JP2011130638A - 自然エネルギを用いた発電システム - Google Patents

Abstract

【課題】太陽光発電システムからの余剰電力の売電に際し、電圧上昇が生じ、所定電圧を超える恐れがある。これを防ぐため、各需要家が発電電力を抑制することで、売電機会を逸するが、これを公平に調整・配分する太陽光発電システムを提供する。
【解決手段】出力抑制制御する制御装置と、電力変換装置からの売電電力量、電力系統からの買電電力量、および出力を抑制した場合における発電抑制電力量を計測する計測器とを備えた複数の需要家と、該複数の需要家と通信回線を介して接続された調整電力量計算手段を備え、該調整電力量計算手段は、複数の需要家の負担が均等となるような発電抑制量を実際の発電抑制量とは別個に計算しこの計算結果をもとに各需要家の売電電力量を計算する。これにより、太陽光発電システムの発電出力抑制の系統安定化に対する貢献を評価し、売電機会損失を公平に配分することができる。
【選択図】図１

Description

本発明は、自然エネルギを用いた発電システムに係り、特に、商用配電線と接続して運転を行う自然エネルギを用いた発電システムに関する。

近年における地球環境保護意識の高まりによって、環境汚染のない自然エネルギ、中でも太陽電池を利用した太陽光発電が注目されている。太陽光発電では発電電力が日射量に応じて大きく変動するので、電力の安定供給及び余剰発電電力の有効利用を図るためには、ビルや一般家庭に設置された太陽光発電システムを、商用電力系統と連系して使用することが望ましい。

すなわち、通常は、太陽光発電システムと商用電力系統との並列運転により負荷に対する給電が行われ、自家消費に必要な電力の一部又は全部が太陽光発電によって賄われるとともに、太陽電池の発電電力が余った場合には商用電力系統へ給電する、いわゆる逆潮流が行われる。

逆潮流された電力については、電力会社が所定の単価で買い取るが、これは太陽光発電システム設置のインセンティブとして認知されている。

図２は、特許文献１に開示された、太陽電池を電源とした分散電源システムの一例を示す図である。図２において、分散電源システムは太陽電池アレイ２０１とこの太陽電池アレイ２０１から出力される直流電力を交流電力に変えるインバータ（インバータ回路）２０３を内蔵した電力変換手段２０２とを備えている。

この電力変換手段２０２は商用電力系統２０４から分散電源を切り離す遮断器２０５と、周波数変動あるいは電圧変動に基づいて商用電力系統２０４の遮断器２０６の解列を検知して遮断器２０５を解列させる単独運転検知手段２０７とを含む系統連系保護装置２１２を内蔵した構成となっている。
系統連系保護装置２１２は、演算手段２０８、出力可変手段２０９、制御手段２１０、表示手段２１１を備えている。演算手段２０８は計測される太陽電池アレイ２０１の出力電圧および出力電流に基づいて、太陽電池アレイ２０１の発電電力を演算する。出力可変手段２０９は太陽電池アレイ２０１の出力電圧を変化させ、制御手段２１０は出力可変手段２０９を制御して太陽電池アレイ２０１の出力電圧を変化させることにより、演算手段２０８で演算された発電電力が最大となる出力電圧値を探索する探索動作を、一定の時間間隔をあけて断続的に行う。表示手段２１１は発電量が異常であるときなどに表示を行う。

前記単独運転検知手段２０７、演算手段２０８、出力可変表示手段２０９、制御手段２１０はマイクロコンピュータ２１２によって構成されている。制御手段２１０は出力可変手段２０９を介してインバータ回路２０３を制御することにより、太陽電池アレイ２０１の出力電圧を変化させ、演算手段２０８から出力される出力電力の検出値が最大となるように出力電圧値を探索する。

太陽光発電システムは、系統連系点の電圧を監視し、これが規定範囲外の値になった時点、すなわち給電異常が発生した時点で、継電器を作動させて連系を解除する連系保護装置を備え、これにより直ちに太陽光発電システムによる発電を停止し、電圧上昇を抑制する機能を有している。

また、特許文献２には太陽光発電システムの発電を停止するのではなく、系統連携点の電圧を監視して、規定の上限電圧に近づいた時には発電出力を最大値よりも小さくする出力抑制制御を行う手法が開示されている。

また、特許文献３には、太陽光発電システムのような分散電源が複数設置された電力系統において、各分散電源システムを通信ネットワークを介してシステム管理手段と接続すること、分散電源システムはシステム制御手段を有し、該システム制御手段により分散電源の動作情報をシステム管理手段に送信するとともに、システム管理手段から受信する指示に応じて動作状態を制御する手法が開示されている。

特開平８−７０５３３号公報 特開平６−３３２５５３号公報 特開２００２−１５２９７６号公報

前述のように、太陽光発電システムにおいては、電力系統電圧が規定の範囲を逸脱しないように系統を保護しつつ電力の買い取りが実施されてきた。

しかしながら、複数の太陽光発電システムが連携された電力系統においては、電圧検出機能のばらつき、あるいは系統連系点の条件などにより、特定の太陽光発電システムに出力抑制量が偏ることがあり、このような場合には、前述のように、買い取られる電力量に差が生じ、太陽光発電システムを備える需要家間で不公平が生じることがある。

この問題に対しては、特許文献３に、太陽光発電システムのような分散電源が複数設置された電力系統において、各分散電源システムを通信ネットワークを介してシステム管理手段と接続すること、分散電源システムはシステム制御手段を有し、該システム制御手段により分散電源の動作情報をシステム管理手段に送信するとともに、システム管理手段から受信する指示に応じて動作状態を制御する手法が開示されている。

開示された手法によれば、システム管理手段は、各分散電源の電圧上昇抑制機能の動作状態を受信し、同一柱上トランスに接続される分散電源をデータベースから検索し、検索された複数の分散電源システムの逆潮流電力に不公平が生じないように、各分散電源システムの出力電力を各システム制御手段に指令することが示されている。

しかしながら、この例の場合、システム制御手段を設けることが必要であるため追加コストがかかる。また、安全上の観点から設置されている電圧上昇抑制機能が動作している状態では、システム管理手段の指令通り発電できない。また、他の分散電源の出力電力を抑えても系統の電圧が充分に下がらない場合がある。

また、システム管理手段が分散電源の動作状態を受信してから、制御指令に反映するまでのタイムラグにより適切な制御が困難となるばあいもある。特に太陽光発電システムのように、日射量によって発電可能電力が時々刻々変化する分散電源の場合には、制御指令が反映されるまでのタイムラグの影響は大きいといえる。 このように、ビルや一般家庭に設置され商用電力系統に連系され、余剰の発電電力を系統へ逆潮流して電力会社に売電する自然エネルギを用いた発電システムにおいては、系統連系点の電圧などの系統側の原因あるいは都合により、発電の停止もしくは抑制が強制され、売電機会損失が発生することがある。

この機会損失は、系統連携点位置、各太陽光発電システムの系統連系保護装置などの電圧上昇抑制機能の動作状態、あるいは制御のタイムラグにより、需要家に公平に配分されないことがある。

また、系統の電圧品質維持のために発電を停止もしくは抑制した場合の、系統安定化に対する貢献を評価する手段がないために、発電停止もしくは抑制した太陽光発電システムの所有者は売電機会損失を受けるのみであった。

本発明は、これらの問題点に鑑みてなされたもので、太陽光発電システムの発電出力抑制の系統安定化に対する貢献を評価し、売電機会損失を公平に配分することのできる太陽光発電システムを提供するものである。

本発明は上記課題を解決するため、次のような手段を採用した。

太陽電池パネルからの直流出力を交流出力に変換して電力系統に給電する電力変換装置と、該電力変換装置の出力電圧を監視し、通常は前記電力変換器が最大出力を発生するように最大電力追従制御し、前記出力電圧が所定値以上に上昇したとき前記電力変換器出力を抑制するように出力抑制制御する制御装置と、前記電力変換装置からの売電電力量、前記電力系統からの買電電力量、および前記出力を抑制した場合における発電抑制電力量を計測する計測器とを備えた複数の需要家と、該複数の需要家と通信回線を介して接続された調整電力量計算手段を備え、該調整電力量計算手段は、複数の需要家の負担が均等となるような発電抑制量を実際の発電抑制量とは別個に計算しこの計算結果をもとに各需要家の売電電力量を計算する。

本発明は、以上の構成を備えるため、太陽光発電システムの発電出力抑制の系統安定化に対する貢献を評価し、売電機会損失を公平に配分することができる。

第一の実施形態に係る太陽光発電システムを説明する図である。 太陽電池を電源とした分散電源システムの一例を示す図である。 電力量データベースに保存されるデータのテーブルを示す図である。 調整売電電力量の計算手順の一例を示す図である。 電力変換手段において、発電抑制電力を計算する例を説明する図である。 太陽電池の電力Ｐ−電圧Ｖの特性を説明する図である。 日射−出力データベースのテーブル構成例を示す図である。 発電抑制電力を算出処理する他の例を説明する図であ転データサーバを説明する図である。 発電抑制電力を算出処理するさらに他の例を説明する図である。 蓄電池充放電制御手段の充電制御におけるインバータ回路側出力を示す図である。 蓄電池充放電制御手段の放電制御におけるインバータ回路側出力を示す図である。 発電抑制電力を吸収する装置として蓄電池と可変負荷手段を用いた例を示す図である。 第２の実施形態に係る太陽光発電システム説明する図である。 電力量データベースの需要家データのテーブルを示す図である。 柱上トランスの通過電力量データのテーブルを示す図である。 最終調整売電電力量の計算手順の一例を示す図である。

以下、最良の実施形態を添付図面を参照しながら説明する。図１はこの発明の第１の実施形態に係る太陽光発電システムを説明する図である。図１において、需要家１〜３は通信ネットワーク１０６を介して電力データ中継局１０４と接続されており、電力データ中継局１０４は電力データ集計センタ１０５と通信ネットワーク１０７を介して接続されている。また、各需要家は柱上トランス１０８を介して、商用電力系統１０９から電力供給される。また、太陽光発電の余剰電力は系統側に逆潮流する構成になっている。

需要家１（１０１）は、発電手段として太陽電池パネル１０１１を備え、太陽電池パネル１０１１から出力される直流電力は、電力変換手段１０１２により商用周波数の交流電力に変換して自家負荷１０１３に供給する。この際に太陽電池の最大電力追従制御（ＭＰＰＴ制御）も電力変換手段１０１２によって行われる。

太陽電池パネルの電力のうち自家負荷１０１３で消費できない余剰電力は、電力系統１０９に逆潮流するが、その電力量は売電電力量計測手段１０１６によって計測される。

太陽電池パネルの出力のみでは自家負荷１０１３を賄えず、電力が不足する場合は、電力系統１０９より電力の供給を受ける。このときの電力量は買電電力量計測手段１０１７によって計測される。

また、商用電力系統１０９の電圧は、電圧センサ１０１８によって計測され、電圧監視手段１０１４によって監視される。監視結果は電力変換手段１０１２に対して送信され、電力変換手段内で出力制御に利用される。

電力変換手段１０１２は、出力制御の結果として出力を抑制した電力量を発電抑制電力量計測手段１０１５に送信する。発電出力抑制電力量計測手段１０１５、売電電力量計測手段１０１６、買電電力量計測手段１０１７でそれぞれ計測した各電力量は、電力量データ送信手段１０１９に送られ、電力量データ送信手段は、通信ネットワーク１０６を介して電力データ中継局１０４に送信する。なお、需要家２（１０２）、需要家３（１０３）については需要家１（１０１）と同様である。

電力データ中継局１０４では、電力量データ受信手段１０４４により柱上トランス１０８下の電力系統に接続された需要家の上記各電力量データを受信し、受信した需要家毎の上記電力量は電力量データベース１０４２に保存される。

図３は、前記電力量データベース１０４２に保存されるデータのテーブルを示す。テーブルには各需要家を識別する需要家ＩＤ、買電電力量、売電電力量、発電抑制電力量が蓄積保存される。図３に示すテーブルでは、月毎に電力量が蓄積される例を示しており、需要家が５件存在して、２００９年８月と２００９年９月に計測されたデータが蓄積されている。

調整電力量計算手段１０４１では電力量データベース１０４２の蓄積データを参照して所定のアルゴリズムにより調整売電力量を算出する。調整売電力量は電力量送信手段１０４３によって、通信ネットワーク１０７を経由して電力データ集計センタ１０５に設置された集計サーバ１０５１に送信される。集計サーバで集計された電力量に基づき、後日電力料金が計算され、各需要家に対して請求されることになる。

図４は、調整売電電力量の計算手順の一例を示す図である。まず、計算対象月の全需要家の売電電力量の合計値ΣＰｓ、および発電抑制電力量の合計値ΣＰｒを計算する（ステップ４００１）。

図４の例では、２００９年８月の売電電力量の合計値ΣＰｓ０８＝９００ｋｗｈ、発電抑制電力量の合計値ΣＰｒ０８＝５００ｋｗｈであり、２００９年９月の売電電力量の合計値ΣＰｓ０９＝５５０ｋｗｈ、発電抑制電力量の合計値ΣＰｒ０９＝３５０ｋｗｈである。

次に計算対象月の全体発電抑制率の計算をおこなう（ステップ４００２）。

全体発電抑制率はステップ４００１で計算した合計値を用いて算出することができる。すなわち発電抑制電力量の合計値を売電電力量の合計値と発電抑制電力量の合計値の和で除算した値であり、当該中継局で管理される全需要家で、売電可能であった発電余力のうち、発電抑制された電力の割合である。

図４の例では、２００９年８月の全体発電抑制率は、約０．３５（５００／１４００）であり、２００９年９月の全体発電抑制率は、約０．３９（３５０／９００）である。

次に計算対象月における、需要家毎の最大売電可能電力量の計算を行う（ステップ４００３）。最大売電可能電力量は、発電抑制電力を売電することができたケースと考えることとし、したがって当該需要家の売電電力量と発電抑制電力量の合計である。

次に計算対象月における、需要家毎の調整売電電力量の計算を行う（ステップ４００４）。調整売電電力量は、ステップ４００２で計算した全体発電抑制率で各需要家が発電抑制した場合に売電可能であった電力量である。したがって、ステップ４００３で計算した、各需要家の最大売電可能電力量から、全体発電抑制率分の電力を差し引いた値が、調整売電電力量となる。

図４の例で各需要家の調整売電電力量を計算すると、図３の調整売電電力量の列に示す数値となる。

このように売電電力量を調整し、その調整売電電力を電力データ集計センタに送信することで、ある電力データ中継局で管理される各需要家の間では、最大売電可能電力量に対する発電抑制電力量の割合を等しくすることができる。

なお本実施例形態では、電力データ中継局内で調整売電電力を計算しているが、電力データ集計センタ内で調整売電電力の計算を実施することも可能である。その場合は、売電電力量と発電抑制電力量を電力データ集計センタ側に送信する必要がある。

また、本実施例形態では、通信ネットワーク１０６と通信ネットワーク１０７は異なるネットワークの構成になっているが、共通の通信ネットワークによって構成することも可能である。

また、本実施例形態では、同一の柱上トランス下に設置された需要家について発電抑制率を計算しているが、計算対象の需要家は、必ずしも同一柱上トランス下の需要家に限定されるものではない。たとえば同一変電所下の需要家であってもよいし、電力系統によらず特定の地域に存在する需要家について、同様の売電電力調整を行っても良い。

図５は、電力変換手段１０１２において、発電抑制電力を計算する例を説明する図である。電力変換手段１０１２は、直流電力を交流電力に変換するインバータ回路５００２、インバータ回路５００２の出力を制御する出力制御手段５００１、インバータ回路から出力される交流電力を計測する出力計測手段５００３、太陽光の日射量を計測する日射センサ５００１、日射量に対する太陽光出力を記録した日射−太陽光データベース５００５、日射量から予想される太陽光発電出力を推定する日射−出力推定手段５００６、前記出力計測手段５００３で計測される出力と前記日射−出力推定手段５００６で推定される出力を比較して差分を出力する出力比較手段５００７を備える。

電圧監視手段１０１４より、抑制が必要な電圧まで電圧が上昇したことが計測されると、出力制御手段５００１がインバータ回路５００２に対して出力抑制制御を行う。通常インバータ回路５００２は最大電力追従制御により、出力電力が最大となる動作電圧で動作しているが、出力制御手段５００１によってその動作電圧を変化させることにより抑制された電力を出力することが可能である。

太陽電池は、図６に示すような電力Ｐ−電圧Ｖの特性を持つことが知られている。最大電力追従制御では図中の出力電力Ｐｍａｘを出力するように動作電圧を変化させるように動作している。このため、電力出力Ｐｒまで出力抑制しようとすれば、動作電圧をＶｒまで下げる処理を行ことになる。したがって、出力制御手段５００１により出力を下げる制御があった場合、動作電圧を下げる方向に制御を行う。その結果、太陽光発電システムの発電出力が下がり、系統の電圧が下がる。電圧監視手段１０１４により電圧上昇抑制が不要な電圧が計測されると、出力制御手段５００１は出力を下げる制御を停止する。このため、インバータ回路５００２は最大電力追従制御を再開し、一般的には動作電圧を上げる制御を行う。

日射センサ５００４は太陽電池パネル１０１１の近傍に設置され、需要家点における日射量を測定する。

ところで、図６に示した電力Ｐ−電圧Ｖ特性は、太陽電池パネルが受ける日射強度によってピークが変化する。ある日射量の場合にカーブ６００１の特性であったとして、さらに日射強度が増すと図中破線で表されるようなカーブ６００２となり、図中Ｖ’ｐｍａｘにおいて最大出力Ｐ‘ｍａｘを出力するような特性となる。

日射−出力データベース５００５は、日射量に対する太陽光発電システムの最大出力をデータベース化したもので、日射―出力推定手段５００６は、日射センサ５００４の計測値に対する最大出力電力を日射―出力データベース５００５を参照して推定する。

出力比較手段５００７では、日射―出力推定手段５００６で推定した最大出力電力から、出力計測手段５００３で測定された実際のインバータ出力を減算することで、出力抑制された電力の推定を行う。推定結果は、出力抑制電力値として発電抑制電力量計測手段１０１５に出力される。

図７は、日射−出力データベースのテーブル構成例を示す図である。図７に示すように、日射量に対する最大発電電力量が示されており、このデータベースを参照することで日射計測時点での最大発電電力を推定することができる。

図８は、発電抑制電力を算出処理する他の例を説明する図である。電力変換手段１０１２’は負荷量をゼロ乃至無限大に変化させることが可能な可変負荷手段８００２、前記可変負荷手段８００２に対して負荷の増減を制御することが可能な出力制御手段８００１、可変負荷手段８００２の入力側と出力側の電力を計測し両者の出力差を算出する出力比較手段５００７を備える。

電圧監視手段１０１４より、電圧上昇抑制が必要な電圧が計測されると、出力制御手段８００１は可変負荷手段８００２の負荷を増加させる方向に制御する。

出力比較手段５００７は、可変負荷手段８００２の入力と出力を比較することにより、抑制された電力値を出力することができる。出力側では負荷によって消費された分だけ電力が減少しているので、入力側で計測される電力から、出力側で計測される電力を減算した差分を抑制電力とすることができる。

この例によれば、インバータ回路は常に最大電力追従制御を行うだけでよいため、既存のインバータ回路を採用すること可能であり、システム構成を簡単にすることができる。また、可変負荷手段８００２の代わりに電力を貯蔵する蓄電池充電手段を採用してもよい。

図９は、発電抑制電力を算出処理するさらに他の例を説明する図である。電力変換手段１０１２”は、蓄電池９００３、蓄電池に対して電力を充電もしくは放電させる制御を行う蓄電池充放電制御手段９００２、蓄電池充放電制御手段９００２に対して充放電の制御を指示する出力制御手段９００１、蓄電池に対して充放電される電力を計測する充放電電力計測手段９００４を備える。

電圧監視手段１０１４より、電圧上昇抑制が必要な電圧が計測されると、出力制御手段９００１は蓄電池充放電制御手段９００２に対して充電の指示を出す。また、電圧監視手段１０１４で電圧上昇抑制が必要のない電圧が計測された場合は、出力制御手段９００１は蓄電池充放電制御手段９００２に対して放電の指示を出す。

蓄電池充放電制御手段９００２は、充電指示に対して、太陽電池パネル１０１１の直流電力の一部電力を蓄電池９００３の充電に使用し、放電の指示に対しては、蓄電池９００３から電力を放電し太陽電池パネル１０１１の出力に加えてインバータ回路に出力する処理を行う。

蓄電池充放電電力計測手段９００４は蓄電池９００３の充放電電力を計測し、抑制電力値として出力する。なお蓄電池放電の場合はマイナスの抑制電力として扱う。これにより過去に抑制した電力を蓄電池に充電しておき、放電可能な際に放電して利用することが可能となる。

さらに、蓄電池充放電制御手段９００２は、太陽電池パネル１０１１の直流出力の所定の割合の電力を充電に使用するように処理を行う。本処理を図１０で説明する。

図１０は、蓄電池充放電制御手段９００２のインバータ回路側出力を示す図である。

図中１０００１はある日射量における太陽電池パネル１０１１の出力電力Ｐ−電圧Ｖ特性である。図に示すように蓄電池充放電制御手段９００２は、４段階の充電レベルを有している。すなわち、０％充電の場合は、太陽電池パネル１０１１の出力電力をそのままインバータ回路に出力するため、出力は１０００１となる。

２５％充電の場合は、２５％出力抑制された１０００２の特性の電力を出力する。特性曲線１０００１との差分は充電に回される電力であり、言い換えれば出力抑制電力に相当する。

同様に５０％充電の場合は１０００３、７５％充電の場合は１０００４、１００％充電の場合は１０００５の特性を出力する。

放電処理の場合は、たとえば太陽電池パネルと同じ最大出力が可能な蓄電池が接続されている場合、図１１に示すような５段階の放電レベルを設定することが可能である。１１００１が放電０％レベルの特性であり、１１００２が２５％放電により蓄電池放電が無い場合の１２５％出力が可能なレベル、以下、５０％放電により１５０％出力可能な１１００３、７５％放電により１７５％出力可能な１１００４、１００％放電により２００％出力可能な１１００５となる。

出力制御手段９００１より充電指示が来るたびにより多くの電力が充電されるように充電レベルを上げる処理を行い、逆に放電指示が来るたびにより多くの電力を放電するように放電レベルを上げる処理を行う。

ただし、蓄電池容量一杯に充電されている場合は、それ以上充電できないため０％充電となり、逆に蓄電池の充電量が少なくそれ以上放電できない場合は、０％放電となる。

この例では、充放電のレベルを出力の２５％刻みとして、充電４段階、放電４段階のレベルを有しているが、刻み幅はもっと細分化しても良い。

このように、蓄電池充放電制御手段９００２は太陽電池パネル出力に対する所定の割合の電力を充放電することにより、充放電制御前後で電力Ｐ−電圧Ｖの特性における最大電力を得られる電圧が変化せず、インバータ回路の最大電力追従制御には影響を及ぼさずない。

なお、この例で使用した蓄電池の代わりに高速な充放電が可能なキャパシタを利用しても良い。

また、この例で説明した発電抑制電力を算出処理する手法は、図８で説明した可変負荷手段を用いた算出処理と組合せて実施することも可能である。すなわち、蓄電池充放電電力計測手段９００４が計測した蓄電池の充放電による抑制電力値と、図８で説明した出力比較手段５００７が計測した可変負荷手段による抑制電力値の合計値を出力することで実施可能である。

図１２は、発電抑制電力を吸収する装置として蓄電池と可変負荷手段を用いた電力変換手段１２０００の例を示す図である。

電力変換手段１２０００は、現在の充放電余力を出力制御手段１２００１に通知する機能を備えた蓄電池充放電制御手段１２００３、現在の負荷状態を出力制御手段１２００１に通知する機能を備えた可変負荷手段１２００４、蓄電池充放電制御手段１２００３と可変負荷手段１２００４に対して出力制御指示を行う出力制御手段１２００１、出力比較手段５００７と蓄電池充放電電力計測手段９００４から出力される抑制電力値を加算する抑制電力計算手段１２００２を備える。

電圧監視手段１０１４により電圧が計測されると、出力制御手段１２００１は蓄電池充放電制御手段１２００３に対して現在の充放電余力を問い合わせ、可変負荷手段１２００４に対して現在の負荷状態を問い合わせる。

なお、充放電余力とは、現在の充電レベルもしくは放電レベルをより上げることが可能かどうかを示す情報であり、図１０の充電レベルではすでに１００％充電レベルで動作している場合、もしくは蓄電池が満充電状態でそれ以上充電できないため０％充電レベルで動作している場合は、充電余力無し、図１１の放電レベルでは、すでに１００％放電レベルで動作している場合、もしくは蓄電池が放電状態でそれ以上放電できないため０％放電レベルで動作している場合は、放電余力無しとなる。負荷状態とは、可変負荷手段１２００４の現在の負荷の量を示す情報である。

計測電圧が出力抑制すべき値である場合には、蓄電池充放電制御手段１２００３により充電レベルを増やす方向に充電制御を行う。その際にもし蓄電池充放電制御手段１２００３の充電余力が無い場合は、充電制御は行わずに可変負荷手段１２００４に対して負荷を増加させる制御を行う。

計測電圧が出力抑制すべき値ではない場合は、可変負荷手段１２００４の負荷を減少させる方向に制御を行い、可変負荷手段１２００４の負荷状態が無負荷状態である場合には、蓄電池充放電制御手段１２００３の放電レベルを増やす方向に放電制御を行う。ただし、その際に放電余力が無い場合には現状維持となるのは言うまでもない。

このように本実施形態の電力変換手段１２０００によれば、蓄電池充放電および可変負荷を利用して発電抑制効果を得ることができる。

図１３は、第２の実施形態に係る太陽光発電システム説明する図である。第一の実施形態との相違点は、需要家１（１０１’）において、売電電力量計測手段１０１７の売電電力量、発電抑制電力量計測手段１０１５で計測される発電抑制電力量を入力し、売電電力量を調整する売電電力量調整手段１０２０、買電電力量と前記の調整買電電力量を入力し、通信ネットワーク１０６を介して電力データ中継局１０４’に送信する電力量データ通信手段１０１９’、柱上トランスを通過する電力量を計測し通信ネットワーク１０６を介して電力データ中継局１０４’に電力量を送信する電力量計測手段１１０を備えた点である。

本実施形態の売電電力調整手段１０２０では、発電抑制電力量と売電電力量を加算した電力量を一次調整売電電力量として電力データ中継局１０４’に送信する。

電力データ中継局１０４’では、柱上トランス１０８下の電力系統に接続された需要家の上記電力量データと、各柱上トランスの通過電力量が、電力量データ受信手段１０４４’によって受信され、電力量データベース１０４２’に需要家毎の上記電力量が保存される。

図１４は、電力量データベース１０４２’の需要家データのテーブルを示す図である。各需要家を識別する需要家ＩＤ、買電電力量、一次調整売電電力量、計測日時が蓄積保存される。図１４に示すテーブルでは、月毎に電力量が蓄積される例を示しており、需要家が５件存在して、２００９年８月と２００９年９月に計測されたデータが蓄積されている。

図１５は、柱上トランスの通過電力量データのテーブルを示す図である。このテーブルには、柱上トランスを識別する柱上トランスＩＤ、計測日時、電力量が蓄積保存される。図１５に示すテーブルでは、柱上トランスが３台存在して、２００９年８月と２００９年９月に計測された電力データが蓄積されている。

調整電力量計算手段１０４１’は、電力量データベース１０４２’の蓄積データを参照して所定のアルゴリズムにより最終調整売電力量を算出する。最終調整電力量は電力量送信手段１０４３’によって、通信ネットワーク１０７を経由して電力データ集計センタ１０５に設置された集計サーバ１０５１に送信される。集計サーバは、集計された電力量に基づき、後日電力料金が計算され、各需要家に対して請求されることになる。

図１６は、最終調整売電電力量の計算手順の一例を示す図である。まず計算対象月の全需要家の一次調整売電電力量の合計値ΣＰｓ１、および売電電力量の合計値ΣＰｂの計算を行う。（ステップ１６００１）
図１６の例では、２００９年８月の一次調整売電電力量の合計値ΣＰｓ１０８＝１４００ｋｗｈ、売電電力量の合計値ΣＰｂ０８＝１３００ｋｗｈであり、２００９年９月の一次調整売電電力量の合計値ΣＰｓ１０９＝９００ｋｗｈ、売電電力量の合計値ΣＰｂ０９＝１２００ｋｗｈである。

次に計算対象月の全体発電抑制電力量の計算をおこなう（ステップ１６００２）。

全体発電抑制電力量Ｐｒは、トランス通過電力量と、ステップ１６００１で計算した合計値を用いて算出することができる。すなわち、トランス通過電力量Ｐｔに、一次調整売電電力量の合計値ΣＰｓ１から売電電力量の合計値ΣＰｂを減算した値を加算することにより得ることができる。

図１４の例では、２００９年８月の全体発電抑制電力量Ｐｒ０８＝５００ｋｗｈ、２００９年９月の全体発電抑制電力量Ｐｒ０９＝３５０ｋｗｈである。

次に計算対象月の全体発電抑制率の計算をおこなう（ステップ１６００３）。全体発電抑制率は、一次調整売電電力量の合計値ΣＰｓ１に対するステップ１６００２で算出した全体発電抑制電力量Ｐｒの割合に相当する。図１４の例では、２００９年８月の全体発電抑制率は、約約０．３５（５００／１４００）であり、２００９年９月の全体発電抑制率は、約０．３９（３５０／９００）となる。

次に計算対象月における、需要家毎の調整売電電力量の計算を行う（ステップ１６００４）。調整売電電力量は、各需要家の一次調整売電電力量をステップ１６００３で計算した全体発電抑制率分削減した電力量である。

したがって、図１４の例で各需要家の調整売電電力量を計算すると、図１４の調整売電電力量の列に示す数値となる。これは図４の結果と一致する。

このように、本実施形態によれば、需要家側で、売電電力量、抑制電力量を加算した売電電力量（一次調整売電力量）、およびトランス通過電力から調整売電電力量を計算することが可能であるため、各需要家から中継局に通信するデータ量を削減することができるメリットがある。

以上説明したように、本発明の実施形態によれば、各太陽光発電装置からの逆潮流電力量に加えて抑制電力量を把握することができる。このため、本来なら発電できたにもかかわらず、系統安定化のために出力を抑制した電力量、すなわち売電機会損失量を把握することができ、これを系統安定化への貢献度とすることができる。

また、各太陽光発電装置全体の売電機会損失量と、個々の太陽光発電装置の売電機会損失の差分を埋め合わせるように抑制電力量を修正することで、売電機会損失の公平な配分が可能となる。

また、データ通信手段は、逆潮流電力量と、抑制電力量に所定の係数を積算した値との合計を計算する手段を備え、上記合計値のみをシステム管理装置に送信し、システム管理装置は上記合計値を逆潮流電力量として処理する。これにより、系統安定化に貢献するために発電を抑制した電力を売電電力量として加算することができるため、発電を抑制した電力量を系統安定化に貢献した電力量として評価することができる。

なお、以上の例では、商用電源に接続する電源として太陽光発電システムを用いる例について説明したが、他の自然エネルギ発電システム、例えば風力発電システム、潮力発電システムを用いることができる。

１０１〜１０３ 需要家
１０４ 電力データ中継局
１０５ 電力データ集計センタ
１０６ 通信ネットワーク
１０７ 通信ネットワーク
１０８ 柱上トランス
１０９ 商用電力系統

Claims (11)

1. 太陽電池パネルからの直流出力を交流出力に変換して電力系統に給電する電力変換装置と、
   該電力変換装置の出力電圧を監視し、通常は前記電力変換器が最大出力を発生するように最大電力追従制御し、前記出力電圧が所定値以上に上昇したとき前記電力変換器出力を抑制するように出力抑制制御する制御装置と、
   前記電力変換装置からの売電電力量、前記電力系統からの買電電力量、および前記出力を抑制した場合における発電抑制電力量を計測する計測器とを備えた複数の需要家と、
   該複数の需要家と通信回線を介して接続された調整電力量計算手段を備え、
   該調整電力量計算手段は、複数の需要家の負担が均等となるような発電抑制量を実際の発電抑制量とは別個に計算しこの計算結果をもとに各需要家の売電電力量を計算することを特徴とする太陽光発電システム。
2. 請求項１記載の太陽光発電システムにおいて、
   前記発電抑制量は、最大発電電力と実際の出力値との差として計算することを特徴とする太陽光発電システム。
3. 請求項２に記載の太陽光発電システムにおいて、
   前記最大電力および実際の出力値は、所定期間における積分値として計算することを特徴とする太陽光発電システム。
4. 請求項１記載の太陽光発電システムにおいて、
   前記発電抑制量のデータを前記調整電力量計算手段に送信する送信手段を備えたことを特徴とする太陽光発電システム。
5. 請求項１記載の太陽光発電システムにおいて、
   日射センサと、日射量に対して出力抑制しない場合における発電電力を格納したメモリを備え、前記出力抑制しない場合の出力可能な電力を、日射センサの計測値から推定することを特徴とする太陽光発電システム。
6. 請求項１乃至請求項５に記載の太陽光発電システムにおいて、発電出力抑制手段として、制御可能な可変負荷を備え、前記可変負荷によって発電電力を消費し、抑制した発電電力を出力することを特徴とする太陽光発電システム。
7. 請求項１乃至請求項５に記載の太陽光発電システムにおいて、発電出力抑制手段として、充放電可能な蓄電池を備え、前記蓄電池への充電によって発電電力を消費し、抑制した発電電力を出力することを特徴とする太陽光発電システム。
8. 請求項７に記載の太陽光発電システムにおいて、発電出力を抑制する必要が無い場合は、前記蓄電池から放電することによって発電電力を嵩上げすることを特徴とする太陽光発電システム。
9. 請求項７および請求項８に記載の太陽光発電システムにおいて、太陽電池パネルの出力直流電力によって蓄電池の充電を行うことを特徴とする太陽光発電システム。
10. 請求項７および請求項９に記載の太陽光発電システムにおいて、太陽電池パネルの出力直流電力に蓄電池の放電を加算することを特徴とする太陽光発電システム。
11. 自然エネルギを利用した発電システムからの出力を商用交流出力に変換して電力系統に給電する電力変換装置と、
    該電力変換装置の出力電圧を監視し、通常は前記電力変換器が最大出力を発生するように最大電力追従制御し、前記出力電圧が所定値以上に上昇したとき前記電力変換器出力を抑制するように出力抑制制御する制御装置と、
    前記電力変換装置からの売電電力量、前記電力系統からの買電電力量、および前記出力を抑制した場合における発電抑制電力量を計測する計測器とを備えた複数の需要家と、
    該複数の需要家と通信回線を介して接続された調整電力量計算手段を備え、
    該調整電力量計算手段は、複数の需要家の負担が均等となるような発電抑制量を実際の発電抑制量とは別個に計算しこの計算結果をもとに各需要家の売電電力量を計算することを特徴とする自然エネルギを用いた発電システム。

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