JP5436734B1 - 電圧監視制御装置および電圧監視制御方法 - Google Patents

Abstract

第１の周期ごとに更新される電圧上下限値の範囲内に変圧器型の電圧制御機器の電圧が維持されるよう第２の周期で制御量を調整する第１のローカル電圧制御装置と、第３の周期で無効電力調整型の電圧制御機器の制御量を調整する第２のローカル電圧制御装置と、に接続された集中電圧制御装置８であって、平均負荷かつ平均発電の条件と最小負荷かつ最大発電の条件と最大負荷かつ最小発電の条件とで負荷発電量分布を第１の周期で予測する負荷発電量予測部２１と、負荷発電量分布に基づき電圧変動幅を予測する電圧変動幅予測部２２と、電圧変動幅に基づいて適正電圧範囲の上限および下限までの余裕に対する閾値を決定し、上下限までの余裕と閾値の差に基づき第１のローカル電圧制御装置の制御目標値を決定する最適電圧分布決定部２４と、制御目標値に基づき第１のローカル電圧制御装置へ送信する電圧上下限値を決定する電圧上下限値決定部２５と、を備える。

Description

本発明は、電圧監視制御装置および電圧監視制御方法に関する。

配電系統は、一般に高圧系統（通常は６６００Ｖ）と低圧系統（例えば１００Ｖ〜２００Ｖ）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（例えば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。そのため、電力事業者は、高圧系統に接続された電圧制御機器（例えば、ＬＲＴ（Load Ratio Control Transformer：負荷時タップ切替器付変圧器）またはＳＶＲ（Step Voltage Regulator：ステップ電圧調整器）等）の制御量を調整すること（例えばタップを操作すること）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、配電系統はその高圧系統を指すものとする。

従来、配電系統の電圧制御については、例えばＬＲＴまたはＳＶＲなどの変圧器型の電圧制御機器を、当該電圧制御機器と一体化されまたは当該電圧制御装置に併設されるとともに、当該電圧制御機器の設置箇所付近での計測情報（電圧および潮流）に基づいて自立分散型で電圧制御するローカル電圧制御装置が一般に普及している。しかしながら、近年、電気の使い方の多様化、および太陽光発電等による分散型電源の普及等により、配電系統の負荷分布が時間経過に伴って非一様に大きく変動する傾向にあるため、従来の配電系統の電圧制御では適正電圧の維持が困難となってきている。

このため、自立分散型の電圧制御方式に代わり、配電系統の電圧を系統全体で整合の取れた形で集中制御することが提案されている（集中制御方式）。具体的には、配電系統内の複数地点での計測情報（電圧および潮流）を専用のネットワークを使って集中電圧制御装置に集め、この集中電圧制御装置はこれらの計測情報に基づいて各電圧制御機器の制御量を決定し、集中電圧制御装置から各電圧制御機器にその制御量が自動で遠隔指令される仕組みが提案されている（例えば、特許文献１参照）。

特開平９−３２２４０４号公報

ところが、近年、太陽光発電による分散型電源の低圧系統連系が年々増大しつつあり、例えば晴天時の雲の流れによる日射量急変により太陽光発電量が大きく変化し、これによる配電系統の電圧変化が無視できないレベルに達することが想定される。集中電圧制御装置では、配電系統各点の電圧および潮流の計測情報を収集して各電圧制御機器に最適な制御を割り当てるが、最適制御の立案は、その時点での電圧および潮流の計測情報に基づいて行われるため、太陽光発電が低圧系統に大量に連系される場合には、以下のような問題が懸念される。
（１）計測監視周期を長く（例えば数十分程度）すると、雲の流れによる日射量急変により太陽光発電量が大きく変化した場合など、急激な電圧変動に追従できない。
（２）逆に、計測監視周期を短く（例えば秒単位）すると、計測監視のための通信負荷が増大するため、通信ネットワークへの設備投資が膨大となる。

上述のとおり、通信負荷を考慮すると計測情報の取得周期に制約があり、集中電圧制御装置が、電圧の短周期変動（例えば、６０秒以下）を直接制御することは難しい。また、変圧器型の電圧制御機器では、タップ位置の変更により電圧を制御するための、タップ位置の変更回数が課題となるとタップ装置の寿命が短くなるという問題がある。一方、ＳＶＣ（Static Var Compensator：静止型無効電力補償装置）、または無効電力調整機能付のＰＣＳ（Power Conditioning System：パワーコンディショナ）等の無効電力制御型の電圧制御機器では、ローカルな制御により短周期の電圧変動を抑制することができる。

このため、高頻度かつ大きな電圧変動の予想される配電線には変圧器型の電圧制御機器の下流（負荷側）に、無効電力制御型の電圧制御機器を設置して短周期の電圧変化を吸収しつつ、緩やかな電圧変化を変圧器型の電圧制御機器で吸収することが考えられる。

変圧器型の電圧制御機器では、タップ装置が頻繁に動作しないように、目標とする制御範囲からの逸脱が一定時間（例えば、９０秒）継続しないとタップ動作しないようにすることが考えられる。しかしながら、この時定数をあまりにも大きくすると電圧の適正範囲からの逸脱（電圧違反）が長時間継続または多発することになる。従って、大きな電圧変動が頻発する条件で変圧器型の電圧制御機器のタップ変更回数を確実に抑えるためには、高価な大容量の無効電力制御型の電圧制御機器が必要となるという問題点があった。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、通信負荷を増大させることなく、配電系統の電圧変動にも追従して適正範囲に電圧を維持するとともに、コストを抑えて変圧器型の電圧制御機器のタップ変更回数を抑制することができ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当該配電線の電圧を制御する変圧器型の電圧制御機器、に接続され、第１の周期ごとに更新される電圧上限値および電圧下限値の範囲内に当該電圧制御機器が制御する電圧値が維持されるように前記第１の周期よりも短周期の第２の周期で当該電圧制御機器の制御量を調整する第１のローカル電圧制御装置と、配電線の電圧を制御する無効電力調整型の電圧制御機器、に接続され、前記第１の周期よりも短周期の第３の周期で当該電圧制御機器の制御量を調整する第２のローカル電圧制御装置と、に通信ネットワークを介してそれぞれ接続された電圧監視制御装置であって、配電系統の各点における純粋な負荷と発電量との差分を表す負荷発電量分布を、平均負荷量かつ平均発電量の条件と、最小負荷量かつ最大発電量の条件と、最大負荷量かつ最小発電量の条件とにおいてそれぞれ前記第１の周期で予測する負荷発電量予測部と、前記負荷発電量分布に基づいて、前記第１の周期内の前記電圧の電圧変動幅を予測する電圧変動幅予測部と、前記電圧変動幅予測部が予測した前記電圧変動幅に基づいて適正電圧範囲の上限までの余裕に対する第１の閾値と適正電圧範囲の下限までの余裕に対する第２の閾値とを決定し、前記上限までの余裕と前記第１の閾値との差と、前記下限までの余裕と前記第２の閾値との差とに基づいて、前記第１のローカル電圧制御装置に指令する制御目標値を決定する制御目標電圧決定部と、前記制御目標値に基づいて前記電圧上限値および電圧下限値を決定する電圧上下限値決定部と、前記通信ネットワークを介して前記電圧上限値および電圧下限値を、前記第１のローカル電圧制御装置へ送信する送受信部と、を備えることを特徴とする。

この発明によれば、通信負荷を増大させることなく、配電系統の電圧変動にも追従して適正範囲に電圧を維持するとともに、コストを抑えて変圧器型の電圧制御機器のタップ変更回数を抑制することができる、という効果を奏する。

図１は、本発明にかかる実施の形態の配電系統電圧制御システムの構成の一例を示した図である。 図２は、集中電圧制御装置の内部構成の一例を示した図である。 図３は、実施の形態の電圧制御の動作を説明するためのフローチャートである。 図４は、無効電力調整型の電圧制御機器による電圧補償の一例を示す図である。 図５は、実施の形態の上側電圧変動幅、下側電圧変動幅の設定方法を説明するための図である。 図６は、将来１時間の配電系統の最適電圧分布を計算するためのフローチャートである。 図７は、図３のステップＳ１４の処理の詳細を説明するための図である。 図８は、無効電力調整型の電圧制御機器における電圧制御の一例を示す図である。 図９は、無効電力調整型の電圧制御機器による電圧補償能力に余裕が生じる例を示す図である。

以下に、本発明にかかる電圧監視制御装置および電圧監視制御方法の実施の形態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、本発明にかかる実施の形態の配電系統電圧制御システムの構成の一例を示した図である。図１において、電圧制御機器１は例えば変電所に設置された配電用変圧器としてのＬＲＴ（Load Ratio Control Transformer：負荷時タップ切替器付変圧器）である。電圧制御機器１にはローカル電圧制御装置１１が接続されており、ローカル電圧制御装置１１は電圧制御機器１を制御する。ローカル電圧制御装置（電圧制御装置）１１は、例えば電圧制御機器１と一体的にまたは併設することができる。ローカル電圧制御装置１１は、電圧制御機器１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、電圧制御機器１を制御する。また、ローカル電圧制御装置１１は、通信機能を有し、通信ネットワーク７に接続されている。

電圧制御機器１の二次側には母線２が接続されている。母線２には例えば２本の配電線４−１，４−２が並列に接続されている。配電線４−１，４−２は、高圧系統（電圧レベルが６６００Ｖ）の配電線である。

配電線４−１は、その一端が遮断器３−１を介して母線２に接続されている。配電線４−１上の複数箇所には、配電線４−１の電圧および潮流を計測する電圧潮流計測装置１０がそれぞれ設置されている。すなわち、電圧潮流計測装置１０は、配電線４−１に接続され、その接続箇所における電圧および潮流を計測し、その計測値を計測情報として出力する。電圧潮流計測装置１０は、電圧および潮流を例えば一定周期（例えば１秒ごと）に計測し、計測した結果の所定時間（例えば１分間）の平均値を計測情報として送信する。電圧潮流計測装置１０は通信機能を有し、通信ネットワーク７に接続されている。電圧潮流計測装置１０は、通信ネットワーク７を介して、例えば定期的に計測情報を集中電圧制御装置８に送信する。集中電圧制御装置８、対象とする系統範囲について目標とする電圧分布および目標となる電圧分布になる各電圧制御機器の動作状態を決め、各電圧制御機器に指令値を与える。なお、集中電圧制御装置８は、対象とする系統範囲を所管する営業所または制御所などに設置することができる。

また、配電線４−１上には、電圧降下補償用のＳＶＲ（Step Voltage Regulator：ステップ電圧調整器）である電圧制御機器５が接続されている。この電圧制御機器５には、電圧制御機器５を制御するローカル電圧制御装置１５が接続されている。ローカル電圧制御装置１５は、例えば電圧制御機器５と一体的にまたは併設することができる。ローカル電圧制御装置１５は、電圧制御機器５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、電圧制御機器５を制御する。また、ローカル電圧制御装置１５は、通信機能を有し、通信ネットワーク７に接続されている。

また、配電線４−１上には、静止型無効電力補償装置（ＳＶＣ：Static Var Compensator）である電圧制御機器６が接続されている。この電圧制御機器６には、電圧制御機器６を制御するローカル電圧制御装置１６が接続されている。ローカル電圧制御装置１６は、例えば電圧制御機器６と一体的にまたは併設することができる。ローカル電圧制御装置１６は、電圧制御機器６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、電圧制御機器６を制御する。また、ローカル電圧制御装置１６は、通信機能を有し、通信ネットワーク７に接続されている。

配電線４−２は、その一端が遮断器３−２を介して母線２に接続されている。配電線４−２上の複数個所には、配電線４−１と同様に、配電線４−２の電圧および潮流を計測する電圧潮流計測装置１０がそれぞれ設置されている。

配電線４−１，４−２は高圧系統の配電線であり、図示は省略しているが、配電線４−１，４−２にはそれぞれ変圧器を介して低圧系統（電圧レベルが例えば１００Ｖ〜２００Ｖ）を構成する低圧配電線が接続されている。低圧配電線には負荷が接続されるが、さらに太陽光発電装置などの分散型電源が接続される。すなわち、本実施の形態は、低圧系統に分散型電源が連系されているものとする。ただし、本実施の形態は、低圧系統に分散型電源が含まれていない場合でも適用することができる。なお、以下では、分散型電源として例えば太陽光発電装置を例に説明する。また、配電系統の電圧制御とは、高圧系統の電圧制御を意味する。この配電系統は、電圧制御機器１，５，６、ローカル電圧制御装置１１，１５，１６、母線２、遮断器３−１，３−２、配電線４−１，４−２、および電圧潮流計測装置１０を備えて構成される。

なお、図示例では、母線２に接続される配電線数を例えば２本としているが、この例に限定されない。また、電圧制御機器の設置台数も図示例に限定されない。また、電圧制御機器は、図１に例示したＬＲＴ，ＳＶＲ，ＳＶＣ等の他、例えば、ＳｈＲ分路リアクトル（Shunt Reactor：ＳｈＲ）、無効電力調整機能付のＰＣＳ（Power Conditioning System：パワーコンディショナ）などを構成に応じて設けることができる。

集中電圧制御装置（電圧監視制御装置）８は、通信ネットワーク７を介して、ローカル電圧制御装置１１，１５，１６および複数個の電圧潮流計測装置１０とそれぞれ接続されている。通信ネットワーク７は、例えば専用のネットワークであり、配電系統を監視制御することを目的として配設されている。集中電圧制御装置８は、例えば電圧潮流計測装置１０から送信された計測情報に基づき、各ローカル電圧制御装置が制御する目標となる指令値を例えば集中制御周期（例えば１時間周期）で決定し、通信ネットワーク７を介して各ローカル電圧制御装置に対してそれぞれ個別に指令する。集中電圧制御装置８は、変圧器型の電圧制御機器（図１の例では、電圧制御機器１および電圧制御機器５）を制御するローカル電圧制御装置（図１の例では、ローカル電圧制御装置１１およびローカル電圧制御装置１５）に対しては、指令値として電圧範囲を規定する電圧上限値および電圧下限値（以下、電圧上下限値ともいう。）を指令する。無効電力調整型の電圧制御機器（図１の例では、電圧制御機器６）を制御するローカル電圧制御装置（図１の例では、ローカル電圧制御装置１６）に対しては、指令値として不感帯幅（制御範囲の幅）を指令する。

変圧器型の電圧制御機器を制御する各ローカル電圧制御装置（第１の電圧制御装置）は、集中電圧制御装置８からの電圧上下限値の指令に基づき、当該電圧上下限値の間に電圧を維持するようにその制御対象である電圧制御機器を制御する。各ローカル電圧制御装置は、集中電圧制御装置８からの電圧上下限値の指令を受けるごとに、電圧上限値および電圧下限値を更新し設定する。例えば、ローカル電圧制御装置１１は、集中電圧制御装置８から指令された電圧上下限値に基づき、当該電圧上下限値が適用される集中制御周期の期間内においては、電圧制御機器１の二次側の電圧が当該電圧上下限値の間（制御目標電圧範囲内）に収まるように電圧制御機器１の制御量（タップ位置の変更量）を集中制御周期（第１の周期）よりも短いローカル制御周期（第２の周期）で調整する。

無効電力調整型の電圧制御機器を制御する各ローカル電圧制御装置（第２の電圧制御装置）は、集中電圧制御装置８から指令された不感帯幅（上側不感帯幅、下側不感帯幅）と自身で定めた制御目標値とに基づいて制御対象である電圧制御機器を制御する。具体的には、各ローカル電圧制御装置は、制御目標値に対し下側不感帯幅を減算した電圧から制御目標値に上側不感帯幅を加算した電圧までの間に電圧制御機器の二次側の電圧が収まるように集中制御周期（第１の周期）よりも短いローカル制御周期（第３の周期）で制御する。

なお、図示例では、母線２に接続される配電線数を例えば２本としているが、この例に限定されない。また、電圧制御機器の設置台数、電圧潮流計測装置１０の数も図示例に限定されない。

図２は、集中電圧制御装置８の内部構成の一例を示した図である。図２に示すように、集中電圧制御装置８は、制御部２０と、この制御部２０に接続された記憶部２８と、制御部２０、記憶部２８、および通信ネットワーク７に接続されて各ローカル電圧制御装置と通信する送受信部２７とを備えている。

制御部２０は、その機能構成として、負荷発電量予測部２１、電圧変動幅予測部２２、負荷発電量予測値補正部２３、最適電圧分布決定部（制御目標電圧決定部）２４、電圧上下限値決定部２５、および不感帯幅決定部２６を備えている。負荷発電量予測部２１は、翌日などの将来の配電系統の負荷／発電量分布を例えば集中制御周期（例えば１時間周期）ごとに予測する。負荷／発電量とは、純粋な負荷から発電量を際し引いた量に相当する。負荷／発電量が正の値の場合に負荷量であり、負の値の場合に発電量となる。なお、負荷／発電量分布を予測する方法の詳細については後述する。電圧変動幅予測部２２は、配電系統潮流計算に基づいて各点の電圧変動幅を予測する。電圧変動幅の予測方法については後述する。負荷発電量予測値補正部２３は、集中制御周期の期間内における負荷／発電量分布の予測値を、その直前の集中制御周期の期間内における負荷／発電量分布の実績値と当該期間内におけるその予測値との比較結果に基づいて補正する。ここで、負荷／発電量分布の実績値は、計測情報に基づいて算出される。

最適電圧分布決定部２４は、補正された負荷／発電量分布の予測値に基づいて潮流計算を行うとともに、電圧変動幅算出部２１により算出した電圧変動幅を考慮して、配電系統の電圧分布を評価する評価関数の値を最良にする最良解を探索することにより、当該集中制御周期の期間内の最適電圧分布および各電圧制御機器の最適制御量を決定する。なお、最適電圧分布とは、制約条件を満たしかつ評価関数が最適となる系統各点での電圧分布である。最適制御量とは、最適電圧分布が実現されるように各電圧制御機器に指令される制御量であり、制御目標電圧である。この制御目標電圧自体を各電圧制御機器に制御量として指令してもよいが、変圧器型の電圧制御機器の場合、頻繁なタップ位置の変更は好ましくない。このため、本実施の形態では、集中電圧制御装置８は、最適制御量＝制御目標電圧に基づいて、以下に示すように制御目標範囲を定め、制御目標範囲を指令する。そして、変圧器型の各電圧制御機器電圧を制御するローカル電圧制御装置は制御目標範囲内に電圧が維持されるよう制御する。

電圧上下限値決定部２５は、決定された最適電圧分布に基づき、当該集中制御周期の期間内における各ローカル電圧制御装置の制御目標電圧範囲の上限および下限である電圧上下限値を決定し、通信ネットワーク７を介してこれを各ローカル電圧制御装置に指令する。なお、電圧上下限値決定部２５による電圧上下限値を決定する処理の詳細については後述するが、概略は次の通りである。

まず、電圧上下限値決定部２５は、ローカル電圧制御装置ごとに予め割り当てられた電圧制御責任範囲に関する情報を記憶部２８から取得する。ここで、電圧制御責任範囲は、配電線４−１または４−２上の範囲（または区間）であって、当該範囲内における電圧の制御について、当該範囲を割り当てられたローカル電圧制御装置またはこれに接続された電圧制御機器がその責任を負う範囲である。

無効電力制御型の電圧制御機器は、当該電圧制御機器の電源側（配電用変圧器がある側、上流側）に変圧器型の電圧制御機器が存在する場合には、この変圧器型の電圧制御機器の変圧器の負荷側（下流側）までの範囲、および、当該電圧制御機器の負荷側の範囲を電圧制御責任範囲とし、負荷側にさらに別の電圧制御機器が存在する場合は、当該別の電圧制御機器の電源側までを電圧制御責任範囲に含める。変圧器型の電圧制御機器は、例えば当該変圧器の負荷側を電圧制御責任範囲とするが、負荷側に別の電圧制御機器が存在する場合は、当該別の電圧制御機器の電源側までをその電圧制御責任範囲とする。なお、電圧制御責任範囲の設定方法は上記の例に限定されない。

また、電圧制御責任範囲ごとに、適正電圧範囲が予め設定されている。この適正電圧範囲は、高圧系統が維持すべき適正な電圧範囲である。電圧制御機器の最適電圧は、その電圧制御責任範囲の適正電圧範囲内に入るように求められる。最適電圧と適正電圧の下限値との差分を電圧下限余裕量と呼び、適正電圧の上限値と最適電圧との差分を電圧上限余裕量と呼ぶ。

電圧上下限値決定部２５は、変圧器型の電圧制御機器を制御するローカル電圧制御装置に対して、最適電圧分布決定部２４で求めた最適電圧に基づいて、電圧制御責任範囲内の電圧上下限余裕量の最も少ない値に基づいて、電圧上下限値を決定する。

不感帯幅決定部２６は、決定された最適電圧分布に基づき、当該集中制御周期の期間内における各ローカル電圧制御装置の不感帯幅を決定し、通信ネットワーク７を介してこれを各ローカル電圧制御装置に指令する。具体的には、不感帯幅決定部２６は、電圧制御責任範囲内の電圧上限余裕量、電圧下限余裕量の最も少ない値に基づいて上側不感帯幅、下側不感帯幅をそれぞれ決定する。なお、不感帯幅決定部２６を決定する処理の詳細については後述する。

集中電圧制御装置８は、例えばＣＰＵ、メモリ、ハードディスク等の記憶装置、および通信機能を備えたサーバとして構成することができる。制御部２０は、メモリに記憶された制御プログラムにしたがって制御処理を行うＣＰＵによって実現される。記憶部２８は、メモリおよび記憶装置等を総括的に表している。送受信部２７は通信機能を表している。なお、集中電圧制御装置８は、例えば変電所に設置することができる。

次に、本実施の形態の動作について説明する。本実施の形態では、集中電圧制御装置８は、集中制御周期で各ローカル電圧制御装置を制御する。したがって、集中電圧制御装置８による集中制御では、集中制御周期より短い周期の電圧変動（短周期変動）を抑制することはできない。変圧器型の電圧制御機器では、タップ位置を頻繁に変更することは望ましくないため、短周期変動を除去することは難しい。無効電力制御型の電圧制御機器は、ローカルな制御により短周期変動を除去することが可能性あるが、緩やかな電圧変化と短周期変動の両方を無効電力制御型の電圧制御機器で抑制すると、大容量の電圧制御機器が必要となり装置のコストが上昇する。本実施の形態では、コストの上昇を抑えるため、無効電力制御型の電圧制御機器により短周期の電圧変化を吸収しつつ、緩やかな電圧変化を変圧器型の電圧制御機器で吸収する。この際、変圧器型の電圧制御機器については、集中電圧制御装置８が単に緩やかな電圧変化を抑制するよう指令する制御量を決定すると、短周期変動の影響により、電圧違反（適正電圧範囲からの逸脱）が生じる可能性がある。このため、本実施の形態では、短周期変動の変動幅（電圧変動幅）を予測し、電圧変動幅に相当する電圧上下限余裕量を考慮して指令する制御量を決定する。

図３は、本実施の形態の電圧制御の動作を説明するためのフローチャートである。本実施の形態では、１日（２４時間）（第４の周期）ごとに、将来の配電系統の負荷／発電量分布を予測する。図３は、１日分の動作を示している。図３に示すように、負荷発電量予測部２１は、記憶部２８に保存された配電系統各点の負荷発電量データから、翌日の例えば１時間ごとの配電系統の負荷／発電量分布を予測する（ステップＳ１０）。

この際、具体的には、例えば、負荷発電量予測部２１は、負荷と発電量を分離して予測するため、まず、記憶部２８に保存されている負荷発電量データのうち快晴時間帯の負荷発電量データのみを使用し、これから理論発電量（太陽光発電定格容量、太陽光パネル設置角、緯度、日時、予想気温、および発電効率から算出）を除いて純粋な負荷量である実績負荷量を算出する。

なお、集中電圧制御装置８の負荷発電量予測部２１は、電圧潮流計測装置１０から受信した計測情報（電圧、潮流）に基づいて、隣り合う計測点間で潮流の平均値の差分をとることなどにより、配電系統各点における負荷／発電量を求める。この配電系統各点における負荷／発電量（実績負荷量、理論発電量）を負荷発電量データとして記憶部２８に保存する。または、集中電圧制御装置８の負荷発電量予測部２１は、気温、天候の実測値も取得し、気温についても負荷発電量データと対応付けて保存しておく。気温、天候の取得周期は、集中制御周期以下であればよい。ここで、負荷／発電量（負荷発電量データ）は、例えば純粋な負荷から発電量を差し引いた量に相当するものであり、負荷量と発電量とのバランスにより正または負の値を取り得る。負荷発電量データは、定期的に保存され、データベース化されている。負荷発電量データは、平日／休日区分ごとに保存される。

また、負荷発電量予測部２１は、翌日の時間帯ごとの負荷／発電量の平均値（平均負荷・平均発電）の分布を予測するとともに、翌日の各時間帯の中での変動を考慮して、最小負荷・最大発電の分布、最大負荷・最小発電の分布をそれぞれ時間帯ごとに予測する。具体的には、負荷量の平均値（平均負荷量）は、記憶部２８に保存されている同一曜日（平日／休日）、同一時間帯の負荷発電量データに基づいて算出された上記の実績負荷量の平均値である。なお、平均値とは時間帯（例えば１時間）内の平均値であり、最大値と最小値の単純平均ではない。最大負荷量、最小負荷量は、記憶部２８に保存されている過去の同一時間帯の負荷発電量データに基づいて算出された上記の実績負荷量の最大値、最小値である。

なお、負荷発電量予測部２１は、実績負荷量を例えば複数日分集め、同一曜日（平日／休日区分）、同一時間帯の負荷量と気温との相関を求めておき、この相関を、回帰分析などにより求めた関係式、またはテーブルなどにより保持しておくようにしてもよい。そして、負荷発電量予測部２１は、この相関と翌日の予想気温から翌日１時間ごとの配電系統各点の負荷量（平均負荷量）を予測し、最大負荷量、最小負荷量については、時間帯内の気温の変動を予測し、この予測結果と上記の相関に基づいて決定してもよい。

最大発電量、最小発電量は具体的には太陽光発電量の最大、最小の予測であり、翌日の各時間帯内での天候（日射量）の予測に基づき予測する。最大発電量、最小発電量は、具体的には、例えば、以下のように予測する。なお、以降の記載で、予測対象の各時間帯１つ１つを管理時間帯と記述する。太陽光発電量の予測方法は、以下の例に限定されない。
・管理時間帯が終始雨等で日照が全く期待できない場合は、
最大発電量＝最小発電量＝平均発電量＝０
・快晴等、管理時間帯での日照が完全に期待できる場合は、
最大発電量＝最小発量＝平均発電量＝管理時間帯での日射１００％想定の発電予測
・その他の場合は、管理時間帯内での日照が不定のため、
最大発電量＝管理時間帯での日射１００％想定の発電予測
最小発電量＝０、または、最大発電量×α（例えばα＝１０）％程度（管理時間帯内で終始間接光が期待される天候予測の場合）
平均発電量＝管理時間帯での平均予測日射量での発電予測値

なお、本実施の形態では、例えば毎日、翌日の１時間ごとの負荷／発電量分布を予測するとしたが、これに限らず、例えば将来の一定期間ごとの負荷／発電量分布を予測するとしてもよい。なお、この１時間または一定期間が上述した集中制御周期に相当する。また、負荷／発電量の予測が例えば１時間ごとであるのに対して、データベース化しておく負荷発電量データは、電圧および潮流の計測値ごと、すなわち例えば１分間ごとの値とする。その理由は、同一曜日（平日／休日区分）、同一時間帯の負荷量と気温との相関を求めるにあたって、計測データ数を増やすことにより相関の精度を上げるためと、１時間の中での負荷量の変動具合を把握するためである。また、１時間の負荷量の変動具合は、後述する短周期変動による電圧変動幅を求める際にも用いることができる。

次に、負荷発電量予測値補正部２３は、将来１時間の配電系統の負荷／発電量の予測値を補正する（ステップＳ１１）。具体的には、負荷発電量予測値補正部２３は、過去１時間の配電系統各点の負荷／発電量の平均値について、実績値（過去１時間に受信した計測情報に基づいて算出される）と予測値とを比較してその比率を求め、この比率を将来１時間の負荷／発電量分布の各予測値（平均負荷・平均発電量の分布、最小負荷量・最大発電量の分布、最大負荷量・最小発電量の分布）に乗ずることにより、将来１時間の系統各点の負荷／発電量の予測値を補正する。これにより、予測値の精度が向上することが期待される。

次に、電圧変動幅予測部２２は、将来１時間の系統各点の電圧変動幅を電圧上昇（上側）／電圧低下（下側）の両方について予測する（ステップＳ１２）。具体的には、以下の３ケースについて、配電系統潮流計算を実施し、それぞれ配電系統各点の電圧値を算出する。なお、無効電力調整型の電圧制御機器が出力可能な無効電力の範囲（無効電力を吸収する方向の最大値、無効電力を放出する方向の最大値）はあらかじめ定められているとする。
（１）平均負荷・平均発電分布、無効電力調整型の電圧制御機器の無効電力出力＝０
（２）最小負荷・最大発電分布、無効電力調整型の電圧制御機器の無効電力出力＝無効電力調整型の電圧制御機器が無効電力を吸収する方向の最大値
（３）最大負荷・最小発電分布、無効電力調整型の電圧制御機器の無効電力出力＝無効電力調整型の電圧制御機器が無効電力を放出する方向の最大値

次に、配電系統各点について、ケース（２）の電圧とケース（１）の電圧の差分から上側系統内電圧変動幅を算出、ケース（３）の電圧とケース（１）の電圧の差分から下側系統内電圧変動幅を算出する。以上で、配電系統各点の、配電系統内の要因による電圧変動幅が算出されるが、さらに上位系統（電圧制御機器１の１次側）の最大電圧変化を加算する。なお、上位系統の最大電圧変化は過去の配電系統各点の電圧計測実績を分析することによりあらかじめ見積っておく。そして、集中電圧制御装置８には、運用者などにより上位系統の最大電圧変化が設定されているとする。電圧変動幅予測部２２は、上位系統の最大電圧変化（上昇側）を上側系統内電圧変動幅に加算して上側電圧変動幅を算出し、上位系統の最大電圧変化（低下側）を下側系統内電圧変動幅に加算して下側電圧変動幅を算出する。

図４は、無効電力調整型の電圧制御機器による電圧補償の一例を示す図である。図に示すように、インピーダンスＬは変電所（電圧制御機器１）からの距離に依存する。したがって、図４に電圧降下１０１として示すように、無効電力調整型の電圧制御機器６が無効電力ΔＱを吸収した場合、系統各点の電圧の降下量ΔＶ＝Ｌ×ΔＱは末端（変電所から遠い）へいくほど大きくなる。

図５は、本実施の形態の上側電圧変動幅、下側電圧変動幅の設定方法を説明するための図である。図５では、簡略化のため電圧制御機器５のインピーダンスを無視している。図５の横軸は図４と同様であり、変電所（電圧制御機器１）からの距離を示している。図５では、縦軸は平均負荷・平均発電分布に対する電圧変化を示している。電圧変化１０６は、無効電力調整型の電圧制御機器６の無効電力出力＝０の場合の系統各点の上昇側の最大電圧変化を示しており、上位系統の最大電圧変化（上昇側）１０２が加算された後の電圧変化を示している（すなわち、最小負荷・最大発電分布で無効電力出力＝０とした場合の電圧変化に上位系統の最大電圧変化（上昇側）１０２を加算した電圧変化）。電圧変化１０７は、無効電力調整型の電圧制御機器６の無効電力出力＝０の場合の低下側の系統各点の最大電圧変化を示しており、上位系統の最大電圧変化（低下側）１０３が加算された後の電圧変化を示している（すなわち、最大負荷・最小発電分布で無効電力出力＝０とした場合の電圧変化から上位系統の最大電圧変化（下降側）１０３の分を低下させた電圧変化）。

電圧変化１０８は、無効電力調整型の電圧制御機器６が最大無効電力Ｑｍａｘを放出した場合の電圧制御機器６による電圧上昇を示す。電圧制御機器６（図５では、ＳＶＣと略）による電圧上昇補償範囲は、電圧変化“０”から電圧変化１０８までの間の範囲となる。電圧変化１０９は、無効電力調整型の電圧制御機器６が最大無効電力Ｑｍａｘを吸収した場合の電圧制御機器６による電圧低下を示す。電圧制御機器６による電圧低下補償範囲は、電圧変化１０９から電圧変化“０”までの間の範囲となる。したがって、無効電力調整型の電圧制御機器６が電圧上昇に対して補償する前提とした場合、系統各点で確保すべき適正電圧範囲の上限値までの余裕は電圧変化１０６と電圧変化１０８との差である差分１０４となる。同様に、無効電力調整型の電圧制御機器６が電圧低下に対して補償する前提とした場合、系統各点で確保すべき適正電圧範囲の下限値までの余裕は電圧変化１０９と電圧変化１０７との差である差分１０５となる。差分１０４は、ケース（２）の電圧とケース（１）の電圧の差分に上位系統の最大電圧変化（上昇側）を加算した上側電圧変動幅であり、差分１０７は、ケース（３）の電圧とケース（１）の電圧の差分に上位系統の最大電圧変化（低下側）を加算した下側電圧変動幅である。

したがって、本実施の形態では、短周期の電圧変動について無効電力調整型の電圧制御機器６による電圧上昇および低下の補償が実施されるとした場合に残留する電圧変動幅として、上記のように、上側電圧変動幅と下側電圧変動幅を算出する。

なお、図５の例では、放出側と吸収側の最大無効電力はいずれもＱｍａｘとしているが、放出側と吸収側で最大値は異なっていてもよい。放出側と吸収側で最大値が異なる場合は、電圧上昇側と下降側で電圧制御機器６による補償の範囲が異なる。

次に、最適電圧分布決定部２４は、ステップＳ１１で作成した将来１時間の配電系統各点の補正後の負荷／発電量の予測値に基づき、将来１時間の配電系統の最適電圧分布を決定する（ステップＳ１３）。この処理の詳細は、図６を用いて後述する。なお、ステップＳ１１の負荷／発電量の予測値を補正する処理を省略し、最適電圧分布決定部２４が、ステップＳ１０で作成した翌日の配電系統各点の負荷／発電量の予測値に基づいて、将来１時間の配電系統の最適電圧分布を決定するようにしてもよい。

次に、電圧上下限値決定部２５および不感帯幅決定部２６は、配電系統の最適電圧分布に基づき、将来１時間の各ローカル電圧制御装置へ指令する指令値を決定する（ステップＳ１４）。具体的には、電圧上下限値決定部２５は、変圧器型の電圧制御機器を制御する各ローカル電圧制御装置に対して指令値として電圧上限値および電圧下限値を算出する。不感帯幅決定部２６は、無効電力調整型の電圧制御機器を制御する各ローカル電圧制御装置に対して指令値として上側不感帯幅および下側不感帯幅を算出する。

次に、電圧上下限値決定部２５および不感帯幅決定部２６は、各ローカル電圧制御装置へ指令値を指令する（ステップＳ１５）。具体的には、電圧上下限値決定部２５は、変圧器型の電圧制御機器を制御する各ローカル電圧制御装置に対して電圧上限値および電圧下限値を指令する。不感帯幅決定部２６は、無効電力調整型の電圧制御機器を制御する各ローカル電圧制御装置に対して上側不感帯幅および下側不感帯幅を指令する。

変圧器型の電圧制御機器を制御する各ローカル電圧制御装置は、集中電圧制御装置８からの電圧上下限値の指令に基づき、制御対象である各電圧制御機器の制御量の調整を行う。詳細には、各ローカル電圧制御装置は、電圧上下限値の間に電圧を維持するように、集中制御周期（１時間）よりも短周期のローカル制御周期で必要に応じて電圧制御機器の制御量を調整する。また、各ローカル電圧制御装置は、集中電圧制御装置８から集中制御周期で電圧上下限値の指令を受けるごとに、電圧上限値および電圧下限値を更新し設定する。

無効電力調整型の電圧制御機器を制御する各ローカル電圧制御装置は、自身が設定した制御目標値（例えば、時定数数十分程度の電圧一次遅れ）に上側不感帯幅を加えた電圧を制御範囲の上限とし、制御目標値から下側不感帯幅を減算した電圧を制御範囲の下限とし、制御対象である各電圧制御機器の電圧がこの制御範囲に収まるよう各電圧制御機器の制御量を制御する。このように、無効電力調整型の電圧制御機器が、配電線４−１のどこかで電圧上下限逸脱が起きようとする電圧変化を補償するように動作することにより、変圧器型の電圧制御機器が電圧上下限値に達するのを防ぐ。これにより無効電力ロスを最小限に抑える効果がある。

次に、図３のステップＳ１３の処理の詳細について説明する。図６は、図３のステップＳ１３の処理の詳細を説明するためのフローチャートであり、将来１時間の配電系統の最適電圧分布を計算するためのフローを表している。

まず、最適電圧分布決定部２４は、各電圧制御機器における制御限界（変圧器型の電圧制御機器の場合はタップ上下限）と電圧余裕に対する閾値とを設定する（ステップＳ２１）。電圧余裕に対する閾値は、上側電圧変動幅および下側電圧変動幅に基づいて決定する。

次に、最適電圧分布決定部２４は、各電圧制御機器の制御量を初期設定する（ステップＳ２２）。この際、最適電圧分布決定部２４は、変圧器型の電圧制御機器の場合はタップ位置を例えば１時間前の最適電圧分布計算時の算出値（ただし、前回算出値がない場合はニュートラル値）とする。無効電力調整型の電圧制御機器の場合は、無効電力出力を０とする。

次に、最適電圧分布決定部２４は、配電系統各点の負荷／発電量分布の予測に基づき、設定された各電圧制御機器の制御量（タップ位置）での潮流計算を行い、配電系統各点の電圧を算出する（ステップＳ２３）。このとき用いる配電系統各点の負荷／発電量分布は、平均負荷・平均発電量の分布である。

次に、最適電圧分布決定部２４は、潮流計算の結果に基づき配電系統の評価を行う（ステップＳ２４）。具体的には、最適電圧分布決定部２４は、配電系統の評価項目について設定された評価関数（目的関数）の値を評価することにより、配電系統の評価を行う。ここで、第一優先の評価項目は、配電系統各点での電圧の適正電圧範囲（適正電圧上限値および適正電圧下限値）からの違反（逸脱）量である。すなわち、最適電圧分布は、第一に、配電系統各点での電圧の適正電圧範囲からの違反（逸脱）量の総和が最小となるように決定される。

また、第二優先の評価項目は、例えば配電系統各点での電圧余裕（適正電圧上下限値までの余裕量）である。配電系統各点での電圧余裕が小さいと、僅かな電圧変動で適正電圧範囲から逸脱して頻繁に電圧制御機器が動作してしまう。従って、電圧余裕の総和が大きいほど高評価とする。最小値をとる場合に最適とする評価関数を使用する場合には、以下のように定義する電圧余裕減少量を用いて電圧余裕を評価する。電圧余裕減少量は、電圧余裕が十分に大きい場合にゼロになり、電圧余裕が小さくなるほど大きくなるように、以下のようにして計算する。
電圧余裕減少量＝閾値−電圧余裕 電圧余裕 ＜ 閾値 の場合
電圧余裕減少量＝０ 電圧余裕 ＞＝ 閾値 の場合
…（１）
閾値は、ステップＳ２１で設定した値であり、上側電圧変動幅および下側電圧変動幅そのものまたは上側電圧変動幅および下側電圧変動幅をさらに大きくした値である。上記の電圧余裕減少量の計算において、適正電圧の上限値までの電圧余裕に関しては閾値として上側電圧変動幅を用い、適正電圧の下限値までの電圧余裕に関しては閾値として下側電圧変動幅を用いる。
総和を求める対象は、変圧器（低圧系統への降圧用のものは除く）ごとに、その電圧制御責任範囲内の各点での適正電圧上限側と適正電圧下限側での最大値である。

電圧余裕＜閾値の場合で、電圧値が適正電圧範囲内である場合は、適正電圧範囲からの逸脱（電圧違反）とはならないものの、電圧余裕違反（短周期変動分の電圧余裕を確保できでいない）となるため、電圧余裕＞＝閾値であることが望ましい。

第三優先の評価項目は、電圧制御機器の制御量のその初期設定値からの変化量の総和とすることができる。ここで、電圧制御機器の制御量のその初期設定値からの変化量は、変圧器型の電圧制御機器の場合は、タップ位置の初期設定タップ位置からの差である。当該変化量の総和を小さくすることにより、電圧制御機器の動作回数の低減につながる。

さらに、第四優先の評価項目は、配電系統全体の送電ロス（有効電力ロス＋無効電力ロス）とすることができる。送電ロスが小さいほど高評価とする。なお、送電ロスは、有効電力ロスが大半を占め、電圧が高いほどロスが小さくなるが、その分、第二優先の配電系統各点での電圧余裕（上限値側）が小さくなるため、配電系統各点の電圧上下限にかなりの余裕がある場合に評価することの意味がある評価項目である。

評価関数は、第一優先の評価項目について設定してもよいが、第一優先〜第四優先のうち２つ以上の項目について設定することもできる。この場合、各々の評価関数に重みを付けて和をとったものを全体の評価関数とする。さらに、配電系統に応じて高次の優先項目についても評価関数に含めることができる。評価関数は、例えば最小値をとるときに最も最適化（高評価）されるように構成することができる。

例えば、第一優先〜第四優先の全評価項目に基づいて評価関数を設定する場合、以下の式（２）のように評価関数を定めることができる。Wp，W1，W2，W3は、重み付け係数である。
評価関数値
＝ 配電系統各点の電圧上下限違反量の総和 × Wp
＋ 変圧器ごとの電圧制御責任範囲内の各点の
上限側電圧余裕減少量の最大値 × W1
＋ 変圧器ごとの電圧制御責任範囲内の各点の
下限側電圧余裕減少量の最大値 × W1
＋ 前回指令時からの変圧器目標電圧変更量 × W2
＋ 送電ロス × W3 …（２）

次に、最適電圧分布決定部２４は、所定回数の探索を行ったか否かを判定し（ステップＳ２５）、所定回数の探索を行った場合には（ステップＳ２５ Ｙｅｓ）、処理を終了し、所定回数の探索を行っていない場合には（ステップＳ２５ Ｎｏ）、ステップＳ２６の処理に進む。

次に、ステップＳ２６では、最適電圧分布決定部２４は、各電圧制御機器の制御量を例えば１単位変更（タップを例えば１段上げる／下げる等）して配電系統各点の電圧算出（ステップＳ２３と同様）および配電系統の評価（ステップＳ２４と同様）を行い、これを全ての電圧制御機器について実施して評価結果を比較し、最も評価が改善するよう電圧制御機器の制御量を設定変更する（ステップＳ２６）。無効電力調整型の電圧制御機器については、無効電力出力＝０の条件で最適電圧分を求めるため、制御量は変更しない。最適化のアルゴリズムについては例えば特開２０１０−２５０５９９号公報等に開示されている方法を用いることができる。ステップＳ２６の実施後は、ステップＳ２５へ戻る。

以上のようにして、所定回数の探索の後、最適電圧分布決定部２４は、評価関数の値を最良にする最良解として、将来１時間の配電系統の最適電圧分布および各電圧制御機器の最適制御量を決定することができる。

次に、図３のステップＳ１４の処理の詳細について説明する。図７は、図３のステップＳ１４の処理の詳細を説明するための図である。図７の下側では、変電所からの配電線４−１の配電線長に対して最適電圧３０が示されている。最適電圧３０は、図３のステップＳ１３の処理で求められたものである。また、図７では、適正電圧範囲の上限値Ｖ＿ｍａｘと下限値Ｖ＿ｍｉｎが示されている。適正電圧範囲は、各負荷の設置点で高圧側の電圧が守るべき電圧範囲としてその設置点ごとに時間にも依存して予め決められたものであり、低圧側に電力を安定供給することが可能なように設定されている。なお、図７では、適正電圧範囲は例えば配電系統各点で同じとして記載しているが、一般には配電系統各点で異なっており、かつ、時間帯によって変化する。

図７の下側では、電圧制御機器１の二次側（負荷側）を起点（配電線長Ｌ０）とし、電圧制御機器５の一次側（電源側）までの配電線長をＬ１で、電圧制御機器５（ＳＶＲ）の二次側までの配電線長をＬ２で示している。

各電圧制御機器はそれぞれ電圧制御責任範囲を有している。電圧制御機器１の電圧制御責任範囲は、電圧制御機器１から下流側の電圧制御機器５までの範囲であり、同図では配電線長がＬ０からＬ１までの配電線４−１の範囲Ｒ１として示している。また、電圧制御機器５の電圧制御責任範囲は、電圧制御機器５から下流側の次の電圧制御機器（図示せず）までの範囲であり、同図では配電線長がＬ２からそれ以降の配電線４−１の範囲Ｒ２として示している。

電圧上下限値決定部２５は、ローカル電圧制御装置１１，１５にそれぞれ指令する制御目標電圧範囲の上下限である電圧上下限値を以下のようにして決定する。

まず、ローカル電圧制御装置１１の場合について説明する。電圧上下限値決定部２５は、ローカル電圧制御装置１１の電圧制御責任範囲である範囲Ｒ１内において、最適電圧３０と適正電圧の上限値Ｖ＿ｍａｘとの差分である電圧上限余裕量のうちから最小のものを選択する。図示例では、最小の電圧上限余裕量は配電線長がＬ０の点で与えられ、その値をｕｍ１＿ｍｉｎで表している。また、電圧上下限値決定部２５は、ローカル電圧制御装置１１の電圧制御責任範囲である範囲Ｒ１内において、最適電圧３０と適正電圧の下限値Ｖ＿ｍｉｎとの差分である電圧下限余裕量のうちから最小のものを選択する。図示例では、最小の電圧下限余裕量は配電線長がＬ１の点で与えられ、その値をｌｍ１＿ｍｉｎで表している。そして、電圧上下限値決定部２５は、電圧制御機器１の最適電圧３０の値に最小の電圧上限余裕量ｕｍ１＿ｍｉｎを加えたものを制御目標電圧範囲の電圧上限値とし、電圧制御機器１の最適電圧３０の値から最小の電圧上限余裕量ｌｍ１＿ｍｉｎを差し引いたものを制御目標電圧範囲の電圧下限値とする。ここで、電圧制御機器１の最適電圧３０の値とは、詳細には、電圧制御機器１の出力側（負荷側又は二次側）における最適電圧３０の値であり、図中Ｐ２で示した点における電圧値を表す。また、当該電圧上限値はｖ１＿ｍａｘで表され、当該電圧下限値はｖ１＿ｍｉｎで表されており、ローカル電圧制御装置１１の制御目標電圧範囲は点Ｐ３と点Ｐ１との間の範囲である。なお、図示例では、ｖ１＿ｍａｘ＝Ｖ＿ｍａｘとなる。

このように、ローカル電圧制御装置１１の制御目標電圧範囲は、電圧制御機器１の設置箇所近傍における電圧上下限余裕量のみならず、その電圧制御責任範囲である範囲Ｒ１内の各点における電圧上下限余裕量も考慮して決定されているので、ローカル電圧制御装置１１自体は制御目標電圧範囲内で電圧制御機器１をローカル制御するにもかかわらず、広域の範囲Ｒ１内で適正電圧の維持が可能となる。

次に、ローカル電圧制御装置１５の場合について説明する。電圧上下限値決定部２５は、ローカル電圧制御装置１５の電圧制御責任範囲である範囲Ｒ２内において、最適電圧３０と適正電圧の上限値Ｖ＿ｍａｘとの差の絶対値である電圧上限余裕量のうちから最小のものを選択する。図示例では、最小の電圧上限余裕量は配電線長がＬ４の点で与えられ、その値をｕｍ２＿ｍｉｎで表している。また、電圧上下限値決定部２５は、ローカル電圧制御装置１５の電圧制御責任範囲である範囲Ｒ２内において、最適電圧３０と適正電圧の下限値Ｖ＿ｍｉｎとの差の絶対値である電圧下限余裕量のうちから最小のものを選択する。図示例では、最小の電圧下限余裕量は配電線長がＬ３の点で与えられ、その値をｌｍ２＿ｍｉｎで表している。そして、電圧上下限値決定部２５は、電圧制御機器５の最適電圧３０の値に最小の電圧上限余裕量ｕｍ２＿ｍｉｎを加えたものを制御目標電圧範囲の電圧上限値とし、電圧制御機器１の最適電圧３０の値から最小の電圧上限余裕量ｌｍ２＿ｍｉｎを差し引いたものを制御目標電圧範囲の電圧下限値とする。ここで、電圧制御機器５の最適電圧３０の値とは、詳細には、電圧制御機器５の出力側（負荷側又は二次側）における最適電圧３０の値であり、図中Ｐ５で示した点における電圧値を表す。なお、電圧制御機器が無効電力補償型のものである場合は、電圧制御機器の最適電圧は、電圧制御機器の配電系統連系点における最適電圧である。図５では、当該電圧上限値はｖ２＿ｍａｘで表され、当該電圧下限値はｖ２＿ｍｉｎで表されており、ローカル電圧制御装置１５の制御目標電圧範囲は点Ｐ４と点Ｐ６との間の範囲である。

このように、ローカル電圧制御装置１５の制御目標電圧範囲は、電圧制御機器５の設置箇所近傍における電圧上下限余裕量のみならず、その電圧制御責任範囲である範囲Ｒ２内の各点における電圧上下限余裕量も考慮して決定されているので、ローカル電圧制御装置１５自体は制御目標電圧範囲内で電圧制御機器５をローカル制御するにもかかわらず、広域の範囲Ｒ２内で適正電圧の維持が可能となる。

次に、不感帯幅決定部２６による上側不感帯幅および下側不感帯幅の決定方法について説明する。不感帯幅決定部２６は、変圧器型の電圧制御機器の場合の電圧上下限値の決定と同様に、無効電力調整型の電圧制御機器を制御するローカル電圧制御装置について、当該ローカル電圧制御装置１５の電圧制御責任範囲内で電圧上下限余裕の最も厳しい値に基づいて上側不感帯幅および下側不感帯幅を決定する。ただし、無効電力調整型の電圧制御機器の動作の基準（制御目標値）が時間経過に伴い徐々に変化する。このため、制御目標値が変化しても電圧違反が生じないように、上側不感帯幅および下側不感帯幅は上記の電圧制御責任範囲内で電圧上下限余裕の最も厳しい値より小さく（例えば、電圧制御責任範囲内で電圧上下限余裕の最も厳しい値の５０％等）設定するおくことが望ましい。なお、上側不感帯幅および下側不感帯幅については、上記のような決定方法を用いずに、高圧系統の電圧（通常は６６００Ｖ）に対して１．５〜１％というように固定で定めてもよい。

図８は、無効電力調整型の電圧制御機器における電圧制御の一例を示す図である。電圧変化２００は、制御を行わない場合の無効電力調整型の電圧制御機器の電圧変化を示している。図８の制御目標値２０１は、無効電力調整型の電圧制御機器を制御するローカル電圧制御装置が無効電力調整型の電圧制御機器の電圧に基づいて生成した制御目標値である。この制御目標値としては、例えば、一定期間の無効電力調整型の電圧制御機器の電圧２００の平均値を用いることができる。上側上限値２０２は、制御目標値２０１に集中電圧制御装置８から指令された上側不感帯幅を加算した値であり、上側下限値２０３は、制御目標値２０１に集中電圧制御装置８から指令された下側不感帯幅を減算した値である。無効電力調整型の電圧制御機器を制御するローカル電圧制御装置は、無効電力調整型の電圧制御機器の電圧が上側下限値２０３と上側上限値２０２の制御範囲内にはいるように制御する。これにより、この制御範囲を逸脱する電圧変化（図８の例では、点線の丸で囲んだような電圧変化）が抑制される。

なお、本実施の形態では、負荷／発電量の予測、および、ローカル電圧制御装置への電圧上下限値の指令を例えば１時間ごとに実施するとしたが、これに限定されず、例えば数十分（例えば３０分）ないし数時間ごと、あるいはそれ以上の時間間隔で実施することも可能である。さらに、ローカル電圧制御装置への電圧上下限値、上側不感帯幅および下側不感帯幅の指令の送信は、電圧上下限値、上側不感帯幅および下側不感帯幅が大きく変化した場合のみ実施することも可能である。これにより、通信負荷が一層低減される。

また、通信障害等により集中電圧制御装置から集中制御周期で電圧上下限値指令が受信できないローカル電圧制御装置が発生する場合に備え、集中電圧制御装置からローカル電圧制御装置へ事前に電圧上下限値、上側不感帯幅および下側不感帯幅を多時間断面分（例えば、翌日１日分）送信し、ローカル電圧制御装置でこれを記憶しておくことも可能である。この場合、あるローカル電圧制御装置の通信異常時に、当該ローカル電圧制御装置はこの記憶された電圧上下限値に基づいて動作することができ、また、集中電圧制御装置では、当該ローカル電圧制御装置の動作を推定できる。なお、この場合は、図３のステップＳ１１の負荷／発電量の予測値を補正する処理は省略される。

なお、例えば夜間で太陽光発電が無く、配電系統要因での電圧変化が小さい場合、無効電力調整型の電圧制御機器による電圧補償能力に余裕が生じる。この余裕分を長周期の電圧変化の抑制に使用することとし、変圧器型の電圧制御機器と同様に、集中電圧制御装置８から無効電力調整型の電圧制御機器を制御するローカル電圧制御装置へ制御量を指令するようにしてよい。

図９は、無効電力調整型の電圧制御機器による電圧補償能力に余裕が生じる例を示す図である。図９の点線の電圧変化１０８，１０９は、図５で示した電圧変化１０８，１０９と同様であり、上昇または低下側の無効電力調整型の電圧制御機器５による最大の補償を示す。系統内電圧変化１１０は、上位系統の電圧変化は除いた系統内の要因による上昇側の電圧変化の最大値を示している。系統内電圧変化１１１は、上位系統の電圧変化は除いた系統内の要因による低下側の電圧変化の最大値を示している。すなわち、系統内電圧変化１１０は図５の電圧変化１０４から上位系統の最大電圧変化（上昇側）１０２を差し引いたものであり、系統内電圧変化１１１は図５の電圧変化１０５から上位系統の最大電圧変化（低下側）１０３を差し引いたものである。図９のように、系統内電圧変化１１０、１１１が、電力調整型の電圧制御機器による電圧補償能力の最大値より小さい場合、電圧補償能力に余裕が生じる。このような場合、図３のステップＳ１３では、無効電力出力＝０とする代わりに、無効電力を無効電力余裕分の範囲内という条件を設定して、電力調整型の電圧制御機器についても指令する制御量（無効電力）を求める。不感帯幅についても、集中電圧制御装置８は上記の例を同様に指令する。無効電力調整型の電圧制御機器を制御するローカル電圧制御装置は、自身で求めた制御目標値に集中電圧制御装置８から指令された無効電力に対応する電圧を加算し、この加算した値に対して上側不感帯幅、下側不感帯幅を設けた制御範囲内に電圧が収まるよう制御する。

電力調整型の電圧制御機器における電圧補償能力の余裕は、例えば、最小負荷・最大発電分布、無効電力調整型の電圧制御機器の無効電力出力＝０として負荷発電量分布を求めることにより系統内の上昇側の最大の電圧変化（図９の系統内電圧変化１１０）を求め、最大負荷・最小発電分布、無効電力調整型の電圧制御機器の無効電力出力＝０として負荷発電量分布を求めることにより系統内の低下側の最大の電圧変化（図９の系統内電圧変化１１１）を求める。そして、無効電力調整型の電圧制御機器における最大電圧補償能力（Ｑｍａｘ）と系統内の上昇側の最大の電圧変化に対応する無効電力量との差分により上側の電圧補償能力の余裕を求めることができる。同様に、無効電力調整型の電圧制御機器における最大電圧補償能力（Ｑｍａｘ）と系統内の低下側の最大の電圧変化に対応する無効電力量との差分により下側の電圧補償能力の余裕を求めることができる。この余裕が０以下の場合は、無効電力調整型の電圧制御機器の電圧補償能力の余裕を用いた長周期変動の抑制は行わない。無効電力調整型の電圧制御機器の電圧補償能力の余裕を用いた長周期変動の抑制を行う場合、最適電圧分布の算出においては、上記式（２）の評価関数の代わりに以下の式（３）を用いる。W4は重みを示す。
評価関数値
＝ 配電系統各点の電圧上下限違反量の総和 × Wp
＋ 変圧器ごとの電圧制御責任範囲内の各点の
上限側電圧余裕減少量の最大値 × W1
＋ 変圧器ごとの電圧制御責任範囲内の各点の
下限側電圧余裕減少量の最大値 × W1
＋ 前回指令時からの変圧器目標電圧変更量 × W2
＋ 送電ロス × W3
＋ 無効電力指令絶対値 × W4
…（３）

集中電圧制御装置８は、以上のような処理（電圧補償能力の余裕を算出して、この余裕を長周期の電圧変動の抑制にしようする処理）を、無効電力調整型の電圧制御機器に余裕が生じることが期待されるあらかじめ定められた時間帯（夜間）等に行うようにしてもよいし、電圧補償能力の余裕を常時算出して、余裕が生じた場合に余裕を長周期の電圧変動の抑制に使用する処理を行ってもよい。

このように、電力調整型の電圧制御機器の余力を、集中電圧制御装置８から指令された無効電力に基づいて長周期の変動の除去に用いるようにする場合、例えば、夜間のフェランチ（需要家の力率改善用コンデンサからの無効電力出力による電圧上昇）を変圧器型の電圧制御機器だけで補償できない場合などに、電圧違反を抑制することができる。

以上のように、本実施の形態では、電圧変動幅予測部２２が、電力調整型の電圧制御機器による短周期変動除去後の系統内の短周期電圧変動の電圧変動幅を予測し、電圧変動幅に基づいて適正電圧範囲までの電圧余裕の閾値を設定して、最適電圧分布を求めるようにした。このため、通信負荷を増大させることなく、配電系統の電圧変動にも追従して適正範囲に電圧を維持するとともに、コストを抑えて変圧器型の電圧制御機器のタップ変更回数を抑制することができる。

以上のように、本発明にかかる電圧監視制御装置および電圧監視制御方法は、配電系統の電圧を制御する配電系統の電圧を制御するシステムに有用である。

１，５，６ 電圧制御機器、２ 母線、３−１，３−２ 遮断器、４−１，４−２ 配電線、７ 通信ネットワーク、８ 集中電圧制御装置、１０ 電圧潮流計測装置、１１，１５，１６ ローカル電圧制御装置、２０ 制御部、２１ 負荷発電量予測部、２２ 電圧変動幅予測部、２３ 負荷発電量予測値補正部、２４ 最適電圧分布決定部、２５ 電圧上下限値決定部、２６ 不感帯幅決定部、２７ 送受信部、２８ 記憶部。

Claims (9)

1. 高圧系統の配電線に接続され当該配電線の電圧を制御する変圧器型の電圧制御機器、に接続され、第１の周期ごとに更新される電圧上限値および電圧下限値の範囲内に当該電圧制御機器が制御する電圧値が維持されるように前記第１の周期よりも短周期の第２の周期で当該電圧制御機器の制御量を調整する第１のローカル電圧制御装置と、配電線の電圧を制御する無効電力調整型の電圧制御機器、に接続され、前記第１の周期よりも短周期の第３の周期で当該電圧制御機器の制御量を調整する第２のローカル電圧制御装置と、に通信ネットワークを介してそれぞれ接続された電圧監視制御装置であって、
   配電系統の各点における純粋な負荷と発電量との差分を表す負荷発電量分布を、平均負荷量かつ平均発電量の条件と、最小負荷量かつ最大発電量の条件と、最大負荷量かつ最小発電量の条件とにおいてそれぞれ前記第１の周期で予測する負荷発電量予測部と、
   前記負荷発電量分布に基づいて、前記第１の周期内の前記電圧の電圧変動幅を予測する電圧変動幅予測部と、
   前記電圧変動幅予測部が予測した前記電圧変動幅に基づいて適正電圧範囲の上限までの余裕に対する第１の閾値と適正電圧範囲の下限までの余裕に対する第２の閾値とを決定し、前記上限までの余裕と前記第１の閾値との差と、前記下限までの余裕と前記第２の閾値との差とに基づいて、前記第１のローカル電圧制御装置に指令する制御目標値を決定する制御目標電圧決定部と、
   前記制御目標値に基づいて前記電圧上限値および電圧下限値を決定する電圧上下限値決定部と、
   前記通信ネットワークを介して前記電圧上限値および電圧下限値を、前記第１のローカル電圧制御装置へ送信する送受信部と、
   を備えた電圧監視制御装置。
2. 前記無効電力調整型の電圧制御機器の電圧の制御範囲の幅を示す不感帯幅を決定する不感帯幅決定部、
   をさらに備え、
   前記送受信部は、前記通信ネットワークを介して前記不感帯幅を前記無効電力調整型の電圧制御機器を制御する前記第２のローカル電圧制御装置へ送信することを特徴とする請求項１に記載の電圧監視制御装置。
3. 前記電圧変動幅予測部は、最小負荷量かつ最大発電量の条件における前記負荷発電量と平均負荷量かつ平均発電量の条件における前記負荷発電量との差分に基づいて、電圧上昇側の前記電圧変動幅である上側電圧変動幅を予測し、平均負荷量かつ平均発電量の条件における前記負荷発電量と最大負荷量かつ最小発電量の条件における前記負荷発電量との差分に基づいて、電圧低下側の前記電圧変動幅である下側電圧変動幅を予測することを特徴とする請求項１または２に記載の電圧監視制御装置。
4. 前記電圧変動幅予測部は、最小負荷量かつ最大発電量の条件における前記負荷発電量と平均負荷量かつ平均発電量の条件における前記負荷発電量との差分にあらかじめ定められた上位系統の電圧上昇側の最大電圧変化を加算した値を前記上側電圧変動幅として算出し、平均負荷量かつ平均発電量の条件における前記負荷発電量と最大負荷量かつ最小発電量の条件における前記負荷発電量との差分にあらかじめ定められた上位系統の電圧低下側の最大電圧変化を加算した値を前記下側電圧変動幅として算出することを特徴とする請求項３に記載の電圧監視制御装置。
5. 前記電圧変動幅予測部は、前記第１の周期の天候予測に基づいて、最大発電量、平均発電量および最小発電量を決定することを特徴とする請求項３または４に記載の電圧監視制御装置。
6. 前記電圧変動幅予測部は、系統内各点の電圧および潮流の測定結果に基づいて潮流計算を行うことにより実績負荷量を求めて記録し、過去の実績負荷量に基づいて最大負荷量、平均負荷量および最小負荷量を決定することを特徴とする請求項３、４または５に記載の電圧監視制御装置。
7. 前記負荷発電量予測部は、前記無効電力調整型の電圧制御機器における無効電力の出力を０として前記負荷発電量分布を予測することを特徴とする請求項１〜６のいずれか１つに記載の電圧監視制御装置。
8. 前記負荷発電量予測部は、前記無効電力調整型の電圧制御機器において出力可能な最大無効電力に対応する最大補償電圧と最小負荷量かつ最大発電量の条件における前記負荷発電量に基づく電圧との差に基づいて前記無効電力調整型の電圧制御機器における電圧上昇側および低下側の余裕量を算出し、
   前記制御目標電圧決定部は、前記第２のローカル電圧制御装置に指令する制御目標値として、前記無効電力調整型の電圧制御機器の無効電力の制御量が前記余裕量以下となるような無効電力を決定し、
   前記送受信部は、前記通信ネットワークを介して前記無効電力を、前記第２のローカル電圧制御装置へ送信することを特徴とする請求項１〜７のいずれか１つに記載の電圧監視制御装置。
9. 高圧系統の配電線に接続され当該配電線の電圧を制御する変圧器型の電圧制御機器、に接続され、第１の周期ごとに更新される電圧上限値および電圧下限値の範囲内に当該電圧制御機器が制御する電圧値が維持されるように前記第１の周期よりも短周期の第２の周期で当該電圧制御機器の制御量を調整する第１のローカル電圧制御装置と、配電線の電圧を制御する無効電力調整型の電圧制御機器、に接続され、前記第１の周期よりも短周期の第３の周期で当該電圧制御機器の制御量を調整する第２のローカル電圧制御装置と、に通信ネットワークを介してそれぞれ接続された電圧監視制御装置における電圧監視制御情報であって、
   配電系統の各点における純粋な負荷と発電量との差分を表す負荷発電量分布を、平均負荷量かつ平均発電量の条件と、最小負荷量かつ最大発電量の条件と、最大負荷量かつ最小発電量の条件とにおいてそれぞれ前記第１の周期で予測する負荷発電量予測ステップと、
   前記負荷発電量分布に基づいて、前記第１の周期内の前記電圧の電圧変動幅を予測する電圧変動幅予測ステップと、
   前記電圧変動幅予測部が予測した前記電圧変動幅に基づいて適正電圧範囲の上限までの余裕に対する第１の閾値と適正電圧範囲の下限までの余裕に対する第２の閾値とを決定し、前記上限までの余裕と前記第１の閾値との差と、前記下限までの余裕と前記第２の閾値との差とに基づいて、前記第１のローカル電圧制御装置に指令する制御目標値を決定する制御目標電圧決定ステップと、
   前記制御目標値に基づいて前記電圧上限値および電圧下限値を決定する電圧上下限値決定ステップと、
   前記通信ネットワークを介して前記電圧上限値および電圧下限値を、前記第１のローカル電圧制御装置へ送信する送信ステップと、
   を含むことを特徴とする電圧監視制御方法。

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