JP6684679B2 - 分散電源用電力変換器の制御装置、当該制御装置を有する分散電源システムおよび分散電源用電力変換器の制御方法 - Google Patents

Description

本開示は、分散電源を電力系統に連系させるための電力変換器を制御するための制御装置および制御方法と関係し、さらにそのような制御装置を有する分散電源システムとも関係する。

例えば、再生可能エネルギー発電システムが電力系統と連系しているような場合、気象条件などによって発電出力が大きく変動し、当該電力系統の安定性に影響を及ぼしかねない。そこで、分散電源システムを構成する複数の発電システムの各々は、当該電力系統の系統電圧や系統周波数を所定の定格電圧や定格周波数の近傍範囲に維持するために、当該電力系統に出力する有効電力と無効電力を適切に制御することがある。

例えば、特許文献１および特許文献２記載の発明は、風力発電装置と連系する電力系統の系統周波数が低下した際に有効電力の出力量を増加させることで、系統周波数を上昇させ電力系統の安定化を図るために以下の工夫を行っている。特許文献１は、仮想発電機による系統周波数の制御の動特性を模擬することで、系統周波数の変動に応じて可変する仮想発電機の発電出力を推定し、当該推定の結果に基づいて風力発電機による発電出力を調整する技術を開示している。また、特許文献２は、風力発電機の回転数が所定の回転数以上であれば、風力発電機と電力系統を連系させているインバータ装置を制御することによって、風車ロータの負荷トルクを増大させ、風車ロータの慣性エネルギーの一部を発電出力に変換する技術を開示している。

また、特許文献３記載の発明では、電力系統の電圧が低下した際には、系統電圧を上昇させるために、発電機と電力系統の連系箇所に設けた変圧器の２次側電圧を調整するなどして発電機から電力系統へ供給される無効電力を増加させる制御が行われる。

特開２０１４−０５７４９２号公報 国際公開２０１１／０１６２７８号公報 国際公開２０１４／０２１１５２号公報

しかしながら、近年の分散電源システムでは、発電機を電力系統に連系する電力変換器によって当該電力系統に出力される電力が制御されるのが主流である一方で、このような分散電源システムに特許文献１〜３記載の電力制御を適用しようとすると以下の問題が生じる。

上述した電力変換器は、例えばパワー半導体素子により構成される双方向インバータ回路等として実現されるが、当該電力変換器に過大な電力を出力させると、過大な電流によって回路内部の素子が過熱して動作不良となったり焼損したりする。そのため、双方向インバータ回路により実現される電力変換器では、設備仕様の一部としてインバータ容量が規定されており、当該インバータ容量は、電力変換器から電力系統に出力可能な皮相電力の上限に対応する。

言い換えると、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力から求まる皮相電力が電力変換器の容量を超えないようにしながら、発電システムにより電力変換器を介して電力系統に出力される有効電力と無効電力を制御しなくてはならない。そのため、特許文献１〜３記載の電力制御方式に従って電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力が上述したインバータ容量に対して過大であると、過大な電流により電力変換器内部の素子が過熱して動作不良となったり焼損したりする。

以上より、本発明に係る少なくとも一実施形態では、電力変換器の限られた容量の範囲内で、電力系統内の周波数変動や電圧変動を抑制するように電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を適切に制御することが可能な制御装置および制御方法を得ることを目的とする。

（１）本発明に係る幾つかの一実施形態に従い、分散電源からの電力を電力系統に整合させるための電力変換器を制御する制御装置は、
前記分散電源から前記電力系統に供給される有効電力を調節するように前記電力変換器を制御するための有効電力制御部と、
前記分散電源から前記電力系統に供給される無効電力を調節するように前記電力変換器を制御するための無効電力制御部と、
前記電力系統の系統電圧又は系統周波数の少なくとも一方に基づいて、
第１有効電力指令値を前記有効電力制御部に与えるとともに、前記電力変換器が前記第１有効電力指令値に相当する前記有効電力を出力したときに前記電力変換器が出力可能な最大無効電力以下の第１無効電力指令値を前記無効電力制御部に与える第１制御モードと、
第２無効電力指令値を前記無効電力制御部に与えるとともに、前記電力変換器が前記第２無効電力指令値に相当する前記無効電力を出力したときに前記電力変換器が出力可能な最大有効電力以下の第２有効電力指令値を前記有効電力制御部に与える第２制御モードと、
を含む複数のモード間で制御モードを切り替えるように構成された制御モード切替部と、
を備えることを特徴とする。

上記（１）の構成によれば、第１制御モードでは、電力変換器が第１有効電力指令値に相当する有効電力を電力変換器から出力したときに電力変換器が出力可能な最大無効電力以下となるような第１無効電力指令値を決定する。また第２制御モードでは、電力変換器が第２無効電力指令値に相当する無効電力を電力変換器から出力したときに電力変換器が出力可能な最大有効電力以下となるような第２有効電力指令値を決定する。

従って、第１制御モードと第２制御モードのいずれにおいても、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力が電力変換器の容量に対して過大とならないように、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を制御することができる。その上で、上記（１）の構成に係る制御装置は、電力系統の系統電圧又は系統周波数の少なくとも一方に応じて、第１制御モードと第２制御モードとを含む複数のモード間で制御モードを切り替えて実行することができる。以上より、上記（１）の構成によれば、電力変換器の限られた容量の範囲内で電力系統内の周波数変動と電圧変動を可能な限り抑制するように、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を適切に制御することができる。

（２）例示的な一実施形態では、上記（１）の構成において、前記制御モード切替部は、前記電力系統の系統電圧が第１規定範囲内であるか、または、前記電力系統の系統周波数が第２規定範囲内であるか否かに応じて、前記制御モードを切り替えるように構成された、ことを特徴とする。

発電システムと連系する電力系統には電圧変動により定格電圧からの電圧偏差が許容される最大範囲と周波数変動により定格周波数からの周波数偏差が許容される最大範囲とが系統連系規定として規定されていることがある。この場合、電力系統の系統電圧が第１規定範囲内であれば、電圧変動は許容可能であり、電力系統の系統周波数が第２規定範囲内であれば、周波数変動は許容可能である。

従って、上記（２）の構成によれば、電力系統内の周波数変動と電圧変動のいずれが許容可能でないかに応じて、電力変換器の限られた容量の範囲内で、許容可能でない方の変動を抑制するように電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を制御することができる。以上より、上記（２）の構成によれば、系統擾乱の原因に応じて電力系統内の周波数変動や電圧変動を抑制することを目的として、電力変換器の限られた容量の範囲内で、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を一層適切に制御することができる。

（３）例示的な一実施形態では、上記（２）の構成において、前記制御モード切替部は、
前記系統電圧が前記第１規定範囲を逸脱したとき、前記制御装置を前記第２制御モードにて作動させ、前記系統周波数が前記第２規定範囲を逸脱したとき、前記制御装置を前記第１制御モードにて作動させるように構成されたことを特徴とする。

上記（３）の構成によれば、電力系統の電圧変動と周波数変動のうち、電圧変動が許容範囲を逸脱した場合に、上記（１）に規定する第２制御モードに切り替え、周波数変動が許容範囲を逸脱した場合に、上記（１）に規定する第１制御モードに切り替えることが可能となる。その場合、第１制御モードは、電力変換器の限られた容量の中で有効電力を優先的に電力系統に出力させる電力制御に対応するから周波数変動の抑制に効果的である。他方、第２制御モードは、電力変換器の限られた容量の中で無効電力を優先的に電力系統に出力させる電力制御に対応するから電圧変動の抑制に効果的である。

つまり、上記（３）の構成によれば、電力系統内の周波数変動や電圧変動に応じて電力変換器の限られた容量の中で有効電力と無効電力のいずれか一方を優先的に電力系統に出力させることで、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を適切に制御することができる。以上より、上記（３）の構成によれば、電力系統内の周波数変動と電圧変動のいずれが許容可能でないかに応じて、電力変換器の限られた容量の範囲内で、許容可能でない方の変動を抑制するように電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を一層適切に制御することができる。

（４）例示的な一実施形態では、上記（２）または（３）の構成において、前記制御モード切替部は、前記系統電圧が第１規定範囲を逸脱しており、且つ、前記系統周波数が前記第２規定範囲を逸脱しているとき、前記系統電圧の前記第１規定範囲からの逸脱比および前記系統周波数の前記第２規定範囲からの逸脱比の大小関係に基づいて、前記第１制御モードと前記第２制御モードの何れか一方を選択するように構成されたことを特徴とする。
なお、本明細書において、「逸脱比」とは、規定範囲（第１規定範囲又は第２規定範囲）の大きさに対する前記規定範囲からの逸脱量の比を意味する。

上記（４）の構成では、電力系統の電圧変動と周波数変動の両者が共に許容可能でない場合に、系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱の程度において、系統電圧および系統周波数のいずれが著しいかに応じて、第１制御モードと第２制御モードの何れか一方を選択することができる。つまり、系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱の程度において、系統電圧および系統周波数のいずれが著しいかに応じて、電力変換器の限られた容量の中で有効電力と無効電力のいずれを優先的に電力系統に出力させるかを選択することができる。

以上より、上記（４）の構成によれば、電力系統内の周波数変動および電圧変動のうち影響がより著しい方の変動を抑制するように、電力変換器の限られた容量の範囲内で、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を一層適切に制御することができる。

（５）例示的な一実施形態では、上記（２）〜（４）の構成において、前記制御モード切替部は、前記系統電圧が第１規定範囲を逸脱しており、且つ、前記系統周波数が前記第２規定範囲を逸脱しているとき、前記系統電圧の前記第１規定範囲からの逸脱比および前記系統周波数の前記第２規定範囲からの逸脱比に基づいて決定される比率に応じて前記電力変換器の前記容量を有効電力用の第１容量と無効電力用の第２容量とに按分し、前記有効電力を前記第１容量の範囲内に制限し、前記無効電力を前記第２容量の範囲内に制限するように構成されている。

上記（５）の構成では、電力系統の電圧変動および周波数変動について系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱比を評価し、電圧変動および周波数変動のそれぞれについて評価した２つの逸脱比の相対比率を求めている。その上で、上記（５）の構成では、電力変換器から電力系統に最大限出力可能な有効電力の出力量と無効電力の出力量の間における相対比率を上述した逸脱比の相対比率に従って設定している。

以上から、上記（５）の構成によれば、電力系統の電圧変動および周波数変動の両者が系統連系規定により定まる許容範囲から逸脱している場合に、以下のようにして電力変換器から電力系統へと出力される有効電力と無効電力の出力量を制御することができる。すなわち、上記（５）の構成によれば、電圧変動および周波数変動のそれぞれが電力系統の系統擾乱に寄与する寄与率に応じて電圧変動および周波数変動をそれぞれ可能な限り抑制するための有効電力と無効電力の出力量を適切に制御することができる。

（６）例示的な一実施形態では、上記（１）〜（５）の構成において、前記第１制御モードにおける前記最大無効電力、及び、前記第２制御モードにおける前記最大有効電力を算出するためのリミット処理部をさらに備え、
前記リミット処理部は、
前記第１制御モードにおける前記制御装置の作動時、前記電力変換器が前記第１有効電力指令値に相当する前記有効電力を出力したときに前記電力変換器における皮相電力が該電力変換器の容量と一致する値に前記最大無効電力を設定し、
前記第２制御モードにおける前記制御装置の作動時、前記電力変換器が前記第２無効電力指令値に相当する前記無効電力を出力したときに前記電力変換器における前記皮相電力が前記容量と一致する値に前記最大有効電力を設定する
ように構成されたことを特徴とする。

上記（６）の構成によれば、第１制御モードおよび第２制御モードにおいて、上述した皮相電力が電力変換器の容量と一致する値となるように上述した最大無効電力および最大有効電力をそれぞれ設定することで、系統の安定化を図るための有効電力及び無効電力の制御を行いながら、電力変換器の過負荷を確実に防止することができる。

（７）例示的な一実施形態では、上記（６）の構成において、前記分散電源は、各々が風力発電機を備えた一つ以上の風力発電ユニットを含み、
各々の前記風力発電ユニットから風速を示す風速情報を受け取り、少なくとも前記風速情報に基づいて前記風速に応じた最適運転点にて前記風力発電機を制御するための第１制御信号を出力するＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｈ）制御部と、
前記電力系統の系統周波数を一定に維持するための第２制御信号を出力するガバナ制御部と、
前記第１制御信号と前記第２制御信号を加算して得られる制御信号に基づいて前記第１有効電力指令値を決定し、前記リミット処理部に出力する加算器と、
をさらに備えることを特徴とする。

上記（７）の構成では、ＭＰＰＴ制御部は、風速情報に基づいて風速に応じた最適運転点にて風力発電機を制御するための第１制御信号を出力する。ここで、ＭＰＰＴ制御においては、風速に応じた最適運転点とは、所与の風速の下で風力発電機が出力する有効電力が最大となるように風力発電機を運転するための運転点である。従って、ＭＰＰＴ制御部は、風速情報に基づいて風力発電機からの有効電力が最大となるように風力発電機を制御するための第１制御信号を出力可能である。

また、上記（７）の構成では、ガバナ制御部は、電力系統の系統周波数を一定に維持するための第２制御信号を出力する。ここで、ガバナ制御においては、電力系統の系統周波数が変動するのに応じて、系統周波数を一定に維持するように発電機の回転数またはトルクが適切に制御される。従って、ガバナ制御部は、電力系統の系統周波数が変動するのに応じて、系統周波数を一定に維持するように発電機の回転数またはトルクを制御するための第２制御信号を出力可能である。

以上より、上記（７）の構成では、風速情報に基づいて風力発電機からの有効電力が最大となるように風力発電機を制御するための第１制御信号と系統周波数を一定に維持するように発電機の回転数またはトルクを制御するための第２制御信号を加算した制御信号に基づいて第１有効電力指令値を決定している。その結果、上記（７）の構成では、第１制御モード選択時において、電力系統の系統周波数を安定化させるのに最適な量の有効電力を電力系統へ出力するように電力変換器を制御することができる。

（８）例示的な一実施形態では、上記（６）または（７）の構成において、前記分散電源は、各々が風力発電機を備えた一つ以上の風力発電ユニットを含み、
前記風力発電機の発電端電圧を一定に維持するための前記第２無効電力指令値を決定し、前記リミット処理部に出力するＡＶＲ制御部、
をさらに備えることを特徴とする。

上記（８）の構成によれば、ＡＶＲ制御部は、風力発電機の発電端電圧を一定に維持するための第２無効電力指令値を決定し、リミット処理部に出力する。従って、上記（８）の構成によれば、第２制御モード選択時において、電力系統の系統電圧を安定化させるのに最適な量の無効電力を電力系統へ出力するように電力変換器を制御することができる。

また、上記（６）または（７）の構成おいて、第１無効電力指令値は、電力系統の系統電圧を一定に維持するような値とすることが望ましい。その一方で、風力発電機の発電端電圧は、電力系統の系統電圧よりも電源供給側業者にとって測定が容易であり、系統電圧の測定データを電力系統側から受信するための追加の設備や取り決めも不要である。

そこで、上記（８）の構成では、発電端電圧に基づいて電力変換器から電力系統に出力すべき無効電力の制御を行っている。なお、発電端電圧に基づいて無効電力の制御を行った場合、発電端電圧が一定値に収束してから一定の応答遅延が経過しなければ電力系統の系統電圧の収束が始まらないが、この応答遅延は充分に小さいので、実用上は問題とはならない。従って、上記（８）の構成によれば、電力系統の系統電圧よりも電源供給側業者にとって測定が容易な発電端電圧に基づいて、電力変換器の容量の範囲内となるように、有効電力と無効電力の出力量を実用上問題とならない精度で制御することができる。

（９）例示的な一実施形態では、上記（１）〜（８）の構成において、前記分散電源は、各々が風力発電機を備えた風力発電ユニットを複数含み、複数の前記風力発電ユニットを、少なくとも、１以上の第１ユニットと、前記第１ユニット以外で前記第１ユニットよりも風速が低い１以上の第２ユニットと、に分類するためのユニット分類部をさらに備え、
前記制御モード切替部は、
前記第１ユニットについて、前記電力系統の系統電圧が第１規定範囲内であるとき主制御モードとしての前記第１制御モードにて前記電力変換器の制御を行う一方で、前記系統電圧が前記第１規定範囲を逸脱したときに副制御モードとしての前記第２制御モードにて前記電力変換器の制御を行うとともに、
前記第２ユニットについて、前記電力系統の系統周波数が第２規定範囲内であるとき主制御モードとしての前記第２制御モードにて前記電力変換器の制御を行う一方で、前記系統周波数が前記第２規定範囲を逸脱したときに副制御モードとしての前記第１制御モードにて前記電力変換器の制御を行う
ように構成されることを特徴とする。

上記（１）〜（８）の構成では、分散電源が複数の風力発電ユニットにより構成されている場合であっても、電力系統の系統電圧および系統周波数の少なくとも一方が不安定であるか否かに応じて、全ての風力発電ユニットにおいて一律な制御モード切り替えが行われる。例えば、系統周波数が不安定ならば全ての風力発電ユニットが第１制御モードに切り替わり、系統電圧が不安定ならば全ての風力発電ユニットが第２制御モードに切り替わるようなことが起きる。

しかしながら、複数の風力発電ユニットの各々について風速が異なる場合、風速が高い風力発電ユニットでは発電機の回転数や出力を高く維持できるので、そのような風力発電ユニットからの有効電力の出力量を無効電力よりも優先して積極的に増やすべきである。そこで、上記（９）の構成では、風速が相対的に高い第１ユニットについては、第１制御モードを主制御モードとし、系統電圧安定時には有効電力を優先的に出力させるようにしている。逆に、風速が相対的に低い第２ユニットでは発電機の回転数が低く、発電出力として抽出可能な風力エネルギーが乏しいので、第２ユニットから多くの有効電力を得ることは期待できない。そこで、上記（９）の構成では、第２ユニットについては、電力系統の電圧変動が起きたときに備え、第２制御モードを主制御モードとし、系統周波数安定時は無効電力を優先的に出力させるようにしている。

以上より、上記（９）の構成によれば、個々の風力発電ユニットについては電力変換器の容量の範囲内で電力の出力制御を行いながら、分散電源内の風速分布に応じて、相対的に風速が大きい第１ユニットから成るユニット集合からは可能な限り多くの有効電力を取り出すことができる。また、上記（９）の構成によれば、相対的に風速が小さい第２ユニットから成るユニット集合からは多くの有効電力を得ることが期待できない分、系統電圧の安定化のために無効電力を積極的に出力させるようにすることができる。

（１０）例示的な一実施形態では、上記（９）の構成において、前記第１規定範囲からの前記系統電圧の逸脱比と、前記第１規定範囲からの前記系統電圧の逸脱比との大小関係に基づいて、前記第１ユニットのユニット割当て数と、前記第２ユニットのユニット割当て数とを調節するための割当て数決定部をさらに備えることを特徴とする。

上記（１０）の構成では、電力系統の電圧変動および周波数変動について系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱比を評価し、電圧変動および周波数変動のそれぞれについて評価した２つの逸脱比の相対比率を求めるようにしてもよい。そのようにすることで、上記（１０）の構成では、系統安定時に有効電力を優先的に出力する第１ユニットのユニット割当て数と系統安定時に無効電力を優先的に出力する第２ユニットのユニット割当て数との間における相対比率を上述した逸脱比の相対比率に従って設定している。

以上から、上記（１０）の構成によれば、電圧変動および周波数変動をそれぞれ可能な限り抑制するために、電圧変動および周波数変動のそれぞれが電力系統の系統擾乱に寄与する寄与率に応じて第１ユニットのユニット割当て数と第２ユニットのユニット割当て数との間における相対比率を適切に調整することができる。従って、上記（１０）の構成によれば、複数の風力発電ユニットを含む分散電源全体において、系統電圧変動と系統周波数変動が系統擾乱に寄与する寄与率を考慮して、これらの変動を抑制するのに必要充分な有効電力と無効電力を出力することが可能となる。

（１１）例示的な一実施形態では、上記（１０）の構成において、前記割当て数決定部は、
前記系統周波数の前記第１規定範囲からの逸脱比に応じて前記第１ユニットの暫定台数を決定し、前記系統電圧の前記第２規定範囲からの逸脱比に応じて前記第２ユニットの暫定台数を決定し、
前記第１ユニットの暫定台数と前記第２ユニットの暫定台数の合計が前記複数の風力発電ユニットの総数以下である場合には、前記第２ユニットの暫定台数を前記第２ユニットの前記ユニット割当て数に設定し、前記複数の風力発電ユニットの前記総数から前記第２ユニットの前記暫定台数を差し引いた台数を前記第１ユニットの前記ユニット割当て数に設定する
ように構成されたことを特徴とする。

上記（９）および（１０）の構成において、系統安定時に有効電力を優先的に出力する第１ユニットは、電力系統の周波数安定化に寄与し、系統安定時に無効電力を優先的に出力する第２ユニットは、電力系統の電圧安定化に寄与する。そこで、上記（１１）の構成では、系統電圧と系統周波数の異常の程度に応じて第１ユニットと第２ユニットの暫定台数をそれぞれ決定し、第２ユニットの暫定台数を除いた残りの風力発電ユニットの台数の全てを第１ユニットのユニット割当て数に設定する。その結果、上記（１１）の構成によれば、主制御モードにて有効電力を優先的に出力する第１ユニットのユニット割当て数を可能な限り多くとることで、可能な限り多くの有効電力を電力系統に供給しながら、第２ユニットを必要台数分だけ確保することができる。

（１２）例示的な一実施形態では、上記（９）の構成において、前記割当て数決定部は、
前記系統周波数の前記第１規定範囲からの逸脱比に応じて前記第１ユニットの暫定台数を決定し、前記系統電圧の前記第２規定範囲からの逸脱比に応じて前記第２ユニットの暫定台数を決定し、
前記系統電圧の前記第２規定範囲からの逸脱比が前記系統周波数の前記第１規定範囲からの逸脱比より大きい場合、前記第２ユニットの暫定台数を前記第２ユニットのユニット割当て数に設定し、前記複数の風力発電ユニットの前記総数から前記第２ユニットの前記暫定台数を差し引いた台数を前記第１ユニットの前記ユニット割当て数に設定し、
前記系統電圧の前記第２規定範囲からの逸脱比が前記系統周波数の前記第１規定範囲からの逸脱比以下であるなら、前記第１ユニットの暫定台数を前記第１ユニットのユニット割当て数に設定し、前記複数の風力発電ユニットの前記総数から前記第１ユニットの前記暫定台数を差し引いた台数を前記第２ユニットの前記ユニット割当て数に設定する、
ことを特徴とする。

上記（１２）の構成では、系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱の程度において、系統電圧および系統周波数のいずれが著しいかに応じて、第１ユニットと第２ユニットのユニット割当て数を以下のように決定する。すなわち、系統周波数の逸脱の程度の方が大きければ、複数の風力発電ユニットの総数のうち、電力系統の周波数安定化に寄与する第１ユニットのユニット割当て数を優先的に確保し、残った風力発電ユニットの台数を第２ユニットのユニット割当て数とする。逆に、系統電圧の逸脱の程度の方が大きければ、複数の風力発電ユニットの総数のうち、電力系統の電圧安定化に寄与する第２ユニットのユニット割当て数を優先的に確保し、残った風力発電ユニットの台数を第１ユニットのユニット割当て数とする。以上より、上記（１２）の構成によれば、電力系統内の周波数変動および電圧変動のうち影響がより著しい方の変動を抑制するように、第１ユニットのユニット割当て数と第２ユニットのユニット割当て数を適切に調整することができる。

（１３）本発明に幾つかの実施形態に係る分散電源システムは、分散電源と、前記分散電源からの電力を電力系統に整合させるための電力変換器と、前記電力変換器を制御するための上記（１）〜（１２）の何れかに記載の制御装置と、を備えることを特徴とする。

上記（１３）の分散電源システムが備える制御装置は、上記（１）〜（１２）で述べたように、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力が電力変換器の容量に対して過大とならないように、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を制御することができる。以上より、上記（１３）の構成によれば、電力系統内の周波数変動と電圧変動を可能な限り抑制することを目的として、系統連系箇所に設けた電力変換器の限られた容量の範囲内で、分散電源から電力系統に出力される有効電力と無効電力を適切に制御可能な分散電源システムを実現することができる。

（１４）本発明に幾つかの実施形態に従って、分散電源からの電力を電力系統に整合させるための電力変換器の制御方法は、
前記分散電源から前記電力系統に供給される有効電力を調節するように前記電力変換器を制御するステップと、
前記分散電源から前記電力系統に供給される無効電力を調節するように前記電力変換器を制御するステップと、
前記電力系統の系統電圧又は系統周波数の少なくとも一方に基づいて、前記電力変換器の制御モードを切り替えるステップと、を備え、
前記電力変換器の前記制御モードは、
第１有効電力指令値を前記有効電力制御部に与えるとともに、前記電力変換器が前記第１有効電力指令値に相当する前記有効電力を出力したときに前記電力変換器が出力可能な最大無効電力以下の第１無効電力指令値を前記無効電力制御部に与える第１制御モードと、
第２無効電力指令値を前記無効電力制御部に与えるとともに、前記電力変換器が前記第２無効電力指令値に相当する前記無効電力を出力したときに前記電力変換器が出力可能な最大有効電力以下の第２有効電力指令値を前記有効電力制御部に与える第２制御モードと、
を含む複数のモード間で切り替えられる
ことを特徴とする。

上記（１４）の方法において、第１制御モードでは、電力変換器が第１有効電力指令値に相当する有効電力を電力変換器から出力したときに電力変換器が出力可能な最大無効電力以下となるような第１無効電力指令値を決定する。また第２制御モードでは、電力変換器が第２無効電力指令値に相当する無効電力を電力変換器から出力したときに電力変換器が出力可能な最大有効電力以下となるような第２有効電力指令値を決定する。

従って、第１制御モードと第２制御モードのいずれにおいても、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力が電力変換器の容量に対して過大とならないように、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を制御することができる。その上で、上記（１４）の方法によれば、電力系統の系統電圧又は系統周波数の少なくとも一方に応じて、第１制御モードと第２制御モードとを含む複数のモード間で制御モードを切り替えて実行することができる。以上より、上記（１４）の方法によれば、例えば、電力系統内の周波数変動と電圧変動のいずれがより大きいかに応じて、これらの変動を抑制することを目的として、電力変換器の限られた容量の範囲内で、電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を適切に制御することができる。

以上より、本発明の幾つかの実施形態によれば、電力変換器の限られた容量の範囲内で、電力系統内の周波数変動や電圧変動を抑制するように電力変換器から電力系統に出力される有効電力と無効電力を適切に制御することが可能な制御装置および制御方法を得ることができる。

幾つかの実施形態に係る風力発電ユニットの構成を例示する図である。 風力発電ユニット内におけるリミット処理部の働きを説明する図である。 電力変換器の容量と有効電力および無効電力と間における関係を示す図である。 リミット処理部による電力指令値の調整処理の詳細を示す図である。 系統電圧の変動に基づく第１制御モードと第２制御モードとの間の切替えを示す図である。 発電端電圧の変動に応じて第１制御モードと第２制御モードとの間を制御モード切替部が切り替える動作を説明するためのフローチャートである。 系統周波数の変動に応じて第１制御モードと第２制御モードとの間を制御モード切替部が切り替える動作を説明するためのフローチャートである。 系統周波数と発電端電圧の両者に応じて第１制御モードと第２制御モードとの間を制御モード切替部が切り替える動作を説明するためのフローチャートである。 複数の風力発電ユニットを含む例示的な分散電源を示す図である。 風力発電ユニットのパワーカーブに基づく主制御モードと副制御モードとの切り替えを示す図である。 分散電源を構成する複数の風力発電ユニットを統括制御するための中央制御装置の構成を例示する図である。 分散電源を構成する複数の風力発電ユニットを風況に応じて第１ユニットと第２ユニットに分類する手順を示すフローチャートである。 系統電圧および系統周波数の変動幅と第１ユニットおよび第２ユニットの暫定台数との間の関係を示すグラフである。

以下、添付図面を参照して本発明の幾つかの実施形態について説明する。ただし、実施形態として記載されている又は図面に示されている構成部品の寸法、材質、形状、その相対的配置等は、本発明の範囲をこれに限定する趣旨ではなく、単なる説明例にすぎない。
例えば、「同一」、「等しい」及び「均質」等の物事が等しい状態であることを表す表現は、厳密に等しい状態を表すのみならず、公差、若しくは、同じ機能が得られる程度の差が存在している状態も表すものとする。一方、一の構成要素を「備える」、「具える」、「具備する」、「含む」、又は、「有する」という表現は、他の構成要素の存在を除外する排他的な表現ではない。

以下、最初に、幾つかの実施形態に従って分散電源用電力変換器を制御するための制御装置の構成と共に、当該制御装置を構成要素として含む風力発電ユニットの構成について図１を参照して説明する。続いて、当該制御装置を構成する各部の機能と電力制御動作について図２〜図７を参照しながら説明する。続いて、図１に示す風力発電ユニットを複数台含んで構成される分散電源システムの構成について図８および図９を参照しながら説明し、当該分散電源システムにおいて分散電源用電力変換器を制御するための制御動作について１０乃至図１２を参照して説明する。

図１は、本発明の幾つかの実施形態に係る風力発電ユニット１と制御装置１００を示し、風力発電ユニット１は、風力発電機１０と、連系回路部２０と、を備えている。連系回路部２０は、風力発電機１０の発電端電圧を測定する電圧測定器１１０と、風力発電機１０を電力系統４０と系統連系させるための電力変換器１２０と、変圧器２１と、を備えている。電力変換器１２０は、変圧器２１を介して電力系統４０と電気的に結合されている。また、電圧測定器１１０は、風力発電機１０の発電端電圧を、風力発電ユニット１と電力系統４０との間の系統連系点において測定し、電圧測定値を表す信号を以下において後述するＡＶＲ制御部１５０と制御モード切替部２１０に対して供給する。

図１に示す制御装置１００は、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力の出力量を制御するために、制御線を介して電力変換器１２０に接続される。例示的な一実施形態では、電力変換器１２０は、双方向インバータとして構成されてもよく、当該双方向インバータは、ＡＣ／ＤＣコンバータ部と、ＤＣ電圧調整部と、ＤＣ／ＡＣインバータ部と、から構成されていてもよい。当該双方向インバータにおいてＡＣ／ＤＣコンバータ部は、風力発電機１０からの交流電力を直流に変換し、ＤＣ電圧調整部は、ＡＣ／ＤＣコンバータ部からの直流の電圧を調整し、ＤＣ／ＡＣインバータ部は、ＤＣ電圧調整部からの直流を交流に変換する。その際、当該双方向インバータに入力される電圧制御信号に従って、ＤＣ電圧調整部からＤＣ／ＡＣインバータ部に出力される直流電圧が目標電圧Ｖ_ｒｅｆと一致するように制御されてもよい。また、当該双方向インバータに入力されるＰＷＭ制御信号に従って、ＤＣ／ＡＣインバータ部から電力系統４０に出力される交流の周波数が目標周波数ω_ｒｅｆと一致するように制御されてもよい。

一方、本発明の幾つかの実施形態に係る制御装置１００は、風力発電機１０を含む分散電源からの電力を電力系統４０に整合させるための電力変換器１２０を制御するための制御装置である。制御装置１００は、電力制御部１３０、リミット処理部１４０、ＡＶＲ制御部１５０、ＭＰＰＴ制御部１６０、ガバナ制御部１７０、加算器１９０および制御モード切替部２１０を構成要素として含む。以下において後述するように、複数の風力発電ユニット１が電力系統４０と連系している場合には、制御装置１００は、複数の風力発電ユニット１の各々について個別に設けられていてもよい。その場合、単一の中央制御装置が複数の風力発電ユニット１とは別個に設けられ、当該中央制御装置が複数の風力発電ユニット１によって共有されるようにしてもよい。その場合、複数の風力発電ユニット１の内部にそれぞれ設けられた制御装置１００の挙動が当該中央制御装置により一括して制御される。

再び図１を参照すると、電力制御部１３０は、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力の出力量がそれぞれ有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆと無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆに一致するように、電力変換器１２０を制御する。具体的には、電力制御部１３０は、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力の出力量が所望の出力量となるように電力変換器１２０から電力系統４０に出力される交流の電圧と周波数を制御する。例えば、電力変換器１２０が上述した双方向インバータである場合、電力制御部１３０は、以下のような電力制御動作を行う。

すなわち、電力制御部１３０は、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される無効電力の出力量が所望の出力量となるように、電力制御部１３０からＤＣ電圧調整部に電圧制御信号を与え、ＤＣ電圧調整部からＤＣ／ＡＣインバータ部に出力される直流電圧を制御する。また、電力制御部１３０は、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力の出力量が所望の出力量となるように、電力制御部１３０からＤＣ／ＡＣインバータ部にＰＷＭ制御信号を与え、ＤＣ／ＡＣインバータ部から電力系統４０に出力される交流の周波数を制御する。

上記機能を実現するため、電力制御部１３０は、風力発電機１０を含む分散電源から電力系統４０に供給される有効電力を調節するように電力変換器１２０を制御するための有効電力制御部１３１と、風力発電機１０を含む分散電源から電力系統４０に供給される無効電力を調節するように電力変換器１２０を制御するための無効電力制御部１３２と、を含む。

有効電力制御部１３１は、ＭＰＰＴ制御部１６０、ガバナ制御部１７０および加算器１９０により生成され、リミット処理部１４０により調整された有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを受け取る。そして、有効電力制御部１３１は、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力が有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆに一致するように電力変換器１２０を制御する。無効電力制御部１３２は、ＡＶＲ制御部１５０により生成され、リミット処理部１４０によって調整された無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを受け取る。そして、無効電力制御部１３２は、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される無効電力が無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆに一致するように電力変換器１２０を制御する。つまり、有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを受け取った電力制御部１３０は、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力がそれぞれ有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆに一致するように電力変換器１２０を制御する。

次に、ＡＶＲ制御部１５０、ＭＰＰＴ制御部１６０、ガバナ制御部１７０および加算器１９０の機能と動作について詳しく説明する。ＭＰＰＴ制御部１６０は、各々の風力発電ユニット１から風速を示す風速情報ｗｄを受け取り、少なくとも風速情報ｗｄに基づいて風速に応じた最適運転点にて風力発電機１０を制御するための第１制御信号を出力する。風速情報ｗｄは、各々の風力発電ユニット１に作用する風速を示す任意の情報であってもよく、例えば、各々の風力発電ユニット１に設けられた風速情報センサ１８０により測定された風速測定値や、付図示の回転数計によって計測された風力発電機１０の風車ロータの回転数等を用いることができる。ＭＰＰＴ制御部１６０は、風速情報センサ１８０から風速情報ｗｄを常時受信してもよい。ここで、ＭＰＰＴ制御部１６０が行うＭＰＰＴ制御においては、風速に応じた最適運転点とは、所与の風速の下で風力発電機１０が出力する有効電力が最大となるように風力発電機１０を運転するための運転点である。従って、ＭＰＰＴ制御部１６０は、風速情報に基づいて風力発電機１０からの有効電力が最大となるように風力発電機１０を制御するための第１制御信号を出力可能である。

ガバナ制御部１７０は、電力系統４０の系統周波数を一定に維持するための第２制御信号を出力する。ここで、ガバナ制御部１７０が行うガバナ制御においては、電力系統の系統周波数が変動するのに応じて、系統周波数を一定に維持するために必要な第１制御信号の補正量を決定し、第２制御信号として出力する。すなわち、ガバナ制御部１７０は、電力系統の系統周波数が変動するのに応じて、系統周波数を一定に維持するように発電機の回転数またはトルクを制御するための第２制御信号を出力可能である。また、加算器１９０は、第１制御信号と第２制御信号を加算して得られる制御信号に基づいて第１有効電力指令値Ｐ１_ｒｅｆを決定し、リミット処理部１４０に出力する。

以上より、図１に示す制御装置１００の構成では、風速情報ｗｄに基づいて風力発電機１０からの有効電力が最大となるように風力発電機１０を制御するための第１制御信号と系統周波数を一定に維持するための第２制御信号を加算した制御信号に基づいて第１有効電力指令値Ｐ１_ｒｅｆを決定している。その結果、上記構成では、第１制御モード選択時において、電力系統４０の系統周波数を安定化させるのに最適な量の有効電力を電力系統４０へ出力するように電力変換器１２０を制御することができる。

また、ＡＶＲ制御部１５０は、風力発電機１０の発電端電圧を一定に維持するための第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆを決定し、リミット処理部１４０に出力する。従って、上記構成によれば、第２制御モードｍ２の選択時において、電力系統４０の系統電圧を安定化させるのに最適な量の無効電力を電力系統４０へ出力するように電力変換器１２０を制御することができる。また、上記構成おいて、第１無効電力指令値Ｑ１_ｒｅｆは、電力系統４０の系統電圧を一定に維持するような値とすることが望ましい。

その一方で、風力発電機１０の発電端電圧は、電力系統４０の系統電圧よりも電源供給側業者にとって測定が容易であり、系統電圧の測定データを電力系統４０側から受信するための追加の設備や取り決めも不要である。そこで、ＡＶＲ制御部１５０では、発電端電圧に基づいて電力変換器１２０から電力系統４０に出力すべき無効電力の制御を行っている。なお、発電端電圧に基づいて無効電力の制御を行った場合、発電端電圧が一定値に収束してから一定の応答遅延が経過しなければ電力系統４０の系統電圧の収束が始まらないが、この応答遅延は充分に小さいので、実用上は問題とはならない。従って、上記構成によれば、電力系統４０の系統電圧よりも電源供給側業者にとって測定が容易な発電端電圧に基づいて、電力変換器１２０の容量の範囲内となるように、有効電力と無効電力の出力量を実用上問題とならない精度で制御することができる。

リミット処理部１４０による上述した働きにより、有効電力制御部１３１および無効電力制御部１３２にそれぞれ出力される有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆは以下のようにして決定される。まず、リミット処理部１４０は、ＭＰＰＴ制御部１６０、ガバナ制御部１７０および加算器１９０により生成された有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆを受け取る。具体的には、ＭＰＰＴ制御部１６０が出力する第１制御信号とガバナ制御部１７０が出力する第２制御信号を加算器１９０により加算することで有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆが生成され、リミット処理部１４０に出力される。また、リミット処理部１４０は、ＡＶＲ制御部１５０により生成された無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆを受け取る。続いて、リミット処理部１４０は、図３および図４を用いて後述する原理に従って、電力制御部１３０に与える有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆが所定の上限値以下となるように有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆを調整する。その際、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０から電力系統４０へと出力される有効電力と無効電力が電力変換器１２０の容量の範囲内に収まるように、有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆを調整し、所定の上限値以下となるようにする。なお、以下の説明において、リミット処理部１４０による事前調整がされる前の有効電力指令値と無効電力指令値をそれぞれＰ０_ｒｅｆおよびＱ０_ｒｅｆと表記し、リミット処理部１４０による事前調整がされた後の有効電力指令値と無効電力指令値をそれぞれＰ_ｒｅｆおよびＱ_ｒｅｆと表記することとする。

このように、図１および図２に示す実施形態では、有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆをリミット処理部１４０によって事前に調整した上で、有効電力制御部１３１および無効電力制御部１３２にそれぞれ出力している。それにより、リミット処理部１４０による事前調整がされていない有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを有効電力制御部１３１および無効電力制御部１３２にそれぞれ出力した場合に、以下のような危険性を回避することができる。すなわち、電力変換器１２０の容量を超過した電力を電力系統４０に出力するように電力制御部１３０から電力変換器１２０に指示してしまう結果、電力変換器１２０を過負荷状態にする危険性を回避することができる。

より具体的には、リミット処理部１４０は、第１制御モードｍ１または第２制御モードｍ２のいずれで動作中であるかに応じて、以下のようにして有効電力指令値Ｐｐ_ｒｅｆおよび無効電力指令値Ｑｐ_ｒｅｆを修正し、所定の上限値以下となるようにする。すなわち、リミット処理部１４０が第１制御モードｍ１で動作中の場合には、リミット処理部１４０は、有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを有効電力制御部１３１に与える。この場合、図２に示すように、有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆは、ＭＰＰＴ制御部１６０およびガバナ制御部１７０からの信号を加算器１９０により合計することにより出力された有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆを後述するＰ_{ｒａｔｅｄ}以下となるように調整した値に等しい。同時に、第１制御モードｍ１で動作中のリミット処理部１４０は、電力変換器１２０が有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆに相当する有効電力を出力したときに電力変換器１２０が出力可能な最大無効電力Ｑ_ｌｉｍを求める。その上で、図２に示すように、リミット処理部１４０は、最大無効電力Ｑ_ｌｉｍ以下となるように無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを決定し、無効電力制御部１３２に与える。以上のように、第１制御モードｍ１は、電力変換器１２０の限られた容量の中で有効電力を優先的に電力系統４０に出力させる電力制御に対応する。

他方、リミット処理部１４０が第２制御モードｍ２で動作中の場合には、リミット処理部１４０は、無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを無効電力制御部１３２に与える。この場合、図２に示すように、無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆは、ＡＶＲ制御部１５０により出力された無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆを後述するＱ_{ｒａｔｅｄ}以下となるように調整した値に等しい。同時に、第２制御モードｍ２で動作中のリミット処理部１４０は、電力変換器１２０が無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆに相当する無効電力を出力したときに電力変換器１２０が出力可能な最大有効電力Ｐ_ｌｉｍを求める。その上で、図２に示すように、リミット処理部１４０は、最大有効電力Ｐ_ｌｉｍ以下となるように有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを決定し、有効電力制御部１３１に与える。つまり、第２制御モードｍ２は、電力変換器１２０の限られた容量の中で無効電力を優先的に電力系統４０に出力させる電力制御に対応する。

次に、リミット処理部１４０が上述した最大有効電力Ｐ_ｌｉｍおよび最大無効電力Ｑ_ｌｉｍを決定するための具体的手法について、図３を用いてさらに詳しく説明する。図３は、有効電力Ｐおよび無効電力Ｑと電力変換器１２０の容量との間の関係を表し、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力Ｐの大きさが横軸に対応し、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される無効電力Ｑが縦軸に対応する。つまり、図３に示す２次元座標の座標位置（ｐ，ｑ）は、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力Ｐおよび無効電力Ｑがそれぞれｐおよびｑに等しい状態を表している。

このように、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力Ｐおよび無効電力Ｑに対応する座標位置（ｐ，ｑ）で表すと、電力変換器１２０の容量は、図３に示す円で表される。具体的には、座標位置（ｐ，ｑ）が、図３に示す円内に位置していれば、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力Ｐおよび無効電力Ｑは、電力変換器１２０の容量の範囲内に収まっている。言い換えると、図３に示す円は、電力変換器１２０から電力系統４０に最大限出力可能な皮相電力Ｓの大きさを表しており、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力Ｐおよび無効電力Ｑと、この皮相電力Ｓとの間には以下の関係が成り立つ。

ただし、上記の式（１）において、θは電力変換器１２０から電力系統４０に出力される電力の力率を表す。つまり、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力Ｐおよび無効電力Ｑは、電力変換器１２０の容量の範囲内に収まるためには、電力変換器１２０から電力系統４０に最大限出力可能な皮相電力Ｓの大きさをＳ_{ｒａｔｅｄ}とするならば、以下の関係な成り立つ必要がある。

従って、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力Ｐおよび無効電力Ｑと電力変換器１２０の容量との間の図３に示す関係に基づくならば、リミット処理部１４０は、以下のようにして第１制御モードｍ１における最大無効電力Ｑ_ｌｉｍを算出することが可能である。すなわち、第１制御モードｍ１における制御装置１００の作動時、電力変換器１２０が有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆに相当する有効電力を出力したときに電力変換器１２０における皮相電力Ｓが電力変換器１２０の容量と一致する値に最大無効電力Ｑ_ｌｉｍを設定する。また、有効電力Ｐおよび無効電力Ｑと電力変換器１２０の容量との間の図３に示す関係に基づき、リミット処理部１４０は、以下のようにして第２制御モードｍ２における最大有効電力Ｐ_ｌｉｍを算出する。すなわち、第２制御モードｍ２における制御装置１００の作動時、電力変換器１２０が無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆに相当する無効電力を出力したときに電力変換器１２０における皮相電力Ｓが電力変換器１２０の容量と一致する値に最大有効電力Ｐ_ｌｉｍを設定する。

次に、第１制御モードｍ１で動作中のリミット処理部１４０が、電力変換器１２０の限られた容量の中で有効電力を無効電力よりも優先的に電力系統４０に出力させる際の電力制御動作のより詳しい具体例について図４（Ａ）を参照しながら説明する。以下において後述するように、図４（Ａ）に示す実施形態では、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０の限られた容量の中で有効電力を無効電力よりも優先的に電力系統４０に出力させるように有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆと無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆの値を調整する。

第１制御モードｍ１において、ＭＰＰＴ制御部１６０が出力する第１制御信号とガバナ制御部１７０が出力する第２制御信号を加算器１９０により加算することで有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆが生成される。そして、この有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆは、加算器１９０からリミット処理部１４０に出力される。すると、第１制御モードｍ１で動作中のリミット処理部１４０は、有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆの値が０≦Ｐ０_ｒｅｆ≦Ｐ_{ｒａｔｅｄ}の数値範囲内に収まるか否かを判定する。ここで、Ｐ_{ｒａｔｅｄ}とは、図３に示す円の最右部と横軸の交点に対応し、電力変換器１２０から無効電力を全く出力しなかった場合に電力変換器１２０から最大限出力可能な有効電力の上限値である。その結果、Ｐ０_ｒｅｆ＞Ｐ_{ｒａｔｅｄ}となる場合には、Ｐ_{ｒａｔｅｄ}と等しくなるように有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆの値を調整して有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆとする。続いて、リミット処理部１４０は、有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆの値を第１有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆとして有効電力制御部１３１に出力する。

続いて、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０の限られた容量の中で有効電力を電力系統４０に出力した結果、電力変換器１２０に残存している容量の範囲内で無効電力を電力系統４０に出力させるように、無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆの値を調整する。具体的には、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０が第１有効電力指令値Ｐ１_ｒｅｆに相当する有効電力を出力したときに電力変換器１２０が出力可能な最大無効電力Ｑ_ｌｉｍを求める。例えば、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０が第１有効電力指令値Ｐ１_ｒｅｆに相当する有効電力を出力したときに電力変換器１２０における皮相電力Ｓが電力変換器１２０の容量と一致する値に最大無効電力Ｑ_ｌｉｍを設定する。この場合、最大無効電力Ｑ_ｌｉｍの値は、以下の数式で求めることができる。

その上で、リミット処理部１４０は、ＡＶＲ制御部１５０から受け取った無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆを最大無効電力Ｑ_ｌｉｍ以下となるように調整することによって、第１無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを決定する。続いて、リミット処理部１４０は、このようにして決定した無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを第１無効電力指令値Ｑ１_ｒｅｆとして無効電力制御部１３２に出力する。

他方、第２制御モードｍ２において、ＡＶＲ制御部１５０が生成した無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆは、ＡＶＲ制御部１５０からリミット処理部１４０に出力される。すると、第２制御モードｍ２で動作中のリミット処理部１４０は、無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆの値が−Ｑ_{ｒａｔｅｄ}≦Ｑ０_ｒｅｆ≦Ｑ_{ｒａｔｅｄ}の数値範囲内に収まるか否かを判定する。ここでの、Ｑ_{ｒａｔｅｄ}とは、電力変換器１２０から最大限出力可能な皮相電力Ｓ_{ｒａｔｅｄ}に等しく、図３に示す円の最上部と縦軸の交点に対応する。つまり、ここでのＱ_{ｒａｔｅｄ}とは、電力変換器１２０から有効電力を全く出力しなかった場合に電力変換器１２０から最大限出力可能な無効電力の上限値である。その結果、無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆの絶対値（無効電力の変動振幅）がＳ_{ｒａｔｅｄ}よりも大きくなる場合には、無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆの絶対値がＳ_{ｒａｔｅｄ}以下となるように無効電力指令値Ｑ０_ｒｅｆの値を調整して無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆとする。続いて、リミット処理部１４０は、無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆとして無効電力制御部１３２に出力する。

続いて、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０の限られた容量の中で無効電力を電力系統４０に出力した結果、電力変換器１２０に残存している容量の範囲内で有効電力を電力系統４０に出力させるように、有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆの値を調整する。具体的には、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０が第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆに相当する無効電力を出力したときに電力変換器１２０が出力可能な最大有効電力Ｐ_ｌｉｍを求める。例えば、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０が第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆに相当する無効電力を出力したときに電力変換器１２０における皮相電力Ｓが電力変換器１２０の容量と一致する値に最大有効電力Ｐ_ｌｉｍを設定する。この場合、最大有効電力Ｐ_ｌｉｍの値は、以下の数式で求めることができる。

その上で、リミット処理部１４０は、加算器１９０から受け取った有効電力指令値Ｐ０_ｒｅｆを最大有効電力Ｐ_ｌｉｍ以下となるように調整することによって、有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを決定する。続いて、リミット処理部１４０は、このようにして決定した有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを第２有効電力指令値Ｐ２_ｒｅｆとして有効電力制御部１３１に出力する。

再び図１を参照すると、制御装置１００が備える制御モード切替部２１０は、リミット処理部１４０において実行中の制御モードを電力系統の状況に応じて切り替える役割を有する。つまり、リミット処理部１４０は、制御モード切替部２１０の指示に従って、上述した第１制御モードｍ１と第２制御モードｍ２を含む複数のモード間で動作を切り替える。より具体的には、制御モード切替部２１０は、電力系統４０の系統電圧又は系統周波数の少なくとも一方に基づいて、リミット処理部１４０が実行中の制御モードを上述した第１制御モードｍ１と第２制御モードｍ２を含む複数のモード間で切り替えるように、リミット処理部１４０に対してモード切替指示を与える。

以上より、第１制御モードｍ１と第２制御モードｍ２のいずれにおいても、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力が電力変換器１２０の容量に対して過大とならないように、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力を制御することができる。その上で、制御装置１００は、電力系統４０の系統電圧又は系統周波数の少なくとも一方に応じて、第１制御モードｍ１と第２制御モードｍ２とを含む複数のモード間で制御モードを切り替えて実行することができる。その場合、第１制御モードｍ１は、電力変換器１２０の限られた容量の中で有効電力を優先的に電力系統４０に出力させる電力制御に対応するから周波数変動の抑制に効果的である。他方、第２制御モードｍ２は、電力変換器１２０の限られた容量の中で無効電力を優先的に電力系統４０に出力させる電力制御に対応するから電圧変動の抑制に効果的である。従って、上記構成によれば、電力変換器１２０の限られた容量の範囲内で電力系統４０内の周波数変動と電圧変動を可能な限り抑制するように、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力を適切に制御することができる。

次に、図５〜図７を参照しながら、制御モード切替部２１０による制御モードの切り替えと、第１制御モードｍ１および第２制御モードｍ２におけるリミット処理部１４０の動作に関する詳細な実施形態について説明する。そのような実施形態について説明する際の前提として、図１に示すような発電システムと連系する電力系統４０には、系統連系規定が定められていることがある。当該系統連系規定では、電圧変動により定格電圧からの電圧偏差が許容される最大範囲と周波数変動により定格周波数からの周波数偏差が許容される最大範囲とがとして規定されている。この場合、電力系統４０の系統電圧が第１規定範囲内であれば、電圧変動は許容可能であり、電力系統の系統周波数が第２規定範囲内であれば、周波数変動は許容可能である。

そこで、例示的な一実施形態では、制御装置１００において、制御モード切替部２１０は、電力系統４０の系統電圧が第１規定範囲内であるか、または、電力系統４０の系統周波数が第２規定範囲内であるか否かに応じて、上述した制御モードを切り替えるように構成される。従って、この実施形態によれば、電力系統４０内の周波数変動と電圧変動のいずれが許容可能でないかに応じて、電力変換器１２０の限られた容量の範囲内で、許容可能でない方の変動を抑制するように電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力を制御することができる。以上より、この実施形態によれば、系統擾乱の原因に応じて電力系統４０内の周波数変動や電圧変動を抑制することを目的として、電力変換器１２０の限られた容量の範囲内で、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力を一層適切に制御することができる。

また、例示的な一実施形態では、制御モード切替部２１０は、系統電圧が第１規定範囲を逸脱したとき、制御装置１００を第２制御モードｍ２にて作動させ、系統周波数が第２規定範囲を逸脱したとき、制御装置１００を第１制御モードｍ１にて作動させるように構成されている。その結果、この実施形態によれば、電力系統４０の電圧変動と周波数変動のうち、電圧変動が許容範囲を逸脱した場合に、制御モード切替部２１０は、第１制御モードｍ１に切り替え、周波数変動が許容範囲を逸脱した場合に、第２制御モードｍ２に切り替えることが可能となる。

次に、図５〜図７を参照しながら、制御モード切替部２１０による制御モードの切り替え動作から、切り替えられた制御モードに応じたリミット処理部１４０による電力指令値決定動作のまで流れを説明する。図５は、電力系統４０内における電圧変動が許容範囲を逸脱したか否かを制御モード切替部２１０が判定するための具体的手法の一例を示す。図５に示すように、制御モード切替部２１０は、風力発電機１０の発電端電圧を時刻ｔ_ｐから現時点までのＴ秒間の期間にわたって監視し、Ｔ秒間の期間に含まれる複数の時刻で計測された発電端電圧の瞬時値について標準偏差Ｖ_ｓｄを算出する。この標準偏差Ｖ_ｓｄは、電力系統４０の系統連系規定で定める定格電圧が発電端電圧の平均値に一致すると仮定して算出され、図５に示すＴ秒間の期間における風力発電機１０の発電端電圧の変動幅の大きさを表している。従って、標準偏差Ｖ_ｓｄの値に応じた電圧変動が所定の許容範囲を逸脱していれば、発電端電圧の変動で系統電圧の変動を近似することにより、電力系統４０内において系統電圧が第１規定範囲を逸脱したと判断しても実用上差し支えない。何故なら、発電端電圧の変動が電力系統４０の系統電圧の変動に反映されるまでには一定の応答遅延が経過しなければならないが、この応答遅延は実用上問題にならない程度に小さいからである。

電力系統４０内における周波数変動が許容範囲を逸脱したか否かを制御モード切替部２１０が判定するための具体的手法もまた、図５に示す実施形態と同様の考え方に沿って実現することができる。すなわち、制御モード切替部２１０は、電力系統４０の系統周波数を過去から現時点までの所定期間にわたって監視し、当該所定期間における複数の時刻で計測された瞬時電圧の標準偏差ω_ｓｄを算出する。この標準偏差ω_ｓｄは、電力系統４０の系統連系規定で定める定格周波数が系統周波数の平均値に一致すると仮定して算出され、上記所定期間における系統周波数の変動幅の大きさを表している。従って、標準偏差ω_ｓｄの値に応じた周波数変動が所定の許容範囲を逸脱していれば、電力系統４０内において系統周波数が第２規定範囲を逸脱したと判断することが可能である。

図６は、系統電圧が第１規定範囲を逸脱したとき、リミット処理部１４０を第２制御モードｍ２にて作動させ、それ以外の場合には、リミット処理部１４０を第１制御モードｍ１にて作動させる場合の動作の流れを示すフローチャートである。図６のフローチャートはステップＳ５０１から開始し、制御モード切替部２１０は、図５に示すＴ秒間の期間に含まれる複数の時刻において風力発電機１０の発電端電圧の瞬時値を計測し、これら複数の発電端電圧の瞬時値について標準偏差Ｖ_ｓｄを算出する。続いて、処理はステップＳ５０２に進み、制御モード切替部２１０は、標準偏差Ｖ_ｓｄが所定の閾値Ｖ_{ｓｄ_ｒｅｆ}以下であるか否かを判定する。ステップＳ５０２において、Ｖ_ｓｄ≦Ｖ_{ｓｄ_ｒｅｆ}であるならば、系統電圧が第１規定範囲内であるとみなし、ステップＳ５０３に進み、リミット処理部１４０を第１制御モードｍ１で動作開始させる。逆に、ステップＳ５０２において、Ｖ_ｓｄ＞Ｖ_{ｓｄ_ｒｅｆ}であるならば、系統電圧が第１規定範囲を逸脱したとみなして、ステップＳ５０６に進み、リミット処理部１４０を第２制御モードｍ２で動作開始させる。

ステップＳ５０４において、第１制御モードｍ１で動作中のリミット処理部１４０は、加算器１９０から受け取った第１有効電力指令値Ｐ１_ｒｅｆの値が０≦Ｐ１_ｒｅｆ≦Ｐ_{ｒａｔｅｄ}の数値範囲内に収まるか否かを判定する。その結果、Ｐ１_ｒｅｆ＞Ｐ_{ｒａｔｅｄ}となる場合には、Ｐ１_ｒｅｆ＝Ｐ_{ｒａｔｅｄ}となるように第１有効電力指令値Ｐ１_ｒｅｆの値を修正する。つまり、リミット処理部１４０は、有効電力制御部１３１に出力する有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを第１有効電力指令値Ｐ１_ｒｅｆから以下の式に従って決定する。

続いて、リミット処理部１４０は、第１有効電力指令値Ｐ１_ｒｅｆの値を有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆとして有効電力制御部１３１に出力する。

続いて、図６のフローチャートの実行はステップＳ５０４に進む。ステップＳ５０４では、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０が第１有効電力指令値Ｐ１_ｒｅｆに相当する有効電力を出力したときに電力変換器１２０における皮相電力Ｓが電力変換器１２０の容量と一致する値に最大無効電力Ｑ_ｌｉｍを設定する。この場合、最大無効電力Ｑ_ｌｉｍの値は、以下の数式で求めることができる。

続いて、図６のフローチャートの実行はステップＳ５０５に進む。ステップＳ５０５では、リミット処理部１４０は、ＡＶＲ制御部１５０から受け取った無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを最大無効電力Ｑ_ｌｉｍ以下となるように調整することによって、第１無効電力指令値Ｑ１_ｒｅｆを決定する。続いて、リミット処理部１４０は、このようにして決定した第１無効電力指令値Ｑ１_ｒｅｆを無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆとして無効電力制御部１３２に出力する。つまり、リミット処理部１４０は、無効電力制御部１３２に出力する第１無効電力指令値Ｑ１_ｒｅｆを最大無効電力Ｑ_ｌｉｍから以下の式に従って決定する。

一方、図６のフローチャートの実行がステップＳ５０２からステップＳ５０６に進んだ場合、第２制御モードｍ２で動作開始したリミット処理部１４０は、ＡＶＲ制御部１５０が生成した無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを、ＡＶＲ制御部１５０から第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆとして受け取る。その上で、リミット処理部１４０は、第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆの値が−Ｑ_{ｒａｔｅｄ}≦Ｑ２_ｒｅｆ≦Ｑ_{ｒａｔｅｄ}の数値範囲内に収まるか否かを判定する。その結果、第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆの絶対値（無効電力の変動振幅）がＳ_{ｒａｔｅｄ}よりも大きくなる場合には、第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆの絶対値がＳ_{ｒａｔｅｄ}以下となるように第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆの値を修正する。つまり、リミット処理部１４０は、無効電力制御部１３２に出力する無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆを第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆから以下の式に従って決定する。

続いて、リミット処理部１４０は、第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆを上記のように調整した値を無効電力指令値Ｑ_ｒｅｆとして無効電力制御部１３２に出力する。

続いて、図６のフローチャートの実行はステップＳ５０７に進む。ステップＳ５０７では、リミット処理部１４０は、電力変換器１２０が第２無効電力指令値Ｑ２_ｒｅｆに相当する無効電力を出力したときに電力変換器１２０における皮相電力Ｓが電力変換器１２０の容量と一致する値に最大有効電力Ｐ_ｌｉｍを設定する。この場合、最大有効電力Ｐ_ｌｉｍの値は、以下の数式で求めることができる。

続いて、図６のフローチャートの実行はステップＳ５０７に進む。ステップＳ５０７では、リミット処理部１４０は、加算器１９０から受け取った有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆを最大有効電力Ｐ_ｌｉｍ以下となるように調整することによって、第２有効電力指令値Ｐ２_ｒｅｆを決定する。続いて、リミット処理部１４０は、このようにして決定した第２有効電力指令値Ｐ２_ｒｅｆを有効電力指令値Ｐ_ｒｅｆとして有効電力制御部１３１に出力する。リミット処理部１４０は、有効電力制御部１３１に出力する第２有効電力指令値Ｐ２_ｒｅｆを最大有効電力Ｐ_ｌｉｍから以下の式に従って決定する。

図７は、系統周波数が第２規定範囲を逸脱したとき、リミット処理部１４０を第１制御モードｍ２にて作動させ、それ以外の場合はリミット処理部１４０を第２制御モードｍ２にて作動させる場合の動作の流れを示すフローチャートである。図７のフローチャートはステップＳ６０１から開始し、制御モード切替部２１０は、図５に示すＴ秒間の期間に含まれる複数の時刻において系統周波数の瞬時値を計測し、これら複数の瞬時値について標準偏差ｆ_ｓｄを算出する。続いて、処理はステップＳ６０２に進み、制御モード切替部２１０は、標準偏差ｆ_ｓｄが所定の閾値ｆ_{ｓｄ_ｒｅｆ}以下であるか否かを判定する。ステップＳ６０２において、ｆ_ｓｄ≦ｆ_{ｓｄ_ｒｅｆ}であるならば、系統周波数が第２規定範囲内であるとみなし、ステップＳ６０３に進み、リミット処理部１４０を第２制御モードｍ２で動作開始させる。逆に、ステップＳ６０２において、ｆ_ｓｄ＞ｆ_{ｓｄ_ｒｅｆ}であるならば、系統周波数が第２規定範囲を逸脱したとみなして、ステップＳ６０６に進み、リミット処理部１４０を第１制御モードｍ１で動作開始させる。

続いて、図７のフローチャートの実行がステップＳ６０３に進むと、リミット処理部１４０は、第２制御モードｍ２の下で電力指令値を決定するために、図６のステップＳ５０６〜Ｓ５０８と同様の処理動作を実行する。他方、図７のフローチャートの実行がステップＳ６０６に進むと、リミット処理部１４０は、第１制御モードｍ１の下で電力指令値を決定するために、図６のステップＳ５０３〜Ｓ５０５と同様の処理動作を実行する。

ところで、図６および図７を参照しながら上述した実施形態では、電力系統４０の状態として系統電圧および系統周波数のいずれか一方のみを制御モード切替部２１０が監視し、いずれか一方が許容範囲を逸脱しているか否かに応じて制御モードの切り替えを行っている。これに対し、図８を用いて後述する実施形態では、制御モード切替部２１０が系統電圧および系統周波数の両者を同時に監視し、系統電圧および系統周波数の両者が同時に許容範囲を逸脱する可能性も考慮に入れて制御モードの切り替えを行うようにしている。その結果、図８に示す実施形態では、系統電圧Ｖが第１規定範囲を逸脱しており、且つ、系統周波数ｆが第２規定範囲を逸脱しているような場合でも状況に応じた適切な制御モードに切り替えることが可能となる。

以下、図８のフローチャートに沿って系統電圧変動および系統周波数変動の両者を同時に考慮しながら制御モード切替部２１０が制御モードを切り替える動作の流れについて説明する。図８のフローチャートはステップＳ７０１から開始し、制御モード切替部２１０は、図７に示すステップＳ６０１と同様の方法で、系統周波数の変動幅に対応する系統周波数の標準偏差ｆ_ｓｄを算出する。続いて、処理はステップＳ７０２に進み、制御モード切替部２１０は、図６に示すステップＳ５０１と同様の方法で、系統電圧の変動幅を近似する発電端電圧の標準偏差Ｖ_ｓｄを算出する。

続いて、制御モード切替部２１０は、図６に示すステップＳ５０２と同様にして、標準偏差Ｖ_ｓｄを所定の閾値Ｖ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}と比較する。さらに、制御モード切替部２１０は、図７に示すステップＳ６０２と同様にして、標準偏差ｆ_ｓｄを所定の閾値ｆ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}と比較する。その上で、制御モード切替部２１０は、上述した比較の結果に応じて、第１制御モードｍ１と第２制御モードｍ２との間で制御モード切替を行う。例えば、ステップＳ７０３において、Ｖ_ｓｄ≦Ｖ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}かつｆ_ｓｄ≦ｆ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}であると制御モード切替部２１０が判定したならば、系統電圧と系統周波数が共に許容範囲を逸脱していないケースに該当する。従って、制御モード切替部２１０は、制御モードを第１制御モードｍ１または第２制御モードｍ２のいずれに切り替えてもよい（図８のステップＳ７０４）。

また、ステップＳ７０５において、Ｖ_ｓｄ＞Ｖ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}かつｆ_ｓｄ≦ｆ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}であると制御モード切替部２１０が判定したならば、系統電圧のみが許容範囲を逸脱したケースに該当するので、制御モード切替部２１０は制御モードを第２制御モードｍ２に切り替える（図８のステップＳ７０６）。また、ステップＳ７０７において、Ｖ_ｓｄ≦Ｖ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}かつｆ_ｓｄ＞ｆ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}であると制御モード切替部２１０が判定したならば、系統周波数のみが許容範囲を逸脱したケースに該当するので、制御モード切替部２１０は制御モードを第１制御モードｍ１に切り替える（図８のステップＳ７０８）。

また、上述した比較の結果、制御モード切替部２１０が、Ｖ_ｓｄ＞Ｖ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}かつｆ_ｓｄ＞ｆ_{ｓｄ＿ｒｅｆ}であると判定した場合には、処理はステップＳ７０９に進み、系統電圧Ｖが第１規定範囲を逸脱しており、且つ、系統周波数ｆが第２規定範囲を逸脱している場合の処理を実行する。具体的には、Ｓ７０９において、系統電圧Ｖについて第１規定範囲の大きさに対する第１規定範囲からの逸脱量の比を系統電圧Ｖの逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}として算出する。また、Ｓ７０９において、系統周波数ｆについて第２規定範囲の大きさに対する第２規定範囲からの逸脱量の比を系統周波数ｆの逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}として算出する。

続いて、処理はステップＳ７１０に進み、制御モード切替部２１０は、系統電圧Ｖの逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}と系統周波数ｆの逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}を比較して、Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}＞Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}となるか否かを判定する。そして、Ｖ_ｓｄ＿ｐ＞Ｖ_ｓｄ＿ｐとなるならば、制御モード切替部２１０は制御モードを第２制御モードｍ２に切り替え（図８のステップＳ７１１）、Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}≦Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}となるならば、制御モード切替部２１０は制御モードを第１制御モードｍ１に切り替える（図８のステップＳ７１２）。

つまり、図８に示すステップＳ７０９〜Ｓ７１２では、系統電圧Ｖおよび系統周波数ｆのそれぞれについて、規定範囲（第１規定範囲又は第２規定範囲）の大きさに対する規定範囲からの逸脱量の比を逸脱比とするならば、以下のようにして制御モードの切り替えを行っている。すなわち、制御モード切替部２１０は、系統電圧Ｖの第１規定範囲からの逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}および系統周波数ｆの第２規定範囲からの逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}の大小関係に基づいて、第１制御モードｍ１と第２制御モードｍ２の何れか一方を選択している。

図８を用いて上述した実施形態では、電力系統４０の電圧変動と周波数変動の両者が共に許容可能でない場合に、系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱の程度において、系統電圧Ｖおよび系統周波数ｆのいずれが著しいかに応じて、第１制御モードｍ１と第２制御モードｍ２の何れか一方を選択することができる。つまり、系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱の程度において、系統電圧Ｖおよび系統周波数ｆのいずれが著しいかに応じて、電力変換器１２０の限られた容量の中で有効電力と無効電力のいずれを優先的に電力系統４０に出力させるかを選択することができる。以上より、上記構成によれば、電力系統４０内の周波数変動および電圧変動のうち影響がより著しい方の変動を抑制するように、電力変換器１２０の限られた容量の範囲内で、電力変換器１２０から電力系統４０に出力される有効電力と無効電力を一層適切に制御することができる。

また、図８に示す実施形態において、系統電圧Ｖが第１規定範囲を逸脱しており、且つ、系統周波数ｆが第２規定範囲を逸脱していると判断されたことにより、処理がステップＳ７０９に進んだ場合、図８に示すステップＳ７１０〜Ｓ７１２の代わりに以下の処理手順を実行するようにしてもよい。すなわち、制御モード切替部２１０は、まず最初に、系統電圧Ｖの第１規定範囲からの逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}および系統周波数の第２規定範囲からの逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}に基づいて決定される比率Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}／ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}を算出する。続いて、制御モード切替部２１０は、比率Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}／ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}に応じて電力変換器１２０の容量を有効電力用の第１容量と無効電力用の第２容量とに按分し、有効電力を第１容量の範囲内に制限し、無効電力を前記第２容量の範囲内に制限する。

つまり、この実施形態では、電力系統４０の電圧変動および周波数変動について系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}およびｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}を評価し、電圧変動および周波数変動のそれぞれについて評価した２つの逸脱比の相対比率Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}／ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}を求めている。その上で、上記構成では、電力変換器１２０から電力系統４０に最大限出力可能な有効電力の出力量と無効電力の出力量の間における相対比率を上述した逸脱比の相対比率Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}／ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}に従って設定している。以上から、上記構成によれば、電力系統４０の電圧変動および周波数変動の両者が系統連系規定により定まる許容範囲から逸脱している場合に、以下のようにして電力変換器１２０から電力系統４０へと出力される有効電力と無効電力の出力量を制御することができる。すなわち、上記構成によれば、電圧変動および周波数変動のそれぞれが電力系統４０の系統擾乱に寄与する寄与率に応じて電圧変動および周波数変動をそれぞれ可能な限り抑制するための有効電力と無効電力の出力量を適切に制御することができる。

次に、図９〜図１３を参照しながら、本発明のさらに別の実施形態に従って、分散電源用の電力変換器を制御する制御装置２００について説明する。図９〜図１３に示す実施形態に係る分散電源は、各々が風力発電機１０（１０ａ〜１０Ｎ）と電力変換器１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ）を備えた風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）を複数（Ｎ台）含む。各々の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の構成は、図９および図１０に示す制御装置２００と協働する点を除いて図１に示した構成と同様である。一例においては、図９〜図１３に示す実施形態に係る分散電源は、所定の地理的エリア内の複数の異なる場所にそれぞれ設置された複数の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）から成るウィンドファームであってもよい。その場合、当該ウィンドファーム内における風速の分布に応じて、複数の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の各々において観測される風速は異なる。そこで、図９〜図１３に示す実施形態では、複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎの間での風速の違いを考慮して各々の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）での制御モードを切り替えるようにしてもよい。

図９を参照すると、制御装置１００（１００ａ〜１００Ｎ）は、複数の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の各々について個別に設けられていてもよい。その場合、単一の中央制御装置２００が複数の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）とは別個に設けられ、中央制御装置２００が複数の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）によって共有されるようにしてもよい。その場合、複数の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の内部にそれぞれ設けられた制御装置１００（１００ａ〜１００Ｎ）の挙動が中央制御装置２００により一括して制御される。

中央制御装置２００は、制御信号線ＣＬを介して風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）から各種の計測信号を受信する。例えば、各々の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）が備える風速情報センサ１８０（図１を参照）により計測された風速情報は、各々の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）から送信され、中央制御装置２００によって受信される。これにより、中央制御装置２００は、複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎの間での風速の違いを把握することが可能となる。また、中央制御装置２００は、制御信号線ＣＬを介して風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の各々に個別に設けられた制御装置１００（１００ａ〜１００Ｎ）に指令信号を送信する。例えば、中央制御装置２００は、複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎがそれぞれ備える制御装置１００ａ〜１００Ｎに対して各々の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の挙動パターンを規定する指令信号を送信するようにしてもよい。

複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎがそれぞれ備える電力変換器１２０ａ〜１２０Ｎは、電力線ＰＬ１を介して変圧器３００と接続され、さらに変圧器３００を介して電力系統４０と接続されている。また、制御装置２００は、計測線ＰＬ２を介して電力線ＰＬ１から系統電圧と系統周波数を計測するように構成されている。

また、図１０は、風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の各々に固有のパワーカーブを示しており、風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の各々が風速に応じて出力可能な有効電力の変化を表す。図１０に示すパワーカーブにおいて、横軸は風速に対応し、縦軸は風速に応じて各々の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）から出力可能な有効電力に対応する。図１０に示すパワーカーブにおいて、横軸上には特定の閾値θが設定されており、閾値θはユニット分類部２４０によって調整することが可能である。また、図１０に示されるパワーカーブにおいて、風速が閾値θよりも大きい領域５２は、風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）が受ける風力エネルギーが相対的に大きな作動領域（高風速領域）に対応し、風速が閾値θよりも小さい領域５１は、風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）が受ける風力エネルギーが相対的に小さな作動領域（低風速領域）に対応する。

そこで、中央制御装置２００は、風力発電ユニット１が作動領域５２または作動領域５１のいずれにおいて運転中であるか（すなわち、風力発電機の運転点が作動領域５２または作動領域５１のいずれの中にあるか）に応じて風力発電ユニット１を以下のような第１ユニットＵ１と第２ユニットＵ２に分類する。第１ユニットＵ１は、系統電圧安定時には主制御モードとしての第１制御モードｍ１にて電力変換器１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ）の制御を行う一方で、系統電圧不安定時に副制御モードとしての第２制御モードｍ２にて電力変換器１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ）の制御を行う。また、第２ユニットＵ２は、系統周波数安定時に主制御モードとしての第２制御モードｍ２にて電力変換器１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ）の制御を行う一方で、系統周波数不安定時に副制御モードとしての第１制御モードｍ１にて電力変換器１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ）の制御を行う。

続いて、図１１を参照しながら、中央制御装置２００の内部構成について説明する。図１１には、制御装置２００の内部構成の他に、図９に示す制御装置１００（１００ａ〜１００Ｎ）の一部の構成が示されている。中央制御装置２００は、後述する系統状態計算部２３０、割当て数決定部２２０及びユニット分類部２４０をさらに備える。また、図１１に示す装置構成において、制御モード切替部２１０（２１０ａ〜２１０Ｎ）、リミット処理部１４０（１４０ａ〜１４０Ｎ）および電力制御部１３０（１３０ａ〜１３０Ｎ）は、制御装置１００（１００ａ〜１００Ｎ）の一部である。なお、制御装置１００（１００ａ〜１００Ｎ）は、複数（Ｎ台）の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎの各々について個別に設けられている。ここで、電力制御部１３０（１３０ａ〜１３０Ｎ）は、風力発電ユニット１ａ〜１Ｎがそれぞれ備える電力変換器１２０ａ〜１２０Ｎに対して、電力系統４０に出力すべき電力を指令する電力指令値を、制御信号線ＣＬ（図８）を介して送信する。

系統状態計算部２３０は、系統電圧の逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}と系統周波数の逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}を算出するように構成されている。ユニット分類部２４０は、複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎを、少なくとも、１以上の第１ユニットＵ１と、第１ユニットＵ１以外で第１ユニットＵ１よりも風速が低い１以上の第２ユニットＵ２と、に分類するように構成されている。また、割当て数決定部２２０は、第１規定範囲からの系統電圧の逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}と、第２規定範囲からの系統周波数の逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}との大小関係に基づいて、第１ユニットＵ１のユニット割当て数と、第２ユニットＵ２のユニット割当て数とを調節するように構成されている。また、図１１を用いて後述するように、割当て数決定部２２０は、暫定台数決定部２２１、２２２およびユニット割当て数調整部２２３を含んで構成される。

図１１に示す制御装置２００において、ユニット分類部２４０は、複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎから風速情報をそれぞれ受信する。また、ユニット分類部２４０は、割当て数決定部２２０から第１ユニットＵ１のユニット割当て数と第２ユニットＵ２のユニット割当て数とを受信する。その上で、ユニット分類部２４０は、受信した風速情報に基づいて複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎを第１ユニットＵ１と第２ユニットＵ２に分類して分類結果を生成する。その際、ユニット分類部２４０は、第１ユニットＵ１の台数が割当て数決定部２２０から受信した第１ユニットＵ１のユニット割当て数と等しくなるようにユニット分類を行う。同様に、ユニット分類部２４０は、第２ユニットＵ２の台数が割当て数決定部２２０から受信した第２ユニットＵ２のユニット割当て数に等しくなるようにユニット分類を行う。

続いて、ユニット分類部２４０から当該分類結果を受け取った制御モード切替部２１０（２１０ａ〜２１０Ｎ）は、当該分類結果に応じて、リミット処理部１４０ａ〜１４０Ｎのそれぞれに対して、以下の制御モード切替動作を実行する。まず、第１ユニットＵ１について、電力系統４０の系統電圧Ｖが第１規定範囲内であるとき主制御モードとしての第１制御モードｍ１にて電力変換器１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ）の制御を行う一方で、系統電圧Ｖが第１規定範囲を逸脱したときに副制御モードとしての第２制御モードｍ２にて電力変換器１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ）の制御を行う。また、第２ユニットＵ２について、電力系統４０の系統周波数ｆが第２規定範囲内であるとき主制御モードとしての第２制御モードｍ２にて電力変換器１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ）の制御を行う一方で、系統周波数ｆが第２規定範囲を逸脱したときに副制御モードとしての第１制御モードｍ１にて電力変換器１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ）の制御を行う。

次に、図１０を参照しながら、ユニット分類部２４０が複数の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）を第１ユニットＵ１と第２ユニットＵ２に分類する具体的手法について説明する。ユニット分類部２４０は、作動領域５２において運転中の（すなわち、風力発電機の運転点が作動領域５２の中にある）風力発電ユニット１を第１ユニットＵ１に分類する。逆に、ユニット分類部２４０は、作動領域５１において運転中の（すなわち、風力発電機の運転点が作動領域５１の中にある）風力発電ユニット１を第２ユニットＵ２に分類する。その際、ユニット分類部２４０は、作動領域５１と作動領域５２の境界位置に対応する風速の閾値θを調整することによって第１ユニットＵ１に分類されるユニット数と第２ユニットＵ２に分類されるユニット数とを調整する。具体的には、ユニット分類部２４０は、割当て数決定部２２０から受信したユニット割当て数に従って、以下のようにして閾値θの値を調整する。すなわち、ユニット分類部２４０は、第１ユニットＵ１に分類されるユニット数が、割当て数決定部２２０から受信した第１ユニットＵ１のユニット割当て数と等しくなり、第２ユニットＵ１に分類されるユニット数が、割当て数決定部２２０から受信した第２ユニットＵ２のユニット割当て数と等しくなるように閾値θの値を調整する。

次に、図１２および図１３を参照しながら、複数の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の各々を第１ユニットＵ１と第２ユニットＵ２に分類するために制御装置２００内において実行される処理手順について説明する。図１１のフローチャートは、制御装置２００内において複数の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の各々を第１ユニットＵ１と第２ユニットＵ２に分類するために系統状態計算部２３０、割当て数決定部２２０及びユニット分類部２４０によって実行される処理の流れを示す。

図１２のフローチャートは、ステップＳ１１０１から開始し、系統周波数ｆを受信した系統状態計算部２３０は、図７のステップＳ６０１と同様にして系統周波数ｆの標準偏差ｆ_ｓｄを求めると共に、図８のステップＳ７０９と同様にして系統周波数ｆの第２規定範囲からの逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}を求める。続いて、処理はステップＳ１１０２に進み、系統電圧Ｖを受信した系統状態計算部２３０は、図６のステップＳ５０１と同様にして系統電圧Ｖの標準偏差Ｖ_ｓｄを求めると共に、図８のステップＳ７０９と同様にして系統電圧Ｖの第１規定範囲からの逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}を求める。

続いて、処理はステップＳ１１０３に進み、割当て数決定部２２０内の暫定台数決定部２２１は、系統周波数ｆの第１規定範囲からの逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}に応じて第１ユニットＵ１の暫定台数Ｎ_{１＿ｏｒｇ}を決定する。また、割当て数決定部２２０内の暫定台数決定部２２２は、系統電圧Ｖの第２規定範囲からの逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}に応じて第２ユニットＵ２の暫定台数Ｎ_２＿ｏｒｇを決定する。その際、割当て数決定部２２０内の暫定台数決定部２２１は、図１３（Ａ）に示す関係に基づいて逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}から第１ユニットＵ１の暫定台数Ｎ_{１＿ｏｒｇ}を算出する。また、割当て数決定部２２０内の暫定台数決定部２２２は、図１３（Ｂ）に示す関係に基づいて逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}から第２ユニットＵ２の暫定台数Ｎ_{２＿ｏｒｇ}を算出する。

続いて、処理はステップＳ１１０４に進み、割当て数決定部２２０内のユニット割当て数調整部２２３は、第１ユニットＵ１の暫定台数Ｎ_{１＿ｏｒｇ}と第２ユニットＵ２の暫定台数Ｎ_{２＿ｏｒｇ}の合計が風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の総数（Ｎ台）以下であるか否かを判定する。そして、第１ユニットＵ１の暫定台数Ｎ_{１＿ｏｒｇ}と第２ユニットＵ２の暫定台数Ｎ_{２＿ｏｒｇ}の合計がＮ台以下であればユニット割当て数調整部２２３の処理はステップＳ１１０８に進み、Ｎ台より大きければ処理はステップＳ１１０５に進む。ステップＳ１１０５では、系統電圧Ｖの第２規定範囲からの逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}が系統周波数ｆの第１規定範囲からの逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}より大きいか否かがユニット割当て数調整部２２３により判定される。

逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}が逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}より大きい場合、ユニット割当て数調整部２２３の処理はステップＳ１１０６に進み、ユニット割当て数調整部２２３は、第２ユニットＵ２の暫定台数Ｎ_{２＿ｏｒｇ}を第２ユニットＵ２のユニット割当て数に設定する。また、ユニット割当て数調整部２２３は、風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の総数（Ｎ台）から第２ユニットＵ２の暫定台数Ｎ_{２＿ｏｒｇ}を差し引いた台数を第１ユニットＵ１のユニット割当て数に設定する。逆に、逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}が逸脱比ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}以下である場合、ユニット割当て数調整部２２３の処理はステップＳ１１０７に進み、ユニット割当て数調整部２２３は、第１ユニットＵ１の暫定台数Ｎ_{１＿ｏｒｇ}を第１ユニットＵ１のユニット割当て数に設定する。また、ユニット割当て数調整部２２３は、風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の総数（Ｎ台）から第１ユニットＵ１の暫定台数Ｎ_{１＿ｏｒｇ}を差し引いた台数を第２ユニットＵ２のユニット割当て数に設定する。

他方、ステップＳ１１０４からステップＳ１１０８に進んだ場合には、ユニット割当て数調整部２２３は、第２ユニットＵ２の暫定台数Ｎ_{２＿ｏｒｇ}を第２ユニットＵ２のユニット割当て数に設定し、風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）の総数（Ｎ台）から第２ユニットＵ２の暫定台数Ｎ_{２＿ｏｒｇ}を差し引いた台数を第１ユニットＵ１のユニット割当て数に設定する。

以上のようにして第１ユニットＵ１のユニット割当て数と第２ユニットＵ２のユニット割当て数が割当て数決定部２２０により決定されると、処理はステップＳ１１０９に進み、第１ユニットＵ１のユニット割当て数と第２ユニットＵ２のユニット割当て数がユニット分類部２４０に出力される。ステップＳ１１０９では、ユニット分類部２４０は、第１ユニットＵ１に分類されるユニット数が、割当て数決定部２２０から受信した第１ユニットＵ１のユニット割当て数と等しくなり、第２ユニットＵ１に分類されるユニット数が、割当て数決定部２２０から受信した第２ユニットＵ２のユニット割当て数と等しくなるように図１０に示す閾値θの値を調整する。その上で、ユニット分類部２４０は、図１０の作動領域５２において運転中の（すなわち、風力発電機の運転点が作動領域５２の中にある）風力発電ユニット１を第１ユニットＵ１に分類する。逆に、ユニット分類部２４０は、図１０の作動領域５１において運転中の（すなわち、風力発電機の運転点が作動領域５１の中にある）風力発電ユニット１を第２ユニットＵ２に分類する。

以上のように、図１〜図８に示す実施形態では、分散電源が複数（Ｎ台）の風力発電ユニット１（１ａ〜１Ｎ）により構成されている場合であっても、電力系統４０の系統電圧Ｖおよび系統周波数ｆの少なくとも一方が不安定であるか否かに応じて、全ての風力発電ユニット１ａ〜１Ｎにおいて一律な制御モード切り替えが行われる。例えば、系統周波数ｆが不安定ならば全ての風力発電ユニット１ａ〜１Ｎが第１制御モードｍ１に切り替わり、系統電圧Ｖが不安定ならば全ての風力発電ユニット１ａ〜１Ｎが第２制御モードｍ２に切り替わるようなことが起きる。

しかしながら、複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎの各々について風速が異なる場合、風速が高い風力発電ユニットでは発電機の回転数や出力を高く維持できるので、そのような風力発電ユニットからの有効電力の出力量を無効電力よりも優先して積極的に増やすべきである。そこで、図９〜図１３に示す実施形態では、風速が相対的に高い第１ユニットＵ１については、第１制御モードｍ１を主制御モードとし、系統電圧安定時には有効電力を優先的に出力させるようにしている。逆に、風速が相対的に低い第２ユニットＵ２では発電機の回転数が低く、発電出力として抽出可能な風力エネルギーが乏しいので、第２ユニットＵ２から多くの有効電力を得ることは期待できない。そこで、図９〜図１３に示す実施形態では、第２ユニットＵ２については、電力系統４０の電圧変動が起きたときに備え、第２制御モードｍ２を主制御モードとし、系統周波数安定時は無効電力を優先的に出力させるようにしている。

以上より、図９〜図１３に示す実施形態によれば、個々の風力発電ユニット１については電力変換器１２０の容量の範囲内で電力の出力制御を行いながら、分散電源内の風速分布に応じて、相対的に風速が大きい第１ユニットＵ１から成るユニット集合からは可能な限り多くの有効電力を取り出すことができる。また、図９〜図１３に示す実施形態によれば、相対的に風速が小さい第２ユニットＵ２から成るユニット集合からは多くの有効電力を得ることが期待できない分、系統電圧の安定化のために無効電力を積極的に出力させるようにすることができる。

また、系統安定時に有効電力を優先的に出力する第１ユニットＵ１は、電力系統４０の周波数安定化に寄与し、系統安定時に無効電力を優先的に出力する第２ユニットＵ２は、電力系統４０の電圧安定化に寄与する。そこで、図９〜図１３に示す実施形態では、系統電圧Ｖと系統周波数ｆの異常の程度に応じて第１ユニットＵ１と第２ユニットＵ２の暫定台数Ｎ_{１＿ｏｒｇ}およびＮ_{２＿ｏｒｇ}をそれぞれ決定し、第２ユニットの暫定台数Ｎ_{２＿ｏｒｇ}を除いた残りの風力発電ユニットの台数の全てを第１ユニットのユニット割当て数に設定する。その結果、図９〜図１３に示す実施形態によれば、主制御モードにて有効電力を優先的に出力する第１ユニットＵ１のユニット割当て数を可能な限り多くとることで、可能な限り多くの有効電力を電力系統４０に供給しながら、第２ユニットＵ２を必要台数分だけ確保することができる。

また、図９〜図１３に示す実施形態では、系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱の程度において、系統電圧および系統周波数のいずれが著しいかに応じて、第１ユニットＵ１と第２ユニットＵ２のユニット割当て数を以下のように決定する。すなわち、系統周波数ｆの逸脱の程度の方が大きければ、複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎの総数（Ｎ台）のうち、電力系統４０の周波数安定化に寄与する第１ユニットＵ１のユニット割当て数を優先的に確保し、残った風力発電ユニットの台数を第２ユニットＵ２のユニット割当て数とする。逆に、系統電圧Ｖの逸脱の程度の方が大きければ、複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎの総数（Ｎ台）のうち、電力系統４０の電圧安定化に寄与する第２ユニットＵ２のユニット割当て数を優先的に確保し、残った風力発電ユニットの台数を第１ユニットＵ１のユニット割当て数とする。以上より、１ａ〜１Ｎによれば、電力系統４０内の周波数変動および電圧変動のうち影響がより著しい方の変動を抑制するように、第１ユニットＵ１のユニット割当て数と第２ユニットＵ２のユニット割当て数を適切に調整することができる。

図９〜図１３に示す実施形態では、一変形例として、電力系統４０の電圧変動および周波数変動について系統連系規定が定める許容範囲からの逸脱比Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}およびｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}を評価し、電圧変動および周波数変動のそれぞれについて評価した２つの逸脱比の相対比率Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}／ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}を求めるようにしてもよい。その上で、この変形例では、系統安定時に有効電力を優先的に出力する第１ユニットＵ１のユニット割当て数と系統安定時に無効電力を優先的に出力する第２ユニットＵ２のユニット割当て数との間における相対比率を上述した逸脱比の相対比率Ｖ_{ｓｄ＿ｐｕ}／ｆ_{ｓｄ＿ｐｕ}に従って設定するようにしてもよい。

この変形例によれば、電圧変動および周波数変動をそれぞれ可能な限り抑制するために、電圧変動および周波数変動のそれぞれが電力系統４０の系統擾乱に寄与する寄与率に応じて第１ユニットＵ１のユニット割当て数と第２ユニットＵ２のユニット割当て数との間における相対比率を適切に調整することができる。従って、この変形例によれば、複数の風力発電ユニット１ａ〜１Ｎを含む分散電源全体において、系統電圧変動と系統周波数変動が系統擾乱に寄与する寄与率を考慮して、これらの変動を抑制するのに必要充分な有効電力と無効電力を出力することが可能となる。

１（１ａ〜１Ｎ） 風力発電ユニット
１０ 風力発電機
２０ 連系回路部
２１，３００ 変圧器
４０ 電力系統
５１，５２ 作動領域
１００，２００ 制御装置
１１０ 電圧測定器
１２０（１２０ａ〜１２０Ｎ） 電力変換器
１３０（１３０ａ〜１３０Ｎ） 電力制御部
１３１ 有効電力制御部
１３２ 無効電力制御部
１４０（１４０ａ〜１４０Ｎ） リミット処理部
１５０ ＡＶＲ制御部
１６０ ＭＰＰＴ制御部
１７０ ガバナ制御部
１８０ 風速情報センサ
１９０ 加算器
２１０（２１０ａ〜２１０Ｎ） 制御モード切替部
２２０ 割当て数決定部
２２１ 暫定台数決定部
２２３ 割当て数調整部
２３０ 系統状態計算部
２４０ ユニット分類部
ＣＬ 制御信号線
Ｐ 有効電力
Ｐ１ｒｅｆ 第１有効電力指令値
Ｐ２ｒｅｆ 第２有効電力指令値
Ｐｌｉｍ 最大有効電力
Ｐｒｅｆ 有効電力指令値
Ｑ 無効電力
Ｑ１ｒｅｆ 第１無効電力指令値
Ｑ２ｒｅｆ 第２無効電力指令値
Ｑｌｉｍ 最大無効電力
Ｑｒｅｆ 無効電力指令値

Claims (14)

1. 分散電源からの電力を電力系統に整合させるための電力変換器の制御装置であって、
   前記分散電源から前記電力系統に供給される有効電力を調節するように前記電力変換器を制御するための有効電力制御部と、
   前記分散電源から前記電力系統に供給される無効電力を調節するように前記電力変換器を制御するための無効電力制御部と、を備え、
   前記制御装置による前記電力変換器の制御モードは、
   第１有効電力指令値を前記有効電力制御部に与えるとともに、前記電力変換器が前記第１有効電力指令値に相当する前記有効電力を出力したときに前記電力変換器が出力可能な最大無効電力以下の第１無効電力指令値を前記無効電力制御部に与える第１制御モードと、
   第２無効電力指令値を前記無効電力制御部に与えるとともに、前記電力変換器が前記第２無効電力指令値に相当する前記無効電力を出力したときに前記電力変換器が出力可能な最大有効電力以下の第２有効電力指令値を前記有効電力制御部に与える第２制御モードと、
   を含み、
   前記電力系統の系統電圧又は系統周波数の少なくとも一方に基づいて、前記第１制御モードと前記第２制御モードとの間で制御モードを切り替えるように構成された制御モード切替部
   を備える分散電源用電力変換器の制御装置。
2. 前記制御モード切替部は、前記電力系統の系統電圧が第１規定範囲内であるか、または、前記電力系統の系統周波数が第２規定範囲内であるか否かに応じて、前記制御モードを切り替えるように構成された、
   ことを特徴とする請求項１記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
3. 前記制御モード切替部は、
   前記系統電圧が前記第１規定範囲を逸脱したとき、前記制御装置を前記第１制御モードにて作動させ、
   前記系統周波数が前記第２規定範囲を逸脱したとき、前記制御装置を前記第２制御モードにて作動させる
   ように構成されたことを特徴とする請求項２に記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
4. 前記制御モード切替部は、前記系統電圧が第１規定範囲を逸脱しており、且つ、前記系統周波数が前記第２規定範囲を逸脱しているとき、前記系統電圧の前記第１規定範囲からの逸脱比および前記系統周波数の前記第２規定範囲からの逸脱比の大小関係に基づいて、前記第１制御モードと前記第２制御モードの何れか一方を選択するように構成されたことを特徴とする請求項２又は３に記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
5. 前記制御モード切替部は、前記系統電圧が第１規定範囲を逸脱しており、且つ、前記系統周波数が前記第２規定範囲を逸脱しているとき、前記系統電圧の前記第１規定範囲からの逸脱比および前記系統周波数の前記第２規定範囲からの逸脱比に基づいて決定される比率に応じて前記電力変換器の容量を有効電力用の第１容量と無効電力用の第２容量とに按分し、前記有効電力を前記第１容量の範囲内に制限し、前記無効電力を前記第２容量の範囲内に制限するように構成された請求項２乃至請求項４の何れか一項に記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
6. 前記第１制御モードにおける前記最大無効電力、及び、前記第２制御モードにおける前記最大有効電力を算出するためのリミット処理部をさらに備え、
   前記リミット処理部は、
   前記第１制御モードにおける前記制御装置の作動時、前記電力変換器が前記第１有効電力指令値に相当する前記有効電力を出力したときに前記電力変換器における皮相電力が該電力変換器の容量と一致する値に前記最大無効電力を設定し、
   前記第２制御モードにおける前記制御装置の作動時、前記電力変換器が前記第２無効電力指令値に相当する前記無効電力を出力したときに前記電力変換器における前記皮相電力が前記容量と一致する値に前記最大有効電力を設定する
   ように構成されたことを特徴とする請求項１乃至請求項５のいずれか一項に記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
7. 前記分散電源は、各々が風力発電機を備えた一つ以上の風力発電ユニットを含み、
   各々の前記風力発電ユニットから風速を示す風速情報を受け取り、少なくとも前記風速情報に基づいて前記風速に応じた最適運転点にて前記風力発電機を制御するための第１制御信号を出力するＭＰＰＴ制御部と、
   前記電力系統の系統周波数を一定に維持するための第２制御信号を出力するガバナ制御部と、
   前記第１制御信号と前記第２制御信号を加算して得られる制御信号に基づいて前記第１有効電力指令値を決定し、前記リミット処理部に出力する加算器と、
   をさらに備えることを特徴とする、請求項６記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
8. 前記分散電源は、各々が風力発電機を備えた一つ以上の風力発電ユニットを含み、
   前記風力発電機の発電端電圧を一定に維持するための前記第２無効電力指令値を決定し、前記リミット処理部に出力するＡＶＲ制御部、
   をさらに備えることを特徴とする、請求項６または請求項７に記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
9. 前記分散電源は、各々が風力発電機を備えた風力発電ユニットを複数含み、
   複数の前記風力発電ユニットを、少なくとも、１以上の第１ユニットと、前記第１ユニット以外で前記第１ユニットよりも風速が低い１以上の第２ユニットと、に分類するためのユニット分類部をさらに備え、
   前記制御モード切替部は、
   前記第１ユニットについて、前記電力系統の系統電圧が第１規定範囲内であるとき主制御モードとしての前記第１制御モードにて前記電力変換器の制御を行う一方で、前記系統電圧が前記第１規定範囲を逸脱したときに副制御モードとしての前記第２制御モードにて前記電力変換器の制御を行うとともに、
   前記第２ユニットについて、前記電力系統の系統周波数が第２規定範囲内であるとき主制御モードとしての前記第２制御モードにて前記電力変換器の制御を行う一方で、前記系統周波数が前記第２規定範囲を逸脱したときに副制御モードとしての前記第１制御モードにて前記電力変換器の制御を行う
   ように構成されることを特徴とする請求項１乃至請求項８の何れか一項に記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
10. 前記第１規定範囲からの前記系統電圧の逸脱比と、前記第１規定範囲からの前記系統電圧の逸脱比との大小関係に基づいて、前記第１ユニットのユニット割当て数と、前記第２ユニットのユニット割当て数とを調節するための割当て数決定部をさらに備えることを特徴とする請求項９に記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
11. 前記割当て数決定部は、
    前記系統周波数の前記第１規定範囲からの逸脱比に応じて前記第１ユニットの暫定台数を決定し、前記系統電圧の前記第２規定範囲からの逸脱比に応じて前記第２ユニットの暫定台数を決定し、
    前記第１ユニットの暫定台数と前記第２ユニットの暫定台数の合計が前記複数の風力発電ユニットの総数以下である場合には、前記第２ユニットの暫定台数を前記第２ユニットの前記ユニット割当て数に設定し、前記複数の風力発電ユニットの前記総数から前記第２ユニットの前記暫定台数を差し引いた台数を前記第１ユニットの前記ユニット割当て数に設定する
    ように構成されたことを特徴とする、請求項１０に記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
12. 前記割当て数決定部は、
    前記系統周波数の前記第１規定範囲からの逸脱比に応じて前記第１ユニットの暫定台数を決定し、前記系統電圧の前記第２規定範囲からの逸脱比に応じて前記第２ユニットの暫定台数を決定し、
    前記系統電圧の前記第２規定範囲からの逸脱比が前記系統周波数の前記第１規定範囲からの逸脱比より大きい場合、前記第２ユニットの暫定台数を前記第２ユニットのユニット割当て数に設定し、前記複数の風力発電ユニットの前記総数から前記第２ユニットの前記暫定台数を差し引いた台数を前記第１ユニットの前記ユニット割当て数に設定し、
    前記系統電圧の前記第２規定範囲からの逸脱比が前記系統周波数の前記第１規定範囲からの逸脱比以下であるなら、前記第１ユニットの暫定台数を前記第１ユニットのユニット割当て数に設定し、前記複数の風力発電ユニットの前記総数から前記第１ユニットの前記暫定台数を差し引いた台数を前記第２ユニットの前記ユニット割当て数に設定する、
    ことを特徴とする、請求項１０記載の分散電源用電力変換器の制御装置。
13. 分散電源と、
    前記分散電源からの電力を電力系統に整合させるための電力変換器と、
    前記電力変換器を制御するための請求項１乃至１２の何れか一項に記載の制御装置と、
    を備える分散電源システム。
14. 分散電源からの電力を電力系統に整合させるための電力変換器の制御方法であって、
    前記分散電源から前記電力系統に供給される有効電力を調節するように前記電力変換器を制御するステップと、
    前記分散電源から前記電力系統に供給される無効電力を調節するように前記電力変換器を制御するステップと、
    を備え、
    前記電力変換器の制御モードは、
    前記電力変換器の制御装置の有効電力制御部に第１有効電力指令値を与えるとともに、前記電力変換器が前記第１有効電力指令値に相当する前記有効電力を出力したときに前記電力変換器が出力可能な最大無効電力以下の第１無効電力指令値を前記制御装置の無効電力制御部に与える第１制御モードと、
    第２無効電力指令値を前記無効電力制御部に与えるとともに、前記電力変換器が前記第２無効電力指令値に相当する前記無効電力を出力したときに前記電力変換器が出力可能な最大有効電力以下の第２有効電力指令値を前記有効電力制御部に与える第２制御モードと、
    を含み、
    前記電力系統の系統電圧又は系統周波数の少なくとも一方に基づいて、前記第１制御モードと前記第２制御モードとの間で前記電力変換器の前記制御モードを切り替えるステップを備える
    ことを特徴とする分散電源用電力変換器の制御方法。
    

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