JP6419977B2

JP6419977B2 - 電圧変動抑制装置及び方法

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Inventors: 門田　行生; 行生門田; 渡邊　裕治; 裕治渡邊
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Description

本発明の実施形態は、電圧変動抑制装置及び方法に関する。

近年、一般家庭等への太陽光発電設備が普及してきており、太陽光発電設備の設置数が増加すると、配電系統（商用系統）の電圧上昇や周波数異常等の問題が生じる虞がある。

このため小容量の蓄電装置を配電系統と需要家との間に分散配置し、太陽光発電設備の余剰電力を蓄電池で吸収することで配電系統の電圧や周波数を適正値に維持するシステムが提案されている。

より具体的には、例えば、配電系統の基本波の非整数倍次数の注入電流を当該配電系統に注入する電流注入部と、電圧上昇抑制装置と配電系統の連系点における注入次数の電圧および電流を用いて、連系点から見た配電系統の基本波成分の抵抗（ｒ_１）、リアクタンス（ｘ_１）および抵抗ｒ_１のリアクタンスｘ_１に対する比率α_１（＝ｒ_１／ｘ_１）を演算する比例演算部を備え、比率α_１から無効電力指令値を生成する方式が提案されている。

特開２０１２−２００１１１号公報特開２０１５−０６１３３１号公報特開平１１−０８９２４４号公報特開平１１−３１８０３２号公報特開２０００−３０８３４９号公報特開２００１−０４５６６３号公報特開２００１−１９７６６８号公報特開２００２−３３５６３６号公報特開２００４−３３６８８８号公報特開２００６−２４６６９９号公報特開２００６−２４６７００号公報特開２００７−１０４８９９号公報特開２００７−１５１３９２号公報特開２０１０−０１７０７９号公報特開２０１４−０５７３９３号公報特開２０１２−２５４０１８号公報特開２００６−０６７７６０号公報特開平０９−２０１０７２号公報特許第５６３３８７１号公報

しかし、従来の方式は、配電系統のインピーダンスを予め計測して、その計測した抵抗とリアクタンスの値を、有効電力制御および無効電力制御に使用するため、インピーダンス計測用の機器が別途必要となり、配電系統の構成が変更になった際には再びインピーダンス測定が必要になる等の問題点があった。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、配電系統のインピーダンスを計測することなく、実際に運用されている配電系統に適合させて適切に有効電力と無効電力を制御して配電系統の電圧変動を抑制可能な電圧変動抑制装置及び方法を提供することを目的としている。

実施形態の電圧変動抑制装置は、商用電力系統である第１の電力系統と、発電装置を備え、前記第１の電力系統と系統連系を行う第２の電力系統と、の間で連系電力の入出力を行うに際し、前記第１の電力系統の電圧変動を抑制するに際し、制御部の電圧許容範囲演算部は、第１の電力系統の電圧が所定の電圧許容上限値と所定の電圧許容下限値の範囲にあるか否かを判別し、制御部は、当該電圧変動抑制装置が出力する有効電力と無効電力の比率を、前記第１の電力系統と前記第２の電力系統との間で流れる電力の有効電力と無効電力の比率と同一となるように制御するとともに、第１の電力系統の電圧が所定の電圧許容上限値と所定の電圧許容下限値の範囲外となる場合に当該電圧変動抑制装置が出力する有効電力と無効電力の比率を、第１の電力系統と前記第２の電力系統との間で流れる電力の有効電力と無効電力の比率と同一となるように制御する。

図１は、第１実施形態の電圧変動抑制装置を備えた配電システムの概要構成図である。図２は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。図３は、セルモジュール、ＣＭＵ及びＢＭＵの詳細構成説明図である。図４は、蓄電池制御コントローラの機能ブロック図である。図５は、電力変換装置と配電系統との接続点を基準とした電力の流れを説明する図である。図６は、電力のベクトル図である。図７は、接続点Ｘを基準とした電力の具体的なベクトル図である。図８は、電力変換装置の出力する有効電力と無効電力の比率が自然エネルギー発電装置および負荷への有効電力と無効電力の比率と同一にならなかった場合の接続点Ｘを基準とした電力のベクトル図である。図９は、第２実施形態の説明図である。

次に図面を参照して実施形態について説明する。
［１］第１実施形態
図１は、第１実施形態の電圧変動抑制装置を備えた配電システムの概要構成図である。

配電システム１００は、大別すると、発電所、変電所等を含む商用系統（第１の電力系統）としての交流電源１０１と、交流電源より供給される交流電力を配電するための配電系統１０２と、太陽光発電装置等の自然エネルギー発電装置を備え、商用系統としての交流電源１０１と系統連系を行う第２の電力系統としての需要家システム１０３と、連系電力の入出力に際し、配電系統１０２における電圧変動を抑制するための電圧変動抑制装置１０４と、を備えている。
上記構成において、配電系統１０２は、抵抗１２１及びリアクタンス１２２で表すことができる。
また、需要家システム１０３は、各需要家に分散配置された複数の自然エネルギー発電装置（分散電源）１３１と、複数の負荷１３２と、を備えている。

また、電圧変動抑制装置１０４は、大別すると、蓄電池システム３と、蓄電池システム３の制御を行う蓄電池制御コントローラ５と、を備えている。
ここで、蓄電池制御コントローラ５には、交流電圧検出器１４１、第１交流電流検出器１４２及び第２交流電流検出器１４３が接続されている。

そして、蓄電池制御コントローラ５は、自然エネルギー発電装置１３１全体の発電電力を検出し、この発電電力が配電系統１０２へ及ぼす影響を緩和するために、蓄電池システム３を制御するために、変動抑制量を算出し、蓄電池システム３に対する充放電指令を出力している。

図２は、実施形態の蓄電池システムの概要構成ブロック図である。
蓄電池システム３は、大別すると、電力を蓄える蓄電池装置１１と、蓄電池装置１１から供給された直流電力を所望の電力品質を有する交流電力に変換して負荷１３２に供給する電力変換装置（ＰＣＳ：Power Conditioning System）１２と、を備えている。

蓄電池装置１１は、大別すると、複数の電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎ（Ｎは自然数）と、電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎが接続された電池端子盤２２と、を備えている。
電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎは、互いに並列に接続された複数の電池盤２３−１〜２３−Ｍ（Ｍは自然数）と、ゲートウェイ装置２４と、後述のＢＭＵ（Battery Management Unit：電池管理装置）及びＣＭＵ（Cell Monitoring Unit：セル監視装置）に動作用の直流電源を供給する直流電源装置２５と、を備えている。

ここで、電池盤２３−１〜２３−Ｍの構成について説明する。
電池盤２３−１〜２３−Ｍは、それぞれ、高電位側電源供給ライン（高電位側電源供給線）ＬＨ及び低電位側電源供給ライン（低電位側電源供給線）ＬＬを介して、出力電源ライン（出力電源線；母線）ＬＨＯ、ＬＬＯに接続され、主回路である電力変換装置１２に電力を供給している。

電池盤２３−１〜２３−Ｍは、同一構成であるので、電池盤２３−１を例として説明する。
電池盤２３−１は、大別すると、複数（図２では、２４個）のセルモジュール３１−１〜３１−２４と、セルモジュール３１−１〜３１−２４にそれぞれ設けられた複数（図２では、２４個）のＣＭＵ３２−１〜３２−２４と、セルモジュール３１−１２とセルモジュール３１−１３との間に設けられたサービスディスコネクト３３と、電流センサ３４と、コンタクタ３５と、を備え、複数のセルモジュール３１−１〜３１−２４、サービスディスコネクト３３、電流センサ３４及びコンタクタ３５は、直列に接続されている。

ここで、セルモジュール３１−１〜３１−２４は、電池セルを複数、直並列に接続されて組電池を構成している。そして、複数の直列接続されたセルモジュール３１−１〜３１−２４で組電池群を構成している。

さらに電池盤２３−１は、ＢＭＵ３６を備え、各ＣＭＵ３２−１〜３２−２４の通信ライン、電流センサ３４の出力ラインは、ＢＭＵ３６に接続されている。
ＢＭＵ３６は、ゲートウェイ装置２４の制御下で、電池盤２３−１全体を制御し、各ＣＭＵ３２−１〜３２−２４との通信結果（後述する電圧データ及び温度データ）及び電流センサ３４の検出結果に基づいてコンタクタ３５の開閉制御を行う。

次に電池端子盤２２の構成について説明する。
電池端子盤２２は、電池盤ユニット２１−１〜２１−Ｎに対応させて設けられた複数の盤遮断器４１−１〜４１−Ｎと、蓄電池装置１１全体を制御するマイクロコンピュータとして構成されたマスタ（Master）装置４２と、を備えている。

マスタ装置４２には、電力変換装置１２との間に、電力変換装置１２のＵＰＳ（Uninterruptible Power System）１２Ａを介して供給される制御電源線５１と、イーサネット（登録商標）として構成され、制御データのやりとりを行う制御通信線５２と、が接続されている。

ここで、セルモジュール３１−１〜３１−２４、ＣＭＵ３２−１〜３２−２４およびＢＭＵ３６の詳細構成について説明する。

図３は、セルモジュール、ＣＭＵ及びＢＭＵの詳細構成説明図である。
セルモジュール３１−１〜３１−２４は、それぞれ、直列接続された複数（図２では、１０１個）の電池セル６１−１〜６１−１０を備えている。

ＣＭＵ３２−１〜３２−２４は、対応するセルモジュール３１−１〜３１−２４を構成している電池セル６１−１〜６１−１０の電流、電圧及び所定箇所の温度を測定するための電流電圧温度計測ＩＣ（ＡＦＥ−ＩＣ：Analog Front End IC）６２と、それぞれが対応するＣＭＵ３２−１〜３２−２４全体の制御を行うＭＰＵ６３と、ＢＭＵ３６との間でＣＡＮ通信を行うためのＣＡＮ（Controller Area Network）規格に則った通信コントローラ６４と、セル毎の電圧に相当する電圧データ及び温度データを格納するメモリ６５と、を備えている。

以下の説明において、セルモジュール３１−１〜３１−２４のそれぞれと、対応するＣＭＵ３２−１〜３２−２４と、を合わせた構成については、電池モジュール３７−１〜３７−２４と呼ぶものとする。例えば、セルモジュール３１−１と対応するＣＭＵ３２−１を合わせた構成を電池モジュール３７−１と呼ぶものとする。

また、ＢＭＵ３６は、ＢＭＵ３６全体を制御するＭＰＵ７１と、ＣＭＵ３２−１〜３２−２４との間でＣＡＮ通信を行うためのＣＡＮ規格に則った通信コントローラ７２と、ＣＭＵ３２−１〜３２−２４から送信された電圧データ及び温度データを格納するメモリ７３と、を備えている。

図４は、蓄電池制御コントローラの機能ブロック図である。
蓄電池制御コントローラ５は、大別すると、ＰＬＬ部１５１と、第１ＤＱ変換部１５２と、第２ＤＱ変換部１５３と、第３ＤＱ変換部１５４と、第１乗算器１５５と、第２乗算器１５６と、第３乗算器１５７と、第４乗算器１５８と、第１減算器１５９と、第２減算器１６０と、第１ＰＩ（比例積分）制御部１６１と、第２ＰＩ制御部１６２と、ＤＱ逆変換部１６３と、制御信号生成部１６４と、を備えている。

上記構成において、ＰＬＬ部１５１は、交流電圧検出器１４１が検出した電圧信号から位相信号を演算し、第１ＤＱ変換部１５２、第２ＤＱ変換部１５３、第３ＤＱ変換部１５４及びＤＱ逆変換部１６３に出力する。
第１ＤＱ変換部１５２は、交流電圧検出器１４１が検出した交流電圧信号（＝交流電圧情報）とＰＬＬ部１５１が出力した位相信号に基づいて交流電圧情報を直流の有効電圧情報と無効電圧情報へと変換する。

第２ＤＱ変換部１５３は、第１交流電流検出器１４２が検出した交流電流信号（＝第１交流電流情報）とＰＬＬ部１５１が出力した位相信号に基づいて第１交流電流情報を直流の第１有効電流情報と第１無効電流情報へと変換する。

第３ＤＱ変換部１５４は、第２交流電流検出器１４３が検出した交流電流信号（＝第２交流電流情報）とＰＬＬ部１５１が出力した位相信号に基づいて配電系統１０２の交流電流情報である第２交流電流情報を直流の第２有効電流情報と第２無効電流情報へと変換する。

第１乗算器１５５は、第１ＤＱ変換部１５２が出力した有効電圧情報と第２ＤＱ変換部１５３が出力した第１有効電流情報を乗じて、第１有効電力情報を出力する。
第２乗算器１５６は、第１ＤＱ変換部１５２が出力した無効電圧情報と第２ＤＱ変換部１５３が出力した第１無効電流情報を乗じて、第１無効電力情報を出力する。

第３乗算器１５７は、第１ＤＱ変換部１５２が出力した有効電圧情報と第３ＤＱ変換部１５４が出力した第２有効電流情報を乗じて、第２有効電力情報を出力する。
第４乗算器１５８は、第１ＤＱ変換部１５２が出力した無効電圧情報と第３ＤＱ変換部１５４が出力した第２無効電流情報を乗算し、第２無効電力情報を出力する。

第１減算器１５９は、第３乗算器１５７が出力した第２有効電力情報から、第１乗算器１５５が出力した第１有効電力情報を引いて差分有効電力情報を出力する。
第２減算器１６０は、第４乗算器１５８が出力した第２無効電力情報から、第２乗算器１５６が出力した第１無効電力情報を引いて差分無効電力情報を出力する。

第１ＰＩ制御部１６１は、第１減算器１５９の出力である差分有効電力情報を入力信号として、その差分が小さくなるように第１比例値および第１積分値を制御し、出力する。
第２ＰＩ制御部１６２は、第２減算器１６０の出力である差分無効電力情報を入力信号として、その差分が小さくなるように第２比例値および第２積分値を制御し、出力する。

ＤＱ逆変換部１６３は、第１ＰＩ制御部１６１の出力信号と第２ＰＩ制御部１６２の出力信号とＰＬＬ部１５１の出力した位相信号に基づいて、電力変換装置１２を制御する交流制御信号ＣＤを生成し、制御信号生成部１６４に出力する。
制御信号生成部１６４は、入力された交流制御信号ＣＤに基づいてＰＷＭ信号を生成し、半導体素子を駆動する駆動信号ＤＲＶとして電力変換装置１２に出力する。

上記構成において、自然エネルギー発電装置１３１の発電電力が負荷１３２の消費電力よりも大きければ潮流が自然エネルギー発電装置１３１から交流電源１０１へと流れて、配電系統１０２の抵抗１２１とリアクタンス１２２の影響で自然エネルギー発電装置１３１の端子電圧は交流電源１０１の電圧よりも上昇する。

逆に自然エネルギー発電装置１３１の発電電力が負荷１３２の消費電力よりも小さければ潮流が交流電源１０１から負荷１３２へと流れて自然エネルギー発電装置１３１の端子電圧は交流電源１０１の電圧よりも下降する。

また、蓄電池装置１１は、電力変換装置１２の直流側と接続し、電力変換装置１２の交流側は配電系統１０２と接続し、電力変換装置１２で蓄電装置１１の直流電力を交流電力に変換して配電系統１０２へ放電、もしくは、配電系統１０２から充電する。

交流電圧検出器１４１は、電力変換装置１２の配電系統１０２への出力電圧を検出するものであり、理想的には配電系統１０２から電力変換装置１２へと電圧を引き込む点の電圧を検出してその電圧を制御する。しかしながら、電力変換装置１２の交流側と電圧を引き込む点の距離が近く、両者の間で電位差が発生しない場合は、電力変換装置１２の交流側電圧を検出して配電系統１０２の電圧とみなしても問題はない。

また、第１交流電流検出器１４２は、電力変換装置１２の交流電流を検出し、第２交流電流検出器１４３は、電力変換装置１２の交流側と配電系統１０２の接続点から自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２へ流れる電流を検出している。

これら交流電圧検出器１４１、第１交流電流検出器１４２および第２交流電流検出器１４３の検出信号は、蓄電池制御コントローラ５に出力され、電力変換装置１２を制御することとなる。

図５は、電力変換装置と配電系統との接続点を基準とした電力の流れを説明する図である。
以下の説明においては、交流電源１０１から接続点Ｘに流れる有効電力をＰ０、無効電力をＱ０とし、接続点Ｘから自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２に流れる有効電力をＰ１、無効電力をＱ１とし、蓄電池システム３から接続点Ｘに流れる有効電力をＰ２、無効電力をＱ２とする。

この場合において、電力変換装置１２が停止していた場合、Ｐ０＝Ｐ１，Ｑ０＝Ｑ１となる。
そして、図４に示した制御が機能すると、Ｐ２＝Ｐ１，Ｑ２＝Ｑ１とすることができ、結果として、交流電源１０１から接続点Ｘに流れる電力はＰ０＝０，Ｑ０＝０とすることができる。すなわち、配電系統１０２の構成にかかわらず、有効電力及び無効電力の制御を行えることとなるのである。

図６は、電力のベクトル図である。
上述したように、自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２への有効電力と無効電力を電力変換装置１２から出力することができれば、交流電源１０１からの出力電力はＰ０＝０，Ｑ１＝０となる。

この時、配電系統１０２の抵抗１２１やリアクタンス１２２には実効的に電流が流れていないこととなるので、配電系統１０２において、電位差は生じずに交流電源１０１の送電端電圧と接続点Ｘの電圧は同じ電圧値となる。

これにより、接続点Ｘの電圧は、交流電源１０１の電圧と同一となるので、配電系統１０２の抵抗１２１やリアクタンス１２２に影響を受けることが無く、接続点Ｘにおける電圧変動を抑制することができる。

すなわち、本第１実施形態によれば、配電系統のインピーダンスを計測することなく、実際に運用されている配電系統に適合させて適切に有効電力と無効電力を制御して配電系統の電圧変動を抑制可能となる。

ここで、第１実施形態の効果についてより具体的に説明する。
図７は、接続点Ｘを基準とした電力の具体的なベクトル図である。
図７において、破線円Ｃ１は、電力変換装置１２の定格容量を示している。（１）式で表される自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２への有効電力Ｐ１と無効電力Ｑ１のベクトル和が、（２）式で表される電力変換装置１２の出力できる定格容量の有効電力Ｐ２と無効電力Ｑ２のベクトル和よりも大きい場合、電力変換装置１２の出力する有効電力と無効電力の比率を、自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２への有効電力Ｐ１と無効電力Ｑ１の比率（＝Ｐ１／Ｑ１）と同一にする。

これにより、自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２への有効電力Ｐ１から電力変換装置１２の出力する有効電力Ｐ２を差し引いた交流電源１０１の有効電力Ｐ０と、自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２への無効電力Ｑ１から電力変換装置１２の出力する無効電力Ｑ２を差し引いた交流電源１０１の無効電力Ｑ０と、の比は、自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２への有効電力Ｐ１と無効電力Ｑ１の比率と同一となる。
この時、（３）式で表される交流電源１０１の有効電力Ｐ０と無効電力Ｑ０のベクトル和が最も小さくなる。

図８は、電力変換装置の出力する有効電力と無効電力の比率が自然エネルギー発電装置および負荷への有効電力と無効電力の比率と同一にならなかった場合の接続点Ｘを基準とした電力のベクトル図である。

図８に示すように、電力変換装置１２の出力する有効電力と無効電力の比率が自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２への有効電力Ｐ１と無効電力Ｑ１の比率と同一にならなかった場合、（４）式で表される交流電源１０１の有効電力Ｐ０と無効電力Ｑ０のベクトル和は、図７に示した交流電源１０１の有効電力Ｐ０と無効電力Ｑ０のベクトル和と比較して大きくなる。

すなわち、電力変換装置１２の出力する有効電力Ｐ２と無効電力Ｑ２の比率を自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２への有効電力Ｐ１と無効電力Ｑ１の比率と同一にすることで、（５）式で表される交流電源１０１の有効電力Ｐ０と無効電力Ｑ０のベクトル和が最も小さくなることがわかる。

したがって、第１実施形態の構成とすることにより、交流電源１０１から出力される電源電流も小さくなり、電源電流と抵抗１２１およびリアクタンス１２２の積で決定する接続点の電圧変動を最小とすることができるのである。

これにより、交流電源からの出力電力を最小化して、接続点Ｘにおける電圧変動を最小限に抑制することができる。

［２］第２実施形態
図９は、第２実施形態の説明図である。
図９において、図４と同様の部分には、同一の符号を付すものとする。
本第２実施形態が、第１実施形態と異なる点は、系統電圧が電圧許容上限と電圧許容下限の範囲にある場合に零を出力し、電圧許容上限を超えた場合に出力を比例的に増加し、電圧許容下限を下回った場合に出力が比例的に減少される電圧許容範囲演算部１７１と、電圧許容範囲演算部１７１の出力を入力信号として、その出力が小さくなるように第３比例値および第３積分値を制御し、出力する第３ＰＩ制御部１７２と、第３乗算器１５７が出力した第２有効電力情報に第３ＰＩ制御部１７２が出力した第３比例値および第３積分値を乗じて第３有効電力情報を第１減算器１５９に出力する第５乗算器１７３と、第４乗算器１５８が出力した第２無効電力情報に第３ＰＩ制御部１７２が出力した第３比例値および第３積分値を乗じて第３無効電力情報を第２減算器１６０に出力する第６乗算器１７４と、を備えた点である。

上記構成において、電圧許容範囲演算部１７１は、第１ＤＱ変換部１５２が演算した有効電圧情報が入力され、予め設定した電圧許容上限値よりも有効電圧情報の値が大きい場合は有効電圧情報の値から電圧許容上限値を引いた値を出力し、予め設定した電圧許容下限値よりも有効電圧情報の値が小さい場合は有効電圧情報の値から電圧許容下限値を引いた値を出力する。

第３ＰＩ制御部１７２は、電圧許容範囲演算部１７１の出力に基づいて第３比例値および第３積分値を制御して出力する。
第５乗算器１７３は、第３ＰＩ制御部１７２の出力である第３比例値及び第３積分値と、第３乗算器１５７の出力と、を乗じて第３有効電力情報を出力する。
また第６乗算器１７４は、第３ＰＩ制御部１７２の出力である第３比例値及び第３積分値と、第４乗算器１５８の出力と、を乗じて第３無効電力情報を出力する。

これらの新しい第３有効電流情報と第３無効電流情報とは、配電系統１０２の接続点Ｘから自然エネルギー発電装置１３１および負荷１３２に流れる有効電力と無効電力に一定の値を積算しているだけなので、有効電力指令と無効電力指令の比率は配電系統の接続点から分散電源および負荷に流れる有効電力と無効電力の比率と同一になる。

したがって、系統電圧の電圧許容上限を超えたら電圧許容上限値を維持するよう電力変換装置１２が動作し、配電系統１０２の電圧の電圧許容下限を下回ったら電圧許容下限を維持するよう電力変換装置１２が動作するようになる。

このとき電力変換装置１２の有効電力出力と無効電力出力は接続点から分散電源および負荷に流れる有効電力と無効電力の比率と同一になるため、交流電源からの出力電力も分散電源および負荷に流れる有効電力と無効電力の比率と同一になる。

従って、本第２実施形態によれば、系統電圧の電圧許容上限を超える、もしくは系統電圧の電圧許容下限を下回る場合は、接続点Ｘにおける電圧変動を電圧許容下限値から電圧許容上限値の範囲内に抑制することができる。

以上の説明のように、上記各実施形態によれば、配電系統のインピーダンスを計測することなく、実際に運用されている配電系統に適合させて適切に有効電力と無効電力を制御して配電系統の電圧変動を抑制可能となる。

本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。

例えば、以上の説明においては、電力変換装置１２の制御を蓄電池制御コントローラ５が行う構成を採っていたが、複数の蓄電池制御コントローラ５を制御する図示しない上位制御装置あるいは電力変換装置１２自身が行う構成としたり、各部に分散配置したりすることも可能である。

また以上の説明においては、配電系統を対象に説明したが、送電を目的とした電力系統でも適用可能であり、また三相系統でも単相系統でも同様の考え方で電力変換装置を制御することができる。

Claims

商用電力系統である第１の電力系統と、発電装置を備え、前記第１の電力系統と系統連系を行う第２の電力系統と、の間で連系電力の入出力を行うに際し、前記第１の電力系統の電圧変動を抑制する電圧変動抑制装置であって、
前記第１の電力系統の電圧が所定の電圧許容上限値と所定の電圧許容下限値の範囲にあるか否かを判別する電圧許容範囲演算部を有し、当該電圧変動抑制装置が出力する有効電力と無効電力の比率を、前記第１の電力系統と前記第２の電力系統との間で流れる電力の有効電力と無効電力の比率と同一となるように制御するとともに、前記第１の電力系統の電圧が所定の電圧許容上限値と所定の電圧許容下限値の範囲外となる場合に当該電圧変動抑制装置が出力する有効電力と無効電力の比率を、前記第１の電力系統と前記第２の電力系統との間で流れる電力の有効電力と無効電力の比率と同一となるように制御する制御部と、
を備えた電圧変動抑制装置。
前記制御部は、前記連系電力の入出力を行うに際し、前記第２の電力系統に供給すべき有効電力と無効電力とのベクトル和の大きさが、当該電圧変動抑制装置が出力可能な有効電力と無効電力とのベクトル和の大きさよりも小さい場合は、前記第２の電力系統に供給すべき有効電力と無効電力とのベクトル和の大きさと同一になるように制御する、
請求項１記載の電圧変動抑制装置。
蓄電装置と、
前記蓄電装置の蓄電電力と前記連系電力との間で電力変換を行い、前記第１の電力系統との接続点を介して電力の入出力を行う電力変換装置と、
前記第１の電力系統から前記第２の電力系統へ流れる第１電流を検出する第１電流検出部と、
前記接続点の電圧を検出する電圧検出部と、
前記接続点と前記電力変換装置との間を流れる第２電流を検出する第２電流検出部と、を備え、
前記制御部は、前記第１電流及び前記接続点の電圧に基づいて、第１有効電力及び第１無効電力を算出する第１演算部と、
前記第２電流及び前記接続点の電圧に基づいて、第２有効電力及び第２無効電力を算出する第２演算部と、を有し、
前記第１有効電力と前記第２有効電力との差及び前記第１無効電力と前記第２無効電力との差に基づいて比例積分制御を行い、当該電圧変動抑制装置が出力する有効電力と無効電力の比率が、前記第１の電力系統と前記第２の電力系統との間で流れる電力の有効電力と無効電力の比率と同一となるように前記電力変換装置を制御する、
請求項１又は請求項２記載の電圧変動抑制装置。
前記制御部は、前記第１の電力系統の電圧が前記電圧許容上限値を超えた場合に出力電力を比例的に増加し、前記電圧許容下限値を下回った場合に出力電力を比例的に減少させる、
請求項１乃至請求項３のいずれか一項記載の電圧変動抑制装置。
商用電力系統である第１の電力系統と、発電装置を備え、前記第１の電力系統と系統連系を行う第２の電力系統と、の間で連系電力の入出力を行うに際し、前記第１の電力系統の電圧変動を抑制するとともに、蓄電装置と、前記蓄電装置の蓄電電力と前記連系電力との間で電力変換を行い、前記第１の電力系統との接続点を介して電力の入出力を行う電力変換装置と、を備えた電圧変動抑制装置で実行される方法であって、
前記第１の電力系統から前記第２の電力系統へ流れる第１電流を検出する過程と、
前記第１の電力系統との接続点の電圧を検出する過程と、
前記接続点と前記電力変換装置との間を流れる第２電流を検出する過程と、
前記第１の電力系統の電圧が所定の電圧許容上限値と所定の電圧許容下限値の範囲にあるか否かを判別する過程と、
前記第１電流、前記電圧及び前記第２電流に基づいて、当該電圧変動抑制装置が出力する有効電力と無効電力の比率を、前記第１の電力系統と前記第２の電力系統との間で流れる電力の有効電力と無効電力の比率と同一となるように制御するともに、前記第１の電力系統の電圧が所定の電圧許容上限値と所定の電圧許容下限値の範囲外となる場合に当該電圧変動抑制装置が出力する有効電力と無効電力の比率を、前記第１の電力系統と前記第２の電力系統との間で流れる電力の有効電力と無効電力の比率と同一となるように制御する過程と、
を備えた方法。