(57)【要約】【課題】  蓄電池システムに備えられるインバータの利用率を改善する。【解決手段】  再生可能エネルギーを利用した発電装置と、該発電装置に接続された第一のインバータと、蓄電池と、該蓄電池に接続された第二のインバータと、制御器を備え、該第一のインバータと該第二のインバータが連係点で接続され、該制御器が該連係点を経由した負荷への電力供給を制御する発電システムにおいて、該制御器が、該第二のインバータから出力される有効電力に基づいて、該第一のインバータから出力される無効電力と、該第二のインバータから出力される無効電力の比を変化させることを特徴とする発電システム。【選択図】  図１
2014192992.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
再生可能エネルギーを利用した発電装置１１と、該発電装置１１に接続された第一のインバータ１２と、
蓄電池２１と、該蓄電池２１に接続された第二のインバータ２２と、
制御器４を備え、
該第一のインバータ１２と該第二のインバータ２２が連係点７で接続され、該制御器４が該連係点７を経由した負荷３への電力供給を制御する発電システムにおいて、 
該制御器４が、該第二のインバータ２２から出力される有効電力に基づいて 、該第一のインバータ１２から出力される無効電力と、該第二のインバータ２２から出力される無効電力の比を変化させることを特徴とする発電システム。
【請求項２】
請求項１の発電システムにおいて、
該連係点７の電圧を測定する第一の電圧測定器８４と、該連係点の電流を測定する第一の電流測定器８３と、該第二のインバータ２２の出口電圧を測定する第二の電圧測定機８２と、該第二のインバータ２２の出口電流を測定する第二の電流測定器８１を備えることを特徴とする発電システム。
【請求項３】
請求項１または２の発電システムにおいて、
該制御器が、無効電力の比を、電圧―無効電力垂下特性に基づいて変化させることを特徴とする発電システム。
【請求項４】
請求項３の発電システムにおいて、
該制御器が、該蓄電池由来の有効電力と負荷により要求される無効電力により、該電圧−無効電力垂下特性の比例定数を算出する演算ユニットを備えることを特徴とする発電システム。
【請求項５】
再生可能エネルギーを利用した発電装置と蓄電池とを有する発電設備用の制御器において、
該蓄電池由来の有効電力に基づいて、
該発電装置由来の無効電力と、該蓄電池由来の無効電力の比を変化させることを特徴とする制御器。
【請求項６】
該有効電力は該蓄電池由来の電流及び電圧から算出され、
該無効電力は該蓄電池および連係点由来の電流及び電圧から算出されることを特徴とする請求項５の制御器。
【請求項７】
無効電力の比を、電圧―無効電力垂下特性に基づいて変化させることを特徴とする請求項５または６の制御器。
【請求項８】
該蓄電池由来の有効電力と負荷により要求される無効電力により、該電圧−無効電力垂下特性の比例定数を算出する演算ユニットを備えることを特徴とする請求項７の制御器。
【請求項９】
再生可能エネルギーを利用した発電装置と、該発電装置に接続された第一のインバータと、
蓄電池と、該蓄電池に接続された第二のインバータを備え、
該第一のインバータと該第二のインバータが連係点で接続され、該連係点を経由して負荷へ電力供給するシステムの制御方法において、
該第一のインバータから出力される無効電力と、該第二のインバータから出力される無効電力の比を電圧―無効電力垂下特性に基づいて変化させることを特徴とするシステムの制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は，独立系統を構築する電源の無効電力比率制御に関するものであり，特に該電源が蓄電池システムと再生可能エネルギーにより構築される電源の無効電力比率制御に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年，太陽光や風力発電などの再生可能エネルギーの電力系統への導入が益々進んでいる。しかしながら，その出力不安定性のため，上記再生可能エネルギーの導入は電力系統の電圧や周波数変動をもたらし，あらたな技術的課題を提起している。
【０００３】
再生可能エネルギーの出力する有効電力変動は，セル電池と周波数変換用のインバータにより構築される蓄電池システムにより平滑化が可能である。上記インバータが自励式インバータである場合，該インバータは有効電力と無効電力を独立に，かつ自由に制御可能である。
【０００４】
インバータの体格は，出力可能な最大皮相電力により決まる。この皮相電力は電力系統に出力する有効電力と無効電力の二乗和の平方根により定義される。蓄電池システムのインバータが蓄電池より系統へ充放電をしている間に大きな無効電力を出力するよう制御されると，IGBT等のインバータ内半導体スイッチング素子が過負荷となり，損傷のおそれがある。
【０００５】
上記IGBTの過負荷を避けるためには，電圧変動が発生した時の無効電力出力を適切に制御する手法が必要である。上記手法の一つが，特許文献１で公開されている。特許文献１は，大規模系統に連係される風力発電システムと該風力発電システムに並列接続された蓄電池システムの制御方法および制御装置に関するものであり，蓄電池システムの過負荷を回避しながら系統の電圧変動や周波数変動を抑制する統合制御手法が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】国際公開ＷＯ２０１２／０７０１４１号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
特許文献１は大規模系統に関連する技術であった。しかしながら，マイクログリッドは系統連係状態もしくは独立系統状態で運用される。再生可能エネルギーと蓄電システムが独立系統用電源を構築し，該独立系統に連係する負荷へ有効電力と無効電力を供給する場合，独立系統用電源システムは常に有効電力・無効電力バランスを保つこととなる。すなわち，再生可能エネルギーと蓄電池システムによる出力された有効電力の和は負荷で消費される有効電力に等しく，同様に再生可能エネルギーと蓄電システムにより供給される無効電力の和は，負荷により消費される無効電力に等しい。
【０００８】
再生可能エネルギーから出力される有効電力が負荷で消費される有効電力より小さい場合，需給バランスを保つように蓄電池システムから有効電力が自動的に引き出される。このとき上記蓄電池システム内のインバータ皮相電力が，インバータ定格電力より大きくなるとインバータは過負荷となり，半導体スイッチング素子が損傷するおそれがある。
【０００９】
特許文献１の制御システムは，蓄電池システムにより充電率を計算し，メインコントローラへ該充電率を送信し，メインコントローラが上記下位制御器へ第二の運転モードのロジックに従い，無効電力指令を調整するステップを有する。特許文献１に開示される制御手法は風力発電や蓄電池システムといった発電ユニットとメインコントローラ間に，高信頼で高速な通信を必要とする集中制御を採用している。特に，充電率検出はリプル電流のフィルタリングに所定の時間を要する。
【００１０】
上記の第二の運転モードは時間遅れを回避することができず，該時間遅れはたとえ短時間ではあっても蓄電池システムに過負荷を強いる。
【００１１】
インバータを過負荷から保護するためには，上記時間遅れを考慮した該皮相電力に対してある程度のマージンを持たせたインバータ出力指令を出さなければならない。このマージンがインバータの利用率を下げる。
【００１２】
上記を鑑み，本発明は、蓄電池システムに備えられるインバータの利用率を改善することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１３】
上記の課題を解決するため，本発明は以下の構成を備える。
【００１４】
再生可能エネルギーを利用した発電装置と、該発電装置に接続された第一のインバータと、蓄電池と、該蓄電池に接続された第二のインバータと、制御器を備え、該第一のインバータと該第二のインバータが連係点で接続され、該制御器が該連係点を経由した負荷への電力供給を制御する発電システムにおいて、該制御器が、該第二のインバータから出力される有効電力に基づいて、該第一のインバータから出力される無効電力と、該第二のインバータから出力される無効電力の比を変化させることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１５】
本発明によれば、蓄電池システムに備えられるインバータの利用率を改善することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１６】
【図１】本発明第一実施例である，太陽光発電システムと蓄電池システム，および主制御器により構築される独立電源システム説明図。
【図２】本発明第一実施例の主制御器内制御ブロック説明図。
【図３】本発明第一実施例の，他インバータの出力に応じて変化する電圧−無効電力の垂下特性説明図。
【図４】本発明第一実施例の，電圧−無効電力垂下特性制御の演算ブロック説明図。
【図５】本発明第一実施例の，自励式インバータの主回路構成説明図。
【図６】本実施例第一実施例の主制御器内有効電力，無効電力算出演算ブロック説明図。
【図７】本実施例第一実施例の再生可能エネルギーが風力発電システムである場合の説明図。
【図８】本発明第一実施例の，再生可能エネルギー制御器の他の配置例説明図。
【発明を実施するための形態】
【００１７】
本発明の実施例の説明の前に、特許文献１の技術について説明する。特許文献１では，風力発電システムと蓄電池システムの制御方法を開示しており，該制御方法は，蓄電池システムに要求される電力指令に基づいて選択される２つの運転モードを備える。
【００１８】
特許文献１の電源システムは，主制御器より有効電力指令と無効電力指令を受け取る風力発電制御器と，該制御器により制御される複数の風力発電機と，蓄電池，インバータ，そして該インバータを制御し，主制御器からの出力指令を入力する蓄電池制御器により構成される。
【００１９】
第一の運転モードは，主制御器から上記風力発電制御器と上記蓄電池制御器に出力される出力指令が，風力発電システムと蓄電システムそれぞれの定格皮相電力以内の運転モードである。
【００２０】
第二の運転モードは，蓄電池システムがメインコントローラにより要求される出力指令が該蓄電池システムの充電率により変化する定格皮相電力を超える場合は，下位制御器である風力発電制御器と蓄電池制御器へ，蓄電池システムからの無効電力出力指令を低減し，該低減量に相当する無効電力出力を増加するよう風力発電制御器へ指令を更新する。
【００２１】
このような特許文献１の技術では、上述のような課題がある。
【００２２】
以下，上述の課題を解決し得る本発明の実施例を，図面を用いて説明する。本実施例の再生可能エネルギー制御器は蓄電池システムの出力する有効電力が該蓄電池システムの定格に近づく場合には，上記再生可能エネルギーと上記蓄電池システムの無効電力比率調整により上記再生可能エネルギーによる無効電力出力を増加させるものである。その結果，上記再生可能エネルギーシステムは蓄電池システムの過負荷を回避し，該インバータの利用率を改善することができる。この効果は、以下実施例で説明する、蓄電池由来（蓄電池システム２）の有効電力に基づいて、発電装置由来（自然エネルギーシステム１）の無効電力と、該蓄電池由来の無効電力の比を変化させる主制御器４を有する ことで達成可能である。
【実施例１】
【００２３】
本発明第一実施例の独立系統向け電源システムを，図１を用いて説明する。図１に示す独立系統は，再生可能エネルギーシステム１，蓄電池システム２，負荷３，系統インピーダンス５，６，電流センサ８１，８３，電圧センサ８２，８４，そして主制御器４により構成される。
【００２４】
再生可能エネルギーシステム１は負荷３に電力を供給する。再生可能エネルギー１より出力される電力が負荷３の消費電力より大きい場合，該余剰電力は蓄電池システム２に充電される。逆に，再生可能エネルギー１より出力される電力が負荷３の消費電力より小さい場合は，再生可能エネルギー１からの出力電力と蓄電池システム２からの出力電力の合計が負荷３の消費電力と一致するように，蓄電池システム２の蓄電池が放電される。
【００２５】
本実施例において，系統インピーダンス５，６はそれぞれのインダクタンスＸ＿１，Ｘ＿２に比較し，該インピーダンスの抵抗値Ｒ＿１，Ｒ＿２が十分小さく，無視可能である。
【００２６】
負荷３により消費される有効電力Ｐ＿ＬOADは，再生可能エネルギーシステム１から出力される有効電力Ｐ＿ＲＥＳと，蓄電池システム２から出力される有効電力Ｐ＿ＢＥＳＳの和に等しい。有効電力Ｐ＿ＲＥＳは，入手可能なエネルギーにより制限され，蓄電池システム２は自動的に式Ｐ＿ＢＥＳＳ＝Ｐ＿ＬOAD−Ｐ＿ＲＥＳを満たす有効電力Ｐ＿ＢＥＳＳを出力する。
【００２７】
蓄電池システム２は蓄電池ユニットまたは蓄電池バンク２１，および該蓄電池バンクに接続される自励式インバータ２２，そして負荷連係点７の電圧（Ｖ＿ＰＣＣ）を入力とし，該自励式インバータを制御する制御器２３を備える。蓄電池システム２は系統インピーダンス６を介して負荷連係点７に接続される。蓄電池システム２の制御器２３は，Ｖ＿ＰＣＣより連係点７の電圧振幅Ｖ＿ＰＣＣ＿ＡＭＰを算出する振幅算出器と，インバータ２２より出力する無効電力を指令値に一致するよう制御する無効電力制御器と，電圧−無効電力の垂下特性制御器を備える。該電圧−無効電力垂下特性制御器は無効電力指令値を算出する。蓄電池システムは、負荷連係点７に、系統インピーダンスを介して接続されている。制御器２３が該無効電力制御器により該指令値に基づきインバータ２３から出力する無効電力を制御することにより，連係点７の電圧を許容変動範囲内に保つ。
【００２８】
上記垂下特性制御器は，数式１により無効電力指令値を算出する。
【００２９】
【数１】
2014192992.tif 000003
【００３０】
ここで，Ｖ＿ＰＣＣ＿ＡＭPは連係点７の電圧振幅値，V*は連係点７の電圧指令値，ｋ＿ＢＥＳＳは定数，そしてＱ＿ＢＥＳＳは蓄電池システム２から負荷３に供給する無効電力指令値である。
【００３１】
蓄電池システム２の制御器２３で実施される電圧−無効電力垂下特性制御の演算ブロックを図４ａに示す。
【００３２】
電圧センサ８４により検出された連係点７の電圧Ｖ＿ＰCCより算出された電圧振幅Ｖ＿ＰＣＣ＿ＡＭＰと，連係点電圧指令値V*は減算器１０１に入力され，該差は乗算器１０２に出力される。乗算器１０２は数式１のｋ＿ＢＥＳＳの逆数を減算器１０１の出力に乗算し，蓄電池システム２の無効電力指令値Ｑ＿ＢＥＳＳを算出する。乗算器１０２の出力である無効電力指令値Ｑ＿ＢＥＳＳは図示しない無効電力制御器に出力され，インバータ２２より出力される無効電力は該無効電力制御器により上記指令値Ｑ＿ＢＥＳＳに一致するよう制御される。
【００３３】
本実施例の再生可能エネルギーシステム１は太陽光パネル１１と，太陽光パネル１１に接続される自励式インバータ１２と，インバータ１２を制御する制御器１３により構成される太陽光発電システムである。再生可能エネルギーシステム１は，連係点７に系統インピーダンス５を介して接続される。制御器１３は，主に２つの制御器を有する。第一の制御器は，所定の日射における発電電力を最大化する最大電力追従演算器（ＭＰＰＴ：Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）であり，第二の制御機能は連係点７の電圧を変動許容範囲内に維持する電圧−無効電力垂下特性制御器である。
【００３４】
ＭＰＰＴは当該技術分野では広く知られた技術である。
【００３５】
再生可能エネルギーシステム１の垂下特性制御器は数式２に従い無効電力指令値を算出する。
【００３６】
【数２】
2014192992.tif 000004
【００３７】
ここで，V*は連係点７の電圧指令値であり，数式１に示される指令値と同じ値を有する。また，ｋ＿ＲＥＳは蓄電池システム２により出力される有効電力Ｐ＿ＢＥＳＳに応じて変化する変数，Ｑ＿ＲＥＳは再生可能エネルギー１より負荷３に供給する無効電力指令値である。ｋ＿ＲＥＳは主制御器４により演算され，制御器１３に出力される。
【００３８】
制御器１３で実行される再生可能エネルギーシステム１の電圧−無効垂下特性制御器の演算ブロックを図４ｂに示す。
【００３９】
電圧センサ８４により検出された連係点７の電圧Ｖ＿ＰCCより算出された電圧振幅Ｖ＿ＰＣＣ＿ＡＭＰと，連係点電圧指令値V*は減算器１０３に入力され，該差は乗算器１０４に出力される。乗算器１０４は数式２中のゲインｋ＿ＲＥＳの逆数を減算器１０３の出力に乗算する。ｋ＿ＲＥＳは主制御器４により算出される値である。乗算器１０４の出力は，再生可能エネルギーシステム１の無効電力の指令値Ｑ＿ＲＥＳとなり，図示しない再生可能エネルギーシステム１の無効電力制御器に出力される。
【００４０】
自励式インバータ２２の主回路構成を，図５に示す。自励式インバータの動作原理について，図５を用いて説明する。端子ＰとＮには直流電源（もしくは電力貯蔵要素）が接続され，該インバータに直流電力を供給する。該インバータは，ゲート信号端子を持つ半導体スイッチング素子により構成されるブリッジの高周波スイッチングにより，上記直流電力が交流電力に変換され，所望の交流電圧もしくは交流電流を出力する。上記ゲート端子電圧は，上記半導体スイッチング素子を適切な導通時比率で駆動するよう，制御器２３により演算・出力される。図５の自励式インバータは，半導体スイッチング素子としてＩＧＢＴ２２０ｍ，２２０ｎ，２２０ｏ，２２０ｐ，２２０ｑ，２２０ｒを用いている。しかし，本発明において上記半導体スイッチング素子はＩＧＢＴに限定されず，ＩＧＣＴやＭＯＳ−ＦＥＴ，ＧＴＯ等の素子を用いても同様の効果を奏す。自励式インバータ１２も自励式インバータ２２と同様の構成を備えるが，重複説明を回避するため，説明を省略する。
本実施例の特長の一つである，主制御器４による再生可能エネルギーシステム１と蓄電池システム２の無効電力出力比率調整について，以下説明する。
【００４１】
制御器１３を介し，インバータ１２を制御する主制御器４の制御演算ブロックを図２に示す。主制御器４は電力計算ユニット４１と，電圧−無効電力垂下特性傾き演算ユニット４２を備える。電力計算ユニット４１は，電流センサ８１，電圧センサ８２の出力より蓄電池システム２の出力する有効電力Ｐ＿ＢＥＳＳを算出し，電流センサ８３，電圧センサ８４の出力より負荷で消費される無効電力Ｑ＿ＬOADを算出する。
【００４２】
演算ユニット４２は，電力計算ユニット４１の出力であるＰ＿ＢＥＳＳとＱ＿ＬOADを入力とし，数式２中のゲインｋ＿ＲＥＳを算出する。
【００４３】
電力計算ユニット４１の電力算出演算ブロックを図６に示す。電力計算ユニット４１は電圧センサ８２より線間電圧検出値Ｖ＿ＢＥＳＳ＿ａｂ，Ｖ＿ＢESS＿ｂｃを入力する。該線間電圧検出値Ｖ＿ＢＥＳＳ＿ａｂ，Ｖ＿ＢＥＳＳ＿ｂｃは演算ブロック１１０ｐにより相電圧に変換される。位相検出演算器（ＰＬＬ）１１３ｐは（蓄電池システム２の連係点における）系統電圧位相θ＿ＢＥＳＳを検出し，制御ブロック１１１ｐ，１１２ｐに２つの正弦波信号であるｃｏｓ（θ＿ＢＥＳＳ），ｓｉｎ（θ＿ＢＥＳＳ）を出力する。
【００４４】
演算ブロック１１０ｐの出力である相電圧Ｖ＿ＢＥＳＳ＿ａ，Ｖ＿ＢＥＳＳ＿ｂ，Ｖ＿ＢＥＳＳ＿ｃはブロック１１１ｐによりｄ−ｑ変換される。電流センサ８１により検出された相電流検出値はブロック１１２ｐによりｄ−ｑ変換される。上記相電圧，上記相電流のｄ−ｑ変換演算は，以下の数式であらわされる。
【００４５】
【数３】
2014192992.tif 000005
【００４６】
【数４】
2014192992.tif 000006
【００４７】
【数５】
2014192992.tif 000007
【００４８】
【数６】
2014192992.tif 000008
【００４９】
ブロック１１４ｐと１１５ｐは乗算器であり，ブロック１１６ｐは加算器である。有効電力Ｐ＿ＢＥＳＳはブロック１１４ｐ，１１５ｐ，１１６ｐそしてブロック１１１ｐ，１１２ｐにより算出された電圧，電流のｄ−ｑ変換値を用い，計算式Ｐ＝Ｖ＿ｄ×Ｉ＿ｄ＋Ｖ＿ｑ×Ｉ＿ｑを実行することにより算出される。
【００５０】
電圧センサ８４により検出される，負荷連係点７の線間電圧検出値Ｖ＿ＰＣＣ＿ａｂとＶ＿ＰＣＣ＿ｂｃは，ブロック１１０ｑにより相電圧Ｖ＿ＰＣＣ＿ａ，Ｖ＿ＰＣＣ＿ｂ，そしてＶ＿ＰＣＣ＿ｃに変換される。位相検出演算器（ＰＬＬ）は負荷連係点７の系統電圧位相θ＿ＰＣＣを検出し，ブロック１１１ｑ，１１２ｑに二つの正弦波信号ｃｏｓ(θ＿ＰＣC)とｓｉｎ（θ＿ＰＣC）を出力する。相電圧Ｖ＿ＰＣＣ＿ａ，Ｖ＿ＰCC_ｂ，Ｖ＿ＰＣＣ＿ｃはブロック１１１ｑによりｄ−ｑ変換され，また電流センサ８３により検出された相電流Ｉ＿ＬＯＡＤ＿ａ，Ｉ＿ＬＯＡＤ＿ｂ，Ｉ＿ＬＯＡＤ＿ｃはブロック１１２ｑによりｄ−ｑ変換される。ここで，ブロック１１１ｑ，１１２ｑは，入力変数のｄ−ｑ変換を数式３乃至６に従い実行する。
【００５１】
ブロック１１４ｑ，１１５ｑは乗算器であり，１１６ｑは減算器である。負荷３で消費される無効電力Ｑ＿ＬＯＡＤは，ブロック１１４ｑ，１１５ｑ，１１６ｑおよびブロック１１１ｑ，１１２ｑにより算出された電圧，電流のｄ−ｑ変換値を用いて，演算式Ｑ＝Ｖ＿ｑ×Ｉ＿ｄ―Ｖｑ＿Ｉｄを実行することにより算出される。
【００５２】
図３を用いて，本実施例の特長の一つである 蓄電池システム２の出力する有効電力に基づいた電圧−無効電力垂下特性制御器の動作原理を説明する。
【００５３】
垂下特性１４は数式１に従って制御器２３内の演算で実行される電圧−無効電力特性により固定される特性である。蓄電池システム２の出力する有効電力が小さい場合，蓄電池システム２は大きな無効電力を出力することが可能である。
【００５４】
一方，蓄電池システム２が大きい場合，蓄電池システム２より出力可能な無効電力は小さな値に制限される。蓄電池システム２に含まれるインバータ２２の過負荷を回避するため，電圧−無効電力垂下特性傾き演算ユニット４２は，電圧・電流センサ８１，８２，８３，８４の情報をもとに計算される蓄電池システム２が負荷３に供給する有効電力に従い，無効電力比率Ｑ＿ＢＥＳＳ／Ｑ＿ＲＥＳを変化させる。
【００５５】
図３で示した垂下特性４３は蓄電池システム２より出力される有効電力Ｐ＿ＢＥＳＳがＰ１の場合に，制御器１３で演算される電圧−無効電力垂下特性を示し，垂下特性４４はＰ＿ＢＥＳＳがＰ２の場合の制御器１３で演算される電圧−無効電力垂下特性を示す。ここで，Ｐ１はＰ２より小さい値である。負荷３により要求される無効電力Ｑ＿ＬOAＤが同じ値であっても，定常状態において，無効電力比率Ｑ＿ＢＥＳＳ＿２／Ｑ＿ＲＥＳ＿２＜Ｑ＿ＢＥＳＳ＿１／Ｑ＿ＲＥＳ＿１となる。このようになるのは、 垂下特性４４が、主制御器４中の演算ユニット４２がＰ＿ＢＥＳＳとＱ＿ＬOADを入力として算出したｋ＿ＲＥＳによるものだからである。すなわち、主制御器４が蓄電池システム２の有効電力と負荷３により要求される無効電力により電圧−無効電力垂下特性の比例定数を算出する演算ユニットを備える ことにより、上記無効電力比率を適切な範囲に抑えることが可能となる。なお比例定数の絶対値は、蓄電池システム２の有効電力に対して減少関数である。
【００５６】
ここで，Ｑ＿ＢＥＳＳ＿１，Ｑ＿ＲＥＳ＿１はＰ＿ＢＥＳＳがＰ１のときの蓄電池システム２および再生可能エネルギーシステム１より出力される無効電力出力値であり，Ｑ＿ＢＥＳＳ＿２，Ｑ＿ＲＥＳ＿２はＰ＿ＢＥＳＳがＰ２のときの蓄電池システム２および再生可能エネルギーシステム１より出力される無効電力出力値である。
【００５７】
次に、電圧−無効電力垂下特性傾き演算ユニット４２における傾きｋ＿ＲＥＳ演算プロセスを以下に説明する。定常状態において，連係点電圧は数式１および数式２より以下の式を満たす。
【００５８】
Ｖ＿ＰＣＣ＿ＡＭＰ＝Ｖ*−ｋ＿ＢＥＳＳ×Ｑ＿ＢＥＳＳ＝Ｖ*−ｋ＿ＲＥＳ×Ｑ＿ＲＥＳ。それゆえ，定常状態においては数式７および数式８が成り立つ。
【００５９】
【数７】
2014192992.tif 000009
【００６０】
【数８】
2014192992.tif 000010
【００６１】
本実施例においては，負荷３により蓄電池システム２に要求される無効電力は，数式９に示される蓄電池システム２の出力可能な無効電力に比べて小さい。
【００６２】
【数９】
2014192992.tif 000011
【００６３】
インバータ２２の過負荷の回避および該インバータの利用率を改善するための傾きｋ＿ＲＥＳは，蓄電池システム２の出力する有効電力Ｐ＿ＢＥＳＳを用いて数式１０に示すように選択することが可能である。
【００６４】
【数１０】
2014192992.tif 000012
【００６５】
ここで，Ｓ＿ＢＥＳＳは蓄電池システム２の定格皮相電力である。ｋ＿ＲＥＳは有効電力Ｐ＿ＢＥＳＳに対し，減少関数である。
【００６６】
以上説明した実施例１では、再生可能エネルギーを利用した発電装置である太陽光パネル１１と、太陽光パネル１１に接続された第一のインバータである自励式インバータ１２と、蓄電池を有する蓄電池バンク２１と、蓄電池バンク２１に接続された第二のインバータである自励式インバータ２２と、主制御器４を備え、自励式インバータ１２と自励式インバータ２２が連係点７で接続され、主制御器４が連係点７を経由した負荷３への電力供給を制御する発電システムにおいて、主制御器４が、自励式インバータ２２から出力される有効電力に基づいて、自励式インバータ１２から出力される無効電力と、自励式インバータ２２から出力される無効電力の比を変化させるものである。 この無効電力の比は、電圧ー無効電力垂下特性に基づいて変化させている。 この主制御器４は，蓄電池システム２が大きな有効電力を出力している場合には再生可能エネルギー１の出力する無効電力を増やすことにより蓄電池システム２から出力される無効電力を低減し，蓄電池システム２の系統連係用インバータ２２の過負荷を回避することが可能である。
【００６７】
インバータ２２の過負荷を回避することにより，特許文献１の手法に比べて制御マージンを小さくすることが可能であり，インバータ２２の利用率を向上することが可能である。）
実施例１の発電システムはさらに、連係点７の電圧を測定する第一の電圧測定器である電圧センサ８４と、連係点７の電流を測定する第一の電流測定器である電流センサ８３と、自励式インバータ２２の連係点７側の電圧を測定する第二の電圧測定機である電圧センサ８２と、自励式インバータ２２の連係点７側の電流を測定する第二の電流測定器である電流センサ８１を備えている。 そのため、電圧センサおよび電流センサにより検出された電圧検出値と電流検出値をもとに、蓄電池システム２の有効電力を算出し、また、負荷３が要求する無効電力を算出することができる。この計算は、主制御器４の電力計算ユニットで行われる。
【００６８】
図７に別の実施例を示す。図７は、再生可能エネルギーシステム１を用いた発電システムの別の例である。図７は、太陽光発電システムの代わりに風力タービン発電システム１１を用いている点でのみ、図１と異なる。図８も別の実施例を示している。図８の図１との唯一の違いは、主制御器４が再生可能エネルギーシステム１のコンポーネントの一つである点である。
【００６９】
本発明は実施例１に記載した構成に限定されない。再生可能エネルギーシステム１は太陽光発電システムに限定されない。たとえば，図７に記載のように風力発電システムであっても良い。また，主制御器４の位置は適宜変更でき、例えば図８に示すように再生可能エネルギーシステム１の制御器に組み込まれても良い。
【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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