(57)【要約】【課題】太陽光発電システムが複数台連系された配電網において、各太陽光発電システムが発電出力を抑制することなく、連系点の位置に関わらず所定の量の逆潮流を可能にする太陽光発電システムの制御方法を提供すること。【解決手段】太陽光発電ユニット１００は、パワーコンディショナー（ＰＣＳ）１１０に太陽電池１２０、蓄電池１３０が接続され、需要家負荷１４０と並列に配電網に連系している。ＰＣＳ１１０は、太陽電池１２０が発電した直流電力を、交流電力に変換して需要家負荷１４０及び配電網に給電したり、直流電力のまま蓄電池１３０を充電したりする電力変換部１１１を備えている。演算部１１２、記憶部１１３および送受信部１１４がサーバとしての機能を有し、インターネット等の通信回線を介して同一配電網内の他のＰＣＳ１１０および電力会社が提供する配電網情報が格納されたデータベース２１０と通信可能にされている。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
太陽電池および蓄電池が接続された、通信機能を有するＰＣＳを備えた太陽光発電システムにおいて、
第１の太陽光発電システムの配電網との第１の連系点電圧を取得するステップと、
前記第１の連系点電圧値および前記第１の太陽光発電システムのＰＣＳの第１の交流出力電力値を含む第１の交流出力情報を、同じ配電網内の前記第１の太陽光発電システムよりも下位の連系点で連系された少なくとも１つの第２の太陽光発電システムに送信するステップと、
前記第２の太陽光発電システムの第２の連系点電圧値、および前記他の太陽光発電システムのＰＣＳの第２の交流出力電力値を含む第２の交流出力情報、ならびに前記配電網の変圧器のインピーダンス値、前記変圧器から前記第１および第２の太陽光発電システムの各々までの配線インピーダンス値を含む配電網情報を受信するステップと、
前記配線インピーダンスが最も大きい前記第２の連系点電圧を前記配電網の上限電圧として、前記第１の連系点電圧値、前記第２の交流出力情報および前記配電網情報に基づき、前記第１の交流出力電力による前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出するステップと、
前記第１の連系点電圧の最大上昇幅および前記第１の連系点電圧値に基づき、第１の最大交流出力電力値を算出するステップと、
前記第１の最大交流出力電力値および前記第１の太陽光発電システムの太陽電池の第１の発電電力値に基づき、前記第１の交流出力電力値を決定するステップと、
を有することを特徴とする太陽光発電システムの制御方法。
【請求項２】
前記第１の交流出力電力値を決定するステップは、前記第１の最大交流出力電力値と前記第１の発電電力値とを比較し、前記第１の最大交流出力電力値が前記第１の発電電力値以上の場合、前記第１の交流出力電力値を前記第１の発電電力値とし、前記第１の最大交流出力電力値が前記第１の発電電力値より小さい場合、前記第１の交流出力電力値を前記第１の最大交流出力電力値とし、前記第１の発電電力から前記第１の最大交流出力電力値引いた値を前記第１の太陽光発電システムの蓄電池の充電電力値とすることを特徴とする請求項１に記載の太陽光発電システムの制御方法。
【請求項３】
前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出するステップは、前記第１および第２の太陽光発電システムの交流出力電力が等しくなるよう前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出することを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電システムの制御方法。
【請求項４】
前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出するステップは、予め設定された前記第１および第２の太陽光発電システムの蓄電池の充電電力値に基づき前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出することを特徴とする請求項１又は２に記載の太陽光発電システムの制御方法。
【請求項５】
前記予め設定された前記第１および第２の太陽光発電システムの蓄電池の充電電力値は、前記蓄電池の充電状況（ＳＯＣ）に応じて設定されることを特徴とする請求項４に記載の太陽光発電システムの制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、連系点の位置に関わらず逆潮流を行う機会を等しく提供可能にする太陽光発電システムの制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、太陽光発電システムは、連系点の電圧が決められた運用電圧範囲を超える場合、配電網への逆潮流を停止するために発電出力を抑制する必要があった。同一の配電網に太陽光発電システムが複数連系されており、それらが同時に逆潮流を行う場合、連系点が変圧器から遠い下位の太陽光発電システムほど、上位の太陽光発電システムよりも連系点の電圧を高くする必要がある。そのため、連系点の電圧が運用電圧範囲を超える場合、配電網の末端から上位の連系点に向かって順に越えていくことになり、配電網の末端の太陽光発電システムから電圧上昇抑制を目的とした出力抑制制御により逆潮流電力が抑制されていく。
【０００３】
そのため、この現象が発生しやすい配電網の末端に近い需要家ほど逆潮流出来ないケースが多くなり、売電機会の損失による需要家間の不平等が発生している。
【０００４】
そこで、同一配電網内の太陽光発電システム間で出力抑制制御動作時間を平準化し、太陽光発電システムを持つ需要家間の不平等を是正する方法が提案されている（特許文献１参照）。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００５】
【特許文献１】特開２００６−１８０６６０号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００６】
しかしながら、従来技術では、太陽光発電システム毎に偏り無く出力抑制を行わせることはできるが、配電網内の太陽光発電システム全体の出力抑制制御動作時間は減っておらず、依然として本来得られるはずの発電電力の一部を無駄にしているという課題がある。
【０００７】
本発明は、このような課題に鑑みてなされたもので、その目的とするところは、太陽光発電システムが複数台連系された配電網において、各太陽光発電システムが発電出力を抑制することなく、連系点の位置に関わらず所定の量の逆潮流を可能にする太陽光発電システムの制御方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００８】
上記の課題を解決するために、本発明は、太陽光発電システムの制御方法であって、太陽電池および蓄電池が接続された、通信機能を有するＰＣＳを備えた太陽光発電システムにおいて、第１の太陽光発電システムの配電網との第１の連系点電圧を取得するステップと、前記第１の連系点電圧値および前記第１の太陽光発電システムのＰＣＳの第１の交流出力電力値を含む第１の交流出力情報を、同じ配電網内の前記第１の太陽光発電システムよりも下位の連系点で連系された少なくとも１つの第２の太陽光発電システムに送信するステップと、前記第２の太陽光発電システムの第２の連系点電圧値、および前記他の太陽光発電システムのＰＣＳの第２の交流出力電力値を含む第２の交流出力情報、ならびに前記配電網の変圧器のインピーダンス値、前記変圧器から前記第１および第２の太陽光発電システムの各々までの配線インピーダンス値を含む配電網情報を受信するステップと、前記配線インピーダンスが最も大きい前記第２の連系点電圧を前記配電網の上限電圧として、前記第１の連系点電圧値、前記第２の交流出力情報および前記配電網情報に基づき、前記第１の交流出力電力による前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出するステップと、前記第１の連系点電圧の最大上昇幅および前記第１の連系点電圧値に基づき、第１の最大交流出力電力値を算出するステップと、前記第１の最大交流出力電力値および前記第１の太陽光発電システムの太陽電池の第１の発電電力値に基づき、前記第１の交流出力電力値を決定するステップと、を有することを特徴とする。
【０００９】
請求項２に記載の発明は、請求項１に記載の太陽光発電システムの制御方法において、前記第１の交流出力電力値を決定するステップは、前記第１の最大交流出力電力値と前記第１の発電電力値とを比較し、前記第１の最大交流出力電力値が前記第１の発電電力値以上の場合、前記第１の交流出力電力値を前記第１の発電電力値とし、前記第１の最大交流出力電力値が前記第１の発電電力値より小さい場合、前記第１の交流出力電力値を前記第１の最大交流出力電力値とし、前記第１の発電電力から前記第１の最大交流出力電力値引いた値を前記第１の太陽光発電システムの蓄電池の充電電力値とすることを特徴とする。
【００１０】
請求項３に記載の発明は、請求項１又は２に記載の太陽光発電システムの制御方法において、前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出するステップは、前記第１および第２の太陽光発電システムの交流出力電力が等しくなるよう前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出することを特徴とする。
【００１１】
請求項４に記載の発明は、請求項１又は２に記載の太陽光発電システムの制御方法において、前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出するステップは、予め設定された前記第１および第２の太陽光発電システムの蓄電池の充電電力値に基づき前記第１の連系点電圧の最大上昇幅を算出することを特徴とする。
【００１２】
請求項５に記載の発明は、請求項４に記載の太陽光発電システムの制御方法において、前記予め設定された前記第１および第２の太陽光発電システムの蓄電池の充電電力値は、前記蓄電池の充電状況（ＳＯＣ）に応じて設定されることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１３】
本発明は、太陽光発電システムが複数台連系された配電網において、逆潮流により配電網の運用電圧範囲以上の電圧上昇が生じた際に、太陽光発電システムが行う電圧上昇抑制を目的とした出力抑制制御により需要家（システム導入ユーザ）間で生じる逆潮流電力の不平等を解決することができる。
【００１４】
さらに、配電網の運用電圧範囲以上の電圧上昇が生じないため、電力会社による配電網の変圧器のタップ切替操作の頻度を低減することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１５】
【図１】本願発明の一実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示す図である。
【図２】本願発明の一実施形態に係る太陽光発電ユニットの構成を示す図である。
【図３】本発明の一実施形態に係る太陽光発電システムの制御方法を示す図である。
【図４】逆潮流による配電網の電圧上昇を抑制する制御方法を説明する図である。
【図５】（ａ）は、従来の太陽光発電システムの発電電力値を示す図であり、（ｂ）は、本発明の太陽光発電システムの発電電力値を示す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１６】
以下、本発明の実施の形態について、詳細に説明する。
【００１７】
図１に、本願発明の一実施形態に係る太陽光発電システムの構成を示す。太陽光発電ユニット１００は、パワーコンディショナー（ＰＣＳ）１１０に太陽電池１２０、蓄電池１３０が接続され、需要家負荷１４０と並列に配電網に連系している。ＰＣＳ１１０は、太陽電池１２０が発電した直流電力を、交流電力に変換して需要家負荷１４０及び配電網に給電したり、直流電力のまま蓄電池１３０を充電したりする電力変換部１１１を備えている。電力変換部１１１は、記憶部１１３に接続された演算部１１２により制御される。
【００１８】
ＰＣＳ１１０は、演算部１１２に接続された送受信部１１４を備えており、演算部１１２、記憶部１１３および送受信部１１４がサーバとしての機能を有し、インターネット等の通信回線を介して同一配電網内の他のＰＣＳ１１０および電力会社が提供する配電網情報が格納されたデータベース２１０と通信可能にされている。配電網情報には、商用交流電源２００から配電網の変圧器２２０までの配線インピーダンスＺ０、変圧器２２０の内部インピーダンスＺＴＲ、変圧器２２０から各太陽光発電ユニット１００の連系点までの配線インピーダンスＺ１〜Ｚｎ、各太陽光発電ユニット１００から末端の太陽光発電ユニット１００−ｎまでの配線インピーダンスＺ１−ｎ〜Ｚ（ｎ−１）−ｎが含まれる。
【００１９】
ＰＣＳ１１０−ｉでは、電圧測定器１１５で連系点電圧Ｖｉを測定し、連系点電圧ＶｉとＰＣＳ１１０の出力交流電力Ｐｉとを含むＰＣＳ交流出力情報を、通信回線を介して他のＰＣＳ１１０と共有する。すなわち、同じ配電網内のＰＣＳ１１０−ｉは、２種類の外部情報、すなわち（１）全てのＰＣＳの交流出力情報（Ｖ１〜Ｖｎ、Ｐ１〜Ｐｎ）、（２）配電網情報（Ｚ０、ＺＴＲ、Ｚｉ、Ｚｎ）を共有する。
【００２０】
尚、連系点電圧Ｖは、電力測定器１１５で測定する代わりに、ＰＣＳ１１０の出力交流電力Ｐから推定しても良い。また、配電網情報は、データベース２１０に格納せずに、各ＰＣＳ１１０の記憶部１１３に格納していても良い。
【００２１】
図２に、本願発明の一実施形態に係る太陽光発電ユニットの構成を示す。電力変換部１１１は、共通母線で接続された３つの電力変換器１１６−１〜１１６−３からなる。電力網に連系された電力変換器１１６−１は、ＤＣ／ＡＣインバータであり、太陽電池１２０、蓄電池１３０に接続された電力変換器１１６−２、１１６−３はＤＣ／ＤＣコンバータである。電力変換器１１６−１〜１１６−３は、それぞれ演算部１１２によって制御されている。
【００２２】
各太陽光発電ユニット１００−ｉは、上述の外部情報（１）、（２）に基づき、自身のＰＣＳ１１０−ｉから配電網に出力可能な逆潮流電圧上昇幅ΔＶｉを算出し、太陽電池１２０による発電電力ＰＰＶｉの内、逆潮流電力分Ｐｉを逆潮流し、残りの非逆潮流電力（＝余剰電力）ＰＢＴｉで蓄電池の充電を行う。発電電力ＰＰＶｉの全量を逆潮流しても配電網末端の連系点電圧Ｖｎが配電網運用電圧ＶＧ以下であれば全量を逆潮流する。
【００２３】
図３に、本発明の一実施形態に係る太陽光発電システムの制御方法を示す。ＰＣＳ１１０−ｉは、連系点Ｖｉを電圧測定器１１５で測定する、または出力交流電力Ｐｉに基づき算出する（Ｓ３０１）。次に、ＰＣＳ１１０−ｉは、通信回線を介し送受信部で同一配電網に連系している全てのＰＣＳ交流出力情報（Ｖ１〜Ｖｎ、Ｐ１〜Ｐｎ）と配電網情報（Ｚ０、Ｚｉ、ＺＴＲ、Ｚｎ）を受信する（Ｓ３０２）。ＰＣＳ１１０−ｉは、これらの情報と連系点電圧Ｖｉとに基づき、配電網末端の電圧状態においてＶｎ＝ＶＧとしたときのＰＣＳ１１０−ｉの出力交流電力Ｐｉに起因した最大電圧上昇ΔＶＥｉを算出する（Ｓ３０３）。算出された最大電圧上昇幅ΔＶＥｉ、連系点電圧Ｖｉに基づき逆潮流最大電力ＰＥｉを算出する（Ｓ３０４）。逆潮流最大電力ＰＥｉと太陽電池１２０の発電電力ＰＰＶｉとを比較し（Ｓ３０５）、逆潮流最大電力ＰＥｉが、ＰＰＶｉ＜ＰＥｉの場合はＰｉ＝ＰＰＶｉとなるよう太陽電池１２０の発電電力ＰＰＶｉの全量を逆潮流する（Ｓ３０６）。ＰＰＶｉ＞ＰＥｉの場合はＰｉ＝ＰＥｉを逆潮流するとともに、ＰＰＶｉ−ＰＥｉの非逆潮流電力を蓄電池充電電力ＰＢＴｉとして蓄電池１３０へ充電する（Ｓ３０７）。このようにして決定されたＰｉ、ＰＢＴに基づき電力変換部１１１を制御する（Ｓ３０８）。
【００２４】
尚、Ｓ３０３における最大電圧上昇ΔＶＥｉの算出方法としては、全ての出力交流電力Ｐ１〜Ｐｎを等しくするように算出しても良く、また、蓄電池１３０の充電状態（ＳＯＣ）が低下している太陽光発電ユニット１００から優先的に出力交流電力Ｐを抑えて蓄電池充電電力ＰＢＴを増加させても良い。このように、Ｓ３０３における最大電圧上昇ΔＶＥｉの算出方法は、達成すべき条件に応じて任意に設定可能である。
【００２５】
各ＰＣＳ１１０は、交流出力情報として、連系点電圧Ｖおよび出力交流電力Ｐを共有しているが、これは実測値の代わりに各ＰＣＳが希望する値とすることもできる。例えば、末端のＰＣＳ１１０−ｎが逆潮流を行っていない状況で上位のＰＣＳ１１０−ｉの逆潮流最大電力ＰＥｉが決定された場合、ＰＣＳ１１０−ｎの連系点電圧ＶｎがＶＧとなっている可能性がある。このような場合、ＰＣＳ１１０−ｎが希望する連系点電圧Ｖｎおよび出力交流電力Ｐｎを交流出力情報として他のＰＣＳ１１０と共有することで、連系点電圧ＶｎがＶＧを超えることなく各ＰＣＳ１１０の出力交流電力Ｐの再設定が可能になる。
【００２６】
図４に、逆潮流による配電網の電圧上昇を抑制する制御方法を説明する図を示す。また、図５（ａ）に、従来の太陽光発電システムの発電電力値を示し、図５（ｂ）に、本発明の太陽光発電システムの発電電力値を示す。従来、需要家負荷で消費できず、かつ、逆潮流できない電力が生じる場合、太陽電池の出力抑制制御を行っていた。しかし、上述の制御を各太陽光発電ユニット１００が行うことで配電網末端電圧は常にＶｎ＜ＶＧの状態を維持することができるため配電網末端に位置する太陽光発電ユニット１００でも常に逆潮流が可能となり、電力会社側は配電網電圧管理のための変圧器タップ変更が軽減される。また本発明では、太陽電池１２０の発電電力の非逆潮流電力は蓄電池へ充電されるため、太陽電池１２０の出力抑制による発電損失も低減できる。
【符号の説明】
【００２７】
１００  太陽光発電ユニット
１１０  ＰＣＳ
１１１  電力変換部
１１２  演算部
１１３  記憶部
１１４  送受信部
１１５  電圧測定器
１１６  電力変換器
１２０  太陽電池
１３０  蓄電池
１４０  需要家負荷
２００  商用電力系統
２１０  データベース
２２０  変圧器
【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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