JP2011062062A - Distributed power supply system and distributed power supply device - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、分散型電源システム及び分散型電源装置に関し、特に、電力系統との連系点の電圧の適正範囲の下限逸脱抑制を適切に行う技術に関する。 The present invention relates to a distributed power supply system and a distributed power supply apparatus, and more particularly to a technique for appropriately suppressing a lower limit deviation of an appropriate range of a voltage at a connection point with a power system.
低炭素社会実現へ向けた取り組みの一環として、政府は、国内の太陽光発電の導入量を現在における導入量よりも大幅に増大させることを計画している。そして、そのうちの60%が住宅向けと想定されている。一方で、このように太陽光発電等の逆潮流可能な分散型電源が大量に導入される環境下では、系統運用者側、需要家側双方において様々な問題が生じることが想定される。 As part of efforts to create a low-carbon society, the government plans to significantly increase the amount of solar power installed in the country compared to the current amount. And 60% of them are assumed to be for residential use. On the other hand, in such an environment where a large number of distributed power sources capable of reverse power flow such as solar power generation are introduced, various problems are expected to occur on both the system operator side and the customer side.
具体的には、例えば太陽光発電の設置密度が高い地域では、太陽光発電の余剰電力販売の量が増大したり、太陽光発電と併設された燃料電池で発電されることにより、連系点の電圧が高めに推移することが予測される。 Specifically, for example, in areas where the installation density of solar power generation is high, the amount of surplus power sales of solar power generation increases, or power is generated by a fuel cell attached to solar power generation, so It is predicted that the voltage of will be higher.
ところが、住宅用に設置される太陽光発電や燃料電池の電圧は、電気事業法で定められた一定の管理範囲(100V系は101±6V、200V系は202±20V)内に収める必要がある。従って、その管理範囲を逸脱する可能性がある場合には、電圧を下げる制御が行われるようになっている。電圧を下げる制御は、例えば、発電出力の抑制や、無効電力の発生による電圧の調整力制御等により行われる。 However, the voltage of solar power generation and fuel cells installed for homes must be within a certain control range (100 ± 6V for the 100V system and 202 ± 20V for the 200V system) defined by the Electricity Business Law. . Therefore, when there is a possibility of deviating from the management range, control for lowering the voltage is performed. The control for lowering the voltage is performed, for example, by suppressing the power generation output or controlling the voltage by adjusting the generation of reactive power.
つまり、太陽光発電の例をとると、昼間の余剰電力販売の増大に起因して電圧が上昇した場合等には、例え日射量が多くても、自動的に電圧を抑制する制御が働くことになり、その結果、太陽光による発電自体が抑制されてしまう。すなわち、需要家が余剰電力を販売する機会の損失に繋がってしまうという問題があった。 In other words, in the case of solar power generation, when the voltage rises due to an increase in surplus power sales in the daytime, control that automatically suppresses the voltage works even if the amount of solar radiation is large. As a result, power generation by sunlight is suppressed. In other words, there is a problem that the consumer loses the opportunity to sell surplus power.
この問題を解決する手法として、例えば非特許文献1には、無効電力を系統側に流す無効電力制御によって電圧の調整を行う技術が記載されている。また、非特許文献2には、SVC(Static Var Compensator:静止型無効電力補償装置)を導入することにより、電圧の管理範囲内からの逸脱を防止する手法が記載されている。また、非特許文献3には、各住宅に蓄電池を設置し、蓄電池に余剰電力分を蓄積することによって、系統の電圧上昇を抑える手法が記載されている。
As a technique for solving this problem, for example, Non-Patent
さらに、特許文献1には、高圧系統側にループコントローラ等の電圧制御機器を設定して、配電線をループ状にした需要地系統とすることで、分散型電源システムにおける連系点上の電圧の上昇を抑制する手法が記載されている。
Furthermore, in
しかしながら、電圧上昇抑制のためにループコントローラを設ける場合には、その分コストが増大してしまうという問題があった。特に系統に分散型電源が大量に連系された場合等には、その数に応じてループコントローラの台数も増やす必要があり、導入コストだけでなく運用管理費用もかさんでしまうという問題があった。 However, when a loop controller is provided to suppress voltage rise, there is a problem that the cost increases accordingly. Especially when a large number of distributed power sources are connected to the system, it is necessary to increase the number of loop controllers according to the number of the power supplies, which increases not only the introduction cost but also the operation management cost. It was.
本発明はかかる点に鑑みてなされたものであり、特に分散型電源が大量に導入された配電系統において、連系点での電圧上昇抑制を、コストを増大させることなく実現することを目的とする。 The present invention has been made in view of such a point, and in particular, in a distribution system in which a large number of distributed power sources are introduced, it is an object to realize voltage rise suppression at an interconnection point without increasing costs. To do.
上記課題を解決し、本発明の目的を達成するため、本発明の分散型電源システムは、特別高圧で受電した電力を高圧に降圧して、配電線を介して接続された複数の需要家に供給する配電用変圧器と、需要家に設置された分散型電源装置とを含む分散型電源システムである。そして、このシステムを構成する配電用変圧器は、予め定められた目標電圧値に基づいて当該配電用変圧器の送り出し電圧を調整する変圧部と、目標電圧値に応じて調整された送り出し電圧を分散型電源装置が受電する際に、分散型電源装置の受電する電圧が所定の管理範囲の下限を逸脱し得る程度の低い値に目標電圧値を設定し、設定した目標電圧値に基づいて変圧部を制御する制御部と、を備えている。 In order to solve the above-mentioned problems and achieve the object of the present invention, the distributed power supply system of the present invention reduces the power received at an extra high voltage to a high voltage and allows a plurality of consumers connected via a distribution line to It is a distributed power supply system including a distribution transformer to be supplied and a distributed power supply device installed in a consumer. And the distribution transformer which comprises this system has the transformer part which adjusts the sending voltage of the distribution transformer concerned based on the predetermined target voltage value, and the sending voltage adjusted according to the target voltage value. When the distributed power supply receives power, the target voltage value is set to a value that is low enough that the voltage received by the distributed power supply can deviate from the lower limit of the predetermined management range, and voltage transformation is performed based on the set target voltage value. A control unit for controlling the unit.
また、このシステムの構成要素である分散型電源装置は、所定のエネルギーを直流電力に変換する電力変換部と、電力変換部で変換された直流電力を交流電力に変換して配電線に出力するインバータと、配電線との連系点の電流及び電圧を検出する検出部と、インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成し、この生成した指令信号をインバータに供給する発電出力制御部と、を備えている。 In addition, a distributed power supply device that is a component of this system includes a power conversion unit that converts predetermined energy into DC power, and the DC power converted by the power conversion unit is converted into AC power and output to a distribution line. A detection unit that detects the current and voltage at the connection point between the inverter and the distribution line, and a power generation output control unit that generates a command signal for adjusting the output current of the inverter and supplies the generated command signal to the inverter And.
そして、検出部で検出された電流及び電圧から有効電力と無効電力とを検出するとともに、検出部で検出された電圧が予め設定された閾値以下であった場合に、配電用変圧器から見て進相の無効電力を出力し、有効電力の出力量及び無効電力の出力量に応じて、インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成するようにしている。 When the active power and reactive power are detected from the current and voltage detected by the detection unit, and when the voltage detected by the detection unit is equal to or lower than a preset threshold value, the power transformer is viewed from the distribution transformer. A phase advance reactive power is output, and a command signal for adjusting the output current of the inverter is generated in accordance with the output amount of the active power and the output amount of the reactive power.
このように構成したことにより、配電用変圧器から供給される電力の電圧が低めの値となるため、配電線の始端近辺に配置された分散型電源装置において、電圧が管理範囲の上限を逸脱してしまうことが少なくなる。 With this configuration, the voltage of the power supplied from the distribution transformer becomes a lower value, so that the voltage deviates from the upper limit of the management range in the distributed power supply device arranged near the starting end of the distribution line. It ’s less likely to happen.
さらに、配電用変圧器から供給される電力の電圧が低くなったことで、配電線に配置された分散型電源装置において電圧が管理範囲の下限を逸脱する場合にも、分散型電源装置側で遅相無効電力が出力されて電圧が上がるため、電圧が管理範囲内に収まるようになる。 Furthermore, when the voltage of the power supplied from the distribution transformer is low, the voltage of the distributed power supply device disposed on the distribution line also exceeds the lower limit of the management range. Since the delayed reactive power is output and the voltage increases, the voltage falls within the management range.
本発明によれば、分散型電源が大量に導入されたことによって、配電線に連系された分散型電源間での電圧にばらつきが生じる場合にも、電圧調整用の専用の装置を導入することなく、連系点の電圧が適切な値に調整されるようになる。 According to the present invention, a dedicated device for voltage adjustment is introduced even when a large amount of distributed power sources are introduced, resulting in variations in voltage between distributed power sources connected to distribution lines. Without any problem, the voltage at the interconnection point is adjusted to an appropriate value.
以下、発明を実施するための形態(以下、本例とも称する)について説明する。なお、説明は以下の順序で行う。
1.配電系統の構成例
2.負荷時タップ切換変圧器の構成例
3.分散型電源システムの構成例
4.負荷時タップ切換変圧器での処理の例
5.太陽光発電の発電出力制御部での処理の例(電圧値の管理範囲の下限逸脱を抑制する制御を行う例)
6.燃料電池の発電出力制御部での処理の例(電圧値の管理範囲の下限逸脱を抑制する制御を行う例)
7.太陽光発電の発電出力制御部での処理の他の例(電圧値の管理範囲の上限逸脱も抑制する制御を行う例)
8.燃料電池の発電出力制御部での処理の他の例(電圧値の管理範囲の上限逸脱も抑制する制御を行う例)
Hereinafter, a mode for carrying out the invention (hereinafter also referred to as this example) will be described. The description will be given in the following order.
1. Configuration example of
6). Example of processing in the power generation output control unit of the fuel cell (example of controlling to suppress the deviation from the lower limit of the voltage value management range)
7). Another example of processing in the power generation output control unit of solar power generation (example in which control for suppressing deviation from the upper limit of the voltage value management range is also performed)
8). Another example of processing in the power generation output control unit of the fuel cell (example in which control for suppressing deviation from the upper limit of the voltage value management range is also performed)
[配電系統の構成例]
図1は、本例の配電系統の構成例を示す概要図である。負荷時タップ切換変圧器5(配電用変圧器)を備えた配電用変電所には、住宅地域に電気を供給するフィーダf1と、商業地域に電気を供給するフィーダf2が接続されている。フィーダf1の線路亘長は16kmであり、フィーダf1にはノードn101〜ノードn124が連系されている。ノードn101〜ノードn124の各ノードには図示せぬ柱上変圧器が接続されており、柱上変圧器には、図示せぬ住宅(需要家)の負荷が接続されている。そして、各フィーダf1を通して配電用変電所から供給された電力は、柱上変圧器によって低圧に変圧されて住宅に供給される。各住宅には、負荷の他に、図3で後述する太陽光発電100と燃料電池300による分散型電源とが備えられている。フィーダf2の線路亘長は2kmであり、フィーダf2には、ノードn201〜ノードn210が連系されている。そして、ノードn201〜ノードn210の配下にある各住宅では、分散型電源として太陽光発電100のみが備えられている。
[Configuration example of power distribution system]
FIG. 1 is a schematic diagram showing a configuration example of the power distribution system of this example. A feeder f1 that supplies electricity to a residential area and a feeder f2 that supplies electricity to a commercial area are connected to a distribution substation including the on-load tap change transformer 5 (distribution transformer). The feeder f1 has a line length of 16 km, and nodes n101 to n124 are connected to the feeder f1. A pole transformer (not shown) is connected to each of the nodes n101 to n124, and a load of a house (customer) (not shown) is connected to the pole transformer. And the electric power supplied from the distribution substation through each feeder f1 is transformed into a low voltage by the pole transformer, and is supplied to the house. In addition to the load, each house is provided with a
[負荷時タップ切換変圧器5の構成例]
次に、配電用変電所内の負荷時タップ切換変圧器5の構成例について、図2を参照して説明する。負荷時タップ切換変圧器(以下、LRT:Load Ratio Transformerと称する)5は、図示せぬ送電線から供給される22kVの特別高圧を、6.6kVの高圧に変換する。このとき、低圧側(二次側)の電圧を一定範囲に保つために、LRT5に接続された負荷の変動に応じて、変圧比を無停電で変更する。
[Example of configuration of
Next, a configuration example of the on-load
LRT5は、変圧部6とタップ切換制御部7とで構成される。変圧部6には、一次側タップ巻線6aと、2次側タップ巻線6bとが含まれ、2次側タップ巻線6bには、6100V〜7700Vまで、100V毎に17個のタップが設けられている。各タップの先端には固定コンタクト6c−1〜固定コンタクト6c−17が設けられ、それらがタップ選択器としての可動コンタクト6dによって選択されることによって、一次側タップ巻線6aと2次側タップ巻線6bの巻数比が変化する。
The
可動コンタクト6dは、限流抵抗6eと集電コンタクト6fとを介して集電導体6gに接続されている。限流抵抗6eは、タップ切換時に2つのタップが橋絡された時に流れる循環電流を制限する抵抗である。集電コンタクト6fは、タップ切換制御部7から供給される指令に基づいて集電導体6g上を移動し、2次側タップ巻線6bの選択する固定コンタクト6c−1〜6c−17を切り替える。
The movable contact 6d is connected to the current collecting conductor 6g via the current limiting resistor 6e and the current collecting contact 6f. The current limiting resistor 6e is a resistor that limits the circulating current that flows when two taps are bridged during tap switching. The current collecting contact 6f moves on the current collecting conductor 6g based on a command supplied from the tap switching
タップ切換制御部7には、タップの変更タイミングをプログラミングしたものが予め記憶させてあり、タップ切換制御部7は、その変更タイミングに基づいて集電コンタクト6fに指令を発する。2次側タップ巻線6bのタップの位置の変更は、図1に示したフィーダf1及びフィーダf2の負荷中心点における平均電圧が予め設定した目標値に最も近くなるようにして行われる。LRT5でこのような制御を行うことにより、配電用変電所からの送り出し電圧が調整される。なお、負荷中心点は、フィーダf1においてはノードn105、フィーダf2においてはノードn203に設定してある。
The tap
上述のLRT5の構成例では、LRT5で調整する負荷中心点の目標電圧設定を、通常設定される値よりも少し低めに設定するようにしている。通常は、コンセント等を通じて需要家の負荷に供給される電圧が基準を超えて低下しないように、前述した電圧の管理範囲(100V系は101±6V、200V系は202±20V)の中心値より高い値となるよう調整されることが一般的である。ところが、太陽光発電等の分散型電源が大量に導入された場合には、LRT5の目標電圧設定を、通常通り電圧の管理範囲の中心値より高めの値とすることで、問題が生じる場合がある。
In the above-described configuration example of the
図1に示す実施の形態例では、分散型電源を備えたノードnがフィーダf1に大量に連系されているため、フィーダf1の線路亘長が16kmと長くなっている。これにより、例えばLRT5に近い側のノードn101と末端側のノードn109等の、末端同士のノードn間での電圧差が、非常に大きなものとなってしまう。このため、末端側のノードn109の電圧が、電気事業法により定められた管理範囲の下限を逸脱してしまわないように、LRT5からの送り出し電圧を高めに設定する必要がある。このため、ノードn101の電圧は、必然的に高めに推移することになる。
In the embodiment shown in FIG. 1, since the node n having the distributed power source is connected to the feeder f1 in a large amount, the line length of the feeder f1 is as long as 16 km. As a result, for example, the voltage difference between the nodes n at the ends, such as the node n101 near the
電圧が高めに推移することにより、電圧値が前述した管理範囲の上限を超えた場合には、ノードn101に接続された太陽光発電において出力を抑制する制御が働いてしまう。このような場合、ノードn101の需要家は、余剰電力を販売する機会を失ってしまう(あるいは減らしてしまう)ことになる。このような問題の発生を防ぐために、本例では、LRT5からの送り出し電圧を、晴天時で太陽光発電が日射強度に応じた発電を行ったとしても太陽光発電の出力を抑制する制御が働かないような電圧値とするようにしている。具体的には、太陽光発電が設置されている負荷群において、柱上変圧器直下の電圧が、100V系統では107V、200V系統では222V未満の電圧となるようにLRT5の送り出し電圧を設定する。すなわち、LRT5で調整する負荷中心点の目標電圧設定を、電圧管理範囲の中央値より高い値とした従来の設定値より、若干低い値(電圧管理範囲の中央値以下の値)としている。なお、LRT5での処理の詳細については後述する。
If the voltage value exceeds the upper limit of the management range described above due to the transition of the voltage to a higher level, control is performed to suppress the output in the photovoltaic power generation connected to the node n101. In such a case, the customer of the node n101 loses (or reduces) the opportunity to sell surplus power. In order to prevent the occurrence of such a problem, in this example, the control for suppressing the output of the photovoltaic power generation works even if the transmission voltage from the
なお、本例では、LRT5として、タップ位置(固定コンタクトの位置)の変更タイミング(時刻)を予め定めておく、プロコン方式を適用した例を挙げたが、これに限定されるものではない。例えば、線路電圧降下補償装置方式(LDC:Line Voltage Drop Compensator)等の他の形式のものを、LRT5として採用してもよい。また、本例では、LRT5の二次側にタップを設けた例を挙げているが、一次側にタップを設けて二次側を固定する構成にしてもよい。
In this example, as the
[分散型電源システムの構成例]
次に、図3〜図7を参照して、住宅地域における分散型電源システムの構成例について説明する。図3は、柱上変圧器10rから各住宅までの低圧配電系統の例を示す図である。柱上変圧器10rは、配電用変電所から供給される6.6kVの高圧から100/200Vの電圧を単相3線方式として取り出し、低圧側に接続されたフィーダf1に供給する。なお、柱上変圧器10rの変圧比は、本例では住宅地域内のすべてのノードnにおいて6600/202Vに統一している。つまり、通常行われる、線路の電圧降下に応じて末端側のノードnに対する変圧比を始端側より高く設定する制御は行われない。
[Configuration example of distributed power system]
Next, a configuration example of a distributed power supply system in a residential area will be described with reference to FIGS. FIG. 3 is a diagram illustrating an example of a low voltage distribution system from the pole transformer 10r to each house. The pole transformer 10r takes out a voltage of 100 / 200V from a high voltage of 6.6 kV supplied from a distribution substation as a single-phase three-wire system, and supplies it to a feeder f1 connected to the low voltage side. In this example, the transformation ratio of the pole transformer 10r is unified to 6600 / 202V in all the nodes n in the residential area. That is, the control that is normally performed to set the transformation ratio for the node n on the end side higher than that on the start end side according to the voltage drop of the line is not performed.
通常は、LRT5の近傍にあるノードnでの電圧より末端側にあるノードnでの電圧が低くなるため、末端側の柱上変圧器10rでの変圧比は、LRT5側より相対的に小さく(例えば6450/202V等)設定される。変圧比を小さくすることで、6.6kVの高圧側の電圧が低くなった場合でも、低圧側の電圧を管理範囲の中で高目に保つことが可能なためである。しかし、太陽光発電が大量に設置された場合は電圧を高めにすることで逆潮流による可能な電圧上昇範囲が相対的に小さくなり、太陽光発電で出力抑制による電圧調整が必要となるリスクが生じやすくなる。そのため、本例では、位置によらずノードn101〜ノードn124の住宅地域系統ノードで、柱上変圧器10rの変圧比を6600/202Vの一定に設定した。
Normally, since the voltage at the node n on the terminal side is lower than the voltage at the node n in the vicinity of the
柱上変圧器10rの低圧側にはフィーダf10が接続されており、フィーダf10には、ノードn1〜ノードn9が接続されている。 A feeder f10 is connected to the low voltage side of the pole transformer 10r, and nodes n1 to n9 are connected to the feeder f10.
ノードn101〜ノードn109には、それぞれ2戸の住宅が連系されており、各住宅には、太陽光発電100と燃料電池300による分散型電源と、負荷200とが設置されている。住宅の受電点における電圧管理範囲は、100Vラインの管理範囲である95V〜107Vが適正に維持できるよう、200Vラインにおいても100Vラインの2倍となる190〜214Vの範囲に設定している。
Two houses are connected to each of the nodes n101 to n109, and a distributed power source using the
また、本例では、太陽光発電100と燃料電池300の両方において、連系点における電圧を適正化するための電圧調整制御を行うようにしている。これは、前述したように、LRT5で調整する負荷中心点の電圧が通常より低めに設定されるため、特に末端側のノードn109等における夜間の電圧が、適正範囲の下限を逸脱する恐れがあるからである。具体的には、太陽光発電100及び燃料電池300において、連系点の電圧が予め定めた電圧補償開始閾値(以下、単に「閾値」ともいう)VlPを下回ったときに、遅相無効電力を出力することによって電圧を上げるように制御する。そして、このような無効電力制御を、発電時間帯に限らず常時行えるようにする。例えば、発電の行われない夜間に無効電力のみを出力すると、力率は0になるが、本例では、「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」で定められた力率85%(電圧上昇を防止する場合は80%)の範囲に限定されない制御を行えるようにしている。
In this example, in both the
[太陽力発電の構成例]
図4は、本実施の形態に分散型電源の1つとして用いられる太陽光発電100の構成例を示すブロック図である。太陽光発電100は、太陽光発電セル101と、インバータ102と、発電出力制御部103とで構成される。太陽光発電セル101は、その素子中の電子に光エネルギーを吸収させ、吸収した光エネルギーを直流の電力に変換してインバータ102に出力する。
[Example configuration of solar power generation]
FIG. 4 is a block diagram illustrating a configuration example of the
インバータ102は、太陽光発電セル101から出力された直流の電力を交流の電力に変換して、得られた交流電力を図3に示した負荷200及び/又は配電系統(柱上変圧器10r)に出力する。本例では、インバータ102の容量を3.5kVAに設定している。
The
発電出力制御部103は、図示せぬ連系点の電流・電圧から発電出力と無効電力とを検出するとともに、検出した電圧値の大きさに応じて、インバータ102の出力電流を調整するためのインバータ出力電流指令を生成してインバータ102に供給する。インバータ102の出力電流の調整は、出力電圧を適正範囲内に収めるために行われるものであり、本例では、前述したように無効電力制御方式によって行っている。
The power generation
図5は、発電出力制御部103の構成例を示したブロック図である。発電出力制御部103には、検出器1031と、有効電力調整器1032と、無効電力調整器1033と、電流演算器1034と、インバータ出力電流調整器1035と、アンプ1036と、信号変換部1037とが含まれる。
FIG. 5 is a block diagram illustrating a configuration example of the power generation
検出器1031は、太陽光発電セル101から出力される直流出力電圧Vdcと直流出力電流Idcとを用いて、太陽光の日射強度から本来得られる発電可能電力PGPt(kW)を算出する。また、インバータ102の出力端(配電系統(以下、単に「系統」とも称する)との連系点)の電圧値Vt(V)から、有効電力の発電量PGP(kW)(以下、単に「発電量」とも称する)と、無効電力の発生量QGP(kvar)とを検出する。そして、検出した有効電力の発電量PGPを、有効電力調整器1032と無効電力調整器1033に、無効電力の発生量QGPを無効電力調整器1033に供給する。
The
有効電力調整器1032は、検出器1031で検出された電圧値Vtと、予め設定しておいた各閾値又はパラメータとの大小関係に応じて、発電量PGPの出力量を増減させる制御を行う。有効電力調整器1032に予め設定される閾値及びパラメータとしては、(a)電圧補償開始閾値VlP、(b)インバータ102の容量INVPc、(c)発電可能電力PGPtがある。
The
閾値VlPとしては、電圧値Vtを適正範囲内に収めるための最も低い制御目標値として、例えば95.5V等が設定される。そして、有効電力調整器1032は、電圧値Vtが閾値VlPより大きく、無効電力発生量QGPの絶対値が0以外の値であり、かつ発電量PGPが発電可能電力PGPt未満である場合に、発電量PGPを増加させる制御を行う。
As the threshold value VIP, for example, 95.5 V is set as the lowest control target value for keeping the voltage value Vt within an appropriate range. The
無効電力調整器1033は、検出器1031で検出された電圧値Vtと、予め設定しておいた各閾値又はパラメータとの大小関係に応じて、無効電力発生量QGPを増減させる制御を行う。各閾値又はパラメータとしては、上述した(a)電圧補償開始閾値VlPと、(b)インバータ102の容量INVPcが設定される。そして、無効電力調整器1033は、検出器1031で検出された電圧値Vtが閾値VlP以下であり、かつインバータ102の容量INVPcに空きがある場合に、遅相の無効電力発生量QGPを増加させる。
The
電流演算器1034は、有効電力調整器1032から出力された有効電力の発電量PGPと、無効電力調整器1033から出力された無効電力の発生量QGPからインバータ出力電流指令(交流電流波形)を生成する。そして、生成したインバータ出力電流指令をインバータ出力電流調整器1035に供給する。
The
インバータ出力電流調整器1035は、インバータ102から出力する電流のパルス幅などを計算して、電流演算器1034から供給された交流電流波形を調整し、調整した交流電流波形をアンプ1036に出力する。アンプ1036は、インバータ出力電流調整器1035から出力された交流電流波形を搬送波に重畳して信号変換部1037に出力する。信号変換部1037は、アンプ1036から出力された出力信号を、インバータ102にとって適切な信号に変換して、変換した信号をインバータ102に供給する。
The inverter
[燃料電池の構成例]
次に、図6を参照して、図3に示した燃料電池300の構成例について説明する。燃料電池300は、水素改質器301と、燃料電池セル302と、インバータ303と、排熱回収部304と、発電出力制御部305とで構成される。
[Configuration example of fuel cell]
Next, a configuration example of the
水素改質器301は、都市ガスやLPガス等の化石燃料を改質して水素を取り出し、取り出した水素を燃料電池セル302に出力する。燃料電池セル302は、水素改質器301から出力された水素と酸素とを化学反応させて直流の電力を生成し、生成した直流電力をインバータ303に出力する。
The
インバータ303は、燃料電池セル302から出力された直流電力を交流電力に変換して、図3に示した負荷200に出力する。本例では、インバータ102の容量を1.2kVAに設定している。排熱回収部304は、水素改質器301や燃料電池セル302からの排熱を回収して温水を生成する。
The
発電出力制御部305は、インバータ303の出力端の電流・電圧から発電出力と無効電力とを検出し、検出した値の大きさに応じて、インバータ303の出力電流を調整するためのインバータ出力電流指令を生成してインバータ303に供給する。
The power generation
図7は、発電出力制御部305の構成例を示すブロック図である。発電出力制御部305には、検出器3051と、有効電力調整器3052と、無効電力調整器3053と、電流演算器3054と、インバータ出力電流調整器3055と、アンプ3056と、信号変換部3057とが含まれる。
FIG. 7 is a block diagram illustrating a configuration example of the power generation
検出器3051は、インバータ303の出力端の電圧値Vt(V)から、有効電力の発電量PGF(kW)と、無効電力の発生量QGF(kvar)とを検出する。そして、検出した有効電力の発電量PGFを、有効電力調整器3052と無効電力調整器3053に、無効電力の発生量QGFを無効電力調整器3053に供給する。
The
また、検出器3051は、インバータ303の出力端の電圧値Vtと電流Itの大きさ及び、燃料電池セル302の運用状態から、負荷200の電力負荷PLを算出する。燃料電池セル302が停止中の場合には、電力負荷PLは以下の式により算出する。
電力負荷PL=電圧値Vt×電流It×cosθ
燃料電池セル302が運用中の場合には、電力負荷PLは以下の式により算出する。
電力負荷PL=電圧値Vt×電流It×cosθ+発電量PGF
The
Power load PL = Voltage value Vt × Current It × cos θ
When the
Power load PL = Voltage value Vt × Current It × cos θ + Power generation amount PGF
有効電力調整器3052は、検出器3051で検出された電圧値Vtと、予め設定しておいた各閾値又はパラメータとの大小関係に応じて、発電量PGFの出力量を増減させる制御を行う。有効電力調整器3052に予め設定される閾値及びパラメータとしては、(a)電圧補償開始閾値VlF、(b)インバータ102の容量INVFc、(c)燃料電池セル302の最低発電可能電力(以下、「ターンダウン値」と称する)PGFd、(d)電力負荷PLがある。閾値VlFとしては、太陽力発電側に設定された閾値VlPよりも少し低い、例えば95.0V等が設定される。
The
そして、有効電力調整器3052は、電圧値Vtが閾値VlFより大きい場合、電力負荷PLに追従して発電量PGFを変化させる制御を行う。
When the voltage value Vt is greater than the threshold value VlF, the
また、無効電力調整器3053は、検出器3051で検出された電圧値Vtと、予め設定しておいた各閾値又はパラメータとの大小関係に応じて、無効電力発生量QGFを増減させる制御を行う。ここでも、有効電力調整器3052と同様に、各閾値及びパラメータとしては、(a)電圧補償開始閾値VlF、(b)インバータ303の容量INVFc、(c)ターンダウン値PGFdが設定される。
The
そして、検出器3051で検出された電圧値Vtが閾値VlF以下であり、かつ、インバータ303の容量INVFcに空きがある場合には、遅相の無効電力発生量QGFを増加させる。また、電圧値Vtが閾値VlFより大きい場合で、無効電力発生量QGFの絶対値が0以外の場合には、無効電力発生量QGFの絶対値を減少させる制御を行う。
When the voltage value Vt detected by the
電流演算器3054、インバータ出力電流調整器3055、アンプ3056、信号変換部3057については、図5で示した太陽光発電100の発電出力制御部103内の各部と同一の動作をするものであるため、ここでは説明を省略する。
The
[負荷時タップ切換変圧器での処理の例]
次に、LRT5での処理の例、具体的には、負荷中心点の目標電圧値の設定方法及びタップの切換タイミングの設定方法について説明する。
(1)まず、タップの切換タイミングを設定したい日(設定に基づいてLRT5を動作させる予定日)の気温や天気の予報情報を考慮して、配電系統における負荷パターンや分散型電源の運用パターンを予測する。
(2)次に、(1)で予測された負荷パターンや分散型電源の運用パターンに基づいて、系統側で供給すべき各時刻での電力を推定する。
[Example of processing in tap change transformer at load]
Next, an example of processing in the
(1) First, considering the temperature and weather forecast information on the day on which the tap switching timing is to be set (the scheduled date for operating the
(2) Next, the power at each time to be supplied on the system side is estimated based on the load pattern predicted in (1) and the operation pattern of the distributed power source.
図8は、図1に示した配電系統のフィーダf1及びフィーダf2における想定負荷パターンの例を示したものである。図8の縦軸は各フィーダfにおける負荷パターン(MW/Mvar)を示し、横軸は時刻(時)を示す。図8の中で、商業地域における有効電力負荷出力は実線で示してあり、商業地域における無効電力出力は×印のマーカーを含む点線で示してある。住宅地域における有効電力負荷出力は△印のマーカーを含む点線で示してあり、住宅地域における無効電力は□印のマーカーを含む実線で示してある。 FIG. 8 shows an example of an assumed load pattern in the feeder f1 and feeder f2 of the power distribution system shown in FIG. The vertical axis in FIG. 8 shows the load pattern (MW / Mvar) in each feeder f, and the horizontal axis shows the time (hour). In FIG. 8, the active power load output in the commercial area is indicated by a solid line, and the reactive power output in the commercial area is indicated by a dotted line including a marker with a cross. The active power load output in the residential area is indicated by a dotted line including a marker of Δ, and the reactive power in the residential area is indicated by a solid line including a marker of □.
商業地域においては、8時から17時位までの間で有効電力負荷が大きく、無効電力の出力量もそれに応じたものとなると想定している。住宅地域では、16時から20時にかけて有効電力負荷が増大するが、無効電力負荷の大きさはほぼ一定であると想定した。 In the commercial area, it is assumed that the active power load is large between 8 o'clock and 17 o'clock, and the output amount of reactive power is also corresponding to it. In a residential area, the active power load increased from 16:00 to 20:00, but the reactive power load was assumed to be almost constant.
なお、図1に示されるフィーダf1とフィーダf2に接続された各ノードnへの負荷配分は、ノードnが接続されている配電線の距離に応じて按分している。図9は、住宅地域における負荷200と分散型電源の配分値の例を示したものある。図9では、太陽光発電100を「PV」、燃料電池300を「FC」と表記してある。
The load distribution to each node n connected to the feeder f1 and the feeder f2 shown in FIG. 1 is prorated according to the distance of the distribution line to which the node n is connected. FIG. 9 shows an example of the distribution value of the
図9の左端の列c1にはノードnの番号を示してあり、列c2には負荷配分比を示してある。列c3には、20時の時点の負荷200における有効電力負荷出力PL(kW)と無効電力負荷出力QL(kvar)を示してある。列c4には太陽光発電100の導入量(kW)を示してあり、列c5には燃料電池300の導入量(kW)を示してある。列c4の最下段に示されるように、住宅地域に割り当てられた太陽光発電100の総容量は1.5MWであり、列c5の最下段に示されるように、住宅地域に割り当てられた燃料電池300の総容量は0.225MWである。つまり、供給する負荷と太陽光発電100及び燃料電池300の導入量が、ノードnが接続される配電線の距離の和に応じて割り当てられている。すなわち、配電線距離が長いノードnや分岐したノードnの負荷の大きさや分散型電源の導入量は、相対的に大きくなる。
The leftmost column c1 in FIG. 9 shows the number of the node n, and the column c2 shows the load distribution ratio. Column c3 shows the active power load output PL (kW) and the reactive power load output QL (kvar) at the
図10には、1住宅あたりの有効電力負荷パターン及び、1台当りの太陽光発電100と燃料電池300の運用パターンの例を示してある。図10の縦軸は有効電力出力(kW)及び無効電力出力(kvar)を示し、横軸は時刻(時)を示す。図10において、太陽光発電100の出力を破線で示してあり、燃料電池300の出力を網掛けで示してあり、負荷を実線で示してある。図10に示した例では、太陽光発電100は日照がある7時から20時までの間運転を行い、日照強度に応じた出力を行っている。また、燃料電池300では、運用時間として設定された8時〜20時の時間帯に定格運転を行っている。
FIG. 10 shows an example of an active power load pattern per house and an operation pattern of the
再び、LRT5におけるタップの変更タイミングの設定方法に話を戻すと、LRT5では、前述した(2)における系統側で供給すべき各時刻での電力の推定が終了した後に、
(3)タップの位置を17個のタップのうちのいずれかに固定した上で、図8に示した負荷パターンに応じた負荷変動を加え、負荷中心点の電圧変動を計算する。
この動作は、タップ数の数だけ、すなわち17回繰り返して行われる。これにより、LRT5の送り出し電圧を6100Vから7700Vまで100V単位で変化させた場合の、負荷中心点における電圧変動が計測されることになる。
When returning to the setting method of the tap change timing in the LRT5 again, in the LRT5, after the estimation of power at each time to be supplied on the system side in (2) described above is completed,
(3) After fixing the position of the tap to any one of the 17 taps, the load fluctuation corresponding to the load pattern shown in FIG. 8 is added, and the voltage fluctuation at the load center point is calculated.
This operation is repeated by the number of taps, that is, 17 times. As a result, the voltage fluctuation at the center point of the load when the delivery voltage of the
(4)次に、負荷中心点であるノードn105とノードn203で計測された電圧変動パターンを用いて、負荷中心点での平均電圧値を算出する。
具体的には、同一の送出電圧での各時刻における電圧値の平均値を算出する。そして、求めた平均電圧の中から、各時刻において最も目標電圧値に近い電圧値が計測されたタップを選出する。これにより、暫定的なタップ変更タイミングが設定される。
(4) Next, an average voltage value at the load center point is calculated using the voltage fluctuation patterns measured at the node n105 and the node n203 which are the load center points.
Specifically, the average value of the voltage value at each time with the same sending voltage is calculated. Then, a tap in which a voltage value closest to the target voltage value at each time is measured is selected from the obtained average voltages. Thereby, provisional tap change timing is set.
(5)なお、上述(4)で設定したタップ変更タイミングに基づいて運用を行った場合で、いずれかのノードnにおいて電圧が管理範囲の下限を逸脱する場合でも、ノードn側(分散型電源側)で無効電力制御を行うようにする。そして、これにより電圧を管理範囲内に収めることができるか否かを検証する。分散型電源側での無効電力制御によっても電圧を最適化できなかった場合には、目標電圧値をさらに下げてから、再び(4)に戻って処理を続ける。
(6)そして、(5)の検証結果に基づいて、全時間帯のタップの位置、すなわち送出電圧を、全ノードnの電圧が管理範囲内(本例では190V〜214V)を担保できるような値に設定する。
(5) Even when the operation is performed based on the tap change timing set in the above (4) and the voltage deviates from the lower limit of the management range at any node n, the node n side (distributed power supply) Side) to perform reactive power control. Then, it is verified whether or not the voltage can be kept within the management range. If the voltage cannot be optimized even by reactive power control on the distributed power source side, the target voltage value is further lowered, and then the process returns to (4) again to continue the processing.
(6) Based on the verification result of (5), the position of the tap in all time zones, that is, the transmission voltage, the voltage of all nodes n can be secured within the management range (in this example, 190 V to 214 V). Set to value.
図11は、このような手順で設定したタップの変更タイミングとタップ位置の関係を示した図である。図11に示したタップの変更タイミングは、負荷中心点であるノードn105とノードn203における目標電圧値を202Vとした場合のものである。202Vという値は、末端側のノードnにおける電圧の管理範囲下限逸脱を防ぐことのできる値として算出されたものであり、通常はこのようにして算出された値が、目標電圧値として設定される。図11の縦軸はタップの位置を示し、横軸は時刻(時)を示す。図11に示すように、7時付近から24時までの間、予め定められた変更タイミング毎にタップの位置が6番目から10番目までの間で切り替えられることで、各ノードnへの送り出し電圧が調整される。 FIG. 11 is a diagram showing the relationship between the tap change timing and the tap position set in such a procedure. The tap change timing shown in FIG. 11 is when the target voltage value at the node n105 and the node n203, which are load center points, is 202V. The value of 202 V is calculated as a value that can prevent the voltage management range lower limit deviation at the node n on the terminal side, and normally, the value calculated in this way is set as the target voltage value. . The vertical axis in FIG. 11 indicates the position of the tap, and the horizontal axis indicates time (hour). As shown in FIG. 11, the tap position is switched from the sixth to the tenth at every predetermined change timing from around 7 o'clock to 24 o'clock, so that the sending voltage to each node n is changed. Is adjusted.
図12は、図11に示したタイミングでLRT5のタップ位置が変更された場合の、ノードn101、ノードn105、ノードn109における電圧変動を示した図である。縦軸はノードnで検出された電圧値Vt(V)を示し、横軸は時刻(時)を示す。ノードn101の電圧値Vtは破線で示してあり、ノードn105の電圧値Vtは実線で示してあり、ノードn109の電圧値Vtは一点鎖線で示してある。
FIG. 12 is a diagram showing voltage fluctuations at the nodes n101, n105, and n109 when the tap position of the
いずれのノードnにおいても、電圧値Vtは13時から15時頃にピークを迎えているが、始端側のノードn101では、電圧値Vtが管理範囲の上限値である214Vを超えていることが示されている。また、ノードn101においては、19時から20時の間にも電圧値Vtの管理範囲上限逸脱が生じている。 At any node n, the voltage value Vt reaches a peak from 13:00 to 15:00, but at the node n101 on the start side, the voltage value Vt exceeds the upper limit value of 214 V in the management range. It is shown. Further, in the node n101, the upper limit deviation of the management range of the voltage value Vt occurs between 19:00 and 20:00.
このため、ノードn101においては、電圧値Vtの上限逸脱が生じた時間帯に太陽光発電100側で無効電力の出力が行われ、太陽光発電100の出力が抑制されてしまう。図13に、ノードn101における太陽光発電100の出力変動の例を示してある。図13の縦軸は太陽光発電100の出力(kW/kvar)、横軸は時刻(時)を示している。なお、図13の太陽光発電100の出力のうち、有効電力出力は実線で示され、無効電力出力は破線で示されている。図13によれば、13時近辺で電圧値Vtの適正範囲上限逸脱が生じたことを受けて進相の無効電力が出力され、この影響を受けて太陽光発電100の出力(有効電力出力)が抑制されている。同様の現象が、19時〜20時付近でも発生している。
For this reason, in the node n101, the reactive power is output on the
図14は、負荷中間点の目標電圧値を198Vに設定した場合の、ノードn101、ノードn105、ノードn109における電圧変動を示した図である。198Vとは、末端側のノードnにおける電圧の管理範囲下限逸脱も許す値として算出されたものである。縦軸はノードnで検出された電圧値Vt(V)を示し、横軸は時刻(時)を示す。ノードn101の電圧値Vtは破線で、ノードn105の電圧値Vtは実線で、ノードn109の電圧値Vtは一点鎖線で、それぞれ示されている。 FIG. 14 is a diagram showing voltage fluctuations at the node n101, the node n105, and the node n109 when the target voltage value at the load middle point is set to 198V. 198V is calculated as a value that also allows the voltage management range lower limit deviation at the node n on the terminal side. The vertical axis indicates the voltage value Vt (V) detected at the node n, and the horizontal axis indicates time (hour). The voltage value Vt of the node n101 is indicated by a broken line, the voltage value Vt of the node n105 is indicated by a solid line, and the voltage value Vt of the node n109 is indicated by a dashed line.
図14においても、始端側のノードn101の電圧値Vtは高めに推移しているが、電圧値Vtが最も上昇する9時から21時の間でも、電圧値Vtが管理範囲の上限である214Vを超えることはなくなっている。これにより、ノードn101等の始端側の各ノードnにおいて、電圧値Vtの管理範囲上限逸脱が発生しなくなるため、太陽光発電100の出力抑制も行われなくなる。すなわち、始端側の各ノードnにおける余剰電力販売機会損失を防止することができる。
In FIG. 14 as well, the voltage value Vt of the node n101 on the start end side is increasing, but the voltage value Vt exceeds 214V, which is the upper limit of the management range, even between 9 o'clock and 21 o'clock when the voltage value Vt rises the most. Things are gone. Thereby, since the deviation of the upper limit of the management range of the voltage value Vt does not occur in each node n on the start end side such as the node n101, the output of the
ところが、図14に示すように、末端側に配置されたノードn109においては、太陽光発電100の運転が行われなくなる21時から24時の間で、電圧値Vtが管理範囲の下限である190Vを下回る現象が起きている。
However, as shown in FIG. 14, in the node n109 arranged on the terminal side, the voltage value Vt falls below 190V which is the lower limit of the management range between 21:00 and 24:00 when the operation of the
このように、LRT5の送り出し電圧を低めに設定したことで、特定のノードnにおいて特に夜間に電圧値Vtが管理範囲下限値を逸脱してしまう場合がある。したがって、これを防ぐため、本例では、前述したように、太陽光発電100及び燃料電池300において常時無効電力の出力を行えるようにしている。
As described above, by setting the delivery voltage of the
図15は、ノードn109における太陽光発電100の出力変動を示した図である。縦軸は太陽光発電100の出力(kW/kvar)、横軸は時刻(時)を示している。また、有効電力出力を実線で示し、無効電力出力を破線で示してある。図15には、ノードn109において、電圧値Vtが管理範囲の下限を逸脱する21時から24時頃にかけて遅相無効電力が出力されることが示されている。このような制御が行われることにより、電圧値Vtが上昇するため、電圧値Vtが管理範囲内に収まるようになる(図14参照)。
FIG. 15 is a diagram showing the output fluctuation of the
次に、太陽光発電100と燃料電池300のそれぞれにおける、無効電力制御処理の例について、図16と図17のフローチャートを参照して説明する。
Next, an example of reactive power control processing in each of the
[太陽光発電の発電出力制御部での処理の例]
まず、有効電力調整器1032と無効電力調整器1033(図5参照)に閾値VlPと各パラメータが設定され(ステップS1)、続いて検出器1031によって電圧値Vtと発電可能電力PGPtとが計測される(ステップS2)。
[Example of processing in the power generation output controller of solar power generation]
First, the threshold value VLP and each parameter are set in the
次に、無効電力調整器1033によって、電圧値Vtが閾値VlP以下であるか否かが判断される(ステップS3)。電圧値Vtが閾値VlP以下である場合には、続いてインバータ102の容量INVPcに空きがあるか否かが判断される(ステップS4)。そして、インバータ102の容量INVPcに空きがある場合には、太陽光発電100側から見て遅相の無効電力の発生量QGPを増加させる制御が行われる(ステップS5)。ステップS5でインバータ102の容量INVPcに空きがないと判断された場合には、ステップS2に戻って処理が続けられる。
Next, the
ステップS3において、電圧値Vtが閾値VlPより大きいと判断された場合には、続いて、無効電力調整器1033によって、無効電力発生量QGPの絶対値が0より大きいか否かの判断が行われる(ステップS6)。ここで、無効電力発生量QGPの絶対値が0より大きい場合と判定されると、無効電力発生量QGPの絶対値を減少させる制御が行われ(ステップS7)、その後はステップS2に戻って処理が続けられる。
一方、ステップS6で無効電力発生量QGPの絶対値が0であると判定された場合には、続いて発電量PGPが発電可能電力PGPtより小さいか否かが判断される(ステップS8)。そして、発電量PGPが発電可能電力PGPtより小さい場合には、発電量PGPを増加させる制御が行われる(ステップS9)。発電量PGPが発電可能電力PGPt以上である場合には、ステップS2に戻って処理が続けられる。
If it is determined in step S3 that the voltage value Vt is greater than the threshold value VLP, then the
On the other hand, when it is determined in step S6 that the absolute value of the reactive power generation amount QGP is 0, it is subsequently determined whether or not the power generation amount PGP is smaller than the power generation possible power PGPt (step S8). When the power generation amount PGP is smaller than the power generation possible power PGPt, control for increasing the power generation amount PGP is performed (step S9). If the power generation amount PGP is equal to or greater than the power generation possible power PGPt, the process returns to step S2 and the processing is continued.
[燃料電池における電圧調整制御の例]
続いて、燃料電池300における電圧調整制御の例について、図16を参照して説明する。まず、有効電力調整器3052と無効電力調整器3053(図7参照)に閾値VlFと各パラメータが設定され(ステップS11)、続いて検出器3051によって電圧値Vtと電力負荷PLとが計測される(ステップS12)。
[Example of voltage adjustment control in a fuel cell]
Next, an example of voltage adjustment control in the
次に、無効電力調整器3053によって、電圧値Vtが閾値VlF以下であるか否かが判断される(ステップS13)。電圧値Vtが閾値VlF以下であると場合には、続いてインバータ303の容量INVFcに空きがあるか否かが判断される(ステップS14)。そして、インバータ303の容量INVFcに空きがある場合には、燃料電池300側から見て遅相の無効電力の発生量QGFを増加させる制御が行われる(ステップS15)。ステップS14でインバータ303の容量INVFcに空きがないと判定された場合には、ステップS12に戻って処理が続けられる。
Next, the
ステップS13において、電圧値Vtが閾値VlFより大きいと判断された場合には、続いて、無効電力調整器3053によって、無効電力発生量QGFの絶対値が0より大きいか否かの判断が行われる(ステップS16)。無効電力発生量QGFの絶対値が0より大きい場合には、無効電力発生量QGFの絶対値を減少させる制御が行われる(ステップS17)。一方、ステップS16で無効電力発生量QGFの絶対値が0であると判定された場合には、続いて、発電量PGFが電力負荷PLより小さいか否かが判断され(ステップS18)、発電量PGFが電力負荷PLより小さい場合には、発電量PGFを増加させる制御が行われる(ステップS19)。発電量PGFが電力負荷PL以上である場合には、ステップS12に戻って処理が続けられる。
If it is determined in step S13 that the voltage value Vt is greater than the threshold value VlF, then the
[本実施の形態による効果]
上述した本発明の実施の形態によれば、LRT5が調整する負荷中心点の目標電圧値が、末端側のノードnでの電圧値の管理範囲下限逸脱を防ぐことが可能な、通常の目標電圧値より低い値に設定されるため、LRT5の送り出し電圧が上がりすぎることがなくなる。これにより、始端側のノードnにおける太陽光発電100の出力抑制が行われなくなるため、始端側の各ノードnの需要家が余剰電力販売機会を失うことを防止することができる。
[Effects of this embodiment]
According to the above-described embodiment of the present invention, the target voltage value of the load center point adjusted by the
また、上述した実施の形態によれば、LRT5が調整する負荷中心点の目標電圧値が通常より低めの値(電圧管理範囲の中心値以下の値)に設定されるため、分散型電源側での電圧が低めに推移するようになる。これにより、太陽光発電100の逆潮流によっても電圧値Vtが管理範囲の上限を逸脱しにくくなるため、出力抑制が行われる回数を低減することができる。
Further, according to the above-described embodiment, the target voltage value of the load center point adjusted by the
また、上述した実施の形態によれば、LRT5が調整する負荷中心点の目標電圧値を通常より低く設定したことで、末端側のノードnで電圧の管理範囲下限逸脱が発生する場合にも、分散型電源側で無効電力制御が行われるようになるため、電圧が管理範囲に収まるようになる。
In addition, according to the above-described embodiment, even if a voltage management range lower limit deviation occurs at the node n on the terminal side by setting the target voltage value of the load center point adjusted by the
つまり、上述した実施の形態によれば、配電線の亘長が長い場合等によって、配電線に接続されたノードn間の電圧差が大きくなる場合にも、LRT5が調整する負荷中心点の目標電圧値の設定及び、分散型電源側で無効電力制御の開始閾値を調整することで、容易に電圧を調整することができる。
That is, according to the above-described embodiment, the target of the load center point adjusted by the
また、本例で示した住宅地域と商業地域のように、一般的に負荷パターン(電圧のプロファイル)が異なるフィーダfが同一のLRT5に接続されている場合は、その負荷パターンのアンバランスにより、LRT5から供給する電力の電圧差が大きくなる。従って、すべての需要家の受電点電圧を電圧管理範囲内に収めることが困難となる。特に線路亘長が相対的に長い住宅地域においては電圧の変化が大きく、軽負荷の時間帯である昼間の電圧が高めに推移し、逆に重負荷の時間帯である夜間には電圧が低めに推移する。さらに、住宅地域に分散型電源が設置された場合には、電力会社が供給する負荷量が小さくなるため、昼間の電圧上昇が顕著となる。しかしながら、上述した実施の形態によれば、LRT5の送出電圧を低めに設定することで電圧上昇が緩和され、また、電圧が低めに推移する夜間の時間帯においても分散型電源側で電圧を上げるための無効電力制御が行われるため、電圧の過度の低下を避けることができる。
In addition, when the feeders f having different load patterns (voltage profiles) are generally connected to the
さらに、上述した実施の形態によれば、SVCやSVR(Step Voltage Regulator:自動電圧調整器)等を導入することなく電圧値Vtを制御することができるため、導入コスト及び運用コストを低減することができる。 Furthermore, according to the above-described embodiment, the voltage value Vt can be controlled without introducing SVC, SVR (Step Voltage Regulator) or the like, and thus the introduction cost and the operation cost can be reduced. Can do.
また、上述した実施の形態によれば、分散型電源側の無効電力制御の開始閾値を、燃料電池300側より太陽光発電100側の方を低い値に設定しているため、太陽光発電100側の方から先に無効電力制御が開始されるようになる。これにより、夜間に電圧値Vtが管理範囲の下限を逸脱した場合にも、夜間は発生を行わない太陽光発電100側から優先的に無効電力制御が行われるようになる。従って、夜間に燃料電池300が発電していた場合に、その発電量の出力量が低減されてしまうリスクを少なくすることができる。
Further, according to the above-described embodiment, the starting threshold for reactive power control on the distributed power source side is set to a lower value on the
また、上述した実施の形態では、柱上変圧器10rの変圧比をすべてのノードnに対して同一としている、すなわち、末端側のノードnに対して変圧比を高めに設定することを行っていないので、電圧上昇時に末端側のノードnが受ける影響を低減することができる。つまり、電圧上昇時に、末端側のノードnで太陽光発電100の出力抑制が働いてしまうことを防ぐことができる。
In the above-described embodiment, the transformation ratio of the pole transformer 10r is the same for all the nodes n, that is, the transformation ratio is set higher for the terminal node n. Therefore, the influence of the node n on the terminal side when the voltage rises can be reduced. That is, when the voltage rises, it is possible to prevent the output suppression of the
なお、上述した実施の形態では、LRT5が調整する負荷中心点の目標電圧値を198Vに設定した例を挙げたが、これに限定されるものではない。負荷中心点の目標電圧値として通常設定される値(各ノードnでの電圧下限逸脱を許さない値)より小さな値であれば、どのような値に設定してもよい。同様に、太陽光発電100側と燃料電池300側に設定する閾値も、上述した実施の形態で挙げた値に限定されるものではない。
In the above-described embodiment, an example in which the target voltage value of the load center point adjusted by the
また、上述した実施の形態では、「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」で定められた力率85%(電圧上昇を防止する場合は80%)の範囲を超えるような制御を行えるようにした例を挙げたが、これに限定されるものではない。例えば、夜間は燃料電池300で力率の範囲内での無効電力制御を行うようにすることで、太陽光発電100で無効電力制御を行った場合と同等の効果を得ることができる。
In the above-described embodiment, control exceeding the range of the power factor of 85% (80% when preventing voltage rise) defined in the “system interconnection technical requirement guidelines for ensuring power quality” can be performed. Although the example which did so was given, it is not limited to this. For example, by performing reactive power control within the power factor range with the
また、上述した実施の形態では、太陽光発電100側だけでなく燃料電池300側でも無効電力制御を行えるように構成した場合を例に挙げたが、燃料電池300側では有効電力PGFの発生量の出力制御しか行えない構成に適用してもよい。このように構成した場合であっても、太陽光発電100側の制御を先に開始させることで、夜間でも発電を行っている可能性のある燃料電池300側の発電出力の低下を避けることができる。
In the above-described embodiment, the case where the reactive power control is performed not only on the
また、上述した実施の形態では、太陽光発電100と燃料電池300において、電圧値の管理範囲の下限逸脱を抑制するための処理を行う場合を例に挙げたが、上限方向の逸脱防止も同時に行う構成に適用してもよい。電圧の管理範囲上限の逸脱も防止可能に構成した場合の処理について、図18及び図19を参照して説明する。
Moreover, although the case where the process for suppressing the lower limit deviation of the management range of the voltage value is performed as an example in the
[太陽光発電の発電出力制御部での処理の他の例]
まず、図18のフローチャートを参照して、太陽光発電100における電圧調整制御の他の例を説明する。まず、有効電力調整器1032と無効電力調整器1033(図5参照)に閾値VlP及び閾値VhPと各パラメータが設定され(ステップS21)、続いて検出器1031によって電圧値Vtと発電可能電力PGPtとが計測される(ステップS22)。閾値VhPは、電圧値Vtの管理範囲上限方向への逸脱を防止するための閾値であり、例えば107V等に設定される。
[Other examples of processing in the power generation output control unit of photovoltaic power generation]
First, another example of voltage adjustment control in the
次に、無効電力調整器1033によって、電圧値Vtが閾値VhP以上であるか否かが判断される(ステップS23)。電圧値Vtが閾値VhP以上である場合には、続いてインバータ102の容量INVPcに空きがあるか否かが判断される(ステップS24)。そして、インバータ102の容量INVPcに空きがある場合には、太陽光発電100側から見て進相の無効電力の発生量QGPを増加させる制御が行われる(ステップS25)。また、ステップS24でインバータ102の容量INVPcに空きがないと判定された場合には、発電量PGPを減少させる処理が行われた後に(ステップS26)、ステップS22に戻って処理が続けられる。
Next, the
ステップS23で電圧値Vtが閾値VhP未満であると判断された場合には、電圧値Vtが閾値VlP以下であるか否かが判断される(ステップS27)。ここで、電圧値Vtが閾値VlP以下であった場合には、続いて、インバータ102の容量INVPcに空きがあるか否かが判断される(ステップS28)。そして、ステップS28でインバータ102の容量INVPcに空きがあると判定された場合には、太陽光発電100側から見て遅相の無効電力の発生量QGPを増加させる制御が行われる(ステップS29)。また、ステップS28でインバータ102の容量INVPcに空きがないと判定された場合には、ステップS22に戻って処理が続けられる。
If it is determined in step S23 that the voltage value Vt is less than the threshold value VhP, it is determined whether or not the voltage value Vt is less than or equal to the threshold value VLP (step S27). Here, when the voltage value Vt is equal to or less than the threshold value VLP, it is subsequently determined whether or not there is a vacancy in the capacitor INVPc of the inverter 102 (step S28). When it is determined in step S28 that the capacity INVPc of the
また、ステップS27において、電圧値Vtが閾値VlPより大きいと判断された場合には、続いて、無効電力調整器1033によって、無効電力発生量QGPの絶対値が0より大きいか否かの判断が行われる(ステップS30)。このステップS30で、無効電力発生量QGPの絶対値が0より大きいと判定された場合には、続いて発電量PGPが発電可能電力PGPtより小さいか否かが判断される(ステップS31)。そして、ステップS31で、発電量PGPが発電可能電力PGPtより小さいと判定された場合には、発電量PGPを増加させる制御が行われて(ステップS32)、ステップS22に戻る。
一方、ステップS30で、無効電力発生量QGPの絶対値が0であると判定された場合には、無効電力発生量QGPの絶対値を増加させる制御が行われ(ステップS33)、その後はステップS22に戻って処理が続けられる。
If it is determined in step S27 that the voltage value Vt is greater than the threshold value VLP, then the
On the other hand, when it is determined in step S30 that the absolute value of the reactive power generation amount QGP is 0, control for increasing the absolute value of the reactive power generation amount QGP is performed (step S33), and thereafter, step S22. The process is continued after returning to.
[燃料電池の発電出力制御部での処理の他の例]
次に、図19のフローチャートを参照して、燃料電池300における電圧調整制御の他の例を説明する。まず、有効電力調整器3052と無効電力調整器3053(図7参照)に閾値VlF及び閾値VhFと各パラメータが設定され(ステップS41)、続いて検出器3051によって電圧値Vtと電力負荷PLとが計測される(ステップS42)。閾値VhFは、電圧値Vtの管理範囲上限方向への逸脱を防止するための閾値であり、例えば106.5V等に設定される。
[Another example of processing in the power generation output controller of the fuel cell]
Next, another example of voltage adjustment control in the
次に、無効電力調整器3053によって、電圧値Vtが閾値VhF以上であるか否かが判断される(ステップS43)。電圧値Vtが閾値VhF以上である場合には、続いてインバータ303の容量INVFcに空きがあるか否かが判断される(ステップS44)。そして、このステップS44でインバータ303の容量INVFcに空きがあると判定されると、燃料電池300側から見て進相の無効電力の発生量QGPを増加させる制御が行われ(ステップS45)、ステップS42に戻って処理が続けられる。
Next, the
ステップS44でインバータ303の容量INVFcに空きがないと判定された場合には、続いて、発電量PGFがターンダウン値PGFdより大きいか否かが判断される(ステップS46)。そして、発電量PGFがターンダウン値PGFdより大きいと判定された場合には、発電量PGFを減少させる制御が行われた後に(ステップS47)、ステップS42に戻って処理が続けられる。
ステップS46で、発電量PGFがターンダウン値PGFd未満であると判定された場合には、無効電力発生量QGFを0にする制御が行われ(ステップS48)、ステップS42に戻って処理が続けられる。
If it is determined in step S44 that the capacity INVFc of the
If it is determined in step S46 that the power generation amount PGF is less than the turndown value PGFd, the reactive power generation amount QGF is controlled to 0 (step S48), and the process returns to step S42 to continue the process. .
ステップS43で電圧値Vtが閾値VhF未満であると判断された場合には、次に、電圧値Vtが閾値VlF以下であるか否かが判断される(ステップS49)。そして、このステップS49で、電圧値Vtが閾値VlF以下であると判定された場合には、続いて、インバータ303の容量INVFcに空きがあるか否かが判断される(ステップS50)。インバータ303の容量INVFcに空きがあると判定されると、燃料電池300側から見て遅相の無効電力の発生量QGPを増加させる制御が行われた後(ステップS51)、ステップS42に戻って処理が続けられる。
ステップS50で、インバータ303の容量INVFcに空きがないと判定された場合は、直ちにステップS42に戻って処理が続けられる。
If it is determined in step S43 that the voltage value Vt is less than the threshold value VhF, it is next determined whether or not the voltage value Vt is equal to or less than the threshold value VlF (step S49). If it is determined in step S49 that the voltage value Vt is equal to or less than the threshold value VlF, it is subsequently determined whether or not the capacity INVFc of the
If it is determined in step S50 that the capacity INVFc of the
また、ステップS49において、電圧値Vtが閾値VlFより大きいと判断された場合には、続いて、無効電力調整器3053によって、無効電力発生量QGFの絶対値が0より大きいか否かの判断が行われる(ステップS52)。このステップS52で、無効電力発生量QGFの絶対値が0より大きいと判定されると、無効電力発生量QGFの絶対値を減少させる制御が行われ(ステップS53)、その後はステップS42に戻って処理が続けられる。
一方、ステップS52で、無効電力発生量QGFの絶対値が0であると判定された場合には、発電量PGFが電力負荷PLより小さいか否かが判断され(ステップS54)、発電量PGFが電力負荷PLより小さい場合には、発電量PGFを増加させる制御が行われた後に(ステップS55)、ステップS42に戻って処理が続けられる。
ステップS54で、発電量PGPが電力負荷PL以上であると判定された場合にも、同様に、ステップS42に戻って処理が続けられる。
If it is determined in step S49 that the voltage value Vt is greater than the threshold value VIF, the
On the other hand, when it is determined in step S52 that the absolute value of the reactive power generation amount QGF is 0, it is determined whether or not the power generation amount PGF is smaller than the power load PL (step S54). If it is smaller than the power load PL, after the control to increase the power generation amount PGF is performed (step S55), the process returns to step S42 and the process is continued.
Similarly, when it is determined in step S54 that the power generation amount PGP is equal to or greater than the power load PL, the process returns to step S42 and is continued.
このように、太陽光発電100と燃料電池300による分散型電源側で、電圧下降時だけでなく電圧上昇時にも電圧調整制御を行うことにより、上述した実施の形態により得られる効果だけでなく、電圧値Vtの上昇による太陽光発電100の出力抑制も行われにくくなるという効果が得られるようになる。
Thus, by performing voltage adjustment control not only when the voltage drops but also when the voltage rises on the distributed power source side by the
なお、上述した実施の形態では、分散型電源として太陽光発電100と燃料電池300を組み合わせた場合を例に挙げたが、これに限定されるものではない。家庭用ガスエンジン等の燃料電池300以外のコージェネレーションシステムや、その他のインバータを用いる機器と太陽光発電100とを組み合わせた場合でも、コージェネレーションシステムやインバータ機器において前述した燃料電池300と同様の制御を行うことが可能であれば、同様の効果を得られることは言うまでもない。
In the above-described embodiment, the case where the
5…負荷時タップ切換変圧器、5a…一次側タップ巻線、5b…2次側タップ巻線、5d…可動コンタクト、5e…限流抵抗、5f…集電コンタクト、5g…集電導体、6…タップ切換制御部、10c,10r…柱上変圧器、100…太陽光発電、101…太陽光発電セル、102…インバータ、103…発電出力制御部、200…負荷、300…燃料電池、301…水素改質器、302…燃料電池セル、303…インバータ、304…排熱回収部、305…発電出力制御部、1031…検出器、1032…有効電力調整器、1033…無効電力調整器、1034…電流演算器、1035…インバータ出力電流調整器、1036…アンプ、1037…信号変換部、3051…検出器、3052…有効電力調整器、3053…無効電力調整器、3054…電流演算器、3055…インバータ出力電流調整器、3056…アンプ、3057…信号変換部、INVFc,INVPc…容量、Idc…直流出力電流、It…電流、PGF,PGP…発電量、PGFd…ターンダウン値、PL…電力負荷、QGF…無効電力発生量、QGP…無効電力発生量、Vdc…直流出力電圧、VhF,VhP,VlF,VlP…電圧補償開始閾値、Vt…電圧値、f1,f2,f10…フィーダ、n1〜n9,n101〜n124,n201〜n214…ノード
5 ... Tap switching transformer at load, 5a ... Primary side tap winding, 5b ... Secondary side tap winding, 5d ... Movable contact, 5e ... Current limiting resistance, 5f ... Current collecting contact, 5g ... Current collecting conductor, 6 DESCRIPTION OF SYMBOLS ... Tap switching control part, 10c, 10r ... Pillar transformer, 100 ... Solar power generation, 101 ... Solar power generation cell, 102 ... Inverter, 103 ... Power generation output control part, 200 ... Load, 300 ... Fuel cell, 301 ...
Claims (7)
前記配電用変圧器は、
予め定められた目標電圧値に基づいて当該配電用変圧器の送り出し電圧を調整する変圧部と、
前記目標電圧値に応じて調整された前記送り出し電圧を前記分散型電源装置が受電する際に、前記分散型電源装置の受電する電圧が所定の管理範囲の下限を逸脱し得る程度の低い値に前記目標電圧値を設定して、前記設定した目標電圧値に基づいて前記変圧部を制御する制御部と、を備え、
前記分散型電源装置は、
所定のエネルギーを直流電力に変換する電力変換部と、
前記電力変換部で変換された直流電力を交流電力に変換して前記配電線に出力するインバータと、
前記配電線との連系点の電流及び電圧を検出する検出部と、
前記検出部で検出された電流及び電圧から有効電力と無効電力とを検出するとともに、前記検出部で検出された電圧が予め設定された閾値以下であった場合に、前記配電用変圧器から見て進相の無効電力を出力し、前記有効電力の出力量及び前記無効電力の出力量に応じて前記インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成し、前記生成した指令信号を前記インバータに供給する発電出力制御部と、を備えた、
分散型電源システム。 A distributed type including a distribution transformer that steps down the electric power received at an extra high voltage to a high voltage and supplies it to a plurality of consumers connected via a distribution line, and a distributed power supply device installed at the consumer In the power system,
The distribution transformer is:
A transformer that adjusts the delivery voltage of the distribution transformer based on a predetermined target voltage value;
When the distributed power supply device receives the delivery voltage adjusted according to the target voltage value, the voltage received by the distributed power supply device is low enough to deviate from the lower limit of a predetermined management range. A controller configured to set the target voltage value and control the transformer based on the set target voltage value;
The distributed power supply is
A power converter that converts predetermined energy into DC power;
An inverter that converts the DC power converted by the power conversion unit into AC power and outputs the AC power to the distribution line;
A detection unit for detecting a current and a voltage at a connection point with the distribution line;
When the active power and reactive power are detected from the current and voltage detected by the detection unit, and the voltage detected by the detection unit is equal to or lower than a preset threshold value, the power transformer is viewed from the distribution transformer. To output a reactive power of a leading phase, and generate a command signal for adjusting an output current of the inverter according to an output amount of the active power and an output amount of the reactive power, and the generated command signal is output to the inverter A power generation output control unit for supplying to,
Distributed power system.
請求項1記載の分散型電源システム。 The value set by the control unit as the target voltage value, which is low enough to allow the voltage received by the distributed power supply device to deviate from the lower limit of a predetermined management range, is a value equal to or lower than the median value of the predetermined management range. The distributed power supply system according to claim 1.
前記太陽光発電装置の前記発電出力制御部に設定される閾値には、前記燃料電池装置の前記発電出力制御部に設定される閾値よりも高い値が設定される、
請求項1または2に記載の分散型電源システム。 The distributed power supply device includes a photovoltaic power generation device and a fuel cell device,
The threshold value set in the power generation output control unit of the solar power generation device is set to a value higher than the threshold value set in the power generation output control unit of the fuel cell device.
The distributed power supply system according to claim 1 or 2.
請求項1〜3のいずれかに記載の分散型電源システム。 The advanced reactive power output by the power generation output control unit of the distributed power supply device is performed even in a state where the DC power cannot be obtained by the power conversion unit.
The distributed power supply system according to claim 1.
前記配電用変圧器から離れた位置に存在する前記需要家へ電力を供給するための前記柱上変圧器における変圧比と、前記配電用変圧器から近い位置に存在する前記需要家へ電力を供給するための前記柱上変圧器における変圧比とが、同等の比率に設定される、
請求項1〜4のいずれかに記載の分散型電源システム。 Furthermore, it comprises a pole transformer that steps down the power supplied by the high voltage supplied from the distribution transformer to a low voltage and supplies it to the consumer,
Supply ratio to the customer in the position near the distribution transformer and the transformation ratio in the pole transformer for supplying electric power to the customer in the position away from the distribution transformer The transformation ratio in the pole transformer to be set to an equivalent ratio,
The distributed power supply system according to claim 1.
前記発電出力制御部は、前記検出部で検出された電圧が前記第2の閾値以上であり、かつ前記インバータの容量に空きがあった場合には、前記分散型電源装置から見て進相の無効電力を出力する、
請求項1〜5のいずれかに記載の分散型電源システム。 In the power generation output control unit of the distributed power supply device, a second threshold value that is larger than the threshold value is set,
When the voltage detected by the detection unit is greater than or equal to the second threshold value and the capacity of the inverter is vacant, the power generation output control unit is advanced as viewed from the distributed power supply device. Outputs reactive power,
The distributed power supply system according to claim 1.
電力系統に接続された配電線に接続され、前記電力変換部で変換された直流電力を交流電力に変換して前記配電線に出力するインバータと、
前記配電線との連系点の電流及び電圧を検出する検出部と、
前記インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成し、前記生成した指令信号を前記インバータに供給する発電出力制御部と、を備え、
前記発電出力制御部は、
前記検出部で検出された電流及び電圧に基づいて、前記インバータから前記配電線に供給される有効電力と無効電力とを検出するとともに、
前記検出部で検出された電圧が予め設定された閾値以下であった場合に、前記配電線に接続される配電用変圧器から見て進相の無効電力を出力し、
前記有効電力の出力量及び前記無効電力の出力量に応じて、前記インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成する、
ことを特徴とする分散型電源装置。 A power converter that converts predetermined energy into DC power;
An inverter that is connected to a distribution line connected to a power system, converts the DC power converted by the power conversion unit into AC power, and outputs the AC power to the distribution line,
A detection unit for detecting a current and a voltage at a connection point with the distribution line;
Generating a command signal for adjusting the output current of the inverter, and supplying the generated command signal to the inverter, and a power generation output control unit,
The power generation output controller is
Based on the current and voltage detected by the detector, the active power and reactive power supplied from the inverter to the distribution line are detected,
When the voltage detected by the detection unit is equal to or lower than a preset threshold value, the reactive power of the leading phase is output as viewed from the distribution transformer connected to the distribution line,
According to the output amount of the active power and the output amount of the reactive power, a command signal for adjusting the output current of the inverter is generated.
A distributed power supply device.
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