(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統との連系点に出力端が接続された第１インバータ、並びに、前記連系点の電圧を検出し、該検出した電圧に基づいて該第１インバータから出力される無効電力及び／または発電出力を調整して前記連系点の電圧を制御する第１制御部を有する第１分散型電源と、
前記連系点に出力端が接続され且つ前記第１インバータの容量より小さな容量を有する第２インバータ、並びに、前記連系点の電圧を検出し、該検出した電圧に基づいて該第２インバータから出力される無効電力及び／または発電出力を調整して前記連系点の電圧を制御する第２制御部を有する第２分散型電源とを備え、
前記第１分散型電源による前記連系点の前記電圧の制御を、前記第２分散型電源による前記連系点の前記電圧の制御より優先して行うことを特徴とする
分散型電源システム。
【請求項２】
前記第１分散型電源による前記連系点の前記電圧の制御を開始するための第１電圧制御開始電圧が、前記第２分散型電源による前記連系点の前記電圧の制御を開始するための第２電圧制御開始電圧より小さいことを特徴とする
請求項１に記載の分散型電源システム。
【請求項３】
前記第１分散型電源による前記連系点の前記電圧の制御を開始するための第１電圧制御開始電圧が、前記第１制御部に、前記第１インバータの発電出力に応じて複数設定され、且つ、前記第２分散型電源による前記連系点の前記電圧の制御を開始するための第２電圧制御開始電圧が、前記第２制御部に、前記第２インバータの発電出力に応じて複数設定されており、
前記複数の第１電圧制御開始電圧は前記第１インバータの対応する前記発電出力が大きくなるほど小さくなるように設定され、前記複数の第２電圧制御開始電圧は前記第２インバータの対応する前記発電出力が大きくなるほど小さくなるように設定され、前記複数の第１電圧制御開始電圧及び前記複数の第２電圧制御開始電圧が互いに異なる値に設定され、前記複数の第１電圧制御開始電圧及び前記複数の第２電圧制御開始電圧を小さな方から並べると前記第１電圧制御開始電圧及び第２電圧制御開始電圧が交互に並ぶように設定され、且つ、前記第１電圧制御開始電圧の最小値が第２電圧制御開始電圧の最小値より小さくなるように設定されていることを特徴とする
請求項１に記載の分散型電源システム。
【請求項４】
さらに、前記第１制御部と前記第２制御部とを接続する通信線を備え、
前記通信線を介して、前記第１及び第２制御部が、各自の運用状態に関する情報を交換して共有することを特徴とする
請求項１に記載の分散型電源システム。
【請求項５】
前記連系点の前記電圧が所定の電圧制御開始電圧を超えた場合、前記第１制御部による前記第１インバータの無効電力の増加制御、前記第２制御部による前記第２インバータの無効電力の増加制御、及び、前記第１制御部または前記第２制御部による前記発電出力の低減制御を、この順で優先的に行うことを特徴する
請求項４に記載の分散型電源制御システム。
【請求項６】
前記発電出力の低減制御では、前記第１制御部及び前記第２制御部は、前記第１インバータ及び第２インバータのうち、無効電力出力感度の大きい方を選択して前記発電出力の低減制御を行うことを特徴とする
請求項５に記載の分散型電源システム。
【請求項７】
前記第１分散型電源が、太陽光発電装置であり、前記第２分散型電源が、燃料電池装置であることを特徴とする
請求項１〜６のいずれか一項に記載の分散型電源システム。
【請求項８】
所定の需要家内で他の分散型電源と併設され、電力系統並びに負荷及び該他の分散型電源と接続される太陽光発電装置であって、
太陽光のエネルギーを直流電力に変換する太陽光発電セルと、
容量が前記他の分散型電源のそれと異なり且つ前記太陽光発電セルで変換された前記直流電力を交流電力に変換するインバータと、
前記電力系統との連系点の電圧を検出し、該検出した電圧に基づいて前記インバータから出力される無効電力及び／または発電出力を調整して前記連系点の電圧を制御する制御部とを備え、
前記インバータの容量が前記他の分散型電源のそれより大きい場合には、前記制御部は、前記連系点の電圧制御を、前記他の分散型電源による前記連系点の電圧制御より優先して行い、
前記インバータの容量が前記他の分散型電源のそれより小さい場合には、前記他の分散型電源による前記連系点の電圧制御の後に、前記制御部が、前記連系点の電圧制御を行うことを特徴とする
太陽光発電装置。
【請求項９】
所定の需要家内で他の分散型電源と併設され、電力系統並びに負荷及び該他の分散型電源と接続される燃料電池装置であって、
水素と酸素の化学反応により直流電力を生成する燃料電池セルと、
容量が前記他の分散型電源のそれと異なり且つ前記燃料電池セルで生成された前記直流電力を交流電力に変換するインバータと、
前記電力系統との連系点の電圧を検出し、該検出した電圧に基づいて前記インバータから出力される無効電力及び／または発電出力を調整して前記連系点の電圧を制御する制御部とを備え、
前記インバータの容量が前記他の分散型電源のそれより大きい場合には、前記制御部は、前記連系点の電圧制御を、前記他の分散型電源による前記連系点の電圧制御より優先して行い、
前記インバータの容量が前記他の分散型電源のそれより小さい場合には、前記他の分散型電源による前記連系点の電圧制御の後に、前記制御部が、前記連系点の電圧制御を行うことを特徴とする
燃料電池装置。
【請求項１０】
インバータの容量が互いに異なる複数の分散型電源からなる分散型電源システムと電力系統との連系点における電圧を計測するステップと、
前記検出された電圧が所定の閾値電圧を超えた場合に、前記インバータの容量の大きい方の前記分散型電源から優先して、該分散型電源から出力される無効電力及び／または発電出力を調整して前記連系点の電圧を低下させるステップと
を含む分散型電源システムの電圧調整方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、複数の分散型電源で構成された分散型電源システム、そのシステムに用いられる太陽光発電装置及び燃料電池装置、並びに、分散型電源システムの電圧調整方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
低炭素社会実現へ向けた取り組みの一環として、政府は、国内における太陽光発電装置の導入量の大幅な増大を計画している。このような状況を考慮すると、今後、太陽光発電装置だけでなく、例えば燃料電池装置等の電熱併給可能な分散型電源の住宅等への普及が一層加速することが想定される。
【０００３】
しかしながら、例えば太陽光発電装置、燃料電池装置等の分散型電源の住宅への普及が加速すると、次のような問題が生じる恐れがある。分散型電源の設置密度が高い地域では、例えば、太陽光発電装置による余剰電力販売量の増大、燃料電池装置での発電による受電量の低減などの影響により、分散型電源と配電系統との連系点における電圧が高めに推移することが予測される。
【０００４】
ただし、電気事業法には、住宅用に設置される分散型電源の出力電圧を、所定の電圧範囲（１００［Ｖ］系では１０１±６［Ｖ］、２００［Ｖ］系では２０２±２０［Ｖ］）に収めることが定められている。そこで、従来、分散型電源の出力電圧が所定の電圧範囲の上限を超えた場合に、連系点の電圧を下げるための様々な制御手法が提案されている（例えば、特許文献１〜３、非特許文献１〜３等参照）。
【０００５】
特許文献１には、電圧制御を開始する閾値電圧（以下、電圧制御開始電圧という）を、電圧の管理範囲の上限より低く設定し、連系点の電圧が電圧制御開始電圧を越えた場合に無効電力を調整して電圧制御を行う手法が提案されている。具体的には、連系点の電圧が電圧制御開始電圧を越えた場合、分散型電源装置は、予め設定された所定の力率と現在の力率（運転力率）とを比較し、その比較結果に基づき、無効電力を調整して電圧制御を行っている。
【０００６】
特許文献２には、複数の太陽光発電装置で構成された太陽光発電システムにおける系統電圧の制御手法が提案されている。特許文献２の制御手法では、系統電圧の上昇度合いに応じて出力を抑制する太陽光発電装置を決定し、全ての太陽光発電装置に対して一斉に出力の抑制を行わない。特許文献２では、この手法により、系統電圧の上昇を抑制しつつ、システム全体の出力の低下を抑制している。
【０００７】
また、特許文献３には、柱上変圧器から遠い場所に位置する需要家と、柱上変圧器に近い場所に位置する需要家との間の余剰電力の販売機会を均等にするために、柱上変圧器と分散電源装置との距離が長くなるほど、電圧制御開始電圧を高く設定する技術が提案されている。
【０００８】
また、非特許文献１には、無効電力を配電系統側に出力する無効電力制御によって電圧を調整する技術が提案されている。非特許文献２には、静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ：Static Var Compensator）を導入することにより、管理電圧範囲内から電圧が逸脱することを防止する手法が提案されている。さらに、非特許文献３には、各住宅に蓄電池を設置し、蓄電池に余剰電力を蓄積することによって、連系点の電圧上昇を抑える手法が提案されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００９】
【特許文献１】特開２００８−３５６４０号公報
【特許文献２】特開２００４−２６０９１３号公報
【特許文献３】特開２００６−１２１８５３号公報
【非特許文献】
【００１０】
【非特許文献１】「太陽光発電集中連系時における各需要家発電電力量の減少ばらつきの分析とその対策に関する一考察」、電学論Ｂ、１２６巻１０号、２００６年
【非特許文献２】「太陽光発電装置が集中導入された配電系統の電圧上昇とＳＶＣによる抑制」、電学論Ｂ、１２６巻２号、２００６年
【非特許文献３】「新エネルギーの大量導入に伴う影響とその対応策について」、資源エネルギー庁  電力・ガス事業部、平成２０年９月８日
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１１】
上述のように、従来、分散型電源と配電系統との連系点における電圧を調整するために、種々の制御手法が提案されている。しかしながら、複数の分散型電源で構成されたシステムにおいて、各分散型電源のＰＣＳ（Power Conditioning Subsystem）の容量、すなわち、インバータの容量（以下、単にインバータ容量という）が互いに異なる場合の連系点における電圧の制御手法については、従来、十分に検討されていない。
【００１２】
インバータ容量が互いに異なる複数の分散型電源からなる分散型電源システムにおいて、各分散型電源による電圧制御の仕方によっては、連系点の電圧を適切に調整することができても、システム全体の発電量（発電出力）が低減することも十分予測される。システム全体の発電量が低減すると、需要家の余剰電力販売量が低下する（余剰電力の販売機会の損失が増大する）という問題が生じる。
【００１３】
本発明は、上記状況を鑑みてなされたものである。本発明の目的は、インバータ容量が互いに異なる複数の分散型電源からなる分散型電源システムにおいて、分散型電源システムと配電系統との連系点における電圧の上昇を抑制しつつ、システム全体の発電量の低下を抑制することである。
【課題を解決するための手段】
【００１４】
上記課題を解決するために、本発明の分散型電源システムは、第１分散型電源と、第２分散型電源とを備える構成とし、各部を次のような構成にする。第１分散型電源は、電力系統との連系点に出力端が接続された第１インバータ、並びに、連系点の電圧を検出し、該検出した電圧に基づいて該第１インバータから出力される無効電力及び／または発電出力を調整して連系点の電圧を制御する第１制御部を有する。また、第２分散型電源は、連系点に出力端が接続され且つ第１インバータの容量より小さな容量を有する第２インバータ、並びに、連系点の電圧を検出し、該検出した電圧に基づいて該第２インバータから出力される無効電力及び／または発電出力を調整して連系点の電圧を制御する第２制御部を有する。そして、本発明の分散型電源システムでは、第１分散型電源による連系点の電圧の制御を、第２分散型電源による連系点の電圧の制御より優先して行う。
【００１５】
また、本発明の太陽光発電装置は、所定の需要家内で他の分散型電源と併設され、電力系統並びに負荷及び該他の分散型電源と接続される太陽光発電装置であって、太陽光発電セルと、インバータと、制御部とを備える構成とし、各部の機能は次のとおりとする。太陽光発電セルは、太陽光のエネルギーを直流電力に変換する。インバータは、容量が他の分散型電源のそれと異なり且つ太陽光発電セルで変換された直流電力を交流電力に変換する。制御部は、電力系統との連系点の電圧を検出し、該検出した電圧に基づいてインバータから出力される無効電力及び／または発電出力を調整して連系点の電圧を制御する。そして、本発明の太陽光発電装置では、インバータの容量が他の分散型電源のそれより大きい場合には、制御部は、連系点の電圧制御を、他の分散型電源による連系点の電圧制御より優先して行う。また、本発明の太陽光発電装置では、インバータの容量が他の分散型電源のそれより小さい場合には、他の分散型電源による連系点の電圧制御の後に、制御部が、連系点の電圧制御を行う。
【００１６】
また、本発明の燃料電池装置は、所定の需要家内で他の分散型電源と併設され、電力系統並びに負荷及び該他の分散型電源と接続される燃料電池装置であって、燃料電池セルと、インバータと、制御部とを備える構成とし、各部の機能は次のとおりとする。燃料電池セルは、水素と酸素の化学反応により直流電力を生成する。インバータは、容量が他の分散型電源のそれと異なり且つ燃料電池セルで生成された直流電力を交流電力に変換する。制御部は、電力系統との連系点の電圧を検出し、該検出した電圧に基づいてインバータから出力される無効電力及び／または発電出力を調整して連系点の電圧を制御する。そして、本発明の燃料電池装置では、インバータの容量が他の分散型電源のそれより大きい場合には、制御部は、連系点の電圧制御を、他の分散型電源による連系点の電圧制御より優先して行う。また、本発明の燃料電池装置では、インバータの容量が他の分散型電源のそれより小さい場合には、他の分散型電源による連系点の電圧制御の後に、制御部が、連系点の電圧制御を行う。
【００１７】
さらに、本発明の分散型電源システムの電圧調整方法は、次の手順で行う。まず、インバータの容量が互いに異なる複数の分散型電源からなる分散型電源システムと電力系統との連系点における電圧を計測する。次いで、検出された電圧が所定の閾値電圧を超えた場合に、インバータの容量の大きい方の分散型電源から優先して、該分散型電源から出力される無効電力及び／または発電出力を調整して連系点の電圧を低下させる。
【００１８】
本発明では、互いにインバータ容量の異なる複数の分散型電源システムにおいて、インバータの出力端における電圧が所定の閾値電圧を超えた場合、インバータ容量の大きい方の分散型電源から先に出力（無効電力及び／または発電出力）を制御して電圧調整を行う。これにより、システム全体の発電量をできるかぎり抑制せずに、連系点における電圧の上昇を抑制することができる。この動作原理については、後で詳述する。
【発明の効果】
【００１９】
上述のように、本発明によれば、インバータ容量が互いに異なる複数の分散型電源からなる分散型電源システムにおいて、分散型電源システムと配電系統との連系点における電圧の上昇を抑制しつつ、システム全体の発電量の低下を抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００２０】
【図１】本発明の第１の実施形態に係る分散型電源システムを用いた配電網システムの概略構成図である。
【図２】第１の実施形態の分散型電源システムで用いる太陽光発電装置の概略構成図である。
【図３】第１の実施形態の分散型電源システムで用いる太陽光発電装置のより詳細な構成図である。
【図４】第１の実施形態の分散型電源システムで用いる燃料電池装置の概略構成図である。
【図５】第１の実施形態の分散型電源システムで用いる燃料電池装置のより詳細な構成図である。
【図６】第１の実施形態の分散型電源システムにおける太陽光発電装置による電圧制御の処理手順を示すフローチャートである。
【図７】第１の実施形態の分散型電源システムにおける燃料電池装置による電圧制御の処理手順を示すフローチャートである。
【図８】第２の実施形態に係る分散型電源システムにおける太陽光発電装置による電圧制御の処理手順を示すフローチャートである。
【図９】第２の実施形態に係る分散型電源システムにおける燃料電池装置による電圧制御の処理手順を示すフローチャートである。
【図１０】第３の実施形態に係る分散型電源システムの概略構成図である。
【図１１】第３の実施形態に係る分散型電源システムにおける電圧制御の処理手順を示すフローチャートである。
【図１２】シミュレーション解析に用いる分散型電源システムの電力負荷及び各分散型電源の出力パターンを示す図である。
【図１３】シミュレーション解析で求められた太陽光発電装置の発電出力の特性図である。
【図１４】シミュレーション解析で求められた燃料電池装置の発電出力の特性図である。
【図１５】シミュレーション解析で求められた分散型電源システムの総発電出力の特性図である。
【発明を実施するための形態】
【００２１】
以下に、本発明の実施形態に係る分散型電源システムの構成例を、図面を参照しながら以下の順で説明する。ただし、本発明は以下の例に限定されるものではない。
１．第１の実施形態：基本構成例
２．第２の実施形態：電圧制御開始電圧を複数設定する構成例
３．第３の実施形態：複数の分散型電源間で情報の送受信を行う構成例
４．分散型電源システムの評価例
【００２２】
＜１．第１の実施形態＞
［配電網システム及び分散型電源システムの構成］
図１に、本発明の第１の実施形態に係る分散型電源システムを用いた配電網システムの一構成例を示す。なお、本実施形態では、インバータ容量が互いに異なる太陽光発電装置及び燃料電池装置からなる分散型電源システムについて説明する。
【００２３】
本実施形態の配電網システム１００は、主に、柱上変圧器１０１と、柱上変圧器１０１に接続された低圧配電線１０２（電力系統）と、低圧配電線１０２に設けられた複数の引き込み点１０３（以下、ノードという）にそれぞれに接続された複数の住宅群１０４とで構成される。なお、各住宅群１０４は、配電線Ｌ２を介して対応するノード１０３に接続される。
【００２４】
図１に示す例では、低圧配電線１０２に１０個のノード１０３（ノードｎ１〜ノードｎ１０）を設ける例を示し、互いに隣り合うノード１０３間の配電線Ｌ１の長さは一定とする。また、図１中に示す低圧配電線１０２と、低圧配電線１０２及び各住宅群１０４間を繋ぐ配電線Ｌ２とは、線種が異なり、インピーダンスも互いに異なる。また、図１に示す配電網システム１００の例では、各住宅群１０４が２戸の住宅で構成されている例を示す。
【００２５】
なお、低圧配電線１０２に設けられるノード数や各住宅群１０４内の住宅数などの配電網システム１００の構成は、図１に示す例に限定されず、例えばシステムの設置地域等に応じて適宜変更可能である。
【００２６】
本実施形態の配電網システム１００では、太陽光発電装置１（第１分散型電源）と、燃料電池装置２（第２分散型電源）と、負荷３とを備える分散型電源システム１０が、各住宅に設置される。なお、太陽光発電装置１、燃料電池装置２及び負荷３は、分電盤１０５（以下、連系点という）１０５で接続されており、この連系点１０５が配電線Ｌ２により低圧配電線１０２の対応するノード１０３に接続される。ただし、図１に示す例では、太陽光発電装置１、燃料電池装置２及び負荷３が連系点１０５で直接接続されているが、実際には、これらは、連系点（分電盤）１０５内部において、互いに若干の距離だけ離れて並列接続される。また、本実施形態では、各住宅の分散型電源システム１０は全て同じ構成とする。また、本実施形態の分散型電源システム１０では、太陽光発電装置１のインバータ容量が燃料電池装置２のそれより大きい場合を説明する。
【００２７】
ただし、各住宅の分散型電源システム１０の構成は、この例に限定されない。例えば、インバータ容量が互いに異なる複数の太陽光発電装置１で分散型電源システム１０を構成してもよいし、インバータ容量が互いに異なる複数の燃料電池装置２で分散型電源システム１０を構成してもよい。また、例えば、分散型電源システム１０を、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２以外の分散型電源装置、例えば、ガスエンジン、ガスタービン、蓄電池等を用いて構成してもよい。
【００２８】
さらに、分散型電源システム１０を構成する分散型電源の数は、図１の例（２個）に限定されず、例えば各住宅での電力消費量等に応じて適宜設定できる。また、分散型電源システム１０の電源構成が、住宅毎に異なっていてもよい。
【００２９】
本実施形態の配電網システム１００では、６６００Ｖの高電圧を柱上変圧器１０１で１００／２００Ｖの低電圧に変換し、その変換された低電圧の電力は、低圧配電線１０２及び配電線Ｌ２を介して住宅群１０４内の各住宅に供給される。また、本実施形態の配電網システム１００では、各住宅の分散型電源システム１０で発電された余剰電力は、配電線Ｌ２を介して低圧配電線１０２に供給される。
【００３０】
また、本実施形態では、インバータ容量のより大きい太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶ（第１電圧制御開始電圧）を、燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣ（第２電圧制御開始電圧）より小さくする。これにより、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御は、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の順、すなわち、インバータ容量の大きい順で行われる。
【００３１】
上述のように、連系点１０５（インバータ１２の出力端）における電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御をインバータ容量の大きい方の分散型電源から優先して行うことにより、各住宅の分散型電源システム１０全体の発電量をできるかぎり抑制せずに、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）の上昇を抑制することが可能になる。この原理については、後で詳述する。なお、太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶ及び燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣは、例えば各分散型電源の製造メーカや機種等に応じて適宜設定される。
【００３２】
［太陽光発電装置の構成］
次に、本実施形態の分散型電源システム１０で用いる太陽光発電装置１の構成を、図２を参照しながら説明する。なお、図２は、太陽光発電装置１の概略構成図である。ただし、図２には、説明の都合上、負荷３及び配電系統（柱上変圧器１０１、低圧配電線１０２及びノード１０３）と、太陽光発電装置１との接続関係も示す。
【００３３】
太陽光発電装置１は、太陽光発電セル１１と、インバータ１２（第１インバータ）と、発電出力制御部１３（第１制御部）とを備える。
【００３４】
太陽光発電セル１１は、半導体素子を含み、その素子で吸収した光エネルギーを直流電力に変換する。そして、太陽光発電セル１１は、変換した直流電力をインバータ１２に出力する。
【００３５】
インバータ１２は、太陽光発電セル１１から入力された直流電力を交流電力に変換する。そして、インバータ１２は、変換した交流電力を負荷３及び／又は低圧配電線１０２に出力する。
【００３６】
発電出力制御部１３は、ある時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）を計測して、インバータ１２の出力端での時刻ｔにおける有効電力の発電量ＰＰＶ（ｔ）［ｋＷ］（以下、発電出力ＰＰＶ（ｔ）という）及び無効電力の発生量ＱＰＶ（ｔ）［ｋｖａｒ］（以下、単に無効電力ＱＰＶ（ｔ）という）を算出する。また、発電出力制御部１３は、計測した電圧Ｖ（ｔ）に基づいて、インバータ１２の出力（発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び／または無効電力ＱＰＶ（ｔ））を調整するためのインバータ出力電流指令信号を生成する。そして、発電出力制御部１３は、生成したインバータ出力電流指令信号をインバータ１２に出力する。
【００３７】
ここで、発電出力制御部１３のより詳細な構成を、図３を参照しながら説明する。なお、図３は、図２に示す太陽光発電装置１の構成図において、発電出力制御部１３の構成をより詳細に示した図である。ただし、発電出力制御部１３の構成は、図３に示す例に限定されず、後述する発電出力制御部１３の動作と同様の動作を行う構成であれば任意に構成することができる。
【００３８】
発電出力制御部１３は、検出器１３１と、有効電力調整器１３２と、無効電力調整器１３３と、電流演算器１３４と、インバータ出力電流調整器１３５と、増幅器１３６と、信号変換部１３７とを有する。
【００３９】
検出器１３１は、演算機能（不図示）を有し、計測した連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から、時刻ｔにおける発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）を算出する。また、検出器１３１は、太陽光発電セル１１から入力される時刻ｔの直流電圧Ｖｄｃ（ｔ）及び直流電流Ｉｄｃ（ｔ）を用いて、時刻ｔにおいて発電可能な理想電力ＰｉＰＶ（ｔ）を算出する。なお、理想電力ＰｉＰＶ（ｔ）は日射量に比例した出力となる。
【００４０】
そして、検出器１３１は、算出した発電出力ＰＰＶ（ｔ）、無効電力ＱＰＶ（ｔ）及び理想電力ＰｉＰＶ（ｔ）、並びに、検出した連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）を有効電力調整器１３２及び無効電力調整器１３３に出力する。
【００４１】
有効電力調整器１３２は、記憶部（不図示）を有し、その記憶部には、予め設定された電圧制御開始電圧ＶＰＶ、太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶ、及び、入力される時刻ｔにおける理想電力ＰｉＰＶ（ｔ）が記憶される。
【００４２】
なお、電圧制御開始電圧ＶＰＶは、太陽光発電装置１による電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御を開始するためのパラメータであり、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が適正範囲（管理範囲）の上限を逸脱することを防止するために設定するパラメータである。本実施形態では、電圧制御開始電圧ＶＰＶをその適正範囲内の所定電圧に設定する。具体的には、１００［Ｖ］系のシステムでは、電圧制御開始電圧ＶＰＶを１０１±６［Ｖ］の範囲内の所定電圧に設定し、２００［Ｖ］系のシステムでは、電圧制御開始電圧ＶＰＶを２０２±２０［Ｖ］の範囲内の所定電圧に設定する。
【００４３】
また、有効電力調整器１３２は、演算機能（不図示）を有し、発電出力ＰＰＶ（ｔ）、無効電力ＱＰＶ（ｔ）及びインバータ容量ＳＰＶに基づいて、時刻ｔにおいて、インバータ１２の容量に空きがあるか否か判定する。具体的には、時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）（＝［ＳＰＶ２−ＰＰＶ２（ｔ）］１／２）を算出し、その無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）が、時刻ｔに太陽光発電装置１から実際に出力されている無効電力ＱＰＶ（ｔ）より大きいか否かを判断して、インバータ１２の容量に空きがあるか否か判定する。
【００４４】
そして、有効電力調整器１３２は、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）、電圧制御開始電圧ＶＰＶ、及び、インバータ１２の容量の空き状態に基づいて、有効電力の発電量の増減制御、すなわち、発電出力ＰＰＶ（ｔ）の増減制御を行う。
【００４５】
具体的には、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶより高く、且つ、インバータ１２の容量に空きがない場合、有効電力調整器１３２は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）を減少させる。また、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ以下であり、且つ、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想電力ＰｉＰＶ（ｔ）より小さい場合には、有効電力調整器１３２は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）を増加させる。
【００４６】
そして、有効電力調整器１３２は、上述のようにして調整された発電出力ＰＰＶ（ｔ）を電流演算器１３４に出力する。
【００４７】
無効電力調整器１３３は、記憶部（不図示）を有し、その記憶部には、予め設定された電圧制御開始電圧ＶＰＶ、太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶ、及び、入力される時刻ｔにおける理想電力ＰｉＰＶ（ｔ）が記憶される。
【００４８】
また、無効電力調整器１３３は、演算機能（不図示）を有し、発電出力ＰＰＶ（ｔ）、無効電力ＱＰＶ（ｔ）及びインバータ容量ＳＰＶに基づいて、時刻ｔにおいて、インバータ１２の容量に空きがあるか否か判定する。具体的には、有効電力調整器１３２と同様に、時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）（＝［ＳＰＶ２−ＰＰＶ２（ｔ）］１／２）を算出し、その無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）が、時刻ｔに太陽光発電装置１から実際に出力されている無効電力ＱＰＶ（ｔ）より大きいか否かを判断して、インバータ１２の容量に空きがあるか否か判定する。
【００４９】
そして、無効電力調整器１３３は、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）、電圧制御開始電圧ＶＰＶ、及び、インバータ１２の容量の空き状態に基づいて、無効電力ＱＰＶ（ｔ）の増減制御を行う。
【００５０】
具体的には、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶより高く、且つ、インバータ１２の容量に空きがある場合、無効電力調整器１３３は、電圧Ｖ（ｔ）が下がる方向（柱上変圧器１０１から見て遅相となる方向）に無効電力ＱＰＶ（ｔ）を増加させる。また、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ以下であり、且つ、無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０でない場合には、無効電力調整器１３３は、無効電力ＱＰＶ（ｔ）を減少させる。
【００５１】
そして、無効電力調整器１３３は、上述のようにして調整された無効電力ＱＰＶ（ｔ）を電流演算器１３４に出力する。
【００５２】
電流演算器１３４は、有効電力調整器１３２及び無効電力調整器１３３からそれぞれ入力された発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力の発生量ＱＰＶ（ｔ）に基づいて、インバータ１２を制御するためのインバータ出力電流指令信号（交流電流信号）を生成する。そして、電流演算器１３４は、生成したインバータ出力電流指令信号をインバータ出力電流調整器１３５に出力する。
【００５３】
インバータ出力電流調整器１３５は、インバータ１２の容量を超えない範囲でインバータ１２から電流が出力されるように、入力されたインバータ出力電流指令信号を調整する。そして、インバータ出力電流調整器１３５は、調整されたインバータ出力電流指令信号を増幅器１３６に出力する。
【００５４】
増幅器１３６は、インバータ出力電流調整器１３５から出力されたインバータ出力電流指令信号を搬送波に重畳する。そして、重畳された信号を信号変換部１３７に出力する。
【００５５】
信号変換部１３７は、増幅器１３６から出力された信号をインバータ１２に適合した信号に変換する。そして、信号変換部１３７は、変換した信号をインバータ１２に出力する。
【００５６】
［燃料電池装置の構成］
次に、本実施形態の分散型電源システム１０で用いる燃料電池装置２の構成を、図４を参照しながら説明する。なお、図４は、燃料電池装置２の概略ブロック構成図である。ただし、図４には、説明の都合上、負荷３及び配電系統（柱上変圧器１０１、低圧配電線１０２及びノード１０３）と、燃料電池装置２との接続関係も示す。
【００５７】
なお、本実施形態では、後述する燃料電池セル内で、酸素と、化石燃料を改質して抽出された水素とを化学反応させて電力を生成するタイプの燃料電池装置２について説明するが、本発明はこれに限定されず、任意のタイプの燃料電池装置を用いることができる。
【００５８】
燃料電池装置２は、水素改質器２１と、燃料電池セル２２と、インバータ２３（第２インバータ）と、排熱回収部２４と、発電出力制御部２５（第２制御部）とを備える。
【００５９】
水素改質器２１は、例えば都市ガスやＬＰガス等の化石燃料を改質して水素を抽出する。そして、水素改質器２１は、抽出した水素を燃料電池セル２２に供給する。
【００６０】
燃料電池セル２２は、その内部で、酸素と水素改質器２１から供給される水素とを化学反応させて直流電力を生成する。そして、燃料電池セル２２は、生成した直流電力をインバータ２３に出力する。
【００６１】
インバータ２３は、燃料電池セル２２で生成された直流電力を交流電力に変換する。そして、インバータ２３は、変換した交流電力を負荷３及び／又は低圧配電線１０２に出力する。なお、本実施形態では、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣは、太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶより小さい。
【００６２】
排熱回収部２４は、水素改質器２１や燃料電池セル２２で生じた熱を回収して温水を生成する。
【００６３】
発電出力制御部２５は、ある時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）を計測して、インバータ２３の出力端での時刻ｔにおける発電出力ＰＦＣ（ｔ）［ｋＷ］及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）［ｋｖａｒ］を算出する。また、発電出力制御部２５は、計測した電圧Ｖ（ｔ）に基づいて、インバータ２３の出力（発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び／または無効電力ＱＦＣ（ｔ））を調整するためのインバータ出力電流指令信号を生成する。そして、発電出力制御部２５は、生成したインバータ出力電流指令信号をインバータ２３に出力する。
【００６４】
ここで、発電出力制御部２５のより詳細な構成を、図５を参照しながら説明する。なお、図５は、図４に示す燃料電池装置２の構成図において、発電出力制御部２５の構成をより詳細に示した図である。ただし、発電出力制御部２５の構成は、図５に示す例に限定されず、後述する発電出力制御部２５の動作と同様の動作を行う構成であれば任意に構成することができる。
【００６５】
発電出力制御部２５は、検出器２５１と、有効電力調整器２５２と、無効電力調整器２５３と、電流演算器２５４と、インバータ出力電流調整器２５５と、増幅器２５６と、信号変換部２５７とを有する。
【００６６】
検出器２５１は、演算機能（不図示）を有し、計測した連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から、時刻ｔにおける発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）を算出する。
【００６７】
また、検出器２５１は、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）、並びに、燃料電池セル２２の運用状態から、負荷３の電力負荷ＰＬ（ｔ）を算出する。具体的には、燃料電池セル２２が停止中の場合には、電力負荷ＰＬ（ｔ）を下記式で算出する。
ＰＬ（ｔ）＝Ｖ（ｔ）×Ｉ（ｔ）×ｃｏｓθ
一方、燃料電池セル２２が運用中の場合には、電力負荷ＰＬを下記式で算出する。
ＰＬ（ｔ）＝Ｖ（ｔ）×Ｉ（ｔ）×ｃｏｓθ＋ＰＦＣ（ｔ）
なお、上記式中のθは、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）間の位相差である。
【００６８】
そして、検出器２５１は、算出した発電出力ＰＦＣ（ｔ）、無効電力ＱＦＣ（ｔ）及び電力負荷ＰＬ（ｔ）、並びに、検出した連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）を有効電力調整器２５２及び無効電力調整器２５３に出力する。
【００６９】
有効電力調整器２５２は、記憶部（不図示）を有し、その記憶部には、予め設定された電圧制御開始電圧ＶＦＣ、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣ及び定格出力、燃料電池セル２２の最低発電可能電力ＰｄＦＣ（以下、「ターンダウン電力」という）、並びに、入力される負荷３の電力負荷ＰＬ（ｔ）が記憶される。
【００７０】
なお、燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣは、燃料電池装置２による電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御を開始するためのパラメータであり、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が適正範囲（管理範囲）の上限を逸脱することを防止するために設定されるパラメータである。本実施形態では、電圧制御開始電圧ＶＦＣをその適正範囲内の所定電圧に設定する。具体的には、１００［Ｖ］系のシステムでは、電圧制御開始電圧ＶＦＣを１０１±６［Ｖ］の範囲内の所定電圧に設定し、２００［Ｖ］系のシステムでは、電圧制御開始電圧ＶＦＣを２０２±２０［Ｖ］の範囲内の所定電圧に設定する。
【００７１】
ただし、本実施形態では、燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣを、太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶより高い値に設定する。これにより、連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）の上昇を抑制するための処理動作は、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の順で行われる。すなわち、電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御は、インバータ容量の大きな分散型電源から優先して行われる。
【００７２】
また、有効電力調整器２５２は、演算機能（不図示）を有し、入力された発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）、並びに、記憶されたインバータ容量ＳＦＣに基づいて、時刻ｔにおいて、インバータ２３の容量に空きがあるか否か判定する。具体的には、時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）（＝［ＳＦＣ２−ＰＦＣ２（ｔ）］１／２）を算出し、その無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）が、時刻ｔに燃料電池装置２から実際に出力されている無効電力ＱＦＣ（ｔ）より大きいか否かを判断して、インバータ２３の容量に空きがあるか否か判定する。
【００７３】
そして、有効電力調整器２５２は、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）、電圧制御開始電圧ＶＦＣ、及び、インバータ２３の容量の空き状態に基づいて、発電出力ＰＦＣ（ｔ）の増減制御を行う。
【００７４】
具体的には、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＦＣより高く、且つ、インバータ２３の容量に空きがない場合、有効電力調整器２５２は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）を減少させる。また、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＦＣ以下であり、且つ、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が時刻ｔにおける理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）より小さい場合には、有効電力調整器２５２は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）を増加させる。なお、時刻ｔにおける理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）は、有効電力調整器２５２に入力された電力負荷ＰＬ（ｔ）と、定格出力とのうち、小さい方の値とする。
【００７５】
そして、有効電力調整器２５２は、上述のようにして調整された発電出力ＰＦＣ（ｔ）を電流演算器２５４に出力する。
【００７６】
無効電力調整器２５３は、記憶部（不図示）を有し、その記憶部には、予め設定された電圧制御開始電圧ＶＦＣ、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣ、及び、入力される負荷３の電力負荷ＰＬ（ｔ）が記憶される。
【００７７】
また、無効電力調整器２５３は、演算機能（不図示）を有し、入力された発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）、並びに、記憶されたインバータ容量ＳＦＣに基づいて、時刻ｔにおいて、インバータ２３の容量に空きがあるか否か判定する。具体的には、時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）（＝［ＳＦＣ２−ＰＦＣ２（ｔ）］１／２）を算出し、その無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）が、時刻ｔに燃料電池装置２から実際に出力されている無効電力ＱＦＣ（ｔ）より大きいか否かを判断して、インバータ２３の容量に空きがあるか否か判定する。
【００７８】
そして、無効電力調整器２５３は、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）、電圧制御開始電圧ＶＦＣ、及び、インバータ２３の容量の空き状態に基づいて、無効電力ＱＦＣ（ｔ）の増減制御を行う。
【００７９】
具体的には、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＦＣより高く、且つ、インバータ２３の容量に空きがある場合、無効電力調整器２５３は、電圧Ｖ（ｔ）が下がる方向（柱上変圧器１０１から見て遅相となる方向）に無効電力ＱＦＣ（ｔ）を増加させる。また、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＦＣ以下であり、且つ、無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０でない場合には、無効電力調整器２５３は、無効電力ＱＦＣ（ｔ）を減少させる。
【００８０】
そして、無効電力調整器２５３は、上述のようにして調整された無効電力ＱＦＣ（ｔ）を電流演算器２５４に出力する。
【００８１】
電流演算器２５４、インバータ出力電流調整器２５５、増幅器２５６及び信号変換部２５７は、太陽光発電装置１内の電流演算器１３４、インバータ出力電流調整器１３５、増幅器１３６及び信号変換部１３７（図３）とそれぞれ同じ構成であり、同様の動作を行う。それゆえ、ここでは、これらの構成の説明は省略する。
【００８２】
［電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御の動作原理］
次に、本実施形態の分散型電源システム１０において、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御の動作原理について説明する。
【００８３】
図１に示す配電網システム１００において、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）の変化量ΔＶは、ΔＶ≒［ｒΔＰ＋ｘΔＱ］／Ｖで表される。なお、この式中の「ｒ」及び「ｘ」は、それぞれ、連系点１０５から電力供給側を見た際の配電網の抵抗及びリアクタンスであり、ΔＰ及びΔＱは、連系点１０５に供給される有効電力Ｐの変化量及び無効電力Ｑの変化量である。それゆえ、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）の変化量ΔＶは、各住宅側から連系点１０５に供給する無効電力Ｑ及び有効電力Ｐを変化させることにより調整することができる。
【００８４】
本実施形態の分散型電源システム１０における電圧上昇時の制御では、一方の分散型電源においてインバータの容量に空きがある場合には、まず、無効電力Ｑを連系点１０５に出力して電圧Ｖ（ｔ）を下げる制御（以下、無効電力制御という）を行う。次いで、無効電力制御により電圧Ｖ（ｔ）が所定範囲内に収まらない場合には、連系点１０５に出力される発電出力を低減して電圧Ｖ（ｔ）を下げる制御（以下、出力抑制制御という）を行う。また、一方の分散型電源においてインバータの容量に空きがない場合には、出力抑制制御のみを行う。そして、一方の分散型電源による上述の電圧制御で電圧Ｖ（ｔ）が所定範囲内に収まらない場合には、他方の分散型電源により、無効電力制御及び／または出力抑制制御を行う。
【００８５】
ただし、上記電圧制御を行う際、各住宅の分散型電源システム１０全体の発電量（発電出力）をできるかぎり抑制せずに（ΔＰを大きくせずに）、連系点１０５おける電圧Ｖ（ｔ）を調整することが望ましい。また、その際、電圧Ｖ（ｔ）の調整幅（変化量ΔＶ）をできる限り大きくすることが好ましい。これらのことを実現するためには、複数の分散型電源のうち無効電力の変化量ΔＱをより大きくすることができる分散型電源による電圧制御を優先して行うことが望ましい。
【００８６】
ここで、例えば、太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶが３．０［ｋＶＡ］（定格出力３．０［ｋＷ］）であり、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣが１．０［ｋＶＡ］（定格出力１．０［ｋＷ］）である場合を考える。
【００８７】
このようなシステムにおいて、電圧制御時に、例えば、太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）が２．９［ｋＷ］である場合、すなわち、定格出力に対して０．１［ｋＷ］の差に相当する容量の空きが太陽光発電装置１のインバータ１２にある場合、太陽光発電装置１の無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）＝約０．７７［ｋｖａｒ］となる。一方、例えば、燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）が０．９［ｋＷ］である場合、すなわち、定格出力に対して０．１［ｋＷ］の差に相当する容量の空きが燃料電池装置２のインバータ２３にある場合、燃料電池装置２の無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）＝約０．４４［ｋｖａｒ］となる。
【００８８】
このように両方の分散型電源のインバータに、定格出力に対して０．１［ｋＷ］の差に相当する容量の空きがある場合、インバータ容量の大きい方の分散型電源の方が、無効電力の変化量ΔＱをより大きくすることができ、制御できる電圧Ｖ（ｔ）の変化量ΔＶも大きくすることができる。
【００８９】
また、電圧制御時に、例えば、上述したインバータ容量を有する太陽光発電装置１及び燃料電池装置２において、いずれのインバータの容量にも空きがない場合には、各分散型電源の発電出力Ｐを減少させる。ここで、例えば、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の発電出力Ｐをともに０．１［ｋＷ］を減少させる場合（ΔＰ＝０．１［ｋＷ］）を考える。この場合、発電出力Ｐの減少に伴い発生する太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の無効電力の出力可能量Ｑは、それぞれ約０．７７［ｋｖａｒ］及び０．４４［ｋｖａｒ］となる。
【００９０】
すなわち、電圧制御時に各分散型電源のインバータの容量に空きがなく、発電出力を減少させる場合、発電出力Ｐの変化量ΔＰに対する無効電力Ｑの変化量ΔＱの割合ΔＱ／ΔＰ（以下、無効電力出力感度という）は、インバータ容量の大きい方の分散型電源の方がより大きくなり、制御できる電圧Ｖ（ｔ）の変化量ΔＶも大きくなる。
【００９１】
上述のように、インバータ容量が互いに異なる複数の分散型電源からなる分散型電源システムでは、各分散型電源のインバータの容量に空きがある場合及び無い場合のいずれであっても、インバータ容量の大きな方の分散型電源の方から順に電圧制御を行った方が、電圧Ｖ（ｔ）の変化量ΔＶ（電圧制御量）を大きくすることができる。
【００９２】
それゆえ、本実施形態では、太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶを、燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣより小さくして、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御（無効電力制御及び／または出力抑制制御）を、燃料電池装置２より太陽光発電装置１の方を優先して行う。これにより、分散型電源システム１０の発電量（発電出力）をできるかぎり抑制せずに（ΔＰを大きくせずに）、連系点１０５おける電圧Ｖ（ｔ）の上昇を抑制することができる。
【００９３】
［電圧制御の処理］
次に、本実施形態の分散型電源システム１０における電圧制御の処理動作の一例（処理例１）を、図６及び図７を参照しながら説明する。なお、図６は、太陽光発電装置１による電圧制御の処理手順を示すフローチャートであり、図７は、燃料電池装置２による電圧制御の処理手順を示すフローチャートである。
【００９４】
本実施形態では、上述したように、まず、太陽光発電装置１による電圧制御（無効電力制御及び／または出力抑制制御）を燃料電池装置２より優先して行う。そして、太陽光発電装置１の電圧制御により、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶ以下にならない場合には、燃料電池装置２による電圧制御（無効電力制御及び／または出力抑制制御）を行う。
【００９５】
（１）太陽光発電装置による電圧制御
最初に、図６を参照しながら、太陽光発電装置１による電圧制御の処理手順を説明する。まず、発電出力制御部１３は、電圧制御開始電圧ＶＰＶ（例えば１０５［Ｖ］）及び太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶを記憶する（ステップＳ１）。これにより、太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶ及びインバータ容量ＳＰＶが発電出力制御部１３に設定される。
【００９６】
次いで、発電出力制御部１３は、時刻ｔにおける連系点１０５（インバータ１２の出力端）の電圧Ｖ（ｔ）及びＩ（ｔ）、並びに、太陽光発電セル１１から出力される直流電圧Ｖｄｃ（ｔ）及び直流電流Ｉｄｃ（ｔ）を計測する。そして、発電出力制御部１３は、計測した連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から、時刻ｔにおける太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）を算出する（ステップＳ２）。
【００９７】
また、ステップＳ２において、発電出力制御部１３は、計測した直流電圧Ｖｄｃ（ｔ）及び直流電流Ｉｄｃ（ｔ）から時刻ｔにおける太陽光発電装置１の理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）を算出する。ただし、電圧制御前であれば、発電出力ＰＰＶ（ｔ）と理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）とは同じ値になる（無効電力ＱＰＶ（ｔ）＝０）。
【００９８】
なお、時刻ｔにおける発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）の算出手法は、上述した例に限定されない。例えば、発電出力制御部１３が、その内部の有効電力調整器１３２及び無効電力調整器１３３の出力をそれぞれ常時モニターしておき、それらの出力値から時刻ｔにおける発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）を得るようにしてもよい。
【００９９】
次いで、発電出力制御部１３は、時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）が、電圧制御開始電圧ＶＰＶより高いか否かを判定する（ステップＳ３）。
【０１００】
ここで、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶより高い場合、ステップＳ３はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、インバータ１２の容量に空きがあるか否か判定する（ステップＳ４）。具体的には、発電出力制御部１３は、インバータ容量ＳＰＶと発電出力ＰＰＶ（ｔ）とから時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）（＝［ＳＰＶ２−ＰＰＶ（ｔ）２］１／２）を算出する。そして、発電出力制御部１３は算出した無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）が、時刻ｔにおける無効電力ＱＰＶ（ｔ）より大きいか否かを判定する。
【０１０１】
ステップＳ４で、インバータ１２の容量に空きがある場合（ＱｐＰＶ（ｔ）＞ＱＰＶ（ｔ））、ステップＳ４はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、無効電力ＱＰＶ（ｔ）を所定量、発生（増加）させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ５）。その後、上述したステップＳ２の処理に戻る。
【０１０２】
一方、ステップＳ４で、インバータ１２の容量に空きがない場合（ＱｐＰＶ（ｔ）＝ＱＰＶ（ｔ））、ステップＳ４はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）を所定量、減少させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ６）。その後、上述したステップＳ２の処理に戻る。
【０１０３】
なお、ステップＳ５における無効電力ＱＰＶ（ｔ）の増加量及びステップＳ６における発電出力ＰＰＶ（ｔ）の減少量はそれぞれ、予め設定された一定量としてもよいし、電圧Ｖ（ｔ）の電圧制御開始電圧ＶＰＶに対する超過量（Ｖ（ｔ）−ＶＰＶ）に比例して大きくなるようにしてもよい。
【０１０４】
また、上記ステップＳ４〜Ｓ６の電圧制御処理は、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ以下になるまで繰り返し行う。ただし、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が最低値（例えば０）に達するまで上記ステップＳ４〜Ｓ６を繰り返し行っても、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ（例えば１０５［Ｖ］）以下にならない場合、すなわち、太陽光発電装置１での電圧制御量が飽和した場合には、電圧Ｖ（ｔ）が燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣ（例えば１０６［Ｖ］）を超えた時点で、自動的に、後述する燃料電池装置２の電圧制御処理に移行する。
【０１０５】
ここで、再度、ステップＳ３に戻って、時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ以下である場合、すなわち、電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御を行う必要のない場合の動作を説明する。
【０１０６】
まず、上述したステップＳ４〜Ｓ６の電圧制御処理を行う前の処理について説明する。この場合、発電出力制御部１３は、無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０であるか否か判定する（ステップＳ７）。
【０１０７】
上述したステップＳ４〜Ｓ６の電圧制御処理を行う前、無効電力ＱＰＶ（ｔ）は０であるので、ステップＳ７はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）より小さいか否かを判定する（ステップＳ９）。ただし、上述のように、ステップＳ４〜Ｓ６の電圧制御処理を行う前、発電出力ＰＰＶ（ｔ）は理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）と同じ値であるので、ステップＳ９はＮＯ判定となる。その後は、ステップＳ２の処理に戻る。
【０１０８】
次に、上述したステップＳ４〜Ｓ６の電圧制御処理を行った後（電圧制御により電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ以下になった場合）のステップＳ７以降の処理を説明する。この場合、ステップＳ７以降の処理では、電圧制御処理で発生した無効電力ＱＰＶ（ｔ）の増大及び／又は発電出力ＰＰＶ（ｔ）の減少を解消する処理、すなわち、電圧制御量を減少させる処理を行う。
【０１０９】
この場合、まず、発電出力制御部１３は、無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０であるか否か判定する（ステップＳ７）。ここで、無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０である場合（上記ステップＳ５の処理を行わなかった場合）、ステップＳ７はＹＥＳ判定となり、ステップＳ９の処理に移行する。
【０１１０】
一方、ステップＳ７で、無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０でない場合（上記ステップＳ５の処理を行った場合）、ステップＳ７はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、無効電力ＱＰＶ（ｔ）を所定量、減少させる（ステップＳ８）。その後は、ステップＳ９の処理に移行する。
【０１１１】
次いで、発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）より小さいか否かを判定する（ステップＳ９）。ここで、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）と同じである場合（上記ステップＳ６の処理を行わなかった場合）、ステップＳ９はＮＯ判定となり、ステップＳ２の処理に戻る。
【０１１２】
一方、ステップＳ９で、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）より小さい場合（上記ステップＳ６の処理を行った場合）、ステップＳ９はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）を所定量、増加させる（ステップＳ１０）。その後は、ステップＳ２の処理に戻る。
【０１１３】
なお、ステップＳ８における無効電力ＱＰＶ（ｔ）の低減量及びステップＳ１０における発電出力ＰＰＶ（ｔ）の増加量はそれぞれ、予め設定された一定量としてもよいし、電圧Ｖ（ｔ）と電圧制御開始電圧ＶＰＶとの差に応じて変化するようにしてもよい。
【０１１４】
上述したステップＳ２及びＳ３からステップＳ７〜Ｓ１０に繋がる電圧制御量を減少させる処理は、無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０になり、且つ、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）になるまで繰り返し行う。本実施形態では、上述のようにして、太陽光発電装置１により連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）を調整する。
【０１１５】
（２）燃料電池装置による電圧制御
次に、図７を参照しながら、燃料電池装置２による電圧制御の処理手順を説明する。なお、燃料電池装置２における電圧制御は、上述したように、太陽光発電装置１による電圧制御で連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ（例えば１０５［Ｖ］）以下にならず、且つ、電圧Ｖ（ｔ）が燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣ（例えば１０６［Ｖ］）を超えた場合に行う。
【０１１６】
まず、発電出力制御部２５は、電圧制御開始電圧ＶＦＣ、並びに、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣ及び定格出力を記憶する（ステップＳ１１）。これにより、電圧制御開始電圧ＶＦＣ、並びに、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣ及び定格出力が発電出力制御部２５に設定される。
【０１１７】
次いで、発電出力制御部２５は、時刻ｔにおける連系点１０５（インバータ２３の出力端）の電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）を計測する。そして、発電出力制御部２５は、計測した電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から、時刻ｔにおける燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）、無効電力ＱＦＣ（ｔ）及び理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）を算出する（ステップＳ１２）。なお、この際、発電出力制御部２５は、燃料電池装置２の定格出力と、電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から算出される電力負荷ＰＬ（ｔ）とのうち小さい方の値を、時刻ｔにおける理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）として選択する。ただし、電圧制御前であれば、発電出力ＰＦＣ（ｔ）と理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）とは同じ値である（無効電力ＱＦＣ（ｔ）＝０）。
【０１１８】
なお、時刻ｔにおける発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）の算出手法は、上述した例に限定されない。例えば、発電出力制御部２５が、その内部の有効電力調整器２５２及び無効電力調整器２５３の出力をそれぞれ常時モニターしておき、それらの出力値から時刻ｔにおける発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）を得るようにしてもよい。
【０１１９】
次いで、発電出力制御部２５は、時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）が、電圧制御開始電圧ＶＦＣより高いか否かを判定する（ステップＳ１３）。
【０１２０】
ここで、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＦＣより高い場合、ステップＳ１３はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、インバータ２３の容量に空きがあるか否か判定する（ステップＳ１４）。具体的には、発電出力制御部２５は、インバータ容量ＳＦＣと発電出力ＰＦＣ（ｔ）とから時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）（＝［ＳＦＣ２−ＰＦＣ（ｔ）２］１／２）を算出する。そして、発電出力制御部２５は、算出した無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）が、時刻ｔにおける無効電力ＱＦＣ（ｔ）より大きいか否かを判定する。
【０１２１】
ステップＳ１４で、インバータ２３の容量に空きがある場合（ＱｐＦＣ（ｔ）＞ＱＦＣ（ｔ））、ステップＳ１４はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、無効電力ＱＦＣ（ｔ）を所定量、発生（増加）させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ１５）。その後、上述したステップＳ１２の処理に戻る。
【０１２２】
一方、ステップＳ１４で、インバータ２３の容量に空きがない場合（ＱｐＦＣ（ｔ）＝ＱＦＣ（ｔ））、ステップＳ１４はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）を所定量、減少させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ１６）。その後、上述したステップＳ１２の処理に戻る。
【０１２３】
なお、ステップＳ１５における無効電力ＱＦＣ（ｔ）の増加量及びステップＳ１６における発電出力ＰＦＣ（ｔ）の減少量はそれぞれ、予め設定された一定量としてもよいし、電圧Ｖ（ｔ）の電圧制御開始電圧ＶＦＣに対する超過量（Ｖ（ｔ）−ＶＦＣ）に比例して大きくなるようにしてもよい。
【０１２４】
また、上記ステップＳ１４〜Ｓ１６の電圧制御処理は、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＦＣ以下になるまで繰り返し行う。ただし、上記ステップＳ１４〜Ｓ１６の電圧制御処理は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が最低値（ターンダウン電力ＰｄＦＣ）に達するまで可能とする。
【０１２５】
ここで、再度、ステップＳ１３に戻って、時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＦＣ以下である場合、すなわち、電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御を行う必要のない場合の動作を説明する。
【０１２６】
まず、上述したステップＳ１４〜Ｓ１６の電圧制御処理を行う前の処理について説明する。この場合、発電出力制御部２５は、無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０であるか否か判定する（ステップＳ１７）。
【０１２７】
上述したステップＳ１４〜Ｓ１６の電圧制御処理を行う前、無効電力ＱＦＣ（ｔ）は０であるので、ステップＳ１７はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）より小さいか否かを判定する（ステップＳ１９）。ただし、上述のように、ステップＳ１４〜Ｓ１６の電圧制御処理を行う前、発電出力ＰＦＣ（ｔ）は理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）と同じ値であるので、ステップＳ１９はＮＯ判定となる。その後は、ステップＳ１２の処理に戻る。
【０１２８】
次に、上述したステップＳ１４〜Ｓ１６の電圧制御処理を行った後のステップＳ１７以降の処理を説明する。この場合、ステップＳ１７以降の処理では、電圧制御処理で発生した無効電力ＱＦＣ（ｔ）の増大及び／又は発電出力ＰＦＣ（ｔ）の減少を解消する処理、すなわち、電圧制御量を減少させる処理を行う。
【０１２９】
この場合、まず、発電出力制御部２５は、無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０であるか否か判定する（ステップＳ１７）。ここで、無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０である場合（上記ステップＳ１５の処理を行わなかった場合）、ステップＳ１７はＹＥＳ判定となり、ステップＳ１９の処理に移行する。
【０１３０】
一方、ステップＳ１７で、無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０でない場合（上記ステップＳ１５の処理を行った場合）、ステップＳ１７はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、無効電力ＱＦＣ（ｔ）を所定量、減少させる（ステップＳ１８）。その後は、ステップＳ１９の処理に移行する。
【０１３１】
次いで、発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）より小さいか否かを判定する（ステップＳ１９）。ここで、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）と同じである場合（上記ステップＳ１６の処理を行わなかった場合）、ステップＳ１９はＮＯ判定となり、ステップＳ１２の処理に戻る。
【０１３２】
一方、ステップＳ１９で、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）より小さい場合（上記ステップＳ１６の処理を行った場合）、ステップＳ１９はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）を所定量、増加させる（ステップＳ２０）。その後は、ステップＳ１２の処理に戻る。
【０１３３】
なお、ステップＳ１８における無効電力ＱＦＣ（ｔ）の低減量及びステップＳ２０における発電出力ＰＦＣ（ｔ）の増加量はそれぞれ、予め設定された一定量としてもよいし、電圧Ｖ（ｔ）と電圧制御開始電圧ＶＦＣとの差に応じて変化するようにしてもよい。
【０１３４】
上述したステップＳ１２及びＳ１３からステップＳ１７〜Ｓ２０に繋がる電圧制御量を減少させる処理は、無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０になり、且つ、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）となるまで繰り返し行う。本実施形態では、上述のようにして、燃料電池装置２により連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）を調整する。
【０１３５】
以上説明したように、本実施形態では、各住宅が接続される低圧配電線１０２の連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御を行う際には、インバータ容量のより大きい太陽光発電装置１による電圧制御（無効電力制御及び／または出力抑制制御）を燃料電池装置２より優先して行う。それゆえ、本実施形態では、分散型電源システム１０の発電量（発電出力）をできるかぎり抑制せずに、連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）を調整することができる。また、この結果、本実施形態の分散型電源システム１０では、各住宅の余剰電力販売量が増大し（余剰電力販売機会損失が抑制され）、需要家の経済的価値を高めることができる。
【０１３６】
なお、本実施形態では、インバータ容量が互いに異なる２つの分散型電源からなる分散型電源システム１０を各住宅に設置する例を説明したが、本発明はこれに限定されず、インバータ容量が互いに異なる３つ以上の分散型電源からなる分散型電源システムに対しても本発明は同様に適用可能である。そのようなシステムにおいても、インバータ容量の大きい方から電圧制御開始電圧を順次小さくすることにより、インバータ容量の大きな分散型電源から順に上述した電圧制御を行うことができる。
【０１３７】
＜２．第２の実施形態＞
上記第１の実施形態では、各分散型電源において、１つの電圧制御開始電圧を設定する例を説明したが、本発明はこれに限定されない。例えば、各分散型電源において、複数の電圧制御開始電圧を設定してもよい。第２の実施形態では、その一例を説明する。なお、本実施形態の分散型電源システムは、上記第１の実施形態の分散型電源システム（図１〜５）と同様にして構成することができる。それゆえ、ここでは、分散型電源システムの構成の説明は省略する。
【０１３８】
［電圧制御開始電圧の設定及び電圧制御の動作原理］
まず、本実施形態における複数の電圧制御開始電圧の設定手法及び電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御の動作原理について説明する。なお、本実施形態では、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２のそれぞれにおいて、２つの電圧制御開始電圧を設定する例を説明する。また、以下に説明する例では、太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶ及び定格出力をそれぞれ３．０［ｋＶＡ］及び３．０［ｋＷ］とし、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣ及び定格出力をそれぞれ１．０［ｋＶＡ］及び１．０［ｋＷ］とする。
【０１３９】
本実施形態では、例えば、太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）が２．０〜３．０［ｋＷ］（第１発電出力範囲）であるときの電圧制御開始電圧をＶＰＶ１＝１０５．０［Ｖ］とし、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が０〜１．９９［ｋＷ］（第２発電出力範囲）であるときの電圧制御開始電圧をＶＰＶ２＝１０６．０［Ｖ］とする。一方、燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）が０．７〜１．０［ｋＷ］（第３発電出力範囲）であるときの電圧制御開始電圧をＶＦＣ１＝１０５．５［Ｖ］とし、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が０．３（ターンダウン電力）〜０．６９［ｋＷ］（第４発電出力範囲）であるときの電圧制御開始電圧をＶＦＣ２＝１０６．５［Ｖ］とする。
【０１４０】
すなわち、本実施形態では、各分散型電源の発電出力に応じて設定された４つの電圧制御開始電圧（ＶＰＶ１、ＶＰＶ２、ＶＦＣ１及びＶＦＣ２）の間に、
ＶＰＶ１＜ＶＦＣ１＜ＶＰＶ２＜ＶＦＣ２
という関係が成立するように、各電圧制御開始電圧を設定する。
【０１４１】
本実施形態において、４つの電圧制御開始電圧（ＶＰＶ１、ＶＰＶ２、ＶＦＣ１及びＶＦＣ２）の間に、ＶＰＶ１＜ＶＦＣ１＜ＶＰＶ２＜ＶＦＣ２の大小関係を持たせる理由は次の通りである。上記第１の実施形態で説明したように、電圧制御時に発電出力Ｐを減少させる場合、発電出力Ｐの変化量ΔＰに対する無効電力Ｑ（出力可能量）の変化量ΔＱの割合ΔＱ／ΔＰ（無効電力出力感度）は、定格出力付近ではインバータ容量の大きい方の分散型電源の方がより大きくなる。ここで、分散型電源のインバータ容量が３．０［ｋＶＡ］（定格出力３．０［ｋＷ］）及び１．０［ｋＶＡ］（定格出力１．０［ｋＷ］）である場合の、有効電力（発電出力）Ｐの変化に対する無効電力の出力可能量Ｑ及び無効電力の変化量ΔＱの変化を下記表１及び２にそれぞれ示す。
【０１４２】
【表１】
0005427006.tif 000002
【０１４３】
【表２】
0005427006.tif 000003
【０１４４】
なお、上記表において、例えば表１中の発電出力Ｐ＝２．８［ｋＷ］の行に記載の無効電力の変化量ΔＱ＝０．３０８９１８は、発電出力Ｐ＝２．９［ｋＷ］時の無効電力の出力可能量Ｑと、発電出力Ｐ＝２．８［ｋＷ］時の無効電力の出力可能量Ｑとの差である。
【０１４５】
表１及び２から明らかなように、無効電力Ｑの変化量ΔＱは、定格出力付近で最大となり、発電出力Ｐの低下とともに小さくなる。すなわち、発電出力Ｐの低くなるほど、無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰが小さくなる。また、定格出力付近での無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰはインバータ容量の大きな分散型電源の方が大きくなる。
【０１４６】
上述のように、分散型電源システム１０の発電出力をできるかぎり抑制せずに連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）の制御を行うためには、無効電力の変化量ΔＱ（無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰ）をより大きくすることのできる分散型電源による電圧制御を優先して行うことが好ましい。それゆえ、各分散型電源を定格出力付近で運用している場合には、無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰのより大きな分散型電源、すなわち、インバータ容量の大きな方の分散型電源による電圧制御を優先して行うことが望ましい。
【０１４７】
そこで、本実施形態のように、４つの電圧制御開始電圧（ＶＰＶ１、ＶＰＶ２、ＶＦＣ１及びＶＦＣ２）の間に、ＶＰＶ１＜ＶＦＣ１＜ＶＰＶ２＜ＶＦＣ２の大小関係を持たせると、次の動作（ａ）〜（ｄ）の優先順で、電圧制御が行われる。
（ａ）太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）が２．０〜３．０［ｋＷ］の範囲（第１発電出力範囲）内であり、且つ、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶ１より大きい場合には太陽光発電装置１により電圧制御を行う。
（ｂ）燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）が０．７〜１．０［ｋＷ］の範囲（第３発電出力範囲）内であり、且つ、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣ１より大きい場合には燃料電池装置２により電圧制御を行う。
（ｃ）太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）が０〜１．９９［ｋＷ］の範囲（第２発電出力範囲）内であり、且つ、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶ２より大きい場合には太陽光発電装置１により電圧制御を行う。
（ｄ）燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）が０．３〜０．６９［ｋＷ］の範囲（第４発電出力範囲）内であり、且つ、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）が燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣ２より大きい場合には燃料電池装置２により電圧制御を行う。
【０１４８】
ここで、例えば、２つの分散型電源がともに定格出力付近で運用されている場合（インバータの容量に空きが無い場合）を考える。この場合、まず、インバータ容量の大きい太陽光発電装置１での電圧制御（出力抑制制御）が最優先で行われる（上記動作（ａ））。なお、動作（ａ）では、出力抑制制御の処理毎に発電出力が低下するので、処理毎に無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰが低下して出力抑制制御による電圧抑制効果が小さくなる。
【０１４９】
そして、上記動作（ａ）の電圧制御により電圧Ｖ（ｔ）が所定値以下にならない場合には、定格出力付近で運用されている燃料電池装置２の無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰの方が太陽光発電装置１のそれより大きくなるので、電圧制御（出力抑制制御）を燃料電池装置２による制御に切り替える（上記動作（ｂ））。また、動作（ｂ）においても、出力抑制制御の処理毎に発電出力が低下するので、処理毎に無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰが低下して出力抑制制御による電圧抑制効果が小さくなる。
【０１５０】
次いで、上記動作（ｂ）の電圧制御により電圧Ｖ（ｔ）が所定値以下にならない場合には、インバータ容量の大きい太陽光発電装置１による電圧制御に再度切替えて、無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰの値をある程度の大きさに維持する（上記動作（ｃ））。すなわち、上記動作（ｃ）では、インバータ容量の大きい太陽光発電装置１による電圧制御に切替えて、出力抑制制御による電圧抑制効果の大きさをある程度維持する。そして、太陽光発電装置１による電圧制御量が飽和すれば、燃料電池装置２による電圧制御に切り替える（上記動作（ｄ））。
【０１５１】
すなわち、本実施形態の電圧制御では、４つの電圧制御開始電圧（ＶＰＶ１、ＶＰＶ２、ＶＦＣ１及びＶＦＣ２）の間に、ＶＰＶ１＜ＶＦＣ１＜ＶＰＶ２＜ＶＦＣ２の大小関係を持たせることにより、発電出力に応じて無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰが高くなる分散型電源を適宜選択しながら電圧制御を行うことができる。それゆえ、本実施形態では、出力抑制制御による電圧抑制効果を効率よく発生させながら電圧制御を行うことができるので、発電出力を一層抑制せずに、連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）を調整することができる。
【０１５２】
［電圧制御の処理］
次に、本実施形態の分散型電源システム１０における電圧制御の一処理例（処理例２）を、図８及び図９を参照しながら説明する。なお、図８は、太陽光発電装置１による電圧制御の処理手順を示すフローチャートであり、図９は、燃料電池装置２による電圧制御の処理手順を示すフローチャートである。なお、図８及び図９中に示す（ａ）〜（ｄ）の処理は、それぞれ、上述した動作（ａ）〜（ｄ）の処理に対応する。
【０１５３】
（１）太陽光発電装置による電圧制御
最初に、図８を参照しながら、太陽光発電装置１による電圧制御の処理手順を説明する。まず、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３は、２つの電圧制御開始電圧ＶＰＶ１（＝１０５．０［Ｖ］）及びＶＰＶ２（＝１０６．０［Ｖ］）、第１発電出力範囲の下限値ＰＰＶ１（＝２．０［ｋＷ］）、第２発電出力範囲の下限値ＰＰＶ２（＝０［ｋＷ］）、並びに、太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶを記憶する（ステップＳ３１）。これにより、２つの電圧制御開始電圧ＶＰＶ１及びＶＰＶ２、第１発電出力範囲の下限値ＰＰＶ１、第２発電出力範囲の下限値ＰＰＶ２、並びに、インバータ容量ＳＰＶが、発電出力制御部１３に設定される。
【０１５４】
次いで、発電出力制御部１３は、時刻ｔにおける連系点１０５（インバータ１２の出力端）の電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）、並びに、太陽光発電セル１１から出力される直流電圧Ｖｄｃ（ｔ）及び直流電流Ｉｄｃ（ｔ）を計測する。そして、発電出力制御部１３は、計測した電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から、時刻ｔにおける太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）を算出する（ステップＳ３２）。
【０１５５】
また、ステップＳ３２において、発電出力制御部１３は、計測した直流電圧Ｖｄｃ（ｔ）及び直流電流Ｉｄｃ（ｔ）から時刻ｔにおける太陽光発電装置１の理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）を算出する。ただし、電圧制御前であれば、発電出力ＰＰＶ（ｔ）と理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）とは同じ値になる（無効電力ＱＰＶ（ｔ）＝０）。
【０１５６】
なお、時刻ｔにおける発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）の算出手法は、上述した例に限定されない。例えば、発電出力制御部１３が、その内部の有効電力調整器１３２及び無効電力調整器１３３の出力をそれぞれ常時モニターしておき、それらの出力値から時刻ｔにおける発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）を得るようにしてもよい。
【０１５７】
次いで、発電出力制御部１３は、時刻ｔにおける連系点１０５のＶ（ｔ）が、電圧制御開始電圧ＶＰＶ１より大きいか否かを判定する（ステップＳ３３）。
【０１５８】
ここで、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ１より大きい場合、ステップＳ３３はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、インバータ１２の容量に空きがあるか否か判定する（ステップＳ３４）。具体的には、発電出力制御部１３は、インバータ容量ＳＰＶと発電出力ＰＰＶ（ｔ）とから時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）（＝［ＳＰＶ２−ＰＰＶ（ｔ）２］１／２）を算出する。そして、発電出力制御部１３は、算出した無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）が、時刻ｔにおける無効電力ＱＰＶ（ｔ）より大きいか否かを判定する。
【０１５９】
ステップＳ３４で、インバータ１２の容量に空きがある場合（ＱｐＰＶ（ｔ）＞ＱＰＶ（ｔ））、ステップＳ３４はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、無効電力ＱＰＶ（ｔ）を所定量、発生（増加）させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ３５）。その後、上述したステップＳ３２の処理に戻る。
【０１６０】
一方、ステップＳ３４で、インバータ１２の容量に空きがない場合（ＱｐＰＶ（ｔ）＝ＱＰＶ（ｔ））、ステップＳ３４はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が第１発電出力範囲の下限値ＰＰＶ１より大きいか否かを判定する（ステップＳ３６）。
【０１６１】
ここで、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が第１発電出力範囲の下限値ＰＰＶ１より大きい場合、ステップＳ３６はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）を所定量、減少させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ３７）。その後、上述したステップＳ３２の処理に戻る。なお、上記ステップＳ３６及び３７の処理は、電圧Ｖ（ｔ）≦ＶＰＶ１または発電出力ＰＰＶ（ｔ）≦ＰＰＶ１となるまで繰り返される。
【０１６２】
一方、ステップＳ３６で、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が第１発電出力範囲の下限値ＰＰＶ１以下である場合、ステップＳ３６はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、電圧Ｖ（ｔ）が、電圧制御開始電圧ＶＰＶ２より大きいか否かを判定する（ステップＳ３８）。
【０１６３】
ここで、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ２以下である場合、ステップＳ３８はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）の抑制は行わず、上述したステップＳ３２の処理に戻る。なお、［太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶ２］＞［燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣ１］の関係があるので、ステップＳ３８で電圧Ｖ（ｔ）≦ＶＰＶ２である期間（ＮＯ判定の間）は、燃料電池装置２で電圧制御が行われる。
【０１６４】
一方、ステップＳ３８で、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ２より高い場合、ステップＳ３８はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が第２発電出力範囲の下限値ＰＰＶ２より大きいか否かを判定する（ステップＳ３９）。
【０１６５】
ここで、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が第２発電出力範囲の下限値ＰＰＶ２より大きい場合、ステップＳ３９はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）を所定量、減少させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ４０）。その後、上述したステップＳ３２の処理に戻る。なお、上記ステップＳ４０の処理は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）＝ＰＰＶ２となるまで繰り返される。
【０１６６】
一方、ステップＳ３９で、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が第２発電出力範囲の下限値ＰＰＶ２以下である（同じ）場合、ステップＳ３９はＮＯ判定となる。この場合、上述したステップＳ３２の処理に戻る。また、この際、電圧Ｖ（ｔ）＞［燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣ２］となれば、燃料電池装置２で電圧制御が開始される。
【０１６７】
なお、ステップＳ３５における無効電力ＱＰＶ（ｔ）の増加量並びにステップＳ３７及びＳ４０における発電出力ＰＰＶ（ｔ）の減少量はそれぞれ、予め設定された一定量としてもよいし、電圧Ｖ（ｔ）の電圧制御開始電圧に対する超過量に比例して大きくなるようにしてもよい。
【０１６８】
ここで、再度、ステップＳ３３に戻って、時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＰＶ１以下である場合、すなわち、電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御を行う必要のない場合の動作を説明する。
【０１６９】
ステップＳ４１以降の処理は、主に、太陽光発電装置１による電圧制御処理で発生した無効電力ＱＰＶ（ｔ）の発生及び／又は発電出力ＰＰＶ（ｔ）の抑制を解消する処理、すなわち、電圧制御量を減少させる処理である。本実施形態で行う図８中のステップＳ４１〜Ｓ４４の処理は、上記第１の実施形態（図６）で説明したステップＳ７〜Ｓ１０の処理とそれぞれ同じである。それゆえ、ここでは、その説明を省略する。本実施形態では、上述のようにして、太陽光発電装置１により連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）を調整する。
【０１７０】
（２）燃料電池装置による電圧制御
次に、図９を参照しながら、燃料電池装置２による電圧制御の処理手順を説明する。まず、燃料電池装置２の発電出力制御部２５は、２つの電圧制御開始電圧ＶＦＣ１（＝１０５．５［Ｖ］）及びＶＦＣ２（＝１０６．５［Ｖ］）、第３発電出力範囲の下限値ＰＦＣ１（＝０．７［ｋＷ］）、第４発電出力範囲の下限値ＰＦＣ２（＝０．３［ｋＷ］）、並びに、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣ及び定格出力を記憶する（ステップＳ５１）。これにより、２つの電圧制御開始電圧ＶＦＣ１及びＶＦＣ２、第３発電出力範囲の下限値ＰＦＣ１、第４発電出力範囲の下限値ＰＦＣ２、並びに、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＰＣ及び定格出力が、発電出力制御部２５に設定される。
【０１７１】
次いで、発電出力制御部２５は、時刻ｔにおける連系点１０５（インバータ２３の出力端）の電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）を計測する。そして、発電出力制御部２５は、計測した電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から時刻ｔにおける燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）、無効電力ＱＦＣ（ｔ）及び理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）を算出する（ステップＳ５２）。なお、この際、発電出力制御部２５は、燃料電池装置２の定格出力と、電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から算出される電力負荷ＰＬ（ｔ）とのうち小さい方の値を、時刻ｔにおける理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）として選択する。また、電圧制御前であれば、発電出力ＰＦＣ（ｔ）と理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）とは同じ値になる（無効電力ＱＦＣ（ｔ）＝０）。
【０１７２】
なお、時刻ｔにおける発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）の算出手法は、上述した例に限定されない。例えば、発電出力制御部２５が、その内部の有効電力調整器２５２及び無効電力調整器２５３の出力をそれぞれ常時モニターしておき、それらの出力値から時刻ｔにおける発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）を得るようにしてもよい。
【０１７３】
次いで、発電出力制御部２５は、時刻ｔにおける電圧Ｖ（ｔ）が、電圧制御開始電圧ＶＦＣ１より高いか否かを判定する（ステップＳ５３）。
【０１７４】
ここで、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＦＣ１より高い場合、ステップＳ５３はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、インバータ２３の容量に空きがあるか否か判定する（ステップＳ５４）。具体的には、発電出力制御部２５は、インバータ容量ＳＦＣと発電出力ＰＦＣ（ｔ）とから時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）（＝［ＳＦＣ２−ＰＦＣ（ｔ）２］１／２）を算出する。そして、発電出力制御部２５は、算出した無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）が、時刻ｔにおける無効電力ＱＦＣ（ｔ）より大きいか否かを判定する。
【０１７５】
ステップＳ５４で、インバータ２３の容量に空きがある場合（ＱｐＦＣ（ｔ）＞ＱＦＣ（ｔ））、ステップＳ５４はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、無効電力ＱＦＣ（ｔ）を所定量、発生（増加）させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ５５）。その後、上述したステップＳ５２の処理に戻る。
【０１７６】
一方、ステップＳ５４で、インバータ２３の容量に空きがない場合（ＱｐＦＣ（ｔ）＝ＱＦＣ（ｔ））、ステップＳ５４はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が第３発電出力範囲の下限値ＰＦＣ１より大きいか否かを判定する（ステップＳ５６）。
【０１７７】
ここで、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が第３発電出力範囲の下限値ＰＦＣ１より大きい場合、ステップＳ５６はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）を所定量、減少させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ５７）。その後、上述したステップＳ５２の処理に戻る。なお、上記ステップＳ５６及び５７の処理は、電圧Ｖ（ｔ）≦ＶＦＣ１または発電出力ＰＦＣ（ｔ）≦ＰＦＣ１となるまで繰り返される。
【０１７８】
一方、ステップＳ５６で、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が第３発電出力範囲の下限値ＰＦＣ１以下である場合、ステップＳ５６はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、電圧Ｖ（ｔ）が、電圧制御開始電圧ＶＦＣ２より高いか否かを判定する（ステップＳ５８）。
【０１７９】
ここで、電圧Ｖ（ｔ）が、電圧制御開始電圧ＶＦＣ２以下である場合、ステップＳ５８はＮＯ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）の抑制を行わず、上述したステップＳ５２の処理に戻る。
【０１８０】
一方、ステップＳ５８で、電圧Ｖ（ｔ）が、電圧制御開始電圧ＶＦＣ２より高い場合、ステップＳ５８はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が第４発電出力範囲の下限値ＰＦＣ２より大きいか否かを判定する（ステップＳ５９）。
【０１８１】
ここで、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が第４発電出力範囲の下限値ＰＦＣ２より大きい場合、ステップＳ５９はＹＥＳ判定となる。この場合、発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）を所定量、減少させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ６０）。その後、上述したステップＳ５２の処理に戻る。なお、上記ステップＳ６０の処理は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）≦ＰＦＣ２となるまで繰り返される。
【０１８２】
一方、ステップＳ５９で、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が第４発電出力範囲の下限値ＰＦＣ２以下である場合、ステップＳ５９はＮＯ判定となる。この場合、上述したステップＳ５２の処理に戻る。
【０１８３】
なお、ステップＳ５５における無効電力の増加量並びにステップＳ５７及びＳ６０における発電出力の減少量はそれぞれ、予め設定された一定量としてもよいし、電圧Ｖ（ｔ）の電圧制御開始電圧に対する超過量に比例して大きくなるようにしてもよい。
【０１８４】
ここで、再度、ステップＳ５３に戻って、時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧ＶＦＣ１以下である場合、すなわち、電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御を行う必要のない場合の動作を説明する。
【０１８５】
ステップＳ６１以降の処理は、主に、燃料電池装置２による電圧制御処理で発生した無効電力ＱＦＣ（ｔ）の発生及び／又は発電出力ＰＦＣ（ｔ）の抑制を解消する処理、すなわち、電圧制御量を減少させる処理である。本実施形態で行う図９中のステップＳ６１〜Ｓ６４の処理は、上記第１の実施形態（図７）で説明したステップＳ１７〜Ｓ２０の処理とそれぞれ同じである。それゆえ、ここでは、その説明を省略する。本実施形態では、上述のようにして、燃料電池装置２により連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）を調整する。
【０１８６】
上述した本実施形態の電圧制御手法では、発電出力に応じて無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰが高い分散型電源を適宜選択しながら電圧制御を行うことができる。それゆえ、本実施形態の分散型電源システムにおいても、発電出力をより一層抑制せずに電圧制御を行うことができる。この結果、本実施形態においても、各住宅の余剰電力販売量が増大し（余剰電力販売機会損失が抑制され）、需要家の経済的価値を高めることができる。
【０１８７】
なお、本実施形態では、各分散型電源にそれぞれ、２つ電圧制御開始電圧を設定する例を説明したが、本発明はこれに限定されず、例えば分散型電源の容量、制御性能等に応じて、電圧制御開始電圧の数をさらに増やしてもよい。この場合、無効電力出力感度の優先順位の設定精度がより向上し、発電出力をより一層抑制せずに電圧調整を行うことができる。
【０１８８】
＜３．第３の実施形態＞
上記第１及び第２の実施形態では、複数の分散型電源が互いに独立して電圧制御を行う例を説明したが、本発明はこれに限定されず、複数の分散型電源が、各自の運用状況に関する情報を共有して連動して電圧制御を行ってもよい。第３の実施形態では、その一構成例について説明する。
【０１８９】
［分散型電源システムの構成］
図１０に、第３の実施形態に係る分散型電源システムの概略構成を示す。なお、図１０において、上記第１の実施形態の分散型電源システム（図２及び４）と同じ構成には同じ符号を付して示す。また、図１０では、説明を簡略化するため、燃料電池装置２内の水素改質器２１及び排熱回収部２４は省略する。さらに、本実施形態では、上記第１及び第２の実施形態と同様に、太陽光発電装置１と燃料電池装置２とを併用した分散型電源システムが各住宅に設置されている例について説明する。
【０１９０】
本実施形態の分散型電源システム３０は、第１及び第２の実施形態と同様に、主に、太陽光発電装置１と、燃料電池装置２と、負荷３とで構成される。そして、太陽光発電装置１は、太陽光発電セル１１、インバータ１２及び発電出力制御部１３を含み、燃料電池装置２は、燃料電池セル２２、インバータ２３及び発電出力制御部２５を含む。
【０１９１】
また、本実施形態では、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３と、燃料電池装置２の発電出力制御部２５とを通信線３１で接続する。そして、本実施形態では、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２は、通信線３１を介して、各自の運用状況に関する情報を交換する。
【０１９２】
具体的には、例えば、太陽光発電装置１は、自身の、インバータ容量ＳＰＶ、時刻ｔにおける発電出力ＰＰＶ（ｔ）、無効電力ＱＰＶ（ｔ）、理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）、及び、インバータ１２の容量の空き状態等の情報を燃料電池装置２に送信する。そして、燃料電池装置２の発電出力制御部２５は、太陽光発電装置１の運用状況に関するそれらの情報を記憶する。
【０１９３】
一方、燃料電池装置２は、自身の、インバータ容量ＳＦＣ、定格出力、時刻ｔにおける発電出力ＰＦＣ（ｔ）、無効電力ＱＦＣ（ｔ）、理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）、インバータ２３の容量の空き状態、及び、ターンダウン電力等の情報を太陽光発電装置１に送信する。そして、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３は、燃料電池装置２の運用状況に関するそれらの情報を記憶する。
【０１９４】
本実施形態では、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３と、燃料電池装置２の発電出力制御部２５とを通信線３１で接続し、各自の運用状況に関する情報を互いに共有すること以外は、上記第１の実施形態と同様の構成である。なお、本実施形態では、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２間で運用状況に関する情報を共有（交換）して電圧制御を行うので、電圧制御開始電圧値は１つ（Ｖｔｈ）だけ用意すればよい。
【０１９５】
［電圧制御の処理動作］
次に、本実施形態の分散型電源システム３０における電圧制御の一処理例（処理例３）を、図１１を参照しながら説明する。なお、図１１は、本実施形態の分散型電源システム３０における電圧制御の処理手順を示すフローチャートである。
【０１９６】
まず、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、電圧制御開始電圧Ｖｔｈ（例えば１０６［Ｖ］）、太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶ（例えば３．０［ｋＶＡ］）、並びに、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣ（例えば１．２［ｋＶＡ］）及び定格出力（例えば１．０［ｋＷ］）を記憶する（ステップＳ７１）。これにより、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部に、電圧制御開始電圧Ｖｔｈ、太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶ、並びに、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣ及び定格出力が設定される。
【０１９７】
次いで、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、連系点１０５における時刻ｔの電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）を計測する（ステップＳ７２）。
【０１９８】
また、ステップＳ７２において、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３は、計測した連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から、時刻ｔにおける太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）を算出する。また、この際、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３は、計測した直流電圧Ｖｄｃ（ｔ）及び直流電流Ｉｄｃ（ｔ）から時刻ｔにおける太陽光発電装置１の理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）を算出する。そして、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３は、算出した発電出力ＰＰＶ（ｔ）、無効電力ＱＰＶ（ｔ）及び理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）を記憶するとともに、通信線３１を介して、燃料電池装置２の発電出力制御部２５に送信する。
【０１９９】
なお、時刻ｔにおける太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）の算出手法は、上述した例に限定されない。例えば、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３が、その内部の有効電力調整器１３２及び無効電力調整器１３３の出力をそれぞれ常時モニターしておき、それらの出力値から時刻ｔにおける発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）を得るようにしてもよい。
【０２００】
さらに、ステップＳ７２において、燃料電池装置２の発電出力制御部２５は、計測した連系点１０５における電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から、時刻ｔにおける燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）、無効電力ＱＦＣ（ｔ）及び理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）を算出する。なお、この際、発電出力制御部２５は、インバータ２３の定格出力と、電圧Ｖ（ｔ）及び電流Ｉ（ｔ）から算出される電力負荷ＰＬ（ｔ）とのうち小さい方の値を、時刻ｔにおける理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）として選択する。そして、燃料電池装置２の発電出力制御部２５は、算出した発電出力ＰＦＣ（ｔ）、無効電力ＱＦＣ（ｔ）及び理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）を記憶するとともに、通信線３１を介して、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３に送信する。
【０２０１】
なお、時刻ｔにおける燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）の算出手法は、上述した例に限定されない。例えば、燃料電池装置２の発電出力制御部２５が、その内部の有効電力調整器２５２及び無効電力調整器２５３の出力をそれぞれ常時モニターしておき、それらの出力値から時刻ｔにおける発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）を得るようにしてもよい。
【０２０２】
上記ステップ７２の動作により、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２間で、時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）、太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）及び無効電力ＱＰＶ（ｔ）、太陽光発電装置１の理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）、燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）及び無効電力ＱＦＣ（ｔ）、並びに、燃料電池装置２の理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）の情報が共有される。なお、電圧制御前であれば、太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）と理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）とは同じ値になり（ＱＰＶ（ｔ）＝０）、燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）と理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）とは同じ値になる（ＱＦＣ（ｔ）＝０）。
【０２０３】
次いで、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）が、電圧制御開始電圧Ｖｔｈより高いか否かを判定する（ステップＳ７３）。
【０２０４】
ここで、電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧Ｖｔｈより高い場合、ステップＳ７３はＹＥＳ判定となる。この場合、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、太陽光発電装置１のインバータ１２の容量に空きがあるか否か判定する（ステップＳ７４）。具体的には、各発電出力制御部は、インバータ容量ＳＰＶと発電出力ＰＰＶ（ｔ）とから時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）（＝［ＳＰＶ２−ＰＰＶ（ｔ）２］１／２）を算出する。そして、各発電出力制御部は、算出した太陽光発電装置１の無効電力の出力可能量ＱｐＰＶ（ｔ）が、時刻ｔにおける無効電力ＱＰＶ（ｔ）より大きいか否かを判定する。
【０２０５】
ステップＳ７４で、太陽光発電装置１のインバータの容量に空きがある場合（ＱｐＰＶ（ｔ）＞ＱＰＶ（ｔ））、ステップＳ７４はＹＥＳ判定となる。この場合、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３は、無効電力ＱＰＶ（ｔ）を所定量、発生（増加）させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ７５）。その後、上述したステップＳ７２の処理に戻る。
【０２０６】
一方、ステップＳ７４で、太陽光発電装置１のインバータの容量に空きがない場合（ＱｐＰＶ（ｔ）＝ＱＰＶ（ｔ））、ステップＳ７４はＮＯ判定となる。この場合、各発電出力制御部は、燃料電池装置２のインバータ２３の容量に空きがあるか否か判定する（ステップＳ７６）。具体的には、各発電出力制御部は、インバータ容量ＳＦＣと発電出力ＰＦＣ（ｔ）とから時刻ｔにおける無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）（＝［ＳＦＣ２−ＰＦＣ（ｔ）２］１／２）を算出する。そして、各発電出力制御部は、算出した燃料電池装置２の無効電力の出力可能量ＱｐＦＣ（ｔ）が、時刻ｔにおける無効電力ＱＦＣ（ｔ）より大きいか否かを判定する。
【０２０７】
ステップＳ７６で、燃料電池装置２のインバータ２３の容量に空きがある場合（ＱｐＦＣ（ｔ）＞ＱＦＣ（ｔ））、ステップＳ７６はＹＥＳ判定となる。この場合、燃料電池装置２の発電出力制御部２５は、無効電力ＱＦＣ（ｔ）を所定量、発生（増加）させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ７７）。その後、上述したステップＳ７２の処理に戻る。
【０２０８】
なお、上記ステップＳ７５及びＳ７７における各分散型電源の無効電力の増加量はそれぞれ、予め設定された一定量としてよいし、電圧Ｖ（ｔ）の電圧制御開始電圧Ｖｔｈに対する超過量（Ｖ（ｔ）−Ｖｔｈ）に比例して大きくなるようにしてもよい。また、上記ステップＳ７５及びＳ７７は、各分散型電源のインバータ容量の限界まで繰り返し行われる。
【０２０９】
一方、ステップＳ７６で、燃料電池装置２のインバータ２３の容量に空きがない場合（ＱＦＣ（ｔ）＝ＱＦＣ（ｔ））、ステップＳ７６はＮＯ判定となる。この場合、各発電出力制御部は、時刻ｔにおける太陽光発電装置１の無効電力出力感度ΔＱＰＶ／ΔＰＰＶが、燃料電池装置２の無効電力出力感度ΔＱＦＣ／ΔＰＦＣ以上であるか否かを判定する（ステップＳ７８）。
【０２１０】
ここで、ステップ７８の判定処理を、上記第２の実施形態で説明した表１及び２を参照しながら、より具体的に説明する。いま、電圧制御時に、太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）が２．７［ｋＷ］（ＱＰＶ（ｔ）＝約１．３１［ｋｖａｒ］）であり、燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）が０．８［ｋＷ］（ＱＦＣ（ｔ）＝約０．６［ｋｖａｒ］）である状態を考える。
【０２１１】
この状態から、さらに太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）を０．１［ｋＷ］だけ低減して電圧制御を行う場合（ＰＰＶ（ｔ＋１）＝２．６［ｋＷ］）、出力可能な無効電力ＱＰＶ（ｔ＋１）は約１．５０［ｋｖａｒ］となる。この場合、太陽光発電装置１の無効電力出力感度ΔＱＰＶ／ΔＰＰＶは、約０．１９／０．１＝１．９となる。一方、上記状態から、さらに燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）を０．１［ｋＷ］だけ低減する場合（ＰＦＣ（ｔ＋１）＝０．７［ｋＷ］）、出力可能な無効電力ＱＦＣ（ｔ＋１）は約０．７１［ｋｖａｒ］となる。この場合、燃料電池装置２の無効電力出力感度ΔＱＦＣ／ΔＰＦＣは、約０．１１／０．１＝１．１となる。それゆえ、上記状況では、ΔＱＰＶ／ΔＰＰＶ＞ΔＱＦＣ／ΔＰＦＣとなり、ステップＳ７８はＹＥＳ判定となり、後述のステップＳ７９の処理に移行する。
【０２１２】
なお、ステップ７８の判定処理では、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部が、上述のようにして、時刻ｔにおける太陽光発電装置１の無効電力出力感度ΔＱＰＶ／ΔＰＰＶ及び燃料電池装置２の無効電力出力感度ΔＱＦＣ／ΔＰＦＣを随時算出して両者を比較する。
【０２１３】
ただし、ステップ７８の判定処理は、この例に限定されない。例えば、各分散型電源における発電出力Ｐと無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰとの対応関係を示すデータを、予め各発電出力制御部に記憶しておき、そのデータを参照して、ステップ７８の判定処理を行うような構成にしてもよい。
【０２１４】
ステップＳ７８で、太陽光発電装置１の無効電力出力感度ΔＱＰＶ／ΔＰＰＶが、燃料電池装置２の無効電力出力感度ΔＱＦＣ／ΔＰＦＣ以上である場合、ステップＳ７８はＹＥＳ判定となる。この場合、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３は、発電電力ＰＰＶ（ｔ）を所定量、減少させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ７９）。その後、上述したステップＳ７２の処理に戻る。
【０２１５】
一方、ステップＳ７８で、太陽光発電装置１の無効電力出力感度ΔＱＰＶ／ΔＰＰＶが、燃料電池装置２の無効電力出力感度ΔＱＦＣ／ΔＰＦＣ未満である場合、ステップＳ７８はＮＯ判定となる。この場合、燃料電池装置２の発電出力制御部２５は、発電電力ＰＦＣ（ｔ）を所定量、減少させて電圧Ｖ（ｔ）を下げる（ステップＳ８０）。その後、上述したステップＳ７２の処理に戻る。
【０２１６】
なお、ステップＳ７９及びＳ８０における発電出力の減少量はそれぞれ、予め設定された一定量としてもよいし、電圧Ｖ（ｔ）の電圧制御開始電圧Ｖｔｈに対する超過量（Ｖ（ｔ）−Ｖｔｈ）に比例して大きくなるようにしてもよい。また、ステップＳ７９及びＳ８０は、各分散型電源の最低発電出力（燃料電池装置２では、ターンダウン電力ＰｄＦＣ）まで繰り返し行われる。
【０２１７】
ここで、再度、ステップＳ７３に戻って、時刻ｔにおける連系点１０５の電圧Ｖ（ｔ）が電圧制御開始電圧Ｖｔｈ以下である場合（ステップＳ７３がＮＯ判定である場合）、すなわち、電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御を行う必要のない場合の動作を以下に説明する。
【０２１８】
まず、上述したステップＳ７４〜Ｓ８０の電圧制御処理を行う前のステップＳ８１以降の処理を説明する。ステップＳ７３でＮＯ判定となった場合、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、太陽光発電装置１から出力される無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０であるか否か判定する（ステップＳ８１）。
【０２１９】
電圧制御処理を行う前、太陽光発電装置１から出力される無効電力ＱＰＶ（ｔ）は０であるので、ステップＳ８１はＹＥＳ判定となる。この場合、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、燃料電池装置２から出力される無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０であるか否か判定する（ステップＳ８３）。
【０２２０】
電圧制御処理を行う前、燃料電池装置２から出力される無効電力ＱＦＣ（ｔ）は０であるので、ステップＳ８３はＹＥＳ判定となる。この場合、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）より小さいか否かを判定する（ステップＳ８５）。
【０２２１】
上述のように、電圧制御処理を行う前、太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）は理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）と同じ値になるので、ステップＳ８５はＮＯ判定となる。この場合、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）が理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）より小さいか否かを判定する（ステップＳ８７）。
【０２２２】
上述のように、電圧制御処理を行う前、燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）は理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）と同じ値になるので、ステップＳ８７はＮＯ判定となる。その後は、ステップＳ７２の処理に戻る。
【０２２３】
次に、上述したステップＳ７４〜Ｓ８０の電圧制御処理を行った後のステップＳ８１以降の処理を説明する。この場合、ステップＳ８１以降の処理では、各分散型電源での電圧制御処理で発生した無効電力ＱＦＣ（ｔ）の増大及び／又は発電出力ＰＦＣ（ｔ）の減少を解消する処理、すなわち、電圧制御量を減少させる処理を行う。
【０２２４】
まず、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、太陽光発電装置１から出力される無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０であるか否か判定する（ステップＳ８１）。ここで、無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０でない場合（上記ステップＳ７５の処理を行った場合）、ステップＳ８１はＮＯ判定となる。この場合、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３は、無効電力ＱＰＶ（ｔ）を所定量、減少させる（ステップＳ８２）。その後は、ステップＳ８３の処理に移行する。
【０２２５】
一方、ステップＳ８１で、無効電力ＱＰＶ（ｔ）が０である場合（上記ステップＳ７５の処理を行わなかった場合）、ステップＳ８１はＹＥＳ判定となり、ステップＳ８３の処理に移行する。
【０２２６】
次いで、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、燃料電池装置２から出力される無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０であるか否か判定する（ステップＳ８３）。ここで、無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０でないと場合（上記ステップＳ７７の処理を行った場合）、ステップＳ８３はＮＯ判定となる。この場合、燃料電池装置２の発電出力制御部２５は、無効電力ＱＦＣ（ｔ）を所定量、減少させる（ステップＳ８５）。その後は、ステップＳ８５の処理に移行する。
【０２２７】
一方、ステップＳ８３で、無効電力ＱＦＣ（ｔ）が０である場合（上記ステップＳ７７の処理を行わなかった場合）、ステップＳ８３はＹＥＳ判定となり、ステップＳ８５の処理に移行する。
【０２２８】
次いで、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、太陽光発電装置１の発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）より小さいか否かを判定する（ステップＳ８５）。ステップＳ８５で、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）より小さい場合（上記ステップＳ７９の処理を行った場合）、ステップＳ８５はＹＥＳ判定となる。この場合、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３は、発電出力ＰＰＶ（ｔ）を所定量、増加させる（ステップＳ８６）。その後は、ステップＳ８７の処理に移行する。
【０２２９】
一方、ステップＳ８５で、発電出力ＰＰＶ（ｔ）が理想出力ＰｉＰＶ（ｔ）と同じである場合（上記ステップＳ７９の処理を行わなかった場合）、ステップＳ８５はＮＯ判定となり、ステップＳ８７の処理に移行する。
【０２３０】
次いで、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部は、燃料電池装置２の発電出力ＰＦＣ（ｔ）が理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）より小さいか否かを判定する（ステップＳ８７）。ステップＳ８７で、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）より小さい場合（上記ステップＳ８０の処理を行った場合）、ステップＳ８７はＹＥＳ判定となる。この場合、燃料電池装置２の発電出力制御部２５は、発電出力ＰＦＣ（ｔ）を所定量、増加させる（ステップＳ８８）。その後は、ステップＳ７２の処理に戻る。
【０２３１】
一方、ステップＳ８７で、発電出力ＰＦＣ（ｔ）が理想出力ＰｉＦＣ（ｔ）と同じである場合（上記ステップＳ８０の処理を行わなかった場合）、ステップＳ８７はＮＯ判定となり、ステップＳ７２の処理に戻る。
【０２３２】
上述したステップＳ７２及びＳ７３からステップＳ８１以降の処理に繋がる電圧制御量を減少させる処理は、各分散型電源の無効電力Ｑが０になり、且つ、発電出力Ｐが理想出力Ｐｉとなるまで繰り返し行う。なお、ステップＳ８２及びＳ８４における無効電力Ｑの低減量、並びに、ステップＳ８６及びＳ８８における発電出力Ｐの増加量はそれぞれ、予め設定された一定値としてもよいし、電圧Ｖ（ｔ）と電圧制御開始電圧Ｖｔｈとの差に応じて適宜変化するようにしてもよい。本実施形態では、上述のようにして、連系点における電圧Ｖ（ｔ）を調整する。
【０２３３】
上述したように、本実施形態の分散型電源システム３０においても、第１及び第２の実施形態と同様に、連系点における電圧Ｖ（ｔ）の上昇抑制制御を行う際、インバータ容量のより大きな分散型電源から優先して電圧制御を行う。また、本実施形態では、発電出力Ｐを低減して電圧調整する際、無効電力出力感度ΔＱ／ΔＰの高い方の分散型電源を選択して電圧制御を行う。
【０２３４】
それゆえ、本実施形態の分散型電源システム３０では、発電出力をより一層抑制せずに電圧制御を行うことができる。したがって、本実施形態の分散型電源システムにおいても、各住宅の余剰電力販売量が増大し（余剰電力販売機会損失が抑制され）、需要家の経済的価値を高めることができる。
【０２３５】
なお、図１１に示す本実施形態の電圧制御処理では、判定処理（図１１中のステップＳ７３、Ｓ７４、Ｓ７６、Ｓ７８、Ｓ８１、Ｓ８３、Ｓ８５及びＳ８７）を太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の各発電出力制御部が同時に行う例を説明したが、本発明はこれに限定されない。例えば、太陽光発電装置１に関するパラメータの判定処理（ステップＳ７４、Ｓ８１及びＳ８５）は、太陽光発電装置１の発電出力制御部１３で行い、燃料電池装置２に関するパラメータの判定処理（ステップＳ７６、Ｓ８３及びＳ８７）を燃料電池装置２の発電出力制御部２５で行い、そして、それ以外の判定処理（ステップＳ７３及びＳ７８）は、各発電出力制御部で同時に行ってもよい。
【０２３６】
また、本実施形態では、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２にそれぞれ発電出力制御部を設け、両者を、通信線３１を介して接続し連動させる構成例を説明したが、本発明はこれに限定されない。例えば、太陽光発電装置１及び燃料電池装置２の発電出力制御部を一体化してもよいし、また、両者を通信線等で接続し、一方の分散型電源（例えば処理能力の高い方の分散型電源）の発電出力制御部でシステム全体の電圧制御を行ってもよい。
【０２３７】
さらに、本実施形態では、インバータ容量が互いに異なる２つの分散型電源からなる分散型電源システムが、各住宅に設けられている例を説明したが本発明はこれに限定されず、インバータ容量が互いに異なる３つ以上の分散型電源からなる分散型電源システムにも同様に適用可能である。
【０２３８】
＜４．分散型電源システムの評価例＞
次に、上述した第１及び第３の実施形態の分散型電源システムにおける発電総和量をシミュレーション解析でそれぞれ算出し、それらの算出結果を比較した例を説明する。
【０２３９】
このシミュレーション解析では、図１に示す配電網システム１００を系統モデルとして使用する。すなわち、シミュレーション解析では、低圧配電線１０２に１０個のノード１０３を設け、各ノード１０３に２戸の住宅（分散型電源システム１０）が設置されている例を考える。なお、各住宅では、太陽光発電及び燃料電池発電のダブル発電を行うものとする。
【０２４０】
このシミュレーション解析では、全２０戸分の１日当たりの太陽光発電装置１の発電量、燃料電池装置２の発電量、及び、システム全体の総和発電量を算出する。このシミュレーション解析で用いる各種計算パラメータは、次の通りである。
【０２４１】
配電網システム１００の低圧配電線１０２への供給電圧は、１００［Ｖ］系の電圧とする。また、配電網システム１００の低圧配電線１０２の全長を９０ｍとする。また、ノード１０３間の配電線Ｌ１のインピーダンスｚ１をｚ１＝０．００６２６＋ｊ０．００７３６［Ω／branch］とし、ノード１０３と各住宅との間の配電線Ｌ２のインピーダンスｚ２をｚ２＝０．０２３＋ｊ０．００１１３［Ω／branch］とする。
【０２４２】
各分散型電源システム１０の太陽光発電装置１のインバータ容量ＳＰＶを３．０［ｋＶＡ］とし、定格出力を３．０［ｋＷ］とする。また、燃料電池装置２のインバータ容量ＳＦＣを１．２［ｋＶＡ］とし、定格出力を１．０［ｋＷ］とする。
【０２４３】
さらに、図１２に、シミュレーション解析で用いる各住宅の負荷特性及び分散型電源の発電出力パターンを示す。なお、図１２に示す特性の横軸は時刻［ｈ］であり、縦軸は有効電力負荷（発電出力）［ｋＷ］及び無効電力負荷［ｋｖａｒ］である。また、図１２中の破線特性８１が太陽光発電装置１の発電出力パターンであり、斜線でハッチングされた領域のパターン８２が燃料電池装置２の発電出力パターンである。さらに、図１２中の実線で示された特性８３が有効電力負荷の特性であり、一点鎖線で示された特性８４が無効電力負荷の特性である。このシミュレーション解析の負荷特性は、例えば春や秋のような電力のオフピークシーズンの特性を仮定している。また、太陽光発電装置１の発電出力パターン８１は、晴れた日を仮定している。
【０２４４】
そして、第１の実施形態の分散型電源システム１０に対するシミュレーション解析では、太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶ＝１０６．５［Ｖ］とし、燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣ＝１０６．８［Ｖ］とする。また、第３の実施形態の分散型電源システム３０に対するシミュレーション解析では、電圧制御開始電圧Ｖｔｈ＝１０６．０［Ｖ］とする。
【０２４５】
また、このシミュレーション解析では、比較のため、第１の実施形態の分散型電源システムにおいて、電圧制御の優先順を逆、すなわち、インバータ容量の小さい燃料電池装置２から電圧制御を行う場合（比較例１）についても、同様の評価を行った。なお、比較例１では、太陽光発電装置１の電圧制御開始電圧ＶＰＶ＝１０６．８［Ｖ］とし、燃料電池装置２の電圧制御開始電圧ＶＦＣ＝１０６．５［Ｖ］とする。
【０２４６】
さらに、ここでは、比較のため、太陽光発電装置１のみからなる分散型電源システム（比較例２）についても同様の評価を行った。なお、比較例２の太陽光発電装置１の構成は、第１の実施形態（図２及び３）と同様である。
【０２４７】
図１３に、シミュレーション解析により得られた第１及び第３の実施形態、並びに、比較例１及び２の太陽光発電装置での発電出力を示す。なお、図１３に示す棒グラフでは、縦軸に１日あたりの発電出力または出力率を示す。ただし、各棒グラフの発電出力は、配電網システム１００内の全２０戸の住宅分の総発電出力である。
【０２４８】
図１３の結果から明らかなように、太陽光発電装置１の発電出力では、第１の実施形態が最も低い。これは、第１の実施形態では、太陽光発電装置１の電圧制御（無効電力制御及び出力抑制制御）を優先して行うためである。それに対して、図１３の結果では、第３の実施形態における太陽光発電装置１の発電出力が最も高くなり、比較例２の発電出力よりも高くなる。これは、第３の実施形態では、図１１で説明したように、太陽光発電装置１の無効電力制御を行った後、太陽光発電装置１の発電出力抑制制御を行う前に、燃料電池装置２の無効電力制御を行って電圧制御することに起因するものである。
【０２４９】
次に、図１４に、シミュレーション解析により得られた第１及び第３の実施形態、並びに、比較例１の燃料電池装置での発電出力を示す。なお、図１４に示す棒グラフでは、縦軸に１日あたりの発電出力または出力率を示す。ただし、各棒グラフの発電出力は、配電網システム１００内の全２０戸の住宅分の総発電出力である。
【０２５０】
図１４の結果から明らかなように、燃料電池装置２の発電出力では、第１の実施形態が最も高い。これは、第１の実施形態では、太陽光発電装置１の電圧制御（無効電力制御及び出力抑制制御）を、燃料電池装置２より優先して行うためである。また、図１４の結果では、第３の実施形態における燃料電池装置２の発電出力も、比較例１より約５０［ｋＷｈ／ｄａｙ］程度高くなる。これは、第３の実施形態では、燃料電池装置２の出力抑制制御の優先順位が最も低く、燃料電池装置２の発電出力をできる限り抑制せずに電圧制御できるためである。
【０２５１】
そして、図１５に、シミュレーション解析により得られた第１及び第３の実施形態、並びに、比較例１の分散型電源システム全体での総発電出力を示す。なお、図１５に示す各棒グラフの発電出力は、図１３及び１４の対応する各棒グラフの発電出力を総和した値である。
【０２５２】
図１５の結果から明らかなように、分散型電源システムの総発電出力は、第３の実施形態、第１の実施形態及び比較例１の順で大きくなる。この結果から、本発明の分散型電源システムのように、インバータ容量の大きな方の分散型電源から順に（優先的に）電圧制御を行うことにより、システム全体の総発電出力が大きくなることが分かる。
【０２５３】
特に、第３の実施形態のように、複数の分散型電源が連係して電圧制御した場合には、システム全体の総発電出力をより増大させることができることが分かる。これは、第３の実施形態の分散型電源システムでは、上述のように、太陽光発電装置１の無効電力制御を行っても連系点における電圧が所定値より小さくならない場合、太陽光発電装置１の発電出力を抑制するのではなく、燃料電池装置２の無効電力制御を行う。すなわち、第３の実施形態では、第１の実施形態よりさらに、発電出力の抑制制御を行わずに電圧制御を行うことができる。その結果、図１５に示すように、第３の実施形態の総発電出力が第１の実施形態のそれより大きくなったものと考えられる。
【０２５４】
なお、上記シミュレーション解析では、第２の実施形態の分散型電源システムの評価を行っていないが、第２の実施形態においても、第１の実施形態と同様に、インバータ容量の大きな方の分散型電源による電圧制御を優先して行う。また、第２の実施形態では、第３の実施形態と同様に、無効電力出力感度の高い分散型電源を適宜選択しながら電圧制御を行う。それゆえ、第２の実施形態の分散型電源システムにおいても、上記第１及び第３の実施形態と同様の結果が得られ、同様の効果が得られることは明らかである。
【０２５５】
上記シミュレーション結果からも、本発明の分散型電源システムでは、総発電出力をより大きくすることができ、各住宅の余剰電力販売量を増大させ（余剰電力販売機会損失を抑制し）、需要家の経済的価値を高めることができることが分かる。
【０２５６】
なお、上記第１〜第３の実施形態では、各住宅の分散型電源システム内に設けられる複数の分散型電源間において、電圧制御の優先順位を設定する例を説明したが、本発明はこれに限定されない。
【０２５７】
柱上変圧器から受電点までのインピーダンスが同じである住宅（需要家）間、例えば、図１に示す例では、各住宅群１０４内に配置される２戸の住宅間の電気的位置は等価である。このような関係の住宅間では、住宅間を越えて、各分散型電源の優先順位を設定し、電圧制御を行ってもよい。また、電気的位置が同じでない住宅間においても、住宅間を越えて、各分散型電源の優先順位を設定して電圧制御することが可能な構成の配電網システムであれば、本発明を適用することができる。
【符号の説明】
【０２５８】
１…太陽光発電装置、２…燃料電池装置、３…負荷、１０，３０…分散型電源システム、１１…太陽光発電セル、１２，２３…インバータ、１３，２５…発電出力制御部、２１…水素改質器、２２…燃料電池セル、２４…排熱回収部、３１…通信線、１００…配電網システム、１０１…柱上変圧器、１０２…低圧配電線、１０３…ノード、１０４…住宅群、１０５…連系点
【図１】
0005427006.tif 000004
【図２】
0005427006.tif 000005
【図３】
0005427006.tif 000006
【図４】
0005427006.tif 000007
【図５】
0005427006.tif 000008
【図６】
0005427006.tif 000009
【図７】
0005427006.tif 000010
【図８】
0005427006.tif 000011
【図９】
0005427006.tif 000012
【図１０】
0005427006.tif 000013
【図１１】
0005427006.tif 000014
【図１２】
0005427006.tif 000015
【図１３】
0005427006.tif 000016
【図１４】
0005427006.tif 000017
【図１５】
0005427006.tif 000018