JP2016101074A - 電圧制御装置および電圧計測装置 - Google Patents

Abstract

【課題】配電系統の電圧の急変時に配電系統の電圧の適正範囲からの逸脱の発生を抑制することができる電圧制御装置を得ること。【解決手段】目標電圧上限値および目標電圧下限値の範囲内に電圧が維持されるように配電線に接続される電圧制御機器を制御する電圧制御装置１２であって、電圧制御機器により計測された電圧および有効電力を用いて、電圧の正側の最大の変動量の予測値ΔＶｍａｘと電圧の負側の最大の変動量の予測値ΔＶｍａｘ´を算出する変動算出部６２１と、計測された電圧にΔＶｍａｘを加算した値が適正電圧上限値を超える場合、または前記電圧制御機器により計測された電圧からΔＶｍａｘ´を減算した値が適正電圧下限値を下回る場合、目標電圧上下限値の変更を依頼する目標電圧変更依頼情報を生成する目標電圧変更依頼情報生成部６２３と、目標電圧変更依頼情報を自装置以外の電圧制御装置へ送信する通信処理部６１と、を備える。【選択図】図５

Description

本発明は、配電系統の電圧を制御する電圧制御機器を制御する電圧制御装置および電圧計測装置に関する。

配電系統は、一般に高圧系統と低圧系統とから構成され、一般需要家の受電端はこの低圧系統に接続されている。電力事業者は、一般需要家の受電端の電圧を適正範囲に維持することが義務付けられている。一例として、１００Ｖの受電の場合、電圧を９５Ｖ〜１０７Ｖに維持することが義務付けられている。このため、電力事業者は、高圧系統に接続された電圧制御機器の制御量を調整することにより、一般需要家の受電端での電圧維持を図っている。なお、以下では、特に断らない限り、配電系統は高圧系統を指すものとする。

近年、電気の使い方の多様化、太陽光発電等による分散型電源の普及により、配電系統の負荷分布が時間経過に伴って大きく変動する傾向にあり、電圧制御機器で計測した電圧および電流情報だけでは配電系統全体の電圧状況を推定することが困難となってきており、適正電圧の維持が課題となってきている。

高速通信ネットワークを必要とせずに、低コストで適正電圧の維持を行う技術が、特許文献１に開示されている。特許文献１に記載の技術では、複数の電圧制御装置間で少ない情報量を送受信し、電圧制御装置間の協調動作を実現することにより適正電圧を維持している。

国際公開第２０１３／１４９５５５号

分散型電源から系統へ供給される電力の急激な変化があると、配電系統の電圧も急激に変化する。今後、配電系統に連系する分散型電源が多様化し、配電系統に連系する分散型電源の数も増加すると思われ、配電系統の電圧の急激な変化が増加することが予想される。一方、上記特許文献１に記載の技術では、計測した電圧が適正電圧の範囲内であるかを判断しているため、急激な変化には対応できず、配電系統の電圧が適正範囲から逸脱する可能性がある。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、配電系統の電圧の急変時に配電系統の電圧の適正範囲からの逸脱の発生を抑制することができる電圧制御装置を得ることを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するために、本発明は、高圧系統の配電線に接続され前記配電線の電圧を制御する複数の電圧制御機器を備える配電系統電圧制御システムにおいて、目標電圧上限値および目標電圧下限値の範囲内に電圧が維持されるように前記電圧制御機器を制御する電圧制御装置であって、前記電圧制御機器により計測された電圧および有効電力を用いて、単位時間当たりの電圧の正側の最大の変動量の予測値である第１の予測値と単位時間当たりの電圧の負側の最大の変動量の予測値である第２の予測値を算出する変動算出部と、前記電圧制御機器により計測された電圧に前記第１の予測値を加算した値が適正電圧上限値を超える場合、または前記電圧制御機器により計測された電圧から前記第２の予測値を減算した値が適正電圧下限値を下回る場合、自装置または他の電圧制御装置の目標電圧上限値および目標電圧下限値の変更を依頼するための目標電圧変更依頼情報を生成する目標電圧変更依頼情報生成部と、前記目標電圧変更依頼情報を自装置以外の電圧制御装置へ送信する通信処理部と、を備えることを特徴とする。

本発明によれば、配電系統の電圧の急変時に配電系統の電圧の適正範囲からの逸脱の発生を抑制することができるという効果を奏する。

本発明の実施の形態にかかる配電系統電圧制御システムの構成例を示す図 協調型電圧計測装置の構成の一例を示した図 回生電力を交流電力に変換するＰＣＳが出力する有効電力の時間変化の一例を示す図 太陽電池に接続するＰＣＳが出力する有効電力の時間変化の一例を示す図 協調型電圧制御装置の構成の一例を示した図 電圧急変時の変動幅の予測の処理手順の一例を示すフローチャート 目標電圧変更依頼情報の発行の処理手順の一例を示すフローチャート 電圧平均値＋ΔＶｍａｘが適正電圧上限値を超えた場合の電圧変化の概念を示す図 目標電圧変更依頼情報を受けた協調型電圧制御装置による目標電圧変更の処理を示したフローチャート 協調型電圧計測装置および協調型電圧制御装置間の通信経路すなわち論理ネットワークの一例を示した図 協調型電圧制御装置間の通信の一例を示した図

以下に、本発明の実施の形態にかかる電圧制御装置および電圧計測装置を図面に基づいて詳細に説明する。なお、この実施の形態によりこの発明が限定されるものではない。

実施の形態．
図１は、本発明の実施の形態にかかる配電系統電圧制御システムの構成例を示す図である。図１において、配電用変圧器１は、例えば変電所に設置され、負荷電流を流した状態で二次側電圧を変更できる配電用変圧器としてのＬＲＴ（Load Ratio Control Transformer：負荷時タップ切替変圧器）およびこのＬＲＴのタップ位置を調整することによりＬＲＴを制御する電圧制御装置を備えている。

配電用変圧器１の二次側には母線２９が接続され、母線２９には配電線２が接続されている。配電線２は、高圧系統の高圧配電線である。高圧系統の電圧レベルは、通常６６００Ｖである。配電線２は、その一端が遮断器３を介して母線２９に接続されている。なお、図１では、図を簡潔にするために、一本の配電線２だけが母線２９に接続するように描いている。通常は、配電用変圧器の二次側の母線に接続する配電線の数は複数である。複数本の配電線のそれぞれも同様に構成することができる。

また、直流系統であるき電系統の配電線１０２は、その一端が遮断器１０１を介して図示しない母線に接続されている。き電系統の配電線１０２には、列車１０３，１０４の減速により回生電力が供給される。なお、図１では、列車１０３，１０４から配電線１０２へ供給される回生電力を模式的に示しており、実際の列車１０３，１０４と配電線１０２の実際の接続形態を示すものではない。回生電力は、き電系統内で力行中の列車などにおいて使用されるが、き電系統において使用しきれず余った電力は、回生用のＰＣＳ（Power Conditioning System：パワーコンディショナ）１０５を介して、配電線２へ供給される。図１では、列車１０４が減速中であり列車１０３が力行中の例を示している。この例の場合、列車１０４の減速により生成された回生電力は、列車１０３で使用され、余った回生電力は、回生用のＰＣＳ１０５を介して、配電線２へ供給される。

配電線２には、協調型電圧計測装置（ＣＶＳ：Cooperative Voltage Sensor）８，１０，１７，２１が接続されている。協調型電圧計測装置８，１０，１７，２１は、各々の設置箇所すなわち自端における電圧を計測することができる。なお、本実施の形態では、配電系統の電圧制御は電流計測値を用いることなく電圧計測値のみを用いてなされる。これは近年の太陽光発電等の分散型電源の普及により、計測点によっては電流計測値が非常に小さくなる可能性があり、電流計測値には非常に大きな誤差が含まれる可能性があるからである。協調型電圧計測装置８，１０，１７，２１は、ネットワークケーブル３１を介して通信ネットワーク３０に接続されている。

配電線２には、電圧制御機器として電圧降下補償用のＳＶＲ（Step Voltage Regulator：自動電圧調整器）６が接続されている。ＳＶＲ６には、これを制御する協調型電圧制御装置（ＣＶＣ：Cooperative Voltage Controller）７が接続されている。協調型電圧制御装置７は、ＳＶＲ６と一体的に構成されるまたは併設される。協調型電圧制御装置７は、ＳＶＲ６の制御量を調整することにより、具体的にはタップ位置を調整することにより、ＳＶＲ６を制御する。ＳＶＲ６は、配電線２におけるその設置箇所すなわち自端において電圧および有効電力を計測している。協調型電圧制御装置７は、ネットワークケーブル３１を介して通信ネットワーク３０に接続されている。

配電線２には、電圧制御機器として例えば静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ：Static Var Compensator）２２が接続されている。ＳＶＣ２２には、これを制御する協調型電圧制御装置（ＣＶＣ）２３が接続されている。協調型電圧制御装置２３は、ＳＶＣ２２と一体的に構成されるまたは併設される。協調型電圧制御装置２３は、ＳＶＣ２２の制御量を調整することにより、具体的には無効電力出力を調整することにより、ＳＶＣ２２を制御する。ＳＶＣ２２は、配電線２におけるその設置箇所すなわち自端において電圧および有効電力を計測している。協調型電圧制御装置２３は、ネットワークケーブル３１を介して通信ネットワーク３０に接続されている。

配電線２の線路上には開閉器１５が設けられている。開閉器１５が閉じた状態では、配電線２の開閉器１５よりも上流側すなわち配電用変圧器１がある側と下流側すなわち負荷側とが電気的に接続された状態となるが、開閉器１５が開いた状態では、下流側は上流側から切り離された状態となる。開閉器１５には、接続制御装置（ＣＣ：Connection Controller）１６が接続されている。接続制御装置１６は、ネットワークケーブル３１を介して通信ネットワーク３０に接続されている。接続制御装置１６は、開閉器１５が開いた状態では、後述の協調型電圧制御装置１２，１９間の通信を遮断するが、開閉器１５が閉じた状態では、協調型電圧制御装置１２，１９間の通信を中継する。すなわち、接続制御装置１６は、通信を遮断する機能および中継する機能を有し、開閉器１５の開閉状態を協調型電圧制御装置１２，１９間の通信経路に反映する。

配電線２には、変圧器４を介して配電線２よりも低圧の配電線３２が接続され、配電線３２には、電圧および有効電力を計測する協調型電圧計測装置９が接続されている。配電線３２は、電圧レベルが１００Ｖ〜２００Ｖの低圧配電線である。協調型電圧計測装置（ＣＶＳ）９は、ネットワークケーブル３１を介して通信ネットワーク３０に接続されている。また、配電線３２には負荷５が接続されている。また、配電線３２および協調型電圧計測装置９が接続されず、負荷５に接続される変圧器４もある。

配電線２には、変圧器１４を介して配電線２よりも低圧の配電線３３が接続されている。配電線３３には電圧制御機器としての例えば太陽光発電用のパワーコンディショナ（ＰＣＳ）１１が接続されている。ＰＣＳ１１には、これを制御する協調型電圧制御装置（ＣＶＣ）１２と発電源である太陽電池（ＰＶ：Photovoltaics）が接続されている。協調型電圧制御装置１２は、ＰＣＳ１１と一体的に構成されるまたは併設される。協調型電圧制御装置１２は、ＰＣＳ１１の制御量を調整することにより、具体的にはＰＣＳ１１が出力する無効電力を調整することにより、ＰＣＳ１１を制御する。ＰＣＳ１１は、配電線３３におけるその設置箇所である自端において例えば電圧および有効電力を計測している。協調型電圧制御装置１２は、ネットワークケーブル３１を介して通信ネットワーク３０に接続されている。

配電線２には、変圧器２４を介して配電線２よりも低圧の配電線３４が接続されている。配電線３４には電圧制御機器としての例えば太陽光発電用のパワーコンディショナ（ＰＣＳ）１８が接続されている。ＰＣＳ１８には、これを制御する協調型電圧制御装置（ＣＶＣ）１９と発電源である太陽電池が接続されている。協調型電圧制御装置１９は、ＰＣＳ１８と一体的に構成されるまたは併設される。協調型電圧制御装置１９は、ＰＣＳ１８の制御量を調整することにより、具体的にはＰＣＳ１８が出力する無効電力を調整することにより、ＰＣＳ１８を制御する。ＰＣＳ１８は、配電線３４におけるその設置箇所すなわち自端において例えば電圧および有効電力を計測している。協調型電圧制御装置１９は、ネットワークケーブル３１を介して通信ネットワーク３０に接続されている。

回生用のＰＣＳ１０５は、上述したように、き電系統の配電線１０２から入力される直流電力を交流電力に変換し、配電線２へ供給する。ＰＣＳ１０５には、これを制御する協調型電圧制御装置（ＣＶＣ）１０６が接続されている。協調型電圧制御装置１０６は、ＰＣＳ１０５と一体的に構成されるまたは併設される。協調型電圧制御装置１０６は、ＰＣＳ１０５の制御量を調整することにより、具体的にはＰＣＳ１０５が出力する無効電力を調整することにより、ＰＣＳ１０５を制御することが可能である。ＰＣＳ１０５は、配電線３４におけるその設置箇所すなわち自端において電圧および有効電力を計測している。協調型電圧制御装置１０６は、ネットワークケーブル３１を介して通信ネットワーク３０に接続されている。

なお、ＳＶＲ６および協調型電圧制御装置７は、ＰＣＳ１１および協調型電圧制御装置１２、ＰＣＳ１８および協調型電圧制御装置１９、ＳＶＣ２２および協調型電圧制御装置２３、並びに、協調型電圧計測装置８，９，１０，１７，２１よりも、電源側すなわち上流に配置されている。また、図１では、負荷５が変圧器４を介して配電線２に接続されることを示している。

なお、図１は、協調型電圧制御装置の配置構成の一例を示したものであり、一般には、２台以上の電圧制御機器とこれらを各々制御する２台以上の協調型電圧制御装置が配置される、または１台以上の電圧制御機器とこれらを各々制御する１台以上の協調型電圧制御装置と１台以上の協調型電圧計測装置とが配置されていればよく、図１に示した構成に限定されない。変圧器型の電圧制御機器は、タップ位置を変更することにより負荷側の電圧を一律に上下させるが、電源側については電圧をほとんど上下させない電圧制御特性を持つ。無効電力調整型の電圧制御機器は、配電線に供給する無効電力を制御することにより負荷側の電圧を一律に上下させるとともに、電源側については配電用変圧器１からの線路インピーダンスに比例して電圧を上下させる電圧制御特性を持つ。

また、図１では、ネットワークケーブル３１を介して通信ネットワーク３０に接続される例を示しているが、協調型電圧計測装置８，１０，１７，２１、協調型電圧制御装置７，１２，１９，２３および接続制御装置１６が、無線回線により通信ネットワーク３０に接続されていてもよく、また、無線回線により直接、隣接する協調型電圧計測装置８，１０，１７，２１、協調型電圧制御装置７，１２，１９，２３および接続制御装置１６と通信を行ってもよい。

また、以上の説明では、協調型電圧計測装置８，１０，１７，２１および協調型電圧制御装置７，２１，１９，２３は、電圧および有効電力を計測するとしたが、協調型電圧計測装置８，１０，１７，２１および協調型電圧制御装置７，１２，１９，２３は、電圧および有効電力以外にも電流などを計測してもよい。また、上述した高圧配電線の電圧レベルおよび低圧配電線の電圧レベルは一例であり、上記の数値に限定されない。

図１に示したように、き電系統から配電線２へ回生電力が供給される場合、列車の減速時に、瞬発的かつ大きな回生電力が配電線２へ供給されることになる。回生電力を有効に活用するためには、回生用のＰＣＳ１０５が、無効電力を配電線２に供給することなく、有効電力を定格容量限界まで回生させることが望ましい。この際、配電線２の電圧は急上昇するので、急上昇が発生した場合にも電圧が適正範囲を逸脱しないように、事前に配電線２の電圧を適正に下げておくことが望まれる。

一方、太陽電池による発電では、発電量が時間経過とともに変動する。太陽電池による発電量についても急激な変化が生じる可能性があり、このような変化が生じた場合も、電圧が適正範囲を逸脱しないように、事前に配電線２の電圧を適正に下げるまたは上げておくことが望まれる。

このため、本実施の形態では、回生電力の供給および発電量の変動による有効電力の急変による変動幅すなわち変動量を予測し、予測される変動量を用いて予測される電圧の変動量すなわち電圧の変動量の予測値を求める。協調制御により事前に調整しておくことで、電圧の急変時に適正範囲の逸脱の発生を抑制する。以下、本実施の形態の電圧の協調制御について説明する。

協調型電圧制御装置７，１２，１９，２３，１０６は、配電系統電圧制御システムにおいて他の装置と協調して電圧を制御する電圧制御装置である。

次に、協調型電圧計測装置８，９，１０，１７，２１の構成について説明する。なお、以下では、協調型電圧計測装置８について説明するが、協調型電圧計測装置９，１０，１７，２１についても同様である。協調型電圧計測装置８は、電圧および有効電力の計測、電圧および有効電力を用いた演算、監視、後述する目標電圧変更依頼情報の生成および送信をすることができる。なお、以下では、目標電圧変更依頼情報を、適宜、依頼と略す。ここで、計測は、自端での電圧および有効電力を計測することであり、電圧および有効電力を用いた演算については後述する。監視は、電圧および有効電力の計測結果と電圧および有効電力を用いた演算結果とに基づいて電圧が適正範囲内であるかを監視することである。

図２は、協調型電圧計測装置８の構成の一例を示した図である。図２に示すように、協調型電圧計測装置８は、電圧および有効電力を計測する計測部４０と、通信処理を行う通信処理部４１と、計測部４０で計測された電圧および有効電力を監視する監視部４２と、各種演算を行う演算処理部４３と、記憶部４４とを備えている。

計測部４０は、配電線２に接続されて、自端の電圧Ｖおよび有効電力Ｐを第１の周期ごとに計測する。第１の周期は、一例として０．１秒とすることができる。監視部４２は、計測部４０で計測された電圧Ｖおよび有効電力Ｐを監視しており、電圧Ｖを第２の周期ごとに取得してこれを演算処理部４３に送出する。第２の周期は、第１の周期の整数倍であればどのような値であってもよいが、一例として１秒とすることができる。

記憶部４４には、適正電圧上下限値４４１が予め記憶されている。適正電圧上下限値４４１は、適正電圧上限値および適正電圧下限値からなり、協調型電圧計測装置８の電圧計測点を含む配電線２の区間について維持すべき適正な電圧の範囲を規定する。なお、適正電圧上下限値４４１は、時間的にも可変に設定され得る。

演算処理部４３は、各種の演算処理を実行する。具体的には、演算処理部４３の変動算出部４３１は、電圧監視部４２から出力された電圧の計測値を、第１の一定期間、記憶部４４に保存する。また、演算処理部４３の変動算出部４３１は、有効電力Ｐの第２の周期ごとの変動量ΔＰと、電圧Ｖの第２の周期ごとの変動量ΔＶとを算出する。ΔＰは単位時間すなわち第２の周期あたりの有効電力の変動量であり、ΔＶは単位時間すなわち第２の周期あたりの電圧の変動量である。具体的には、監視部４２から第２の周期ごとに入力されるｉ番目に入力される有効電力の計測値をｐ（ｉ）とするとき、ΔＰ＝ｐ（ｉ）−ｐ（ｉ−１）として算出する。また、監視部４２から第２の周期ごとに入力されるｉ番目に入力される電圧の計測値をｖ（ｉ）とするとき、ΔＶ＝ｖ（ｉ）−ｖ（ｉ−１）として算出する。

演算処理部４３の変動算出部４３１は、ΔＰとΔＶを第２の一定期間、記憶部４４に保存する。第２の一定期間は、一例として太陽電池に接続する電圧制御機器に対応する場合は１０分、回生電力が入力される電圧制御機器に対応する場合は１日と設定することができる。さらに、演算処理部４３の変動算出部４３１は、電圧急変時の有効電力の変動幅を予測する。具体的には、変動算出部４３１は、記憶部４４に格納されているΔＰのうち直近の第３の一定期間のΔＰのうち正側の変動量の最大値ΔＰｍａｘと負側の変動量の最大値ΔＰｍａｘ´を求め、ΔＰｍａｘとΔＰｍａｘ´を有効電力変動幅４４２として記憶部４４に格納する。有効電力変動幅４４２は、電圧急変時の有効電力の変動幅の予測値である。ΔＰｍａｘは、Ｐが増加する方向に変化した場合すなわち正側の最大の変動量の絶対値であり、ΔＰｍａｘ´は、Ｐが減少する方向に変化した場合すなわち負側の最大の変動量の絶対値である。第３の一定期間は、第２の一定期間以下となる期間であり、協調型電圧計測装置８の設置個所の電圧の変動状況により設定することができる。電圧の急変の主要因が回生電力となるような箇所では第３の一定期間を第１の期間Ｔｍ１とし電圧の急変の主要因が太陽光発電によるものとなるような箇所では第３の一定期間を、第１の期間より短い第２の期間Ｔｍ２と設定する。一例として、第１の期間は、半日とし、第２の期間は１０分とするなどのように設定することができる。

図３は、回生電力を交流電力に変換するＰＣＳ１０５が出力する有効電力Ｐの時間変化の一例を示す図である。図４は、太陽電池に接続するＰＣＳ１１が出力する有効電力Ｐの時間変化の一例を示す図である。図３に示すように、回生電力を交流電力に変換するＰＣＳ１０５が出力する有効電力Ｐは０となる期間が多いが、列車の減速時には、急激に上昇する。このため、ΔＰｍａｘは電車の減速時に生じることになる。太陽電池に接続するＰＣＳ１１が出力する有効電力Ｐは、変動が多様である。また、太陽電池による発電量では１日のなかでは大きく変動する。このため、第２の期間Ｔｍ２を一日としてしまうと長期的な変動も含んでしまう可能性もあるため、第２の期間Ｔｍ２は第１の期間Ｔｍ１より短く設定する。

また、演算処理部４３の変換係数算出部４３２は、記憶部４４に記憶されている第２の一定期間のΔＰおよびΔＶに基づいて、有効電力の変動量を電圧の変動量に変換するための変換係数４４３を算出し、記憶部４４に格納する。具体的には、演算処理部４３の変換係数算出部４３２が、次のように変換係数を算出する。監視部４２からｉ番目の電圧および有効電力の計測値が入力された場合に算出されたΔＰ，ΔＶをΔｐ（ｉ），Δｖ（ｉ）とする。Δｐ（ｉ）がしきい値ａより大きい場合、変換係数算出部４３２は、有効電力の変動量を電圧の変動量に変換するための変換係数Ｇは、以下の式（１）により算出する。
Δｐ（ｉ）＞ａのとき、
Ｇ（ｉ）＝ｂ×Δｖ（ｉ）／Δｐ（ｉ）＋（１−ｂ）Ｇ（ｉ−１）
Δｐ（ｉ）≦ａのとき、
Ｇ（ｉ）＝Ｇ（ｉ−１）
…（１）
ａは、０より大きい値であり、変換係数Ｇの算出の際にＰが有意に変化した場合のΔｖ（ｉ）／Δｐ（ｉ）のみを考慮するためのしきい値である。ｂは１未満の定数である。

なお、上記式（１）は、一次遅れフィルタにより係数Ｇを算出することに相当するが、一次遅れフィルタを用いて変換係数Ｇを算出する替わりに、Δｐ（ｉ）＞ａとなるΔｖ（ｉ）／Δｐ（ｉ）の第２の一定期間分の移動平均、区間平均等を変換係数Ｇとして算出してもよい。

なお、電圧および有効電力の短周期の変動を除去するために、上記のｖ（ｉ）およびｐ（ｉ）として、計測値自体を用いるのではなく、監視部４２が取得した電圧および有効電力を、上記式（１）より時定数を短くした一次遅れフィルタにより平滑化した値、または監視部４２が取得した電圧および有効電力の移動平均値、区間平均値等を用いてもよい。一例として、監視部４２が電圧および有効電力を取得する周期である第２の周期を１秒とするとき、第２の周期ごとに１０秒間の電圧および有効電力の移動平均値を算出する。そして、第２の周期ごとに算出される電圧の移動平均値を上記ｖ（ｉ）として用い、第２の周期ごとに算出される有効電力の移動平均値を上記ｐ（ｉ）として用いる。ΔＰｍａｘを求める際にも、同様に、ｐ（ｉ）として一次遅れフィルタにより平滑化した値、有効電力の移動平均値、区間平均値等を用いて算出したΔｐを用いてもよい。

また、上記の（１）において、Δｐ（ｉ）、Δｖ（ｉ）の替わりに、Δｐ（ｉ）、Δｖ（ｉ）の各々を、上記式（１）より時定数を短くした一次遅れフィルタにより平滑化した値を用いてもよい。また、Δｐ（ｉ）、Δｖ（ｉ）の替わりに、短い期間でのΔｐ（ｉ）、Δｖ（ｉ）の移動平均値、区間平均値等を用いてもよい。

また、演算処理部４３は、監視部４２から最新の電圧の計測値を取得するたびに、記憶部４４に既に保存されている過去の電圧の計測値および最新の電圧計測値を用いて電圧の計測値の第１の一定期間の平均値である電圧平均値４４４を算出し、記憶部４４へ格納する。電圧平均値４４４は、あらかじめ定められた期間、記憶部４４に保持される。すなわち電圧平均値の履歴が記憶部４４に保持される。第２の一定期間は、第１の一定期間より短く設定する。一例として第１の一定期間は数秒から数分に設定することができる。

演算処理部４３は、上記の演算処理機能の他、目標電圧変更依頼情報を発行する機能を有する。すなわち、演算処理部４３は、目標電圧変更依頼情報生成部４３３を備えており、これにより、最新の電圧平均値４４４に、有効電力の変動幅の予測値を電圧に換算した値を加算または減算した値が適正電圧上下限値４４１により規定される範囲すなわち適正範囲内から逸脱したときに、目標電圧変更依頼情報を生成する。具体的には、最新の電圧平均値４４４にΔＶｍａｘを加算した値が適正電圧上限値を超える場合、または最新の電圧平均値４４４からΔＶｍａｘ´を減算した値が適正電圧下限値を下回る場合に、適正範囲から逸脱したと判断する。ΔＶｍａｘは、電圧の正側の最大の変動量の予測値であり、ΔＶｍａｘ´は、電圧の負側の最大の変動量の予測値である。なお、目標電圧変更依頼情報生成部４４３は、ΔＶｍａｘ、ΔＶｍａｘ´を、以下の式（２）、（３）により算出する。
ΔＶｍａｘ＝ΔＰｍａｘ×Ｇ …（２）
ΔＶｍａｘ´＝ΔＰｍａｘ´×Ｇ …（３）

演算処理部４３は、この目標電圧変更依頼情報を予め定められた協調型電圧制御装置、例として協調型電圧制御装置１２へ通信処理部４１を介して送信する。なお、目標電圧変更依頼情報は、電圧の変更量と変更方向で構成される。電圧変更量は電圧階級の異なる装置間の通信を考慮し、基準電圧で正規化した百分率表記が妥当であり、例えば「逸脱量％＋０.５％」程度を設定する。つまり、この場合、電圧変更量は、逸脱量の最新の電圧移動平均値に対する割合に応じた値として設定される。なお、電圧上下限逸脱の判定に電圧移動平均値を使用する理由は、秒単位の髭状の電圧変化による無用な目標電圧変更依頼情報の発行を避けるためである。各協調型電圧制御装置には、目標電圧上下限値が各々設定されており、これらの目標電圧上下限値の範囲内に電圧が維持されるように電圧制御を実施しているが、目標電圧変更依頼情報を受けると、その依頼内容に応じて目標電圧上下限値を変更し再設定する。

通信処理部４１は、ネットワークケーブル３１に接続されて通信処理を実行する。なお、以上の構成は、協調型電圧計測装置（ＣＶＳ）１０，１７，２１についても同様である。また、図２において、配電線２を配電線３２に変更すれば、協調型電圧計測装置９についても同様の構成となる。

次に、協調型電圧制御装置の構成について説明する。協調型電圧制御装置は、電圧制御機器からの電圧および有効電力の計測値の収集、演算、および監視、並びに電圧制御機器への目標電圧値指令等を行う。また、協調型電圧制御装置は、目標電圧変更依頼情報を行う機能を有する。ここで、収集は、電圧制御機器が一定周期ごとに計測した自端の電圧値および有効電力を電圧制御機器から取得することであり、演算は、収集した電圧値および有効電力をもとに、電圧平均値、ΔＰｍａｘ、ΔＰｍａｘ´、変換係数Ｇ等を算出する演算を行うことである。監視は、電圧変動を監視することである。目標電圧値指令は、自端の電圧が目標電圧上下限値内に収まるように電圧制御機器に対して出力される指令である。また、目標電圧変更依頼情報は、協調型電圧計測装置の場合と同様に、最新の電圧平均値に予測される変動量を加算または減算した値が適正電圧上下限値から逸脱したときに発行される。

図５は、協調型電圧制御装置１２の構成の一例を示した図である。図３に示すように、協調型電圧制御装置１２は、電圧および有効電力を電圧制御機器から取得する監視部６０、通信処理を行う通信処理部６１と、各種演算を行う演算処理部６２と、無効電力出力指令を生成して出力する無効電力出力指令部６３と、記憶部６４とを備えている。

監視部６０は、制御対象の電圧制御機器であるＰＣＳ１１により計測された電圧Ｖを第１の周期ごとに取得し、演算処理部６２に送出する。第１の周期は、協調型電圧計測装置８の計測部４０の計測周期である第１の周期と同一であるとする。なお、監視部６０が電圧Ｖを取得する第１の周期と協調型電圧計測装置８の計測部４０の計測周期である第１の周期とは異なっていてもよい。また、監視部６０は、ＰＣＳ１１により計測された電圧Ｖおよび有効電力Ｐを第２の周期ごとに取得して演算処理部６２へ送出する。監視部６０が有効電力Ｐを取得する周期である第２の周期は、協調型電圧計測装置８の監視部４２が電圧および有効電力を取得する周期である第２の周期と同一であるとする。監視部６０が有効電力Ｐを取得する周期である第２の周期と、協調型電圧計測装置８の監視部４２が電圧および有効電力を取得する周期である第２の周期とは異なっていてもよい。

記憶部６４には、適正電圧上下限値６４１が予め記憶されている。適正電圧上下限値６４１は、適正電圧上限値および適正電圧下限値からなり、ＰＣＳ１１の電圧計測点電圧計測点を含む配電線２の区間について適正な電圧の範囲を規定する。なお、適正電圧上下限値６４１は、時間的にも可変に設定され得る。また、記憶部６４には、目標電圧上下限値６４４が予め記憶されている。目標電圧上下限値６４４は、協調型電圧制御装置１２の制御目標電圧範囲を規定する目標電圧上限値および目標電圧下限値である。

演算処理部６２における変動算出部６２１、変換係数算出部６２２は、協調型電圧計測装置８の変動算出部４３１、変換係数算出部４３２と各々同様の演算を行う。記憶部６４の有効電力変動幅６４２、変換係数６４３は、協調型電圧計測装置８の有効電力変動幅４４２、変換係数４４３と同様であり、演算処理部６２の演算により算出され、記憶部６４に格納される。演算処理部６２の目標電圧変更依頼情報生成部６２３は、目標電圧変更依頼情報を予め定められた協調型電圧制御装置へ、通信処理部６１を介して送信する。

演算処理部６２の目標電圧変更処理部６２４は、目標電圧変更依頼情報生成部４３３と同様の処理を行う。なお、目標電圧変更処理部６２４は、ＰＣＳ１１が制御能力の限界まで制御した場合の電圧の変化量を予測し、この電圧の変化量を加味した上で、適正範囲内から逸脱する場合に目標電圧変更依頼情報を生成するようにしてもよい。この場合、ＰＣＳ１１は無効電力Ｑも計測し、監視部６０は、ＰＣＳ１１から無効電力Ｑも取得する。そして、演算処理部６２の目標電圧変更処理部６２４は、無効電力と電圧に関する変換係数ΔＶ／ΔＱをΔＶ／ΔＰと同様に求めておく。目標電圧変更処理部６２４は、ＰＣＳ１１の定格の情報と現在出力している有効電力および無効電力に基づいて、出力可能な最大の無効電力Ｑを算出し、最大の無効電力Ｑを出力した場合の電圧変化量ΔＶｃを求める。目標電圧変更処理部６２４は、最新の電圧平均値にΔＶｍａｘを加算した値から電圧変化量ΔＶｃを減じた値が適正電圧上限値を超える場合、または最新の電圧平均値からΔＶｍａｘ´を減算した値に電圧変化量ΔＶｃを加算した値が適正電圧下限値を下回る場合に、適正範囲から逸脱したと判断する。

また、演算処理部６２は、協調型電圧計測装置８の演算処理部４３と同様に、記憶部６４に既に保存されている過去の電圧の計測値および最新の電圧計測値を用いて電圧の計測値の第１の一定期間の平均値である電圧平均値６４５を算出し、記憶部６４へ格納する。また、算出された電圧平均値６４５は記憶部６４にあらかじめ定められた期間保持される。

演算処理部６２の目標電圧変更処理部６２４は、他の協調型電圧制御装置、または協調型電圧計測装置から目標電圧変更依頼情報を受信したときに、目標電圧変更依頼情報に含まれる電圧変更量と変更方向に基づいて記憶部６４の目標電圧上下限値６４４を更新し再設定する。

逸脱判定部６２５は、第１の周期で入力される電圧と目標電圧値上下限値６４４とを比較して、目標電圧値上下限値６４４により規定される範囲内からの逸脱の有無を判定する。具体的には、電圧が目標電圧上限値を超えるまたは電圧が目標電圧下限値を下回る場合に逸脱があると判定する。逸脱判定部６２５は、逸脱が継続する場合には逸脱量を加算することにより逸脱量の積分値を求め、逸脱が無い場合には逸脱量の積分値をリセットし、逸脱量の積分値が予め定められた閾値を超えた場合に、電圧を目標電圧上下限値内に収めるべくＰＩＤ（Proportional Integral Derivative）制御により電圧指令を生成して無効電力出力指令部６３へ出力する。無効電力出力指令部６３は、入力された電圧指令を無効電力出力指令としてＰＣＳ１１に出力する。ＰＣＳ１１は、無効電力出力指令に応じて無効電力Ｑを出力することで電圧の制御を行う。また、無効電力型の協調型電圧制御装置１２は、指令する無効電力量を１秒程度の時定数で徐々に低減させる図示しない無効電力減衰機構を備え、無用な無効電力ロスを回避するようにしてもよい。

また、無効電力型の協調型電圧制御装置１２の目標電圧上下限値の初期値すなわち目標電圧変更依頼情報の無い状態における値は、自端の電圧計測値の平均値に、一定の不感帯を加減算した値とすることができる。この不感帯は、一例として電圧平均値の０.５％とすることができる。

以上の構成は、無効電力型の協調型電圧制御装置に共通である。すなわち、協調型電圧制御装置１９、２３、１０６についても、図３の協調型電圧制御装置１２と同様の構成が成り立つ。ただし、協調型電圧制御装置１０６については、回生電力を配電線２に供給するＰＣＳ１０５を制御するものであるため、他の装置から目標電圧変更依頼情報を受信して目標電圧上下限値を変更する機能を有していなくてもよい。

なお、回生電力を配電線２に供給するＰＣＳ１０５を制御する協調型電圧制御装置１０６の場合、ＰＣＳ１０５の定格で出力可能な限界まで有効電力が出力される可能性が高い。このような場合、上述の手順でΔＰｍａｘを求める替わりにＰＣＳ１０５の定格に基づいてあらかじめ、ΔＰｍａｘを設定しておいてもよい。

また、変圧器型の電圧制御機器であるＳＶＲ６を制御する協調型電圧制御装置７は、協調型電圧制御装置１２の無効電力出力指令部６３をタップ位置変更指令部に替え、逸脱判定部６２５の替わりにタップ位置の制御に応じた逸脱判定部を備えるが、これら以外は協調型電圧制御装置８と同様である。協調型電圧制御装置７の逸脱判定部は、電圧の目標電圧値上下限値からの逸脱が継続する場合には、逸脱量を加算することにより逸脱量の積分値を求め、逸脱が無い場合には逸脱量の積分値をリセットし、逸脱量の積分値が予め定められた閾値を超えた場合に、電圧を目標電圧上下限値内に収めるよう電圧指令を生成してタップ位置変更指令部へ入力する。タップ位置変更指令部は、入力された電圧指令をタップ位置変更指令としてＳＶＲ６に出力する。ＳＶＲ６は、タップ位置変更指令に応じてタップ位置Ｔを調整することで電圧の制御を行う。なお、タップ動作回数軽減のため、逸脱量の積分値に関する閾値は、無効電力型の電圧制御機器を制御する協調型電圧制御装置に比べて大きく設定する。なお、変圧器型の電圧制御機器であるＳＶＲ６を制御する協調型電圧制御装置７については目標電圧変更依頼情報生成部６２３を設けない、または配電系統の構成に応じて目標電圧変更依頼情報生成部６２３の機能を無効化するようにしてもよい。または、生成した目標電圧変更依頼情報を送信しないようにしてもよい。

また、変圧器型の電圧制御機器を制御する協調型電圧制御装置７の目標電圧上下限値の初期値すなわち目標電圧変更依頼情報の無い状態における値は、予め定められた一定値、または曜日、時間帯等に応じて定められた一定値に、一定の不感帯を加減算した値としてもよい。これにより、配電系統負荷側について目標電圧変更依頼情報が無い通常状態での電圧維持を行う。この不感帯は、一例として１％とすることができる。

次に、協調型電圧計測装置または協調型電圧制御装置における目標電圧変更依頼情報の発行の動作について説明する。まず、電圧急変時の変動幅の予測について説明する。図６は、電圧急変時の変動幅の予測の処理手順の一例を示すフローチャートである。上述したように、協調型電圧計測装置または協調型電圧制御装置に接続する電圧制御機器は、自端の電圧および有効電力を一定周期である第１の周期ごとに計測する（ステップＳ１）。協調型電圧計測装置または協調型電圧制御装置は、第２の周期ごとに電圧および有効電力の計測結果に基づいて、ΔＶ、ΔＰを求め、変換係数Ｇを更新する（ステップＳ２）。また、協調型電圧計測装置または協調型電圧制御装置は、一定期間すなわち上記の第３の一定期間内の最大の変動幅すなわち有効電力変動幅を更新する（ステップＳ３）。以上の処理を第２の周期ごとに実施して、記憶部４４または記憶部６４内の変換係数、有効電力変動幅を更新する。

次に、目標電圧変更依頼情報の発行の処理について説明する。図７は、目標電圧変更依頼情報の発行の処理手順の一例を示すフローチャートである。協調型電圧計測装置または協調型電圧制御装置は、記憶部４４または記憶部６４に格納されている有効電力変動幅と変換係数を用いてΔＶｍａｘおよびΔＶｍａｘ´を算出し、記憶部４４または記憶部６４に格納されている電圧平均値＋ΔＶｍａｘおよび電圧平均値−ΔＶｍａｘが適正電圧上下限値の範囲内であるか否かを判断する（ステップＳ１１）。電圧平均値＋ΔＶｍａｘまたは電圧平均値−ΔＶｍａｘが適正電圧上下限値の範囲を逸脱する場合（ステップＳ１１ Ｎｏ）、目標電圧変更依頼情報を発行する（ステップＳ１２）。具体的には、目標電圧変更依頼情報を生成して、あらかじめ定められた送信先の協調型電圧制御装置へ送信する。電圧平均値＋ΔＶｍａｘおよび電圧平均値−ΔＶｍａｘが適正電圧上下限値の範囲内である場合（ステップＳ１２ Ｙｅｓ）、ステップＳ１１を繰り返す。

なお、上述したように、無効電力型の電圧制御機器を制御する協調型電圧制御装置では、ステップＳ１１において、制御可能な量を考慮し、記憶部４４または記憶部６４に格納されている電圧平均値＋ΔＶｍａｘ−ΔＶｃまたは電圧平均値−ΔＶｍａｘ＋ΔＶｃが適正電圧上下限値の範囲内であるか否かを判断してもよい。

図８は、電圧平均値＋ΔＶｍａｘが適正電圧上限値を超えた場合の電圧変化の概念を示す図である。図８の例では、協調型電圧計測装置または協調型電圧制御装置が、時刻ｔ１において、電圧平均値＋ΔＶｍａｘが適正電圧上限値を超えたと判断し、時刻ｔ２で目標電圧変更依頼情報を発行した例を示している。電圧２０１は、目標電圧変更依頼情報を発行しなかった場合の電圧の変化の様子を示し、電圧２０２は、目標電圧変更依頼情報を発行した場合の電圧を示している。目標電圧変更依頼情報を発行した場合の電圧２０２は、電圧を下げる制御が行われるため、電圧２０１に比べ低くなっている。目標電圧変更依頼情報を発行した後、実際にΔＶｍａｘとなる電圧変動が生じた場合、電圧２０１は、適正電圧上限値を超えることになるが、目標電圧変更依頼情報を発行した場合の電圧２０２は、適正電圧上限値を超えない。

次に、目標電圧変更依頼情報を受けた協調型電圧制御装置の目標電圧変更動作について説明する。なお、以下の処理は、依頼を受けた協調型電圧制御装置のみならず、依頼を発行した協調型電圧制御装置自身も行ってもよい。図１の構成例では、回生用のＰＣＳ１０５を制御する協調型電圧制御装置については、回生電力を最大限に利用するため、自ら依頼を発行しても、該依頼に基づいて自らの目標電圧上下限値の変更は行わなくてもよい。一方、太陽電池に接続するＰＣＳ１１を制御する協調型電圧制御装置１２は自ら依頼を発行した場合にも以下の処理を行う。依頼を受けた協調型電圧制御装置は、目標電圧上下限値を依頼に基づき変更し、各協調型電圧制御装置について予め定められた電圧協調制御有効時間の間、目標電圧上下限値を固定する。電圧協調制御有効時間は、一例として１時間と設定することができる。

図９は、目標電圧変更依頼情報を受けた協調型電圧制御装置による目標電圧変更の処理を示したフローチャートである。まず、協調型電圧制御装置は、目標電圧変更依頼情報を協調型電圧計測装置または他の協調型電圧制御装置から受信する（ステップＳ２１）。

次に、協調型電圧制御装置は、目標電圧変更依頼情報の内容が電圧を下げる依頼かあるいは上げる依頼かを判別する（ステップＳ２２）。電圧を下げる依頼を受けた場合（ステップＳ２２ Ｙｅｓ）、協調型電圧制御装置は、最新の電圧平均値を含めてその時点で記憶部に保存されている複数の電圧平均値のうち最大の電圧平均値を選択し、最大の電圧平均値から電圧変更量を差し引いた値を新たな目標電圧上限値とする（ステップＳ２３）。このとき、目標電圧上下限値の幅は一定を保持するために、目標電圧下限値は、目標電圧上限値から不感帯の２倍を差し引いた値とする（ステップＳ２３）。ただし、このように定めた目標電圧下限値が、当該協調型電圧制御装置の適正電圧下限値を下回る場合は（ステップＳ２４ Ｎｏ）、協調型電圧制御装置は目標電圧上下限値の変更を行わず、依頼を破棄し、依頼のリレーも行わない（ステップＳ２８）。目標電圧下限値が適正電圧下限値以上の場合は（ステップＳ２４ Ｙｅｓ）、協調型電圧制御装置はステップＳ２３で定めた目標電圧上下限値の設定を行う（ステップＳ２５）。

また、電圧を上げる依頼を受けた場合（ステップＳ２２ Ｎｏ）、協調型電圧制御装置は、最新の電圧平均値を含めてその時点で記憶部に保存されている複数の電圧平均値のうち最小の電圧平均値を選択し、最小の電圧平均値に電圧変更量を加えた値を新たな目標電圧下限値とする（ステップＳ２６）。このとき、目標電圧上下限値の幅は一定を保持するために、目標電圧上限値は、目標電圧下限値に不感帯の２倍を加えた値とする（ステップＳ２６）。ただし、このように定めた目標電圧上限値が、当該協調型電圧制御装置の適正電圧上限値を上回る場合は（ステップＳ２７ Ｎｏ）、協調型電圧制御装置は目標電圧上下限値の変更を行わず、依頼を破棄し、依頼のリレーも行わない（ステップＳ２８）。目標電圧上限値が適正電圧上限値以下の場合は（Ｓ２７ Ｙｅｓ）、協調型電圧制御装置はステップＳ２６で定めた目標電圧上下限値の設定を行う（ステップＳ２５）。

なお、協調型電圧制御装置は、依頼を受けてから電圧協調制御有効時間を経過した後は、目標電圧上下限値を初期値に戻す。

協調型電圧制御装置は、電圧協調制御有効時間内でも、新たな目標電圧変更依頼情報が発生した場合には、後から受信した依頼を優先して目標電圧値変更を行い、目標電圧値変更の時点から電圧協調制御有効時間をカウントする。ただし、電圧協調動作の輻輳を避けるため、協調型電圧計測装置および協調型電圧制御装置ごとに重複動作禁止時間を定める。すなわち、協調型電圧計測装置は、依頼を発行してから重複送信禁止時間経過前は新たな依頼を発行しないまたは送信しない。重複送信禁止時間は一例として１０秒と設定することができる。無効電力型の電圧制御器を制御する協調型電圧制御装置は、依頼送信から重複動作禁止時間経過前は新たな依頼を発行しない。また、無効電力型の電圧制御器を制御する協調型電圧制御装置は、依頼受信から重複動作禁止時間経過前は依頼を受信しても目標電圧の変更を行わない。無効電力型の協調型電圧制御装置の重複動作禁止時間は、一例として１分と設定することができる。変圧器型の電圧制御器を制御する協調型電圧制御装置は、同様に、依頼発行から重複動作禁止時間経過前は新たな依頼を発行しない。また、変圧器型の電圧制御器を制御する協調型電圧制御装置は、依頼受信から重複動作禁止時間経過前は依頼を受信しても目標電圧の変更を行わない。変圧器型の協調型電圧制御装置の重複動作禁止時間は、一例として３０分と設定することができる。なお、重複動作禁止時間は、電圧協調制御有効時間よりも短い。

次に、依頼のリレー方式について説明する。図１０は、協調型電圧計測装置および協調型電圧制御装置間の通信経路すなわち論理ネットワークの一例を示した図である。図１０において、矢印は目標電圧変更依頼情報の送信可能方向を表している。目標電圧変更依頼情報のリレー範囲は、同一配電線内に留まるように設定される。図１０と図１との比較からわかるように、この論理ネットワークは、図１に示した配電系統における協調型電圧計測装置群、協調型電圧制御装置群、接続制御装置１６、および配電線群の電気的な接続構成に対応したネットワーク構成を有している。つまり、協調型電圧計測装置群、協調型電圧制御装置群及び接続制御装置１６の配置構成は配電系統におけるこれらの接続関係に対応したものとなっている。

協調型電圧計測装置は、目標電圧変更依頼情報を他から受信することはなく、自ら目標電圧変更依頼情報を発行した場合は、生成した目標電圧変更依頼情報を予め定められた１または複数の協調型電圧制御装置に送信する。協調型電圧制御装置は、目標電圧変更依頼情報を他から受信した場合は、受信した目標電圧変更依頼情報を予め定められた１または複数の別の協調型電圧制御装置に送信することができる。ただし、協調型電圧制御装置は、目標電圧変更依頼情報を送信元に送信することはない。また、協調型電圧制御装置は、自ら目標電圧変更依頼情報を生成した場合は、この目標電圧変更依頼情報を予め定められた１または複数の別の協調型電圧制御装置に送信する。

図１１は、協調型電圧制御装置間の通信の一例を示した図である。図１１では、協調型電圧制御装置１０６が目標電圧変更依頼情報を発行した場合を示している。協調型電圧制御装置１０６は目標電圧変更依頼情報を生成し、これを協調型電圧制御装置１２に送信する。協調型電圧制御装置１２は、受信した目標電圧変更依頼情報を協調型電圧制御装置７に送信する。なお、協調型電圧制御装置１２は、協調型電圧制御装置１０６から受信した目標電圧変更依頼情報による電圧変更量が自身で達成可能であった場合には、目標電圧変更依頼情報を協調型電圧制御装置７へ送信しない。

なお、協調型電圧計測装置、協調型電圧制御装置、および接続制御装置１６は、それぞれ、目標電圧変更依頼情報の送信先のネットワークアドレスを保持している。ネットワークアドレスの設定は、目標電圧変更依頼情報のリレー範囲が同一配電線内に留まるようになされる。例を挙げると、協調型電圧計測装置２１は、送信先として協調型電圧制御装置２３のネットワークアドレスを保持し、協調型電圧制御装置１９は、送信先として協調型電圧制御装置２３および接続制御装置１６のネットワークアドレスを保持している。なお、協調型電圧制御装置１９は、自ら目標電圧変更依頼情報を発行する場合および協調型電圧計測装置１７から目標電圧変更依頼情報を受信した場合は、協調型電圧制御装置２３および接続制御装置１６のネットワークアドレスを送信先として目標電圧変更依頼情報を送出し、協調型電圧制御装置２３又は接続制御装置１６から目標電圧変更依頼情報を受信した場合は、送信元以外の他方のネットワークアドレスを送信先として目標電圧変更依頼情報を送出する。

なお、図１０に示すように、論理ネットワークは、電気的な接続に基づいて、すなわち、電圧の上下が直接連動する１つの配電線について構成するが、開閉器または遮断器の開閉状態変更により電気的な接続が変更になる可能性がある場合には、電気的な接続変更を目標電圧変更依頼情報のリレー範囲に反映するために接続制御装置１６を設置する。開閉器または遮断器が投入されている場合には、接続制御装置１６は目標電圧変更依頼情報をリレーし、開閉器又は遮断器が開放されている場合には、接続制御装置１６は目標電圧変更依頼情報を破棄する。

以上のように、本実施の形態では、協調型電圧計測装置および協調型電圧制御装置が、計測された電圧と有効電力の変動幅の予測値に対応する電圧すなわち電圧の変動幅の予測値とに基づいて、目標電圧変更依頼情報を発行するかを判定するようにした。このため、配電系統の電圧の急変時に配電系統の電圧の適正範囲からの逸脱の発生を抑制する。

以上の実施の形態に示した構成は、本発明の内容の一例を示すものであり、別の公知の技術と組み合わせることも可能であるし、本発明の要旨を逸脱しない範囲で、構成の一部を省略、変更することも可能である。

１ 配電用変圧器、２，３２〜３４ 配電線、３，１０１ 遮断器、４，１４ 変圧器、５ 負荷、１５ 開閉器、２９ 母線、３０ 通信ネットワーク、３１ ネットワークケーブル、７，１２，１９，２３ ＣＶＣ、８，９，１０，１７，２１ ＣＶＳ、１１，１８，１０５ ＰＣＳ、１６ ＣＣ、４０ 計測部、４１，６１ 通信処理部、４２，６０ 監視部、４３，６２ 演算処理部、４４，６４ 記憶部、６３ 無効電力出力指令部、４３１，６２１ 変動算出部、４３２，６２２ 変換係数算出部、４３３，６２３ 目標電圧変更依頼情報生成部、６２４ 目標電圧変更処理部、６２５ 逸脱判定部。

Claims (9)

1. 高圧系統の配電線に接続され前記配電線の電圧を制御する複数の電圧制御機器を備える配電系統電圧制御システムにおいて、目標電圧上限値および目標電圧下限値の範囲内に電圧が維持されるように前記電圧制御機器を制御する電圧制御装置であって、
   前記電圧制御機器により計測された電圧および有効電力を用いて、単位時間当たりの電圧の正側の最大の変動量の予測値である第１の予測値と単位時間当たりの電圧の負側の最大の変動量の予測値である第２の予測値を算出する変動算出部と、
   前記電圧制御機器により計測された電圧に前記第１の予測値を加算した値が適正電圧上限値を超える場合、または前記電圧制御機器により計測された電圧から前記第２の予測値を減算した値が適正電圧下限値を下回る場合、自装置または他の電圧制御装置の目標電圧上限値および目標電圧下限値の変更を依頼するための目標電圧変更依頼情報を生成する目標電圧変更依頼情報生成部と、
   前記目標電圧変更依頼情報を自装置以外の電圧制御装置へ送信する通信処理部と、
   を備えることを特徴とする電圧制御装置。
2. 前記通信処理部は、自装置外から前記目標電圧変更依頼情報を受信し、
   前記通信処理部が前記目標電圧変更依頼情報を自装置外から受信したときまたは自装置の前記目標電圧変更依頼情報生成部が前記目標電圧変更依頼情報を生成したときは当該目標電圧変更依頼情報の内容に応じて自装置の目標電圧上限値および目標電圧下限値の変更を行う目標電圧変更処理部、
   を備えることを特徴とする請求項１に記載の電圧制御装置。
3. 前記電圧制御機器により計測された電圧および有効電力を用いて、単位時間当たりの有効電力の変動量を単位時間当たりの電圧の変動量に換算するための変換係数を算出する変換係数算出部、
   を備え、
   前記変動算出部は、前記電圧制御機器により計測された有効電力を用いて、単位時間当たりの有効電力の正側の変動量の一定期間内の最大値である第１の最大値と、単位時間当たりの有効電力の負側の変動量の一定期間内の最大値である第２の最大値とを算出し、前記第１の最大値に前記変換係数を乗じた値を前記第１の予測値として算出し、前記第２の最大値に前記変換係数を乗じた値を前記第２の予測値として算出することを特徴とする請求項１または２に記載の電圧制御装置。
4. 前記変動算出部は、前記電圧制御機器により計測された有効電力を一次遅れフィルタにより平滑化した値または前記規定期間より短い期間の移動平均値または区間平均値に基づいて前記第１の最大値および前記第２の最大値を算出することを特徴とする請求項３に記載の電圧制御装置。
5. 前記電圧制御機器が列車の減速時に生成される回生電力を交流電力に変換して前記配電線に供給する電圧制御機器を制御する場合は、前記一定期間を第１の期間とし、
   太陽電池に接続される電圧制御機器であるパワーコンディショナを制御する場合は、前記一定期間を第１の期間より短い第２の期間とすることを特徴とする請求項３または４に記載の電圧制御装置。
6. 前記変換係数は、前記電圧制御機器により計測された有効電力の単位時間あたりの変動量が閾値より大きい場合の、前記電圧制御機器により計測された電圧の単位時間あたりの変動量を前記電圧制御機器により計測された有効電力の単位時間あたりの変動量で除した値を一次遅れフィルタにより平滑化した値、または前記電圧制御機器により計測された電圧の単位時間あたりの変動量を前記電圧制御機器により計測された有効電力の単位時間あたりの変動量で除した値の規定期間の移動平均値または区間平均値であることを特徴とする請求項３、４または５に記載の電圧制御装置。
7. 前記変動算出部は、前記電圧制御機器により計測された電圧を一次遅れフィルタにより平滑化した値または前記規定期間より短い期間の移動平均値または区間平均値に基づいて前記単位時間あたりの電圧の変動量を求め、前記電圧制御機器により計測された有効電力を一次遅れフィルタにより平滑化した値または前記規定期間より短い期間の移動平均値または区間平均値に基づいて前記単位時間あたりの有効電力の変動量を求めることを特徴とする請求項６に記載の電圧制御装置。
8. 前記目標電圧変更依頼情報生成部は、無効電力調整型の電圧制御機器を制御する場合、前記電圧制御機器により計測された無効電力および有効電力に基づいて当該電圧制御機器が出力可能な最大の無効電力を求め、前記出力可能な最大の無効電力を用いて自装置が低下させることができる電圧の予測値である第１の制御量と自装置が上昇させることができる電圧の予測値である第２の制御量とを求め、前記電圧制御機器により計測された電圧に前記第１の予測値を加算した値から前記第１の制御量を減算した値が適正電圧上限値を超える場合、または前記電圧制御機器により計測された電圧から前記第２の予測値を減算した値に前記第２の制御量を加算した値が適正電圧下限値を下回る場合、目標電圧変更依頼情報を生成することを特徴とする請求項１から７のいずれか１つに記載の電圧制御装置。
9. 高圧系統の配電線に接続され前記配電線の電圧を制御する電圧制御機器と目標電圧上限値および目標電圧下限値の範囲内に電圧が維持されるように前記電圧制御機器を制御する電圧制御装置とを備える配電系統電圧制御システムにおいて、前記配電線に接続される電圧計測装置であって、
   前記配電線の電圧および有効電力を計測する計測部と、
   前記計測部により計測された電圧および有効電力を用いて、単位時間当たりの電圧の正側の最大の変動量の予測値である第１の予測値と単位時間当たりの電圧の負側の最大の変動量の予測値である第２の予測値を算出する変動算出部と、
   前記計測部により計測された電圧に前記第１の予測値を加算した値が適正電圧上限値を超える場合、または前記計測部により計測された電圧から前記第２の予測値を減算した値が適正電圧下限値を下回る場合、前記電圧制御装置の目標電圧上限値および目標電圧下限値の変更を依頼するための目標電圧変更依頼情報を生成する目標電圧変更依頼情報生成部と、
   前記目標電圧変更依頼情報を前記電圧制御装置へ送信する通信処理部と、
   を備えることを特徴とする電圧計測装置。

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