JP6954357B2

JP6954357B2 - 発電システム

Info

Publication number: JP6954357B2
Application number: JP2019540740A
Authority: JP
Inventors: 康晃三ツ木
Original assignee: Toshiba Mitsubishi Electric Industrial Systems Corp
Current assignee: Toshiba Mitsubishi Electric Industrial Systems Corp
Priority date: 2017-09-11
Filing date: 2017-09-11
Publication date: 2021-10-27
Anticipated expiration: 2037-09-11
Also published as: JPWO2019049380A1; US20200212682A1; WO2019049380A1; US10985573B2

Description

この出願は、発電システムに関するものである。

従来、例えば日本特開２０１３−２０７８６２号公報に開示されているように、複数の太陽光発電装置を備える発電システムが知られている。この従来の発電システムは、複数の太陽光発電装置の出力抑制を個別に行う出力抑制管理装置を備えている。

余剰電力を抑制するために、太陽光発電の出力抑制が行われることがある。この公報にかかる技術では、各太陽光発電装置の出力抑制を、一律ではなく、個別に行うことが重要視されている。上記従来の発電システムでは、個々の太陽光発電装置が持つ複数のインバータに出力制限値を設定することで、個別に発電量を調整している。

日本特開２０１３−２０７８６２号公報

電力系統と接続された発電システムでは、系統連系点での力率を調節するために、発電システム全体の力率が制御される。系統連系点での力率は、一般に、発電システムの上位装置に対して与えられる。上位装置は、発電システム内の複数のインバータと通信することができる。

上位装置は、与えられた力率指令値を遵守するように、発電システムの有効電力および無効電力を調節する。上記従来の発電システムでは、発電量を個別制御しているものの、力率については言及がない。従って、上記従来の発電システムでは、力率は全てのインバータで同一に設定されていると推察できる。

太陽電池パネルは一定の面積を持っている。規模の大きな太陽光発電システムでは、大きな区画内に太陽電池パネルが敷き詰められる。日射量は常に一定ではなく、しかも場所によって日射量のむらが生まれることもある。日射量変動により一部の太陽電池パネルの日射量が少なくなると、この一部の太陽電池パネルのみで発電量が低下する。

発電量が低下した太陽電池パネルに接続されているインバータでは、インバータ容量に対して発電量が少なくなる。つまり容量が余っているインバータが発生する。本願発明者は、このような状態で力率が全てのインバータで同一に設定されると、有効電力を増大させる機会を逸失するという問題点を見出した。

この出願は、システム全体の有効電力を増やすことができる発電システムを提供することを目的とする。

本発明にかかる発電システムは、
直流電力を出力する複数の太陽電池パネルと、
前記直流電力を交流電力に変換する複数のインバータと、
前記複数のインバータと通信する上位装置と、
を備え、
前記上位装置は、予め指定された所定力率が前記複数のインバータの合計出力で実現されるように、前記複数のインバータそれぞれに指令値を送信するように構築され、
前記複数のインバータのそれぞれは、受信した前記指令値に基づいて、有効電力の出力量および無効電力の出力量を制御するように構築され、
前記上位装置は、前記複数のインバータのうち前記無効電力の出力量を増加させる余地がある特定インバータに対して無効電力を増やすための無効電力増加指令値を送信し、前記複数のインバータのうち前記特定インバータを除く他のインバータの少なくとも一つに対して有効電力を増やして無効電力を減らすための有効電力増加指令値を送信するように構築されたものである。

上記の発電システムによれば、特定インバータが無効電力を増加させることに応じて他のインバータの無効電力を減らす余地が生まれるので、他のインバータの有効電力を増やすことができる。その結果、発電システム全体の有効電力を増やすことができる。

実施の形態にかかる発電システムの動作原理を説明するための図である。実施の形態に対する比較例にかかる発電システムの動作原理を説明するための図である。実施の形態にかかる発電システムを示す図である。実施の形態にかかる発電システムにおいて実行されるルーチンのフローチャートである。

実施の形態のシステム動作原理．
まず、図１および図２を用いて、実施の形態にかかる発電システムの動作原理を説明する。図１は、実施の形態にかかる発電システム１００の動作原理を説明するための図である。図２は、実施の形態に対する比較例にかかる発電システム２００の動作原理を説明するための図である。

図１および図２は、それぞれ、日射変動の前後における発電システム１００、２００の動作を図示している。図１および図２における発電システム１００、２００は太陽光発電システムである。ここでは便宜上、太陽電池パネルは図示を省略し、太陽電池パネルからの直流電力を変換するインバータ１０１、１０２、２０１、２０２のみを図示している。

まず図２の比較例について説明する。比較例にかかる発電システム２００は、インバータ２０１とインバータ２０２とを備える。インバータ２０１およびインバータ２０２の容量は、いずれも１００ｋＶＡである。発電システム２００全体の容量は、２００ｋＶＡである。比較例にかかる発電システム２００では、インバータ２０１、２０２は同一の力率に設定される。

日射量の変動前に、インバータ２０１、２０２に接続された太陽電池パネルに対する日射量が１００％であるものとする。このとき、インバータ２０１、２０２はいずれも有効電力Ｐ＝８０［ｋＷ］、無効電力Ｑ＝６０［ｋｖａｒ］で駆動しているものとする。発電システム２００のサイト全体では、有効電力Ｐｓ＝１６０［ｋＷ］、無効電力Ｑｓ＝１２０［ｋｖａｒ］が出力されている。

次に、図２の比較例において日射量の変動があった後を説明する。日射変動後には、インバータ２０１に接続された太陽電池パネルが１００％の日射量で発電しているのに対し、インバータ２０２に接続された太陽電池パネルで日射量が６０％に低下したものとする。比較例にかかる発電システム２００では、日射変動の前後を通じて、全てのインバータ２０１、２０２で力率が同一となるように制御が行われている。

インバータ２０１は有効電力Ｐ＝８０［ｋＷ］、無効電力Ｑ＝６０［ｋｖａｒ］を出力するように駆動される。インバータ２０２は有効電力Ｐ＝６０［ｋＷ］、無効電力Ｑ＝４５［ｋｖａｒ］を出力するように駆動される。発電システム２００のサイト全体では、有効電力Ｐｓ＝１４０［ｋＷ］、無効電力Ｑｓ＝１０５［ｋｖａｒ］が出力されている。

しかしながら、本願発明者は、比較例にかかる問題点として、次のような点に着目した。比較例において、発電量が低下した太陽電池パネルに接続されているインバータ２０２では、インバータ容量に対して発電量が少なくなる。つまり容量が余っているインバータ２０２が発生している。そこで、実施の形態では、次のような方法で、この容量が余っているインバータ２０２についての有効電力を増大させる機会を活かす。

図１に示す実施の形態にかかる発電システム１００は、インバータ１０１とインバータ１０２とを備える。インバータ１０１およびインバータ１０２の容量は、比較例と同様に、いずれも１００ｋＶＡである。発電システム１００のサイト全体の容量は、比較例と同様に、２００ｋＶＡである。図１に示す実施の形態においても、日射量の変動前は、図２の比較例と同じように発電が行われる。

一方、図１に示す実施の形態において日射量の変動が起きた後には、日射量の低下した側のインバータ１０２において、比較例と異なる動作が行われる。実施の形態では、インバータ１０２に対して、無効電力Ｑを増やすように制御が行われる。その結果、実施の形態にかかるインバータ１０２では、有効電力Ｐの出力量は比較例と同じ６０［ｋＷ］であるものの、無効電力Ｑの出力量が８０［ｋｖａｒ］まで増加されている。

インバータ１０２がより多くの無効電力Ｑを出力するので、インバータ１０１については無効電力Ｑを減らしてもよい。その結果、発電システム１００のサイト全体において、無効電力Ｑｓが１２０［ｋｖａｒ］とされ、有効電力Ｐｓが１５０［ｋＷ］とされる。

サイト全体の有効電力Ｐｓの大きさを比べると、図１の実施の形態のほうが図２の比較例よりも有効電力Ｐｓが大きい。同じ日射条件において、実施の形態のほうが比較例よりもサイト全体の有効電力Ｐｓが多いので、実施の形態のほうが多くの売電量を見込むことができる。

なお、図１で示した数値は、説明の便宜上の例示的なものである。現実の発電システムにおいては、厳密には、日射変動前後でサイト全体の力率が変わらない範囲で、インバータ１１〜１５（図３参照）に対して有効電力Ｐおよび無効電力Ｑが指定される。図１の日射変動前におけるサイト全体の力率φ_Ｓ１は、下記のように算出される。
φ_Ｓ１＝Ｐ／（Ｐ^２＋Ｑ^２）^１／２
＝１６０／（１６０^２＋１２０^２）^１／２
＝０．８

図１の日射変動後におけるサイト全体の力率φ_Ｓ２が力率φ_Ｓ１と同じであるための条件は、下記のように算出されてもよい。
φ_Ｓ２＝Ｐ／（Ｐ^２＋Ｑ^２）^１／２
＝１５０／（１５０^２＋１１２．５^２）^１／２
＝０．８

サイト全体の無効電力Ｑを１１２．５とするためには、例えば、インバータ１０１が出力する無効電力Ｑを４０［ｋｖａｒ］とする一方で、インバータ１０２が出力する無効電力Ｑを７２．５［ｋｖａｒ］としてもよい。

実施の形態のシステム具体例．
次に、図３〜図５を用いて、実施の形態にかかる具体的な発電システム１０を説明する。

図３は、実施の形態にかかる発電システム１０を示す図である。発電システム１０は、電力系統５と系統連系を行う。発電システム１０は、複数のパワーコンディショナ１と、複数の太陽電池アレイ２１〜２５と、変圧器３と、サイトメータ４と、上位装置であるパワープラントコントローラ６と、パワーディストリビュータ７と、を備えている。

以下、サイトメータを「ＳＭ」とも称し、パワープラントコントローラを「ＰＰＣ」とも称し、パワーディストリビュータを「ＰＤ」とも称す。ＳＭ４は、発電システム１０の出力電力に関するパラメータを計測する。出力電力に関するパラメータは、全体が出力する有効電力（ｋＷ）、無効電力（ｖａｒ）、出力交流電圧（Ｖ）、周波数（Ｈｚ）、力率ＰＦを含む。ＳＭ４は、これらのパラメータをＰＰＣ６に送信する。

太陽電池アレイ２１〜２５それぞれは、直流電力を出力する複数の太陽電池パネルを備えている。複数のパワーコンディショナ１は、それぞれ直流電力を交流電力に変換するインバータ１１〜１５を備えている。実施の形態では、一例として、発電システム１０が５個の太陽電池アレイ２１〜２５および５個のパワーコンディショナ１を備えるものとする。パワーコンディショナ１はそれぞれがインバータを備えているので、発電システム１０も５個のインバータ１１〜１５を備えている。

発電システム１０には、予め定められた所定力率を指定するための「上位指令値ＰＦｒｅｆ」が与えられる。実施の形態では、ＰＤ７に、電力会社などからの指示に基づいて、この「上位指令値ＰＦｒｅｆ」が入力されているものとする。ＰＤ７を通じて、ＰＰＣ６に上位指令値ＰＦｒｅｆが与えられる。

上位指令値ＰＦｒｅｆは、連系点力率または有効無効電力リファレンス値の形態で与えられる。実施の形態では、一例として、上位指令値ＰＦｒｅｆが、連系点力率の形態で提供されているものとする。連系点力率とは、系統連系点において発電システム１０が達成すべき力率である。従って、上位指令値ＰＦｒｅｆの内容は、力率のリファレンス値である。系統連系点とは、電力系統５と発電システム１０との接続点である。系統連系点は、ＰＯＩ（ＰｏｉｎｔｏｆＩｎｔｅｒｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎ）とも称される。

なお、上位指令値ＰＦｒｅｆは、有効無効電力リファレンス値として提供されても良い。有効無効電力リファレンス値は、発電システム１０が全体として出力すべき有効電力Ｐｓおよび無効電力Ｑｓを指定するための値である。

ＰＰＣ６は、複数のインバータ１１〜１５と通信するように構築されている。ＰＰＣ６は、上位指令値ＰＦｒｅｆどおりの力率が複数のインバータ１１〜１５の合計出力で実現されるように、複数のインバータ１１〜１５それぞれに「下位指令値」を送信するように構築されている。

実施の形態にかかる下位指令値は、有効無効電力指令値ＰＱ１〜ＰＱ５である。有効無効電力指令値ＰＱ１〜ＰＱ５は、インバータ１１〜１５がそれぞれ出力すべき有効電力Ｐの大きさと無効電力Ｑの大きさとを指定するための値である。複数のインバータ１１〜１５のそれぞれは、有効無効電力指令値ＰＱ１〜ＰＱ５を受け取ると、その有効無効電力指令値に従って有効電力Ｐの出力量および無効電力Ｑの出力量を制御するように構築されている。なお、有効無効電力指令値を用いて公知のインバータの有効電力Ｐおよび無効電力Ｑを制御する技術は、既に公知の技術であり、新規な事項ではない。このため、詳細な説明は省略する。

ＰＰＣ６は、「特定インバータ」を複数のインバータ１１〜１５のなかから選択するように構築されている。「特定インバータ」は、無効電力Ｑの出力量を増加させる余地があるインバータである。特定インバータの選択方法には、少なくとも下記の第一の例および第二の例が考えられる。

特定インバータ選択方法の第一の例として、複数の太陽電池アレイ２１〜２５のうち、「受光する日射量の低下」があった太陽電池アレイに接続されたインバータを、特定インバータに選択してもよい。この第一の例は、複数の太陽電池アレイ２１〜２５のうち「発電量の減少」があった太陽電池アレイに接続されたインバータを、特定インバータとして選択するという方法でもある。従って、第一の例として、複数の太陽電池アレイ２１〜２５が出力する直流電力の大きさをパワーコンディショナ１が内蔵する電流計及び電圧計で計測することで、特定インバータを選択することができる。

特定インバータ選択方法の第二の例として、「出力無効電力余裕」が増加したインバータを、特定インバータに選択してもよい。実施の形態では、出力無効電力余裕のことを、Ｑｐｏｓｓｉｂｌｅの意味で、「Ｑ_ｐｂ」という符号を用いて説明する。出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂは、インバータ１１〜１５それぞれが出力可能な無効電力Ｑの最大値を表している。

この第二の例について説明すると、まず、日射量が変動すると一部の太陽電池パネルの発電量が低下する。発電量が低下した太陽電池パネルに接続されているインバータでは、インバータ容量に対して発電量が少なくなる。つまり容量が余っているインバータが発生する。出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂの増加を検出することで、このような容量余りが生じているインバータを特定することができる。従って、この第二の例では、ＰＰＣ６は、複数のインバータ１１〜１５のうち出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂが増加したインバータを「特定インバータ」として設定する。図３で説明する実施の形態にかかる発電システム１０では、この第二の例を採用する。

実施の形態では、ＰＰＣ６は、複数のインバータ１１〜１５それぞれの出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂの大きさを取得するように構築されている。無効電力Ｑの出力に余裕がある特定インバータを正確かつ早期に特定し、その特定インバータから無効電力Ｑをなるべく多く取り出すことが好ましい。このような目的を達するために、出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂを算出できるように、発電システム１０が構築されている。出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂは時々刻々と変化しうるものなので、ＰＰＣ６は一定の短周期で出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂの計算処理を行うことが好ましい。

出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂは、下記の式（１）で計算される。
Ｑ_ｐｂ＝（Ｓ^２−Ｐ_ＤＣ ^２）^１／２ −Ｑ_ＡＣ・・・（１）

上記の式（１）において、Ｓは、インバータ容量［ＶＡ］であり、Ｐ_ＤＣは、太陽電池アレイから出力されインバータに入力される直流電力［Ｗ］、Ｑ_ＡＣはインバータから出力される無効電力［ｖａｒ］である。インバータ１１〜１５それぞれに入力される直流電力［Ｗ］およびインバータ１１〜１５それぞれが出力する有効電力［Ｗ］は、パワーコンディショナ１に内蔵されている電流計及び電圧計によって計測すればよい。

例えば、太陽電池アレイ２１の発電可能総量が１．０［ＭＷ］であり、太陽電池アレイ２１に接続したインバータ１１の容量がこれに合わせて１．０［ＭＶＡ］であるものとする。太陽電池アレイ２１と接続したインバータ１１に入力される直流電力Ｐ_ＤＣが０．８［ＭＷ］であり、インバータ１１が出力する無効電力Ｑ_ＡＣが０．６［ＭＶａｒ］であるとする。この場合、出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ１は、下記の式（２）のとおりに算出される。
Ｑ_ｐｂ１＝Ｑ_ｐｂ＝（Ｓ^２−Ｐ_ＤＣ ^２）^１／２ − Ｑ_ＡＣ
＝（１．０^２−０．８^２）^１／２ − ０．６＝０．０［Ｍｖａｒ］・・・（２）

同様に、複数のインバータ１２〜１５それぞれの出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ２〜Ｑ_ｐｂ５が算出される。例えば出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ５が増加した場合、ＰＰＣ６はその出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ５を持つインバータ１５を「特定インバータ」に設定する。

ＰＰＣ６は、特定インバータに対して「無効電力増加指令値」を送信するように構築されている。無効電力増加指令値は、無効電力Ｑを増やすための指令値である。その一方で、ＰＰＣ６は、複数のインバータ１１〜１５のうち、特定インバータを除く「他のインバータ」のうち最も出力無効電力余裕Ｑ _ｐｂが小さい一つのインバータに対して、「有効電力増加指令値」を送信するように構築されている。有効電力増加指令値は、有効電力Ｐを増やして無効電力Ｑを減らすための指令値である。

例えば、複数のインバータ１１〜１５のうち、インバータ１５において日射量の低下があったものとする。この場合、インバータ１５の出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ５が増加する。ＰＰＣ６は、このインバータ１５を「特定インバータ１５」として設定する。ＰＰＣ６は、特定インバータ１５を除くインバータ１１〜１４を、「他のインバータ１１〜１４」として設定する。ここで説明のために図１を用いて説明した動作を参照すると、図１では、日射量低下の影響をうけるインバータ１０２が「特定インバータ」であり、インバータ１０１が「他のインバータ」として取り扱われている。

ＰＰＣ６が特定インバータ１５に無効電力増加指令値を送ると、特定インバータ１５は無効電力Ｑを増加するように制御される。実施の形態によれば、特定インバータ１５の無効電力Ｑを増加させることで、発電システム１０全体で必要となる無効電力Ｑｓの多くを特定インバータ１５に割り当てることができる。その結果、他のインバータ１１〜１４の無効電力Ｑを減らす余地が生まれる。

ＰＰＣ６が他のインバータ１１〜１４のうち最も出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂが小さい一つのインバータに有効電力増加指令値を送ると、有効電力増加指令値を受信したインバータは有効電力Ｐの出力量を増加させる。これにより、連系点力率を予め指定された一定値に保つという束縛条件を守りつつ、なるべく発電システム１０全体の有効電力Ｐｓを増やすことができる。発電システム１０全体での有効電力Ｐｓを増加させることができるので、売電量の増加を見込むことができる。系統連系点で必要となる無効電力量を確保するように無効電力Ｑのバランスを保ちつつ、有効電力Ｐを増加させることができる。他のインバータ１１〜１４の少なくとも一つを、より１．０に近い力率で効率よく運転させることもできる。

特定インバータの数は一つに限られない。特定インバータが複数個あってもよい。例えばインバータ１１およびインバータ１２が特定インバータとされた場合には、インバータ１３〜１５を他のインバータとして取り扱えばよい。

実施の形態のシステム具体的処理．
図４は、実施の形態にかかる発電システム１０において実行されるルーチンのフローチャートである。実施の形態では、図４のルーチンが実行される前の段階では、インバータ１１〜１５それぞれが上位指令値ＰＦｒｅｆで指定される力率に制御されているものとし、インバータ１１〜１５の力率が全て同一に制御されているものとする。つまり、図４のルーチンが実行される前の段階では、発電システム１０は、図２を用いて説明した比較例にかかる発電システム２００と同じ動作を行っているものとする。

図４のルーチンでは、まずステップＳ１００において、ＰＰＣ６が、ＰＤ７から上位指令値ＰＦｒｅｆを取得する。

次に、ステップＳ１０１において、ＰＰＣ６は、複数のインバータ１１〜１５それぞれについて出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂの大きさを計算により取得する。ステップＳ１０２の計算は、前述した式（１）に従って行われる。インバータ１１の出力無効電力余裕を、Ｑ_ｐｂ１とする。インバータ１２の出力無効電力余裕を、Ｑ_ｐｂ２とする。インバータ１３の出力無効電力余裕を、Ｑ_ｐｂ３とする。インバータ１４の出力無効電力余裕を、Ｑ_ｐｂ４とする。インバータ１５の出力無効電力余裕を、Ｑ_ｐｂ５とする。

次に、ステップＳ１０２において、出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ１〜Ｑ_ｐｂ５の少なくとも一つが増加したか否かが判定される。出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ１〜Ｑ_ｐｂ５が一定であれば、ステップＳ１０２の判定結果が否定となる。この場合には今回のルーチンが終了し、処理がリターンする。

ステップＳ１０２の判定結果が肯定であった場合には、次に、ステップＳ１０３において、出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ１〜Ｑ_ｐｂ５の大きさの順番で複数のインバータ１１〜１５を整列させたリストが作成される。ステップＳ１０３では、ＰＰＣ６は、「最大出力無効電力余裕インバータ」と「最小出力無効電力余裕インバータ」とを特定する。

まず、ステップＳ１０３では、Ｑ_ｐｂ１〜Ｑ_ｐｂ５の値が、大きさの順番で並べ替えられる。並び替えの後、Ｑ_ｐｂ１〜Ｑ_ｐｂ５それぞれが、Ｑ_ｐｂの大きさを表す識別子である最小出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍｉｎ}、中間出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍｄｄ１}、Ｑ_{ｐｂｍｄｄ２}、Ｑ_{ｐｂｍｄｄ３}、および最大出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍａｘ}に対応付けられる。ただし、Ｑ_{ｐｂｍｄｄ１}＜Ｑ_{ｐｂｍｄｄ２}＜Ｑ_{ｐｂｍｄｄ３}である。ＰＰＣ６は、このような、出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ１〜Ｑ_ｐｂ５を大きさの順に並べ替えたリストを作製するためのプログラムを予め記憶している。

実施の形態では、説明を簡便にするために、一例としてＱ_ｐｂ１＜Ｑ_ｐｂ２＜Ｑ_ｐｂ３＜Ｑ_ｐｂ４＜Ｑ_ｐｂ５であるものとする。従って、実施の形態では、Ｑ_ｐｂ１＝Ｑ_{ｐｂｍｉｎ}、Ｑ_ｐｂ２＝Ｑ_{ｐｂｍｄｄ１}、Ｑ_ｐｂ３＝Ｑ_{ｐｂｍｄｄ２}、Ｑ_ｐｂ４＝Ｑ_{ｐｂｍｄｄ３}、かつＱ_ｐｂ５＝Ｑ _{ｐｂｍａｘ}であるものとする。

さらに、ステップＳ１０３では、Ｑ_{ｐｂｍｉｎ}、Ｑ_{ｐｂｍｄｄ１}、Ｑ_{ｐｂｍｄｄ２}、Ｑ_{ｐｂｍｄｄ３}、およびＱ_{ｐｂｍａｘ}を介して、インバータ１１〜１５を、Ｑ_ｐｂ１〜Ｑ_ｐｂ５の大きさの順で並べ替えるための処理が実行される。具体的には、インバータ１１〜１５に、インバータ識別子Ｚ_１〜Ｚ_５が付与される。最小出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍｉｎ}に対応付けられた出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂを持つインバータに、インバータ識別子Ｚ_１が付与される。中間出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍｄｄ１}〜Ｑ_{ｐｂｍｄｄ３}に対応付けられた出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂを持つインバータに、それぞれインバータ識別子Ｚ_２〜Ｚ_４が付与される。最大出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍａｘ}に対応付けられた出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂを持つインバータに、インバータ識別子Ｚ_５が付与される。

リストのなかで最大の出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍａｘ}を持つインバータ識別子Ｚ_５を、「最大出力無効電力余裕インバータ」とする。リストのなかで最小の出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍｉｎ}を持つインバータ識別子Ｚ_１を、「最小出力無効電力余裕インバータ」とする。上述したとおり、実施の形態では、説明を簡便にするために、Ｑ_ｐｂ１＜Ｑ_ｐｂ２＜Ｑ_ｐｂ３＜Ｑ_ｐｂ４＜Ｑ_ｐｂ５としているので、インバータ１１にインバータ識別子Ｚ_１が付与され、インバータ１２にインバータ識別子Ｚ_２が付与され、インバータ１３にインバータ識別子Ｚ_３が付与され、インバータ１４にインバータ識別子Ｚ_４が付与され、インバータ１５にインバータ識別子Ｚ_５が付与される。インバータ１５が、最大出力無効電力余裕インバータ１５として設定される。インバータ１１が、最小出力無効電力余裕インバータ１１として設定される。

次に、処理はステップＳ１０８〜Ｓ１１５へと移行する。ステップＳ１０８〜Ｓ１１５の処理は、複数のインバータ１１〜１５に対する有効無効電力指令値ＰＱ１〜ＰＱ５の補正計算のための処理である。ステップＳ１０８〜Ｓ１１５の処理によって有効無効電力指令値の補正計算が完了すると、処理はステップＳ１２０に進んで実際に有効無効電力指令値の変更が行われる。ステップＳ１２０の処理によって、複数のインバータ１１〜１５の制御が一括で変更される。

まず、ステップＳ１０８において、ＰＰＣ６は、インバータ識別子Ｚ_５が付与されたインバータ１５を特定インバータに設定する。ステップＳ１０８において、ＰＰＣ６は、出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ５まで無効電力Ｑを最大化させるようにこの特定インバータ１５に対する有効無効電力指令値ＰＱ５を補正する。

次に、ステップＳ１１０〜Ｓ１１５の処理によって、特定インバータ１５を除く他のインバータ１１〜１４に対する有効無効電力指令値ＰＱ１〜ＰＱ４の補正演算が行われる。ステップＳ１１０〜Ｓ１１５の処理は、二つの目的を含んでいる。第一の目的は、上位指令値ＰＦｒｅｆによって決まる力率が、発電システム１０のサイト全体で実現されるように、有効無効電力指令値ＰＱ１〜ＰＱ４の適正な候補値を求めることである。第二の目的は、他のインバータ１１〜１４の少なくとも一つに対して、有効電力Ｐを増大させることで力率を１．０に近づける処理を行うことである。

まず、ステップＳ１１０において、変数ｋに、初期値である１が設定される。次に、ステップＳ１１２において、ＰＰＣ６は、インバータ識別子Ｚ_ｋを持つインバータが無効電力Ｑを最大限に出力するように、インバータに対する有効無効電力指令値の調整を行う。

図４のルーチン開始後における初回のステップＳ１１２では、ｋ＝１なので、インバータ識別子Ｚ_ｋ＝Ｚ_１である。従って、有効無効電力指令値が調整される対象は、最小出力無効電力余裕インバータ１１である。ＰＰＣ６は、インバータ１１の無効電力Ｑの出力量を最大化させるように、インバータ１１に対する有効無効電力指令値ＰＱ１を補正する。

次に、ステップＳ１１３において、変数ｋが４であるか否かを判定する。図４のルーチン開始後における初回のステップＳ１１６では、ｋ＝１なのでステップＳ１１６の判定結果は否定となる。

次に、ステップＳ１１４において、ＰＰＣ６は、ステップＳ１１２で予定された制御内容を実行した場合に、上位指令値ＰＦｒｅｆで指定された力率が発電システム１０のサイト全体で達成可能か否かを判定する。図４のルーチン開始後における初回のステップＳ１１４では、特定インバータ１５およびインバータ１１がそれぞれ無効電力Ｑを最大限に出力することが予定されている。図４のルーチン開始後における初回のステップＳ１１４では、特定インバータ１５の出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ５とインバータ１１の出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂ１とによって上位指令値ＰＦｒｅｆで指定された力率が達成可能か否かが判定される。インバータ１１が上記差分で決まる無効電力Ｑを全て出力できるのであれば、このステップＳ１１４の判定結果は肯定となる。

ステップＳ１１４の判定結果が否定である場合、ＰＰＣ６は、ステップＳ１１５において変数ｋをインクリメントする。その後、処理がステップＳ１１２にループする。ループ後のステップＳ１１２においてはｋ＝２なので、ＰＰＣ６は、インバータ識別子Ｚ_２が付与されたインバータ１２の無効電力Ｑを最大化させるように、有効無効電力指令値ＰＱ２の補正計算を行う。

ステップＳ１１５の後、再度、処理がステップＳ１１４に進む。再度のステップＳ１１４において、ＰＰＣ６は、直前のステップＳ１１２で予定された制御内容を実行した場合に、上位指令値ＰＦｒｅｆで指定された力率が発電システム１０のサイト全体で実現可能か否かを判定する。

説明の便宜上、実施の形態では、一例として、インバータ１１、１２およびインバータ１５の無効電力Ｑの出力量を最大化した場合に、上位指令値ＰＦｒｅｆで指定された力率が発電システム１０のサイト全体で達成可能であるものとする。この場合、ステップＳ１１４の判定結果が肯定となる。この場合、無効電力Ｑの最大化が予定されていない他のインバータ１３、１４に対しては、ＰＰＣ６が、無効電力Ｑを最小化して有効電力Ｐを最大化するように有効無効電力指令値ＰＱ３、ＰＱ４を補正する。これにより、他のインバータ１３、１４については、力率を１．０に近づけた状態での高効率運転が予定されることになる。

次に、ステップＳ１２０において、ＰＰＣ６は、複数のインバータ１１〜１５に対して、補正完了後の有効無効電力指令値ＰＱ１〜ＰＱ５をそれぞれ送信する。実施の形態では、特定インバータ１５および他のインバータ１１、１２に対して送信される有効無効電力指令値ＰＱ１、ＰＱ２、およびＰＱ５が、「無効電力増加指令値」に対応する。他のインバータ１３、１４に対して送信される有効無効電力指令値ＰＱ３、ＰＱ４が、「有効電力増加指令値」に対応する。これにより、複数のインバータ１１〜１５それぞれにおいて、補正後の有効無効電力指令値ＰＱ１〜ＰＱ５に従って無効電力Ｑの出力量および有効電力Ｐの出力量が一括に調整される。

以上説明した実施の形態にかかる具体的処理によれば、インバータ１１〜１５を含む発電システム１０において、有効無効電力指令値を円滑に補正することができる。

なお、ステップＳ１１２〜Ｓ１１５の処理が繰り返されると、ステップＳ１１３でｋ＝４となる時点が到来する。ステップＳ１１３でｋ＝４であるということは、インバータ識別子Ｚ_１〜Ｚ_５が付与された全てのインバータ１１〜１５に対して無効電力Ｑの最大化補正処理が適用されたことを意味する。この場合、発電システム１０のサイト全体で無効電力Ｑが最大化されたことになる。このような場合に対処するための一例として、実施の形態では、ステップＳ１１９を設けている。

ステップＳ１１９では、インバータ１１〜１５における無効電力Ｑおよび有効電力Ｐの割合が調整される。ステップＳ１１９は、一例として、インバータ１１〜１５それぞれを上位指令値ＰＦｒｅｆで指定される力率に制御するようにしてもよい。その結果、ステップＳ１１９において、ステップＳ１０８〜Ｓ１１５までの補正演算が無効化され、インバータ１１〜１５の力率が全て同一に制御される。その後、今回のルーチンが終了し、処理がリターンする。

なお、現実的には、特定インバータ１５が無効電力Ｑを増加させているので、他のインバータ１１〜１４の少なくとも一つに対しては有効電力Ｐを増加させる余裕があるはずである。よって、実際には、ステップＳ１１３でｋ＝４が成立する前の段階で、ステップＳ１１４の判定結果が肯定になると考えられる。

実施の形態にかかる具体的処理では、ステップＳ１０８、Ｓ１１０およびＳ１１２において、特定インバータ１５の後に、最小出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍｉｎ}を持つ他のインバータ１１に対して無効電力Ｑの増加量を決定している。しかしながら、変形例として、特定インバータ１５の次に、他のインバータ１４を対象にして無効電力Ｑの増加量を決定し、続いてインバータ１３、１２、１１という順番で無効電力Ｑの増加量を決定してもよい。

上記実施の形態によれば、ＰＰＣ６は、複数のインバータ１１〜１５のうち、最大出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍａｘ}を持つインバータ１５を特定インバータとするように構築されている。出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂが最も大きいインバータ１５に対して、確実に、無効電力増加指令値を送ることができる。これにより、無効電力Ｑの出力増加量に最も余裕のあるインバータ１５に対して、多くの無効電力Ｑを確実に出力させることができる。ただし、変形例として、最大出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍａｘ}ではなく、最小出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍｉｎ}あるいは中間出力無効電力余裕Ｑ_{ｐｂｍｄｄ１}〜Ｑ_{ｐｂｍｄｄ３}を持つインバータが、特定インバータとして選択されてもよい。出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂの増加が起きて無効電力Ｑを増加させる余地があるインバータであれば、特定インバータとして選択することができる。

上記実施の形態によれば、ＰＰＣ６は、特定インバータ１５が出力可能な無効電力Ｑの最大値まで特定インバータ１５が無効電力Ｑを出力するように、無効電力増加指令値を特定インバータ１５に与えている。これにより、特定インバータ１５が無効電力Ｑを最大限まで出力することができる。その結果、特定インバータ１５以外の他のインバータ１１〜１４に対して力率がなるべく１．０に近づけられた状態で運転させる機会を得ることができる。ただし、変形例として、特定インバータ１５の無効電力Ｑを最大化させず、特定インバータ１５の無効電力Ｑを最大値より若干低い値まで増加させるに留めてもよい。この場合、他のインバータ１１〜１４のうちいくつかに対する無効電力Ｑの増加負担を大きくすればよい。

ＰＰＣ６は、ステップＳ１１２〜Ｓ１１５のループ処理によって、上位指令値ＰＦｒｅｆで決まる力率が発電システム１０のサイト全体で達成されるまで、他のインバータ１１〜１４のうち、出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂが小さいインバータ１１から順に無効電力の増加量を決定するように構築されている。実施の形態によれば、ステップＳ１０８の処理によって、特定インバータ１５に対して無効電力をより多く分担させている。無効電力増加指令値に応答した特定インバータ１５のみでは賄いきれない「不足無効電力」については、他のインバータ１１〜１４が負担することができる。なお、変形例として、図４のルーチンとは反対に、他のインバータ１１〜１４のうち、出力無効電力余裕Ｑ_ｐｂが大きいインバータ１４から順に無効電力の増加量を決定しても良い。

実施の形態にかかる発電システム１０では、インバータの個数は少なくとも二個あればよい。インバータの個数は、五個以上の任意の数としてもよく、五個未満つまり四個または三個でもよい。インバータ個数に応じて、ステップＳ１０３における識別子の数を適宜に調節すればよい。

１１〜１５、１０１、１０２、２０１、２０２インバータ
２１〜２５太陽電池アレイ
１パワーコンディショナ
３変圧器
４サイトメータ（ＳＭ）
５電力系統
６パワープラントコントローラ（ＰＰＣ）
７パワーディストリビュータ（ＰＤ）
１０、１００、２００発電システム
ＰＱ１〜ＰＱ４有効無効電力指令値
Ｑ_ｐｂ、Ｑ_ｐｂ１〜Ｑ_ｐｂ５出力無効電力余裕

Claims

直流電力を出力する複数の太陽電池パネルと、
前記直流電力を交流電力に変換する複数のインバータと、
前記複数のインバータと通信する上位装置と、
を備え、
前記上位装置は、予め指定された所定力率が前記複数のインバータの合計出力で実現されるように、前記複数のインバータそれぞれに指令値を送信するように構築され、
前記複数のインバータのそれぞれは、受信した前記指令値に基づいて、有効電力の出力量および無効電力の出力量を制御するように構築され、
前記上位装置は、前記複数のインバータのうち前記無効電力の出力量を増加させる余地がある特定インバータに対して無効電力を増やすための無効電力増加指令値を送信し、前記複数のインバータのうち前記特定インバータを除く他のインバータの少なくとも一つに対して有効電力を増やして無効電力を減らすための有効電力増加指令値を送信するように構築された発電システムであって、
前記複数のインバータは、三つ以上のインバータを含み、
前記上位装置は、前記複数のインバータそれぞれが出力可能な無効電力の最大値である出力無効電力余裕の大きさを取得するように構築され、
前記上位装置は、前記三つ以上のインバータのうち最も大きな前記出力無効電力余裕を持つ最大出力無効電力余裕インバータを特定するように構築され、
前記上位装置は、前記最大出力無効電力余裕インバータを前記特定インバータとして設定するように構築され、
前記上位装置は、前記所定力率が達成されるまで、前記最大出力無効電力余裕インバータを除く他のインバータのうち前記出力無効電力余裕が小さいインバータから順に無効電力の増加量を決定するように構築された発電システム。