JP2012095483A - 発電装置 - Google Patents

Abstract

【課題】余剰電力の有効活用が図れる発電装置を提供する。
【解決手段】本発明の実施形態に係る発電装置は、発電部と電力変換部と制御部を有する。制御部は、系統電圧を測定し記憶する電圧監視部と、発電電力の予測値を算出する発電電力予測部と、消費電力の予測値を算出する消費電力予測部と、損失電力の予測値を算出する損失電力予測部と、消費電力の時間的な分布を制御する電力制御部を有する。電力制御部は、発電電力及び消費電力の予測値から第１余剰電力の予測値を算出し、第１余剰電力及び損失電力の予測値から第２余剰電力の予測値を算出する。電力制御部は、消費電力の予測値を第２余剰電力の発生時間内に発生が予測される第１消費電力の予測値と発生時間外に発生が予測される第２消費電力の予測値とに識別し、第２消費電力の一部が損失電力の予測した発生時間に生じるよう、消費電力の時間的な分布を制御する。
【選択図】図３

Description

本発明は、太陽電池などの直流電力を発生する発電部を有する、発電装置に関するものである。

太陽光発電装置は、太陽電池と、パワーコンディショナと呼ばれる電力変換装置と、を具備する。太陽電池で発電された直流電力は、パワーコンディショナと呼ばれる電力変換装置でＤＣ／ＤＣ変換およびＤＣ／ＡＣ変換されて交流電力となり、交流負荷に供給されたり、商用電力系統に逆潮流されたりする。

一方、商用電力系統は、高圧配電線路６６００Ｖを配電用変圧器（柱上変圧器）で低圧配電線路１００Ｖないし２００Ｖに変換して一般家庭に交流電力を供給している。したがって、太陽電池で発電された直流電力は、交流電力に変換されて、この商用電力系統の送電ルートと逆のルートで高圧配電線路に流れる。

一般に５０ＫＶＡの配電用変圧器に１０〜１５軒の家屋が接続される。このように、１つの配電用変圧器を介して複数の家屋に交流電力が供給される。そのため、どの家屋で何時、大容量の負荷を起動・停止した場合であっても、低圧配電線路の電圧が１０１Ｖ±６Ｖ以内（２００Ｖ系では２００Ｖ±２０Ｖ）の変動幅内に納まるように、配電用変圧器の出力電圧が高めに設定されることがある。例えば、１００Ｖ系の低圧配電線路であれば、配電用変圧器の二次側電圧が１０５Ｖになるようタップが調整（切替）される。

一方、太陽光発電装置の電力変換装置は、低圧配電線路に交流電力を逆流させるために配電用変圧器の出力電圧よりも高い電圧で送電する。そのため、太陽光発電装置の電力変換装置は、他の電力変換装置よりも、低圧配電線路の電圧を上昇させやすい傾向にある。

したがって、上述したような出力電圧に関する設定がなされた配電用変圧器を介して、太陽光発電装置等で発電された交流電力を逆潮流するときは、配電用変圧器に接続された複数の家屋の総負荷電力（使用消費電力）が低いと、比較的簡単に系統電圧の上昇が起こり易い。

また、太陽光発電装置等のパワーコンディショナは「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン（１６資電部第１１４号）」において、系統電圧が所定値を超えるようであれば運転力率を０．８５に低下させて出力を絞りさらに上昇すると連系を停止するように定められている。該機能がいわゆるパワーコンディショナの電圧上昇抑制機能である。該機能のため、系統電圧が所定値以上に達した場合、本来、太陽光発電装置で発電されるべき発電電力が出力として得られなくなる。

近年では、住宅用太陽光発電装置の普及が進み、１つの配電用変圧器に複数の太陽光発電装置が接続されることも珍しくない。また、一方で家電機器の省電力化により総負荷電力は減る傾向にある。このように、系統電圧の上昇が起こり易い要素が揃いつつある。したがって、上述した電圧上昇抑制機能が作動する場合も増えてきている。その結果、例え日照条件が良く高い発電電力量が期待できても、また、多くの太陽電池モジュールを用いた太陽光発電装置を設置しても、その太陽光発電装置が本来発電できる発電電力量よりも少ない量しか活用できない傾向にある。

そこで、電圧上昇抑制機能が作動しないように逆潮流を許容しない発電装置が提案され
ている（特許文献１参照）。

特開２００５−０９４９２１号公報

しかしながら特許文献１では、逆潮流を許容せず、専用の消費負荷を用いていつでも電力消費が行えるようにしたものであり、発電電力が有効に活用されていない。そのため、余剰電力を生かして系統からの引き込み電力量（買電量）を減らすといった発電電力の有効活用が要求される。

上記に鑑みて本発明の一実施形態にかかる発電装置は、直流電力を発生する発電部と、系統電源および負荷に接続され、前記発電部が発生した直流電力を交流電力に変換するとともに、前記系統電源の系統電圧の電圧上昇抑制機能を有する電力変換部と、該電力変換部を制御する制御部と、を有している。該制御部は、前記系統電圧を測定して記憶する電圧監視部と、前記発電部が発生する前記直流電力を発電電力として該発電電力の発生時間および電力量の予測値を算出する発電電力予測部と、前記負荷により生じる消費電力の発生時間および電力量の予測値を算出する消費電力予測部と、前記系統電圧の電圧上昇抑制により生じる損失電力の発生時間および電力量の予測値を算出する損失電力予測部と、前記発電電力、前記消費電力および前記損失電力のそれぞれの予測値に基づき、前記消費電力の時間的な分布を制御する電力制御部と、を有している。該電力制御部は、前記発電電力の発生時間および電力量の予測値と、前記消費電力の発生時間および電力量の予測値とから、第１余剰電力の発生時間および電力量の予測値を算出し、該第１余剰電力の発生時間および電力量の予測値と、前記損失電力の発生時間および電力量の予測値とから、第２余剰電力の発生時間および電力量の予測値を算出し、前記消費電力の発生時間および電力量の予測値を、前記第２余剰電力の発生時間に発生が予測される第１消費電力の発生時間および電力量の予測値と、前記第２余剰電力の発生時間外に発生が予測される第２消費電力の発生時間および電力量の予測値とに識別し、該第２消費電力の一部が、前記損失電力の予測した発生時間に生じるよう、前記消費電力の時間的な分布を制御する。

上述の発電装置によれば、損失電力が発生する時間帯と損失電力量に見合った負荷消費を配するといった消費電力の最適化制御を行うことにより、本来得られるべき発電電力量が得られるようになる。その結果、逆潮流量の増加が図れるため、余剰電力の有効活用により系統からの引き込み電力量（買電量）の低減が図れる。

標準的な家庭の一日の発電電力と消費電力の予測推移を表す電力グラフである。 本発明の一実施形態に係る発電装置の構成を説明するブロック図である。 本発明の一実施形態に係る発電装置の制御を説明する制御フローチャートである。 本発明の一実施形態に係る発電装置の制御を説明する制御フローチャートである。 本発明の一実施形態に係る発電装置の発電電力予測部によって得られた一日の発電電力の変化の予測曲線と、前記予測曲線を補正する方法を説明する発電電力グラフである。 本発明の一実施形態に係る発電装置の電力制御部おける消費電力の分布の制御を説明する発電電力と負荷電力のグラフである。

以下、本発明の実施形態を、図を用いて説明する。

図１は、本発明の一実施形態に係る発電装置の発電により得られる交流電力の発電電力量と、商用負荷（家電製品等）で消費される消費電力量の予測曲線の一例を示したグラフである。ここでは、発電装置として、後述するように、太陽光発電を利用した太陽光発電装置１２、具体的には、住宅用太陽光発電装置を例示して説明する。

図１に示すように、太陽光発電装置１２が設置される一般の住宅における商用負荷の電力消費のピークは朝（８：００−１２：３０）と夕方（１５：００−１９：００）である。すなわち、消費電力量の予測曲線は、朝と夕方に２つのピークを有する曲線である。一方、太陽光発電装置１２による発電のピークは昼頃である。すなわち、発電電力量のピークは、昼頃に１つのピークを有する曲線である。

図１中のＡ〜Ｅは、該実施形態における、電力需給を時系列で表したものである。以下、Ａ〜Ｅの各領域について、説明する。

領域Ａは、買電によって賄われている消費電力量の予測値である。すなわち、図１に示すように、領域Ａは、消費電力量のみが発生しており、発電電力量がゼロである時間帯における消費電力量の予測値である。領域Ａは、例えば、太陽電池が発電していない朝頃に、洗濯機や炊飯器等で消費される電力量であって、商用電力系統から供給されている。

領域Ｂは、電力自給されている消費電力量の予測値である。すなわち、図１に示すように、領域Ｂは、消費電力量および発電電力量が発生しているとともに、消費電力量が発電電力量よりも小さい時間帯における、消費電力量の予測値である。この事例の家庭では、１０時くらいになるとパワーコンディショナから交流電力が得られるだけの発電が行えるようになるとともに負荷の電力消費量が減少する。そのため、発電電力のみで負荷電力を賄える状態となる。したがって、領域Ｂは、言い換えると、発電電力のみで負荷電力を賄える状態における、負荷で消費される電力分である。

領域Ｃは、商用負荷で使い切れない発電電力量の予測値であって、余剰電力として商用電力系統に売電される電力量である。すなわち、図１に示すように、領域Ｃは、消費電力および発電電力が発生しているとともに、消費電力量が発電電力量よりも小さい時間帯における、消費電力量の予測値と発電電力量の予測値の差である。

領域Ｄは、太陽電池の発電が停止した後に、買電によって賄われる消費電力量の予測値である。すなわち、領域Ａと同様に、図１に示すように、領域Ｄは、消費電力量のみが発生しており、発電電力量がゼロである時間帯における消費電力量の予測値である。領域D
は、夕方になり太陽電池の発電が停止するとともに負荷消費の増加によって、商用電力系統から供給される電力分である。

このように、一般に、家庭内での電力の需要と発電装置による電力の供給に時間的なズレがあるため、朝と夕方には、買電した商用電力系統の電力が商用負荷に給電される傾向にある。すなわち、例えば、太陽光発電装置の１日の総発電電力量と商用負荷の１日の総消費電力量とが同じであったとしても、商用負荷は商用電力系統から買った電力を消費して、その買電分を太陽光発電装置が発電した電力を売電して帳尻を合わせる形態となっている。

商用電力系統は、蓄電池と同様に、無限大に電力を受け入れることはできない。すなわち、「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン（１６資電部第１１４号）」によって、系統電圧が高くなった場合、太陽光発電装置は即座にもしくは段階的に逆潮流する出力を停止もしくは制限しなければならないと定められている。これにより、商用電力系統の安全を確保している。このような制御は、上述したように、一般に電圧上昇抑制と呼ばれる。

本実施形態における予測曲線では、図１に示すように、領域Ｅが、この電圧上昇抑制により生じる損失電力量の予測値である。すなわち、領域Ｅが生じている時は、太陽光発電装置の余剰電力の一部が売電されなくなり、本来太陽光発電装置が売電できる電力量よりも実際に商用電力系統に売電される電力量が減少することが予測される時間帯である。

図２は本発明の一実施形態に係る太陽光発電装置１２の構成を説明するブロック図である。また、図３は、制御部２０における制御のフローチャートである。以下、これらの図を用いて、本実施形態の消費電力の時間的な分布の制御について説明する。

太陽光発電装置１２は、発電部１０と、電力変換部２１と、制御部２０と、を有している。

発電部１０は、直流電力を発生する。本実施形態においては、発電部１０は、太陽電池アレイを有しており、太陽光を用いて、直流電力を発生する。太陽電池アレイは、例えば、直列・並列に接続された複数の太陽電池セルや太陽電池モジュールを有している。

電力変換部２１は、発電部１０で発電された直流電力を交流電力に変換する。電力変換部２１は、出力電力を逆潮流（売電）する系統電源（商用電力系統電源）３０に接続される。また、電力変換部２１は、家電製品などの交流負荷４０にも接続されている。さらに、電力変換部２１は、商用電力系統電源３０の系統電圧の電圧上昇抑制機能を有している。

このように太陽光発電装置１２は、商用電力系統電源３０と連系して交流負荷４０に電力を供給する系統連系型のものである。すなわち、太陽光発電装置１２は、交流負荷４０によって発電部１０による直流電力が変換されて得られた交流電力が優先的に消費されるよう電力供給し、不足電力分を商用電力系統電源３０から買電した電力で賄う。

なお、太陽光発電装置１２は、内部回路として、ＤＣ／ＤＣ変換部（不図示）も有している。ＤＣ／ＤＣ変換部は、スイッチング素子、コンデンサー、リアクトルおよびダイオードを備えており、入力された直流電力を電力変換部２１で交流変換しやすい電圧値に昇圧・降圧させる。例えば、ＤＣ／ＤＣ変換部は、発電部１０で発電した直流電力を昇圧して２００〜３００Ｖの直流電圧を作り電力変換部２１へ送る。

電力変換部２１は、具体的には、スイッチング部２７と、フィルター回路２８と、周波数制御部２９と、を有している。

スイッチング部２７は、発電部１０が発電した直流電力を交流電力に変換する機能を有する。例えば、スイッチング部２７は、トランジスタやＦＥＴやトライアックを用いたブリッジ回路で直流をスイッチングして交流に変換する。

フィルター回路２８は、交流波形を整える機能を有し、具体的には、スイッチングにより交流化された電力波形を商用電力系統電源の交流波形に近い曲線に鈍らせる。例えば、
フィルター回路２８は、リアクトルと呼ばれるコイルとコンデンサーが組み合わされたものであり、高周波成分除去フィルターとして機能する。

周波数制御部２９は、スイッチング部２７を制御する機能を有する。例えば、周波数制御部２９は、スイッチング部２７のスイッチング周波数やデューティをコントロールする。

制御部２０は、電圧監視部２２と、発電電力予測部２３と、消費電力予測部２４と、損失電力予測部３１と、電力制御部２５と、を有している。

電圧監視部２２は、商用電力系統電源３０の系統電圧を測定して記憶する機能を有する。具体的には、電圧監視部２２は、商用電力系統電源３０側の交流電圧を監視して周波数制御部２９に得られた交流電圧の情報をフィードバックすることで出力電圧の安定化を行う。また、電圧監視部２２は、商用電力系統電源３０の系統電圧が電圧上昇抑制の規定値に達した場合には、周波数制御部２９の動作を停止させて系統電圧の上昇を防止するよう制御される。

発電電力予測部２３は、発電部１０が発電する直流電力を発電電力として、該発電電力が時系列でどのように推移するかを予測する機能を有しており、発電電力の発生時間および電力量の予測値を算出する。そして、発電電力予測部２３は、電力制御部２５に、得られた予測値を提供する。予測値の算出方法は特に規定されない。例えば、発電部１０で実際に発電された発電電力値（以下、発電データとする。）を後述する記憶部３２に時系列で記憶しておき、後日の予測値を算出する際に記憶しておいた発電データを予測値として適用することができる。このとき、発電データはその日の天候や季節によって変化するので、予測日と同様の天候、季節および時間帯における発電データを予測値として適用することができる。

なお、発電部１０により実際に発電された発電電力値（発電データ）は、次のように算出することができる。例えば、図２に示すように、発電部１０からの送電線には電流センサ３５が配置される。該電流センサ３５および電圧監視部２２が測定した電流値および電圧値から実際の発電電力の発生時間および電力量が算出できる。具体的には、発電データは、電流センサ３５が測定した電流値と電圧監視部２２が測定した電圧値の積として得られる。

消費電力予測部２４は、交流負荷４０により生じた消費電力の発生を時系列に予測を行う機能を有しており、消費電力の発生時間および電力量の予測値を算出する。そして、消費電力予測部２４は、得られた予測値を、電力制御部２５に提供する。

なお、消費電力予測部２４も、発電電力予測部２３と同様にして、過去の実際の消費電力値（以下、消費データとする。）を予測値として適用してもよい。消費データは、発電データと同様、後述する記憶部３２に時系列で記憶されてもよい。

損失電力予測部３１は、電圧監視部２２で測定した系統電圧に基づき、該系統電圧の電圧上昇抑制により生じる損失電力の発生時間および電力量の予測値を算出する。そして、損失電力予測部３１は、得られた予測値を、電力制御部２５に提供する。

具体的には、損失電力予測部３１は、電圧監視部２２が記憶している系統電圧の情報を取得する。そして、系統電圧の変化と、電圧上昇抑制の制御が発生するかを時系列で取得する。さらに、損失電力予測部３１は、消費電力予測部２４からも該消費電力予測部２４が予測した負荷４０の消費電力の推移（時間および電力量）を時系列で取得する。ここへ
前述した発電電力予測部２３から、該発電電力予測部２３が予測した当日の発電電力の予測値を時系列で取得する。そして、損失電力予測部３１は、取得した発電電力と、消費電力と、系統電圧の状態と、電圧上昇抑制が発生するかの予測値と、を照らし合わせ、損失電力の発生が何時起こり得るかの予測演算を行う。このようにして、損失電力予測部３１は、損失電力の発生時間および電力量の予測値を算出する。

電力制御部２５は、発電電力、消費電力および損失電力のそれぞれの予測値に基づき、消費電力の時間的な分布を制御する。すなわち、電力制御部２５は、算出した損失電力の増減と、先に述べた発電電力の増減と、交流負荷４０による消費電力の増減の時系列の予測値を取り出す。そして、電力制御部２５は、これらの予測値のうち発電電力および消費電力の予測値を基に、余剰電力（第１余剰電力）の発生状態（発生時間と電力量）を算出して、余剰電力（第１余剰電力）の時系列グラフを作成する。そして、得られた第１余剰電力の時系列グラフに電圧上昇抑制の動作開始時間と動作終了時間とを重ね合わせて、真の余剰電力（第２余剰電力）の発生時間および電力量の予測値を算出する。

具体的には、電力制御部２５は、算出部３４と、負荷起動指令部２６と、を有している。算出部３４は、以下の予測値をそれぞれ算出する。

まず、算出部３４は、発電電力の発生時間および電力量の予測値と、消費電力の発生時間および電力量の予測値とから、第１余剰電力の発生時間および電力量の予測値を算出する。該予測値は、例えば、演算を簡略化した場合、発電電力の発生時間および電力量の予測値と消費電力の発生時間および電力量の予測値との差で代替してもよい。

次に、算出部３４は、第１余剰電力の発生時間および電力量の予測値と、損失電力の発生時間と電力量の予測値とから、第２余剰電力の発生時間および電力量の予測値を算出する。該予測値は、例えば、演算を簡略化した場合、第１余剰電力の発生時間および電力量の予測値と、損失電力の発生時間および電力量の予測値との差で代替してもよい。

更に、算出部３４は、得られた消費電力の発生時間および電力量の予測値を、第２余剰電力の発生時間に発生が予測される第１消費電力の発生時間および電力量の予測値と、第２余剰電力の発生時間外に発生が予測される第２消費電力の発生時間および電力量の予測値と、に識別する。具体的には、図１おける消費電力の電力量の総量は、電力量Ａ、Ｂ、Ｄの合計である。そして、そのうち第１消費電力は、電力量Ｂであり、第２消費電力は、電力量Ａ，Ｄである。

そして、算出部３４は、この第２消費電力の一部が、予測された損失電力の発生時間に生じるよう、消費電力の時間的な分布を制御する。具体的には、算出部３４は、第２消費電力の一部が、予測された損失電力の発生時間に生じるよう、予測された損失電力の発生時間に交流負荷４０が起動するように起動指令部２６に指令信号を送る。

負荷起動指令部２６は、商用電力系統電源３０に接続された交流負荷４０のうち外部からの起動のコントロールが可能な負荷４０Ａ（不図示）と接続しており、該負荷４０Ａへ起動指令を発することが可能である。上述したように電力制御部２５は、より具体的には、算出部３４は、交流負荷４０のうち電圧上昇抑制により発生が予測される損失電力を最も効率よく消費できる負荷と該負荷の起動時間および動作継続時間を算出する。この算出された負荷と該負荷の起動時間および動作継続時間に基づき、負荷起動指令部２６は、起動信号を該当する負荷４０Ａに発する。

以下、上記制御部２０による消費電力の制御フローについて、図１の発電電力、消費電力および損失電力の予測曲線グラフが予測値として得られる場合を例示して、説明する。

図１において、電圧上昇抑制は１１時頃から１３時頃にかけて発生することが予測されている。すなわち、１１時頃から１３時頃にかけて損失電力が発生することが予測されている。そこで、この２時間の間に、当該時間における発電電力量を超えない程度の負荷を動作させて当該損失電力量（領域Ｅ）を消費させる。このとき、動作させる負荷は、本来の動作時間帯が買電の領域Ａや領域Ｄに該当するもの（第２消費電力を生じる負荷）を用いる。これにより、買電の総電力量が減る。すなわち、余剰電力を売電できない状態でも消費が予定されていた負荷の消費電力として活用できるため、買電電力の総量の低減が図れる。その結果、電気料金の増加を低減することができる。

以上述べたように、本実施形態によれば、予測される電圧上昇抑制による損失電力の発生時間と電力量（領域Ｅ）に見合った交流負荷４０を配するといった、消費電力の時間的な分布の最適化制御を行うことにより本来得られるべき発電電力の電力量が得られる。これにより、電圧上昇抑制による損失電力が低減できるとともに、買電の総電力量を低減することができる。このように、本実施形態の太陽光発電装置１２によれば、発電電力を有効に活用することができる。

また、電圧上昇抑制が予測される時間に動作させる負荷は、損失電力量（領域Ｅ）よりも大きい消費電力量を生じる負荷であってもよい。該場合でも、算出した発電電力の予測値を基に効率よく買電電力の総量を減らせる負荷と該負荷の動作時間帯の組み合わせを演算し、その算出結果に従って負荷へ動作信号を送出すればよい。これにより、消費電力の時間的な好適分布がなされるため、不要な損失電力が低減できるとともに、買電の総電力量を低減することができる。

なお、電力制御部２５の算出部３４は、第２消費電力の時間的な分布の制御によって損失電力の発生時間および電力量の予測値が増加しない範囲で、第２消費電力の時間的な分布の制御を行う。このとき、この損失電力の発生時間および電力量の予測値が増加しない範囲は、系統電圧に基づいて、算出してもよい。この場合、発電部１０により生じた発電電力を有効に活用する効果が高まる。

また、図１中で電圧上昇抑制が生じている時にも第２余剰電力が存在するのは、系統電圧が、電圧上昇抑制が生じる規定値に達するまでは電力の逆潮流（売電）を行うことが可能だからである。

図２に示すように、本実施形態の太陽光発電装置１２において、制御部２０は、さらに記憶部３２を有していても良い。

記憶部３２は、発電電力の発生時間および電力量の実測値（発電データ）を含む第１参照データと、消費電力の発生時間および電力量の実測値（消費データ）を含む第２参照データと、を記憶する。

上述したように、発電電力予測部２３は、第１参照データを参照して、発電電力の発生時間および電力量の予測値を算出することができる。そして、消費電力予測部２４は、第２参照データを参照して、消費電力の発生時間および電力量の予測値を算出することができる。

このように発電電力および消費電力のそれぞれについて、過去の実測値に基づき、それぞれの予測値を算出することにより、得られる予測値の精度が高まる。そのため、より効率的な消費電力の時間的な分布の制御が可能となる。

また、制御部２０は、さらに補正部３３を有していてもよい。

補正部３３は、第１補正部および第２補正部を有している。第１補正部は、発電電力予測部２３による発電電力の発生時間および電力量の予測値と、その実測値（発電データ）との差が所定以上の場合に、該実測値（発電データ）に基づき、第１参照データを補正する。第２補正部は、消費電力予測部２４による消費電力の発生時間および電力量の予測値と、その実測値（消費データ）との差が所定以上の場合に、該実測値（消費データ）に基づき、第２参照データを補正する。

このような補正部３３を有していることで、発電電力予測部２３によって算出されるそれぞれの予測値および消費電力予測部２４によって算出されるそれぞれの予測値の精度が高まる。その結果、算出部３４による消費電力の時間的な分布の制御の精度も向上するため、より一層発電電力の有効活用が図れる。

図５は、補正部３３における補正方法について、発電電力の電力量の予測を例に取り上げて図解したものである。該事例においては、具体的には、補正部３３は、発電データに基づいて第１参照データを補正し、発電電力予測部２３は、該補正された第１参照データを、発電電力の発生時間および電力量の予測値として適用するものとする。したがって、発電電力の発生時間および電力量の予測値の補正は、補正部３３における補正として説明できる。

図５において、横軸が時間、縦軸が発電電力の電力値である。図５において、実際の発電電力のグラフが実線で示され、発電電力予測部２３によって算出された発電電力の予測グラフが破線で示されている。

ただし、太陽光発電装置１２は、発電部１０が発生した発電電力の電力が一定の値に達しない間は、電力変換動作を行えず、その電力量は破棄される。そのため、便宜上、図５における縦軸においては、太陽光発電装置１２が電力変換動作を行える最低電力の電力値をゼロとしている。

図５に示すように、発電電力予測部２３は、太陽光発電装置１２により電力変換を開始した時間に基づき、記憶された過去の発電データから最も日時が近いものを予測発電電力曲線Ｆ１として適用する。具体的には、電力変換の開始時刻が朝８時ちょうどであるため、同じ季節で朝８時に電力変換を開始した日の発電データを、予測発電電力曲線F１とし
て適用する。しかし、実際の発電電力の電力値は、時刻９時において、予測発電電力曲線Ｆ１よりも下回っていることが分かる。そこで、補正部３３は、時刻９時における予測値と実測値（発電データ）との差を算出する。すなわち、図５において、補正部３３は、時刻９時における予測値Ｐ１および実測値Ｒ１の差δ１（＝Ｐ１−Ｒ１）を算出する。そして、得られたδ１が、所定値よりも大きい場合、補正部３３は、実測値Ｒ１に基づき、第１参照データを補正する。そして、発電電力予測部２３は、補正部３３により補正された第１参照データに基づき、時刻９時半に予測補正として予測発電電力曲線Ｆ２を適用する。そして、発電電力予測部２３は、以後は予想発電電力曲線Ｆ２に基づき、発電電力の推移予測の情報（発電電力の発生時間および電力量）を電力需給制御部２５に提供すればよい。なお、このような予備補正は、ある時刻における予測値と実測値の差の大きさに応じて、行うことができる。

なお、図５においては、発電電力の電力量の予測曲線の算出における補正について例示したが、消費電力の電力量の予測曲線の算出における補正も同様に行うことができる。

また、発電電力の電力量の予測曲線の算出の精度を高めるために、さらに、以下のよう
な補正を行ってもよい。

一般に、系統電圧の時間当たりの上昇速度（Δ）は、系統電圧の値があらかじめ設定されている電圧上昇抑制機能が作動する電圧値に近づくほど、大きくなる。そのため、上述したように、該上昇速度（Δ）に応じて、発電電力の電力量を絞ったりする。

そこで、発電電力の電力量の予測曲線を算出する際に、該上昇速度（Δ）を参照して、発電電力の電力量の予測曲線を補正してもよい。これにより、得られる発電電力の電力量の予測曲線の精度が高まる。

次に、消費電力の時間的な分布の制御について、図５および図６を用いて説明する。電圧上昇抑制が作動した場合は、図５に示すように、予測発電電力曲線Ｆ２で囲まれた電力量の一部が売電できない損失電力となる。具体的には、時間ｔ１からｔ２までに発電部１０で発生した電力量の一部が損失電力となる。

そこで、上述したように、算出部３４は、予め消費電力予測部２４で予測した消費電力の予測値から、電圧上昇抑制による損失電力の発生が予測される時間帯に動作させることが認められる負荷を選択する。そして、算出部３４は、負荷起動指令部２６を通じて選択された負荷４０に起動指令もしくは作動予約信号を送る。信号を受けた負荷４０は、指定時間、すなわち、損失電力の発生が予測される時間に動作を開始する。このような消費電力の時間的な分布の制御により、予測では夜間もしくは朝に買電となる電力量であった消費電力が、損失電力の発生が予測される時間帯に消費される。そのため、買電の総電力量が減少する。

予測された損失電力の負荷４０による消費の方法としては、例えば、以下の２つの方法がある。第１の方法は、図６に示すように、電圧上昇抑制の発生予測時間における損失電力に対して、負荷Ａのように該予測された損失電力で全て電力供給できる負荷によって、損失電力を消費する方法である。第２の方法は、図６に示すように、電圧上昇抑制の発生予測時間における損失電力に対して、負荷Ｂのように予測された損失電力で一部は電力供給できるが、一部は電力供給できない負荷によって、損失電力を消費する方法である。この場合、負荷Bによる消費電力の一部は、買電した電力が供給される。

具体的には、第１の方法は、動作させる負荷Ａの消費予測時間がもともと昼間の時間帯である場合であって、その負荷Ａの起動時間を、電圧上昇抑制による損失電力の発生が予測される時間に、変更した場合に好適である。これにより、電圧上昇抑制の発生予測時間帯以外の時間帯における電力の内部消費を売電にすることができる。

第２の方法は、動作させる負荷Ｂの消費予測時間が夜間の時間帯である場合に好適である。この場合、もともと負荷Ｂによる消費電力は買電で電力供給する予定であったことから発電部１０の発電電力が日射変動等で負荷Ｂによる消費電力を下回ることがあったとしても買電の増加にはならない。そのため、負荷Ｂの起動開始および動作停止の時間の設定の自由度が高い。

また、本実施形態において、発電部１０による発電電力が大きく、第２消費電力の電力量の予測値が損失電力の電力量の予測値よりも小さい場合は、電力自給している時間帯の消費電力、すなわち、第１消費電力の時間的な分布を制御することで、発電電力の有効活用を図ってもよい。

具体的には、電力制御部２５は、図２に示すように、第１消費電力のうち、損失電力の発生時間に発生が予測される第３消費電力と、損失電力の発生時間外に発生が予測される
第４消費電力と、を算出する。そして、電力制御部２５は、消費電力の時間的な分布の制御によって損失電力の発生時間および電力量の予測値が増加しない範囲で、第４消費電力の一部が、予測された損失電力の発生時間に生じるよう、消費電力の時間的な分布を制御する。

このような制御をおこなうことによっても、発電部１０により生じた発電電力を有効に活用ことができる。

以下に、上述した太陽電池装置１２における制御について、図３、図４のフローチャートを用いて、説明する。

図３は本発明の一実施形態に係る太陽光発電装置１２の制御フローチャートである。該制御フローチャートは、４つのフローに分けられる。第１のフローは、発電電力の予測値を算出するフローである。第２のフローは、消費電力の予測値を算出するフローである。第３のフローは、電圧上昇抑制の発生予測をおこなうフローである。第４のフローは、余剰電力の予測値を算出し、消費電力の時間的な分布を制御するフローである。

第１のフローは、ＳＴＥＰ１からＳＴＥＰ４を含む。

ＳＴＥＰ１では、発電電力予測部２３により、実測した発電部１０の発電電力の電力値（発電データ）を基に、時間ごとの発電電力の電力量および発生時間の予測値を算出する。具体的には、例えば、１０時３０分に発電電力の電力値を実測する。そして、同時刻にほぼ同じ発電電力の電力値を示した過去の発電記録を記憶部３２から探しだす。そして、その日の１０時３０分以降の時間ごとの発電電力の電力値を、発電電力の予測値として採用する。

次にＳＴＥＰ２では、発電電力予測部２３により、前述した各時間の発電電力の予測値を基に発電電力の一日の推移の予測曲線を作成する。便宜上、ここで得た予測曲線を、第１予測曲線とする。

そして、ＳＴＥＰ３では、得られた第１予測曲線上の発電電力の予測値と実測値との間に大きな差異が生じていないかを判定する。具体的には、上述したように、予測値と実測値の差δ１が所定値よりも大きいか否かを判定する。差δ１が、所定値以下であればＳＴＥＰ９に進む。差δ１が、所定値よりも大きければＳＴＥＰ４に進む。

ＳＴＥＰ４では、補正部３２によって補正された第１参照データに基づき、第１予測曲線を他の発電記録から作成される第２予測曲線と置き換える。そして、実測した発電電力の実測値を記憶部３２に格納する。なお、このとき、第１予測曲線の置き換えは、置き換えを行う時間以降の部分だけ行えばよい。

第２のフローは、ＳＴＥＰ５からＳＴＥＰ８を含む。第２のフローは、第１のフローとほぼ同時並行して行われる。

ＳＴＥＰ５では、消費電力予測部２４により、実測した交流負荷４０の消費電力の電力値（消費データ）を基に、時間ごとの消費電力の電力量および発生時間の予測値を算出する。予測値の算出方法は、前述した発電電力の予測値の算出方法と同様に、同時刻にほぼ同じ消費電力の電力値を示した過去の消費電力の消費記録を記憶部３２から探しだす。そして、その日の、同時刻以降の時間ごとの消費電力の電力値を、消費電力の予測値として採用する。

そしてＳＴＥＰ６では、消費電力予測部２４により、前述した各時間の消費電力の予測値を基に、消費電力の予測曲線を作成する。便宜上、個々で得た予測曲線を、第３予測曲線とする。

ＳＴＥＰ７では、得られた第３予測曲線上の消費電力の予測値と実測値との間に大きな差異が生じないかを判定する。具体的には、ＳＴＥＰ３と同様にして、予測値と実測値との差が所定値以下であればＳＴＥＰ９に進む。予測値と実測値の差が所定値よりも大きければＳＴＥＰ８に進む。

ＳＴＥＰ８では、補正部３２によって補正された第２参照データに基づき、第３予測曲線を他の発電記録から作成される第４予測曲線と置き換える。そして、実測した消費電力の電力値を記憶部３２に格納する。なお、ＳＴＥＰ４と同様に、このとき、第３予測曲線の置き換えは、置き換えを行う時間以降の部分だけ行えばよい。

第３のフローは、ＳＴＥＰ１０からＳＴＥＰ１２を含む。第３のフローは、上述の第１フローおよび第２フローと同時並行して行われる。

ＳＴＥＰ１０では、電圧監視部２２で監視している商用電力系統電源３０の系統電圧を基に、時間ごとの系統電圧の上昇の発生予測を行う。具体的には、時間（秒または分）当たりの系統電圧の上昇係数を実測から算出したり、記憶部３２から過去の電圧変動の記録を引き出したりして、系統電圧の上昇の発生予測を行う。このとき、得られた時間と系統電圧の予測値とから、系統電圧の予測曲線を作成する。便宜上、ここで得た予測曲線を、第５予測曲線とする。

ＳＴＥＰ１１では、ＳＴＥＰ３やＳＴＥＰ７と同様、任意の時刻において、系統電圧の予測値と実測値との間に大きな差異がないかを判定する。具体的には、予測値と実測値との差が所定値以下であればＳＴＥＰ１３に進む。予測値と実測値の差が所定値よりも大きければＳＴＥＰ１２に進む。

ＳＴＥＰ１２では、ＳＴＥＰ４やＳＴＥＰ８と同様に、第５予測曲線を他の電圧上昇記録に基づき作成された第６予測曲線と置き換える。なお、このとき、実測した系統電圧値を記憶部３２に格納する。

第４のフローは、ＳＴＥＰ９およびＳＴＥＰ１３乃至ＳＴＥＰ１９を含む。

ＳＴＥＰ９では、第１のフローで算出された発電電力の予測曲線と、第２のフローで算出された消費電力の予測曲線とを比較して余剰電力の発生する時間を算出し、第１余剰電力の予測曲線を算出する。

ＳＴＥＰ１３では、ＳＴＥＰ９で得られた第１余剰電力の予測曲線と、ＳＴＥＰ１０で得られた系統電圧の予測曲線とを比較して、系統電圧の上昇によってパワーコンディショナが電圧上昇抑制を行う時間帯を算出し、損失電力の予測曲線を算出する。

そしてＳＴＥＰ１４では、第１余剰電力の予測曲線から損失電力の予測曲線を差し引いて、真の余剰電力である第２余剰電力の予測曲線（以下、基準予測曲線）を算出する。

ＳＴＥＰ１５では、電力損失が発生するかどうかを判定し、電力損失が発生するならばＳＴＥＰ１６に進む。具体的には、ＳＴＥＰ１３で得られた損失電力の予測曲線を基に、損失電力の電力量が生じるか否かを判定し、損失電力の電力量がゼロより大きければ、ＳＴＥＰ１６に進む。

ＳＴＥＰ１６では、動作時間を電力損失が発生する時間内に動かすことが可能な負荷があるか否かを判定し、該当負荷があればＳＴＥＰ１７に進む。具体的には、ＳＴＥＰ１４で得られた第２余剰電力の基準予測曲線を基に、ＳＴＥＰ２で得られた消費電力の発生時間および電力量の予測値を、第２余剰電力の発生時間に発生が予測される第１消費電力と、第２余剰電力の発生時間外に発生が予測される第２消費電力と、識別する。そして、第２消費電力を生じる負荷のうち、第２余剰電力が発生する時間に動かすことが可能な負荷があるか否かを判定する。

ＳＴＥＰ１７では、ＳＴＥＰ１６で得られた負荷の動作時間の変更を行わせる情報をＳＴＥＰ６に送る。そして、該情報を反映させて、その日の消費電力の予測曲線を再計算させる。該当負荷の動作時間の変更を行わせる情報とは、該当負荷の名前、変更後の動作時間を含む。

ＳＴＥＰ１５で電力損失が発生しない（ＳＴＥＰ９の算出値＝ＳＴＥＰ１４の算出値）場合、またはＳＴＥＰ１６で動作時間を変更させることが可能な負荷が無い場合には、ＳＴＥＰ１８で、当該フローがなされている時間が、消費電力を生じるいずれかの負荷を動作させる時間かどうかを判定する。いずれかの負荷の動作時間である場合は、ＳＴＥＰ１９に進む。

ＳＴＥＰ１９では、負荷起動指令部２６に、当該時間に動作すべき負荷に動作指令を発信させる。

以上、このような第１乃至第４のフローを含む制御フローによって、消費電力の時間的な分布を制御することができる。これにより、上述した効果を奏すことができる。

なお、図３に示す制御フローは、基準予測曲線の最適化フローである第５のフローを有していてもよい。すなわち、図３においては、ＳＴＥＰ１７において、該当負荷の動作時間の変更を反映させるため、消費電力の予測曲線を再計算する。図３においては、動作時間を変更させる負荷の算出の際に、該当負荷が１つである場合を例示している。それに対して、第５のフローでは、動作時間の変更が可能となる該当負荷の候補が複数ある場合を例示しており、複数の該当負荷の候補から最適な負荷を算出する。

以下、図４を用いて、この第５のフローについて、説明する。

図４は、第１乃至第３のフローによって得られた発電電力・消費電力・系統電圧の上昇・損失電力の予測曲線を基に、基準予測曲線を最適化するフローチャートである。

図４において、ＳＴＥＰ２０は、図３のＳＴＥＰ１４での第２余剰電力の基準予測曲線の算出ＳＴＥＰであり、ＳＴＥＰ２１は、ＳＴＥＰ１３での損失電力の予測曲線の算出ＳＴＥＰであり、ＳＴＥＰ２２は、ＳＴＥＰ６（またはＳＴＥＰ８）での消費電力の予測曲線を算出するＳＴＥＰであり、ＳＴＥＰ２３は、ＳＴＥＰ１５での電力損失の発生の有無を判定するＳＴＥＰである。

第５フローにおいて、まず、ＳＴＥＰ２３で電力損失が発生するか否かを判定し、発生すると判定されると、ＳＴＥ２４に進む。

ＳＴＥＰ２４で、消費電力の予測曲線の再計算を行うために、損失電力の発生時間内に動作時間を移動させることが可能な負荷の算出を行う。このとき、再計算のための該当負荷の種類や動作時間の異なる複数パターンを算出する。

ＳＴＥＰ２５では、ＳＴＥＰ２４で得られた複数のパターンの中で最も電力損失の少なくなるものを判定する。

次に、ＳＴＥＰ２６では、ＳＴＥＰ２５で最適と判断されたパターン（負荷とその動作時間）を基に、負荷の動作時間を変更したことにより、負荷の動作時間の変更前には発生が予測されていない電圧上昇が新たに発生するか否かを判定する。新たな電圧上昇が発生しなければ、ＳＴＥＰ２７に進む。新たな電圧上昇が発生し、新たな時間に電圧上昇抑制の発生が予測される場合には、再度ＳＴＥＰ２４に戻り、複数パターンのうち採用されなかった他のパターンを用いて、消費電力の予測曲線の再計算および電力損失の発生の判定を行う。

上述のＳＴＥＰ２４−ＳＴＥＰ２６を繰り返し、最終的に、電圧上昇抑制が生じたとしても、それに伴う損失電力の発生時間および電力量の予測値が増加しないパターンを最適パターンとして、該当負荷とその動作時間の変更をＳＴＥＰ２７に送る。

ＳＴＥＰ２７では、ＳＴＥＰ２６で得られたパターンに基づき、第１余剰電力の予測曲線を再計算する。

そして、ＳＴＥＰ２８で、第２余剰電力の基準予測曲線の最適化をおこなう。

このように、第５のフローを有することで、複数の消費電力の時間的な分布の制御パターンから最適なものを採用するようになるため、より多くの第２余剰電力を得ることができる。その結果、電圧上昇による余剰電力の損失をより好適に低減させることが可能となる。

以上、上述の実施形態においては、消費電力の時間的な分布を制御するために、第２消費電力の一部が、損失電力の予測した発生時間に生じるようにしている。これにより、発電電力の有効活用が実現され、不要な電圧上昇抑制機能の動作を低減することができる。

次に、本発明の他の実施形態に係る光電変換装置について説明する。該実施形態においては、制御部が、該太陽電池の発電電力の時間的な分布を制御する機能を有する点で、上述の実施形態と異なる。

具体的には、本実施形態においては、制御部は、損失電力の予測した発生時間に、発電電力の電力量を低下させるようにして、太陽電池の発電電力の時間的な分布を制御する。

このような構成により、発電電力が有効活用されるとともに、不要な電圧上昇抑制機能の作動を低減することができる。その結果、売電時の逆潮流も安定する。

一般的に、太陽電池の発電量は、太陽電池モジュールの発電能力と、設置可能面積と、設置方位・角度と、日射量データと、負荷消費電力量と、により算出される。

そこで、損失電力の予測した発生時間に、発電電力の電力量を低下させる方法としては、例えば、次の２つの方法が挙げられる。

第１の方法は、太陽電池の受光面の配置方向を制御する方法である。第１の方法は、例えば、寄棟屋根などのように太陽電池の配置方向が変更可能である場合である。この場合、商用電力系統４０の系統電圧の上昇が少ない時間帯に太陽電池の発電電力のピークが得られる方位に太陽電池を多く配置すればよい。これにより、太陽電池の受光面の配置方法
を制御することができる。

第２の方法は、複数の太陽電池のうち、発電電力の発生に寄与する太陽電池素子の数を制御する方法である。第２の方法は、例えば、発電部における複数の太陽電池の接続状態が変更可能である場合である。この場合、商用電力系統４０の系統電圧の上昇が少ない時間帯に、発電電力の発生に寄与する太陽電池の数を、他の時間帯における数よりも多くすればよい。

このような２つのいずれの方法においても、発電部の設置地区の発電情報を基に、もしくは上述した第１フローで作成した発電電力の予測曲線を基に、電圧上昇抑制による損失電力の電力量が少なく、且つ第２余剰電力（売電）を多く得ることができる太陽電池の設置方位や設置容量を算出することで、不要な電圧上昇抑制機能の作動を低減することができる。これにより、発電部の稼動効率を高めることができ、売電電力量を多く得られる太陽光発電装置となる。

１０：発電部（太陽電池）
１２：太陽光発電装置
２０：制御部
２１：電力変換部
２２：電力監視部
２３：発電電力予測部
２４：消費電力予測部
２５：電力制御部
２６：負荷起動指令部
２７：スイッチング回路
２８：フィルター回路
２９：周波数制御部
３０：商用電力系統電源
３１：損失電力予測部
３２：記憶部
３３：補正部
３４：算出部
３５：電流センサ
４０：交流負荷
Ｆ１、Ｆ２：発電電力の予測曲線

Claims (8)

1. 直流電力を発生する発電部と、
   系統電源および負荷に接続され、前記発電部が発生した直流電力を交流電力に変換するとともに、前記系統電源の系統電圧の電圧上昇抑制機能を有する電力変換部と、
   該電力変換部を制御する制御部と、を有しており、
   該制御部は、
   前記系統電圧を測定して記憶する電圧監視部と、
   前記発電部が発生する前記直流電力を発電電力として該発電電力の発生時間およ
   び電力量の予測値を算出する発電電力予測部と、
   前記負荷により生じる消費電力の発生時間および電力量の予測値を算出する消費
   電力予測部と、
   前記系統電圧の電圧上昇抑制により生じる損失電力の発生時間および電力量の予
   測値を算出する損失電力予測部と、
   前記発電電力、前記消費電力および前記損失電力のそれぞれの予測値に基づき、
   前記消費電力の時間的な分布を制御する電力制御部と、を有しており、
   該電力制御部は、
   前記発電電力の発生時間および電力量の予測値と、前記消費電力の発生時間および電力量の予測値とから、第１余剰電力の発生時間および電力量の予測値を算出し、
   該第１余剰電力の発生時間および電力量の予測値と、前記損失電力の発生時間および電力量の予測値とから、第２余剰電力の発生時間および電力量の予測値を算出し、
   前記消費電力の発生時間および電力量の予測値を、前記第２余剰電力の発生時間
   に発生が予測される第１消費電力の発生時間および電力量の予測値と、前記第２
   余剰電力の発生時間外に発生が予測される第２消費電力の発生時間および電力量
   の予測値と、に識別し
   該第２消費電力の一部が、前記損失電力の予測した発生時間に生じるよう、前記消費電力の時間的な分布を制御する、発電装置。
2. 前記電力制御部は、
   前記第１消費電力の各予測値うち、前記損失電力の発生時間に発生が予測される第３消費電力の各予測値と、前記損失電力の発生時間外に発生が予測される第４消費電力の各予測値と、に識別し、
   前記損失電力の発生時間および電力値の予測値が増加しない範囲で、前記第４消費電力の一部が、前記損失電力の予測した発生時間に生じるよう、前記消費電力の時間的な分布を制御する、請求項１に記載の発電装置。
3. 前記損失電力の発生時間および電力値の予測値が増加しない範囲は、前記系統電圧に基づいて算出される、請求項２に記載の発電装置。
4. 前記制御部は、
   前記発電電力の発生時間および電力量の実測値を含む第１参照データと、前記消費電力の発生時間および電力量の実測値を含む第２参照データと、を記憶する記憶部をさらに有しており、
   前記発電電力予測部は、前記第１参照データを参照して、前記発電電力の発生時間およ
   び電力量の予測値を算出し、
   前記消費電力予測部は、前記第２参照データを参照して、前記消費電力の発生時間および電力量の予測値を算出する、請求項１に記載の発電装置。
5. 前記制御部は、
   前記発電電力予測部による前記発電電力の発生時間および電力量の予測値と、その実測
   値との差が所定以上の場合に、該実測値に基づき、前記第１参照データを補正する第１補正部、ならびに前記消費電力予測部による前記消費電力の発生時間および電力量の予測値と、その実測値との差が所定以上の場合に、該実測値に基づき、前記第２参照データを補正する第２補正部を有する補正部をさらに有している、請求項４に記載の発電装置。
6. 前記発電部は、太陽電池を有しており、
   前記制御部は、前記損失電力の予測した発生時間に、前記発電電力を低下させるよう前記太陽電池の発電電力の時間的な分布を制御する、請求項１に記載の発電装置。
7. 前記制御部は、前記発電電力を低下させる前記太陽電池の受光面の配置方向を算出する、請求項６に記載の発電装置。
8. 前記発電部は、前記太陽電池を複数有しており、
   前記制御部は、前記複数の太陽電池のうち、前記発電電力の発生に寄与する前記太陽電池の最適数を算出する、請求項６に記載の発電装置。

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