電圧上昇抑制装置および分散電源連系システム
【課題】分散電源保有設備が配電系統に接続されている位置による不平等を軽減し、かつ配電系統に擾乱を与えることなく制御パラメータを正しく算出して、分散電源から適正な進相無効電力を出力させる。
【解決手段】電圧上昇抑制装置５０は、基本波電圧判断部５４と、運転力率判断部５６と、無効電力演算部５８と、有効電力制御部６０と、電流注入部７２と、比率演算部６２と、無効電力演算部６４と、合計無効電力演算部６６と、限界無効電力演算部６８と、無効電力制御部７０とを備えている。
【解決手段】電圧上昇抑制装置５０は、基本波電圧判断部５４と、運転力率判断部５６と、無効電力演算部５８と、有効電力制御部６０と、電流注入部７２と、比率演算部６２と、無効電力演算部６４と、合計無効電力演算部６６と、限界無効電力演算部６８と、無効電力制御部７０とを備えている。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、配電系統に接続された分散電源保有設備の分散電源を制御して、当該配電系統の電圧上昇を抑制する電圧上昇抑制装置に関する。更に、当該電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が配電系統に接続された分散電源連系システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
例えば太陽光発電システム（略称ＰＶ）等の分散電源であって、逆潮流有り（即ち、分散電源から系統側へ向かう有効電力の流れ有り）の分散電源を有する分散電源保有設備を、配電系統に複数（例えば多数）接続して、分散電源連系システムを構成することが従来から行われている。
【０００３】
その一例を図１に示す。この分散電源連系システムは、上位系統１に、高圧配電線１０、変圧器１４および低圧配電線１６を有する配電系統２が接続され、更にこの低圧配電線１６に、分散電源（例えば図３、図４の分散電源２０２参照）を有する複数の分散電源保有設備２００が接続された構成をしている。各分散電源保有設備２００が配電系統２（この例では低圧配電線１６）に接続されている箇所を連系点１８と呼ぶ。
【０００４】
このような分散電源連系システムにおける主要な課題の一つに、逆潮流によって連系点１８の電圧が上昇して、当該電圧が電気事業法等で定められている所定の上限値（例えば１０７Ｖ）を超える恐れがあるという課題がある。
【０００５】
そこで、上記電圧上昇を抑制するために、非特許文献１には、例えば図２に示すような機能を有する電圧上昇抑制装置を分散電源保有設備２００に設けることが提案されている（例えば９９頁参照）。
【０００６】
この電圧上昇抑制装置は、連系点１８における電圧（具体的には基本波電圧）を測定し（ステップ３０１）、当該電圧が所定の上限値（例えば１０７Ｖ）より高いか否かを判断する（ステップ３０２）。高ければ、更に運転力率が所定の下限値（例えば０．８５）以上か否かを判断し（ステップ３０３）、運転力率が下限値以上の場合は自設備の分散電源を制御してそれから出力する進相無効電力Ｑを、上記電圧とその上限値との差に応じて増加させる（ステップ３０４）。運転力率が下限値よりも小さければ自設備の分散電源を制御してそれから出力する有効電力Ｐを、上記電圧とその上限値との差に応じて減少させる（ステップ３０５）。これによって、連系点１８の電圧を上限値以下に抑えることができる。
【０００７】
その原理の要点を説明すると次のとおりである。なお、この出願では、分散電源保有設備２００（または後述する２０。以下同様）から配電系統２へ流れる有効電力をＰ、進相無効電力をＱとしている。
【０００８】
配電系統２のインピーダンスをｒ＋ｊｘ（ｒは抵抗、ｘはリアクタンス。図３等を参照）とすると、上記有効電力Ｐおよび進相無効電力Ｑが流れることによる電圧上昇値ΔＶは次式で表される。なお、上位系統１のインピーダンスは、配電系統２のインピーダンスに比べて遥かに小さいので、説明を簡略化するために、この出願では無視している。
【０００９】
［数１］
ΔＶ＝Ｐ・ｒ−Ｑ・ｘ
【００１０】
これを電流で表現すると、分散電源保有設備２００から配電系統２へ流れる有効電流をＩp 、進相無効電力をＩq とすると、電圧上昇値ΔＶは次式で表される。
【００１１】
［数２］
ΔＶ＝Ｉp ・ｒ−Ｉq ・ｘ
【００１２】
上記数１から分かるように、進相無効電力Ｑの増加（ステップ３０４）または有効電力Ｐの減少（ステップ３０５）を行うことによって、電圧上昇値ΔＶを小さくすることができるので、連系点１８の電圧上昇を抑えることができる。
【００１３】
なお、図２におけるステップ３０６〜３０９の処理は、電圧が上限値以下の場合のものであるので、ここではその詳しい説明を省略する。
【００１４】
連系点１８の電圧上昇を抑制する他の技術として、特許文献１および非特許文献２には、配電系統２の数３で表される制御パラメータα（即ち、配電系統２の抵抗ｒのリアクタンスｘに対する比率）を、出力電流の変化による連系点１８の基本波（例えば６０Ｈｚ。以下同様）電圧の変化分を測定することによって求め、それを用いて、分散電源保有設備２００から出力する進相無効電力Ｑを数４となるように制御する技術が記載されている（後でもう少し詳しく説明する）。この数４は、簡単に言えば、上記数１のΔＶ＝０と置いたものに等しい。
【００１５】
［数３］
α＝ｒ／ｘ
【００１６】
［数４］
Ｑ＝（ｒ／ｘ）Ｐ＝α・Ｐ
【００１７】
特許文献２および非特許文献３は、後で参照する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１８】
【特許文献１】特開２００６−１５８１７９号公報（段落０００８−０００９、００１６）
【特許文献２】特開２００１−１２８３６６号公報
【非特許文献】
【００１９】
【非特許文献１】「系統連系規程」、ＪＥＡＣ ９７０１−２００６、社団法人日本電気協会 系統連系専門部会、平成１８年８月３０日第４版第２刷発行、頁９９他
【非特許文献２】内山倫行、他３名、「大規模太陽光発電システムの無効電力制御による電圧変動制御」、電学論Ｂ、１３０巻３号、２０１０年、頁２９７−３０４
【非特許文献３】山本文雄、外３名、「分散電源の単独運転検出装置の開発−次数間高調波注入方式−」、電気設備学会誌、社団法人電気設備学会、平成１６年１２月１０日、第２４巻、第１２号、頁９４３（５７）−９５２（６６）
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００２０】
複数の分散電源保有設備２００が上記非特許文献１に記載の機能を有する電圧上昇抑制装置をそれぞれ備えている場合、当該分散電源保有設備２００が配電系統に接続されている位置（即ち上流側か下流側か）によって、自設備の分散電源から出力する電力に関して、電圧上昇抑制のために必要な進相無効電力Ｑの増加量または有効電力Ｐの減少量に差が生じて不平等になるという課題がある。この出願において、「上流側」とは上位系統１（換言すれば系統電源、上位の変圧器）に近い側を言い、「下流側」とはその反対側を言う。
【００２１】
これは、簡単に言えば、自設備の連系点１８の電圧は、変圧器１４の２次電圧に、自設備よりも上流側の電圧上昇値ΔＶを合計した電圧が加算されるので、下流側端に近づくほど連系点１８の電圧が高くなるからである。
【００２２】
従って、下流側の分散電源保有設備２００ほど、上流側の分散電源保有設備２００に比べて、その連系点１８の電圧が上限値を超えやすくなるので、連系点１８の電圧上昇抑制のために、自設備内の分散電源から進相無効電力Ｑを多く出力したり、有効電力Ｐを大きく減少させたりしなければならない。ちなみに、進相無効電力Ｑは分散電源におけるロスを増加させるので、進相無効電力Ｑを増加させるのには電源容量の観点から限りがある。
【００２３】
このように、分散電源保有設備２００が配電系統２に接続されている位置によって、上記のような差が生じるのは不平等である。例えば、分散電源保有設備２００が売電（有効電力Ｐを電力会社に売ること）をしている場合には、売電による収入に差が生じてしまう。自設備よりも上流側で既に電圧がほぼ上限値まで上昇している場合もあり、その場合はいくら自設備で頑張っても、連系点１８の電圧を上限値以下に抑えることはできない。従って殆ど売電できないことも起こり得る。
【００２４】
例えば分散電源が太陽光発電システムの場合、同一地域ではほぼ同様の日射量があり、ほぼ同量の発電ができるのに、下流側の分散電源ほど活用できる電力が減り、利用率が低下することが起こり得る。
【００２５】
特許文献１および非特許文献２に記載の技術は、各分散電源保有設備２００がそれぞれ、自設備が出力する有効電力Ｐに比例させて進相無効電力Ｑを出力するので、大まかに言えば、非特許文献１に記載の技術のような不平等発生の課題は解決することができるけれども、制御パラメータαを求めることに関してそれぞれ次の課題がある。
【００２６】
特許文献１に記載の技術は、自設備から出力する有効電力（具体的には基本波有効電流）および無効電力（具体的には基本波無効電流）を人為的に変化させて上記制御パラメータαを求める。この原理の概略を図３を参照して説明する。
【００２７】
基本波有効電流Ｉp の変化ΔＩp による連系点１８の基本波電圧の変化分δＶp 、基本波無効電流Ｉq の変化ΔＩq による連系点１８の基本波電圧の変化分δＶq には、次式の関係がある。ｒ、ｘは、それぞれ、前述した配電系統２の抵抗、リアクタンスである。
【００２８】
［数５］
δＶp ＝ΔＩp ・ｒ
δＶq ＝ΔＩq ・ｘ
【００２９】
この両者を用いて次式の演算を行って、制御パラメータαm を求める。
【００３０】
［数６］
αm ＝（δＶp ／ΔＩp ）／（δＶq ／ΔＩq ）＝ｒ／ｘ
【００３１】
このようにして算出された制御パラメータαm ＝ｒ／ｘは、数３に示した真の制御パラメータα＝ｒ／ｘと同じであるので、上記方法によって制御パラメータαを正しく算出することができる。
【００３２】
しかし、この特許文献１に記載の技術には、配電系統の基本波電力に人為的な擾乱を与えることになるという課題がある。
【００３３】
非特許文献２に記載の技術は、上記とほぼ同様の原理によって上記制御パラメータαを求めるけれども、自設備から出力する有効電力（具体的には基本波有効電流）および無効電力（具体的には基本波無効電流）の自然の変動を利用して制御パラメータαを求めるので、配電系統に人為的な擾乱を与えずに済む。しかし、制御パラメータαを正しく算出することができない場合がある。これを以下に説明する。
【００３４】
図４に示す例のように、非特許文献２に記載の技術を採用している分散電源保有設備２００ａ（これを自設備２００ａと呼ぶ）に着目すると、その近くに、通常の（即ち、上記非特許文献１の２９頁にも記載されているように、力率１００％運転を行う）分散電源保有設備２００ｂが接続されている場合を取り上げる。両設備２００ａ、２００ｂの容量は、ここでは説明を簡単にするために、同一容量とする。両設備２００ａ、２００ｂの分散電源２０２が太陽光発電システムの場合、両方の太陽光発電システムは日射を同様に浴びるため、有効電流Ｉp1とＩp2とは互いに同じように変化する。即ち両者の変化分ΔＩp1＝ΔＩp2となる。自設備２００ａの無効電流の変化をΔＩq1とする。
【００３５】
このような事態は、太陽光発電システムに限らず、近接する風力発電設備同士など、他の再生可能エネルギー利用発電でも一般に起こり得る。また、今後予想される、太陽光等の再生可能エネルギー電源の電力系統への大量連系が実現すると、このような事態が発生する可能性はより高まる。
【００３６】
このような場合、基本波有効電流の変化による自設備２００ａの連系点電圧の変化分δＶp1は次式となる。上記のようにΔＩp2＝ΔＩp1だからである。
【００３７】
［数７］
δＶp1＝（ΔＩp2による電圧上昇）＋（ΔＩp1による電圧上昇）
＝ΔＩp1・ｒ＋ΔＩp1・ｒ
＝ΔＩp1・２ｒ
【００３８】
基本波無効電流の変化による自設備２００ａの連系点電圧の変化分δＶq1は次式となる。
【００３９】
［数８］
δＶq1＝ΔＩq1・ｘ
【００４０】
上記数６の場合と同様に、数７、数８のδＶp1、δＶq1を用いて次式の演算を行って、制御パラメータαm を求める。
【００４１】
［数９］
αm ＝（δＶp1／ΔＩp1）／（δＶq1／ΔＩq1）＝２（ｒ／ｘ）
【００４２】
このようにして算出された制御パラメータαm ＝２（ｒ／ｘ）は、数３に示した真の制御パラメータα＝ｒ／ｘの２倍となっている。つまりこの場合は、制御パラメータαを正しく算出することができない。
【００４３】
従ってこの場合は、非特許文献２に記載の技術を採用している自設備２００ａは、Ｑ＝α・Ｐという前述した（数４参照）無効電力制御を行うに当たり、本来の２倍の量の進相無効電力Ｑを出力することになり、余計な無効電力負担を背負ってしまうことになる。それによって様々な不都合が生じる。例えば、自設備２００ａ内の分散電源２０２の運転力率が非常に悪化する。また、上記量の進相無効電力Ｑを出力することができなければ、連系点１８の電圧上昇値ΔＶを所定の上限値（例えば１０７Ｖ）以下に抑制することができなくなる。
【００４４】
近在の分散電源保有設備２００ｂの容量が自設備２００ａの容量と異なっていても、上記と同様の事象が発生する。
【００４５】
なお、非特許文献２記載の技術は、実際は上記原理を少し変形して応用したものであるが、原理は同じであるので、ここではその詳細説明を省略する。
【００４６】
そこでこの発明は、連系点の電圧上昇抑制制御において、分散電源保有設備が配電系統に接続されている位置による不平等を軽減することができ、しかも、配電系統に擾乱を与えることなく制御パラメータを正しく算出して、分散電源から適正な進相無効電力を出力させることができる電圧上昇抑制装置を提供することを主たる目的としている。
【課題を解決するための手段】
【００４７】
この発明に係る電圧上昇抑制装置は、配電系統に接続された分散電源保有設備の分散電源を制御して、当該配電系統の電圧上昇を抑制する電圧上昇抑制装置であって、
前記配電系統と前記分散電源保有設備との連系点における基本波電圧が所定の電圧上限値よりも高いか否かを判断する基本波電圧判断手段と、
前記基本波電圧判断手段における判断結果が肯定の場合に、前記分散電源の運転力率が所定の力率下限値以上か否かを判断する運転力率判断手段と、
前記運転力率判断手段における判断結果が肯定の場合に、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じた第１の進相無効電力を演算して出力する第１の無効電力演算手段と、
前記運転力率判断手段における判断結果が否定の場合に、前記分散電源を制御して当該分散電源から出力する有効電力を、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じて減少させる有効電力制御手段と、
前記配電系統の基本波の非整数倍次数の注入電流を前記配電系統に注入する電流注入手段と、
前記連系点における前記注入次数の電圧および電流を用いて、前記連系点から見た前記配電系統の基本波成分の抵抗（ｒ1 ）、リアクタンス（ｘ1 ）および前者の後者に対する比率（α1 ＝ｒ1 ／ｘ1 ）を演算する比率演算手段と、
前記分散電源から出力される有効電力、前記比率および０＜β＜１なる補正係数βを互いに掛け合わせて、第２の進相無効電力を演算して出力する第２の無効電力演算手段と、
前記第１および第２の進相無効電力を互いに加算して、合計進相無効電力を演算して出力する合計無効電力演算手段と、
前記分散電源から出力される有効電力および前記力率下限値を用いて、当該有効電力のときに前記力率下限値を実現する限界進相無効電力を演算する限界無効電力演算手段と、
前記合計進相無効電力を、その上限を前記限界進相無効電力の値に抑制して進相無効電力指令値として前記分散電源に供給して、前記分散電源から出力する進相無効電力を当該進相無効電力指令値に制御する無効電力制御手段とを備えている、ことを特徴としている。
【００４８】
上記補正係数βは０．５〜０．８の範囲に設定しておいても良い。
【００４９】
この発明に係る電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続された分散電源連系システムの場合は、各電圧上昇抑制装置間で、注入次数を互いに異ならせるか、または、注入および測定のタイミングを互いに異ならせるのが好ましい。
【発明の効果】
【００５０】
請求項１に記載の発明によれば次の効果を奏する。
【００５１】
前述した制御パラメータαに相当する比率α1 を用いて、Ｑb ＝α1 ・β・Ｐなる演算を行って第２の進相無効電力Ｑb を求めて、それを進相無効電力制御の一部に用いるので、進相無効電力制御に、自設備の分散電源から出力する有効電力Ｐに比例させて第２の進相無効電力Ｑb を出力させる制御が加味されることになり、それによって非特許文献１に記載の技術のような不平等発生を軽減することができる。
【００５２】
上記比率α1 を求めるために、この発明に係る電圧上昇抑制装置では、配電系統に自然には殆ど存在しない、基本波の非整数倍次数の注入次数の注入電流を電流注入手段から配電系統に注入するので、この注入電流は小さなもので良く、従って配電系統に擾乱を与えずに済む。
【００５３】
比率演算手段によって、自設備の上記注入次数の電圧および電流を測定して上記比率α1 を求めるので、この発明に係る電圧上昇抑制装置を有している自設備の近くに、他の分散電源保有設備が存在していても、例えば上述した力率１００％運転を行う他の分散電源保有設備が存在していても、それの影響を受けることなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。また仮に、自設備の近くに、この発明に係る電圧上昇抑制装置を有している他の分散電源保有設備が存在している場合でも、それの対策方法は幾つかある。例えば、注入次数は、配電系統の基本波の場合のような唯一の次数（即ち１次。例えば６０Ｈｚ）とは違って、多数の次数の内から選択することができるので、自設備と他設備とが使用する注入次数を互いに異ならせることは容易であり、それによって相互の干渉を排除して、上記比率α1 を正しく算出することができる。従っていずれの場合も、分散電源から適正な進相無効電力を出力させることができる。
【００５４】
また、分散電源が配電系統に複数連系されていると、他の分散電源の出力（有効電力）によって系統電圧が上昇する。また、０＜β＜１の補正係数βにより、進相無効電力Ｑが上記数４で示されるＱの値より小さくなるため、自設備の出力（有効電力Ｐ）によっても系統電圧が上昇する。これらによる電圧上昇が加算され、自設備の連系点の基本波電圧が所定の電圧上限値を超える事象が起こりうる。そこでこのことを考慮して、更に、連系点の基本波電圧および分散電源の運転力率を判断して、第１の進相無効電力の増加または有効電力の減少を制御する手段を備えているので、連系点の基本波電圧が所定の電圧上限値を超えることを防止することができる。また、分散電源の運転力率が所定の力率下限値より低下することを防止することができる。上記手段は、基本波電圧の測定、基本波出力電流の制御によって測定、制御を実施するため、上記比率α1 の測定のための電流注入および電圧測定に対して、相互に干渉しない。
【００５５】
更に、分散電源から出力させる進相無効電力を限界進相無効電力の値に制限する手段を備えているので、分散電源の運転力率が所定の力率下限値より低下することを確実に防止することができる。
【００５６】
請求項２に記載の発明によれば次の更なる効果を奏する。即ち、補正係数βを上記範囲に設定しているので、第２の進相無効電力の出力量を適度に抑制して、運転力率の低下を小さくすることができる。しかもそのようにしても、連系点の基本波電圧および分散電源の運転力率を判断して、第１の進相無効電力の増加または有効電力の減少を制御する手段を備えているので、連系点の基本波電圧が所定の電圧上限値を超えたり、分散電源の運転力率が所定の力率下限値より低下したりすることを防止することができる。
【００５７】
請求項３に記載の発明によれば、請求項１、２に記載の発明の効果に加えて、次の更なる効果を奏する。即ち、請求項１または２に記載の電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続されていても、用いる注入次数が各設備の電圧上昇抑制装置で互いに異なるので、複数の分散電源保有設備の電圧上昇抑制装置が互いに干渉することなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。従って、各分散電源から適正な進相無効電力を出力させることができる。
【００５８】
請求項４に記載の発明によれば、請求項１、２に記載の発明の効果に加えて、次の更なる効果を奏する。即ち、請求項１または２に記載の電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続されていても、注入電流の注入ならびにその注入次数の電圧および電流の測定のタイミングが各設備の電圧上昇抑制装置で互いに異なるので、複数の分散電源保有設備の電圧上昇抑制装置が互いに干渉することなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。従って、各分散電源から適正な進相無効電力を出力させることができる。
【図面の簡単な説明】
【００５９】
【図１】複数の分散電源保有設備が配電系統に接続された従来の分散電源連系システムの一例を示す単線接続図である。
【図２】非特許文献１に記載の電圧上昇抑制装置の機能の一例を示すフローチャートである。
【図３】基本波電圧および基本波電流を測定して制御パラメータαを求める方法の従来例を説明するための図である。
【図４】基本波電圧および基本波電流を測定して制御パラメータαを求める従来例の課題を説明するための図である。
【図５】この発明に係る分散電源連系システムの一例を示す単線接続図である。
【図６】各分散電源保有設備およびそれを構成する電圧上昇抑制装置の構成の一例を示す図である。
【図７】図６中の電圧上昇抑制装置の動作の一例を示すフローチャートである。
【図８】基本波電圧判断部および運転力率判断部の構成の一例を示すブロック図である。
【図９】第１の無効電力演算部の構成の一例を示すブロック図である。
【図１０】有効電力制御部の構成の一例を示すブロック図である。
【図１１】比率演算部の構成の一例を示すブロック図である。
【図１２】第２の無効電力演算部、合計無効電力演算部、限界無効電力演算部および無効電力制御部の構成の一例を示すブロック図である。
【図１３】各分散電源保有設備およびそれを構成する電圧上昇抑制装置の構成の他の例を示す図である。
【図１４】分散電源保有設備が高圧連系用の連系変圧器を有する場合の例を示す図である。
【図１５】シミュレーションに用いた分散電源連系システムのモデルを示す図である。
【図１６】図２に示す機能を有する従来の電圧上昇抑制装置を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図１７】図２に示す機能を有する従来の電圧上昇抑制装置を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図１８】図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝１とした）を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図１９】図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝１とした）を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２０】図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝０．５とした）を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２１】図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝０．５とした）を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２２】配電線の抵抗が大きい場合に、図２に示す機能を有する従来の電圧上昇抑制装置を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２３】配電線の抵抗が大きい場合に、図２に示す機能を有する従来の電圧上昇抑制装置を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２４】配電線の抵抗が大きい場合に、図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝１とした）を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２５】配電線の抵抗が大きい場合に、図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝１とした）を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２６】配電線の抵抗が大きい場合に、図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝０．５とした）を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２７】配電線の抵抗が大きい場合に、図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝０．５とした）を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２８】配電系統に注入電流を注入したときに連系点に発生する電圧を説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【００６０】
（１）電圧上昇抑制装置５０および分散電源連系システムの一実施形態
図５に、この発明に係る分散電源連系システムの一例を示す。この分散電源連系システムは、分散電源（図６の分散電源３０参照）をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が配電系統２に（この実施形態では低圧配電線１６に。以下同様）接続された構成をしている。その接続箇所を連系点１８と呼ぶ。
【００６１】
配電系統２は、この例では、上位系統１に高圧配電線１０が接続され、その高圧配電線１０に変圧器１４を介して低圧配電線１６が接続された構成をしている。
【００６２】
低圧配電線１６に、複数の分散電源保有設備２０が接続されている。より具体例を挙げると、逆潮流有りの契約をしている低圧連系の分散電源保有設備２０が多数高い密度で接続されている（これを低圧高密度連系と言う）。変圧器１４は、例えば、６６００Ｖ／２００Ｖの単相３線式の柱上変圧器である。
【００６３】
各分散電源保有設備２０は、例えば、分散電源を有する発電設備、家庭、スーパーマーケット、工場、その他の設備である。
【００６４】
各分散電源保有設備２０の構成の一例を図６に示す。この分散電源保有設備２０は、連系点１８に接続された分散電源３０と、この分散電源３０を制御する電圧上昇抑制装置５０とを備えている。連系点１８の電圧Ｖd は計器用変圧器４０によって測定されて電圧上昇抑制装置５０に与えられる。連系点１８を流れる電流Ｉd は計器用変流器４２によって測定されて電圧上昇抑制装置５０に与えられる。
【００６５】
分散電源３０は、この実施形態では、太陽電池３２と、その出力を交流電力に変換するインバータ（逆変換装置）３４とを有している。即ち、太陽光発電システム（略称ＰＶ）である。但しこれに限られるものではなく、他の例は後述する。
【００６６】
インバータ３４には、公知のインバータ（例えば上記非特許文献１の１６−１７頁参照）を利用することができる。外部からの制御信号（具体的には後述する有効電力指令値Ｐcom および進相無効電力指令値Ｑcom ）によって、インバータ３４から出力する有効電力Ｐおよび進相無効電力Ｑを制御することができ、その技術は公知である（例えば上記特許文献２参照）。
【００６７】
電圧上昇抑制装置５０は、この実施形態では、測定部５２、基本波電圧判断手段を構成する基本波電圧判断部５４、運転力率判断手段を構成する運転力率判断部５６、第１の無効電力演算手段を構成する第１の無効電力演算部５８、有効電力制御手段を構成する有効電力制御部６０、比率演算手段を構成する比率演算部６２、合計無効電力演算手段を構成する合計無効電力演算部６６、限界無効電力演算手段を構成する限界無効電力演算部６８、無効電力制御手段を構成する無効電力制御部７０および電流注入手段を構成する電流注入部７２を備えている。この電圧上昇抑制装置５０における動作の一例を図７に示し、これも参照しながら、各制御部等の説明を以下に行う。なお、各制御部等の構成の具体例は後述する。
【００６８】
測定部５２は、上記電圧Ｖd および電流Ｉd を用いて、分散電源３０から出力する有効電力Ｐおよび分散電源３０の運転力率Ｐｆを算出して、それを必要とする他の制御部に与える機能を有している（ステップ４０１、４０２）。但し、このような測定部５２を一括して設ける代わりに、上記有効電力Ｐ、運転力率Ｐｆを必要とする他の制御部に、それを算出する機能を持たせても良い。
【００６９】
基本波電圧判断部５４は、自設備の連系点１８における基本波電圧（配電系統２の基本波周波数（例えば６０Ｈｚ）の電圧）を測定して（ステップ４０５）、それが所定の電圧上限値（例えば１０７Ｖ）よりも高いか否かを判断する（ステップ４０６）ものである。
【００７０】
運転力率判断部５６は、基本波電圧判断部５４における判断結果が肯定の場合に、分散電源３０の運転力率Ｐｆの測定値が所定の力率下限値（例えば０．８５）以上か否かを判断する（ステップ４０７）ものである。
【００７１】
第１の無効電力演算部５８は、運転力率判断部５６における判断結果が肯定の場合に、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じた第１の進相無効電力Ｑa を演算して出力する（ステップ４０８）ものである。
【００７２】
有効電力制御部６０は、運転力率判断部５６における判断結果が否定の場合に、分散電源３０を制御して当該分散電源３０から出力する有効電力Ｐを、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じて減少させる（ステップ４０９）ものである。具体的には、有効電力指令値Ｐcom をインバータ３４に与えて制御する。
【００７３】
電流注入部７２は、配電系統２の基本波の非整数倍（即ち帯小数倍）次数ｍの注入電流Ｉm を出力してそれを配電系統２（具体的にはその低圧配電線１６）に注入する（ステップ４０３）ものである。注入次数ｍは、例えば、２．２次、２．４次、２．６次、２．８次等であるが、これに限られるものではない。
【００７４】
上記注入電流Ｉm を注入すると、図２８に示すように、連系点１８には、配電系統２の注入次数ｍのインピーダンスＺm に比例して、上記注入次数ｍの電圧Ｖm が発生する。これが連系点電圧Ｖd に含まれている。比率演算部６２は、自設備の連系点１８における前記注入次数ｍの電圧Ｖm および電流Ｉm を測定し、当該測定結果を用いて、連系点１８から見た配電系統２の基本波成分の抵抗ｒ1 、リアクタンスｘ1 および前者の後者に対する、次式で表される比率α1 を演算する（ステップ４０４の一部）ものである。
【００７５】
［数１０］
α1 ＝ｒ1 ／ｘ1
【００７６】
第２の無効電力演算部６４は、分散電源３０から出力される有効電力Ｐの測定値、前記比率α1 および０＜β＜１なる補正係数βを互いに掛け合わせて、次式で表される第２の進相無効電力Ｑb を演算して出力する（ステップ４０４）ものである。
【００７７】
［数１１］
Ｑb ＝α1 ・β・Ｐ
【００７８】
なお、ステップ４０３および４０４のフローチャート上での位置は、必ずしも図７に示す位置に限られるものではなく、他の位置に、例えばステップ４１０の直前に設けても良い。ステップ４１０における合計進相無効電力Ｑt の演算を行う前に、第２の進相無効電力Ｑb が算出できていれば良いからである。
【００７９】
合計無効電力演算部６６は、第１の進相無効電力Ｑa および第２の進相無効電力Ｑb を互いに加算して、次式で表される合計進相無効電力Ｑt を演算して出力する（ステップ４１０）ものである。
【００８０】
［数１２］
Ｑt ＝Ｑa ＋Ｑb
【００８１】
限界無効電力演算部６８は、分散電源３０から出力される有効電力Ｐの測定値および前記力率下限値を用いて、当該有効電力Ｐのときに前記力率下限値を実現する限界進相無効電力Ｑlim を演算して出力する（ステップ４１１の一部）ものである。
【００８２】
無効電力制御部７０は、前記合計進相無効電力Ｑt を、その上限を前記限界進相無効電力Ｑlim の値に抑制して進相無効電力指令値Ｑcom として分散電源３０（具体的にはそのインバータ３４）に供給して、分散電源３０から出力する進相無効電力Ｑを当該進相無効電力指令値Ｑcom に制御する（ステップ４１１）ものである。
【００８３】
なお、図７中のステップ４１３〜４１６の処理は、図２中のステップ３０６〜３０９の処理に相当しており、基本波電圧が上限値以下の場合のものである。このような処理機能は、本発明に必須のものではないので、ここではその詳しい説明を省略する。要は、ステップ４０６における判断が否定の場合に、ステップ４１０へ進めば良い。
【００８４】
次に、上記各制御部等の構成の具体例を説明する。
【００８５】
図８に示すように、基本波電圧判断部５４は、減算器８０および比較器８２を備えている。運転力率判断部５６は、比較器８４、ＮＯＴ回路８６およびＡＮＤ回路８８、８９を備えている。なお、複数の制御部に兼用する要素があるが（例えば、減算器８０、ＡＮＤ回路８８、８９）、説明を簡単にするために便宜的に、以下においてはどれか一つの制御部を構成するものとして説明している。
【００８６】
減算器８０は、上記連系点１８の電圧Ｖd から電圧上限値Ｖlim （例えば１０７Ｖ）を減算して次式で表される差電圧ＤＶを出力する。電圧上限値Ｖlim は電圧上昇抑制装置５０に設定、保存される。なお、電圧Ｖd に含まれる高調波電圧は基本波電圧に比べれば小さいので、以下の実施例では基本波電圧の代わりに電圧Ｖd を用いており、このようにしても実用上差し支えはない。
【００８７】
［数１３］
ＤＶ＝Ｖd −Ｖlim
【００８８】
比較器８２は、上記差電圧ＤＶが０Ｖより大きいか否かを判断して（図７中のステップ４０６に相当）、０Ｖよりも大きいときに論理値１の信号を出力してそれをＡＮＤ回路８８および８９に与える。
【００８９】
比較器８４は、自設備の分散電源３０の運転力率Ｐｆが力率下限値Ｐｆlim （例えば０．８５）以上か否かを判断して（ステップ４０７に相当）、力率下限値Ｐｆlim 以上のときに論理値１の信号を出力してそれをＡＮＤ回路８８およびＮＯＴ回路８６に与える。従って、ステップ４０７における判断がＹｅｓのときに、ＡＮＤ回路８８から論理値１の信号が出力される。力率下限値Ｐｆlim は電圧上昇抑制装置５０に設定、保存される。
【００９０】
ＮＯＴ回路８６は、比較器８４からの信号の論理値を反転させてそれをＡＮＤ回路８９に与える。従って、ステップ４０７における判断がＮｏのときにＡＮＤ回路８９から論理値１の信号が出力される。
【００９１】
図９に示すように、第１の無効電力演算部５８は、掛算器９０およびＰＩ制御部９１を備えている。
【００９２】
掛算器９０は、上記減算器８０からの差電圧ＤＶと上記ＡＮＤ回路８８からの信号とを掛け算して出力する。即ち、ＡＮＤ回路８８から出力される信号が論理値１のときに、差電圧ＤＶを出力する。
【００９３】
ＰＩ制御部９１は、掛算器９０からの差電圧ＤＶに係数Ｋp1、Ｋi1をそれぞれ掛けて出力する増幅器９２、９３と、増幅器９３からの出力を積分して出力する積分器９４と、この積分器９４の出力と増幅器９２の出力とを加算して上記第１の進相無効電力Ｑa として出力する加算器９５とを有している。例えばＫp1＝２×１０14、Ｋi1＝４×１０5 であるが、これに限られるものではない。
【００９４】
図１０に示すように、有効電力制御部６０は、掛算器９６、ＰＩ制御部９７および減算器１０２を備えている。
【００９５】
掛算器９６は、上記減算器８０からの差電圧ＤＶと上記ＡＮＤ回路８９からの信号とを掛け算して出力する。即ち、ＡＮＤ回路８９から出力される信号が論理値１のときに、差電圧ＤＶを出力する。
【００９６】
ＰＩ制御部９７は、掛算器９６からの差電圧ＤＶに係数Ｋp2、Ｋi2をそれぞれ掛けて出力する増幅器９８、９９と、増幅器９９からの出力を積分して出力する積分器１００と、この積分器１００の出力と増幅器９８の出力とを加算して有効電力減少量Ｐdnを出力する加算器１０１とを有している。例えばＫp2＝２×１０13、Ｋi2＝４×１０4 であるが、これに限られるものではない。
【００９７】
減算器１０２は、自設備の分散電源３０の最大有効電力出力Ｐmax （即ち有効電力抑制がない場合に出力可能な最大有効電力）から上記有効電力減少量Ｐdnを減算して、次式で表される有効電力指令値Ｐcom を出力する。より具体的には、この有効電力指令値Ｐcom を分散電源３０に（具体的にはそのインバータ３４に）与えて、当該分散電源３０から出力する有効電力Ｐをその値に制御する。
【００９８】
［数１４］
Ｐcom ＝Ｐmax −Ｐdn
【００９９】
なお、分散電源３０が太陽光発電システムの場合は、そのインバータ３４は通常、太陽電池３２の出力電圧を制御して当該太陽電池３２が出力する有効電力が最大になるように制御する（これはＰmax 制御と略称されている）。分散電源３０が太陽光発電システムの場合は、このＰmax 制御による有効電力が上記最大有効電力出力Ｐmax であると言うことができる。
【０１００】
図１１に示すように、比率演算部６２は、離散フーリエ変換器１０４、１０５、割算器１０６、分離器１０８、増幅器１１０および割算器１１２を備えている。
【０１０１】
離散フーリエ変換器１０４、１０５は、上記連系点の電圧Ｖd 、電流Ｉd （共にベクトル量）をそれぞれ離散フーリエ変換して、自設備の連系点１８における上記注入次数ｍの電圧Ｖm 、電流Ｉm （共にベクトル量）をそれぞれ抽出して出力する。
【０１０２】
割算器１０６は、次式の割算を行って、自設備の連系点１８から見た配電系統２の上記注入次数ｍのインピーダンスＺm （ベクトル量）を演算して出力する。
【０１０３】
［数１５］
Ｚm ＝Ｖm ／Ｉm
【０１０４】
図２８も参照して、自設備の連系点１８から見た配電系統２の上記注入次数ｍの抵抗をｒm 、リアクタンスをｘm とすると、上記インピーダンスＺm は次式で表すことができる。
【０１０５】
［数１６］
Ｚm ＝ｒm ＋ｊｘm
【０１０６】
そこで分離器１０８は、数１５の演算結果から実数部（抵抗分）と虚数部（リアクタンス分）とを分離して、上記注入次数ｍの抵抗ｒm およびリアクタンスｘm を分けて出力する。抵抗は周波数に依存しないので、この抵抗ｒm は、基本波成分の抵抗ｒ1 と等しい。
【０１０７】
増幅器１１０は、上記リアクタンスｘm に１／ｍを掛けて（換言すれば、上記リアクタンスｘm を注入次数ｍで割って）、基本波成分のリアクタンスｘ1 を演算して出力する。
【０１０８】
割算器１１２は、上記基本波成分の抵抗ｒ1 およびリアクタンスｘ1 を用いて、上記数１０に示した演算を行って、上記比率α1 を出力する。なお、この割算器１１２の出力部に平均化フィルタを設けて、それを通して比率α1 を出力するようにしても良い。
【０１０９】
図１２に示すように、第２の無効電力演算部６４は、増幅器１１４および掛算器１１６を備えている。
【０１１０】
増幅器１１４は、上記比率演算部６２からの比率α1 に上記補正係数βを掛けてα1 ・βを出力する。
【０１１１】
掛算器１１６は、自設備の分散電源３０から出力する有効電力Ｐと上記α1 ・βとを掛け合わせて、上記数１１に示した第２の進相無効電力Ｑb を演算して出力する。
【０１１２】
合計無効電力演算部６６は、加算器であり、上記無効電力演算部５８から与えられる第１の進相無効電力Ｑa と上記掛算器１１６から与えられる第２の進相無効電力Ｑb とを互いに加算して、上記数１２に示した合計進相無効電力Ｑt を演算して出力する。
【０１１３】
限界無効電力演算部６８は、上記有効電力Ｐおよび上記力率下限値Ｐｆlim を用いて、次式の演算を行って、上記限界進相無効電力Ｑlim を出力する。例えば、力率下限値Ｐｆlim ＝０．８５のときは、Ｑlim ＝０．６２Ｐなる演算を行う。このとき、限界無効電力演算部６８は単なる増幅器で良い。
【０１１４】
［数１７］
Ｑlim ＝ｔａｎ｛ｃｏｓ-1（Ｐｆlim ）｝・Ｐ
【０１１５】
無効電力制御部７０は、上記合計無効電力演算部６６から与えられる合計進相無効電力Ｑt を、その上限を上記限界無効電力演算部６８から与えられる限界進相無効電力Ｑlim の値に抑制して上記進相無効電力指令値Ｑcom として出力するリミッタ回路を有している。そしてこの進相無効電力指令値Ｑcom を自設備の分散電源３０（具体的にはそのインバータ３４）に供給して、分散電源３０から出力する進相無効電力Ｑを当該進相無効電力指令値Ｑcom に制御する。
【０１１６】
電流注入部７２には、公知の電流注入装置、例えば上記非特許文献３に記載のような電流注入装置を用いることができる。
【０１１７】
また、電流注入部７２を独立して設ける代わりに、インバータ３４に電流注入部７２と同じ機能を持たせて、インバータ３４に電流注入部７２を兼ねさせても良い。インバータから基本波電力と共に高調波電流を出力させることは、例えば上記特許文献２に記載のような公知の技術を用いることができる。
【０１１８】
この電圧上昇抑制装置５０を用いることによる効果は次のとおりである。
【０１１９】
（ａ）上記係数α1 は、前述した制御パラメータαに相当する。この電圧上昇抑制装置５０では、当該比率α1 を用いて、Ｑb ＝α1 ・β・Ｐなる演算を行って第２の進相無効電力Ｑb を求めて、それを進相無効電力制御の一部に用いるので、進相無効電力制御に、自設備２０の分散電源３０から出力する有効電力Ｐに比例させて第２の進相無効電力Ｑb を出力させる制御が加味されることになり、それによって非特許文献１に記載の技術のような、配電系統２に接続されている位置による不平等発生を軽減することができる。
【０１２０】
これをより詳しく説明すると、前述したように、非特許文献１に記載の機能を有する電圧上昇抑制装置を用いている場合は、上流側の分散電源保有設備２００は、自設備の連系点１８の電圧上昇値ΔＶが小さいのであまり進相無効電力Ｑを出力せずに済むのに対して（逆の場合は逆）、この電圧上昇抑制装置５０を用いている場合は、それを用いている全ての分散電源保有設備２０が、自設備の連系点１８の電圧上昇値ΔＶに関係なく、換言すれば配電系統２に接続されている位置に関係なく、自設備の有効電力Ｐに比例した上記第２の進相無効電力Ｑb を加味した進相無効電力Ｑを出力することになる。この第２の進相無効電力Ｑb によって、この電圧上昇抑制装置５０を有している全ての分散電源保有設備２０が協力して電圧上昇を抑制することができる。上記第１の進相無効電力Ｑa は、非特許文献１に記載の技術の場合と同様であるけれども、この電圧上昇抑制装置５０では、進相無効電力制御にこの第２の進相無効電力Ｑb を加味するぶん、配電系統２に接続されている位置による前述した不平等発生を軽減することができる。
【０１２１】
（ｂ）上記比率α1 を求めるために、この電圧上昇抑制装置５０では、配電系統２に自然には殆ど存在しない、基本波の非整数倍次数の注入次数ｍの注入電流Ｉm を電流注入部７２から配電系統２に注入するので、この注入電流Ｉm は小さなもので良く、従って配電系統２に擾乱を与えずに済む。
【０１２２】
これをより詳しく説明すると、上記非特許文献３にも記載されているように（例えば９９４（５８）頁右欄参照）、配電系統２に自然に存在する非整数倍次数成分の電圧は、基本波成分の０．０１％以下であり、この電圧上昇抑制装置５０では、この電圧と区別できる程度の電圧Ｖm を発生させる注入電流Ｉm を注入すれば良い。例えば、低圧配電線１６が２００Ｖ系の場合は、０．４Ａ程度の注入電流Ｉm を注入すれば良い。これによって、連系点１８に表れる注入次数ｍの電圧Ｖm は、０．０４Ｖ（０．０２％）程度になる。近年の測定技術では、この程度の電圧Ｖm も十分に測定することができる。この程度の注入電流Ｉm を注入しても、配電系統２に擾乱を与えることはない。
【０１２３】
（ｃ）比率演算部６２によって、自設備２０の上記注入次数ｍの電圧Ｖm および電流Ｉm を測定して上記比率α1 を求めるので、この電圧上昇抑制装置５０を有している自設備２０の近くに、他の分散電源保有設備が存在していても、例えば上述した力率１００％運転を行う他の分散電源保有設備（図４の分散電源保有設備２００ｂ参照）が存在していても、それの影響を受けることなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。これは、上述したように、注入次数ｍの電圧Ｖm は自然には殆ど存在しないからである。また他の分散電源保有設備（２００ｂ）は、注入次数ｍの注入電流を注入するものではないからである。従って、分散電源３０から適正な進相無効電力Ｑを出力させることができる。
【０１２４】
仮に、自設備２０の近くに、この電圧上昇抑制装置５０を有している他の分散電源保有設備２０が存在している場合でも、それの対策方法は幾つかある。例えば、注入次数ｍは、配電系統２の基本波の場合のような唯一の次数（即ち１次。例えば６０Ｈｚ）とは違って、多数の次数の内から選択することができるので、自設備と他設備とが使用する注入次数ｍを互いに異ならせることは容易であり、それによって相互の干渉を排除して、上記比率α1 を正しく算出することができる。また、後でも説明するけれども、変圧器を介在している場合は、その大きなインピーダンスが介在することになるので、同じ注入次数ｍの場合でも相互の干渉を排除することができる。従ってこの場合も、分散電源３０から適正な進相無効電力Ｑを出力させることができる。
【０１２５】
なお、注入電流Ｉm の次数として、上記特許文献２に記載のような、配電系統２の基本波の整数倍次数（例えば、２次、４次、５次等）を用いることは、好ましくない。これは、整数倍次数の高調波源は配電系統２の各所に幾つも存在するので、自設備が注入した次数の電圧を正確に測定することが困難になるからである。また、現実的に使用できる整数倍次数の数は限られているので、自設備と他設備とが使用する注入次数が同じになって、相互の干渉が起こりやすくなる。
【０１２６】
（ｄ）また、分散電源が配電系統２に複数連系されていると、他の分散電源の出力（有効電力）によって系統電圧が上昇する。また、０＜β＜１の補正係数βにより、進相無効電力Ｑが上記数４で示されるＱの値より小さくなるため、自設備２０の出力（有効電力Ｐ）によっても系統電圧が上昇する。これらによる電圧上昇が加算され、自設備２０の連系点１８の基本波電圧が所定の電圧上限値を超える事象が起こりうる。そこでこのことを考慮して、この電圧上昇抑制装置５０は、更に、連系点１８の基本波電圧および分散電源３０の運転力率Ｐｆを判断して、第１の進相無効電力Ｑa の増加または有効電力Ｐの減少を制御する手段（基本波電圧判断部５４、運転力率判断部５６、第１の無効電力演算部５８および有効電力制御部６０）を備えているので、連系点１８の基本波電圧が所定の電圧上限値Ｖlim を超えることを防止することができる。また、分散電源３０の運転力率Ｐｆが所定の力率下限値Ｐｆlim より低下することを防止することができる。上記手段は、基本波電圧の測定、基本波出力電流の制御によって測定、制御を実施するため、上記比率α1 の測定のための電流注入および電圧測定に対して、相互に干渉しない。
【０１２７】
（ｅ）この電圧上昇抑制装置５０は、分散電源３０から出力させる進相無効電力Ｑを限界進相無効電力Ｑlim の値に制限する手段（限界無効電力演算部６８および無効電力制御部７０）を備えているので、分散電源３０の運転力率Ｐｆが所定の力率下限値Ｐｆlim より低下することを確実に防止することができる。
【０１２８】
なお、上記補正係数βを大きくすると、第２の進相無効電力Ｑb が大きくなり、分散電源３０の運転力率Ｐｆが低下する恐れがある。補正係数βを小さくすると、第２の進相無効電力Ｑb が小さくなり、上記不平等発生抑制の効果が小さくなる恐れがある。従って、補正係数βは、０＜β＜１の内でも、０．５〜０．８の範囲がより好ましい。これの導出根拠を以下に説明する。
【０１２９】
一般的な低圧配電系統２の比率α1 （＝ｒ／ｘ）は、概ね０．７〜１．１である。このα1 範囲での分散電源３０の運転力率Ｐｆは、次式より０．６７〜０．８２となる。
【０１３０】
［数１８］
Ｐｆ＝ｔａｎ-1（Ｑ／Ｐ）＝ｔａｎ-1α1
【０１３１】
上記非特許文献１に記載されているように（例えば９６頁参照）、運転力率Ｐｆの下限を０．８５とすると、そのときの比率α1 は０．６２となる。
【０１３２】
従って、上記範囲の比率α1 に補正係数βを掛けて、運転力率Ｐｆを０．８５以上にする補正係数βの範囲は次式となる。
【０１３３】
［数１９］
（０．６２／１．１）＜β＜（０．６２／０．７）
∴０．５６＜β＜０．８９
【０１３４】
補正係数βを大きくしておく方が、出力不平等軽減に対する大きな効果が得られるが、運転力率Ｐｆの低下を極力防ぐ目的で、数１９の範囲の概ね中間値の０．８を補正係数βの上限にするのが好ましい。また、以下に述べるシミュレーション結果から、補正係数βの下限は０．５でも、電圧上昇抑制に効果のあることが確かめられている。従って、補正係数βは０．５〜０．８の範囲が好ましい。
【０１３５】
補正係数βを上記範囲に設定しておくと、第２の進相無効電力Ｑb の出力量を適度に抑制して、運転力率Ｐｆの低下を小さくすることができる。しかもそのようにしても、連系点１８の基本波電圧および分散電源３０の運転力率Ｐｆを判断して、第１の進相無効電力Ｑa の増加または有効電力Ｐの減少を制御する手段（基本波電圧判断部５４、運転力率判断部５６、第１の無効電力演算部５８および有効電力制御部６０）を備えているので、連系点１８の基本波電圧が所定の電圧上限値Ｖlim を超えたり、分散電源３０の運転力率Ｐｆが所定の力率下限値Ｐｆlim より低下したりすることを防止することができる。
【０１３６】
（２）電圧上昇抑制装置５０および分散電源連系システムの他の実施形態
図５に示す例のように、上記電圧上昇抑制装置５０をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が、同じ変圧器の二次側の配電線（図５の例では同じ変圧器１４の二次側の低圧配電線１６。以下同様）に接続された分散電源連系システムの場合は、例えば、各電圧上昇抑制装置５０は、上記非整数倍次数であって互いに異なる次数ｍの注入電流Ｉm を注入しかつ当該注入次数ｍの電圧および電流を測定するものにするのが好ましい。例えば、注入次数ｍを２．２次、２．４次、２．６次、２．８次・・・などと、互いに異なる次数にする。
【０１３７】
そのようにすると、上記電圧上昇抑制装置５０をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続されていても、用いる注入次数ｍが各設備の電圧上昇抑制装置５０で互いに異なるので、複数の分散電源保有設備２０の電圧上昇抑制装置５０が互いに干渉することなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。従って、各分散電源３０から適正な進相無効電力Ｑを出力させることができる。
【０１３８】
同じ変圧器の二次側でない場合は、間に変圧器を介在させることになり、当該変圧器の大きなインピーダンスを介在させることになるので、上記のように注入次数ｍを互いに異ならせなくても、複数の分散電源保有設備２０の電圧上昇抑制装置５０が互いに干渉するのを防止することができる。
【０１３９】
あるいは、上記電圧上昇抑制装置５０をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続された分散電源連系システムの場合は、各電圧上昇抑制装置５０は、上記非整数倍次数であって互いに同じ次数ｍの注入電流Ｉm を注入しかつ当該注入次数の電圧および電流を測定するものとし、かつ各電圧上昇抑制装置５０は、図１３に示す例のように、上記注入電流Ｉm の注入ならびに上記注入次数ｍの電圧および電流の測定のタイミングが、各電圧上昇抑制装置５０間で互いに重複することを防止する重複防止手段としての重複防止部１２４を備えているものにしても良い。
【０１４０】
重複防止部１２４は、電流注入部７２および比率演算部６２を制御して、上記注入および測定のタイミングが各電圧上昇抑制装置５０間で互いに重複することを防止する。
【０１４１】
重複防止部１２４は、例えば、乱数発生手段を有していて、上記注入および測定のタイミングを、乱数によって決めるものでも良い。
【０１４２】
あるいは、重複防止部１２４は、ＬＡＮのような情報通信分野におけるアクセス制御に用いられている、ＣＳＭＡ／ＣＤ方式（簡単に言うと、ネットワーク上でデータの衝突を監視し、衝突が検出されると、データを送信した機器は、一定時間を待ってからデータを再送信するという方式）やトークンリング方式（簡単に言うと、トークンと呼ばれる特殊なデータを巡回させ、トークンを取得した機器がデータの送信ができるという方式）と同様の機能を有するものでも良い。
【０１４３】
上記のようにすると、上記電圧上昇抑制装置５０をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続されていても、注入電流Ｉm の注入ならびにその注入次数ｍの電圧および電流の測定のタイミングが各設備の電圧上昇抑制装置５０で互いに異なるので、複数の分散電源保有設備２０の電圧上昇抑制装置５０が互いに干渉することなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。従って、各分散電源３０から適正な進相無効電力Ｑを出力させることができる。
【０１４４】
図１４に示す例のように、分散電源保有設備２０が連系変圧器１２６を有していて高圧配電線１０に連系している場合、連系点１８の電圧Ｖd を測定することが難しい場合がある。この場合、測定点３６から見た配電系統２側のインピーダンスを測定し、その抵抗／リアクタンスの比率α2 を測定すると、連系変圧器１２６のインピーダンスｒt ＋ｊｘt が加わるため、比率α2 は次式で示す値となる。
【０１４５】
［数２０］
α2 ＝（ｒ＋ｒt ）／（ｘ＋ｘt ）
【０１４６】
そこで、上記比率α2 から、連系変圧器１２６の一次側すなわち連系点１８から見た配電系統２の比率α1 （＝ｒ／ｘ）への変換係数として、次式で示す変換係数γを考える。
【０１４７】
［数２１］
γ＝α1 ／α2
＝｛ｒ／ｘ｝／｛（ｒ＋ｒt ）／（ｘ＋ｘt ）｝
＝（１＋ｘt ／ｘ）／（１＋ｒt ／ｒ）
【０１４８】
測定点３６における二次側電圧Ｖt2を用いて、前述した方法によって、測定点３６から配電系統２を見た全体のインピーダンス（ｒ＋ｒt ）＋ｊ（ｘ＋ｘt ）ならびにその抵抗成分およびリアクタンス成分を測定することができる。かつ、連系変圧器１２６の抵抗ｒt およびリアクタンスｘt は既知である。これらを用いて、上記数２１に従って、変換係数γを算出することができる。
【０１４９】
その結果、上記比率α2 および変換係数γを用いて、前述した（数１１参照）第２の進相無効電力Ｑb は、次式により算出することができる。従ってこの演算を、上記第２の無効電力演算部６４（図７中のステップ４０４）において行えば良い。
【０１５０】
［数２２］
Ｑb ＝α1 ・β・Ｐ＝γ・α2 ・β・Ｐ
【０１５１】
（３）電圧上昇抑制のシミュレーション結果
図５に示した分散電源連系システムを模した図１５のモデルを用いて、電圧上昇抑制制御のシミュレーションを行った結果を説明する。
【０１５２】
図１５に示すモデルは、２０ｋＶＡの単相３線式の変圧器（柱状変圧器）１４の二次側の低圧配電線１６に、定格出力５ｋＷの分散電源３０を有する分散電源保有設備２０を３台接続した例である。変圧器１４のインピーダンスＺt は、０．０１６＋ｊ０．０２１Ωとした。低圧配電線１６のインピーダンスＺd は、０．０１１＋ｊ０．０１２Ωとし、線路抵抗が大のときは、０．０１７＋ｊ０．０１３Ωとした。
【０１５３】
各分散電源保有設備２０は、時刻２秒から１ｋＷ／秒で出力（有効電力Ｐ）を増加させ、時刻７秒以降は出力を５ｋＷに固定した。これは、各分散電源保有設備２０の分散電源３０が太陽光発電システムであって、雲が晴れて日射量が５秒間で急増した場合を模擬したものである。
【０１５４】
上記条件における変圧器至近点１７および各連系点１８の電圧（これは接地間で１００Ｖ級）、各設備２０から出力する有効電力Ｐ、進相無効電力Ｑおよび運転力率Ｐｆを、表１に示す各方式に分けて測定した結果を、図１６〜図２７に示す。図６に示す電圧上昇抑制装置５０の各部の具体的構成は、図８〜図１２を参照して説明したものを採用した。なお、進相無効電力Ｑはこのシミュレーションでは負の値で表示している。また初期に運転力率Ｐｆが急増しているが、これは制御開始当初だけの現象であり、特に支障はない。
【０１５５】
【表１】
【０１５６】
図２に示す機能の従来の電圧上昇抑制装置使用の場合、図１６、図１７に示すように、各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に抑えられている。末端の設備２０に着目すると、時刻ｔ1 で電圧Ｖd3が電圧上限値１０７Ｖに達し、それに応答して進相無効電力Ｑ3 が増大し、時刻ｔ2 で運転力率Ｐｆ3 が力率下限値０．８５に達し、それに応答して有効電力Ｐ3 が減少を開始している。この方式では、図１７に示すように、末端の設備２０からの有効電力Ｐは約２ｋＷしか出ておらず、電圧上昇抑制に伴って、低圧配電線１６に接続されている位置によって、有効電力Ｐ等に不平等が生じている。
【０１５７】
図６に示す電圧上昇抑制装置使用（β＝１）の場合は、図１８、図１９に示すように、有効電力Ｐの増大が始まると、それに伴って進相無効電力Ｑも増大を始めている。これは、前述した第２の進相無効電力Ｑb が寄与しているからである。各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に余裕を持って抑えられている。この方式では、有効電力Ｐの不平等は解消されているけれども、電圧上昇抑制に伴って、運転力率Ｐｆ3 が３台とも力率下限値０．８５まで低下している。従って、３台合わせた系統力率の低下も大きい。これは、補正係数β＝１の場合、有効電力Ｐの増大に伴う第２の進相無効電力Ｑb の増大が大きいからである。
【０１５８】
図６に示す電圧上昇抑制装置使用（β＝０．５）の場合は、図２０、図２１に示すように、有効電力Ｐの増大が始まると、それに伴って進相無効電力Ｑも増大を始めている。これは、前述した第２の進相無効電力Ｑb が寄与しているからである。しかし、進相無効電力Ｑの増大は緩やかである。β＝０．５としたからである。各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に抑えられている。この方式では、電圧上昇抑制に伴う有効電力Ｐの不平等は解消されており、しかも有効電力Ｐの増大に伴う進相無効電力Ｑの増大は緩やかで、運転力率Ｐｆは３台とも約０．９５に良くなっている。従って、３台合わせた系統力率の低下も少ない。
【０１５９】
図２に示す機能の従来の電圧上昇抑制装置使用（線路抵抗大）の場合は、図２２、図２３に示すように、各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に抑えられている。末端の設備２０に着目すると、時刻ｔ3 で電圧Ｖd3が電圧上限値１０７Ｖに達し、それに応答して進相無効電力Ｑ3 が増大し、時刻ｔ4 で運転力率Ｐｆ3 が力率下限値０．８５に達し、それに応答して有効電力Ｐ3 が減少を開始している。この方式では、図２３に示すように、末端の設備２０の有効電力Ｐ3 はほぼ０であり、電圧上昇抑制に伴って、低圧配電線１６に接続されている位置によって、有効電力Ｐ等に大きな不平等が生じている。これは、線路抵抗が大きい場合に、電圧上昇値ΔＶがより大きくなるからである。
【０１６０】
図６に示す電圧上昇抑制装置使用（線路抵抗大、β＝１）の場合は、図２４、図２５に示すように、有効電力Ｐの増大が始まると、それに伴って進相無効電力Ｑも増大を始めている。これは、前述した第２の進相無効電力Ｑb が寄与しているからである。各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に余裕を持って抑えられている。この方式では、有効電力Ｐの不平等は解消されているけれども、電圧上昇抑制に伴って、運転力率Ｐｆが３台とも力率下限値０．８５まで低下している。従って、３台合わせた系統力率の低下も大きい。これは、補正係数β＝１の場合、有効電力Ｐの増大に伴う第２の進相無効電力Ｑb の増大が大きいからである。
【０１６１】
図６に示す電圧上昇抑制装置使用（線路抵抗大、β＝０．５）の場合、図２６、図２７に示すように、有効電力Ｐの増大が始まると、それに伴って進相無効電力Ｑも増大を始めている。これは、前述した第２の進相無効電力Ｑb が寄与しているからである。しかし、進相無効電力Ｑの増大は緩やかである。β＝０．５としたからである。各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に抑えられている。末端の設備２０に着目すると、時刻ｔ5 で電圧Ｖd3が電圧上限値１０７Ｖに達し、それに応答して進相無効電力Ｑ3 が増大し（これは前述した第１の進相無効電力Ｑa が増大するからである）、時刻ｔ6 で運転力率Ｐｆ3 が力率下限値０．８５に達し、それに応答して有効電力Ｐ3 の増大も止まっている。この場合も、線路抵抗が大きくて電圧上昇値ΔＶが大きくなりやすいけれども、電圧上昇抑制に伴う有効電力Ｐの不平等は解消されており、しかも運転力率Ｐｆは約０．９５〜０．８５の範囲と、かなり良い。従って、３台合わせた系統力率の低下も少ない。このように、線路抵抗が大きくて、電圧上昇値ΔＶが大きくなりやすい場合でも、補正係数βを０．５にしても効果のあることが確かめられた。
【０１６２】
（４）分散電源３０の他の例
分散電源３０は、上記例の太陽光発電システム以外のものでも良い。例えば、インバータを用いる例を挙げると、分散電源３０は、燃料電池と上記インバータ３４のようなインバータとを有する燃料電池発電設備等でも良い。あるいは、交流発電機を有していてインバータを用いない例を挙げると、分散電源３０は、コージェネレーション発電設備、風力発電設備等でも良い。上記電圧上昇抑制装置５０からの指令信号（具体的には上記有効電力指令値Ｐcom 、進相無効電力指令値Ｑcom ）に応答して、交流発電機から出力する有効電力および／または無効電力を指令値に制御する技術は、公知の技術を利用することができる。簡単に説明すれば、交流発電機の出力電圧の位相を制御することによって、有効電力を制御することができる。交流発電機の界磁を制御して出力電圧の大きさを制御することによって、無効電力を制御することができる。
【符号の説明】
【０１６３】
２ 配電系統
１６ 低圧配電線
１８ 連系点
２０ 分散電源保有設備
３０ 分散電源
５０ 電圧上昇抑制装置
５４ 基本波電圧判断部
５６ 運転力率判断部
５８ 第１の無効電力演算部
６０ 有効電力制御部
６２ 比率演算部
６４ 第２の無効電力演算部
６６ 合計無効電力演算部
６８ 限界無効電力演算部
７０ 無効電力制御部
７２ 電流注入部
１２４ 重複防止部
Ｐ 有効電力
Ｑ 進相無効電力
α1 、α2 比率
【技術分野】
【０００１】
この発明は、配電系統に接続された分散電源保有設備の分散電源を制御して、当該配電系統の電圧上昇を抑制する電圧上昇抑制装置に関する。更に、当該電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が配電系統に接続された分散電源連系システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
例えば太陽光発電システム（略称ＰＶ）等の分散電源であって、逆潮流有り（即ち、分散電源から系統側へ向かう有効電力の流れ有り）の分散電源を有する分散電源保有設備を、配電系統に複数（例えば多数）接続して、分散電源連系システムを構成することが従来から行われている。
【０００３】
その一例を図１に示す。この分散電源連系システムは、上位系統１に、高圧配電線１０、変圧器１４および低圧配電線１６を有する配電系統２が接続され、更にこの低圧配電線１６に、分散電源（例えば図３、図４の分散電源２０２参照）を有する複数の分散電源保有設備２００が接続された構成をしている。各分散電源保有設備２００が配電系統２（この例では低圧配電線１６）に接続されている箇所を連系点１８と呼ぶ。
【０００４】
このような分散電源連系システムにおける主要な課題の一つに、逆潮流によって連系点１８の電圧が上昇して、当該電圧が電気事業法等で定められている所定の上限値（例えば１０７Ｖ）を超える恐れがあるという課題がある。
【０００５】
そこで、上記電圧上昇を抑制するために、非特許文献１には、例えば図２に示すような機能を有する電圧上昇抑制装置を分散電源保有設備２００に設けることが提案されている（例えば９９頁参照）。
【０００６】
この電圧上昇抑制装置は、連系点１８における電圧（具体的には基本波電圧）を測定し（ステップ３０１）、当該電圧が所定の上限値（例えば１０７Ｖ）より高いか否かを判断する（ステップ３０２）。高ければ、更に運転力率が所定の下限値（例えば０．８５）以上か否かを判断し（ステップ３０３）、運転力率が下限値以上の場合は自設備の分散電源を制御してそれから出力する進相無効電力Ｑを、上記電圧とその上限値との差に応じて増加させる（ステップ３０４）。運転力率が下限値よりも小さければ自設備の分散電源を制御してそれから出力する有効電力Ｐを、上記電圧とその上限値との差に応じて減少させる（ステップ３０５）。これによって、連系点１８の電圧を上限値以下に抑えることができる。
【０００７】
その原理の要点を説明すると次のとおりである。なお、この出願では、分散電源保有設備２００（または後述する２０。以下同様）から配電系統２へ流れる有効電力をＰ、進相無効電力をＱとしている。
【０００８】
配電系統２のインピーダンスをｒ＋ｊｘ（ｒは抵抗、ｘはリアクタンス。図３等を参照）とすると、上記有効電力Ｐおよび進相無効電力Ｑが流れることによる電圧上昇値ΔＶは次式で表される。なお、上位系統１のインピーダンスは、配電系統２のインピーダンスに比べて遥かに小さいので、説明を簡略化するために、この出願では無視している。
【０００９】
［数１］
ΔＶ＝Ｐ・ｒ−Ｑ・ｘ
【００１０】
これを電流で表現すると、分散電源保有設備２００から配電系統２へ流れる有効電流をＩp 、進相無効電力をＩq とすると、電圧上昇値ΔＶは次式で表される。
【００１１】
［数２］
ΔＶ＝Ｉp ・ｒ−Ｉq ・ｘ
【００１２】
上記数１から分かるように、進相無効電力Ｑの増加（ステップ３０４）または有効電力Ｐの減少（ステップ３０５）を行うことによって、電圧上昇値ΔＶを小さくすることができるので、連系点１８の電圧上昇を抑えることができる。
【００１３】
なお、図２におけるステップ３０６〜３０９の処理は、電圧が上限値以下の場合のものであるので、ここではその詳しい説明を省略する。
【００１４】
連系点１８の電圧上昇を抑制する他の技術として、特許文献１および非特許文献２には、配電系統２の数３で表される制御パラメータα（即ち、配電系統２の抵抗ｒのリアクタンスｘに対する比率）を、出力電流の変化による連系点１８の基本波（例えば６０Ｈｚ。以下同様）電圧の変化分を測定することによって求め、それを用いて、分散電源保有設備２００から出力する進相無効電力Ｑを数４となるように制御する技術が記載されている（後でもう少し詳しく説明する）。この数４は、簡単に言えば、上記数１のΔＶ＝０と置いたものに等しい。
【００１５】
［数３］
α＝ｒ／ｘ
【００１６】
［数４］
Ｑ＝（ｒ／ｘ）Ｐ＝α・Ｐ
【００１７】
特許文献２および非特許文献３は、後で参照する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１８】
【特許文献１】特開２００６−１５８１７９号公報（段落０００８−０００９、００１６）
【特許文献２】特開２００１−１２８３６６号公報
【非特許文献】
【００１９】
【非特許文献１】「系統連系規程」、ＪＥＡＣ ９７０１−２００６、社団法人日本電気協会 系統連系専門部会、平成１８年８月３０日第４版第２刷発行、頁９９他
【非特許文献２】内山倫行、他３名、「大規模太陽光発電システムの無効電力制御による電圧変動制御」、電学論Ｂ、１３０巻３号、２０１０年、頁２９７−３０４
【非特許文献３】山本文雄、外３名、「分散電源の単独運転検出装置の開発−次数間高調波注入方式−」、電気設備学会誌、社団法人電気設備学会、平成１６年１２月１０日、第２４巻、第１２号、頁９４３（５７）−９５２（６６）
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００２０】
複数の分散電源保有設備２００が上記非特許文献１に記載の機能を有する電圧上昇抑制装置をそれぞれ備えている場合、当該分散電源保有設備２００が配電系統に接続されている位置（即ち上流側か下流側か）によって、自設備の分散電源から出力する電力に関して、電圧上昇抑制のために必要な進相無効電力Ｑの増加量または有効電力Ｐの減少量に差が生じて不平等になるという課題がある。この出願において、「上流側」とは上位系統１（換言すれば系統電源、上位の変圧器）に近い側を言い、「下流側」とはその反対側を言う。
【００２１】
これは、簡単に言えば、自設備の連系点１８の電圧は、変圧器１４の２次電圧に、自設備よりも上流側の電圧上昇値ΔＶを合計した電圧が加算されるので、下流側端に近づくほど連系点１８の電圧が高くなるからである。
【００２２】
従って、下流側の分散電源保有設備２００ほど、上流側の分散電源保有設備２００に比べて、その連系点１８の電圧が上限値を超えやすくなるので、連系点１８の電圧上昇抑制のために、自設備内の分散電源から進相無効電力Ｑを多く出力したり、有効電力Ｐを大きく減少させたりしなければならない。ちなみに、進相無効電力Ｑは分散電源におけるロスを増加させるので、進相無効電力Ｑを増加させるのには電源容量の観点から限りがある。
【００２３】
このように、分散電源保有設備２００が配電系統２に接続されている位置によって、上記のような差が生じるのは不平等である。例えば、分散電源保有設備２００が売電（有効電力Ｐを電力会社に売ること）をしている場合には、売電による収入に差が生じてしまう。自設備よりも上流側で既に電圧がほぼ上限値まで上昇している場合もあり、その場合はいくら自設備で頑張っても、連系点１８の電圧を上限値以下に抑えることはできない。従って殆ど売電できないことも起こり得る。
【００２４】
例えば分散電源が太陽光発電システムの場合、同一地域ではほぼ同様の日射量があり、ほぼ同量の発電ができるのに、下流側の分散電源ほど活用できる電力が減り、利用率が低下することが起こり得る。
【００２５】
特許文献１および非特許文献２に記載の技術は、各分散電源保有設備２００がそれぞれ、自設備が出力する有効電力Ｐに比例させて進相無効電力Ｑを出力するので、大まかに言えば、非特許文献１に記載の技術のような不平等発生の課題は解決することができるけれども、制御パラメータαを求めることに関してそれぞれ次の課題がある。
【００２６】
特許文献１に記載の技術は、自設備から出力する有効電力（具体的には基本波有効電流）および無効電力（具体的には基本波無効電流）を人為的に変化させて上記制御パラメータαを求める。この原理の概略を図３を参照して説明する。
【００２７】
基本波有効電流Ｉp の変化ΔＩp による連系点１８の基本波電圧の変化分δＶp 、基本波無効電流Ｉq の変化ΔＩq による連系点１８の基本波電圧の変化分δＶq には、次式の関係がある。ｒ、ｘは、それぞれ、前述した配電系統２の抵抗、リアクタンスである。
【００２８】
［数５］
δＶp ＝ΔＩp ・ｒ
δＶq ＝ΔＩq ・ｘ
【００２９】
この両者を用いて次式の演算を行って、制御パラメータαm を求める。
【００３０】
［数６］
αm ＝（δＶp ／ΔＩp ）／（δＶq ／ΔＩq ）＝ｒ／ｘ
【００３１】
このようにして算出された制御パラメータαm ＝ｒ／ｘは、数３に示した真の制御パラメータα＝ｒ／ｘと同じであるので、上記方法によって制御パラメータαを正しく算出することができる。
【００３２】
しかし、この特許文献１に記載の技術には、配電系統の基本波電力に人為的な擾乱を与えることになるという課題がある。
【００３３】
非特許文献２に記載の技術は、上記とほぼ同様の原理によって上記制御パラメータαを求めるけれども、自設備から出力する有効電力（具体的には基本波有効電流）および無効電力（具体的には基本波無効電流）の自然の変動を利用して制御パラメータαを求めるので、配電系統に人為的な擾乱を与えずに済む。しかし、制御パラメータαを正しく算出することができない場合がある。これを以下に説明する。
【００３４】
図４に示す例のように、非特許文献２に記載の技術を採用している分散電源保有設備２００ａ（これを自設備２００ａと呼ぶ）に着目すると、その近くに、通常の（即ち、上記非特許文献１の２９頁にも記載されているように、力率１００％運転を行う）分散電源保有設備２００ｂが接続されている場合を取り上げる。両設備２００ａ、２００ｂの容量は、ここでは説明を簡単にするために、同一容量とする。両設備２００ａ、２００ｂの分散電源２０２が太陽光発電システムの場合、両方の太陽光発電システムは日射を同様に浴びるため、有効電流Ｉp1とＩp2とは互いに同じように変化する。即ち両者の変化分ΔＩp1＝ΔＩp2となる。自設備２００ａの無効電流の変化をΔＩq1とする。
【００３５】
このような事態は、太陽光発電システムに限らず、近接する風力発電設備同士など、他の再生可能エネルギー利用発電でも一般に起こり得る。また、今後予想される、太陽光等の再生可能エネルギー電源の電力系統への大量連系が実現すると、このような事態が発生する可能性はより高まる。
【００３６】
このような場合、基本波有効電流の変化による自設備２００ａの連系点電圧の変化分δＶp1は次式となる。上記のようにΔＩp2＝ΔＩp1だからである。
【００３７】
［数７］
δＶp1＝（ΔＩp2による電圧上昇）＋（ΔＩp1による電圧上昇）
＝ΔＩp1・ｒ＋ΔＩp1・ｒ
＝ΔＩp1・２ｒ
【００３８】
基本波無効電流の変化による自設備２００ａの連系点電圧の変化分δＶq1は次式となる。
【００３９】
［数８］
δＶq1＝ΔＩq1・ｘ
【００４０】
上記数６の場合と同様に、数７、数８のδＶp1、δＶq1を用いて次式の演算を行って、制御パラメータαm を求める。
【００４１】
［数９］
αm ＝（δＶp1／ΔＩp1）／（δＶq1／ΔＩq1）＝２（ｒ／ｘ）
【００４２】
このようにして算出された制御パラメータαm ＝２（ｒ／ｘ）は、数３に示した真の制御パラメータα＝ｒ／ｘの２倍となっている。つまりこの場合は、制御パラメータαを正しく算出することができない。
【００４３】
従ってこの場合は、非特許文献２に記載の技術を採用している自設備２００ａは、Ｑ＝α・Ｐという前述した（数４参照）無効電力制御を行うに当たり、本来の２倍の量の進相無効電力Ｑを出力することになり、余計な無効電力負担を背負ってしまうことになる。それによって様々な不都合が生じる。例えば、自設備２００ａ内の分散電源２０２の運転力率が非常に悪化する。また、上記量の進相無効電力Ｑを出力することができなければ、連系点１８の電圧上昇値ΔＶを所定の上限値（例えば１０７Ｖ）以下に抑制することができなくなる。
【００４４】
近在の分散電源保有設備２００ｂの容量が自設備２００ａの容量と異なっていても、上記と同様の事象が発生する。
【００４５】
なお、非特許文献２記載の技術は、実際は上記原理を少し変形して応用したものであるが、原理は同じであるので、ここではその詳細説明を省略する。
【００４６】
そこでこの発明は、連系点の電圧上昇抑制制御において、分散電源保有設備が配電系統に接続されている位置による不平等を軽減することができ、しかも、配電系統に擾乱を与えることなく制御パラメータを正しく算出して、分散電源から適正な進相無効電力を出力させることができる電圧上昇抑制装置を提供することを主たる目的としている。
【課題を解決するための手段】
【００４７】
この発明に係る電圧上昇抑制装置は、配電系統に接続された分散電源保有設備の分散電源を制御して、当該配電系統の電圧上昇を抑制する電圧上昇抑制装置であって、
前記配電系統と前記分散電源保有設備との連系点における基本波電圧が所定の電圧上限値よりも高いか否かを判断する基本波電圧判断手段と、
前記基本波電圧判断手段における判断結果が肯定の場合に、前記分散電源の運転力率が所定の力率下限値以上か否かを判断する運転力率判断手段と、
前記運転力率判断手段における判断結果が肯定の場合に、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じた第１の進相無効電力を演算して出力する第１の無効電力演算手段と、
前記運転力率判断手段における判断結果が否定の場合に、前記分散電源を制御して当該分散電源から出力する有効電力を、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じて減少させる有効電力制御手段と、
前記配電系統の基本波の非整数倍次数の注入電流を前記配電系統に注入する電流注入手段と、
前記連系点における前記注入次数の電圧および電流を用いて、前記連系点から見た前記配電系統の基本波成分の抵抗（ｒ1 ）、リアクタンス（ｘ1 ）および前者の後者に対する比率（α1 ＝ｒ1 ／ｘ1 ）を演算する比率演算手段と、
前記分散電源から出力される有効電力、前記比率および０＜β＜１なる補正係数βを互いに掛け合わせて、第２の進相無効電力を演算して出力する第２の無効電力演算手段と、
前記第１および第２の進相無効電力を互いに加算して、合計進相無効電力を演算して出力する合計無効電力演算手段と、
前記分散電源から出力される有効電力および前記力率下限値を用いて、当該有効電力のときに前記力率下限値を実現する限界進相無効電力を演算する限界無効電力演算手段と、
前記合計進相無効電力を、その上限を前記限界進相無効電力の値に抑制して進相無効電力指令値として前記分散電源に供給して、前記分散電源から出力する進相無効電力を当該進相無効電力指令値に制御する無効電力制御手段とを備えている、ことを特徴としている。
【００４８】
上記補正係数βは０．５〜０．８の範囲に設定しておいても良い。
【００４９】
この発明に係る電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続された分散電源連系システムの場合は、各電圧上昇抑制装置間で、注入次数を互いに異ならせるか、または、注入および測定のタイミングを互いに異ならせるのが好ましい。
【発明の効果】
【００５０】
請求項１に記載の発明によれば次の効果を奏する。
【００５１】
前述した制御パラメータαに相当する比率α1 を用いて、Ｑb ＝α1 ・β・Ｐなる演算を行って第２の進相無効電力Ｑb を求めて、それを進相無効電力制御の一部に用いるので、進相無効電力制御に、自設備の分散電源から出力する有効電力Ｐに比例させて第２の進相無効電力Ｑb を出力させる制御が加味されることになり、それによって非特許文献１に記載の技術のような不平等発生を軽減することができる。
【００５２】
上記比率α1 を求めるために、この発明に係る電圧上昇抑制装置では、配電系統に自然には殆ど存在しない、基本波の非整数倍次数の注入次数の注入電流を電流注入手段から配電系統に注入するので、この注入電流は小さなもので良く、従って配電系統に擾乱を与えずに済む。
【００５３】
比率演算手段によって、自設備の上記注入次数の電圧および電流を測定して上記比率α1 を求めるので、この発明に係る電圧上昇抑制装置を有している自設備の近くに、他の分散電源保有設備が存在していても、例えば上述した力率１００％運転を行う他の分散電源保有設備が存在していても、それの影響を受けることなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。また仮に、自設備の近くに、この発明に係る電圧上昇抑制装置を有している他の分散電源保有設備が存在している場合でも、それの対策方法は幾つかある。例えば、注入次数は、配電系統の基本波の場合のような唯一の次数（即ち１次。例えば６０Ｈｚ）とは違って、多数の次数の内から選択することができるので、自設備と他設備とが使用する注入次数を互いに異ならせることは容易であり、それによって相互の干渉を排除して、上記比率α1 を正しく算出することができる。従っていずれの場合も、分散電源から適正な進相無効電力を出力させることができる。
【００５４】
また、分散電源が配電系統に複数連系されていると、他の分散電源の出力（有効電力）によって系統電圧が上昇する。また、０＜β＜１の補正係数βにより、進相無効電力Ｑが上記数４で示されるＱの値より小さくなるため、自設備の出力（有効電力Ｐ）によっても系統電圧が上昇する。これらによる電圧上昇が加算され、自設備の連系点の基本波電圧が所定の電圧上限値を超える事象が起こりうる。そこでこのことを考慮して、更に、連系点の基本波電圧および分散電源の運転力率を判断して、第１の進相無効電力の増加または有効電力の減少を制御する手段を備えているので、連系点の基本波電圧が所定の電圧上限値を超えることを防止することができる。また、分散電源の運転力率が所定の力率下限値より低下することを防止することができる。上記手段は、基本波電圧の測定、基本波出力電流の制御によって測定、制御を実施するため、上記比率α1 の測定のための電流注入および電圧測定に対して、相互に干渉しない。
【００５５】
更に、分散電源から出力させる進相無効電力を限界進相無効電力の値に制限する手段を備えているので、分散電源の運転力率が所定の力率下限値より低下することを確実に防止することができる。
【００５６】
請求項２に記載の発明によれば次の更なる効果を奏する。即ち、補正係数βを上記範囲に設定しているので、第２の進相無効電力の出力量を適度に抑制して、運転力率の低下を小さくすることができる。しかもそのようにしても、連系点の基本波電圧および分散電源の運転力率を判断して、第１の進相無効電力の増加または有効電力の減少を制御する手段を備えているので、連系点の基本波電圧が所定の電圧上限値を超えたり、分散電源の運転力率が所定の力率下限値より低下したりすることを防止することができる。
【００５７】
請求項３に記載の発明によれば、請求項１、２に記載の発明の効果に加えて、次の更なる効果を奏する。即ち、請求項１または２に記載の電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続されていても、用いる注入次数が各設備の電圧上昇抑制装置で互いに異なるので、複数の分散電源保有設備の電圧上昇抑制装置が互いに干渉することなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。従って、各分散電源から適正な進相無効電力を出力させることができる。
【００５８】
請求項４に記載の発明によれば、請求項１、２に記載の発明の効果に加えて、次の更なる効果を奏する。即ち、請求項１または２に記載の電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続されていても、注入電流の注入ならびにその注入次数の電圧および電流の測定のタイミングが各設備の電圧上昇抑制装置で互いに異なるので、複数の分散電源保有設備の電圧上昇抑制装置が互いに干渉することなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。従って、各分散電源から適正な進相無効電力を出力させることができる。
【図面の簡単な説明】
【００５９】
【図１】複数の分散電源保有設備が配電系統に接続された従来の分散電源連系システムの一例を示す単線接続図である。
【図２】非特許文献１に記載の電圧上昇抑制装置の機能の一例を示すフローチャートである。
【図３】基本波電圧および基本波電流を測定して制御パラメータαを求める方法の従来例を説明するための図である。
【図４】基本波電圧および基本波電流を測定して制御パラメータαを求める従来例の課題を説明するための図である。
【図５】この発明に係る分散電源連系システムの一例を示す単線接続図である。
【図６】各分散電源保有設備およびそれを構成する電圧上昇抑制装置の構成の一例を示す図である。
【図７】図６中の電圧上昇抑制装置の動作の一例を示すフローチャートである。
【図８】基本波電圧判断部および運転力率判断部の構成の一例を示すブロック図である。
【図９】第１の無効電力演算部の構成の一例を示すブロック図である。
【図１０】有効電力制御部の構成の一例を示すブロック図である。
【図１１】比率演算部の構成の一例を示すブロック図である。
【図１２】第２の無効電力演算部、合計無効電力演算部、限界無効電力演算部および無効電力制御部の構成の一例を示すブロック図である。
【図１３】各分散電源保有設備およびそれを構成する電圧上昇抑制装置の構成の他の例を示す図である。
【図１４】分散電源保有設備が高圧連系用の連系変圧器を有する場合の例を示す図である。
【図１５】シミュレーションに用いた分散電源連系システムのモデルを示す図である。
【図１６】図２に示す機能を有する従来の電圧上昇抑制装置を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図１７】図２に示す機能を有する従来の電圧上昇抑制装置を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図１８】図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝１とした）を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図１９】図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝１とした）を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２０】図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝０．５とした）を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２１】図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝０．５とした）を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２２】配電線の抵抗が大きい場合に、図２に示す機能を有する従来の電圧上昇抑制装置を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２３】配電線の抵抗が大きい場合に、図２に示す機能を有する従来の電圧上昇抑制装置を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２４】配電線の抵抗が大きい場合に、図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝１とした）を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２５】配電線の抵抗が大きい場合に、図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝１とした）を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２６】配電線の抵抗が大きい場合に、図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝０．５とした）を用いたときの変圧器至近電圧および各連系点電圧のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２７】配電線の抵抗が大きい場合に、図６に示す例の電圧上昇抑制装置（但しβ＝０．５とした）を用いたときの各分散電源から出力する有効電力、進相無効電力および運転力率のシミュレーション結果の一例を示す図である。
【図２８】配電系統に注入電流を注入したときに連系点に発生する電圧を説明するための図である。
【発明を実施するための形態】
【００６０】
（１）電圧上昇抑制装置５０および分散電源連系システムの一実施形態
図５に、この発明に係る分散電源連系システムの一例を示す。この分散電源連系システムは、分散電源（図６の分散電源３０参照）をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が配電系統２に（この実施形態では低圧配電線１６に。以下同様）接続された構成をしている。その接続箇所を連系点１８と呼ぶ。
【００６１】
配電系統２は、この例では、上位系統１に高圧配電線１０が接続され、その高圧配電線１０に変圧器１４を介して低圧配電線１６が接続された構成をしている。
【００６２】
低圧配電線１６に、複数の分散電源保有設備２０が接続されている。より具体例を挙げると、逆潮流有りの契約をしている低圧連系の分散電源保有設備２０が多数高い密度で接続されている（これを低圧高密度連系と言う）。変圧器１４は、例えば、６６００Ｖ／２００Ｖの単相３線式の柱上変圧器である。
【００６３】
各分散電源保有設備２０は、例えば、分散電源を有する発電設備、家庭、スーパーマーケット、工場、その他の設備である。
【００６４】
各分散電源保有設備２０の構成の一例を図６に示す。この分散電源保有設備２０は、連系点１８に接続された分散電源３０と、この分散電源３０を制御する電圧上昇抑制装置５０とを備えている。連系点１８の電圧Ｖd は計器用変圧器４０によって測定されて電圧上昇抑制装置５０に与えられる。連系点１８を流れる電流Ｉd は計器用変流器４２によって測定されて電圧上昇抑制装置５０に与えられる。
【００６５】
分散電源３０は、この実施形態では、太陽電池３２と、その出力を交流電力に変換するインバータ（逆変換装置）３４とを有している。即ち、太陽光発電システム（略称ＰＶ）である。但しこれに限られるものではなく、他の例は後述する。
【００６６】
インバータ３４には、公知のインバータ（例えば上記非特許文献１の１６−１７頁参照）を利用することができる。外部からの制御信号（具体的には後述する有効電力指令値Ｐcom および進相無効電力指令値Ｑcom ）によって、インバータ３４から出力する有効電力Ｐおよび進相無効電力Ｑを制御することができ、その技術は公知である（例えば上記特許文献２参照）。
【００６７】
電圧上昇抑制装置５０は、この実施形態では、測定部５２、基本波電圧判断手段を構成する基本波電圧判断部５４、運転力率判断手段を構成する運転力率判断部５６、第１の無効電力演算手段を構成する第１の無効電力演算部５８、有効電力制御手段を構成する有効電力制御部６０、比率演算手段を構成する比率演算部６２、合計無効電力演算手段を構成する合計無効電力演算部６６、限界無効電力演算手段を構成する限界無効電力演算部６８、無効電力制御手段を構成する無効電力制御部７０および電流注入手段を構成する電流注入部７２を備えている。この電圧上昇抑制装置５０における動作の一例を図７に示し、これも参照しながら、各制御部等の説明を以下に行う。なお、各制御部等の構成の具体例は後述する。
【００６８】
測定部５２は、上記電圧Ｖd および電流Ｉd を用いて、分散電源３０から出力する有効電力Ｐおよび分散電源３０の運転力率Ｐｆを算出して、それを必要とする他の制御部に与える機能を有している（ステップ４０１、４０２）。但し、このような測定部５２を一括して設ける代わりに、上記有効電力Ｐ、運転力率Ｐｆを必要とする他の制御部に、それを算出する機能を持たせても良い。
【００６９】
基本波電圧判断部５４は、自設備の連系点１８における基本波電圧（配電系統２の基本波周波数（例えば６０Ｈｚ）の電圧）を測定して（ステップ４０５）、それが所定の電圧上限値（例えば１０７Ｖ）よりも高いか否かを判断する（ステップ４０６）ものである。
【００７０】
運転力率判断部５６は、基本波電圧判断部５４における判断結果が肯定の場合に、分散電源３０の運転力率Ｐｆの測定値が所定の力率下限値（例えば０．８５）以上か否かを判断する（ステップ４０７）ものである。
【００７１】
第１の無効電力演算部５８は、運転力率判断部５６における判断結果が肯定の場合に、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じた第１の進相無効電力Ｑa を演算して出力する（ステップ４０８）ものである。
【００７２】
有効電力制御部６０は、運転力率判断部５６における判断結果が否定の場合に、分散電源３０を制御して当該分散電源３０から出力する有効電力Ｐを、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じて減少させる（ステップ４０９）ものである。具体的には、有効電力指令値Ｐcom をインバータ３４に与えて制御する。
【００７３】
電流注入部７２は、配電系統２の基本波の非整数倍（即ち帯小数倍）次数ｍの注入電流Ｉm を出力してそれを配電系統２（具体的にはその低圧配電線１６）に注入する（ステップ４０３）ものである。注入次数ｍは、例えば、２．２次、２．４次、２．６次、２．８次等であるが、これに限られるものではない。
【００７４】
上記注入電流Ｉm を注入すると、図２８に示すように、連系点１８には、配電系統２の注入次数ｍのインピーダンスＺm に比例して、上記注入次数ｍの電圧Ｖm が発生する。これが連系点電圧Ｖd に含まれている。比率演算部６２は、自設備の連系点１８における前記注入次数ｍの電圧Ｖm および電流Ｉm を測定し、当該測定結果を用いて、連系点１８から見た配電系統２の基本波成分の抵抗ｒ1 、リアクタンスｘ1 および前者の後者に対する、次式で表される比率α1 を演算する（ステップ４０４の一部）ものである。
【００７５】
［数１０］
α1 ＝ｒ1 ／ｘ1
【００７６】
第２の無効電力演算部６４は、分散電源３０から出力される有効電力Ｐの測定値、前記比率α1 および０＜β＜１なる補正係数βを互いに掛け合わせて、次式で表される第２の進相無効電力Ｑb を演算して出力する（ステップ４０４）ものである。
【００７７】
［数１１］
Ｑb ＝α1 ・β・Ｐ
【００７８】
なお、ステップ４０３および４０４のフローチャート上での位置は、必ずしも図７に示す位置に限られるものではなく、他の位置に、例えばステップ４１０の直前に設けても良い。ステップ４１０における合計進相無効電力Ｑt の演算を行う前に、第２の進相無効電力Ｑb が算出できていれば良いからである。
【００７９】
合計無効電力演算部６６は、第１の進相無効電力Ｑa および第２の進相無効電力Ｑb を互いに加算して、次式で表される合計進相無効電力Ｑt を演算して出力する（ステップ４１０）ものである。
【００８０】
［数１２］
Ｑt ＝Ｑa ＋Ｑb
【００８１】
限界無効電力演算部６８は、分散電源３０から出力される有効電力Ｐの測定値および前記力率下限値を用いて、当該有効電力Ｐのときに前記力率下限値を実現する限界進相無効電力Ｑlim を演算して出力する（ステップ４１１の一部）ものである。
【００８２】
無効電力制御部７０は、前記合計進相無効電力Ｑt を、その上限を前記限界進相無効電力Ｑlim の値に抑制して進相無効電力指令値Ｑcom として分散電源３０（具体的にはそのインバータ３４）に供給して、分散電源３０から出力する進相無効電力Ｑを当該進相無効電力指令値Ｑcom に制御する（ステップ４１１）ものである。
【００８３】
なお、図７中のステップ４１３〜４１６の処理は、図２中のステップ３０６〜３０９の処理に相当しており、基本波電圧が上限値以下の場合のものである。このような処理機能は、本発明に必須のものではないので、ここではその詳しい説明を省略する。要は、ステップ４０６における判断が否定の場合に、ステップ４１０へ進めば良い。
【００８４】
次に、上記各制御部等の構成の具体例を説明する。
【００８５】
図８に示すように、基本波電圧判断部５４は、減算器８０および比較器８２を備えている。運転力率判断部５６は、比較器８４、ＮＯＴ回路８６およびＡＮＤ回路８８、８９を備えている。なお、複数の制御部に兼用する要素があるが（例えば、減算器８０、ＡＮＤ回路８８、８９）、説明を簡単にするために便宜的に、以下においてはどれか一つの制御部を構成するものとして説明している。
【００８６】
減算器８０は、上記連系点１８の電圧Ｖd から電圧上限値Ｖlim （例えば１０７Ｖ）を減算して次式で表される差電圧ＤＶを出力する。電圧上限値Ｖlim は電圧上昇抑制装置５０に設定、保存される。なお、電圧Ｖd に含まれる高調波電圧は基本波電圧に比べれば小さいので、以下の実施例では基本波電圧の代わりに電圧Ｖd を用いており、このようにしても実用上差し支えはない。
【００８７】
［数１３］
ＤＶ＝Ｖd −Ｖlim
【００８８】
比較器８２は、上記差電圧ＤＶが０Ｖより大きいか否かを判断して（図７中のステップ４０６に相当）、０Ｖよりも大きいときに論理値１の信号を出力してそれをＡＮＤ回路８８および８９に与える。
【００８９】
比較器８４は、自設備の分散電源３０の運転力率Ｐｆが力率下限値Ｐｆlim （例えば０．８５）以上か否かを判断して（ステップ４０７に相当）、力率下限値Ｐｆlim 以上のときに論理値１の信号を出力してそれをＡＮＤ回路８８およびＮＯＴ回路８６に与える。従って、ステップ４０７における判断がＹｅｓのときに、ＡＮＤ回路８８から論理値１の信号が出力される。力率下限値Ｐｆlim は電圧上昇抑制装置５０に設定、保存される。
【００９０】
ＮＯＴ回路８６は、比較器８４からの信号の論理値を反転させてそれをＡＮＤ回路８９に与える。従って、ステップ４０７における判断がＮｏのときにＡＮＤ回路８９から論理値１の信号が出力される。
【００９１】
図９に示すように、第１の無効電力演算部５８は、掛算器９０およびＰＩ制御部９１を備えている。
【００９２】
掛算器９０は、上記減算器８０からの差電圧ＤＶと上記ＡＮＤ回路８８からの信号とを掛け算して出力する。即ち、ＡＮＤ回路８８から出力される信号が論理値１のときに、差電圧ＤＶを出力する。
【００９３】
ＰＩ制御部９１は、掛算器９０からの差電圧ＤＶに係数Ｋp1、Ｋi1をそれぞれ掛けて出力する増幅器９２、９３と、増幅器９３からの出力を積分して出力する積分器９４と、この積分器９４の出力と増幅器９２の出力とを加算して上記第１の進相無効電力Ｑa として出力する加算器９５とを有している。例えばＫp1＝２×１０14、Ｋi1＝４×１０5 であるが、これに限られるものではない。
【００９４】
図１０に示すように、有効電力制御部６０は、掛算器９６、ＰＩ制御部９７および減算器１０２を備えている。
【００９５】
掛算器９６は、上記減算器８０からの差電圧ＤＶと上記ＡＮＤ回路８９からの信号とを掛け算して出力する。即ち、ＡＮＤ回路８９から出力される信号が論理値１のときに、差電圧ＤＶを出力する。
【００９６】
ＰＩ制御部９７は、掛算器９６からの差電圧ＤＶに係数Ｋp2、Ｋi2をそれぞれ掛けて出力する増幅器９８、９９と、増幅器９９からの出力を積分して出力する積分器１００と、この積分器１００の出力と増幅器９８の出力とを加算して有効電力減少量Ｐdnを出力する加算器１０１とを有している。例えばＫp2＝２×１０13、Ｋi2＝４×１０4 であるが、これに限られるものではない。
【００９７】
減算器１０２は、自設備の分散電源３０の最大有効電力出力Ｐmax （即ち有効電力抑制がない場合に出力可能な最大有効電力）から上記有効電力減少量Ｐdnを減算して、次式で表される有効電力指令値Ｐcom を出力する。より具体的には、この有効電力指令値Ｐcom を分散電源３０に（具体的にはそのインバータ３４に）与えて、当該分散電源３０から出力する有効電力Ｐをその値に制御する。
【００９８】
［数１４］
Ｐcom ＝Ｐmax −Ｐdn
【００９９】
なお、分散電源３０が太陽光発電システムの場合は、そのインバータ３４は通常、太陽電池３２の出力電圧を制御して当該太陽電池３２が出力する有効電力が最大になるように制御する（これはＰmax 制御と略称されている）。分散電源３０が太陽光発電システムの場合は、このＰmax 制御による有効電力が上記最大有効電力出力Ｐmax であると言うことができる。
【０１００】
図１１に示すように、比率演算部６２は、離散フーリエ変換器１０４、１０５、割算器１０６、分離器１０８、増幅器１１０および割算器１１２を備えている。
【０１０１】
離散フーリエ変換器１０４、１０５は、上記連系点の電圧Ｖd 、電流Ｉd （共にベクトル量）をそれぞれ離散フーリエ変換して、自設備の連系点１８における上記注入次数ｍの電圧Ｖm 、電流Ｉm （共にベクトル量）をそれぞれ抽出して出力する。
【０１０２】
割算器１０６は、次式の割算を行って、自設備の連系点１８から見た配電系統２の上記注入次数ｍのインピーダンスＺm （ベクトル量）を演算して出力する。
【０１０３】
［数１５］
Ｚm ＝Ｖm ／Ｉm
【０１０４】
図２８も参照して、自設備の連系点１８から見た配電系統２の上記注入次数ｍの抵抗をｒm 、リアクタンスをｘm とすると、上記インピーダンスＺm は次式で表すことができる。
【０１０５】
［数１６］
Ｚm ＝ｒm ＋ｊｘm
【０１０６】
そこで分離器１０８は、数１５の演算結果から実数部（抵抗分）と虚数部（リアクタンス分）とを分離して、上記注入次数ｍの抵抗ｒm およびリアクタンスｘm を分けて出力する。抵抗は周波数に依存しないので、この抵抗ｒm は、基本波成分の抵抗ｒ1 と等しい。
【０１０７】
増幅器１１０は、上記リアクタンスｘm に１／ｍを掛けて（換言すれば、上記リアクタンスｘm を注入次数ｍで割って）、基本波成分のリアクタンスｘ1 を演算して出力する。
【０１０８】
割算器１１２は、上記基本波成分の抵抗ｒ1 およびリアクタンスｘ1 を用いて、上記数１０に示した演算を行って、上記比率α1 を出力する。なお、この割算器１１２の出力部に平均化フィルタを設けて、それを通して比率α1 を出力するようにしても良い。
【０１０９】
図１２に示すように、第２の無効電力演算部６４は、増幅器１１４および掛算器１１６を備えている。
【０１１０】
増幅器１１４は、上記比率演算部６２からの比率α1 に上記補正係数βを掛けてα1 ・βを出力する。
【０１１１】
掛算器１１６は、自設備の分散電源３０から出力する有効電力Ｐと上記α1 ・βとを掛け合わせて、上記数１１に示した第２の進相無効電力Ｑb を演算して出力する。
【０１１２】
合計無効電力演算部６６は、加算器であり、上記無効電力演算部５８から与えられる第１の進相無効電力Ｑa と上記掛算器１１６から与えられる第２の進相無効電力Ｑb とを互いに加算して、上記数１２に示した合計進相無効電力Ｑt を演算して出力する。
【０１１３】
限界無効電力演算部６８は、上記有効電力Ｐおよび上記力率下限値Ｐｆlim を用いて、次式の演算を行って、上記限界進相無効電力Ｑlim を出力する。例えば、力率下限値Ｐｆlim ＝０．８５のときは、Ｑlim ＝０．６２Ｐなる演算を行う。このとき、限界無効電力演算部６８は単なる増幅器で良い。
【０１１４】
［数１７］
Ｑlim ＝ｔａｎ｛ｃｏｓ-1（Ｐｆlim ）｝・Ｐ
【０１１５】
無効電力制御部７０は、上記合計無効電力演算部６６から与えられる合計進相無効電力Ｑt を、その上限を上記限界無効電力演算部６８から与えられる限界進相無効電力Ｑlim の値に抑制して上記進相無効電力指令値Ｑcom として出力するリミッタ回路を有している。そしてこの進相無効電力指令値Ｑcom を自設備の分散電源３０（具体的にはそのインバータ３４）に供給して、分散電源３０から出力する進相無効電力Ｑを当該進相無効電力指令値Ｑcom に制御する。
【０１１６】
電流注入部７２には、公知の電流注入装置、例えば上記非特許文献３に記載のような電流注入装置を用いることができる。
【０１１７】
また、電流注入部７２を独立して設ける代わりに、インバータ３４に電流注入部７２と同じ機能を持たせて、インバータ３４に電流注入部７２を兼ねさせても良い。インバータから基本波電力と共に高調波電流を出力させることは、例えば上記特許文献２に記載のような公知の技術を用いることができる。
【０１１８】
この電圧上昇抑制装置５０を用いることによる効果は次のとおりである。
【０１１９】
（ａ）上記係数α1 は、前述した制御パラメータαに相当する。この電圧上昇抑制装置５０では、当該比率α1 を用いて、Ｑb ＝α1 ・β・Ｐなる演算を行って第２の進相無効電力Ｑb を求めて、それを進相無効電力制御の一部に用いるので、進相無効電力制御に、自設備２０の分散電源３０から出力する有効電力Ｐに比例させて第２の進相無効電力Ｑb を出力させる制御が加味されることになり、それによって非特許文献１に記載の技術のような、配電系統２に接続されている位置による不平等発生を軽減することができる。
【０１２０】
これをより詳しく説明すると、前述したように、非特許文献１に記載の機能を有する電圧上昇抑制装置を用いている場合は、上流側の分散電源保有設備２００は、自設備の連系点１８の電圧上昇値ΔＶが小さいのであまり進相無効電力Ｑを出力せずに済むのに対して（逆の場合は逆）、この電圧上昇抑制装置５０を用いている場合は、それを用いている全ての分散電源保有設備２０が、自設備の連系点１８の電圧上昇値ΔＶに関係なく、換言すれば配電系統２に接続されている位置に関係なく、自設備の有効電力Ｐに比例した上記第２の進相無効電力Ｑb を加味した進相無効電力Ｑを出力することになる。この第２の進相無効電力Ｑb によって、この電圧上昇抑制装置５０を有している全ての分散電源保有設備２０が協力して電圧上昇を抑制することができる。上記第１の進相無効電力Ｑa は、非特許文献１に記載の技術の場合と同様であるけれども、この電圧上昇抑制装置５０では、進相無効電力制御にこの第２の進相無効電力Ｑb を加味するぶん、配電系統２に接続されている位置による前述した不平等発生を軽減することができる。
【０１２１】
（ｂ）上記比率α1 を求めるために、この電圧上昇抑制装置５０では、配電系統２に自然には殆ど存在しない、基本波の非整数倍次数の注入次数ｍの注入電流Ｉm を電流注入部７２から配電系統２に注入するので、この注入電流Ｉm は小さなもので良く、従って配電系統２に擾乱を与えずに済む。
【０１２２】
これをより詳しく説明すると、上記非特許文献３にも記載されているように（例えば９９４（５８）頁右欄参照）、配電系統２に自然に存在する非整数倍次数成分の電圧は、基本波成分の０．０１％以下であり、この電圧上昇抑制装置５０では、この電圧と区別できる程度の電圧Ｖm を発生させる注入電流Ｉm を注入すれば良い。例えば、低圧配電線１６が２００Ｖ系の場合は、０．４Ａ程度の注入電流Ｉm を注入すれば良い。これによって、連系点１８に表れる注入次数ｍの電圧Ｖm は、０．０４Ｖ（０．０２％）程度になる。近年の測定技術では、この程度の電圧Ｖm も十分に測定することができる。この程度の注入電流Ｉm を注入しても、配電系統２に擾乱を与えることはない。
【０１２３】
（ｃ）比率演算部６２によって、自設備２０の上記注入次数ｍの電圧Ｖm および電流Ｉm を測定して上記比率α1 を求めるので、この電圧上昇抑制装置５０を有している自設備２０の近くに、他の分散電源保有設備が存在していても、例えば上述した力率１００％運転を行う他の分散電源保有設備（図４の分散電源保有設備２００ｂ参照）が存在していても、それの影響を受けることなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。これは、上述したように、注入次数ｍの電圧Ｖm は自然には殆ど存在しないからである。また他の分散電源保有設備（２００ｂ）は、注入次数ｍの注入電流を注入するものではないからである。従って、分散電源３０から適正な進相無効電力Ｑを出力させることができる。
【０１２４】
仮に、自設備２０の近くに、この電圧上昇抑制装置５０を有している他の分散電源保有設備２０が存在している場合でも、それの対策方法は幾つかある。例えば、注入次数ｍは、配電系統２の基本波の場合のような唯一の次数（即ち１次。例えば６０Ｈｚ）とは違って、多数の次数の内から選択することができるので、自設備と他設備とが使用する注入次数ｍを互いに異ならせることは容易であり、それによって相互の干渉を排除して、上記比率α1 を正しく算出することができる。また、後でも説明するけれども、変圧器を介在している場合は、その大きなインピーダンスが介在することになるので、同じ注入次数ｍの場合でも相互の干渉を排除することができる。従ってこの場合も、分散電源３０から適正な進相無効電力Ｑを出力させることができる。
【０１２５】
なお、注入電流Ｉm の次数として、上記特許文献２に記載のような、配電系統２の基本波の整数倍次数（例えば、２次、４次、５次等）を用いることは、好ましくない。これは、整数倍次数の高調波源は配電系統２の各所に幾つも存在するので、自設備が注入した次数の電圧を正確に測定することが困難になるからである。また、現実的に使用できる整数倍次数の数は限られているので、自設備と他設備とが使用する注入次数が同じになって、相互の干渉が起こりやすくなる。
【０１２６】
（ｄ）また、分散電源が配電系統２に複数連系されていると、他の分散電源の出力（有効電力）によって系統電圧が上昇する。また、０＜β＜１の補正係数βにより、進相無効電力Ｑが上記数４で示されるＱの値より小さくなるため、自設備２０の出力（有効電力Ｐ）によっても系統電圧が上昇する。これらによる電圧上昇が加算され、自設備２０の連系点１８の基本波電圧が所定の電圧上限値を超える事象が起こりうる。そこでこのことを考慮して、この電圧上昇抑制装置５０は、更に、連系点１８の基本波電圧および分散電源３０の運転力率Ｐｆを判断して、第１の進相無効電力Ｑa の増加または有効電力Ｐの減少を制御する手段（基本波電圧判断部５４、運転力率判断部５６、第１の無効電力演算部５８および有効電力制御部６０）を備えているので、連系点１８の基本波電圧が所定の電圧上限値Ｖlim を超えることを防止することができる。また、分散電源３０の運転力率Ｐｆが所定の力率下限値Ｐｆlim より低下することを防止することができる。上記手段は、基本波電圧の測定、基本波出力電流の制御によって測定、制御を実施するため、上記比率α1 の測定のための電流注入および電圧測定に対して、相互に干渉しない。
【０１２７】
（ｅ）この電圧上昇抑制装置５０は、分散電源３０から出力させる進相無効電力Ｑを限界進相無効電力Ｑlim の値に制限する手段（限界無効電力演算部６８および無効電力制御部７０）を備えているので、分散電源３０の運転力率Ｐｆが所定の力率下限値Ｐｆlim より低下することを確実に防止することができる。
【０１２８】
なお、上記補正係数βを大きくすると、第２の進相無効電力Ｑb が大きくなり、分散電源３０の運転力率Ｐｆが低下する恐れがある。補正係数βを小さくすると、第２の進相無効電力Ｑb が小さくなり、上記不平等発生抑制の効果が小さくなる恐れがある。従って、補正係数βは、０＜β＜１の内でも、０．５〜０．８の範囲がより好ましい。これの導出根拠を以下に説明する。
【０１２９】
一般的な低圧配電系統２の比率α1 （＝ｒ／ｘ）は、概ね０．７〜１．１である。このα1 範囲での分散電源３０の運転力率Ｐｆは、次式より０．６７〜０．８２となる。
【０１３０】
［数１８］
Ｐｆ＝ｔａｎ-1（Ｑ／Ｐ）＝ｔａｎ-1α1
【０１３１】
上記非特許文献１に記載されているように（例えば９６頁参照）、運転力率Ｐｆの下限を０．８５とすると、そのときの比率α1 は０．６２となる。
【０１３２】
従って、上記範囲の比率α1 に補正係数βを掛けて、運転力率Ｐｆを０．８５以上にする補正係数βの範囲は次式となる。
【０１３３】
［数１９］
（０．６２／１．１）＜β＜（０．６２／０．７）
∴０．５６＜β＜０．８９
【０１３４】
補正係数βを大きくしておく方が、出力不平等軽減に対する大きな効果が得られるが、運転力率Ｐｆの低下を極力防ぐ目的で、数１９の範囲の概ね中間値の０．８を補正係数βの上限にするのが好ましい。また、以下に述べるシミュレーション結果から、補正係数βの下限は０．５でも、電圧上昇抑制に効果のあることが確かめられている。従って、補正係数βは０．５〜０．８の範囲が好ましい。
【０１３５】
補正係数βを上記範囲に設定しておくと、第２の進相無効電力Ｑb の出力量を適度に抑制して、運転力率Ｐｆの低下を小さくすることができる。しかもそのようにしても、連系点１８の基本波電圧および分散電源３０の運転力率Ｐｆを判断して、第１の進相無効電力Ｑa の増加または有効電力Ｐの減少を制御する手段（基本波電圧判断部５４、運転力率判断部５６、第１の無効電力演算部５８および有効電力制御部６０）を備えているので、連系点１８の基本波電圧が所定の電圧上限値Ｖlim を超えたり、分散電源３０の運転力率Ｐｆが所定の力率下限値Ｐｆlim より低下したりすることを防止することができる。
【０１３６】
（２）電圧上昇抑制装置５０および分散電源連系システムの他の実施形態
図５に示す例のように、上記電圧上昇抑制装置５０をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が、同じ変圧器の二次側の配電線（図５の例では同じ変圧器１４の二次側の低圧配電線１６。以下同様）に接続された分散電源連系システムの場合は、例えば、各電圧上昇抑制装置５０は、上記非整数倍次数であって互いに異なる次数ｍの注入電流Ｉm を注入しかつ当該注入次数ｍの電圧および電流を測定するものにするのが好ましい。例えば、注入次数ｍを２．２次、２．４次、２．６次、２．８次・・・などと、互いに異なる次数にする。
【０１３７】
そのようにすると、上記電圧上昇抑制装置５０をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続されていても、用いる注入次数ｍが各設備の電圧上昇抑制装置５０で互いに異なるので、複数の分散電源保有設備２０の電圧上昇抑制装置５０が互いに干渉することなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。従って、各分散電源３０から適正な進相無効電力Ｑを出力させることができる。
【０１３８】
同じ変圧器の二次側でない場合は、間に変圧器を介在させることになり、当該変圧器の大きなインピーダンスを介在させることになるので、上記のように注入次数ｍを互いに異ならせなくても、複数の分散電源保有設備２０の電圧上昇抑制装置５０が互いに干渉するのを防止することができる。
【０１３９】
あるいは、上記電圧上昇抑制装置５０をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続された分散電源連系システムの場合は、各電圧上昇抑制装置５０は、上記非整数倍次数であって互いに同じ次数ｍの注入電流Ｉm を注入しかつ当該注入次数の電圧および電流を測定するものとし、かつ各電圧上昇抑制装置５０は、図１３に示す例のように、上記注入電流Ｉm の注入ならびに上記注入次数ｍの電圧および電流の測定のタイミングが、各電圧上昇抑制装置５０間で互いに重複することを防止する重複防止手段としての重複防止部１２４を備えているものにしても良い。
【０１４０】
重複防止部１２４は、電流注入部７２および比率演算部６２を制御して、上記注入および測定のタイミングが各電圧上昇抑制装置５０間で互いに重複することを防止する。
【０１４１】
重複防止部１２４は、例えば、乱数発生手段を有していて、上記注入および測定のタイミングを、乱数によって決めるものでも良い。
【０１４２】
あるいは、重複防止部１２４は、ＬＡＮのような情報通信分野におけるアクセス制御に用いられている、ＣＳＭＡ／ＣＤ方式（簡単に言うと、ネットワーク上でデータの衝突を監視し、衝突が検出されると、データを送信した機器は、一定時間を待ってからデータを再送信するという方式）やトークンリング方式（簡単に言うと、トークンと呼ばれる特殊なデータを巡回させ、トークンを取得した機器がデータの送信ができるという方式）と同様の機能を有するものでも良い。
【０１４３】
上記のようにすると、上記電圧上昇抑制装置５０をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備２０が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続されていても、注入電流Ｉm の注入ならびにその注入次数ｍの電圧および電流の測定のタイミングが各設備の電圧上昇抑制装置５０で互いに異なるので、複数の分散電源保有設備２０の電圧上昇抑制装置５０が互いに干渉することなく、上記比率α1 を正しく算出することができる。従って、各分散電源３０から適正な進相無効電力Ｑを出力させることができる。
【０１４４】
図１４に示す例のように、分散電源保有設備２０が連系変圧器１２６を有していて高圧配電線１０に連系している場合、連系点１８の電圧Ｖd を測定することが難しい場合がある。この場合、測定点３６から見た配電系統２側のインピーダンスを測定し、その抵抗／リアクタンスの比率α2 を測定すると、連系変圧器１２６のインピーダンスｒt ＋ｊｘt が加わるため、比率α2 は次式で示す値となる。
【０１４５】
［数２０］
α2 ＝（ｒ＋ｒt ）／（ｘ＋ｘt ）
【０１４６】
そこで、上記比率α2 から、連系変圧器１２６の一次側すなわち連系点１８から見た配電系統２の比率α1 （＝ｒ／ｘ）への変換係数として、次式で示す変換係数γを考える。
【０１４７】
［数２１］
γ＝α1 ／α2
＝｛ｒ／ｘ｝／｛（ｒ＋ｒt ）／（ｘ＋ｘt ）｝
＝（１＋ｘt ／ｘ）／（１＋ｒt ／ｒ）
【０１４８】
測定点３６における二次側電圧Ｖt2を用いて、前述した方法によって、測定点３６から配電系統２を見た全体のインピーダンス（ｒ＋ｒt ）＋ｊ（ｘ＋ｘt ）ならびにその抵抗成分およびリアクタンス成分を測定することができる。かつ、連系変圧器１２６の抵抗ｒt およびリアクタンスｘt は既知である。これらを用いて、上記数２１に従って、変換係数γを算出することができる。
【０１４９】
その結果、上記比率α2 および変換係数γを用いて、前述した（数１１参照）第２の進相無効電力Ｑb は、次式により算出することができる。従ってこの演算を、上記第２の無効電力演算部６４（図７中のステップ４０４）において行えば良い。
【０１５０】
［数２２］
Ｑb ＝α1 ・β・Ｐ＝γ・α2 ・β・Ｐ
【０１５１】
（３）電圧上昇抑制のシミュレーション結果
図５に示した分散電源連系システムを模した図１５のモデルを用いて、電圧上昇抑制制御のシミュレーションを行った結果を説明する。
【０１５２】
図１５に示すモデルは、２０ｋＶＡの単相３線式の変圧器（柱状変圧器）１４の二次側の低圧配電線１６に、定格出力５ｋＷの分散電源３０を有する分散電源保有設備２０を３台接続した例である。変圧器１４のインピーダンスＺt は、０．０１６＋ｊ０．０２１Ωとした。低圧配電線１６のインピーダンスＺd は、０．０１１＋ｊ０．０１２Ωとし、線路抵抗が大のときは、０．０１７＋ｊ０．０１３Ωとした。
【０１５３】
各分散電源保有設備２０は、時刻２秒から１ｋＷ／秒で出力（有効電力Ｐ）を増加させ、時刻７秒以降は出力を５ｋＷに固定した。これは、各分散電源保有設備２０の分散電源３０が太陽光発電システムであって、雲が晴れて日射量が５秒間で急増した場合を模擬したものである。
【０１５４】
上記条件における変圧器至近点１７および各連系点１８の電圧（これは接地間で１００Ｖ級）、各設備２０から出力する有効電力Ｐ、進相無効電力Ｑおよび運転力率Ｐｆを、表１に示す各方式に分けて測定した結果を、図１６〜図２７に示す。図６に示す電圧上昇抑制装置５０の各部の具体的構成は、図８〜図１２を参照して説明したものを採用した。なお、進相無効電力Ｑはこのシミュレーションでは負の値で表示している。また初期に運転力率Ｐｆが急増しているが、これは制御開始当初だけの現象であり、特に支障はない。
【０１５５】
【表１】
【０１５６】
図２に示す機能の従来の電圧上昇抑制装置使用の場合、図１６、図１７に示すように、各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に抑えられている。末端の設備２０に着目すると、時刻ｔ1 で電圧Ｖd3が電圧上限値１０７Ｖに達し、それに応答して進相無効電力Ｑ3 が増大し、時刻ｔ2 で運転力率Ｐｆ3 が力率下限値０．８５に達し、それに応答して有効電力Ｐ3 が減少を開始している。この方式では、図１７に示すように、末端の設備２０からの有効電力Ｐは約２ｋＷしか出ておらず、電圧上昇抑制に伴って、低圧配電線１６に接続されている位置によって、有効電力Ｐ等に不平等が生じている。
【０１５７】
図６に示す電圧上昇抑制装置使用（β＝１）の場合は、図１８、図１９に示すように、有効電力Ｐの増大が始まると、それに伴って進相無効電力Ｑも増大を始めている。これは、前述した第２の進相無効電力Ｑb が寄与しているからである。各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に余裕を持って抑えられている。この方式では、有効電力Ｐの不平等は解消されているけれども、電圧上昇抑制に伴って、運転力率Ｐｆ3 が３台とも力率下限値０．８５まで低下している。従って、３台合わせた系統力率の低下も大きい。これは、補正係数β＝１の場合、有効電力Ｐの増大に伴う第２の進相無効電力Ｑb の増大が大きいからである。
【０１５８】
図６に示す電圧上昇抑制装置使用（β＝０．５）の場合は、図２０、図２１に示すように、有効電力Ｐの増大が始まると、それに伴って進相無効電力Ｑも増大を始めている。これは、前述した第２の進相無効電力Ｑb が寄与しているからである。しかし、進相無効電力Ｑの増大は緩やかである。β＝０．５としたからである。各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に抑えられている。この方式では、電圧上昇抑制に伴う有効電力Ｐの不平等は解消されており、しかも有効電力Ｐの増大に伴う進相無効電力Ｑの増大は緩やかで、運転力率Ｐｆは３台とも約０．９５に良くなっている。従って、３台合わせた系統力率の低下も少ない。
【０１５９】
図２に示す機能の従来の電圧上昇抑制装置使用（線路抵抗大）の場合は、図２２、図２３に示すように、各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に抑えられている。末端の設備２０に着目すると、時刻ｔ3 で電圧Ｖd3が電圧上限値１０７Ｖに達し、それに応答して進相無効電力Ｑ3 が増大し、時刻ｔ4 で運転力率Ｐｆ3 が力率下限値０．８５に達し、それに応答して有効電力Ｐ3 が減少を開始している。この方式では、図２３に示すように、末端の設備２０の有効電力Ｐ3 はほぼ０であり、電圧上昇抑制に伴って、低圧配電線１６に接続されている位置によって、有効電力Ｐ等に大きな不平等が生じている。これは、線路抵抗が大きい場合に、電圧上昇値ΔＶがより大きくなるからである。
【０１６０】
図６に示す電圧上昇抑制装置使用（線路抵抗大、β＝１）の場合は、図２４、図２５に示すように、有効電力Ｐの増大が始まると、それに伴って進相無効電力Ｑも増大を始めている。これは、前述した第２の進相無効電力Ｑb が寄与しているからである。各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に余裕を持って抑えられている。この方式では、有効電力Ｐの不平等は解消されているけれども、電圧上昇抑制に伴って、運転力率Ｐｆが３台とも力率下限値０．８５まで低下している。従って、３台合わせた系統力率の低下も大きい。これは、補正係数β＝１の場合、有効電力Ｐの増大に伴う第２の進相無効電力Ｑb の増大が大きいからである。
【０１６１】
図６に示す電圧上昇抑制装置使用（線路抵抗大、β＝０．５）の場合、図２６、図２７に示すように、有効電力Ｐの増大が始まると、それに伴って進相無効電力Ｑも増大を始めている。これは、前述した第２の進相無効電力Ｑb が寄与しているからである。しかし、進相無効電力Ｑの増大は緩やかである。β＝０．５としたからである。各連系点１８の電圧Ｖd1〜Ｖd3は、電圧上限値１０７Ｖ以下に抑えられている。末端の設備２０に着目すると、時刻ｔ5 で電圧Ｖd3が電圧上限値１０７Ｖに達し、それに応答して進相無効電力Ｑ3 が増大し（これは前述した第１の進相無効電力Ｑa が増大するからである）、時刻ｔ6 で運転力率Ｐｆ3 が力率下限値０．８５に達し、それに応答して有効電力Ｐ3 の増大も止まっている。この場合も、線路抵抗が大きくて電圧上昇値ΔＶが大きくなりやすいけれども、電圧上昇抑制に伴う有効電力Ｐの不平等は解消されており、しかも運転力率Ｐｆは約０．９５〜０．８５の範囲と、かなり良い。従って、３台合わせた系統力率の低下も少ない。このように、線路抵抗が大きくて、電圧上昇値ΔＶが大きくなりやすい場合でも、補正係数βを０．５にしても効果のあることが確かめられた。
【０１６２】
（４）分散電源３０の他の例
分散電源３０は、上記例の太陽光発電システム以外のものでも良い。例えば、インバータを用いる例を挙げると、分散電源３０は、燃料電池と上記インバータ３４のようなインバータとを有する燃料電池発電設備等でも良い。あるいは、交流発電機を有していてインバータを用いない例を挙げると、分散電源３０は、コージェネレーション発電設備、風力発電設備等でも良い。上記電圧上昇抑制装置５０からの指令信号（具体的には上記有効電力指令値Ｐcom 、進相無効電力指令値Ｑcom ）に応答して、交流発電機から出力する有効電力および／または無効電力を指令値に制御する技術は、公知の技術を利用することができる。簡単に説明すれば、交流発電機の出力電圧の位相を制御することによって、有効電力を制御することができる。交流発電機の界磁を制御して出力電圧の大きさを制御することによって、無効電力を制御することができる。
【符号の説明】
【０１６３】
２ 配電系統
１６ 低圧配電線
１８ 連系点
２０ 分散電源保有設備
３０ 分散電源
５０ 電圧上昇抑制装置
５４ 基本波電圧判断部
５６ 運転力率判断部
５８ 第１の無効電力演算部
６０ 有効電力制御部
６２ 比率演算部
６４ 第２の無効電力演算部
６６ 合計無効電力演算部
６８ 限界無効電力演算部
７０ 無効電力制御部
７２ 電流注入部
１２４ 重複防止部
Ｐ 有効電力
Ｑ 進相無効電力
α1 、α2 比率
【特許請求の範囲】
【請求項１】
配電系統に接続された分散電源保有設備の分散電源を制御して、当該配電系統の電圧上昇を抑制する電圧上昇抑制装置であって、
前記配電系統と前記分散電源保有設備との連系点における基本波電圧が所定の電圧上限値よりも高いか否かを判断する基本波電圧判断手段と、
前記基本波電圧判断手段における判断結果が肯定の場合に、前記分散電源の運転力率が所定の力率下限値以上か否かを判断する運転力率判断手段と、
前記運転力率判断手段における判断結果が肯定の場合に、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じた第１の進相無効電力を演算して出力する第１の無効電力演算手段と、
前記運転力率判断手段における判断結果が否定の場合に、前記分散電源を制御して当該分散電源から出力する有効電力を、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じて減少させる有効電力制御手段と、
前記配電系統の基本波の非整数倍次数の注入電流を前記配電系統に注入する電流注入手段と、
前記連系点における前記注入次数の電圧および電流を用いて、前記連系点から見た前記配電系統の基本波成分の抵抗（ｒ1 ）、リアクタンス（ｘ1 ）および前者の後者に対する比率（α1 ＝ｒ1 ／ｘ1 ）を演算する比率演算手段と、
前記分散電源から出力される有効電力、前記比率および０＜β＜１なる補正係数βを互いに掛け合わせて、第２の進相無効電力を演算して出力する第２の無効電力演算手段と、
前記第１および第２の進相無効電力を互いに加算して、合計進相無効電力を演算して出力する合計無効電力演算手段と、
前記分散電源から出力される有効電力および前記力率下限値を用いて、当該有効電力のときに前記力率下限値を実現する限界進相無効電力を演算する限界無効電力演算手段と、
前記合計進相無効電力を、その上限を前記限界進相無効電力の値に抑制して進相無効電力指令値として前記分散電源に供給して、前記分散電源から出力する進相無効電力を当該進相無効電力指令値に制御する無効電力制御手段とを備えている、ことを特徴とする電圧上昇抑制装置。
【請求項２】
前記補正係数βを０．５〜０．８の範囲に設定している請求項１記載の電圧上昇抑制装置。
【請求項３】
請求項１または２に記載の電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続された分散電源連系システムであって、
前記各電圧上昇抑制装置は、前記非整数倍次数であって互いに異なる次数の注入電流を注入しかつ当該注入次数の電圧および電流を測定するものである、ことを特徴とする分散電源連系システム。
【請求項４】
請求項１または２に記載の電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続された分散電源連系システムであって、
前記各電圧上昇抑制装置は、前記非整数倍次数であって互いに同じ次数の注入電流を注入しかつ当該注入次数の電圧および電流を測定するものであり、
更に前記各電圧上昇抑制装置は、前記注入電流の注入ならびに前記注入次数の電圧および電流の測定のタイミングが、各電圧上昇抑制装置間で互いに重複することを防止する重複防止手段を備えている、ことを特徴とする分散電源連系システム。
【請求項１】
配電系統に接続された分散電源保有設備の分散電源を制御して、当該配電系統の電圧上昇を抑制する電圧上昇抑制装置であって、
前記配電系統と前記分散電源保有設備との連系点における基本波電圧が所定の電圧上限値よりも高いか否かを判断する基本波電圧判断手段と、
前記基本波電圧判断手段における判断結果が肯定の場合に、前記分散電源の運転力率が所定の力率下限値以上か否かを判断する運転力率判断手段と、
前記運転力率判断手段における判断結果が肯定の場合に、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じた第１の進相無効電力を演算して出力する第１の無効電力演算手段と、
前記運転力率判断手段における判断結果が否定の場合に、前記分散電源を制御して当該分散電源から出力する有効電力を、前記基本波電圧と前記電圧上限値との差に応じて減少させる有効電力制御手段と、
前記配電系統の基本波の非整数倍次数の注入電流を前記配電系統に注入する電流注入手段と、
前記連系点における前記注入次数の電圧および電流を用いて、前記連系点から見た前記配電系統の基本波成分の抵抗（ｒ1 ）、リアクタンス（ｘ1 ）および前者の後者に対する比率（α1 ＝ｒ1 ／ｘ1 ）を演算する比率演算手段と、
前記分散電源から出力される有効電力、前記比率および０＜β＜１なる補正係数βを互いに掛け合わせて、第２の進相無効電力を演算して出力する第２の無効電力演算手段と、
前記第１および第２の進相無効電力を互いに加算して、合計進相無効電力を演算して出力する合計無効電力演算手段と、
前記分散電源から出力される有効電力および前記力率下限値を用いて、当該有効電力のときに前記力率下限値を実現する限界進相無効電力を演算する限界無効電力演算手段と、
前記合計進相無効電力を、その上限を前記限界進相無効電力の値に抑制して進相無効電力指令値として前記分散電源に供給して、前記分散電源から出力する進相無効電力を当該進相無効電力指令値に制御する無効電力制御手段とを備えている、ことを特徴とする電圧上昇抑制装置。
【請求項２】
前記補正係数βを０．５〜０．８の範囲に設定している請求項１記載の電圧上昇抑制装置。
【請求項３】
請求項１または２に記載の電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続された分散電源連系システムであって、
前記各電圧上昇抑制装置は、前記非整数倍次数であって互いに異なる次数の注入電流を注入しかつ当該注入次数の電圧および電流を測定するものである、ことを特徴とする分散電源連系システム。
【請求項４】
請求項１または２に記載の電圧上昇抑制装置をそれぞれ有する複数の分散電源保有設備が、同じ変圧器の二次側の配電線に接続された分散電源連系システムであって、
前記各電圧上昇抑制装置は、前記非整数倍次数であって互いに同じ次数の注入電流を注入しかつ当該注入次数の電圧および電流を測定するものであり、
更に前記各電圧上昇抑制装置は、前記注入電流の注入ならびに前記注入次数の電圧および電流の測定のタイミングが、各電圧上昇抑制装置間で互いに重複することを防止する重複防止手段を備えている、ことを特徴とする分散電源連系システム。
【図１】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図８】
【図９】
【図１０】
【図１１】
【図１２】
【図１３】
【図１４】
【図１５】
【図１６】
【図１７】
【図１８】
【図１９】
【図２０】
【図２１】
【図２２】
【図２３】
【図２４】
【図２５】
【図２６】
【図２７】
【図２８】
【図２】
【図３】
【図４】
【図５】
【図６】
【図７】
【図８】
【図９】
【図１０】
【図１１】
【図１２】
【図１３】
【図１４】
【図１５】
【図１６】
【図１７】
【図１８】
【図１９】
【図２０】
【図２１】
【図２２】
【図２３】
【図２４】
【図２５】
【図２６】
【図２７】
【図２８】
【公開番号】特開２０１２−２００１１１（Ｐ２０１２−２００１１１Ａ）
【公開日】平成２４年１０月１８日（２０１２．１０．１８）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１１−６３７７６（Ｐ２０１１−６３７７６）
【出願日】平成２３年３月２３日（２０１１．３．２３）
【出願人】（０００１５６９３８）関西電力株式会社 (1,442)
【出願人】（０００００３９４２）日新電機株式会社 (328)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２４年１０月１８日（２０１２．１０．１８）
【国際特許分類】
【出願日】平成２３年３月２３日（２０１１．３．２３）
【出願人】（０００１５６９３８）関西電力株式会社 (1,442)
【出願人】（０００００３９４２）日新電機株式会社 (328)
【Ｆターム（参考）】
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