JP7202963B2 - 太陽光発電設備の監視制御装置および制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、需要家内に設置される太陽光発電設備の監視制御装置および制御方法に係り、特に交流系統に連係されて需要家内の電気負荷に給電する太陽光発電設備の監視制御装置および制御方法に関する。

近年、電力固定金額買取り制度（以降、ＦＩＴと記す）や税制上の優遇措置により、太陽光発電システムが世界中に普及した。大量普及と、市場競争原理により太陽光発電システムのｋＷあたりのコストが低下し、日射条件の良い地域においては火力発電などの従来の発電システムによる発電コストに比べて太陽光発電システムによる発電コストが安くなる、いわゆるグリッドパリティが成立し始めた。

一方で、太陽光発電システムが十分普及したことにより、地域によりＦＩＴでの電力買取り金額が低下、もしくは廃止されるようになった。これを受け、売電目的ではなく、太陽光発電システムで発電する電力を、需要家内の設備で自家消費する自家消費型太陽光発電システムの導入ケースが増えてきている。

売電型の太陽光発電設備は、系統運営者により連系許可枠を設けることにより系統運営者によって導入量をある程度コントロールすることができた。しかし、系統へ電力を供給しない、すなわち逆潮流をしない自家消費型太陽光発電の場合は、系統から見ると消費電力が変動するだけである。そのため、連系枠による導入量のコントロールができない。

自家消費型の太陽光発電システムを成立させる技術としては、最低負荷以下の定格を有する太陽光発電システムを用いる、もしくは特許文献１に開示されるように逆潮流を防止するよう、太陽光発電システムを制御する方法がある。

特開２０１８－１８２８４７号公報

自家消費型太陽光発電システムを導入する場合に、系統の安定化を図れるものであることが要望される。

まず安定化阻害要因のうち逆潮流の防止に関しては、特許文献１などの採用により、潮流は上位系統から下位系統に保たれる。潮流の方向が保たれることにより、系統運営者の設置した電圧安定化装置の安定運用が保たれるようになる。

一方で自家消費型太陽光発電システム内に着目してみると、太陽光発電システムが力率１００％で運用される場合、太陽光発電システムからは有効電力のみが供給される。この場合に、需要家内の負荷は、太陽光発電システムの出力に寄らず有効電力と無効電力を系統から受電するため、自家消費型太陽光発電システムを導入した需要家の受電力率は負荷のみ接続された状況に比べて低くなる。特に、負荷消費電力に対する太陽光発電システムの定格値の割合が大きくなると、上記の力率低下の影響が大きくなる。

この点に関して、太陽光発電システムにおける力率低下は、系統の安定化阻害要因である。系統の電圧安定化機器の多くは、フィーダを流れる有効電力の変化からフィーダ末端の電圧を推定し、フィーダ全体の電圧を所定範囲内に制御する。そのため、受電電力の力率が大きく変動すると系統の電圧を安定に制御することが困難となる。

以上のことから本発明においては、逆潮流を抑制しながら、設備受電点における力率を所定の値以上に保つことで系統電圧の安定化を図ることができる太陽光発電設備の監視制御装置および制御方法を提供することを目的とする。

以上のことから本発明においては、交流系統と太陽光発電設備を接続する母線から負荷に給電する需要家における太陽光発電設備の監視制御装置であって、監視制御装置は、交流系統と需要家の連系点の力率を算出するための状態量を検出し、交流系統と需要家の連系点の力率を所定力率以上とするために必要なインバータの出力する無効電力を状態量に基づいて算出する演算部と、無効電力を無効電力指令としてインバータを制御するインバータ制御部を備えることを特徴とする。

また本発明においては、交流系統と太陽光発電設備を接続する母線から負荷に給電する需要家における太陽光発電設備の監視制御方法であって、交流系統と需要家の連系点の力率を算出するための状態量を検出し、交流系統と需要家の連系点の力率を所定力率以上とするために必要なインバータの出力する無効電力を状態量に基づいて算出し、インバータを制御することを特徴とする。

本発明によれば、逆潮流を抑制しながら、設備受電点における力率を所定の値以上に保つことができるため、系統電圧の安定化が容易となる。

実施例１に係る太陽光発電システムの監視制御装置を含む需要家内設備の全体構成例を示す図。 インバータ制御部１０とインバータＩＮＶを含む太陽光インバータシステムの構成例を示す図。 制御装置１の概略の制御ロジックを示す図。 無効電力指令値算出器１００の制御ロジックを示す図。 有効電力上限算出器２００の制御ロジックを示す図。 インバータ動作マップテーブル２０１の動作マップ例を示す図。 無効電力制御をしない負荷運用例を示す図。 無効電力制御をしない負荷運用時の力率変動を示す図。 本発明の実施例１に係る制御を実行した時の負荷運用例を示す図。 本発明の実施例１に係る負荷運用時の力率変動を示す図。 無効電力制御をしない負荷運用例を示す図。 無効電力制御をしない負荷運用時の力率変動を示す図。 逆潮流を阻止する本発明の実施例１に係る負荷運用例を示す図。 逆潮流を阻止する本発明の実施例１に係る負荷運用時の力率変動を示す図。 実施例２に係る太陽光発電システムの監視制御装置を含む需要家内設備の全体構成例を示す図。 制御装置１Ａの概略の制御ロジックを示す図。 無効電力指令値算出器１００Ａの制御ロジックを示す図。 有効電力上限算出器２００Ａの制御ロジックを示す図。 実施例３に係る太陽光発電システムの監視制御装置を含む需要家内設備の全体構成例を示す図。 制御装置３の概略の制御ロジックを示す図。 実施例４に係る太陽光発電システムの監視制御装置を含む需要家内設備の全体構成例を示す図。 蓄電池システム７０の構成および制御ロジックを説明するための図。

以下本発明の実施例について図面を参照して詳細に説明する。

本発明の実施例１に係る太陽光発電システムの監視制御装置を含む需要家内設備の全体構成例を図１に示す。

図１において、本発明の制御が適用される需要家９０は、少なくとも負荷５０と太陽光パネル２０を備え、負荷５０は太陽光パネル２０と交流系統から給電される。需要家９０は、受電点８０を介して図示しない交流系統より有効電力Ｐｓ、無効電力Ｑｓを受電する。受電点８０に接続される母線Ｂｕｓには負荷５０およびインバータＩＮＶを介して太陽光パネル２０が接続される。負荷５０は、母線Ｂｕｓより消費電力である有効電力ＰＬ、無効電力ＱＬを受電する。

インバータＩＮＶの直流回路には太陽光パネル２０が接続され、太陽光パネル２０により発電された電力を交流に周波数変換し、交流電力Ｐｇｅｎ、無効電力Ｑｇｅｎを母線Ｂｕｓに出力する。

上記した需要家９０内設備の制御のために、本発明に係る太陽光発電システムの監視制御装置は、制御装置１とインバータ制御部１０を含んで構成されている。このうち制御装置１は、実施例１では受電点８０の電流を検出する電流検出器３０、および母線Ｂｕｓの電圧を検出する電圧検出器３１に接続されて無効電力指令値Ｑｒｅｆを定める。無効電力指令値Ｑｒｅｆは、通信線４０を介してインバータ制御部１０に入力され、インバータ制御部１０は、インバータＩＮＶを制御して無効電力指令値Ｑｒｅｆに従い無効電力Ｑｇｅ、交流電力Ｐｇｅｎを出力する。

太陽光発電システムの監視制御装置のうち、インバータ制御部１０の詳細が図２に例示され、制御装置１の具体的な構成例が図３，図４，図５に例示されている。図１に示す実施例１の監視制御装置は、制御装置１側に特徴をする。このため、説明の都合上、まず図２を用いてインバータ制御部１０の制御ロジックを説明する。なお、インバータ制御部１０とインバータＩＮＶは、近接して設置されることが多く、これを総括的に表現するならば太陽光インバータシステムというのが相応しい。

図２は、インバータ制御部１０とインバータＩＮＶを含む太陽光インバータシステムの構成例を示す図である。図２の太陽光インバータシステムでは、インバータ制御部１０により算出される交流出力電圧指令値Ｖｒｅｆに従ってインバータＩＮＶが制御される。インバータＩＮＶは、半導体スイッチング素子で構成されるアセンブリおよび高調波フィルタ回路で構成される自励式インバータである。

インバータ制御部１０は通信インターフェース１１を備え、通信線４０を介して制御装置１から送信される有効電力上限値Ｐｌｉｍおよび無効電力指令値Ｑｒｅｆを入力する。また、図示しないインバータＩＮＶ内センサで検出される直流入力電圧Ｖｄｃ、直流入力電流Ｉｄｃ、交流電圧Ｖａｃ、交流出力電流Ｉａｃを入力する。

インバータ制御部１０は、これら入力値を用いてリミッタ付きＭＰＰＴ（Ｍａｘｉｍｕｍ Ｐｏｗｅｒ Ｐｏｉｎｔ Ｔｒａｃｋｉｎｇ）と無効電力制御を実行し、交流出力電圧指令値Ｖｒｅｆを決定して、インバータＩＮＶに与え、これを制御する。なお、インバータＩＮＶにより定められた無効電力Ｑｇｅｎ及び有効電力Ｐｇｅｎを、通信インターフェース１７を介して制御装置１に伝送する。

具体的な制御演算についてさらに説明する。直流入力電圧Ｖｄｃと直流入力電流Ｉｄｃは、リミッタ付きＭＰＰＴ演算器１２に入力される。リミッタ付きＭＰＰＴ演算器１２は、直流入力電圧Ｖｄｃを調整することにより発電電力が最大となる点を自動探索する演算器であり、直流入力電圧Ｖｄｃを変化させるための有効電流指令値を算出し、電流制御器１６に出力する。ＭＰＰＴ演算器１２は当該分野では多用される演算器であるため、詳細の説明を省く。

リミッタ付きＭＰＰＴ演算器１２は上限値として通信インターフェース１１で入力する有効電力上限値Ｐｌｉｍを上限値として入力する。ＭＰＰＴ演算器１２は直流入力電力が有効電力上限値Ｐｌｉｍを超えた場合は有効電流指令値を下げ補正することで入力電力が有効電力上限値Ｐｌｉｍ以下となるよう入力電力を制限する。

無効電力制御は以下の演算器により無効電流指令値を算出する。まず交流電圧Ｖａｃ、交流出力電流Ｉａｃは、有効電力・無効電力算出器１３に入力される。有効電力・無効電力算出器１３は、インバータＩＮＶが交流出力端子から出力する有効電力Ｐｇｅｎ、無効電力Ｑｇｅｎを、交流電圧Ｖａｃ、交流出力電流Ｉａｃから算出する。算出された有効電力Ｐｇｅｎ、無効電力Ｑｇｅｎは通信インターフェース１７に出力され、制御装置１側での処理に適宜利用される。また、無効電力Ｑｇｅｎは減算器１４に入力され、減算器１４は無効電力指令値Ｑｒｅｇと計測した無効電力Ｑｇｅｎの差を算出し、その差を無効電力制御器１５に出力する。

無効電力制御器１５は、比例積分制御器で構成され、入力された差を低減するようインバータＩＮＶの出力する無効電流指令値を算出する。

ＭＰＰＴ演算器１２により算出された有効電流指令値と、無効電力制御器１５により算出された無効電流指令値と、そして交流出力電流Ｉａｃは、電流制御器１６に入力され、電流制御器１６は交流電流Ｉａｃの有効成分および無効成分が入力された指令値に追従するよう自励式のインバータＩＮＶの交流出力電圧指令値Ｖｒｅｆを算出し、インバータＩＮＶに出力する。

次に、制御装置１による受電点力率改善動作について説明する。まず図１の全体構成図を用い、制御装置１の入出力を説明する。図１において需要家９０の受電点８０には受電点の電流を検出する電流検出器３０、および母線電圧を検出する電圧検出器３１が備えられ、それら検出器の出力は制御装置１に入力される。制御装置１の出力は通信インターフェースを介して通信線４０に接続され、インバータ制御部１０に有効電力上限値Ｐｌｉｍと無効電力指令値Ｑｒｅｆを出力する。

制御装置１の概略の制御ロジックを図３に示す。制御装置１は、その内部機能を簡便に述べると、無効電力指令値算出器１００と有効電力上限値算出器２００により構成されている。

制御装置１は電圧検出値入力インターフェース５００、電流検出値入力インターフェース５０１を備え、受電点において受電する交流電圧Ｖｓ、交流電流Ｉｓを入力する。交流電圧Ｖｓ、交流電流Ｉｓは無効電力指令値算出器１００に入力される。無効電力指令値算出器１００は、受電点８０における力率を所定の値より大きくするためにインバータＩＮＶから出力されるべき無効電力の目標値を無効電力指令値Ｑｒｅｆとして算出し、通信インターフェース５０２と有効電力上限値算出器２００に出力する。

無効電力指令値算出器１００は、無効電力指令値Ｑｒｅｆに加え、系統から受電点８０で受電する有効電力算出値Ｐｓｃａｌを算出し、有効電力上限値算出器２００に出力する。有効電力上限値２００は受電点８０からの逆潮流防止と太陽光インバータ１０の過負荷停止を両立するための有効電力上限値Ｐｌｉｍを算出し、通信インターフェース５０２に出力する。

無効電力指令値算出器１００の制御ロジックを、図４を用いて説明する。交流電圧Ｖｓと交流電流Ｉｓは、有効電力・無効電力算出器１０１に入力される。有効電力・無効電力算出器１０１は、受電点８０において受電する有効電力算出値Ｐｓｃａｌと無効電力算出値Ｑｓｃａｌを演算する。有効電力算出値Ｐｓｃａｌは力率遵守用無効電力算出器１０２、１０３、および有効電力上限算出器２００に出力される。無効電力算出値Ｑｓｃａｌは減算器１０６に出力される。

減算器１０６は、無効電力指令値Ｑｒｅｆ（ローパスフィルタ１０４の出力）とインバータＩＮＶの出力する無効電力出力推定値（無効電力算出値Ｑｓｃａｌ）との差を算出し、負荷５０の消費する無効電力推定値ＱＬｃａｌを算出する。

なお上記無効電力推定値ＱＬｃａｌを算出するにあたり、無効電力指令値ＱｒｅｆはインバータＩＮＶに出力する無効電力指令値Ｑｒｅｆを遅延器１０５で遅延させ、さらにその出力をインバータＩＮＶの無効電力制御応答と等しい時定数を有するローパスフィルタ演算をローパスフィルタ１０４で施すことにより算出するのがよい。

力率遵守用無効電力算出器１０２は、有効電力算出値Ｐｓｃａｌに加え、所定の値である受電点８０における遅れ力率制限値ＰＦｌａｇを入力し、受電力率が遅れ力率制限値ＰＦｌａｇとなるときの受電点における無効電力Ｑｌｉｍｌａｇを（１）式に従い算出する。

同様に、力率遵守用無効電力算出器１０３は、有効電力算出値Ｐｓｃａｌおよび所定の値である受電点８０における進み力率制限値ＰＦｌｅａｄを入力し、受電力率が進み力率制限値ＰＦｌｅａｄとなるときの受電点における無効電力Ｑｌｉｍｌｅａｄを（２）式に従い算出する。

ここで、本実施例では遅れ力率制限値ＰＦｌａｇおよび進み力率制限値ＰＦｌｅａｄは所定の値としたが、これらの値は外部通信により可変の値としても良い。

受電力率が遅れ力率制限値ＰＦｌａｇとなるときの受電点における無効電力Ｑｌｉｍｌａｇは、減算器１０７に、受電力率が進み力率制限値ＰＦｌｅａｄとなるときの受電点における無効電力Ｑｌｉｍｌｅａｄは減算器１０９に入力され、負荷５０の消費する無効電力推定値ＱＬｃａｌとの差を算出する。

減算器１０７の出力はリミッタ１０８に出力され、リミッタ１０８は減算器１０７の出力をゼロ以上Ｑｍａｘ以下に制限し、該制限値を加算器１０１０に出力する。

同様に、減算器１０９の出力はリミッタ１１１に出力され、リミッタ１１１は減算器１０９の出力を－Ｑｍａｘ以上ゼロ以下に制限し、該制限値を加算器１１０に出力する。

加算器１１０はリミッタ１０８と１１１の出力の和を算出し、その出力をインバータＩＮＶの出力すべき無効電力指令値Ｑｒｅｆとして通信インターフェース５０２に出力する。

上記構成により、無効電力推定値ＱＬｃａｌが、受電力率が遅れ力率制限値ＰＦｌａｇとなるときの受電点における無効電力Ｑｌｉｍｌａｇより大きい場合は、超過分の無効電力をインバータＩＮＶより供給することにより受電点の力率を遅れ力率制限値ＰＦｌａｇ以上に維持することができる。

また、無効電力推定値ＱＬｃａｌが、受電力率が進み力率制限値ＰＦｌｅａｄとなるときの受電点における無効電力Ｑｌｉｍｌｅａｄより小さい場合は、不足分の無効電力をインバータＩＮＶで吸収することにより受電点の力率を進み力率制限値ＰＦｌｅａｄ以上に維持することができる。

次に、有効電力上限算出器２００の制御ロジックを、図５を用いて説明する。有効電力上限算出器２００は、無効電力指令値算出器１００より入力する無効電力指令値Ｑｒｅｆ、受電点８０で受電する有効電力算出値Ｐｓｃａｌを入力し、インバータＩＮＶが無効電力を出力しつつ過負荷運転状態を回避するための有効電力上限値Ｐｌｉｍを算出し、通信インターフェース５０２に出力する。

具体的には、インバータ動作マップテーブル２０１に無効電力指令値Ｑｒｅｆを入力し、インバータの過負荷を防ぐことのできる有効電力上限値Ｐｍａｘを算出する。

図６には、インバータ動作マップテーブル２０１の動作マップ例を示す。図６の横軸は出力可能な無効電力Ｑ、縦軸は発電可能な有効電力Ｐを示し、太字の実線がインバータＩＮＶの運転可能な領域を示す有効電力・無効電力の動作マップを示す。有効電力出力が小さい領域では、無効電力は±Ｑｍａｘの範囲で出力が可能である。一方、有効電力がＰ１を超えた領域では出力皮相電力が１ｐｕを超えない範囲に供給可能な無効電力が制限される。逆に言えば無効電力を出力するためには有効電力をＰ１まで抑制することにより出力可能な無効電力を増やすことができる。

図５のインバータ動作マップテーブル２０１は、入力した無効電力指令値Ｑｒｅｆを出力可能な最大有効電力Ｐ１を、図６に示される動作マップから算出し、その算出値Ｐｍａｘを上限値として比例積分制御器２０３に出力する。なおインバータ動作マップテーブル２０１はあらかじめ記憶しておいてもよいし、外部からデータとして入力するインターフェースを備えてもよい。

図５に戻り、有効電力上限算出器２００の制御ロジック説明を続ける。比例積分制御器２０３は有効電力算出値Ｐｓｃａｌを入力し、上限値がＰｍａｘ、下限がゼロである比例積分演算を施し、その出力をインバータＩＮＶの有効電力上限値Ｐｌｉｍとして通信インターフェース５０２に出力する。

受電点における有効電力算出値Ｐｓｃａｌが十分大きい場合は、インバータＩＮＶの有効電力上限値Ｐｌｉｍは大きな値となりインバータＩＮＶは大きな電力を出力することができる。一方、有効電力算出値Ｐｓｃａｌがゼロを下回ると比例積分制御器２０３の出力であるインバータＩＮＶの有効電力上限値Ｐｌｉｍは小さくなり、インバータＩＮＶの出力が抑制される。

以上の動作により、実施例１の制御装置は、需要家９０の受電点８０における力率を所定の範囲に抑制することができる。また、このときにインバータ動作マップテーブルで発電上限値を制限することによりインバータＩＮＶの過負荷と受電点８０での逆潮流の回避が可能となる。

次に本発明による効果を具体的な図示により説明する。まず図７（ａ）、図７（ｂ）は、インバータＩＮＶが有効電力Ｐｇｅｎのみを与える場合を想定する。従ってこの事例は、無効電力指令がゼロである、従来技術での自家消費太陽光発電による需要家での運用例を示している。

図７（ａ）は、無効電力制御をしない負荷運用例を示す図であり、横軸に１日の０：００から２４：００までの時間、縦軸に負荷５０の最大消費有効電力を１００％とした電力の大きさを示している。まず、自家消費太陽光発電による発電量は、有効電力Ｐｇｅｎが日中の時間帯（たとえば８：００から１６：００）にのみ発生する。ただし、従来方式では、インバータＩＮＶは力率１００％で運転しているため、無効電力Ｑｇｅｎは常にゼロである。これに対し、負荷５０の消費有効電力ＰＬと消費無効電力ＱＬは、操業開始時間に合わせて増加し、操業終了時間に減少する。ただし、負荷の電力ＰＬ、ＱＬは、太陽光による電力Ｐｇｅｎ，Ｑｇｅｎに比べて十分に大きく、太陽光による電力Ｐｇｅｎ，Ｑｇｅｎが負荷の電力ＰＬ、ＱＬを超過することを想定していない。

このときの受電点８０における力率ＰＦが図７（ｂ）に示されている。横軸は図７（ａ）と同じ時間帯の時間、縦軸は受電力率ＰＦを示す。これによれば、インバータＩＮＶからの発電開始に伴い、受電点力率ＰＦが低下する。負荷の電力ＰＬ、ＱＬの増加により一時的に力率ＰＦは回復するも、昼に向い再度力率ＰＦが低下し、午後のインバータＩＮＶからの発電電力低下に伴い力率ＰＦが回復する。

このように、力率一定の考え方により無効電力を発生させない従来の太陽光発電方式によれば、重負荷となる日中に受電点力率ＰＦが極端に低下し、系統電圧の管理に支障をきたすおそれがある。

これに対し、本発明の実施例１の制御装置１を適用することにより、受電点での力率ＰＦは大きく改善される。図８（ａ）に本発明の実施例１に係る制御を実行した時の各部電力の関係を示している。

図８（ａ）によれば、負荷５０の消費有効電力ＰＬと消費無効電力ＱＬは、図７（ａ）と同様に操業開始時間に合わせて増加し、操業終了時間に減少するものとする。これに対し、図７（ａ）で一定であった太陽光による無効電力Ｑｇｅｎは、太陽光による有効電力Ｐｇｅｎに対して、例えば比例的に増減するものとされる。ただし、本発明の実施例１に係る制御では、太陽光による無効電力Ｑｇｅｎは最大値がＱｍａｘに制限される。

図示の例では、インバータＩＮＶの発電電力Ｐｇｅｎの増加にやや遅れて無効電力Ｑｇｅｎが増加する。無効電力Ｑｇｅｎが制限電力Ｑｍａｘに到達すると、発電される有効電力Ｐｇｅｎは受電力率を遅れ力率制限値ＰＦｌａｇ以上に保つために制限される。ここでは、無効電力Ｑｇｅｎの最大値Ｑｍａｘを最大負荷消費電力の３０％としている。

このときの受電点８０における力率ＰＦの変化が図８（ｂ）に示されている。ここで、遅れ力率制限値ＰＦｌａｇは０．９としている。図８（ｂ）によれば、インバータＩＮＶが発電を開始する前は、負荷５０の力率である０．９２が受電点力率となる。インバータＩＮＶが発電を開始すると、受電する有効電力ＰＬが低下し、他方無効電力ＱＬが変わらないため受電点における力率ＰＦが低下する。

受電点力率ＰＦが遅れ力率制限値ＰＦｌａｇまで低下すると、制御装置１によりゼロ以上の無効電力指令ＱｒｅｆがインバータＩＮＶに出力され、受電点８０で系統から受電する無効電力Ｑｓが低下する。これにより力率が０．９で維持される。

以下の図９（ａ）、図９（ｂ）では、さらに無効電力制御をしない逆潮流阻止のための負荷運用例と力率変動について説明する。なお、これらの図において示される所量は、今までに述べたものと同じである。ここでは、期間Ｔにおいて、逆潮流が発生し得る状態となったことを表している。つまり、この状態では、負荷５０が太陽光発電量を下回る可能性がある。

図９（ａ）は、無効電力制御をしない逆潮流阻止のための負荷運用例を示す図である。この図を図７（ａ）と比較すると、例えば負荷５０が消費する有効電力ＰＬ、無効電力ＱＬが、図７（ａ）に比べて比較的に少なく、例えば太陽光発電量である有効電力Ｐｇｅｎが急増するタイミングで、負荷が消費する有効電力ＰＬを超過する結果として、逆潮流を発生することを表している。なお従来における負荷運用例では太陽光発電の力率一定制御が実施されており、太陽光による無効電力Ｑｇｅｎはゼロのままである。

係る無効電力制御をしない逆潮流阻止のための負荷運用例では、負荷５０が消費する有効電力ＰＬが太陽光の定格発電電力Ｐｇｅｎを下回る場合における逆潮流を防止するため、太陽光発電量である有効電力Ｐｇｅｎは負荷が消費する有効電力ＰＬ以下に抑制される。これにより逆潮流となることを阻止している。なお図示においては、正午近辺の期間Ｔにおいて、有効電力ＰＬが太陽光の発電電力Ｐｇｅｎを下回ったものとする。

図９（ｂ）は、無効電力制御をしない逆潮流阻止のための負荷運用時の力率変動を示す図である。ここで受電点力率ＰＦは、（３）式で表すことができる。

（３）式と図９（ａ）に示す有効電力ＰＬと無効電力ＱＬ、並びに太陽光発電量である有効電力Ｐｇｅｎと無効電力Ｑｇｅｎ（＝０）の変化傾向から明らかなように、有効電力ＰＬと無効電力ＱＬ、並びに有効電力Ｐｇｅｎと無効電力Ｑｇｅｎの差分に応じて定まる受電点力率ＰＦは、太陽光発電の発生により低下し、太陽光発電システムから無効電力の補償をする機構を備えない従来例では、有効電力ＰＬが太陽光の発電電力Ｐｇｅｎを下回る正午近辺の期間Ｔにおいて受電点力率ＰＦがゼロまで落ちることになる。

これに対し、太陽光発電システムから無効電力の補償をする機構を備えた本発明の場合における、逆潮流阻止のための負荷運用例と力率変動について、図１０（ａ）、図１０（ｂ）を用いて説明する。

まず図１０（ａ）は、本発明の実施例１における逆潮流阻止のための負荷運用例を示す図である。本発明の実施例１では、まずは受電電力Ｐｓ［ｋＷ］から許容される無効電力を算出し、負荷の無効電力ＱＬが許容範囲の無効電力を逸脱した分を太陽光発電システムから補償する。また、太陽光発電システム内のインバータが上記補償分の無効電力を出力できるよう、有効電力の制限値を算出する。

このため、太陽光発電システムからは有効電力Ｐｇｅｎとともに、これに相当する無効電力Ｑｇｅｎが供給されており、逆潮流の発生が抑止されている。本ケースでは、上記制限値が有効電力ＰＬより小さいため、１２時近傍でＰＬ≠Ｐｇｅｎとなっている。

さらに図１０（ｂ）は、本発明の実施例１における逆潮流阻止のための負荷運用時の力率変動を示す図である。実施例１によれば、例えば受電点力率ＰＦを０．９以上に保つための無効電力Ｑｇｅｎを太陽光発電システムから出力するため、受電点力率ＰＦは略０．９以上に維持される。またフィードバック系で無効電力Ｑｇｅｎは制御される。なお、有効電力の変動が大きいタイミングでは、過渡的に受電点力率ＰＦが０．９未満になるタイミングが生じる。

以上述べたように本発明の実施例１によれば、自家消費用太陽光を導入しても受電点力率を所定の値より大きく保ちながら逆潮流および過負荷を避けた太陽光インバータの運用が可能となる。受電力率を所定の値より高く維持することにより、系統電圧の管理が容易となる。

本発明の実施例２について、図１１から図１４を用いて説明する。なお、本発明の実施例１と同一要素には同じ符号をつけ、重複説明を避ける。

まず図１１は、実施例２に係る太陽光発電システムの監視制御装置を含む需要家内設備の全体構成例を示す図である。図１１において実施例２と実施例１との差は、電流検出器３０が負荷電流ＩＬを検出する母線Ｂｕｓに設けられた点である。受電点８０での電流ではなく、負荷電流ＩＬを直接検出することにより、負荷の消費する有効電力ＰＬ、無効電力ＱＬを直接検出することができるため、本発明の制御装置の備える制御ロジックを簡略化できる。

また実施例２と実施例１との差は、上記変更点に関連して制御装置１の処理内容が一部変更されていることである。このため実施例２における制御装置１を制御装置１Ａとして表記、説明する。実施例２の太陽光発電システムの監視制御装置では、インバータ制御部１０の詳細は図２に例示されているように変更はなく、制御装置１Ａの具体的な構成例が図１２，図１３，図１４に例示されている。

図１１において、制御装置１Ａは電流検出器３０、電圧検出器３１の検出値を受取り、実施例１と同様にインバータＩＮＶの有効電力上限値Ｐｌｉｍおよび無効電力指令値Ｑｒｅｆを、通信線４０を介してインバータ制御部１０に送信する。

制御装置１Ａの概略の制御ロジックを図１２に示す。制御装置１Ａは、その内部機能を簡便に述べると、無効電力指令値算出器１００Ａと有効電力上限値算出器２００Ａにより構成されている。

制御装置１Ａの無効電力指令値算出器１００Ａは、受電電圧検出値Ｖｓ、負荷電流ＩＬを電圧検出値インターフェース５００、電流検出値インターフェース５０１から入力し、またインバータＩＮＶの発電電力Ｐｇｅｎを通信インターフェース５０２より入力し、インバータＩＮＶの無効電力指令値Ｑｒｅｆおよび負荷５０の消費する有効電力算出値ＰＬｃａｌを算出する。制御装置１Ａの有効電力上限値算出器２００Ａは、無効電力指令値Ｑｒｅｆおよび有効電力算出値ＰＬｃａｌから、逆潮流の防止と太陽光インバータ１０ＩＮＶの過負荷を回避するための有効電力上限値Ｐｌｉｍを算出する。

無効電力指令値Ｑｒｅｆ、有効電力上限値Ｐｌｉｍは、通信インターフェース５０２、および通信線４０を介してインバータ制御部１０に送信される。インバータ制御部１０は、本発明の実施例１と同様に、例えば図２の処理を実行して無効電力指令値Ｑｒｅｆ、有効電力上限値Ｐｌｉｍに従い系統に出力する有効電力、無効電力を制御する。

図１３を用いて無効電力指令値算出器１００Ａの制御ロジックを説明する。図４に示した実施例１の無効電力指令値算出器１００との差は、負荷５０の消費する有効電力算出値ＰＬｃａｌを算出する点と、負荷５０の消費する無効電力を直接算出する点と、受電点８０で受電する有効電力をＰＬｃａｌとＰｇｅｎから算出する点が異なる。なお図１１から図１４において、実施例１と実施例２で機能的に相違する処理を行う部分には記号に「Ａ」を付与することで、相違点を明示している。

受電点電圧検出値Ｖｓと負荷電流検出値ＩＬは、有効電力・無効電力算出器１０１Ａに入力され、負荷５０の消費する有効電力算出値ＰＬｃａｌ、無効電力算出値ＱＬｃａｌを算出する。負荷電流ＩＬを直接検出することにより、負荷の消費する無効電力ＱＬｃａｌをインバータＩＮＶの応答を算出するためのロジックを不要とできる。また、制御応答は系統切換などによりインバータＩＮＶから見込んだ系統インピーダンスが変化すると応答速度が変わる。本実施例ではインバータＩＮＶの無効電力制御応答の模擬を不要とするため、本発明の実施例１に比べて系統切換を含む系統操作に対してロバスト性を改善できる。

負荷５０の消費する有効電力算出値ＰＬｃａｌは減算器１１２と有効電力上限算出器２５０に出力され、無効電力ＱＬｃａｌは減算器１０７、１０９に出力される。

負荷５０の消費する有効電力算出値ＰＬｃａｌとインバータＩＮＶの有効電力Ｐｇｅｎは減算器１１２に入力され、受電点８０で受電する有効電力の算出値Ｐｓｃａｌを算出する。受電点８０で受電する有効電力の算出値Ｐｓｃａｌを用いた無効電力指令値Ｑｒｅｆの算出ロジックは、実施例１と同様であるため、重複説明を省略する。

有効電力上限値算出器２００Ａの制御ロジックを、図１４を用いて説明する。有効電力上限値算出器２００Ａは、無効電力指令値算出器１００Ａにより算出された、負荷５０の消費有効電力算出値ＰＬｃａｌと無効電力指令値Ｑｒｅｆを入力し、それら入力からインバータＩＮＶの出力する有効電力上限値Ｐｌｉｍを算出し、図１２の通信インターフェース５０２に出力する。

図１４において、インバータ動作マップテーブル２０１は実施例１と同様に、無効電力指令値Ｑｒｅｆを入力とし、インバータＩＮＶの過負荷を回避しながら無効電力指令値Ｑｒｅｆに追従した無効電力を出力できる有効電力の上限値Ｐｍａｘをテーブル参照で算出し、最小値算出器２０２に該上限値を出力する。

最小値算出器２０２には有効電力の上限値Ｐｍａｘと消費有効電力算出値ＰＬｃａｌが入力され、値の小さいほうがインバータＩＮＶの有効電力上限値Ｐｌｉｍとして図１２の通信インターフェース５０２に出力される。

以上より、本実施例の制御装置１Ａを用いることで、受電点８０での力率改善と逆潮流を防止しつつインバータＩＮＶの過負荷運用を回避できる。

また、本実施例の無効電力指令値算出器１００Ａを用いることにより、系統操作に対するロバスト性を維持しながら受電点での力率を所望の値以上に維持することができる。

さらに、本実施例の有効電力上限算出器２００Ａは比例積分制御器を必要としないため、実施例１に記載の有効電力上限算出器２００に比べて演算を簡素化できる。

本発明の実施例３を、図１５、図１６を用いて説明する。

まず図１５は、実施例３に係る太陽光発電システムの監視制御装置を含む需要家内設備の全体構成例を示す図である。実施例３と実施例１、２との差は、受電点８０における力率を制御する制御装置１の機能とインバータ制御部１０の機能を併せ持つ制御装置３を構成し、これを太陽光インバータシステムの一部として組み込んだものである。別な言い方をすると、系統の電圧、電流情報をアナログ値のまま取り込み、通信を排除したものということができる。ここでは、受電点電圧検出値Ｖｓ、負荷電流検出値Ｉｓをアナログ信号で受け取り、受電点力率制御とインバータＩＮＶの有効電力上限演算、そしてインバータＩＮＶの波形制御を制御装置３内部の制御器で一括演算することにより、通信による遅れを回避できる。

本実施例の制御装置３は受電点電圧を検出するための電圧検出器３０、および負荷電流を計測する電流検出器３１の出力信号を受取る。

制御装置３の概略の制御ブロックを図１６に示す。制御装置３は、電圧検出値インターフェース５００と、電流検出値インターフェース５０１を備え、電圧検出器３０から受電点電圧検出値Ｖｓを、電流検出器３１から電流検出値ＩＬを、それぞれ入力する。図１２の制御装置１Ａと同様の演算を無効電力指令値算出器１００Ａ、有効電力上限値算出器２００Ａで実施する。無効電力指令値算出器１００Ａで求めた負荷の消費有効電力算出値ＰＬｃａｌは有効電力上限値算出器２００Ａに出力され、受電点８０における力率を維持するための無効電力指令値Ｑｒｅｆは減算器１４に出力される。

図１６の各機能（リミッタ付きＭＰＰＴ１２、有効電力・無効電力算出器１３、減算器１４、無効電力制御器１５）は本発明の実施例１と同様の演算を施すため、重複説明を省略する。

以上より、本実施例に拠れば、実施例２で示した制御機能を、通信を介さずに実装できるため、通信による遅延を回避でき、より精度の高い力率制御および有効電力制御が可能となる。

本発明の実施例４を、図１７、図１８を用いて説明する。

実施例４と実施例１から３の違いは、自家消費用太陽光インバータシステムが、太陽光インバータに加えて蓄電池システムを備えられる点にある。

制御装置１とインバータＩＮＶが位置的に離れており、通信で有効電力上限値Ｐｌｉｍ、無効電力指令値Ｑｒｅｆを送信せざるを得ない場合がある。一般に、通信には数十ｍｓ～数百ｍｓの時間を要する。一方、最低負荷に対して大容量の自家消費用太陽光発電設備を導入した場合は受電点に系統運営者より逆潮流防止リレーを設けるよう要求される可能性がある。逆潮流防止リレーは、逆潮流を１００ｍｓ程度で検出し遮断器に開放指令を出す物もある。そのため、通信による逆潮流防止制御が過渡的に間に合わず、該逆潮流防止リレーが作動して遮断器を開放する虞がある。

本実施例では、通信によるインバータＩＮＶの出力抑制に加え、受電点の電力をアナログ情報で検出する蓄電池システムを備える。本蓄電池システムにより、通信遅延による逆潮流期間を上記逆潮流防止リレーの作動時間より短くすることで遮断器開放を回避し、高比率の自家消費太陽光発電システムを実現する。

図１７には、本発明の実施例４に係る太陽光発電システムの監視制御装置を含む需要家内設備の全体構成例を示している。実施例２との差は、受電点の電力を検出して逆潮流が発生した場合には遮断器ＣＢを開放する逆潮流リレー３５が備えられた点と、受電点の潮流を、アナログ信号を元に算出し、短時間の逆潮流を防止する蓄電池システム７０および該蓄電池システムに接続される蓄電池２５を備える点である。蓄電池システム７０の交流端子は、負荷５０およびインバータＩＮＶと同じ交流母線Ｂｕｓに接続される。なお図１７において、３２は電流検出器、３３は電圧検出器である。

図１８を用いて蓄電池システム７０の構成および制御ロジックを説明する。蓄電池システム７０は、蓄電池インバータ波形制御器７０Ｃおよび蓄電池インバータ７０ＩＮＶにより構成される。蓄電池インバータ波形制御器７０Ｃは受電点の交流電圧検出値Ｖｓ、交流電流検出値Ｉｓを電圧検出値インターフェース７００、電流検出値インターフェース７０１を介して取得し、図示しない蓄電池システム７０の連系点電圧検出値Ｖａｃ２、連系点出力電流検出値Ｉａｃ２をもとに、短期間の逆潮流を防止する有効電力を出力するよう蓄電池インバータ７０ＩＮＶの電圧指令値Ｖｒｅｆ２を算出する。

電圧検出値Ｖｓおよび電流検出値Ｉｓは有効電力・無効電力算出器７０２に入力され、受電点における有効電力Ｐｓｃａｌを算出する。

Ｐｓｃａｌはハイパスフィルタ７０３に入力される。ハイパスフィルタ７０３は、通信遅延により太陽光インバータシステム１０の出力抑制が間に合わない高周波成分の逆潮流をＰｓｃａｌから抽出する。

ハイパスフィルタ７０３の出力はリミッタ７０４に入力され、リミッタ７０４は入力値をゼロ以下に制限し、受電電力の負成分である逆潮流成分を抽出する。リミッタ７０４の出力は乗算器７０５に入力され、符号反転された後に蓄電池システムの出力する有効電力指令値を算出する。

上記有効電力指令値と電圧検出値Ｖａｃ２、出力電流検出値Ｉａｃ２は有効電力制御器７０６に入力され、蓄電池インバータ７０ＩＮＶの出力する有効電力が、有効電力指令値に追従するよう蓄電池インバータ７０ＩＮＶの出力電圧指令値Ｖｒｅｆ２を補正し、インバータ７０ＩＮＶに出力する。

本実施例では、受電点の電力を検出する手段としてアナログ信号を用いるが、太陽光インバータシステム１０と制御装置１の間の通信に比べて高頻度な通信レートを備える制御装置により蓄電池システム７０を制御しても良い。

以上より、本発明の実施例４によれば、受電点での力率を所望の値に保ちつつ、逆潮流を高精度に防止しながら太陽光インバータの過負荷を回避することができる。

１、１Ａ、３：制御装置
２０：太陽光パネル
２５：蓄電池
３０、３２：電流検出器
３１、３３：電圧検出器
３５：逆潮流防止リレー
４０：通信線
５０：負荷
７０：蓄電池インバータシステム
８０：受電点
９０：需要家設備
１００、１００Ａ：無効電力指令値算出器
２００、２００Ａ：有効電力上限値算出器
５００、７００：電圧検出値入力インターフェース
５０１、７０１：電流検出値入力インターフェース
５０２、１１、１７：通信インターフェース
１０１、１０１Ａ、７０２、１３：有効電力無効電力算出器
１０２、１０３：力率遵守用無効電力算出器
１０４：ローパスフィルタ
１０５：遅延器
１０６、１０７、１０９、１４：減算器
１１０：加算器
１０８、１１１、７０４：リミッタ
２０１：インバータ動作マップテーブル
２０２：最小値算出器
２０３：比例積分制御器
１２：リミッタ付きＭＰＰＴ演算器
１５：無効電力制御器
１６、７０６：電流制御器
ＩＮＶ：太陽光インバータ
７０：蓄電池システム
７０Ｃ：蓄電池インバータ波形制御器
７０３：ハイパスフィルタ
７０５：乗算器
７０ＩＮＶ：蓄電池インバータ

Claims (8)

1. 交流系統と太陽光発電設備を接続する母線から負荷に給電する需要家における太陽光発電設備の監視制御装置であって、
   監視制御装置は、交流系統と需要家の連系点の力率を算出するための状態量を検出し、交流系統と需要家の連系点の力率を所定力率以上とするために必要なインバータの出力する無効電力を前記状態量に基づいて算出する制御装置と、前記無効電力を無効電力指令として前記インバータを制御するインバータ制御部を備え、
   前記制御装置は、前記インバータの出力する無効電力指令値を算出して前記インバータ制御部に与え前記インバータを制御するとともに、前記インバータの出力する有効電力を前記需要家内に備えられる負荷の消費する有効電力以下である上限値と前記無効電力指令値から設定した上限値とのうちいずれか小さい上限値以下に制限することを特徴とする太陽光発電設備の監視制御装置。
2. 請求項１に記載の太陽光発電設備の監視制御装置であって、
   前記連系点の力率を算出するための状態量が、前記需要家内に備えられる負荷の消費する有効電力と無効電力を算出することのできる電気量であることを特徴とする太陽光発電設備の監視制御装置。
3. 請求項１に記載の太陽光発電設備の監視制御装置であって、
   前記連系点の力率を算出するための状態量が、前記連系点の有効電力と無効電力を算出することのできる電気量と、前記太陽光発電設備の出力する有効電力を算出することのできる電気量と、を含むことを特徴とする太陽光発電設備の監視制御装置。
4. 前記交流系統と需要家の連系点に遮断器を設置して連系点の逆潮流により前記遮断器を開放するようにされた請求項１に記載の太陽光発電設備の監視制御装置であって、
   第２のインバータを介して蓄電池を母線に接続し、前記連系点の逆潮流に先立ち、前記蓄電池の充放電を制御し、前記連系点の逆潮流を防止することを特徴とする太陽光発電設備の監視制御装置。
5. 請求項１に記載の太陽光発電設備の監視制御装置であって、
   前記制御装置と前記インバータ制御部が通信手段により接続されたことを特徴とする太陽光発電設備の監視制御装置。
6. 請求項１に記載の太陽光発電設備の監視制御装置であって、
   前記制御装置は、前記インバータの出力する無効電力指令値を算出して前記インバータ制御部に与え前記インバータを制御するとともに、前記有効電力を前記需要家内に備えられる負荷の消費する有効電力以下である第１の上限値に制限する第１の手段と、前記無効電力指令値から設定した第２の上限値に前記有効電力を制限する第２の手段とを備え、有効電力の上限値が小さいほうで有効電力を制御することを特徴とする太陽光発電設備の監視制御装置。
7. 請求項１に記載の太陽光発電設備の監視制御装置であって、
   インバータの動作可能範囲を定めたインバータ動作マップテーブルを、インターフェースを介して得、前記制御装置は前記インバータ動作マップテーブルを参照して連系点の力率を所定力率以上とするために必要な前記インバータの出力する無効電力を算出することを特徴とする太陽光発電設備の監視制御装置。
8. 交流系統と太陽光発電設備を接続する母線から負荷に給電する需要家における太陽光発電設備の監視制御方法であって、
   交流系統と需要家の連系点の力率を算出するための状態量を検出し、交流系統と需要家の連系点の力率を所定力率以上とするために必要なインバータの出力する無効電力の指令値を前記状態量に基づいて算出し、前記インバータを制御するとともに、
   前記インバータの出力する無効電力を算出して前記インバータを制御するとともに、前記需要家内に備えられる負荷の消費する有効電力以下である上限値と前記無効電力指令値から設定した上限値とのうちいずれか小さい上限値に前記有効電力を制限することを特徴とする太陽光発電設備の監視制御方法。

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