JP2006246620A - 分散型電源装置、その制御システム、および分散型電源の制御方法 - Google Patents
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Abstract
【課題】雷による影響が予想される場合に、迅速かつ確実に分散型電源装置の切り離しを行う分散型電源装置、その制御システム、および分散型電源の制御方法を提供する。
【解決手段】分散型電源装置の制御システム１００は、ネットワーク１１０を介して接続された雷事故予測サーバ１０４と、分散型電源装置１の制御装置２１とを含む。雷が発生すると、雷事故予測サーバ１０４は雷情報を制御装置２１に送信し、制御装置２１は受信した雷情報に応じて、分散型電源装置１を商用電力系統５から切り離す等の処理を行う。処理結果は雷事故予測サーバ１０４にフィードバックされる。
【選択図】図１
【解決手段】分散型電源装置の制御システム１００は、ネットワーク１１０を介して接続された雷事故予測サーバ１０４と、分散型電源装置１の制御装置２１とを含む。雷が発生すると、雷事故予測サーバ１０４は雷情報を制御装置２１に送信し、制御装置２１は受信した雷情報に応じて、分散型電源装置１を商用電力系統５から切り離す等の処理を行う。処理結果は雷事故予測サーバ１０４にフィードバックされる。
【選択図】図１
Description
この発明は、負荷平準化のための商用電力系統に連系する分散型電源装置、その制御システム、および分散型電源の制御方法に関する。
ナトリウム−硫黄電池などの電池を用いた分散型電源装置は、電力使用量の少ない夜間に電力を充電し、電力ピークの昼間に放電することにより、契約電力の削減や電気料金の削減ができる。そして、通常は商用系統に接続されて電気料金の削減のために充放電運転を行う連系モードで運転され、商用系統に停電が発生したとき、商用系統から切り離して負荷給電の自立モードで運転される。この商用系統との接続・切離を行うとき、分散型電源装置を一旦停止し、連系用遮断器を解列したのち自立モードに交替する、または停電検出後高速に高速スイッチにより解列すると同時に自立モードに運転モードを変更する（たとえば特許文献１参照。）。
また、このような分散型電源装置の接続または切り離しを要する状況の例として、雷が発生した場合が挙げられる。
連系モードで運転中の分散型電源装置は、送電線への落雷等による瞬間的な低電圧状態が発生すると、運転が停止する場合がある。このような運転停止によって、負荷が電力系統に接続されたまま分散型電源装置が電源として動作しなくなると、電力系統全体の電力供給能力が減少する。こうなると電力系統の発電予備力が著しく減少するので、これを避けるために、雷が発生した場合には、事前に重要負荷と分散型電源装置とを切り離して自立運転させておき、雷が遠ざかった後に再接続する必要がある。
雷に関する情報を定量的に算出して提供するシステムが既知である（たとえば特許文献２参照）。雷に関する情報を分散型電源装置の操作員が受信すると、その内容に応じて分散型電源装置を切り離す等の処置をとる。
連系モードで運転中の分散型電源装置は、送電線への落雷等による瞬間的な低電圧状態が発生すると、運転が停止する場合がある。このような運転停止によって、負荷が電力系統に接続されたまま分散型電源装置が電源として動作しなくなると、電力系統全体の電力供給能力が減少する。こうなると電力系統の発電予備力が著しく減少するので、これを避けるために、雷が発生した場合には、事前に重要負荷と分散型電源装置とを切り離して自立運転させておき、雷が遠ざかった後に再接続する必要がある。
雷に関する情報を定量的に算出して提供するシステムが既知である（たとえば特許文献２参照）。雷に関する情報を分散型電源装置の操作員が受信すると、その内容に応じて分散型電源装置を切り離す等の処置をとる。
しかしながら、従来の分散型電源装置の運転方法においては、接続または切り離しを要する状況が生じた後、実際に接続または切り離しが開始されるためには、操作員が状況を把握して指示を出すまで待たねばならい。このため、操作員の過誤あるいは対応の遅れによって有効な対応ができなくなり、落雷によって分散型電源装置が停止してしまい電力系統の発電予備力低下が発生してしまうという問題がある。
たとえば、落雷による電圧低下が事前に予想されていたにもかかわらず、操作員がこれを認識して切り離し指示を出すまでに時間がかかり、切り離しを実行する前に電圧低下が発生して分散型電源装置が停止してしまうような場合である。
たとえば、落雷による電圧低下が事前に予想されていたにもかかわらず、操作員がこれを認識して切り離し指示を出すまでに時間がかかり、切り離しを実行する前に電圧低下が発生して分散型電源装置が停止してしまうような場合である。
この発明は、このような問題点を解決するためになされたものであり、雷による影響が予想される場合に、迅速かつ確実に分散型電源装置の切り離しを行う分散型電源装置、その制御システム、および分散型電源の制御方法を提供する。
上述の問題点を解決するため、この発明に係る分散型電源装置は、商用電力系統と受電点で連系する所内系統を介して重要負荷と並列に接続され、電力を貯蔵する分散型電源と、開放されることによって、上記重要負荷と上記分散型電源とを上記所内系統から切り離し、投入されることによって、上記重要負荷と上記分散型電源とを上記所内系統に接続する、解列用遮断器と、上記解列用遮断器の動作を制御する制御装置とを備え、上記制御装置は、外部のネットワークに接続され、上記制御装置は、上記ネットワークを介して受信する情報に応じて、上記解列用遮断器の開放および投入を制御する。
また、この発明に係る分散型電源装置の制御システムは、上記分散型電源装置と、上記ネットワークを介して、上記雷予測データを上記制御装置に送信する雷事故予測サーバと
を備える。
を備える。
また、この発明に係る分散型電源の制御方法は、商用電力系統と受電点で連系する所内系統を介して重要負荷と並列に接続され、電力を貯蔵する分散型電源と、開放されることによって、上記重要負荷と上記分散型電源とを上記所内系統から切り離し、投入されることによって、上記重要負荷と上記分散型電源とを上記所内系統に接続する、解列用遮断器とを備える、分散型電源の制御方法であって、外部のネットワークを介して受信する雷予測データに応じて、上記解列用遮断器の開放および投入を制御する。
この発明に係る分散型電源装置、その制御システム、および分散型電源の制御方法は、接続または切り離しを要する状況の発生に際し、迅速かつ確実に分散型電源装置の切り離しを実施するので、電力系統の発電予備力低下を回避する。
実施の形態１．
図１は、この発明の実施の形態１に係る分散型電源装置の制御システム１００を含む構成を示す概略図である。
１つまたは複数の発電所１０６を含む商用電力系統５から、１つまたは複数の需要家１０２が電力の供給を受けている。需要家１０２は、後述する分散型電源装置１を備え、さらにこの分散型電源装置１は制御装置２１を備える。制御装置２１はそれぞれ、インターネット等の周知のネットワーク１１０と通信可能に接続されている。また、ネットワーク１１０には、図示されない既存の雷情報提供システムから取り込んだデータをもとに雷事故に関する確率を算出する雷事故予測サーバ１０４も、通信可能に接続されている。
雷事故予測サーバ１０４は、その内部に、送配電線路の所在および設備情報を含むデータベースである送配電線路ＤＢと、ナトリウム−硫黄電池の所有者の氏名（名称）、住所（所在地）、および重要負荷に関する情報を含むデータベースであるナトリウム−硫黄電池所有者ＤＢと、過去に算出された雷事故率および電圧低下率、ならびに実際の雷事故データおよび電圧低下データに関する情報を含むデータベースである事故実績ＤＢと、商用電力系統５に含まれる発電所１０６に関する情報、たとえば所在地・出力等を含むデータベースである系統情報ＤＢとを含む。
この雷事故予測サーバ１０４と、ネットワーク１１０と、制御装置２１とが、分散型電源装置の制御システム１００を構成する。
図１は、この発明の実施の形態１に係る分散型電源装置の制御システム１００を含む構成を示す概略図である。
１つまたは複数の発電所１０６を含む商用電力系統５から、１つまたは複数の需要家１０２が電力の供給を受けている。需要家１０２は、後述する分散型電源装置１を備え、さらにこの分散型電源装置１は制御装置２１を備える。制御装置２１はそれぞれ、インターネット等の周知のネットワーク１１０と通信可能に接続されている。また、ネットワーク１１０には、図示されない既存の雷情報提供システムから取り込んだデータをもとに雷事故に関する確率を算出する雷事故予測サーバ１０４も、通信可能に接続されている。
雷事故予測サーバ１０４は、その内部に、送配電線路の所在および設備情報を含むデータベースである送配電線路ＤＢと、ナトリウム−硫黄電池の所有者の氏名（名称）、住所（所在地）、および重要負荷に関する情報を含むデータベースであるナトリウム−硫黄電池所有者ＤＢと、過去に算出された雷事故率および電圧低下率、ならびに実際の雷事故データおよび電圧低下データに関する情報を含むデータベースである事故実績ＤＢと、商用電力系統５に含まれる発電所１０６に関する情報、たとえば所在地・出力等を含むデータベースである系統情報ＤＢとを含む。
この雷事故予測サーバ１０４と、ネットワーク１１０と、制御装置２１とが、分散型電源装置の制御システム１００を構成する。
図２は、この発明の実施の形態１に係る分散型電源装置が連系された電力系統図である。
この発明に係る分散型電源装置１は、図２に示すように、接続点４において重要負荷２と並列に接続され、重要負荷２と分散型電源装置１は、解列用遮断器１１を通して所内系統３に接続される。さらに、受電点６と所内系統３との間に設置される受電用遮断器９を通して受電点６において商用電力系統５に連系される。
なお、ここでいう重要負荷２は、瞬時の電圧低下などにより処理が中断してしまうコンピュータや連続的に製品が流されていて条件がわずかに変化したときでも大きな影響を受ける半導体製造ラインなどを意味するが、顧客により判断基準は異なるので、上述の例に限るものではない。
この分散型電源装置１は、電力使用量の少ない夜間に商用電力系統５から受電して分散型電源としてのナトリウム−硫黄電池７に電力を貯え、電力使用量の多い昼間にナトリウム−硫黄電池７から電力を放出し、重要負荷２および一般負荷１８に電力を供給する。このようにすると商用電力系統５から受電点６を経由して重要負荷２、一般負荷１８および分散型電源装置１に供給される電力が平準化されて最大需要電力が低下する。そして最大需要電力に比例して決められている契約電力が小さくなるので、基本料金を削減することができる。
この発明に係る分散型電源装置１は、図２に示すように、接続点４において重要負荷２と並列に接続され、重要負荷２と分散型電源装置１は、解列用遮断器１１を通して所内系統３に接続される。さらに、受電点６と所内系統３との間に設置される受電用遮断器９を通して受電点６において商用電力系統５に連系される。
なお、ここでいう重要負荷２は、瞬時の電圧低下などにより処理が中断してしまうコンピュータや連続的に製品が流されていて条件がわずかに変化したときでも大きな影響を受ける半導体製造ラインなどを意味するが、顧客により判断基準は異なるので、上述の例に限るものではない。
この分散型電源装置１は、電力使用量の少ない夜間に商用電力系統５から受電して分散型電源としてのナトリウム−硫黄電池７に電力を貯え、電力使用量の多い昼間にナトリウム−硫黄電池７から電力を放出し、重要負荷２および一般負荷１８に電力を供給する。このようにすると商用電力系統５から受電点６を経由して重要負荷２、一般負荷１８および分散型電源装置１に供給される電力が平準化されて最大需要電力が低下する。そして最大需要電力に比例して決められている契約電力が小さくなるので、基本料金を削減することができる。
また、商用電力系統５が停電しているとき、解列用遮断器１１を開放し、分散型電源装置１を自立モードで運転して重要負荷２に対して電力を供給して停電の影響を極力避けることができる。
最初に、この発明を適用する電力系統について図２を参照して詳細に説明する。
受電点６と接続点４の間には、受電点６側から商用電力系統５と所内系統３とを連系する受電用遮断器９、条件が揃ったとき分散型電源装置１および重要負荷２を所内系統３から切り離す解列用遮断器１１、解列用遮断器１１の系統側電圧を計測する系統側計器用変圧器１０、重要負荷２に流れる負荷側電流を計測する負荷側計器用変流器１２が備えられている。
受電点６と接続点４の間には、受電点６側から商用電力系統５と所内系統３とを連系する受電用遮断器９、条件が揃ったとき分散型電源装置１および重要負荷２を所内系統３から切り離す解列用遮断器１１、解列用遮断器１１の系統側電圧を計測する系統側計器用変圧器１０、重要負荷２に流れる負荷側電流を計測する負荷側計器用変流器１２が備えられている。
この解列用遮断器１１には、後述する分散型電源装置１の制御装置２１からの開閉信号を受信する端子１９が備えられている。
また、この解列用遮断器１１は、解列用遮断器１１が開放状態にあるとき論理「１」の信号ξ１を、解列用遮断器１１が投入状態にあるとき論理「１」の信号ξ２を出力する。
また、この解列用遮断器１１は、解列用遮断器１１が開放状態にあるとき論理「１」の信号ξ１を、解列用遮断器１１が投入状態にあるとき論理「１」の信号ξ２を出力する。
次に、分散型電源装置１について説明する。
分散型電源装置１は、分散型電源装置１を連系・解列させるための連系用遮断器１５、分散型電源装置１の出力電流を計測する電源側計器用変流器１３、電源側電圧を計測する電源側計器用変圧器１４、接続点４の電圧を交直変換装置２０に適する電圧に変換する連系用変圧器１６、交流電力を直流電力に変換してナトリウム−硫黄電池７に充電し、逆にナトリウム−硫黄電池７から放電された直流電力を交流電力に変換する交直変換装置２０、交直変換装置２０の出力電流を計測するためのＰＣＳ計器用変流器２２、ナトリウム−硫黄電池７と交直変換装置２０を接続するための直流開閉器２３、交直変換装置２０が発生する高調波を抑制するためのフィルタコンデンサ８および直列リアクトル１７から構成されている。
さらに、分散型電源装置１には、分散型電源装置１を所望の電力に制御し、かつ自立運転／連系運転の運転モード切替条件を判断して、解列用遮断器１１の開閉制御と、分散型電源装置の自立モードおよび連系モードの切り替え制御とを行うための制御装置２１が備えられている。
分散型電源装置１は、分散型電源装置１を連系・解列させるための連系用遮断器１５、分散型電源装置１の出力電流を計測する電源側計器用変流器１３、電源側電圧を計測する電源側計器用変圧器１４、接続点４の電圧を交直変換装置２０に適する電圧に変換する連系用変圧器１６、交流電力を直流電力に変換してナトリウム−硫黄電池７に充電し、逆にナトリウム−硫黄電池７から放電された直流電力を交流電力に変換する交直変換装置２０、交直変換装置２０の出力電流を計測するためのＰＣＳ計器用変流器２２、ナトリウム−硫黄電池７と交直変換装置２０を接続するための直流開閉器２３、交直変換装置２０が発生する高調波を抑制するためのフィルタコンデンサ８および直列リアクトル１７から構成されている。
さらに、分散型電源装置１には、分散型電源装置１を所望の電力に制御し、かつ自立運転／連系運転の運転モード切替条件を判断して、解列用遮断器１１の開閉制御と、分散型電源装置の自立モードおよび連系モードの切り替え制御とを行うための制御装置２１が備えられている。
次に、分散型電源装置１の制御装置２１に入力される信号および出力される信号について説明する。
制御装置２１には、電圧要素として、系統側計器用変圧器１０からの３相の系統側電圧ＶＳａ、ＶＳｂ、ＶＳｃが入力され、分散型電源装置１の出力端の電源側計器用変圧器１４からの３相の電源側電圧ＶＬａ、ＶＬｂ、ＶＬｃが入力される。
また、電流要素として、重要負荷２に流れる電流を計測するための負荷側計器用変流器１２からの３相の負荷側電流ＩＬａ、ＩＬｂ、ＩＬｃが入力され、交直変換装置２０の出力端に備えられるＰＣＳ計器用変流器２２からの３相のＰＣＳ電流ＩＰａ、ＩＰｂ、ＩＰｃが入力される。さらに、分散型電源装置１の出力電流の計測のために備えられる電源側計器用変流器１３からの３相電流が入力される。
また、図示しない運転モード切替スイッチから自立操作信号ζ１および連系操作信号ζ２が入力される。この自立操作信号ζ１および連系操作信号ζ２は、制御装置２１自身が生成する場合もある。
また、解列用遮断器１１から、それが開放状態にあることを示す信号ξ１と投入状態にあることを示す信号ξ２が入力される。
制御装置２１には、電圧要素として、系統側計器用変圧器１０からの３相の系統側電圧ＶＳａ、ＶＳｂ、ＶＳｃが入力され、分散型電源装置１の出力端の電源側計器用変圧器１４からの３相の電源側電圧ＶＬａ、ＶＬｂ、ＶＬｃが入力される。
また、電流要素として、重要負荷２に流れる電流を計測するための負荷側計器用変流器１２からの３相の負荷側電流ＩＬａ、ＩＬｂ、ＩＬｃが入力され、交直変換装置２０の出力端に備えられるＰＣＳ計器用変流器２２からの３相のＰＣＳ電流ＩＰａ、ＩＰｂ、ＩＰｃが入力される。さらに、分散型電源装置１の出力電流の計測のために備えられる電源側計器用変流器１３からの３相電流が入力される。
また、図示しない運転モード切替スイッチから自立操作信号ζ１および連系操作信号ζ２が入力される。この自立操作信号ζ１および連系操作信号ζ２は、制御装置２１自身が生成する場合もある。
また、解列用遮断器１１から、それが開放状態にあることを示す信号ξ１と投入状態にあることを示す信号ξ２が入力される。
制御装置２１から出力される信号としては、解列用遮断器１１を開閉するための投入指令信号／開放指令信号が解列用遮断器１１に出力され、また、交直変換装置２０にゲート信号が出力される。
次に、制御装置２１について説明する。
制御装置２１は、図２に示すように、交直変換装置２０のＰＷＭ制御において用いられる位相を商用電力系統５の位相に同期させる位相検出部２５、分散型電源装置１の出力が所望の電力値になるように制御する電力制御部２４、交直変換装置２０の出力電流が所望の電流値になるように制御する電流制御部２８、交直変換装置２０のＰＷＭ制御を行うＰＷＭ制御部２７、自立運転／連系運転の運転モード切替条件を判断する運転モード切替部２６、および電力回路の外部との入出力を行う対外入出力部２９から構成されている。対外入出力部２９は、操作員が指示を入力する入力装置であるキーボード２９Ａと、ネットワーク１１０を介して雷事故予測サーバ１０４と通信するネットワークインターフェースであるネットワークカード２９Ｂと、分散型電源装置１の状況を外部に対して表示する出力装置であるディスプレイ２９Ｃとを備える。キーボード２９Ａは、他の入力装置、たとえばテンキーやタッチパネル、音声認識装置等であってもよい。また、ネットワークカード２９Ｂは、他のネットワークインターフェース、たとえば無線ネットワークに使用されるアンテナ等であってもよい。さらに、ディスプレイ２９Ｃは、情報を外部に対して出力できるものであれば、他の出力装置、たとえばプリンタやスピーカー等であってもよい。
制御装置２１は、図２に示すように、交直変換装置２０のＰＷＭ制御において用いられる位相を商用電力系統５の位相に同期させる位相検出部２５、分散型電源装置１の出力が所望の電力値になるように制御する電力制御部２４、交直変換装置２０の出力電流が所望の電流値になるように制御する電流制御部２８、交直変換装置２０のＰＷＭ制御を行うＰＷＭ制御部２７、自立運転／連系運転の運転モード切替条件を判断する運転モード切替部２６、および電力回路の外部との入出力を行う対外入出力部２９から構成されている。対外入出力部２９は、操作員が指示を入力する入力装置であるキーボード２９Ａと、ネットワーク１１０を介して雷事故予測サーバ１０４と通信するネットワークインターフェースであるネットワークカード２９Ｂと、分散型電源装置１の状況を外部に対して表示する出力装置であるディスプレイ２９Ｃとを備える。キーボード２９Ａは、他の入力装置、たとえばテンキーやタッチパネル、音声認識装置等であってもよい。また、ネットワークカード２９Ｂは、他のネットワークインターフェース、たとえば無線ネットワークに使用されるアンテナ等であってもよい。さらに、ディスプレイ２９Ｃは、情報を外部に対して出力できるものであれば、他の出力装置、たとえばプリンタやスピーカー等であってもよい。
次に、図３を参照して、分散型電源装置の制御システム１００の処理の流れを説明する。図３において、破線の左側は雷事故予測サーバ１０４の処理を、破線の右側は制御装置２１の処理を表す。
まず、雷事故予測サーバ１０４は、外部の雷情報提供システムに含まれる周知の雷データ配信サーバから雷情報を受信する（ステップＳ３００）。ここで、受信される雷情報には、現時点における各地の雷事故発生状況、現時点における系統の発電予備力、雷の現在位置、雷の未来における予測位置、雷の強度、雷から近い場所にある送配電線および雷とそれぞれの送配電線との距離等に関する情報が含まれる。
まず、雷事故予測サーバ１０４は、外部の雷情報提供システムに含まれる周知の雷データ配信サーバから雷情報を受信する（ステップＳ３００）。ここで、受信される雷情報には、現時点における各地の雷事故発生状況、現時点における系統の発電予備力、雷の現在位置、雷の未来における予測位置、雷の強度、雷から近い場所にある送配電線および雷とそれぞれの送配電線との距離等に関する情報が含まれる。
次に、雷事故予測サーバ１０４は、受信された雷情報に基づき、ナトリウム−硫黄電池所有者ＤＢに含まれる所有者のそれぞれについて、時間帯ごと、たとえば一時間単位に、雷による電力系統の事故が発生すると予想される確率である雷事故率を算出する（ステップＳ３０１）。
この際、送配電線路ＤＢに含まれる各送配電線の対雷特性に関連する数値に応じた補正を行う。この送配電線の対雷特性は、耐雷設備の有効度、線種が雷の影響を受けにくい度合、碍子が雷の影響を受けにくい度合、送配電線の地上高度等が数値化されたものである。この他の種類のデータを含んでもよい。補正の内容としては、たとえば、これらの対雷特性の数値が高ければ雷事故率を低下させ、対雷特性の数値が低ければ雷事故率を上昇させるものである。
次に、事故実績ＤＢに含まれる過去の雷事故率に関連する数値に応じた補正を行う。この補正は、たとえば、ステップＳ３００において受信された雷情報と最も類似する過去に受信された雷情報を検索し、その際に実際に雷事故が発生していれば雷事故率を上昇させ、実際に雷事故が発生していなければ雷事故率を低下させるものである。ここで、過去の雷情報を複数件検索してもよく、その場合はすべての検索された雷情報から過去の雷事故発生率を求め、これに基づいて補正を行う。
この際、送配電線路ＤＢに含まれる各送配電線の対雷特性に関連する数値に応じた補正を行う。この送配電線の対雷特性は、耐雷設備の有効度、線種が雷の影響を受けにくい度合、碍子が雷の影響を受けにくい度合、送配電線の地上高度等が数値化されたものである。この他の種類のデータを含んでもよい。補正の内容としては、たとえば、これらの対雷特性の数値が高ければ雷事故率を低下させ、対雷特性の数値が低ければ雷事故率を上昇させるものである。
次に、事故実績ＤＢに含まれる過去の雷事故率に関連する数値に応じた補正を行う。この補正は、たとえば、ステップＳ３００において受信された雷情報と最も類似する過去に受信された雷情報を検索し、その際に実際に雷事故が発生していれば雷事故率を上昇させ、実際に雷事故が発生していなければ雷事故率を低下させるものである。ここで、過去の雷情報を複数件検索してもよく、その場合はすべての検索された雷情報から過去の雷事故発生率を求め、これに基づいて補正を行う。
次に、雷事故予測サーバ１０４は、ナトリウム−硫黄電池所有者のそれぞれについて、雷事故発生時における電圧低下率を算出する（ステップＳ３０２）。この算出は、系統情報ＤＢに含まれる系統情報と、送配電線路ＤＢに含まれる送配電線路の所在から得られる雷に近い送配電線の情報とに基づく。
次に、雷事故予測サーバ１０４は、分散型電源装置１のそれぞれについて、算出された雷事故率に基づいて自立運転推奨パターンを決定する。自立運転推奨パターンは、たとえば、該当する分散型電源装置１の雷事故率が３０％以上であるすべての時間帯について、自立運転を推奨すること示し、雷事故率が３０％未満であるすべての時間帯について、連系運転を推奨することを示すものである。自立運転とは、重要負荷２と分散型電源装置１とが所内系統３から切り離された状態での運転であり、すなわち、解列用遮断器１１が開放された状態での運転である。また、連系運転とは、重要負荷２と分散型電源装置１とが所内系統３に接続された状態での運転であり、すなわち、解列用遮断器１１が投入された状態での運転である。
次に、雷事故予測サーバ１０４は、雷予測データを各分散型電源装置１の制御装置２１に送信する（ステップＳ３０４）。ここで送信される雷予測データには、上述のようにして算出された、ナトリウム−硫黄電池所有者のそれぞれについての時間帯ごとの雷事故率および電圧低下率と、各地の雷事故発生状況と、系統の発電予備力と、自立運転の推奨パターンとが含まれる。
次に、雷事故予測サーバ１０４は、雷予測データを各分散型電源装置１の制御装置２１に送信する（ステップＳ３０４）。ここで送信される雷予測データには、上述のようにして算出された、ナトリウム−硫黄電池所有者のそれぞれについての時間帯ごとの雷事故率および電圧低下率と、各地の雷事故発生状況と、系統の発電予備力と、自立運転の推奨パターンとが含まれる。
その後、雷事故予測サーバ１０４は、各制御装置２１から随時受信する情報をもとに、系統の発電予備力を再計算し、再計算の都度各制御装置２１に送信する（ステップＳ４１１）。
各ナトリウム−硫黄電池所有者が設置している分散型電源装置１の制御装置２１は、自身が制御する分散型電源装置１についての、時間帯ごとの雷事故率および電圧低下率に関するデータを含む雷予測データを、ネットワークカード２９Ｂを介して雷事故予測サーバから受信するとともに、受信したデータをディスプレイ２９Ｃに表示する（ステップＳ４０５）。
次に、制御装置２１は、受信したデータ中に、自立運転が推奨される時間帯が存在する推奨パターンが含まれるかどうかを判定する（ステップＳ４０６）。
ステップＳ４０６において、自立運転が推奨される時間帯が存在する推奨パターンがあれば、制御装置２１はディスプレイ２９Ｃにその推奨パターンを表示し、さらにその推奨パターンに従うかどうかの応答を操作員に要求する旨の表示をする（ステップＳ４０７）。その後、制御装置２１は操作員の応答を待たず、応答要求の表示を行ったままでステップＳ４０８へと進む。操作員からの応答は、図３の処理の流れとは独立して、随時操作員からキーボード２９Ａを介して制御装置２１に入力される。
ステップＳ４０６において、自立運転が推奨される時間帯が存在する推奨パターンがなければ、制御装置２１はステップＳ４０７を実行せずにステップＳ４０８へと進む。
次に、制御装置２１は、受信したデータ中に、自立運転が推奨される時間帯が存在する推奨パターンが含まれるかどうかを判定する（ステップＳ４０６）。
ステップＳ４０６において、自立運転が推奨される時間帯が存在する推奨パターンがあれば、制御装置２１はディスプレイ２９Ｃにその推奨パターンを表示し、さらにその推奨パターンに従うかどうかの応答を操作員に要求する旨の表示をする（ステップＳ４０７）。その後、制御装置２１は操作員の応答を待たず、応答要求の表示を行ったままでステップＳ４０８へと進む。操作員からの応答は、図３の処理の流れとは独立して、随時操作員からキーボード２９Ａを介して制御装置２１に入力される。
ステップＳ４０６において、自立運転が推奨される時間帯が存在する推奨パターンがなければ、制御装置２１はステップＳ４０７を実行せずにステップＳ４０８へと進む。
次に、制御装置２１は、ステップＳ４０５の実行時点を含む時間帯における雷事故率が所定値以上かどうか、たとえば３０％以上かどうかを判定する（ステップＳ４０８）。
ステップＳ４０８において、雷事故率が所定値以上であれば、制御装置２１は、ＰＷＭ制御部２７に自立指令信号を入力することにより、分散型電源装置１が連系運転中であれば自立運転に切り替える（ステップＳ４０９）。この切替は操作員の介入を待たずに自動で行われる。この後、制御装置２１の処理はステップＳ４１１へと進む。
ステップＳ４０８において、雷事故率が所定値以上でなければ、制御装置２１はディスプレイ２９Ｃに、ＰＷＭ制御部２７に自立指令信号を入力することを操作員に提案し、応答を要求する旨の表示をする（ステップＳ４１０）。その後、制御装置２１は操作員の応答を待たず、応答要求の表示を行ったままでステップＳ４１１へと進む。操作員からの応答は、図３の処理の流れとは独立して、随時操作員からキーボード２９Ａを介して制御装置２１に入力される。
ステップＳ４０８において、雷事故率が所定値以上であれば、制御装置２１は、ＰＷＭ制御部２７に自立指令信号を入力することにより、分散型電源装置１が連系運転中であれば自立運転に切り替える（ステップＳ４０９）。この切替は操作員の介入を待たずに自動で行われる。この後、制御装置２１の処理はステップＳ４１１へと進む。
ステップＳ４０８において、雷事故率が所定値以上でなければ、制御装置２１はディスプレイ２９Ｃに、ＰＷＭ制御部２７に自立指令信号を入力することを操作員に提案し、応答を要求する旨の表示をする（ステップＳ４１０）。その後、制御装置２１は操作員の応答を待たず、応答要求の表示を行ったままでステップＳ４１１へと進む。操作員からの応答は、図３の処理の流れとは独立して、随時操作員からキーボード２９Ａを介して制御装置２１に入力される。
次に、制御装置２１は、ネットワークカード２９Ｂを介して雷事故予測サーバ１０４とデータ送受信を行い、データを同期させる（ステップＳ４１１）。雷事故予測サーバ１０４に送信されるデータは、当該制御装置２１が制御する分散型電源装置１の状態（自立運転中／連系運転中）と、推奨パターンに関する操作員の応答（推奨パターンに従う／従わない／未応答）と、自立指令信号の入力に関する操作員の応答（入力を行う／行わない／未応答）とである。また、雷事故予測サーバ１０４から受信するデータは、系統の発電予備力である。このステップＳ４１１は、上記データに変更が発生すれば再び行われる。たとえば、それまで未応答であった操作員が、推奨パターンに従う旨の応答をした場合や、雷事故予測サーバ１０４から新たな系統予備力の算出結果が送信された場合等である。
なお、図３には示されていないが、雷が遠ざかり、雷事故が新たに発生する可能性がなくなった場合、たとえば全ナトリウム−硫黄電池について、全時間帯の雷事故率が０％となった場合には、雷事故予測サーバ１０４はその旨を示すデータを各制御装置２１に送信し、これを受信した各制御装置２１はその旨をディスプレイ２９Ｃに表示するとともに連系指令信号をＰＷＭ制御部２７に入力して分散型電源装置１を商用電力系統５に接続する。
次に、制御装置２１が分散型電源装置１を制御する動作の詳細について説明する。
最初に、位相検出部２５の動作について図４を参照して説明する。図４は、位相検出部２５の制御に係るブロック線図であり、四角や丸が演算要素を表している。さらに、矢印線は信号の出力から入力を表している。なお、３相静止座標系では、ａ相が基準に取られており、ｂ相がａ相から電気角で１２０度遅れ、さらにｃ相はｂ相から１２０度遅れている。また、直交２相座標系では、α相がａ相に一致し、β相がα相から電気角で９０度遅れている。
最初に、位相検出部２５の動作について図４を参照して説明する。図４は、位相検出部２５の制御に係るブロック線図であり、四角や丸が演算要素を表している。さらに、矢印線は信号の出力から入力を表している。なお、３相静止座標系では、ａ相が基準に取られており、ｂ相がａ相から電気角で１２０度遅れ、さらにｃ相はｂ相から１２０度遅れている。また、直交２相座標系では、α相がａ相に一致し、β相がα相から電気角で９０度遅れている。
まず、系統側３相／αβ変換部３１は、分散型電源装置１の接続点４における３相の系統側電圧ＶＳａ、ＶＳｂ、ＶＳｃを式（１）に従ってα相系統側電圧ＶＳα、β相系統側電圧ＶＳβに３相／αβ変換する。次に、系統側αβ／ｄｑ変換部３２は、α相系統側電圧ＶＳα、β相系統側電圧ＶＳβを式（２）に従ってｄ軸系統側電圧ＶＳｄ、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑにαβ／ｄｑ変換する。この変換において位相θは電圧制御発振器（ＶＣＯ）３９からの位相の値を用いる。
系統側電圧のａ相に一致しているα相系統側電圧ＶＳαと電圧制御発振器３９によって得られる位相θを用いてαβ／ｄｑ変換によって得られるｄ軸系統側電圧ＶＳｄとの位相が一致している場合、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑは零であり、一致していない場合、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑは位相のずれに相当する値である。
位相差検出部３７では、α相系統側電圧ＶＳαとｄ軸系統側電圧ＶＳｄとの位相差ΔΘを、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄとｄ軸電源側電圧ＶＬｄとから、ΔΘ＝ａｒｃｔａｎ（ＶＳｑ／ＶＳｄ）に従って求める。
周波数調整器３８では、位相差ΔΘが零になるように例えば（比例＋積分）演算し、その演算結果を基準周波数５０Ｈｚに加算して周波数を補正し、その周波数に対応するように演算して電圧制御発振器３９に送られる制御電圧ｆＬを求める。
電圧制御発振器３９では、位相のずれを周波数の偏差として補正し、位相θをθ＝２πｆＬに従って求めることにより、位相検出部２５で演算される位相θからｄ軸系統側電圧ＶＳｄとα相系統側電圧ＶＳαの位相を一致させることができる。そして、この一致したときの位相θを用いてＰＷＭ制御が行われる。
位相差検出部３７では、α相系統側電圧ＶＳαとｄ軸系統側電圧ＶＳｄとの位相差ΔΘを、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄとｄ軸電源側電圧ＶＬｄとから、ΔΘ＝ａｒｃｔａｎ（ＶＳｑ／ＶＳｄ）に従って求める。
周波数調整器３８では、位相差ΔΘが零になるように例えば（比例＋積分）演算し、その演算結果を基準周波数５０Ｈｚに加算して周波数を補正し、その周波数に対応するように演算して電圧制御発振器３９に送られる制御電圧ｆＬを求める。
電圧制御発振器３９では、位相のずれを周波数の偏差として補正し、位相θをθ＝２πｆＬに従って求めることにより、位相検出部２５で演算される位相θからｄ軸系統側電圧ＶＳｄとα相系統側電圧ＶＳαの位相を一致させることができる。そして、この一致したときの位相θを用いてＰＷＭ制御が行われる。
所内系統３に停電が発生し、図示しない停電／復電検出部において停電が検出されたとき、周波数調整器３８のリミッタを絞り、基準周波数５０Ｈｚで運転させる。
そして、所内系統３が復電し、停電／復電検出部において復電が検出されたとき、周波数調整器３８のリミッタを例えば零から１００％までを１乃至数秒のスピードで徐々に開き、電源側電圧の位相を系統側電圧の位相に合うように制御する。
自立運転中においても、系統側電圧が健全であれば、電源側電圧を常に系統側電圧に同期させておく。
そして、所内系統３が復電し、停電／復電検出部において復電が検出されたとき、周波数調整器３８のリミッタを例えば零から１００％までを１乃至数秒のスピードで徐々に開き、電源側電圧の位相を系統側電圧の位相に合うように制御する。
自立運転中においても、系統側電圧が健全であれば、電源側電圧を常に系統側電圧に同期させておく。
次に、運転モード切替部２６の動作について図５を参照して説明する。図５は、運転モード切替部２６のブロック線図である。
運転モード切替部２６は、キーボード２９Ａ等に備えられた運転モード切替スイッチを切り替えるか、あるいは制御装置２１からの指示を受けることにより、自立操作信号ζ１および連系操作信号ζ２が入力される。これらの信号は論理「１」として入力される。
また、系統電圧確認部４０は、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄと予め定められた下限電圧値ＶＳＵＬとの差分ΔＶＳが予め定められた範囲ΔＷに入っているとき論理「１」の活電信号τ１を出力する。この範囲ΔＷは定格系統電圧の±数％と設定されている。
連系可能判断部４１は、連系操作信号ζ２と活電信号τ１が入力され、これらの信号がともに論理「１」のとき、論理「１」の連系開始信号ζ３を出力する。
フリップフロップ部４２は、Ｓ端子とＲ端子にそれぞれ自立操作信号ζ１と連系開始信号ζ３が入力される。フリップフロップ部４２では、Ｓ端子に自立操作信号ζ１が入力されるとＱ出力端子のレベルが論理「１」に変化させられて保持される。また、フリップフロップ部４２では、Ｒ端子に連系開始信号ζ３が入力されるとＱ（バー）出力端子のレベルが論理「１」に変化させられて保持される。これらの出力がそれぞれ自立指令信号ζ４と連系指令信号ζ５である。
運転モード切替部２６は、キーボード２９Ａ等に備えられた運転モード切替スイッチを切り替えるか、あるいは制御装置２１からの指示を受けることにより、自立操作信号ζ１および連系操作信号ζ２が入力される。これらの信号は論理「１」として入力される。
また、系統電圧確認部４０は、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄと予め定められた下限電圧値ＶＳＵＬとの差分ΔＶＳが予め定められた範囲ΔＷに入っているとき論理「１」の活電信号τ１を出力する。この範囲ΔＷは定格系統電圧の±数％と設定されている。
連系可能判断部４１は、連系操作信号ζ２と活電信号τ１が入力され、これらの信号がともに論理「１」のとき、論理「１」の連系開始信号ζ３を出力する。
フリップフロップ部４２は、Ｓ端子とＲ端子にそれぞれ自立操作信号ζ１と連系開始信号ζ３が入力される。フリップフロップ部４２では、Ｓ端子に自立操作信号ζ１が入力されるとＱ出力端子のレベルが論理「１」に変化させられて保持される。また、フリップフロップ部４２では、Ｒ端子に連系開始信号ζ３が入力されるとＱ（バー）出力端子のレベルが論理「１」に変化させられて保持される。これらの出力がそれぞれ自立指令信号ζ４と連系指令信号ζ５である。
また、電流差判断部５０は、負荷側電流ＩＬｄとＰＣＳ電流ＩＰｄとの差分ΔＩｄを求め、その差分ΔＩｄが予め定められた閾値ＩＴＨｄより小さいとき論理「１」の電流差零信号τ２を出力する。なお、閾値ＩＴＨｄは、負荷側電流の数％程度位に設定されている。
電圧差判断部５１は、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄとｄ軸電源側電圧ＶＬｄとの差分ΔＶｄを求め、その差分ΔＶｄが予め定められた閾値ＶＴＨｄより小さいとき論理「１」のｄ軸電圧差零信号τ３ｄを出力し、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑとｑ軸電源側電圧ＶＬｑとの差分ΔＶｑを求め、その差分ΔＶｑが予め定められた閾値ＶＴＨｑより小さいとき論理「１」のｑ軸電圧差零信号τ３ｑを出力する。
そして、ｄ軸電圧差零信号τ３ｄとｑ軸電圧差零信号τ３ｑがともに論理「１」のとき電圧差零信号τ３を出力する。
電圧差判断部５１は、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄとｄ軸電源側電圧ＶＬｄとの差分ΔＶｄを求め、その差分ΔＶｄが予め定められた閾値ＶＴＨｄより小さいとき論理「１」のｄ軸電圧差零信号τ３ｄを出力し、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑとｑ軸電源側電圧ＶＬｑとの差分ΔＶｑを求め、その差分ΔＶｑが予め定められた閾値ＶＴＨｑより小さいとき論理「１」のｑ軸電圧差零信号τ３ｑを出力する。
そして、ｄ軸電圧差零信号τ３ｄとｑ軸電圧差零信号τ３ｑがともに論理「１」のとき電圧差零信号τ３を出力する。
次に、解列用遮断器操作指令部４３は、自立指令信号ζ４、連系指令信号ζ５、電流差零信号τ２および電圧差零信号τ３が入力される。解列用遮断器操作指令部４３は、２つの論理積部４４、４５を有している。一方の論理積部４４では、自立指令信号ζ４と電流差零信号τ２が入力され、２つの入力が共に論理「１」のとき解列用遮断器開放指令ζ６が出力される。
他方の論理積部４５は、連系指令信号ζ５および電圧差零信号τ３が入力されている。この論理積部４５では、連系指令信号ζ５および電圧差零信号τ３の２つの入力が共に論理「１」のとき解列用遮断器投入指令ζ７が出力される。
他方の論理積部４５は、連系指令信号ζ５および電圧差零信号τ３が入力されている。この論理積部４５では、連系指令信号ζ５および電圧差零信号τ３の２つの入力が共に論理「１」のとき解列用遮断器投入指令ζ７が出力される。
続いて、解列用遮断器開放指令ζ６と解列用遮断器投入指令ζ７とがＰＣＳ運転モード切替部４６に入力される。また、解列用遮断器１１が開放状態にあることを示す論理「１」の信号ξ１および解列用遮断器１１が投入状態にあることを示す論理「１」の信号ξ２が入力される。
ＰＣＳ運転モード切替部４６は、２つの論理積部４７、４８を有している。一方の論理積部４７は、解列用遮断器開放指令ζ６と解列用遮断器１１が開放状態にあることを示す論理「１」の信号ξ１が入力される。この論理積部４７では、入力が共に論理「１」のとき自立中信号ζ８が出力される。
他方の論理積部４８は、解列用遮断器投入指令ζ７と解列用遮断器１１が投入状態にあることを示す信号ξ２が入力されている。この論理積部４８では、入力が共に論理「１」のとき連系中信号ζ１０が出力される。
ＰＣＳ運転モード切替部４６は、２つの論理積部４７、４８を有している。一方の論理積部４７は、解列用遮断器開放指令ζ６と解列用遮断器１１が開放状態にあることを示す論理「１」の信号ξ１が入力される。この論理積部４７では、入力が共に論理「１」のとき自立中信号ζ８が出力される。
他方の論理積部４８は、解列用遮断器投入指令ζ７と解列用遮断器１１が投入状態にあることを示す信号ξ２が入力されている。この論理積部４８では、入力が共に論理「１」のとき連系中信号ζ１０が出力される。
次に、交直変換装置２０を用いて逆変換するときのＰＷＭ制御部２７の動作について図６〜図９を参照して説明する。逆変換は、ナトリウム−硫黄電池７に貯えられている電力を重要負荷２に供給するときに行われる変換である。図６は、連系中にある交直変換装置２０を制御するＰＷＭ制御部２７のブロック線図である。図７は、自立操作信号が入力されてＰＣＳ電流を負荷側電流に合わせるように制御するＰＷＭ制御部２７のブロック線図である。図８は、解列用遮断器１１が開放されて自立中にある交直変換装置２０を制御するＰＷＭ制御部２７のブロック線図である。図９は、連系操作信号が入力されて電源側電圧を系統側電圧に揃える制御を行うＰＷＭ制御部２７のブロック線図である。
また、ＰＷＭ制御部２７は、運転モード切替部２６から入力される自立指令信号ζ４／連系指令信号ζ５と自立中信号ζ８／連系中信号ζ１０に基づき切り替えられる３つの切替部を有する。
１つ目は、図６、図７に示すように、有効電流基準ＩｄＲＥＦおよび無効電流基準ＩｑＲＥＦを自立指令信号ζ４または連系指令信号ζ５に基づき切り替える電流基準切替部５２である。
２つ目は、図８、図９に示すように、ｄ軸電圧基準ＶｄＲＥＦおよびｑ軸電圧基準ＶｑＲＥＦを自立指令信号ζ４または連系指令信号ζ５に基づき切り替える電圧基準切替部５３である。
３つ目は、図６、図８に示すように、ｄ軸電圧指令値およびｑ軸電圧指令値を自立中信号ζ８または連系中信号ζ１０に基づき切り替える電圧指令切替部５４である。
１つ目は、図６、図７に示すように、有効電流基準ＩｄＲＥＦおよび無効電流基準ＩｑＲＥＦを自立指令信号ζ４または連系指令信号ζ５に基づき切り替える電流基準切替部５２である。
２つ目は、図８、図９に示すように、ｄ軸電圧基準ＶｄＲＥＦおよびｑ軸電圧基準ＶｑＲＥＦを自立指令信号ζ４または連系指令信号ζ５に基づき切り替える電圧基準切替部５３である。
３つ目は、図６、図８に示すように、ｄ軸電圧指令値およびｑ軸電圧指令値を自立中信号ζ８または連系中信号ζ１０に基づき切り替える電圧指令切替部５４である。
最初に、雷警報が発令されていない正常な状況において商用電力系統５に連系中の分散型電源装置１について説明する。この状況においては、電流基準切替部５２、電圧基準切替部５３に連系指令信号ζ５が入力されており、電圧指令切替部５４に連系中信号ζ１０が入力されている。
このように設定されているとき、有効になっているＰＷＭ制御部２７のブロック線図を図６に示す。このとき、図示しない方法によって検出される有効電力検出値ＰＳと無効電力検出値ＱＳ、系統側計器用変圧器１０からの３相の系統側電圧ＶＳａ、ＶＳｂ、ＶＳｃ、ＰＣＳ計器用変流器２２からの３相のＰＣＳ電流ＩＰａ、ＩＰｂ、ＩＰｃが入力されている。さらに、予め有効電力基準ＰＳＲＥＦと無効電力基準ＱＳＲＥＦが設定されている。
有効電力差検出部５５は、有効電力基準ＰＳＲＥＦと有効電力検出値ＰＳとから有効電力差分ΔＰを求める。そして、有効電力調整部５６は、有効電力差分ΔＰを例えば（比例＋積分）演算して、有効電流基準ＩｄＲＥＦを求める。
一方、無効電力差検出部５７は、無効電力基準ＱＳＲＥＦと無効電力検出値ＱＳとから無効電力差分ΔＱを求める。そして、無効電力調整部５８は、無効電力差分ΔＱを例えば（比例＋積分）演算して無効電流基準ＩｑＲＥＦを求める。
このように設定されているとき、有効になっているＰＷＭ制御部２７のブロック線図を図６に示す。このとき、図示しない方法によって検出される有効電力検出値ＰＳと無効電力検出値ＱＳ、系統側計器用変圧器１０からの３相の系統側電圧ＶＳａ、ＶＳｂ、ＶＳｃ、ＰＣＳ計器用変流器２２からの３相のＰＣＳ電流ＩＰａ、ＩＰｂ、ＩＰｃが入力されている。さらに、予め有効電力基準ＰＳＲＥＦと無効電力基準ＱＳＲＥＦが設定されている。
有効電力差検出部５５は、有効電力基準ＰＳＲＥＦと有効電力検出値ＰＳとから有効電力差分ΔＰを求める。そして、有効電力調整部５６は、有効電力差分ΔＰを例えば（比例＋積分）演算して、有効電流基準ＩｄＲＥＦを求める。
一方、無効電力差検出部５７は、無効電力基準ＱＳＲＥＦと無効電力検出値ＱＳとから無効電力差分ΔＱを求める。そして、無効電力調整部５８は、無効電力差分ΔＱを例えば（比例＋積分）演算して無効電流基準ＩｑＲＥＦを求める。
また、ＰＣＳ３相／αβ変換部５９は、ＰＣＳ計器用変流器２２からのＰＣＳ電流ＩＰａ、ＩＰＢ、ＩＰｃを式（３）に従ってＰＣＳα相電流ＩＰαとＰＣＳβ相電流ＩＰβを求める。次に、ＰＣＳαβ／ｄｑ変換部６０は、ＰＣＳα相電流ＩＰαとＰＣＳβ相電流ＩＰβから式（４）に従って有効電流検出値ＩＰｄと無効電流検出値ＩＰｑを求める。
次に、有効電流差検出部６１は、有効電流基準ＩｄＲＥＦと有効電流検出値ＩＰｄとから有効電流差分ΔＩｄを求める。また、無効電流差検出部６２は、無効電流基準ＩｑＲＥＦと無効電流検出値ＩＰｑとから無効電流差分ΔＩｑを求める。
次に、有効電流調整部６３は、有効電流差分ΔＩｄを例えば（比例＋積分）演算し、その演算結果にｄ軸系統側電圧ＶＳｄを加算して有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄを求める。そして、連系中信号ζ１０が論理「１」となっているので、電圧指令切替部５４を通してｄ軸電圧指令値Ｖ（ハット）ｄとしてこの有効電圧指令値ＶｄＲＥＦｄが選択される。
また、無効電流調整部６４は、無効電流差分ΔＩｑを例えば（比例＋積分）演算し、その演算結果にｑ軸系統側電圧ＶＳｑを加算して無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑを求める。そして、連系中信号ζ１０が論理「１」となっているため、電圧指令切替部５４を通してｑ軸電圧指令値Ｖ（ハット）ｑとしてこの無効電圧指令値ＶｑＲＥＦｑが選択される。
次に、有効電流調整部６３は、有効電流差分ΔＩｄを例えば（比例＋積分）演算し、その演算結果にｄ軸系統側電圧ＶＳｄを加算して有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄを求める。そして、連系中信号ζ１０が論理「１」となっているので、電圧指令切替部５４を通してｄ軸電圧指令値Ｖ（ハット）ｄとしてこの有効電圧指令値ＶｄＲＥＦｄが選択される。
また、無効電流調整部６４は、無効電流差分ΔＩｑを例えば（比例＋積分）演算し、その演算結果にｑ軸系統側電圧ＶＳｑを加算して無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑを求める。そして、連系中信号ζ１０が論理「１」となっているため、電圧指令切替部５４を通してｑ軸電圧指令値Ｖ（ハット）ｑとしてこの無効電圧指令値ＶｑＲＥＦｑが選択される。
系統側３相／αβ変換部３１は、系統側計器用変圧器１０からの系統側電圧ＶＳａ、ＶＳｂ、ＶＳｃをα相系統側電圧ＶＳαとβ相系統側電圧ＶＳβに式（１）に従って変換する。さらに、系統側αβ／ｄｑ変換部３２は、位相検出部２５にて検出された位相θを用いて、α相系統側電圧ＶＳαとβ相系統側電圧ＶＳβをｄ軸系統側電圧ＶＳｄとｑ軸系統側電圧ＶＳｑに式（２）に従って変換する。
ここで有効電流調整部６３、無効電流調整部６４の演算結果にｄ軸系統側電圧ＶＳｄ、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑを加算するのは、フィードフォワード制御を行うためであり、必ずしも必要ではない。
交直変換装置２０が小容量で高速に変換器動作が可能な場合には省略されたり、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄ、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑとして固定値が入力されたりする。
ここで有効電流調整部６３、無効電流調整部６４の演算結果にｄ軸系統側電圧ＶＳｄ、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑを加算するのは、フィードフォワード制御を行うためであり、必ずしも必要ではない。
交直変換装置２０が小容量で高速に変換器動作が可能な場合には省略されたり、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄ、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑとして固定値が入力されたりする。
次に、ｄｑ／αβ変換部６９は、有効電圧指令値Ｖ（ハット）ｄと無効電圧指令値Ｖ（ハット）ｑをα相電圧指令値Ｖ（ハット）αとβ相電圧指令値Ｖ（ハット）βに式（５）を用いて変換する。さらに、αβ／３相変換部７０は、α相電圧指令値Ｖ（ハット）αとβ相電圧指令値Ｖ（ハット）βを３相の電圧指令値Ｖ（ハット）ａ、Ｖ（ハット）ｂ、Ｖ（ハット）ｃに式（６）を用いて変換する。
最後に、３相の電圧指令値Ｖ（ハット）ａ、Ｖ（ハット）ｂ、Ｖ（ハット）ｃが入力されたゲートパルス発生部７１は、これら電圧指令値に従って交直変換装置２０のスイッチング素子のゲートを制御するゲートパルス信号を出力する。
このようにして有効電力基準ＰＳＲＥＦと無効電力基準ＱＳＲＥＦに従った電力が出力される。
このようにして有効電力基準ＰＳＲＥＦと無効電力基準ＱＳＲＥＦに従った電力が出力される。
次に、キーボード２９Ａまたは制御装置２１からの入力に伴って、自立操作信号ζ１が運転モード切替部２６に入力されることによりＰＷＭ制御部２７に自立指令信号ζ４が入力される。そこで、この状況におけるＰＷＭ制御部２７の動作について図７を参照して説明する。この状況においては、電流基準切替部５２に自立指令信号ζ４が入力され、電圧指令切替部５４に連系中信号ζ１０が入力されたままである。
また、負荷側電流から求められた負荷側有効電流検出値ＩＬｄと負荷側無効電流検出値ＩＬｑがそれぞれ有効電流基準ＩｄＲＥＦと無効電流基準ＩｑＲＥＦとして用いられる。
負荷側３相／αβ変換部７３は、負荷側計器用変流器１２からの負荷側電流ＩＬａ、ＩＬｂ、ＩＬｃから式（３）に従ってα相負荷側電流ＩＬαとβ相負荷側電流ＩＬβとを求める。次に、負荷側αβ／ｄｑ変換部７４は、α相負荷側電流ＩＬαとβ相負荷側電流ＩＬβとから式（４）に従って負荷側有効電流検出値ＩＬｄと負荷側無効電流検出値ＩＬｑとを求める。
また、負荷側電流から求められた負荷側有効電流検出値ＩＬｄと負荷側無効電流検出値ＩＬｑがそれぞれ有効電流基準ＩｄＲＥＦと無効電流基準ＩｑＲＥＦとして用いられる。
負荷側３相／αβ変換部７３は、負荷側計器用変流器１２からの負荷側電流ＩＬａ、ＩＬｂ、ＩＬｃから式（３）に従ってα相負荷側電流ＩＬαとβ相負荷側電流ＩＬβとを求める。次に、負荷側αβ／ｄｑ変換部７４は、α相負荷側電流ＩＬαとβ相負荷側電流ＩＬβとから式（４）に従って負荷側有効電流検出値ＩＬｄと負荷側無効電流検出値ＩＬｑとを求める。
この負荷側有効電流検出値ＩＬｄが有効電流差検出部６１に入力され、有効電流検出値ＩＰｄとの差分、有効電流差分ΔＩｄが求められる。また、負荷側無効電流検出値ＩＬｑが無効電流差検出部６２に入力され、無効電流検出値ＩＰｑとの差分、無効電流差分ΔＩｑが求められる。
これ以降は連系中と同様にしてＰＷＭ制御されて、負荷側に流れる電流と同じ電流が分散型電源装置１から出力されるようになる。
そして、運転モード切替部２６の電流差判断部５０は、負荷側有効電流検出値ＩＬｄと有効電流検出値ＩＰｄとの差分ΔＩｄを求め、その差分ΔＩｄが予め定められた閾値ＩＴＨｄより小さくなったとき論理「１」の電流差零信号τ２を出力する。この電流差零信号τ２が解列用遮断器操作指令部４３に入力され、自立指令信号ζ４がすでに入力されているので解列用遮断器開放指令信号ζ６を出力する。この解列用遮断器開放指令信号ζ６が解列用遮断器１１に入力されて開放される。そして解列用遮断器１１の開放が完了すると自立中信号ζ８が出力される。
このように、自立操作指令が与えられると、分散型電源装置１の出力電流指令値を負荷電流とすることで、負荷側に流れる電流と同じ電流が分散型電源装置１から出力されるようになるため、解列用遮断器１１に電流が流れなくなる。このときに解列用遮断器１１を開放するため、開放に伴う影響を無くすことができる。
これ以降は連系中と同様にしてＰＷＭ制御されて、負荷側に流れる電流と同じ電流が分散型電源装置１から出力されるようになる。
そして、運転モード切替部２６の電流差判断部５０は、負荷側有効電流検出値ＩＬｄと有効電流検出値ＩＰｄとの差分ΔＩｄを求め、その差分ΔＩｄが予め定められた閾値ＩＴＨｄより小さくなったとき論理「１」の電流差零信号τ２を出力する。この電流差零信号τ２が解列用遮断器操作指令部４３に入力され、自立指令信号ζ４がすでに入力されているので解列用遮断器開放指令信号ζ６を出力する。この解列用遮断器開放指令信号ζ６が解列用遮断器１１に入力されて開放される。そして解列用遮断器１１の開放が完了すると自立中信号ζ８が出力される。
このように、自立操作指令が与えられると、分散型電源装置１の出力電流指令値を負荷電流とすることで、負荷側に流れる電流と同じ電流が分散型電源装置１から出力されるようになるため、解列用遮断器１１に電流が流れなくなる。このときに解列用遮断器１１を開放するため、開放に伴う影響を無くすことができる。
次に、解列用遮断器１１が遮断されて自立中信号ζ８が入力された後のＰＷＭ制御部２７の動作について図８を参照して説明する。このとき、電圧基準切替部５３に自立指令信号ζ４が入力されており、電圧指令切替部５４に自立中信号ζ８が入力される。
そして、ｄ軸電圧差検出部７５は、予め定められたｄ軸電圧基準ＶｄＲＥＦからｄ軸電源側電圧ＶＬｄを減算してｄ軸電圧差分ΔＶｄを算出する。また、ｑ軸電圧差検出部７６は、予め定められたｑ軸電圧基準ＶｑＲＥＦからｑ軸電源側電圧ＶＬｑを減算してｑ軸電圧差分ΔＶｑを算出する。
次に、ｄ軸電圧調整部７７は、ｄ軸電圧差分ΔＶｄを例えば（比例＋積分）演算して、有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄを算出する。
また、ｑ軸電圧調整部７８は、ｑ軸電圧差分ΔＶｑを例えば（比例＋積分）演算して、無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑを算出する。
そして、有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄをそのまま有効電圧指令値Ｖ（ハット）ｄとする。また、無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑをそのまま無効電圧指令値Ｖ（ハット）ｑとする。
このように負荷に対して電圧制御した電力を分散型電源装置から供給するので、所内系統として自立運転することができる。
次に、ｄ軸電圧調整部７７は、ｄ軸電圧差分ΔＶｄを例えば（比例＋積分）演算して、有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄを算出する。
また、ｑ軸電圧調整部７８は、ｑ軸電圧差分ΔＶｑを例えば（比例＋積分）演算して、無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑを算出する。
そして、有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄをそのまま有効電圧指令値Ｖ（ハット）ｄとする。また、無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑをそのまま無効電圧指令値Ｖ（ハット）ｑとする。
このように負荷に対して電圧制御した電力を分散型電源装置から供給するので、所内系統として自立運転することができる。
次に、キーボード２９Ａまたは制御装置２１からの入力に伴って、運転モード切替部２６に連系操作信号ζ２が入力され、系統側の電圧が所定の範囲に入っているとき、連系指令信号ζ５が出力される。そして、この連系指令信号ζ５が入力されたときのＰＷＭ制御部２７の動作について図９を参照して説明する。
この状況においては、電圧基準切替部５３に連系指令信号ζ５が入力され、電圧指令切替部５４に自立中信号ζ８が入力されている。
この状況においては、電圧基準切替部５３に連系指令信号ζ５が入力され、電圧指令切替部５４に自立中信号ζ８が入力されている。
そして、ｄ軸電圧差検出部７５は、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄからｄ軸電源側電圧ＶＬｄを減算してｄ軸電圧差分ΔＶｄを算出する。また、ｑ軸電圧差検出部７６は、ｑ軸系統側電圧ＶＳｑからｑ軸電源側電圧ＶＬｑを減算してｑ軸電圧差分ΔＶｑを算出する。
次に、ｄ軸電圧調整部７７は、ｄ軸電圧差分ΔＶｄを例えば（比例＋積分）演算して、有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄを算出する。
また、ｑ軸電圧調整部７８は、ｑ軸電圧差分ΔＶｑを例えば（比例＋積分）演算して、無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑを算出する。
そして、有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄをそのまま有効電圧指令値Ｖ（ハット）ｄとする。
また、無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑをそのまま無効電圧指令値Ｖ（ハット）ｑとする。
このように系統側電圧と電源側電圧とを揃えてから解列用遮断器１１を投入すると電圧差による過電流および負荷電圧の変動などが起こらないので、商用電力系統５に連系することができる。
次に、ｄ軸電圧調整部７７は、ｄ軸電圧差分ΔＶｄを例えば（比例＋積分）演算して、有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄを算出する。
また、ｑ軸電圧調整部７８は、ｑ軸電圧差分ΔＶｑを例えば（比例＋積分）演算して、無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑを算出する。
そして、有効電圧基準ＶｄＲＥＦｄをそのまま有効電圧指令値Ｖ（ハット）ｄとする。
また、無効電圧基準ＶｑＲＥＦｑをそのまま無効電圧指令値Ｖ（ハット）ｑとする。
このように系統側電圧と電源側電圧とを揃えてから解列用遮断器１１を投入すると電圧差による過電流および負荷電圧の変動などが起こらないので、商用電力系統５に連系することができる。
次に、運転モードの切替手順について説明する。
最初に、連系運転モードから自立運転モードに移行する手順について図１０を参照して説明する。図１０は、連系運転モードから自立運転モードに移行する手順を示すフローチャートである。
ステップＳ１０１で、キーボード２９Ａまたは制御装置２１からの入力に伴って、運転モード切替スイッチが自立操作側に切り替えられて運転モード切替部２６に自立操作信号ζ１が入力され、フリップフロップ部４２から自立指令信号ζ４が出力される。このとき分散型電源装置１が待機中であると、制御装置２１は交直変換装置２０のスイッチング素子をＯＮする。
ステップＳ１０２で、ＰＷＭ制御部２７の電流基準切替部５２に自立指令信号ζ４が入力されるので負荷側電流とＰＣＳ電流が等しくなるように制御される。
ステップＳ１０３で、運転モード切替部２６の電流差判断部５０は負荷側有効電流検出値ＩＬｄとｄ軸ＰＣＳ電流ＩＰｄとの差ΔＩｄが閾値ＩＴＨｄより小さいか否かを判断し、小さい場合電流差零信号τ２を出力してステップＳ１０４へ進み、大きい場合ステップＳ１０３を繰り返す。
ステップＳ１０４で、運転モード切替部２６の解列用遮断器操作指令部４３に自立指令信号ζ４と電流差零信号τ２が入力されるので、解列用遮断器開放指令ζ６が出力される。この解列用遮断器操作指令ζ６が解列用遮断器１１に入力されるので、解列用遮断器１１が開放される。
ステップＳ１０５で、解列用遮断器１１の開放が完了すると解列用遮断器１１から開放状態を示す信号ξ１がＰＣＳ制御切替部４６に入力されるので、自立中信号ζ８が出力される。この自立中信号ζ８がＰＷＭ制御部２７の電圧指令切替部５４に入力されるので、交直変換装置２０を電流制御から電圧制御に切り替えて運転モードの交替が完了する。
最初に、連系運転モードから自立運転モードに移行する手順について図１０を参照して説明する。図１０は、連系運転モードから自立運転モードに移行する手順を示すフローチャートである。
ステップＳ１０１で、キーボード２９Ａまたは制御装置２１からの入力に伴って、運転モード切替スイッチが自立操作側に切り替えられて運転モード切替部２６に自立操作信号ζ１が入力され、フリップフロップ部４２から自立指令信号ζ４が出力される。このとき分散型電源装置１が待機中であると、制御装置２１は交直変換装置２０のスイッチング素子をＯＮする。
ステップＳ１０２で、ＰＷＭ制御部２７の電流基準切替部５２に自立指令信号ζ４が入力されるので負荷側電流とＰＣＳ電流が等しくなるように制御される。
ステップＳ１０３で、運転モード切替部２６の電流差判断部５０は負荷側有効電流検出値ＩＬｄとｄ軸ＰＣＳ電流ＩＰｄとの差ΔＩｄが閾値ＩＴＨｄより小さいか否かを判断し、小さい場合電流差零信号τ２を出力してステップＳ１０４へ進み、大きい場合ステップＳ１０３を繰り返す。
ステップＳ１０４で、運転モード切替部２６の解列用遮断器操作指令部４３に自立指令信号ζ４と電流差零信号τ２が入力されるので、解列用遮断器開放指令ζ６が出力される。この解列用遮断器操作指令ζ６が解列用遮断器１１に入力されるので、解列用遮断器１１が開放される。
ステップＳ１０５で、解列用遮断器１１の開放が完了すると解列用遮断器１１から開放状態を示す信号ξ１がＰＣＳ制御切替部４６に入力されるので、自立中信号ζ８が出力される。この自立中信号ζ８がＰＷＭ制御部２７の電圧指令切替部５４に入力されるので、交直変換装置２０を電流制御から電圧制御に切り替えて運転モードの交替が完了する。
次に、自立運転モードから連系運転モードに移行する手順について図１１を参照して説明する。図１１は、自立運転モードから連系運転モードに移行する手順を示すフローチャートである。
ステップＳ２０１で、交直変換装置２０が電圧制御され、解列用遮断器１１が開放され、運転モード切替部２６から自立指令信号ζ４と自立中信号ζ８とが出力されている自立運転モードにおいて、キーボード２９Ａまたは制御装置２１からの入力に伴って、運転モード切替スイッチを連系操作側に切り替える。
ステップＳ２０２で、運転モード切替部２６の系統電圧確認部４０は、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄと所定の下限電圧値ＶＳＵＬとの差分ΔＶＳが所定の範囲ΔＷ内になっているか否かを判断し、範囲に入っているとき活電信号τ１を出力してステップＳ２０３へ進み、範囲外のときステップＳ２０２を繰り返す。
ステップＳ２０３で、運転モード切替部２６の電圧差判断部５１は、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄとｄ軸電源側電圧ＶＬｄとの差ΔＶｄが閾値ＶＴＨｄ以下になっているか否か判断し、かつｑ軸系統側電圧ＶＳｑとｑ軸電源側電圧ＶＬｑとの差ΔＶｑが閾値ＶＴＨｑ以下になっているか否か判断し、両方とも以下のときに電圧差零信号τ３ｄ、τ３ｑを出力してステップＳ２０４へ進み、越えているときステップＳ２０３を繰り返す。
ステップＳ２０４で、解列用遮断器操作指令部４３に連系指令信号ζ５と電圧差零信号τ３ｄ、τ３ｑが入力されるので、解列用遮断器投入指令ζ７が出力される。この解列用遮断器投入指令ζ７が解列用遮断器１１に入力されると、解列用遮断器１１が投入される。
ステップＳ２０５で、連系中信号ζ１０が出力されると、電圧指令切替部５４が切り替えられ、ＰＷＭ制御部２７は、交直変換装置２０を電圧制御から電流制御に切り替える。
ステップＳ２０１で、交直変換装置２０が電圧制御され、解列用遮断器１１が開放され、運転モード切替部２６から自立指令信号ζ４と自立中信号ζ８とが出力されている自立運転モードにおいて、キーボード２９Ａまたは制御装置２１からの入力に伴って、運転モード切替スイッチを連系操作側に切り替える。
ステップＳ２０２で、運転モード切替部２６の系統電圧確認部４０は、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄと所定の下限電圧値ＶＳＵＬとの差分ΔＶＳが所定の範囲ΔＷ内になっているか否かを判断し、範囲に入っているとき活電信号τ１を出力してステップＳ２０３へ進み、範囲外のときステップＳ２０２を繰り返す。
ステップＳ２０３で、運転モード切替部２６の電圧差判断部５１は、ｄ軸系統側電圧ＶＳｄとｄ軸電源側電圧ＶＬｄとの差ΔＶｄが閾値ＶＴＨｄ以下になっているか否か判断し、かつｑ軸系統側電圧ＶＳｑとｑ軸電源側電圧ＶＬｑとの差ΔＶｑが閾値ＶＴＨｑ以下になっているか否か判断し、両方とも以下のときに電圧差零信号τ３ｄ、τ３ｑを出力してステップＳ２０４へ進み、越えているときステップＳ２０３を繰り返す。
ステップＳ２０４で、解列用遮断器操作指令部４３に連系指令信号ζ５と電圧差零信号τ３ｄ、τ３ｑが入力されるので、解列用遮断器投入指令ζ７が出力される。この解列用遮断器投入指令ζ７が解列用遮断器１１に入力されると、解列用遮断器１１が投入される。
ステップＳ２０５で、連系中信号ζ１０が出力されると、電圧指令切替部５４が切り替えられ、ＰＷＭ制御部２７は、交直変換装置２０を電圧制御から電流制御に切り替える。
このように、実施の形態１に係る分散型電源装置の制御システム１００によると、接続または切り離しを要する状況が生じた後、雷事故予測サーバ１０４と制御装置２１との連携により、迅速かつ確実に分散型電源装置１の切り離しが行われ、電力系統の発電予備力低下を回避する。
また、商用電力系統５が停電する可能性があるとき、分散型電源装置１からの出力を重要負荷２に供給する電力に合わすことにより解列用遮断器１１に流れる電流を零にして解列用遮断器１１を遮断するので、安価な解列用遮断器１１を用いて商用電力系統５から解列することができる。さらに、解列用遮断器１１に流れる電流を零にして遮断するので、切替による影響がない。
さらに、雷警報が解除されて連系に戻すとき、系統側電圧と電源側電圧とを等しくなるようにすることにより解列用遮断器１１の投入時の過電流および負荷電圧の変動などを防止できるので、商用電力系統５との連系に伴う影響がない。
さらに、分散型電源装置１の接続または切離を要する状況が生じた際に、人間の介入を待たずに接続または切離が開始されるので、迅速な対応が可能となり、対応の有効度が高まる。
また、分散型電源装置１の時間帯ごとの状況を雷事故予測サーバに伝達するために、制御装置２１による自動的なデータ送信が用いられるので、時間帯ごとの状況の伝達が確実・迅速に行われる。これにより、商用電力系統５の管理者側へのフィードバックが効率的に行われるので、分散型電源装置の制御システム１００の内部または外部において、商用電力系統５の管理者側で最適な対応をとることができる。
さらに、雷警報が解除されて連系に戻すとき、系統側電圧と電源側電圧とを等しくなるようにすることにより解列用遮断器１１の投入時の過電流および負荷電圧の変動などを防止できるので、商用電力系統５との連系に伴う影響がない。
さらに、分散型電源装置１の接続または切離を要する状況が生じた際に、人間の介入を待たずに接続または切離が開始されるので、迅速な対応が可能となり、対応の有効度が高まる。
また、分散型電源装置１の時間帯ごとの状況を雷事故予測サーバに伝達するために、制御装置２１による自動的なデータ送信が用いられるので、時間帯ごとの状況の伝達が確実・迅速に行われる。これにより、商用電力系統５の管理者側へのフィードバックが効率的に行われるので、分散型電源装置の制御システム１００の内部または外部において、商用電力系統５の管理者側で最適な対応をとることができる。
上述の実施の形態１において、雷事故予測サーバ１０４は、各種のＤＢを持つが、これらのＤＢは持たなくともよい。この場合、外部の雷データ配信サーバからこれらのＤＢに含まれる情報に相当するデータを受信する。
また、分散型電源装置１では分散型電源としてナトリウム−硫黄電池７を用いているが、分散型電源は、商用電力系統５から電力を受電して貯蔵し、逆に電力を放電して重要負荷２に供給できるものであればナトリウム−硫黄電池７でなくともよく、たとえばレドックスフロー電池、超電導コイル電力貯蔵装置、フライホイール電力貯蔵装置、電気二重層コンデンサ、リチウムイオン電池などであってもよい。
また、分散型電源装置１では分散型電源としてナトリウム−硫黄電池７を用いているが、分散型電源は、商用電力系統５から電力を受電して貯蔵し、逆に電力を放電して重要負荷２に供給できるものであればナトリウム−硫黄電池７でなくともよく、たとえばレドックスフロー電池、超電導コイル電力貯蔵装置、フライホイール電力貯蔵装置、電気二重層コンデンサ、リチウムイオン電池などであってもよい。
さらに、分散型電源は、燃料電池、太陽光発電装置、風力発電装置など燃料が供給されて発電され、または太陽光や風により発電される直流電力を交流電力に変換して出力することができるものであってもよい。
また、分散型電源装置１を雷事故に関連する情報に基づき運転モードを切り替える例について説明したが、関連する商用電力系統５の工事のための停電が計画されているときも自立運転モードに交替することができる。その際、分散型電源装置１を作業用電源として活用できるので、計画停電時に作業用にその都度設置する非常用発電機を省略することができる。
また、分散型電源装置１を雷事故に関連する情報に基づき運転モードを切り替える例について説明したが、関連する商用電力系統５の工事のための停電が計画されているときも自立運転モードに交替することができる。その際、分散型電源装置１を作業用電源として活用できるので、計画停電時に作業用にその都度設置する非常用発電機を省略することができる。
また、自立指令信号を自動的に入力するかどうかの判定は、ステップＳ４０８において各制御装置２１が行っているが、これは雷事故予測サーバ１０４が行ってもよく、各制御装置２１は雷事故予測サーバ１０４からの指示を受けて自立指令信号を自動的に入力する処理としてもよい。またその際、同一時間帯に複数の制御装置２１を解列する、すなわち自立運転に切り替える場合は、雷事故予測サーバ１０４は同時に指示を行うのではなく、たとえば１分程度の間隔をおいて順次指示を行ってもよい。こうすることにより、同時に多数の分散型電源装置１の切り替え処理が発生することによる、系統の通常運転への悪影響を回避することができる。
１ 分散型電源装置、２ 重要負荷、３ 所内系統、４ 接続点、５ 商用電力系統、６ 受電点、７ 分散型電源（ナトリウム−硫黄電池）、８ フィルタコンデンサ、９ 受電用遮断器、１０ 系統側計器用変圧器、１１ 解列用遮断器、１２ 負荷側計器用変流器、１３ 電源側計器用変流器、１４ 電源側計器用変圧器、１５ 連系用遮断器、１６ 連系変圧器、１７ 直列リアクトル、１８ 一般負荷、１９ 端子、２０ 交直変換装置、２１ 制御装置、２２ ＰＣＳ計器用変流器、２３ 直流開閉器、２４ 電力制御部、２５ 位相検出部、２６ 運転モード切替部、２７ ＰＷＭ制御部、２８ 電流制御部、２９ 対外入出力部、２９Ａ 入力装置（キーボード）、２９Ｂ ネットワークインターフェース（ネットワークカード）、２９Ｃ 出力装置（ディスプレイ）、３１ 系統側３相／αβ変換部、３２ 系統側αβ／ｄｑ変換部、３４ 電源側３相／αβ変換部、３５ 電源側αβ／ｄｑ変換部、３７ 位相差検出部、３８ 周波数調整器、３９ 電圧制御発振器、４０ 系統電圧確認部、４１ 連系可能判断部、４２ フリップフロップ部、４３ 解列用遮断器操作指令部、４４、４５、４７、４８ 論理積部、４６ ＰＣＳ制御切替部、５０ 電流差判断部、５１ 電圧差判断部、５２ 電流基準切替部、５３ 電圧基準切替部、５４ 電圧指令切替部、５５ 有効電力差検出部、５６ 有効電力調整部、５７ 無効電力差検出部、５８ 無効電力調整部、５９ ＰＣＳ３相／αβ変換部、６０ ＰＣＳαβ／ｄｑ変換部、６１ 有効電流差検出部、６２ 無効電流差検出部、６３、８７ 有効電流調整部、６４、８８ 無効電流調整部、６９ ｄｑ／αβ変換部、７０ αβ／３相変換部、７１ ゲートパルス発生部、７３ 負荷側３相／αβ変換部、７４ 負荷側αβ／ｄｑ変換部、７５ ｄ軸電圧差検出部、７６ ｑ軸電圧差検出部、７７ ｄ軸電圧調整部、７８ ｑ軸電圧調整部、１００ 分散型電源装置の制御システム、１０２ 需要家、１０４ 雷事故予測サーバ、１０６ 発電所、１１０ ネットワーク。
Claims (10)
- 商用電力系統と受電点で連系する所内系統を介して重要負荷と並列に接続され、電力を貯蔵する分散型電源と、
開放されることによって、上記重要負荷と上記分散型電源とを上記所内系統から切り離し、投入されることによって、上記重要負荷と上記分散型電源とを上記所内系統に接続する、解列用遮断器と、
上記解列用遮断器の動作を制御する制御装置と
を備え、
上記制御装置は、外部のネットワークに接続され、
上記制御装置は、上記ネットワークを介して受信する情報に応じて、上記解列用遮断器の開放および投入を制御する
ことを特徴とする、分散型電源装置。 - 上記情報は雷予測データである、請求項１に記載の分散型電源装置。
- 上記雷予測データは、雷事故率を含み、
上記制御装置は、上記雷事故率が所定値以上である場合に、上記解列用遮断器を開放する制御を行う
ことを特徴とする、請求項２に記載の分散型電源装置。 - 上記制御装置は、出力装置をさらに備え、
上記雷予測データは、所定の時間帯ごとに、上記解列用遮断器の開放または投入のどちらか一方を推奨することを示す、自立運転推奨パターンを含み、
上記制御装置は、上記自立運転推奨パターンを上記出力装置に出力する
ことを特徴とする、請求項２または３に記載の分散型電源装置。 - 上記制御装置は、入力装置をさらに備え、
上記制御装置は、上記入力装置を介して、上記自立運転推奨パターンに従う指示または従わない指示のどちらか一方を入力として受け取り、上記指示を上記ネットワークを介して外部に送信する
ことを特徴とする、請求項４に記載の分散型電源装置。 - 請求項２〜５のいずれか一項に記載の分散型電源装置と、
上記ネットワークを介して、上記雷予測データを上記制御装置に送信する雷事故予測サーバと
を備えることを特徴とする、分散型電源装置の制御システム。 - 商用電力系統と受電点で連系する所内系統を介して重要負荷と並列に接続され、電力を貯蔵する分散型電源と、
開放されることによって、上記重要負荷と上記分散型電源とを上記所内系統から切り離し、投入されることによって、上記重要負荷と上記分散型電源とを上記所内系統に接続する、解列用遮断器と
を備える、分散型電源の制御方法であって、
外部のネットワークを介して受信する雷予測データに応じて、上記解列用遮断器の開放および投入を制御する
ことを特徴とする、分散型電源の制御方法。 - 上記雷予測データは、雷事故率を含み、
上記雷事故率が所定値以上である場合に、上記解列用遮断器を開放する
ことを特徴とする、請求項７に記載の分散型電源の制御方法。 - 上記雷予測データは、所定の時間帯ごとに、上記解列用遮断器の開放または投入のどちらか一方を推奨することを示す、自立運転推奨パターンを含み、
上記自立運転推奨パターンが外部に出力される
ことを特徴とする、請求項７または８に記載の分散型電源の制御方法。 - 上記自立運転推奨パターンに従う指示または従わない指示のどちらか一方を入力として受け取り、上記指示を上記ネットワークを介して送信する
ことを特徴とする、請求項９に記載の分散型電源の制御方法。
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