JP2015167461A - 太陽光発電システムの制御方法 - Google Patents
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Abstract
【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
Description
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。
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。
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。
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)。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
以下、本発明の実施の形態について、詳細に説明する。
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。
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。
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。
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。
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。
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。
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)。
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。
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。
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。
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
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
Claims (5)
- 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。 - 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。
- 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。
- 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。
- 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。
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