JP2016025693A - 分散電源系統連系時の系統制御システム、装置、及び方法 - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させる。【解決手段】安定化制御装置５は、電力系統４の連系点３の電圧値を計測し、電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部５１と、電圧制御部５１からの比例積分制御値に基づいて、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成する可制御負荷制御信号生成部５３とを備える。【選択図】図２

Description

本発明は、分散電源系統連系時の系統制御システム、装置、及び方法に関し、より詳細には、ＰＶ（Photo Voltaic：太陽光発電）などの自然エネルギー発電を分散電源として電力系統に連系させた分散電源系統連系時の系統制御システム、該システムを構成する安定化制御装置、及び系統制御方法に関する。

地球環境を考慮した低炭素社会の実現に向けて、太陽光発電（以下、単にＰＶという）等を用いた大量の再生可能エネルギーの導入が開始されている。導入目標としては、２０２０年に２８００万ｋＷ、２０３０年に５３００万ｋＷが示されている。このような再生可能エネルギーは、天候などの自然条件に応じて、その発電量が刻々と変動するため、電力系統において再生可能エネルギーが多く利用されるほど、電力系統における電圧変動や周波数変動を引き起こす可能性が高くなる。このため、電力系統の電圧状態、周波数状態に応じて、適切な発電量制御あるいは負荷制御が行えないと、電力品質が低下してしまう。すなわち、基準系統電圧からの逸脱、基準系統周波数からの逸脱が発生してしまう。

従来、例えば、特許文献１には、ステップ式自動電圧調整器の一つであるＳＶＲ(StepVoltage Regulator)と、安定化制御装置と、蓄電池などの電力貯蔵装置とを組み合わせた電圧変動抑制システムが開示されている。これによれば、安定化制御装置が自然エネルギー発電システムの出力を監視し、この出力状態に基づき電力貯蔵装置の充放電を制御する。

特開２００９−６５８２０号公報

上記のシステムでは、ＳＶＲ装置が不可欠、連携が必要である為、装置が複雑になるという問題がある。
上記の自然エネルギー発電システムの一つであるＰＶを、連系点を介して電力系統に接続した場合、上限を超えた時にＰＶの多くは停止させたり、過度に出力を抑制する。停止した場合には、再起動まで５分を要するなど、ＰＶ利用率（すなわち、電圧上限を加えずＰＶがフルに発電できた場合の発電電力量を１００％としたときの割合）が低下しまうという問題がある。

図９は、系統電圧が上限値を超えたときのＰＶ出力遮断処理のシミュレーション結果を示す図で、図中、縦軸右側は系統電圧（Ｖ）、縦軸左側はＰＶ出力電力（Ｗ）、横軸は経過時間（秒）を示し、１０１は系統電圧、１０２はＰＶ出力電力を示す。なお、ＰＶ無出力時系統電圧を１０３．６Ｖ、系統電圧上限値を１０７Ｖ、ＰＶ出力遮断時間を３００秒とする。つまり、系統電圧が１０７Ｖを超えると、ＰＶ出力が３００秒間遮断されるように制御される。これは、ＰＶ出力の遮断を行わないと、系統電圧が上限値を超えてしまい、電力系統が不安定となるためである。なお、一般家庭の場合、上記の系統電圧は、電気事業法に基づき、１０１±６Ｖの範囲に制御される。

図９において、１０１ａはＰＶ出力遮断無しの場合の系統電圧、１０１ｂはＰＶ出力遮断有りの場合の系統電圧を示す。また、１０２ａはＰＶ出力遮断無しの場合のＰＶ出力電力、１０２ｂはＰＶ出力遮断有りの場合のＰＶ出力電力を示す。このシミュレーション結果に基づいて、ＰＶ出力遮断を行わない場合、全経過時間でＰＶ出力電力量は４２．７Ｗｈと算出される。また、ＰＶ出力遮断を行った場合、全経過時間でＰＶ出力電力量は１７．０Ｗｈと算出される。この場合、ＰＶ利用率は、１７．０／４２．７≒３９．８％となる。すなわち、電力系統で電圧上昇が発生した場合に、従来の方法ではＰＶ出力が一定時間遮断されてしまう。そして、この電圧上昇が頻繁に発生すると、その都度ＰＶの発生電力が供給されない状態となるため、ＰＶ利用率が上記のように低下してしまう。

本発明は、上述のような実情に鑑みてなされたもので、電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させることができる分散電源系統連系時の系統制御システム、該システムを構成する安定化制御装置、及び系統制御方法を提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明の第１の技術手段は、自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置を備えた分散電源系統連系時の系統制御システムであって、前記安定化制御装置は、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部と、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成する可制御負荷制御信号生成部とを備えたことを特徴としたものである。

第２の技術手段は、第１の技術手段において、前記安定化制御装置が、さらに、前記連系点での周波数を計測し、該周波数と予め定められた基準周波数との偏差に基づき比例積分制御値を出力する周波数制御部を備え、前記可制御負荷制御信号生成部は、前記電圧制御部の比例積分制御値及び前記周波数制御部の比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となり且つ前記連系点の周波数が前記基準周波数の範囲となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成することを特徴としたものである。

第３の技術手段は、第１または第２の技術手段において、前記可制御負荷制御信号が、前記可制御負荷の使用電力を制御する制御信号であることを特徴としたものである。

第４の技術手段は、第１〜３のいずれか１の技術手段の系統制御システムを構成する安定化制御装置である。

第５の技術手段は、自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置による分散電源系統連系時の系統制御方法であって、前記安定化制御装置が、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御ステップと、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成する可制御負荷制御信号生成ステップと、を有することを特徴としたものである。

本発明によれば、電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させることができる分散電源系統連系時の系統制御システム、該システムを構成する安定化制御装置、及び系統制御方法を提供することができる。

本発明の第１の実施形態に係る系統制御システムの構成例を示す図である。 本発明による安定化制御装置の構成例を示すブロック図である。 安定化制御装置のリミッタ設定及び入出力特性の一例について説明するための図である。 本発明の第２の実施形態に係る安定化制御装置の周波数偏差の場合のリミッタ設定の一例について説明するための図である。 本発明に係る実施形態に係る可制御負荷の制御処理のシミュレーション結果の一例を示す図である。 貯水槽への組み上げポンプを可制御負荷として制御するときの概略構成例を示す図である。 安定化制御装置により可制御負荷を制御するシミュレーション時の制御特性を示す図である。 安定化制御装置により可制御負荷を制御するシミュレーションの検証結果を示す図である。 系統電圧が上限値を超えたときのＰＶ出力遮断処理のシミュレーション結果を示す図である。

以下、添付図面を参照しながら、本発明の分散電源系統連系時の系統制御システム、該システムを構成する安定化制御装置、及び系統制御方法に係る好適な実施の形態について説明する。

（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る系統制御システムの構成例を示す図で、図中、１は自然エネルギー発電システムの一例であるＰＶ（太陽光発電）、２は構内系統、３は連系点、４は電力系統、５は安定化制御装置を示す。図中実線は電力系統の接続線を示し、点線は制御信号を示す。
ＰＶ１で発電された電力は、構内系統２から連系点３を介して電力系統４に出力される。安定化制御装置５は、ＡＤＣ(Ancillary Decentralized Power & Load Control System：アンシラリー分散制御システム)とも呼ばれ、ＰＶ１に接続されると共に、連系点３を介して電力系統４に接続され、連系点３の電圧偏差、あるいは、電圧偏差及び周波数偏差を算出し、これに基づいて電力系統４に接続されＰＶ１からの出力電力の供給を受けることができる可制御負荷６を制御する。これにより、ＰＶ１の出力電力が増大して電力系統４の電圧が所定の基準値を超える場合に、可制御負荷６によりＰＶ１の出力電力を消費させて自然エネルギー発電の利用率を向上させるとともに、電力系統４の電圧を安定化させる。

図２は、本発明による安定化制御装置５の構成例を示すブロック図である。安定化制御装置５は、電圧制御部５１、周波数制御部５２、可制御負荷制御信号生成部５３、及び制御値加算部５４備えているが、本実施形態では、周波数制御部５２を含まない構成、つまり、電圧制御部５１、可制御負荷制御信号生成部５３、及び制御値加算部５４からなる構成について説明する。

本実施形態の安定化制御装置５は、連系点３の電圧値を計測し、電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部５１と、電圧制御部５１からの比例積分制御値に基づいて、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となるように、可制御負荷６を制御する制御信号を生成する可制御負荷制御信号生成部５３とを備える。ここで、系統電圧は１０１±６Ｖの範囲に制御されるものとし、上限となる基準電圧値は１０７Ｖとする。

より具体的には、電圧制御部５１は、連系点３の現在の電圧値と基準電圧値（１０７Ｖ）との偏差ΔＶを求める偏差算出部５１ａと、偏差算出部５１ａで求めた偏差ΔＶに基づき比例制御を行う比例制御器５１ｂと、比例制御器５１ｂにより偏差ΔＶに対して比例制御された値に制限をかけて比例制御値ΔＰｖｐを出力する第１リミッタ５１ｃと、偏差算出部５１ａで求めた偏差ΔＶに基づき積分制御を行う積分制御器５１ｄと、積分制御器５１ｄにより偏差ΔＶに対して積分制御された値に制限をかけて積分制御値ΔＰｖｉを出力する第２リミッタ５１ｅと、第１リミッタ５１ｃからの比例制御値ΔＰｖｐと第２リミッタ５１ｅからの積分制御値ΔＰｖｉを加算し比例積分制御値ΔＰｖを出力する加算部５１ｆとを備える。なお、この比例積分制御値ΔＰｖの極性は制御値加算部５４で＋から−に変換され、比例積分制御値ΔＰとして出力されるが、本実施形態では周波数制御部５２について考慮しないため、｜ΔＰｖ｜＝｜ΔＰ｜となる。

可制御負荷制御信号生成部５３は、電圧制御部５１からの比例積分制御値ΔＰに制限をかけて比例積分制御値ΔＰ´を出力するリミッタ５３ａを備え、リミッタ５３ａから出力された比例積分制御値ΔＰ´を、可制御負荷制御信号として、電力系統４に接続されＰＶ１からの出力電力の供給を受けることができる所定の可制御負荷６に出力する。可制御負荷６は、可制御負荷制御信号に基づき、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となるようにその電力制御を行う。
可制御負荷６は、消費電力を外部から制御可能な電力系統側から制御を行っても機器性能に支障をきたさないような負荷であり、その具体例を限定するものではないが、例えば、蓄電池、ＥＶ（Electric Vehicle）用の充電器、ヒートポンプ、あるいはビル等の屋上に設置される貯水槽用のポンプなどが適用できる。

図３は、安定化制御装置５のリミッタ設定及び入出力特性の一例について説明するための図である。図３（Ａ）は電圧制御部５１の第１リミッタ５１ｃにおけるリミッタ設定例であり、図３（Ｂ）は電圧制御部５１の第２リミッタ５１ｅにおけるリミッタ設定例である。また、図３（Ｃ）は可制御負荷制御信号生成部５３のリミッタ５３ａにおけるリミッタ設定例である。なお、図２の比例積分制御値ΔＰｖは、偏差ΔＶの比例制御値ΔＰｖｐ（第１リミッタ５１ｃ）と、偏差ΔＶの積分制御値ΔＰｖｉ（第２リミッタ５１ｅ）とを加算したものである。

すなわち、図３（Ａ）のリミッタ設定によれば、電力系統４の現在の電圧値が基準電圧値（１０７Ｖ）以下の場合、偏差ΔＶは−となり、比例制御値ΔＰｖｐは０に制御される。一方、電力系統４の現在の電圧値が基準電圧値よりも大きい場合、偏差ΔＶは＋となり、偏差ΔＶの増加に伴い、比例制御値ΔＰｖｐは「＋Ｗ１」まで所定の傾きで増加する。そして、比例制御値ΔＰｖｐが「＋Ｗ１」になると、リミッタがかかり、偏差ΔＶがこれ以上大きくなっても、比例制御値ΔＰｖｐが「＋Ｗ１」を超えることはない。
また、図３（Ｂ）のリミッタ設定についても同様に積分制御値ΔＰｖｉが「＋Ｗ１」で制限される。ここで、ＰＶ１の発電出力は、これら比例制御値ΔＰｖｐと積分制御値ΔＰｖｉとを加算した比例積分制御値ΔＰｖにより制御される。そして、この比例積分制御値ΔＰｖは、０〜＋２Ｗ１の値を取り得るが、制御値加算部５４で極性変換され、比例積分制御値ΔＰ（−２Ｗ１〜０）とされる。

次に、図３（Ｃ）のリミッタ設定、すなわち、可制御負荷制御信号生成部５３のリミッタ５３ａのリミッタ設定は、制御値加算部５４での極性変換に伴うもので、リミッタ５３ａは、電圧制御部５１からの極性変換後の比例積分制御値ΔＰに制限をかけて比例積分制御値ΔＰ´を出力する。具体的には、比例積分制御値ΔＰの−２Ｗ１〜０の値に対して、比例積分制御値ΔＰ´として−Ｗ２〜０を出力する。
つまり、比例積分制御値ΔＰ´が「−Ｗ２」になると、リミッタがかかるように制御される。図３（Ｃ）でのリミッタ設定は、比例積分制御値ΔＰが比例制御値ΔＰｖｐと積分制御値ΔＰｖｉとを加算したものであるため、これに対してさらにリミッタをかける。これにより、比例積分制御値ΔＰが「−Ｗ２」に制限される。

上記において、リミッタ設定値「−Ｗ２」は、電力系統４の電圧が基準電圧値（１０７Ｖ）以下となる範囲で、電力系統４がＰＶ１から受け入れ可能（許容可能）な電力（ＰＶ出力）によって決定される。受け入れ可能なＰＶ出力が例えば「Ｗ０」であれば、「Ｗ０」のＰＶ出力を得るために必要な比例積分制御値がリミッタ設定値「−Ｗ２」として設定される。これにより、偏差ΔＶの大きさに係らず、比例積分制御値ΔＰ´はリミッタ設定値「−Ｗ２」で制限される。
具体例として、ＰＶ１が４００ｋＷ相当の発電能力を持ち、電力系統４の電圧が基準電圧値（１０７Ｖ）以下となる範囲で、電力系統４に受け入れ可能なＰＶ出力が発電能力の２／３、すなわち、２６７ｋＷである場合、この「２６７ｋＷ」のＰＶ出力が電力系統４で得られるように、可制御負荷６を制御して、ＰＶ１からの出力電力の一部を可制御負荷６で消費させるために必要な比例積分制御値がリミッタ設定値となる。

すなわち、偏差ΔＶが−（現在電圧値≦基準電圧値）の場合、比例積分制御値ΔＰ´は０となるため、可制御負荷６による電力消費は行われない。一方、偏差ΔＶが＋（現在電圧値＞基準電圧値）の場合、比例積分制御値ΔＰ´は０〜−Ｗ２となるため、連系点３の電圧が基準電圧値以下となるまで、可制御負荷６によりＰＶ１からの出力電力を消費させる。可制御負荷制御信号生成部５３は、上記のようにして、連系点３における現在電圧値と基準電圧値との偏差ΔＶに基づき可制御負荷６を制御するための可制御負荷制御信号を求め、可制御負荷６に出力する。これにより、ＰＶからの発電出力は、無駄になることがなく、その利用効率を１００％とすることができる。
なお、本実施形態では、比例積分制御値の極性変換（＋から−）を行っているが、極性変換を行わず、＋のままで処理を行ってもよい。

（第２の実施形態）
例えば電力会社から買電する大規模系統の場合、電圧は変動するが、周波数は比較的安定している。これに対して、電力会社から切り離され、自家発電機等を用いた小規模な自立系統の場合、電圧は比較的安定しているが、周波数が変動する。つまり、自家発電機として多数のＰＶ１が接続され、ＰＶ出力が大きくなってくると、系統周波数の変動が大きくなってくる。このため、ＰＶが接続される系統電圧を基準値以下に抑えることで、周波数変動も抑えることができると考えられる。従って、本発明を大規模系統及び自立系統の両方に適用するために、電圧偏差に加え、周波数偏差も考慮することが望ましい。上述の第１の実施形態では、電圧偏差に基づき可制御負荷を制御する制御信号を求めたが、本実施形態では、電圧偏差に加え、さらに、周波数偏差を求め、これら電圧偏差及び周波数偏差に基づき上記制御信号を求める。

本実施形態について、前述の図２の構成例を参照しながら説明する。なお、安定化制御装置５は、電圧制御部５１及び周波数制御部５２の両方を含む構成、つまり、電圧制御部５１、周波数制御部５２、可制御負荷制御信号生成部５３、及び制御値加算部５４を備えた構成とされる。

本実施形態の安定化制御装置５は、連系点３での周波数を計測し、周波数と予め定められた基準周波数との偏差に基づき比例積分制御値を出力する周波数制御部５２を備える。そして可制御負荷制御信号生成部５３は、電圧制御部５１の比例積分制御値及び周波数制御部５２の比例積分制御値に基づいて、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となり且つ連系点３の周波数が基準周波数の範囲となるように、可制御負荷６を制御するための可制御負荷制御信号を生成する。
ここで、５０Ｈｚ系では例えば系統電圧は１０１±６Ｖの範囲、系統周波数は５０±０．２Ｈｚの範囲に制御されるものとし、上限となる基準電圧値は１０７Ｖ、基準周波数は±０．２Ｈｚ（５０Ｈｚを０とした場合の基準）、基準周波数の範囲は−０．２〜＋０．２Ｈｚとする。６０Ｈｚ系においても同様の考え方で設定する。なお、電圧制御部５１の構成は、第１の実施形態で説明した通りであり、ここでの繰り返しの説明は省略する。

より具体的には、周波数制御部５２は、連系点３の現在の周波数（ここでは５０Ｈｚを０として計測し、例えば、５０．１Ｈｚであれば＋０．１Ｈｚ、４９．９Ｈｚであれば−０．１Ｈｚとなる）と基準周波数（±０．２Ｈｚ）との偏差Δｆを求める偏差算出部５２ａと、偏差算出部５２ａで求めた偏差Δｆに基づき比例制御を行う比例制御器５２ｂと、比例制御器５２ｂにより偏差Δｆに対して比例制御された値に制限をかけて比例制御値ΔＰｆｐを出力する第１リミッタ５２ｃと、偏差算出部５２ａで求めた偏差Δｆに基づき積分制御を行う積分制御器５２ｄと、積分制御器５２ｄにより偏差Δｆに対して積分制御された値に制限をかけて積分制御値ΔＰｆｉを出力する第２リミッタ５２ｅと、第１リミッタ５２ｃからの比例制御値ΔＰｆｐと第２リミッタ５２ｅからの積分制御値ΔＰｆｉを加算し比例積分制御値ΔＰｆを出力する加算部５２ｆとを備える。
なお、この比例積分制御値ΔＰｆの極性は制御値加算部５４で＋から−に変換され、さらに、比例積分制御値ΔＰｖ（−極性）に加算されて、比例積分制御値ΔＰとして出力される。つまり、本実施形態では、｜ΔＰｖ＋ΔＰｆ｜＝｜ΔＰ｜となる。

以下同様の制御となるが、可制御負荷制御信号生成部５３は、電圧制御部５１及び周波数制御部５２からの比例積分制御値ΔＰに制限をかけて比例積分制御値ΔＰ´を出力するリミッタ５３ａを備える。そして可制御負荷制御信号生成部５３は、リミッタ５３ａから出力された比例積分制御値ΔＰ´を、可制御負荷制御信号として、電力系統４に接続され、ＰＶ１の出力電力の供給を受けることができる外部の所定の可制御負荷６に出力する。可制御負荷６は、可制御負荷制御信号に基づき、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となるようにその可制御負荷の電力を制御する。

図４は、第２の実施形態に係る安定化制御装置５の周波数偏差の場合のリミッタ設定の一例について説明するための図である。図４（Ａ）は周波数制御部５２の第１リミッタ５２ｃのリミッタ設定例であり、図４（Ｂ）は周波数制御部５２の第２リミッタ５２ｅにおけるリミッタ設定例である。なお、図２の比例積分制御値ΔＰｆは、偏差Δｆの比例制御値ΔＰｆｐ（第１リミッタ５２ｃ）と、偏差Δｆの積分制御値ΔＰｆｉ（第２リミッタ５２ｅ）とを加算したものである。

すなわち、図４（Ａ）のリミッタ設定によれば、電力系統４の現在の周波数が基準周波数（±０．２Ｈｚ）内の場合、偏差Δｆは−となり、比例制御値ΔＰｆｐは０に制御される。一方、電力系統４の現在の周波数が基準周波数を超える場合、偏差Δｆは＋となり、偏差Δｆの増加に伴い、比例制御値ΔＰｆｐは「＋Ｗ１」まで所定の傾きで増加する。そして、比例制御値ΔＰｆｐが「＋Ｗ１」になると、リミッタがかかり、偏差Δｆがいくら大きくなっても、比例制御値ΔＰｆｐが「＋Ｗ１」を超えることはない。また、図４（Ｂ）のリミッタ設定についても同様に積分制御値ΔＰｆｉが「＋Ｗ１」で制限される。

ここで、ＰＶ１の発電出力は、電圧分の比例制御値ΔＰｖｐと積分制御値ΔＰｖｉとを加算した比例積分制御値ΔＰｖと、周波数分の比例制御値ΔＰｆｐと積分制御値ΔＰｆｉとを加算した比例積分制御値ΔＰｆとを加算した比例積分制御値ΔＰにより制御される。なお、比例積分制御値ΔＰｖ及び比例積分制御値ΔＰｆは、制御値加算部５４で極性変換され、さらに、加算されて、比例積分制御値ΔＰとされる。以下、基本的に第１の実施形態の場合と同様の方法により、比例積分制御値ΔＰから、可制御負荷６を制御するための可制御負荷制御信号を生成して出力する。

このように本実施形態によれば、大規模系統及び自立系統の両系統において電圧及び周波数の上昇が発生した場合でも、系統電圧が上限値を超えず且つ周波数が一定範囲を超えないように、可制御負荷６を制御してＰＶ１からの出力電力を有効に利用することで、電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させることができる。可制御負荷６を用いることにより、自然エネルギー発電の利用率はほぼ１００％とすることができる。

図５は、上記実施形態に係る可制御負荷の制御処理のシミュレーション結果の一例を示す図である。ここでは可制御負荷として蓄電池を用い、ＰＶからの出力電力を蓄電池にて利用（すなわち充電）するときのシミュレーション結果を示す。
図５において、項目（１）は、系統電圧及びＰＶ出力の比較例、項目（２）は、系統周波数の比較例、項目（３）は可制御負荷における充放電電力、項目（４）はＰＶ利用率を示す。

まず項目（１）において、縦軸右側は系統電圧（Ｖ）、縦軸左側はＰＶ出力電力（Ｗ）、横軸は経過時間（秒）を示し、７は系統電圧、８はＰＶ出力電力を示す。ここではＰＶ無出力時系統電圧を１０３．１Ｖ、系統電圧上限値を１０７Ｖとする。つまり、本例の場合、ＰＶ出力電力の１２Ｗが実際の４００ｋＷに相当し、電力系統４に回る電力をその２／３の２６７ｋＷ（すなわち、図中８Ｗ）以下とすることで、系統電圧が上限値（１０７Ｖ）以下に制御される。

項目（１）において、図中、７ａは可制御負荷の制御処理を行わない場合（制御なし）の系統電圧であり、７ｂは、可制御負荷の制御処理を行った場合（制御あり）の系統電圧を示す。
ここでは可制御負荷６の制御を行うと、連系点３における現在電圧値が基準電圧値（１０７Ｖ）より大きくなったときに、ＰＶ出力電力が可制御負荷６によって消費される。これにより、制御ありの場合には、系統電圧は基準電圧より大きくならない。

一方、ＰＶ出力電力は、可制御負荷６の制御を行う場合と、制御を行わない場合とでは同じ電力値を示す。つまり、ＰＶ出力電力は、系統電圧が基準電圧より大きくなった場合にも、その出力電力が抑制されたり廃棄されることなく、可制御負荷６により有効利用さされ、かつ系統電圧が基準電圧以下となるように制御される。

項目（２）は、系統周波数の比較例を示す。図中、９ａは可制御負荷の制御処理を行わない場合（制御なし）の系統周波数であり、９ｂは、可制御負荷の制御処理を行った場合（制御あり）の系統周波数を示す。系統周波数に基づき制御を実行する構成は、上記実施形態２に相当し、実施形態１では、系統周波数に基づく制御は行わない。
ここでは、系統周波数に基づく制御を行う場合、電力系統４の連系点３における周波数が基準周波数の範囲となるように、可制御負荷６を制御する可制御負荷制御信号が生成される。この例では、連系点３における系統周波数が基準周波数（±０．２Ｈｚ）より大きくなったときに、ＰＶからの出力電力が可制御負荷６によって利用される。これにより可制御負荷の制御を行う場合には、系統周波数は、基準周波数より大きくならない。

項目（３）の蓄電池の充放電電力に関し、項目（１）に示されるように、可制御負荷６の制御により系統電圧が基準電圧以下に抑えられると、余った電力（Ｗ）は、可制御負荷６の一例である蓄電池に充電される。つまり、項目（１）の系統電圧のうち、基準電圧以下の電圧に相当する電力が、電力系統にて使用され、基準電圧より大きい電圧に相当する電力が蓄電池に充電される。蓄電池に充電された電力は、適宜利用することができるため、この場合のＰＶ利用率は１００％となる。なお、ＰＶ利用率とは、電圧上限を加えずＰＶがフルに発電できた場合の発電電力量を１００％としたときの割合である。
このように本実施形態によれば、ＰＶの出力電力が変動し、電力系統４において電圧上昇が発生した場合でも、系統電圧が上限値を超えないように可制御負荷６を制御して電力を有効利用することで、電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させることができる。

（可制御負荷の具体例について）
上記のように本発明に係る系統制御システムの実施形態では、可制御負荷によりＰＶ出力電力を有効利用する。可制御負荷は、その具体的構成を限定されるものではないが、一例として、例えばビルの屋上に設置された貯水槽への水の汲み上げポンプに適用できる。
汲み上げポンプの機能としては、貯水槽に貯留した水を利用者が使用し、貯水槽内の水の残量が減ってくると汲み上げポンプにより貯水槽に水を補充する。通常、このような汲み上げポンプによる水の補充には緊急性はなく、貯水槽内の水が完全になくならずに、利用者が使用したいときに水が貯留されていればよい。つまり、利用者の利便性を損なわない範囲で適宜時間をかけて水を汲み上げるようにすることができる。

図６に貯水槽への組み上げポンプを可制御負荷として制御するときの概略構成例を示す。自然エネルギー発電システム（ＰＶ）１で発電された電力は、構内系統２から電力系統４に出力される。安定化制御装置（ＡＤＣ）５は、電力系統４に接続され、連系点３の電圧偏差、あるいは、電圧偏差及び周波数偏差を算出し、これに基づいて電力系統に接続される可制御負荷６を制御する。図示点線は制御信号を示し、実線は電力系統の接続線を示す。
可制御負荷６は、ビルの屋上等に設置される貯水槽１０に対して、水を汲み上げるためのポンプ６３と、ポンプ６３を駆動するためのモータ６２と、モータ６２の回転数を制御するためのインバータ６１とを備える。貯水槽１０は、通常、階下の各部屋等へ水を供給するための配管１１が接続される。

安定化制御装置５では、上記各実施形態の構成により、可制御負荷制御信号生成部５３から可制御負荷制御信号が出力される。可制御負荷６のインバータ６１は、この可制御負荷制御信号を入力し、これに基づきモータ６２の回転を制御する。即ち電力を制御する。
インバータは、周波数を自在に変更できるため、周波数制御によりモータの回転速度を自在に制御することができる。インバータのコンバータ回路では、交流電圧を直流電圧に変換し、その電圧の大きさを制御し、これを再度交流電圧に変換してモータに出力する。例えば三相交流モータの回転速度は、以下に示すように周波数にほぼ比例し、電力は、回転速度に比例する。

Ｎ＝（１２０ｆ／極数）（１−Ｓ）
Ｎ；回転速度、ｆ；周波数、Ｓ；滑り
Ｐ＝（２π／６０）Ｎ・Ｔ×１０
Ｐ；電力、Ｎ；回転速度、Ｔ；トルク
Ｐ ∝ Ｎ ∝ ｆ
つまり、インバータ６１の周波数制御を行うことにより、モータ６２の回転数が変化し、回転数に応じて消費電力が変化する。ここで安定化制御装置５から出力される可制御負荷制御信号を、インバータ６１のコンバータ回路の出力をパルス幅変調により制御するＰＷＭ制御回路に入力させ、可制御負荷制御信号に基づく周波数制御を行うことで、電力系統の安定化を図りつつ、電力を有効に利用することができる。

第１の実施形態により動作する場合、可制御負荷制御信号は、偏差ΔＶが−（現在電圧値≦基準電圧値）の場合には０となるため、インバータ６１によるモータ６２の回転は行われず可制御負荷６による電力消費は行われない。一方、偏差ΔＶが＋（現在電圧値＞基準電圧値）の場合には、可制御負荷制御信号は、０〜−Ｗ２の値をとり、系統電圧の電圧が基準電圧値以下となるまで、可制御負荷６によりＰＶ出力電力を消費させる。
また、第２実施形態で動作する場合にも同様に、偏差ΔＶが−（現在電圧値≦基準電圧値）で、かつ偏差Δｆが基準周波数以内である場合には可制御負荷制御信号は０になり、可制御負荷６による電力消費は行われない。一方、偏差ΔＶが＋（現在電圧値＞基準電圧値）の場合、もしくは偏差Δｆが基準周波数より大きい場合には、可制御負荷制御信号は、０〜−Ｗ２の値をとり、系統電圧が基準電圧値以下となるまで、可制御負荷６によりＰＶ出力電力を消費させる。

（シミュレーションによる検証）
上記構成で、安定化制御装置５により可制御負荷６を制御するシミュレーションにより、動作を検証した。検証時の制御特性を図７に示す。図７は、安定化制御装置における電圧偏差（ΔＶ）と制御電力（Ｗ）との関係を示す図である。電圧偏差ΔＶは、現在の電圧値と基準電圧値との偏差を示す。また、制御電力は、可制御負荷制御信号生成部５３から出力される可制御負荷制御信号により制御される可制御負荷６の制御電力を示す。制御電力は、可制御負荷６における消費電力に相当する。

図８は、検証結果を示す図であり、図８（Ａ）は、ＰＶ出力電圧変化の一例を示す図、図８（Ｂ）は系統電圧変化の一例を示す図、図８（Ｃ）は可制御負荷制御値の一例を示す図である。
図８（Ａ）において、横軸は時間を示し、縦軸はＰＶ出力電力（Ｗ）を示す。図８の例では、例えば時間ｔ１付近で太陽が昇ることで、ＰＶの出力電力が増加する。ＰＶの出力電力の増加分（例えば領域Ｓで示される電力）は、可制御負荷６で消費されるように制御される。図８（Ｂ）はこのときの系統電圧を示している。ＰＶ出力電力が変動した場合、可制御負荷６を制御して電力を消費しなければ、そのＰＶ出力電力の変動に連動して系統電圧が変動する。しかしながら、本発明に係る実施形態では、系統電圧が基準電圧以下となるように可制御負荷６が制御される。従って図８（Ｂ）に示すように、系統電圧は、ＰＶ出力電力の増加にもかかわらず、所定範囲に維持される。

図８（Ｃ）は、図８（Ａ）に示すようにＰＶ出力電力が変動したときの可制御負荷制御値を示している。可制御負荷制御値は、安定化制御装置５で可制御負荷制御信号生成部５３により生成される可制御負荷制御信号に示される値を示している。上記の例では、可制御負荷制御信号として、比例積分制御値ΔＰ´である−Ｗ２〜０の値が生成される。この場合、可制御負荷制御値がマイナス側に小さくなるほど、可制御負荷６の消費電力が増える。
例えば可制御負荷６としてポンプを動作させるモータが適用されたものであれば、可制御負荷制御値が小さくなるほど、モータの回転数が上がり、消費電力が増える。この例では、ＰＶ出力電力の増大に伴い、系統電圧が高くなるが、安定化制御装置５では、可制御負荷６を制御して電力消費させるための可制御負荷制御信号を生成して可制御負荷６に送信する。これにより、ＰＶ出力電力の増大に伴い、可制御負荷６の制御電力（消費電力）が増大し、系統電圧は所定の基準電圧に以下に抑えられる。
上記の結果により、電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させることができる。

以上、分散電源系統連系時の系統制御システム及び該システムを構成する安定化制御装置の各実施形態を中心に説明したが、本発明は、安定化制御装置による系統制御方法としての実施形態をとることもできる。

１…ＰＶ（太陽光発電）、２…構内系統、３…連系点、４…電力系統、５…安定化制御装置、６…可制御負荷、１０…貯水槽、１１…配管、５１…電圧制御部、５１ａ…偏差算出部、５１ｂ…比例制御器、５１ｃ…第１リミッタ、５１ｄ…積分制御器、５１ｅ…第２リミッタ、５１ｆ…加算部、５２…周波数制御部、５２ａ…偏差算出部、５２ｂ…比例制御器、５２ｃ…第１リミッタ、５２ｄ…積分制御器、５２ｅ…第２リミッタ、５２ｆ…加算部、５３…可制御負荷制御信号生成部、５３ａ…リミッタ、５４…制御値加算部、６１…インバータ、６２…モータ、６３…ポンプ、１０１…系統電圧、１０２…ＰＶ出力電力。

上記課題を解決するために、本発明の第１の技術手段は、自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置を備えた分散電源系統連系時の系統制御システムであって、前記安定化制御装置は、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部と、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成する可制御負荷制御信号生成部とを備え、前記安定化制御装置は、さらに、前記連系点での周波数を計測し、該周波数と予め定められた基準周波数との偏差に基づき比例積分制御値を出力する周波数制御部を備え、前記可制御負荷制御信号生成部は、前記電圧制御部の比例積分制御値及び前記周波数制御部の比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となり且つ前記連系点の周波数が前記基準周波数の範囲となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成することを特徴としたものである。

第２の技術手段は、第１の技術手段において、前記可制御負荷制御信号が、前記可制御負荷の使用電力を制御する制御信号であることを特徴としたものである。

第３の技術手段は、第１または第２の技術手段の系統制御システムを構成する安定化制御装置である。

第４の技術手段は、自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置による分散電源系統連系時の系統制御方法であって、前記安定化制御装置が、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御ステップと、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成する可制御負荷制御信号生成ステップと、前記安定化制御装置が、さらに、前記連系点での周波数を計測し、該周波数と予め定められた基準周波数との偏差に基づき比例積分制御値を出力する周波数制御ステップとを有し、前記可制御負荷制御信号生成ステップは、前記電圧制御ステップの比例積分制御値及び前記周波数制御ステップの比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となり且つ前記連系点の周波数が前記基準周波数の範囲となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成することを特徴としたものである。

Claims (5)

1. 自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置を備えた分散電源系統連系時の系統制御システムであって、
   前記安定化制御装置は、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部と、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成する可制御負荷制御信号生成部とを備えたことを特徴とする系統制御システム。
2. 前記安定化制御装置は、さらに、前記連系点での周波数を計測し、該周波数と予め定められた基準周波数との偏差に基づき比例積分制御値を出力する周波数制御部を備え、
   前記可制御負荷制御信号生成部は、前記電圧制御部の比例積分制御値及び前記周波数制御部の比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となり且つ前記連系点の周波数が前記基準周波数の範囲となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成することを特徴とする請求項１に記載の系統制御システム。
3. 前記可制御負荷制御信号は、前記可制御負荷の使用電力を制御する制御信号である、請求項１または２に記載の系統制御システム。
4. 請求項１〜３のいずれか１項に記載の系統制御システムを構成する安定化制御装置。
5. 自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置による分散電源系統連系時の系統制御方法であって、
   前記安定化制御装置が、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御ステップと、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記電力系統に接続された所定の可制御負荷を制御する可制御負荷制御信号を生成する可制御負荷制御信号生成ステップと、を有することを特徴とする系統制御方法。

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