JPWO2017199462A1 - 電流電圧制御装置 - Google Patents

Abstract

本発明は、直流系統内における電力の変化に追従することが可能な電流電圧制御装置を提供することを目的とする。本発明による電流電圧制御装置（１）は、負荷設備（４）で消費された消費電力と、発電設備（５）で生成された生成電力とに基づいて、端子変換器（２，３）のＶ−Ｉ特性を制御する中央監視制御装置（９）を備え、中央監視制御装置（９）は、現在の消費電力と負荷実績ＤＢ（１３）に蓄積された消費電力とに基づいて、予め定められた周期における消費電力の変化範囲を予測するとともに、現在の生成電力と発電実績ＤＢ（１６）に蓄積された生成電力とに基づいて、周期における生成電力の変化範囲を予測する負荷状態設定部（１８）と、負荷状態設定部（１８）が予測した消費電力の変化範囲および生成電力の変化範囲に基づいて、端子変換器（２，３）のＶ−Ｉ特性を決定するＶ−Ｉ特性決定部（２１）とを備える。

Description

本発明は、直流系統の端子に連系された端子変換器の出力電流および出力電圧を制御する電流電圧制御装置に関する。

電力損失が少なく、効率的に電力を輸送することが可能な直流系統が注目されている。直流系統は、直流ケーブルと、直流ケーブルの端子に連系する少なくとも１台の端子変換器と、直流ケーブルの任意の場所に連系する負荷設備および発電設備などから構成される。ここで、端子変換器としては、隣接する他の電圧階級の直流系統との間で電力を相互融通するＤＣ／ＤＣ変換器、または隣接する交流系統との間で電力を相互融通するＡＣ／ＤＣ変換器が挙げられる。

各端子変換器は、直流系統内の電圧を適正に維持するとともに、負荷設備の消費電力値から発電設備の生成電力値を差し引いた直流系統全体の電力値が正値、すなわち直流系統内で電力不足が生じている場合には隣接する他の系統から電力を融通したり、直流系統全体の電力値が負値、すなわち直流系統内で電力余剰が生じている場合には隣接する他の系統に電力を融通したりすることによって、直流系統内における電力の需要と供給とのバランスを常に保っている。

従来、端子変換器の制御方法について開示されている（例えば、特許文献１参照）。特許文献１では、複数の端子変換器のうちの１台の端子変換器が定電圧制御を行って直流系統内の電圧を維持する役割を担い、他の端子変換器が定電流制御を行うことによって、電力融通の負担が定電圧制御を行う端子変換器に集中することを回避している。

直流系統内に負荷設備または発電設備がある場合は、直流系統全体の不足電力および余剰電力が増減するため、当該増減に応じて各端子変換器が融通電力を増減させる必要がある。そこで、各端子変換器にＶ−Ｉ特性を設定し、各端子変換器がＶ−Ｉ特性に従って、自身が定電圧制御を行う場合は自身の出力電流に応じた出力電圧値を決定し、自身が定電流制御を行う場合は自身の連結点電圧に応じた出力電流を決定することによって、自律制御でも直流系統全体で協調がとれるようにする方式が広く検討されている（例えば、非特許文献１参照）。

しかし、直流系統を各端子変換器が制御する自律制御方式では、各端子変換器はあくまで自身が保有する情報のみで制御するため、直流系統内の全点において電圧が適正範囲内に維持されるという保証が得られない。このような問題の対策として、直流系統を集中監視制御する集中監視制御方式が知られている（例えば、特許文献２参照）。

特許文献２では、端子変換器、負荷設備、および発電設備の近傍に、電流センサであるＣＴ（Current Transformer）と電圧センサであるＰＴ（Potential Transformer）とを設置し、各センサから電流値および電圧値を受信した末端計測装置が各電力値を演算して中央監視制御装置に伝送する。中央監視制御装置では、直流系統内における端子変換器の出力電力値、負荷設備の消費電力値、および発電設備の生成電力値を収集し、直流ケーブルの各点を流れる電流値と、オームの法則（具体的には、電圧降下幅＝電流×線路抵抗）に従って電流が流れることで生じる電圧降下および電圧上昇を算出する潮流計算によって直流系統内における電圧最高点および電圧最低点を求め、両者が電圧の適正範囲内に収まるように端子変換器の出力電圧値および出力電流値を決定する。

特公昭４３−８６４１号公報 特開２０１０−６８６２５号公報

W.Wang, M.Barnes, O.Marfanovic, "Droop Control Modelling and Analysis of Multi-terminal VSC-HVDC for Offshore Wind Farms", AC and DC Power Transmission (ACDC 2012) 10th IET International Conference on IET, 2012,p.1-6.

特許文献２では、中央監視制御装置による監視制御は、直流系統における負荷設備の消費電力の変化、および発電設備の生成電力の変化に対して高速に追従する必要がある。中央監視制御装置が負荷設備の現在の消費電力値、および発電設備の現在の生成電力値を各々計測し、それに基づいて端子変換器に対する適正な電圧値および電流値を決定したとしても、次の監視制御周期までの間に消費電力値および生成電力値が大きく変化した場合は、電圧が適正範囲から逸脱する可能性がある。

光通信による高速通信技術を駆使した集中監視制御の構成であっても、直流系統が多数普及した状況、または直流系統が大規模化した状況では、例えば１台の中央監視制御装置が多数の直流系統と、多数の直流系統内の端子変換器、負荷設備、および発電設備とを監視制御することになる。この場合、計算機システムの処理能力を考慮すると秒周期の監視制御は難しく、せいぜい分周期の監視制御が現実的であると考えられる。

しかし、例えば発電設備が太陽光発電システムまたは風力発電システムである場合は、雲の流れまたは風の変化によって秒周期で生成電力が変化するため、分周期の集中監視制御のみでは直流系統における電力値の変化に追従することができないという問題がある。

本発明は、このような問題を解決するためになされたものであり、直流系統内における電力の変化に追従することが可能な電流電圧制御装置を提供することを目的とする。

上記の課題を解決するために、本発明による電流電圧制御装置は、直流ケーブルの端子に連系した少なくとも１つの端子変換器と、直流ケーブルに連系した少なくとも１つの負荷設備と、直流ケーブルに連系した少なくとも１つの発電設備とを含む直流系統における端子変換器の出力電流および出力電圧を制御する電流電圧制御装置であって、負荷設備で消費された消費電力と、発電設備で生成された生成電力とに基づいて、端子変換器のＶ−Ｉ特性を制御する中央監視制御装置を備え、中央監視制御装置は、消費電力を負荷設備に対応付けて蓄積する負荷実績ＤＢと、生成電力を発電設備に対応付けて蓄積する発電実績ＤＢと、現在の消費電力と負荷実績ＤＢに蓄積された消費電力とに基づいて、予め定められた周期における消費電力の変化範囲を予測するとともに、現在の生成電力と発電実績ＤＢに蓄積された生成電力とに基づいて、周期における生成電力の変化範囲を予測する予測部と、予測部が予測した消費電力の変化範囲および生成電力の変化範囲に基づいて、端子変換器のＶ−Ｉ特性を決定するＶ−Ｉ特性決定部とを備える。

本発明によると、電流電圧制御装置は、直流ケーブルの端子に連系した少なくとも１つの端子変換器と、直流ケーブルに連系した少なくとも１つの負荷設備と、直流ケーブルに連系した少なくとも１つの発電設備とを含む直流系統における端子変換器の出力電流および出力電圧を制御する電流電圧制御装置であって、負荷設備で消費された消費電力と、発電設備で生成された生成電力とに基づいて、端子変換器のＶ−Ｉ特性を制御する中央監視制御装置を備え、中央監視制御装置は、消費電力を負荷設備に対応付けて蓄積する負荷実績ＤＢと、生成電力を発電設備に対応付けて蓄積する発電実績ＤＢと、現在の消費電力と負荷実績ＤＢに蓄積された消費電力とに基づいて、予め定められた周期における消費電力の変化範囲を予測するとともに、現在の生成電力と発電実績ＤＢに蓄積された生成電力とに基づいて、周期における生成電力の変化範囲を予測する予測部と、予測部が予測した消費電力の変化範囲および生成電力の変化範囲に基づいて、端子変換器のＶ−Ｉ特性を決定するＶ−Ｉ特性決定部とを備えるため、直流系統内における電力の変化に追従することが可能となる。

本発明の目的、特徴、態様、および利点は、以下の詳細な説明と添付図面とによって、より明白となる。

本発明の実施の形態１による電流電圧制御装置の構成の一例を示すブロック図である。 本発明の実施の形態１による端子変換器の一般的な電力損失特性の一例を示す図である。 本発明の実施の形態１による中央監視制御装置における監視処理の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１による発電実績ＤＢのデータ構造の一例を示す図である。 本発明の実施の形態１による中央監視制御装置における統計処理の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１による生成電力増加最大値および生成電力減少最大値の一例を示す図である。 本発明の実施の形態１による中央監視制御装置における制御処理の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１による中央監視制御装置における最重負荷状態でのＶ−Ｉ特性決定処理の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１による中央監視制御装置における最軽負荷状態でのＶ−Ｉ特性決定処理の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態１による生成電力の想定最大値および想定最小値の予測の一例を示す図である。 本発明の実施の形態１によるＶ−Ｉ特性の一例を示す図である。 本発明の実施の形態２による中央監視制御装置における統計処理の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態２による生成電力の増減期待値、増加最大値、および減少最大値の一例を示す図である。 本発明の実施の形態２による中央監視制御装置における制御処理の動作の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態２による中央監視制御装置における期待値負荷状態でのＶ−Ｉ特性決定処理の一例を示すフローチャートである。 本発明の実施の形態２による生成電力の想定期待値の予測の一例を示す図である。 本発明の実施の形態２によるＶ−Ｉ特性の一例を示す図である。

本発明の実施の形態について、図面に基づいて以下に説明する。

＜実施の形態１＞
＜構成＞
図１は、本実施の形態１による電流電圧制御装置とその周辺の構成の一例を示すブロック図である。

監視制御対象となる直流系統において、直流ケーブル６には、他の交流系統との間で電力を相互融通するＡＣ／ＤＣ変換器２と、他の直流系統との間で電力を相互融通するＤＣ／ＤＣ変換器３とが連系されている。なお、図１では、１台のＡＣ／ＤＣ変換器２および１台のＤＣ／ＤＣ変換器３が直流ケーブル６に連系された１端子直流系統を示しているが、これに限るものではない。例えば、ＡＣ／ＤＣ変換器２がなく、１台のＤＣ／ＤＣ変換器３のみが直流ケーブル６に連系された１端子直流系統であってもよく、複数台のＡＣ／ＤＣ変換器２のみが直流ケーブル６に連系、複数台のＤＣ／ＤＣ変換器３のみが直流ケーブル６に連系、または少なくとも１台のＡＣ／ＤＣ変換器２と少なくとも１台のＤＣ／ＤＣ変換器３が直流ケーブル６に連系された多端子直流系統であってもよい。以下では、ＡＣ／ＤＣ変換器２およびＤＣ／ＤＣ変換器３を総称して端子変換器という。

また、直流系統内では、直流電流を消費する少なくとも１台の負荷設備４と、直流電力を生成する少なくとも１台の発電設備５が直流ケーブル６の連系点で接続されている。なお、負荷設備４は自由に電力を消費し、発電設備５は自由に電力を生成し得るものとする。ここで、発電設備５としては、例えば、再生可能エネルギーの代表である太陽光発電または風力発電を行う発電機、燃料電池またはガスタービンなど化石燃料燃焼型の発電機など、種々の発電機が挙げられる。本実施の形態１では、直流系統において電流電圧制御装置１が制御することができない、いわゆる分散型電源と呼ばれる発電設備５を想定している。

電流電圧制御装置１は、負荷設備４および発電設備５によって時々刻々と変化する直流系統全体における消費電力または余剰電力と、端子変換器を通して他の電力系統と相互融通する電力の総和とが等しく、すなわち直流系統内における需要と供給とのバランスが取れるように各端子変換器の出力電流および出力電圧を制御する。

電流電圧制御装置１は、負荷計測装置７と、発電計測装置８と、中央監視制御装置９と、端子制御装置１０，１１とを備えている。

負荷計測装置７は、各負荷設備４の連系点に設置されたＣＴから取得した瞬時電流波形と、同じく連系点に設置されたＰＴから取得した瞬時電圧波形とを乗じて負荷設備４の消費電力値を算出し、算出した消費電力値を中央監視制御装置９に送信する。

発電計測装置８は、各発電設備５の連系点に設置されたＣＴから取得した瞬時電流波形と、同じく連系点に設置されたＰＴから取得した瞬時電圧波形とを乗じて発電設備５の生成電力値を算出し、算出した生成電力値を中央監視制御装置９に送信する。

中央監視制御装置９は、通信網を介して負荷計測装置７から受信した消費電力値と、通信網を介して発電計測装置８から受信した生成電力値とを集約し、直流系統内において最も望ましい電流電圧分布を決定するとともに、当該電流電圧分布を実現するための各端子変換器の電圧電流特性であるＶ−Ｉ特性を決定し、決定したＶ−Ｉ特性を端子制御装置１０，１１に配信する。

端子制御装置１０，１１は、中央監視制御装置９から受信したＶ−Ｉ特性と、自身の連系点に設置されたＣＴおよびＰＴの各々から取得した瞬時電流波形および瞬時電圧波形から算出した電流値および電圧値とに基づいて、各端子変換器の出力電圧値または出力電流値を決定し、決定した出力電圧値または出力電流値を各端子変換器に送信する。

以上で説明した構成は、集中監視制御を行う一般的な構成である。以下では、本実施の形態の特徴である中央監視制御装置９について説明する。

中央監視制御装置９は、負荷計測受信部１２と、負荷実績ＤＢ（Database）１３と、負荷統計分析部１４と、発電計測受信部１５と、発電実績ＤＢ１６と、発電統計分析部１７と、負荷状態設定部１８と、変換器最適出力決定部１９と、系統設備ＤＢ２０と、Ｖ−Ｉ特性決定部２１と、Ｖ−Ｉ特性配信部２２とを備えている。

負荷計測受信部１２は、各負荷計測装置７から消費電力値を受信すると、当該消費電力値に計測時刻のタイムスタンプを付与する。負荷実績ＤＢ１３は、負荷設備４ごとに、予め定められた期間（例えば、１か月間または１年間）分の消費電力値を蓄積する。

負荷統計分析部１４は、負荷実績ＤＢ１３に蓄積された過去の予め定められた期間における消費電力値を統計分析し、中央監視制御装置９から端子制御装置１０，１１にＶ−Ｉ特性を配信する予め定められた制御周期（例えば、１０分）における消費電力の増加最大値および減少最大値を負荷設備４ごとに算出する。なお、増加最大値および減少最大値の詳細については後述する。

発電計測受信部１５は、各発電計測装置８から生成電力値を受信すると、当該生成電力値に計測時刻のタイムスタンプを付与する。発電実績ＤＢ１６は、発電設備５ごとに、予め定められた期間（例えば、１か月または１年間）分の生成電力値を蓄積する。なお、発電実績ＤＢ１６が生成電力を蓄積する期間は、必ずしも負荷実績ＤＢ１３が消費電力値を蓄積する期間と同じでなくてもよい。

発電統計分析部１７は、発電実績ＤＢ１６に蓄積された過去の予め定められた期間における生成電力値を統計分析し、中央監視制御装置９から端子制御装置１０，１１にＶ−Ｉ特性を配信する予め定められた制御周期における生成電力の増加最大値および減少最大値を発電設備５ごとに算出する。

負荷状態設定部１８は、負荷計測受信部１２が受信した負荷設備４ごとの現在の消費電力値と、負荷統計分析部１４が算出した負荷設備４ごとの消費電力の増加最大値および減少最大値とに基づいて、次の制御周期までの間に想定され得る各負荷設備４の消費電力の想定最大値および想定最小値を算出する。同様に、負荷状態設定部１８は、発電計測受信部１５が受信した発電設備５ごとの現在の生成電力値と、発電統計分析部１７が算出した発電設備５ごとの生成電力の増加最大値および減少最大値とに基づいて、次の制御周期までの間に想定され得る各発電設備５の生成電力の想定最大値および想定最小値を算出する。

また、負荷状態設定部１８は、直流系統として最も重負荷となる、各負荷設備４の消費電力値が最大であり、かつ各発電設備５の生成電力値が最小となる消費電力値と生成電力値との組み合わせを重負荷状態として設定し、直流系統として最も軽負荷となる、各負荷設備４の消費電力値が最小であり、かつ各発電設備５の生成電力値が最大となる消費電力値と生成電力値との組み合わせを軽負荷状態として設定する。

変換器最適出力決定部１９は、２つの制約条件を満たし、かつ予め定められた電流、電圧、電力などの電気量に関する評価指標に基づいて算出された評価が最高となるような各端子変換器の最適な出力電流値および出力電圧値（または最適な連系点電圧）を、各端子変換器で運用可能な出力電流値および出力電圧値（または連系点電圧）の全ての組み合わせの中から総当たり的に探し出す計算、あるいは計算時間短縮のために線形計画法、２次計画法、または遺伝的アルゴリズムなどの最適計算手段によって探し出して決定する。ここで、２つの制約条件とは、負荷状態設定部１８が設定した重負荷状態および軽負荷状態の各々について、直流系統内における端子変換器、負荷設備４、および発電設備５の連系点での各系統電圧が、予め定められた電圧の上限および下限内に収まり、かつ直流ケーブル６の全地点において通過する各電流が、予め定められた電流許容内に収まる条件のことをいう。

ここで、端子変換器の変換損失と直流ケーブル６の線路損失との総和が最小となる電力損失最小である場合を、評価指標の評価が最高であるとする。または、電圧の急上昇および急降下に対して最も安全な状態となるように電圧分布が電圧の上限値と下限値とのほぼ真ん中に収まるように、例えば重負荷状態および軽負荷状態を通して、直流系統内において電圧が最も高くなる箇所の最大電圧値から電圧上限値までの偏差と、直流系統内において電圧が最も低くなる箇所の最低電圧値から電圧下限値までの偏差とが等しくなる場合を、評価指標の評価が最高であるとする。

例えば、電力損失を最小化する場合の考え方を説明する。図２は、端子変換器の一般的な変換損失の一例を示す図である。変換損失は、端子変換器の制御電源などで消費される固定成分と、出力電流の２乗と端子変換器の内部抵抗との積である変化成分とに分けられる。直流ケーブル６の線路損失の場合は、固定成分がなく、通過電流の２乗と線路抵抗との積である変化成分のみとなる。すなわち、変換損失は、１台の端子変換器に出力電流が集中することを避け、可能な限り全ての端子変換器が同じ負荷率となるように各端子変換器に出力電流を配分することによって、直流系統全体の損失が最小となる。また、線路損失も、直流ケーブル６の各点の通過電流が最小となるようにすれば、直流系統全体の損失が最小となる。さらに、消費電力と生成電力とが同じである場合は、電圧を高くするほど電流が小さくなるため、変換損失および線路損失ともに低減することができる。変換器最適出力決定部１９は、電圧を適正範囲内に維持し、かつ過電流が生じない範囲内で、このように直流系統内を流れる電流に起因する損失を最小化するような各端子変換器の出力電圧および出力電流を決定することになる。

系統設備ＤＢ２０は、負荷設備４の消費電力値または発電設備５の生成電力値から、直流系統の電流電圧分布を算出し、また直流系統内の電力損失を算出するための元データである、直流ケーブル６の線路長さおよび線路抵抗値、端子変換器と、負荷設備と、発電設備とにおける連系点、端子変換器の変換損失特性などを保存する。

Ｖ−Ｉ特性決定部２１は、各端子変換器の重負荷状態および軽負荷状態における最適な出力電流値と最適な出力電圧値との２点を結ぶ線をＶ−Ｉ特性として設定する。Ｖ−Ｉ特性配信部２２は、Ｖ−Ｉ特性決定部２１が決定したＶ−Ｉ特性を、該当する端子変換器を制御する端子制御装置に対して通信網を介して配信する。

＜動作＞
図３は、中央監視制御装置９における監視処理の動作の一例を示すフローチャートである。図３に示す監視処理の動作は、予め定められた負荷設備４および発電設備５との通信周期（例えば、１分周期）に合わせた定周期で実施する。

ステップＳ１１において、負荷計測受信部１２は、各負荷計測装置７が計測した負荷設備４の現在の消費電力値を受信する。

ステップＳ１２において、負荷計測受信部１２は、受信した全ての消費電力値に対して現在時刻のタイムスタンプを付与し、各負荷設備４に対応付けて負荷実績ＤＢ１３に保存する。

ステップＳ１３において、発電計測受信部１５は、各発電計測装置８が計測した発電設備５の現在の生成電力値を受信する。

ステップＳ１４において、発電計測受信部１５は、受信した全ての生成電力値に対して現在時刻のタイムスタンプを付与し、各発電設備５に対応付けて発電実績ＤＢ１６に保存する。

図４は、発電実績ＤＢ１６のデータ構造の一例を示す図である。

図４に示すように、発電計測受信部１５が受信した生成電力値は、発電設備５と日時とが特定できるように蓄積される。

図５は、中央監視制御装置９における統計処理の動作の一例を示すフローチャートである。図５に示す統計処理は、監視処理および後述する制御処理よりも長い周期、例えば毎正時の１時間周期で実施する。

ステップＳ２１において、負荷統計分析部１４は、負荷実績ＤＢ１３に蓄積された予め定められた期間における消費電力値の中から、現在の定周期の起動時刻から次の定周期起動時刻までの時間帯（例えば、１０：００に起動した場合は、予め定められた期間における全ての日の１０：００から１０：５９まで）の消費電力値を全て抽出する。

ステップＳ２２において、負荷統計分析部１４は、抽出した消費電力値ごとに、後述する制御周期（例えば、５分）経過後の消費電力値との偏差、すなわち制御周期における消費電力値の変化値を、下記の式（１）に基づいて算出する。

変化値＝制御周期後の消費電力値−当該消費電力値 ・・・（１）

ステップＳ２３において、負荷統計分析部１４は、該当時間帯の消費電力値の全ての変化値に対して、それらのプラス方向の最大値とマイナス方向の最大値とを算出する。ここで、変化値のプラス方向の最大値とは、消費電力の変化値の増加方向の最大値のことをいい、以下では消費電力増加最大値という。また、変化値のマイナス方向の最大値とは、消費電力の変化値の減少方向の最大値のことをいい、以下では消費電力減少最大値という。

なお、消費電力増加最大値および消費電力減少最大値は、負荷実績ＤＢ１４に蓄積した過去の最大値をそのまま採用してもよい。また、消費電力値の計測値にノイズ的な要素が含まれている場合は、当該ノイズ的な要素を除去する目的で、消費電力の変化値の平均値である期待値および標準偏差を求め、下記の式（２），（３）に従った値としてもよい。

消費電力増加最大値＝期待値＋３×標準偏差 ・・・（２）
消費電力減少最大値＝期待値−３×標準偏差 ・・・（３）

ステップＳ２４において、負荷統計分析部１４は、算出した消費電力増加最大値および消費電力減少最大値を、中央監視制御装置９の図示しないメモリ領域に保存する。

ステップＳ２５において、発電統計分析部１７は、発電実績ＤＢ１６に蓄積された予め定められた期間における生成電力値の中から、現在の定周期の起動時刻から次の定周期起動時刻までの時間帯の生成電力値を全て抽出する。

ステップＳ２６において、発電統計分析部１７は、抽出した生成電力値ごとに、後述する制御周期経過後の生成電力値との偏差、すなわち制御周期における生成電力値の変化値を算出する。なお、生成電力値の変化値の算出方法は、上記の式（１）と同様である。

ステップＳ２７において、発電統計分析部１７は、該当時間帯の生成電力値の全ての変化値に対して、それらのプラス方向の最大値とマイナス方向の最大値とを算出する。ここで、変化値のプラス方向の最大値とは、生成電力の変化値の増加方向の最大値のことをいい、以下では生成電力増加最大値という。また、変化値のマイナス方向の最大値とは、生成電力の変化値の減少方向の最大値のことをいい、以下では生成電力減少最大値という。なお、生成電力増加最大値および生成電力減少最大値は、上記の消費電力増加最大値および消費電力減少最大値と同様の方法で算出すればよい。

ステップＳ２８において、発電統計分析部１７は、算出した生成電力増加最大値および生成電力減少最大値を、中央監視制御装置９の図示しないメモリ領域に保存する。

図６は、発電統計分析部１７の統計処理によってメモリ領域に保存される、発電設備５ごとの生成電力増加最大値および生成電力減少最大値の一例を示す図である。なお、図６において、増加最大値は生成電力増加最大値であり、減少最大値は生成電力減少最大値である。

図６では、発電設備５が太陽光発電システムである場合について示している。図６に示すように、太陽光発電が電力を生成しない夜間では、生成電力増加最大値および生成電力減少最大値はゼロとなる。また、電力を生成する昼間では、天気の変動によって、生成電力増加最大値および生成電力減少最大値は大きくなる。

なお、図６の例では、生成電力増加最大値および生成電力減少最大値は、正負の符号付の数値として表現されている。例えば、ある時間帯において、生成電力は常にプラス方向にしか変化しない場合、生成電力は減少することがないため、生成電力減少最大値はプラスの値となる。

また、統計処理は、上記のような時間帯別の他に、曜日別、生成電力値別で求めてもよく、図示していない気象データから計測日時ごとの天気情報を取得し、天気別で求めてもよい。ここで、生成電力値別とは、例えば、各発電設備５の生成電力が定格の０％〜１０％の場合、１０％〜２０％の場合などが挙げられる。天気別とは、例えば、快晴の場合、曇天の場合、雨天の場合などが挙げられる。

図７は、中央監視制御装置９における制御処理の動作の一例を示すフローチャートである。図７に示す制御処理は、監視処理よりも長い周期であり、かつ中央監視制御装置９自体の処理時間、または中央監視制御装置９と端子制御装置１０との間における通信処理時間よりも長い周期、例えば５分周期で実施する。

ステップＳ３１において、負荷状態設定部１８は、過去の消費電力の変化に基づいて、次の制御周期までに発生し得る最重負荷状態を想定する。そして、変換器最適出力決定部１９は、最重負荷状態における各端子変換器の最適な出力電圧（または最適な連系点電圧）および出力電流を算出する。なお、ステップＳ３１の詳細については、図８を用いて後述する。

ステップＳ３２において、負荷状態設定部１８は、過去の生成電力の変化に基づいて、次の制御周期までに発生し得る最軽負荷状態を想定する。そして、変換器最適出力決定部１９は、最軽負荷状態における各端子変換器の最適な出力電圧（または最適な連系点電圧）および出力電流を算出する。なお、ステップＳ３２の詳細については、図９を用いて後述する。

ステップＳ３３において、Ｖ−Ｉ特性決定部２１は、次の制御周期までの間に想定し得る最重負荷状態および最軽負荷状態の両極端でも、系統電圧が適正な範囲内に収まり、過電流が生じず、かつ評価指標において電流電圧分布が最適となるような各端子変換器のＶ−Ｉ特性を決定する。

ステップＳ３４において、Ｖ−Ｉ特性配信部２２は、各端子変換器にＶ−Ｉ特性を配信する。

図８は、図７のステップＳ３１の詳細を示すフローチャートである。

ステップＳ４１において、負荷状態設定部１８は、負荷設備４ごとに、現在の消費電力値に、負荷統計分析部１４が統計処理によって算出しメモリ領域に保存されている消費電力増加最大値を加算し、次の制御周期までに発生し得る消費電力の想定最大値（以下、消費電力想定最大値という）とする。

ステップＳ４２において、負荷状態設定部１８は、発電設備５ごとに、現在の生成電力値に、発電統計分析部１７によって算出しメモリ領域に保存されている生成電力減少最大値を加算し、次の制御周期までに発生し得る生成電力の想定最小値（以下、生成電力想定最小値という）とする。

ステップＳ４３において、負荷状態設定部１８は、各負荷設備４の消費電力想定最大値と、各発電設備５の生成電力想定最小値との組み合わせを、直流系統全体における最重負荷状態として設定する。

ステップＳ４４において、変換器最適出力決定部１９は、端子変換器ごとに、最重負荷状態において最適な出力電圧および出力電流を決定する。具体的には、変換器最適出力決定部１９は、潮流計算および最適計算等の処理によって、系統電圧が適正な範囲内に収まり、直流ケーブル６で過電流が生じず、かつ評価指標が最も高くなるような電流電圧分布を算出する。これにより、各端子変換器の出力電圧および出力電流が求まる。

ステップＳ４５において、Ｖ−Ｉ特性決定部２１は、変換器最適出力決定部１９が求めた最重負荷状態における最適な出力電圧および出力電流を、各端子変換器のＶ−Ｉ特性に設定する。

図９は、図７のステップＳ３２の詳細を示すフローチャートである。

ステップＳ５１において、負荷状態設定部１８は、負荷設備４ごとに、現在の消費電力値に、負荷統計分析部１４が統計処理によって算出しメモリ領域に保存されている消費電力減少最大値を加算し、次の制御周期までに発生し得る消費電力の想定最小値（以下、消費電力想定最小値という）とする。

ステップＳ５２において、負荷状態設定部１８は、発電設備５ごとに、現在の生成電力値に、発電統計分析部１７によって算出しメモリ領域に保存されている生成電力増加最大値を加算し、次の制御周期までに発生し得る生成電力の想定最大値（以下、生成電力想定最大値という）とする。

ステップＳ５３において、負荷状態設定部１８は、各負荷設備４の消費電力想定最小値と、各発電設備５の生成電力想定最大値との組み合わせを、直流系統全体における最軽負荷状態として設定する。

ステップＳ５４において、変換器最適出力決定部１９は、端子変換器ごとに、最軽負荷状態において最適な出力電圧および出力電流を決定する。具体的には、変換器最適出力決定部１９は、潮流計算および最適計算等の処理によって、系統電圧が適正な範囲内に収まり、直流ケーブル６で過電流が生じず、かつ評価指標が最も高くなるような電流電圧分布を算出する。これにより、各端子変換器の出力電圧および出力電流が求まる。

ステップＳ５５において、Ｖ−Ｉ特性決定部２１は、変換器最適出力決定部１９が求めた最軽負荷状態における最適な出力電圧および出力電流を、各端子変換器のＶ−Ｉ特性に設定する。

図８，９より、負荷状態設定部１８は、現在の消費電力と負荷実績ＤＢ１３に蓄積された消費電力とに基づいて、予め定められた周期における消費電力の変化範囲を予測するとともに、現在の生成電力と発電実績ＤＢ１６に蓄積された生成電力とに基づいて、前記周期における生成電力の変化範囲を予測する予測部としての機能を有している。

図１０は、生成電力想定最大値および生成電力想定最小値の予測の一例を示す図であり、図９に例示した発電設備Ａについて統計処理によって求めた生成電力増加最大値および生成電力減少最大値と、現在の生成電力値とに基づいて、次の制御周期までに想定し得る生成電力想定最大値および生成電力想定最小値を設定するイメージ図である。

なお、図１０において、想定最大値は生成電力想定最大値であり、想定最小値は生成電力想定最小値であり、増加最大値は生成電力増加最大値であり、減少最大値は生成電力減少最大値である。

基本的には、現在の生成電力値に生成電力増加最大値を加算した値が生成電力想定最大値となり、現在の生成電力値に生成電力減少最大値を加算した値が生成電力想定最小値となる。しかし、発電設備５が生成する生成電力は、定格電力の０％〜１００％の範囲内に制限されるため、下記の式（４），（５）に基づいて決定される。

発電設備Ａの生成電力想定最大値＝ｍｉｎ（ｍａｘ（現在値＋増加最大値，０），発電設備Ａの定格電力） ・・・（４）
発電設備Ａの生成電力想定最小値＝ｍｉｎ（ｍａｘ（現在値−減少最大値，０），発電設備Ａの定格電力） ・・・（５）

ただし、ｍａｘ（）は（）内において数値の大きい方を採用する演算子であり、ｍｉｎ（）は（）内において数値の小さい方を採用する演算子である。また、式（４），（５）において、現在値は現在の生成電力値を示し、増加最大値は生成電力増加最大値を示し、減少最大値は生成電力減少最大値を示している。

図１０の例では、１０：１０時点の制御処理における生成電力値が１００ｋＷであり、次の制御周期である１０：１５までの生成電力増加最大値は、図６の１０：００から１１：００までの時間帯を見ると＋２１．５ｋＷである。従って、生成電力想定最大値は、１００ｋＷ＋２１．５ｋＷ＝１２１．５ｋＷとなる。しかし、発電設備Ａの定格出力は１２０ｋＷであるため、発電設備Ａの生成電力想定最大値は１２０ｋＷとなる。

図１１は、Ｖ−Ｉ特性決定部２１が決定するＶ−Ｉ特性の一例を示す図である。

図１１に示すように、Ｖ−Ｉ特性決定部２１は、図８，９で求められた最重負荷状態および最軽負荷状態の各々における、端子変換器の最適な出力電圧および出力電流をＶ−Ｉ特性にプロットする。そして、両点を結ぶ直線を、プラス方向の定格電流からマイナス方向の定格電流までの内側に収まるように引き、かつ端子変換器の上限電圧から下限電圧までの内側に収まるように引く。また、定格電流および定格電圧を超える分は、プラス方向の定格電流、マイナス方向の定格電流、端子変換器の上限電圧、および端子変換器の下限電圧の４本の線に置き換える。このようにして引かれた直線を、当該端子変換器の新たなＶ−Ｉ特性として決定する。

端子制御装置１０，１１の各々は、自身が定電圧制御を行う場合において、制御対象の端子変換器の出力電流に合致する出力電圧指令値を、Ｖ−Ｉ特性配信部２２から配信されたＶ−Ｉ特性に従って決定し、端子変換器に指令する。また、端子制御装置１０，１１の各々は、自身が定電流制御を行う場合において、制御対象の端子変換器の連系点電圧に合致する出力電流指令値を、Ｖ−Ｉ特性配信部２２から配信されたＶ−Ｉ特性に従って決定し、端子変換器に指令する。

以上のことから、本実施の形態１によれば、制御周期が長く、その間に負荷設備の消費電力および発電設備の生成電力の少なくとも一方が変化した場合であっても、当該変化に追従した制御を行うことができる。また、想定し得る両極端の最大変化が生じた場合であっても、電力損失を最小にするなど予め定められた評価指標で最適な直流系統の状態を担保できる。このように、直流系統内における電力の需要と供給とのバランスを常に保つことが可能となる。

＜実施の形態２＞
本実施の形態２では、実施の形態１で説明した最重負荷状態および最軽負荷状態の２状態に加えて、確率的に最も発生し得る期待値状態を含む３状態に基づいてＶ−Ｉ特性を決定することを特徴としている。本実施の形態２における電流電圧制御装置１とその周辺の構成は、実施の形態１と同様であるため、ここでは詳細な説明を省略する。以下では、主に実施の形態１との差異点について説明する。

＜構成＞
負荷統計分析部１４は、負荷実績ＤＢ１３に蓄積された過去の予め定められた期間における消費電力値を統計分析し、予め定められた制御周期における消費電力増加最大値、消費電力減少最大値、および消費電力が平均してどれだけ変化するかを示す消費電力増減期待値を、負荷設備４ごとに算出する。

発電統計分析部１７は、発電実績ＤＢ１６に蓄積された過去の予め定められた期間における生成電力値を統計分析し、予め定められた制御周期における生成電力増加最大値、生成電力減少最大値、および生成電力が平均してどれだけ変化するかを示す生成電力増減期待値を、発電設備５ごとに算出する。

負荷状態設定部１８は、負荷計測受信部１２が受信した負荷設備４ごとの現在の消費電力値と、負荷統計分析部１４が算出した負荷設備４ごとの消費電力増加最大値、消費電力減少最大値、および消費電力増減期待値に基づいて、次の制御周期までの間に想定され得る各負荷設備４の消費電力想定最大値、消費電力想定最小値、および消費電力想定期待値を算出する。同様に、負荷状態設定部１８は、発電計測受信部１５が受信した発電設備５ごとの現在の生成電力値と、発電統計分析部１７が算出した発電設備５ごとの生成電力増加最大値、生成電力減少最大値、および生成電力増減期待値に基づいて、次の制御周期までの間に想定され得る各発電設備５の生成電力想定最大値、生成電力想定最小値、および生成電力想定期待値を算出する。

また、負荷状態設定部１８は、重負荷状態および軽負荷状態に加えて、各負荷設備４の消費電力が期待値であり、かつ各発電設備５の生成電力が期待値となる消費電力値と生成電力値との組み合わせを期待値負荷状態として設定する。

変換器最適出力決定部１９は、２つの制約条件を満たし、かつ予め定められた電流、電圧、電力などの電気量に関する評価指標に基づいて算出された評価が最高となるような各端子変換器の最適な出力電流値および出力電圧値（または最適な連系点電圧）を、各端子変換器で運用可能な出力電流値および出力電圧値（または連系点電圧）の全ての組み合わせの中から総当たり的に探し出す計算、あるいは計算時間短縮のために線形計画法、２次計画法、または遺伝的アルゴリズムなどの最適計算手段によって探し出して決定する。ここで、２つの制約条件とは、負荷状態設定部１８が設定した重負荷状態、軽負荷状態、および期待値負荷状態の各々について、直流系統内における端子変換器、負荷設備４、および発電設備５の連系点での各系統電圧が、予め定められた電圧の許容範囲内に収まり、かつ直流ケーブル６の全地点において通過する各電流が、予め定められた電流の許容範囲内に収まる条件のことをいう。なお、電圧の許容範囲内とは、予め定められた電圧の上限および下限内のことをいう。

Ｖ−Ｉ特性決定部２１は、各端子変換器の重負荷状態、軽負荷状態、および期待値負荷状態における最適な出力電流値と最適な出力電圧値との３点を結ぶ線をＶ−Ｉ特性として設定する。

＜動作＞
中央監視制御装置９における監視処理の動作は、実施の形態１と同様であるため、ここでは説明を省略する。

図１２は、中央監視制御装置９における統計処理の動作の一例を示すフローチャートである。図１２に示す統計処理は、監視処理および後述する制御処理よりも長い周期、例えば毎正時の１時間周期で実施する。なお、図１２のステップＳ６１、ステップＳ６２、ステップＳ６５、およびステップＳ６６の各々は、図５のステップＳ２１、ステップＳ２２、ステップＳ２５、およびステップＳ２６と同様であるため、ここでは説明を省略する。

ステップＳ６３において、負荷統計分析部１４は、該当時間帯の消費電力の全ての変化値に対して、消費電力増加最大値、消費電力減少最大値、および消費電力増減期待値を算出する。

ステップＳ６４において、負荷統計分析部１４は、算出した消費電力増加最大値、消費電力減少最大値、および消費電力増減期待値を、中央監視制御装置９の図示しないメモリ領域に保存する。

ステップＳ６７において、発電統計分析部１７は、該当時間帯の生成電力値の全ての変化値に対して、生成電力増加最大値、生成電力減少最大値、および生成電力増減期待値を算出する。

ステップＳ６８において、発電統計分析部１７は、算出した生成電力増加最大値、生成電力減少最大値、および生成電力増減期待値を、中央監視制御装置９の図示しないメモリ領域に保存する。

図１３は、発電統計分析部１７の統計処理によってメモリ領域に保存される、発電設備５ごとの生成電力増減期待値、生成電力増加最大値、および生成電力減少最大値の一例を示す図である。なお、図１３において、増減期待値は生成電力増減期待値であり、増加最大値は生成電力増加最大値であり、減少最大値は生成電力減少最大値である。

なお、統計処理は、実施の形態１と同様、上記のような時間帯別の他に、曜日別、生成電力値別で求めてもよく、図示していない気象データから計測日時ごとの天気情報を取得し、天気別で求めてもよい。

図１４は、中央監視制御装置９における制御処理の動作の一例を示すフローチャートである。図１４に示す制御処理は、監視処理よりも長い周期であり、かつ中央監視制御装置９自体の処理時間、または中央監視制御装置９と端子制御装置１０との間における通信処理時間よりも長い周期、例えば５分周期で実施する。なお、図１４のステップＳ７２およびステップＳ７３の各々は、図７のステップＳ３１およびステップＳ３２と同様であるため、ここでは説明を省略する。

ステップＳ７１において、負荷状態設定部１８は、過去の消費電力の変化に基づいて、次の制御周期までに過去の実績から確率的に最も発生し得る期待値負荷状態を想定する。そして、変換器最適出力決定部１９は、期待値負荷状態における各端子変換器の最適な出力電圧（または最適な連系点電圧）および出力電流を算出する。なお、ステップＳ７１の詳細については、図１５を用いて後述する。

ステップＳ７４において、Ｖ−Ｉ特性決定部２１は、次の制御周期までの間に想定し得る最重負荷状態、最軽負荷状態、および期待値負荷状態でも、系統電圧が適正な範囲内に収まり、過電流が生じず、かつ評価指標において電流電圧分布が最適となるような各端子変換器のＶ−Ｉ特性を決定する。

ステップＳ７５において、Ｖ−Ｉ特性配信部２２は、各端子変換器にＶ−Ｉ特性を配信する。

図１５は、図１４のステップＳ７１の詳細を示すフローチャートである。

ステップＳ８１において、負荷状態設定部１８は、負荷設備４ごとに、現在の消費電力値に、負荷統計分析部１４が統計処理によって算出しメモリ領域に保存されている消費電力増減期待値の５０％を加算し、次の制御周期までの消費電力想定期待値とする。

ステップＳ８２において、負荷状態設定部１８は、発電設備５ごとに、現在の生成電力値に、発電統計分析部１７によって算出しメモリ領域に保存されている生成電力増減期待値の５０％を加算し、発電設備５の定格範囲内に収まるようにした下記の式（６）に従って算出した値を、次の制御周期までの生成電力想定期待値とする。

発電設備の想定期待値＝ｍｉｎ（ｍａｘ（現在値＋増減期待値×５０％，０）、発電設備の定格電力） ・・・（６）

ただし、ｍａｘ（）は（）内において数値の大きい方を採用する演算子であり、ｍｉｎ（）は（）内において数値の小さい方を採用する演算子である。また、式（６）において、想定期待値は生成電力想定期待値位を示し、現在値は現在の生成電力値を示し、増減期待値は生成電力増減期待値を示している。式（６）のように、生成電力増減期待値に５０％を乗じることによって、生成電力期待値は、現時点での生成電力値と、次の制御周期開始時点での生成電力期待値との中間値をとることになる。

ステップＳ８３において、各負荷設備４の消費電力想定期待値と、各発電設備５の生成電力想定期待値との組み合わせを、直流系統全体における期待値負荷状態として設定する。

ステップＳ８４において、変換器最適出力決定部１９は、端子変換器ごとに、期待値負荷状態において最適な出力電圧および出力電流を決定する。具体的には、変換器最適出力決定部１９は、潮流計算および最適計算等の処理によって、系統電圧が適正な範囲内に収まり、直流ケーブル６で過電流が生じず、かつ評価指標が最も高くなるような電流電圧分布を算出する。これにより、各端子変換器の出力電圧および出力電流が求まる。

ステップＳ８５において、Ｖ−Ｉ特性決定部２１は、変換器最適出力決定部１９が求めた期待値負荷状態における最適な出力電圧および出力電流を、各端子変換器のＶ−Ｉ特性に設定する。

図１６は、生成電力想定期待値の予測の一例を示す図であり、図１３に例示した発電設備Ａについて統計処理によって求めた生成電力増減期待値と、現在の生成電力値とに基づいて、次の制御周期までに想定し得る生成電力想定期待値を設定するイメージ図である。

なお、図１６において、想定期待値は生成電力想定期待値であり、増減期待値は生成電力増減期待値である。

図１６の例では、１０：１０時点の制御処理における生成電力値が１００ｋＷであり、次の制御周期である１０：１５までの生成電力増減期待値は、図１３の１０：００から１１：００までの時間帯を見ると＋１．６ｋＷである。従って、生成電力想定期待値は、１００ｋＷ＋１．６ｋＷ×０．５＝１００．８ｋＷとなる。

図１７は、Ｖ−Ｉ特性決定部２１が決定するＶ−Ｉ特性の一例を示す図である。

図１７に示すように、Ｖ−Ｉ特性決定部２１は、最重負荷状態、最軽負荷状態、および図１５で求められた期待値負荷状態の各々における、端子変換器の最適な出力電圧および出力電流の３点をＶ−Ｉ特性にプロットする。そして、３点を結ぶ近似曲線を、プラス方向の定格電流からマイナス方向の定格電流までの内側に収まるように引き、かつ端子変換器の上限電圧から下限電圧までの内側に収まるように引く。また、定格電流および定格電圧を超える分は、プラス方向の定格電流、マイナス方向の定格電流、端子変換器の上限電圧、および端子変換器の下限電圧の４本の線に置き換える。このようにして引かれた直線を、当該端子変換器の新たなＶ−Ｉ特性として決定する。

以上のことから、本実施の形態２によれば、最重負荷状態および最軽負荷状態に加えて、確率的に最も発生し得る期待値負荷状態においても、電力損失を最小にするなど予め定められた評価指標で最適な直流系統の状態を担保できる。従って、実施の形態１よりも多くの状態において最適に近い制御を行うことができ、直流系統内における電力の需要と供給とのバランスを常に保つことが可能となる。

なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略することが可能である。

本発明は詳細に説明されたが、上記した説明は、すべての態様において、例示であって、この発明がそれに限定されるものではない。例示されていない無数の変形例が、この発明の範囲から外れることなく想定され得るものと解される。

１ 電流電圧制御装置、２ ＡＣ／ＤＣ変換器、３ ＤＣ／ＤＣ変換器、４ 負荷設備、５ 発電設備、６ 直流ケーブル、７ 負荷計測装置、８ 発電計測装置、９ 中央監視制御装置、１０，１１ 端子制御装置、１２ 負荷計測受信部、１３ 負荷実績ＤＢ、１４ 負荷統計分析部、１５ 発電計測受信部、１６ 発電実績ＤＢ、１７ 発電統計分析部、１８ 負荷状態設定部、１９ 変換器最適出力決定部、２０ 系統設備ＤＢ、２１ Ｖ−Ｉ特性決定部、２２ Ｖ−Ｉ特性配信部。

Claims (9)

1. 直流ケーブル（６）の端子に連系した少なくとも１つの端子変換器（２，３）と、
   前記直流ケーブル（６）に連系した少なくとも１つの負荷設備（４）と、
   前記直流ケーブル（６）に連系した少なくとも１つの発電設備（５）と、
   を含む直流系統における前記端子変換器（２，３）の出力電流および出力電圧を制御する電流電圧制御装置（１）であって、
   前記負荷設備（４）で消費された消費電力と、前記発電設備（５）で生成された生成電力とに基づいて、前記端子変換器（２，３）のＶ−Ｉ特性を制御する中央監視制御装置（９）を備え、
   前記中央監視制御装置（９）は、
   前記消費電力を前記負荷設備（４）に対応付けて蓄積する負荷実績ＤＢ（１３）と、
   前記生成電力を前記発電設備（５）に対応付けて蓄積する発電実績ＤＢ（１６）と、
   現在の前記消費電力と前記負荷実績ＤＢ（１３）に蓄積された前記消費電力とに基づいて、予め定められた周期における前記消費電力の変化範囲を予測するとともに、現在の前記生成電力と前記発電実績ＤＢ（１６）に蓄積された前記生成電力とに基づいて、前記周期における前記生成電力の変化範囲を予測する予測部（１８）と、
   前記予測部（１８）が予測した前記消費電力の変化範囲および前記生成電力の変化範囲に基づいて、前記端子変換器（２，３）のＶ−Ｉ特性を決定するＶ−Ｉ特性決定部（２１）と、
   を備える、電流電圧制御装置。
2. 前記端子変換器（２，３）を制御する端子制御装置（１１）をさらに備え、
   前記端子制御装置（１１）は、前記端子変換器（２，３）を定電圧制御する場合において、前記Ｖ−Ｉ特性決定部（２１）が決定した前記Ｖ−Ｉ特性と前記端子変換器（２，３）の出力電流とに基づいて、前記端子変換器（２，３）の出力電圧を決定し、
   前記端子制御装置（１１）は、前記端子変換器（２，３）を定電流制御する場合において、前記Ｖ−Ｉ特性決定部（２１）が決定した前記Ｖ−Ｉ特性と前記端子変換器（２，３）の連系点電圧とに基づいて、前記端子変換器（２，３）の出力電流を決定することを特徴とする、請求項１に記載の電流電圧制御装置。
3. 前記Ｖ−Ｉ特性決定部（２１）は、前記予測部（１８）が予測した前記消費電力の変化範囲および前記生成電力の変化範囲と、予め定められた制約条件とに基づいて、前記端子変換器（２，３）のＶ−Ｉ特性を決定し、
   前記制約条件は、前記直流系統における全ての系統電圧が予め定められた電圧の許容範囲内に収まり、かつ前記直流系統を流れる電流が予め定められた電流の許容範囲内に収まることであることを特徴とする、請求項１または２に記載の電流電圧制御装置。
4. 前記予測部（１８）は、現在の前記消費電力と前記負荷実績ＤＢ（１３）に蓄積された前記消費電力とに基づいて、前記周期において想定される前記消費電力の最大値である消費電力想定最大値と、前記周期において想定される前記消費電力の最小値である消費電力想定最小値とを予測するとともに、
   現在の前記生成電力と前記発電実績ＤＢ（１６）に蓄積された前記生成電力とに基づいて、前記周期において想定される前記生成電力の最大値である生成電力想定最大値と、前記周期において想定される前記生成電力の最小値である生成電力想定最小値とを予測し、
   前記直流系統において前記消費電力想定最大値と前記生成電力想定最小値とを組み合わせた状態である最重負荷状態と、前記直流系統において前記消費電力想定最小値と前記生成電力想定最大値とを組み合わせた状態である最軽負荷状態との間の範囲を、前記消費電力の変化範囲および前記生成電力の変化範囲として予測することを特徴とする、請求項１から３のいずれか１項に記載の電流電圧制御装置。
5. 前記負荷実績ＤＢ（１３）に蓄積された前記消費電力に基づいて、前記周期において増加方向に変化する前記消費電力の最大値である消費電力増加最大値と、前記周期において減少方向に変化する前記消費電力の最大値である消費電力減少最大値とを統計処理の分析によって算出する負荷統計分析部（１４）と、
   前記発電実績ＤＢ（１６）に蓄積された前記生成電力に基づいて、前記周期において増加方向に変化する前記生成電力の最大値である生成電力増加最大値と、前記周期において減少方向に変化する前記生成電力の最大値である生成電力減少最大値とを統計処理の分析によって算出する発電統計分析部（１７）と、
   をさらに備え、
   前記予測部（１８）は、現在の前記消費電力に前記消費電力増加最大値を加算して前記消費電力想定最大値を算出し、現在の前記消費電力に前記消費電力減少最大値を加算して前記消費電力想定最小値を算出し、現在の前記生成電力に前記生成電力増加最大値を加算して前記生成電力想定最大値を算出し、現在の前記生成電力に前記生成電力減少最大値を加算して前記生成電力想定最小値を算出することを特徴とする、請求項４に記載の電流電圧制御装置。
6. 前記Ｖ−Ｉ特性決定部（２１）は、前記最重負荷状態および前記最軽負荷状態の各々において、予め定められた評価指標に基づいて前記直流系統における電流電圧分布を算出し、
   前記電流電圧分布に基づいて算出した前記最重負荷状態および前記最軽負荷状態の各々における前記端子変換器（２，３）の出力電流値および出力電圧値からなる点を結ぶ線を前記Ｖ−Ｉ特性として決定することを特徴とする、請求項４に記載の電流電圧制御装置。
7. 前記予測部（１８）は、現在の前記消費電力と前記負荷実績ＤＢ（１３）に蓄積された前記消費電力とに基づいて、前記周期において想定される前記消費電力の変化の平均値である消費電力想定期待値を予測するとともに、現在の前記生成電力と前記発電実績ＤＢ（１６）に蓄積された前記生成電力とに基づいて、前記周期において想定される前記生成電力の変化の平均値である生成電力想定期待値を予測し、前記消費電力想定期待値と前記生成電力想定期待値との組み合わせを期待値負荷状態とすることを特徴とする、請求項４に記載の電流電圧制御装置。
8. 前記Ｖ−Ｉ特性決定部（２１）は、前記最重負荷状態、前記最軽負荷状態、および前記期待値負荷状態の各々において、予め定められた評価指標に基づいて前記直流系統における電流電圧分布を算出し、
   前記電流電圧分布に基づいて算出した前記最重負荷状態、前記最軽負荷状態、および前記期待値負荷状態の各々における前記端子変換器（２，３）の出力電流値および出力電圧値からなる点を結ぶ線を前記Ｖ−Ｉ特性として決定することを特徴とする、請求項７に記載の電流電圧制御装置。
9. 前記評価指標は、前記直流系統における電力損失が最小、または前記直流系統における系統電圧が予め定められた電圧の許容範囲の真ん中であることを特徴とする、請求項６または８に記載の電流電圧制御装置。

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