JP7589680B2 - 電力制御装置、電力制御装置の制御方法、分散型発電システム - Google Patents

Description

本発明の一態様は、電力系統と連系する分散型電源の電力制御装置、電力制御装置の制御方法、分散型発電システムに関する。

化石燃料に対する依存の低減や環境問題の観点から、太陽光発電システム（ＰＶシステム）に代表される分散型電源の導入が進められている。ＰＶシステムは太陽光発電パネルで発電された電力を、電力制御装置のインバータ回路を用いて、直流から交流に変換して出力している。

近年では、ＥＭＳ（Energy Management System）が注目されている。ＥＭＳは、エネルギーの使用状況を監視して最適化するシステムである。ＥＭＳ技術の１つに、デマンドレスポンス（ＤＲ）がある。デマンドレスポンスは、電気の需要調整であり、下げＤＲにより電気の需要を減らし、上げＤＲにより電気の需要を増やすことで、電気の需給バランスをとる。下記特許文献１には、電力事業者から発せられるＤＲ指令に応答して、需要家の消費電力を、ＨＥＭＳコントローラ（判定装置１００）を用いて制御する点について、開示がある。

下記特許文献２は、電力貯蔵型太陽光発電システムにおいて、分散型電源の発電電力と電力貯蔵手段からの電力の両方の出力時に、受電電力検出手段によって検出された受電電力が所定の電力を下回らないように、第２の電力変換手段を制御する技術を開示している。これにより、電力貯蔵手段からの電力が電力系統に逆潮流することを防いでいる。

特開２０１７－１３４４９４号公報 特許第４７６５１６２号公報

電力を効率的に運用するため、分散型電源システムにＥＭＳ技術を適用することに対するニーズが高まっている。分散型電源システムに専用のＥＭＳコントローラを設置すると、システム構成が複雑になり、高いコストがかかる。

本発明の一態様に係る、電力系統と連系する分散型電源用の電力制御装置は、前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換を行う変換回路と、前記変換回路を制御する制御装置と、を有する。前記制御装置は、前記分散型電源の発電量の予測値と、需要設備の消費電力の予測値とに基づいて、前記電力系統の受電点の受電電力の目標値を変更し、前記受電点の前記受電電力が目標値になるように、前記変換回路の出力を制御する。

この技術は電力制御装置の制御方法及び分散型発電システムに適用することが出来る。

この技術により、専用のＥＭＳコントローラを使用せずに、ＥＭＳ技術を実現することが出来る。

太陽光発電システムのブロック図 太陽光発電システムのブロック図 日射量と発電量の相関特性 受電電力の目標値制御のフローチャート 目標値変更処理のフローチャート 需要過多時の電力潮流を示す図 供給過多時の電力潮流を示す図 太陽光発電システムのブロック図 太陽光発電システムのブロック図 太陽光発電システムの比較例

電力を効率的に運用するため、分散型電源システムにＥＭＳ技術を適用することが課題となっていた。専用のＥＭＳコントローラを設置すると、システム構成が複雑になり、コストがかかるという問題があった。発明者は、ＥＭＳコントローラの機能を、電力制御装置で実現し、ＥＭＳコントローラを廃止することを検討した。発明者は、受電電力の目標値を制御する技術（例えば、特許文献２に開示の技術）を改良することで、電力制御装置において、電気の需給調整機能を実現するに至った。

電力系統と連系する分散型電源用の電力制御装置は、前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換を行う変換回路と、前記変換回路を制御する制御装置と、を有し、前記制御装置は、前記分散型電源の発電量の予測値と、需要設備の消費電力の予測値とに基づいて、前記電力系統の受電点の受電電力の目標値を変更し、前記受電点の前記受電電力が目標値になるように、前記変換回路の出力を制御する。
需要設備は、消費電力の予測が可能な（予測がしやすい）構内負荷（on-premise load）であることが好ましい。

受電電力の目標値変更により、電力系統から受電点に流れる電力潮流を調整できる。そのため、電気の需要調整が出来、電力を効率的に運用することが出来る。電気の需給予測及び需要調整を電力制御装置が行うので、専用のＥＭＳコントローラが不要となり、システムの低コスト化に有効である。

前記変換回路は、前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換又は前記電力系統から供給される電力を交流から直流に変換して出力する順変換を選択的に行う双方向の変換回路であり、前記変換回路には、前記分散型電源と並列に蓄電装置が接続され、前記制御装置は、前記分散型電源の発電量の予測値が前記消費電力の予測値よりも大きい場合、前記受電電力の目標値を前記消費電力の予測値よりも大きな値に変更し、前記変換回路を順変換動作させて、前記蓄電装置を充電してもよい。

分散型電源の発電量の予測値が構内負荷の消費電力の予測値よりも大きい場合、電気の供給が需要を上回る状態であり、供給過多である。このような場合、蓄電装置を充電して電気の需要を増やすことで、電気の需給バランスを図ることが出来る。

前記変換回路は、前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換又は前記電力系統から供給される電力を交流から直流に変換して出力する順変換を選択的に行う双方向の変換回路であり、前記変換回路には、前記分散型電源と並列に蓄電装置が接続され、前記制御装置は、前記消費電力の予測値が前記分散型電源の発電量の予測値よりも大きい場合、前記受電電力の目標値を前記消費電力の予測値よりも小さい値に変更し、前記変換回路を逆変換動作させて、前記蓄電装置を放電してもよい。

構内負荷の消費電力の予測値が分散型電源の発電量の予測値よりも大きい場合、電気の需要が供給を上回る状態であり、需要過多である。このような場合、蓄電装置を放電して電力系統に電気を供給することで、電気の需給バランスを図ることが出来る。

＜実施形態１＞
１．太陽光発電システムＳ１の説明
図１は太陽光発電システムＳ１のブロック図である。
太陽光発電システムＳ１は、太陽光発電パネル１０と、蓄電装置１５と、パワーコンディショナ２０と、から構成されている。太陽光発電パネル１０は、分散型電源の一例、パワーコンディショナ２０は、電力制御装置の一例である。太陽光発電システムＳ１は、分散型発電システムの一例である。

太陽光発電システムＳ１は、専用のＥＭＳコントローラを有さないシステムである。専用のＥＭＳコントローラは、ＥＭＳ制御を行う専用のコントローラであり、パワーコンディショナとは別装置である。専用のＥＭＳコントローラは、例えば、分散型電源システムの状態を監視し、電気の需給バランスに基づいて、分散型電源システムの出力を制御することで、電気のデマンドを調整する装置である。

パワーコンディショナ２０は、第１コンバータ回路２１と、第２コンバータ回路２３と、ＤＣリンク部２５と、双方向インバータ回路３１と、リレー３７と、制御装置５０と、直流電圧検出部２７と、出力電流検出部３３と、出力電圧検出部３５と、を備えている。

第１コンバータ回路２１には、太陽光発電パネル１０が接続されている。第１コンバータ回路２１は、ＤＣ／ＤＣコンバータであり、太陽光発電パネル１０の出力電圧（直流）を昇圧して出力する。第１コンバータ回路２１はチョッパでもよい。

第２コンバータ回路２３には、蓄電装置１５が接続されている。蓄電装置１５は、例えば、二次電池である。第２コンバータ回路２３は、蓄電装置１５の放電と充電を行う双方向のＤＣ／ＤＣコンバータである。第２コンバータ回路２３は双方向チョッパでもよい。

太陽光発電パネル１０と蓄電装置１５は、第１コンバータ回路２１と第２コンバータ回路２３を介して、ＤＣリンク部２５に対して並列に接続されている。

ＤＣリンク部２５は、コンバータ回路の接続点２４と双方向インバータ回路３１の間に位置している。ＤＣリンク部２５には、電解コンデンサＣ１が設けられている。電解コンデンサＣ１は、ＤＣリンク部２５の電圧Vdcを安定させるために設けられている。

直流電圧検出部２７は、ＤＣリンク部２５の電圧Vdcを検出する。直流電圧検出部２７により検出されたＤＣリンク部２５の電圧Vdcは、制御装置５０に対して入力される。

双方向インバータ回路３１は、ＤＣをＡＣに変換する逆変換（インバート）と、ＡＣをＤＣに変換する順変換（コンバート）を選択的に行う、双方向の変換回路である。双方向インバータ回路３１は、ＤＣリンク部２５に接続されており、逆変換動作時には、ＤＣリンク部２５より入力される直流電力を交流電力に変換して出力する。詳細には、双方向インバータ回路３１には、太陽光発電パネル１０の発電によりＤＣリンク部２５において基準値より増加した電圧分に相当する電力が入力される。従って、基準値より増加した電圧分に相当する電力が、直流から交流に変換され、双方向インバータ回路３１から出力される。

蓄電装置１５は、第２コンバータ回路２３を介して、太陽光発電パネル１０の余剰電力を蓄電することが出来る。蓄電装置１５は、太陽光発電パネル１０の発電量PGが不足している場合、第２コンバータ回路２３を介して、放電して発電量PGの不足を補うことが出来る。

双方向インバータ回路３１は、リレー３７を介して、系統電源２を交流電源とする電力系統１に接続されている。電力系統は電力事業者のものでもよいし、大型パワーコンディショナの自立運転出力で成り立っている独立した電力系統でもよい。

リレー３７は、電力系統１との連系用として設置されている。リレー３７を閉じることで、太陽光発電システムＳ１を電力系統１に連系させることが出来る。

出力電流検出部３３は、双方向インバータ回路３１の出力電流Iinvを検出する。出力電圧検出部３５は、双方向インバータ回路３１の出力側に位置しており、双方向インバータ回路３１の出力電圧Vinvを検出する。

出力電流検出部３３により検出された双方向インバータ回路３１の出力電流Iinvと、出力電圧検出部３５により検出された双方向インバータ回路３１の出力電圧Vinvは、制御装置５０に対して入力される。制御装置５０は、双方向インバータ回路３１の出力電流Iinvと出力電圧Vinvとに基づいて、双方向インバータ回路３１の出力電力（有効電力）Pinvを算出する。出力電力Pinvは、逆変換時を「正」とし、順変換時を「負」とする。

双方向インバータ回路３１と電力系統１とを接続する電力線５には、分岐線４を介して、需要設備である構内負荷Ｌが接続されている。構内負荷Ｌに対して、パワーコンディショナ２０と電力系統１の双方から電力を供給することが出来る。

受電点３は、電力系統１による電力の供給地点であり、図１に示すように、電力系統１と需要設備である構内負荷Ｌが設けられた構内との境界付近に位置する。受電点３（受電ライン）は、構内負荷Ｌ又は分岐線４が電力線５に接続された点と、系統電源２との間に位置する。

電力系統１には、受電点３の電力検出用の計器として、外部トランスデューサ等の外部計測器４０が設けられている。

外部計測器４０は、受電電流検出部４１と、系統電圧検出部４３とを有している。外部計測器４０は受電点３に対応して設置されており、受電電流検出部４１は、受電点３の受電電流Igridを検出する。系統電圧検出部４３は電力系統１の系統電圧Vgridを検出する。

外部計測器４０は、受電電流Igridと系統電圧Vgridとに基づいて、受電電力（有効電力）Pgridを算出する。外部計測器４０により検出された受電電力Pgridは、制御装置５０に対して入力される。受電電力Pgridは、電力潮流（以下、単に潮流とする）の状態判定に使用することが出来る。外部計測器４０は受電点３の受電電力Pgridを計測する計測器である。

受電電力Pgridは、順潮流（図１：電力系統から構内に向かう電気の潮流）を「正」とし、逆潮流（図２：構内から電力系統に向かう電気の潮流）を「負」とする。

制御装置５０は、ＣＰＵ５１とメモリ５３を有する。メモリ５３には、電力の需給予測を行うプログラムや、受電点３の受電電力Pgridの目標値を変更するプログラムが記憶されている。

制御装置５０は、双方向インバータ回路３１に指令を与えることで、順変換動作、逆変換動作の切り換えを制御でき、双方向インバータ回路３１の出力、つまり出力電力Pinvを制御できる。出力電力Pinvは、出力電流Iinvの調整により制御できる。

制御装置５０は、第１コンバータ回路２１の入り切りにより、ＤＣリンク部２５に対する太陽光発電パネル１０の接続／非接続を制御でき、第２コンバータ回路２３の入り切りにより、ＤＣリンク部２５に対する蓄電装置１５の接続／非接続を制御できる。制御装置５０は、第２コンバータ回路２３を介して、蓄電装置１５の充電と放電の切り換えを制御でき、第２コンバータ回路２３を介して、蓄電装置１５の充電電流、放電電流を制御できる。

２．電力の需給予測
制御装置５０は、太陽光発電パネル１０の発電量PGの予測データを入手して、メモリ５３に記憶する。発電量PGの予測データは、ネットワークＮＷを介して、予測データ提供所７０から入手することが出来る。予測データ提供所７０は、パワーコンディショナ２０のサプライヤによる提供所でもいいし、発電事業者の提供所でもよい。太陽光発電パネル１０の発電量PGの予測値は、日射量Ｘの予測値から求めることが出来る。例えば、日射量Ｘの予測値がＸ１の場合、X－PGの相関特性（図３参照）から、発電量はPG1であると予測できる。日射量Ｘの予測値は気象情報から得るとよい。

制御装置５０は、構内負荷Ｌの消費電力PLを予測して、メモリ５３に記憶する。構内負荷Ｌの消費電力PLは、過去のデータから予測することができる。例えば、数日間の消費電力PLのデータを統計的に処理することで翌日の消費電力PLのデータを予測することが出来る。

構内負荷Ｌの消費電力PLは、受電点３の受電電力Pgridと双方向インバータ回路３１の出力電力Pinvとから求めることが出来る。順潮流（Pgrid＞０）の場合、構内負荷Ｌの消費電力PLは出力電力Pinvと受電電力Pgridの合計である。逆潮流（Pgrid＜０）の場合、構内負荷Ｌの消費電力PLは出力電力Pinvと受電電力Pgridの差である。

PL＝Pinv＋Pgrid （１）
PL＝Pinv－Pgrid （２）

３．電力の需給予測に基づく受電電力Pgridの目標値制御
制御装置５０は、太陽光発電パネル１０の発電量予測と構内負荷Ｌの消費電力予測とから、電力の需給バランスを数時間単位で予測し、受電電力Pgridの目標値制御を行う。

図４は、受電電力Pgridの目標値制御のフローチャートである。受電電力Pgridの目標値制御は、太陽光発電パネル１０の発電可能期間、つまり日の出から日の入りまでの期間を対象に行われる。

制御装置５０は、目標値制御がスタートすると、太陽光発電パネル１０の発電量予測と、構内負荷Ｌの消費電力予測をメモリ５３から読み出す（Ｓ１０）。

制御装置５０は、発電量予測と消費電力予測から電力の需給バランスを求めて、許容範囲か、判断する（Ｓ２０）。（３）式で示すように、構内負荷Ｌの消費電力PLと太陽光発電パネル１０の発電量PGの差PL－PGの絶対値が許容値Kよりも小さい場合、電力の需給バランスは、許容範囲と判断できる。

｜PL－PG｜＜K （３）

電力の需給バランスが許容範囲であり、蓄電装置１５が放電している場合（Ｓ２０：ＹＥＳ）、制御装置５０は、受電点３の受電電力Pgridの目標値を第１目標値に設定する（Ｓ３０）。第１目標値は、正の値であり一例として500Wである。

制御装置５０は、次に双方向インバータ回路３１の出力調整を行う（Ｓ５０）。この場合、制御装置５０は、受電点３の受電電力Pgridが、第１目標値を下回らないように制御する。つまり、受電電力Pgridの計測値が第１目標値（500W）より低い場合、蓄電装置１５の放電を絞ることにより双方向インバータ回路３１の出力電力Pinvを下げて、受電電力Pgridの計測値が第１目標値を下回らないようにする。これにより、蓄電装置１５から放電した電力が、電力系統１に逆潮流することを抑制できる。

蓄電装置１５が放電していない場合、制御装置５０は、第１目標値に基づく出力電力Pinvの調整を行わずに、太陽光電池パネル１０で発電した電力を、双方向インバータ回路３１で交流に変換して出力してもよい。

その後、Ｓ６０では、受電電力Pgridの目標値制御を終了するか、否かが判定される。太陽光発電パネル１０の発電可能期間内であれば、Ｓ１０に戻り、次の数時間の発電量予測と消費電力予測をメモリ５３から読み出す。

電力の需給バランスが許容範囲である場合、上記の制御が継続される。そして、日の入りに伴って、太陽光発電パネル１０の発電が停止すると、Ｓ６０にて、ＹＥＳ判定され、一連の処理は終了する。

太陽光発電パネル１０の発電量PGは日射にほぼ比例するため天候により変動する。構内負荷Ｌの消費電力PLも季節や曜日により変動する。そのため、電力の需要バランスが崩れて、許容範囲から逸脱する場合がある。

構内負荷Ｌの消費電力PLと太陽光発電パネル１０の発電量PGの差PL－PGの絶対値が許容値K以上の場合、電力の需給バランスは、許容範囲外と判断できる。

電力の需給バランスが許容範囲外である場合（Ｓ２０：ＮＯ）、制御装置５０は、太陽光発電パネル１０の発電量PGの予測値と構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値との大小関係に基づいて、受電電力Pgridの目標値を変更する（Ｓ４０）。

図５は、目標値変更処理のフローチャートである。目標値変更処理は、Ｓ４１、Ｓ４３、Ｓ４５の３つのステップからなる。制御装置５０は、Ｓ４１にて、発電予測と構内負荷の負荷予測の大小関係を判断する。

（電気の供給過多の場合）
太陽光発電パネル１０の発電量PGの予測値が構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値よりも大きい場合（Ｓ４１：ＹＥＳ）、制御装置５０は、受電電力Pgridの目標値を、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値よりも大きな値にする。受電電力Pgridの目標値を、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値よりも大きな値にすることで、双方向インバータ回路３１は順変換動作となる。例えば、図６に示すように、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値が５ｋＷ、パワーコンディショナ２０の最大出力が１０ｋＷの場合、制御装置５０は、受電電力Pgridの目標値を１５ｋＷにする。１５ｋＷは、消費電力PLの予測値である５ｋＷにパワーコンディショナ２０の最大出力である１０ｋＷを加えた値である。

制御装置５０は、受電電力Pgridの計測値が、変更後の目標値に一致するように、双方向インバータ回路３１の出力電力Pinvを調整する（Ｓ５０）。この場合、双方向インバータ回路３１の出力電力Pinvは、図６に示すように、－１０ｋＷに調整される。つまり、双方向インバータ回路３１は、電力系統１から入力される交流電力を直流に変換して蓄電装置１５に出力する順変換動作となり、蓄電装置１５を、太陽光電池パネル１０で発電した電力と、電力系統１に接続された構外の分散型電源で発電した電力で充電することが出来る。構外の分散型電源は、太陽光電池パネルなど新エネルギーを利用した電源で、不図示である。

その後、Ｓ６０では、受電電力Pgridの目標値制御を終了するか、否かが判定される。太陽光発電パネル１０の発電可能期間内であれば、Ｓ１０に戻り、発電量予測と消費電力予測が新たに取得される。

太陽光発電パネル１０の発電量PGが構内負荷Ｌの消費電力PLよりも大で、電力の需給バランスが許容範囲外である状態が継続していれば、受電電力Pgridの目標値は、変更後の目標値に維持される。そのため、蓄電装置１５を、太陽光発電パネル１０の出力とパワーコンディショナ２０の最大出力１０ｋＷで充電する状態が継続する。

電力の需給バランスが許容範囲外である状態の継続中に、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値が当初の予測値から増減する場合、受電電力Pgridの目標値を、変更後の目標値から更に変更してもよい。例えば、消費電力PLの予測値が５ｋＷから１ｋＷに減少した場合、受電電力Pgridの目標値を１５ｋＷから１１ｋＷに変更してもよい。

１１ｋＷは、消費電力PLの増減後の予測値である１ｋＷに、パワーコンディショナ２０の最大出力である１０ｋＷを加えた値である。構内負荷Ｌの負荷変動に応じて、受電電力Pgridの目標値を変更することで、太陽光発電パネル１０の出力分に加え、パワーコンディショナ２０の最大出力で、蓄電装置１５を常に充電することが出来る。

太陽光発電パネル１０の発電量PGが構内負荷Ｌの消費電力PLよりも大きい場合、電気の供給過多であり、電力系統１の系統電圧の周波数が上昇する傾向となる。電気が供給過多である場合、蓄電装置１５を充電して構内負荷として使用することで、電気の需要を増やすことができ、電力系統１の周波数の上昇を抑えることが出来る。

（電気の需要過多の場合）
構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値が太陽光発電パネル１０の発電量PGの予測値よりも大きい場合（Ｓ４１：ＮＯ）、制御装置５０は、受電電力Pgridの目標値を、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値よりも小さい値にする。受電電力Pgridの目標値を、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値よりも小さい値にすることで、双方向インバータ回路３１は逆変換動作となる。受電電力Pgridの目標値は、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値よりも小さい値であれば、プラス（順潮流）でもいいし、マイナス（逆潮流）でもよい。例えば、図７に示すように、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値が５ｋＷ、パワーコンディショナ２０の最大出力が１０ｋＷの場合、制御装置５０は、受電電力Pgridの目標値を－５ｋＷにする。－５ｋＷは、消費電力PLの予測値である５ｋＷからパワーコンディショナ２０の最大出力である１０ｋＷを引いた値である。

制御装置５０は、受電電力Pgridの計測値が、変更後の目標値に一致するように、双方向インバータ回路３１を調整する（Ｓ５０）。この場合、双方向インバータ回路３１の出力電力Pinvは、制御装置５０により１０ｋＷに調整される。出力電力Pinvの調整は、第２コンバータ回路２３を介して蓄電装置１５の放電量を調整することで行ってもよい。図７に示すように、双方向インバータ回路３１は、太陽光電池パネル１０及び蓄電装置１５から入力される直流電力を交流に変換して出力する逆変換動作となり、パワーコンディショナ２０の出力１０ｋＷと構内負荷Ｌの消費電力５ｋＷの差分が、パワーコンディショナ２０から電力系統１に対して逆潮流する。

その後、Ｓ６０では、受電電力Pgridの目標値制御を終了するか、否かが判定される。太陽光発電パネル１０が発電中であれば、Ｓ１０に戻り、発電量予測と消費電力予測が新たに取得される。

構内負荷Ｌの消費電力PLが太陽光発電パネル１０の発電量PGよりも大で、電力の需給バランスが許容範囲外である状態が継続していれば、受電電力Pgridの目標値は、変更後の目標値に維持される。そのため、蓄電装置１５を、パワーコンディショナ２０の最大出力１０ｋＷで放電して、パワーコンディショナ２０から電力系統１に逆潮流する状態が継続する。

電力の需給バランスが許容範囲外である状態の継続中に、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値が当初の予測値から増減する場合、受電電力Pgridの目標値を、変更後の目標値から更に変更してもよい。例えば、消費電力PLの予測値が５ｋＷから１ｋＷに減少した場合、受電電力Pgridの目標値を－５ｋＷから－９ｋＷに変更してもよい。

－９ｋＷは、消費電力PLの増減後の予測値である１ｋＷからパワーコンディショナ２０の最大出力である１０ｋＷを引いた値である。構内負荷Ｌの負荷変動に応じて、受電電力Pgridの目標値を変更することで、蓄電装置１５を、パワーコンディショナ２０の最大出力で常に放電することが出来る。

構内負荷Ｌの消費電力PLが太陽光発電パネル１０の発電量PGよりも大きい場合、電気の需要過多であり、電力系統１の系統電圧の周波数が低下する傾向となる。電気が需要過多である場合に、太陽光発電パネル１０の余剰電力でそれまでに充電した蓄電装置１５を放電して電源として使用することで、電気の供給を増やすことができ、電力系統１の周波数の低下を抑えることが出来る。

４．効果
本実施形態では、パワーコンディショナ２０で、電気の需給バランスを予測して、電気の需要調整（デマンドレスポンス）を行う。そのため、専用のＥＭＳコントローラを使用せずに、ＥＭＳ技術を実現することが出来る。
本技術は、離島など、化石燃料の運搬コストが高いことや再生可能エネルギーの有効利用などを理由に分散型電源システムの導入が望まれる土地において、比較的小規模なスマートシティを実現することに適している。そうした土地では、太陽光を遮る高層建築物などの障害物が少なく、太陽光発電パネル１０の発電量PGを予測しやすい傾向がある。

＜実施形態２＞
図８は太陽光発電システムＳ２のブロック図である。太陽光発電システムＳ２は、３つのパワーコンディショナ２０Ａ、パワーコンディショナ２０Ｂ及びパワーコンディショナ２０Ｃを有している。
３つのパワーコンディショナ２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃは、分岐線５Ａ、５Ｂ、５Ｃを介して、電力線５に接続されている。３つのパワーコンディショナ２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃは、電力系統１に並列に接続されている。

パワーコンディショナ２０Ａは、制御装置５０Ａを有している。パワーコンディショナ２０Ａには、太陽光発電パネル１０Ａと蓄電装置１５Ａが並列に接続されている。

パワーコンディショナ２０Ｂは、制御装置５０Ｂを有している。パワーコンディショナ２０Ｂには、太陽光発電パネル１０Ｂと蓄電装置１５Ｂが並列に接続されている。パワーコンディショナ２０Ｂは通信線Ｒ１を介してパワーコンディショナ２０Ａと接続されており、パワーコンディショナ２０Ａと通信可能である。

パワーコンディショナ２０Ｃは、制御装置５０Ｃを有している。パワーコンディショナ２０Ｃには、太陽光発電パネル１０Ｃと蓄電装置１５Ｃが並列に接続されている。パワーコンディショナ２０Ｃは通信線Ｒ２を介してパワーコンディショナ２０Ｂと接続されており、パワーコンディショナ２０Ｂを介して、パワーコンディショナ２０Ａと通信可能である。

パワーコンディショナ２０Ａは、パワーコンディショナ２０Ｂ及びパワーコンディショナ２０Ｃと制御機能が異なっており、パワーコンディショナ２０Ａは３つのパワーコンディショナ２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃの出力電力を統合制御するマスタ装置である。パワーコンディショナ２０Ｂ及びパワーコンディショナ２０Ｃは、パワーコンディショナ２０Ａからの指令により、出力電力を調整するスレーブ装置である。

構内には、第１構内負荷Ｌo、第２構内負荷Ｌａ、第３構内負荷Ｌｂ及び第４構内負荷Ｌｃが設けられている。第１構内負荷Ｌｏは電力線５に接続されている。第２構内負荷Ｌａ、第３構内負荷Ｌｂ、第４構内負荷Ｌｃは、分岐線５Ａ、５Ｂ、５Ｃにそれぞれ接続されている。

電力系統１には、受電点３の電力検出用の計器として、外部計測器４０が設けられている。外部計測器４０は、受電電流検出部４１と、系統電圧検出部４３とを有している。受電電流検出部４１は、受電点３の受電電流Igridを検出する。系統電圧検出部４３は電力系統１の系統電圧Vgridを検出する。

外部計測器４０は、受電電流Igridと系統電圧Vgridとに基づいて、受電電力（有効電力）Pgridを算出する。外部計測器４０により検出された受電電力Pgridは、パワーコンディショナ２０Ａの制御装置５０Ａに対して入力される。

パワーコンディショナ２０Ａは、太陽光発電パネル１０Ａ、１０Ｂ、１０Ｃの発電予測と構内負荷Ｌｏ、Ｌａ、Ｌｂ、Ｌｃの負荷予測から電気の需給バランスを求め、電気の需給バランスに応じて、受電点３の受電電力Pgridの目標値を算出する。

そして、パワーコンディショナ２０Ａは、受電点３の受電電力Pgridが目標値に一致するように、並列に接続された３つのパワーコンディショナ２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃの出力電力を統括制御する。つまり、受電点３の受電電力Pgridが目標値に一致していない場合、パワーコンディショナ２０Ａは、調整量の分担を決定し、パワーコンディショナ２０Ｂとパワーコンディショナ２０Ｃに指令を送る。そして、各パワーコンディショナ２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃにて、出力電力を調整することで、受電点３の受電電力Pgridを目標値に追従させることが出来る。

例えば、受電点３の受電電力Pgridが目標値よりも「Ｙ」プラスしている場合、パワーコンディショナ２０Ａから、パワーコンディショナ２０Ｂとパワーコンディショナ２０Ｃに対して指令を送り、３台のパワーコンディショナ２０Ａ～２０Ｃの出力電力を現在値からそれぞれ「Ｙ／３」増加させる。

３台のパワーコンディショナ２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃの出力電力をそれぞれ「Ｙ／３」増加させることで、パワーコンディショナ２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃの全体の出力電力は「Ｙ」増加する。これにより、受電点３の受電電力Pgridを「Ｙ」減少させて、目標値に一致させることが出来る。

パワーコンディショナ２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃの分担比は、蓄電装置１５のＳＯＣ（充電状態）に応じて決定してもよい。

例えば、蓄電装置の充電により電気の需要を増やす時に、蓄電装置１５ＣのＳＯＣが、蓄電装置１５Ａ及び蓄電装置１５ＢのＳＯＣよりも高い場合、図９に示すように、パワーコンディショナ２０Ａとパワーコンディショナ２０Ｂの出力電力をそれぞれ「－Ｙ／２」として、ＳＯＣの低い２つの蓄電装置１５Ａと蓄電装置１５Ｂだけを充電してもよい。このようにすることで、ＳＯＣの低い２つの蓄電装置１５Ａと蓄電装置１５Ｂが充電されるため、蓄電装置１５Ａ、１５Ｂ、１５ＣのＳＯＣ差を抑えることが出来、３つの蓄電装置１５Ａ、１５Ｂ、１５Ｃを均等に使用できる。そのため、太陽光発電システムＳ２の長寿命化に有効である。

図１０は太陽光発電システムの比較例である。図１０のシステムＳ３は、並列に接続された３つのパワーコンディショナ１２０Ａ、パワーコンディショナ１２０Ｂ、パワーコンディショナ１２０Ｃを有している。３つのパワーコンディショナ１２０Ａ、１２０Ｂ、１２０Ｃは、分岐線５Ａ、５Ｂ、５Ｃを介して、電力線５に分岐接続されており、並列接続されている。

分岐線５Ａ、５Ｂ、５Ｃには、電力計１３０Ａ、１３０Ｂ、１３０Ｃが設けられている。電力計１３０Ａ、１３０Ｂ、１３０Ｃは、構内負荷点６Ａ、６Ｂ、６Ｃの受電電力を計測する。

パワーコンディショナ１２０Ａの制御部１５０Ａは、電力計１３０Ａの計測値をモニタして、構内負荷点６Ａの受電電力が目標値となるように、出力電力を制御する。

パワーコンディショナ１２０Ｂの制御部１５０Ｂは、電力計１３０Ｂの計測値をモニタして、構内負荷点６Ｂの受電電力が目標値となるように、出力電力を制御する。同様に、パワーコンディショナ１２０Ｃの制御部１５０Ｃは、電力計１３０Ｃの計測値をモニタして、構内負荷点６Ｃの受電電力が目標値となるように、出力電力を制御する。

受電点３の受電電力Pgridは、構内負荷点６Ａの受電電力と構内負荷点６Ｂの受電電力と構内負荷点６Ｃの受電電力を合計したものである。そのため、パワーコンディショナ１２０Ａ、１２０Ｂ、１２０Ｃにて、構内負荷点６Ａ、６Ｂ、６Ｃの受電電力が目標値となるように出力を独立して制御することで、受電点３の受電電力Pgridを目標値に制御することが出来る。

パワーコンディショナ１２０Ａ、１２０Ｂ、１２０Ｃにて、出力を独立して制御すると、あるパワーコンディショナで行った出力調整が他のパワーコンディショナの出力に影響を及ぼす結果、指令値のハンチングが生じ、受電点３の潮流が不安定になることが懸念される。

図９に示した太陽光発電システムＳ２は、パワーコンディショナ２０Ａが、３つのパワーコンディショナ２０Ａ、２０Ｂ、２０Ｃの出力電力を統括制御する。そのため、指令値のハンチングを抑制して、受電点３の潮流を安定させることが出来る。

＜他の実施形態＞
本発明は上記記述及び図面によって説明した実施形態に限定されるものではなく、例えば次のような実施形態も本発明の技術的範囲に含まれる。

（１）実施形態１、２では、分散型電源は、太陽光発電パネル１０であった。分散型電源は、需要地に隣接して分散配置される小規模な発電設備全般の総称であり、例えば、太陽光発電パネル１０以外に、風力発電装置、バイオマス発電装置でもよい。風力発電装置やバイオマス発電装置等の交流発電装置の場合、発電装置の出力を整流器で整流して直流に変換してから、コンバータ回路を介して、ＤＣリンク部２５に接続するとよい。

（２）実施形態１、２では、電気の供給過多の場合（図６）、蓄電装置１５を充電して、電気の需要量を増加した。電気の需要過多の場合（図７）、蓄電装置１５を放電して電気の供給量を増加した。これらの調整はいずれか一方のみ行ってもよい。つまり、電気の供給過多の場合に、電気の需要量を増加する調整だけ行ってもいいし、電気の需要過多の場合に、電気の供給を増加する調整だけを行ってもよい。電気の供給量の調整は、蓄電装置１５の放電量の調整に限らず、双方向インバータ回路３１の力率で調整してもよい。

（３）実施形態１、２では、電気の供給過多の場合（図６の場合）、蓄電装置１５を、太陽光電池パネル１０で発電した電力と、電力系統１に接続された構外の分散型電源からの電力で充電した。蓄電装置１５の充電は、太陽光電池パネル１０で発電した電力だけで行ってもいいし、電力系統１に接続された構外の分散型電源からの電力だけで行ってもいい。太陽光電池パネル１０で発電した電力だけで、蓄電装置１５を充電する場合、双方向インバータ回路３１を停止するか、リレー３７をオープンしてパワーコンディショナ２０を電力系統１から切り離してもよい。受電電力Pgridの目標値を、構内負荷Ｌの消費電力PLと等しくして、電力系統１から構内負荷Ｌに対して電力供給するとよい。

（４）実施形態１、２では、変換回路は、双方向インバータ回路３１であった。変換回路は、分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換を行うことが出来ればよく、双方向でなくてもよい。分散型電源は、必ずしも蓄電装置１５を備えなくてもよい。

（５）実施形態１、２では、制御装置５０は、発電量PGの予測データを、ネットワークＮＷを介して予測データ提供所７０から入手した。発電量PGは、制御装置５０にて、予測してもよい。

（６）実施形態１、２では、制御装置５０は、電力の需給バランスが許容範囲外である場合に、電気の需給調整を行った。具体的には、PG＞PLの場合、受電電力Pgridの目標値を構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値よりも大きくして、電気の需要を増やす制御（Ｓ４３）を行った。PL＞PGの場合、受電電力Pgridの目標値を、構内負荷Ｌの消費電力PLの予測値よりも小さくして、電気の供給を増やす制御（Ｓ４５）を行った。

電気の需要を増やす制御（Ｓ４３）は、PG＞PLの条件が満たされればいつ行ってもよく、電力の需給バランスが許容範囲である時に行ってもよい。電気の供給を増やす制御（Ｓ４５）は、PL＞PGの条件が満たされればいつ行ってもよく、電力の需給バランスが許容範囲である時に行ってもよい。PG＞PLの場合に電気の需要が増加（電気の供給が減少）し、PL＞PGの場合に電気の供給が増加（電気の需要が減少）すればよく、受電電力Pgridの目標値は、Pgrid1＞０、Pgrid2＜０であってもよい。Pgrid1は、PG＞PLの場合における受電電力Pgridの目標値、Pgrid2は、PL＞PGの場合における受電電力Pgridの目標値である。また、Pgrid1＞Pgrid2の条件が満たされてもよい。

（７）実施形態１、２では、電気の需要過多の場合（図７の場合）、Pgrid2を－５ｋＷにするため、蓄電装置１５を放電した。蓄電装置１５を放電しなくても、受電電力をPgrid2に制御できる場合（例えば、Pgrid2＞０の場合）、蓄電装置１５は放電しなくてもよい。

１ 電力系統
２ 系統電源
３ 受電点
１０ 太陽光発電パネル（本発明の「分散型電源」の一例）
１５ 蓄電装置
２０ パワーコンディショナ（本発明の「電力制御装置」の一例）
２１ 第１コンバータ回路
２３ 第２コンバータ回路
３１ インバータ回路
４０ 外部計測器
５０ 制御装置
１２０Ａ マスタ装置
１２０Ｂ スレーブ装置
１２０Ｃ スレーブ装置

Claims (9)

1. 電力系統と連系しＥＭＳコントローラを有さない分散型電源用の電力制御装置であって、
   前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換を行う変換回路と、
   前記電力系統の受電点の受電電力が目標値になるように前記変換回路を制御する制御装置と、を有し、
   前記制御装置は、前記分散型電源の発電量の予測値と需要設備の消費電力の予測値とに基づいて電力の需給バランスを予測し、前記受電電力の目標値制御により電力の需給調整を行うことにより、前記電力系統の周波数を安定させる、電力制御装置。
2. 請求項１に記載の電力制御装置であって、
   前記制御装置は、電気の供給過多が予想される場合、前記受電電力の目標値制御により電気の需要を増加させる又は電気の供給を減少させることにより、前記電力系統の周波数上昇を抑える、電力制御装置。
3. 請求項１に記載の電力制御装置であって、
   前記制御装置は、電気の需要過多が予想される場合、前記受電電力の目標値制御により電気の供給を増加させる又は電気の需要を減少させることにより、前記電力系統の周波数低下を抑える、電力制御装置。
4. 請求項２に記載の電力制御装置であって、
   前記変換回路は、前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換又は前記電力系統から供給される電力を交流から直流に変換して出力する順変換を選択的に行う双方向の変換回路であり、
   前記変換回路には、前記分散型電源と並列に蓄電装置が接続され、
   前記制御装置は、電気の供給過多が予想される場合、前記受電電力の目標値を前記需要設備の消費電力よりも大きな値に変更し、前記変換回路を順変換動作させて、前記蓄電装置を充電する、電力制御装置。
5. 請求項３又は請求項４に記載の電力制御装置であって、
   前記変換回路は、前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換又は前記電力系統から供給される電力を交流から直流に変換して出力する順変換を選択的に行う双方向の変換回路であり、
   前記変換回路には、前記分散型電源と並列に蓄電装置が接続され、
   前記制御装置は、電気の需要過多が予想される場合、前記受電電力の目標値を前記需要設備の消費電力よりも小さい値に変更し、前記変換回路を逆変換動作させて、前記蓄電装置を放電する、電力制御装置。
6. 電力系統と連系する分散型電源用の電力制御装置であって、
   前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換を行う変換回路と、
   前記変換回路を制御する制御装置と、を有し、
   前記制御装置は、前記分散型電源の発電量の予測値と、需要設備の消費電力の予測値とに基づいて、前記電力系統の受電点の受電電力の目標値を変更し、
   前記受電点の前記受電電力が目標値になるように、前記変換回路の出力を制御し、
   前記変換回路は、前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換又は前記電力系統から供給される電力を交流から直流に変換して出力する順変換を選択的に行う双方向の変換回路であり、
   前記変換回路には、前記分散型電源と並列に蓄電装置が接続され、
   前記制御装置は、
   前記分散型電源の発電量の予測値が前記消費電力の予測値よりも大きい場合、前記受電電力の目標値を前記消費電力よりも大きな値に変更し、前記変換回路を順変換動作させて、前記蓄電装置を充電する、電力制御装置。
7. 電力系統と連系する分散型発電システムであって、
   請求項１～請求項６のいずれか一項に記載の電力制御装置と、
   前記電力制御装置に接続された分散型電源と、
   前記電力制御装置に接続された蓄電装置と、を備え、
   ＥＭＳコントローラを有さない、分散型発電システム。
8. ＥＭＳコントローラを有さない分散型電源用の電力制御装置の制御方法であって、
   電力系統の受電点の受電電力が目標値になるように前記分散型電源から供給される電力を直流から交流に変換して出力する逆変換を行う変換回路を制御し、
   前記分散型電源の発電量の予測値と需要設備の消費電力の予測値とに基づいて電力の需給バランスを予測し、前記電力系統の受電点の受電電力の目標値制御により電力の需給調整を行うことにより、前記電力系統の周波数を安定させる、電力制御装置の制御方法。
9. ＥＭＳコントローラを有さない分散型発電システムであって、
   電力系統に対して並列に接続された複数の電力制御装置と、
   複数の前記電力制御装置にそれぞれ接続された複数の分散型電源と、
   複数の前記電力制御装置にそれぞれ接続された複数の蓄電装置と、を備え、
   複数の前記電力制御装置は、
   マスタ装置と、前記マスタ装置に対して通信可能に接続されたスレーブ装置と、を含み、
   前記マスタ装置は、前記電力系統の受電点の受電電力が目標値になるように、前記マスタ装置及び前記スレーブ装置の出力電力を統合制御し、
   前記マスタ装置は、前記分散型電源の発電量の予測値と需要設備の消費電力の予測値とに基づいて電力の需給バランスを予測し、前記受電電力の目標値制御により電力の需給調整を行うことにより、前記電力系統の周波数を安定させる、分散型発電システム。

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