JP6500712B2

JP6500712B2 - 発電設備管理装置

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Publication number: JP6500712B2
Application number: JP2015175934A
Authority: JP
Inventors: 幹彦和田; 泰宏河野
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Priority date: 2015-09-07
Filing date: 2015-09-07
Publication date: 2019-04-17
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Description

本発明は、系統に接続された複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の設定を支援する発電設備管理装置に関する。

太陽電池アレイと電力変換装置であるパワーコンディショナとを組み合わせた太陽光発電設備や、風力発電装置とパワーコンディショナとを組み合わせた風力発電設備を系統に接続して、系統に電力を逆潮流させることが行われている。

そのような発電設備からの逆潮流により系統の電圧が過度に上昇すると、発電設備の周辺の需要家の電気機器が過電圧により正常に動作しないことがあり得る。そのため、太陽光発電設備や風力発電設備用のパワーコンディショナには、系統電圧が、適正電圧（低圧標準電圧１００Ｖの場合、１０１±６Ｖ）を超過しないように発電出力を抑制する系統電圧上昇抑制機能が組み込まれている。

特許５０９１４３９号公報特開２００７−２８８８７７号公報

パワーコンディショナの系統電圧上昇抑制機能は、整定値の設定を必要とする機能である。整定値が適正な値でなければ売電電力量に格差が発生したり、本来は発電できる電力が無駄になったりする。そして、パワーコンディショナの系統電圧上昇抑制機能の整定値の適正値は、パワーコンディショナとパワーコンディショナが接続されている変圧器（柱上変圧器等）との間の配線のインピーダンスや、同じ変圧器に接続されている他のパワーコンディショナの系統電圧上昇抑制機能の整定値によって変化する。そのため、複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能の整定値を、各発電設備の動作状況を考慮して変更できることが望まれる。ただし、そのようなことが可能な技術は未だ実現されていないのが現状である。

そこで、本発明の目的は、それぞれ、発電を行う発電装置と、当該発電装置から出力される電力の少なくとも一部を系統に逆潮流させる、系統電圧上昇抑制機能を有する電力変換装置とを含む複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値を各発電設備の動作状況を考慮して変更できる発電設備管理装置を提供することにある。

上記目的を達成するために、本発明の、それぞれ、発電を行う発電装置と、当該発電装置から出力される電力の少なくとも一部を系統に逆潮流させる、系統電圧上昇抑制機能を有する電力変換装置とを含む複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の設定を支援する発電設備管理装置は、前記複数の発電設備の動作状況に応じて、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する変更手段を備える。

従って、本発明の発電設備管理装置によれば、複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値を各発電設備の動作状況を考慮して変更することが可能となる。

本発明の発電設備管理装置の変更手段としては、様々なものを採用することが出来る。例えば、変更手段として、『前記複数の発電設備の整定値超過率に基づき、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する』手段を採用しても良いし、『前記複数の発電設備の逆潮流させる電力の偏差に基づき、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する』手段を採用しても良い。また、変更手段として、『前記複数の発電設備の売電損失率に基づき、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する』手段や、『系統の電圧の電圧変動率に基づき、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の単独運転検出機能に関する整定値を変更する』手段を採用しても良い。

また、各発電設備の前記発電装置が、自然エネルギーを利用して発電を行う発電装置である場合には、本発明の発電設備管理装置を、前記複数の発電設備が設置されている地域における自然エネルギーが設定パターンで時間変化したと仮定して、前記複数の発電設備のそれぞれについて、その発電設備の前記発電装置から前記電力変換装置に入力される入力電圧及び入力電流の時系列データを算出する第１算出手段と、少なくとも、前記第１算出手段により算出された各発電設備の入力電圧及び入力電流の時系列データと、前記複数の発電設備と系統間の配電線の構成を示す配電線構成情報とを用いて、前記複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せが互いに異なる複数の状況のそれぞれについて、その状況下で前記地域における自然エネルギーが前記設定パターンで変化した場合における各発電設備の前記電力変換装置の出力電圧及び出力電流の時系列データを算出する第２算出手段と、前記第１算出手段により算出された各発電設備の入力電圧及び入力電流の時系列データと、前記第２算出手段により算出された各発電設備の各状況下における出力電圧及び出力電流の時系列データとに基づき、前記複数の状況のそれぞれについて、その状況における前記複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せの妥当性の程度を示す評価指標値を算出する第３算出手段と、をさらに備え、前記変更手段は、前記第３算出手段により各状況について算出された評価指標値に基づき、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する装置として構成しておいても良い。

本発明の発電設備管理装置を第１算出手段等を備えた装置として実現するに際して、複数の発電設備に、電力変換装置の出力電力を消費する負荷設備と接続されている第１種発電設備と、電力変換装置の出力電力を消費する負荷設備と接続されていない第２種発電設備とがある場合には、第２算出手段を、各第１種発電設備については、各第１種発電設備の負荷設備で消費される電力の時間変化パターンを考慮して前記電力変換装置の出力電圧及び出力電流の時系列データを算出する手段としておけば良い。

また、第１算出手段等を備えた本発明の発電設備管理装置に、前記配電線構成情報を用いて、前記複数の発電設備の単独運転防止機能用の整定値の組合せが互いに異なる複数の状況のそれぞれについて、各発電設備の出力電圧の変動率を算出し、算出結果に基づき、各発電設備の出力電圧の変動率が所望値以下となる整定値の組合せを特定して出力する手段を付加しておいても良い。

本発明の発電設備管理装置によれば、発電を行う発電装置と、当該発電装置から出力される電力の少なくとも一部を系統に逆潮流させる、系統電圧上昇抑制機能を有する電力変換装置とを含む複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値を各発電設備の動作状況を考慮して変更することが出来る。

図１は、本発明の第１実施形態に係る発電設備管理装置の使用形態の説明図である。図２は、第１実施形態に係る発電設備管理装置のハードウェア構成図である。図３は、第１実施形態に係る発電設備管理装置が実行する整定値変更処理の流れ図である。図４は、３つの評価指標要素値から評価指標値を算出した場合に得られる効果の説明図である。図５は、本発明の第３実施形態に係る発電設備管理装置が実行する整定値変更処理の流れ図である。

以下、図面を参照して本発明の実施の形態について説明する。

《第１実施形態》
図１に、本発明の第１実施形態に係る発電設備管理装置１０の使用形態の説明図を示し、図２に、発電設備管理装置１０のハードウェア構成図を示す。まず、これらの図を用いて、本実施形態に係る発電設備管理装置１０の使用形態及びハードウェア構成を説明する。

本実施形態に係る発電設備管理装置１０（図１）は、同一の柱上変圧器３０を介して系統（高圧配電網）に接続された複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の設定を支援するための装置である。

本発電設備管理装置１０が系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の設定を支援する各発電設備２０は、太陽電池アレイ２２にパワーコンディショナ（以下、ＰＣＳと表記する）２５を接続した設備（システム）である。各発電設備２０が備える太陽電池アレイ２２は、１つ以上の太陽電池パネルから構成された、太陽光エネルギーを利用して発電を行う発電装置である。各発電設備２０が備えるＰＣＳ２５は、太陽電池アレイ２２からの電力の少なくとも一部を系統に逆潮流させる電力変換装置であり、最大電力点追従機能を有している。

また、各ＰＣＳ２５は、整定値を超えないように有効電力のみを制御する系統電圧上昇抑制機能（以下、Ｐ制御機能と表記する）、整定値（有効電力制御用のもの）を超えないように有効電力を制御すると共に無効電力を制御する系統電圧上昇抑制機能（以下、Ｑ制御機能と表記する）の一方又は双方の機能を有している。さらに、各ＰＣＳ２５は、系統電圧上昇抑制機能に関する整定値（以下、単に整定値とも表記する）の値を、外部装置（発電設備管理装置１０）から通信回線５０（本実施形態では、イーサネット(登録商標）
網）を介して指示された値に変更する機能を有している。

尚、図１には、ＰＣＳ２５の出力電力を消費する負荷設備がＰＣＳ２５に接続されていない発電設備２０（以下、第２種発電設備２０と表記する）のみを示してあるが、発電設備２０は、ＰＣＳ２５の出力電力を消費する負荷設備がＰＣＳ２５に接続されているもの（以下、第１種発電設備２０と表記する）であっても良い。

本実施形態に係る発電設備管理装置１０は、図２に示した構成のコンピュータ１２、すなわち、ＣＰＵ、ノースブリッジ、サウスブリッジ、ＲＡＭ、ＲＯＭ、ネットワークインターフェース（ＮＷ−Ｉ／Ｆ）、ＨＤＤ、ディスプレイ、キーボード等の入力装置を備えたコンピュータ１２に、プログラム１５をインストールすることにより構成された装置で
ある。ただし、発電設備管理装置１０として機能させるコンピュータ１２のハードウェア構成は、後述する処理を行えるものでありさえすれば、図２に示したものである必要はない。

以下、発電設備管理装置１０の機能を説明する。尚、以下で説明する発電設備管理装置１０の機能は、コンピュータ１２（図２）のＨＤＤからＲＡＭ上にロードされたプログラム１５がＣＰＵによって実行されることにより、実現されるものである。

発電設備管理装置１０は、第１〜第３情報入力受付処理及び整定値変更処理を実行可能なように、構成（プログラミング）されている。

第１〜第３情報入力受付処理及び整定値変更処理は、いずれも、各処理用の実行指示をオペレータが入力したときに、発電設備管理装置１０が開始する処理である。各処理を開始した発電設備管理装置１０は、以下のように動作する。

第１情報入力受付処理の実行指示が入力されたため、第１情報入力受付処理を開始した発電設備管理装置１０は、各発電設備２０の仕様情報、及び、柱上変圧器３０と複数の発電設備２０との間の配電線の構成を示す配電線構成情報のオペレータによる入力（設定）を受け付ける状態となる。

ここで、発電設備２０の仕様情報とは、ＰＣＳ２５の定格容量、ＰＣＳ２５が有している系統電圧上昇抑制機能（Ｐ制御機能、Ｑ制御機能、又は、Ｐ制御機能及びＱ制御機能）を示す機能種類情報、ＰＣＳ２５に設定可能な系統電圧上昇抑制機能に関する整定値を示す情報（１０５Ｖから１１０Ｖまで、０．５Ｖ刻み等）、太陽電池アレイ２２を構成している各太陽電池パネルの定格容量や向きのことである。また、配電線構成情報とは（図１参照）、各発電設備２０（ＰＣＳ２５）と受電点４３との間に配設されている屋内配線４４のインピーダンス（複素インピーダンス）、各受電点４３と低圧配電線４０上の分岐点４１との間に配設されている引込線４２のインピーダンス、各分岐点４１と柱上変圧器３０との間の低圧配電線４０のインピーダンスが分かる情報のことである。この配電線構成情報は、各部（低圧配電線４０の一部、引込線４２、屋内配線４４）のインピーダンス自体であっても、各部の長さと各部の単位長さ当たりのインピーダンスとであっても良い。

オペレータにより各発電設備２０の仕様情報及び配電線構成情報の入力が完了した旨の操作がなされた場合、発電設備管理装置１０は、オペレータにファイル名を入力させる。そして、発電設備管理装置１０は、オペレータにより入力された各発電設備２０の仕様情報及び配電線構成情報を保持した、オペレータにより入力されたファイル名を有する構成情報ファイルを、内部（本実施形態では、ＨＤＤ）に記憶してから第１情報入力受付処理を終了する。

また、第２情報入力受付処理の実行指示が入力されたため、第２情報入力受付処理を開始した発電設備管理装置１０は、入力エネルギー情報のオペレータによる入力を受け付ける状態となる。ここで、入力エネルギー情報とは、複数の発電設備２０が配設されている地域（以下、注目地域と表記する）における或る期間（例えば、日の出から日の入りまでの期間；以下、シミュレーション対象期間と表記する）内の日照強度の時間変化パターンを示す情報のことである。入力エネルギー情報としては、注目地域のシミュレーション対象期間における実際の日照強度の時間変化パターンに近い情報が入力される。

入力エネルギー情報の入力が完了した旨の操作がなされた場合、発電設備管理装置１０は、オペレータにファイル名を入力させる。そして、発電設備管理装置１０は、入力された入力エネルギー情報を保持した、入力されたファイル名を有する入力エネルギー情報フ
ァイルを内部に記憶してから第２情報入力受付処理を終了する。

第３情報入力受付処理は、発電設備２０の中に第１種発電設備２０（ＰＣＳ２５の出力電力を消費する負荷設備がＰＣＳ２５に接続されている発電設備）が１つ以上含まれている場合にオペレータが発電設備管理装置１０に実行させる処理である。オペレータの指示により第３情報入力受付処理を開始した発電設備管理装置１０は、各第１種発電設備２０の負荷設備のシミュレーション対象期間内の消費電力の時系列データの入力を受け付ける状態となる。より具体的には、発電設備管理装置１０は、オペレータが指定したファイル内のデータを、オペレータが指定した第１種発電設備２０の『負荷設備のシミュレーション対象期間内の消費電力の時系列データ』（以下、負荷設備消費電力データと表記する）として読み込む処理や、オペレータが指定した第１種発電設備２０（ＰＣＳ２５）から当日や前日における負荷設備消費電力データを取得する処理を行う状態となる。

各第１種発電設備２０の負荷設備消費電力データの入力が完了した旨の操作がなされた場合、発電設備管理装置１０は、オペレータにファイル名を入力させる。そして、発電設備管理装置１０は、入力された各第１種発電設備２０の負荷設備消費電力データを保持した、入力されたファイル名を有する消費電力データファイルを内部に記憶してから第３情報入力受付処理を終了する。

以下、整定値変更処理の内容を説明する。
発電設備管理装置１０が行う整定値変更処理は、図３に示した手順の処理である。

すなわち、オペレータの指示により、この整定値変更処理を開始した発電設備管理装置１０は、まず、オペレータから、以降の処理に使用する情報を保持した各ファイルのファイル名を取得する（ステップＳ１０１）。次いで、発電設備管理装置１０は、取得したファイル名を有する構成情報ファイルから各発電設備２０の仕様情報と配電線構成情報とを読み出す（ステップＳ１０２）。また、発電設備管理装置１０は、取得したファイル名を有する入力エネルギー情報ファイルから、入力エネルギー情報を読み出す（ステップＳ１０２）。さらに、発電設備管理装置１０は、消費電力データファイルのファイル名を取得していた場合には、当該ファイル名を有する消費電力データファイルから、各第１種発電設備２０の負荷設備消費電力データを読み出す（ステップＳ１０２）。

ステップＳ１０２の処理を終えた発電設備管理装置１０は、注目地域における自然エネルギーが、入力エネルギー情報ファイルから読み出した入力エネルギー情報が示しているパターン』（以下、設定パターンと表記する）で時間変化したと仮定して、複数の発電設備２０のそれぞれについて、その発電設備２０の太陽電池アレイ２２からＰＣＳ２５に入力される入力電圧及び入力電流の時系列データを算出する（ステップＳ１０３）。このステップＳ１０３では、構成情報ファイルから読み出した各発電設備２０の仕様情報を用いて、各ＰＣＳ２５に入力される入力電圧及び入力電流の時系列データ（換言すれば、各太陽電池アレイ２２の出力電圧及び出力電流の時系列データ）が算出される。

その後、発電設備管理装置１０は、算出した各ＰＣＳ２５への入力電圧及び入力電流の時系列データと、ステップＳ１０２にて構成情報ファイルから読み出した配電線構成情報とを用いて、複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せが互いに異なる複数の状況のそれぞれについて、その状況下で注目地域における自然エネルギーが設定パターンで時間変化した場合における各発電設備２０のＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流の時系列データを算出する（ステップＳ１０４）。尚、このステップＳ１０４における発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値は、ＰＣＳ２５がＰ制御機能（有効電力制御のみを行う系統電圧上昇抑制機能）を有している場合には、当該Ｐ制御機能の整定値である。また、ＰＣＳ２５がＱ制御機能（有効電力制御と無効電力制御とを併
用する系統電圧上昇抑制機能）を有している場合には、当該Ｑ制御機能の有効電力制御用の整定値である。そして、ステップＳ１０４の処理は、Ｑ制御機能の無効電力制御用の整定値を、Ｑ制御機能の有効電力制御用の整定値−所定値（本実施形態では、１Ｖ）として、各発電設備２０のＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流の時系列データを算出する処理となっている。なお、ここで所定値は各ＰＣＳ２５で異なっても良い。

以下、ステップＳ１０４の処理の内容をより具体的に説明する。

ステップＳ１０４の処理は、基本的には、『複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せが或る組合せである状況を仮定して、当該状況下で注目地域における自然エネルギーが設定パターンで時間変化した場合における各発電設備２０のＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流の時系列データを算出する時系列データ算出処理』を、整定値の組合せが互いに異なる複数の状況のそれぞれについて行う処理である。

時系列データ算出処理は、『或る時刻における各ＰＣＳ２５への入力電圧及び入力電流と配電線構成情報とに基づき、当該時刻における各ＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流を算出する電圧・電流算出処理』を繰り返す処理である。ステップＳ１０２にて幾つかの第１種発電設備２０に関する負荷設備消費電力データが読み出されていた場合、時系列データ算出処理（電圧・電流算出処理）では、各負荷設備消費電力データも用いて各ＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流が算出される。

電圧・電流算出処理は、或る時刻ｔにおける各ＰＣＳ２５への入力電圧及び入力電流等に基づき、いわゆる潮流計算により各ＰＣＳ２５への入力電圧及び入力電流を算出する処理である。この電圧・電流算出処理では、或る時刻ｔにおける各ＰＣＳ２５への入力電圧及び入力電流等から算出した幾つかのＰＣＳ２５の出力電圧が系統電圧上昇抑制機能が働く電圧であった場合、各ＰＣＳ２５への入力電圧及び入力電流が一定に維持されているとして、系統電圧上昇抑制機能が働いた後（各ＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流が安定した後）の各ＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流が算出されて時刻ｔにおける各ＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流とされる。

ステップＳ１０４における『複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せが互いに異なる複数の状況』は、『複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せが互いに異なる全ての状況』であっても良い。

すなわち、複数の発電設備２０について以下の条件が満たされている場合、ステップＳ１０４において、ｎ×ｍ個の状況のそれぞれについて、注目地域における自然エネルギーが設定パターンで時間変化した場合における各発電設備２０のＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流の時系列データが算出されるようにしておいても良い。
・発電設備２０が、発電設備ａ、ｂの２つである。

・発電設備ａのＰＣＳ２５がＰ制御機能（有効電力制御のみを行う系統電圧上昇抑制機能）のみを有しており、発電設備ｂのＰＣＳ２５がＰ制御機能のみを有している。

・発電設備ａのＰＣＳ２５のＰ制御機能が、Ｖａ１〜Ｖａｎの整定値を設定できるものであり、発電設備ｂのＰＣＳ２５のＰ制御機能が、Ｖｂ１〜Ｖｂｍの整定値を設定できるものである。

ステップＳ１０４における『複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せが互いに異なる複数の状況』は、『複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せが互いに異なる全ての状況』であっても良い。ただし、系統電
圧上昇抑制機能に関する整定値の適正値は、原則として、柱上変圧器３０との間の配電線長が短くなるにつれ、小さくなる。従って、処理に要する時間を低減するために、ステップＳ１０４の処理を、『任意の２つの発電設備２０について、柱上変圧器３０との間の配電線長が短い方の発電設備２０に関する整定値が大きくならない整定値の組合せ』についてのみ、各発電設備２０のＰＣＳ２５の出力電圧及び出力電流の時系列データを算出する処理としておくことが好ましい。

ステップＳ１０４の処理を終えた発電設備管理装置１０は、ステップＳ１０２の処理で算出された各発電設備２０の入力電圧及び入力電流の時系列データと、ステップＳ１０２の処理で算出された各発電設備２０の各状況下における出力電圧及び出力電流の時系列データとに基づき、上記した複数の状況のそれぞれについて、その状況における複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せの妥当性の程度を示す評価指標値（詳細は後述）を算出する（ステップＳ１０５）。

その後、発電設備管理装置１０は、算出した評価指標値が最小となっている整定値の組合せを特定（ステップＳ１０６）してから、複数のＰＣＳ２５の整定値の組合せが、特定された組合せとなるように、各ＰＣＳ２５の整定値を変更する（ステップＳ１０７）。

そして、ステップＳ１０７の処理を終えた発電設備管理装置１０は、この整定値変更処理（図３の処理）を終了する。

以下、評価指標値について説明する。

ステップＳ１０５で各状況について算出される評価指標値は、各状況における複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せの妥当性の何らかの観点での評価結果を表す値であれば良い。

例えば、各発電設備２０の所有者からすると、系統に逆潮流される電力量（売電できる電力量）は多い方が良い。

従って、評価指標値として、以下の（１）式により算出される売電損失率を使用しても良い。

尚、この（１）式及び以下の（２）式において、ｉは、ＰＣＳ２５の識別番号であり、Ｒ_sell,iは、シミュレーション対象期間中にＰＣＳ−ｉから系統に逆潮流された電力量をＰＣＳ−ｉの定格容量で割った値である。また、Ｎ_ｐｃｓは、ＰＣＳ２５（発電設備２０）の数である。

また、系統に逆潮流される電力量が特定の発電設備２０のみ少なくなることは好ましいことではない。

従って、評価指標値として、以下の（２）式により算出される売電率標準偏差を使用しても良い。尚、以下の（２）式において、Ｒ_sellバーは、Ｒ_sell,iの平均値である。

また、受電点４３（図１参照）の電圧が１０７Ｖを超えることは好ましいことではない。従って、評価指標値として、各発電設備２０に関する受電点４３の電圧が１０７Ｖを超えた時間の総和を、シミュレーション対象期間・Ｎ_ｐｃｓで割った値（以下、電圧上限値超過率と表記する）を使用しても良い。

また、上記した売電損失率、売電率標準偏差、電圧上限値超過率を、それぞれ、評価指標要素値として取り扱って、以下の（３）式や（４）式から、評価指標値を算出しても良い。

尚、（４）式におけるａ_ｎは、重要視したい評価指標要素値ｎのａ_ｎ値が大きくなるように定められる評価指標要素値ｎの重み係数である。

（３）式や（４）式により評価指標値は、複数の観点から整定値の組合せの妥当性を評価したものとなる。従って、（３）式や（４）式により評価指標値を算出するようにしておけば、複数の要望のそれぞれを或る程度満たす整定値の組合せを特定できることになる。

また、（３）式や（４）式により評価指標値を算出するようにしておけば、或る観点からは妥当ではない整定値の組合せが、最も妥当なものであると特定されてしまうことを防止できることにもなる。

具体的には、評価指標値として、売電損失率や売電率標準偏差（複数の評価指標要素値から算出されていない評価指標値）を採用した場合、図４に示してある評価指標値Ａのように、売電損失率や売電率標準偏差は良いが、電圧上限値超過率が極めて悪いことがあり得る。一方、（３）式や（４）式により評価指標値を算出すれば、評価指標値Ｂのように、電圧上限値超過率が悪くない整定値の組合せを特定することが出来る。従って、（３）式や（４）式により評価指標値を算出するようにしておけば、或る観点からは妥当ではない整定値の組合せが、最も妥当なものであると特定されてしまうことを防止できることになる。

以上、説明したように、本実施形態に係る発電設備管理装置１０は、複数の発電設備２０のＰＣＳ２２の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の様々な組合せのそれぞれについて、その妥当性の程度を示す評価指標値を算出することにより、最も妥当な整定値の組合
せを特定する。また、発電設備管理装置１０は、複数の発電設備２０の整定値の組合せが特定した組合せとなるように、各ＰＣＳ２５の整定値を変更する。従って、本実施形態に係る発電設備管理装置１０によれば、複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値を、各発電設備２０の動作状況を考慮して、特に好適な値に変更することが出来る。

《第２実施形態》
本発明の第２実施形態に係る発電設備管理装置は、上記した第１実施形態に係る発電設備管理装置１０に、ＰＣＳ２５の単独運転防止機能用の整定値の適正値を特定するための適正値特定処理の実行機能を追加したものである。そのため、以下では、第１実施形態に係る発電設備管理装置１０の説明時に用いたものと同じ符号を用いて、第２実施形態に係る発電設備管理装置１０が実行する適正値特定処理の内容のみを説明することにする。

第２実施形態に係る発電設備管理装置１０が実行する適正値特定処理は、受電点４３における電圧変動率（フリッカ量）が規定値以下となる各ＰＣＳ２５の単独運転防止機能用の整定値を、当該整定値の適正値として特定する処理である。

また、適正値特定処理は、上記した第１情報入力処理（配電線構成情報の入力を受け付けて内部に記憶する処理）の完了後に実行される処理となっており、所定の操作がなされたため適正値特定処理を開始した発電設備管理装置１０は、まず、オペレータから、構成情報ファイルのファイル名を取得する。

次いで、発電設備管理装置１０は、取得したファイル名を有する構成情報ファイルから、配電線構成情報を読み出す。そして、発電設備管理装置１０は、複数の発電設備２０（ＰＣＳ２５）の単独運転防止機能用の整定値の組合せが互いに異なる複数の状況のそれぞれについて、各発電設備２０の受電点４３の出力電圧の変動率を算出する。尚、この変動率の算出処理は、各ＰＣＳ２５に、各ＰＣＳ２５の定格容量と同じ電力が入力されているとして行われるものである。

尚、各発電設備の電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せは、各発電設備の電圧上昇抑制機能に関する整定値以外の制御パラメータを含んでいても良いし、各発電設備の単独運転検出機能に関する整定値または制御パラメータと組合せておいても良い。また、各発電設備の単独運転検出機能に関する整定値の組合せは、単独運転検出機能に関する整定値以外の制御パラメータを含んでいても良いし、各発電設備の電圧上昇抑制機能に関する整定値または制御パラメータと組合せておいても良い。

その後、発電設備管理装置１０は、各状況について算出した出力電圧の変動率に基づき、各発電設備２０の受電点４３における出力電圧の変動率が所望値以下となる整定値の組合せを特定する。そして、発電設備管理装置１０は、各ＰＣＳ２５の単独運転防止機能用の整定値の組合せが、特定した組合せとなるように、各ＰＣＳ２５の単独運転防止機能用の整定値を変更してから、適正値特定処理を終了する。

本実施形態に係る発電設備管理装置１０は、以上、説明した機能を有している。従って、この第２実施形態に係る発電設備管理装置１０によれば、各ＰＣＳ２５の単独運転防止機能用の整定値も適正値に変更（設定）することができる。

《第３実施形態》
以下、第１実施形態に係る発電設備管理装置１０の説明時に用いたものと同じ符号を用いて、本発明の第３実施形態に係る発電設備管理装置１０の機能を説明する。尚、本実施形態に係る発電設備管理装置１０は、第１実施形態に係る発電設備管理装置１０と同様の
形態（図１参照）で使用されるものである。

第３実施形態に係る発電設備管理装置１０は、図５に示した手順の整定値変更処理を実行可能なように、構成（プログラミング）されている。

この整定値変更処理は、所定の実行指示をオペレータが入力したときに、発電設備管理装置１０が開始する処理である。整定値変更処理を開始した発電設備管理装置１０は、図５に示してあるように、まず、電圧上昇抑制機能に関する整定値と幾つかの評価指標値算出用データ（詳細は後述）とを各ＰＣＳ２５から取得する（ステップＳ２０１）。次いで、発電設備管理装置１０は、取得した評価指標値算出用データから、評価指標値を算出する処理（ステップＳ２０２）を行う。

ステップＳ２０１の処理で各ＰＣＳ２５から評価指標値算出用データとして取得されるデータは、以下のデータである。

（ａ）或る期間（以下、評価対象期間と表記する）中に各ＰＣＳ２５から系統に逆潮流された電力量（売電された電力量）
（ｂ）各ＰＣＳ２５の定格容量
（ｃ）各ＰＣＳ２５（ＰＣＳ−ｉ）の３０分平均電圧がＰ制御整定値電圧を超過した回数である３０分平均電圧出力抑制整定値超過回数ｎ_thresh,i

すなわち、ステップＳ２０１の処理では、上記した売電損失率と売電率標準偏差とを求めることが出来る評価指標値算出用データ（（ａ）、（ｂ）のデータ）が各ＰＣＳ２５から取得される。また、ステップＳ２０１の処理では、以下の（５）式で表される整定値超過率を求めることが出来る評価指標値算出用データ（（ｃ）のデータ）が各ＰＣＳ２５から取得される。尚、（５）式におけるＴ_ｐｃｓは、分単位の評価対象期間の長さ（分単位のＰＣＳ２５の動作時間）である。

そして、ステップＳ２０２では、まず、上記評価指標値算出用データから、売電損失率、売電率標準偏差、整定値超過率が算出される。次いで、算出した売電損失率、売電率標準偏差、整定値超過率を、それぞれ、評価指標要素値として取り扱って、上記した（３）式によって評価指標値が算出される。

ステップＳ２０２の処理を終えた発電設備管理装置１０は、算出した評価指標値が、予め設定されている許容値以下となっているか否かを判断する（ステップＳ２０３）。評価指標値が許容値以下となっていなかった場合（ステップＳ２０３；ＮＯ）、発電設備管理装置１０は、ステップＳ２０４にて以下の処理を行う。

発電設備管理装置１０は、ステップＳ２０４にて、まず、評価指標値を算出するために算出した各評価指標要素値（売電損失率と整定値超過率）に基づき、整定値の値が適切でない可能性が高い幾つかのＰＣＳ２５を特定する。より具体的には、発電設備管理装置１０は、売電損失率や整定値超過率が特に大きなＰＣＳ２５を特定する。

そして、発電設備管理装置１０は、特定した各ＰＣＳ２５の売電損失率や整定値超過率
が小さくなるように、特定した各ＰＣＳ２５の整定値を変更してから、ステップＳ２０４の処理を終了する。

ステップＳ２０４の処理を終えた発電設備管理装置１０は、評価開始条件が満たされるのを待機する（ステップＳ２０５）。ここで、評価開始条件とは、予め定められている条件のことである。この評価開始条件としては、例えば、『ステップＳ２０４の完了後、２４時間が経過した』というような条件が使用される。

評価開始条件が満たされた場合、発電設備管理装置１０は、ステップＳ２０５の処理を終了して、ステップＳ２０１以降の処理を再び開始する。

そして、発電設備管理装置１０は、上記の様な処理を繰り返しているうちに、評価指標値が許容値以下となったときに（ステップＳ２０３；ＹＥＳ）、この整定値変更処理（図５の処理）を終了する。

本実施形態に係る発電設備管理装置１０は、以上、説明した機能を有している。従って、この第３実施形態に係る発電設備管理装置１０によれば、複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値を、各発電設備２０の動作状況を考慮して、より好適な値に変更することが出来る。

《変形形態》
上記した各実施形態に係る発電設備管理装置１０は、各種の変形が行えるものである。例えば、第１、２実施形態に係る発電設備管理装置１０により管理される発電設備２０は、自然エネルギーを利用して発電を行う発電装置と当該発電装置から出力される電力の少なくとも一部を系統に逆潮流させる、系統電圧上昇抑制機能を有する電力変換装置とを含む設備（換言すれば、売電量等を数値シミュレーションにて求められる設備）であれば良い。従って、第１、２実施形態に係る発電設備管理装置１０を、風力発電装置等を含む発電設備２０に関する整定値を変更する装置に変形しても良い。

第３実施形態に係る発電設備管理装置１０による整定値の変更手順は、売電量等を数値シミュレーションにて求めることが困難な発電設備２０の整定値の変更にも適用できるものである。従って、第３実施形態に係る発電設備管理装置１０を、売電量等を数値シミュレーションにて求めることが困難な発電設備（発電装置が燃料電池である発電設備等）を含む複数の発電設備２０を管理する装置に変形しても良い。

また、評価指標値は、各状況における複数の発電設備２０の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せの妥当性の何らかの観点での評価結果を表す値であれば良い。従って、第１、第２実施形態に係る発電設備管理装置１０の評価指標値を、上記したものとは異なる値、例えば、上記した売電損失率、売電率標準偏差、電圧上限値超過率という３評価指標要素値以外のＮ（≧２）個の評価指標要素値の二乗値の総和の平方根としておいても良い。また、第３実施形態に係る発電設備管理装置１０の評価指標値を、売電損失率、売電率標準偏差、整定値超過率のいずれかとしておいても良く、売電損失率、売電率標準偏差、整定値超過率という３評価指標要素値以外のＮ（≧２）個の評価指標要素値の二乗値の総和の平方根としておいても良い。

評価指標値又は評価指標要素値として、以下の（６）式で表される力率変化率の総和を採用しても良い。

尚、（６）式におけるＰＦ_ＰＣＳは、ＰＣＳ２５の出力から算出されるＰＣＳ２５の力率である。

第３実施形態に係る発電設備管理装置１０が行う整定値変更処理（図５）を、ステップＳ２０３の判断が行われない処理（終了指示が入力されない限り切り替えされる処理）に変形しても良い。また、第３実施形態に係る発電設備管理装置１０に、第２実施形態に係る発電設備管理装置１０が実行可能な適正値特定処理を行う機能を付与しておいても良いし、適正値特定処理、整定値変更処理等として、具体的な内容が上記したものとは異なる処理を採用しても良い。

第１実施形態に係る発電設備管理装置１０を、比較的に小さな評価指標値が得られた幾つかの整定値の組合せを評価指標値と共に表示して、オペレータに各ＰＣＳ２５に設定する整定値を指定させる装置に変形しても良い。同様に、第３実施形態に係る発電設備管理装置１０を、各ＰＣＳ２５から取得した整定値及び評価指標値算出用データを、算出した評価指標値と共に表示して、オペレータに各ＰＣＳに設定する整定値を指定させる装置に変形しても良い。

１０・・・発電設備管理装置
１２・・・コンピュータ
１５・・・プログラム
２０・・・発電設備
２２・・・太陽電池アレイ
２５・・・パワーコンディショナ
３０・・・柱上変圧器
４０・・・低圧配電線
４１・・・分岐点
４２・・・引込線
４３・・・受電点
４４・・・屋内配線

Claims

それぞれ、発電を行う発電装置と、当該発電装置から出力される電力の少なくとも一部を系統に逆潮流させる、系統電圧上昇抑制機能を有する電力変換装置とを含む複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の設定を支援する発電設備管理装置において、
前記複数の発電設備の動作状況に応じて、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する変更手段
を備え、
前記変更手段は、前記複数の発電設備の逆潮流させる電力の偏差に基づき、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する
発電設備管理装置。
それぞれ、発電を行う発電装置と、当該発電装置から出力される電力の少なくとも一部を系統に逆潮流させる、系統電圧上昇抑制機能を有する電力変換装置とを含む複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の設定を支援する発電設備管理装置において、
前記複数の発電設備の動作状況に応じて、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する変更手段
を備え、
前記変更手段は、前記複数の発電設備の売電損失率に基づき、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する
発電設備管理装置。
それぞれ、発電を行う発電装置と、当該発電装置から出力される電力の少なくとも一部を系統に逆潮流させる、系統電圧上昇抑制機能を有する電力変換装置とを含む複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の設定を支援する発電設備管理装置において、
前記複数の発電設備の動作状況に応じて、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する変更手段
を備え、
前記変更手段は、系統の電圧の電圧変動率に基づき、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の単独運転検出機能に関する整定値を変更する
発電設備管理装置。
それぞれ、自然エネルギーを利用して発電を行う発電装置と、当該発電装置から出力される電力の少なくとも一部を系統に逆潮流させる、系統電圧上昇抑制機能を有する電力変換装置とを含む複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の設定を支援する発電設備管理装置において、
前記複数の発電設備が設置されている地域における自然エネルギーが設定パターンで時間変化したと仮定して、前記複数の発電設備のそれぞれについて、その発電設備の前記発電装置から前記電力変換装置に入力される入力電圧及び入力電流の時系列データを算出する第１算出手段と、
少なくとも、前記第１算出手段により算出された各発電設備の入力電圧及び入力電流の時系列データと、前記複数の発電設備と系統間の配電線の構成を示す配電線構成情報とを用いて、前記複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せが互いに異なる複数の状況のそれぞれについて、その状況下で前記地域における自然エネルギーが前記設定パターンで変化した場合における各発電設備の前記電力変換装置の出力電圧及び出力電流の時系列データを算出する第２算出手段と、
前記第１算出手段により算出された各発電設備の入力電圧及び入力電流の時系列データと、前記第２算出手段により算出された各発電設備の各状況下における出力電圧及び出力電流の時系列データとに基づき、前記複数の状況のそれぞれについて、その状況における前記複数の発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する整定値の組合せの妥当性の程度を示す評価指標値を算出する第３算出手段と、
前記第３算出手段により各状況について算出された評価指標値に基づき、前記複数の発電設備の中の少なくとも１つの発電設備の系統電圧上昇抑制機能に関する前記整定値を変更する変更手段と、
前記配電線構成情報を用いて、前記複数の発電設備の単独運転防止機能用の整定値の組合せが互いに異なる複数の状況のそれぞれについて、各発電設備の受電点の出力電圧の変動率を算出し、算出結果に基づき、各発電設備の出力電圧の変動率が所望値以下となる単独運転防止機能用の整定値の組合せを特定して出力する手段と、
を備えることを特徴とする発電設備管理装置。
前記複数の発電設備には、前記電力変換装置の出力電力を消費する負荷設備と接続されている第１種発電設備と、前記電力変換装置の出力電力を消費する負荷設備と接続されていない第２種発電設備とがあり、
前記第２算出手段は、各第１種発電設備については、各第１種発電設備の負荷設備で消費される電力の時間変化パターンを考慮して前記電力変換装置の出力電圧及び出力電流の時系列データを算出する
ことを特徴とする請求項４に記載の発電設備管理装置。