(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の風力発電装置とコントローラによって構成する風力発電所であって、
前記複数の風力発電装置の各々は、風のエネルギーによって回転する風車と、前記風車の回転エネルギーを交流電力に変換する発電機と、前記交流電力を直流電力に変換する発電機側変換器と、前記直流電力を商用周波数の交流電力に変換して電力系統に供給する系統側変換器と、前記発電機側変換器と系統側変換器との間に接続され前記直流電力を充電及び放電する蓄電装置を備え、
前記風力発電所は、前記複数の発電機側変換器の物理量と前記蓄電装置の物理量を測定する手段を有し、
前記風力発電所が電力系統に接続する地点において前記風力発電所が出力する総出力電力値を検出する検出装置を備え、前記コントローラは、前記検出した総出力電力値から総出力電力目標値を演算する手段と、個々の前記発電機から前記発電機側変換器に流入する発電電力である流入電力検出値を加算して総発電電力値を演算する加算手段と、前記演算した総出力電力目標値から前記演算した総発電電力値を減算することで総充放電電力指令値を演算する減算器と、前記総充放電電力指令値を分配して各風力発電装置が充放電すべき充放電電力指令を演算する分配器と、前記各風力発電装置の充放電電力指令に前記各流入電力検出値をおのおの加算することで前記電力指令を演算する電力指令演算手段を有し、前記各系統側変換器は、前記各電力指令に追従するように電力制御あるいは直流電圧を制御する手段を有することを特徴とする風力発電所。
【請求項２】
複数の風力発電装置とコントローラによって構成する風力発電所であって、
前記複数の風力発電装置の各々は、風のエネルギーによって回転する風車と、前記風車の回転エネルギーを交流電力に変換する発電機と、前記交流電力を直流電力に変換する発電機側変換器と、前記直流電力を商用周波数の交流電力に変換して電力系統に供給する系統側変換器と、前記発電機側変換器と系統側変換器との間に接続され前記直流電力を充電及び放電する蓄電装置を備え、
前記風力発電所は、前記複数の発電機側変換器の物理量と前記蓄電装置の物理量を測定する手段を有し、
前記風力発電所が電力系統に接続する地点において前記風力発電所が出力する総出力電力値を検出する検出装置を備え、前記コントローラは、前記検出した総出力電力値から総出力電力目標値を演算する手段と、個々の前記発電機から前記発電機側変換器に流入する発電電力である流入電力検出値を加算して総発電電力値を演算する加算手段と、前記演算した総出力電力目標値から前記演算した総発電電力値を減算することで総充放電電力指令値を演算する減算器と、前記総充放電電力指令値を分配して各風力発電装置の電力補正指令を演算する電力補正指令演算手段を有し、
前記各系統側変換器は、前記各発電機側変換器の流入電力目標値かあるいは前記各発電機側変換器の前記各流入電力検出値に前記各電力補正指令を加算した値に追従するように前記系統側変換器が電力かあるいは直流電圧を制御する手段を有することを特徴とする風力発電所。
【請求項３】
複数の風力発電装置とコントローラによって構成する風力発電所であって、
前記複数の風力発電装置の各々は、風のエネルギーによって回転する風車と、前記風車の回転エネルギーを交流電力に変換する発電機と、前記交流電力を直流電力に変換する発電機側変換器と、前記直流電力を商用周波数の交流電力に変換して電力系統に供給する系統側変換器と、前記発電機側変換器と系統側変換器との間に接続され前記直流電力を充電及び放電する蓄電装置を備え、
前記風力発電所は、前記複数の発電機側変換器の物理量と前記蓄電装置の物理量を測定する手段を有し、
前記風力発電所が電力系統に接続する地点において前記風力発電所が出力する総出力電力値を検出する検出装置を備え、前記コントローラは、前記検出した総出力電力値から総出力電力目標値を演算する手段と、個々の前記発電機から前記発電機側変換器に流入する発電電力である流入電力検出値を加算して総発電電力値を演算する加算手段と、前記演算した総出力電力目標値から前記演算した総発電電力値を減算することで総充放電電力指令値を演算する減算器と、前記総充放電電力指令値を分配して各風力発電装置の電力補正指令を演算する電力補正指令演算手段を有し、前記風力発電装置は、前記各蓄電装置の充放電電力を検出する手段を備え、前記各系統側変換器は、前記検出した各蓄電装置の充放電電力が各前記電力補正指令に追従するように前記系統側変換器が電力かあるいは直流電圧を制御する手段を有することを特徴とする風力発電所。
【請求項４】
複数の太陽光発電装置とコントローラによって構成する太陽光発電所であって、
前記複数の太陽光発電装置の各々は、太陽光のエネルギーを直流電力に変換する太陽光パネルと、前記太陽光パネルと接続されたＤＣ・ＤＣ変換器と、前記直流電力を商用周波数の交流電力に変換して電力系統に供給する系統側変換器と、前記ＤＣ・ＤＣ変換器と系統側変換器との間に接続され前記直流電力を充電及び放電する蓄電装置を備え、
前記太陽光発電所は、前記複数のＤＣ・ＤＣ変換器の物理量と前記蓄電装置の物理量を測定する手段を有し、
前記太陽光発電所が電力系統に接続する地点において前記太陽光発電所が出力する総出力電力値を検出する検出装置を備え、前記コントローラは、前記検出した総出力電力値から総出力電力目標値を演算する手段と、個々の前記太陽光パネルから前記ＤＣ・ＤＣ変換器に流入する発電電力である流入電力検出値を加算して総発電電力値を演算する加算手段と、前記演算した総出力電力目標値から前記演算した総発電電力値を減算することで総充放電電力指令値を演算する減算器と、前記総充放電電力指令値を分配して各太陽光発電装置の電力補正指令を演算する電力補正指令演算手段を有し、
前記各系統側変換器は、前記各ＤＣ・ＤＣ変換器の流入電力目標値かあるいは前記各ＤＣ・ＤＣ変換器の前記各流入電力検出値に前記各電力補正指令を加算した値に追従するように前記系統側変換器が電力かあるいは直流電圧を制御する手段を有することを特徴とする太陽光発電所。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、蓄電装置を備えた自然エネルギー利用発電所に係り、特に、風力発電装置や太陽光発電装置などの自然エネルギー利用発電装置と蓄電装置で構成し、自然エネルギー利用発電装置の発電機の交流電力を直流電力に変換する発電機側変換器と直流電力を商用周波数の交流電力に変換して電力系統に供給する系統側変換器との間の直流部分に蓄電装置を設け、発電所の出力変動を緩和するようにした自然エネルギー利用発電所に関する。
【背景技術】
【０００２】
自然界に存在する再生可能なエネルギーを電力エネルギーに変換する手段として、風力発電装置や太陽光発電装置が利用されている。風力発電装置や太陽光発電装置のエネルギー源は、時間的に変動する風のエネルギーや太陽光エネルギーであるため、発電装置の発電電力も時間的に変動する。
【０００３】
電力系統は、電力需要の大きさに応じて火力発電所や水力発電所，揚水発電所等の発電電力を調整することで、電力需給のバランスを保っている。このため、風力発電装置や太陽光発電装置等の変動の大きな電源が大量に電力系統に連系した場合、需給バランスの調整力不足や、周波数変動の拡大が懸念される。
【０００４】
風力発電装置の電力変動が電力系統に与える悪影響を緩和するため、電力貯蔵装置を利用し、風力発電装置の変動する発電電力を、電力貯蔵装置が充放電することで、電力系統に出力する電力変動を緩和するなどの手段が必要となる。
【０００５】
自然エネルギー発電装置の一つである風力発電装置において、風車の利用率を向上しつつ、風車の出力変動による出力電力の変動を抑制するものとして、特許文献１には、同期発電機の固定子に接続する順変換器と、順変換器に接続しかつ電力系統に接続する逆変換器と、順変換器と逆変換器の間に直結する充放電可能な二次電池とを備え、順変換器で同期発電機の可変周波数の発電電力を直流電力に変換し、逆変換器で直流電力を固定周波数の交流電力に変換し、二次電池の充放電制御で電力系統へ出力する有効電力の変動を抑制することが記載されている。
【０００６】
また、特許文献２には、風車発電装置に充放電器を備えた蓄電池を併設し、出力変動を抑制するようにした風車発電制御方法が記載されている。また、特許文献２には、蓄電池を備えた風車発電装置を複数並列に接続し、電力系統に大きな電力を供給する風力発電システムが記載されている。
【０００７】
また特許文献３には、風力発電機前方の風況を予測して風力発電機の出力変動を抑制、または平滑化する風力発電システムにおいて、ウィンドファームにある複数の風力発電機の発電電力変動を抑制するために、コンデンサとコンデンサの電力入出力を行う電力変換器を設置し、風況解析に基づき、複数の風力発電機と電力変換器を制御することが記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２００３−３３３７５２号公報
【特許文献２】特開２００２−２７６７９号公報
【特許文献３】特願２００４−２８９８９６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
電力貯蔵手段を構成する二次電池や蓄電池、コンデンサに充放電する際、二次電池等の内部抵抗や化学反応により、充放電電力の損失が発生する。このため電力貯蔵手段を持たない風力発電装置に比べて発電電力量が低減し、自然エネルギーの利用量が減少する。自然エネルギーを最大限利用するためには、電力貯蔵手段が充放電する充放電電力量を減少させることが必要である。
【００１０】
また、特許文献２や３においては、特許文献１に記載のように風力発電装置自身が持つ電力変換器（順変換器と逆変換器）の直流部分に、充放電を行う二次電池を設けるものとは異なり、蓄電池やコンデンサに充放電する際、蓄電池やコンデンサと共に電力貯蔵手段を構成する充放電器や電力変換器が損失を発生する。
【００１１】
本発明の目的は、風力発電装置などの自然エネルギー発電装置を構成する電力変換器の直流部に蓄電装置を有する自然エネルギー利用発電所において、蓄電装置の充放電量を低減し、蓄電装置が発生する損失を低減することが可能な自然エネルギー利用発電所を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
本発明は、風力発電装置などの自然エネルギー利用発電装置を構成する電力変換器の直流部に蓄電装置を有する複数の自然エネルギー利用発電装置で自然エネルギー利用発電所を構成し、複数の自然エネルギー利用発電装置の平滑化効果を利用するようにしたことを特徴とする。
【００１３】
より具体的には、自然エネルギー利用発電装置として風力発電装置を用いた場合、本発明の自然エネルギー利用発電所（風力発電所）は、複数の風力発電装置と、コントローラとによって構成し、複数の風力発電装置は、風のエネルギーによって回転する風車と、風車の回転エネルギーを交流電力に変換する発電機と、交流電力を直流電力に変換する発電機側変換器と、直流電力を商用周波数の交流電力に変換して電力系統に供給する系統側変換器と、発電機側変換器と系統側変換器との間の直流部に接続され直流電力を充電及び放電する蓄電装置を備え、さらに風力発電所は、個々の発電機から発電機側変換器に流入する流入発電電力を各々検出する検出装置と、個々の蓄電装置が蓄積したエネルギー量（あるいは蓄積したエネルギー量に相当する物理量）を検出する検出装置を有し、コントローラは、流入電力検出値と蓄積エネルギー量（あるい蓄積エネルギー量に相当する物理量）から個々の系統側変換器が充放電すべき電力指令又は系統側変換器の電力補正指令を演算して個々の系統側変換器に出力し、個々の系統側変換器は、電力指令又は電力補正指令に応じて系統側変換器が入出力する電力又は直流電圧を制御することを特徴とする。
【発明の効果】
【００１４】
本発明により複数の自然エネルギー利用発電装置（風力発電装置など）の平滑化効果を利用することが可能となり、自然エネルギー利用発電装置（風力発電装置など）を構成する蓄電装置の充放電電力量が低減できる。蓄電装置の充放電電力量が低減することで蓄電装置が発生する損失を低減でき、自然エネルギーの有効利用が可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】本発明の第１の実施例における風力発電所の全体構成図。
【図２】本発明の第１の実施例における風力発電装置の構成図。
【図３】本発明の第１の実施例における発電機側変換器の構成図。
【図４】本発明の第１の実施例における系統側変換器の構成図。
【図５】本発明の第１の実施例におけるコントローラの構成図。
【図６】本発明の発電所出力目標値演算器の構成例を示す図。
【図７】本発明の充電率補正演算器の構成例を示す図。
【図８】本発明の充放電可能範囲演算器の構成例を示す図。
【図９】本発明の第１の実施例における風力発電所の動作例を示す図。
【図１０】本発明の第１の実施例における表示装置の一例を示す図。
【図１１】本発明の発電所出力目標値演算器の構成例を示す図。
【図１２】本発明の第１の実施例におけるコントローラの構成例を示す図。
【図１３】本発明の発電所出力目標値演算器の構成例を示す図。
【図１４】本発明の第２の実施例における風力発電所の全体構成図。
【図１５】本発明の第２の実施例におけるコントローラの構成図。
【図１６】本発明の第２の実施例における風力発電装置の構成図。
【図１７】本発明の第２の実施例における風力発電装置の構成図。
【図１８】本発明の第２の実施例における風力発電装置の構成図。
【図１９】本発明の第２の実施例における直流電圧の制御方法を示した図。
【図２０】本発明の第３の実施例における風力発電所の構成図。
【図２１】本発明の第３の実施例における風力発電装置の構成図。
【図２２】本発明の第３の実施例におけるコントローラの構成図。
【図２３】本発明の第４の実施例における太陽光発電所の構成図。
【図２４】本発明の第４の実施例における太陽光発電装置の構成図。
【図２５】本発明の第４の実施例におけるＤＣ・ＤＣ変換器の構成図。
【図２６】本発明の第４の実施例におけるコントローラの構成図。
【図２７】本発明の第４の実施例における表示装置の一例を示す図。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
本発明の実施例を具体的に説明する前に、本発明に至る経緯について説明する。
【００１７】
蓄電装置を有する風力発電装置を複数接続して構成する風力発電所の場合、個々の風力発電装置が受ける風のエネルギーは、風力発電装置を設置した地点の地形により、時間的に均一ではない。このため各風力発電装置が出力する発電電力は時間的に異なっており、複数の風力発電装置全体としては、その総合発電電力が平滑化されている場合がある。この複数の風力発電装置の平滑化効果を利用することで、蓄電池の充放電電力量を低減することが可能である。しかし、特許文献１に記載のように、風力発電装置を構成する電力変換器の直流部に蓄電装置を有する風力発電所では、単一の風力発電装置における出力変動しか考慮されておらず、風力発電装置を複数接続して平滑化効果を利用しようとすることは検討されていなかった。また、特許文献２や３において、風力発電装置を複数接続することが記載されているが、特許文献１のように、風力発電装置の電力変換装置の直流部に蓄電装置を設けたものではないし、複数の風力発電装置の平滑化効果を積極的に利用するような仕組みも検討されていなかった。本発明者らは、風力発電装置を構成する電力変換器の直流部に蓄電装置を有する風力発電所の利点を保持しながら、風力発電装置を複数接続して平滑化効果を効果的に利用するシステムを検討し、本発明に至ったものである。
【００１８】
以下、図面を用いて本発明の実施例を説明する。
【００１９】
本発明の第一の実施形態について図１から図１３を用いて説明する。本実施例は、自然エネルギー利用発電装置として風力発電装置を用いた風力発電所に本発明を適用したものである。
【００２０】
図１は本発明の第一の実施形態における風力発電所の全体構成を示した図である。本発明の風力発電所は、主に複数の風力発電装置１−１，１−２，・，・，１−ｎ（ｎは風力発電装置の台数）とコントローラ４、および表示装置５によって構成する。各風力発電装置１−１，１−２，・，・，１−ｎとコントローラ４は情報伝達が可能な有線、あるいは無線手段によって接続されており、各風力発電装置の物理量あるいはコントローラ４が演算した指令を伝達することが可能である。具体的な情報伝達手段としては、有線手段の場合は光ファイバを利用したＬＡＮ通信や、電気回線を用いた４−２０ｍＡ通信が利用でき、また無線手段の場合は無線ＬＡＮ通信等が利用できる。本発明の風力発電所は電力系統３に接続し、その総出力電力を電力系統に送電する。風力発電所は電力系統３との連系地点に風力発電所の総出力電力Ｐｓｙｓを検出する電力検出器２を備え、検出した総出力電力値をコントローラ４に伝達する手段を持つ。以下で風力発電所を構成する要素について詳細に説明する。
【００２１】
図２は本発明の風力発電装置１−１について説明した図である。本発明の風力発電所は複数の風力発電装置１−１，１−２，・，・，１−ｎで構成されるが、いずれも風力発電装置１−１と同様の構成を持つ。風力発電装置１−１はブレード１−１−１で風を受け、風の持つエネルギーを、ブレード１−１−１を含む回転体の回転エネルギーに変換する。回転エネルギーは増速器１−１−２によって発電機１−１−３に伝達される。発電機１−１−３は、回転エネルギーを交流の電気エネルギーに変換する役割を担う。発電機１−１−３としては永久磁石発電機や直流励磁型同期発電機、誘導発電機等が利用可能である。発電機１−１−３が発電したエネルギーは、電力変換器である発電機側変換器１−１−７および系統側変換器１−１−８、系統連系変圧器１−１−１５を介して電力系統３に送電される。発電機側変換器１−１−７は発電機１−１−３が発電した交流電力を直流電力に変換する役割を持ち、また系統側変換器１−１−８は直流電力を電力系統の周波数に一致した交流電力に変換する役割を持つ。発電機側変換器１−１−７と系統側変換器１−１−８の間には直流コンデンサ１−１−９があり、直流部の直流電圧の変動を緩和する役割を担っている。
【００２２】
本発明の風力発電装置１−１，１−２，・，・，１−ｎは、発電機側変換器１−１−７と系統側変換器１−１−８を接続する直流電圧部分に、蓄電装置としての二次電池１−１−１０を備える。二次電池１−１−１０は、二次電池の単位セルの直列接続、並列接続、あるいはこれらの組み合わせにより、必要な直流電圧あるいは蓄積エネルギーを実現する。二次電池を構成する電池の種類としては、鉛蓄電池やリチウムイオン電池，ナトリウム硫黄電池，ニッケル水素電池、あるいはリチウムイオンキャパシタ等が挙げられるが、いずれの二次電池を利用しても本発明の効果は実現可能である。
【００２３】
本発明の風力発電装置１−１は風車コントローラ１−１ｃと呼ぶ制御器を持ち、風力発電装置１−１の動作を制御している。風車コントローラ１−１ｃはマイコンやＣＰＵなで構成する。風車コントローラ１−１ｃは風速計１−１−４で測定した風速情報等から発電機側変換器１−１−７の有効電力指令を演算する。有効電力指令は風力発電装置１−１のブレード１−１−１の回転数が、最も効率良く風のエネルギーを受ける回転数になるように調整する。また同時に電圧検出器１−１−５で検出した３相交流の発電機端子電圧、および電流検出器１−１−６で検出した３相交流の発電機出力電流から、有効・無効電力演算器１−１ｃ−２において、発電機１−１−３が出力する有効・無効電力を演算する。風車コントローラ１−１ｃは演算した有効電力指令や検出した有効・無効電力指令を基に、電力制御器１−１ｃ−５，電流制御器１−１ｃ−４，パルス幅変調パルス発生器（ＰＷＭ１−１ｃ−３）を用いて、発電機側変換器１−１−７のゲートパルス信号を演算する。なお有効電力指令，ゲートパルス信号の詳細な演算方法については、特開２００３−１２０５０４号公報等に詳細な記載があるため、ここでの詳細な説明は省略する。また本実施例では発電機側変換器１−１−７の動作として電力制御の方式について説明したが、発電機側変換器１−１−７がトルク制御等の他の従来技術を利用して動作しても、本発明の効果は実現可能である。さらに本発明の風力発電装置１−１は検出した有効電力値（流入電力検出値ＰＷ１）をコントローラ４に伝達する。
【００２４】
風力発電装置１−１の直流部に接続した二次電池１−１−１０の直流電圧および入出力電流は、電圧検出器１−１−１２および電流検出器１−１−１１によってそれぞれ測定する。風車コントローラ１−１ｃは、検出した直流電圧と直流電流をもとに、ＳＯＣ演算器１−１Ｃ−６において二次電池１−１−１０のＳＯＣ（充電率）を演算する。演算したＳＯＣは発電所のコントローラ４に伝達される。なお演算する値は二次電池が蓄積したエネルギー量を表す値であれば良い。このためＳＯＣの代わりに、二次電池１−１−１０の直流電圧や、二次電池１−１−１０の内部抵抗値等を利用しても本発明の効果は発揮できる。
【００２５】
風車コントローラ１−１Ｃは、系統側変換器１−１−８が出力する電力量を制御する役割も持つ。具体的には系統側変換器１−１−８の出力電圧と出力電流をそれぞれ電圧検出器１−１−１４と電流検出器１−１−１３でそれぞれ検出する。検出した電圧値，電流値を元に有効・無効電力演算器１−１ｃ−１０が系統側変換器１−１−８の出力する有効電力・無効電力を演算する。本実施例では系統側変換器１−１−８が出力すべき系統側変換器電力指令値ＰＧＴ１はコントローラ４から伝達される。風車コントローラ１−１Ｃは受信した有効電力指令値に追従するように、電力制御器１−１Ｃ−９，電流制御器１−１Ｃ−８，パルス幅変調パルス発生器（ＰＷＭ１−１ｃ−７）を用いて、系統側変換器１−１−８を制御する。
【００２６】
発電機側変換器１−１−７の一例について図３を用いて詳細に説明する。発電機側変換器１−１−７はフィルタと呼ばれる電気回路を介して、一方を発電機１−１−３に接続する。フィルタは例えば図３に示すようにコンデンサ１−１−７−１，リアクトル１−１−７−２で構成する。フィルタの一方は半導体素子であるＩＧＢＴ１−１−７−３に接続する。ＩＧＢＴ１−１−７−３は風車コントローラ１−１Ｃが送信するゲートパルス信号に応じて、それ自身が導通常態か、あるいは非導通状態のいずれかの状態になる。発電機側変換器１−１−７はこのように、風車コントローラ１−１Ｃのゲートパルス信号に応じてＩＧＢＴ１−１−７−３を動作させることで、電力を制御する。発電機側変換器１−１−７は、そのもう一方の出力端子を、風力発電装置１−１の直流部に接続する。本実施例では発電機側変換器１−１−７は二次電池１−１−９に接続する。
【００２７】
次に図４を用いて系統側変換器１−１−８の詳細な構成を説明する。系統側変換器１−１−８の一方の出力端子は、風力発電装置１−１の直流部にある直流コンデンサ１−１−９に接続する。直流コンデンサは半導体素子であるＩＧＢＴ１−１−８−２で構成する電気回路に接続する。ＩＧＢＴ１−１−８−２はゲートパルス信号に応じて、それ自身が導通常態か、あるいは非導通状態のいずれかの状態になる。また系統側変換器１−１−８のもう一方は、フィルタと呼ばれる電気回路を介して連系変圧器１−１−１５に接続する。フィルタは例えばリアクトル１−１−８−２，コンデンサ１−１−８−３，リアクトル１−１−８−４で構成する。系統側変換器１−１−８はこのように、風車コントローラ１−１Ｃのゲートパルス信号に応じてＩＧＢＴ１−１−８−１を動作させることで、電力を制御する。
【００２８】
次に図５を用いて本実施例の風力発電所を構成するコントローラ４の動作について説明する。なお図５以降は本発明を構成する風力発電装置の台数が３台（ｎ＝３）として説明を行う。ただし本発明の効果は、風力発電装置の台数が３台に限定されず、風力発電装置の台数が２台以上であれば本発明の効果が得られる。コントローラ４は複数の風力発電装置１−１，１−２，１−３が発電した総発電電力を求めるため、検出した流入電力検出値ＰＷ１，ＰＷ２，・，・，ＰＷｎを加算器４−１で加算することで、風力発電所の総発電電力ＰＷを演算する。コントローラ４は発電所出力目標値演算器４−２において、発電所が出力する電力の目標値ＰＳｙｓＴを演算する。発電所出力目標値ＰＳｙｓＴは、総発電電力ＰＷの変動を緩和した値である。発電所出力目標値演算器４−２の具体的な動作例としては、図６に示すように総発電電力ＰＷに一次遅れ演算を施した値を、発電所出力目標値ＰＳｙｓＴとする。なお図６では一次遅れ時定数をＴｍで表している。
【００２９】
コントローラ４は演算した発電所出力目標値ＰＳｙｓＴから減算器４−４を用いて総発電電力ＰＷを減算することにより、変動緩和のために必要な充放電電力指令ＰＢＴ１を演算する。充放電電力指令ＰＢＴ１は各風力発電装置１−１、１−２，・，・，１−ｎの直流部が分担して充放電をおこなう。具体的には分配器である除算器４−５において、ＰＢＴ１を風力発電装置の運転台数（ｎ＝３）で除算することで均等に分配される。
【００３０】
風力発電装置１−１，１−２，・，・，１−ｎを構成する二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０は、ＳＯＣが高い状態では充電電力の大きさが制限され易く、逆にＳＯＣが低い状態では放電電力が制限され易い傾向がある。このようなＳＯＣの偏りを防止するため、コントローラ４を構成するＳＯＣ補正電力演算器４−３は、各風力発電装置の充放電電力指令を補正する。
【００３１】
ＳＯＣ補正電力演算器４−３の具体的な動作について、図７を用いて説明する。ＳＯＣ補正電力演算器４−３は検出した各蓄電装置のＳＯＣ１，ＳＯＣ２，ＳＯＣ３とＳＯＣ目標値を減算器４−３−１で減算し、減算すた結果にゲインＫｐを乗算することで、ＳＯＣ補正電力指令を演算する。なおＳＯＣ目標値は固定値であり、二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０として鉛蓄電池を用いた場合には約７０％程度、リチウムイオンを用いた場合には約５０％程度の固定値とする。コントローラ４は、図５に示すように演算したＳＯＣ補正電力指令ＰＢＨ１，ＰＢＨ２，ＰＢＨ３をそれぞれ加算器４−７において充放電電力指令ＰＢＴａ１，ＰＢＴａ２，ＰＢＴａ３にそれぞれ加算することで、充放電電力指令の中間値ＰＢＴｂ１，ＰＢＴｂ２，ＰＢＴｂ３を演算する。
【００３２】
二次電池は一般に運用可能な充放電電力の範囲があり、この範囲を超過する過剰な充電電力や過剰な放電電力は二次電池の劣化を早めるおそれがある。このため本発明の風力発電所は二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の充放電電力を、二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０が運用可能な範囲に制限する。具体的には図５に示した充放電可能範囲演算器４−６において、各風力発電装置１−１，１−２，１−３を構成する二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０が運用可能な範囲を演算する。図８に示すように、二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０のＳＯＣ検出値ＳＯＣ１，ＳＯＣ２，ＳＯＣ３，二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の温度検出値ＢＴｅ１，ＢＴｅ２，ＢＴｅ３から、それぞれの二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０が運用可能な最大充電電力値ＰＢＣＭ１，ＰＢＣＭ２，ＰＢＣＭ３および運用可能な最大放電電力値ＰＢＤＭ１，ＰＢＤＭ２，ＰＢＤＭ３を演算する。演算は例えば図８に示すように、所定の温度区間ごとに充放電運用範囲のＳＯＣ依存性を示したマップデータ４−６−１−１を記憶しており、検出した温度検出値ＢＴｅ１，ＢＴｅ２，ＢＴｅ３とＳＯＣ検出値ＳＯＣ１，ＳＯＣ２，ＳＯＣ３からそれぞれ対応した運用範囲を求める。コントローラ４は図５に示すように、演算した最大充電電力値ＰＢＣＭ１，ＰＢＣＭ２，ＰＢＣＭ３と最大放電電力値ＰＢＤＭ１，ＰＢＤＭ２，ＰＢＤＭ３を用いて、制限器４−８で充放電電力指令の中間値ＰＢＴｂ１，ＰＢＴｂ２，ＰＢＴｂ３を制限し、新しい充放電電力指令中間値ＰＢＴｃ１，ＰＢＴｃ２，ＰＢＴｃ３を演算する。このような運用充放電範囲に充放電電力指令を制限する動作により、二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の長寿命運用が可能となる。
【００３３】
コントローラ４は図５に示すように演算した充放電電力指令中間値ＰＢＴｃ１，ＰＢＴｃ２，ＰＢＴｃ３に、検出した流入電力検出値ＰＷ１，ＰＷ２，ＰＷ３を加算器４−９で加算することにより、風力発電装置１−１，１−２，１−３を構成する系統側変換器１−１−８，１−２−８，１−３−８が充放電すべき系統側変換器電力指令ＰＧＴ１，ＰＧＴ２，ＰＧＴ３を演算する。
【００３４】
次に本発明の効果について図９を用いて説明する。図９は本発明の風力発電所の動作を示した一例である。図９（ａ）は各風力発電装置１−１，１−２，１−３の発電機側変換器１−１−７，１−２−７，１−３−７の流入電力検出値ＰＷ１，ＰＷ２，ＰＷ３の時間変化を示している。図９の例では時間２（hour）以前においてはＰＷ１，ＰＷ２が逆位相で変化しており、かつＰＷ３は時間的に一定である。このた、図９（ｂ）に示すように発電所全体の総発電電力ＰＷは時間的に一定であり、変動を緩和するための二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の充放電は必要ない。図９（ｃ）に示すように充放電電力の中間値は時間２（ｈｏｕｒ）以前において０（ＭＷ）であり充放電の必要が無く、各図９（ｄ）に示す各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の充放電電力指令ＰＢＴｃ１，ＰＢＴＣ２，ＰＢＴｃ３も０（ＭＷ）となる。なお個々では各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０のＳＯＣはＳＯＣ目標値である７０％と一致している状態を想定しているため、ＳＯＣを補正するためのＳＯＣ補正電力指令ＰＢＨ１、ＰＢＨ２、ＰＢＨ３は０（ＭＷ）である。時間２（hour)以前においては、図９（ｅ）に示すようにＰＧＴ１，ＰＧＴ２，ＰＧＴ３が流入電力検出値ＰＷ１、ＰＷ２、ＰＷ３にそれぞれ一致する。これは各風力発電装置１−１，１−２，１−３において、発電機側変換器から流入する電力と系統側変換器から流出する電力が一致することになり、各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０への電力の入出力は無くなる。このようにして本発明の風力発電所は複数の風力発電装置の平滑化効果を利用して、風力発電装置の直流部に接続した各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の充放電量を低減し、結果的に各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０で発生する損失を低減している。なお図９の時間２（hour）以降では発電所全体の図９（ｂ）に示すように総発電電力ＰＷが時間的に変動するため、変動緩和のための充放電電力が必要となり、図９（ｄ）に示すように各蓄電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０において電力の入出力が発生する。
【００３５】
本発明の風力発電所においては、各構成要素を通過する電力の流れや、各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の状態量を監視する必要がある。これは発電所の運用が正常であるかを確認し、また各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の動作が正常か否かを確認することで、発電所を構成する装置の故障の早期発見や、事故を未然に防止するためである。発電所の監視は視覚的に実施することで、発電所の異常事態をより確実に発見し易くなる。本目的のため本発明の風力発電所は発電所を視覚的に表示する表示装置５を持つ。表示装置５の具体例を図１０に示す。図１０に示した表示装置５は風力発電所内の建屋の内部に設置された液晶モニタ等に表示する。表示装置５には風力発電所を構成する各風力発電装置１−１，１−２，１−３を図示し、各構成要素に流れる電力を表示する。電力の表示は視覚的に分かり易い物が好ましく、図１０に示した表示装置５においては、矢印の形で電力の流れを表している。例えば表示装置５中の矢印５−１は、風力発電装置１−１の系統側変換器に流入する電力の大きさと向きを示しており、それぞれ矢印の長さが電力の大きさを、矢印の向きが電力の流れる向きを示している。二次電池１−１−１０の充放電電力を表す矢印５−３、および系統側変換器１−１−８の出力する電力を表す矢印５−４も、それぞれ矢印の長さが電力の大きさを、矢印の向きが電力の流れる向きを示す点は同じである。また二次電池を模式的に表した５−２は、二次電池１−１−１０のＳＯＣ（あるいは蓄積したエネルギー量）を塗り潰し部分の面積で表示したものである。図１０に示す表示装置５を備えることで、極端な大きさ電力の流れが発生している場合であっても視覚的に比較的容易に発見でき、風力発電所を構成する機器の故障の早期発見に繋がることができる。またコントローラ４の故障により制御に不具合が発生すると、二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の各ＳＯＣ値が大きくばらつく状況が発生する。各ＳＯＣ値が大きくばらつく状況が発生した場合、表示装置５から各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０のＳＯＣのばらつきを容易に発見でき、コントローラ４の故障の早期発見に繋がる。なお、電力の流れを表す記号は必ずしも矢印である必要はなく、アナログメータを模式的に表現した記号等、視覚的に電力の大きさと流れる向きを表す記号であれば、同様な効果が得られる。二次電池のＳＯＣを表す方法も、必ずしも塗り潰しの面積で表現する必要はなく、アナログメータを模式的に表現した記号や、色の濃淡等で表現しても、本発明の効果は実現できる。また図１０に示した表示装置は必ずしも発電所の中、あるいは近傍に設置される必要はなく、無線あるいは有線の信号伝達手段により、遠隔地に設置した表示装置に図１０に示したような表示内容を表示しても、同様な効果が得られる。
【００３６】
なお本実施例においては発電所出力目標値ＰＳｙｓＴを演算する方法として、図６に示したように一次遅れを利用した方式について説明した。しかしながら発電所出力目標値ＰＳｙｓＴを演算する際に発電所の総発電電力ＰＷの変動を緩和する別の演算器を用いても、本発明の効果は実現できる。例えば発電所出力目標値演算器として図１１に示す発電所出力目標値演算器４−２ａを用いても、本発明の効果が得られる。図１１に示した発電所出力目標値演算器４−２ａは、風力発電装置発電電力ＰＷに対して出力可能な上限値と下限値を設け、上下限で制限した値を発電所出力目標値ＰＳｙｓＴとして演算する。上限値と下限値は過去に測定した合成電力ＰＳｙｓから演算する。所定の期間（例えば１９分間）前から、現在の時刻までの、風力発電装置の出力電力ＰＳｙｓの出力変動幅から、次の制御期間（例えば１分間）におけるＰＳｙｓの出力可能範囲（上限値と下限値）を設定する。例えば、所定の期間の過去におけるＰＳｙｓの最小値に１０％を加えたものを上限値に設定し、所定の期間の過去におけるＰＳｙｓの最大値から１０％を減算した値を下限値に設定する。なお発電所出力目標値演算器４−２ａにおけるこの上限値および下限値の演算方法は、本発明者等が以前に提案した特開２００９−０７９５５９号公報においてより詳細に説明されている。
【００３７】
また発電所出力目標値ＰＳｙｓＴを演算する別の演算方法について、図１２，図１３を用いて説明する。図１２は図５，図１１とは異なる変動緩和を目的とした風力発電所のコントローラ４ｂの構成を示した図である。図１２を構成する要素のうち、番号が図５と同一ものは図５に記載した機器と同一の構成要素を表すため、説明は省略する。図１２のコントローラ４ｂと図５との違いは、発電所出力目標値演算器４−２ｂが、風力発電所の発電電力予測値ＰＰｒｄを利用する点である。発電電力予測値ＰＰｒｄは図示していないが発電電力予測事業者等から受信するデータであり、数時間先までの未来における発電所の出力電力ＰＳｙｓの予測値である。発電電力予測事業者は、過去の気象データ、地形データ、風力発電所の現在の運転状況、風力発電所の過去の運転データから、未来における発電電力ＰＰｒｄを予測する。
【００３８】
発電所出力目標値演算器４−２ｂの具体的な動作について図１３を用いて説明する。図１２，図１３に示した風力発電所の目的は、その出力電力ＰＳｙｓを所定の期間一定することで、その発電電力の変動を減少させることである。図１２，図１３の例では、３０分間の発電電力出力を一定にする条件について説明している。図１３に示すように発電所出力目標値演算器４−２ｂは発電電力の予測値ＰＰｒｄから、未来における３０分間の発電電力の平均値を演算する。発電所出力目標値演算器４−２ｂはこの発電電力の予測値ＰＰｒｄを発電所出力電力ＰＳｙｓの発電所出力目標値ＰＳｙｓＴとする。風力発電所がその発電電力ＰＳｙｓを発電所出力目標値ＰＳｙｓＴに追従するように運転する方法については、図１から図１０を用いて説明した方法と同一であるので、説明は省略する。図１２，図１３に示したように発電所の出力電力ＰＳｙｓを所定期間一定にする運転方法であっても、本発明の効果は実現できる。また発電所出力目標値ＰＳｙｓＴを演算する際、他の演算器を用いて変動緩和後の発電所出力目標値ＰＳｙｓＴを演算しても、本発明の効果は実現できる。
【００３９】
本発明の第２の実施形態について図１４から図１９を用いて説明する。本実施例も、自然エネルギー利用発電装置として風力発電装置を用いた風力発電所に本発明を適用したものである。
【００４０】
図１４から図１９に示す風力発電所の構成要素の内、実施例１に示した構成要素と番号が同一のものは同一の構成要素を表すため、説明は省略する。本実施例の第１の実施例との違いは、コントローラ４ｄが、系統側変換器がすべき充放電電力の補正量である系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１，ＰＧＨＴ２，ＰＧＨＴ３を送信する点である。
【００４１】
図１５を用いて本実施例のコントローラ４ｄの構成と動作について説明する。コントローラ４ｄが発電機側変換器の流入電力検出値ＰＷ１，ＰＷ２，ＰＷ３，発電所の出力電力検出値ＰＳｙｓ、二次電池１−１−１０のＳＯＣ検出値ＳＯＣ１，ＳＯＣ２，ＳＯＣ３、二次電池１−１−１０の温度検出値ＢＴｅ１，ＢＴｅ２，ＢＴｅ３から充放電電力指令中間値ＰＢＴｂ１，ＰＢＴｂ２，ＰＢＴｂ３を演算するまでの過程は、実施例１と同一である。本実施例のコントローラ４ｄは、制限器４−８で充放電電力指令中間値ＰＢＴｂ１，ＰＢＴｂ２，ＰＢＴｂ３を制限した値を、系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１，ＰＧＨＴ２，ＰＧＨＴ３として各風力発電装置１−１ｄ，１−２ｄ，・，１−ｎｄに送信する。なお系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１，ＰＧＨＴ２，ＰＧＨＴ３は、各風力発電装置１−１ｄ，１−２ｄ，・，１−ｎｄを構成する二次電池１−１−１０，１−２−１０，・，１−ｎ−１０が充放電すべき充放電電力を表す値である。
【００４２】
次に図１６を用いて各風力発電装置１−１ｄ，１−２ｄ，・，１−ｎｄの構成と動作について説明する。図１６は風力発電装置１−１ｄの構成を示した図であるが、他の各風力発電装置１−２ｄ，・，１−ｎｄの構成も同一である。風力発電装置１−１ｄの発電機側変換器１−１−７が、ブレード１−１−１の回転数が最も効率良く風のエネルギーを受ける回転数になるように発電機１−１−３の出力電力を調整する制御構成と動作は、実施例１と同一であるので説明は省略する。本実施例の風力発電装置１−１ｄは系統側変換器１−１−８の有効電力指令の演算方法が、実施例１と異なる。風力発電装置１−１ｄはコントローラ４ｄから受信した系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１と発電機側変換器１−１−７の有効電力指令を加算器１−１ｃｄ−１１にて足し合わせた値を系統側変換器有効電力指令とし、この系統側変換器有効電力指令に追従するように系統側変換器１−１−８を動作させる。
【００４３】
本実施例の風力発電所の動作は、実施例１に示した風力発電所と同一となる。つまり風力発電所は複数の風力発電装置の平滑化効果を利用して、風力発電装置の直流部に接続した各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０の充放電量を低減し、結果的に各二次電池１−１−１０，１−２−１０，１−３−１０で発生する損失を低減できる。
【００４４】
また図１６に示した風力発電装置１−１ｄの代わりに、図１７に示す風力発電装置１−１ｅを利用しても、本発明の効果が得られる。図１７の風力発電装置１−１ｅは、系統側変換器有効電力指令を演算する際、コントローラ４ｄから受信した系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１に発電機側変換器１−１−７に流入する電力である流入電力検出値を加える。図１７に示した風力発電装置１−１ｅの構成であっても、本実施例の風力発電所の効果を実現できる。
【００４５】
また図１６に示した風力発電装置１−１ｄの代わりに、図１８に示す風力発電装置１−１ｆを利用しても、本発明の効果が得られる。図１８に示した風力発電装置１−１ｆの図１６との違いは、風力発電装置１−１ｆが受信した系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１に従って、系統側変換器１−１−８が直流電圧を制御する点である。風力発電装置１−１ｆは充放電電力演算器１−１ｃｆ−９に従って二次電池１−１−１０に流入あるいは流出する充放電電力値を演算する。風力発電装置１−１ｆは演算した充放電電力値と系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１に従って、電力制御器１−１ｃｆ−１０によって直流電圧指令を演算する。電力制御器１−１ｃｆ−１０，直流電圧制御器１−ｃｆ−１１について、図１９を用いて詳細に説明する。風力発電装置１−１ｆは電圧検出器１−１−１２によって検出した二次電池１−１−１０の直流電圧値および電流検出器１−１−１１によって検出した二次電池の入出力電流値ＩＢから、充放電電力演算器１−１ｃｆ−９において二次電池が充放電している充放電電力値を演算する。風力発電装置１−１ｆは電力制御器１−１ｃｆ−１０を構成する減算器１−１ｆ−１０−１により、受信した系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１と演算した充放電電力の差分を求め、差分値を比例演算器１−１ｃｆ−１０−２および積分演算器１−１ｃｆ−１０−３において、それぞれ比例演算、積分演算を実施し、さらに加算器１−１ｃｆ−１０−４で加算することで直流電圧指令を演算する。なお電力制御器１−１ｃｆ−１０は、受信した系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１より充放電電力が放電側に有る場合は、直流電圧指令を増加させるように演算する。また電力制御器１−１ｃｆ−１０は、系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１より充放電電力が充電側に有る場合は、直流電圧指令を減少させるように演算する。これは二次電池１−１−１０が直流電圧を増加させると、より充電方向にその充放電電力が増加し、逆に直流電圧を減少させると、より放電方向に充放電電力が増加する性質を利用している。風力発電装置１−１ｆは直流電圧制御器１−１ｃｆ−１１において、演算した直流電圧指令と直流電圧の実測値の差分を減算器１−１ｃｆ−１１−１によって演算する。さらに差分値を比例演算器１−１ｃｆ−１１−２および積分器１−１ｃｆ−１１−３でそれぞれ比例演算、積分演算し、さらに加算器１−１ｃｆ−１１−４において加算することで系統側変換器１−１−８の有効電流指令を演算する。以上に示したように系統側変換器１−１−８が直流電圧を制御しても、本発明の効果は実現できる。
【００４６】
本発明の第３の実施形態について図２０から図２２を用いて説明する。本実施例も、自然エネルギー利用発電装置として風力発電装置を用いた風力発電所に本発明を適用したものである。
【００４７】
図２０から図２２に示す風力発電所の構成要素の中で、実施例１に示した構成要素と番号が同一のものは同一の構成要素を表すため、説明は省略する。本実施例の第１の実施例との違いは、風力発電装置１−１ｇ，１−２ｇ，・，１−ｎｇを構成する発電機１−１−３ｇとして二次励磁型発電機を用いる点である。二次励磁発電機を用いた風力発電装置は、実施例１に示した永久磁石発電機や誘導発電機を用いた風力発電装置とは機器構成が異なるため、本発明を適用する風力発電所の構成や運転方法が実施例１，２とは異なる点がある。
【００４８】
図２０は第３実施例の風力発電所の全体を表した図である。本実施例の風力発電所は二次励磁発電機１−１−３ｇ，１−２−３ｇ，・，１−ｎ−３ｇを使用するため、二次励磁発電機１−１−３ｇ，１−２−３ｇ，・，１−ｎ−３ｇの回転子に発電機側変換器１−１−７ｇ，１−２−７ｇ，・，１−ｎ−７ｇがそれぞれ電気的に接続する。また系統側変換器１−１−３ｇ，１−２−３ｇ，・，１−ｎ−３ｇは電力系統３に変圧器１−１−１５，１−２−１５，・，１−ｎ−１５を介して電気的に接続する一方で、二次励磁発電機１−１−３ｇ，１−２−３ｇ，・，１−ｎ−３ｇの固定子にもそれぞれ接続する。なお回転子に発電機側変換器１−１−７ｇ，１−２−７ｇ，・，１−ｎ−７ｇと系統側変換器１−１−３ｇ，１−２−３ｇ，・，１−ｎ−３ｇとを接続する直流部に二次電池１−１−１０が接続する点は、実施例１、実施例２で説明した風力発電装置と同一である。
【００４９】
風力発電装置１−１ｇの構成と動作について図２１を用いて詳細に説明する。なお図２１に示していない他の風力発電装置１−２ｇ，・，１−ｎｇについても構成と動作は図２１と同一である。二次励磁発電機１−１−３ｇは回転子、固定子の両方から有効電力・無効電力を供給することが可能である。このため二次励磁発電機１−１−３ｇは回転子、固定子それぞれから出力される電力を測定する必要がある。回転子側については、電圧検出器１−１−６および電流検出器１−１−５で検出したそれぞれの３相の交流電力、直流電流から、有効・無効電力演算器１−１ｃ−２において有効・無効電力を演算する。なお演算結果の回転子側有効電力について、説明のため図２１中でＰＲ１と記載する。同様に固定子側については電圧検出器１−１−１７および電流検出器１−１−１８で検出したそれぞれの３相の交流電力、直流電流を検出し、有効・無効電力演算器１−１ｃ−１１において有効・無効電力を演算する。図２１中では説明のため固定子側演算器をＰＳ１として記載する。二次励磁発電機１−１−３ｇから出力される総合の有効電力である発電機有効電力出力ＰＷ１は、回転子側有効電力ＰＲ１および固定子側有効電力ＰＳ１を加算器１−１ｃ−１２で加算することで演算する。発電機側変換器１−１−３ｇは演算した発電機有効電力出力ＰＷ１と有効電力指令演算器１−１ｃ−１を元に、二次励磁発電機１−１−３ｇからの出力電力を制御する。有効電力指令演算器１−１ｃ−１で演算する有効電力指令は風力発電装置１−１のブレード１−１−１の回転数が、最も効率良く風のエネルギーを受ける回転数になるように調整する。なお発電機側変換器１−１−７ｇの制御方法については従来技術と同一であるので、詳細な説明は省略する。また発電機側変換器１−１−７ｇの制御方法が従来技術であるトルク制御であっても本発明の効果は実現できる。風力発電装置１−１ｇはコントローラ４ｇに対して回転子側有効電力ＰＲ１および発電機有効電力出力ＰＷ１をコントローラ４ｇに送信する。風力発電機１−１ｇを構成する系統側変換器１−１−８ｇの制御方法および動作は実施例１と同一であるので説明は省略する。
【００５０】
次に図２２を用いて本発明の風力発電所を構成するコントローラ４ｇの構成と動作について説明する。コントローラ４ｇの構成と動作は実施例１の図５に示したコントローラ４と基本的な構成と動作が同一であるが、回転子側有効電力ＰＲ１，ＰＲ２，・，ＰＲｎを利用する点が実施例１とは異なる。コントローラ４ｇは加算器４−９ｇにおいて、新しい充放電電力指令中間値ＰＢＴｃ１，ＰＢＴｃ２，ＰＢＴｃ３にそれぞれ回転子側有効電力ＰＲ１，ＰＲ２，ＰＲ３を加算することで、系統側変換器電力指令値ＰＧＴ１，ＰＧＴ２，ＰＧＴ３を演算する。これは実施例１と異なり、風力発電装置１−１ｇ，・，１−ｎｇの直流部に流入する電力が回転子側有効電力ＰＲ１、ＰＲ２、ＰＲ３だからである。
【００５１】
図２０から図２２に示した構成と動作をすることで、二次励磁発電機１−１−３ｇ，１−２−３ｇ，・，１−ｎ−３ｇを用いた場合であっても本発明の効果を実現できる。なお図示していないが、実施例２で説明したように系統側変換器電力指令値ＰＧＴ１，ＰＧＴ２，ＰＧＴ３を利用する代わりに系統側変換器電力補正指令ＰＧＨＴ１，ＰＧＨＴ２，ＰＧＨＴ３を利用する場合であっても、本発明の効果は実現できる。また、実施例２で説明したように系統側変換器１−１−３ｇ，１−２−３ｇ，・，１−ｎ−３ｇが電圧を制御しても、本発明の効果は実現できる。
【００５２】
本発明の第４の実施例について図２３から図２６を用いて説明する。
【００５３】
第４の実施例は自然エネルギー発電装置として太陽光発電装置を利用した太陽光発電所に、本発明を適用した例である。図２３から図２６に示す風力発電所の構成要素の内、実施例１、実施例２、実施例３に示した構成要素と番号が同一のものは同一の構成要素を表すため、説明は省略する。図２３は本実施例の太陽光発電所の全体構成を示した図である。本実施例の太陽光発電所は、複数の太陽光発電装置６−１，６−２，・，６−ｎ，コントローラ７，表示装置８，電力検出器２で構成する。太陽光発電装置６−１，６−２，・，６−ｎ（ｎは太陽項発電装置の数）はそれぞれ太陽光パネル６−１−１，６−１−２，・，６−ｎ−１を持ち、太陽の光エネルギーを電気エネルギーに変換する。電気エネルギーはＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７，６−２−７，・，６−ｎ−７，系統側変換器６−１−８，６−２−８，・，６−ｎ−８，連系変圧器６−１−１５，６−２−１５，・，６−ｎ−１５を介して電力系統３に発電電力を送電する。ＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７，６−２−７，・，６−ｎ−７と系統側変換器６−１−８，６−２−８，・，６−ｎ−８の中間部にはそれぞれ直流で電力を送電する部分があり、この直流部に二次電池６−１−１０，６−２−１０，・，６−ｎ−１０を接続する。
【００５４】
太陽光発電装置６−１の構成と動作について図２４を用いて詳細に説明する。なお図示していない他の太陽光発電装置６−２，・，６−ｎの構成と動作は太陽光発電装置６−１と同一である。太陽光発電装置６−１はＰＶコントローラ６−１ｃで、発電装置を制御する。太陽光発電装置６−１は電圧検出器６−１−５と電流検出器６−１−６で、それぞれ太陽光パネルの電圧、電流を測定する。ＰＶコントローラ６−１ｃの最大電力追従演算器６−１ｃ−５は、太陽光パネルの電力変換効率が最大になるように直流電圧指令を演算する。ＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７は電圧制御器６−１ｃ−４、パルス幅変調パルス発生器６−１ｃ−３を経て、太陽光パネル６−１−１の直流電圧が直流電圧指令に一致するように電圧制御する。本実施例の太陽光発電装置６−１は、ＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７の制御により、太陽光パネル６−１−１の電力変換効率が最大になるように動作する。なお最大電力追従（ＭＰＰＴ）制御の方式には従来知られている技術がいくつかあるが、いずれの方式を適用しても本発明の効果は実現できる。またＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７が最大電力追従制御を行う方式を説明したが、ＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７が例えば直流電圧一定制御など、他の制御方式を実施しても本発明の効果は実現可能である。本発明の太陽光発電装置６−１は電圧検出器６−１−５と電流検出器６−１−６で検出した電圧、電流の測定値を用いて、ＰＶコントローラ６−１ｃの有効電力演算器６−１ｃ−１にて太陽光パネル６−１−１の発電電力ＰＰＶ１を測定し、コントローラ７に送信する。
【００５５】
ＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７は太陽光パネル６−１−１の直流電圧か、電流、あるいは電力を制御する機能を持つ。ＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７の具体例を示したものが図２５である。図２５はＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７が昇圧チョッパーの例を示したものである。図２５に示したＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７である昇圧チョッパーは直流コンデンサ６−１−７−１，６−１−７−５，リアクトル６−１−７−２，ＩＧＢＴ６−１−７−３，ダイオード６−１−７−４などで構成し、太陽光パネル６−１−１の直流電圧を制御することが可能である。なおＤＣ・ＤＣ変換器６−１−７としては、図２５に示した昇圧チョッパーの他に、従来知られている降圧チョッパーや高周波リンクＤＣ・ＤＣ変換器など、太陽光パネル６−１−１の直流電圧か、電流、あるいは電力を制御できる機能を有している変換器であれば、本発明の効果は実現できる。
【００５６】
本発明の太陽光発電所は、図２４に示すように直流部に二次電池６−１−１１を持つ。二次電池６−１−１１に流入する電流は、電流検出器６−１−１１で計測され、また二次電池６−１−１１の直流電圧は６−１−１２で測定される。測定した電圧、電流をもとにＳＯＣ演算器６−１ｃ−６で二次電池６−１−１１の充電率を測定する。さらに二次電池６−１−１の温度は温度検出器６−１−１６を用いて測定される。検出した充電率や温度はコントローラ７に送信する。二次電池６−１−１１の状態の検出方法やコントローラ７に送信する構成は、実施例１、実施例２、実施例３で示した風力発電装置の直流部に接続した二次電池と同一である。
【００５７】
図２４を用いて系統側変換器６−１−８の動作について説明する。系統側変換器６−１−８はＰＶコントローラ６−１ｃからのゲートパルス信号に従って電力制御を実施する。具体的にはコントローラ７から受信した系統側変換器電力指令ＰＧＴ１に追従するように、系統側変換器６−１−８が電力を制御する。系統側変換器の動作方法については、実施例１、実施例２、実施例３で示した風力発電装置の系統側変換器の動作と同一である。
【００５８】
本発明の太陽光発電所を構成するコントローラ７の構成と動作を、図２６を用いて説明する。コントローラ７の構成と動作は、実施例１において図５で説明した風力発電所のコントローラ４における各風力発電装置の発電電力ＰＷ１，ＰＷ２，ＰＷ３を、太陽光発電装置６−２，・，６−ｎの各太陽光パネル出力電力ＰＰＶ１，ＰＰＶ２，ＰＰＶ３に置き換えたのみで、その他の動作と構成は同一である。
【００５９】
以上で説明したように、本発明の太陽光発電所は、実施例１，実施例２，実施例３で説明した風力発電所において発電機を太陽光パネルに、発電機側変換機をＤＣ・ＤＣ変換器に置き換えたのみで、その他の構成や動作は同一である。以上で説明した構成をとることで、本発明の太陽光発電所は複数の太陽光発電装置６−２，・，６−ｎの平滑化効果を利用することが可能となり、変動緩和に必要な二次電池６−１−１１の充放電電力量が低減され、結果的に二次電池６−１−１１で発生する損失が低減できる。
【００６０】
また本発明の風力発電装置は、図２７に示すような表示装置８を持つことが望ましい。表示装置８は発電所内の電力の流れが視覚的に判断できるように図示する機能を持つ。表示装置８の詳細は、実施例１で説明した風力発電所の表示装置（図１０）の風力発電装置の記号を太陽光パネルの記号に置き換えたのみで、その他の動作は同一である。
【符号の説明】
【００６１】
１−１，１−２，・，１−ｎ，１−１ｄ，１−２ｄ，・，１−ｄｎ，１−１ｆ，１−１ｇ，１−２ｇ，・，１−ｎｇ  風力発電装置
１−１−１  ブレード
１−１−２  増速器
１−１−３  発電機
１−１−４  風速計
１−１−５，１−１−１２，１−１−１４，１−１−１７，６−１−５  電圧検出器
１−１−６，１−１−１１，１−１−１３，１−１−１８，６−１−６  電流検出器
１−１−７  発電機側変換器
１−１−７−１，１−１−８−３，６−１−７−１，６−１−７−５  コンデンサ
１−１−７−２，１−１−８−２，１−１−８−４，６−１−７−２  リアクトル
１−１−７−３，１−１−８−１，６−１−７−３  ＩＧＢＴ
１−１−８，１−２−８，・，１−ｎ−８，１−１−８ｇ，１−２−８ｇ，・，１−ｎ―８ｇ，６−１−８，６−２−８，・，６−ｎ−８  系統側変換器
１−１−９  直流コンデンサ
１−１−１０，６−１−１０，６−２−１０，・，６−ｎ−１０  二次電池
１−１−１５，６−１−１５，６−２−１５，・，６−ｎ−１５  連系変圧器
１−１−１６  温度検出器
１−１ｃ，１−１ｃｄ，１−１ｃｆ  風車コントローラ
１−１ｃ−１  有効電力指令演算器
１−１ｃ−２，１−１ｃ−１０，１−１ｃ−１１，６−１ｃ−１０  有効・無効電力演算器
１−１ｃ−３，１−１ｃ−７，６−１ｃ−３，６−１ｃ−７  パルス幅変調パルス発生器
１−１ｃ−４，１−１ｃ−８，６−１ｃ−８  電流制御器
１−１ｃ−５，１−１ｃ−９，１−１ｃｆ−１０，６−１ｃ−９  電力制御器
１−１ｃ−６，６−１ｃ−６  ＳＯＣ演算器
１−１ｃｆ−９  充放電電力演算器
１−１ｃｆ−１０−１，１−１ｃｆ−１１−１，４−４  減算器
１−１ｃｆ−１０−２，１−１ｃｆ−１１−２  比例演算器
１−１ｃｆ−１０−３，１−１ｃｆ−１１−３  積分演算器
１−１ｃｆ−１０−４，１−１ｃｄ−１１，１−１ｃｅ−１１，１−１ｃｆ−１１−４，１−１ｃ−１２，４−１，４−７，４−９，４−９ｇ  加算器
１−１ｃｆ−１１  直流電圧制御器
２  電力検出器
３  電力系統
４，４ｇ，７  コントローラ
４−２，４−２ａ  発電所出力目標値演算木
４−３  ＳＯＣ補正電力演算器
４−５  除算器
４−６  充放電可能範囲演算器
４−６−１，４−６−２，４−６−３  充放電可能範囲マップデータ
４−８  制限器
５，５ｇ，８  表示装置
５−１，８−１  発電機側変換器に流入する電力を表す記号
５−２，８−２  二次電池の充電率を表す記号
５−３  ，８−３  二次電池の充放電電力を表す記号
５−４，８−４  系統側変換器の出力電力を表す記号
５−５，８−５  発電所の総出力電力を表す記号
６−１，６−２，・，６−ｎ  太陽光発電装置
６−１ｃ  ＰＶコントローラ
６−１−ｃ−１  有効電力制御
６−１ｃ−４  電圧制御器
６−１ｃ−５  最大電力追従演算器
６−１−１，６−２−１，・，６−ｎ−１  太陽光パネル
６−１−７，６−２−７，・，６−ｎ−７  ＤＣ・ＤＣ変換器
６−１−７−４  ダイオード
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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【図２０】
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【図２１】
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【図２２】
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【図２３】
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【図２４】
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【図２５】
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【図２６】
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【図２７】
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