(57)【要約】【課題】太陽光発電設備に系統周波数の調整機能をもたせる。【解決手段】電力系統への交流出力を制御する制御装置、及び、外部からの信号を受信する受信装置を含み、外部からの制御信号を前記受信装置で受信し、それを前記制御装置に伝送し、前記制御装置により電力系統への交流出力を出力抑制し、電力系統の系統周波数を調整すべく、交流出力を定出力又は出力調整を行う。【選択図】 図１
2011060921.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に交流で出力し得る太陽光発電設備であり、
電力系統への交流出力を制御する制御装置、及び、外部からの信号を受信する受信装置を含み、
外部からの制御信号を前記受信装置で受信し、それを前記制御装置に伝送し、前記制御装置により交流出力を外部制御することで電力系統の系統周波数調整を行えること、
を特徴とする太陽光発電設備。
【請求項２】
請求項１の太陽光発電設備であり、
交流出力の外部制御を電力系統の需要が急変する特定時間帯のみに行うこと、
を特徴とする太陽光発電設備。
【請求項３】
電力系統に交流出力し得る太陽光発電設備であり、
電力系統への交流出力を制御する制御装置、交流出力を制御するプログラムを収納した記憶装置を含み、
前記記憶装置からの前記プログラムの指令が前記制御装置に伝送され、前記制御装置により交流出力を制御することで電力系統の系統周波数調整を行えること、
を特徴とする太陽光発電設備。
【請求項４】
請求項３の太陽光発電設備であり、
交流出力のプログラム制御を電力系統の需要が急変する特定時間帯のみに行うこと、 
を特徴とする太陽光発電設備。
【請求項５】
請求項２及び請求項４に記載の太陽光発電設備であり、
前記特定時間帯を、午前７時から午前９時の一部若しくは全部、午前１１時５０分から午前１２時１０分の一部若しくは全部、午後１２時５０分から午後１３時１０分の一部若しくは全部、又は、午後４時から午後７時の一部若しくは全部の、少なくとも一部又は全部含むこと、
を特徴とする太陽光発電設備。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は，電力系統に連系され、電力を供給し得る太陽光発電設備での系統周波数の調整に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電は、運転時に二酸化炭素の排出の無い発電方式として導入が期待されおり、更には、太陽光発電設備の設置者には各種補助金が支給され、太陽光発電での余剰電力を電力系統に供給する場合、電力会社による高値買取が制度化される等の導入促進策が取られている。そして、このような状況から、今後は、太陽光発電設備の設置量は大量なものになることが予想される。
【０００３】
しかし、太陽光発電設備の設備量が大量となり、また、電力会社も既存の発電設備の運用を低炭素な発電方式を重視したものにシフトすると、電力会社の発電設備による電力系統の周波数調整能力が不足する事態も考えられる。
【０００４】
太陽光発電に関しての先行技術文献は数多いが、太陽光発電の出力の最大化に関するものが多い。太陽光発電設備の系統連系に関しては、連系点での電圧制御についての幾つか先行技術文献はあるが（例えば、特許文献１及び特許文献２を参照）、周波数制御については、課題こそ認識されてはいるが（例えば、特許文献３の段落０００４を参照）、具体的な課題解決策までは提案されていない。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２００９−１５９７５４号公報
【特許文献２】特開平６−３３２５５３号公報
【特許文献３】特開２００１−５５４３号公報
【非特許文献】
【０００６】
【非特許文献１】電力工学ハンドブック、朝倉書店、2005年10月30日初版第1刷、404頁
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
その様な中で、太陽光発電設備の稼働率にさほど悪い影響を与えないで、太陽光発電設備に周波数調整の機能を担わせることが、太陽光発電設備の大量設置のための重要な課題となる。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
そこで、発明者らは、この課題を解決すべく、次の構成の太陽光発電設備を発明した。
つまり、電力系統に交流で出力し得る太陽光発電設備であり、
電力系統への交流出力を制御する制御装置、及び、外部からの信号を受信する受信装置を含み、
外部からの制御信号を前記受信装置で受信し、それを前記制御装置に伝送し、電力系統の系統周波数を調整すべく、前記制御装置により交流出力の出力調整を行うことを特徴とするものである。
【０００９】
また、前記の太陽光発電設備で、外部からの信号により周波数調整を行う以外に、プログラムにより自立的に周波数調整することを特徴とするものである。
【００１０】
また更に、前記の太陽光発電設備の周波数調整は、電力系統の需要が急変する特定時間帯のみに行うことを特徴とするものである。
【００１１】
また更に、前記特定時間帯を、午前７時から午前９時の一部若しくは全部、午前１１時５０分から午前１２時１０分の一部若しくは全部、午後１２時５０分から午後１３時１０分の一部若しくは全部、又は、午後４時から午後７時の一部若しくは全部の、少なくとも一部又は全部含むことを特徴とするものである。
【発明の効果】
【００１２】
本発明により、電力系統に太陽光発電設備が大量に連系されたとしても、電力系統の周波数を規定の範囲内に維持することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】発明の基本構成を説明する図面である。（Ａ）は、一般家庭に設置されるような小規模（小容量）なもの、（Ｂ）は、大規模（大容量）なものである。
【図２】ＰＶアレイ（群）のＩ−Ｖ特性、Ｐ−Ｖ特性を表す図面である。いずれも、日射強度がパラメータとなっている。
【図３】発明の動作を説明する図面である。（Ａ）は系統周波数の偏差の時系列、（Ｂ）は太陽光発電設備からの出力の調整状況を示している。
【図４】周波数調整時のＰ−Ｖ曲線上での動作点の変移を説明する図面である。
【図５】周波数監視装置を説明する図面である。
【図６】出力調整（系統周波数調整）のフローを説明する図面
【図７】周波数偏差Δｆと出力調整値ΔＰｏの関係を表す図面である。
【図８】電力負荷の１日の変化状況を表す図面である。
【図９】電力貯蔵装置を含んだ発明を説明する図面である。
【図１０】通信機能の有さない発明の基本構成を説明する図面である。
【図１１】電圧調整機能（スロープ特性制御）を説明する図面である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
以下、図面を参照しながら、本発明の実施形態について説明する。
なお、以下の実施形態は、本発明の具体例であり、本発明の技術的範囲を限定するものではない。
【００１５】
（実施例の説明）
図１は、実施例１における発明の構成を示すものである。
ここで、図１（Ａ）は、一般家庭に設置されるような小規模な太陽光発電設備１であり、電力系統に単相で連系しており、図１（Ｂ）は、大規模な太陽光発電設備９（いわゆる太陽光発電所など）であり、電力系統に三相で連系している。
太陽光発電設備１は、１又は複数の太陽電池モジュール（ＰＶモジュール）２を直並列に組み合わせた太陽電池アレイ（ＰＶアレイ）３ａ、及び、電圧型インバータ（ＶＳＩ：Voltage Source Inverter）５ａを主要な構成要素としている。また、太陽光発電設備９も、１又は複数のＰＶアレイ３ｂを直並列に組み合わせた太陽電池アレイ群（ＰＶアレイ群）４、及び、ＶＳＩ５ｂの組み合わせをユニット２０とし、このユニット２０を更に１又は複数並列に組み合わせたものを主要な構成要素としている。
【００１６】
太陽光発電設備の機能は、ＰＶアレイ又はＰＶアレイ群で太陽光を基に発電された直流電力を、直流母線６（６ａと６ｃが本線、６ｂと６ｄが帰線）を介してＶＳＩに入力し、ＶＳＩでこれを交流に変換し、適当な電圧値として、太陽光発電設備の設置者の負荷にて消費するか、又は、余剰となった電力は、電力系統に供給するものである（太陽光発電所については、発電電力の全量を電力系統に供給することになる）。
【００１７】
ここで、この太陽光発電設備による系統周波数の調整の機能について説明する。
図１で受信装置７ａ、７ｂは、太陽光発電設備の外部にある電力会社の給電所又は太陽光発電設備の設置者その他の事業者の指令所（以下、給電所等という）１０からの信号を受信し、それを、制御装置８ａ、８ｂに伝送する。この制御装置は、太陽光発電設備の系統周波数調整の制御機能を発揮するものであるが、太陽光発電設備全体の制御機能を含むものであってもよい。
【００１８】
外部信号の受信で、制御装置８ａ、８ｂにより太陽光発電設備が系統周波数の調整を行うべく動作するが、その具体的な動作を説明する都合から、太陽光発電における一般的な制御方法を説明しておく。
ＰＶアレイ又はＰＶアレイ群は、図２に示すＩ−Ｖ特性及びＰ−Ｖ特性を有している。このＰ−Ｖ特性は山形曲線となるが、その頂点が電力最大となるポイントであり、通常、このポイントを最適動作点として、ここにおける電圧、電流にてＰＶアレイ又はＰＶアレイ群を動作させる。
しかし、日射強度は常に変動していることから、この変動によりＰ−Ｖ特性の山形曲線及び最適動作点も変動するが、一般には、直流出力が最大となる最適動作点に追従制御させる、いわゆるＭＰＰＴ（Maximum Power Point Tracking）制御をおこなっている（例えば、非特許文献１を参照）。
【００１９】
一方、系統周波数の変動は、電力系統における需給の不均衡が原因であり、負荷が供給力(発電出力)より大きくなれば系統周波数は低下し、また逆に、負荷が供給力より小さくなれば系統周波数は上昇する。このため、現在の系統周波数の調整は、幾つかの制御発電所（例えば、可変速の揚水発電所やガバナフリー運転の火力発電所など）で担っているが、周波数調整は、基本的には、発電設備の出力（有効電力）調整であるといえる。
【００２０】
このため、通常は最適動作点で動作し、最大可能電力Ｐmaxを出力しようとする太陽光発電設備において、系統周波数の調整を行うためには、出力（有効電力）を抑制して、出力調整できるマージンが必要になる（マージンが無いと、系統周波数上昇時の出力減しかできなく、系統周波数低下時の出力増はできない）。そして、このマージン内で、外部信号に応じて出力調整を行えば、太陽光発電設備においても系統周波数の調整が可能となる。
【００２１】
具体的な出力調整マージン算定と出力調整の方法について説明する。
上記のように、太陽光発電の出力は日射強度の変動等により常に変動しており、どの程度出力を抑制したらよいかが問題となる。つまり、出力抑制量を少なくすると、系統周波数が低下した場合における出力増による系統周波数上昇に十分寄与できなくなるという不具合が生じる。また、他方で、あまりに出力を抑制したのでは、低炭素電源である太陽光発電による電気の電力系統への供給が減少してしまうことになる。
しかし、日射強度の変動は確率論的事象であり、最適なマージンを決定論的に設定することは不可能である。
【００２２】
そのため、太陽光発電設備からの出力で、当日の外部信号が届いた時点までの最大実績値（当日の最大実績値が得られない場合は、前日の最大実績値）の数〜数十％をマージンとすることが考えられる。なお、出力の最大実績値Ｐmax_tは、累積的なもの(つまり、当日の日照時間帯における時刻の増加関数)であり、当日の時刻が進むに連れて大きくなることから、例えば、午前はマージンを最大実績値の15％とし、午後はマージンを最大実績値の25％とするなどの方法もある。
また、図１（Ｂ）のように、ユニットが複数ある場合は、一つのユニットを系統周波数調整用として用い、他のユニットはＭＰＰＴ制御を行うことでもよい。
【００２３】
系統周波数の変動により、どの様に太陽光発電設備からの出力を調整するかについて、図３を基に説明する。
図３（Ａ）は、系統周波数ｆと基準周波数ｆ0（東日本では50Ｈｚ、西日本では60Ｈｚ）の偏差Δｆ＝ｆ−ｆ0の時系列のグラフである。ここで、Δｆ＝０の場合は系統周波数が基準周波数と同一となり、Δｆ＞０の場合は系統周波数が基準周波数より上昇し、Δｆ＜０の場合は系統周波数が基準周波数より低下している。
また、図３（Ｂ）は、偏差Δｆにより、太陽光発電設備からの出力がどの様に調整されるかを示すものであり、太陽光発電設備からの実際の出力曲線（太実線）、周波数調整しない場合の太陽光発電設備からの可能出力曲線（中実線）、太陽光発電設備からの当日の最大実績値の線（太点線）が表されている。ここで、周波数調整の出力調整マージンは、出力の最大実績値Ｐmax_tの20％としてあるが、10％や30％等としてもよい。
【００２４】
以下、説明の便宜上、偏差Δｆの正負により時間帯をＭ１からＭ８までに区分して説明する。そして、Ｍ１の初端で外部信号を受信し、太陽光発電設備にて周波数調整を行うことになったとする。
【００２５】
Ｍ１においては、Δｆ＜０（系統周波数は基準周波数より低下）であることから、系統周波数を上昇させるために、電力系統への出力を増加させなければならない。しかし、外部信号受信前は、最大可能出力Ｐmaxで運転していたところであるから、可能出力曲線に沿って、最大可能出力での出力を継続するしかない（つまり、この場合は、実質的には系統周波数の上昇には寄与できない）。
Ｍ２に移り、Δｆ＞０（系統周波数は基準周波数より上昇）となったことから、電力系統への出力を減少させなければならない。この場合、出力をゼロとすれば周波数調整機能としての効果はより高くはなるが、太陽光発電設備の発電量も減少してしまう。そのため、出力は、最大実績値Ｐmax_tから20％の出力調整マージンの２倍分を減少したレベルまで絞り、フラット(出力一定)運転とする（つまり、最大実績値Ｐmax_tの60％の出力としてフラット運転する）。そして、このＭ２に移って、出力を減少させて、初めて系統周波数の調整に寄与したことになる。
Ｍ３に移り、再度Δｆ＜０となったので、可能出力曲線に沿って、最大可能出力で出力することに切り替える。このＭ３においては日射強度が増大し、途中で、当日の最大実績値Ｐmax_tを更新したことから、更新した以降では20％の出力調整マージンが増加することになる。
Ｍ４に移り、Δｆ＝０となったので、系統周波数の調整の必要はなくなったので、マージン20％のラインでのフラット運転とする。この場合、可能出力曲線に沿っての最大可能出力での出力とし、太陽光発電設備の発電量を増やしてもよいが、最大可能出力は常に変動し、こうすることにより系統周波数を乱す虞もあるので、フラット運転の継続が望ましいといえる。
Ｍ５に移り、またΔｆ＜０となったので、可能出力曲線に沿って、最大可能出力で出力することに切り替える。なお、この時間帯の後半で、出力調整マージン20％(最大実績値Ｐmax_tの80％)の出力ラインを割り込んでしまっており、系統周波数の上昇効果は少なくなるが、これ以上の出力増加はできないので、可能出力曲線に沿った出力とせざるを得ない。
Ｍ６に移り、再度Δｆ＞０となったことから、電力系統への出力を減少させなければならないが、出力は、最大実績値Ｐmax_tから20％の出力調整マージンの２倍分を減少したレベル（最大実績値Ｐmax_tの60％レベル）まで絞り、フラット運転とする。
Ｍ７に移り、またΔｆ＜０となったので、可能出力曲線に沿って、最大可能出力で出力することに切り替える。
最後に、Ｍ８に移り、またΔｆ＞０となったことから、電力系統への出力を減少させなければならない。そのため、出力を減少させ、最大実績値Ｐmax_tから20％の出力調整マージンの２倍分を減少したレベル（最大実績値Ｐmax_tの60％レベル）にてフラット運転する。Ｍ８の途中で可能出力曲線が最大実績値Ｐmax_tの60％のラインを割り込んでしまう時間帯があるが、この場合は、可能出力曲線に沿っての出力とする（更に、マージンを深掘りして、フラット運転することも可能だが、なるべく太陽光発電設備の発電量を減少させないために、可能出力曲線に沿っての出力が望ましい）。
【００２６】
また、図４において、偏差Δｆと可能出力曲線が変化した場合のＰ−Ｖ曲線上での動作点の変移について説明する。ここで、可能出力曲線が図３のように複雑な変動の曲線であると、動作点の変移は動画によるしか正確に表示できなくなるので、簡単に方形波的に変化するものとして、説明することにする。
【００２７】
図４（Ａ）の上側のグラフは、太陽光発電設備からの実際の出力曲線（太実線）、周波数調整しない場合の太陽光発電設備の可能出力曲線（中実線）、及び、太陽光発電設備の当日の最大実績値の線（太点線）である。周波数調整の出力調整マージンは、出力の最大実績値Ｐmax_tの20％としてある。図４(Ａ)の下側のグラフは、上側のグラフと時間的に同期を取り、偏差Δｆの正負等を描図したものであり、これも、方形波的に変化するものとする。なお、Ｎ１からＮ６までに時間帯を区分して説明する。
【００２８】
図４（Ｂ）のグラフは、Ｐ−Ｖ曲線上での太陽光発電設備の動作点の変移を説明するものである。そして、時間帯区分Ｎ１からＮ６に対応して、Ｐ−Ｖ曲線上の動作点を、それぞれＰ１からＰ６で表す。
【００２９】
Ｎ１において、Δｆ＜０であるから、周波数を上昇させるには出力を増加する必要があるが、既に可能出力曲線に沿って出力しているので、出力は変化させない。また、太陽光発電設備は可能出力曲線に沿って出力するのであるから、動作点Ｐ１は、図３（Ｂ）のＰ―Ｖ曲線αの頂点となる。
Ｎ２になると、Δｆ＞０と変化し、周波数を低下させるには出力を減少させる必要がある。ここで、どの程度出力を減少させるかであるが、前述のとおり、最大実績値Ｐmax_tから20％の出力調整マージンの２倍分を差し引いたレベル（つまり、最大実績値Ｐmax_tの60％のレベル）まで出力を絞り、フラット運転を行う。この場合、可能出力曲線に変化はない（つまり、図４（Ｂ）でのＰ−Ｖ曲線に変化はなく、Ｐ―Ｖ曲線αのままである）ので、動作点Ｐ２はＰ−Ｖ曲線α上で下方変移する。
Ｎ３になると、Δｆ＝０となり、系統周波数の調整は必要なくなったので、出力調整マージン20％のラインでのフラット運転とする。また、この場合も、可能出力曲線に変化はない（つまり、図４（Ｂ）でＰ−Ｖ曲線には変化はなくＰ―Ｖ曲線αのままな）ので、動作点Ｐ３は、Ｐ−Ｖ曲線α上で上方変移する。
Ｎ４になると、Δｆ＜０と変化するから、出力を増加させる必要がある。そのため、可能出力曲線に沿った出力となるが、可能出力曲線が日射強度の増などにより上方変移しているので、この場合の出力はＮ１の場合より大きくなる。また、可能出力曲線の上方変移により、図４（Ｂ）でＰ−Ｖ曲線は、Ｐ−Ｖ曲線αからＰ−Ｖ曲線βに変移しているので、動作点Ｐ４はＰ−Ｖ曲線βの頂点に変移する。
Ｎ５になると、Δｆ＞０と変化し、出力を減少させる必要があるが、最大実績値Ｐmax_tから20％の出力調整マージンの２倍分を差し引いたレベル（つまり、最大実績値Ｐmax_tの60％のレベル）まで出力を絞り、フラット運転を行う。この場合、可能出力曲線に変化はないので（つまり、図４（Ｂ）でＰ−Ｖ曲線βのままなので）、Ｐ−Ｖ曲線β上で、動作点Ｐ５は下方に変移する。
Ｎ６になると、Δｆ＜０と変化するので、出力は増加させる必要がある。ここでも、可能出力曲線に沿った出力とするが、可能出力曲線が下方変移しているので、出力はＮ４の場合より小さくなり、Ｎ１のときと同じとなる。また、可能出力曲線が下方変移している（つまり、図４（Ｂ）でＰ−Ｖ曲線βからＰ−Ｖ曲線αに変移している）ので、動作点Ｐ６はＰ−Ｖ曲線αの頂点（Ｐ１の位置）に変移する。
なお、ここでは、Ｐ−Ｖ曲線の山形の右側斜面（高電圧側）で変移させているが、山形の左側（低電圧側）で変移させてもよい。ただし、低電圧であると、電力損失が大きくなるので、一般には右側斜面で変移させる。
【００３０】
ここで、周波数調整する際には、系統周波数ｆと基準周波数ｆ0の偏差Δｆが必要になる。そのため、太陽光発電設備に、図５に示すように、系統周波数ｆを計測するための周波数計測装置１１、50Ｈｚ又は60Ｈｚの基準周波数ｆ0を発生させる発振器等の基準周波数発生装置１２及び周波数偏差判定装置１３を含む周波数監視装置１４を具備させ、偏差Δｆをリアルタイムで、又は、あるインターバルをおいて演算し、演算したΔｆを制御装置８に伝送し、外部信号の受信と共に、出力調整を開始する。
また、太陽光発電設備に周波数監視装置を具備していなくても、通信回線を介して、偏差Δｆの情報を受信装置７で受信させ、それを制御装置８に伝送し、出力調整を行うこともできる。
【００３１】
上の例では、出力調整マージンは最大実績値Ｐmax_tの20％として説明しているが、この割合を通信回線を介して指令し、その都度、変更してもよい。例えば、電力会社での周波数調整能力に余裕がある場合は、出力調整マージンを20％ではなく10％として運用することが考えられる（太陽光発電設備の発電量を減らさないためには、指令する出力調整マージンを小さくする方が有利である）。また、段落番号００２５のＭ２の場合、最大実績値Ｐmax_tから20％の出力調整マージンの２倍分を減少したレベル、つまり、最大実績値Ｐmax_tの60％のレベルでのフラット運転としているが、この更に差し引くマージンを変更してもよい(例えば、20％から10％にすると、最大実績値Ｐmax_tの70％のレベルでのフラット運転となる)。
【００３２】
また、上の例では、偏差Δｆ[単位：Ｈｚ]の正負により、出力調整値ΔＰｏ[単位：ｋＷ]は、その正負と値を一括判断しているが、ΔＰｏをΔｆに比例したものとしてもよい。例えば、比例定数ｋ[単位：ｋＷ／Ｈｚ]を用いて、ΔＰｏ＝−ｋ×Δｆとすることもできる（負号をつけたのは、偏差Δｆが増加する方向に動くと、ΔＰｏは減少する方向に動くため）。ここで、Δｆは、一般に、0.1〜0.2Ｈｚ程度に抑制されることから、例えば、最大実績値Ｐmax_t＝200[ｋＷ]、出力調整マージンmar＝20％とし、ｋ＝Ｐmax_t×mar÷0.2＝200[ｋＷ／Ｈｚ]となり、Δｆ＝＋0.1[Ｈｚ]ではΔＰｏ＝−20[ｋＷ]、Δｆ＝−0.2[Ｈｚ]ではΔＰｏ＝＋40[ｋＷ]となる。
上記にて説明した制御を実現するために、制御装置８は、図６のような構成を持っている。つまり、出力調整ユニット２０が内蔵されており、最大電力値追従制御ユニット（ＭＰＰＴ制御ユニット）２１から連続的又は間欠的に最大電力値Ｐmaxが出力調整ユニット８に伝送され、また、過去の最大実績値Ｐmax_t及びマージンmar等の制御情報が記憶装置２２から出力調整ユニット２０に伝送され、これらの情報を基に、出力調整ユニット２０にて所要の出力Ｐが演算さる。そして、制御装置８によりこの演算値にて太陽光発電設備の出力を調整する。また、可能出力曲線以上の出力はできないので、出力Ｐ≦最大電力値Ｐmaxが必然的な条件となる。
なお、これらの構成は、制御装置８に全て含まなくてもよく、太陽光発電設備の中に含まれていればよい。
【００３３】
なお、上記では、偏差Δｆがゼロ以外の場合、周波数調整を直ぐに行うこととしている。しかし、実際の系統周波数の変動は、様々な成分により構成されており（例えば、数分レベルの微小周期からなるサイクリック成分、数分から１０分程度の短周期のフリンジ成分、１０数分以上の長周期のサステンド成分など）、Δｆ＝０を中心に、アトランダムに、かつ、細かく変動している。そのような中で、Δｆがゼロでない場合に周波数調整を行うと、出力制御を非常に頻繁に繰り返すこととなり、ＶＳＩや制御機器に負荷がかかり、寿命等に悪影響を与えかねない。そのため、図７に示すように、Δｆが小さな範囲では周波数調整を行わない不感帯を設けて、このような不具合を防止することができる。
【００３４】
また、太陽光発電設備の出力は、電力系統において変動しやすい「マイナスの負荷」とも認識できることから、変動しないフラットな出力とすることだけでも、系統周波数の変動を抑える効果がある。このことから、周波数調整の指令が受信されたら、上記で述べたようなΔｆに応じた出力調整はせずに、最大実績値Ｐmax_tから出力調整マージンを差し引いた一定出力を継続してもよい。この場合、日射強度の変化から、出力がこの一定値を下回る場合（段落番号００２５及び図３のＭ５とＭ８の場合）もありうるが、その場合は、可能出力曲線に沿った出力とするか、又は、マージンを大きくすればよい。
【００３５】
また、通信機能を用いて、太陽光発電設備ごとに時刻を区切って周波数調整を順繰りに行っていくこと（供給力不足の場合に輪番停電を過去に行っていたが、これのアナロジーとして、周波数調整力不足の場合に輪番に周波数調整を太陽光発電設備に担ってもらうこと）もできる。例えば、太陽光発電設備が１００箇所ある場合、１０箇所ずつ１０グループに分割して、電力会社の発電設備での周波数調整力が不足した場合に、通信にて太陽光発電設備に周波数調整の指令を出し、最初の１０分間を第１グループが周波数調整機能を担い、次の１０分間を第２グループが周波数調整機能を担う、・・・、ということもできる。こうすれば、各太陽光発電設備での周波数調整の責務を低減することができる。
【００３６】
更に、周波数調整する時間帯を予め決めておき、その時間帯でのみ周波数調整を行うということもできる。現在、図８の１日における電力負荷曲線に示すように、人間が活動し始める７時頃から９時頃に電力負荷は急上昇し、昼休による設備停止・再起動等により１２時の前後１５分間と１３時の前後１５分間で電力負荷が急変し、又、夕方１６時から１９時頃の点灯による負荷変動などがある。そして、この電力負荷の急激な変動時間帯には、電力会社側での周波数調整も密に行われることになる。そのため、太陽光発電設備の系統周波数調整機能を、この特定の時間帯の一部又は全部の時間帯で発揮させてもよい。電力会社の発電設備の周波数調整機能が不足する可能性が高まるのは、この負荷急変の時間帯であり、この時間帯だけで太陽光発電設備に系統周波数の調整機能を負ってもらってもらうことで、太陽光発電設備での発電量低下を防ぐことができる。具体的には、この時間帯に外部から制御信号を受信して上記の制御を指示することになる。
【００３７】
更に、太陽光発電設備により系統周波数の調整を行うに場合で、図９に示すように、蓄電池などの電力貯蔵装置１５を設置し、系統への出力抑制となるときに、その出力抑制となった電力を電力貯蔵装置１５に蓄電し、出力抑制が解除された時点で、電力貯蔵装置１５から蓄電した電力を放電することで、太陽光発電設備で発電した電力を無駄なく電力系統に供給することもできる。
【００３８】
なお、当然だが、太陽光発電設備から出力するには、系統周波数と同期をとって（つまり、出力電力の周波数を系統周波数と同一として）出力する必要がある。
【００３９】
図１０は、外部からの通信指令を受けない場合の発明の構成を示すものである。この発明は、一般家庭等に設置される小規模な太陽光発電設備に適するものであるが、大規模な設備（太陽光発電所等）にも適用可能である。図９でプログラム収納装置１１には、太陽光発電設備の周波数調整指令に関する制御プログラムがセーブされている。これが、制御装置８に伝送され、制御プログラムの内容に基づき周波数調整制御がなされる。この制御装置８は、太陽光発電設備の系統周波数調整の制御機能を発揮するものであるが、太陽光発電設備全体の制御機能を含むものであってもよい。また、図１０には示していないが、周波数調整する際には、系統周波数ｆと基準周波数ｆ0の偏差Δｆが必要になるため、基本的に、周波数監視装置１４を具備する必要がある。これにより、偏差Δｆをリアルタイムで、または、あるインターバルをおいて算出して、算出したΔｆを制御装置８に伝送し、Δｆを基にして出力調整を行う。具体的な周波数調整制御の内容は、図５や段落００３０のとおりである。
【００４０】
また、制御プログラムによる周波数調整制御は、時間帯を限定してもよい。つまり、上記で説明したとおり、電力負荷が大きく変動する時間帯の一部又は全部にて、太陽光発電設備に周波数変動への対応の責務をもたせてもよい。更に、各太陽光発電設備をグルーピングして、周波数調整機能を順繰りに発揮させるようにしてもよい。このように時間限定で、又は、グルーピングして順繰りに周波数調整機能を分担させることにより、太陽光発電設備の発電量低下を防ぐことができる。
【００４１】
また、周波数監視装置１４を含まない太陽光発電設備の場合は、周波数偏差Δｆに基づく制御ができないため、電力負荷が大きく変動する時間帯の一部又は全部にて、最大可能出力での出力をやめ、出力を抑制し、出力一定運転とする制御内容としてもよい。このようにしても、周波数調整に寄与できるからである（太陽光発電のマイナスの負荷としての時間変動を無くすことで、他の周波数調整機能を有する発電設備の周波数調整能力を減殺させず、結果として、周波数調整に寄与することになるためである）。
（その他の安定化機能）
【００４２】
本願は、周波数調整機能を太陽光発電設備に付加することを狙いとする。
しかし、実際に太陽光発電設備の系統連系を実施するためには、他の安定化機能も必要になる。以下では、特に、電圧調整機能と、軽負荷期の出力抑制機能について説明する。
【００４３】
太陽光発電設備の電圧調整機能としては、一定力率制御、又は、スロープ特性制御がある（この二つの機能を切替可能に具備するのが望ましい）。
一定力率制御とは、予め設定した力率となるように有効電力Ｐに合わせ、Ｑ＝αＰとして、無効電力Ｑを発生・消費させるものである。ここでαは比例ゲインであり、設定変更が可能にする。そして、このαの設定により、太陽光発電設備からの出力による電圧上昇を抑制することができる。
また、スロープ特性制御とは、電力系統との連系点の電圧Ｖを検出し、不感帯を超過した場合に、予め設定した図１１に示すスロープ特性に従い、無効電力Ｑを発生・消費させるものである。この機能により、系統との連系点での電圧変動を抑制することができる。
ここで、Ｑ＝Ｋ×（Ｖref−Ｖ）であり、また、Ｋは比例ゲイン(設定変更が可能とする)、Ｖrefは基準電圧である。
【００４４】
電力系統に連系する発電設備に占める太陽光発電の割合が増大すると、電力需要の少ない軽負荷期（例えば、休祭日、ゴールデンウイーク、年末年始など）に、電力会社側のベース供給力（原子力発電、水力発電、火力発電最低出力など）と太陽光発電による出力の和が需要を上回り、供給力の余剰が発生する可能性がある。
このような場合に対応するため、太陽光発電設備に出力抑制機能を持たせる必要がある。具体的には、予め決めた運転パターン（設定変更が可能とする）から選択したパターンで出力抑制運転できるようにする。この機能により、供給力余剰となる場合に太陽光発電設備の出力を抑制し、電力系統を適切に運営することができる。
【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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