JP6299743B2 - 電力潮流制御システム、および、電力潮流制御方法 - Google Patents

電力潮流制御システム、および、電力潮流制御方法 Download PDF

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Description

本発明は、電力潮流を制御する電力潮流制御システムに関し、特には、再生可能エネルギーを用いて発電する再生可能電源が接続された配電線を流れる電力潮流を制御する電力潮流制御システムに関する。
近年、太陽光エネルギーのような再生可能エネルギーを用いて発電する再生可能電源が普及している。再生可能電源で発電される電力は、再生可能電源を設置した需要家によって消費されるだけでなく、配電線を介して送電網のような上位系統に供給することができる。しかしながら、再生可能電源の発電量は日射量などによって変動するため、上位系統に供給する電力が変動してしまい、その結果、上位系統に流れる電力が不安定になるという問題が生じる。
上記の問題を解決するための技術としては、配電線が上位系統と連系する上位系統連系点（例えば、配電事業者の管轄する変電所やマイクログリッドなど）における、電力潮流の変動を安定化させる技術が提案されている。具体的には、上位系統連系点における電力潮流の変動を測定し、その測定値に基づいて、配電線に接続された電力貯蔵装置の充放電量を調整したり、配電線に接続された可制御負荷の消費電力量を調整したりすることで、上位系統連系点における電力潮流の変動を安定化させる技術が提案されている（例えば、特許文献１参照）。
上記の技術において、電力貯蔵装置や可制御負荷を設置する設置場所には、設置スペースの有無や、配電線上の電圧の安定化などによって制限される。このため、電力貯蔵装置や可制御負荷は、上位系統連系点から離れた場所に設置されることがある。この場合、電力貯蔵装置や可制御負荷は、上位系統連系点における電力潮流の変動を測定する装置から離れた場所に設置されることとなり、電力貯蔵装置の充放電量や可制御負荷の消費電力量を調整するための制御信号を、長距離にわたって通信させる必要が生じる。なお、制御信号の伝送距離は、配電線が設置されたエリアの大きさに応じて異なるが、概ね数百ｍ〜数ｋｍ程度以上である。
制御信号の長距離通信が行われると、制御信号の遅延や途絶が生じやすくなる。制御信号の遅延や途絶が生じると、電力潮流の変動を正確に抑制することができなくなるため、電力潮流の変動抑制の信頼性が低下する。なお、制御信号用の専用回線を設置することで、制御信号の遅延や途絶を抑制することも考えられるが、電力貯蔵装置や可制御負荷が需要家ごとに分散して設置される場合、制御信号の通信先が数千もの数に達することがあるため、それら全てに対して専用回線を設置することは困難である。
これに対して非特許文献１には、再生可能電源のそれぞれに電力貯蔵装置や可制御負荷が併設され、その併設した電力貯蔵装置や可制御負荷を用いて、再生可能電源ごとに、再生可能電源で発電された電力の変動を抑制する技術が記載されている。この技術では、長距離通信が行われなくても、電力潮流の変動を抑制することが可能になるため、電力潮流の変動抑制の信頼性を高くすることが可能になる。
特開２００８−２６３７０６号公報
千住智信、他著「風力発電システムにおける風車と蓄電池の協調制御」電気学会論文誌Ｂ，Ｖｏｌ．１２９，Ｎｏ．５、２００９年、ｐ．６５３−６６０
しかしながら、非特許文献１に記載の技術では、全ての再生可能電源に対して電力貯蔵装置や可制御負荷を併設する必要があるため、すでに導入済みの再生可能電源など、電力貯蔵装置や可制御負荷が併設されていない再生可能電源に起因した電力潮流の変動を抑制することはできない。したがって、非特許文献１に記載の技術には、汎用性が低いという問題がある。
なお、配電線に接続された再生可能電源が複数存在する場合、再生可能電源のそれぞれの発電量が変動することによって、再生可能電源全体の発電量である総発電量の変動が軽減される「均し効果」が存在する。このため、非特許文献１に記載の方法では、総発電量が安定しているのに関わらず、各再生可能電源の発電量の変動を抑制するなど、無駄な処理が多く、また、必要以上の容量を有する電力貯蔵装置が必要となるという問題もある。
本発明は、上記の問題を鑑みてなされたものであり、電力潮流の変動抑制の信頼性および汎用性を向上させることが可能な電力潮流制御システムおよび電力潮流制御方法を提供することである。
本発明による電力潮流制御システムは、
発電する複数の電源が接続された配電線に流れる電力潮流の値である配線電力量を変化させる電力変化装置と、
各電源にて発電される発電量の総和である総発電量に関する指標値を測定する測定装置と、
前記指標値から前記総発電量を推定し、当該推定結果に応じて、前記電力変化装置が変化させる前記配線電力量の変化量を調整する計算装置と、を備え、
前記計算装置は、変換係数を用いて、前記指標値から前記総発電量を推定し、
前記配電線は、上位系統に接続され、
前記上位系統に対して送受電される電力潮流の一定期間における変動量を測定し、当該変動量に基づいて、前記変換係数を変更する制御装置をさらに備える。
本発明による電力潮流制御方法は、発電する複数の電源が接続された配電線に流れる電力潮流の値である配線電力量を変化させる電力変化装置を備えた電力潮流制御システムによる電力潮流制御方法であって、
各電源にて発電される発電量の総和である総発電量に関する指標値を測定し、
変換係数を用いて、前記指標値から前記総発電量を推定し、当該推定結果に応じて、前記電力変化装置が変化させる前記配線電力量の変化量を調整し、
前記配電線を、上位系統に接続し、
前記上位系統に対して送受電される電力潮流の一定期間における変動量を測定し、当該変動量に基づいて、前記変換係数を変更する。
本発明によれば、電力潮流の変動抑制の信頼性および汎用性を向上させることが可能になる。
本発明の第１の実施形態の電力潮流制御システムを示す図である。 本発明の第１の実施形態の電力潮流制御システムの動作の一例を説明するためのフローチャートである。 本発明の第２の実施形態の電力潮流制御システムを示す図である。 本発明の第２の実施形態の電力潮流制御システムにおける中央制御装置の動作の一例を説明するためのフローチャートである。 本発明の第２の実施形態の電力潮流制御システムにおけるローカル充放電装置の動作の一例を説明するためのフローチャートである。 本発明の第３の実施形態の電力潮流制御システムを示す図である。 本発明の第３の実施形態の電力潮流制御システムの動作の一例を説明するためのフローチャートである。 本発明の第４の実施形態の電力潮流制御システムを示す図である。
以下、本発明の実施形態について図面を参照して説明する。なお、以下の各実施形態では、同じ機能を有するものには同じ符号を付け、その説明を省略する場合がある。
（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態の電力潮流制御システムを示す図である。図１に示す電力潮流制御システムでは、ローカル充放電装置１００と、商用電力の需要家ごとに設置された負荷１１０および太陽光発電装置１１１とが配電線１１２に接続された構成を有する。
なお、図１では、配電線１１２の複数のノード１〜Ｎのそれぞれに、各需要家の負荷１１０および太陽光発電装置１１１が接続されているが、負荷１１０および太陽光発電装置１１１が接続されていないノードが存在してもよい。
負荷１１０は、電力を消費する消費装置である。太陽光発電装置１１１は、太陽光エネルギーを用いて発電する電源である。なお、電源は、太陽光発電装置１１１に限らず、風力エネルギーを用いて発電する風力発電装置などの他の再生可能電源のように発電できるものであればよい。
配電線１１２は、電圧を変換する変電所１１３を介して電力網などの上位系統１１４と接続される下位系統である。なお、上位系統１１４における電圧は、配電線１１２における電圧よりも高圧であるとしている。また、変電所１１３は、配電線１１２を上位系統１１４に連系する上位系統連系点となる。
ローカル充放電装置１００は、本実施形態では、配電線１１２の任意のノード（図１では、ノードｋとしている）と接続されているが、ノード１〜Ｎとは別の場所で配電線１１２と接続されていてもよい。また、図１では、ローカル充放電装置１００は一つしか示されていないが、ローカル充放電装置１００は複数あってもよい。
ローカル充放電装置１００は、変電所１１３における電力潮流の変動Ｐtのうち、太陽光発電装置１１１のそれぞれにて発電される発電量の総和である総発電量に係る変動を抑制する変動抑制装置である。なお、総発電量ＰPV-ToTALは、ｍ番目の太陽光発電装置１１１の発電量をＰPVmとすると、以下の式１で表される。なお、ｍは１からＮまでの整数である。
Figure 0006299743
ローカル充放電装置１００は、電力貯蔵装置１０１と、日射量計１０２と、充放電量計算装置１０３とを有する。
電力貯蔵装置１０１は、配電線１１２に接続され、充放電を行うことで、配電線１１２に流れる電力潮流の値である配線電力量を変化させる電力変化装置である。具体的には、電力貯蔵装置１０１は、充放電する電力量である充放電量を示す充放電指令を受け付け、その充放電指令に従って充放電を行う。電力貯蔵装置１０１は、例えば、リチウムイオンバッテリー、ニッケル水素電池およびＮａＳ電池などの蓄電池を用いて構成することができる。なお、電力変化装置は、電力貯蔵装置１０１に限らず、電力を消費し、その消費される消費電力量が調整可能な可制御負荷装置などでもよい。
日射量計１０２は、各太陽光発電装置１１１にて発電される発電量の総和である総発電量に関する指標値として、日射量を測定する測定装置である。ローカル充放電装置１００は、指標値を測定する測定装置として、日射量計１０２の代わりに、通信を用いて、配電線１１２と接続された太陽光発電装置１１１のいずれかの発電量、または、配電線１１２と接続されていない近傍の太陽光発電装置の発電量を、指標値として測定する測定装置を備えてもよい。
充放電量計算装置１０３は、日射量計１０２にて測定された日射量から、太陽光発電装置１１１の総発電量を推定する。このとき、充放電量計算装置１０３は、日射量に対して、各太陽光発電装置１１１の設備容量の総和である総設備容量や、各太陽光発電装置１１１の変換効率の平均値である平均変換効率などの変換係数を演算することで、総発電量を推定する。
総発電量を推定すると、充放電量計算装置１０３は、その推定結果に応じて、電力貯蔵装置１０１にて充放電される充放電量を、電力貯蔵装置１０１が変化させる配線電力量の変化量として調整する。なお、電力貯蔵装置１０１の代わりに可制御負荷が使用される場合、充放電量計算装置１０３は、総電力量の推定結果に応じて、可制御負荷で消費される消費電力量を、電力貯蔵装置１０１が変化させる配線電力量の変化量として調整すればよい。
次に本実施形態の電力潮流制御システムの動作を説明する。
図２は、本実施形態の電力潮流制御システムの動作の一例を説明するためのフローチャートである。
先ずステップＳ２０１において、充放電量計算装置１０３は、日射量計１０２から日射量を受け付ける。なお、日射量計１０２は、日射量を定期的に測定して充放電量計算装置１０３に通知しているものとする。
続いてステップＳ２０２において、充放電量計算装置１０３は、受け付けた日射量から、太陽光発電装置１１１の総発電量を推定する
具体的には、配電線１１２の長さは、通常数ｋｍ程度であるため、配電線１１２が設けられたエリア内では、日射量はほぼ一定とみなすことができる。このため、日射量計１０２で測定された日射量は、配電線１１２に接続された太陽光発電装置１１１のそれぞれに対して共通に適用することができる。したがって、充放電量計算装置１０３は、各太陽光発電装置１１１の統計的な値を示す設備情報を用いて、日射量から総発電量を推定することができる。
設備情報は、例えば、各太陽光発電装置１１１の設備容量の総和である総設備容量と、各太陽光発電装置１１１の変換効率の平均値である平均変換効率とを示す。太陽光発電装置１１１の変換効率は、具体的には、太陽光エネルギーを電気エネルギーに変換する効率である。また、設備情報は、充放電量計算装置１０３に保持されているものとする。さらに、充放電量計算装置１０３に保持されている設備情報は、配電線１１２に接続されている太陽光発電装置１１１の数の変化などに応じて、定期的または必要に応じて更新されるものとする。
設備情報が総設備容量および平均変換効率を示す場合、充放電量計算装置１０３は、例えば、総設備容量、平均変換効率および日射量の積を総発電量として推定する。つまり、この場合には、総設備容量をＰRATED-PV-TOTAL、平均変換効率をＲAVG、日射量をＩIrradiationとすると、充放電量計算装置１０３は、以下の式２を用いて、総発電量ＰPV-ToTALを推定する。
Figure 0006299743
なお、平均変換効率は、一定値であってもよいし、状況に応じて変化する値でもよい。例えば、平均変換効率は日射方向に応じて変化するため、設備情報は、日射方向ごとに平均変換効率を示してもよい。この場合、充放電量計算装置１０３は、時間や月日から日射方向を特定し、その特定した日射効率に応じた平均変換効率を用いて総発電量を推定する。
また、時間帯によっては日陰になる太陽光発電装置１１１が存在する可能性があるため、そのような太陽光発電装置１１１が考慮されてもよい。この場合、設備情報は、平均変換効率を時間の関数として示し、充放電量計算装置１０３は、時間に応じた平均変換効率を用いて総発電量を推定する。なお、平均変換効率は、日陰になる太陽光発電装置１１１が存在する時間帯に低くなる。
また、式２では、簡単のために、総発電量と日射量とが比例関係にあるとしているが、総発電量と日射量とは比例関係になるとは限らない。このため、充放電量計算装置１０３は、関数ｆを用いた式３から総発電量を推定してもよい。なお、関数ｆは、各太陽光発電装置１１１の特性などから決定される。
Figure 0006299743
また、指標値として太陽光発電装置１１１の発電量を用いる場合、その発電量は日射量などの微妙な変化に応じて高速に変動することがあるため、太陽光発電装置１１１の発電量の変動には、高周波成分が含まれることがある。この場合、配電線１１２が設けられる数ｋｍ程度の範囲に各太陽光発電装置１１１が設置されても、各太陽光発電装置１１１の発電量の変動には、高周波成分におけるばらつきが生じ、総発電量と日射量との関係が複雑になる。しかしながら、各太陽光発電装置１１１の発電量の変動に含まれる高周波成分がそれぞれ打ち消し合う「均し効果」が存在するため、総発電量の変動には高周波が含まれないこととなる。したがって、総発電量の推定精度を向上させるために、指標量として測定した発電量を示す信号にハイパスフィルターを適用してもよい。
次にステップＳ２０３において、充放電量計算装置１０３は、ステップＳ２０２で推定した推定結果に応じて、電力潮流Ｐｔの変動のうち総発電量の変動に起因する変動が抑制されるように、電力貯蔵装置１０１の充放電量を算出する。
例えば、充放電量計算装置１０３は、推定結果である総発電量の電力が全て電力貯蔵装置１０１に充電されるように、充放電量を算出してもよいし、上位系統１１４に供給する電力量を目標電力量にするために、総電力量から目標電力量を差し引いた差分電力量を充放電量としてもよいし、他の方法で充放電量を算出してもよい。なお、差分電力量を充放電量とする場合、差分電力量が正のときには、充放電量は、差分電力量分だけ充電することを示し、差分電力量が負のときには、充放電量は、差分電力量の絶対値分だけ放電することを示す。また、目標発電量は、定数でもよいし、当日の発電予測の結果や、総発電量の移動平均などから算出されてもよい。
そしてステップＳ２０４において、充放電量計算装置１０３は、算出した充放電量を示す充放電指令を生成して電力貯蔵装置１０１に送信して、電力貯蔵装置１０１の充放電量を調整する。その後、充放電量計算装置１０３は、ステップＳ２０１に戻る。
なお、上記の動作では、ローカル充放電装置１００は１つだけであったが、ローカル充放電装置１００が複数ある場合でも、上記の動作と同様な動作が行われる。ただし、ステップＳ２０２で総発電量を推定するための平均変換効率が上記の例とは異なる。具体的には、ローカル充放電装置１００が複数ある場合には、上記の平均変換効率に対して、電力貯蔵装置１０１の特性に応じて決定される係数を乗算したものを、総発電量を推定する際に使用する平均変換効率として用いる。この係数は、各ローカル充放電装置１００の係数の総和が１になるように設定される。この係数を決定する方法としては、各ローカル充放電装置１００の係数が電力貯蔵装置１０１の設備容量に比例するように、各ローカル充放電装置１００の係数を決定する方法が挙げられる。
また、太陽光発電装置１１１の代わりに他の電源が使用される場合、指標値はその電源に応じて変更することができる。例えば、太陽光発電装置１１１の代わりに風力発電装置が使用される場合、ローカル充放電装置１００は、日射量計１０２の代わりに、風速を指標値として測定する風速計を備え、充放電量計算装置１０３は、その風速計で測定された風速から総発電量を推定することができる。
以上説明したように本実施形態によれば、各太陽光発電装置１１１にて発電される発電量の総和である総発電量に関する指標値が測定され、その指標値に基づいて、電力貯蔵装置１０１の充放電量が調整される。このため、上位系統連系点における電力潮流の変動を測定する測定装置を設けなくても、電力潮流の変動が抑制できるため、長距離通信を行う必要がなくなる。また、各太陽光発電装置１１１に電力貯蔵装置１０１が併設されなくても良くなる。したがって、電力潮流の変動抑制の信頼性および汎用性を向上させることが可能になる。
（第２の実施形態）
図３は、本発明の第２の実施形態の電力潮流制御システムの構成を示す図である。図３に示す電力潮流制御システムは、図１に示した構成と比べて、変電所１１３内に、電流計３０１および中央制御装置３０２が追加されている点と、ローカル充放電装置１００が通信部１０４をさらに備える点が異なる。
また、本実施形態の充放電量計算装置１０３は、以下の式４で表したように、日射量計１０２にて測定された日射量ＩIrradiationに変換係数Ｃを演算（具体的には、乗算）することで、総発電量ＰPV-ToTALを推定する。
Figure 0006299743
ここでＣは、変換係数である。変換係数は、中央制御装置３０２からの変更指令に従って変更される。具体的には、通信部１０４は、中央制御装置３０２と通信を行い、中央制御装置３０２から変更後の変換係数を示す変更指令を受信する。そして、充放電量計算装置１０３は、通信部１０４が受信した変更指令に従って変換係数を変更する。
電流計３０１は、上位系統連系点である変電所１１３に流れる電流の値、つまり、上位系統１１４に対して送受電される電力の電流値（図３のＩt）を定期的に計測し、その計測した電流値を中央制御装置３０２に通知する。
中央制御装置３０２は、通信部３０３と、演算部３０４とを有する。
通信部３０３は、ローカル充放電装置１００と通信を行う。
演算部３０４は、電流計３０１から電流値を受け付け、その電流値に基づいて、上位系統連系点における電力、つまり、上位系統１１４に対して送受電される電力の一定期間（例えば、数秒〜数時間）における変動量を測定する。そして、演算部３０４は、その測定した変動量に基づいて、充放電量計算装置１０３が総発電量を推定するために用いる変換係数を変更する。具体的には、演算部３０４は、変動量に応じて変換係数を決定し、その決定した変換係数を示す変更指令を生成して、通信部３０３を介してローカル充放電装置１００に送信することで、変換係数を変更する。
図４は、本実施形態の電力潮流制御システムにおける中央制御装置３０２の動作の一例を説明するためのフローチャートである。
先ず、ステップＳ４０１において、演算部３０４は、電流計３０１から電流値を受け付け、その電流値に基づいて、電力潮流Ｐtを一定期間監視することで、電力潮流Ｐtの一定期間における変動量を測定する。
ここで、各需要家の負荷１１０で消費される消費電力量をそれぞれＬ1、Ｌ2、…、ＬNとすると、電力潮流Ｐtは以下の式５で表される。
Figure 0006299743
電力潮流Ｐtの変動のうち、負荷１１０に係るΣＬmの各項の変動は、需要家ごとに異なっているため、それぞれが打ち消し合う。このため、式５の第１項は一定とみなすことができる。したがって、電力潮流Ｐtの変動量は、式５の第２項に起因する変動量、つまり、太陽光発電装置１１１の総発電量の変動量とみなすことができる。
続いて、ステップＳ４０２において、演算部３０４は、ステップＳ４０１で測定した電力潮流の変動量が予め定められた閾値より大きいか否かを判断する。
電力潮流の変動量が閾値以下の場合、演算部３０４は、現在の変換係数が適切な値であると判断して、ステップＳ４０１の処理に戻る。一方、電力潮流の変動量が閾値より大きい場合、演算部３０４は、現在の変換係数が適切な値でないと判断して、ステップＳ４０３の処理に進む。
ステップＳ４０３では、演算部３０４は、変換係数の前回の変更時において、変換係数を、充放電量計算装置１０３が推定する総発電量が減少するように変更したか否かを判断する。
本実施形態では、総発電量は、変換係数に日射量を乗算させることで推定されるので、演算部３０４は、変換係数の前回の変更時において、変換係数を減少させたか否かを判断することで、変換係数を総発電量が減少するように変更したか否かを判断することができる。
演算部３０４は、変換係数を前回変更した際に変換係数を減少させた場合、ステップＳ４０４の処理に進み、変換係数を前回変更した際に変換係数を増加させた場合、ステップＳ４０５の処理に進む。
ステップＳ４０４では、演算部３０４は、今回測定した変動量が前回測定した変動量と比べて減少しているか否かを判断する。一方、ステップＳ４０５でも、演算部３０４は、ステップＳ４０４と同様に、今回測定した変動量が前回測定した変動量と比べて減少しているか否かを判断する。
ステップＳ４０４で変動量が減少したと判断した場合、および、ステップＳ４０５で変動量が増加したと判断した場合、演算部３０４は、ステップＳ４０６の処理に進む。また、ステップＳ４０４で変動量が増加したと判断した場合、および、ステップＳ４０５の処理で変動量が減少したと判断した場合、演算部３０４は、ステップＳ４０７に進む。
ステップＳ４０６では、演算部３０４は、現在の変換係数よりも小さい変換係数を示す変更指令を生成して、通信部３０３を介してローカル充放電装置１００に通知し、ステップＳ４０１の処理に戻る。
一方、ステップＳ４０７では、演算部３０４は、現在の変換係数よりも大きい変換係数を示す変更指令を生成して、通信部３０３を介してローカル充放電装置１００に通知し、ステップＳ４０１の処理に戻る。
なお、変更指令は、変換係数の変更量を示してもよいし、変更後の変換係数の値を直接示してもよい。また、変換係数の変更量は、一定値でもよいし、変動量の大きさに応じて演算部３０４にて決定されてもよい。
図５は、本実施形態の電力潮流制御システムにおけるローカル充放電装置１００の動作を説明するためのフローチャートである。
先ず、ステップＳ５０１において、充放電量計算装置１０３は、変換係数を予め定められた初期値に設定する。
その後、ステップＳ５０２において、充放電量計算装置１０３は、通信部１０４が変更指令を受信したか否かを確認し、通信部１０４が変更指令を受信した場合、その変更指令が変換係数の減少を示すか否かを確認する。
変更指令が変換係数の増加を示す場合、充放電量計算装置１０３は、ステップＳ５０３の処理に進み、変更指令に応じて変換係数を増加させる。
変更指令が変換係数の減少を示す場合、充放電量計算装置１０３は、ステップＳ５０４の処理に進み、変更指令に応じて変換係数を減少させる。
変更指令が受信されなかった場合、ステップＳ５０３が終了した場合、および、ステップＳ５０４が終了した場合、充放電量計算装置１０３は、第１の実施形態と同様にステップＳ２０１〜Ｓ２０４の処理を実行する。ただし、ステップＳ２０２において、充放電量計算装置１０３は、総発電量を推定する際に、式４を使用する点が第１の実施形態とは異なる。また、ステップＳ２０４の処理が終了すると、ステップＳ５０２の処理が実行される。
なお、ローカル充放電装置１００が複数ある場合、上記の変換係数に対して、電力貯蔵装置１０１の特性に応じて決定される係数を乗算したものを、総発電量を推定する際に使用する変換係数として用いる。この係数は、各ローカル充放電装置１００の係数の総和が１になるように設定される。この係数を決定する方法としては、各ローカル充放電装置１００の係数が電力貯蔵装置１０１の設備容量に比例するように、各ローカル充放電装置１００の係数を決定する方法が挙げられる。
以上説明したように本実施形態によれば、日射量に演算することで総発電量を推定する変換係数が、電力潮流の一定期間における変動量に基づいて変更される。このため、総発電量の推定精度を向上させることが可能になるので、電力潮流の変動抑制の信頼性をより向上させることが可能になる。
なお、電力潮流の変動量の測定期間は数秒〜数時間であるとすると、変更指令は数秒〜数時間以上に一度の割合で中央制御装置３０２からローカル充放電装置１００に通知される。この場合、中央制御装置３０２から直接充放電量をローカル充放電装置１００に通知する場合と比較して通信頻度が低く、また、変更指令が通知されなくても、電力貯蔵装置１０１の充放電量は適宜調整される。このため、変更指令の通信に途絶や遅延が生じても、総発電量の変動抑制の効果に大きな影響は与えないので、電力潮流の変動抑制の信頼性を確保することが可能である。
（第３の実施形態）
図６は、本発明の第３の実施形態の放電システムを示す図である。図６に示す電力潮流制御システムは、図１に示した電力潮流制御システムと比較して、ローカル充放電装置１００が日射量計１０２の代わりに電圧計１０５を備える点で異なる。
電圧計１０５は、太陽光発電装置１１１の総発電量に関する指標値として、配電線１１２の所定の位置の電圧値である配線電圧値を測定する測定装置である。本実施形態では、電圧計１０５は、配線電圧値として、ノードｋにおける電圧値を測定している。
ノードｋの配線電圧値Ｖｋは、以下の式６で表される。
Figure 0006299743
なお、式６において、Ｖ0は変電所１１３にて配電線に印加される電圧を示し、Ｚmはノードｍ−１とノードｍとの間のインピーダンス、ｉL#mはノードｍに接続された負荷１１０で消費される負荷電流、ｉRE#mはノードｍに接続された太陽光発電設備にて発電される発電電流を示す。
式６において、変電所１１３にて配電線に印加される電圧を示す右辺の第１項Ｖ0は、ほぼ定数とみなせる。また、右辺の第２項であるｉL#mを含む項は、需要家間の負荷電流に対する均し効果のため、時間オーダーでの長周期変動のみとなる。このような長周期変動は、太陽光発電が導入される以前から電圧を安定化するために使用されている技術（例えば、変電所や配電線中の変圧器の降圧比率を変えるＬＲＴ（Load Ratio Control Transformer）やＳＶＲ（Static Voltage Regulator））を用いることで取り除くことができるため、定数とみなせる。
したがって右辺の第３項であるｉRE#mを含む項に起因する変動が、太陽光発電装置１１１の総発電量に起因した電力潮流の変動を表すことになる。１本の配電線の長さである数ｋｍ程度の領域では、各太陽光発電装置１１１の発電量は同期していると考えられ、またその変動は最短で秒周期のオーダーとなる。よって、時間オーダーより十分に短い時間では、ローカル充放電装置１００の電圧計１０５が測定する配線電圧値Ｖｋは以下の式７で表せる。
Figure 0006299743
また、変電所１１３にて配電線に印加される電圧はほぼ一定であることから、変電所１１３における電力潮流を安定化させるためには、変電所１１３に流れる電流の値である電流値Ｉtを安定化させればよい。したがって、太陽光発電装置１１１の総発電量は以下の式８で表される。
Figure 0006299743
ここで、変換係数Ｃ1およびＣ2は、充放電量計算装置１０３にて保持され、配電線１１２に接続されている太陽光発電装置１１１の数の変化などに応じて、定期的または必要に応じて更新されることが望ましい。変換係数Ｃ1およびＣ2の導出方法としては、例えば、配電線１１２に接続された太陽光発電装置１１１の数および位置に基づいて、電力潮流を計算し、その計算結果に基づいて、太陽光発電装置１１１の総発電量と配線電圧値との相関関係を算出することで、変換係数Ｃ1およびＣ2を導出する方法が挙げられる。
図７は、本実施形態の電力潮流制御システムの動作の一例を説明するためのフローチャートである。
先ずステップＳ７０１において、充放電量計算装置１０３は、電圧計１０５から配線電圧値を受け付ける。なお、電圧計１０５は、配線電圧値を定期的に測定して充放電量計算装置１０３に通知しているものとする。
続いてステップＳ７０２において、充放電量計算装置１０３は、式８を用いて、配線電圧値から総発電量を推定する。その後、充放電量計算装置１０３は第１の実施形態と同様にステップＳ２０３およびＳ２０４の処理を実行する。
以上説明したように本実施形態によれば各太陽光発電装置１１１にて発電される発電量の総和である総発電量に関する指標値として配線電圧値が測定され、その配線電圧値に基づいて、電力貯蔵装置１０１の充放電量が調整される。したがって、第１の実施形態と同様に、電力潮流の変動抑制の信頼性および汎用性を向上させることが可能になる。
（第４の実施形態）
図８は、本発明の第４の実施形態の電力潮流制御システムを示す図である。
図８に示す電力潮流制御システムは、図３に示した電力潮流制御システムと比較して、ローカル充放電装置１００が日射量計１０２の代わりに電圧計１０５を備える点で異なる。
また、演算部３０４は、変換係数Ｃの変更指令の代わりに、係数Ｃ1およびＣ2の変更指令を送信する。
本実施形態の電力潮流制御システムの動作は、図４を用いて説明した動作において、変換係数Ｃの代わりに、変換係数Ｃ1およびＣ2を使用し、図７を用いて説明した動作に、図５におけるステップＳ５０１〜Ｓ５０４の処理を追加し、変換係数Ｃの代わりに、変換係数Ｃ1およびＣ2を使用すればよい。
本実施形態でも、第２の実施形態と同様に、総発電量の推定精度を向上させることが可能になるので、電力潮流の変動抑制の信頼性をより向上させることが可能になる。
この出願は、２０１３年２月１９日に出願された日本出願特願２０１３−０２９８７０号公報を基礎とする優先権を主張し、その開示の全てをここに取り込む。
１００ ローカル充放電装置
１０１ 電力貯蔵装置
１０２ 日射量計
１０３ 充放電量計算装置
１０４ 通信部
１１０ 負荷
１１１ 太陽光発電装置
１１２ 配電線
１１３ 変電所
１１４ 上位系統
３０１ 電流計
３０２ 中央制御装置
３０３ 演算部
３０４ 通信部

Claims (7)

  1. 発電する複数の電源が接続された配電線に流れる電力潮流の値である配線電力量を変化させる電力変化装置と、
    各電源にて発電される発電量の総和である総発電量に関する指標値を測定する測定装置と、
    前記指標値から前記総発電量を推定し、当該推定結果に応じて、前記電力変化装置が変化させる前記配線電力量の変化量を調整する計算装置と、を備え、
    前記計算装置は、変換係数を用いて、前記指標値から前記総発電量を推定し、
    前記配電線は、上位系統に接続され、
    前記上位系統に対して送受電される電力潮流の一定期間における変動量を測定し、当該変動量に基づいて、前記変換係数を変更する制御装置をさらに備える、電力潮流制御システム。
  2. 前記制御装置は、前記変動量の測定および前記変換係数の変更を繰り返し行うものであって、今回測定した前記変動量である最近変動量が前回測定した前記変動量と比べて減少しているか否かと、前記変換係数の前回の変更時において、当該変換係数を、前記計算装置が推定する総発電量が減少するように変更したか否かを判断し、各判断結果に基づいて、前記変換係数を変更する、請求項１に記載の電力潮流制御システム。
  3. 前記制御装置は、前記最近変動量が減少し、かつ、前記前回の変更時に前記総発電量が減少するように前記変換係数を変更した場合、および、前記最近変動量が増加し、かつ、前記前回の変更時に前記総発電量が増加するように前記変換係数を変更した場合、前記総発電量が減少するように前記変換係数を変更し、前記最近変動量が減少し、かつ、前記前回の変更時に前記総発電量が増加するように前記変換係数を変更した場合、および、前記最近変動量が増加し、かつ、前記前回の変更時に前記総発電量が減少するように前記変換係数を変更した場合、前記総発電量が増加するように前記変換係数を変更する、請求項２に記載の電力潮流制御システム。
  4. 各電源は、太陽光発電装置であり、
    前記測定装置は、前記指標値として、日射量、太陽光発電装置にて発電される発電量、または、前記配電線の所定の位置の電圧を測定する、請求項１ないし３のいずれか１項に記載の電力潮流制御システム。
  5. 各電源は、風力発電装置であり、
    前記測定装置は、前記指標値として、風速、風力発電装置にて発電される発電量、または、前記配電線の所定の位置の電圧を測定する、請求項１ないし４のいずれか１項に記載の電力潮流制御システム。
  6. 前記電力変化装置は、充放電を行う電力貯蔵装置、または、電力を消費する可制御負荷装置であり、
    前記計算装置は、前記電力貯蔵装置にて充放電される充放電量、または、前記可制御負荷装置にて消費される消費電力量を、前記変化量として調整する、請求項１ないし５のいずれか１項に記載の電力潮流制御システム。
  7. 発電する複数の電源が接続された配電線に流れる電力潮流の値である配線電力量を変化させる電力変化装置を備えた電力潮流制御システムによる電力潮流制御方法であって、
    各電源にて発電される発電量の総和である総発電量に関する指標値を測定し、
    変換係数を用いて、前記指標値から前記総発電量を推定し、当該推定結果に応じて、前記電力変化装置が変化させる前記配線電力量の変化量を調整し、
    前記配電線を、上位系統に接続し、
    前記上位系統に対して送受電される電力潮流の一定期間における変動量を測定し、当該変動量に基づいて、前記変換係数を変更する、電力潮流制御方法。
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