える。実施例１と同一の構成要素に同一の符号を付し、以下では実施例１と重複する説明を省略する。
　図９に示すように、高調波フィルタ１４ｃによる第１タップ切替リアクトル１４８及び第２タップ切替リアクトル１４９の合成インダクタンスの調整を、図１０を用いて説明する。図１０は、図９に示す高調波フィルタ１４ｃのインダクタンスの調整性能を説明する図である。第１タップ切替リアクトル１４８のインダクタンス調整候補を、例えば１．７ｍＨ（接続タップ１４８ａ)、２．０ｍＨ（接続タップ１４８ｂ）、及び２．３ ｍＨ（タップ１４８ｃ）の３通りとする。また、第２タップ切替リアクトル１４９のインダクタンス調整候補を、例えば０．０ｍＨ（接続タップ１４９ａ）、０．１ｍＨ（接続タップ１４９ｂ）、及び０．２ｍＨ（タップ１４９ｃ）の３通りとする。　
　図１０に示すように、例えば、第１タップ切替リアクトル１４８の端子１４８ｄとタップ１４８ａを接続すると共に、第２タップ切替リアクトル１４９の端子１４９ｄとタップ１４９ａを接続することで、合成インダクタンスは１．７ｍＨとなる。また、第１タップ切替リアクトル１４８の端子１４８ｄとタップ１４８ｂを接続すると共に、第２タップ切替リアクトル１４９の端子１４９ｄとタップ１４９ｃを接続することで、合成インダクタンスは２．２ｍＨとなる。第１タップ切替リアクトル１４８の端子１４８ｄとタップ１４８ｃを接続すると共に、第２タップ切替リアクトル１４９の端子１４９ｄとタップ１４９ｃを接続することで、合成インダクタンスは２．５ｍＨとなる。
　第１タップ切替リアクトル１４８のインダクタンス調整候補を３通り及び第２タップ切替リアクトル１４９のインダクタンス調整候補を３通りとすることで、第１タップ切替リアクトル１４８及び第２タップ切替リアクトル１４９の合成インダクタンスの調整候補は、１．７ｍＨ～２．５ｍＨまで０．１ｍＨ刻みの９通りとなる。図１０に示す第１タップ切替リアクトル１４８のインダクタンス調整候補及び第２タップ切替リアクトル１４９のインダクタンス調整候補の組み合わせと、当該各組み合わせによる合成インダクタンスとの対応関係は、例えば、図１に示す制御装置２９としてのＳＣＡＤＡ或いは制御盤内の図示しない記憶部に格納されている。
　なお、本実施例では、第１タップ切替リアクトル１４８のインダクタンス調整候補を３通り及び第２タップ切替リアクトル１４９のインダクタンス調整候補を３通りとする場合を一例として示したが、第１タップ切替リアクトル１４８のインダクタンス調整候補数及び第２タップ切替リアクトル１４９のインダクタンス調整候補数はこれに限られるものではなく、適宜設定すれば良い。また、第１タップ切替リアクトル１４８のインダクタンス調整候補数と第２タップ切替リアクトル１４９のインダクタンス調整候補数とを必ずしも同一とする必要は無い。
　以上の通り本実施例によれば、実施例１の効果に加え、高調波フィルタに複数のタップ切替リアクトルを設けることで、当該複数のタップ切替リアクトルの合計タップ数より細かくインダクタンスを調整できることから、インダクタンスの調整性能を向上することが可能となる。
　図１１は、本発明の他の実施例に係る実施例３の高調波フィルタを構成するタップ切替リアクトルの構成図である。本実施例では、タップ切替リアクトル１４２ａに、タップ切替用の操作部を設ける点が実施例１及び実施例２と異なる。以下では、実施例１において示したタップ切替リアクトル１４２を比較対象として、本実施例のタップ切替リアクトル１４２ａについて説明する。なお、本実施例の構成は上述の実施例２に対しても同様に適用可能である。
　図１１に示すように、タップ切替リアクトル１４２ａは、実施例１のタップ切替リアクトル１４２（図３）とは異なり、タップ切替リアクトル１４２ａを格納するタップ切替リアクトル盤１４２１、接続タップ操作部１４２２、及び接続タップ表示部１４２３を備える。接続タップ操作部１４２２及び接続タップ表示部１４２３は、タップ切替リアクトル盤１４２１の外部に設けられている。図１１において白抜き矢印にて示すように、接続タップ操作部１４２２が時計回りに回動することによりリンク機構或いはクランクなどを介してタップ切替リアクトル１４２ａの端子と接続されるタップが時計回りに位置するタップに切替えられる。同様に、図１１において黒矢印にて示すように、接続タップ操作部１４２２が反時計回りに回動することによりリンク機構或いはクランクなどを介してタップ切替リアクトル１４２ａの端子と接続されるタップが反時計回りに位置するタップに切替えられる。接続タップ表示部１４２３には、タップ切替リアクトル１４２ａの端子と接続される現在のタップの番号或いは記号が表示される。なお、タップの番号或いは記号に限らず、タップを特定可能な表示形態であれば如何なる表示形態としても良い。また、接続タップ表示部１４２３に代えて、例えば、ガラス窓のように、タップ切替リアクトル盤１４２１内に格納されるタップ切替リアクトル１４２ａの接続状態を外部より目視可能な構成としても良い。
　以上の通り実施例によれば、実施例１及び実施例２の効果に加え、接続タップ操作部１４２２によってタップ切替えの操作性を向上できる。更に、接続タップ表示部１４２３によって接続タップの視認性を向上できる。これにより、タップ切替えに要する運用者或いは作業員の労力を削減できる。
　図１２は、本発明の他の実施例に係る実施例４の高調波フィルタ１４ｄの構成図である。本実施例では、高調波フィルタ１４ｄを構成するタップ切替リアクトル１４２の接続タップを決定するタップ整定装置１５を高調波フィルタ１４ｄ内に設ける点が実施例１乃至実施例３と異なる。以下では、実施例１において示した高調波フィルタ１４を比較対象として、本実施例の高調波フィルタ１４ｄを説明する。なお、本実施例の構成は上述の実施例２及び実施例３に対しても同様に適用可能である。また、実施例１と同一の構成要素に同一の符号を付し、実施例１と重複する説明を省略する。
　図１２に示すように、高調波フィルタ１４ｄは、タップ整定装置１５を有する。　
　＜タップ整定装置の構成＞　
　図１３は、図１２に示すタップ整定装置１５の機能ブロック図である。図１３に示すように、タップ整定部１５は、入力部１５３、入力Ｉ／Ｆ１５４ａ、出力Ｉ／Ｆ１５４ｂ、表示部１５２、接続タップ決定部１５１、ＦＦＴ１５５（Ｆａｓｔ　Ｆｏｕｒｉｅｒ　Ｔｒａｎｓｆｏｒｍ）、記憶部１５６、及び通信Ｉ／Ｆ１５７を備え、これらは相互に内部バス１５８にてアクセス可能に接続されている。ＦＦＴ１５５及び接続タップ決定部１５１は、例えば、図示しないＣＰＵ（Ｃｅｎｔｒａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｕｎｉｔ）などのプロセッサ、各種プログラムを格納するＲＯＭ、演算過程のデータを一時的に格納するＲＡＭ、外部記憶装置などの記憶装置にて実現されると共に、ＣＰＵなどのプロセッサがＲＯＭに格納された各種プログラムを読み出し実行し、実行結果である演算結果をＲＡＭ又は外部記憶装置に格納する。
　入力部１５３は、運用者或いは作業員により例えば、上述の連系規定の上限値の設定に供される。　
　入力Ｉ／Ｆ１５４ａは、連系点３の高調波電流の計測値及び予め入力部１５３より入力される連系規定の上限値を取得し、取得された連系点３の高調波電流の計測値及び連系規定の上限値を記憶部１５６の所定の記憶領域に内部バス１５８を介して格納する。また、入力Ｉ／Ｆ１５４ａは、連系点３の高調波電流の計測値をＦＦＴ１５５へ内部バス１５８を介して転送する。　
　ＦＦＴ１５５は、転送された連系点３の高調波電流の計測値を各次数の高調波電流に変換する。また、ＦＦＴ１５５は、変換された連系点３の各次数の高調波電流を接続タップ決定部１５１へ内部バス１５８を介して転送する。　
　接続タップ決定部１５１は、詳細後述する処理を実行し、決定した接続タップ番号またはアラームを、表示部１５２へ内部バス１５８及び出力Ｉ／Ｆ１５４ｂを介して転送する。また、接続タップ決定部１５１が、決定した接続タップ番号またはアラームを、通信Ｉ／Ｆ１５７を介して制御装置２９（図１）としてのＳＣＡＤＡまたは制御盤へも出力する。　
　表示部１５２は、転送された決定した接続タップ番号またはアラームを画面上に表示する。　
　なお、本実施例では、接続タップ決定部１５１が、決定した接続タップ番号またはアラームを、通信Ｉ／Ｆ１５７を介して制御装置２９（図１）としてのＳＣＡＤＡまたは制御盤へも出力する構成を示したが、必ずしもこれに限らず、ＳＣＡＤＡまたは制御盤への出力を不要としても良い。
　［タップ整定装置の動作］　
　図１４は、図１３に示すタップ整定装置の処理フローを示す図である。なお、以下では、タップ切替リアクトル１４２の複数タップ（１４２ａ，１４２ｂ，１４２ｃ）のうちの１つと端子１４２ｄを接続し、接続したタップの番号を接続タップ番号ｉとする。接続タップ番号ｉのときの連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を計測する場合を想定し説明する。　
　ステップＳ１１では、入力Ｉ／Ｆ１５４ａが接続タップ番号ｉについて連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の計測値を取得し、取得された接続タップ番号ｉについて連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の計測値を記憶部１５６の所定の記憶領域に内部バス１５８を介して格納すると共にＦＦＴ１５５へ内部バス１５８を介して転送する。ＦＦＴ１５５は、転送された接続タップ番号ｉについて連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の計測値を各次数の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）に変換する。また、ＦＦＴ１５５は、変換された接続タップ番号ｉについて連系点３の各次数の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を接続タップ決定部１５１へ内部バス１５８を介して転送する。
　ステップＳ１２では、接続タップ決定部１５１が、内部バス１５８を介して記憶部１５６へアクセスし、記憶部１５６に格納される予め設定された連系規定の上限値を読み出す。そして、接続タップ決定部１５１は、ＦＦＴ１５５より転送された接続タップ番号ｉについて連系点３の各次数の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）が、連系規定の上限値以下か否かを
判定する。判定の結果が連系点３の各次数の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）が連系規定の上限値以下の場合、ステップＳ１３へ進む。一方、判定の結果が連系点３の各次数の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）が連系規定の上限値を超える場合、ステップＳ１４へ進む。
　ステップＳ１３では、接続タップ決定部１５１は、接続タップを接続タップ番号ｉに決定し、内部バス１５８及び出力Ｉ／Ｆ１５４ｂを介して表示部１５２へ接続タップ番号ｉを出力する。　
　ステップＳ１４では、接続タップ決定部１５１は、全てのタップについて、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を計測したか否かを判定する。判定の結果、全てのタップについて連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の計測を完了している場合、ステップＳ１６へ進む。一方、判定の結果、全てのタップについて連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の計測が完了していない場合にはステップＳ１５へ進み、接続タップ番号ｉを変更して連系点３の高調波電流IPCC(n)を再計測し、ステップＳ１１へ戻り、ステップＳ１１～ステップＳ１４までの処理を繰り返し実行する。
　ステップＳ１６では、接続タップ決定部１５１は、内部バス１５８及び出力Ｉ／Ｆ１５４ｂを介して表示部１５２へアラームを出力する。
　＜タップ整定装置の変形例＞　
　図１５は、図１２に示すタップ整定装置１５の変形例の機能ブロック図である。図１２に示したタップ整定装置１５とは、電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）及び共振ゲインα（ｎ）から連系点3の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を推定する高調波電流推定部１５９を有する点で異なる。　
　図１５に示すように、タップ整定部１５ａは、入力部１５３、入力Ｉ／Ｆ１５４ａ、出力Ｉ／Ｆ１５４ｂ、表示部１５２、接続タップ決定部１５１、高調波電流推定部１５９、記憶部１５６、及び通信Ｉ／Ｆ１５７を備え、これらは相互に内部バス１５８にてアクセス可能に接続されている。接続タップ決定部１５１及び高調波電流推定部１５９は、例えば、図示しないＣＰＵなどのプロセッサ、各種プログラムを格納するＲＯＭ、演算過程のデータを一時的に格納するＲＡＭ、外部記憶装置などの記憶装置にて実現されると共に、ＣＰＵなどのプロセッサがＲＯＭに格納された各種プログラムを読み出し実行し、実行結果である演算結果をＲＡＭ又は外部記憶装置に格納する。
　入力部１５３は、運用者或いは作業員により例えば、電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）、タップ切替リアクトル１４２のタップ（１４２ａ，１４２ｂ，１４２ｃ）を各々に接続した場合での共振ゲインα（ｎ）、及び上述の連系規定の上限値の設定に供される。　
　入力Ｉ／Ｆ１５４ａは、入力部１５３より入力される、電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）、タップ切替リアクトル１４２のタップ（１４２ａ，１４２ｂ，１４２ｃ）を各々に接続した場合での共振ゲインα（ｎ）、及び連系規定の上限値を取得し、取得された電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）、タップ切替リアクトル１４２のタップ（１４２ａ，１４２ｂ，１４２ｃ）を各々に接続した場合での共振ゲインα（ｎ）、及び連系規定の上限値を記憶部１５６の所定の記憶領域に内部バス１５８を介して格納する。また、入力Ｉ／Ｆ１５４ａは、電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）、及びタップ切替リアクトル１４２のタップ（１４２ａ，１４２ｂ，１４２ｃ）を各々に接続した場合での共振ゲインα（ｎ）を高調波電流推定部１５９へ内部バス１５８を介して転送する。
　高調波電流推定部１５９は、転送された電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）、及びタップ切替リアクトル１４２のタップ（１４２ａ，１４２ｂ，１４２ｃ）を各々に接続した場合での共振ゲインα（ｎ）を用いて、上述の式（１４）の演算を実行し、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の推定値を求める。高調波電流推定部１５９は、求めた連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の推定値を、内部バス１５８を介して接続タップ決定部１５１へ転送する。
　接続タップ決定部１５１は、上述した処理を実行し、決定した接続タップ番号またはアラームを、表示部１５２へ内部バス１５８及び出力Ｉ／Ｆ１５４ｂを介して転送する。また、接続タップ決定部１５１が、決定した接続タップ番号またはアラームを、通信Ｉ／Ｆ１５７を介して制御装置２９（図１）としてのＳＣＡＤＡまたは制御盤へも出力する。　
　表示部１５２は、転送された決定した接続タップ番号またはアラームを画面上に表示する。
　なお、本実施例では、接続タップ決定部１５１が、決定した接続タップ番号またはアラームを、通信Ｉ／Ｆ１５７を介して制御装置２９（図１）としてのＳＣＡＤＡまたは制御盤へも出力する構成を示したが、必ずしもこれに限らず、ＳＣＡＤＡまたは制御盤への出力を不要としても良い。　
　また、本実施例では、タップ整定装置１５またはタップ整定装置１５ａを高調波フィルタ１４ｄ内に設置する構成を一例として説明したがこれに限られるものではない。例えば、上述の図１に示す運転管理センター３１に設置される電子端末３１に、上述のタップ整定装置１５またはタップ整定装置１５ａの機能を実装する構成としても良い。
　以上の通り本実施例によれば、上述の実施例１乃至実施例３の効果に加え、高調波フィルタ１４ｄは連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）又は連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の推定値に応じてタップ切替リアクトルの接続タップを調整することにより、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を抑制できる。一方、接続タップを調整しても連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）を連系規定の上限値以下に抑制できない場合には、アラームを表示することで、運用者或いは作業員は風力発電装置１を停止する等の対策をすることができる。
　図１６は、本発明の他の実施例に係る実施例５の高調波フィルタ１４ｅの構成図である。本実施例では、電圧センサ１７、電流センサ１８、及び共振ゲインα（ｎ）の変化を検出する共振ゲイン検査部１６を高調波フィルタ１４ｅ内に設ける点が実施例１乃至実施例４と異なる。以下では、実施例１において示した高調波フィルタ１４を比較対象として、本実施例の高調波フィルタ１４ｄを説明する。なお、本実施例の構成は上述の実施例２乃至実施例４に対しても同様に適用可能である。また、実施例１と同一の構成要素に同一の符号を付し、実施例１と重複する説明を省略する。　
　図１６に示すように、高調波フィルタ１４ｅは、電圧センサ１７、電流センサ１８、及び共振ゲイン検査部１６を有する。
　＜共振ゲイン検査部の構成＞　
　図１７は、図１６に示す共振ゲイン検査部１６の機能ブロック図である。図１７に示すように、共振ゲイン検査部１６は、入力部１６３、入力Ｉ／Ｆ１６４ａ、出力Ｉ／Ｆ１６４ｂ、表示部１６２、インピーダンス変化検出部１６１、記憶部１６６、及び通信Ｉ／Ｆ１６７を備え、これらは相互に内部バス１６８にてアクセス可能に接続されている。インピーダンス変化検出部１６１は、例えば、図示しないＣＰＵなどのプロセッサ、各種プログラムを格納するＲＯＭ、演算過程のデータを一時的に格納するＲＡＭ、外部記憶装置などの記憶装置にて実現されると共に、ＣＰＵなどのプロセッサがＲＯＭに格納された各種プログラムを読み出し実行し、実行結果である演算結果をＲＡＭ又は外部記憶装置に格納する。
　入力部１６３は、運用者或いは作業員により例えば、合成インピーダンスの設定値Ｚ０及び誤差の許容値の設定に供される。　
　入力Ｉ／Ｆ１６４ａは、電圧センサ１７により計測される高調波電圧計測値ＶＳ（ｎ）、電流センサ１８により計測される高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）、及び入力部１６３より入力される合成インピーダンスの設定値Ｚ０及び誤差の許容値を取得し、取得された高調波電圧計測値ＶＳ（ｎ）、高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）、合成インピーダンスの設定値Ｚ０及び誤差の許容値を記憶部１５６の所定の記憶領域に内部バス１５８を介して格納する。また、入力Ｉ／Ｆ１５４ａは、高調波電圧計測値ＶＳ（ｎ）及び高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）をインピーダンス変化検出部１６１へ内部バス１６８を介して転送する。　
　インピーダンス変化検出部１６１は、転送された高調波電圧計測値ＶＳ（ｎ）及び高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）から、合成インピーダンスの実測値Ｚ０Ｓを、以下の式（１５）を用いて求める。　
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010
　求めたに基づき詳細後述する処理を実行し、インピーダンスが変化したことを示す信号を、表示部１６２へ内部バス１６８及び出力Ｉ／Ｆ１６４ｂを介して転送する。また、インピーダンス変化検出部１６１は、接続タップ決定部１５１が、インピーダンスが変化したことを示す信号を、通信Ｉ／Ｆ１６７を介して制御装置２９（図１）としてのＳＣＡＤＡまたは制御盤へも出力する。　
　表示部１６２は、転送されたインピーダンスが変化したことを示す信号を画面上に表示する。　
　なお、本実施例では、インピーダンス変化検出部１６１が、インピーダンスが変化したことを示す信号を、通信Ｉ／Ｆ１６７を介して制御装置２９（図１）としてのＳＣＡＤＡまたは制御盤へも出力する構成を示したが、必ずしもこれに限らず、ＳＣＡＤＡまたは制御盤への出力を不要としても良い。
　［共振ゲイン検査部の動作］　
　図１８は、図１７に示す共振ゲイン検査部１６の処理フローを示す図である。　
　図１８に示すように、ステップＳ２１では、入力Ｉ／Ｆ１６４ａが、電圧センサ１７により計測される高調波電圧計測値ＶＳ（ｎ）、電流センサ１８により計測される高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）、及び入力部１６３より入力される合成インピーダンスの設定値Ｚ０を取得し、取得された高調波電圧計測値ＶＳ（ｎ）、高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）、及び合成インピーダンスの設定値Ｚ０を記憶部１６６の所定の記憶領域に内部バス１６８を介して格納すると共にインピーダンス変化検出部１６１へ内部バス１６８を介して転送する。ここで、合成インピーダンスの設定値Ｚ０とは、上述の図５及び式（８）により求められる値である。
　ステップＳ２２では、インピーダンス変化検出部１６１は、転送された高調波電圧計測値ＶＳ（ｎ）及び高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）を用いて上述の式（１５）の演算を実行し合成インピーダンスの実測値Ｚ０Ｓを求める。　
　ステップＳ２３では、インピーダンス変化検出部１６１は、内部バス１６８を介して記憶部１６６へアクセスし、記憶部１６６に格納される予め設定された誤差の許容値を読み出す。そして、転送された合成インピーダンスの設定値Ｚ０とステップＳ２２にて求めた合成インピーダンスの実測値Ｚ０Ｓとの誤差を求め、当該求めた誤差が誤差の許容値以下か否かを判定する。判定の結果、求めた誤差が誤差の許容値以下の場合、処理を終了する。一方、判定の結果、求めた誤差が誤差の許容値を超える場合、ステップＳ２４に進む。
　ステップＳ２４では、インピーダンス変化検出部１６１は、インピーダンスが変化したことを示す信号を、内部バス１６８及び出力Ｉ／Ｆ１６４ｂを介して表示部１６２へ出力する。
　ここで、インピーダンスが変化する理由としては、例えば、電力系統４（商用電力系統）の系統切替えによる系統インピーダンス４１の変化、及び電力系統４への力率改善用コンデンサの接続等が挙げられる。これらの理由によりインピーダンスが変化した場合、上述の式（１４）に示す共振ゲインα（ｎ）の特性も変化するため、連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）が増幅する可能性がある。しかし、共振ゲイン検査部１６によってインピーダンスの変化を表示部１６２に出力することで、運用者或いは作業員はインピーダンスが変化したことを即座に把握でき、運用者或いは作業員は高調波フィルタ１４ｅのタップ切替リアクトル１４２のタップの再調整を迅速に行うことができるため，連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の増幅を抑制できる。
　＜高調波フィルタの変形例＞
　図１９は、図１６に示す高調波フィルタ１４ｅの変形例の構成図である。図１６に示した高調波フィルタ１４ｅとは、電圧センサ１７を省略する点で異なる。　
　図１９に示すように、高調波フィルタ１４ｅは、電流センサ１８及び共振ゲイン検査部１６ａを有する。
　図２０は、図１９に示す共振ゲイン検査部１６ａの機能ブロック図である。図２０に示すように、共振ゲイン検査部１６ａは、入力部１６３、入力Ｉ／Ｆ１６４ａ、出力Ｉ／Ｆ１６４ｂ、表示部１６２、インピーダンス変化検出部１６１ａ、記憶部１６６、及び通信Ｉ／Ｆ１６７を備え、これらは相互に内部バス１６８にてアクセス可能に接続されている。インピーダンス変化検出部１６１ａは、例えば、図示しないＣＰＵなどのプロセッサ、各種プログラムを格納するＲＯＭ、演算過程のデータを一時的に格納するＲＡＭ、外部記憶装置などの記憶装置にて実現されると共に、ＣＰＵなどのプロセッサがＲＯＭに格納された各種プログラムを読み出し実行し、実行結果である演算結果をＲＡＭ又は外部記憶装置に格納する。
　入力部１６３は、運用者或いは作業員により例えば、高調波電流の設定値Ｉ１（ｎ）及び誤差の許容値の設定に供される。ここで、高調波電流の設定値Ｉ１（ｎ）は、電力変換器１３の高調波電圧ＶＰＣＳ（ｎ）及び合成インピーダンスの設定値Ｚ０から、上述の式（９）を用いて予め計算した値を用いる。　
　入力Ｉ／Ｆ１６４ａは、電流センサ１８により計測される高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）、及び入力部１６３より入力される高調波電流の設定値Ｉ１（ｎ）及び誤差の許容値を取得し、取得された高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）、高調波電流の設定値Ｉ１（ｎ）及び誤差の許容値を記憶部１６６の所定の記憶領域に内部バス１６８を介して格納する。また、入力Ｉ／Ｆ１６４ａは、高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）及び高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）をインピーダンス変化検出部１６１ａへ内部バス１６８を介して転送する。　
　インピーダンス変化検出部１６１ａは、転送された高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）、高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）、及び記憶部１６６に格納される誤差の許容値に基づき後述する処理を実行し、インピーダンスが変化したことを示す信号を、表示部１６２へ内部バス１６８及び出力Ｉ／Ｆ１６４ｂを介して転送する。また、インピーダンス変化検出部１６１ａは、接続タップ決定部１５１が、インピーダンスが変化したことを示す信号を、通信Ｉ／Ｆ１６７を介して制御装置２９（図１）としてのＳＣＡＤＡまたは制御盤へも出力する。
　表示部１６２は、転送されたインピーダンスが変化したことを示す信号を画面上に表示する。　
　なお、通信Ｉ／Ｆ１６７を介して制御装置２９（図１）としてのＳＣＡＤＡまたは制御盤へも出力する構成は必ずしも必要ではない。
　図２１は、図２０に示す共振ゲイン検査部の処理フローを示す図である。
　図２０に示すように、ステップＳ３１では、入力Ｉ／Ｆ１６４ａが、電流センサ１８により計測される高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）及び入力部１６３より入力される高調波電流の設定値Ｉ１（ｎ）を取得し、取得された高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）及び高調波電流の設定値Ｉ１（ｎ）を記憶部１６６の所定の記憶領域に内部バス１６８を介して格納すると共にインピーダンス変化検出部１６１ａへ内部バス１６８を介して転送する。
　ステップＳ３２では、インピーダンス変化検出部１６１ａは、内部バス１６８を介して記憶部１６６へアクセスし、記憶部１６６に格納される予め設定された誤差の許容値を読み出す。そして、転送された高調波電流計測値ＩＳ（ｎ）及び高調波電流の設定値Ｉ１（ｎ）との誤差を求め、当該求めた誤差が誤差の許容値以下か否かを判定する。判定の結果、求めた誤差が誤差の許容値以下の場合、処理を終了する。一方、判定の結果、求めた誤差が誤差の許容値を超える場合、ステップＳ３３に進む。　
　ステップＳ３３では、インピーダンス変化検出部１６１ａは、インピーダンスが変化したことを示す信号を、内部バス１６８及び出力Ｉ／Ｆ１６４ｂを介して表示部１６２へ出力する。
　なお、本実施例では、共振ゲイン検査部１６を高調波フィルタ１４ｅ内に設置する構成または共振ゲイン検査部１６ａを高調波フィルタ１４ｆ内に設置する構成を一例として説明したがこれに限られるものではない。例えば、上述の図１に示す運転管理センター３１に設置される電子端末３１に、上述の共振ゲイン検査部１６または共振ゲイン検査部１６ａの機能を実装する構成としても良い。
　以上の通り本実施例によれば、上述の実施例１の効果に加え、高調波フィルタの高調波電圧の計測値ＶＳ（ｎ）及び高調波電流の計測値ＩＳ（ｎ）からインピーダンスの変化を検出できるため、インピーダンスの変化による連系点３の高調波電流ＩＰＣＣ（ｎ）の増幅を抑制できる。
　図２２は、本発明の他の実施例に係る実施例６の太陽光発電システムの主要部の構成を示す図である。上述の実施例１乃至実施例５では、発電装置の一例として風力発電装置１を挙げ、発電システムとして風力発電システム１００を例に説明した。本実施例では、風力発電装置１に代えて太陽光発電装置６を発電装置とした場合について説明する。実施例１と同一の構成要素に同一符号を付し、以下では重複する説明を省略する。
　図２２に示すように、太陽光発電システムは、太陽光発電装置６、ケーブル２、及び電力系統４（商用電力系統）より構成され、太陽光発電装置６は、ケーブル２及び連系点３を介して電力系統４に連系される。　
　太陽光発電装置６は、上述の図２に示した風力発電装置１を構成するロータ１１及び発電機１２に代えて太陽光パネル６１を有する。太陽光発電装置６を構成する高調波フィルタ１４は、上述の実施例１乃至実施例５に示した高調波フィルタと同様の構成を有し、太陽光発電装置６及び太陽光発電システムにおいても、上述の実施例１乃至実施例５と同様の作用効果を奏し得るものである。
　図２３は、本発明の他の実施例に係る実施例７の蓄電システムの主要部の構成を示す図である。上述の実施例１乃至実施例５では、発電装置の一例として風力発電装置１を挙げ、発電システムとして風力発電システム１００を例に説明した。本実施例では、風力発電装置１に代えて蓄電池発電装置７を発電装置とした場合について説明する。実施例１と同一の構成要素に同一符号を付し、以下では重複する説明を省略する。
　図２３に示すように、蓄電システムは蓄電池発電装置７、ケーブル２、及び電力系統４（商用電力系統）より構成され、蓄電池発電装置７は、ケーブル２及び連系点３を介して電力系統４に連系される。　
　蓄電池発電装置７は、上述の図２に示した風力発電装置１を構成するロータ１１及び発電機１２に代えて蓄電池７１を有する。蓄電池発電装置７は、電力系統４から、例えば深夜電力を蓄電池７１に充電し、蓄電池７１より放電することで電力を電力系統４へ送る。蓄電池発電装置７を構成する高調波フィルタ１４は、上述の実施例１乃至実施例５に示した高調波フィルタと同様の構成を有し、蓄電池発電装置７及び蓄電システムにおいても、上述の実施例１乃至実施例５と同様の作用効果を奏し得るものである。
　なお、本発明は上述の実施例１乃至実施例７に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば、上記した実施例は本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。また、ある実施例の構成の一部を他の実施例の構成に置き換えることが可能であり、また、ある実施例の構成に他の実施例の構成を加えることも可能である。
１・・・風力発電装置
２・・・ケーブル
３・・・連系点
４・・・電力系統
５・・・通信ネットワーク
６・・・太陽光発電装置
７・・・蓄電池発電装置
１１・・・ロータ
１２・・・発電機
１３・・・電力変換器
１４・・・高調波フィルタ
１５・・・タップ整定装置
１６・・・共振ゲイン検査部
１７・・・電圧センサ
１８・・・電流センサ
２１・・・タワー
２２・・・ナセル
２３・・・ハブ
２４・・・ブレード
２５・・・主軸
２６・・・シュリンクディスク
２７・・・増速機
２８・・・メインフレーム
２９・・・制御装置
３０・・・センサ
３１・・・運転管理センター
３２・・・電子端末
４１・・・系統インピーダンス
４２・・・電源
６１・・・太陽光パネル）
７１・・・蓄電池
１００・・・風力発電システム
１４１・・・リアクトル
１４２・・・タップ切替リアクトル
１４３・・・コンデンサ
１４４・・・並列リアクトル
１４５・・・リアクトル用開閉器
１４６・・・並列コンデンサ
１４７・・・コンデンサ用開閉器
１４８・・・第１タップ切替リアクトル
１４９・・・第２タップ切替リアクトル
１５１・・・接続タップ決定部１５１
１５２，１６２，１４２３・・・表示部
１５３，１６３・・・入力部
１５４ａ，１６４ａ・・・入力Ｉ／Ｆ
１５４ｂ，１６４ｂ・・・出力Ｉ／Ｆ
１５５・・・ＦＦＴ
１５６，１６６・・・記憶部
１５７，１６７・・・通信Ｉ／Ｆ
１５８，１６８・・・内部バス
１５９・・・高調波電流推定部
１６１・・・インピーダンス変化検出部
１４２１・・・タップ切替リアクトル盤
１４２２・・・タップ操作部

Claims (15)

  1. 　少なくとも、発電電力の周波数を変換して電力系統へ送る電力変換器と、前記電力変換器と電力系統の間に配される高調波フィルタと、を備える発電装置であって、
    　前記電力系統にケーブル及び連系点を介して交流接続され、
    　前記高調波フィルタは、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するよう、インダクタンス又は静電容量を調整することを特徴とする発電装置。
  2. 　請求項１に記載の発電装置において、
    　前記高調波フィルタは、
    　コンデンサと、
    　複数のタップが取り付けられたリアクトルと、前記複数のタップのうち何れか１つのタップと前記リアクトルの端子との接続を切替え可能なタップ切替リアクトルと、を有し、
    　前記タップ切替リアクトルは、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するよう前記リアクトルの端子に接続されるタップを切替え、インダクタンスを調整することを特徴とする発電装置。
  3. 　請求項１に記載の発電装置において、
    　前記高調波フィルタは、
    　コンデンサと、
    　並列に接続される複数のリアクトルと、各リアクトルに直列接続される複数の開閉器と、を有し、
    　前記複数の開閉器の短絡又は開放を切替え、前記リアクトルの接続数を切替えることにより、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するようインダクタンスを調整することを特徴とする発電装置。
  4. 　請求項１に記載の発電装置において、
    　前記高調波フィルタは、
    　リアクトルと、
    　並列に接続される複数のコンデンサと、各コンデンサに直列接続される複数の開閉器と、を有し、
    　前記複数の開閉器の短絡又は開放を切替え、前記コンデンサの接続数を切替えることにより、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するよう静電容量を調整することを特徴とする発電装置。
  5. 　請求項２に記載の発電装置において、
    　前記高調波フィルタは、
    　表示部と、
    　前記連系点を流れる高調波電流の計測値と予め設定される連系規定の上限値を比較し、前記連系点を流れる高調波電流の計測値が前記連系規定の上限値以下の場合、前記リアクトルの端子に接続すべきタップを決定し、前記連系点を流れる高調波電流の計測値が前記連系規定の上限値を超える場合、前記表示部にアラーム出力する接続タップ決定部と、を有するタップ整定装置を備えることを特徴とする発電装置。
  6. 　請求項２に記載の発電装置において、
    　前記高調波フィルタは、
    　表示部と、
    　前記電力変換器の高調波電圧と、各タップを前記リアクトルの端子に接続した場合の共振ゲインとに基づき、前記連系点を流れる高調波電流の推定値を求める高騰は電流推定部と、
    　前記連系点を流れる高調波電流の推定値と予め設定される連系規定の上限値を比較し、前記連系点を流れる高調波電流の推定値が前記連系規定の上限値以下の場合、前記リアクトルの端子に接続すべきタップを決定し、前記連系点を流れる高調波電流の推定値が前記連系規定の上限値を超える場合、前記表示部にアラーム出力する接続タップ決定部と、を有するタップ整定装置を備えることを特徴とする発電装置。
  7. 　請求項２に記載の発電装置において、
    　前記高調波フィルタは、
    　高調波電圧を計測する電圧センサと、
    　高調波電流を計測する電流センサと、
    　高調波電圧の計測値及び高調波電流の計測値に基づき、前記高調波フィルタ及び前記ケーブル並びに前記電力系統の合成インピーダンスを求め、求めた合成インピーダンスと予め設定される合成インピーダンスの設定値との誤差を所定の許容値と比較し、合成インピーダンスの変化を検出するインピーダンス変化検出部と、を有することを特徴とする発電装置。
  8. 　請求項２に記載の発電装置において、
    　前記高調波フィルタは、
    　高調波電流を計測する電流センサと、
    　前記高調波フィルタ及び前記ケーブル並びに前記電力系統の合成インピーダンスと前記電力変換器の高調波電圧に基づき予め求められる高調波電流の設定値と、前記電流センサによる高調波電流の計測値との誤差を所定の許容値と比較し、合成インピーダンスの変化を検出するインピーダンス変化検出部と、を有することを特徴とする発電装置。
  9. 　請求項１乃至請求項８のうちいずれか１項に記載の発電装置において、
    　前記電力変換器へ発電電力を供給する機器は、風力発電装置を構成するロータと発電機及び太陽光パネル並びに蓄電池のうちいずれか１つであることを特徴とする発電装置。
  10. 　少なくとも一つの発電装置と、電子端末と、これらを相互に通信可能に接続する通信ネットワークを備え、
    　前記発電装置は、
    　少なくとも、発電電力の周波数を変換して電力系統へ送る電力変換器と、前記電力変換器と電力系統の間に配される高調波フィルタと、を有し、
    　前記電力系統にケーブル及び連系点を介して交流接続され、
    　前記高調波フィルタは、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するよう、インダクタンス又は静電容量を調整することを特徴とする発電システム。
  11. 　請求項１０に記載の発電システムにおいて、
    　前記高調波フィルタは、
    　コンデンサと、
    　複数のタップが取り付けられたリアクトルと、前記複数のタップのうち何れか１つのタップと前記リアクトルの端子との接続を切替え可能なタップ切替リアクトルと、を有し、
    　前記タップ切替リアクトルは、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するよう前記リアクトルの端子に接続されるタップを切替え、インダクタンスを調整することを特徴とする発電システム。
  12. 　請求項１０に記載の発電システムにおいて、
    　前記高調波フィルタは、
    　コンデンサと、
    　並列に接続される複数のリアクトルと、各リアクトルに直列接続される複数の開閉器と、を有し、
    　前記複数の開閉器の短絡又は開放を切替え、前記リアクトルの接続数を切替えることにより、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するようインダクタンスを調整することを特徴とする発電システム。
  13. 　請求項１０に記載の発電システムにおいて、
    　前記高調波フィルタは、
    　リアクトルと、
    　並列に接続される複数のコンデンサと、各コンデンサに直列接続される複数の開閉器と、を有し、
    　前記複数の開閉器の短絡又は開放を切替え、前記コンデンサの接続数を切替えることにより、前記連系点における高調波電流の増幅を抑制するよう静電容量を調整することを特徴とする発電システム。
  14. 　請求項１１に記載の発電システムにおいて、
    　前記高調波フィルタ又は前記電子端末は、
    　表示部と、
    　前記連系点を流れる高調波電流の計測値と予め設定される連系規定の上限値を比較し、前記連系点を流れる高調波電流の計測値が前記連系規定の上限値以下の場合、前記リアクトルの端子に接続すべきタップを決定し、前記連系点を流れる高調波電流の計測値が前記連系規定の上限値を超える場合、前記表示部にアラーム出力する接続タップ決定部と、を有するタップ整定装置を備えることを特徴とする発電システム。
  15. 　請求項１１に記載の発電システムにおいて、
    　前記高調波フィルタ又は前記電子端末は、
    　表示部と、
    　前記電力変換器の高調波電圧と、各タップを前記リアクトルの端子に接続した場合の共振ゲインとに基づき、前記連系点を流れる高調波電流の推定値を求める高騰は電流推定部と、
    　前記連系点を流れる高調波電流の推定値と予め設定される連系規定の上限値を比較し、前記連系点を流れる高調波電流の推定値が前記連系規定の上限値以下の場合、前記リアクトルの端子に接続すべきタップを決定し、前記連系点を流れる高調波電流の推定値が前記連系規定の上限値を超える場合、前記表示部にアラーム出力する接続タップ決定部と、を有するタップ整定装置を備えることを特徴とする発電システム。
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