JP2007053866A - 分散型電源システムの運用方法、分散型電源システム - Google Patents

Abstract

【課題】分散型電源の連系時もしくは解列時において配電線電圧が不適切な状態となる。
【解決手段】配電線に対して連系若しくは解列される発電機と当該発電機を制御する発電機制御装置とを有した分散型電源システムの運用方法において、 前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合の連系点における電圧変動制限量を設定しておき、前記発電機制御装置によって、前記発電機の出力変動量及び前記連系点の電圧変動量を取得し、前記発電機の出力及び前記連系点の電圧が同一の割合で変動するものと見なして、前記発電機の基準出力と前記出力変動量の比と、前記電圧変動量とに基づき、前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合における前記連系点の電圧降下推定量を求め、前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲内であるか否かを判定し、前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲外である旨を判定した場合、前記電圧降下推定量を前記電圧変動制限量の範囲内へと収めるべく前記発電機の運転力率を調整すること、とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、分散型電源システムの運用方法、分散型電源システムに関する

近年、工場やビル、一般住宅等の電力会社以外の需要家側において、例えば、太陽光発電システム、風力発電システム、コジェネレーション設備等の比較的小規模な発電システム、いわゆる分散型電源システムが普及しつつある。このため、今後、分散型電源システムを電力会社が提供する商用ラインとしての配電線系統へと電気的に接続すること、すなわち分散型電源システムと配電線系統との連系が、増加していくことが想定されうる。

図１０は、分散型電源システムを連系した配電線系統の一例を示す図である（例えば、以下に示す特許文献１を参照）。図１０に示すように、電力会社の配電用変電所に配設される変圧器１０の２次側には配電用遮断器１１が接続され、その配電用遮断器１１の負荷側より樹枝状に配電線４００が構築される。さらに、電力会社より提供される配電線４００に対して、分散型電源１５ａ、１５ｂが連系点２４ａ、２４ｂを介して連系もしくは解列可能である。
特開２００３−１８９４７２号公報

ところで、商用の配電線に対して分散型電源システムを連系させた場合に生じる分散型電源システムから配電線への逆潮流によって、当該分散型電源システムの連系点の電圧（以下、「連系点電圧」と称する。）が上昇する現象が知られている。そして、この連系点電圧の上昇によって、図１０中の配電線の線路電圧の特性図（一点鎖線表記）に示すように、連系点電圧が、商用の配電線として電力会社より要請される許容運転範囲から外れる恐れがあった。

一方、分散型電源システムが解列状態の場合、分散型電源システムからの逆潮流が発生しないので、図１０中の配電線の線路電圧の特性図（直線表記）に示すように、配電用変電所から配電線の末端負荷に向かって電圧降下が生じることが知られている。ここで、配電線の事故等に伴って、分散型電源システムが連系状態から解列状態へと即時移行する場合、連系点さらには配電線全体にわたって瞬時電圧低下（以下、「瞬低」と称する。）が引き起こされ、当該配電線により電力供給される各種設備に多大な影響を与える恐れがあった。さらに、複数の分散型電源システムが一斉解列した場合、それらの発電機台数分の瞬低が生じるため、前述した影響がより顕在化することになる。

前述した課題を解決する主たる本発明は、配電線に対して連系若しくは解列される発電機と当該発電機を制御する発電機制御装置とを有した分散型電源システムの運用方法において、前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合の連系点における電圧変動制限量を設定しておき、前記発電機制御装置によって、前記発電機の出力変動量及び前記連系点の電圧変動量を取得し、前記発電機の出力及び前記連系点の電圧が同一の割合で変動するものと見なして、前記発電機の基準出力、前記出力変動量及び前記電圧変動量に基づき、前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合における前記連系点の電圧降下推定量を求め、前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲内であるか否かを判定し、前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲外である旨を判定した場合、前記電圧降下推定量を前記電圧変動制限量の範囲内へと収めるべく前記発電機の運転力率を調整すること、とする。

本発明によれば、分散型電源の連系時もしくは解列時における配電線電圧を適切な状態に調整する分散型電源システムの運用方法及び分散型電源システムを提供することができる。

＜第１実施形態＞
＝＝＝配電系統の全体構成＝＝＝
図１、図２、図３を参照しつつ、本発明の一実施形態に係る配電自動化システム１００並びに分散型電源システムＡ、Ｂを含んだ配電系統の全体構成を説明する。なお、本実施形態における分散型電源システムＡ、Ｂは、風力や太陽光等の自然エネルギーを利用した自然エネルギー発電機のうち、特に、風力発電機１５ａ、１５ｂで構成される場合とする。また、配電線４００に連系される分散型電源システムは、図１に示すように、二つのシステムに限定されず、一つのシステムであってもよいし、二以外の複数のシステムであってもよい。

電力会社の配電用変電所に配設される変圧器１０の２次側には、配電用遮断器１１が接続される。そして、複数の配電用遮断器１１の負荷側より樹枝状に配電線４００がそれぞれ構築される。なお、配電用遮断器１１の状態を配電自動化システム１００によって遠方監視制御をさせるための遠方監視制御装置の子局（以下、「変電遠制子局」と称する。）１７が配設される。変電遠制子局１７は、配電用遮断器１１の一次側及び／又は二次側に設けられたセンサによって計測された電流値や電圧値が供給され、これらの計測情報や配電用遮断器１１の開放／投入の状態を示す入り切り情報を配電自動化システム１００に対して送信する機能と、配電自動化システム１００からの開放指令若しくは投入指令を受信して配電用遮断器１１の開放若しくは投入を制御する機能と、を有する。なお、配電用遮断器１１は、配電用変電所に一般的に配設される、いわゆる保護リレー（配電線系統に事故が発生した場合、被害を最小限に抑えるため適切な保護を行う装置）によって、配電線４００の事故発生時に自動開放／自動投入が行われる実施形態でもよい。

配電線４００は、常閉型の区分開閉器１２ａ、１２ｂ、・・・によって、複数の区間＃ｎ（ｎ＝０、１、２、・・・）に区分される。なお、区分開閉器１２ａ、１２ｂ、・・・毎に、それらの状態を配電自動化システム１００によって遠方監視制御をさせるための遠方監視制御装置の子局（以下、「配電遠制子局」と称する。）１８ａ、１８ｂ、・・・が配設される。配電遠制子局１８ａ、１８ｂ、・・・は、区分開閉器１２ａ、１２ｂ、・・・の一次側及び／又は二次側に設けられたセンサによって計測された電流値や電圧値が供給され、これらの計測情報や区分開閉器１２ａ、１２ｂ、・・・の開放／投入の状態を示す入り切り情報を配電自動化システム１００に対して送信する機能と、配電自動化システム１００からの開放指令若しくは投入指令を受信して区分開閉器１２a、１２ｂ、・・・の開放若しくは投入を制御する機能と、を有する。

配電線Ａの区間＃０、＃２では、需要家側に配設される分散型電源システムＡ、Ｂが、配電線４００中の所定の連系点（若しくは「受電点」とも称される。）２４ａ、２４ｂを介して連系される。

分散型電源システムＡ、Ｂは、風力発電機１５ａ、１５ｂ、解列用開閉器１６ａ、１６ｂ、遠方監視制御装置の子局（以下、「分散型電源遠制子局」と称する。）２０ａ、２０ｂ、計器用変圧器ＰＴａ、ＰＴｂ、ＰＴｃ、ＰＴｄ、計器用変流器ＣＴａ、ＣＴｂ、計測・変換器２１ａ、２１ｂ、発電機制御装置２２ａ、２２ｂ、励磁機２３ａ、２３ｂ、によって構成される。

解列用開閉器１６ａ、１６ｂは、風力発電機１５ａ、１５ｂの発電機出力を配電線４００へと連系する際に投入され、風力発電機１５ａ、１５ｂの発電機出力を配電線４００から解列する際に開放される開閉器である。

分散型遠制子局２０ａ、２０ｂは、解列用開閉器１６ａ、１６ｂの状態を配電自動化システム１００によって遠方監視制御をさせるための子局である。分散型遠制子局２０ａ、２０ｂは、解列用遮断器１６の一次側及び／又は二次側に設けられたセンサによって計測された電流値や電圧値が供給され、これらの計測値や解列用遮断器１６ａ、１６ｂの開放／投入の状態を示す入り切り情報を配電自動化システム１００に対して送信する機能と、配電自動化システム１００からの開放指令若しくは投入指令を受信して解列用開閉器１６ａ、１６ｂの開放若しくは投入を制御する機能と、配電自動化システム１００からの運転開始指令を受信して発電機制御装置２１を介して風力発電機１５ａ、１５ｂの運転を開始させる機能と、を有する。

計器用変圧器ＰＴｂ、ＰＴｄは、その一次側が連系点２４ａ、２４ｂの電源側もしくは負荷側より引き出された電線と接続され、その二次側が計測・変換器２１ａ、２１ｂと接続される。すなわち、計器用変圧器ＰＴｂ、ＰＴｄは、連系点２４ａ、２４ｂにおける連系点電圧Ｖｄを計測するとともに、計測・変換器２１ａ、２１ｂへと供給する。

計器用変流器ＣＴａ、ＣＴｂは、風力発電機１５ａ、１５ｂの出力側から連系点２４ａ、２４ｂまでの電線に配設され、風力発電機１５ａ、１５ｂより出力される発電機電流Ｉｇを計測するとともに、その発電機電流Ｉｇを計測・変換器２１ａ、２１ｂへと供給する。

計器用変圧器ＰＴａ、ＰＴｃは、その一次側が風力発電機１５ａ、１５ｂの出力側より引き出された電線と接続され、その二次側が計測・変換器２１ａ、２１ｂへと接続される。すなわち、計器用変圧器ＰＴａ、ＰＴｃは、風力発電機１５ａ、１５ｂより出力される発電機電圧Ｖｇを計測するとともに、その発電機電圧Ｖｇを計測・変換器２１ａ、２１ｂへと供給する。

計測・変換器２１ａ、２１ｂは、計器用変流器ＣＴａ、ＣＴｂにおいて計測された発電機電流Ｉｇ、計器用変圧器ＰＴａ、ＰＴｃにおいて計測された発電機電圧Ｖｇに基づき、風力発電機１５ａ、１５ｂの計測有効電力Ｐｄ、計測力率θｄといった各種計測情報を算定する。そして、計測・変換器２１ａ、２１ｂは、計測有効電力Ｐｄ、計測力率θｄ、さらに、計測連系点電圧Ｖｄを、発電機制御装置２２ａ、２２ｂへと供給する。

発電機制御装置２２ａ、２２ｂは、解列用開閉器１６a、１６ｂと同様に、分散型電源遠制子局２０ａ、２０ｂを介して、配電自動化システム１００による遠方監視制御がなされる。発電機制御装置２２ａ、２２ｂは、計測有効電力Ｐｄに基づいて風力発電機１５ａ、１５ｂの出力変動量ΔＰｄを求めるとともに、計測連系点電圧Ｖｄに基づいて連系点２４ａ、２４ｂの電圧変動量ΔＶｄを求める。

また、発電機制御装置２２ａ、２２ｂは、風力発電機１５ａ、１５ｂの発電機出力及び連系点２４ａ、２４ｂの連系点電圧Ｖｄが同一の割合で変動するものと見なして、風力発電機１５ａ、１５ｂの基準出力Ｐｔと出力変動量ΔＰｄの比と、電圧変動量ΔＶｄとに基づき、風力発電機１５ａ、１５ｂが配電線４００に対して連系状態から解列状態へと移行した場合における連系点２４ａ、２４ｂの電圧降下推定量Ｅを求める。

さらに、発電機制御装置２２ａ、２２ｂは、この求めた電圧降下推定量Ｅが、予め設定しておいた電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲内であるか否かを判定する。そして、電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲外である旨を判定した場合、電圧降下推定量Ｅを電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲内へと収めるべく、風力発電機１５ａ、１５ｂの運転力率を調整する。なお、風力発電機１５ａ、１５ｂの運転力率の調整は、励磁機２３ａ、２４ｂにおける励磁電流を制御することで行われる。

配電自動化システム１００は、電力会社の支社／営業所に配設され、主として、配電用サーバ１０１と、データベース１０４と、監視制御用端末１０２と、遠方監視制御装置（以下、「遠制親局」と称する。）１０４と、が通信線１０５を介して相互に通信可能に接続されて構成される。

配電用サーバ１０１は、遠制親局１０３において各遠制子局より送受信された情報や、データベース１０４に記憶されてある情報等に基づいて、配電自動化システム１００全体を統括制御する機能を有した情報処理装置である。

監視制御用端末１０２は、例えば、営業所の運転員が配電用サーバ１０１にデータを入力したり、配電用サーバ１０１から出力されたデータを表示したりする端末である。

遠制親局１０３は、変電遠制子局１７、配電遠制子局１８ａ、１８ｂ、分散型電源遠制子局２０ａ、２０ｂそれらの親局であり、光通信線３１０及び電力会社が管轄する通信網３００を介して、各遠制子局と相互に通信可能に接続される。ここで、遠制親局１０３は、各遠制子局からの計測値を受信する機能と、各遠制子局の被監視制御対象の開閉器に対して開放指令若しくは投入指令を送信する機能と、分散型電源遠制子局２０ａ、２０ｂに対して本発明に係る制御情報（電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）や連系点目標電圧Ｖｔ）を送信する機能等、を有する。

すなわち、配電自動化システム１００は、遠制親局１０３と各遠制子局との相互通信によって、配電用遮断器１１、区分開閉器１２ａ、１２ｂ、解列用開閉器１６ａ、１６ｂ、さらに、発電機制御装置２２ａ、２１ｂの各状態を、遠隔的に監視制御する。

データベース１０４は、図２に示すように、連系点目標電圧情報１０４ａ、分散型電源設備情報１０４ｂ、電圧変動制限量情報１０４ｃ、を有する。

連系点目標電圧情報１０４ａは、分散型電源システムＡ、Ｂの連系時あるいは解列時に関わらず、電力会社によって配電線４００全体を運用していく上で要請される、連系点２４ａ、２４ｂの目標電圧Ｖｔの情報である。

分散型電源設備情報１０４ｂは、分散型電源遠制子局２０ａ、２０ｂより受信した風力発電機１５ａ、１５ｂの発電機電流Ｉｇや発電機電圧Ｖｇ等の計測情報に基づいて、配電線４００に対して供給される風力発電機１５ａ、１５ｂの発電機出力（逆潮流）をリアルタイムに算定した情報である。

電圧変動制限量情報１０４ｃは、配電線４００より分散型電源システムＡ、Ｂが一斉解列した場合、そのときの連系点２４ａ、２４ｂにおける電圧変動制限量の情報である。なお、電圧変動制限量情報１０４ｃは、図３に示すように、電力会社により要請される分散型電源システム一斉解列時における配電線４００全体の許容電圧変動を設定しておき（Ｓ３００）、風力発電機１５ａ、１５ｂの各発電機出力と、データベース１０４が有する配電用変電所から連系点２４ａ、２４ｂまでの各インピーダンスの積で按分することで得られる（Ｓ３０１）。なお、電圧変動制限量情報１０４ｃならびに連系点目標電圧情報１０４ａは、配電自動化システム１００から分散型電源遠制子局２０ａを介して発電機制御装置２２ａへと提供される（Ｓ３０２）。

＝＝＝発電機制御装置の構成＝＝＝
図４を参照しつつ、本発明の第１実施形態に係る発電機制御装置２２ａの構成を詳述する。なお、発電機制御装置２２ｂの構成に関しては、発電機制御装置２２ａと同様であるため、説明を省略する。

記憶部２２０ａは、演算部２２１ａがアクセス可能なメモリやレジスタである。記憶部２２０ａには、風力発電機１５ａが連系した状態から解列した場合の連系点２４ａにおける電圧変動制限値Ｅｍａｘ、Ｅｍｉｎと、連系点２４ａの目標電圧Ｖｔと、が記憶される。なお、これらの情報は、前述したように、配電自動化システム１００から提供されるが、例えば、発電機制御装置２２ａと通信可能に接続された監視端末（不図示）から発電機制御装置２２ａへと提供される実施形態でもよい。

演算部２２１ａは、ＣＰＵやマイコン等であり、特に、発電機出力変動検出部２２２ａ、電圧変動検出部２２３ａ、電圧降下推定部２２４ａ、力率演算部２２５ａ、連系点電圧調整部２２６ａ、を有する。

発電機出力変動検出部２２２ａは、風力発電機１５ａの基準出力Ｐｔ（例えば、出力変動前又は出力変動後の有効電力の絶対値）と、計測変換器２１ａから供給される計測有効電力Ｐｄと、に基づいて、風力発電機１５ａの出力変動量ΔＰｄを検出する。

電圧変動検出部２２３ａは、計測変換器２１ａから供給される計測連系点電圧Ｖｄに基づいて、連系点２４ａにおける電圧変動量ΔＶｄを検出する。

電圧降下推定部２２４ａは、風力発電機１５ａの発電機出力Ｐｄと連系点２４ａの連系点電圧Ｖｄが同一の割合で変動するものと見なした関係（例えば、以下の式（１））に基づいて、風力発電機１５ａが連系状態から解列状態へと移行した場合での連系点電圧Ｖｄの電圧降下推定量Ｅを得る。
Ｐｄ／ΔＰｄ ＝ Ｖｄ／ΔＶｄ ・・・ 式（１）

詳述すると、電圧降下推定部２２４ａは、解列時における連系点電圧Ｖｄの電圧降下推定量Ｅを、式（１）を変換したつぎの式（２）で表現される式によって簡易的に算定する。
Ｅ ＝ （Ｐｔ／ΔＰｄ）・ΔＶｄ ・・・ 式（２）

例えば、風力発電機１５ａの基準出力Ｐｔが“３００ｋＷ”、風力発電機１５ａの出力変動量ΔＰｄが“３０ｋＷ” 、連系点２４ａにおける電圧変動量ΔＶｄが“１０ｖ”の場合とする。この場合、出力変動量ΔＰｄは基準出力Ｐｔの“１０％”に該当するので、連系点２４ａにおける電圧変動量ΔＶｄは連系点電圧Ｖｄの“１０％”に該当するものと見なす。すなわち、解列時の連係点電圧Ｖｄの電圧降下推定量Ｅは、“１００Ｖ（＝１０Ｖ÷０．１（１０％））”として推定される。

力率演算部２２５ａは、電圧降下推定部２２４ａで得られた電圧降下推定量Ｅが、記憶部２２０ａに記憶しておいた電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲内であるか否かを判定し、その電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲外である旨を判定した場合、電圧降下推定量Ｅを電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲内とすべく、力率設定部２２８ａに設定される設定力率θｓの調整量を演算する。

詳述すると、力率演算部２２５ａは、電圧降下推定量Ｅが電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲外である旨を判定した場合、電圧降下推定量Ｅの変化が増加方向を示すときには風力発電機１５ａを進相運転（励磁電流減）させ、電圧降下推定量Ｅの変化が減少方向を示すときには風力発電機１５ａを遅相運転（励磁電流増）させるべく、力率設定部２２８ａに設定される設定力率θｓを所定ステップ分インクリメント若しくはデクリメントさせる。

なお、風力発電機１５ａを進相運転させる場合、風力発電機１５ａから配電線４００に向けて９０度進みの電流が流れるので、進み無効電力を供給することになる。この結果、配電用変電所側の送電端電圧のベクトルとは逆方向の電圧降下がなされ、連系点電圧Ｖｄは降下する。逆に、風力発電機１５ａを遅相運転させる場合、風力発電機１５ｂから配電線４００に向けて９０度遅れの電流が流れるので、遅れ無効電力を供給することになる。この結果、配電用変電所側の送電端電圧のベクトルとは同方向の電圧降下がなされ、連系点電圧Ｖｄは上昇する。このように、風力発電機１５ａの運転力率を調整することによって、連系点電圧Ｖｄや電圧降下推定量Ｅを、所望の値に調整できる。

連系点電圧調整部２２６ａは、力率演算部２２５ａにおいて電圧降下推定量Ｅが電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲内である旨が判定された場合、さらに、計測・変換器２１ａから供給された計測連系点電圧Ｖｄが、記憶部２２０ａに記憶しておいた目標電圧Ｖｔに略一致するか否かを判定する。そして、連系点電圧調整部２２６ａは、計測連系点電圧Ｖｄが目標電圧Ｖｔへと略一致しない旨を判定した場合、以後の計測連系点電圧Ｖｄを目標電圧Ｖｔへと略一致させるべく、力率設定部２２８ａに設定される設定力率θｓの調整量を演算する。

詳述すると、連系点電圧調整部２２６ａは、計測連系点電圧Ｖｄが目標電圧Ｖｔと略一致しない旨を判定した場合、連系点電圧Ｖｄが目標電圧Ｖｔよりも高いときは、風力発電機１５ａを進相運転（励磁電流減）、すなわち連系点電圧Ｖｄを降下させ、連系点電圧Ｖｄが目標電圧Ｖｔよりも低いときは、風力発電機１５ａを遅相運転（励磁電流増）、すなわち連系点電圧Ｖｄを上昇させるべく、力率設定部２２８ａに設定される設定力率θｓを所定ステップ分デクリメント若しくはインクリメントさせる。

発電機制御部２２７ａは、力率演算部２２５ａによって力率設定部２２８ａに設定された設定力率θｓと、計測・変換器２１ａから供給される計測力率θｄとの偏差ｅ１を、減算器２２９ａにより求める。そして、力率制御部２３０ａによって、設定力率θｓと計測力率θｄとの偏差ｅ１をなくするべく、励磁機２３ａの励磁電流を制御する。この結果、風力発電機１５ａの運転力率が、力率設定部２２８ａに設定された設定力率θｓへと徐々に近づくことになる。

＝＝＝分散型電源システムの運用方法＝＝＝
本発明の第１実施形態に係る分散型電源システムの運用方法を、図５に示すフローチャートをもとに説明する。なお、以下の説明では、図１に示した分散型電源システムＡに関するものであり、特に断らない限り、発電機制御装置２２ａが実行するものとする。

まず、発電機制御装置２２ａは、記憶部２２０ａに予め記憶しておいた解列時の電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）、連系点２４ａにおける目標電圧Ｖｔを演算部２２１ａの制御パラメータとして設定する（Ｓ５００）。さらに、発電機制御装置２２ａは、風力発電機１５ａの初期運転力率θｉを力率設定部２２８ａに設定する。そして、発電機制御部２２７ａによって、風力発電機１５ａは初期運転力率θｉ（例えば、力率１００％）によって一定力率運転を開始する（Ｓ５０１）。初期状態として連系点電圧Ｖｄの変動を抑えるとともに配電線４００に与える影響を抑えるためである。その後、風力発電機１５ａの発電機出力は緩やかに上昇する。

ここで、風速変化によって風力発電機１５ａの初期の発電機出力Ｖｉが変化したとする（Ｓ５０２）。この結果、計器用変圧器ＰＴａにおいて連系点電圧Ｖｄが、計器用変流器ＣＴａにおいて発電機電流Ｉｇが、計器用変圧器ＰＴｂにおいて発電機電圧Ｖｇがそれぞれ計測され、計測・変換器２１ａへと供給される（Ｓ５０３）。

つぎに、計測・変換器２１ａにおいて、風力発電機１５ａの有効電力Ｐｄ、力率θｄがそれぞれ検出され、計測連系点電圧Ｖｄと併せて、発電機制御装置２２ａへと供給される。また、発電機出力変動検出部２２２ａにおいて、風力発電機１５ａの出力変動量ΔＰｄが算定されるとともに、電圧変動検出部２２３ａにおいて連系点２４ａの電圧変動量ΔＶｄが算定される（Ｓ５０４）。

つぎに、電圧降下推定部２２４ａにおいて、風力発電機１５ａの基準出力Ｐｔと出力変動量ΔＰｄとの比と、電圧変動量ΔＶｄと、に基づいて、電圧降下推定量Ｅが算定される（Ｓ５０５）。そして、力率演算部２２５ａにおいて、算定された電圧降下推定量Ｅが、解列時の電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲内であるか否かが判定される（Ｓ５０６）。

さらに、力率演算部２２５ａにおいて、電圧降下推定量Ｅが解列時の電圧変動制限量の上限値Ｅｍａｘを超える場合（Ｓ５０６：ＮＯ）、風力発電機１５ａを進相運転させるべく、力率設定部２２８ａの設定力率θｓが変更される（Ｓ５０７）。この変更された設定力率θｓで風力発電機１５ａが運転されることで、計測連系点電圧Ｖｄは降下する。一方、力率演算部２２５ａにおいて、電圧降下推定量Ｅが解列時の電圧変動制限量の下限値Ｅｍｉｎ未満の場合（Ｓ５０６：ＮＯ）、風力発電機１５ａを遅相運転させるべく、力率設定部２２８ａの設定力率θｓが変更される（Ｓ５０７）。この変更された設定力率θｓで風力発電機１５ａが運転されることで、計測連系点電圧Ｖｄは上昇する。そして、電圧降下推定量Ｅが、解列時の電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲内となるまで（Ｓ５０６：ＹＥＳ）、前述した（Ｓ５０３）〜（Ｓ５０７）までの一連の処理が繰り返し実行される。

ところで、電圧降下推定量Ｅが、解列時の電圧変動制限量（Ｅｍｉｎ〜Ｅｍａｘ）の範囲内となったとき（Ｓ５０６：ＹＥＳ）、連系点電圧調整部２２６ａにおいて、計測連系点電圧Ｖｄが目標電圧Ｖｔと略一致するか否かが判定される（Ｓ５０８）。ここで、連系点電圧調整部２２６ａは、計測連系点電圧Ｖｄが目標電圧Ｖｔよりも高い場合（Ｓ５０８：ＮＯ）、風力発電機１５ａを進相運転させるべく、力率設定部２２８ａの設定力率θｓを変更する（Ｓ５０７）。この変更された設定力率θｓで風力発電機１５ａが運転されることで、計測連系点電圧Ｖｄは降下する。一方、計測連系点電圧Ｖｄが目標電圧Ｖｔよりも低い場合（Ｓ５０８：ＮＯ）、風力発電機１５ａを遅相運転させるべく、力率設定部２２８ａの設定力率θｓを変更する（Ｓ５０７）。この変更された設定力率θｓで風力発電機１５ａが運転されることで、計測連系点電圧Ｖｄは上昇する。そして、計測連系点電圧Ｖｄが目標電圧Ｖｔと略一致するまで（Ｓ５０８：ＹＥＳ）、前述した（Ｓ５０１）〜（Ｓ５０７）までの一連の処理が繰り返し実行される。

このように、本発明に係る分散型電源システムの運用方法によって、配電線に連系させた分散型電源システムが後に解列したときに生じる連系点電圧の瞬低を考慮して、分散型電源システムから配電線への逆潮流による連系点電圧の上昇を予め抑えておくことができる。この結果、図９中の配電線の線路電圧の特性図に示すように、分散型電源システムＡが商用の配電線へと連系される場合（二点鎖線表現）と解列される場合（実線表現）それぞれの連系点電圧の電位差、すなわち電圧降下が抑制される。

すなわち、本発明によれば、連系配電線の動揺や発電機故障等によって、分散型電源システムが連系状態から即解列される場合であっても、連系点電圧の瞬低、ひいては配電線全体の瞬低が抑えられる。また、連系点電圧の上昇が抑えられるため、当該連系点電圧を、電力会社より要請される配電線の許容運転範囲内に収めることが可能となる。さらに、本発明によれば、分散型電源システムが連系状態から解列状態へと移行する際の連系点電圧の変動を抑えつつ、その連系点電圧を、連系時若しくは解列時に関わらず、電力会社より要請される配電線運用上の適正な目標電圧へと調整することができる。

また、前述した実施形態において、需要家側の分散型電源システムの運転員が、本発明に係る風力発電機１５ａの運転力率調整を、手動的且つ逐次的に実行する実施形態としてもよい。

＜第２実施形態＞
＝＝＝配電系統の全体構成＝＝＝
図６は、図１に示した分散型電源システムＡ、Ｂが、エンジン駆動によって発電機出力が変化するエンジン発電機２９ａ、２９ｂで構成される場合である。なお、この場合、発電機制御装置２５ａ、２５ｂは、励磁機２７ａ、２７ｂの励磁電流を制御することで、発電機電圧Ｖｇ（単独運転の場合）又は無効電力Ｑｄ（並列運転の場合）を調整する。また、発電機制御装置２５ａ、２５ｂは、エンジン２８ａ、２８ｂの燃料制御をすることで、エンジン発電機２９ａ、２９ｂの発電機出力（有効電力）を調整する。

図７は、本発明の第２実施形態に係る発電機制御装置２５ａの詳細な構成を示す図である。なお、発電機制御装置２５ｂの構成に関しては、発電機制御装置２５ａと同様であるため、説明を省略する。

図４に示した本発明の第１実施形態に係る発電機制御装置２２ａと相違する点のみ説明する。まず、記憶部２５０ａにおいて、外乱周波数、外乱発生期間、外乱振幅等を規定する外乱設定情報が記憶される。また、演算部２５１ａにおいて外乱生成部２５７ａが新たに設けられる。外乱生成部２５７ａは、記憶部２５０ａに記憶された外乱設定情報に基づいて外乱ｒを生成する。この外乱ｒは、最終的に、エンジン発電機２９ａの時定数が大きく滑らかな波形を示す基準出力Ｐｔ（例えば、基準容量３００ｋＷ、定格周波数５０Ｈｚ等）に関して周波数ｆ及び又は振幅Ａを所定期間Ｔ変動させるものである。

さらに、発電機制御部２５８ａにおいて、発電機出力設定部２６２ａにおいて予め設定しておいたエンジン発電機２９ａの基準出力Ｐｔと、計測・変換器２１ａから供給された計測有効電力Ｐｄと、の偏差ｅ２を求める減算器２６３ａと、この偏差ｅ２をなくするべく、エンジン２８ａの燃料制御を行う発電機出力制御部２６４ａと、が新たに設けられる。尚、本実施形態では、外乱生成部２５７ａにおいて生成された外乱ｒが減算器２６３ａの偏差ｅ２に重畳されてエンジン２８ａが駆動されることによって、エンジン発電機２９ａの基準出力Ｐｔに対して所望の変動が与えられる。

＝＝＝分散型電源システムの運用方法＝＝＝
図８は、本発明の第２実施形態に係る分散型電源システムの運用方法を示すフローチャートである。図５に示した本発明の第１実施形態の場合と相違する点は、エンジン発電機２９ａを初期運転力率θｉ（例えば、力率１００％）によって一定力率運転を開始した後（Ｓ８０１）、発電機出力制御部２６４ａにおけるエンジン２８ａの制御の際に所望の外乱ｒを重畳させることで、エンジン発電機２９ａの発電機出力を作為的に変動させる点のみである（Ｓ８０２）。その他の手順は、図５に示した本発明の第１実施形態の場合と同様であるため説明を省略する。すなわち、分散型電源システムがエンジン発電機で構成される場合であっても、風力発電機などの自然エネルギー発電機の場合と同様の効果が得られることになる。

以上、本発明の実施形態について説明したが、前述した実施形態は、本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定して解釈するためのものではない。本発明は、その趣旨を逸脱することなく、変更／改良され得るととともに、本発明にはその等価物も含まれる。

本発明の第１実施形態に係る分散型電源システムを含んだ配電系統の全体構成を示す図である。 本発明の一実施形態に係るデータベースに記憶される情報を示す図である。 本発明の一実施形態に係る配電自動化システムの動作を示すフローチャートである。 本発明の第１実施形態に係る発電機制御装置の構成を示す図である。 本発明の第１実施形態に係る分散型電源システムの運用方法を示すフローチャートである。 本発明の第２実施形態に係る分散型電源システムを含んだ配電系統の全体構成を示す図である。 本発明の第２実施形態に係る発電機制御装置の構成を示す図である。 本発明の第２実施形態に係る分散型電源システムの運用方法を示すフローチャートである。 本発明に係る配電線電圧の各種特性図である。 従来の配電線電圧の各種特性図である。

符号の説明

１０ａ、１０ｂ 変圧器 １１ａ、１１ｂ 配電用遮断器
１２ａ、１２ｂ 区分開閉器 １５ａ、１５ｂ 同期発電機
１６ａ、１６ｂ 解列用開閉器 １７ａ、１７ｂ 変電遠制子局
１８ａ、１８ｂ 配電遠制子局 ２０ａ、２０ｂ 分散型電源遠制子局
２１ａ、２１ｂ 計測・変換器 ２４ａ、２４ｂ 連系点
２２ａ、２２ｂ、２５ａ、２５ｂ 発電機制御装置
２３ａ、２３ｂ、２７ａ、２７ｂ 励磁機
２８ａ、２８ｂ エンジン ２９ａ、２９ｂ エンジン発電機
２２０ａ、２５０ａ 記憶部 ２２１ａ、２５１ａ 演算部
２２２ａ、２５２ａ 発電機出力変動検出部
２２３ａ、２５３ａ 電圧変動検出部
２２４ａ、２５４ａ 電圧降下推定部
２２５ａ、２５５ａ 力率演算部 ２３０ａ、２６１ａ 力率制御部
２２６ａ、２５６ａ 連系点電圧調整部
２５７ａ 外乱生成部 ４００ 配電線
２２７ａ、２５８ａ 発電機制御部 ２２８ａ、２５９ａ 力率設定部
２２９ａ、２６０ａ、２６３ａ 減算器
２６２ａ 発電機出力設定部 ２６４ａ 発電機出力制御部
１００ 配電自動化システム １０１ 配電用サーバ
１０２ 監視制御用端末 １０３ 遠制親局
１０４ データベース １０５ 通信線
３００ 通信網 ３１０ 光通信線

Claims (12)

1. 配電線に対して連系若しくは解列される発電機と当該発電機を制御する発電機制御装置とを有した分散型電源システムの運用方法において、
   前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合の連系点における電圧変動制限量を設定しておき、
   前記発電機制御装置によって、
   前記発電機の出力変動量及び前記連系点の電圧変動量を取得し、
   前記発電機の出力及び前記連系点の電圧が同一の割合で変動するものと見なして、前記発電機の基準出力と前記出力変動量の比と、前記電圧変動量とに基づき、前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合における前記連系点の電圧降下推定量を求め、
   前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲内であるか否かを判定し、前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲外である旨を判定した場合、前記電圧降下推定量を前記電圧変動制限量の範囲内へと収めるべく前記発電機の運転力率を調整すること、
   を特徴とする分散型電源システムの運用方法。
2. 前記発電機制御装置によって、
   前記電圧降下推定量を、“（前記発電機の基準出力÷前記出力変動量）×前記電圧変動量”の式に基づき算定すること、
   を特徴とする請求項１に記載の分散型電源システムの運用方法。
3. 前記発電機制御装置によって、
   前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲外である旨を判定した場合、
   前記電圧降下推定量の変化が増加方向を示すときには前記発電機を進相運転し、
   前記電圧降下推定量の変化が減少方向を示すときには前記発電機を遅相運転すること、を特徴とする請求項１又は２に記載の分散型電源システムの運用方法。
4. 前記連系点における目標電圧を設定しておき、
   前記発電機制御装置によって、
   前記連系点の電圧を検出し、
   当該検出した連系点の電圧が前記目標電圧に略一致するか否かを判定し、
   前記連系点の電圧が前記目標電圧と略一致しない旨を判定した場合、前記連系点の電圧を前記目標電圧へと略一致させるべく前記発電機の運転力率を調整すること、
   を特徴とする請求項１乃至３のいずれかに記載の分散型電源システムの運用方法。
5. 前記発電機制御装置によって、
   前記検出した連系点の電圧が前記目標電圧と略一致しない旨を判定した場合、
   前記検出した連系点の電圧が前記目標電圧よりも高いときには前記発電機を進相運転し、
   前記検出した連系点の電圧が前記目標電圧よりも低いときには前記発電機を遅相運転すること、
   を特徴とする請求項４に記載の分散型電源システムの運用方法。
6. 前記発電機制御装置によって、
   前記発電機の出力変動量を取得する前に、前記発電機を一定力率で運転を開始すること、を特徴とする請求項１乃至５のいずれかに記載の分散型電源システムの運用方法。
7. 前記発電機は、自然現象によって出力が変化する自然エネルギー発電機であり、
   前記発電機制御装置によって、
   自然現象に基づく前記自然エネルギー発電機の前記出力変動量を取得すること、
   を特徴とする請求項１乃至６のいずれかに記載の分散型電源システムの運用方法。
8. 前記自然エネルギー発電機は、風力発電機であること、を特徴とする請求項７に記載の分散型電源システムの運用方法。
9. 前記発電機は、エンジン駆動によって出力が変化するエンジン発電機であり、
   前記発電機制御装置によって、
   前記エンジン発電機の出力を前記基準出力に設定すべく前記エンジンを駆動する際に外乱を重畳し、
   前記外乱に応じた前記エンジン発電機の前記基準出力に対する前記出力変動量を取得すること、を特徴とする請求項１乃至６のいずれかに記載の分散型電源システムの運用方法。
10. 前記外乱は、前記エンジン発電機の前記基準出力に関して周波数及び又は振幅を所定期間変動させるものであること、を特徴とする請求項９に記載の分散型電源システムの運用方法。
11. 前記発電機制御装置は、通信線を介して通信可能に接続される遠隔制御装置によって遠隔監視制御されること、を特徴とする請求項１乃至１０のいずれかに記載の分散型電源システムの運用方法。
12. 配電線に対して連系若しくは解列される発電機と当該発電機を制御する発電機制御装置と、を有した分散型電源システムにおいて、
    前記発電機制御装置は、
    前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合の連系点における電圧変動制限量を設定する記憶部と、
    前記発電機の出力及び前記連系点の電圧が同一の割合で変動するものと見なして、前記発電機の基準出力と前記発電機の出力変動量の比と、前記連系点の電圧変動量とに基づき、前記発電機が連系状態から解列状態へと移行した場合における前記連系点の電圧降下推定量を求める電圧降下推定部と、
    前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲内であるか否かを判定し、前記電圧降下推定量が前記電圧変動制限量の範囲外である旨を判定した場合、前記電圧降下推定量を前記電圧変動制限量の範囲内へと収めるべく前記発電機の運転力率を調整する運転力率調整部と、
    を有することを特徴とする分散型電源システム。

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