JP2012130096A - 電力制御装置及びそれを用いた電力制御システム - Google Patents

電力制御装置及びそれを用いた電力制御システム Download PDF

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Abstract

【課題】需要家の経済的損失を低減しつつ、逆潮流電力を必要に応じて抑制することで電力系統の安定化を図った電力制御装置及びそれを用いた電力制御システムを提供する。
【解決手段】各需要家に設置されたコントローラ２０は、太陽電池５の発電量を取得する発電量取得部２２と、太陽電池５で発電された電力のうち電力系統に逆潮流させた売電電力量を取得する売電量取得部２１と、発電量取得部２２で取得された発電量に比例させて売電電力量の閾値を設定するとともに、売電電力量が上記閾値以下となるように電力系統への逆潮流を抑制する売電抑制制御部２３を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力制御装置及びそれを用いた電力制御システムに関するものである。
近年、住宅や工場などの電力の需要家において、太陽光発電装置、燃料電池、風力発電装置などの発電装置が導入されつつある。また、この種の発電装置を商用電源の電力系統に連系させることによって、この発電装置を分散電源として用いた系統連系システムも実用化されている。系統連系システムでは、分散電源で発電された電力のうち、需要家での消費分を差し引いた余剰電力を商用電源の電力系統に逆潮流させることが許容されている。そして、需要家側から電力系統へ逆潮流を行う場合には、電力を商用電源として供給している電力供給事業者から逆潮流を行った電力量に見合う対価を受け取ることが可能になっている場合もある。
ところで、分散電源を設置する需要家が増え、複数台の分散電源から電力系統に対して逆潮流が行われると、電力系統の電圧が上昇したり、負荷が軽くなることで周波数が変化したり、系統電圧の位相進みが発生する可能性があった。とくに、電力系統に接続される分散電源の台数が増えると、この種の現象が発生しやすくなる。しかも、柱上トランスから分散電源までの距離が長くなるほど、柱上トランスにより近い位置に設置された分散電源から逆潮流が行われることによって、電力系統の電圧が上昇しやすくなる。
分散電源を電力系統に連系させる場合の上述のような問題を回避するために、逆潮流時に電力系統の電圧が上昇すると、電力系統への逆潮流を抑制する出力抑制機能が分散電源に設けられている。また上述したように柱上トランスから分散電源までの距離が長くなるほど、電力系統の電圧が上昇しやすくなって、出力抑制機能が作動しやすくなるため、分散電源を設置した需要家の間で出力抑制制御の発生頻度や逆潮流できる電力量に差が生じていた。このような需要家間の不公平を解消するために、各分散電源について柱上トランスからの距離が長くなるほど、出力抑制制御を開始する系統電圧を高めに設定し、出力抑制制御の発生頻度の差を低減する技術が提案されている（特許文献１参照）。
このように、各分散電源において系統電圧の上昇、周波数の変化、位相の進みなどの現象を監視し、これらの現象が規定した程度を上回って発生する場合には、電力系統への逆潮流を抑制して、電力系統への影響を軽減することが行われている。また特許文献１に記載された技術では、出力抑制制御が開始される電圧を、柱上トランスから分散電源までの距離に応じて設定することにより、電力系統への逆潮流を行う機会が各分散電源において公平に分配されるようにしている。言い換えると、柱上トランスから分散電源までの距離にかかわらず余剰電力を売電する可能性を公平に割り与えることを可能にしている。
特許第４２６６００３号公報
上述した特許文献１に記載の技術では、個々の分散電源で、出力抑制制御を開始する系統電圧の閾値を、柱上トランスから分散電源までのインピーダンス（すなわち距離）に応じて設定することによって、電力系統へ逆潮流させる機会の不均衡を是正している。したがって、住宅の密集地などにおいて柱上トランスの二次側に接続される分散電源の台数が多くなると、隣接する分散電源に対して設定される閾値の差が小さくなり、閾値の設定に高い精度が要求されることになる。
また、個々の分散電源で上述した閾値を設定するには、柱上トランスの二次側に接続された分散電源と柱上トランスとの間のインピーダンスを計算する必要がある。したがって、分散電源の設置に際しては、配電網のトポロジ、配線の距離および線種の情報を取得する必要があり、しかも、分散電源の仕様に関する情報も必要になる。すなわち、多くの情報を管理することが必要になり、データ管理のコストが増大するという問題があった。
上述のように、特許文献１に記載の技術は、柱上トランスの二次側に接続される分散電源の台数が多く、かつ隣接する分散電源の間で電力系統の電路間の距離が短いという条件下では、実施が困難になるという問題を有している。
また、上述のように電力供給事業者側の都合で逆潮流を抑制する制御を行うと、需要家側で余剰電力が発生していても、この余剰電力を電力系統へ逆潮流することができない。つまり、余剰電力を逆潮流することで、電力供給事業者から対価を受け取ることができないため、需要家にとっては経済的な損失が生じていることになる。その結果、分散電源の設置に投資した費用の回収期間が長期化して、費用対効果が低下することになり、このことを分散電源の普及を妨げる一因にもなっている。
また、需要家側で出力抑制制御が行われた場合、本来は発電できるにも関わらず、出力抑制制御によって、分散電源による発電量が低下するため、分散電源の運用効率が低下するという問題がある。特に太陽光発電装置は太陽エネルギーを電気エネルギーに変換しており、燃料代が全くかからないため、発電できる状況にありながら発電を抑制している状況は不経済であり、太陽光発電装置の普及、促進を目的とした補助金制度の効果を低下させる可能性もあった。
そこで、電力供給事業者側で配電網に大規模な蓄電システムを設置して、分散電源からの逆潮流電力を蓄電することで、系統電圧が不安定になるのを防止しつつ、分散電源側で出力抑制制御が発生する頻度を低減することも考えられる。しかしながら、蓄電システムの導入には多額の費用が見込まれるが、電力供給事業者にとっては経済的なメリットが少なく、また住宅が密集した市街地で設置場所を確保することも難しいため、蓄電システムの普及は進まない可能性が高い。
本発明は上記課題に鑑みて為されたものであり、その目的とするところは、需要家の経済的損失を低減しつつ、逆潮流電力を必要に応じて抑制することで電力系統の安定化を図った電力制御装置及びそれを用いた電力制御システムを提供することにある。
本発明の電力制御装置は、発電量取得部と売電量取得部と閾値設定部と売電抑制制御部とを備えたことを特徴とする。発電量取得部は、需要家側に設置された発電装置の発電量を取得する。売電量取得部は、発電装置で発電された電力のうち電力系統に逆潮流させた売電電力量を取得する。閾値設定部は、発電量取得部で取得された発電量に比例させて売電電力量の閾値を設定する。売電抑制制御部は、売電電力量が閾値以下となるように電力系統への逆潮流を抑制する。
この電力制御装置において、閾値に対する発電量の比率を基本の売電単価に乗算して得た値を新たな売電単価として用いることも好ましい。
この電力制御装置において、新たな売電単価は、売電抑制制御部によって逆潮流が抑制されている場合に、売電金額を計算するのに用いられることも好ましい。
この電力制御装置において、売電抑制制御部によって逆潮流が抑制された場合に逆潮流の抑制分を蓄電する蓄電池と、蓄電池の充放電を制御する充放電制御部とを備え、発電装置による発電量から消費分を差し引いた余剰電力が閾値を超えていない場合、充放電制御部が蓄電池から放電させて負荷に給電することで、電力系統への逆潮流電力を増加させることも好ましい。
本発明の電力制御システムは、複数の需要家に対してそれぞ設置される請求項１乃至４の何れか１つに記載された電力制御装置と、電力制御装置との間で通信を行うことによって逆潮流の抑制状態を監視及び制御する管理サーバとで構成されることを特徴とする。管理サーバは、何れかの需要家に対して設置された電力制御装置が逆潮流を抑制している場合に、逆潮流を抑制していない需要家の電力制御装置に対して閾値をより低い値に変化させるように指示する。
本発明の電力制御装置によれば、需要家の経済的損失を低減しつつ、逆潮流電力を必要に応じて抑制することで電力系統の安定化を図ることができる。
本発明の電力制御システムによれば、各需要家の経済的損失を低減しつつ、逆潮流電力を必要に応じて抑制することで電力系統の安定化を図った電力制御システムを実現できる。
本実施形態の電力制御装置のブロック図である。 同上の電力制御装置が用いられる電力制御システムのシステム構成図である。 同上の動作を説明するフローチャートである。 同上の動作を説明するフローチャートである。 同上の電力収支を説明する図である。 同上の電力収支を説明する図である。 同上の電力収支を説明する図である。
本実施形態の電力制御装置及びそれを用いる電力制御システムを図面に基づいて説明する。
図２に電力制御システムのシステム構成図を示す。この電力制御システムは、需要家１０に設けた分散電源１と商用電源の電力系統２との系統連系を行うものであり、さらに需要家１０には建物の内部及び外部のうち少なくとも何れか一方に蓄電池３が設けられている。蓄電池３は、分散電源１で発電された電力から電気負荷４による消費分を差し引いた余剰電力のうち、電力系統２に逆潮流されない電力を蓄電し、また必要に応じて電気負荷４に電力を供給するために設けられている。
需要家１０は、商用電源の電力系統２に設けられた柱上トランス３１の二次側に接続されており、１台の柱上トランス３１の二次側からは、複数の需要家１０に商用電源が供給
される。ここで、以下の実施形態では、１台の柱上トランス３１の二次側に複数の分散電源１が接続されている場合を想定する。また、図示例では、需要家１０に設けたコントローラ２０が広域網であるインターネット３２を介して管理サーバ３０と通信可能である構成を例示している。コントローラ２０及び管理サーバ３０の機能については後述する。
分散電源１としては、太陽光発電装置を用いる例を示している。太陽光発電装置は、太陽電池５と、太陽電池５から出力される直流電圧を交流電圧に変換するパワーコンディショナ６とを備える。パワーコンディショナ６は、蓄電池３の充放電を制御する機能も備える。なお、太陽光発電装置は分散電源の一例であり、風力発電装置、小型水力発電装置などの再生可能エネルギーを利用する発電装置のほか、燃料電池、コージェネレーション装置などを分散電源に用いることを妨げるものではない。
パワーコンディショナ６は分電盤７に接続され、分電盤７の内部において分散電源１と商用電源の電力系統２との連系が行われる。また、電気負荷４は、分電盤７に収納された分岐ブレーカ（図示せず）に接続されており、パワーコンディショナ６の出力と電力系統２からの電力が供給される。すなわち、電気負荷４の電源として、商用電源と蓄電池３と太陽電池５とを用いることが可能になっている。ここで、分散電源１の電力が電気負荷４の消費電力を上回り、分散電源１の電力に余剰分が発生している場合は、この余剰分を電力系統２へと逆潮流させる機能が分電盤７に設けられている。
需要家１０には、商用電源の電力系統２から受電した電力（電力供給事業者から買電した電力）及び商用電源の電力系統２に逆潮流を行った電力（電力供給事業者へ売電した電力）をそれぞれ計測する電力メータ１１が設けられている。電力メータ１１には、各時間帯における買電単価及び売電単価がメモリ内に登録されており、買電電力の計測結果と買電単価をもとに買電金額を計算するとともに、売電電力の計測結果と売電単価をもとに売電金額を計算する。
また需要家１０には、太陽電池５による発電電力を検出するための電圧センサ１２が設けられている。
また需要家１０において、電力系統２からの受電点付近には、電力系統２の電圧を検出する電圧センサ１３が配置されている。この電圧センサ１３は、電力系統２の電圧と閾値電圧との高低を比較することによって、電力系統２に余剰電力の逆潮流を行ってもよいか否かを判断するために用いられる。
さらに、需要家１０には、パワーコンディショナ６を制御することにより、太陽電池５から出力された電力の供給先を決めるコントローラ（電力制御装置）２０が設けられている。太陽電池５による発電電力の供給先は電気負荷４又は電力系統２であって、これらの供給先に対して、太陽電池５によって発電されると同時に給電する場合と、太陽電池５によって発電された電力を蓄電池３に一旦蓄電した後で供給する場合とを選択できる。尚、太陽電池５による発電電力の供給先は、後述するようにコントローラ２０によって決定される。
そのため、図１に示すように、パワーコンディショナ６には、太陽電池５による発電電力の供給先として、蓄電池３を選択するスイッチＳＷ２と、分電盤７（すなわち電気負荷４）を選択するスイッチＳＷ１とが設けられている。またパワーコンディショナ６には、蓄電池３に蓄電された電力を分電盤７に供給するか否かを選択するスイッチＳＷ３が設けられている。さらに図示例では、商用電源の系統電力２から蓄電池３に充電する状態を選択可能にするためのスイッチＳＷ４が設けられているが、このスイッチＳＷ４については要旨ではないので詳述しない。
なお、パワーコンディショナ６において、蓄電池３及び太陽電池５から分電盤７に電力を供給する場合には、電力変換部６ａによって直流電力が交流電力に変換されて分電盤７へ供給される。また商用電源の電力系統２から蓄電池３に充電する場合は、図示しない電力変換器によって交流電力が直流に変換されて、蓄電池３を充電するようになっている。
コントローラ２０は、プログラムを実行するプロセッサおよびメモリを用いて構成されており、プログラムを実行することによって以下に述べる機能が実現される。すなわちコントローラ２０には売電量取得部２１、発電量取得部２２、売電抑制制御部２３、売電単価取得部２４、対価計算部２５、充放電制御部２６、全体動作制御部２７及び通信部２８が設けられている。
売電量取得部２１は、系統監視点に設けた電圧センサ及び電流センサから電圧及び電流の測定値を定期的に取り込み、電圧及び電流の測定値及び位相差をもとに、電力系統２に逆潮流させた売電電力量を取得する。
発電量取得部２２は、電圧センサ１２から太陽電池５の出力電圧を定期的に取得することによって、太陽電池５の発電量を取得する。
閾値設定部としての売電抑制制御部２３は、発電量取得部２２から入力される発電量に後述の係数α（α＞１）を演算することによって、発電量に比例した閾値を求める。例えば係数αとして２が設定されている場合は、発電量を係数αで除算することによって、売電電力量の閾値が発電量の１／α（＝１／２）の値に設定される。そして、売電抑制制御部２３は、売電量取得部２１から入力される売電電力量が上記閾値以下であればスイッチＳＷ１をオンにする。この時、パワーコンディショナ６の出力が分電盤７に供給され、太陽電池５の発電電力から電気負荷４による消費分を差し引いた余剰電力が電力系統２に逆潮流される。一方、売電量取得部２１から入力される売電電力量が上記閾値以下であれば、売電抑制制御部２３はスイッチＳＷ１をオフ、スイッチＳＷ２をオンさせて、逆潮流を制限するとともに、発電電力を蓄電池３に充電させる。
売電単価取得部２４は、電力メータ１１から売電単価の設定値を取り込む。
対価計算部２５は、売電抑制制御部２３によって売電電力量が抑制されると、売電単価取得部２４が取得したその時点での売電単価の設定値に、後述する割増率を乗算した値を新たな売電単価として電力メータ１１に設定する。
充放電制御部２６は、全体動作制御部２７から入力される制御信号に基づいてスイッチＳＷ３，ＳＷ４をオン又はオフさせることで、蓄電池３の充電及び放電を制御する。
全体動作制御部２７は、コントローラ２０の全般的な制御を行うものであり、売電抑制制御部２３に対して係数αを出力するとともに、売電抑制制御部２３及び対価計算部２５に制御信号を出力して、その動作を制御する。また全体動作制御部２７は、蓄電池３から残量などの蓄電池情報を取得するとともに、この蓄電池情報に基づいて充放電制御部２６に制御信号を出力し、蓄電池３の充放電を制御する。
通信部２８は、インターネット３２を介して管理サーバ３０との間で通信を行うものである。
次に本システムの動作について説明する。太陽が昇ると太陽電池５が発電を開始し、太陽高度の上昇に伴って太陽電池５の発電量が増加する。パワーコンディショナ６は、最適動作点追従（Maximum Power Point Trucking：MPPT）制御を実施することによって、太陽電池５から電力を取り出し、交流電力として分電盤７を通じて宅内の電気負荷４に供給する。
ここで、太陽電池５からの発電電力が、電気負荷４による消費電力（電力需要）以下であれば、太陽電池５の発電電力は全て電気負荷４で消費される。一方、太陽電池５の発電電力が宅内の電力需要を上回っていれば、発電電力から電力需要（消費電力）を差し引いた分が余剰電力となり、この余剰電力は電力系統２へと逆潮流される。すなわち、太陽電池５の発電電力のうち余剰電力が電力系統２へと売電される。
上述のように各需要家１０において発電電力が電力需要を上回り、各需要家１０から電力系統２へと逆潮流が行われると、電力系統２の電圧が上昇する。コントローラ２０の売電抑制制御部２３は、電圧センサ１３から電力系統２の電圧を所定時間毎に取り込んでおり、電力系統２の電圧が所定の基準値を上回ると、電力系統２への逆潮流を制限する動作を行う。逆潮流の制限時、閾値設定部としての売電抑制制御部２３は、発電量取得部２２から太陽電池５による発電量を所定の時間間隔で取り込み、発電量に比例させて売電電力量の閾値を設定する。すなわち、売電抑制制御部２３では、発電量取得部２２から定期的に入力される現在の発電量を、全体動作制御部２７により設定された係数αで除算して得た値［（発電量）／α］を、その時点での閾値として設定する。
ここで、売電量取得部２１から入力される売電電力量が閾値以下であれば、売電抑制制御部２３はスイッチＳＷ１をオン、スイッチＳＷ２をオフさせて、太陽電池５の発電電力を分電盤７に供給しており、出力抑制は行われない。一方、売電量取得部２１から入力される売電電力量が閾値を上回ると、売電抑制制御部２３は電力変換部６ａを制御して出力を低下させるとともに、スイッチＳＷ２をオンさせて発電電力の一部を蓄電池３に充電させており、売電電力量を閾値以下に制限している。
また売電抑制制御部２３による出力抑制制御が行われると、対価計算部２５は、全体動作制御部２７から入力された上記係数αを割増率とし、売電単価取得部２４が取得した現在の売電単価に割増率αを乗算して得た値［（売電単価）×α］を新たな売電単価とする。すなわち、対価計算部２５は、新たに求めた売電単価を出力抑制制御中の売電単価として電力メータ１１に設定し、この間に余剰電力を逆潮流させることによって得られる売電金額は、新たな売電単価を用いて計算される。下記の表２は電力メータ１１のメモリに設定された売電単価の一例を示し、通常の売電単価（基本売電単価）として例えば４８円が設定されていると、出力抑制制御中の売電単価は、係数αが２の場合、９６円に設定される。尚、本実施形態では出力抑制制御中の売電単価を求めるために、売電電力量の閾値を求めるために使用した係数αを売電単価の基準値に乗じているが、係数α以外の値を基本売電単価に演算することで、出力抑制制御中の売電単価を求めてもよい。
Figure 2012130096
またコントローラ２０の売電抑制制御部２３は、出力抑制制御中も電圧センサ１３から電力系統２の電圧を所定時間毎に取り込んでおり、電力系統２の電圧が所定の基準値以下になると、逆潮流を制限する動作を解除する。売電抑制が解除されると、売電単価は元の設定値に変更される。尚、上記の基準値にヒステリシスを設けてもよいことは、言うまでもない。
ここで、コントローラ２０の動作を図３のフローチャートに基づいて説明する。コントローラ２０が起動すると、コントローラ２０の通信部２８がインターネット３２を介して管理サーバ３０と通信を行い、管理サーバ３０から係数αを受信する。通信部２８が係数αを受信すると（Ｓ１のＹｅｓ）、この係数αは全体動作制御部２７から売電抑制制御部２３に送られ、売電抑制制御部２３がメモリ（図示せず）に記憶させる。その後、売電抑制制御部２３は電圧センサ１３から電力系統２の電圧を所定時間毎に取り込み、系統電圧が基準値を超えているか否かを判断する（Ｓ２）。系統電圧が基準値以下であれば（Ｓ２のＹｅｓ）、売電抑制制御部２３は、メモリから基本売電単価を読み出して電力メータ１１に送信し、この基本売電単価を用いて売電金額の計算を行わせる（Ｓ３）。また売電抑制制御部２３は、電力系統２への逆潮流を抑制する制御を解除するとともに、蓄電池３を充電する制御を解除した後（Ｓ４）、Ｓ１に戻って上記の処理を繰り返す。
一方、系統電圧が基準値を超えていれば（Ｓ２のＮｏ）、売電抑制制御部２３は、売電量取得部２１から売電量（逆潮電力）を、発電量取得部２２から発電量（発電電力）をそれぞれ取得し（Ｓ５）、発電電力を係数αで除した値（発電電力／α）を閾値に設定する。ここで、逆潮電力が閾値を超えていれば（Ｓ６のＹｅｓ）、メモリから基本売電単価を読み出し、この基本売電単価に係数αを乗じた値を新たな売電単価として、電力メータ１１に送信する（Ｓ７）。また売電抑制制御部２３は、余剰電力（＝発電電力−消費電力）のうち閾値を超える分を、逆潮流を抑制する電力として算出する。そして、売電抑制制御部２３は、パワーコンディショナ６を制御して、逆潮電力を低減させる動作と、逆潮流を減らした分を蓄電池３に充電させる動作を行った後（Ｓ８）、Ｓ２に戻って上記の処理を繰り返す。
また、Ｓ６において逆潮電力が閾値以下であれば（Ｓ６のＮｏ）、売電抑制制御部２３は、電力メータ１１に設定した売電単価が基本売電単価から出力抑制時の単価に変更されているか否かを判断する（Ｓ９）。ここで、売電単価が基本売電単価のままであれば（Ｓ９のＮｏ）、コントローラ２０はＳ２に戻って上記の処理を繰り返す。一方、売電単価が出力抑制時の単価に変更されていれば（Ｓ９のＹｅｓ）、売電抑制制御部２３は、メモリから基本売電単価を読み出して、電力メータ１１に送信し、電力メータ１１に設定された売電単価を基本売電単価に変更する（Ｓ１０）。また売電抑制制御部２３は、電力系統２への逆潮流を抑制する制御を解除するとともに、蓄電池３を充電する制御を解除した後（Ｓ１１）、Ｓ２に戻って上記の処理を繰り返す。
このように、電力制御装置１１では、需要家側に設置された発電装置（分散電源１）の発電量を取得する発電量取得部２２と、発電装置で発電された電力のうち電力系統２に逆潮流させた売電電力量を取得する売電量取得部２１と、発電量取得部２２で取得された発電量に比例させて売電電力量の閾値を設定するとともに、売電電力量が閾値以下となるように電力系統への逆潮流を抑制する売電抑制制御部２３を備えている。
これにより、発電装置の発電量に比例して設定される閾値以下に売電電力量が制限されるから、発電装置として定格出力が小さいものを使用した場合の売電電力量と同じにできる。したがって、電力系統に連係させる発電装置の数が増えた場合でも、各々の発電装置から逆潮流される電力量を発電量に比例した閾値に制限できるから、系統電圧の安定化を図ることができる。
ところで、上記の説明では、各々の需要家宅でコントローラ２０が出力抑制制御を行うか否かを判断しているが、管理サーバ３０から各需要家１０のコントローラ２０へ指令を与えて、出力抑制制御を行わせるようにしてもよい。この場合の動作を図４のフローチャートに基づいて説明する。
先ず管理サーバ３０の動作について説明する。管理サーバ３０は、各需要家宅に設置された電力制御装置（コントローラ２０）との間で通信を行うことによって、逆潮流の抑制動作が行われているか否かを監視する。何れの需要家１０においてもコントローラ２０が出力抑制制御を行っていない場合（Ｓ２２のＮｏ）、管理サーバ３０は処理を停止している（Ｓ２１）。一方、何れかの需要家１０で出力抑制制御が行われていると（Ｓ２２のＹｅｓ）、この需要家よりも柱上トランスに近い位置で電力系統２に接続された需要家のうち、出力抑制制御が可能な需要家をデータベースから検索する（Ｓ２３）。例えば管理サーバ３０では、Ｓ２３の処理で抽出された需要家の中から、上述した係数αが最も小さい需要家を選択し（Ｓ２４）、この係数αの値を所定量増加させた後（Ｓ２５）、係数αの値を対象の需要家内に設置されたコントローラ２０へ送信する（Ｓ２６）。その後、管理サーバ３０は、タイマー（図示せず）により一定時間（更新後の係数αが送信された需要家で出力抑制制御を実行するのに必要な時間よりも若干長い時間）のカウント動作を行わせる（Ｓ２７）。一定時間のカウントが終了すると、管理サーバ３０は、最初に出力抑制制御を行っていた需要家内のコントローラ２０で、出力抑制制御が解除されたか否かを判断し（Ｓ２８）、解除されていなければ（Ｓ２８のＮｏ）、Ｓ２３に戻って上記の処理を繰り返す。一方、最初に出力抑制制御を行っていた需要家で出力抑制制御が解除されていれば（Ｓ２８のＹｅｓ）、管理サーバ３０は、後から出力抑制制御を行わせた需要家の中から、出力抑制制御を解除させる需要家を選択し、当該需要家内のコントローラ２０へ解除信号を送信する（Ｓ２９）
次に需要家宅に設置されたコントローラ２０の動作について説明する。各需要家のコントローラ２０では、通信部２８がインターネット３２を介して管理サーバ３０との間で通信を行っており、管理サーバ３０から係数αが送信されたか否かを所定のタイミングで判断する。通信部２８が係数αを受信すると（Ｓ１のＹｅｓ）、この係数αは全体動作制御部２７から売電抑制制御部２３に送られ、売電抑制制御部２３がメモリ（図示せず）に記憶させる。次にコントローラ２０では、通信部２８が管理サーバ３０からの解除信号を受信したか否かを判断する（Ｓ１２）。
ここで、解除信号を受信していなければ（Ｓ１２のＮｏ）、売電抑制制御部２３は、売電量取得部２１から売電量を、発電量取得部２２から発電量をそれぞれ取得し（Ｓ５）、発電電力を係数αで除した値（発電電力／α）を閾値に設定する。そして、逆潮電力が閾値を超えていれば（Ｓ６のＹｅｓ）、閾値設定部としての売電抑制制御部２３は、メモリから基本売電単価を読み出し、この基本売電単価に係数αを乗じた値を新たな売電単価として、電力メータ１１に送信する（Ｓ７）。また売電抑制制御部２３は、余剰電力（＝発電電力−消費電力）のうち閾値を超える分を、逆潮流を抑制する電力として算出する。そして、売電抑制制御部２３は、パワーコンディショナ６を制御して、逆潮電力を低減させる動作と、逆潮流を減らした分を蓄電池３に充電させる動作を行った後（Ｓ８）、Ｓ１２に戻って上記の処理を繰り返す。
また、逆潮電力が閾値以下であれば（Ｓ６のＮｏ）、売電抑制制御部２３は、電力メータ１１に設定した売電単価が基本売電単価から出力抑制時の単価に変更されているか否かを判断する（Ｓ９）。ここで、売電単価が基本売電単価のままであれば（Ｓ９のＮｏ）、コントローラ２０はＳ１２に戻って上記の処理を繰り返す。一方、売電単価が出力抑制時の単価に変更されていれば（Ｓ９のＹｅｓ）、売電抑制制御部２３は、メモリから基本売電単価を読み出して、電力メータ１１に送信し、電力メータ１１に設定された売電単価を基本売電単価に変更する（Ｓ１０）。また売電抑制制御部２３は、電力系統２への逆潮流を抑制する制御を解除するとともに、蓄電池３を充電する制御を解除した後（Ｓ１１）、Ｓ１２に戻って上記の処理を繰り返す。
また、Ｓ１２において解除信号を受信していれば（Ｓ１２のＹｅｓ）、売電抑制制御部２３は、メモリから基本売電単価を読み出して電力メータ１１に送信し、この基本売電単価を用いて売電金額の計算を行わせる（Ｓ３）。また売電抑制制御部２３は、電力系統２への逆潮流を抑制する制御を解除するとともに、蓄電池３を充電する制御を解除した後（Ｓ４）、Ｓ１に戻って上記の処理を繰り返す。
このように、本実施形態の電力制御システムでは、管理サーバ３０が、何れかの需要家に設置されたコントローラ２０（電力制御装置）で逆潮流を抑制しているのを検出すると、逆潮流を抑制していない需要家のコントローラ２０に対して係数αを増加させるように（すなわち閾値をより低い値に変化させるように）指示を出している。
これにより、出力抑制制御を行っていない需要家では、閾値がより低い値に変更されることで、出力抑制制御が行われやすくなり、需要家間で出力抑制制御の発生頻度に差が生じるのを抑制でき、逆潮流を行える電力に需要家間で不公平が生じるのを低減できる。また、逆潮流を制限しておらず、系統電圧が上昇する原因となっている需要家に対して、逆潮流の抑制制御を行わせることで、系統電圧の安定化を図ることができる。
コントローラ２０及び管理サーバ３０の動作は以上の通りであり、上記の係数αを２として、閾値を発電量の２分の１に、出力抑制制御時の売電単価を基本売電単価の２倍としたときの、売電電力量と売電金額の具体例を以下に説明する。
表２及び図５は、需要家１０において定格出力が３ｋＷｈの太陽電池５が設置された場合に、発電電力から宅内の消費電力を差し引いた余剰電力を電力系統２に逆潮流している場合の電力収支を示している。図５において点線に◆は発電量、実線に■は電力需要、点線に▲は買電電力量、実線に×は売電電力量をそれぞれ示している。この例では、８時に２００Ｗの発電電力が発生しているが、このときの電力需要は２００Ｗであるため、余剰電力はゼロとなり、電力系統２への逆潮流は行っていない。一方、９時になると発電電力が９００Ｗに増加し、電力需要を１００Ｗ上回るため、この余剰電力１００Ｗを電力系統へ逆潮流する。このようにして０時から２３時までの逆潮電力（売電電力）を合計すると、その総和は７．１ｋＷｈであり、売電単価を１ｋＷｈあたり４８円とすると、売電金額の総和は３４０．８円となる。尚、この場合の発電電力の総和は１２ｋＷｈである。
Figure 2012130096
また、定格出力が、上述の２倍である６ｋＷｈの太陽電池５が設置された場合の電力収支を表３及び図６に示す。この場合の発電量は表２の例の２倍、電力需要は表２の場合と同じになっている。尚、図６において点線に◆は発電量、実線に■は電力需要、点線に▲は買電電力量、実線に×は売電電力量をそれぞれ示している。
太陽電池５の定格出力が２倍になると、電力需要は同じであるから余剰電力が大幅に増加し、０時から２３時までの逆潮電力（売電電力）の総和は１９．１ｋＷｈとなる。また、売電単価を１ｋＷｈあたり４８円とすると、１日の売電金額は９１６．８円となり、売電電力の総和、売電金額の総和とも太陽電池５の定格出力が３ｋＷｈの場合に比べて約２．７倍に増加している。しかしながら、例えば１１時から１４時までの時間帯において、電力系統２の系統電圧が上昇することによって、出力抑制制御が実施されると、従来システムでは、この間の逆潮電力をゼロにするだけなので、１日分の逆潮電力の総和は１３．６ｋＷ低下する。また、それによって売電金額は６５２．８円も減少することになる。
Figure 2012130096
それに対して、本実施形態では系統電圧が基準値を超えると、系統安定化のために逆潮電力を抑制しつつ、需要家に対して適切なインセンティブを与えるために、出力抑制制御中の売電単価を基本売電単価よりも高めに設定している。本実施形態の場合の電力収支を表４及び図７を参照して説明する。図７において点線に◆は発電量、実線に■は電力需要、点線に▲は買電電力量、実線に×は売電電力量、○に点線は閾値、●に実線は余剰電力をそれぞれ示している。係数αは例えば２に設定されており、売電電力量の閾値は発電電力の２分の１に設定され、出力抑制制御中の売電単価は基本売電単価の２倍の値に設定される。ここで、太陽高度の上昇に伴って、太陽電池５の発電電力が増加し、それによって逆潮電力が増加するため、１１時から１４時までの期間Ｔ１において電力系統２への逆潮流が抑制されたとする。この場合、０時から１０時までの間、１５時から２３時までの間はそれぞれ逆潮流が制限されていないので、太陽電池５の発電電力から電力需要を差し引いた余剰電力が全量逆潮流されることになる。一方、１１時から１４時までの期間Ｔ１は、電力系統２に逆潮流させる電力は閾値以下に制限され、余剰電力のうち閾値を超える分は蓄電池３に充電されることになる。また、期間Ｔ１に逆潮流させる場合は、基本売電単価に割増率（α＝２）を乗じた値を新たな売電単価とし、この売電単価を用いて売電金額が計算されることになる。
以上の動作により期間Ｔ１において本来は１３．６ｋＷｈの電力を売電できたはずが、売電電力量が閾値（発電電力の半分）に制限されるため、この間の売電電力量は８ｋＷｈとなり、出力抑制されていない場合に比べて５．６ｋＷｈも低下する。しかしながら、この期間Ｔ１では売電単価が基本売電単価の２倍の金額９６円／ｋＷｈに設定されるので、売電によって得られる金額は７６８円となり、４８円の売電単価で１３．６ｋＷｈの電力を売電した場合（出力抑制されていない場合）の売電金額（６５３円）よりも、より多くの利益を得ることができる。尚、０時から２３時までの売電電力の総和は１３．１ｋＷｈ、売電金額の総和は１０１２．８円となる。
Figure 2012130096
したがって、出力抑制制御が行われる期間Ｔ１において、売電電力の総和は、定格出力が半分の太陽電池５が発電した電力を全て逆潮流させる場合（表２の場合）と同じか、或いはそれ以下となる。また売電金額の総和（１０３２円）は、出力抑制制御を行わないシステム（表３の場合）の売電金額（９１６．８円）よりも多くなり、より多くの収益を需要家にもたらすことができる。このように、需要家は本実施形態の出力抑制制御を実施することによって、逆潮流を抑制した分のインセンティブを受け取ることができる。
また、このインセンティブを減価償却費として蓄電池３を導入すれば、余剰電力のうち逆潮流できない分を蓄電池に蓄電しておくことができる。そして、太陽電池５の発電電力が低下したときに、蓄電池から放電させて、宅内の電気負荷４で消費すれば、買電電力を抑制することができる。
ここで、出力抑制制御時に蓄電池に蓄電された余剰電力は、時間の経過により余剰電力が閾値よりも小さくなったとき、或いは、出力抑制制御が解除された後に放電して使用される。この時、逆潮電力が発電電力を超えない範囲（すなわち放電量が負荷による消費量を越えない範囲）で蓄電池から放電させることで、発電電力のうち逆潮流に回せる電力を増やすことができる。ここで、蓄電池に蓄電された電力が、出力抑制制御時に太陽電池５の発電電力によって充電された電力であることを区別する必要があれば、出力抑制制御中に蓄電池３に蓄電された蓄電量を計測する電力メータを設け、この電力メータで計測された蓄電量の範囲で上述の放電制御を行えばよい。また、出力抑制制御中に太陽電池５で発電された電力の余剰分のみを蓄電する第１蓄電池を、その他の用途の第２蓄電池とは別に設け、余剰電力が閾値よりも小さくなったときや、出力抑制制御が解除された後に、第１蓄電池のみから放電させるようにしてもよい。
以上説明したように、本実施形態によれば、電力制御装置の売電抑制制御部２３は、発電量取得部２２で取得された発電量に比例させて売電電力量の閾値を設定し、売電電力量が閾値以下となるように電力系統への逆潮流を抑制している。
これにより、逆潮流の抑制時においても、パワーコンディショナ６から分電盤７に供給される電力のうち、宅内の電力需要を上回る分は余剰電力となって、電力系統２へと逆潮流されるが、売電電力量は上記閾値以下に制限されるため、電力系統２の電圧を低減させて、配電網の電圧が不安定になるのを抑制できる。しかも、全ての需要家で逆潮電力が制限されるから、需要家間で売電金額に不公平が生じるのを抑制できる。
また電力制御装置では、閾値に対する発電量の比率αを基本の売電単価に乗算して得た値を新たな売電単価として用いており、このときの売電単価は基本売電単価よりも高めに設定されることになる。
需要家にとっては、余剰電力を逆潮流できるにも関わらず、逆潮流を抑制することで売電量が減少するが、この時の売電単価を基本売電単価より高めに設定することで、出力抑制前と比べて売電金額が減少するのを抑制することができる。したがって、電力系統２の電圧を安定化させるために、需要家１０からの逆潮流を抑制した場合でも、需要家１０が経済的な損失を受けないようにすることで、需要家側で分散電源１を設置したいという意欲が損なわれるのを防止できる。また、売電単価を基本売電単価よりも高めに設定することで、電力供給事業者は割高な電力を買い上げることになるが、系統電圧を安定化するために配電システム側に大規模な蓄電システムを導入する場合に比べて安価に済むという利点がある。
さらに電力制御装置では、上記の新たな売電単価を、売電抑制制御部２３によって逆潮流が抑制されている場合のみ、売電金額を計算するのに用いている。
これにより、需要家に対して利益を与えすぎないようにできる。
また本実施形態では、売電抑制制御部２３によって逆潮流が抑制された場合に逆潮流の抑制分を蓄電する蓄電池３と、蓄電池３の充放電を制御する充放電制御部２６とを備えている。そして、太陽電池５による発電量から消費分を差し引いた余剰電力が閾値を超えていない場合、充放電制御部２６が蓄電池３から放電させて電気負荷４に給電することで、電力系統への逆潮流電力を増加させている。
これにより、逆潮流を抑制した分を蓄電池３に蓄電しておき、発電量から消費分を差し引いた余剰電力が閾値以下になると、蓄電池３に蓄電しておいた電力を放電させることで、売電電力を増やすことができる。したがって、蓄電池３を設置した需要家により多くの利益をもたらすことができ、需要家側に蓄電池３の設置を促すことができる。
また本実施形態では、閾値を決める係数αを変更することで、逆潮流の抑制量をリアルタイムで変更できる。また、電力系統２の系統電圧が上昇したことに伴って出力抑制制御を行う場合にも、各需要家１０に閾値を決定するための係数αを送信することで、局所的に逆潮電力を低減することができる。
尚、本実施形態では需要家１０側に蓄電池３が設置され、出力抑制制御中に太陽電池５で発電された電力の一部（余剰分）を蓄電池３に蓄電されているが、需要家１０側に蓄電池３が設置されていないシステムでもよい。
１ 分散電源
２ 電力系統
３ 蓄電池
４ 電気負荷
５ 太陽電池（発電装置）
１０ 需要家
２０ コントローラ（電力制御装置）
２１ 売電量取得部
２２ 発電量取得部
２３ 売電抑制制御部（閾値設定部）
３０ 管理サーバ
３１ 柱上トランス
３２ インターネット

Claims (5)

  1. 需要家側に設置された発電装置の発電量を取得する発電量取得部と、前記発電装置で発電された電力のうち電力系統に逆潮流させた売電電力量を取得する売電量取得部と、前記発電量取得部で取得された発電量に比例させて売電電力量の閾値を設定する閾値設定部と、売電電力量が前記閾値以下となるように電力系統への逆潮流を抑制する売電抑制制御部とを備えたことを特徴とする電力制御装置。
  2. 前記閾値に対する前記発電量の比率を基本の売電単価に乗算して得た値を新たな売電単価として用いることを特徴とする請求項１記載の電力制御装置。
  3. 前記新たな売電単価は、前記売電抑制制御部によって逆潮流が抑制されている場合に、売電金額を計算するのに用いられることを特徴とする請求項２記載の電力制御装置。
  4. 前記売電抑制制御部によって逆潮流が抑制された場合に逆潮流の抑制分を蓄電する蓄電池と、前記蓄電池の充放電を制御する充放電制御部とを備え、
    前記発電装置による発電量から消費分を差し引いた余剰電力が前記閾値を超えていない場合、前記充放電制御部が前記蓄電池から放電させて負荷に給電することで、電力系統への逆潮流電力を増加させることを特徴とする請求項１乃至３の何れか１つに記載の電力制御装置。
  5. 複数の需要家に対してそれぞ設置される請求項１乃至４の何れか１つに記載された電力制御装置と、前記電力制御装置との間で通信を行うことによって逆潮流の抑制状態を監視及び制御する管理サーバとで構成され、前記管理サーバは、何れかの需要家に対して設置された前記電力制御装置が逆潮流を抑制している場合に、逆潮流を抑制していない需要家の前記電力制御装置に対して前記閾値をより低い値に変化させるように指示することを特徴とする電力制御システム。
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