JP6138573B2 - 発電装置及び電力制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、発電装置及び電力制御方法に関する。

発電装置の形態には、火力発電や水力発電のような電力会社から需要家に対して電力が供給される大規模集中型の発電と、需要地に隣接して分散配置される小規模な発電設備である分散電源がある。

近年、電力供給形態を大規模集中型から小規模分散型へ移行させる研究や開発が盛んに行われている。特に、風力発電や太陽光発電などの再生可能エネルギーを利用した分散電源は、二酸化炭素排出量削減の手段として期待が高まっている。その中でも、太陽光発電は、各家庭に設置することなどが可能であり、低炭素社会の実現に向けて、太陽光発電の大量導入に向けた動きが活発化してきている。以下では、太陽光発電を、「ＰＶ（Photo Voltaic power generation）」と呼ぶ場合がある。このように、近年では、太陽光発電のような分散電源が需要家の近くに配置されることが増えてきている。

多くの家庭に太陽光発電装置が設置された場合のように、配電系統に分散電源が多数導入されると、分散電源側から配電系統側へ向けて電力が流れる逆潮流が発生する。このように、逆潮流が生じて電気の流れる向きが変わると、配電系統における電圧上昇が発生し、配電線の電圧が適正範囲を逸脱するおそれがある。

このような逆潮流による電圧上昇の対策として、系統側の電圧制御と、分散電源側の電圧制御という二つの観点からの電圧制御が行われている。

例えば、系統側の電圧制御として、太陽光発電が大量に導入される場合に、ＳＶＲ（Step Voltage Regulation）やＳＶＣ（Static Var Compensator）などの電圧制御機器により配電系統の電圧制御を行う従来技術がある。ＳＶＲは、タップ切り替えにより配電線の電圧を調整する装置である。また、ＳＶＣは、出力する無効電力を変更して電圧を調整する装置である。ＳＶＲは、タップ動作を要するため、例えば、動作開始までに４５秒〜１分の時間が掛かる。これに対して、ＳＶＣは、ＳＶＲに比べて応答速度が速く、例えば、１秒以内に動作を開始し電圧の調整を行う。なお、系統側の各電圧制御装置を協調させることで、ＳＶＣの台数を減らす従来技術がある。

また、分散電源側の電圧制御としては、例えば、自端電圧を監視して、電圧適正値を逸脱するおそれがある場合に、無効電力制御や出力制御などの電圧上昇抑制制御を行う従来技術がある。また、分散電源の無効電力制御としては、出力に対する無効電力の割合である力率を一定にするように制御を行う定力率制御の技術がある。

特開２００８−３５６４０号公報 特開２００９−６５７８８号公報

「系統連系規程」，ＪＥＡＣ９７０１，日本電気協会 石丸，田町，駒見，「配電用変圧器のタップ動作を考慮したＰＶ進相運転による電圧上昇抑制効果」，電気学会論文誌Ｂ，Vol. 131，No. 5，pp.429-436(2011)

しかしながら、系統側の電圧制御としては、ＳＶＲは動作開始までに一定の時間が掛かるため、電圧の上昇が発生してから一定時間は制御が行えず、その間の電圧上昇に対応することが困難である。そのため、天気の変化が多い場合のＰＶのように、分散電源における出力の変動が多い場合、ＳＶＲにより電圧上昇を抑えることは困難である。また、ＳＶＣの導入はコストが高く、多数のＳＶＣを導入することは困難である。さらに、系統側の機器を協調させる従来技術を用いても、系統側での電圧制御となるため、分散電源側で電圧制御を行う場合に比べて、分散電源の出力変動に起因する影響に対応するまでに時間がかかる。

一方、分散電源側の電圧制御のうち、自端電圧を監視して電圧制御を行う場合、出力変動に応じた制御ではなく、日射変動による配電線電圧変動に対する効果が薄い。また、分散電源が設置された地点により電圧が異なるため、一部の分散電源が制御を行う頻度が高くなるなどの制御分担の不公平が生じるおそれがある。また、定力率制御の場合、力率一定で常に無効電力を出力するため、出力が変動しない場合にも無効電力を出力しており、配電損失が大きくなるおそれがある。

開示の技術は、上記に鑑みてなされたものであって、低コストで、分散電源の出力による電圧上昇を迅速かつ効率的に抑制する発電装置及び電力制御方法を提供することを目的とする。

本願の開示する発電装置及び電力制御方法は、一つの態様において、発電部は、電気を発生する。出力部は、前記発電部により発生された電気を有効電力と無効電力とを含む電気として出力する。計測部は、前記出力部により出力された有効電力を計測する。算出部は、前記計測部により計測された有効電力の変化率が単位時間あたりに所定値以上低下した場合、出力している無効電力の出力を所定の割合で減らすように前記有効電力の変化率を調整し、調整された有効電力の変化率を基に無効電力の目標値を算出し、前記目標値となるように前記出力部が出力する無効電力を制御する。

本願の開示する発電装置及び電力制御方法の一つの態様によれば、低コストで、分散電源の出力による電圧上昇を迅速かつ効率的に抑制することができるという効果を奏する。

図１は、発電装置のブロック図である。 図２は、制御部の詳細を表すブロック図である。 図３は、判定部が出力する変化率を表す図である。 図４は、実施例１に係る太陽光発電装置による電力制御のフローチャートである。 図５は、実施例１に係る太陽光発電装置から出力される有効電力と無効電力の経時変化を表す図である。 図６は、住宅地域配電系統モデルの図である。 図７は、日照データの取得方式を説明するための図である。 図８は、天候の変動日におけるＰＶ出力の経時変化を表す図である。 図９は、快晴日におけるＰＶ出力の経時変化を表す図である。 図１０は、実施例に係る太陽光発電装置によるＳＶＣの負担軽減効果を説明するための図である。 図１１は、実施例に係る太陽光発電装置による配電線路損失の軽減の効果を説明するための図である。

以下に、本願の開示する発電装置及び電力制御方法の実施例を図面に基づいて詳細に説明する。なお、以下の実施例により本願の開示する発電装置及び電力制御方法が限定されるものではない。

図１は、実施例に係る発電装置のブロック図である。図１に示すように、本実施例に係る発電装置は分散電源であり、例えば、電力変換装置１及び太陽電池アレイ２を有する。そして、電力変換装置１は、配電線３に接続される。

太陽電池アレイ２は、太陽の光エネルギーを吸収し、直流の電気を発生する。そして、太陽電池アレイ２は、発生させた直流電流を電力変換装置１へ出力する。

電力変換装置１は、変換器１１、電圧電流検出部１２及び制御部１３を有する。

変換器１１は、太陽電池アレイ２から直流電流の入力を受ける。そして、変換器１１は、受信した直流電流を交流に変換する。

さらに、変換器１１は、無効電力の目標値の入力を後述する制御部１３から受ける。そして、変換器１１は、制御部１３によって指定された目標値になるように無効電力の位相をずらす。

その後、変換器１１は、有効電力及び指定された目標値になるように位相をずらした無効電力を電圧電流検出部１２へ出力する。

電圧電流検出部１２は、変換器１１から出力された有効電力及び無効電力の入力を受ける。そして、電圧電流検出部１２は、受信した有効電力の電圧値及び電流値を検出する。その後、電圧電流検出部１２は、検出した電圧値及び電流値から有効電力の電力値を求める。電圧電流検出部１２は、求めた有効電力の電力値を制御部１３へ出力する。

また、電圧電流検出部１２は、変換器１１から受信した有効電力及び無効電力を配電線３へ出力する。

次に、制御部１３について説明する。図２は、制御部の詳細を表すブロック図である。図２に示すように、本実施例に係る制御部１３は、遅延部１３１、加算器１３２、判定部１３３、変化率調整部１３４及び無効電力算出部１３５を有する。

電圧電流検出部１２が出力した有効電力の電力値は、遅延部１３１及び加算器１３２に入力される。

遅延部１３１は、有効電力の電力値の入力を電圧電流検出部１２から受ける。そして、遅延部１３１は、受信した有効電力の電力値を予め決められた期間保持する。本実施例では、遅延部１３１は、有効電力の電力値を１０秒間保持する。

保持期間が経過すると、遅延部１３１は、保持している有効電力の電力値の符号を逆にして加算器１３２へ出力する。ここで、有効電力の電力値は正であるので、遅延部１３１は、負の値を有する電力値を出力することになる。

加算器１３２は、有効電力の電力値の入力を電圧電流検出部１２から受ける。また、加算器１３２は、負の符号が付けられた１０秒前の有効電力の電力値の入力を遅延部１３１から受ける。

加算器１３２は、電圧電流検出部１２から受信した有効電力の電力値と負の符号が付けられた１０秒前の有効電力の電力値とを加算する。すなわち、加算器１３２は、電圧電流検出部１２から受信した有効電力の電力値から、１０秒前の有効電力の電力値を減算する。これにより、加算器１３２は、１０秒前と現在との有効電力の電力値の変化率を取得する。本実施例では、加算器１３２は、１０秒間でどのくらい有効電力の電力値が変化したかという変化率を取得する。

その後、加算器１３２は、取得した有効電力の電力値の変化率を判定部１３３へ出力する。以下では、有効電力の電力値の変化率を、「有効電力の変化率」という。

判定部１３３は、有効電力の変化率の入力を加算器１３２から受ける。そして、判定部１３３は、入力された変化率の正負を判定する。

判定部１３３は、有効電力の変化率が正であれば、受信した変化率を変化率調整部１３４へ出力する。これに対して、有効電力の変化率が０以下の場合、変化率なし、すなわち０を変化率調整部１３４へ出力する。

さらに、図３を参照して、判定部１３３の変化率の出力をまとめて再度説明する。図３は、判定部が出力する変化率を表す図である。図３に示すように、判定部１３３は、受信した有効電力の変化率が０以下であれば、変化率として０を出力する。これに対して、受信した有効電力の変化率が０より大きければ、判定部１３３は、受信した変化率と同じ変化率を出力する。

ここで、本実施例では、判定部１３３は、変化率が０より大きければ受信した変化率を出力しているが、受信した変化率をそのまま出力する基準を変更してもよい。例えば、判定部１３３は、変化率が０より大きい変化率閾値を予め記憶する。そして、判定部１３３は、受信した変化率が変化率閾値以上の場合に、受信した変化率をそのまま出力し、受信した変化率が変化率閾値未満の場合、変化率として０を出力するとしてもよい。この場合、有効電力の上昇が緩やかな場合には、判定部１３３は、有効電力の出力が変化なしと判定する。これにより、有効電力の上昇が緩やかな場合、後述する無効電力の出力を抑えることができる。そのような場合には、ＳＶＲが動作しており電圧上昇を抑えるので、分散電源側の発電装置が無効電力を出力しなくてもよい。変化率閾値は、どの程度の有効電力の上昇を許容範囲とするかなどの各発電装置の運用に合わせて決定されることが好ましい。

変化率調整部１３４は、制御出力の下降時に用いる変化率の制限値を記憶している。本実施例では、変化率調整部１３４は、制御出力の変化率の制限値として、０．０５ｐｕ／分を記憶している。ただし、制御出力の変化率の制限値は、どの程度の急激な変化を許容できるかなどの運用に応じて値が決定されることが好ましい。

変化率調整部１３４は、有効電力の変化率の入力を判定部１３３から受ける。判定部１３３は、０以上の変化率しか出力しないので、変化率調整部１３４は、上昇する変化率もしくは、変化しない変化率のみを受信する。そして、変化率調整部１３４は、有効電力の変化率が前回の値より大きい場合、入力された変化率を無効電力算出部１３５へ出力する。

これに対して、受信した有効電力の変化率が前回の値以下の場合、変化率調整部１３４は、現在の有効電力の変化率を前回の値を０．０５ｐｕ／分の割合で下げた値と比較する。現在の有効電力の変化率が、前回の値を０．０５ｐｕ／分の割合で下げた値よりも大きい場合、変化率調整部１３４は、入力された変化率を無効電力算出部１３５へ出力する。現在の有効電力の変化率が、前回の値を０．０５ｐｕ／分の割合で下げた値以下の場合、変化率調整部１３４は、前回の値を０．０５ｐｕ／分の割合で下げた値を無効電力算出部１３５へ出力する。

ここで、有効電力の上昇に対応するため大きな無効電力を出力している状態で、有効電力が上昇しなくなったもしくは下降しだした場合、調整を加えなければ太陽光発電装置が出力する無効電力の値は急激に小さくなってしまう。そして、無効電力の値が急激に小さくなった場合、電圧上昇を抑えることができなくなり、ＳＶＲが動作する前に電力の値が適正な範囲を超えてしまう。そこで、変化率調整部１３４は、有効電力が上昇しなくなったもしくは下降しだした場合に、予め決められた割合で有効電力の変化率の値を下げることで、ＳＶＲが動作するまでの間の電力上昇を抑えている。

無効電力算出部１３５は、無効電力の目標値を算出するための係数を予め記憶している。本実施例では、無効電力算出部１３５は、無効電力の目標値を算出するための係数として「−１」を記憶している。ここで、無効電力の目標値を算出するための係数は、発電機の運用に合わせて設定されることが好ましい。例えば、無効電力の目標値を算出するための係数は、他の値として「−０．５」や「−２」や「−３」などでもよい。

無効電力算出部１３５は、有効電力の変化率の入力を変化率調整部１３４から受ける。そして、無効電力算出部１３５は、受信した有効電力の変化率に記憶している係数を乗算し、無効電力の目標値を算出する。

無効電力算出部１３５は、算出した無効電力の目標値を変換器１１へ出力する。

ここで、本実施例において無効電力算出部１３５は、有効電力の変化率に係数を乗算することで無効電力の目標値を算出しているが、無効電力の算出は他の方法を用いてもよい。例えば、無効電力算出部１３５は、有効電力の変化率から無効電力の目標値を算出する関数を記憶しておき、取得した有効電力の変化率を記憶している関数に用いて有効電力の目標値を算出してもよい。

次に、図４を参照して、実施例に係る太陽光発電装置による電力制御の流れについて説明する。図４は、実施例１に係る太陽光発電装置による電力制御のフローチャートである。

電圧電流検出部１２は、変換器１１からの出力における有効電力の電圧及び電流を計測する。次に、電圧電流検出部１２は、計測した電圧及び電流から有効電力の電力値を算出する（ステップＳ１）。そして、電圧電流検出部１２は、算出した有効電力の電力値を制御部１３へ出力する。

遅延部１３１は、受信した有効電力の電力値を１０秒遅延させた後、加算器１３２へ出力する。加算器１３２は、現在の有効電力の電力値から１０秒前の有効電力の電力値を減算し、有効電力の変化率を算出する（ステップＳ２）。そして、加算器１３２は、算出した有効電力の変化率を判定部１３３へ出力する。

判定部１３３は、有効電力の変化率の入力を加算器１３２から受ける。そして、判定部１３３は、有効電力の変化率が正か否かにより、有効電力が上昇しているか否かを判定する（ステップＳ３）。有効電力が上昇している場合（ステップＳ３：肯定）、判定部１３３は、有効電力の変化率を変化率調整部１３４へ出力する。変化率調整部１３４は、受信した有効電力の変化率を無効電力算出部１３５へ出力する。その後、電力制御処理は、ステップＳ５へ進む。

これに対して、有効電力が上昇していない場合（ステップＳ３：否定）、すなわち、有効電力の変化率が０以下の場合、判定部１３３は、有効電力の変化率として０を変化率調整部１３４へ出力する。変化率調整部１３４は、有効電力の変化率として０を受信すると、現在の有効電力の変化率を０．０５ｐｕ／分の割合で低下させた値を有効電力の変化率として求め（ステップＳ４）、無効電力算出部１３５へ出力する。ここで、変化率調整部１３４は、有効電力の変化率が０になった場合は、それ以上値を低下させることなく０を出力する。

無効電力算出部１３５は、有効電力の変化率の入力を変化率調整部１３４から受ける。そして、無効電力算出部１３５は、受信した有効電力の変化率に対して−１を乗算し、無効電力の目標値を算出する（ステップＳ５）。次に、無効電力算出部１３５は、算出した無効電力の目標値を、変換器１１へ出力する。

変換器１１は、無効電力の目標値の入力を無効電力算出部１３５から受ける。そして、変換器１１は、受信した目標値で出力するように無効電力を制御する（ステップＳ６）。

その後、変換器１１は、無効電力及び有効電力を出力する（ステップＳ７）。

図５は、実施例１に係る太陽光発電装置から出力される有効電力と無効電力の経時変化を表す図である。図５は、縦軸で太陽光発電装置の出力（ＰＶ出力）を表し、横軸で時刻を表している。グラフ２０１は、太陽光発電装置から出力される有効電力を表している。グラフ２０２は、太陽光発電装置から出力される無効電力を表している。ここで、有効電力が正方向に大きくなると、無効電力を負方向に大きくして電圧上昇を抑えることから、ここでの説明では、有効電力については正方向を出力の上昇方向とし、無効電力については負方向を出力の上昇方向として説明する。

グラフ２０１におけるタイミング２１１で、有効電力の出力値が上昇している。すなわち、タイミング２１１では、有効電力の変化率は０以上の値である。この場合、判定部１３３は、正の値の有効電力の変化率を加算器１３２から受信する。そして、有効電力の変化率が正であることから、判定部１３３は、受信した有効電力の変化率を変化率調整部１３４へ出力する。変化率調整部１３４は、有効電力の変化率が正であるので、受信した有効電力の変化率を無効電力算出部１３５へ出力する。無効電力算出部１３５は、受信した有効電力の変化率に−１を乗算し、負の値を有する無効電力の目標値を算出する。そして、変換器１１は、無効電力算出部１３５により算出された無効電力の目標値となるように、無効電力の位相をずらして無効電力の大きさを調整する。これにより、グラフ２０２におけるタイミング２２１において、変換器１１は、負の方向に大きい無効電力を出力する。すなわち、本実施例に係る太陽光発電装置は、無効電力の出力が上昇している場合、無効電力の変化率に比例して無効電力を出力する。

さらに、グラフ２０１のタイミング２１２において、有効電力の値が下がる。すなわち、有効電力の変化率は０以下である。この場合、判定部１３３は、０以下の有効電力の変化率を加算器１３２から受信する。そして、有効電力の変化率が０以下であることから、判定部１３３は、有効電力の変化率として「０」を無効電力算出部１３５へ出力する。無効電力算出部１３５は、変化率として「０」を受信すると、現在の有効電力の変化率を０．０５ｐｕ／分の割合で下げていく。これにより、グラフ２０２のタイミング２２２のように、本実施例に係る太陽光発電装置は、無効電力の出力を徐々に下げていき、無効電力の出力が０になるとその状態を維持する。この間、グラフ２０１のように、有効電力の出力は低下している。すなわち、有効電力の出力が低下している間、本実施例に係る太陽光発電装置は、急激な無効電力の出力の低下を回避するため、無効電力の出力の低下の割合に制限をかけて、時間をかけて無効電力の出力を徐々に減らしていく。

タイミング２１３とタイミング２１５は、有効電力の出力が上昇している状態であり、タイミング２１１の場合と同様に、本実施例に係る太陽光発電装置は、タイミング２２３及び２２５で示すように、無効電力の変化率に比例して無効電力を出力する。

そして、タイミング２１４とタイミング２１６において無効電力の変化率は負になるので、タイミング２１２と同様に、本実施例に係る太陽光発電装置は、タイミング２２４及び２２６で示すように、時間をかけて無効電力の出力を徐々に減らす。ここで、タイミング２１６では、無効電力の出力はほぼ変化がなく、変化率が０に近いがこの場合も、本実施例に係る太陽光発電装置は、時間をかけて無効電力の出力を徐々に減らす。また、タイミング２２４では、無効電力の出力が０になる前に、タイミング２１５のように有効電力の出力が上昇しているので、本実施例に係る太陽光発電装置は、無効電力の出力が０になる前に、有効電力の出力の上昇に合わせて、無効電力の出力の上昇を開始している。

このように、分散電源としての本実施例に係る太陽光発電装置は、有効電力の出力が上昇に合わせて無効電力を増加させることで、電圧上昇を迅速に抑えることができる。また、本実施例に係る太陽光発電装置は、電圧上昇を抑えるために上昇させた無効電力の出力を徐々に低下させていくことで、電圧上昇を抑えるための無効電力の出力を維持し、ＳＶＲが動作するまでの間、電圧が適正範囲内に収まり続けるようにする。

さらに、図６〜図１１を参照して、本実施例に係る太陽光発電装置による効果について説明する。図６は、住宅地域配電系統モデルの図である。図７は、日照データの取得方式を説明するための図である。図８は、天候の変動日におけるＰＶ出力の経時変化を表す図である。図９は、快晴日におけるＰＶ出力の経時変化を表す図である。図１０は、実施例に係る太陽光発電装置によるＳＶＣの負担軽減効果を説明するための図である。図１１は、実施例に係る太陽光発電装置による配電線路損失の軽減の効果を説明するための図である。

図６の住宅地域配電系統モデル３００は、以下の説明において、本実施例に係る太陽光発電装置と従来の太陽光発電装置とを比較する場合に用いたモデルを表している。

配電用変電所３０１は、電力会社が有する発電装置から送られてきた電力を住宅地域配電線に対して供給する。住宅地域配電線は、住宅地域配電系統モデル３００における範囲３０２の配電系統であり、容量が４ＭＶＡであり、亘長が約４ｋｍである。また、住宅地域配電系統モデル３００における住宅地域配電線では、中間期負荷及び太陽光発電装置３０５が各ノードに均等に導入されている。さらに、住宅地域配電系統モデル３００における住宅地域配電線には、ＳＶＲ３０３及びＳＶＣ３０４が導入されている。

ＳＶＲ３０３は、目標電圧が１０５Ｖであり、不感帯が１．５％であり、動作時限が４５秒である。また、ＳＶＣ３０４は、電圧の上限値が１０７Ｖであり、電圧の下限値が１０３Ｖである。すなわち、ＳＶＲ３０３は、電圧が１．５％変動した場合に電圧の変化があったと判定して、４５秒後に住宅地域配電系統モデル３００における住宅地域配電線における電圧が１０５Ｖになるように電圧を制御する。また、ＳＶＣ３０４は、住宅地域配電系統モデル３００における住宅地域配電線における電圧が１０７Ｖ以下、１０３Ｖ以上になるように無効電力を発生する。

配電用変電所３０１は、住宅地域配電系統モデル３００における住宅地域配電線へ電力を供給する。そして、電圧上昇が発生すると、１秒以内にＳＶＣ３０４が動作を開始し、電圧を１０７Ｖ以下に抑える。その後、電圧上昇の発生から４５秒経過すると ＳＶＲ３０３が動作して、電圧が１０５Ｖに近づくように制御する。

また、各太陽光発電装置３０５は、それぞれが発電を行い、発電した電力を住宅地域配電系統モデル３００における住宅地域配電線へ出力する。これにより、配電系統における電圧上昇が発生する。

次に、天候の変化が多い日である天候の変動日の太陽光発電装置３０５のＰＶ出力と、快晴日のＰＶ出力とを説明するが、そのＰＶ出力の求め方として、図７のように、例えば地点Ａ〜Ｄのような複数地点の各地点における日照データを用いて平滑化効果を考慮してＰＶ出力を求める。このように、複数地点のデータを用いて平滑化することで、特定の装置に偏った日照データではなく、住宅地域配電系統モデル３００における太陽光発電装置３０５の全体に対する日照データが取得できる。そして、複数地点の日照データを用いて住宅地域配電系統モデル３００の全体に対する変動日及び快晴日が決定される。また、変動日における太陽光発電装置３０５のＰＶ出力が図８で表され、快晴日における太陽光発電装置３０５のＰＶ出力が図９で表される。

太陽光発電装置３０５は、変動日には、図８のグラフ４０１のように、ＰＶ出力が激しく変動する。すなわち、有効電力の上昇や下降が頻繁に起こる。このような場合、ＳＶＲ３０３は、ＰＶ出力の変動に追従することができず、ＳＶＲ３０３による電圧上昇の抑制の効果は期待できない。

一方、快晴日には、太陽光発電装置３０５は、図９のグラフ４０２のように、ＰＶ出力が穏やかに上昇しその後穏やかに下降する。すなわち、ＰＶ出力の急激な上昇や下降は少ない。このような場合、ＳＶＲ３０３は、ＰＶ出力の変動に追従することができるので、ＳＶＲ３０３により電圧上昇が抑制される。すなわち、快晴日には、ＳＶＣ３０４や太陽光発電装置３０５による電圧上昇の抑制はそれほど要求されない。

そこで、図８で示すような変動日におけるＰＶ出力が発生した場合に、太陽光発電装置３０５として、従来の太陽光発電装置を用いた場合と、本実施例に係る太陽光発電装置を用いた場合とを比較する。

まず、ＳＶＣの負担軽減について説明する。図１０は、変動日におけるＰＶ出力を基に作成されている。図１０の縦軸は、１０７Ｖに電圧を抑えるためにＳＶＣ３０４が出力する無効電力の容量であるＳＶＣ必要容量を表している。また、横軸は、配電線の容量に対する太陽光発電装置が発生する電力の割合であるＰＶ導入率を表している。

そして、図１０のグラフ５０１は、無効電力制御を行わない従来の太陽光発電装置を導入した場合のグラフである。また、グラフ５０２は、力率を０．９８とする定力率制御を行う従来の太陽光発電装置を導入した場合のグラフである。これに対して、グラフ５０３は、本実施例に係る太陽光発電装置を導入した場合のグラフである。

無効電力制御を行わない場合、グラフ５０１に示すように、ＰＶ導入率が４０％を超えると、ＳＶＣ３０４が動作し、ＰＶ導入率が８０％以上ではＳＶＣ３０４は、１００ｋＶａｒ以上の無効電力を出力する。

定力率制御を行う場合、グラフ５０２に示すように、ＰＶ導入率が６０％までは、ＳＶＣ３０４は動作しない。しかし、ＰＶ導入率が６０％以上では、ＳＶＣ３０４は無効電力の出力を実行する。

これに対して、本実施例に係る太陽光発電装置を用いた場合、グラフ５０３に示すように、ＰＶ導入率が１００％になった場合でもＳＶＣ３０４はほとんど動作しない。

すなわち、本実施例に係る太陽光発電装置を用いることで、無効電力制御を行わない太陽光発電装置又は定力率制御を行う太陽光発電装置を導入した場合に比べて、ＳＶＣに要求される容量を低く抑えることができる。したがって、本実施例に係る太陽光発電装置を用いることで、ＳＶＣの導入コストを抑えることができ、低コストで電圧上昇を抑えることができる。

次に、配電線路損失への影響について説明する。図１１の縦軸は、太陽光発電装置の導入率が１００％の場合の配電損失率を表している。ここで、配電線損失率は、１日の高圧配電線路損失量を１日の配電線の負荷電力量で除算したものである。

また、図１１の横軸は、導入した太陽光発電装置の種類毎に分かれている。グラフ６０１は、無効電力制御を行わない太陽光発電を導入した場合の快晴日の配電線損失率を表している。グラフ６０２は、無効電力制御を行わない太陽光発電を導入した場合の変動日の配電線損失率を表している。グラフ６１１は、力率を０．９８とする定力率制御を行う太陽光発電を導入した場合の快晴日の配電線損失率を表している。グラフ６１２は、力率を０．９８とする定力率制御を行う太陽光発電を導入した場合の変動日の配電線損失率を表している。グラフ６２１は、本実施例に係る太陽光発電を導入した場合の快晴日の配電線損失率を表している。グラフ６２２は、本実施例に係る太陽光発電を導入した場合の変動日の配電線損失率を表している。

無効電力制御を行わない場合、快晴日、変動日に関らず無効電力は出力されない。また、定力率制御を行う場合、常に一定の割合で無効電力が出力される。これに対して、本実施例に係る太陽光発電装置では、変動日には有効電力の変動が激しいため、無効電力の出力は頻繁に行われるが、快晴日には有効電力の変動が緩やかであり、無効電力はほぼ出力されない。

そのため、快晴日では、グラフ６０１及びグラフ６２１に示すように、無効電力制御を行わない場合と本実施例に係る太陽光発電装置を導入した場合とでは、配電損失率はほとんど変わらない。これに対して、グラフ６１１に示すように、定力率制御を行う場合は、無効電力制御を行わない場合及び本実施例に係る太陽光発電装置を導入した場合に比較して０．１２％程度多い。

また、変動日には、グラフ６０２及びグラフ６２２に示すように、本実施例に係る太陽光発電装置を導入した場合は、無効電力制御を行わない場合と比較して０．０７％程度多い。しかし、グラフ６１２に示すように、定力率制御を行う場合は、無効電力制御を行わない場合と比較して０．１％程度も多い。

すなわち、定力率制御を行った場合、快晴日及び変動日のいずれにおいても、本実施例に係る太陽光発電装置を導入した場合に比べて配電線損失率が多い。特に、快晴日における配電線損失率は、定力率制御を行うと本実施例に係る太陽光発電装置を導入した場合に比べて非常に大きくなる。これは、上述したように、快晴日には本実施例に係る太陽光発電装置が無効電力をほとんど出力しないのに対して、定力率制御を行うと常に一定の割合で無効電力を出し続けるからである。

以上に説明したように、本実施例に係る発電装置は、有効電力の出力上昇の変化率に応じた大きさの無効電力を出力することで、分散電源の出力による電圧上昇を迅速に抑えることができる。すなわち、本実施例に係る発電装置を導入することで、電圧上昇を抑えるためのＳＶＣの導入数を削減することができ、コストを低く抑えることができる。

また、本実施例に係る発電装置は、有効電力の出力が下降する場合には、出力する無効電力を徐々に下げていく。これにより、本実施例に係る発電装置は、ＳＶＲが動作するまでの間の電圧上昇を適正な範囲に抑えることができる。そして、本実施例に係る発電装置は、ＳＶＲと協調することで、急激な有効電力の出力変動から緩やかな有効電力の出力変動まで、各場合における電圧上昇の抑制を実現することができる。

また、本実施例に係る発電装置は、有効電力の変化率に応じて出力する無効電力の大きさを決定するので、有効電力の出力の変化が少ない場合には無効電力の出力を抑えることができる。これにより、配電線路損失を軽減することができ、効率よく電圧上昇を抑えることができる。

さらに、本実施例に係る発電装置は、各発電装置において無効電力を出力するので、発電所からの距離などの場所的要因に無効電力の出力が左右されることが少なく、地点による制御分担の不公平が生じにくい。

加えて、本実施例に係る発電装置では、有効電力の出力の増加時のみに無効電力を出力し、無効電力の出力方向は電圧上昇を抑制する方向のみであるので、分散電源側の発電装置間の横流を防ぐことができる。

以上の説明では、分散電源である発電装置として太陽光発電を例に説明したが、これに限らず短い期間で有効電力の出力が変動する可能性がある発電装置であれば、本実施例に係る発電装置は他の発電装置に用いることもできる。例えば、電気自動車などは、使用方法によっては、有効電力の出力の変動が発生することが考えられるため、電気自動車に本実施例に係る発電装置を用いることで、実施例で説明した効果と同様の効果を得ることができる。

変化率調整部１３４は、変化率の変動の閾値を予め記憶しておく。この閾値は、有効電力の変化率の上昇、すなわち有効電力の上昇率の低下する限度を示す値である。これは、有効電力が上昇しているために、大きな無効電力を出力している状態で、有効電力の上昇率が鈍った場合、調整を加えなければ発電装置が出力する無効電力の値が急激に小さくなってしまう。無効電力の値が急激に小さくなった場合、電圧上昇を抑えることができなくなり、ＳＶＲが動作する前に、電力の値が適正な範囲を超えてしまう。そこで、このような電力上昇を抑えるため、変化率調整部１３４は、有効電力の上昇率の低下が、閾値を超えた場合に、予め決められた割合で有効電力の変化率の値を下げる。

１ 電力変換装置
２ 太陽電池アレイ
３ 配電線
１１ 変換器
１２ 電圧電流検出部
１３ 制御部
１３１ 遅延部
１３２ 加算器
１３３ 判定部
１３４ 変化率調整部
１３５ 無効電力算出部

Claims (6)

1. 電気を発生する発電部と、
   前記発電部により発生された電気を有効電力と無効電力とを含む電気として出力する出力部と、
   前記出力部により出力された有効電力を計測する計測部と、
   前記計測部により計測された有効電力の変化率が単位時間あたりに所定値以上低下した場合、出力している無効電力の出力を所定の割合で減らすように前記有効電力の変化率を調整し、調整された有効電力の変化率を基に無効電力の目標値を算出し、前記目標値となるように前記出力部が出力する無効電力を制御する制御部と
   を備えたことを特徴とする発電装置。
2. 前記制御部は、
   現在の有効電力の値から所定時間前の有効電力の値を減算することで有効電力の変化を求める変化率取得部
   を備えたことを特徴とする請求項１に記載の発電装置。
3. 前記制御部は、有効電力が上昇した場合、有効電力の変化を基に無効電力の目標値を算出することを特徴とする請求項１又は請求項２に記載の発電装置。
4. 前記制御部は、有効電力の変化率が単位時間あたりに所定値以上低下した場合、有効電力の変化率を前記単位時間あたり前記所定値ずつ減らしていくことを特徴とする請求項１に記載の発電装置。
5. 前記制御部は、前記有効電力の変化率に所定値を乗算することで無効電力の目標値を算出することを特徴とする請求項１〜４のいずれか一つに記載の発電装置。
6. 電気を発生させ、
   発生した電気を有効電力と無効電力とを含む電気として出力する出力ステップと、
   前記出力ステップにおいて出力された有効電力を計測する計測ステップと、
   前記計測ステップにおいて計測された有効電力の変化率が単位時間あたりに所定値以上低下した場合、出力している無効電力の出力を所定の割合で減らすように前記有効電力の変化率を調整する調整ステップと、
   調整された有効電力の変化率を基に無効電力の目標値を算出する算出ステップと、
   前記算出ステップにおいて算出された前記目標値となるように出力する無効電力を制御する制御ステップと
   を有することを特徴とする電力制御方法。

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