JP5258698B2 - 電圧調整装置および電圧調整方法 - Google Patents

Description

本発明は、交流電力を負荷に配電する配電線の電圧を調整する電圧調整装置および電圧調整方法に関する。

系統電源（配電用変電所）から負荷までの配電線が長い場合、負荷の軽重に応じて配電線の電圧変動（線路電圧変動）も大きくなる。このため、系統電源側に設けられた電圧調整装置が配電線の電圧を調整して、電力供給における電圧を安定化させている。この電圧調整装置としては、例えば、特許文献１と特許文献２とが知られている。

特許文献１に記載された配電線路の電圧制御方法は、負荷中心点電圧の変動率が許容値になるように制御するものであり、配電線路に直列に接続された直列変圧器と、配電線路から電力を受けて直列変圧器に無効電力ないし有効電力を出力して直列変圧器の出力電力を制御する電力変換器とからなる直列型電圧制御装置を設置し、その装置の１次側の電圧と補償すべき目標地点である負荷の中心点までの線路インピーダンスおよび線路電流から負荷中心点電圧を算出し、その電圧変動分を一定値に制御する。

また、特許文献２に記載された電圧調整装置は、配電線における電圧降下を精度良く求めるものであり、交流電圧を負荷に配電する配電線に設けられ負荷側電圧を切換えるためのタップを有する変圧器と、タップ切換器と、配電線の電圧を計測する電圧計測部と、配電線の電流を計測する電流計測部と、配電線の電圧及び電流との位相差に応じた力率を求める力率取得部と、力率と配電線の抵抗及びリアクタンスとに基づいて配電線のインピーダンスを算出するインピーダンス算出部と、インピーダンスを電流計測部で計測された電流に乗算して配電線の電圧降下を求める電圧降下算出部と、配電線の電圧降下を電圧計測部で計測された電圧から減算して求められた負荷側電圧の実測値と予め定められた負荷電圧の基準値との差分値に応じてタップを切換えるべくタップ切換器を制御するタップ切換制御部とを備えている。

特開２００１−２６８７９５号公報 特開２００６−２３０１６２号公報

しかしながら、特許文献１では、負荷は配電線の末端に一箇所を想定し、その配電線（配電線路）インピーダンスから負荷中心点電圧を求める。特許文献２では、負荷は配電線の末端に一箇所を想定し、その配電線インピーダンスから配電線の末端電圧を求めるものである。このため、特許文献１，２では、配電線の送電端から末端までの間の複数地点に負荷が接続される場合には対応していない。

また、特許文献１，２では、配電線に負荷が接続された場合であり、配電線の送電端から末端までの間の複数地点の少なくとも１地点に電力を供給する太陽光発電装置が接続される場合には対応していない。

また、太陽光発電装置は、配電線の送電端から末端までの間の複数地点で同一の定格発電容量の太陽光発電装置が接続されているとは限らない。このため、日射量の変動により複数地点に電力を供給する太陽光発電装置の発電容量が異なり複数地点で電圧上昇値が変化する。このような場合、配電線の末端に一括接続した負荷量として算出する方法では正確に配電線の末端電圧、または、中心電圧を算出できない。

また、配電線の送電電圧と電流検出だけでは、太陽光発電装置の発電容量を算出することはできない。

本発明は、配電線の送電端から末端までの間の複数地点に負荷が接続され、且つ、複数地点の少なくとも１地点に太陽光発電装置が接続された場合に、日射量により変動する太陽光発電装置の発電容量に対して、配電線の送電端から末端までの電圧を規定値内に調整することができる電圧調整装置および電圧調整方法を提供することにある。

本発明の電圧調整装置は、第１配電線を介して低圧需要家に電力を供給する低圧系統電源に入力端子が接続され、送電端から末端までの間の複数地点に負荷が接続され且つ前記複数地点の少なくとも１地点に太陽光発電装置が接続された第２配電線の送電端に出力端子が接続された電圧調整装置であって、前記第２配電線の送電端に流れる電流を検出する電流検出器と、前記第２配電線の送電端の電圧を検出する電圧検出器と、各太陽光発電装置の各発電容量を予測するために設けられ、太陽光を受けて発電し、その発電量を太陽電池発電量として出力する検出用太陽電池と、前記検出用太陽電池からの太陽電池発電量及び前記検出用太陽電池の定格太陽電池発電量と前記各太陽光発電装置の各定格発電容量との比により算出される前記各太陽光発電装置の各発電容量と前記電流検出器からの検出電流と前記電圧検出器からの検出電圧と前記第２配電線の配電線インピーダンスとに基づき前記第２配電線の送電端から末端までの電圧が規定値内になるように前記第２配電線の送電端の電圧を調整する電圧調整装置本体とを備え、該電圧調整装置本体は、各地点の太陽光発電装置の定格発電容量を初期値として設定し、前記検出用太陽電池からの太陽電池発電量を前記検出用太陽電池の定格太陽電池発電量で除した値を前記各太陽光発電装置の各定格発電容量である前記初期値に乗じて前記各太陽光発電装置の各発電容量を算出し、前記電流検出器からの検出電流と前記電圧検出器からの検出電圧とに基づき各負荷の有効電流、無効電流を算出し、各負荷の有効電流、無効電流と前記各太陽光発電装置の各発電容量と予め入力された前記第２配電線の送電端から末端までの間の前記複数地点の各地点間の配電線インピーダンスとに基づき各地点間の電圧降下をそれぞれ算出し、該各地点間の電圧降下を合算して前記第２配電線の末端の電圧を算出し、該送電端から末端の電圧を規定値内に調整する制御回路を備えることを特徴とする。

本発明の電圧調整方法は、第１配電線を介して低圧需要家に電力を供給する低圧系統電源に入力端子が接続され、送電端から末端までの間の複数地点に負荷が接続され且つ前記複数地点の少なくとも１地点に太陽光発電装置が接続された第２配電線の送電端に出力端子が接続された電圧調整装置の電圧調整方法であって、前記第２配電線の送電端に流れる電流を検出する電流検出ステップと、前記第２配電線の送電端の電圧を検出する電圧検出ステップと、各太陽光発電装置の各発電容量を予測するために設けられた検出用太陽電池が太陽光を受けて発電し、その発電量を太陽電池発電量として出力するステップと、前記検出用太陽電池からの太陽電池発電量及び前記検出用太陽電池の定格太陽電池発電量と前記各太陽光発電装置の各定格発電容量との比により前記各太陽光発電装置の各発電容量を算出するステップと、前記各太陽光発電装置の各発電容量と前記電流検出ステップからの検出電流と前記電圧検出ステップからの検出電圧と前記第２配電線の配電線インピーダンスとに基づき前記第２配電線の送電端から末端までの電圧が規定値内になるように前記第２配電線の送電端の電圧を調整する電圧調整ステップとを備え、該電圧調整ステップは、各地点の太陽光発電装置の定格発電容量を初期値として設定し、前記検出用太陽電池からの太陽電池発電量を前記検出用太陽電池の定格太陽電池発電量で除した値を前記各太陽光発電装置の各定格発電容量である前記初期値に乗じて前記各太陽光発電装置の各発電容量を算出するステップと、前記電流検出器からの検出電流と前記電圧検出器からの検出電圧とに基づき各負荷の有効電流、無効電流を算出するステップと、各負荷の有効電流、無効電流と前記各太陽光発電装置の各発電容量と予め入力された前記第２配電線の送電端から末端までの間の前記複数地点の各地点間の配電線インピーダンスとに基づき各地点間の電圧降下をそれぞれ算出するステップと、該各地点間の電圧降下を合算して前記第２配電線の末端の電圧を算出するステップと、制御回路により該送電端から末端の電圧を規定値内に調整するステップを備えることを特徴とする。

本発明によれば、配電系統の送電端の電圧及び電流を測定し、算出した各負荷の有効電流、無効電流と、各地点の太陽光発電装置の定格発電容量の初期値と検出用太陽電池の発電量から算出した各太陽光発電装置の各発電容量と、予め入力された第２配電線の送電端から末端までの間の複数地点の各地点間の配電線インピーダンスとに基づき、各地点間の電圧降下をそれぞれ算出し、該各地点間の電圧降下を合算して第２配電線の末端の電圧を算出し、第２配電線の送電端から末端までの電圧を規定値内に調整できる。

本発明の実施例１の電圧調整装置の回路構成図である。 実施例１の電圧調整装置による配電線の末端電圧の電圧算出を示す図である。 実施例１の電圧調整装置の具体例の全体構成図である。 図３に示す実施例１の電圧調整装置の具体例の詳細構成図である。 図３に示す実施例１の電圧調整装置のトライアックのオン／オフと補償電圧との関係を示す図である。 実施例１の電圧調整装置により実現される電圧調整方法を示すフローチャートである。 地点Pt0におけるシュミレーション結果を示す図である。 地点Pt5におけるシュミレーション結果を示す図である。 実施例２の電圧調整装置の具体例の回路構成図である。

以下、本発明の電圧調整装置および電圧調整方法の実施の形態を図面を参照しながら詳細に説明する。

図１は本発明の実施例１の電圧調整装置の回路構成図である。図1に示す電圧調整装置２は、第１配電線２ａ（電力供給線）を介して系統電源１（例えば、単相３線式交流電源）に入力端子が接続され、送電端から末端までの間の複数地点Pt1〜Pt5に複数の負荷３−１〜３−５と複数の太陽光発電装置（ＰＶ）４−１〜４−５とが接続された第２配電線２ｂ（電力供給線）の送電端に出力端子が接続されている。

第２配電線２ｂの配電線インピーダンスＺは、抵抗が％Ｒであり、リアクタンスが％Ｘである。第２配電線２ｂの地点Pt1には、負荷３−１および太陽光発電装置４−１が接続され、地点Pt2には、負荷３−２および太陽光発電装置４−２が接続され、地点Pt3には、負荷３−３および太陽光発電装置４−３が接続され、地点Pt4には、負荷３−４および太陽光発電装置４−４が接続され、地点Pt5には、負荷３−５および太陽光発電装置４−５が接続されている。

なお、太陽光発電装置は、地点Pt1〜Pt5の全てに設ける必要はなく、例えば、地点Pt1〜Pt5の少なくとも１地点に設けられても良い。

電圧調整装置２は、検出用太陽電池２１、電流検出器２２、電圧検出器２３、電圧調整装置本体２４を有している。

検出用太陽電池２１は、各太陽光発電装置４−１〜４−５の各発電容量を予測するために設けられ、太陽光を受けて発電し、その発電量を太陽電池発電量として電圧調整装置本体２４に出力する。ここで、検出用太陽電池２１および各太陽光発電装置４−１〜４−５の各太陽電池は、太陽からの日射量がほぼ等しく届くように配置されている。また、電圧調整装置２には各地点Pt1〜Pt5における各太陽光発電装置４−１〜４−５の各定格発電容量が予め入力されている。

電流検出器２２は、第２配電線２ｂの送電端に流れる電流を検出する。電圧検出器２３は、第２配電線２ｂの送電端の電圧を検出する。電圧調整装置本体２４は、検出用太陽電池２１からの太陽電池発電量と電流検出器２２からの検出電流と電圧検出器２３からの検出電圧とに基づき第２配電線２ｂの送電端から末端までの電圧を規定値内に調整する。

より詳細には、電圧調整装置２は、当該装置２（第２配電線２ｂの送電端）から第２配電線２ｂの末端までの配電線インピーダンスＺ（％Ｒ，％Ｘ）を予め入力するとともに、電流検出器２２の検出電流と電圧検出器２３の検出電圧とに基づき有効電流と無効電流とを演算し、太陽光発電装置４−１〜４−５による第２配電線２ｂの末端電圧の電圧上昇を計算する。

また、電圧調整装置２は、検出用太陽電池２１からの太陽電池発電量に基づき、第２配電線２ｂの送電端から末端までの間に取付けた各太陽光発電装置４−１〜４−５の各発電容量を予測計算する。具体的には、電圧調整装置２は、検出用太陽電池２１からの太陽電池発電量が定格太陽電池発電量（１００％）に対して何％かを求める。これをＡｏ％とする。また、電圧調整装置２に予め入力されている各地点Pt1〜Pt5における各太陽光発電装置４−１〜４−５の各定格発電容量（各定格電流）をＩｐｖ１Ｔ〜Ｉｐｖ５Ｔとすると、各太陽光発電装置４−１〜４−５の実際の発電による有効電流Ｉｐｖ１（又はＩｐｖ２，Ｉｐｖ３，Ｉｐｖ４，Ｉｐｖ５）は、
Ｉｐｖ１（又はＩｐｖ２，Ｉｐｖ３，Ｉｐｖ４，Ｉｐｖ５）＝Ｉｐｖ１Ｔ（又はＩｐｖ２Ｔ，Ｉｐｖ３Ｔ，Ｉｐｖ４Ｔ，Ｉｐｖ５Ｔ）×Ａｏ
として各地点毎に求められる。

図２は実施例１の電圧調整装置２による配電線の末端電圧の電圧算出を示す図である。ここでは、説明を簡単にするために、地点Pt0、Pt1、Pt2のみとし、地点Pt0が第２配電線２ｂの送電端で電圧調整装置２の出力端子の位置とし、地点Pt2が第２配電線２ｂの末端に相当する。

Ｐ1は地点Pt1の負荷３−１の有効電力、Ｑ1は無効電力、Ｉｐ1は有効電流、Ｉｑ1は無効電流、ＰＶ1は太陽光発電装置４−１の有効電力、Ｉｐｖ1は有効電流である。Ｐ2は地点Pt2の負荷３−２の有効電力、Ｑ2は無効電力、Ｉｐ2は有効電流、Ｉｑ2は無効電流、ＰＶ2は太陽光発電装置４−２の有効電力、Ｉｐｖ2は有効電流である。地点Pt0、Pt1間の配電線インピーダンスは、抵抗ｒ１，リアクタンスｘ１、地点Pt1、Pt2間の配電線インピーダンスは、抵抗ｒ２，リアクタンスｘ２である。

電圧調整装置２を第２配電線２ｂの送電端側に設置し、電圧調整装置２は、第２配電線２ｂの送電端に流れる電流および第２配電線２ｂの送電端の電圧を検出して、第２配電線２ｂの末端の電圧を算出し、第２配電線２ｂの送電端電圧から末端電圧までの電圧が規定値内になるように電圧調整装置２の出力電圧（送電端電圧）を調整する。

（１）第２配電線２ｂに接続される負荷が力率負荷の場合
各負荷および各太陽光発電装置の各発電容量が第２配電線２ｂに対して、均等に配置され、かつ負荷が力率負荷である場合には、配電線インピーダンス（％Ｒ，％Ｘ）＜＜負荷インピーダンス（ＲＬ、ＸＬ）の条件で、配電線一線当り（一相当り）、
配電線電圧降下＝有効電流×配電線抵抗ｒ＋無効電流×配電線リアクタンスｘと見なせる。このため、第２配電線２ｂの末端電圧は、
末端電圧＝送電端電圧−係数Ｋ×（有効電流×配電線抵抗％Ｒ＋無効電流×配電線リアクタンス％Ｘ）
で求められる。

係数Ｋは、％Ｒと抵抗値、％Ｘとリアクタンス値、配電線のインピーダンスおよび配電線の送電端に流れる有効電流の均等から配置された負荷量を求めるための換算から求められる。

次に、配電線電圧降下、末端電圧の算出をより具体的に説明する。各配電線電圧降下は、配電線インピーダンス（％Ｒ、％Ｘ）＜＜負荷インピーダンス（ＲＬ、ＸＬ）の条件で、配電線一線当り（一相当り）以下のようになる。

地点Pt1、Pt2間の電圧降下Ｖ1-2は、
Ｖ1-2＝ｒ2×（Ｉｐ2−Ｉｐｖ2）＋ｘ2×Ｉｑ2
となる。

地点Pt0、Pt1間の電圧降下Ｖ0-1は、
Ｖ0-1＝ｒ1×（Ｉｐ1＋Ｉｐ2−Ｉｐｖ1−Ｉｐｖ2）＋ｘ1×（Ｉｑ1＋Ｉｑ2）
となる。

地点Pt0、Pt2間の電圧降下Ｖ0-2は、
ｒ1＝ｒ2、ｘ1＝ｘ2として
Ｖ0-2＝ｒ1×（Ｉｐ1＋２×Ｉｐ2−Ｉｐｖ1−２×Ｉｐｖ2）＋ｘ1×（Ｉｑ1＋２×Ｉｑ2）となる。

Ｐ1＝Ｐ2、Ｑ1＝Ｑ2と仮定すると、
Ｖ0-2＝ｒ1×（３×Ｉｐ2−Ｉｐｖ1−２×Ｉｐｖ2）＋ｘ1×（３×Ｉｑ2）
地点Pt2の電圧（末端電圧）Ｖ2は、
Ｐ1＝Ｐ2、Ｑ1＝Ｑ2と仮定すると
Ｖ2＝Ｖ0−ｒ1×（３×Ｉｐ2−Ｉｐｖ1−２×Ｉｐｖ2）＋ｘ1×（３×Ｉｑ2）
さらに、ＰＶ1＝ＰＶ2と仮定すると
Ｖ0-2＝ｒ1×（３×Ｉｐ2−３×Ｉｐｖ2）＋ｘ1×（３×Ｉｑ2）
地点Pt2 の電圧は
Ｖ2＝Ｖ0−ｒ1×（３×Ｉｐ2−３×Ｉｐｖ2）＋ｘ1×（３×Ｉｑ2）
さらに、負荷力率１００％とした場合、
Ｖ0-2＝ｒ1×（３×Ｉｐ2−３×Ｉｐｖ2）
地点Pt2の電圧は
ＶPt2 ＝Ｖ0−ｒ1×（３×Ｉｐ2−３×Ｉｐｖ2）
となる。

（２）太陽光発電装置が第２配電線２ｂに接続（各太陽光発電装置の各発電容量が第２配電線２ｂに対して均等に配置されていると見なせない場合）
第２配電線２ｂの末端電圧の算出において、各太陽光発電装置の各発電容量が第２配電線２ｂに対して均等に配置されていると見なせない場合、第２配電線２ｂの各地点Pt1,Pt2における太陽光発電装置の発電容量（各地点における定格発電容量の総和）を予め調査し、初期値として設定しておく。

また、太陽光発電装置の発電容量は、当然、日射量によって変化するので、検出用太陽電池２１により、日射量−発電容量を算出する。

各需要家の負荷量は、電圧調整装置２の電流検出地点Pt0から（送出電力−総発電容量（力率は１と見なす））から算出し、負荷量は第２配電線２ｂに対して均等に配置していると見なす。また、負荷の負荷量を把握するために、一日の時刻−負荷量のデータを持つ。これにより、第２配電線２ｂの配電線インピーダンスと負荷量と各地点の太陽光発電装置の発電容量から第２配電線２ｂの末端電圧を算出することができる。なお、電圧算出式は、上記ＰＶ１＝ＰＶ２によらない式となる。

図３は実施例１の電圧調整装置の具体例の全体構成図である。図４は図３に示す実施例１の電圧調整装置の具体例の詳細構成図である。

図３に示す電圧調整装置２は、単相３線式の配電線において、入力端子Ｒ１，Ｎ１，Ｔ１に単相３線式交流が入力され、出力端子Ｒ２，Ｎ２，Ｔ２から単相３線式交流が出力される。電圧調整装置２は、検出用太陽電池２１、出力端子Ｒ２に接続される配電線の送電端に流れる電流を検出する電流検出器２２ａ、出力端子Ｔ２に接続される配電線の送電端に流れる電流を検出する電流検出器２２ｂ、出力端子Ｒ２，Ｎ２，Ｔ２の電圧を検出する電圧検出器２３、電圧調整部２４ａ，２４ｂ、制御回路２５、ゲート回路２６ａ，２６ｂを有する。制御回路２５は、メモリ２５ａを有する。

メモリ２５ａは、各地点間の配電線インピーダンスと各地点における各太陽光発電装置４−１〜４−５の各定格発電容量（各定格電流）とを記憶する。制御回路２５は、検出用太陽電池２１、電流検出器２２ａ，２２ｂ、および電圧検出器２３の検出信号とメモリ２５ａからの各地点間の配電線インピーダンスと各地点における各太陽光発電装置４−１〜４−５の各定格発電容量（各定格電流）とに基づき、第２配電線２ｂの末端電圧を算出する。

ゲート回路２６ａ，２６ｂは、制御回路２５からの末端電圧に基づき、電圧調整部２４ａ，２４ｂにゲート信号を送出する。

電圧調整部２４ａは、Ｒ−Ｎ相側に設けられ、電圧調整部２４ｂは、Ｎ−Ｔ相側に設けられている。電圧調整部２４ａ，２４ｂは、ゲート回路２６ａ，２６ｂからのゲート信号に基づき、第２配電線２ｂの末端電圧が規定値内になるように交流半導体スイッチからなるトライアックＴＲＣ１〜ＴＲＣ５をオンまたはオフさせることにより補償電圧を変えて、末端電圧の電圧上昇対策および電圧降下対策を行う。

図４では、電圧調整部２４ａの詳細構成を示す。なお、電圧調整部２４ｂも電圧調整部２４ａと同一構成である。ここでは、電圧調整部２４ａの構成を説明する。

図４において、トランスＴ１ａの一次巻線Ｔ１ａｐは、入力端子Ｒ１と出力端子Ｒ２との間に接続され、トランスＴ１ａの二次巻線Ｔ１ａｓの一端は、トライアックＴＲＣ１，ＴＲＣ２の一端に接続されている。トランスＴ１ａの二次巻線Ｔ１ａｓの他端は、リアクトルＬ１を介してトライアックＴＲＣ３，ＴＲＣ４，ＴＲＣ５の一端に接続されている。

トライアックＴＲＣ１の他端は、トライアックＴＲＣ５の他端およびトランスＴ３の二次巻線Ｔ３ｓの一端に接続されている。トライアックＴＲＣ２の他端は、トライアックＴＲＣ３の他端に接続されるとともに、ヒューズＦ１を介してトランスＴ３の二次巻線Ｔ３ｓの他端に接続されている。トライアックＴＲＣ４の他端は、ヒューズＦ２を介してトランスＴ３の二次巻線Ｔ３ｓの中点端に接続されている。トランスＴ３の一次巻線Ｔ３ｐの一端はトランスＴ１ａの一次巻線Ｔ１ａｐの一端に接続されている。トランスＴ３は、誘導雷などによる半導体素子の破損を防止する。

図５はトライアックＴＲＣ１〜ＴＲＣ５のオン／オフと補償電圧との関係を示す図である。ゲート回路２６ａは、トライアックＴＲＣ１〜ＴＲＣ５のゲート端子にゲート信号を出力する。

トライアックＴＲＣ１〜ＴＲＣ５は、ゲート信号に基づき、図５のテーブルに示すようにオン又はオフして、例えば、補償電圧を＋５Ｖ，＋２．５Ｖ，０Ｖ，−２．５Ｖ，−５Ｖとすることにより、トランスＴ１ａの一次巻線Ｔ１ａｐの両端電圧が補償される。

第２配電線２ｂの末端電圧が規定電圧以上であれば、最初に補償電圧を−２．５Ｖとし、まだ末端電圧が規定電圧以上であれば、補償電圧を−５Ｖとする。末端電圧が規定電圧未満であれば、最初に補償電圧を＋２．５Ｖとし、まだ末端電圧が規定電圧未満であれば、補償電圧を＋５Ｖとする。

また、例えば、図１（ｂ）に示すように、第２配電線２ｂの末端電圧が２００Ｖラインから上昇した場合には、トライアックＴＲＣ２，ＴＲＣ５をオンさせることにより、補償電圧が−５Ｖとなる。交流入力が２００Ｖであり、補償電圧が−５Ｖであるので、交流出力、即ち、地点（送電端）Pt0の電圧は１９５Ｖとなり、２００Ｖラインから下降する。

同様にして、Ｔ−Ｎ相の電圧調整部２４ｂにトライアックＴＲＣ６〜ＴＲＣ１０を設け、トライアックＴＲＣ６〜ＴＲＣ１０をオン又はオフすることにより、Ｒ−Ｎ相、Ｔ−Ｎ相を独立に制御でき、不平衡負荷対策も行える。

図６は実施例１の電圧調整装置２により実現される電圧調整方法を示すフローチャートである。図６を参照しながら、実施例１の電圧調整装置２により実現される電圧調整方法を説明する。なお、ここでは、図２に示す簡単な例を挙げて説明する。

まず、送電端である第２配電線２ｂの地点Pt0の電流、電圧を電流検出器２２、電圧検出器２３により検出する。また、太陽電池発電量を検出用太陽電池２１により検出する（ステップＳ１１）。

電圧調整装置本体２４内の制御回路２５は、検出用太陽電池２１からの太陽電池発電量と各太陽光発電装置４−１，４−２の各定格発電容量（各定格電流）とから各太陽光発電装置４−１，４−２の実際の発電による各有効電流Ｉｐｖ1，Ｉｐｖ2を算出する（ステップＳ１３）。

制御回路２５は、電流検出器２２からの検出電流と電圧検出器２３からの検出電圧とから有効電流、無効電流を求め、各有効電流Ｉｐｖ1，Ｉｐｖ2との差から各負荷３−１，３−２の有効電流Ｉｐ1,Ｉｐ2、無効電流Ｉｑ1,Ｉｑ2とを求める（ステップＳ１５）。

次に、制御回路２５は、配電線インピーダンス（ｒ，ｘ）のデータを用いて、所定の電圧計算により第２配電線２ｂの末端電圧を算出する（ステップＳ１７）。所定の電圧計算とは、（１）において説明した第２配電線２ｂに接続される負荷が力率負荷の場合の計算式である。ゲート回路２６ａ，２６ｂは、制御回路２５からの末端電圧に基づきゲート信号を生成する。

次に、電圧調整部２４ａ，２４ｂは、ゲート回路２６ａ，２６ｂからのゲート信号に基づき、末端電圧が規定値内になるようにトライアックＴＲＣ１〜ＴＲＣ１０をオン又はオフさせて、補償量（補償電圧）を調整し決定する（ステップＳ１９）。

ゲート回路２６ａ，２６ｂは、制御回路２５からの末端電圧および送電端電圧が規定値内かどうかを判定し、末端電圧および送電端電圧が規定値内でない場合には、ゲート信号を生成してステップＳ１９に戻る。

一方、末端電圧および送電端電圧が規定値内である場合には、ステップＳ１９で決定された補償量により、電圧調整装置２で補償し（ステップＳ２３）、地点Pt0の補償結果を確認する（ステップＳ２５）。

なお、応答時間および検出ヒステリシスは、設定変更でき、実稼働において最適となるように設定する。

また、出願人は、本電圧調整装置２を用いた場合の電圧上昇抑制効果について、モデル系統を用いてシミュレーション解析したので、その結果を図７，図８に示す。図７は図１に示す地点Pt0におけるシュミレーション結果を示す図である。図８は図１に示す地点Pt5におけるシュミレーション結果を示す図である。

ここで、送電端電圧１０６Ｖ、負荷７．５ｋｗとした。なお、図８から地点Pt5の電圧に対し、地点Pt5 の算出値は、殆ど同一値で求められていることが分かる。

これにより、本電圧調整装置２を用いれば、第２配電線２ｂの送電端から末端までの間の複数地点の各太陽光発電装置の各発電容量および日射量による発電量の変化に対して、配電系統の送電側から末端電圧値を算出でき、電圧調整装置２により調整することにより、送電側から末端電圧を適切に維持できることがわかる。

このように、実施例１の電圧調整装置２によれば、例えば、太陽光発電量が負荷量を上回り、末端電圧が上昇した場合には、複数地点の各太陽光発電量を算出し、送電端の電流・電圧を検出し、逆潮流を含む有効電力、無効電力を算出し、これらと配電線インピーダンスから末端電圧を算出し、送電端電圧、末端電圧および各地点電圧が規定値内となるように電圧調整装置２の電圧を調整することができる。

なお、電圧調整装置２の接続位置は、送電端のみならず中間点および複数点でも良い。

図９は実施例２の電圧調整装置の具体例の回路構成図である。図９の実施例２の電圧調整装置は、直列インバータ回路を用いている。この直列インバータ回路は、系統電源に対して直列にトランスＴ５（Ｔ７）を接続し、インバータを構成するスイッチ素子Ｔｒ１〜Ｔｒ４（Ｔｒ５〜Ｔｒ８）で系統電圧を補償するための補償電圧を生成し、トランスＴ５（Ｔ７）へ印加している。

トランスＴ６（Ｔ８），ダイオードＤ１〜Ｄ４（Ｄ５〜Ｄ８），コンデンサＣ１（Ｃ２）はコンバータを構成する。

電圧補償範囲は、トランスＴ５，Ｔ７の巻数比で決定され、電圧の補償量はインバータを用いているため、連続的に変化させることができる。

なお、本発明は、実施例１，２の電圧調整装置に限定されるものではない。実施例１，２の電圧調整装置では単相３線式の配電線への適用としたが、例えば、３相３線式の配電線への適用であっても良い。

また、電圧算出式は、上記簡易式ではなくシミュレーションなどによる詳細演算で算出しても良い。

本発明は、配電設備などに適用することができる。

１ 系統電源
２ 電圧調整装置
３−１〜３−５ 負荷
４−１〜４−５ 太陽光発電装置（ＰＶ）
２１ 検出用太陽電池
２２，２２ａ，２２ｂ 電流検出器
２３ 電圧検出器
２５ 制御回路
２６ａ，２６ｂ ゲート回路
２５ａ メモリ
Ｚ 配電線インピーダンス

Claims (2)

1. 第１配電線を介して低圧需要家に電力を供給する低圧系統電源に入力端子が接続され、送電端から末端までの間の複数地点に負荷が接続され且つ前記複数地点の少なくとも１地点に太陽光発電装置が接続された第２配電線の送電端に出力端子が接続された電圧調整装置であって、
   前記第２配電線の送電端に流れる電流を検出する電流検出器と、
   前記第２配電線の送電端の電圧を検出する電圧検出器と、
   各太陽光発電装置の各発電容量を予測するために設けられ、太陽光を受けて発電し、その発電量を太陽電池発電量として出力する検出用太陽電池と、
   前記検出用太陽電池からの太陽電池発電量及び前記検出用太陽電池の定格太陽電池発電量と前記各太陽光発電装置の各定格発電容量との比により算出される前記各太陽光発電装置の各発電容量と前記電流検出器からの検出電流と前記電圧検出器からの検出電圧と前記第２配電線の配電線インピーダンスとに基づき前記第２配電線の送電端から末端までの電圧が規定値内になるように前記第２配電線の送電端の電圧を調整する電圧調整装置本体とを備え、該電圧調整装置本体は、各地点の太陽光発電装置の定格発電容量を初期値として設定し、前記検出用太陽電池からの太陽電池発電量を前記検出用太陽電池の定格太陽電池発電量で除した値を前記各太陽光発電装置の各定格発電容量である前記初期値に乗じて前記各太陽光発電装置の各発電容量を算出し、前記電流検出器からの検出電流と前記電圧検出器からの検出電圧とに基づき各負荷の有効電流、無効電流を算出し、各負荷の有効電流、無効電流と前記各太陽光発電装置の各発電容量と予め入力された前記第２配電線の送電端から末端までの間の前記複数地点の各地点間の配電線インピーダンスとに基づき各地点間の電圧降下をそれぞれ算出し、該各地点間の電圧降下を合算して前記第２配電線の末端の電圧を算出し、該送電端から末端の電圧を規定値内に調整する制御回路を備えることを特徴とする電圧調整装置。
2. 第１配電線を介して低圧需要家に電力を供給する低圧系統電源に入力端子が接続され、送電端から末端までの間の複数地点に負荷が接続され且つ前記複数地点の少なくとも１地点に太陽光発電装置が接続された第２配電線の送電端に出力端子が接続された電圧調整装置の電圧調整方法であって、前記第２配電線の送電端に流れる電流を検出する電流検出ステップと、前記第２配電線の送電端の電圧を検出する電圧検出ステップと、各太陽光発電装置の各発電容量を予測するために設けられた検出用太陽電池が太陽光を受けて発電し、その発電量を太陽電池発電量として出力するステップと、前記検出用太陽電池からの太陽電池発電量及び前記検出用太陽電池の定格太陽電池発電量と前記各太陽光発電装置の各定格発電容量との比により前記各太陽光発電装置の各発電容量を算出するステップと、前記各太陽光発電装置の各発電容量と前記電流検出ステップからの検出電流と前記電圧検出ステップからの検出電圧と前記第２配電線の配電線インピーダンスとに基づき前記第２配電線の送電端から末端までの電圧が規定値内になるように前記第２配電線の送電端の電圧を調整する電圧調整ステップとを備え、該電圧調整ステップは、各地点の太陽光発電装置の定格発電容量を初期値として設定し、前記検出用太陽電池からの太陽電池発電量を前記検出用太陽電池の定格太陽電池発電量で除した値を前記各太陽光発電装置の各定格発電容量である前記初期値に乗じて前記各太陽光発電装置の各発電容量を算出するステップと、前記電流検出器からの検出電流と前記電圧検出器からの検出電圧とに基づき各負荷の有効電流、無効電流を算出するステップと、各負荷の有効電流、無効電流と前記各太陽光発電装置の各発電容量と予め入力された前記第２配電線の送電端から末端までの間の前記複数地点の各地点間の配電線インピーダンスとに基づき各地点間の電圧降下をそれぞれ算出するステップと、該各地点間の電圧降下を合算して前記第２配電線の末端の電圧を算出するステップと、制御回路により該送電端から末端の電圧を規定値内に調整するステップを備えることを特徴とする電圧調整方法。

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