JP2018098830A - 配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法および配電設備設計支援システム - Google Patents

Abstract

【課題】配電系統に設置された太陽光発電装置の出力が抑制される場合に、太陽光発電装置設置点の電圧を下げて出力抑制を解消するような制御を可能とする。
【解決手段】出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整装置であって、太陽光発電装置の出力量を算出する太陽光発電装置出力量算出手段と、出力抑制機能による太陽光発電装置の出力抑制量を求め、出力抑制量ごとに太陽光発電装置をランク付けする太陽光発電装置の出力抑制量推定およびランキング手段と、タップ付変圧器の通過電流の重回帰分析により、ランク付けされた太陽光発電装置を含む配電系統の重心位置を仮想点として定め、タップ付変圧器から仮想点までの距離を表す整定値を決定する分析手段と、整定値を用いて、仮想点における電圧を推定する線路電圧降下補償回路と、仮想点における電圧を設定電圧に制御するタップ制御装置を備えていることを特徴とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法および配電設備設計支援システムに係り、特に配電系統に設置された太陽光発電装置の出力が抑制される場合に、太陽光発電装置設置点の電圧を下げる制御を可能とする配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法および配電設備設計支援システムに関する。

近年の配電系統では太陽光発電装置の系統連系が増大しているが、配電系統では、太陽光発電装置の発電量が増加すると、太陽光発電装置設置点の電圧が上昇するという現象がある。これを回避するために、太陽光発電装置には自端子電圧が規定電圧より上昇した場合に太陽光発電装置の発電量を抑制する機能が備えられている。この機能により、太陽光発電装置の発電量が制限されることになる。

他方、配電系統の電圧は、配電用変電所に設置された変圧器（負荷時タップ切替変圧器ＬＲＴ：Ｌｏａｄ Ｒａｔｉｏ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）のタップ切替や、配電線上に設置された自動電圧調整器（ＳＶＲ：Ｓｔｅｐ Ｖｏｌｔａｇｅ Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）などのタップ切替によって制御されている。

先に述べた太陽光発電装置における発電量の抑制を回避するためには、電圧調整装置（負荷時タップ切替変圧器ＬＲＴや自動電圧調整器ＳＶＲ）で、配電系統の電圧を調整し、出力抑制を回避することが重要となる。そのためには、太陽光発電装置発電量に応じて、タップ制御を適切に行う必要がある。

電圧調整装置（負荷時タップ切替変圧器ＬＲＴや自動電圧調整器ＳＶＲ）の制御方法として、次のような手法が知られている。

例えば、通常の自動電圧調整器ＳＶＲにおいては、自端の二次側電圧と通過電流と力率からタップ値を決定する方法が非特許文献１により知られている。

特許文献１には、電圧調整変圧器の送出電圧から最高電圧点の電圧までの電圧上昇幅と、変圧器の送出電圧から最低電圧点の電圧までの電圧下降幅とを加算した電圧変動範囲の中心値が、規定値となるように、電圧調整装置の送出電圧を選定する制御手法が示されている。

また、自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧（タップ値）を、系統内の太陽光発電装置発電量に応じて調整し、またその時の太陽光発電装置発電量は、太陽光発電装置と自動電圧調整器ＳＶＲ間の通信または日射計情報から推測することが知られている。

なお、自動電圧調整器ＳＶＲの詳細な構成は、非特許文献１にも詳しく記載されている。また重回帰分析の具体的な計算方法についても知られている。

特開２００９−２４００３８公報

「線路電圧調整器の進歩と適用」現代の配電技術、電気書院 １２８−１３４頁（１９７２年）

前述の非特許文献１による自端の二次側電圧と通過電流と力率からタップ値を決定する方法では、太陽光発電装置による電圧上昇、出力抑制を考慮した制御が想定されていない。そのため、自動電圧調整器ＳＶＲは太陽光発電装置の出力抑制により電圧上昇が回避されている状況では、電圧調整を行うことができず、太陽光発電装置の出力抑制を回避できない問題がある。

また、特許文献１に記載の方法では、太陽光発電装置の出力抑制により電圧上昇が回避されている状況では、電圧調整装置の線路電圧降下補償器の適切な整定を行うことができず、太陽光発電の出力抑制を回避できない問題がある。

さらには、メガソーラの配電系統末端への連系と低圧側への一般需要家の太陽光発電装置連系の拡大に伴い、太陽光発電装置の端子電圧が上昇し、特定の需要家の太陽光発電装置が出力抑制されてしまうことになり、売電機会の損失が不平等に発生してしまう問題があげられる。

以上のことから本発明は、配電系統に設置された太陽光発電装置の出力が抑制される場合に、太陽光発電装置設置点の電圧を下げて出力抑制を解消するような制御を可能とする、配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法および配電設備設計支援システムを提供するものである。

以上のことから本発明においては、出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整装置であって、太陽光発電装置の出力量を算出する太陽光発電装置出力量算出手段と、出力抑制機能による太陽光発電装置の出力抑制量を求め、出力抑制量ごとに太陽光発電装置をランク付けする太陽光発電装置の出力抑制量推定およびランキング手段と、タップ付変圧器の通過電流の重回帰分析により、ランク付けされた太陽光発電装置を含む配電系統の重心位置を仮想点として定め、タップ付変圧器から仮想点までの距離を表す整定値を決定する分析手段と、整定値を用いて、仮想点における電圧を推定する線路電圧降下補償回路と、仮想点における電圧を設定電圧に制御するタップ制御装置を備えていることを特徴とする配電系統の電圧調整装置としたものである。

また本発明においては、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器と、出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統の電圧調整システムであって、複数の太陽光発電装置について、その出力量を算出する太陽光発電装置出力量算出手段と、太陽光発電装置毎に求めた出力量に基づき出力抑制量を推定し、出力抑制量に応じて並べ替えを行うランキング手段と、タップ付変圧器の通過電流の重回帰分析により、抽出された太陽光発電装置を含む配電系統の重心位置を仮想点として定め、タップ付変圧器から仮想点までの距離を表す整定値を決定する分析手段とを備えた配電設備設計支援装置と、配電設備設計支援装置が定めた前記整定値を用いて、仮想点における電圧を推定する線路電圧降下補償回路と、仮想点における電圧を設定電圧に制御するタップ制御装置を備えた電圧調整装置と、を含む配電系統の電圧調整システムとしたものである。

また本発明においては、出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整方法であって、複数の太陽光発電装置について、その出力量を推定し、太陽光発電装置毎に求めた出力抑制量の大きい順に太陽光発電装置を抽出し、抽出された太陽光発電装置を含む配電系統について、その太陽光発電装置の出力重心位置を仮想点として定め、仮想点における電圧を設定電圧に制御することを特徴とする配電系統の電圧調整方法としたものである。

また本発明は、出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整方法であって、複数の太陽光発電装置について出力抑制機能による出力量抑制量を推定し、出力抑制を行う太陽光発電装置について、その太陽光発電装置の出力重心位置を仮想点として定め、仮想点における電圧を設定電圧に制御することを特徴とする配電系統の電圧調整方法としたものである。

また本発明は、出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器を備えた配電系統に適用され、仮想点における電圧を推定するための整定値を与える配電系統の配電設備設計支援装置であって、太陽光発電装置の出力量を算出する太陽光発電装置出力量算出手段と、出力抑制機能による太陽光発電装置の出力抑制量を求め、出力抑制量ごとに太陽光発電装置をランク付けする太陽光発電装置の出力抑制量推定およびランキング手段と、タップ付変圧器の通過電流の重回帰分析により、ランク付けされた太陽光発電装置を含む配電系統の重心位置を仮想点として定め、タップ付変圧器から仮想点までの距離を表す整定値を決定する分析手段、分析手段により求めた整定値をタップ付変圧器に与える出力手段を備えることを特徴とする配電系統の配電設備設計支援装置としたものである。

本発明の配電系統の電圧調整装置および制御方法により、太陽光発電などが大量に導入された系統でも、配電系統の電圧逸脱を低減できる。特定の太陽光発電の出力抑制量を低減することにより売電機会の損失を低減できる効果がある。

また、本発明のそれ以外の効果については、明細書中で説明する

本発明に係る配電設備設計支援システムの全体構成を示す図 一般的な配電系統と電圧調整システムの構成例を示す説明図。 自動電圧調整器ＳＶＲのタップ制御装置の構成を示す図。 タップ制御動作で太陽光発電出力抑制を回避する処理フロー図。 計測手段と配電設備設計支援システムのデータの流れを示す図。 設備設計支援システム４００を計算機にて構成する場合の構成を示す図。 太陽光発電装置ＰＶ出力量算出手段の処理フローを示す図。 太陽光発電装置ＰＶ出力抑制推定およびランキング手段の処理フローを示す図。 ＳＶＲ通過電流との重回帰分析手段の処理フローを示す図。 図９で得られたαおよびβの幾何学的イメージを示す図。 自動電圧調整器ＳＶＲ内にＳＶＲ整定値決定手段４００Ａを備えた実施例を示す図。 自動電圧調整器ＳＶＲを介して樹枝状に延伸配置された配電系統の面的なエリア構成例を示す図。 太陽光発電装置ＰＶにおける出力抑制に相関関係を有する太陽光発電装置ＰＶのみを示す図。

以下、本発明の実施例について図面を用いて説明する。

図２は、一般的な配電系統と電圧調整システムの構成例を示す図である。図２で示される典型的な配電系統１００は、ノード（母線）１２０およびそれらを接続する配電線路１４０、ノード１２０に接続される負荷１５０や太陽光発電装置ＰＶ、配電線路１４０に設置されるセンサ１７０、配電用変電所１１０などで構成されている。ここでは、配電用変電所１１０のある図示左側をフィーダの送出し側、右側をフィーダの末端側としている。

自動電圧調整装置３００は、線路１４０に直列に設置され、線路電圧を調整する電圧調整装置である。自動電圧調整装置３００としては、負荷時タップ切替変圧器ＬＲＴや自動電圧調整器ＳＶＲが例示されるが、ここでは電圧調整装置３００として自動電圧調整器ＳＶＲを配置した例を示している。自動電圧調整器ＳＶＲは、配電用変電所における負荷時タップ切替変圧器（ＬＲＴ：Ｌｏａｄ Ｒａｔｉｏ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）であってもよいが、図２では例えば自動電圧調整装置３００に例示されるように、単巻変圧器とタップチェンジャで構成される変圧器３０５と、制御部分３１０を備えた自動電圧調整器ＳＶＲを構成し、配電線路に設置されるセンサ１７０からの信号、配電設備設計支援システム４００からの動作整定値３５０を用いて、タップを操作している。

また図２において、４００は配電設備設計支援システムであり、センサ１７０を含む各種の計測手段２００から適宜入力を得、自動電圧調整装置３００に対して、その動作整定値３５０を与えている。なお図２は簡便な構成の配電系統１００を示しているが、実際には複数のフィーダの各所に適宜自動電圧調整装置３００を備えており、配電設備設計支援システム４００は各自動電圧調整装置３００に対して、夫々の設置場所における最適な動作整定値３５０を決定して与えている。

図２に例示するように本発明における電圧調整システムは、自動電圧調整装置３００と配電設備設計支援システム４００を含む全体構成のものであるが、本発明の実施例においては、自動電圧調整装置３００自体に図１に例示する配電設備設計支援システム４００の機能を内包し、電圧調整装置として一体化したものとされてもよい。

図１は、本発明に係る配電設備設計支援システムの全体構成を示している。配電設備設計支援システム４００は、その内部処理のために、センサ１７０を含む各種の計測手段２００から、自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の有効成分Ｉｒと無効成分Ｉｉ（または有効電力Ｐ_ＳＶＲと無効電力Ｑ_ＳＶＲ）、自動電圧調整器ＳＶＲ設置点と太陽光発電装置ＰＶ設置点間の電位差ΔＶ、日射量などを取得している。

配電設備設計支援システム４００は、一般には計算機システムとして構成されることになるが、その機能を手段として表すと、太陽光発電装置出力量算出手段４４０、太陽光発電装置出力抑制推定及びランキング手段４６０、自動電圧調整器ＳＶＲ通過電流と重回帰分析手段４８０、データベースＤＢ３などで構成される。データベースＤＢ３には、入力した時刻ごとの前記計測値以外に、対象とする配電系統における太陽光発電装置ＰＶの配置や発電容量の情報、負荷パタン、自動電圧調整器ＳＶＲの配置位置の情報などが記憶されている。

配電設備設計支援システム４００の主要な機能である太陽光発電装置出力量算出手段４４０、太陽光発電装置出力抑制推定及びランキング手段４６０、自動電圧調整器ＳＶＲ通過電流と重回帰分析手段４８０の具体的な処理内容については、別途図７、図８、図９の処理フローを参照して詳細に説明するが、ごく簡単に述べると以下のようである。

まず、図１の太陽光発電装置出力量算出手段４４０では、データベースＤＢ３の情報を取り込んで太陽光発電装置ＰＶの出力量を適宜の地点ごとに算出する。太陽光発電装置出力抑制推定及びランキング手段４６０では、太陽光発電装置ＰＶにおける出力抑制量を推定し、出力抑制量に応じて並べ替えを行い、ＳＶＲ通過電流との重回帰分析手段４８０により、ＳＶＲ整定値３５０を算出して外部出力し、自動電圧調整装置３００に対して、ＳＶＲ整定値３５０を設定する。

これに対し、ＳＶＲ整定値３５０を受信する側の自動電圧調整装置３００の制御部分は、図２のように配電線路の電気量を測定するセンサ１７０、変圧器のタップを制御するタップ制御装置３１０で構成されている。本発明に係る変圧器３０５と、制御部分の具体的な回路構成例を図３に示している。

図３を用いてまずタップ制御の考え方を説明し、その後に配電設備設計支援システム４００が与えるＳＶＲ整定値３５０と線路電圧降下補償回路ＬＤＣとの関わりについて説明する。図３には、自動電圧調整装置３００の主回路である単巻変圧器３０３、タップチェンジャ３０２と、制御装置であるタップ制御装置３１０が記載されている。

タップ制御装置３１０は、計測部３２０、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１、ＬＤＣ２、タップ制御装置３４０、データベースＤＢ１、ＤＢ２を備え、単巻変圧器３０３の二次側電圧を所定値に制御すべくタップチェンジャ３０２を操作している。ここで、データベースＤＢ２には、配電設備設計支援システム４００が与えるＳＶＲ整定値３５０が保持されている。

データベースＤＢ１、ＤＢ２には、タップ制御を実行するうえでの各種の動作整定値が記憶されている。これらは、線路電圧降下補償演算（ＬＤＣ演算）を行う上でのパラメータ（電圧Ｖｒｅｆ、インピーダンスＲ、Ｘ）、不感帯ＶＥ、タイマ時定数τ、動作時定数Ｔなどを含んでいる。配電設備設計支援システム４００がデータベースＤＢ２に与えるＳＶＲ整定値３５０は、これらの全てを含んでいてもよいが、少なくともインピーダンスＲ、Ｘは、配電設備設計支援システム４００での処理により定められたものである。

タップ制御装置３１０の計測部３２０には、配電線路の二次側電流Ｉｓｖｒを測定するセンサＣＴ、および二次側電圧Ｖｓｖｒを測定するセンサＰＴが接続される。

線路電圧降下補償回路ＬＤＣ（ＬＤＣ１、ＬＤＣ２）では、計測部３２０で測定された二次側電圧Ｖｓｖｒが、所定の制限値を逸脱していることを検出し、この状態が所定の計測時間以上継続していることをもって、タップ制御装置３４０を介してタップの切替制御を実行する。

なお図３の実施例において、線路電圧降下補償回路ＬＤＣとしてＬＤＣ１、ＬＤＣ２を備えているが、このうち線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１は既存の装置であり、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２は新たに追加された装置である。いずれの線路電圧降下補償回路ＬＤＣも、自動電圧調整装置３００の二次側情報から配電系統の仮想点における電圧を所定範囲に制御するものであるが、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１は太陽光発電装置ＰＶにおける問題点について何らの対策手法を有していないのに対し、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２は太陽光発電装置ＰＶにおける問題点を対策したものである。

また線路電圧降下補償回路ＬＤＣとしてＬＤＣ１、ＬＤＣ２を備えている点に関して、その双方の設定が太陽光発電装置ＰＶにおける問題点を対策したものとされるように構成されていてもよい。電圧を所定範囲内に制限する場合に、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１、ＬＤＣ２を上限、下限を定めるために使用することなどが可能である。

なお本発明は必ずしも２系統の線路電圧降下補償回路ＬＤＣを必要としないが、２系統の線路電圧降下補償回路ＬＤＣを備えた場合には、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１は太陽光発電装置ＰＶが出力していない夜間や曇天時におけるタップ制御に有効であり、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２は晴天時におけるタップ制御に有効であるといえる。

図４に、タップ制御装置３４０によるタップ切換指令３０３の算出の流れを示す。図４のフローチャートによれば、最初の処理ステップＳ１において、計測部３２０で測定された二次側電流Ｉｓｖｒ、二次側電圧Ｖｓｖｒから、有効電力Ｐｓｖｒ、無効電力Ｑｓｖｒを計算する。この処理は、２つの線路電圧降下補償回路ＬＤＣのうち、例えば線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１で算出されればよい。なお有効電力Ｐｓｖｒ、無効電力Ｑｓｖｒを直接計測する方式であってもよい。また有効電力Ｐｓｖｒ、無効電力Ｑｓｖｒの代わりに、自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の有効成分Ｉｒと無効成分Ｉｉを求めるものであってもよい。以下の例では有効成分Ｉｒと無効成分Ｉｉを用いた例を説明する。

次の処理ステップＳ２では、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１は、データベースＤＢ１に示すパラメータ（インピーダンスとしてＲ１とＸ１、電圧Ｖｒｅｆ１）を読み込み、（１）式を実行する。タップ制御装置３１０における（１）式の実行により、タップ動作判定基準値Ｖｓ１が計算される。
［数１］
Ｖｓ１＝Ｖｒｅｆ１＋Ｒ１・Ｉｒ＋Ｘ１・Ｉｉ （１）
ここで、インピーダンス（Ｒ１、Ｘ１）、電圧Ｖｒｅｆ１は、予め設定されデータベースＤＢ１に格納されたパラメータであり、ＩｒとＩｉは、計測した通過電流Ｉｓｖｒと力率ｃｏｓθから求めた通過電流の実部と、通過電流の虚部である。そして、Ｒ１は自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の実部Ｉｒに対する係数、Ｘ１は自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の虚部Ｉｉに対する係数、Ｖｒｅｆ１は基準電圧である。

なお図４の処理ステップＳ２の記述は、Ｒ１・Ｉｒの項を有効電力Ｐｓｖｒと係数ＡP１の積として求め、またＸ１・Ｉｉ項を無効電力Ｑｓｖｒと係数Ａｑ１の積として求める計算式の例を記述しているが、これはいずれの手法を採用するものであっても同じ結果が導かれる。

同様にして処理ステップＳ３では、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２は、データベースＤＢ２に示すパラメータ（インピーダンスとしてＲ２とＸ２、電圧Ｖｒｅｆ２）を読み込み、（２）式を実行する。タップ制御装置３１０における（２）式の実行により、タップ動作判定基準値Ｖｓ２が計算される。
［数２］
Ｖｓ２＝Ｖｒｅｆ２＋Ｒ２・Ｉｒ＋Ｘ２・Ｉｉ （２）
ここで、Ｒ２、Ｘ２、Ｖｒｅｆ２は、予め設定されたパラメータであり、ＩｒとＩｉは、計測した通過電流Ｉｓｖｒと力率ｃｏｓθから求めた通過電流の実部と、通過電流の虚部である。そして、Ｒ２は自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の実部Ｉｒに対する係数、Ｘ２は自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の虚部Ｉｉに対する係数、Ｖｒｅｆ２は基準電圧である。

なお図４の処理ステップＳ３の記述は、Ｒ２・Ｉｒの項を有効電力Ｐｓｖｒと係数ＡP２の積として求め、またＸ２・Ｉｉ項を無効電力Ｑｓｖｒと係数Ａq２の積として求める計算式の例を記述しているが、これはいずれの手法を採用するものであっても同じ結果が導かれる。

処理ステップＳ４では、（１）式で求めた基準値Ｖｓ１に対して自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、正負の所定の制限値ε１を超えることの確認を行い、所定範囲内にあるとき（処理ステップＳ４のＹＥＳ）には処理ステップＳ１に戻り上記処理を繰り返す。

自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、基準値Ｖｓ１に対して正負の所定の制限値ε１を超えるとき（処理ステップＳ４のＮｏ）、処理ステップＳ５では処理ステップＳ４の条件を満たす時間をタップ制御装置内に設けられたタイマで積算し、処理ステップＳ６ではその値がＴｓｖｒ１を超えた場合にタップ切換指令を発行し、タップ切換後に処理ステップＳ７でＴｓｖｒ１をリセットする。

（１）式の結果に対する上記の処理は、（２）式の結果に対しても同様に実行される。この処理部分が、図４の処理ステップＳ８からＳ１１に対応している。

具体的には、処理ステップＳ８では、（２）式で求めた基準値Ｖｓ２に対して自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、正負の所定の制限値ε２を超えることの確認を行い、所定範囲内にあるとき（処理ステップＳ８のＹＥＳ）には処理ステップＳ１に戻り上記処理を繰り返す。

自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、基準値Ｖｓ２に対して正負の所定の制限値ε２を超えるとき（処理ステップＳ８のＮｏ）、処理ステップＳ９では処理ステップＳ８の条件を満たす時間をタップ制御装置内に設けられたタイマで積算し、処理ステップＳ１０ではその値がＴｓｖｒ２を超えた場合にタップ切換指令を発行し、タップ切換後に処理ステップＳ１１でＴｓｖｒ２をリセットする。

上記の処理判断によれば、自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、この基準値Ｖｓ１より一定値ε１以上小さい状態で一定時間（例えば、Ｔｓｖｒ１秒）経過すると、自動電圧調整器ＳＶＲのタップ３０２を上げ方向に変更し、二次側電圧を上昇させる。逆に、自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒがこの基準値Ｖｓ１より一定値ε１以上大きい状態で一定時間経過すると、自動電圧調整器ＳＶＲのタップ３０２を下げ方向に変更し、二次側電圧を下降させるといった動作をする。

また同様に、自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、この基準値Ｖｓ２より一定値ε２以上小さい状態で一定時間（例えば、Ｔｓｖｒ２秒）経過すると、自動電圧調整器ＳＶＲのタップ３０２を上げ方向に変更し、二次側電圧を上昇させる。逆に、自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒがこの基準値Ｖｓ２より一定値ε２以上大きい状態で一定時間経過すると、自動電圧調整器ＳＶＲのタップ３０２を下げ方向に変更し、二次側電圧を下降させるといった動作をする。

図５に、配電設備設計支援システム４００と各種計測手段２００との関係を示す。自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の有効成分Ｉｒと、無効成分Ｉｉは、自動電圧調整器ＳＶＲ中の計測部３２０（図３参照）にて計測され、子局１９０から、専用線１９１を介して配電設備設計支援システム４００に取得される。また、太陽光発電装置ＰＶの端子電圧については、電圧計１８０からの電圧を子局１９０から専用線１９１を介して、配電設備設計支援システム４００に取得される。日射量についても、配電系統近傍に設置された日射計１８５において、子局１９０から専用線１９１を介して配電設備設計支援システム４００に取得される。日射計１８５が設置されていない場合であれば、気象庁からの日射量計測データから当該地域の日射量を得る。

図６に、設備設計支援システム４００を計算機にて構成する場合の構成例を示す。設備設計支援システム４００は、各種手段の結果得られる計算結果を表示する表示装置１１、当システム利用者からの入力を受け付けるための入力手段１２、各種手段を実行するためのＣＰＵ１３、通信手段１４、計算過程を保持するためのＲＡＭ１５、配電系統を構成するデータ群（対象配電系統、日射計測値、太陽光発電装置ＰＶ配置・容量、負荷パタン、ＳＶＲ配置）を格納するデータベースでＤＢ３、ＬＤＣパラメータを格納するデータベースＤＢ１、ＤＢ２から構成されている。

次に設備設計支援システム４００における具体的な処理内容について、順番に説明する。

まず図７に、太陽光発電装置出力量算出手段４４０の処理フローを示す。太陽光発電装置出力量算出手段４４０は、４４０Ａと４４０Ｂにより構成されている。

通常、太陽光発電装置ＰＶのパワーコンディショナの機能として、太陽光発電装置ＰＶの端子電圧が例えば低圧配電系統において１０９Ｖ以上となると、出力を落とすような動作をすることで太陽光発電装置ＰＶ端子電圧を１０９Ｖ以下に抑制する。

このため、太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ａの最初の処理では、処理ステップＳ７０１において、対象配電系統中の太陽光発電装置ＰＶが出力抑制をしない条件下で潮流計算を行う必要があるために、太陽光発電装置出力抑制解除モードを設定する。太陽光発電装置出力抑制解除モードでは、太陽光発電装置ＰＶは自己の定格容量に応じて日射量で定まる出力を、制限することなく出力する。このことにより、太陽光発電装置ＰＶの端子電圧と相関のあるデータを見つけることを可能とする。

なお詳細を後述するが、もう一つの太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ｂでは、太陽光発電装置出力抑制モードを設定する。このため、太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ｂは、処理ステップＳ７０１を実行せず、その他の処理は全て太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ａと同じである。太陽光発電装置出力抑制モードでは、太陽光発電装置ＰＶは太陽光発電装置ＰＶのパワーコンディショナの機能に従い出力抑制する。例えば太陽光発電装置ＰＶの端子電圧が低圧１０９Ｖ以上となると、出力を落とすような動作をすることで太陽光発電装置ＰＶ端子電圧を１０９Ｖ以下に制御する。

結論を先行する形にはなるが、２つの太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ａと４４０Ｂの差を求めることで、太陽光発電装置ＰＶごとに出力抑制の時期と出力抑制量が求められることになる。

処理ステップＳ７０２では、データベースＤＢ３から、対象配電系統、日射量、太陽光発電装置ＰＶの配置・容量、負荷パタン、ＳＶＲ配置データを読み込む。

処理ステップＳ７０３では、入手した対象系統中の太陽光発電装置ＰＶの配置と容量と日射量から、太陽光発電装置ＰＶの発電電力の時系列データである太陽光発電装置出力パタンを算出する。

以後の処理では、時間断面毎の潮流計算の処理に入るので、処理ステップＳ７０４において、まず時刻ｔ＝０で初期化する。

処理ステップＳ７０５では、初期化後の任意の時刻ｔと、予め設定した最大時刻Ｔｍａｘを比較し、もしも時刻ｔ＜最大時刻ＴｍａｘがＹｅｓである場合には、処理ステップＳ７０６の処理に移る。Ｎｏである場合には、太陽光発電装置出力量算出手段４４０としての処理を終了し、図８に示す太陽光発電装置出力抑制推定およびランキング手段４６０の処理を開始する。

処理ステップＳ７０６では、対象配電系統中のノード１２０に対応する負荷パタンと太陽光発電装置の出力パタンから、放射状系統であればＢａｃｋｗａｒｄＦｏｒｗａｒｄＳｗｅｅｐ法といった方式による潮流計算を実行し、ノード電圧を算出する。

処理ステップＳ７０７では、時刻ｔにおける対象配電系統中のすべてのノード番号とノード電圧を、（時刻ｔ、ノード番号、ノード電圧）のフォーマットにして、潮流計算結果４２２へ出力する。

処理ステップＳ７０８ではその後、時刻ｔをｔ＋Δｔ（ただしΔｔ：時刻刻み幅（秒））で更新し、処理ステップＳ７０５へ遷移する。

図７においてもう一つの太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ｂにおいても、太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ａと同じ処理を実行し、最終的に太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ｂと太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ａの出力差が求められる。

図７の下部に示すように、太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ａの処理結果は、横軸に朝６時から夕方６時までの時間をとり縦軸に各太陽光発電装置の出力量ＰＶ１、ＰＶ２、ＰＶ３・・・を示すように、時間経過とともに日射量に応じて、定格出力に従う最大出力を示す特性として表すことができる。

太陽光発電装置出力量算出手段４４０Ｂの処理結果も同様に、横軸に朝６時から夕方６時までの時間をとり縦軸に太陽光発電装置の出力量ＰＶ１´、ＰＶ２´、ＰＶ３´・・・をとって示すことができるが、出力抑制が機能しているために、時間経過とともに日射量に応じて適宜抑制された可変の出力として示される特性として表すことができる。

両者の差分としては、時間経過の関数として図７下左に例示するようなものが求められる。太陽光発電装置出力量の差分ΔＰＶ１、ΔＰＶ２、ΔＰＶ３・・・は、別途データベースなどに、個別の太陽光発電装置毎に、算出条件（時刻ｔ、ノード番号、ノード電圧などを含む）を明示し、時系列的な変化量として記録される。

図８に、太陽光発電装置出力抑制推定およびランキング手段４６０の処理を示す。最初の処理ステップＳ８０１では、対象配電系統の自動電圧調整器ＳＶＲを整定対象として選択する。

処理ステップＳ８０２では、選択した自動電圧調整器ＳＶＲが設置されているフィーダに連系している太陽光発電装置ＰＶの中で、太陽光発電装置出力抑制上限を超えた太陽光発電装置ＰＶのうち、太陽光発電装置ＰＶ出力抑制量（ｋＷｈ）が大きい順に、太陽光発電装置ＰＶを並べ替える。この処理の際に前記した太陽光発電装置出力量の差分ΔＰＶ１、ΔＰＶ２、ΔＰＶ３・・・のデータが参照される。

次に処理ステップＳ８０３では、太陽光発電装置出力抑制量が大きい順に太陽光発電装置ＰＶｉを選択する。この理由は、太陽光発電装置出力抑制量が大きい太陽光発電装置ＰＶは売電機会を最も逸していると考えられるからである。更に処理ステップＳ８０４では、ＳＶＲ２次側電圧の時系列データＶｓｖｒｔを読込み、さらに処理ステップＳ８０５で太陽光発電装置端子電圧Ｖｐｖｉｔの時系列データを読み込む。

処理ステップＳ８０６では、読み込んだＶｓｖｒｔ、Ｖｐｖｉｔの時系列データから、同時刻におけるＳＶＲ２次側電圧と太陽光発電装置端子電圧の電位差ΔＶｉ＝Ｖｐｖｉ―Ｖｓｖｒｉを算出する。

また処理ステップＳ８０７ではその後、電位差ΔＶと太陽光発電装置端子電圧の相関係数ｒを算出する。相関係数は、（３）式をもちいて計算可能である。ここでＸは、ｘｉ（ｉ＝１、２、…ｎ）の平均、Ｙはｙｉ（ｉ＝１、２、…ｎ）の平均、ｓｑｒｔ（）は、カッコ内の数値の平方根を意味する。
［式３］
ｎ ｎ ｎ
ｒ＝Σ（ｘｉ−Ｘ）（ｙｉ−Ｙ）/［ｓｑｒｔ（Σ（ｘｉ−Ｘ）＾２））×ｓｑｒｔ（（Σ
ｉ＝１ ｉ＝１ ｉ＝１

（ｙｉ−Ｙ）＾２））］ （３）
処理ステップＳ８０８では、相関係数ｒとその制限値ｒＬｉｍｉｔを比較し、もしも、相関係数ｒ＞相関係数制限値ｒＬｉｍｉｔである場合には、電位差ΔＶと太陽光発電装置端子電圧の間に相関が存在するとみなし、処理ステップＳ８０９において選択したデータ組合せパタンに相関有フラグを立てる。そして処理ステップＳ８１０において、次に太陽光発電装置出力抑制量が大きい太陽光発電装置ＰＶｉを選択し、処理ステップＳ８１１へと遷移する。

処理ステップＳ８１１では、全ての太陽光発電装置ＰＶｉでの相関関係の判断処理を終えたことを判断し、もしもすべての太陽光発電装置ＰＶｉに対して相関係数を算出済みでなければ、処理ステップＳ８０４へ移動して、繰り返し処理を実行する。もしもすべての太陽光発電装置ＰＶｉに対して相関係数を算出済みであれば、処理ステップＳ８１１の本処理は終了し、図９に示すＳＶＲ通過電流との重回帰分析手段４８０の処理を開始する。

この図８の一連の処理により、複数の太陽光発電装置ＰＶｉは出力抑制量が大きい順に並び替えられ、かつ電位差ΔＶと太陽光発電装置端子電圧の間に相関が存在することのフラグ付け（相関有りフラグ＝＝１）がされている。従って、後段での利用に際し、出力抑制の原因である電圧上昇が太陽光発電装置ＰＶにより引き起こされているという因果関係にある太陽光発電装置ＰＶが、容易に抽出可能な状態とされている。

図９に、ＳＶＲ通過電流との重回帰分析手段４８０の処理を示す。まず処理ステップＳ９０１において太陽光発電装置ＰＶｉの組合せを検索し、処理ステップＳ９０２で相関有りフラグ＝＝１である太陽光発電装置ＰＶｉの組合せを抽出する。相関有りフラグ＝＝１である太陽光発電装置ＰＶｉの組合せを見つけたら、処理ステップＳ９０３で、そのときの電位差ΔＶとＳＶＲ通過電流Ｉｒ、Ｉｉとの間で重回帰分析計算を行い、ΔＶ＝α×Ｉｒ＋β×Ｉｉ＋ΔＶ０となるαをＳＶＲのＬＤＣ２の整定値Ｒ（Ω）とする。

さらに処理ステップＳ９０４では、このときの電位差ΔＶとＳＶＲ通過電流Ｉｉとの間で重回帰分析を行い、ΔＶ＝α×Ｉｒ＋β×Ｉｉ＋ΔＶ０となるβを自動電圧調整器ＳＶＲのＬＤＣ２の整定値Ｘ（Ω）とする。処理ステップＳ９０５では、もしもすべてのデータ組合せパタンを検索済みでなければ、処理ステップＳ９０１へ戻る。もしもすべてのデータ組合せパタンを検索済みであれば、本処理を終了とし、季節・時間帯に紐づけられたＳＶＲ整定値Ｒ２、Ｘ２を決定する。

図９の処理は、要するに自動電圧調整器ＳＶＲのＬＤＣ２の整定値Ｒ、Ｘで定める仮想点を定めるに当たり、出力抑制を生じる太陽光発電装置ＰＶを考慮してその位置を定めたものである。自動電圧調整器ＳＶＲの傘下に例えば１００台の太陽光発電装置ＰＶが存在し、このうち５０台が頻繁にあるいは大規模な出力抑制を生じる太陽光発電装置ＰＶであるといった場合に、１００台すべてを考慮した仮想点設定を行っていたものが従来であるに対し、本発明では出力抑制を生じる５０台の太陽光発電装置ＰＶを主体として仮想点設定を行うものである。

このため、出力抑制を生じる太陽光発電装置ＰＶを主体とする仮想点設定の実現手法にはいくつかのものが想定し得、本発明はそのいずれであってもよい。これらの変形手法は、例えば出力抑制程度の高い太陽光発電装置ＰＶに限定して定めるとか、出力抑制から救うことのできる太陽光発電装置ＰＶの台数を極力大きくするように繰り返し計算により定めるとか、出力抑制を生じる太陽光発電装置ＰＶの重み係数を上げて仮想点を定めるとか言ったことが考えられる。

図１０に、図９で得られたαおよびβの幾何学的イメージを示す。図１０はＳＶＲ通過電流の有効成分Ｉｒ、無効成分Ｉｉ、並びにＳＶＲ２次側電圧と太陽光発電装置端子電圧の電位差ΔＶで定まる３次元平面を表記したものである。ここでは、電位差ΔＶがΔＶ０である時に、有効成分Ｉｒが増加したときの電圧変動分ΔΔＶと、無効成分Ｉｉが増加したときの電圧変動分ΔΔＶ‘が表す領域を表示している。

図１０のこの関係から、αおよびβは（４）（５）式で表現することができる。この係数αおよびβは季節・時間帯に紐づけられたＳＶＲ整定値Ｒ２、Ｘ２を決定したことに他ならない。
［式４］
α＝ΔΔＶ／ΔＩｒ （４）
［式５］
β＝ΔΔＶ‘／ΔＩｉ （５）
図１の実施例では、自動電圧調整器ＳＶＲと配電設備設計支援システム４００を別個に配置して信号伝送を行う事例を示したが、図１１は自動電圧調整器ＳＶＲ内にＳＶＲ整定値決定手段４００Ａを備えた実施例を示している。ＳＶＲ整定値決定手段４００Ａは、データベースＤＢ３Ａ、太陽光発電装置ＰＶｉ出力算出手段４４０Ａ、太陽光発電装置出力抑制推定およびランキング手段４６０Ａ、ＳＶＲ通過電流と重回帰分析手段４８０Ａを有する。計測手段２００によりＳＶＲ通過電流ＩｒとＩｉ、自動電圧調整器ＳＶＲと太陽光発電装置ＰＶｉ出力地点間の電位差ΔＶｉ、日射量を取得し、太陽光発電装置ＰＶｉ出力量算出手段４４０Ａ、太陽光発電装置出力抑制推定およびランキング手段４６０Ａにより、太陽光発電装置出力抑制に相関関係を持つデータを選び出したうえで、ＳＶＲ通過電流との重回帰分析を行う４８０Ａの手段によりＳＶＲ整定値３５０を、タップ制御３１０へ設定することを示している。

図１、図１１で説明した処理の概念を図１２ａ、図１２ｂにより説明する。まず図１２ａは、変電所１１０から自動電圧調整器ＳＶＲを介して例えば樹枝状に延伸配置された配電系統の面的なエリア構成例を示している。係る配電系統において、「○」の位置に太陽光発電装置ＰＶが配置されている。ここでは既存の装置である線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１の動作整定値Ｒ１、Ｘ１が定める自動電圧調整器ＳＶＲ二次側の仮想点の位置がＧ１であるとする。なお仮想点とは、配電系統の面的なエリア構成におけるインピーダンス分布の重心位置に対応している。従って、この点を電圧制御すれば配電系統全体を適正に電圧制御することが可能である。

これに対し図１２ｂは、図１、図１１の太陽光発電装置出力抑制推定及びランキング手段４６０において求めた、太陽光発電装置ＰＶにおける出力抑制に相関関係を有する太陽光発電装置ＰＶのみを「●」で示したものである。ＳＶＲ通過電流との重回帰分析手段４８０では、抽出した出力抑制に相関関係を有する太陽光発電装置ＰＶの配置情報を考慮して、特に出力抑制が大きく、ＳＶＲ２次側電圧と太陽光発電装置ＰＶｉ端子電圧との電位差ΔＶｉとの相関が大きい太陽光発電装置ＰＶｉについて、当該配電系統の面的なエリア構成におけるインピーダンス分布の重心位置Ｇ２を求めたものである。本発明の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２の動作整定値Ｒ２、Ｘ２は、重心位置Ｇ２を示している。本発明によれば、出力抑制の対象となる太陽光発電装置により近い位置が仮想点として設定されることにより、近傍の電圧が制限値を逸脱しないように自動電圧調整器ＳＶＲにおけるタップ制御が配電系統の電圧を調整するので、出力抑制の機会が多かった太陽光発電装置は抑制せずとも好い環境下におかれることになる。

従来の場合には、一度定めた重心位置Ｇ１を制御するのみで太陽光発電装置ＰＶの出力状況が考慮されていないが、本発明では、出力抑制が大きい順に相関関係を有する太陽光発電装置ＰＶのみを抽出し、その都度重心位置Ｇ２として反映させているので、出力抑制による売電機会の損失を受けている特定の太陽光発電装置ＰＶの不公平を回避することが可能である。

この結果、太陽光発電装置ＰＶの出力が過度に上昇する場合であっても、事前に上流側の自動電圧調整器ＳＶＲにおけるタップ制御が配電系統の電圧を調整するので、太陽光発電装置ＰＶの出力抑制に至る機会を削減することが可能である。

本発明による以上のような制御により、太陽光発電などが分岐系統等に大量に導入された系統でも、太陽光発電の出力抑制量を低減できる効果がある。また、電圧調整装置が太陽光発電の出力抑制発生時にのみ系統の電圧を調整することで、常時の電圧調整装置の電圧調整能力を向上させることが可能となり、配電系統に連系可能な負荷や太陽光発電量の増加に対する対策設備コストを削減することができる効果がある。

配電系統の電圧を調整する電圧調整装置として活用することができる。また、電圧調整装置である自動電圧調整器ＳＶＲや配電用変電所ＬＲＴの制御システムとして活用することがきる。また、配電系統において、太陽光発電などの分散電源の増設に対応した、電圧維持対策、配電設備利用率向上対策として活用することが可能となる。

１００：配電系統
１１０：配電用変電所
１２０：ノード
ＰＶ：太陽光発電装置
１４０：配電線路
１５０：負荷
１７０：センサ
３００：自動電圧調整装置
３０２：タップチェンジャ
３０３：単巻変圧器
３０５：変圧器
３１０：タップ制御装置
ＣＴ：電流センサ
ＰＴ：電圧センサ
３２０：制御装置の計測部
ＬＤＣ１、ＬＤＣ２：線路電圧降下補償回路
３４０：タップ制御装置
ＤＢ１、ＤＢ２、ＤＢ３：データベース

Claims (10)

1. 出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整装置であって、
   太陽光発電装置の出力量を算出する太陽光発電装置出力量算出手段と、前記出力抑制機能による太陽光発電装置の出力抑制量を求め、出力抑制量ごとに太陽光発電装置をランク付けする太陽光発電装置の出力抑制量推定およびランキング手段と、前記タップ付変圧器の通過電流の重回帰分析により、前記ランク付けされた太陽光発電装置を含む配電系統の重心位置を仮想点として定め、前記タップ付変圧器から前記仮想点までの距離を表す整定値を決定する分析手段と、前記整定値を用いて、前記仮想点における電圧を推定する線路電圧降下補償回路と、前記仮想点における電圧を設定電圧に制御するタップ制御装置を備えていることを特徴とする配電系統の電圧調整装置。
2. 請求項１記載の配電系統の電圧調整装置であって、
   電圧調整装置は、前記タップ付変圧器の通過電流と、前記タップ付変圧器と前記太陽光発電装置の設置点間の電位差と、日射量についての計測手段から情報を得、該計測手段からの情報と、対象とする配電系統の構成の情報と、太陽光発電装置の配置・容量の情報と、負荷パタンの情報と、前記タップ付変圧器の配置データの情報を含む蓄積手段を備えていることを特徴とする配電系統の電圧調整装置。
3. 請求項１または請求項２に記載の配電系統の電圧調整装置であって、
   前記タップ付変圧器から前記仮想点までの距離を表す整定値は、この間のインピーダンスまたはインピーダンスに関連する係数であることを特徴とする配電系統の電圧調整装置。
4. 請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の配電系統の電圧調整装置であって、
   前記線路電圧降下補償回路を少なくとも２組備え、第１の線路電圧降下補償回路は、前記配電系統における第１の仮想点における電圧を設定電圧とすべく前記タップ制御装置のタップを調整せしめ、第２の線路電圧降下補償回路は、前記分析手段が求めた前記整定値を用いて前記配電系統における第２の仮想点における電圧を設定電圧とすべく前記タップ制御装置のタップを調整せしめることを特徴とする配電系統の電圧調整装置。
5. 配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器と、出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統の電圧調整システムであって、
   複数の太陽光発電装置について、その出力量を算出する太陽光発電装置出力量算出手段と、太陽光発電装置毎に求めた出力量に基づき出力抑制量を推定し、出力抑制量に応じて並べ替えを行うランキング手段と、前記タップ付変圧器の通過電流の重回帰分析により、前記並べ替えされた太陽光発電装置を含む配電系統の重心位置を仮想点として定め、前記タップ付変圧器から前記仮想点までの距離を表す整定値を決定する分析手段とを備えた配電設備設計支援システムと、
   該配電設備設計支援装置が定めた前記整定値を用いて、前記仮想点における電圧を推定する線路電圧降下補償回路と、前記仮想点における電圧を設定電圧に制御するタップ制御装置を備えた自動電圧調整装置と、
   を含む配電系統の電圧調整システム。
6. 請求項５記載の配電系統の電圧調整システムであって、
   前記配電設備設計支援システムは、前記タップ付変圧器の通過電流と、前記タップ付変圧器と前記太陽光発電装置の設置点間の電位差と、日射量についての計測手段から情報を得、該計測手段からの情報と、対象とする配電系統の構成の情報と、太陽光発電装置の配置・容量の情報と、負荷パタンの情報と、前記タップ付変圧器の配置データの情報を含む蓄積手段を備えていることを特徴とする配電系統の電圧調整システム。
7. 出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整方法であって、
   複数の太陽光発電装置について、その出力量を推定し、太陽光発電装置毎に求めた出力抑制量の大きい順に太陽光発電装置を抽出し、抽出された太陽光発電装置を含む配電系統について、その太陽光発電装置の出力重心位置を仮想点として定め、前記仮想点における電圧を設定電圧に制御することを特徴とする配電系統の電圧調整方法。
8. 出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整方法であって、
   複数の太陽光発電装置について前記出力抑制機能による出力量抑制量を推定し、出力抑制を行う太陽光発電装置について、その太陽光発電装置の出力重心位置を仮想点として定め、前記仮想点における電圧を設定電圧に制御することを特徴とする配電系統の電圧調整方法。
9. 出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップを調整するタップ付変圧器を備えた配電系統に適用され、前記仮想点における電圧を推定するための整定値を与える配電系統の配電設備設計支援システムであって、
   太陽光発電装置の出力量を算出する太陽光発電装置出力量算出手段と、前記出力抑制機能による太陽光発電装置の出力抑制量を求め、出力抑制量ごとに太陽光発電装置をランク付けする太陽光発電装置の出力抑制量推定およびランキング手段と、前記タップ付変圧器の通過電流の重回帰分析により、前記ランク付けされた太陽光発電装置を含む配電系統の重心位置を仮想点として定め、前記タップ付変圧器から前記仮想点までの距離を表す整定値を決定する分析手段、前記分析手段により求めた整定値を前記タップ付変圧器に与える出力手段を備えることを特徴とする配電系統の配電設備設計支援システム。
10. 請求項９記載の配電系統の配電設備設計支援システムであって、
    前記タップ付変圧器の通過電流と、前記タップ付変圧器と前記太陽光発電装置の設置点間の電位差と、日射量についての計測手段から情報を得、該計測手段からの情報と、対象とする配電系統の構成の情報と、太陽光発電装置の配置・容量の情報と、負荷パタンの情報と、前記タップ付変圧器の配置データの情報を含む蓄積手段を備えていることを特徴とする配電系統の配電設備設計支援システム。

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