JP4941951B2 - 太陽光発電システム - Google Patents

Description

【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、太陽光発電システムに関し、詳しくは、インバータ部の出力を制御することができる太陽光発電システムに関するものである。
【０００２】
【従来の技術】
従来の太陽光発電システムとしては、例えば、図９に示すように、電源である太陽電池１とインバータ部３とを直列に接続した分散電源６を、交流電力線４を介して複数個並列に接続するように備えてなるものを挙げることができる。なお、この太陽光発電システムを構成する複数個の分散電源６は、商用電源５と接続されている。
【０００３】
ここで、図９に示すように、複数の分散電源６を区別するために、左から順に分散電源６ａ、分散電源６ｂ、分散電源６ｃとする。なお、分散電源６ａを構成するものにはａを、分散電源６ｂを構成するものにはｂを、分散電源６ｃを構成するものにはｃを、以下同様に小文字を付すこととする。
【０００４】
なお、太陽電池１からの直流電力は、直流電力線２を介してインバータ部３に供給され、インバータ部３は、太陽電池１からの直流電力を交流電力に変換する直交変換部７と、商用電源５の周波数変動や電圧変動或は停電等を検出してインバータ部３と商用電源５とを解列する系統連系保護部８と、出力する交流電流中に含まれる直流成分を検出し、その直流成分の絶対値が予め定めた所定の検出レベル以上であれば商用電源５を保護するためにインバータ部３と商用電源５を解列する直流流出保護部９を有してなる。
【０００５】
また、直交変換部７は、太陽電池１から直流電力を供給されるとともに、商用電源５に対して交流電流出力の逆潮流を行うが、この際、所望の交流電流出力に加え、直流成分も商用電源５に対して逆潮流する。解列器１０は、系統連系保護部８と、直流流出保護部９からの命令を受けて、インバータ部３と商用電源５とを解列させる。
【０００６】
以下に、直交変換部７からの直流成分の逆潮流の発生原理を図１０を用いて説明する。通常、直交変換部７は、ＩＣを用い、出力電流を検出する機能を有してなる電流検出回路部７１と、後述のように指令電流から出力電流を出力する電流制御部７２とを備えてなり、商用電源５に所望の交流電流を出力する。
【０００７】
電流検出回路部７１中に使用するＩＣのオフセット及び温度ドリフト等の影響により、指令電流に対する出力電流には直流成分が発生する。
【０００８】
従って、電流制御部７２にて、電流検出回路部７１からの検出電流と、指令電流とを逐次比較するようなフィードバック制御を行う場合には、商用電源５への交流電流出力に直流成分が発生することになる。
【０００９】
ここで、柱上トランス（図示せず）等に影響を与えないように、商用電源５への直流電流の逆潮流の絶対値は、所定の検出レベル以上にならないようしている。
【００１０】
このため、直流流出保護部９は、低オフセット及び低温度ドリフトであるような高精度のＩＣを用い直流流出保護のため直流成分を検出する直流用電流検出回路部（図示せず）を備えてなり、直流用電流検出回路部にて商用電源５へ逆潮流する直流電流の絶対値が所定の検出レベル以上であることを検出した場合には、所定の検出レベル以上の直流電流が商用電源５に逆潮流しないように、解列器１０によりインバータ部３と商用電源５とを解列させるようにしている。
【００１１】
【発明が解決しようとする課題】
ところが、上述のような太陽光発電システムにおいては、直流流出保護部が各インバータ部に設置されており、各直流流出保護部に対して低オフセット及び低温度ドリフトであるような高精度のＩＣを用いた直流用電流検出回路部を使用する必要があるので、システムとしてコスト増になるという問題点があった。
【００１２】
本発明は上記問題点を改善するためになされたものであり、低コストで、効率的に運用することができる太陽光発電システムを提供することを目的とするものである。
【００１３】
【課題を解決するための手段】
請求項１に記載の太陽光発電システムは、太陽電池１と該太陽電池１からの直流出力を交流出力に変換するインバータ部３とを含み前記太陽電池１と前記インバータ部３を接続してなる分散電源６を、複数個並列に接続するように備えてなる太陽光発電システムにおいて、各分散電源６と商用電源５との接続点であり、前記各分散電源６からの出力の総和が流れる連系点１１に、該連系点１１での直流流出量を検出するとともに、前記連系点１１での直流流出量の絶対値が所定の検出レベル以上になれば前記分散電源６と前記商用電源５とを解列する機能を有してなる保護装置１３を設け、前記商用電源５を前記所定の検出レベル以上の直流出力の逆潮流から保護するようにしたことを特徴とするものである。又、前記保護装置１３には、前記連系点１１での直流流出量が略ゼロ又はゼロになるように複数の分散電源６に含まれる各インバータ部３に対して所定の制御操作量を送信する機能を有してなる第１通信装置１４を設けるとともに、前記各インバータ部３には、前記第１通信装置１４からの前記制御操作量を受信する機能を有してなる第２通信装置１５を設け、前記制御操作量を用いて、前記連系点１１での直流流出量が略ゼロ又はゼロになるようにフィードバック電流制御を行うようにしたことを特徴とするものである。
【００１５】
また、請求項２に記載の太陽光発電システムは、請求項１に記載の発明において、前記保護装置１３は、前記連系点１１での直流流出量の絶対値に応じて、前記保護装置１３から前記各インバータ部３へ送信する前記制御操作量を可変とする機能を有してなることを特徴とするものである。
【００１６】
また、請求項３に記載の太陽光発電システムは、請求項１又は請求項２に記載の発明において、前記第１通信装置１４及び前記第２通信装置１５は、ともに双方向通信が可能であり、前記第１通信装置１４は、複数の前記インバータ部３に設けた前記第２通信装置１５に対して現在の運転状態を確認するための運転状態要求命令を送信する機能を有してなり、前記第２通信装置１５は、前記運転状態要求命令を受信して前記各インバータ部３の現在の運転状態を前記第１通信装置１４に送信する機能を有してなり、前記保護装置１３にて、前記各インバータ部３の現在の運転状態から、現在発電中であるインバータ部３のみに前記制御操作量を与えるようにしたことを特徴とするものである。
【００１７】
ここで、上記の所定の検出レベルとは、予め定められた値であり、商用電源５への直流電流の逆潮流で柱上トランス等に影響を与えないようなレベルである。
【００１８】
また、運転状態とは、各インバータ部３の発電中や待機中等といった状態である。
【００１９】
【発明の実施の形態】
本発明の第１実施形態を図１及び図２に基づいて説明する。図１は、本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図であり、図２は、連系点１１での直流流出量を示す説明図である。なお、本発明の前提部分である基本的構成は、従来の技術の欄において前述しているため、同一箇所には同一符号を付して、共通部分の説明は省略する。
【００２０】
図１に示すように、第１実施形態における太陽光発電システムは、図９に示した従来の太陽光発電システムにおいて、インバータ部３には 直流流出保護部９を設けない構成である。
【００２１】
並列接続される個々の分散電源６からの出力である出力電流の総和が流れる点、つまり、個々の分散電源６と商用電源５との接続点である連系点１１に、商用電源５への直流出力を検出する、つまり、並列に接続される各分散電源６の直流流出量の総和を監視する機能を有してなる直流流出保護部９と、連系点１１での直流流出量の絶対値が予め定めた所定の検出レベル以上になれば分散電源６と商用電源５とを解列する機能を有してなる第２解列器１２とを備えてなる保護装置１３を設けるようにした構成である。
【００２２】
なお、各分散電源６間を接続する交流電力線４の線長は、商用電源５と各分散電源６との線長に比べて通常短いため、並列接続される個々の分散電源６からの出力である出力電流の総和が流れる点が、商用電源５と太陽光発電システムの連系点１１となるので、直流流出保護部９による商用電源５の保護は連系点１１で行うことができる。
【００２３】
ここで、各分散電源６を区別するために従来の技術と同様に、図１に示すように、左から順に分散電源６ａ、分散電源６ｂ、分散電源６ｃとする。また、分散電源６ａを構成するものにはａを、分散電源６ｂを構成するものにはｂを、分散電源６ｃを構成するものにはｃを付すこととする。つまり、例えば、分散電源６ａは、太陽電池１ａと、直交変換部７ａと、系統連系保護部８ａ、解列器１０ａとを有して構成されている。
【００２４】
以下に、連系点１１での直流流出量の算出方法と、直流流出保護部９の動作説明を図２を用いて説明する。
【００２５】
直流流出保護部９は、各分散電源６ａ〜６ｃからの各直流流出量の正負及び各絶対値を認識することはできないが、分散電源６ａ〜６ｃからの直流流出量を各々Ｓ６ａ〜Ｓ６ｃとしたとき、連系点１１での直流流出量を、分散電源６ａ〜６ｃからの各直流流出量Ｓ６ａ〜Ｓ６ｃの総和として求める機能を有してなる。
【００２６】
また、直流流出保護部９は、各分散電源６ａ〜６ｃからの直流流出量Ｓ６ａ〜Ｓ６ｃの各絶対値が所定の検出レベル以上であるか否かで第２解列器１２を操作するのではなく、連系点１１での直流流出量の絶対値、つまり直流流出量Ｓ６ａ〜Ｓ６ｃの総和の絶対値が予め定めた所定の検出レベル以上になれば、分散電源６と商用電源５とを第２解列器１２を操作して解列して、商用電源５に所定の検出レベル以上の直流電流が逆潮流しないようにする機能を有してなる。
【００２７】
第１実施形態においては、所定の検出レベルは、図２に示すように、絶対値がＰ（Ａ）（Ｐ＞０）であり、このＰ（Ａ）、は商用電源５への直流電流の逆潮流で柱上トランス（図示せず）等に影響を与えないようなレベルである。
【００２８】
なお、直流流出保護部９は前述したように、各分散電源６ａ〜６ｃからの各直流流出量の正負及び各絶対値をの各々を認識することはできないが、例えば、図２に示すように、分散電源６ａからの直流流出量Ｓ６ａの絶対値が予め定めた所定の検出レベル以上である場合であり、他の分散電源６ｂ、６ｃ各々からの直流流出量Ｓ６ｂ、Ｓ６ｃの絶対値が所定の検出レベル以下であり場合でも、連系点１１での直流流出量の絶対値が所定の検出レベル以上でなければ、直流流出保護部９は分散電源６と商用電源５とを解列させることはない。
【００２９】
かかる太陽光発電システムにおいては、直流流出保護部９を各インバータ部３に設けず、連系点１１に設けた保護装置１３に直流流出保護部９を１つ設けるようにするので、低コストなシステムを実現することができる。また、各分散電源６毎の直流流出量を検出するのではなく、１つの直流流出保護部９にて、連系点１１での直流流出量を検出することで、システムを効率的に運用することができる。
【００３０】
なお、以下の第２実施形態乃至第５実施形態において、第１実施形態と同様に、各分散電源６を区別するために、左から順に分散電源６ａ、分散電源６ｂ、分散電源６ｃとし、分散電源６ａを構成するものにはａを、分散電源６ｂを構成するものにはｂを、分散電源６ｃを構成するものにはｃを付すこととする。
【００３１】
次に、第１実施形態においてインバータ部３に系統連系保護部８及び解列器１０を設けない構成の実施形態を、本発明の第２実施形態として図３に基づいて説明する。なお、第１実施形態との同一箇所には同一符号を付して、共通部分の説明は省略する。図３は、本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。
【００３２】
第２実施形態における太陽光発電システムは、図３に示すように、第１実施形態におけるインバータ部３から系統連系保護部８及び解列器１０を取り除き、替えて、保護装置１３に系統連系保護部８及び第２解列器１２を設けたような構成である。
【００３３】
なお、第２解列器１２は、系統連系保護部８と、直流流出保護部９からの操作を受けて動作する。
【００３４】
かかる太陽光発電システムにおいては、系統連系保護部８と直流流出保護部９と解列器１０を各インバータ部３に設けないので、低コストなシステムを実現することができる。
【００３５】
次に、第１実施形態において保護装置１３及びインバータ部３にそれぞれ第１通信装置１４、第２通信装置１５を設けた実施形態を、本発明の第３実施形態として図４乃至図６に基づいて説明する。なお、第１実施形態との同一箇所には同一符号を付して、共通部分の説明は省略する。図４は、本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図であり、図６は、連系点１１での直流流出量の推移を示す説明図である。
【００３６】
第３実施形態においては、図４に示すように、第１実施形態において、保護装置１３には、連系点１１での直流流出量がゼロに向うように複数の分散電源６を構成する各インバータ部３の直交変換部７に対して所定の制御操作量を送信する機能を有してなる第１通信装置１４を設ける。
【００３７】
また、各インバータ部３には、第１通信装置１４からの制御操作量を受信する機能を有してなる第２通信装置１５を設ける。なお、第１通信装置１４及び第２通信装置１５は、通信線１６により直交変換部７と接続されるものである。
【００３８】
ここで、第３実施形態においては、所定の制御操作量とは、後述するシフト量Ｉｓｈｉｆｔである。
【００３９】
以下に、連系点１１での直流流出量の制御方法を図５及び図６に基づいて説明する。まず、直流流出保護部９は、連系点１１での直流流出量を直流用電流検出回路部（図示せず）で検出し、連系点１１での直流流出量の正負に従い、各インバータ部３に送信する制御操作量であるシフト量Ｉｓｈｉｆｔを［数１］から求める。
【００４０】
【数１】

【００４１】
ここで、Ｉｓｈｉｆｔは、各インバータ部３に送信する新しいシフト量であり、Ｉｓｈｉｆｔ’は、インバータ部３に送信している現在のシフト量であり、△Ｉｓｈｉｆｔは、インバータ部３のシフト量の変化量である。
【００４２】
次に、直流流出保護部９は、求めたシフト量Ｉｓｈｉｆｔを、第１通信装置１４を用いて各第２通信装置１５に送信することで、第１通信装置１４から各直交変換部７にシフト量Ｉｓｈｉｆｔを通知する。
【００４３】
そして、各インバータ部３の直交変換部７は、直流流出保護部９からのシフト量Ｉｓｈｉｆｔを得て、連系点１１での直流流出量がゼロに向うようにする後述のフィードバック制御演算を行う。
【００４４】
そして、各直交変換部７では、交流電流指令値と、通知されたシフト量Ｉｓｈｉｆｔとの和を指令電流として電流制御を行う。
【００４５】
直流流出保護部９から各インバータ部３に通知されたシフト量Ｉｓｈｉｆｔの総和が、各直交変換部７の電流検出回路部７１等で発生するオフセットの総和と同量であった場合、オフセットの総和分をキャンセルし、出力電流の直流成分をゼロとすることができる。
【００４６】
例えば、図６に示すように、連系点１１での直流流出量が負の値であるとき、直流流出保護部９は［数１］に従い、正のシフト変化量△ＩｓｈｉｆｔをＩｓｈｉｆｔ’に加えたシフト量Ｉｓｈｉｆｔを指令値として各直交変換部７に与える。
【００４７】
この結果、連系点１１での直流流出量は、１回のフィードバック制御でフィードバック制御前と比較して、正の値の方向に推移することとなる。
【００４８】
以上の様なフィードバック制御を繰り返し行うことにより、連系点１１での直流流出量はゼロに近づき、定常状態ではゼロ付近で振動する（略ゼロとなる）。
【００４９】
かかる太陽光発電システムにおいては、保護装置１３には、連系点１１での直流流出量がゼロに向うように複数の分散電源６に含まれる各インバータ部３に対して所定の制御操作量を送信する機能を有してなる第１通信装置１４を設けるとともに、各インバータ部３には、第１通信装置１４からの制御操作量を受信する機能を有してなる第２通信装置１５を設け、制御操作量を用いて、連系点１１での直流流出量がゼロに向うようなフィードバック電流制御を行うようにしたので、システムを効率的に運用することができる。
【００５０】
なお、第３実施形態においては、図６に示すように、連系点１１での直流流出量は略ゼロとなるような実施形態を例示しているが、勿論、連系点１１での直流流出量が完全にゼロとなるようなフィードバック制御を行った実施形態であってもよい。
【００５１】
次に、第３実施形態において直流流出保護部９に後述するような機能を付加した実施形態を、本発明の第４実施形態として図７に基づいて説明する。なお、第３実施形態との同一箇所には同一符号を付して、共通部分の説明は省略する。図７は、本発明の第４実施形態に係る連系点１１での直流流出量の推移を示す説明図である。
【００５２】
第４実施形態においては、直流流出保護部９は、インバータ部３への制御操作量、つまり、制御対象とするインバータ部３の数や、第３実施形態で示したシフト変化量△Ｉｓｈｉｆｔや、インバータ部３の数とシフト変化量△Ｉｓｈｉｆｔの両方を可変とすることができる機能を有してなる。
【００５３】
例えば、連系点１１での直流流出量が少なく、略ゼロである状態においては、直流流出保護部９は、制御対象とするインバータ部３を１台のみとし、その他のインバータ部３に送信するシフト量Ｉｓｈｉｆｔを固定とすることで、連系点１１での直流流出量の変化量を微小値とすることができる。
【００５４】
また、例えば、連系点１１での直流流出量が多い場合や急激な変化が発生した場合には、直流流出保護部９は、第１通信装置１４を介して複数台のインバータ部３に対して同時にシフト変化量△Ｉｓｈｉｆｔを変化させることにより、瞬時に連系点１１での直流流出量をゼロ付近に制御することができる。
【００５５】
例えば、図７には、連系点１１での直流流出量の絶対値が大きく、複数台のインバータ部３に対して同時にシフト変化量△Ｉｓｈｉｆｔを変化させたときの、連系点１１での直流流出量の推移を示している。
【００５６】
初期状態では、直流流出保護部９が検出する連系点１１での直流流出量の絶対値が大きいため、第１通信装置１４を介して各直交変換部７に送信するシフト量Ｉｓｈｉｆｔ中のシフト変化量△Ｉｓｈｉｆｔの変化も大きくすることで、連系点１１での直流流出量の変化幅も大きくしている。
【００５７】
連系点１１での直流流出量がゼロ付近になってくると、各直交変換部７に送信するシフト量Ｉｓｈｉｆｔ中のシフト変化量△Ｉｓｈｉｆｔの変化幅も小さくし、連系点１１での直流流出量の変化幅も小さくしている。
【００５８】
かかる太陽光発電システムにおいては、直流流出保護部９が検出する連系点１１での直流流出量の絶対値の大小により、直流流出保護部９からインバータ部３への制御操作量を可変とすることで制御性能を向上させることができる。
【００５９】
次に、第３実施形態において第１通信装置１４及び第２通信装置１５を双方向通信が可能であり、現在発電中のインバータ部３を特定するようにした実施形態を、本発明の第５実施形態として図８に基づいて説明する。なお、第３実施形態との同一箇所には同一符号を付して、共通部分の説明は省略する。図８は、本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。
【００６０】
第５実施形態においては、第１通信装置１４及び第２通信装置１５は、ともに双方向通信が可能である。
【００６１】
第１通信装置１４は、各インバータ部３に設けた第２通信装置１５に対して現在の運転状態（発電中・待機中等）を確認するための運転状態要求命令を送信する機能を有してなる。また、第２通信装置１５は、運転状態要求命令を受信して各インバータ部３の現在の運転状態を第１通信装置１４に送信する機能を有してなる。
【００６２】
保護装置１３の直流流出保護部９は、各インバータ部３から現在の運転状態要求命令の内容から、現在何台のインバータ部３が発電中であるのかを把握し、現在発電中であるインバータ部３のみに制御操作量である［数２］で求めるような新しいシフト量を与える機能を有してなる。なお、第５実施形態においては、現在発電中のインバータ部３は、例えば、インバータ部３ａ〜３ｃの３台であり、制御操作量は、シフト量Ｉｓｈｉｆｔ１〜Ｉｓｈｉｆｔ３である。
【００６３】
【数２】

【００６４】
直流流出保護部９は、［数２］のように、現在発電中のインバータ部３ａ〜３ｃに送信するシフト量Ｉｓｈｉｆｔ１〜Ｉｓｈｉｆｔ３中のシフト変化量△Ｉｓｈｉｆｔ１〜△Ｉｓｈｉｆｔ３の総和Ｉｓｅｎｓｅが、検出した連系点１１での直流流出量の絶対値と一致するように各インバータ部３ａ〜３ｃのシフト変化量△Ｉｓｈｉｆｔ１〜△Ｉｓｈｉｆｔ３を任意に選んで制御演算を行い、インバータ部３ａ〜３ｃに、各新しいシフト量Ｉｓｈｉｆｔ１〜Ｉｓｈｉｆｔ３を送信する。
【００６５】
なお、各インバータ部３ａ〜３ｃのシフト変化量△Ｉｓｈｉｆｔ１〜△Ｉｓｈｉｆｔ３、の選定は、例えば、現在発電中のインバータ部３の数でＩｓｅｎｓｅを等分したり、発電量に応じてＩｓｅｎｓｅを分配する等といった任意の方法を挙げることができる。
【００６６】
このため、上記のような１度の制御演算を行うことで、連系点１１での直流流出量をゼロとすることができる。
【００６７】
かかる太陽光発電システムにおいては、連系点１１での現在の直流流出量をゼロとするために必要な制御操作量を、現在発電中の各インバータ部３ａ〜３ｃにのみ与えることで、１回の制御演算で連系点１１での現在の直流流出量をゼロとすることができ、システムを効率的に運用することができる。
【００６８】
【発明の効果】
上記のように請求項１に記載の太陽光発電システムにあっては、 直流流出保護部を各インバータ部に設けず、連系点に設けた保護装置に直流流出保護部を１つ設けるようにするので、低コストな太陽光発電システムを提供することができた。また、各分散電源毎の直流流出量を検出するのではなく、１つの直流流出保護部にて、連系点での直流流出量を検出することで、システムを効率的に運用することができる太陽光発電システムを提供することができた。又、保護装置には、連系点での直流流出量がゼロに向うように複数の分散電源に含まれる各インバータ部に対して所定の制御操作量を送信する機能を有してなる第１通信装置を設けるとともに、各インバータ部には、第１通信装置からの制御操作量を受信する機能を有してなる第２通信装置を設け、制御操作量を用いて、連系点での直流流出量がゼロに向うようにフィードバック電流制御を行うようにしたので、システムを効率的に運用することができるという効果を奏する。
【００７０】
また、請求項２に記載の太陽光発電システムにあっては、請求項１に記載の発明において、直流流出保護部が検出する連系点での直流流出量の絶対値に応じて、直流流出保護部からインバータ部への制御操作量を可変とすることで制御性能を向上させることができるという効果を奏する。
【００７１】
また、請求項３に記載の太陽光発電システムにあっては、請求項１又は請求項２に記載の発明において、連系点での現在の直流流出量をゼロとするために必要な制御操作量を、現在発電中の各インバータ部にのみ与えるという制御演算を行うことで、１回の制御演算で連系点での現在の直流流出量をゼロとすることができるため、システムを効率的に運用することができるという効果を奏する。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の第１実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。
【図２】本発明の第１実施形態に係る連系点での直流流出量を示す説明図である。
【図３】本発明の第２実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。
【図４】本発明の第３実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。
【図５】本発明の第３実施形態に係る制御操作量の流れを示す説明図である。
【図６】本発明の第３実施形態に係る連系点での直流流出量の推移を示す説明図である。
【図７】本発明の第４実施形態に係る連系点での直流流出量の推移を示す説明図である。
【図８】本発明の第５実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。
【図９】従来例に係る太陽光発電システムの構成を示すブロック図である。
【図１０】従来例に係る直流成分の逆潮流の発生原理を示す説明図である。
【符号の説明】
１ 太陽電池
２ 直流電力線
３ インバータ
４ 交流電力線
５ 商用電源
６ 分散電源
７ 直交変換部
８ 系統連系保護部
９ 直流流出保護部
１０、１２ 解列器
１１ 連系点
１３ 保護装置
１４、１５ 通信装置
１６ 通信線

Claims (3)

1. 太陽電池と該太陽電池からの直流出力を交流出力に変換するインバータ部とを含み前記太陽電池と前記インバータ部を接続してなる分散電源を、複数個並列に接続するように備えてなる太陽光発電システムにおいて、
   各分散電源と商用電源との接続点であり、前記各分散電源からの出力の総和が流れる連系点に、該連系点での直流流出量を検出するとともに、前記連系点での直流流出量の絶対値が所定の検出レベル以上になれば前記分散電源と前記商用電源とを解列する機能を有してなる保護装置を設け、
   前記保護装置には、前記連系点での直流流出量が略ゼロ又はゼロになるように複数の分散電源に含まれる各インバータ部に対して所定の制御操作量を送信する機能を有してなる第１通信装置を設けるとともに、前記各インバータ部には、前記第１通信装置からの前記制御操作量を受信する機能を有してなる第２通信装置を設け、前記制御操作量を用いて、前記連系点での直流流出量が略ゼロ又はゼロになるようにフィードバック電流制御を行うことを特徴とする太陽光発電システム。
2. 前記保護装置は、前記連系点での直流流出量の絶対値に応じて、前記保護装置から前記各インバータ部へ送信する前記制御操作量を可変とする機能を有してなる請求項１に記載の太陽光発電システム。
3. 前記第１通信装置及び前記第２通信装置は、ともに双方向通信が可能であり、前記第１通信装置は、複数の前記インバータ部に設けた前記第２通信装置に対して現在の運転状態を確認するための運転状態要求命令を送信する機能を有してなり、
   前記第２通信装置は、前記運転状態要求命令を受信して前記各インバータ部の現在の運転状態を前記第１通信装置に送信する機能を有してなり、前記保護装置にて、前記各インバータ部の現在の運転状態から、現在発電中であるインバータ部のみに前記制御操作量を与えるようにした請求項１又は２に記載の太陽光発電システム。

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