(57)【要約】【課題】特に分散型電源が大量に導入された配電系統において、連系点での電圧上昇抑制を、コストを増大させることなく実現する。【解決手段】配電用変圧器５において、予め定められた目標電圧値に基づいて当該配電用変圧器の送り出し電圧を調整する変圧部と、目標電圧値を、当該目標電圧値に応じて調整された送り出し電圧を受電する分散型電源装置における電圧が所定の管理範囲の下限を逸脱し得る程度の低い値に設定して変圧部を制御する制御部６とを備える。分散型電源装置では、所定のエネルギーから変換された直流電力を交流電力に変換して配電線に出力するインバータと、連系点の電流及び電圧を検出する検出部とを設ける。また、検出された電流及び電圧から有効電力と無効電力とを検出するとともに、検出された電圧が予め設定された閾値以下であった場合に遅相無効電力を出力する発電出力制御部を備えた。【選択図】図２
2011062062.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
特別高圧で受電した電力を高圧に降圧して、配電線を介して接続された複数の需要家に供給する配電用変圧器と、前記需要家に設置された分散型電源装置とを含む分散型電源システムにおいて、
前記配電用変圧器は、
予め定められた目標電圧値に基づいて当該配電用変圧器の送り出し電圧を調整する変圧部と、
前記目標電圧値に応じて調整された前記送り出し電圧を前記分散型電源装置が受電する際に、前記分散型電源装置の受電する電圧が所定の管理範囲の下限を逸脱し得る程度の低い値に前記目標電圧値を設定して、前記設定した目標電圧値に基づいて前記変圧部を制御する制御部と、を備え、
前記分散型電源装置は、
所定のエネルギーを直流電力に変換する電力変換部と、
前記電力変換部で変換された直流電力を交流電力に変換して前記配電線に出力するインバータと、
前記配電線との連系点の電流及び電圧を検出する検出部と、
前記検出部で検出された電流及び電圧から有効電力と無効電力とを検出するとともに、前記検出部で検出された電圧が予め設定された閾値以下であった場合に、前記配電用変圧器から見て進相の無効電力を出力し、前記有効電力の出力量及び前記無効電力の出力量に応じて前記インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成し、前記生成した指令信号を前記インバータに供給する発電出力制御部と、を備えた、
分散型電源システム。
【請求項２】
前記制御部が前記目標電圧値として設定する、前記分散型電源装置の受電する電圧が所定の管理範囲の下限を逸脱し得る程度の低い値には、前記所定の管理範囲の中央値以下の値が設定される
請求項１記載の分散型電源システム。
【請求項３】
前記分散型電源装置は、太陽光発電装置と燃料電池装置とで構成され、
前記太陽光発電装置の前記発電出力制御部に設定される閾値には、前記燃料電池装置の前記発電出力制御部に設定される閾値よりも高い値が設定される、
請求項１または２に記載の分散型電源システム。
【請求項４】
前記分散型電源装置の前記発電出力制御部による前記進相の無効電力出力は、前記電力変換部で前記直流電力が得られない状態においても行われる、
請求項１〜３のいずれかに記載の分散型電源システム。
【請求項５】
更に、前記配電用変圧器から供給される前記高圧により供給される電力を低圧に降圧して前記需要家に供給する柱上変圧器を備え、
前記配電用変圧器から離れた位置に存在する前記需要家へ電力を供給するための前記柱上変圧器における変圧比と、前記配電用変圧器から近い位置に存在する前記需要家へ電力を供給するための前記柱上変圧器における変圧比とが、同等の比率に設定される、
請求項１〜４のいずれかに記載の分散型電源システム。
【請求項６】
前記分散型電源装置の前記発電出力制御部には、前記閾値よりも値の大きい第２の閾値が設定され、
前記発電出力制御部は、前記検出部で検出された電圧が前記第２の閾値以上であり、かつ前記インバータの容量に空きがあった場合には、前記分散型電源装置から見て進相の無効電力を出力する、
請求項１〜５のいずれかに記載の分散型電源システム。
【請求項７】
所定のエネルギーを直流電力に変換する電力変換部と、
電力系統に接続された配電線に接続され、前記電力変換部で変換された直流電力を交流電力に変換して前記配電線に出力するインバータと、
前記配電線との連系点の電流及び電圧を検出する検出部と、
前記インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成し、前記生成した指令信号を前記インバータに供給する発電出力制御部と、を備え、
前記発電出力制御部は、
前記検出部で検出された電流及び電圧に基づいて、前記インバータから前記配電線に供給される有効電力と無効電力とを検出するとともに、
前記検出部で検出された電圧が予め設定された閾値以下であった場合に、前記配電線に接続される配電用変圧器から見て進相の無効電力を出力し、
前記有効電力の出力量及び前記無効電力の出力量に応じて、前記インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成する、
ことを特徴とする分散型電源装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、分散型電源システム及び分散型電源装置に関し、特に、電力系統との連系点の電圧の適正範囲の下限逸脱抑制を適切に行う技術に関する。
【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、国内の太陽光発電の導入量を現在における導入量よりも大幅に増大させることを計画している。そして、そのうちの６０％が住宅向けと想定されている。一方で、このように太陽光発電等の逆潮流可能な分散型電源が大量に導入される環境下では、系統運用者側、需要家側双方において様々な問題が生じることが想定される。
【０００３】
具体的には、例えば太陽光発電の設置密度が高い地域では、太陽光発電の余剰電力販売の量が増大したり、太陽光発電と併設された燃料電池で発電されることにより、連系点の電圧が高めに推移することが予測される。
【０００４】
ところが、住宅用に設置される太陽光発電や燃料電池の電圧は、電気事業法で定められた一定の管理範囲（１００Ｖ系は１０１±６Ｖ、２００Ｖ系は２０２±２０Ｖ）内に収める必要がある。従って、その管理範囲を逸脱する可能性がある場合には、電圧を下げる制御が行われるようになっている。電圧を下げる制御は、例えば、発電出力の抑制や、無効電力の発生による電圧の調整力制御等により行われる。
【０００５】
つまり、太陽光発電の例をとると、昼間の余剰電力販売の増大に起因して電圧が上昇した場合等には、例え日射量が多くても、自動的に電圧を抑制する制御が働くことになり、その結果、太陽光による発電自体が抑制されてしまう。すなわち、需要家が余剰電力を販売する機会の損失に繋がってしまうという問題があった。
【０００６】
この問題を解決する手法として、例えば非特許文献１には、無効電力を系統側に流す無効電力制御によって電圧の調整を行う技術が記載されている。また、非特許文献２には、ＳＶＣ（Static Var Compensator：静止型無効電力補償装置）を導入することにより、電圧の管理範囲内からの逸脱を防止する手法が記載されている。また、非特許文献３には、各住宅に蓄電池を設置し、蓄電池に余剰電力分を蓄積することによって、系統の電圧上昇を抑える手法が記載されている。
【０００７】
さらに、特許文献１には、高圧系統側にループコントローラ等の電圧制御機器を設定して、配電線をループ状にした需要地系統とすることで、分散型電源システムにおける連系点上の電圧の上昇を抑制する手法が記載されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００８】
【特許文献１】特開２００９−７１８８９号公報
【非特許文献】
【０００９】
【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】
【００１０】
しかしながら、電圧上昇抑制のためにループコントローラを設ける場合には、その分コストが増大してしまうという問題があった。特に系統に分散型電源が大量に連系された場合等には、その数に応じてループコントローラの台数も増やす必要があり、導入コストだけでなく運用管理費用もかさんでしまうという問題があった。
【００１１】
本発明はかかる点に鑑みてなされたものであり、特に分散型電源が大量に導入された配電系統において、連系点での電圧上昇抑制を、コストを増大させることなく実現することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１２】
上記課題を解決し、本発明の目的を達成するため、本発明の分散型電源システムは、特別高圧で受電した電力を高圧に降圧して、配電線を介して接続された複数の需要家に供給する配電用変圧器と、需要家に設置された分散型電源装置とを含む分散型電源システムである。そして、このシステムを構成する配電用変圧器は、予め定められた目標電圧値に基づいて当該配電用変圧器の送り出し電圧を調整する変圧部と、目標電圧値に応じて調整された送り出し電圧を分散型電源装置が受電する際に、分散型電源装置の受電する電圧が所定の管理範囲の下限を逸脱し得る程度の低い値に目標電圧値を設定し、設定した目標電圧値に基づいて変圧部を制御する制御部と、を備えている。
【００１３】
また、このシステムの構成要素である分散型電源装置は、所定のエネルギーを直流電力に変換する電力変換部と、電力変換部で変換された直流電力を交流電力に変換して配電線に出力するインバータと、配電線との連系点の電流及び電圧を検出する検出部と、インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成し、この生成した指令信号をインバータに供給する発電出力制御部と、を備えている。
【００１４】
そして、検出部で検出された電流及び電圧から有効電力と無効電力とを検出するとともに、検出部で検出された電圧が予め設定された閾値以下であった場合に、配電用変圧器から見て進相の無効電力を出力し、有効電力の出力量及び無効電力の出力量に応じて、インバータの出力電流を調整するための指令信号を生成するようにしている。
【００１５】
このように構成したことにより、配電用変圧器から供給される電力の電圧が低めの値となるため、配電線の始端近辺に配置された分散型電源装置において、電圧が管理範囲の上限を逸脱してしまうことが少なくなる。
【００１６】
さらに、配電用変圧器から供給される電力の電圧が低くなったことで、配電線に配置された分散型電源装置において電圧が管理範囲の下限を逸脱する場合にも、分散型電源装置側で遅相無効電力が出力されて電圧が上がるため、電圧が管理範囲内に収まるようになる。
【発明の効果】
【００１７】
本発明によれば、分散型電源が大量に導入されたことによって、配電線に連系された分散型電源間での電圧にばらつきが生じる場合にも、電圧調整用の専用の装置を導入することなく、連系点の電圧が適切な値に調整されるようになる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】本発明の一実施の形態による配電系列の構成例を示す説明図である。
【図２】本発明の一実施の形態による負荷時タップ切換変圧器の構成例を示すブロック図である。
【図３】本発明の一実施の形態による住宅地域における分散電源システムの概要を示す説明図である。
【図４】本発明の一実施の形態による太陽光発電の構成例を示すブロック図である。
【図５】本発明の一実施の形態による太陽光発電の発電出力制御部の構成例を示すブロック図である。
【図６】本発明の一実施の形態による燃料電池の構成例を示すブロック図である。
【図７】本発明の一実施の形態による燃料電池の発電出力制御部の構成例を示すブロック図である。
【図８】本発明の一実施の形態による住宅地域と商業地域における負荷パターンの例を示すグラフである。
【図９】本発明の一実施の形態による分散型電源システム内の負荷と太陽光発電と燃料電池の容量の割り当ての例を示す表である。
【図１０】本発明の一実施の形態による分散型電源の運用の例を示すグラフである。
【図１１】本発明の一実施の形態による負荷時タップ切換変圧器によるタップ変更の例を示すグラフである。
【図１２】本発明の一実施の形態による目標電圧値を２０２Ｖに設定した場合の各ノードにおける電圧変動の例を示すグラフである。
【図１３】本発明の一実施の形態によるノードｎ１０１における太陽光発電の出力変動の例を示すグラフである。
【図１４】本発明の一実施の形態による目標電圧値を１９８Ｖに設定した場合の各ノードにおける電圧変動の例を示すグラフである。
【図１５】本発明の一実施の形態によるノードｎ１０１における太陽光発電の出力変動の例を示すグラフである。
【図１６】本発明の一実施の形態による太陽光発電の発電出力制御部での処理の例を示すフローチャートである。
【図１７】本発明の一実施の形態による燃料電池の発電出力制御部での処理の例を示すフローチャートである。
【図１８】本発明の一実施の形態の他の例による太陽光発電の発電出力制御部での処理の例を示すフローチャートである。
【図１９】本発明の一実施の形態の他の例による燃料電池の発電出力制御部での処理の例を示すフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下、発明を実施するための形態（以下、本例とも称する）について説明する。なお、説明は以下の順序で行う。
１．配電系統の構成例
２．負荷時タップ切換変圧器の構成例
３．分散型電源システムの構成例
４．負荷時タップ切換変圧器での処理の例
５．太陽光発電の発電出力制御部での処理の例（電圧値の管理範囲の下限逸脱を抑制する制御を行う例）
６．燃料電池の発電出力制御部での処理の例（電圧値の管理範囲の下限逸脱を抑制する制御を行う例）
７．太陽光発電の発電出力制御部での処理の他の例（電圧値の管理範囲の上限逸脱も抑制する制御を行う例）
８．燃料電池の発電出力制御部での処理の他の例（電圧値の管理範囲の上限逸脱も抑制する制御を行う例）
【００２０】
［配電系統の構成例］
図１は、本例の配電系統の構成例を示す概要図である。負荷時タップ切換変圧器５（配電用変圧器）を備えた配電用変電所には、住宅地域に電気を供給するフィーダｆ１と、商業地域に電気を供給するフィーダｆ２が接続されている。フィーダｆ１の線路亘長は１６ｋｍであり、フィーダｆ１にはノードｎ１０１〜ノードｎ１２４が連系されている。ノードｎ１０１〜ノードｎ１２４の各ノードには図示せぬ柱上変圧器が接続されており、柱上変圧器には、図示せぬ住宅（需要家）の負荷が接続されている。そして、各フィーダｆ１を通して配電用変電所から供給された電力は、柱上変圧器によって低圧に変圧されて住宅に供給される。各住宅には、負荷の他に、図３で後述する太陽光発電１００と燃料電池３００による分散型電源とが備えられている。フィーダｆ２の線路亘長は２ｋｍであり、フィーダｆ２には、ノードｎ２０１〜ノードｎ２１０が連系されている。そして、ノードｎ２０１〜ノードｎ２１０の配下にある各住宅では、分散型電源として太陽光発電１００のみが備えられている。
【００２１】
［負荷時タップ切換変圧器５の構成例］
次に、配電用変電所内の負荷時タップ切換変圧器５の構成例について、図２を参照して説明する。負荷時タップ切換変圧器（以下、ＬＲＴ：Load Ratio Transformerと称する）５は、図示せぬ送電線から供給される２２ｋＶの特別高圧を、６．６ｋＶの高圧に変換する。このとき、低圧側（二次側）の電圧を一定範囲に保つために、ＬＲＴ５に接続された負荷の変動に応じて、変圧比を無停電で変更する。
【００２２】
ＬＲＴ５は、変圧部６とタップ切換制御部７とで構成される。変圧部６には、一次側タップ巻線６ａと、２次側タップ巻線６ｂとが含まれ、２次側タップ巻線６ｂには、６１００Ｖ〜７７００Ｖまで、１００Ｖ毎に１７個のタップが設けられている。各タップの先端には固定コンタクト６ｃ−１〜固定コンタクト６ｃ−１７が設けられ、それらがタップ選択器としての可動コンタクト６ｄによって選択されることによって、一次側タップ巻線６ａと２次側タップ巻線６ｂの巻数比が変化する。
【００２３】
可動コンタクト６ｄは、限流抵抗６ｅと集電コンタクト６ｆとを介して集電導体６ｇに接続されている。限流抵抗６ｅは、タップ切換時に２つのタップが橋絡された時に流れる循環電流を制限する抵抗である。集電コンタクト６ｆは、タップ切換制御部７から供給される指令に基づいて集電導体６ｇ上を移動し、２次側タップ巻線６ｂの選択する固定コンタクト６ｃ−１〜６ｃ−１７を切り替える。
【００２４】
タップ切換制御部７には、タップの変更タイミングをプログラミングしたものが予め記憶させてあり、タップ切換制御部７は、その変更タイミングに基づいて集電コンタクト６ｆに指令を発する。２次側タップ巻線６ｂのタップの位置の変更は、図１に示したフィーダｆ１及びフィーダｆ２の負荷中心点における平均電圧が予め設定した目標値に最も近くなるようにして行われる。ＬＲＴ５でこのような制御を行うことにより、配電用変電所からの送り出し電圧が調整される。なお、負荷中心点は、フィーダｆ１においてはノードｎ１０５、フィーダｆ２においてはノードｎ２０３に設定してある。
【００２５】
上述のＬＲＴ５の構成例では、ＬＲＴ５で調整する負荷中心点の目標電圧設定を、通常設定される値よりも少し低めに設定するようにしている。通常は、コンセント等を通じて需要家の負荷に供給される電圧が基準を超えて低下しないように、前述した電圧の管理範囲（１００Ｖ系は１０１±６Ｖ、２００Ｖ系は２０２±２０Ｖ）の中心値より高い値となるよう調整されることが一般的である。ところが、太陽光発電等の分散型電源が大量に導入された場合には、ＬＲＴ５の目標電圧設定を、通常通り電圧の管理範囲の中心値より高めの値とすることで、問題が生じる場合がある。
【００２６】
図１に示す実施の形態例では、分散型電源を備えたノードｎがフィーダｆ１に大量に連系されているため、フィーダｆ１の線路亘長が１６ｋｍと長くなっている。これにより、例えばＬＲＴ５に近い側のノードｎ１０１と末端側のノードｎ１０９等の、末端同士のノードｎ間での電圧差が、非常に大きなものとなってしまう。このため、末端側のノードｎ１０９の電圧が、電気事業法により定められた管理範囲の下限を逸脱してしまわないように、ＬＲＴ５からの送り出し電圧を高めに設定する必要がある。このため、ノードｎ１０１の電圧は、必然的に高めに推移することになる。
【００２７】
電圧が高めに推移することにより、電圧値が前述した管理範囲の上限を超えた場合には、ノードｎ１０１に接続された太陽光発電において出力を抑制する制御が働いてしまう。このような場合、ノードｎ１０１の需要家は、余剰電力を販売する機会を失ってしまう（あるいは減らしてしまう）ことになる。このような問題の発生を防ぐために、本例では、ＬＲＴ５からの送り出し電圧を、晴天時で太陽光発電が日射強度に応じた発電を行ったとしても太陽光発電の出力を抑制する制御が働かないような電圧値とするようにしている。具体的には、太陽光発電が設置されている負荷群において、柱上変圧器直下の電圧が、１００Ｖ系統では１０７Ｖ、２００Ｖ系統では２２２Ｖ未満の電圧となるようにＬＲＴ５の送り出し電圧を設定する。すなわち、ＬＲＴ５で調整する負荷中心点の目標電圧設定を、電圧管理範囲の中央値より高い値とした従来の設定値より、若干低い値（電圧管理範囲の中央値以下の値）としている。なお、ＬＲＴ５での処理の詳細については後述する。
【００２８】
なお、本例では、ＬＲＴ５として、タップ位置（固定コンタクトの位置）の変更タイミング（時刻）を予め定めておく、プロコン方式を適用した例を挙げたが、これに限定されるものではない。例えば、線路電圧降下補償装置方式（ＬＤＣ：Line Voltage Drop Compensator）等の他の形式のものを、ＬＲＴ５として採用してもよい。また、本例では、ＬＲＴ５の二次側にタップを設けた例を挙げているが、一次側にタップを設けて二次側を固定する構成にしてもよい。
【００２９】
［分散型電源システムの構成例］
次に、図３〜図７を参照して、住宅地域における分散型電源システムの構成例について説明する。図３は、柱上変圧器１０ｒから各住宅までの低圧配電系統の例を示す図である。柱上変圧器１０ｒは、配電用変電所から供給される６．６ｋＶの高圧から１００／２００Ｖの電圧を単相３線方式として取り出し、低圧側に接続されたフィーダｆ１に供給する。なお、柱上変圧器１０ｒの変圧比は、本例では住宅地域内のすべてのノードｎにおいて６６００／２０２Ｖに統一している。つまり、通常行われる、線路の電圧降下に応じて末端側のノードｎに対する変圧比を始端側より高く設定する制御は行われない。
【００３０】
通常は、ＬＲＴ５の近傍にあるノードｎでの電圧より末端側にあるノードｎでの電圧が低くなるため、末端側の柱上変圧器１０ｒでの変圧比は、ＬＲＴ５側より相対的に小さく（例えば６４５０／２０２Ｖ等）設定される。変圧比を小さくすることで、６．６ｋＶの高圧側の電圧が低くなった場合でも、低圧側の電圧を管理範囲の中で高目に保つことが可能なためである。しかし、太陽光発電が大量に設置された場合は電圧を高めにすることで逆潮流による可能な電圧上昇範囲が相対的に小さくなり、太陽光発電で出力抑制による電圧調整が必要となるリスクが生じやすくなる。そのため、本例では、位置によらずノードｎ１０１〜ノードｎ１２４の住宅地域系統ノードで、柱上変圧器１０ｒの変圧比を６６００／２０２Ｖの一定に設定した。
【００３１】
柱上変圧器１０ｒの低圧側にはフィーダｆ１０が接続されており、フィーダｆ１０には、ノードｎ１〜ノードｎ９が接続されている。
【００３２】
ノードｎ１０１〜ノードｎ１０９には、それぞれ２戸の住宅が連系されており、各住宅には、太陽光発電１００と燃料電池３００による分散型電源と、負荷２００とが設置されている。住宅の受電点における電圧管理範囲は、１００Ｖラインの管理範囲である９５Ｖ〜１０７Ｖが適正に維持できるよう、２００Ｖラインにおいても１００Ｖラインの２倍となる１９０〜２１４Ｖの範囲に設定している。
【００３３】
また、本例では、太陽光発電１００と燃料電池３００の両方において、連系点における電圧を適正化するための電圧調整制御を行うようにしている。これは、前述したように、ＬＲＴ５で調整する負荷中心点の電圧が通常より低めに設定されるため、特に末端側のノードｎ１０９等における夜間の電圧が、適正範囲の下限を逸脱する恐れがあるからである。具体的には、太陽光発電１００及び燃料電池３００において、連系点の電圧が予め定めた電圧補償開始閾値（以下、単に「閾値」ともいう）ＶｌＰを下回ったときに、遅相無効電力を出力することによって電圧を上げるように制御する。そして、このような無効電力制御を、発電時間帯に限らず常時行えるようにする。例えば、発電の行われない夜間に無効電力のみを出力すると、力率は０になるが、本例では、「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」で定められた力率８５％（電圧上昇を防止する場合は８０％）の範囲に限定されない制御を行えるようにしている。
【００３４】
［太陽力発電の構成例］
図４は、本実施の形態に分散型電源の１つとして用いられる太陽光発電１００の構成例を示すブロック図である。太陽光発電１００は、太陽光発電セル１０１と、インバータ１０２と、発電出力制御部１０３とで構成される。太陽光発電セル１０１は、その素子中の電子に光エネルギーを吸収させ、吸収した光エネルギーを直流の電力に変換してインバータ１０２に出力する。
【００３５】
インバータ１０２は、太陽光発電セル１０１から出力された直流の電力を交流の電力に変換して、得られた交流電力を図３に示した負荷２００及び／又は配電系統（柱上変圧器１０ｒ）に出力する。本例では、インバータ１０２の容量を３．５ｋＶＡに設定している。
【００３６】
発電出力制御部１０３は、図示せぬ連系点の電流・電圧から発電出力と無効電力とを検出するとともに、検出した電圧値の大きさに応じて、インバータ１０２の出力電流を調整するためのインバータ出力電流指令を生成してインバータ１０２に供給する。インバータ１０２の出力電流の調整は、出力電圧を適正範囲内に収めるために行われるものであり、本例では、前述したように無効電力制御方式によって行っている。
【００３７】
図５は、発電出力制御部１０３の構成例を示したブロック図である。発電出力制御部１０３には、検出器１０３１と、有効電力調整器１０３２と、無効電力調整器１０３３と、電流演算器１０３４と、インバータ出力電流調整器１０３５と、アンプ１０３６と、信号変換部１０３７とが含まれる。
【００３８】
検出器１０３１は、太陽光発電セル１０１から出力される直流出力電圧Ｖｄｃと直流出力電流Ｉｄｃとを用いて、太陽光の日射強度から本来得られる発電可能電力ＰＧＰｔ（ｋＷ）を算出する。また、インバータ１０２の出力端（配電系統（以下、単に「系統」とも称する）との連系点）の電圧値Ｖｔ（Ｖ）から、有効電力の発電量ＰＧＰ（ｋＷ）（以下、単に「発電量」とも称する）と、無効電力の発生量ＱＧＰ（ｋｖａｒ）とを検出する。そして、検出した有効電力の発電量ＰＧＰを、有効電力調整器１０３２と無効電力調整器１０３３に、無効電力の発生量ＱＧＰを無効電力調整器１０３３に供給する。
【００３９】
有効電力調整器１０３２は、検出器１０３１で検出された電圧値Ｖｔと、予め設定しておいた各閾値又はパラメータとの大小関係に応じて、発電量ＰＧＰの出力量を増減させる制御を行う。有効電力調整器１０３２に予め設定される閾値及びパラメータとしては、（ａ）電圧補償開始閾値ＶｌＰ、（ｂ）インバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃ、（ｃ）発電可能電力ＰＧＰｔがある。
【００４０】
閾値ＶｌＰとしては、電圧値Ｖｔを適正範囲内に収めるための最も低い制御目標値として、例えば９５．５Ｖ等が設定される。そして、有効電力調整器１０３２は、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＰより大きく、無効電力発生量ＱＧＰの絶対値が０以外の値であり、かつ発電量ＰＧＰが発電可能電力ＰＧＰｔ未満である場合に、発電量ＰＧＰを増加させる制御を行う。
【００４１】
無効電力調整器１０３３は、検出器１０３１で検出された電圧値Ｖｔと、予め設定しておいた各閾値又はパラメータとの大小関係に応じて、無効電力発生量ＱＧＰを増減させる制御を行う。各閾値又はパラメータとしては、上述した（ａ）電圧補償開始閾値ＶｌＰと、（ｂ）インバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃが設定される。そして、無効電力調整器１０３３は、検出器１０３１で検出された電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＰ以下であり、かつインバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがある場合に、遅相の無効電力発生量ＱＧＰを増加させる。
【００４２】
電流演算器１０３４は、有効電力調整器１０３２から出力された有効電力の発電量ＰＧＰと、無効電力調整器１０３３から出力された無効電力の発生量ＱＧＰからインバータ出力電流指令（交流電流波形）を生成する。そして、生成したインバータ出力電流指令をインバータ出力電流調整器１０３５に供給する。
【００４３】
インバータ出力電流調整器１０３５は、インバータ１０２から出力する電流のパルス幅などを計算して、電流演算器１０３４から供給された交流電流波形を調整し、調整した交流電流波形をアンプ１０３６に出力する。アンプ１０３６は、インバータ出力電流調整器１０３５から出力された交流電流波形を搬送波に重畳して信号変換部１０３７に出力する。信号変換部１０３７は、アンプ１０３６から出力された出力信号を、インバータ１０２にとって適切な信号に変換して、変換した信号をインバータ１０２に供給する。
【００４４】
［燃料電池の構成例］
次に、図６を参照して、図３に示した燃料電池３００の構成例について説明する。燃料電池３００は、水素改質器３０１と、燃料電池セル３０２と、インバータ３０３と、排熱回収部３０４と、発電出力制御部３０５とで構成される。
【００４５】
水素改質器３０１は、都市ガスやＬＰガス等の化石燃料を改質して水素を取り出し、取り出した水素を燃料電池セル３０２に出力する。燃料電池セル３０２は、水素改質器３０１から出力された水素と酸素とを化学反応させて直流の電力を生成し、生成した直流電力をインバータ３０３に出力する。
【００４６】
インバータ３０３は、燃料電池セル３０２から出力された直流電力を交流電力に変換して、図３に示した負荷２００に出力する。本例では、インバータ１０２の容量を１．２ｋＶＡに設定している。排熱回収部３０４は、水素改質器３０１や燃料電池セル３０２からの排熱を回収して温水を生成する。
【００４７】
発電出力制御部３０５は、インバータ３０３の出力端の電流・電圧から発電出力と無効電力とを検出し、検出した値の大きさに応じて、インバータ３０３の出力電流を調整するためのインバータ出力電流指令を生成してインバータ３０３に供給する。
【００４８】
図７は、発電出力制御部３０５の構成例を示すブロック図である。発電出力制御部３０５には、検出器３０５１と、有効電力調整器３０５２と、無効電力調整器３０５３と、電流演算器３０５４と、インバータ出力電流調整器３０５５と、アンプ３０５６と、信号変換部３０５７とが含まれる。
【００４９】
検出器３０５１は、インバータ３０３の出力端の電圧値Ｖｔ（Ｖ）から、有効電力の発電量ＰＧＦ（ｋＷ）と、無効電力の発生量ＱＧＦ（ｋｖａｒ）とを検出する。そして、検出した有効電力の発電量ＰＧＦを、有効電力調整器３０５２と無効電力調整器３０５３に、無効電力の発生量ＱＧＦを無効電力調整器３０５３に供給する。
【００５０】
また、検出器３０５１は、インバータ３０３の出力端の電圧値Ｖｔと電流Ｉｔの大きさ及び、燃料電池セル３０２の運用状態から、負荷２００の電力負荷ＰＬを算出する。燃料電池セル３０２が停止中の場合には、電力負荷ＰＬは以下の式により算出する。
電力負荷ＰＬ＝電圧値Ｖｔ×電流Ｉｔ×ｃｏｓθ
燃料電池セル３０２が運用中の場合には、電力負荷ＰＬは以下の式により算出する。
電力負荷ＰＬ＝電圧値Ｖｔ×電流Ｉｔ×ｃｏｓθ＋発電量ＰＧＦ
【００５１】
有効電力調整器３０５２は、検出器３０５１で検出された電圧値Ｖｔと、予め設定しておいた各閾値又はパラメータとの大小関係に応じて、発電量ＰＧＦの出力量を増減させる制御を行う。有効電力調整器３０５２に予め設定される閾値及びパラメータとしては、（ａ）電圧補償開始閾値ＶｌＦ、（ｂ）インバータ１０２の容量ＩＮＶＦｃ、（ｃ）燃料電池セル３０２の最低発電可能電力（以下、「ターンダウン値」と称する）ＰＧＦｄ、（ｄ）電力負荷ＰＬがある。閾値ＶｌＦとしては、太陽力発電側に設定された閾値ＶｌＰよりも少し低い、例えば９５．０Ｖ等が設定される。
【００５２】
そして、有効電力調整器３０５２は、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＦより大きい場合、電力負荷ＰＬに追従して発電量ＰＧＦを変化させる制御を行う。
【００５３】
また、無効電力調整器３０５３は、検出器３０５１で検出された電圧値Ｖｔと、予め設定しておいた各閾値又はパラメータとの大小関係に応じて、無効電力発生量ＱＧＦを増減させる制御を行う。ここでも、有効電力調整器３０５２と同様に、各閾値及びパラメータとしては、（ａ）電圧補償開始閾値ＶｌＦ、（ｂ）インバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃ、（ｃ）ターンダウン値ＰＧＦｄが設定される。
【００５４】
そして、検出器３０５１で検出された電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＦ以下であり、かつ、インバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがある場合には、遅相の無効電力発生量ＱＧＦを増加させる。また、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＦより大きい場合で、無効電力発生量ＱＧＦの絶対値が０以外の場合には、無効電力発生量ＱＧＦの絶対値を減少させる制御を行う。
【００５５】
電流演算器３０５４、インバータ出力電流調整器３０５５、アンプ３０５６、信号変換部３０５７については、図５で示した太陽光発電１００の発電出力制御部１０３内の各部と同一の動作をするものであるため、ここでは説明を省略する。
【００５６】
［負荷時タップ切換変圧器での処理の例］
次に、ＬＲＴ５での処理の例、具体的には、負荷中心点の目標電圧値の設定方法及びタップの切換タイミングの設定方法について説明する。
（１）まず、タップの切換タイミングを設定したい日（設定に基づいてＬＲＴ５を動作させる予定日）の気温や天気の予報情報を考慮して、配電系統における負荷パターンや分散型電源の運用パターンを予測する。
（２）次に、（１）で予測された負荷パターンや分散型電源の運用パターンに基づいて、系統側で供給すべき各時刻での電力を推定する。
【００５７】
図８は、図１に示した配電系統のフィーダｆ１及びフィーダｆ２における想定負荷パターンの例を示したものである。図８の縦軸は各フィーダｆにおける負荷パターン（ＭＷ／Ｍｖａｒ）を示し、横軸は時刻（時）を示す。図８の中で、商業地域における有効電力負荷出力は実線で示してあり、商業地域における無効電力出力は×印のマーカーを含む点線で示してある。住宅地域における有効電力負荷出力は△印のマーカーを含む点線で示してあり、住宅地域における無効電力は□印のマーカーを含む実線で示してある。
【００５８】
商業地域においては、８時から１７時位までの間で有効電力負荷が大きく、無効電力の出力量もそれに応じたものとなると想定している。住宅地域では、１６時から２０時にかけて有効電力負荷が増大するが、無効電力負荷の大きさはほぼ一定であると想定した。
【００５９】
なお、図１に示されるフィーダｆ１とフィーダｆ２に接続された各ノードｎへの負荷配分は、ノードｎが接続されている配電線の距離に応じて按分している。図９は、住宅地域における負荷２００と分散型電源の配分値の例を示したものある。図９では、太陽光発電１００を「ＰＶ」、燃料電池３００を「ＦＣ」と表記してある。
【００６０】
図９の左端の列ｃ１にはノードｎの番号を示してあり、列ｃ２には負荷配分比を示してある。列ｃ３には、２０時の時点の負荷２００における有効電力負荷出力ＰＬ（ｋＷ）と無効電力負荷出力ＱＬ（ｋｖａｒ）を示してある。列ｃ４には太陽光発電１００の導入量（ｋＷ）を示してあり、列ｃ５には燃料電池３００の導入量（ｋＷ）を示してある。列ｃ４の最下段に示されるように、住宅地域に割り当てられた太陽光発電１００の総容量は１．５ＭＷであり、列ｃ５の最下段に示されるように、住宅地域に割り当てられた燃料電池３００の総容量は０．２２５ＭＷである。つまり、供給する負荷と太陽光発電１００及び燃料電池３００の導入量が、ノードｎが接続される配電線の距離の和に応じて割り当てられている。すなわち、配電線距離が長いノードｎや分岐したノードｎの負荷の大きさや分散型電源の導入量は、相対的に大きくなる。
【００６１】
図１０には、１住宅あたりの有効電力負荷パターン及び、１台当りの太陽光発電１００と燃料電池３００の運用パターンの例を示してある。図１０の縦軸は有効電力出力（ｋＷ）及び無効電力出力（ｋｖａｒ）を示し、横軸は時刻（時）を示す。図１０において、太陽光発電１００の出力を破線で示してあり、燃料電池３００の出力を網掛けで示してあり、負荷を実線で示してある。図１０に示した例では、太陽光発電１００は日照がある７時から２０時までの間運転を行い、日照強度に応じた出力を行っている。また、燃料電池３００では、運用時間として設定された８時〜２０時の時間帯に定格運転を行っている。
【００６２】
再び、ＬＲＴ５におけるタップの変更タイミングの設定方法に話を戻すと、ＬＲＴ５では、前述した（２）における系統側で供給すべき各時刻での電力の推定が終了した後に、
（３）タップの位置を１７個のタップのうちのいずれかに固定した上で、図８に示した負荷パターンに応じた負荷変動を加え、負荷中心点の電圧変動を計算する。
この動作は、タップ数の数だけ、すなわち１７回繰り返して行われる。これにより、ＬＲＴ５の送り出し電圧を６１００Ｖから７７００Ｖまで１００Ｖ単位で変化させた場合の、負荷中心点における電圧変動が計測されることになる。
【００６３】
（４）次に、負荷中心点であるノードｎ１０５とノードｎ２０３で計測された電圧変動パターンを用いて、負荷中心点での平均電圧値を算出する。
具体的には、同一の送出電圧での各時刻における電圧値の平均値を算出する。そして、求めた平均電圧の中から、各時刻において最も目標電圧値に近い電圧値が計測されたタップを選出する。これにより、暫定的なタップ変更タイミングが設定される。
【００６４】
（５）なお、上述（４）で設定したタップ変更タイミングに基づいて運用を行った場合で、いずれかのノードｎにおいて電圧が管理範囲の下限を逸脱する場合でも、ノードｎ側（分散型電源側）で無効電力制御を行うようにする。そして、これにより電圧を管理範囲内に収めることができるか否かを検証する。分散型電源側での無効電力制御によっても電圧を最適化できなかった場合には、目標電圧値をさらに下げてから、再び（４）に戻って処理を続ける。
（６）そして、（５）の検証結果に基づいて、全時間帯のタップの位置、すなわち送出電圧を、全ノードｎの電圧が管理範囲内（本例では１９０Ｖ〜２１４Ｖ）を担保できるような値に設定する。
【００６５】
図１１は、このような手順で設定したタップの変更タイミングとタップ位置の関係を示した図である。図１１に示したタップの変更タイミングは、負荷中心点であるノードｎ１０５とノードｎ２０３における目標電圧値を２０２Ｖとした場合のものである。２０２Ｖという値は、末端側のノードｎにおける電圧の管理範囲下限逸脱を防ぐことのできる値として算出されたものであり、通常はこのようにして算出された値が、目標電圧値として設定される。図１１の縦軸はタップの位置を示し、横軸は時刻（時）を示す。図１１に示すように、７時付近から２４時までの間、予め定められた変更タイミング毎にタップの位置が６番目から１０番目までの間で切り替えられることで、各ノードｎへの送り出し電圧が調整される。
【００６６】
図１２は、図１１に示したタイミングでＬＲＴ５のタップ位置が変更された場合の、ノードｎ１０１、ノードｎ１０５、ノードｎ１０９における電圧変動を示した図である。縦軸はノードｎで検出された電圧値Ｖｔ（Ｖ）を示し、横軸は時刻（時）を示す。ノードｎ１０１の電圧値Ｖｔは破線で示してあり、ノードｎ１０５の電圧値Ｖｔは実線で示してあり、ノードｎ１０９の電圧値Ｖｔは一点鎖線で示してある。
【００６７】
いずれのノードｎにおいても、電圧値Ｖｔは１３時から１５時頃にピークを迎えているが、始端側のノードｎ１０１では、電圧値Ｖｔが管理範囲の上限値である２１４Ｖを超えていることが示されている。また、ノードｎ１０１においては、１９時から２０時の間にも電圧値Ｖｔの管理範囲上限逸脱が生じている。
【００６８】
このため、ノードｎ１０１においては、電圧値Ｖｔの上限逸脱が生じた時間帯に太陽光発電１００側で無効電力の出力が行われ、太陽光発電１００の出力が抑制されてしまう。図１３に、ノードｎ１０１における太陽光発電１００の出力変動の例を示してある。図１３の縦軸は太陽光発電１００の出力（ｋＷ／ｋｖａｒ）、横軸は時刻（時）を示している。なお、図１３の太陽光発電１００の出力のうち、有効電力出力は実線で示され、無効電力出力は破線で示されている。図１３によれば、１３時近辺で電圧値Ｖｔの適正範囲上限逸脱が生じたことを受けて進相の無効電力が出力され、この影響を受けて太陽光発電１００の出力（有効電力出力）が抑制されている。同様の現象が、１９時〜２０時付近でも発生している。
【００６９】
図１４は、負荷中間点の目標電圧値を１９８Ｖに設定した場合の、ノードｎ１０１、ノードｎ１０５、ノードｎ１０９における電圧変動を示した図である。１９８Ｖとは、末端側のノードｎにおける電圧の管理範囲下限逸脱も許す値として算出されたものである。縦軸はノードｎで検出された電圧値Ｖｔ（Ｖ）を示し、横軸は時刻（時）を示す。ノードｎ１０１の電圧値Ｖｔは破線で、ノードｎ１０５の電圧値Ｖｔは実線で、ノードｎ１０９の電圧値Ｖｔは一点鎖線で、それぞれ示されている。
【００７０】
図１４においても、始端側のノードｎ１０１の電圧値Ｖｔは高めに推移しているが、電圧値Ｖｔが最も上昇する９時から２１時の間でも、電圧値Ｖｔが管理範囲の上限である２１４Ｖを超えることはなくなっている。これにより、ノードｎ１０１等の始端側の各ノードｎにおいて、電圧値Ｖｔの管理範囲上限逸脱が発生しなくなるため、太陽光発電１００の出力抑制も行われなくなる。すなわち、始端側の各ノードｎにおける余剰電力販売機会損失を防止することができる。
【００７１】
ところが、図１４に示すように、末端側に配置されたノードｎ１０９においては、太陽光発電１００の運転が行われなくなる２１時から２４時の間で、電圧値Ｖｔが管理範囲の下限である１９０Ｖを下回る現象が起きている。
【００７２】
このように、ＬＲＴ５の送り出し電圧を低めに設定したことで、特定のノードｎにおいて特に夜間に電圧値Ｖｔが管理範囲下限値を逸脱してしまう場合がある。したがって、これを防ぐため、本例では、前述したように、太陽光発電１００及び燃料電池３００において常時無効電力の出力を行えるようにしている。
【００７３】
図１５は、ノードｎ１０９における太陽光発電１００の出力変動を示した図である。縦軸は太陽光発電１００の出力（ｋＷ／ｋｖａｒ）、横軸は時刻（時）を示している。また、有効電力出力を実線で示し、無効電力出力を破線で示してある。図１５には、ノードｎ１０９において、電圧値Ｖｔが管理範囲の下限を逸脱する２１時から２４時頃にかけて遅相無効電力が出力されることが示されている。このような制御が行われることにより、電圧値Ｖｔが上昇するため、電圧値Ｖｔが管理範囲内に収まるようになる（図１４参照）。
【００７４】
次に、太陽光発電１００と燃料電池３００のそれぞれにおける、無効電力制御処理の例について、図１６と図１７のフローチャートを参照して説明する。
【００７５】
［太陽光発電の発電出力制御部での処理の例］
まず、有効電力調整器１０３２と無効電力調整器１０３３（図５参照）に閾値ＶｌＰと各パラメータが設定され（ステップＳ１）、続いて検出器１０３１によって電圧値Ｖｔと発電可能電力ＰＧＰｔとが計測される（ステップＳ２）。
【００７６】
次に、無効電力調整器１０３３によって、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＰ以下であるか否かが判断される（ステップＳ３）。電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＰ以下である場合には、続いてインバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがあるか否かが判断される（ステップＳ４）。そして、インバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがある場合には、太陽光発電１００側から見て遅相の無効電力の発生量ＱＧＰを増加させる制御が行われる（ステップＳ５）。ステップＳ５でインバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがないと判断された場合には、ステップＳ２に戻って処理が続けられる。
【００７７】
ステップＳ３において、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＰより大きいと判断された場合には、続いて、無効電力調整器１０３３によって、無効電力発生量ＱＧＰの絶対値が０より大きいか否かの判断が行われる（ステップＳ６）。ここで、無効電力発生量ＱＧＰの絶対値が０より大きい場合と判定されると、無効電力発生量ＱＧＰの絶対値を減少させる制御が行われ（ステップＳ７）、その後はステップＳ２に戻って処理が続けられる。
一方、ステップＳ６で無効電力発生量ＱＧＰの絶対値が０であると判定された場合には、続いて発電量ＰＧＰが発電可能電力ＰＧＰｔより小さいか否かが判断される（ステップＳ８）。そして、発電量ＰＧＰが発電可能電力ＰＧＰｔより小さい場合には、発電量ＰＧＰを増加させる制御が行われる（ステップＳ９）。発電量ＰＧＰが発電可能電力ＰＧＰｔ以上である場合には、ステップＳ２に戻って処理が続けられる。
【００７８】
［燃料電池における電圧調整制御の例］
続いて、燃料電池３００における電圧調整制御の例について、図１６を参照して説明する。まず、有効電力調整器３０５２と無効電力調整器３０５３（図７参照）に閾値ＶｌＦと各パラメータが設定され（ステップＳ１１）、続いて検出器３０５１によって電圧値Ｖｔと電力負荷ＰＬとが計測される（ステップＳ１２）。
【００７９】
次に、無効電力調整器３０５３によって、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＦ以下であるか否かが判断される（ステップＳ１３）。電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＦ以下であると場合には、続いてインバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがあるか否かが判断される（ステップＳ１４）。そして、インバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがある場合には、燃料電池３００側から見て遅相の無効電力の発生量ＱＧＦを増加させる制御が行われる（ステップＳ１５）。ステップＳ１４でインバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがないと判定された場合には、ステップＳ１２に戻って処理が続けられる。
【００８０】
ステップＳ１３において、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＦより大きいと判断された場合には、続いて、無効電力調整器３０５３によって、無効電力発生量ＱＧＦの絶対値が０より大きいか否かの判断が行われる（ステップＳ１６）。無効電力発生量ＱＧＦの絶対値が０より大きい場合には、無効電力発生量ＱＧＦの絶対値を減少させる制御が行われる（ステップＳ１７）。一方、ステップＳ１６で無効電力発生量ＱＧＦの絶対値が０であると判定された場合には、続いて、発電量ＰＧＦが電力負荷ＰＬより小さいか否かが判断され（ステップＳ１８）、発電量ＰＧＦが電力負荷ＰＬより小さい場合には、発電量ＰＧＦを増加させる制御が行われる（ステップＳ１９）。発電量ＰＧＦが電力負荷ＰＬ以上である場合には、ステップＳ１２に戻って処理が続けられる。
【００８１】
［本実施の形態による効果］
上述した本発明の実施の形態によれば、ＬＲＴ５が調整する負荷中心点の目標電圧値が、末端側のノードｎでの電圧値の管理範囲下限逸脱を防ぐことが可能な、通常の目標電圧値より低い値に設定されるため、ＬＲＴ５の送り出し電圧が上がりすぎることがなくなる。これにより、始端側のノードｎにおける太陽光発電１００の出力抑制が行われなくなるため、始端側の各ノードｎの需要家が余剰電力販売機会を失うことを防止することができる。
【００８２】
また、上述した実施の形態によれば、ＬＲＴ５が調整する負荷中心点の目標電圧値が通常より低めの値（電圧管理範囲の中心値以下の値）に設定されるため、分散型電源側での電圧が低めに推移するようになる。これにより、太陽光発電１００の逆潮流によっても電圧値Ｖｔが管理範囲の上限を逸脱しにくくなるため、出力抑制が行われる回数を低減することができる。
【００８３】
また、上述した実施の形態によれば、ＬＲＴ５が調整する負荷中心点の目標電圧値を通常より低く設定したことで、末端側のノードｎで電圧の管理範囲下限逸脱が発生する場合にも、分散型電源側で無効電力制御が行われるようになるため、電圧が管理範囲に収まるようになる。
【００８４】
つまり、上述した実施の形態によれば、配電線の亘長が長い場合等によって、配電線に接続されたノードｎ間の電圧差が大きくなる場合にも、ＬＲＴ５が調整する負荷中心点の目標電圧値の設定及び、分散型電源側で無効電力制御の開始閾値を調整することで、容易に電圧を調整することができる。
【００８５】
また、本例で示した住宅地域と商業地域のように、一般的に負荷パターン（電圧のプロファイル）が異なるフィーダｆが同一のＬＲＴ５に接続されている場合は、その負荷パターンのアンバランスにより、ＬＲＴ５から供給する電力の電圧差が大きくなる。従って、すべての需要家の受電点電圧を電圧管理範囲内に収めることが困難となる。特に線路亘長が相対的に長い住宅地域においては電圧の変化が大きく、軽負荷の時間帯である昼間の電圧が高めに推移し、逆に重負荷の時間帯である夜間には電圧が低めに推移する。さらに、住宅地域に分散型電源が設置された場合には、電力会社が供給する負荷量が小さくなるため、昼間の電圧上昇が顕著となる。しかしながら、上述した実施の形態によれば、ＬＲＴ５の送出電圧を低めに設定することで電圧上昇が緩和され、また、電圧が低めに推移する夜間の時間帯においても分散型電源側で電圧を上げるための無効電力制御が行われるため、電圧の過度の低下を避けることができる。
【００８６】
さらに、上述した実施の形態によれば、ＳＶＣやＳＶＲ（Step Voltage Regulator：自動電圧調整器）等を導入することなく電圧値Ｖｔを制御することができるため、導入コスト及び運用コストを低減することができる。
【００８７】
また、上述した実施の形態によれば、分散型電源側の無効電力制御の開始閾値を、燃料電池３００側より太陽光発電１００側の方を低い値に設定しているため、太陽光発電１００側の方から先に無効電力制御が開始されるようになる。これにより、夜間に電圧値Ｖｔが管理範囲の下限を逸脱した場合にも、夜間は発生を行わない太陽光発電１００側から優先的に無効電力制御が行われるようになる。従って、夜間に燃料電池３００が発電していた場合に、その発電量の出力量が低減されてしまうリスクを少なくすることができる。
【００８８】
また、上述した実施の形態では、柱上変圧器１０ｒの変圧比をすべてのノードｎに対して同一としている、すなわち、末端側のノードｎに対して変圧比を高めに設定することを行っていないので、電圧上昇時に末端側のノードｎが受ける影響を低減することができる。つまり、電圧上昇時に、末端側のノードｎで太陽光発電１００の出力抑制が働いてしまうことを防ぐことができる。
【００８９】
なお、上述した実施の形態では、ＬＲＴ５が調整する負荷中心点の目標電圧値を１９８Ｖに設定した例を挙げたが、これに限定されるものではない。負荷中心点の目標電圧値として通常設定される値（各ノードｎでの電圧下限逸脱を許さない値）より小さな値であれば、どのような値に設定してもよい。同様に、太陽光発電１００側と燃料電池３００側に設定する閾値も、上述した実施の形態で挙げた値に限定されるものではない。
【００９０】
また、上述した実施の形態では、「電力品質確保に係る系統連系技術要件ガイドライン」で定められた力率８５％（電圧上昇を防止する場合は８０％）の範囲を超えるような制御を行えるようにした例を挙げたが、これに限定されるものではない。例えば、夜間は燃料電池３００で力率の範囲内での無効電力制御を行うようにすることで、太陽光発電１００で無効電力制御を行った場合と同等の効果を得ることができる。
【００９１】
また、上述した実施の形態では、太陽光発電１００側だけでなく燃料電池３００側でも無効電力制御を行えるように構成した場合を例に挙げたが、燃料電池３００側では有効電力ＰＧＦの発生量の出力制御しか行えない構成に適用してもよい。このように構成した場合であっても、太陽光発電１００側の制御を先に開始させることで、夜間でも発電を行っている可能性のある燃料電池３００側の発電出力の低下を避けることができる。
【００９２】
また、上述した実施の形態では、太陽光発電１００と燃料電池３００において、電圧値の管理範囲の下限逸脱を抑制するための処理を行う場合を例に挙げたが、上限方向の逸脱防止も同時に行う構成に適用してもよい。電圧の管理範囲上限の逸脱も防止可能に構成した場合の処理について、図１８及び図１９を参照して説明する。
【００９３】
［太陽光発電の発電出力制御部での処理の他の例］
まず、図１８のフローチャートを参照して、太陽光発電１００における電圧調整制御の他の例を説明する。まず、有効電力調整器１０３２と無効電力調整器１０３３（図５参照）に閾値ＶｌＰ及び閾値ＶｈＰと各パラメータが設定され（ステップＳ２１）、続いて検出器１０３１によって電圧値Ｖｔと発電可能電力ＰＧＰｔとが計測される（ステップＳ２２）。閾値ＶｈＰは、電圧値Ｖｔの管理範囲上限方向への逸脱を防止するための閾値であり、例えば１０７Ｖ等に設定される。
【００９４】
次に、無効電力調整器１０３３によって、電圧値Ｖｔが閾値ＶｈＰ以上であるか否かが判断される（ステップＳ２３）。電圧値Ｖｔが閾値ＶｈＰ以上である場合には、続いてインバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがあるか否かが判断される（ステップＳ２４）。そして、インバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがある場合には、太陽光発電１００側から見て進相の無効電力の発生量ＱＧＰを増加させる制御が行われる（ステップＳ２５）。また、ステップＳ２４でインバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがないと判定された場合には、発電量ＰＧＰを減少させる処理が行われた後に（ステップＳ２６）、ステップＳ２２に戻って処理が続けられる。
【００９５】
ステップＳ２３で電圧値Ｖｔが閾値ＶｈＰ未満であると判断された場合には、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＰ以下であるか否かが判断される（ステップＳ２７）。ここで、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＰ以下であった場合には、続いて、インバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがあるか否かが判断される（ステップＳ２８）。そして、ステップＳ２８でインバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがあると判定された場合には、太陽光発電１００側から見て遅相の無効電力の発生量ＱＧＰを増加させる制御が行われる（ステップＳ２９）。また、ステップＳ２８でインバータ１０２の容量ＩＮＶＰｃに空きがないと判定された場合には、ステップＳ２２に戻って処理が続けられる。
【００９６】
また、ステップＳ２７において、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＰより大きいと判断された場合には、続いて、無効電力調整器１０３３によって、無効電力発生量ＱＧＰの絶対値が０より大きいか否かの判断が行われる（ステップＳ３０）。このステップＳ３０で、無効電力発生量ＱＧＰの絶対値が０より大きいと判定された場合には、続いて発電量ＰＧＰが発電可能電力ＰＧＰｔより小さいか否かが判断される（ステップＳ３１）。そして、ステップＳ３１で、発電量ＰＧＰが発電可能電力ＰＧＰｔより小さいと判定された場合には、発電量ＰＧＰを増加させる制御が行われて（ステップＳ３２）、ステップＳ２２に戻る。
一方、ステップＳ３０で、無効電力発生量ＱＧＰの絶対値が０であると判定された場合には、無効電力発生量ＱＧＰの絶対値を増加させる制御が行われ（ステップＳ３３）、その後はステップＳ２２に戻って処理が続けられる。
【００９７】
［燃料電池の発電出力制御部での処理の他の例］
次に、図１９のフローチャートを参照して、燃料電池３００における電圧調整制御の他の例を説明する。まず、有効電力調整器３０５２と無効電力調整器３０５３（図７参照）に閾値ＶｌＦ及び閾値ＶｈＦと各パラメータが設定され（ステップＳ４１）、続いて検出器３０５１によって電圧値Ｖｔと電力負荷ＰＬとが計測される（ステップＳ４２）。閾値ＶｈＦは、電圧値Ｖｔの管理範囲上限方向への逸脱を防止するための閾値であり、例えば１０６．５Ｖ等に設定される。
【００９８】
次に、無効電力調整器３０５３によって、電圧値Ｖｔが閾値ＶｈＦ以上であるか否かが判断される（ステップＳ４３）。電圧値Ｖｔが閾値ＶｈＦ以上である場合には、続いてインバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがあるか否かが判断される（ステップＳ４４）。そして、このステップＳ４４でインバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがあると判定されると、燃料電池３００側から見て進相の無効電力の発生量ＱＧＰを増加させる制御が行われ（ステップＳ４５）、ステップＳ４２に戻って処理が続けられる。
【００９９】
ステップＳ４４でインバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがないと判定された場合には、続いて、発電量ＰＧＦがターンダウン値ＰＧＦｄより大きいか否かが判断される（ステップＳ４６）。そして、発電量ＰＧＦがターンダウン値ＰＧＦｄより大きいと判定された場合には、発電量ＰＧＦを減少させる制御が行われた後に（ステップＳ４７）、ステップＳ４２に戻って処理が続けられる。
ステップＳ４６で、発電量ＰＧＦがターンダウン値ＰＧＦｄ未満であると判定された場合には、無効電力発生量ＱＧＦを０にする制御が行われ（ステップＳ４８）、ステップＳ４２に戻って処理が続けられる。
【０１００】
ステップＳ４３で電圧値Ｖｔが閾値ＶｈＦ未満であると判断された場合には、次に、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＦ以下であるか否かが判断される（ステップＳ４９）。そして、このステップＳ４９で、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＦ以下であると判定された場合には、続いて、インバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがあるか否かが判断される（ステップＳ５０）。インバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがあると判定されると、燃料電池３００側から見て遅相の無効電力の発生量ＱＧＰを増加させる制御が行われた後（ステップＳ５１）、ステップＳ４２に戻って処理が続けられる。
ステップＳ５０で、インバータ３０３の容量ＩＮＶＦｃに空きがないと判定された場合は、直ちにステップＳ４２に戻って処理が続けられる。
【０１０１】
また、ステップＳ４９において、電圧値Ｖｔが閾値ＶｌＦより大きいと判断された場合には、続いて、無効電力調整器３０５３によって、無効電力発生量ＱＧＦの絶対値が０より大きいか否かの判断が行われる（ステップＳ５２）。このステップＳ５２で、無効電力発生量ＱＧＦの絶対値が０より大きいと判定されると、無効電力発生量ＱＧＦの絶対値を減少させる制御が行われ（ステップＳ５３）、その後はステップＳ４２に戻って処理が続けられる。
一方、ステップＳ５２で、無効電力発生量ＱＧＦの絶対値が０であると判定された場合には、発電量ＰＧＦが電力負荷ＰＬより小さいか否かが判断され（ステップＳ５４）、発電量ＰＧＦが電力負荷ＰＬより小さい場合には、発電量ＰＧＦを増加させる制御が行われた後に（ステップＳ５５）、ステップＳ４２に戻って処理が続けられる。
ステップＳ５４で、発電量ＰＧＰが電力負荷ＰＬ以上であると判定された場合にも、同様に、ステップＳ４２に戻って処理が続けられる。
【０１０２】
このように、太陽光発電１００と燃料電池３００による分散型電源側で、電圧下降時だけでなく電圧上昇時にも電圧調整制御を行うことにより、上述した実施の形態により得られる効果だけでなく、電圧値Ｖｔの上昇による太陽光発電１００の出力抑制も行われにくくなるという効果が得られるようになる。
【０１０３】
なお、上述した実施の形態では、分散型電源として太陽光発電１００と燃料電池３００を組み合わせた場合を例に挙げたが、これに限定されるものではない。家庭用ガスエンジン等の燃料電池３００以外のコージェネレーションシステムや、その他のインバータを用いる機器と太陽光発電１００とを組み合わせた場合でも、コージェネレーションシステムやインバータ機器において前述した燃料電池３００と同様の制御を行うことが可能であれば、同様の効果を得られることは言うまでもない。
【符号の説明】
【０１０４】
５…負荷時タップ切換変圧器、５ａ…一次側タップ巻線、５ｂ…２次側タップ巻線、５ｄ…可動コンタクト、５ｅ…限流抵抗、５ｆ…集電コンタクト、５ｇ…集電導体、６…タップ切換制御部、１０ｃ，１０ｒ…柱上変圧器、１００…太陽光発電、１０１…太陽光発電セル、１０２…インバータ、１０３…発電出力制御部、２００…負荷、３００…燃料電池、３０１…水素改質器、３０２…燃料電池セル、３０３…インバータ、３０４…排熱回収部、３０５…発電出力制御部、１０３１…検出器、１０３２…有効電力調整器、１０３３…無効電力調整器、１０３４…電流演算器、１０３５…インバータ出力電流調整器、１０３６…アンプ、１０３７…信号変換部、３０５１…検出器、３０５２…有効電力調整器、３０５３…無効電力調整器、３０５４…電流演算器、３０５５…インバータ出力電流調整器、３０５６…アンプ、３０５７…信号変換部、ＩＮＶＦｃ，ＩＮＶＰｃ…容量、Ｉｄｃ…直流出力電流、Ｉｔ…電流、ＰＧＦ，ＰＧＰ…発電量、ＰＧＦｄ…ターンダウン値、ＰＬ…電力負荷、ＱＧＦ…無効電力発生量、ＱＧＰ…無効電力発生量、Ｖｄｃ…直流出力電圧、ＶｈＦ，ＶｈＰ，ＶｌＦ，ＶｌＰ…電圧補償開始閾値、Ｖｔ…電圧値、ｆ１，ｆ２，ｆ１０…フィーダ、ｎ１〜ｎ９，ｎ１０１〜ｎ１２４，ｎ２０１〜ｎ２１４…ノード
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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