WO2019049380A1 - 発電システム - Google Patents

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WO2019049380A1
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reactive power
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inverter
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康晃 三ツ木
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東芝三菱電機産業システム株式会社
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    • Y04S10/22—Flexible AC transmission systems [FACTS] or power factor or reactive power compensating or correcting units

Definitions

  • This application relates to a power generation system.
  • a power generation system provided with a plurality of solar power generation devices is known.
  • This conventional power generation system includes an output suppression management device that individually performs output suppression of a plurality of solar power generation devices.
  • the power generation amount is adjusted individually by setting the output limit value to the plurality of inverters included in each of the solar power generation devices.
  • the power factor of the entire power generation system is controlled to adjust the power factor at the grid connection point.
  • the power factor at the grid connection point is generally given to the host system of the power generation system.
  • the host device can communicate with a plurality of inverters in the power generation system.
  • the host device adjusts the active power and reactive power of the power generation system to comply with the given power factor command value.
  • the power factor is set to be the same for all the inverters.
  • Solar panels have a certain area. In large-scale solar power generation systems, solar panels are spread in large areas. The amount of solar radiation is not always constant, and depending on the location, uneven solar radiation may occur. When the solar radiation amount of a part of solar cell panels decreases due to the fluctuation of the solar radiation amount, the power generation amount is reduced only by the solar cell panels of this part.
  • the power generation amount is smaller than the inverter capacity. In other words, inverters with excess capacity are generated.
  • the inventors of the present application have found a problem that if the power factor is set to be the same for all the inverters under such conditions, the opportunity to increase the active power is lost.
  • This application aims to provide a power generation system capable of increasing the effective power of the entire system.
  • the power generation system is Multiple solar cell panels that output DC power, A plurality of inverters for converting the DC power into AC power; A host device in communication with the plurality of inverters; Equipped with The host device is constructed to transmit a command value to each of the plurality of inverters such that a predetermined power factor specified in advance is realized by the total output of the plurality of inverters.
  • Each of the plurality of inverters is constructed to control an output amount of active power and an output amount of reactive power based on the received command value
  • the host device transmits a reactive power increase command value for increasing reactive power to a specific inverter which has room to increase the output amount of the reactive power among the plurality of inverters, and the host device transmits the reactive power increase command value among the plurality of inverters It is constructed to transmit an active power increase command value for increasing the active power and reducing the reactive power to at least one of the other inverters excluding the specific inverter.
  • the active power of the other inverter can be increased.
  • the effective power of the entire power generation system can be increased.
  • FIG. 1 is a diagram for explaining the operation principle of the power generation system 100 according to the embodiment.
  • FIG. 2 is a diagram for explaining the operation principle of the power generation system 200 according to a comparative example to the embodiment.
  • FIGS. 1 and 2 illustrate the operation of the power generation system 100, 200 before and after solar radiation variation, respectively.
  • the power generation systems 100 and 200 in FIGS. 1 and 2 are solar power generation systems.
  • the solar cell panel is not shown, and only the inverters 101, 102, 201, 202 for converting DC power from the solar cell panel are shown.
  • the power generation system 200 according to the comparative example includes an inverter 201 and an inverter 202.
  • the capacity of each of the inverters 201 and 202 is 100 kVA.
  • the overall capacity of the power generation system 200 is 200 kVA.
  • the inverters 201 and 202 are set to the same power factor.
  • the solar battery panel connected to the inverter 201 After the fluctuation of solar radiation, the solar battery panel connected to the inverter 201 generates power with 100% of the solar radiation, while the solar battery panel connected to the inverter 202 reduces the solar radiation to 60%. .
  • control is performed such that the power factor becomes the same in all the inverters 201 and 202 throughout the before and after solar radiation fluctuation.
  • the inventor of the present application focused on the following points as problems relating to the comparative example.
  • the power generation amount is smaller than the inverter capacity.
  • the inverter 202 having a surplus capacity is generated. Therefore, in the embodiment, the following method is used to take advantage of the opportunity to increase the active power of the inverter 202 having this excess capacity.
  • a power generation system 100 includes an inverter 101 and an inverter 102.
  • the capacity of each of the inverters 101 and 102 is 100 kVA, as in the comparative example.
  • the capacity of the entire site of the power generation system 100 is 200 kVA, as in the comparative example.
  • power generation is performed in the same manner as in the comparative example of FIG.
  • the reactive power Q may be reduced for the inverter 101 because the inverter 102 outputs more reactive power Q.
  • the reactive power Qs is set to 120 [kvar]
  • the active power Ps is set to 150 [kW].
  • the embodiment of FIG. 1 When the magnitude of the effective power Ps of the entire site is compared, the embodiment of FIG. 1 has a larger effective power Ps than the comparative example of FIG. Since the active power Ps of the whole site is larger in the embodiment than in the comparative example under the same solar radiation conditions, a larger amount of power sale can be expected in the embodiment.
  • FIG. 1 The numerical values shown in FIG. 1 are illustrative for the convenience of the description. In a real power generation system, strictly speaking, active power P and reactive power Q are designated for inverters 11 to 15 within a range in which the power factor of the entire site does not change before and after solar radiation fluctuation.
  • the reactive power Q output from the inverter 101 is 40 kvar, while the reactive power Q output from the inverter 102 is 72.5 kvar ] May be used.
  • FIG. 3 is a diagram showing a power generation system 10 according to the embodiment.
  • the power generation system 10 performs grid interconnection with the electric power system 5.
  • the power generation system 10 includes a plurality of power conditioners 1, a plurality of solar cell arrays 21 to 25, a transformer 3, a cytometer 4, a power plant controller 6 as a higher-level device, and a power distributor 7. ing.
  • the cytometer is also referred to as "SM”
  • the power plant controller is also referred to as “PPC”
  • the power distributor is also referred to as "PD”.
  • the SM 4 measures parameters related to the output power of the power generation system 10.
  • the parameters relating to the output power include active power (kW), reactive power (var), output AC voltage (V), frequency (Hz), and power factor PF, all of which are output.
  • the SM 4 sends these parameters to the PPC 6.
  • Each of the solar cell arrays 21 to 25 includes a plurality of solar cell panels that output DC power.
  • Each of the plurality of power conditioners 1 includes inverters 11 to 15 for converting DC power into AC power.
  • the power generation system 10 includes five solar cell arrays 21 to 25 and five power conditioners 1. Since each of the power conditioners 1 includes an inverter, the power generation system 10 also includes five inverters 11-15.
  • Power generation system 10 is provided with “upper order command value PFref” for specifying a predetermined power factor.
  • “upper command value PFref” is input to the PD 7 based on an instruction from a power company or the like.
  • the upper command value PFref is given to the PPC 6 through the PD 7.
  • the upper command value PFref is given in the form of an interconnection point power factor or an active reactive power reference value.
  • the upper order command value PFref is provided in the form of a connected point power factor.
  • the interconnection point power factor is a power factor that the power generation system 10 should achieve at a grid interconnection point. Therefore, the content of the upper order command value PFref is the reference value of the power factor.
  • the grid interconnection point is a connection point between the electric power system 5 and the power generation system 10.
  • the grid connection point is also referred to as POI (Point of Interconnection).
  • the upper order command value PFref may be provided as an effective reactive power reference value.
  • the active reactive power reference value is a value for specifying active power Ps and reactive power Qs that the power generation system 10 should output as a whole.
  • the PPC 6 is configured to communicate with the plurality of inverters 11-15.
  • the PPC 6 is constructed to transmit “lower instruction value” to each of the plurality of inverters 11 to 15 so that the power factor according to the upper order instruction value PFref is realized by the total output of the plurality of inverters 11 to 15 .
  • the lower order command values according to the embodiment are the effective reactive power command values PQ1 to PQ5.
  • Active reactive power command values PQ1 to PQ5 are values for specifying the magnitude of active power P and the magnitude of reactive power Q to be output from inverters 11 to 15, respectively.
  • Each of the plurality of inverters 11 to 15 is configured to control the output amount of active power P and the output amount of reactive power Q according to the active reactive power command value when receiving active reactive power command values PQ 1 to PQ 5 There is.
  • the technique for controlling the active power P and the reactive power Q of the known inverter using the effective reactive power command value is already a known technique and is not a new matter. Therefore, the detailed description is omitted.
  • the PPC 6 is configured to select the “specific inverter” from among the plurality of inverters 11-15.
  • the “specific inverter” is an inverter that has room to increase the output amount of reactive power Q. At least the following first and second examples can be considered as a method of selecting a specific inverter.
  • the specific inverter selection method among the plurality of solar cell arrays 21 to 25, even if the inverter connected to the solar cell array in which “the amount of received solar radiation decreases” is selected as the specific inverter Good.
  • the first example is also a method of selecting an inverter connected to a solar cell array having a “decrease in the amount of power generation” among the plurality of solar cell arrays 21 to 25 as a specific inverter. Therefore, as a first example, it is possible to select a specific inverter by measuring the magnitude of DC power output from the plurality of solar cell arrays 21 to 25 with an ammeter and a voltmeter built into the power conditioner 1. it can.
  • an inverter whose “output reactive power margin” has increased may be selected as the specific inverter.
  • the output reactive power margin will be described in the sense of Qpossible using the symbol “Q pb ”.
  • the output reactive power margin Qpb represents the maximum value of the reactive power Q that each of the inverters 11 to 15 can output.
  • PPC6 is constructed so as to obtain a plurality of inverters 11-15 size of each output reactive power margin Q pb. It is preferable to accurately and early identify a specific inverter having a margin for the output of reactive power Q, and take out as much reactive power Q as possible from the specific inverter. In order to achieve such purpose, the power generation system 10 is constructed so that the output reactive power margin Qpb can be calculated. Since the output reactive power margin Q pb is something that can vary with time, PPC6 it is preferable to perform the calculation processing of the output reactive power margin Q pb at regular short period.
  • the output reactive power margin Qpb is calculated by the following equation (1).
  • Q pb (S 2- P DC 2 ) 1/2- Q AC (1)
  • S is the inverter capacity [VA]
  • P DC is the DC power [W] output from the solar cell array and input to the inverter
  • Q AC is the reactive power output from the inverter It is [var].
  • the DC power [W] input to each of the inverters 11 to 15 and the active power [W] output from each of the inverters 11 to 15 may be measured by an ammeter and a voltmeter built in the power conditioner 1.
  • the total power generation capacity of the solar cell array 21 is 1.0 [MW]
  • the capacity of the inverter 11 connected to the solar cell array 21 is 1.0 [MVA].
  • the DC power P DC input to the inverter 11 connected to the solar cell array 21 is 0.8 MW
  • the reactive power Q AC output from the inverter 11 is 0.6 MVar.
  • the output reactive power margin Qpb1 is calculated according to the following equation (2).
  • output reactive power margins Q pb2 to Q pb5 of the plurality of inverters 12 to 15 are calculated. For example, when the output reactive power margin Qpb5 increases, the PPC 6 sets the inverter 15 having the output reactive power margin Qpb5 as the "specific inverter".
  • the PPC 6 is constructed to transmit a "reactive power increase command value" to a specific inverter.
  • the reactive power increase command value is a command value for increasing the reactive power Q.
  • PPC 6 selects the “active power increase command value” for one of the plurality of inverters 11 to 15 with the smallest output reactive power margin Q pb5 among “other inverters” excluding the specific inverter. Is built to send.
  • the active power increase command value is a command value for increasing the active power P and reducing the reactive power Q.
  • the PPC 6 sets this inverter 15 as the “specific inverter 15”.
  • the PPC 6 sets the inverters 11 to 14 excluding the specific inverter 15 as “other inverters 11 to 14”.
  • the inverter 102 affected by the decrease in the amount of solar radiation is the “specific inverter”, and the inverter 101 is treated as the “other inverter”. ing.
  • the specific inverter 15 When the PPC 6 sends the reactive power increase command value to the specific inverter 15, the specific inverter 15 is controlled to increase the reactive power Q. According to the embodiment, by increasing the reactive power Q of the specific inverter 15, most of the reactive power Qs required in the entire power generation system 10 can be allocated to the specific inverter 15. As a result, there is room for reducing the reactive power Q of the other inverters 11-14.
  • the inverter receiving the active power increase command value increases the output amount of the active power P
  • the active power Ps of the entire power generation system 10 can be increased as much as possible while maintaining the constraint of keeping the interconnection point power factor at a predetermined constant value. Since the active power Ps in the entire power generation system 10 can be increased, an increase in the amount of power sale can be expected.
  • the active power P can be increased while maintaining the balance of the reactive power Q so as to secure the reactive power amount required at the grid connection point. At least one of the other inverters 11 to 14 can also be operated efficiently with a power factor closer to 1.0.
  • the number of specific inverters is not limited to one. There may be a plurality of specific inverters. For example, when the inverter 11 and the inverter 12 are specified as the specific inverters, the inverters 13 to 15 may be treated as other inverters.
  • FIG. 4 is a flowchart of a routine executed in the power generation system 10 according to the embodiment.
  • each of the inverters 11 to 15 is controlled to the power factor specified by the upper order command value PFref, and the power factor of the inverters 11 to 15 is It is assumed that all are controlled in the same way. That is, at a stage before the routine of FIG. 4 is executed, it is assumed that the power generation system 10 performs the same operation as the power generation system 200 according to the comparative example described with reference to FIG.
  • step S100 the PPC 6 acquires the upper command value PFref from the PD 7.
  • step S101 PPC6 obtains by calculation the magnitude of the output reactive power margin Q pb for each of the plurality of inverters 11-15.
  • the calculation of step S102 is performed according to the above-mentioned equation (1).
  • An output reactive power margin of the inverter 11 is represented by Qpb1 .
  • An output reactive power margin of the inverter 12 is denoted by Qpb2 .
  • An output reactive power margin of the inverter 13 is denoted by Qpb3 .
  • An output reactive power margin of the inverter 14 is represented by Qpb4 .
  • the output reactive power margin of the inverter 15 is assumed to be Qpb5 .
  • step S102 it is determined whether at least one of the output reactive power margins Q pb1 to Q pb5 has increased. If output reactive power margin Q pb1 to Q pb5 is constant, the determination result of step S102 is negative. In this case, the current routine ends and the process returns.
  • step S103 a list is generated in which the plurality of inverters 11 to 15 are arranged in the order of the magnitudes of the output reactive power margins Q pb1 to Q pb5. Ru.
  • step S103 the PPC 6 identifies the "maximum output reactive power margin inverter" and the "minimum output reactive power margin inverter".
  • step S103 the values of Q pb1 to Q pb5 are rearranged in order of magnitude.
  • Q pb1 to Q pb5 are each an identifier representing the magnitude of Q pb , minimum output reactive power margin Q pbmin , intermediate output reactive power margin Q pbmdd1 , Q pbmdd2 , Q pbmdd3 , and maximum output reactive power It is associated with the margin Q pbmax .
  • a Q pbmdd1 ⁇ Q pbmdd2 ⁇ Q pbmdd3 .
  • the PPC 6 stores in advance a program for producing such a list in which the output reactive power margins Q pb1 to Q pb5 are rearranged in order of magnitude.
  • Q pb1 Q pbmin
  • Q pb2 Q pbmdd1
  • Q pb3 Q pbmdd2
  • Q pb4 Q pbmdd3
  • Q pb5 Q pbmin
  • step S103 via the Q pbmin, Q pbmdd1, Q pbmdd2 , Q pbmdd3, and Q Pbmax, inverters 11-15, a process for rearranging the order of magnitude of Q pb1 ⁇ Q pb5 are executed Ru. Specifically, inverter identifiers Z 1 to Z 5 are assigned to inverters 11 to 15, respectively. An inverter having an output reactive power margin Q pb associated with minimum output reactive power margin Q pbmin, inverter identifier Z 1 is given.
  • Inverter identifiers Z 2 to Z 4 are respectively given to inverters having output reactive power margin Q pb associated with intermediate output reactive power margin Q pbmdd1 to Q pbmdd3 .
  • An inverter having an output reactive power margin Q pb associated with the maximum output reactive power margin Q Pbmax, inverter identifier Z 5 is given.
  • inverter identifier Z 1 is applied to the inverter 11
  • the inverter to the inverter 12 identifier Z 2 is given
  • inverter identifier Z 3 is applied to the inverter 13
  • the inverter identifier Z 4 is applied to the inverter 14
  • the inverter identifier Z 5 to the inverter 15 is applied.
  • the inverter 15 is set as the maximum output reactive power margin inverter 15.
  • the inverter 11 is set as the minimum output reactive power margin inverter 11.
  • steps S108 to S115 are processes for correction calculation of the effective reactive power command values PQ1 to PQ5 for the plurality of inverters 11 to 15.
  • the process proceeds to step S120, and the effective reactive power command value is actually changed.
  • the control of the plurality of inverters 11 to 15 is collectively changed by the process of step S120.
  • step S108 PPC6 sets the inverter 15 inverter identifier Z 5 is assigned to a particular inverter.
  • step S108 the PPC 6 corrects the effective reactive power command value PQ5 for the specific inverter 15 so as to maximize the reactive power Q up to the output reactive power margin Qpb5 .
  • steps S110 to S115 correction calculations of the effective reactive power command values PQ1 to PQ4 for the other inverters 11 to 14 excluding the specific inverter 15 are performed.
  • the process of steps S110 to S115 includes two purposes.
  • the first object is to obtain appropriate candidate values of the effective reactive power command values PQ1 to PQ4 so that the power factor determined by the upper order command value PFref is realized at the entire site of the power generation system 10.
  • the second object is to perform processing for making the power factor close to 1.0 by increasing the effective power P with respect to at least one of the other inverters 11-14.
  • step S110 1 which is an initial value is set to a variable k.
  • step S112 the PPC 6 adjusts the effective reactive power command value for the inverter such that the inverter having the inverter identifier Z k outputs the reactive power Q to the maximum.
  • the target for which the effective reactive power command value is adjusted is the minimum output reactive power margin inverter 11.
  • the PPC 6 corrects the effective reactive power command value PQ1 for the inverter 11 so as to maximize the output amount of the reactive power Q of the inverter 11.
  • step S113 it is determined whether or not the variable k is four.
  • the determination result of step S116 is negative.
  • step S114 when the PPC 6 executes the control content scheduled in step S112, the PPC 6 determines whether the power factor designated by the upper order command value PFref can be achieved in the entire site of the power generation system 10. .
  • the first step S114 after the start of the routine of FIG. 4, it is planned that the specific inverter 15 and the inverter 11 output the reactive power Q as much as possible.
  • FIG. Initial step S114 after routine start of 4, whether achievable output reactive power margin Q PB5 and output reactive power margin Q pb1 and by higher command value specified power factor PFref inverter 11 of a particular inverter 15 Is determined. If the inverter 11 can output all the reactive power Q determined by the above difference, the determination result of step S114 is affirmative.
  • step S115 the process proceeds to step S114 again.
  • step S114 again the PPC 6 determines whether the power factor designated by the upper order command value PFref can be realized at the entire site of the power generation system 10 when the control content scheduled in the immediately preceding step S112 is executed. Do.
  • the power factor designated by the upper order command value PFref is the entire site of the power generation system 10 as an example. Be achievable.
  • the determination result of step S114 is positive.
  • the PPC 6 reduces the reactive power Q and maximizes the active power P, so that the reactive power command value PQ3 , Correct PQ4.
  • high efficiency operation with the power factor close to 1.0 is scheduled for the other inverters 13 and 14.
  • step S120 the PPC 6 transmits the effective reactive power command values PQ1 to PQ5 after completion of the correction to the plurality of inverters 11 to 15, respectively.
  • the effective reactive power command values PQ1, PQ2 and PQ5 transmitted to the specific inverter 15 and the other inverters 11 and 12 correspond to the “reactive power increase command value”.
  • Active reactive power command values PQ 3 and PQ 4 transmitted to the other inverters 13 and 14 correspond to “active power increase command value”.
  • the effective reactive power command value can be smoothly corrected in the power generation system 10 including the inverters 11-15.
  • step S119 is provided as an example for coping with such a case.
  • step S119 the ratio of reactive power Q and active power P in inverters 11-15 is adjusted.
  • each of the inverters 11 to 15 may be controlled to the power factor designated by the upper command value PFref.
  • the correction calculations in steps S108 to S115 are invalidated, and the power factors of the inverters 11 to 15 are all controlled to be the same. Thereafter, the current routine ends, and the process returns.
  • the amount of increase of the reactive power Q is determined for the other inverter 11 having the minimum output reactive power margin Qpbmin. There is. However, as a modification, after the specific inverter 15, the increase amount of the reactive power Q is determined for the other inverter 14 and then the increase amount of the reactive power Q is determined in the order of the inverters 13, 12, and 11. You may
  • the PPC 6 is constructed such that the inverter 15 having the maximum output reactive power margin Qpbmax among the plurality of inverters 11 to 15 is the specific inverter.
  • the reactive power increase command value can be reliably sent to the inverter 15 with the largest output reactive power margin Qpb .
  • the maximum output reactive power margin Q instead Pbmax, inverter with the minimum output reactive power margin Q Pbmin or intermediate output reactive power margin Q pbmdd1 ⁇ Q pbmdd3 may be selected as the specific inverter. If the inverter has room to increase the reactive power Q due to the increase of the output reactive power margin Qpb , it can be selected as the specific inverter.
  • the PPC 6 provides the specific inverter 15 with a reactive power increase command value so that the specific inverter 15 outputs the reactive power Q up to the maximum value of the reactive power Q that the specific inverter 15 can output. There is. Thereby, the specific inverter 15 can output the reactive power Q to the maximum. As a result, it is possible to obtain an opportunity to operate with the power factor as close as possible to 1.0 with respect to the inverters 11 to 14 other than the specific inverter 15.
  • the reactive power Q of the specific inverter 15 may be increased to a value slightly lower than the maximum value without maximizing the reactive power Q of the specific inverter 15. In this case, the increase load of the reactive power Q to some of the other inverters 11 to 14 may be increased.
  • PPC 6 has a small output reactive power margin Q pb among the other inverters 11 to 14 until the power factor determined by higher order command value PFref is achieved at the entire site of power generation system 10 by the loop processing of steps S112 to S115. It is constructed to determine the increase amount of the reactive power in order from the inverter 11. According to the embodiment, the processing of step S108 allows the specific inverter 15 to share more reactive power. The other inverters 11 to 14 can bear the "under reactive power" which can not be spared only by the specific inverter 15 responding to the reactive power increase command value. As a modification, contrary to the routine of FIG. 4, among the other inverters 11 to 14, the increase amount of the reactive power may be determined in order from the inverter 14 having the largest output reactive power margin Qpb .
  • the number of inverters may be at least two.
  • the number of inverters may be any number of five or more, and may be less than five, that is, four or three.
  • the number of identifiers in step S103 may be appropriately adjusted according to the number of inverters.

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Abstract

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、直流電力を交流電力に変換する複数のインバータと、複数のインバータと通信する上位装置と、を備える。上位装置は、所定力率を取得し、所定力率に応じた力率が複数のインバータの合計出力で実現されるように、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ている。複数のインバータのそれぞれは、受信した指令値に基づいて、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ている。上位装置は、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を複数のインバータのなかから特定し、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、複数のインバータのうち特定インバータを除く他のインバータ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ている。

Description

発電システム
　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φＳ１は、下記のように算出される。
　φＳ１　＝　Ｐ／（Ｐ２＋Ｑ２）１／２
　　　　＝　１６０／（１６０２＋１２０２）１／２
　　　　＝　０．８
　図１の日射変動後におけるサイト全体の力率φＳ２が力率φＳ１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。
　φＳ２　＝　Ｐ／（Ｐ２＋Ｑ２）１／２
　　　　＝　１５０／（１５０２＋１１２．５２）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（Ｐｏｉｎｔ　ｏｆ　Ｉｎｔｅｒｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎ）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、「Ｑｐｂ」という符号を用いて説明する。出力無効電力余裕Ｑｐｂ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Ｑｐｂ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Ｑｐｂ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～図５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Ｑｐｂ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Ｑｐｂ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Ｑｐｂ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Ｑｐｂの計算処理を行うことが好ましい。
　出力無効電力余裕Ｑｐｂは、下記の式（１）で計算される。
　Ｑｐｂ＝　（Ｓ２－ＰＤＣ ２）１／２　－ＱＡＣ　・・・（１）
　上記の式（１）において、Ｓは、インバータ容量［ＶＡ］であり、ＰＤＣ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］、ＱＡＣ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ＰＤＣが０．８［ＭＷ］であり、インバータ１１が出力する無効電力ＱＡＣが０．６［ＭＶａｒ］であるとする。この場合、出力無効電力余裕Ｑｐｂ１は、下記の式（２）のとおりに算出される。
　Ｑｐｂ１　＝　Ｑｐｂ　＝　（Ｓ２－ＰＤＣ ２）１／２　－　ＱＡＣ
　　　　　　＝（１．０２－０．８２）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Ｑｐｂ２～Ｑｐｂ５が算出される。例えば出力無効電力余裕Ｑｐｂ５が増加した場合、ＰＰＣ６はその出力無効電力余裕Ｑｐｂ５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Ｑｐｂ５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Ｑｐｂ５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Ｑｐｂ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Ｑｐｂ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、Ｑｐｂ１とする。インバータ１２の出力無効電力余裕を、Ｑｐｂ２とする。インバータ１３の出力無効電力余裕を、Ｑｐｂ３とする。インバータ１４の出力無効電力余裕を、Ｑｐｂ４とする。インバータ１５の出力無効電力余裕を、Ｑｐｂ５とする。
　次に、ステップＳ１０２において、出力無効電力余裕Ｑｐｂ１～Ｑｐｂ５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Ｑｐｂ１～Ｑｐｂ５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Ｑｐｂ１～Ｑｐｂ５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、Ｑｐｂ１～Ｑｐｂ５の値が、大きさの順番で並べ替えられる。並び替えの後、Ｑｐｂ１～Ｑｐｂ５それぞれが、Ｑｐｂの大きさを表す識別子である最小出力無効電力余裕Ｑｐｂｍｉｎ、中間出力無効電力余裕Ｑｐｂｍｄｄ１、Ｑｐｂｍｄｄ２、Ｑｐｂｍｄｄ３、および最大出力無効電力余裕Ｑｐｂｍａｘに対応付けられる。ただし、Ｑｐｂｍｄｄ１＜Ｑｐｂｍｄｄ２＜Ｑｐｂｍｄｄ３である。ＰＰＣ６は、このような、出力無効電力余裕Ｑｐｂ１～Ｑｐｂ５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Ｑｐｂ１＜Ｑｐｂ２＜Ｑｐｂ３＜Ｑｐｂ４＜Ｑｐｂ５であるものとする。従って、実施の形態では、Ｑｐｂ１＝Ｑｐｂｍｉｎ、Ｑｐｂ２＝Ｑｐｂｍｄｄ１、Ｑｐｂ３＝Ｑｐｂｍｄｄ２、Ｑｐｂ４＝Ｑｐｂｍｄｄ３、かつＱｐｂ５＝Ｑｐｂｍｉｎであるものとする。
　さらに、ステップＳ１０３では、Ｑｐｂｍｉｎ、Ｑｐｂｍｄｄ１、Ｑｐｂｍｄｄ２、Ｑｐｂｍｄｄ３、およびＱｐｂｍａｘを介して、インバータ１１～１５を、Ｑｐｂ１～Ｑｐｂ５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Ｚ１～Ｚ５が付与される。最小出力無効電力余裕Ｑｐｂｍｉｎに対応付けられた出力無効電力余裕Ｑｐｂを持つインバータに、インバータ識別子Ｚ１が付与される。中間出力無効電力余裕Ｑｐｂｍｄｄ１～Ｑｐｂｍｄｄ３に対応付けられた出力無効電力余裕Ｑｐｂを持つインバータに、それぞれインバータ識別子Ｚ２～Ｚ４が付与される。最大出力無効電力余裕Ｑｐｂｍａｘに対応付けられた出力無効電力余裕Ｑｐｂを持つインバータに、インバータ識別子Ｚ５が付与される。
　リストのなかで最大の出力無効電力余裕Ｑｐｂｍａｘを持つインバータ識別子Ｚ５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Ｑｐｂｍｉｎを持つインバータ識別子Ｚ１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、Ｑｐｂ１＜Ｑｐｂ２＜Ｑｐｂ３＜Ｑｐｂ４＜Ｑｐｂ５としているので、インバータ１１にインバータ識別子Ｚ１が付与され、インバータ１２にインバータ識別子Ｚ２が付与され、インバータ１３にインバータ識別子Ｚ３が付与され、インバータ１４にインバータ識別子Ｚ４が付与され、インバータ１５にインバータ識別子Ｚ５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Ｚ５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Ｑｐｂ５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Ｚｋ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Ｚｋ＝Ｚ１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Ｑｐｂ５とインバータ１１の出力無効電力余裕Ｑｐｂ１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Ｚ２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Ｚ１～Ｚ５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Ｑｐｂｍｉｎ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Ｑｐｂｍａｘ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Ｑｐｂ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Ｑｐｂｍａｘではなく、最小出力無効電力余裕Ｑｐｂｍｉｎあるいは中間出力無効電力余裕Ｑｐｂｍｄｄ１～Ｑｐｂｍｄｄ３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Ｑｐｂ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Ｑｐｂ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Ｑｐｂ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
Ｑｐｂ、Ｑｐｂ１～Ｑｐｂ５　出力無効電力余裕

Claims (5)

  1. 　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。
  2. 　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、前記複数のインバータのうち前記出力無効電力余裕が増加したインバータを前記特定インバータとするように構築された請求項１に記載の発電システム。
  3. 　前記上位装置は、前記複数のインバータのうち前記出力無効電力余裕が最も大きいインバータを前記特定インバータとするように構築された請求項２に記載の発電システム。
  4. 　前記上位装置は、前記特定インバータが出力可能な無効電力の最大値まで前記特定インバータが無効電力を出力するように、前記無効電力増加指令値を前記特定インバータに与えるように構築された請求項１に記載の発電システム。
  5. 　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、前記複数のインバータのうち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請求項１に記載の発電システム。
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