JP2020171155A - 協調型発電設備、制御装置及び制御方法 - Google Patents

Abstract

【課題】周辺環境条件の急激な変動にかかわらず、現在合成発電出力を設定発電電力以下に制限する。【解決手段】太陽光発電設備１００と風力発電設備２００とを備え、太陽光発電設備１００の現在の発電出力である第一の現在発電出力と風力発電設備２００の現在の発電出力である第二の現在発電出力とを加算した電力である現在合成発電出力が予め設定された設定発電出力以下に制限される協調型発電設備１であって、前記現在合成発電出力が前記設定発電出力の所定量の割合を超えたときに、０から太陽光発電設備１００の最大発電出力までの範囲で設定される出力目標値になるように、第一の現在発電出力を電気的に出力制御する。【選択図】図１

Description

本発明は、協調型発電設備、制御装置及び制御方法に関し、例えば、太陽光発電設備及び風力発電設備を用いた技術に関する。

枯渇の可能性がある化石エネルギーを用いずに、自然界に存在する再生可能エネルギーを電力エネルギーに変換する代表的な発電方法として太陽光発電と風力発電を挙げることができる。これら再生可能エネルギーを利用した発電は、地球温暖化の主因となる二酸化炭素をほとんど発生させないことから、地球規模の温暖化という環境問題を解決する手段として全世界で普及が進行しつつある。

一方、再生可能エネルギーを利用した発電設備で発電された電力は、多くの場合、商用の電力系統に連系される。その一例として、既設の太陽光発電がもつ連系容量内に風力発電設備を追設し、太陽光発電と風力発電とを協調させた協調型発電設備などが開発されている。

例えば、特許文献１では、太陽光発電出力と風力発電出力とを合計した連系発電電力（現在合成発電電力）が連系容量未満に設定された上限値を超える場合に、風力発電設備を出力制限する技術が開示されている。ここで、風力発電設備の出力制限は、風車ブレードのピッチコントロール制御で行っている。

特許第６１０５１３８号公報（請求項１，２）

特許文献１の風力発電設備は、周辺環境条件（風速や風向き等）の緩やかな変動であれば、風車ブレードのピッチコントロール制御によって、現在発電電力を予め設定された設定発電電力（例えば、連系容量や定格発電容量）以下に制限することができる。しかしながら、特許文献１の風力発電設備は、周辺環境条件の急激な変動に対しては、必ずしも十分には、発電電力を制限することができない。つまり、特許文献１の風力発電設備では、風速が急激に変化したときには、風車ブレードのピッチコントロール制御を行っている間に、発電出力が変化してしまう。即ち、特許文献１の技術では、合計の連系発電電力（現在合成発電電力）を、必ずしも十分には制限することができない。

本発明は、前記の課題を解決するための発明であって、周辺環境条件の急激な変動にかかわらず、現在合成発電出力を設定発電電力以下に制限することができる協調型発電設備、制御装置及び制御方法を提供することを目的とする。

前記した課題を解決するために、本発明に係る協調型発電設備は、第一の発電設備（例えば、太陽光発電設備）と第二の発電設備（例えば、風力発電設備）とを備え、前記第一の発電設備の現在の発電出力である第一の現在発電出力と前記第二の発電設備の現在の発電出力である第二の現在発電出力とを加算した電力である現在合成発電出力が予め設定された設定発電出力（例えば、連系容量）以下に制限される協調型発電設備であって、前記現在合成発電出力が前記設定発電出力の所定量の割合を超えたときに、０から前記第一の発電設備の最大発電出力までの範囲で設定される出力目標値になるように、前記第一の現在発電出力を電気的に出力制御することを特徴とする。

本発明によれば、周辺環境条件の急激な変動にかかわらず、現在合成発電出力を設定発電電力以下に制限することができる。これにより、現在合成発電出力を設定発電電力（連系容量）に近づけることが可能になり、連系容量枠の利用率を向上させることができる。

本発明の第１実施形態である協調型発電設備の全体構成図である。 本発明の第１実施形態である協調型発電設備で使用される直流交流変換装置、及び電気信号処理装置の構成図である。 現在合成発電出力の上限と下限との関係を説明する説明図である。 本発明の第１実施形態である協調型発電設備が出力する合成発電出力が出力上限値と出力下限値との間の全範囲を変動する状態を示す図である。 本発明の第１実施形態の出力目標値の時間変化を示す図である。 本発明の第１実施形態である制御装置が太陽光発電設備を制御するときのフローチャートである。 電気信号処理装置が出力制御を行うときのフローチャートである。 本発明の第２実施形態である協調型発電設備の全体構成図である。 太陽光発電設備の複数の発電装置を同時に出力制御するときの目標信号波形である。 太陽光発電設備の複数の発電装置を時間分割して出力制御するときの目標信号波形である。 本発明の第３実施形態である発電設備の構成図である。

以下、図面を参照して、本発明の実施の形態（以下、「本実施形態」と称する）につき詳細に説明する。なお、各図は、本発明を十分に理解できる程度に、概略的に示してあるに過ぎない。また、各図において、共通する構成要素や同様な構成要素については、同一の符号を付し、それらの重複する説明を省略する。

（第１実施形態）
図１は、本発明の第１実施形態である協調型発電設備の全体構成図である。
協調型発電設備１は、第１発電設備としての太陽光発電設備１００と、第２発電設備としての風力発電設備２００と、主変圧器５０とを備え、主変圧器５０を介して、電力会社の系統に接続される。

風力発電設備２００は、複数の風車ブレードを備えた風車及び発電機（不図示）を有した発電設備（電力供給設備）である。風力発電設備２００は、風力発電出力Ｐ_Ｗを発電するものとする。なお、風力発電設備２００は、風車ブレードの角度ピッチを変えて、発電出力を制御してもいいが、制御しなくても構わない。

太陽光発電設備１００は、太陽光パネル１０と、直流交流変換装置（ＰＣＳ（Power Conditioning Subsystem））２０とを備えた第１発電装置１１０と、第１発電装置１１０及び第２発電設備２００を制御する制御装置３００ａとから構成される。直流交流変換装置２０は、出力部３０を有する。なお、第１発電装置１１０の直流交流変換装置２０をＰＣＳ１と称する。

また、太陽光発電設備１００は、発電出力Ｐ_Ｐを発電するものとする。主変圧器５０は、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐと風力発電設備２００の風力発電出力Ｐ_Ｗとを電力会社の系統に供給する。なお、発電出力Ｐ_Ｐと風力発電出力Ｐ_Ｗとの和（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｗ）を合成発電出力Ｐ_Ｓということにする。

太陽光パネル１０は、複数の太陽電池素子（図示せず）から構成されており、直流電圧Ｖ、直流電流Ｉの直流電力Ｐを発電する。なお、気象条件が良く、雲が少ないときには、太陽光の強度は、日中と夜間との間で大きく、且つ緩やかに変化するので、直流電力Ｐも時間的に緩やかに変化する。

制御装置３００ａは、記憶部３１０と、処理部３２０と、電気信号処理装置４０及び風力発電設備２００と通信可能に接続する接続部とを備えるシステムコントローラである。制御装置３００ａは、電気信号処理装置４０に対して、制御信号として出力目標値Ｐ_Ｇを伝送する。また、制御装置３００ａは、風力発電設備２００に対して、制御信号Ｑ_Ｅを伝送する。さらに、制御装置３００ａは、風力発電出力Ｐ_Ｗ及び発電出力Ｐ_Ｐの値を受信する。

記憶部３１０は、合成発電出力Ｐ_Ｓが超えたときに制御を行う基準値としての出力上限値Ｐ_ＳＭＡＸ及び出力下限値Ｐ_ＳＭＩＮ（図３）を格納する。処理部３２０は、太陽光発電設備１００の現在の発電出力Ｐ_Ｐと風力発電設備２００の現在の風力発電出力Ｐ_Ｗとを加算した電力である現在の合成発電出力Ｐ_Ｓを演算する。さらに、処理部３２０は、現在の合成発電出力Ｐ_Ｓの方が出力上限値Ｐ_ＳＭＡＸよりも大きいときには、太陽光発電設備１００の出力目標値Ｐ_Ｇを減少させる。また、処理部３２０は、現在の合成発電出力Ｐ_Ｓの方が出力下限値Ｐ_ＳＭＩＮよりも小さいときには、太陽光発電設備１００の出力目標値Ｐ_Ｇを増加させる。ここで、出力目標値Ｐ_Ｇの増加量や減少量は、現在の合成発電出力Ｐ_Ｓと出力上限値Ｐ_ＳＭＡＸ又は出力下限値Ｐ_ＳＭＩＮとの差分値である。また、処理部３２０は、現在の合成発電出力Ｐ_Ｓが出力下限値Ｐ_ＳＭＩＮと出力下限値Ｐ_ＳＭＩＮとの間であるときには、太陽光発電設備１００の出力目標値Ｐ_Ｇを変化させない。さらに、処理部３２０は、算出された出力目標値Ｐ_Ｇを電気信号処理装置４０に設定して、出力部３０を制御する。

図２は、本発明の第１実施形態である協調型発電設備で使用される直流交流変換装置、及び電気信号処理装置の構成図である。
直流交流変換装置２０が備える出力部３０は、太陽光パネル１０が発生する直流電力Ｐを交流電力（発電出力Ｐ_Ｐ）に変換する。出力部３０は、遮断器３１，３２と、バリスタ３４，３４と、連系インバータ３５と、ＬＣフィルタ３８とを備えて構成される。

遮断器３１は、太陽光パネル１０を一端に接続し、他端に連系インバータ３５の入力端及びバリスタの一端を接続する。連系インバータ３５の出力端は、ＬＣフィルタ３８に接続される。ＬＣフィルタ３８は、コイル３６及びコンデンサ３７から構成され、コイル３６の一端が連系インバータ３５の出力端に接続される。コイル３６の他端及びコンデンサ３７の一端とが遮断器３２の一端及びバリスタ３４の一端に接続される。遮断器３２の他端は電力会社の系統に接続される。なお、バリスタ３４，３４の他端、コンデンサ３７の他端は、接地される。

連系インバータ３５は、太陽光パネル１０が発生する直流電力Ｐを交流電力（発電出力Ｐ_Ｐ）に変換する。ＬＣフィルタ３８は、連系インバータ３５の正弦波状にＰＷＭ（Pulse Width Modulation）制御された矩形波出力電圧を正弦波（基本波）にする。バリスタ３４は、太陽光パネル１０や系統からのサージ電圧を吸収して、連系インバータ３５を保護する。遮断器３１，３２は、太陽光パネル１０や系統との接続を遮断する。なお、制御装置３００ａ（図１）は、遮断器３１，３２を制御することにより、第１発電装置１１０を停止させることもできる。

電気信号処理装置４０は、制御装置３００ａの制御に基づいて、出力部３０を制御する。電気信号処理装置４０は、電気的特性変換部４１と制御部４２とを備える。電気的特性変換部４１は、制御装置３００ａから受信した入力信号の電気的大きさを所定の変化率で、出力部３０の出力を、所定の差分値の大きさだけ増加又は減少する。この差分値は、現在の合成発電出力Ｐ_Ｓと設定発電出力Ｐ_ＩＣの第２の割合（設定発電出力Ｐ_ＩＣと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの比）とを差分した値である。また、制御部４２は、制御装置３００ａから受信した入力信号に基づいて、電気的特性変換部４１を制御する。さらに、電気信号処理装置４０は、太陽光パネル１０の動作点（直流電圧Ｖ）をずらしつつ、出力部３０の出力制御を行わせる機能を有している。そのため、電気信号処理装置４０は、ゲート制御信号Ｇを連系インバータ３５に出力している。

図３は、現在合成発電出力の上限と下限との関係を説明する説明図である。
縦軸は合成発電出力Ｐ_Ｓであり、横軸は時間である。電力会社は、協調型発電設備１から受電する電力量（合成発電出力Ｐ_Ｓ）を予め設定された設定発電出力Ｐ_ＩＣ（例えば、連系容量）に制限している。協調型発電設備１は、この設定発電出力Ｐ_ＩＣよりも低い、所定の発電範囲として、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの間を設定している。第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸは、発電範囲の上限値を意味し、設定発電出力Ｐ_ＩＣよりも若干低い値（例えば、Ｐ_ＳＭＡＸ＝０．９〜０．９５Ｐ_ＩＣ）に設定されている。また、第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮは、発電範囲の下限値を意味し、発電出力を下げさせないための保険となる値に設定する。言い換えれば、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸは、設定発電出力Ｐ_ＩＣの所定の割合（第１の割合）に設定されている。つまり、第１の割合は、設定発電出力Ｐ_ＩＣと第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸとの比である。また、設定発電出力Ｐ_ＩＣと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの比は、第１の割合よりも小さな第２の割合に設定されている。

また、本実施形態の制御装置３００ａ（図１）は、現在の合成発電出力Ｐ_Ｓが第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸを上回ったときに、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐを減少させる。制御装置３００ａは、発電出力Ｐ_Ｐの減少によって、現在の合成発電出力Ｐ_Ｓが第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮを下回ったときに、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐを増加させる。つまり、現在の合成発電出力Ｐ_Ｓが第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの間になるように、制御装置３００ａは、太陽光発電設備１００の出力制御を行う。なお、制御装置３００ａが太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐを制御する出力目標値Ｐ_Ｇ（図５）は、０から太陽光発電設備１００の最大発電出力までの範囲に設定されている。

図４は、本発明の第１実施形態である協調型発電設備が出力する合成発電出力Ｐ_Ｓが第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの間の全範囲を変動する状態を示す図であり、図５は、出力目標値の時間変化を示す図である。縦軸は、発電出力であり、横軸は時間である。また、時刻ｔ０，ｔ１，・・・は、処理部３２０が周期Ｔで実行するタイミングである。なお、破線は、制御前の変化を示し、実線が制御後の変化を示している。また、太陽光発電設備は、太陽光パネル１０（図1）には、時間的に一定強度の太陽光が照射されており、時刻ｔ０で発電出力Ｐ_Ｐ（ｔ０）の発電を行っているものとする。このとき、制御装置３００は、時刻ｔ０において、太陽光発電設備１００を出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ０）＝Ｐ_Ｐ（ｔ０）で制御しているものとする。なお、風力発電出力Ｐ_Ｗは、風速や風向の変動に伴って、出力設定値Ｐ_Ａの近傍を時間経過と共に変動する。

時刻ｔ０〜ｔ１までは、合成発電出力Ｐ_Ｓは、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの間を変動しており、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸ以下である（図４）。このため、処理部３２０は、出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ１〜ｔ２）を直前（一周期前）の出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ０〜ｔ１）＝Ｐ_Ｐ（ｔ０）に設定する（図５）。また、時刻ｔ２では、合成発電出力Ｐ_Ｓが第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸを上回っているので、処理部３２０は、太陽光発電設備１００（図１）の出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ２〜ｔ３）を直前（一周期前）の出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ１〜ｔ２）から差分値ΔＰ（ｔ２）＝（Ｐ_Ｓ（ｔ２）−Ｐ_ＳＭＡＸ）だけ減少させた値にする。これにより、合成発電出力Ｐ_Ｓは、時刻ｔ２で、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸまで瞬時に減少し、風力発電出力Ｐ_Ｗの変動傾向（破線）で、合成発電出力Ｐ_Ｓ（実線）が変動し、時刻ｔ３を迎える（図４）。

時刻t３，ｔ４では、合成発電出力Ｐ_Ｓは、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの間である。このため、処理部３２０は、出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ３〜ｔ５）を直前（一周期前）の出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ２〜ｔ３）から変化させない。これにより、合成発電出力Ｐ_Ｓは、破線で示す変動傾向で徐々に減少し、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸを下回る（図４）。

時刻ｔ５では、合成発電出力Ｐ_Ｓが第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮを下回っている（図４）。このため、処理部３２０は、出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ５〜ｔ６）を増加させる。つまり、処理部３２０は、出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ５〜ｔ６）を、直前（一周期前）の出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ４〜ｔ５）から差分値ΔＰ（ｔ５）＝（Ｐ_ＳＭＩＮ−Ｐ_Ｓ（ｔ５））だけ増加させた値にする（図５）。これにより、合成発電出力Ｐ_Ｓは、第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮまで瞬時に増加する（図４）。

時刻ｔ６，ｔ７では、合成発電出力Ｐ_Ｓは、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの間である（図４）。このため、処理部３２０は、出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ６〜ｔ７）を直前（一周期前）の出力目標値Ｐ_Ｇ（ｔ５〜ｔ６）から変化させない（図５）。これにより、風力発電出力Ｐ_Ｗの変動傾向（破線）で、合成発電出力Ｐ_Ｓ（実線）が増加・減少する（図４）。

図６は、本発明の第１実施形態である制御装置が太陽光発電設備を制御するときのフローチャートである。
このルーチンは、制御装置３００ａのタイマ割込みにより、周期的に実行される。また、記憶部３１０（図１）には、設定発電出力Ｐ_ＩＣの所定量の割合である第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと、第１の発電目標値Ｐ_{ＳＭＡＸよ}りも小さな第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとが記憶されているものとする。

制御装置３００ａは、太陽光発電設備１００及び風力発電設備２００に対して、発電出力の送信指示を行う（Ｓ１）。送信指示に応答して、太陽光発電設備１００は、制御装置３００ａに対して、現在の発電出力Ｐ_Ｐを送信し（Ｓ３）、風力発電設備２００は、風力発電出力Ｐ_Ｗを送信する（Ｓ５）。

制御装置３００ａは、現在の発電出力Ｐ_Ｐ及び風力発電出力Ｐ_Ｗを受信し（Ｓ７）、現在の合成発電出力Ｐ_Ｓ＝（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｗ）を演算する（Ｓ９）。

Ｓ４０では、制御装置３００ａは、Ｓ９で演算された現在の合成発電出力Ｐ_Ｓと、予め設定された第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸ及び第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとを比較する。合成発電電力Ｐ_Ｓが第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸを超えていたら（Ｓ４０で第１の発電目標値超）、制御装置３００ａは、出力目標値Ｐ_Ｇを減少させる（Ｓ４２）。つまり、制御装置３００ａは、一周期前の出力目標値Ｐ_Ｇから合成発電電力Ｐ_Ｓと第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸとの差分値ΔＰだけ減少させた値に新たな出力目標値Ｐ_Ｇを設定する。

一方、合成発電電力Ｐ_Ｓが第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮ未満であったら（Ｓ４０で第２の発電目標値未満）、制御装置３００ａは、出力目標値Ｐ_Ｇを直前（一周期前）の出力目標値Ｐ_Ｇから増加させる（Ｓ４４）。つまり、制御装置３００ａは、一周期前の出力目標値Ｐ_Ｇから第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮと合成発電電力Ｐ_Ｓとの差分値ΔＰだけ増加させた値に新たな出力目標値Ｐ_Ｇを設定する。また、合成発電電力Ｐ_Ｓが第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの中間値であったら（Ｓ４０で中間値）、制御装置３００ａは、出力目標値Ｐ_Ｇを不変にする（Ｓ４６）。

そして、Ｓ４２，Ｓ４４，Ｓ４６の後、制御装置３００ａは、新たな出力目標値Ｐ_Ｇを太陽光発電設備１００に送信する（Ｓ１７）。太陽光発電設備１００の電気信号処理装置４０は、出力目標値Ｐ_Ｇを受信し（Ｓ１９）、出力制御を行う（Ｓ２０）。

図７は、電気信号処理装置が実行する出力制御のフローチャートである。
このルーチンは、Ｓ２０（図６）で実行されるものであり、具体的には、電気信号処理装置４０が出力目標値Ｐ_Ｇを受信する毎に実行される。前回の実行による変数としての出力値が電気信号処理装置４０の記憶部（図示せず）に格納されている。

太陽光発電設備１００の電気信号処理装置４０は、出力値と受信した出力目標値Ｐ_Ｇとを対比する（Ｓ２２）。出力値が出力目標値Ｐ_Ｇよりも小さいときには（Ｓ２２で出力値＜出力目標値）、電気信号処理装置４０は、所定の変化率で出力部３０の出力値を増加する（Ｓ２４）。この所定の変化率は、風車の発電環境変化（風向や風速の変化）による出力特性の変化が速いときには高くし、該変化が遅いときには低くするものとする。そして、電気信号処理装置４０は、出力値で出力部３０を制御し（Ｓ２８）、Ｓ２２の判定を繰り返す。なお、図５は、出力目標値Ｐ_Ｇの変化を示す図であるが、所定の変化率を高くし、急峻に変化させたときの出力部３０の出力値（出力電力）を示す図でもある。

出力値の増加（Ｓ２４）の繰り返しによって、出力値と出力目標値Ｐ_Ｇとが等しくなったときには（Ｓ２２で出力値＝出力目標値）、電気信号処理装置４０は、その出力値で出力部３０を制御し（Ｓ２８）、太陽光パネル１０の動作点を制御する。そして、次の出力目標値Ｐ_Ｇの受信まで、Ｓ２２の判定が繰り返され、出力部３０の制御を実行し続ける。

また、次回の受信時には、出力目標値Ｐ_Ｇが前回と入れ替わり、出力値が出力目標値Ｐ_Ｇよりも大きくなることがある。前回の実行による出力値が出力目標値Ｐ_Ｇよりも大きいときには（Ｓ２２で出力値＞出力目標値）、電気信号処理装置４０は、所定の変化率で出力部３０の出力値を減少する（Ｓ２６）。そして、電気信号処理装置４０は、出力値で出力部３０を制御し（Ｓ２８）、出力値と出力目標値Ｐ_Ｇとが等しくなるまで、Ｓ２２の判定を繰り返す。

以上説明したように、本実施形態によれば、制御装置３００ａは、機械的応答速度の遅い風力発電設備２００の制御を行わずに、応答速度の速い太陽光発電設備１００の出力目標値Ｐ_Ｇを増加・減少させる。これにより、制御装置３００ａは、合成発電電力Ｐ_Ｓを出力上限値Ｐ_ＳＭＡＸと出力下限値Ｐ_ＳＭＩＮとの中間値に制限させようとする。なお、合成発電電力Ｐ_Ｓが出力下限値Ｐ_ＳＭＩＮよりも極めて小さいときには、太陽光発電設備１００は、最大発電出力で発電するように設定される。

（第２実施形態）
前記第１実施形態の太陽光発電設備１００は、第１発電装置のみであったが、複数（例えば、３個）の発電装置を備えることができる。

図８は、本発明の第２実施形態である協調型発電設備の全体構成図である。
協調型発電設備２は、第１発電設備としての太陽光発電設備１０１と、第２発電設備としての風力発電設備２００と、主変圧器５０とを備える。太陽光発電設備１０１は、複数の発電装置（第１発電装置１１０，第２発電装置１２０，第３発電装置１３０）と、制御装置３００ｂとを備える。

また、第１発電装置１１０は、発電出力Ｐ_Ｐ１を発電し、第２発電装置１２０は発電出力Ｐ_Ｐ２を発電し、第３発電装置１３０は、発電出力Ｐ_Ｐ３を発電するものとする。つまり、太陽光発電設備１００は、発電出力Ｐ_Ｐ＝（Ｐ_Ｐ１＋Ｐ_Ｐ２＋Ｐ_Ｐ３）を発電する。主変圧器５０は、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐと風力発電設備２００の風力発電出力Ｐ_Ｗとを電力会社の系統に供給する。なお、発電出力Ｐ_Ｐと風力発電出力Ｐ_Ｗとの和（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｗ）を合成発電出力Ｐ_Ｓということにする。

制御装置３００ｂは、電気信号処理装置４０，４０，４０に対して、それぞれ、制御信号（出力目標値Ｐ_Ｇ１，Ｐ_Ｇ２，Ｐ_Ｇ３）を個別に伝送している。制御装置３００ｂ（図８）は、第１発電装置１１０を出力制御するために、電気信号処理装置４０，４０，４０に対して、制御信号としての出力目標値Ｐ_Ｇ１，Ｐ_Ｇ２，Ｐ_Ｇ３）をアナログ伝送している。制御装置３００ｂと電気信号処理装置４０，４０，４０との間は、長距離である。このため、電気信号処理装置４０側で反射が生じ、制御装置３００ｂの出力端において、オーバシュートやアンダーシュートが生じる。

図９は、太陽光発電設備の複数の発電装置を同時に出力制御するときの目標信号波形であり、図１０は、太陽光発電設備の複数の発電装置を時間分割して出力制御するときの目標信号波形である。横軸は時間である。縦軸は制御信号としての出力目標値Ｐ_Ｇ１，Ｐ_Ｇ２，Ｐ_Ｇ３の出力端電圧であり、発電出力指示値（ｋＷ）に対応する。

図９においては、制御装置３００ｂは、複数の発電装置（第１発電装置１１０，第２発電装置１２０，第３発電装置１３０）を同時に出力制御している。つまり、制御装置３００ｂは、複数の電気信号処理装置（ＰＣＳ１，ＰＣＳ２，ＰＣＳ３）４０，４０，４０に対して、制御信号としての出力目標値Ｐ_Ｇ１，Ｐ_Ｇ２，Ｐ_Ｇ３を同時に発生させる。つまり、制御装置３００ｂは、（Ｐ_Ｇ１＋Ｐ_Ｇ２＋Ｐ_Ｇ３）の発電出力を太陽光発電設備１００に指令する。これにより、オーバシュートやアンダーシュートが重畳し、制御装置３００ｂの出力端では、オーバシュート量ＯＳ０やアンダーシュート量ＵＳ０が発生する。

図１０においては、制御装置３００ｂは、複数の発電装置（第１発電装置１１０，第２発電装置１２０，第３発電装置１３０）を時間分割して出力制御している。つまり、制御装置３００ｂは、まず、電気信号処理装置（ＰＣＳ１）４０に対して、制御信号としての出力目標値Ｐ_Ｇ１を送信し、出力目標値Ｐ_Ｇ１の送信が終了してから、電気信号処理装置（ＰＣＳ２）４０に対して、出力目標値Ｐ_Ｇ２を送信する。つまり、制御装置３００ｂは、電気信号処理装置（ＰＣＳ１）４０に対して、出力目標値Ｐ_Ｇ１を発生させ、出力目標値Ｐ_Ｇ１のオーバシュート量（ＯＳ１）が収束してから、電気信号処理装置（ＰＣＳ２）４０に対して、出力目標値Ｐ_Ｇ２を発生させる。制御装置３００ｂは、出力目標値Ｐ_Ｇ２のオーバシュート量（ＯＳ２）やアンダーシュート量（ＵＳ２）が収束してから、電気信号処理装置（ＰＣＳ３）４０に対して、出力目標値Ｐ_Ｇ３を発生させている。つまり、制御装置３００ｂは、まず、出力目標値Ｐ_Ｇ１の発電出力を太陽光発電設備１０１に指令し、次に、（Ｐ_Ｇ１＋Ｐ_Ｇ２）の発電出力を太陽光発電設備１０１に指令し、次に、（Ｐ_Ｇ１＋Ｐ_Ｇ２＋Ｐ_Ｇ３）の発電出力を太陽光発電設備１０１に指令している。

これにより、制御装置３００ｂの出力端では、出力目標値Ｐ_Ｇ１を発生させたときに、オーバシュート量ＯＳ１が発生する。出力目標値Ｐ_Ｇ２を発生させたときに、オーバシュート量ＯＳ２、アンダーシュート量ＵＳ２が発生する。出力目標値Ｐ_Ｇ３を発生させたときに、オーバシュート量ＯＳ３、アンダーシュート量ＵＳ３が発生する。つまり、図１０のオーバシュート量ＯＳ１，ＯＳ２，ＯＳ３やアンダーシュート量ＵＳ２，ＵＳ３は、図１３のオーバシュート量ＯＳ０やアンダーシュート量ＵＳ０よりも小さくなる。なお、オーバシュートやアンダーシュートの収束とは、オーバシュート量やアンダーシュート量の振幅が１０％以下、好ましくは５％以下になったことをいう。

また、電気信号処理装置４０の受信端でも同様のオーバシュートやアンダーシュートが生じるので、第１発電装置１１０の発電出力Ｐ_Ｐ１、第２発電装置１２０の発電出力Ｐ_Ｐ２、第３発電装置１３０の発電出力Ｐ_Ｐ３もオーバシュートやアンダーシュートが生じる。したがって、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐ＝（Ｐ_Ｐ１＋Ｐ_Ｐ２＋Ｐ_Ｐ３）もオーバシュートやアンダーシュートが生じる。つまり、図１０のように、制御装置３００ｂは、複数の発電装置（第１発電装置１１０，第２発電装置１２０，第３発電装置１３０）を時間分割して出力制御することが好ましい。

（第３実施形態）
前記第１，２実施形態の協調型発電設備１の制御装置３００ａ，３００ｂは、合成発電出力Ｐ_Ｓが第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸ（図３）を超えないように、太陽光発電設備１００の出力を制御したが、発電設備（太陽光発電設備１００及び電力供給設備）を有する工場等において、自家消費すると共に、逆潮流する余剰電力を電力会社に売電するときに目標とする売電目標値を超えないように制御することもできる。ここで、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸは、設定発電出力Ｐ_ＩＣに近い値（例えば、Ｐ_ＳＭＡＸ＝０．９〜０．９５Ｐ_ＩＣ）に設定される。

図１１は、本発明の第３実施形態である発電設備の構成図である。
発電設備としての工場設備２は、第１電力設備としての太陽光発電設備１００と、第２電力設備としての電力供給設備４００と、第２電力設備としての電力消費設備５００とを備える。

太陽光発電設備１００は、前記第１実施形態で説明したものと同一である。太陽光発電設備１００の制御装置３００ｃが電気信号処理装置４０を制御する。電力供給設備４００は、ディーゼル発電機等の内燃機関発電機や蓄電池であり、図示しない電力変換器等で出力電力Ｐ_Ｅを制御する。なお、電力供給設備４００は、風力発電設備２００を含めても構わない。

電力消費設備５００は、工場内で電力消費する機械設備であり、負の電力（−Ｐ_Ｒ）を供給する「負の電力供給設備」と考える。電力消費設備５００の消費電力（−Ｐ_Ｒ）は、（設定発電出力Ｐ_Ｃ−太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐ−電力供給設備４００の発電出力Ｐ_Ｅ）である。

ところで、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐや電力供給設備４００の発電出力Ｐ_Ｅが電力消費設備５００の消費電力（−Ｐ_Ｒ）よりも大きいときには、電力会社に売電が行われる。このとき、売電電力である現在合成発電出力（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｅ−Ｐ_Ｒ）が売電目標値を超えないように、制御装置３００ｃは、太陽光発電設備１００の発電出力を減少させる。つまり、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸ（図３）＝売電目標値に設定し、制御装置３００ｃは、現在合成発電出力（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｅ−Ｐ_Ｒ）が売電目標値を超えないように、太陽光発電設備１００の発電出力を減少させる。なお、電力供給設備４００が無いこともある。

具体的には、制御装置３００ｃは、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐと電力供給設備４００の発電出力Ｐ_Ｅと負の電力供給設備としての電力消費設備５００の消費電力（−Ｐ_Ｒ）を加算した合成発電出力（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｅ−Ｐ_Ｒ）が契約電力＝第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸを超えたとき、以下の送信処理を実行する。つまり、制御装置３００ｃは、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐから合成発電出力（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｅ−Ｐ_Ｒ）と出力設定値（出力上限値Ｐ_ＳＭＡＸ）との差分値を減少させた電力値を出力目標値（Ｐ_Ｇ）として太陽光発電設備１００の電気信号処理装置４０に送信する。

一方、制御装置３００ｃは、合成発電出力（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｅ−Ｐ_Ｒ）が第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮ未満になったとき、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐから出力設定値と合成発電出力（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｅ−Ｐ_Ｒ）との差分値を増加させた電力値を出力目標値（Ｐ_Ｇ）として電気信号処理装置４０に送信する。ここで、第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮ（図３）は、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸとの間を可能な限り狭くする値（例えば、Ｐ_ＳＭＡＸ−Ｐ_ＳＭＩＮ＝０．０５〜０．１Ｐ_ＩＣ）に設定されているものとする。また、合成発電出力（Ｐ_Ｐ＋Ｐ_Ｅ−Ｐ_Ｒ）が第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの中間値であれば、制御装置３００ｃは、出力目標値Ｐ_Ｇを不変にする。

以上説明したように、本実施形態の工場設備２によれば、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐと電力供給設備４００の発電出力Ｐ_Ｅとの和から電力消費設備５００の消費電力（−Ｐ_Ｒ）を減算した余剰電力を電力会社に売電することができる。また、余剰電力が契約電力を超える程、太陽光が強いときでも、制御装置３００ｃは、太陽光発電設備１００の発電出力Ｐ_Ｐを第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの中間に維持させようとする。このとき、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸが設定発電出力Ｐ_ＩＣ＝連系容量に近いところに設定されており、第１の発電目標値Ｐ_ＳＭＡＸと第２の発電目標値Ｐ_ＳＭＩＮとの間が可能な限り狭く設定されているので、制御装置３００ｃは、設定発電出力Ｐ_ＩＣに近い発電出力Ｐ_Ｐに維持させようとする。したがって、余剰電力の売電による対価を最も多く得ることができる。

１ 協調型発電設備
２ 工場設備（発電設備）
１０ 太陽光パネル
２０ 直流交流変換装置（ＰＣＳ）
３０ 出力部
３５ 連系インバータ
４０ 電気信号処理装置（ＰＣＳ制御回路）
１００ 太陽光発電設備（第一の発電設備、第１電力設備）
１１０ 第１発電装置
１２０ 第２発電装置
１３０ 第３発電装置
２００ 風力発電設備（第二の発電設備、電力供給設備、第２電力設備）
３００ａ，３００ｂ，３００ｃ 制御装置
３１０ 記憶部
３２０ 処理部
４００ 電力供給設備
５００ 電力消費設備（負の電力供給設備、第２電力設備）

前記した課題を解決するために、本発明に係る協調型発電設備は、太陽光発電装置である第一の発電設備と風力発電装置である第二の発電設備とを備え、前記第一の発電設備の現在の発電出力である第一の現在発電出力と前記第二の発電設備の現在の発電出力である第二の現在発電出力とを加算した電力である現在合成発電出力が予め設定された設定発電出力（例えば、連系容量）以下に制限される協調型発電設備であって、前記現在合成発電出力が前記設定発電出力の所定量の割合を超えたときに、前記第一の現在発電出力を前記太陽光発電設備に含まれる直流交流変換装置内の連系インバータの出力を制御することにより、０から前記第一の発電設備の最大発電出力までの範囲で設定される出力目標値になるように、前記第一の現在発電出力の出力制御を行うことを特徴とする。

これにより、制御装置３００ｂの出力端では、出力目標値ＰＧ１を発生させたときに、オーバシュート量ＯＳ１が発生する。出力目標値ＰＧ２を発生させたときに、オーバシュート量ＯＳ２、アンダーシュート量ＵＳ２が発生する。出力目標値ＰＧ３を発生させたときに、オーバシュート量ＯＳ３、アンダーシュート量ＵＳ３が発生する。つまり、図１０のオーバシュート量ＯＳ１，ＯＳ２，ＯＳ３やアンダーシュート量ＵＳ２，ＵＳ３は、図９のオーバシュート量ＯＳ０やアンダーシュート量ＵＳ０よりも小さくなる。なお、オーバシュートやアンダーシュートの収束とは、オーバシュート量やアンダーシュート量の振幅が１０％以下、好ましくは５％以下になったことをいう。

前記した課題を解決するために、本発明に係る協調型発電設備は、太陽光発電設備である第一の発電設備と風力発電設備である第二の発電設備と、を備え、前記第一の発電設備の現在の発電出力である第一の現在発電出力と前記第二の発電設備の現在の発電出力である第二の現在発電出力との合成である現在合成発電出力が連系容量以下に制限される協調型発電設備であって、前記現在合成発電出力が前記連系容量の所定量の割合を超えたときに、前記連系容量を超えないように前記第一の現在発電出力を前記太陽光発電設備に含まれる直流交流変換装置内の連系インバータの出力を制御することにより、０から前記第一の発電設備の最大発電出力までの範囲で設定される出力目標値になるように前記第一の現在発電出力の出力制御を行うこと、ことを特徴とする。

Claims (13)

1. 第一の発電設備と第二の発電設備と、を備え、
   前記第一の発電設備の現在の発電出力である第一の現在発電出力と前記第二の発電設備の現在の発電出力である第二の現在発電出力との合成である現在合成発電出力が予め定められた設定発電出力以下に制限される協調型発電設備であって、
   前記現在合成発電出力が前記設定発電出力の所定量の割合を超えたときに、前記第一の現在発電出力を電気的に処理して、０から前記第一の発電設備の最大発電出力までの範囲で設定される出力目標値になるように前記第一の現在発電出力の出力制御を行うこと、
   を特徴とする協調型発電設備。
2. 前記第一の発電設備は、少なくとも発電装置と、
   該発電装置の出力部に接続される電気信号処理装置と、
   前記電気信号処理装置に接続される制御装置とを備え、
   前記制御装置は、前記出力制御のときに、前記設定発電出力から前記現在合成発電出力を減算して差分値を求め、前記第一の発電設備の現在発電出力から前記差分値を減算して前記出力目標値を算出するとともに、前記電気信号処理装置に出力制御信号を送信して、前記出力部の出力を前記出力目標値まで調整すること、
   を特徴とする請求項１に記載の協調型発電設備。
3. 前記制御装置は、
   前記設定発電出力と前記現在合成発電出力との割合が第１の割合を超えたとき、前記減算した出力目標値を前記電気信号処理装置に送信し、
   前記割合が前記第１の割合よりも小さな第２の割合未満のとき、前記第一の現在発電出力に対して、前記現在合成発電出力と前記設定発電出力の前記第２の割合との差分値を増加させた値を前記電気信号処理装置に送信すること
   を特徴とする請求項２に記載の協調型発電設備。
4. 前記電気信号処理装置は、少なくとも制御部と電気的特性変換部と、を備え、
   前記電気的特性変換部は、前記出力制御のときに、前記電気的特性変換部を介して、少なくとも入力信号の電気的大きさを所定の変化率で、前記出力部の出力を前記差分値の大きさだけ増加又は減少すること、
   を特徴とする請求項３に記載の協調型発電設備。
5. 前記入力信号は、前記制御装置から受信した信号である
   ことを特徴とする請求項４に記載の協調型発電設備。
6. 前記所定の変化率は、前記第二の発電設備の発電環境変化による出力特性の変化に応じて決定される値である
   ことを特徴とする請求項４又は請求項５に記載の協調型発電設備。
7. 前記第一の発電設備は２つ以上の前記電気信号処理装置を備え、
   前記制御装置は、前記出力制御のときに、一の前記電気信号処理装置の出力制御が終了したときに次の前記電気信号処理装置の出力制御を開始すること、
   を特徴とする請求項２又は請求項３に記載の協調型発電設備。
8. それぞれの前記電気信号処理装置の出力制御は、その出力波形がオーバシュート及びアンダーシュートが収束したときに終了する
   ことを特徴とする請求項７に記載の協調型発電設備。
9. 前記第一の発電設備は太陽光発電設備であり、
   前記第二の発電設備は風力発電設備であり、
   前記設定発電出力は系統連系のときの連系容量である
   ことを特徴とする請求項１乃至請求項８の何れか一項に記載の協調型発電設備。
10. 太陽光発電設備の現在の発電出力である第一の現在発電出力と
    風力発電設備の現在の発電出力である第二の現在発電出力と
    を加算した電力である現在合成発電出力を予め設定された設定発電出力以下に制限する制御装置であって、
    前記現在合成発電出力が前記設定発電出力の所定量の割合である第１発電目標値を上回ったときに、前記第一の現在発電出力を減少させ、
    前記現在合成発電出力が前記第１発電目標値よりも小さい第２発電目標値を下回ったときに、前記第一の現在発電出力を増加させる
    ことを特徴とする制御装置。
11. 太陽光発電設備である第１電力設備と、電力消費又は電力供給する第２電力設備とを備えて系統連系する電力設備の制御装置であって、
    前記制御装置は、
    前記第１電力設備の発電電力値と前記第２電力設備の需給電力値との合算値である現在合成電力値と連系容量との比が第１の割合を超えたとき、前記第１電力設備の発電電力値から前記現在合成電力値と前記連系容量の第１の割合との差分値を減じた電力値を出力するように前記第１電力設備を制御し、
    前記比が前記第１の割合よりも小さな第２の割合未満のとき、前記第１電力設備の発電電力値に対して、前記現在合成電力値と前記連系容量の第２の割合との差分値を加算した電力値を出力するように前記第１電力設備を制御する
    ことを特徴とする制御装置。
12. 第一の発電設備と第二の発電設備とを備え、
    前記第一の発電設備の現在の発電出力である第一の現在発電出力と前記第二の発電設備の現在の発電出力である第二の現在発電出力との合成である現在合成発電出力が予め設定された設定発電出力以下に制限される協調型発電設備の制御方法であって、
    前記現在合成発電出力と前記第一の現在発電出力とを取得するステップと、
    前記現在合成発電出力が前記設定発電出力の所定量の割合を超えたときに、前記第一の現在発電出力を電気的に処理して、０から前記第一の発電設備の最大発電出力までの範囲で設定される出力目標値になるように、前記第一の現在発電出力の出力制御を行うステップと、
    を備えることを特徴とする協調型発電設備の制御方法。
13. 前記出力制御のときに、前記設定発電出力から前記現在合成発電出力を減算して差分値を求めるステップと、
    前記第一の発電設備の最大発電出力から前記差分値を減算して前記出力目標値を算出するステップと、
    をさらに備えることを特徴とする請求項１２に記載の協調型発電設備の制御方法。

Images