JP2000312438A - 系統連系システム - Google Patents
系統連系システムInfo
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- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
- Y02E10/50—Photovoltaic [PV] energy
- Y02E10/56—Power conversion systems, e.g. maximum power point trackers
Abstract
(57)【要約】
【課題】 最大電圧上昇値ΔＶｓの値を計算し、且つ設
定する作業を不要とすると共に、系統連系中は、負荷条
件によらず常に引込柱電圧が１０７Ｖを超えないような
制御を可能とする優れた系統連系システムを提供する。 【解決手段】 任意時刻の引込柱における一方の電力線
及び中性線間の電圧は、ある時刻と別の時刻における第
１電圧検出手段Ｖ１によって検出された電圧値の差を、
ある時刻と別の時刻における第１電流検出手段Ｉ１によ
って検出された電流値の差により除算し、除算した結果
と任意時刻における第１電流検出手段Ｉ１によって検出
された電流値との積に、任意時刻における第１電圧検出
手段Ｖ１によって検出された電圧値を加えたものであ
り、また任意時刻の引込柱５における他方の電力線及び
中性線間の電圧は、除算した結果と任意時刻における第
２電流検出手段Ｖ２によって検出された電流値との積
に、任意時刻における他の電力線に接続される負荷の電
圧値を加えたものであるようにして、任意時刻の引込柱
５における各電力線の中性線に対する電圧値を推定す
る。
定する作業を不要とすると共に、系統連系中は、負荷条
件によらず常に引込柱電圧が１０７Ｖを超えないような
制御を可能とする優れた系統連系システムを提供する。 【解決手段】 任意時刻の引込柱における一方の電力線
及び中性線間の電圧は、ある時刻と別の時刻における第
１電圧検出手段Ｖ１によって検出された電圧値の差を、
ある時刻と別の時刻における第１電流検出手段Ｉ１によ
って検出された電流値の差により除算し、除算した結果
と任意時刻における第１電流検出手段Ｉ１によって検出
された電流値との積に、任意時刻における第１電圧検出
手段Ｖ１によって検出された電圧値を加えたものであ
り、また任意時刻の引込柱５における他方の電力線及び
中性線間の電圧は、除算した結果と任意時刻における第
２電流検出手段Ｖ２によって検出された電流値との積
に、任意時刻における他の電力線に接続される負荷の電
圧値を加えたものであるようにして、任意時刻の引込柱
５における各電力線の中性線に対する電圧値を推定す
る。
Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】本発明は、太陽電池等の発電
設備と商用電力系統との系統連系システムに関するもの
である。
設備と商用電力系統との系統連系システムに関するもの
である。
【０００２】
【従来の技術】太陽電池等を電源とする自家用発電設備
は小規模なものが多いため、商用電力系統と連系するこ
とで、より安定な電力を得ることができるとともに、自
家用発電設備の余剰電力を商用電力系統に供給すること
により自家用発電設備の有効利用が図れることから、今
後、自家用発電設備の商用電力系統の連系は進むものと
考えられる。
は小規模なものが多いため、商用電力系統と連系するこ
とで、より安定な電力を得ることができるとともに、自
家用発電設備の余剰電力を商用電力系統に供給すること
により自家用発電設備の有効利用が図れることから、今
後、自家用発電設備の商用電力系統の連系は進むものと
考えられる。
【０００３】なお、系統連系するにあたっては電力品質
の維持が重要になるが、自家用発電設備が連系する場合
に必要な技術要件を定めたものが、資源エネルギー庁よ
り「系統連系技術要件ガイドライン」として交付されて
いる。
の維持が重要になるが、自家用発電設備が連系する場合
に必要な技術要件を定めたものが、資源エネルギー庁よ
り「系統連系技術要件ガイドライン」として交付されて
いる。
【０００４】一般に、系統連系システムとしては、図３
に示すものが知られている。同図において、直流電源１
と単相２線式インバータ２が自家用発電設備であり、引
込柱５と柱上トランス６と柱上トランス６より左側が商
用電力系統３である。自家用発電設備と商用電力系統３
は、単相３線式配電線で系統連系する。負荷８と主幹ブ
レーカ１４は、単相３線式配電線に接続される。電力検
出センサユニット７は、単相３線式配電線に備えられた
第１電流検出手段９、第２電流検出手段１０及び、第１
電圧検出手段１１からの検出値を入力し、単相２線式イ
ンバータ２との間に通信手段１９を備える。単相２線式
インバータ２は、単相３線式配電線に接続される第２電
圧検出手段１２及び、第３電圧検出手段１３からの検出
値を入力する。商用電力系統３は、引込柱５から分岐し
て各々隣接需要家へ接続される。
に示すものが知られている。同図において、直流電源１
と単相２線式インバータ２が自家用発電設備であり、引
込柱５と柱上トランス６と柱上トランス６より左側が商
用電力系統３である。自家用発電設備と商用電力系統３
は、単相３線式配電線で系統連系する。負荷８と主幹ブ
レーカ１４は、単相３線式配電線に接続される。電力検
出センサユニット７は、単相３線式配電線に備えられた
第１電流検出手段９、第２電流検出手段１０及び、第１
電圧検出手段１１からの検出値を入力し、単相２線式イ
ンバータ２との間に通信手段１９を備える。単相２線式
インバータ２は、単相３線式配電線に接続される第２電
圧検出手段１２及び、第３電圧検出手段１３からの検出
値を入力する。商用電力系統３は、引込柱５から分岐し
て各々隣接需要家へ接続される。
【０００５】次に、この系統連系システムの動作につい
て説明する。太陽電池等の直流電源１による直流電力を
単相２線式インバータ２が交流電力に変換し、負荷８で
消費されない余剰電力は商用電力系統に供給される。余
剰電力が、商用電力系統に供給されることを逆潮流と言
う。電力検出センサユニット７は、第１電流検出手段
９、第２電流検出手段１０及び、第１電圧検出手段１１
からの検出値によって負荷８で使用される電力を算出
し、通信手段１９によって単相２線式インバータ２に負
荷８で使用される電力値を知らせることもできる。単相
２線式インバータ２が、最大出力しているとき、負荷８
で全く消費されずに出力が、全て商用電力系統３に供給
される場合を最大逆潮流といい、以下に説明するように
最大電圧上昇値ΔＶｓを単相２線式インバータ２に設定
する。
て説明する。太陽電池等の直流電源１による直流電力を
単相２線式インバータ２が交流電力に変換し、負荷８で
消費されない余剰電力は商用電力系統に供給される。余
剰電力が、商用電力系統に供給されることを逆潮流と言
う。電力検出センサユニット７は、第１電流検出手段
９、第２電流検出手段１０及び、第１電圧検出手段１１
からの検出値によって負荷８で使用される電力を算出
し、通信手段１９によって単相２線式インバータ２に負
荷８で使用される電力値を知らせることもできる。単相
２線式インバータ２が、最大出力しているとき、負荷８
で全く消費されずに出力が、全て商用電力系統３に供給
される場合を最大逆潮流といい、以下に説明するように
最大電圧上昇値ΔＶｓを単相２線式インバータ２に設定
する。
【０００６】ここで、上述した系統連系技術要件ガイド
ラインでは、自家用発電設備を商用電力系統（低圧）に
連系する場合において、標準電圧１００Ｖに対しては、
最大逆潮流時において自家用発電設備を有する需要家と
隣接需要家との分岐点である引込柱での最高電圧が１０
７Ｖ以下となるように、電圧上昇抑制対策を実施するよ
う求めている。
ラインでは、自家用発電設備を商用電力系統（低圧）に
連系する場合において、標準電圧１００Ｖに対しては、
最大逆潮流時において自家用発電設備を有する需要家と
隣接需要家との分岐点である引込柱での最高電圧が１０
７Ｖ以下となるように、電圧上昇抑制対策を実施するよ
う求めている。
【０００７】この電圧上昇抑制対策の一例として、引込
柱の電圧を検出して電圧調整を行うのは困難であるた
め、最大逆潮流時における引込柱から自家用発電設備の
出力端の間の最大電圧上昇値ΔＶｓを、配電線のインピ
ーダンス等から計算で求め、１０７Ｖにこれを加えた値
を自家用発電設備の発電端出力電圧の上限として、用い
ている。即ち、発電端出力電圧が１０７Ｖ＋ΔＶｓを超
えたときは、自家用発電設備の出力端の出力電圧を抑制
する機能例が示されている。
柱の電圧を検出して電圧調整を行うのは困難であるた
め、最大逆潮流時における引込柱から自家用発電設備の
出力端の間の最大電圧上昇値ΔＶｓを、配電線のインピ
ーダンス等から計算で求め、１０７Ｖにこれを加えた値
を自家用発電設備の発電端出力電圧の上限として、用い
ている。即ち、発電端出力電圧が１０７Ｖ＋ΔＶｓを超
えたときは、自家用発電設備の出力端の出力電圧を抑制
する機能例が示されている。
【０００８】
【発明が解決しようとする課題】ところで、上述したよ
うに系統連系システムでは、自家用発電設備の出力端の
出力電圧が、１０７Ｖ+ΔＶｓを超えないような対策が
必要である。このため配電線のインピーダンスを測定し
て、最大電圧上昇値ΔＶｓを計算で求め、このΔＶｓの
値を自家用発電設備に設定する作業が、必要となる。ま
た、系統連系技術要件ガイドラインの中で示されている
最大電圧上昇値ΔＶｓの計算方法には、最大逆潮流時の
商用電力系統（低圧）内の負荷による電圧降下は、特定
できないことから、一般的には考慮しないとあり、負荷
条件によっては最大逆潮流時引込柱電圧が、１０７Ｖを
超える可能性がある。
うに系統連系システムでは、自家用発電設備の出力端の
出力電圧が、１０７Ｖ+ΔＶｓを超えないような対策が
必要である。このため配電線のインピーダンスを測定し
て、最大電圧上昇値ΔＶｓを計算で求め、このΔＶｓの
値を自家用発電設備に設定する作業が、必要となる。ま
た、系統連系技術要件ガイドラインの中で示されている
最大電圧上昇値ΔＶｓの計算方法には、最大逆潮流時の
商用電力系統（低圧）内の負荷による電圧降下は、特定
できないことから、一般的には考慮しないとあり、負荷
条件によっては最大逆潮流時引込柱電圧が、１０７Ｖを
超える可能性がある。
【０００９】本発明は、上述のような問題点を解決する
ために成されたもので、その目的とするところは、最大
電圧上昇値ΔＶｓの値を計算し、且つ設定する作業を不
要とするとともに、系統連系中は、負荷条件によらず常
に引込柱電圧が１０７Ｖを超えないような制御を可能と
する優れた系統連系システムを提供することにある。
ために成されたもので、その目的とするところは、最大
電圧上昇値ΔＶｓの値を計算し、且つ設定する作業を不
要とするとともに、系統連系中は、負荷条件によらず常
に引込柱電圧が１０７Ｖを超えないような制御を可能と
する優れた系統連系システムを提供することにある。
【００１０】
【課題を解決するための手段】本発明は上記の目的を達
成するために、系統連系システムにおいて、次の手段を
備えたものである。
成するために、系統連系システムにおいて、次の手段を
備えたものである。
【００１１】請求項１記載の系統連系システムは、任意
時刻の引込柱電圧を推定する方法を備える。これによ
り、ΔＶｓの値を計算・設定する作業を不要にできる。
時刻の引込柱電圧を推定する方法を備える。これによ
り、ΔＶｓの値を計算・設定する作業を不要にできる。
【００１２】請求項２記載の系統連系システムは、前記
任意時刻の引込柱電圧を推定する方法等により、自家用
発電設備の出力を抑制する方法を備える。これにより、
負荷条件によらず常に引込柱電圧が１０７Ｖを超えない
ような制御ができる。
任意時刻の引込柱電圧を推定する方法等により、自家用
発電設備の出力を抑制する方法を備える。これにより、
負荷条件によらず常に引込柱電圧が１０７Ｖを超えない
ような制御ができる。
【００１３】請求項３記載の系統連系システムは、前記
任意時刻の引込柱電圧を推定する方法において、負荷の
電圧値を他の３つの電圧検出手段によって推定する方法
を備える。これにより、低コストで請求項１記載の系統
連系システムを実現できる。
任意時刻の引込柱電圧を推定する方法において、負荷の
電圧値を他の３つの電圧検出手段によって推定する方法
を備える。これにより、低コストで請求項１記載の系統
連系システムを実現できる。
【００１４】
【発明の実施の形態】以下、本発明に係わる系統連系シ
ステムの第１の実施の形態について図１を、第２の実施
の形態について図２を用いて、夫々詳細に説明する。
ステムの第１の実施の形態について図１を、第２の実施
の形態について図２を用いて、夫々詳細に説明する。
【００１５】［第１の実施の形態］本図は任意時刻の引
込柱５電圧（Ｖｕ・Ｖｗ）を推定するフローを示したも
のである。先ずフローにおける各記号を説明すると、Ｖ
１ａは第１電圧検出手段Ｖ１の時刻ａにおける検出値、
Ｖ１ｂは第１電圧検出手段Ｖ１の時刻ｂにおける検出
値、Ｉ１ａは第１電流検出手段Ｉ１の時刻ａにおける検
出値、Ｉ１ｂは第１電流検出手段Ｉ１の時刻ｂにおける
検出値、Ｒは線路インピーダンスＲｕ+ Ｒｏ、Ｖｕｃは
一方の電力線及び中性線間の時刻ｃにおける引込柱推定
電圧値、Ｖ１ｃは第１電圧検出手段Ｖ１の時刻ｃにおけ
る検出値、Ｉ１ｃは第１電流検出手段Ｉ１の時刻ｃにお
ける検出値、Ｖｗｃは他の電力線及び中性線間の時刻ｃ
における引込柱推定電圧値、Ｖ３ｃは第３電圧検出手段
Ｖ３の時刻ｃにおける検出値、Ｖ２ｃは第２電圧検出手
段Ｖ２の時刻ｃにおける検出値、Ｉ２ｃは第２電流検出
手段Ｉ２の時刻ｃにおける検出値である。なお以上の各
手段は、従来例である図３の系統連系システムに記載さ
れているものと同じである。
込柱５電圧（Ｖｕ・Ｖｗ）を推定するフローを示したも
のである。先ずフローにおける各記号を説明すると、Ｖ
１ａは第１電圧検出手段Ｖ１の時刻ａにおける検出値、
Ｖ１ｂは第１電圧検出手段Ｖ１の時刻ｂにおける検出
値、Ｉ１ａは第１電流検出手段Ｉ１の時刻ａにおける検
出値、Ｉ１ｂは第１電流検出手段Ｉ１の時刻ｂにおける
検出値、Ｒは線路インピーダンスＲｕ+ Ｒｏ、Ｖｕｃは
一方の電力線及び中性線間の時刻ｃにおける引込柱推定
電圧値、Ｖ１ｃは第１電圧検出手段Ｖ１の時刻ｃにおけ
る検出値、Ｉ１ｃは第１電流検出手段Ｉ１の時刻ｃにお
ける検出値、Ｖｗｃは他の電力線及び中性線間の時刻ｃ
における引込柱推定電圧値、Ｖ３ｃは第３電圧検出手段
Ｖ３の時刻ｃにおける検出値、Ｖ２ｃは第２電圧検出手
段Ｖ２の時刻ｃにおける検出値、Ｉ２ｃは第２電流検出
手段Ｉ２の時刻ｃにおける検出値である。なお以上の各
手段は、従来例である図３の系統連系システムに記載さ
れているものと同じである。
【００１６】次に、このフローの動作を説明する。先ず
ステップ１にて、時刻ａとそれとは異なる時刻ｂにおけ
るＶ１ａ、Ｉ１ａＶ１ｂ、Ｉ１ｂを検出する。時刻ａと
時刻ｂの条件は、Ｉ１ａとＩ１ｂが異なる値を持ち、か
つ一方の電力線及び中性線間の時刻ａにおける実際の引
込柱電圧Ｖｕrａと一方の電力線及び中性線間の時刻ｂ
における実際の引込柱電圧Ｖｕrｂは等しい値を持つこ
とである。ここで、この条件の前半の意味するところ
は、一方の電力線に接続される負荷の入・切または単相
２線式インバータ２の出力変化によって、Ｉ１ａとＩ１
ｂが異なる値を持つことである。またこの条件の後半の
意味するところは、商用電力系統３の容量は単相２線式
インバータ２の容量と比較して十分大きいことと、一方
の電力線及び中性線間には隣接需要家の負荷等が接続さ
れることとから、(上述した条件の前半である）Ｉ１ａ
とＩ１ｂ が異なることによるＶｕrａ及びＶｕrｂへの
影響は小さいとして、ＶｕrａとＶｕrｂは等しい値を持
つことである。
ステップ１にて、時刻ａとそれとは異なる時刻ｂにおけ
るＶ１ａ、Ｉ１ａＶ１ｂ、Ｉ１ｂを検出する。時刻ａと
時刻ｂの条件は、Ｉ１ａとＩ１ｂが異なる値を持ち、か
つ一方の電力線及び中性線間の時刻ａにおける実際の引
込柱電圧Ｖｕrａと一方の電力線及び中性線間の時刻ｂ
における実際の引込柱電圧Ｖｕrｂは等しい値を持つこ
とである。ここで、この条件の前半の意味するところ
は、一方の電力線に接続される負荷の入・切または単相
２線式インバータ２の出力変化によって、Ｉ１ａとＩ１
ｂが異なる値を持つことである。またこの条件の後半の
意味するところは、商用電力系統３の容量は単相２線式
インバータ２の容量と比較して十分大きいことと、一方
の電力線及び中性線間には隣接需要家の負荷等が接続さ
れることとから、(上述した条件の前半である）Ｉ１ａ
とＩ１ｂ が異なることによるＶｕrａ及びＶｕrｂへの
影響は小さいとして、ＶｕrａとＶｕrｂは等しい値を持
つことである。
【００１７】実際に、この条件を満足するには、時刻ａ
及び時刻ｂの時間間隔を数分間とし、ステップ１の複数
回検出を行うこと等により、下述する（５）式の結果で
あるＲ値が真値に近づくと考える。なお、本発明におい
て、図３における全検出手段は時刻ａ，ｂ，ｃに関し、
通信手段１９によって、同期して検出することができる
ものとする。
及び時刻ｂの時間間隔を数分間とし、ステップ１の複数
回検出を行うこと等により、下述する（５）式の結果で
あるＲ値が真値に近づくと考える。なお、本発明におい
て、図３における全検出手段は時刻ａ，ｂ，ｃに関し、
通信手段１９によって、同期して検出することができる
ものとする。
【００１８】この条件は（１）式で表現される。 （１）式：Ｖｕrａ ＝ Ｖｕrｂ 一方、図３においては下記（２）式及び（３）式が成り
立つ。 （２）式：Ｖｕrａ ＝ (Ｒｕ+Ｒo)×Ｉ１ａ+ Ｖ１ａ （３）式：Ｖｕrｂ ＝ (Ｒｕ+Ｒo)×Ｉ１ｂ+ Ｖ１ｂ 次に、上記（１）式，（２）式及び（３）式より下記の
（４）式が導かれる。 （４）式：Ｒｕ+Ｒo ＝ (Ｖ１ａ−Ｖ１ｂ)／(Ｉ１ｂ −
Ｉ１ａ) 続いて、ステップ２にてΔＶ１ ＝ Ｖ１ａ−Ｖ１ｂと、
ステップ３にてΔＩ１ ＝ Ｉ１ｂ − Ｉ１ａ とおき、
Ｒ ＝ Ｒｕ+Ｒoとから、ステップ４にて（４）式は、下
記（５）式となる。 （５）式：Ｒ ＝ ΔＶ１÷ΔＩ１ 更にステップ５にて、図３において、任意時刻ｃでは
（５）式のＲを用いて下記（６）式が成り立つ。 （６）式： Ｖｕｃ ＝ Ｖ１ｃ+ Ｉ１ｃ×Ｒ このＶｕｃ
が、一方の電力線及び中性線間の引込柱推定電圧であ
る。
立つ。 （２）式：Ｖｕrａ ＝ (Ｒｕ+Ｒo)×Ｉ１ａ+ Ｖ１ａ （３）式：Ｖｕrｂ ＝ (Ｒｕ+Ｒo)×Ｉ１ｂ+ Ｖ１ｂ 次に、上記（１）式，（２）式及び（３）式より下記の
（４）式が導かれる。 （４）式：Ｒｕ+Ｒo ＝ (Ｖ１ａ−Ｖ１ｂ)／(Ｉ１ｂ −
Ｉ１ａ) 続いて、ステップ２にてΔＶ１ ＝ Ｖ１ａ−Ｖ１ｂと、
ステップ３にてΔＩ１ ＝ Ｉ１ｂ − Ｉ１ａ とおき、
Ｒ ＝ Ｒｕ+Ｒoとから、ステップ４にて（４）式は、下
記（５）式となる。 （５）式：Ｒ ＝ ΔＶ１÷ΔＩ１ 更にステップ５にて、図３において、任意時刻ｃでは
（５）式のＲを用いて下記（６）式が成り立つ。 （６）式： Ｖｕｃ ＝ Ｖ１ｃ+ Ｉ１ｃ×Ｒ このＶｕｃ
が、一方の電力線及び中性線間の引込柱推定電圧であ
る。
【００１９】また、他方の電力線及び中性線間の引込柱
推定電圧Ｖｗｃは他方の電力線及び中性線間の負荷電圧
Ｖi１ｃを測定する方法によって、図３上、任意時刻ｃ
において（５）式のＲを用いて（７）式が成り立つ。 （７）式：Ｖｗｃ ＝ Ｖi１ｃ + Ｉ２ｃ×Ｒ ここで、（７）式はＲに前提を設けている。その前提と
は引込柱から負荷接続点までの電線は、一方の電力線、
中性線及び他の電力線のいずれも同種電線と同電線長さ
を用いることで、下記（８）式で表現されるように、同
インピーダンスとすることである。 （８）式：Ｒｕ ＝Ｒo＝Ｒｗ この（８）式によって、
上記（７）式のＲ（＝Ｒo+Ｒｗ）は下記の（９）式とな
る。 （９）式：Ｒ ＝ Ｒo+Ｒｗ ＝ Ｒｕ +Ｒo 従って、上記（５）式のＲを用いて（７）式が成り立つ
ことが言える。
推定電圧Ｖｗｃは他方の電力線及び中性線間の負荷電圧
Ｖi１ｃを測定する方法によって、図３上、任意時刻ｃ
において（５）式のＲを用いて（７）式が成り立つ。 （７）式：Ｖｗｃ ＝ Ｖi１ｃ + Ｉ２ｃ×Ｒ ここで、（７）式はＲに前提を設けている。その前提と
は引込柱から負荷接続点までの電線は、一方の電力線、
中性線及び他の電力線のいずれも同種電線と同電線長さ
を用いることで、下記（８）式で表現されるように、同
インピーダンスとすることである。 （８）式：Ｒｕ ＝Ｒo＝Ｒｗ この（８）式によって、
上記（７）式のＲ（＝Ｒo+Ｒｗ）は下記の（９）式とな
る。 （９）式：Ｒ ＝ Ｒo+Ｒｗ ＝ Ｒｕ +Ｒo 従って、上記（５）式のＲを用いて（７）式が成り立つ
ことが言える。
【００２０】以上のことにより、下記の（６）式及び
（７）式が任意時刻ｃにおける引込柱電圧（Ｖｕｃ・Ｖ
ｗｃ）推定の結果となる。 （６）式： Ｖｕｃ ＝ Ｖ１ｃ+ Ｉ１ｃ×Ｒ （７）式：Ｖｗｃ ＝ Ｖi１ｃ + Ｉ２ｃ×Ｒ ［第２の実施の形態］本図は、推定電圧に基づくインバ
ータ出力制御フローを示したものである。先ずステップ
７にて、上述の第１の実施の形態にて説明した（６）式
及び（７）式を用いて任意時刻での引込柱電圧を推定
し、次にステップ８にて、推定された引込柱電圧と１０
７Ｖを比べ、引込柱電圧＞１０７Ｖのときは、ステップ
９にて単相２線式インバータの出力を抑制し、引込柱電
圧＜１０７Ｖのときはステップ１０にて、単相２線式イ
ンバータの出力を抑制しない。
（７）式が任意時刻ｃにおける引込柱電圧（Ｖｕｃ・Ｖ
ｗｃ）推定の結果となる。 （６）式： Ｖｕｃ ＝ Ｖ１ｃ+ Ｉ１ｃ×Ｒ （７）式：Ｖｗｃ ＝ Ｖi１ｃ + Ｉ２ｃ×Ｒ ［第２の実施の形態］本図は、推定電圧に基づくインバ
ータ出力制御フローを示したものである。先ずステップ
７にて、上述の第１の実施の形態にて説明した（６）式
及び（７）式を用いて任意時刻での引込柱電圧を推定
し、次にステップ８にて、推定された引込柱電圧と１０
７Ｖを比べ、引込柱電圧＞１０７Ｖのときは、ステップ
９にて単相２線式インバータの出力を抑制し、引込柱電
圧＜１０７Ｖのときはステップ１０にて、単相２線式イ
ンバータの出力を抑制しない。
【００２１】また、ステップ９あるいは、ステップ１０
を終えた後は、ステップ７へ戻る。ステップ７〜ステッ
プ９のサイクルあるいは、ステップ７〜ステップ１０の
サイクル所謂フィードバック制御を行うことで、常時引
込柱電圧が１０７Ｖを超えないようにする。これによ
り、負荷条件によらず常に引込柱電圧が１０７Ｖを超え
ないような制御ができる。
を終えた後は、ステップ７へ戻る。ステップ７〜ステッ
プ９のサイクルあるいは、ステップ７〜ステップ１０の
サイクル所謂フィードバック制御を行うことで、常時引
込柱電圧が１０７Ｖを超えないようにする。これによ
り、負荷条件によらず常に引込柱電圧が１０７Ｖを超え
ないような制御ができる。
【００２２】また、上述の（７）式において使用する他
の電力線及び、中性線間の負荷電圧Ｖi１ｃを測定する
方法として、該当箇所に新たに電圧検出手段を設けず
に、図３に既設されている電圧検出手段を利用する方法
について説明する。ここで、単相２線式インバータ２と
負荷接続点までの電線は、一方の電力線、中性線、他方
の電力線のいずれも同種電線及び同電線長さを用いるこ
とで同インピーダンスとする前提を設ける。即ち、それ
ぞれのインピーダンスをｒとする。
の電力線及び、中性線間の負荷電圧Ｖi１ｃを測定する
方法として、該当箇所に新たに電圧検出手段を設けず
に、図３に既設されている電圧検出手段を利用する方法
について説明する。ここで、単相２線式インバータ２と
負荷接続点までの電線は、一方の電力線、中性線、他方
の電力線のいずれも同種電線及び同電線長さを用いるこ
とで同インピーダンスとする前提を設ける。即ち、それ
ぞれのインピーダンスをｒとする。
【００２３】また、単相２線式インバータ２は出力電流
を中性線に流さず、一方の電力線に出力した電流が他の
電力線から戻る閉ループを形成するので、一方の電力線
に出力する電流と他の電力線から戻る電流は大きさが等
しい。この電流をＩとするとｒ、Ｉを用いて、図３にお
いて、下記（１０）式及び（１１）式が成り立つ。ただ
し、Ｉは任意時刻ｃにおける電流である。 （１０）式： r×Ｉ ＝ Ｖ２ｃ−Ｖ１ｃ （１１）式： r×Ｉ ＝ Ｖ３ｃ−Ｖi１ｃ この（１０）式及び（１１）式から、下記（１２）式が
導かれる。 （１２）式：Ｖi１ｃ ＝ Ｖ３ｃ + Ｖ１ｃ− Ｖ２ｃ この（１２）式は、他の電力線及び中性線間の負荷電圧
Ｖi１ｃを図３に示す既設の電圧検出手段Ｖ３ｃ、Ｖ１
ｃ、Ｖ２ｃにより、求めることができることを示す。こ
れにより、低コストで上述した第１の実施の形態の系統
連系システムを実現できる。
を中性線に流さず、一方の電力線に出力した電流が他の
電力線から戻る閉ループを形成するので、一方の電力線
に出力する電流と他の電力線から戻る電流は大きさが等
しい。この電流をＩとするとｒ、Ｉを用いて、図３にお
いて、下記（１０）式及び（１１）式が成り立つ。ただ
し、Ｉは任意時刻ｃにおける電流である。 （１０）式： r×Ｉ ＝ Ｖ２ｃ−Ｖ１ｃ （１１）式： r×Ｉ ＝ Ｖ３ｃ−Ｖi１ｃ この（１０）式及び（１１）式から、下記（１２）式が
導かれる。 （１２）式：Ｖi１ｃ ＝ Ｖ３ｃ + Ｖ１ｃ− Ｖ２ｃ この（１２）式は、他の電力線及び中性線間の負荷電圧
Ｖi１ｃを図３に示す既設の電圧検出手段Ｖ３ｃ、Ｖ１
ｃ、Ｖ２ｃにより、求めることができることを示す。こ
れにより、低コストで上述した第１の実施の形態の系統
連系システムを実現できる。
【００２４】
【発明の効果】以上説明したように、請求項１記載の系
統連系システムによれば、任意時刻の引込柱電圧を推定
する方法を備えることにより、ΔＶｓの値を計算し設定
する作業を不要にできると言う効果を奏する。
統連系システムによれば、任意時刻の引込柱電圧を推定
する方法を備えることにより、ΔＶｓの値を計算し設定
する作業を不要にできると言う効果を奏する。
【００２５】請求項２記載の系統連系システムによれ
ば、任意時刻の引込柱電圧を推定する方法等により、自
家用発電設備の出力を抑制する方法を備えることで、負
荷条件によらず常に引込柱電圧が１０７Ｖを超えないよ
うな制御ができる。即ち系統連系技術要件ガイドライン
の中で示されている負荷を考慮しない計算方法により求
めたΔＶｓにより出力を抑制する方法より優れると言う
効果を奏する。
ば、任意時刻の引込柱電圧を推定する方法等により、自
家用発電設備の出力を抑制する方法を備えることで、負
荷条件によらず常に引込柱電圧が１０７Ｖを超えないよ
うな制御ができる。即ち系統連系技術要件ガイドライン
の中で示されている負荷を考慮しない計算方法により求
めたΔＶｓにより出力を抑制する方法より優れると言う
効果を奏する。
【００２６】請求項３記載の系統連系システムによれ
ば、請求項１記載の発明の効果に加え更に、任意時刻の
引込柱電圧を推定する方法において、負荷の電圧値を他
の３つの電圧検出手段によって推定する方法を備えるこ
とにより、低コストで実現できると言う効果を奏する。
ば、請求項１記載の発明の効果に加え更に、任意時刻の
引込柱電圧を推定する方法において、負荷の電圧値を他
の３つの電圧検出手段によって推定する方法を備えるこ
とにより、低コストで実現できると言う効果を奏する。
【図１】本発明に係わる系統連系システムの第１の実施
の形態における任意時刻の引込柱電圧（Ｖｕ・Ｖｗ）を
推定するフロー図である。
の形態における任意時刻の引込柱電圧（Ｖｕ・Ｖｗ）を
推定するフロー図である。
【図２】本発明に係わる系統連系システムの第２の実施
の形態における推定電圧に基づくインバータ出力制御フ
ロー図である。
の形態における推定電圧に基づくインバータ出力制御フ
ロー図である。
【図３】従来の系統連系システムを示す図である。
１ 直流電源 ２ 単相２線式インバータ ３ 商用電力系統 ４ 柱上トランス ５ 引込柱 ６ 引込柱から負荷接続点までの線路インピーダンス ７ 電力検出センサユニット ８ 負荷 ９ 第１電流検出手段 １０ 第２電流検出手段 １１ 第１電圧検出手段 １２ 第２電圧検出手段 １３ 第３電圧検出手段 １４ 主幹ブレーカ １５ 一方の電力線 １６ 中性線 １７ 他の電力線 １８ 単相３線式配電線 １９ 通信手段 ２０ 単相２線式インバータと負荷接続点までの線路イ
ンピーダンス
ンピーダンス
【手続補正書】
【提出日】平成１２年８月９日（２０００．８．９）
【手続補正１】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】０００４
【補正方法】変更
【補正内容】
【０００４】一般に、系統連系システムとしては、図３
に示すものが知られている。同図において、直流電源１
と単相２線式インバータ２が自家用発電設備であり、引
込柱５と柱上トランス４と柱上トランス４より左側が商
用電力系統３である。自家用発電設備と商用電力系統３
は、単相３線式配電線で系統連系する。負荷８と主幹ブ
レーカ１４は、単相３線式配電線に接続される。電力検
出センサユニット７は、単相３線式配電線に備えられた
第１電流検出手段９、第２電流検出手段１０及び、第１
電圧検出手段１１からの検出値を入力し、単相２線式イ
ンバータ２との間に通信手段１９を備える。単相２線式
インバータ２は、単相３線式配電線に接続される第２電
圧検出手段１２及び、第３電圧検出手段１３からの検出
値を入力する。商用電力系統３は、引込柱５から分岐し
て各々隣接需要家へ接続される。
に示すものが知られている。同図において、直流電源１
と単相２線式インバータ２が自家用発電設備であり、引
込柱５と柱上トランス４と柱上トランス４より左側が商
用電力系統３である。自家用発電設備と商用電力系統３
は、単相３線式配電線で系統連系する。負荷８と主幹ブ
レーカ１４は、単相３線式配電線に接続される。電力検
出センサユニット７は、単相３線式配電線に備えられた
第１電流検出手段９、第２電流検出手段１０及び、第１
電圧検出手段１１からの検出値を入力し、単相２線式イ
ンバータ２との間に通信手段１９を備える。単相２線式
インバータ２は、単相３線式配電線に接続される第２電
圧検出手段１２及び、第３電圧検出手段１３からの検出
値を入力する。商用電力系統３は、引込柱５から分岐し
て各々隣接需要家へ接続される。
【手続補正２】
【補正対象書類名】明細書
【補正対象項目名】００１６
【補正方法】変更
【補正内容】
【００１６】次に、このフローの動作を説明する。先ず
ステップ１にて、時刻ａとそれとは異なる時刻ｂにおけ
るＶ１ａ、Ｉ１ａ．Ｖ１ｂ、Ｉ１ｂを検出する。時刻ａ
と時刻ｂの条件は、Ｉ１ａとＩ１ｂが異なる値を持ち、
かつ一方の電力線及び中性線間の時刻ａにおける実際の
引込柱電圧Ｖｕrａと一方の電力線及び中性線間の時刻
ｂにおける実際の引込柱電圧Ｖｕrｂは等しい値を持つ
ことである。ここで、この条件の前半の意味するところ
は、一方の電力線に接続される負荷の入・切または単相
２線式インバータ２の出力変化によって、Ｉ１ａとＩ１
ｂが異なる値を持つことである。またこの条件の後半の
意味するところは、商用電力系統３の容量は単相２線式
インバータ２の容量と比較して十分大きいことと、一方
の電力線及び中性線間には隣接需要家の負荷等が接続さ
れることとから、（上述した条件の前半である）１１ａ
とＩ１ｂが異なることによるＶｕrａ及びＶｕrｂへの影
響は小さいとして、ＶｕrａとＶｕrｂは等しい値を持つ
ことである。
ステップ１にて、時刻ａとそれとは異なる時刻ｂにおけ
るＶ１ａ、Ｉ１ａ．Ｖ１ｂ、Ｉ１ｂを検出する。時刻ａ
と時刻ｂの条件は、Ｉ１ａとＩ１ｂが異なる値を持ち、
かつ一方の電力線及び中性線間の時刻ａにおける実際の
引込柱電圧Ｖｕrａと一方の電力線及び中性線間の時刻
ｂにおける実際の引込柱電圧Ｖｕrｂは等しい値を持つ
ことである。ここで、この条件の前半の意味するところ
は、一方の電力線に接続される負荷の入・切または単相
２線式インバータ２の出力変化によって、Ｉ１ａとＩ１
ｂが異なる値を持つことである。またこの条件の後半の
意味するところは、商用電力系統３の容量は単相２線式
インバータ２の容量と比較して十分大きいことと、一方
の電力線及び中性線間には隣接需要家の負荷等が接続さ
れることとから、（上述した条件の前半である）１１ａ
とＩ１ｂが異なることによるＶｕrａ及びＶｕrｂへの影
響は小さいとして、ＶｕrａとＶｕrｂは等しい値を持つ
ことである。
───────────────────────────────────────────────────── フロントページの続き (72)発明者 岡本 信一郎 大阪府門真市大字門真1048番地松下電工株 式会社内 Ｆターム(参考） 5G066 AE01 AE09 AE14 DA07 HA17 HB06 5H007 AA12 BB07 CC09 DA06 DB02 DC02 DC03 DC05 GA06
Claims (3)
- 【請求項１】 太陽電池等の直流電源と、直流電源が出
力する直流電力を交流電力に変換し単相３線式配電線の
両方の電力線間に出力する単相２線式インバータと、単
相２線式インバータと連系して負荷に電力を供給する商
用電力系統と、商用電力系統の柱上トランス二次側から
隣接需要家へ配電する引込柱と、引込柱と負荷の間の単
相３線式配電線の一方の電力線を流れる電流の大きさお
よび向きを検出できる第１電流検出手段と、引込柱と負
荷の間の単相３線式配電線の他方の電力線を流れる電流
の大きさおよび向きを検出できる第２電流検出手段と、
一方の電力線及び中性線間の負荷電圧を検出できる第１
電圧検出手段と、第１電流検出手段と第２電流検出手段
と第１電圧検出手段によって検出されたそれぞれの値か
ら負荷で使用される電力を算出する電力検出センサユニ
ットと、電力検出センサユニットと単相２線式インバー
タがそれぞれ持つ情報を相互に交換できる通信手段と、
一方の電力線及び中性線間の単相２線式インバータ出力
端電圧を検出できる第２電圧検出手段と、他方の電力線
及び中性線間の単相２線式インバータ出力端電圧を検出
できる第３電圧検出手段と、から成る系統連系システム
において、任意時刻の引込柱における一方の電力線及び
中性線間の電圧は、ある時刻とそれとは異なる別の時刻
における第１電圧検出手段によって検出された電圧値の
差を、ある時刻とそれとは異なる別の時刻における第１
電流検出手段によって検出された電流値の差により除算
し、除算した結果と任意時刻における第１電流検出手段
によって検出された電流値との積に、任意時刻における
第１電圧検出手段によって検出された電圧値を加えたも
のであり、また任意時刻の引込柱における他方の電力線
及び中性線間の電圧は、除算した結果と任意時刻におけ
る第２電流検出手段によって検出された電流値との積
に、任意時刻における他の電力線に接続される負荷の電
圧値を加えたものであるようにして、任意時刻の引込柱
における各電力線の中性線に対する電圧値を推定するこ
とを特徴とする系統連系システム。 - 【請求項２】 任意時刻の引込柱における電力線の中性
線に対する推定電圧値が、それぞれ予め電力会社等で決
められたある上限電圧値を超えた場合には、単相２線式
インバータの出力を抑制することを特徴とする請求項１
記載の系統連系システム。 - 【請求項３】 他方の電力線に接続される負荷の電圧値
は、第１電圧検出手段により検出された電圧値と第２電
圧検出手段により検出された電圧値との差に、第３電圧
検出手段により検出された電圧値を加えたものとするこ
とを特徴とする請求項１記載の系統連系システム。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP11117142A JP2000312438A (ja) | 1999-04-23 | 1999-04-23 | 系統連系システム |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| JP11117142A JP2000312438A (ja) | 1999-04-23 | 1999-04-23 | 系統連系システム |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| JP2000312438A true JP2000312438A (ja) | 2000-11-07 |
Family
ID=14704507
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| JP11117142A Withdrawn JP2000312438A (ja) | 1999-04-23 | 1999-04-23 | 系統連系システム |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| JP (1) | JP2000312438A (ja) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002320332A (ja) * | 2001-04-20 | 2002-10-31 | Osaka Gas Co Ltd | 分散型発電装置の運転制御装置 |
| JP2008271745A (ja) * | 2007-04-24 | 2008-11-06 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 分散型電源制御装置、方法及びプログラム |
| JP4644311B1 (ja) * | 2010-09-02 | 2011-03-02 | 積水化学工業株式会社 | 電圧計測装置と電力監視システム |
| JP2016063575A (ja) * | 2014-09-16 | 2016-04-25 | シャープ株式会社 | パワーコンディショナ |
| CN108574300A (zh) * | 2018-04-19 | 2018-09-25 | 中国科学院电工研究所 | 一种基于相似性聚合的分布式光伏发电功率状态估计方法 |
-
1999
- 1999-04-23 JP JP11117142A patent/JP2000312438A/ja not_active Withdrawn
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JP2002320332A (ja) * | 2001-04-20 | 2002-10-31 | Osaka Gas Co Ltd | 分散型発電装置の運転制御装置 |
| JP4540248B2 (ja) * | 2001-04-20 | 2010-09-08 | 大阪瓦斯株式会社 | 分散型発電装置の運転制御装置 |
| JP2008271745A (ja) * | 2007-04-24 | 2008-11-06 | Chugoku Electric Power Co Inc:The | 分散型電源制御装置、方法及びプログラム |
| JP4644311B1 (ja) * | 2010-09-02 | 2011-03-02 | 積水化学工業株式会社 | 電圧計測装置と電力監視システム |
| JP2012073029A (ja) * | 2010-09-02 | 2012-04-12 | Sekisui Chem Co Ltd | 電圧計測装置と電力監視システム |
| JP2016063575A (ja) * | 2014-09-16 | 2016-04-25 | シャープ株式会社 | パワーコンディショナ |
| CN108574300A (zh) * | 2018-04-19 | 2018-09-25 | 中国科学院电工研究所 | 一种基于相似性聚合的分布式光伏发电功率状态估计方法 |
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A300 | Withdrawal of application because of no request for examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A300 Effective date: 20060704 |