JP5452764B2 - 電圧制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、配電系統の目標点における電圧である目標点電圧を制御する電圧制御装置に関するものである。

現在、配電系統向けの電圧調整器としては、ＬＲＴ（Load Ratio control Transformer：負荷時タップ切替変圧器）やＳＶＲ（Step Voltage Regulator：ステップ式自動電圧調整器）が知られている。これらは、配電線と接続された一種の変圧器であり、タップ切替により変圧比を変更することにより、二次側（負荷側）における配電線の電圧を制御する。

この電圧調整器による典型的な制御方法としては、電圧調整器における自端通過電力（もしくは自端通過電流）と二次側電圧の計測値とに基づく演算により、適正なタップ位置（すなわち適正な変圧比）に制御するＬＤＣ（Line Drop Compensator：線路電圧降下補償）方式と、所定の時刻に所定のタップ位置に切り替えるスケジュール方式とがある。

例えば、上述のＳＶＲのＬＤＣ方式の一例について説明すると、図２１に示されるＳＶＲから二次側の末端方向に、仮想的に「負荷中心点」と呼ばれる電圧推定点が想定される。

この負荷中心点としては、ＳＶＲの電圧補償範囲内に設置されている各負荷装置の負荷容量Ｃ_i（ｉは負荷装置ごとに１から順に付される番号）［ｋＷ］と、ＳＶＲから各負荷装置までの距離ｌ_i［ｍ］とを次式（１）に代入し、それによって得られた距離ｌ_g［ｍ］だけＳＶＲから離れた点（負荷の重心点）が想定される。

そして、この負荷中心点における、複数の負荷装置をまとめた１つの仮想的な負荷装置の電圧Ｖ_Lが推定される。具体的には、ＳＶＲから負荷中心点までの距離ｌ_gと、配電線のインピーダンス情報（線路抵抗分ｒ［Ω／ｍ］、リアクタンス分ｘ［Ω／ｍ］）とに基づいて、ＳＶＲと負荷中心点との間のインピーダンスである線路抵抗Ｒ（＝ｒ×ｌ_g）［Ω］、及び、線路リアクタンスＸ（＝ｘ×ｌ_g）［Ω］が求められる。そして、ＳＶＲにおける、自端電圧Ｖ_S［ｋＶ］、自端通過電力（有効電力Ｐ［ｋＷ］，無効電力Ｑ［ｋＶａｒ］）と、上述の線路抵抗Ｒ及び線路リアクタンスＸとを次式（２）に代入することにより、負荷中心点電圧Ｖ_Lが推定される。なお、次式（２）において、ＳＶＲから負荷中心点までの線路抵抗Ｒ及び線路リアクタンスＸは、配電系統により定まる定数であり、いわゆる一種の「整定値（制御パラメータ）」として予め設定される。

この負荷中心点電圧Ｖ_Lは、一般的に電圧補償範囲の末端電圧にほぼ等しいので、この負荷中心点電圧を運用電圧の上下限内に収まるように制御することにより、末端電圧を運用電圧の上下限内に収めている。

さて、以上のような電圧調整器に関する技術は様々に提案されており、例えば、特許文献１では、急峻な負荷変化に対応することができるように、線路抵抗Ｒと線路リアクタンスＸ以外に、電圧偏差（目標電圧と推定電圧の差分）の積分量や不感帯、動作時間といったパラメータを整定値として採用している。また、特許文献２では、系統シミュレータ等を用いた解析によって配電系統の電圧分布を推定し、その結果を元に整定値を決定している。

特許第４００２１９０号公報 特開２０００−６９６６８号公報

現在、配電系統には、環境に対して配慮しつつ電力を確保する観点から、太陽光を受けて発電するＰＶ（Photovoltaic：太陽光発電装置）が接続されるようになってきている。しかしながら、このＰＶが配線系統に接続されると、ＰＶの発電電力に伴って配電線の電圧が上昇し、推定された末端電圧と、実際の末端電圧との間の電圧誤差が大きくなってしまうことがあった。以下このことについて説明する。

図２２は、関連電圧制御装置及びその周辺の動作を示す図である。図２２の上側には、関連電圧制御装置の電圧調整器であるＳＶＲ５が、配線系統において電力を消費する負荷装置６と、配線系統において太陽光を受けて発電するＰＶ（太陽光発電装置）７とに、配電線８を介して電気的に接続されている様子が示されている。図２２の下側には、ＳＶＲ５からの距離と、配電線８における電圧との関係が示されている。

なお、実際には、複数の負荷装置６が配電線８に接続されるが、図２２では便宜上、それと等価な１つの負荷装置６の接続が示されている。つまり、複数の負荷装置６を代表する１つの負荷装置６が、ＳＶＲ５から上式（１）で示される距離ｌ_gだけ離れた負荷中心点において配電線８に接続されている様子が示されている。

同様に、図２３に示されるように、実際には、複数のＰＶ７が配電線８に接続されるが、図２２では便宜上、それと等価な１つのＰＶ７の接続が示されている。つまり、複数のＰＶ７を代表する１つのＰＶ７が、ＳＶＲ５から次式（３）で示される距離ｌ_g2だけ離れた発電中心点において配電線８に接続されている様子が示されている。ただし、前提として、関連電圧制御装置の電圧補償範囲９内は、日射量が均一であるものとする。

なお、この（３）において、Ｃ_k（ｋはＰＶ７ごとに１から順に付される整数）は、ｋが付されたＰＶ７の定格出力［ｋＷ］を示し、ｌ_kは、ＳＶＲ５からｋが付されたＰＶ７までの距離［ｍ］を示す。この式（３）は、式（１）と同様の式であり、発電中心点は発電電力の重心点に相当している。

さて、この図２２に示されるように、ＰＶ７が、関連電圧制御装置の電圧補償範囲９内に設置されており、ＰＶ７による発電電力が負荷装置６で全て消費された場合、ＳＶＲ５の自端通過電力（有効電力Ｐ及び無効電力Ｑ）、あるいは自端通過電流Ｉは零となる。したがって、上式（２）を用いて電圧補償範囲９の末端電圧を推定すると、上式（２）の右辺第２項に相当する電圧降下分ΔＶＬは零と推定され、末端電圧は破線Ａに示される電圧と推定される。しかしながら、実際には、負荷装置６からＰＶ７への配電線では、ＰＶ７の発電電力に伴って電圧が上昇することから、末端電圧は実線Ｂに示される電圧となる。その結果、実際の末端電圧（実線Ｂ）と、推定された末端電圧（破線Ａ）との間の電圧誤差が大きくなってしまうことがあり、末端電圧を精度良く制御することができないという問題があった。

この問題に対し、特許文献１に記載された整定値を追加する技術や、特許文献２に記載された整定値を調整する技術では対応が困難であり、電圧調整器による電圧制御が精度良く行なうことができない可能性がある。しかも、上述のような問題は、今後、ＰＶをはじめとした分散型電源が普及するに従い、顕著になると考えられる。

そこで、発明者は、末端電圧における誤差が大きくなった原因を考察し、次の２点が原因ではないかと考えた。図２４は、その考察を説明するための図である。

まず１点目として、上述の方式では、電圧補償範囲９内の複数のＰＶ７の発電に関係し、ＳＶＲ５の自端通過電力Ｐ，Ｑに含まれる電力である自端通過発電電力ＰＧ，ＱＧが考慮されていないとともに、電圧補償範囲９内の複数の負荷装置６の負荷に関係し、ＳＶＲ５の自端通過電力Ｐ，Ｑに含まれる電力である自端通過負荷電力ＰＬ，ＱＬが考慮されていないことが原因ではないかと考えた（Ｐ，ＰＧ，ＰＬは有効電力、Ｑ，ＱＧ，ＱＬは無効電力）。つまり、ＰＶ７の発電に関係する自端通過発電電力ＰＧ，ＱＧと、負荷装置６の負荷に関係する自端通過負荷電力ＰＬ，ＱＬとが互いに相殺された結果、自端通過電力Ｐ，Ｑが零となるのであるから、このような自端通過電力Ｐ，Ｑに基づいて電圧降下分ΔＶＬを推定することが、誤差を生ずる原因ではないかと考えた。

次に２点目として、通常、負荷中心点及び発電中心点は互いに一致しないから、負荷装置６の負荷に起因する電圧降下分ΔＶＬとしては、破線Ｃに示されるように負荷中心点の電圧降下分ΔＶＬが採用されるべきであるとともに、ＰＶ７の発電に起因する電圧上昇分ΔＶＧとしては、破線Ｄに示されるように発電中心点の電圧上昇分ΔＶＧが採用されるべきである。

そこで、本発明は、上記を鑑みてなされたものであり、目標点電圧の推定精度を向上させることが可能な技術を提供することを目的とする。

本発明に係る電圧制御装置は、配電系統の目標点における電圧である目標点電圧を制御する電圧制御装置であって、前記配電系統において、複数の負荷装置と、太陽光を受けて発電する複数の太陽光発電装置とに電気的に接続された電圧調整器を備える。そして、前記電圧制御装置は、その自端電圧及び自端通過電力を計測する第１計測器と、前記電圧制御装置における日射量を計測する第２計測器と、前記第１計測器で計測された前記自端電圧及び前記自端通過電力と、前記第２計測器で計測された前記日射量とに基づいて、前記電圧調整器の電圧制御量を決定する演算処理部とを備える。前記演算処理部は、第１推定部と、第２推定部と、第３推定部と、第４推定部と、電圧制御決定部とを備える。前記第１推定部は、前記第２計測器で計測された前記日射量と、前記複数の太陽光発電装置の定格出力とに基づいて、前記複数の太陽光発電装置の発電に関係し、前記自端通過電力に含まれる電力である自端通過発電電力を推定する。前記第２推定部は、前記第１計測器で計測された前記自端通過電力と、第１推定部で推定された前記自端通過発電電力とに基づいて、前記複数の負荷装置の負荷に関係し、前記自端通過電力に含まれる電力である自端通過負荷電力を推定する。前記第３推定部は、前記第１計測器で計測された前記自端電圧と、前記第１推定部で推定された前記自端通過発電電力と、前記電圧制御装置と前記複数の太陽光発電装置の発電中心点との間の第１インピーダンスとに基づいて、前記電圧制御装置に対する前記発電中心点の電圧上昇分を推定する。前記第４推定部は、前記第１計測器で計測された前記自端電圧と、前記第２推定部で推定された前記自端通過負荷電力と、前記電圧制御装置と前記複数の負荷装置の負荷中心点との間の第２インピーダンスとに基づいて、前記電圧制御装置に対する前記負荷中心点の電圧降下分を推定する。前記電圧制御決定部は、前記第１計測器で計測された前記自端電圧と、前記第３推定部で推定された前記電圧上昇分と、前記第４推定部で推定された前記電圧降下分とに基づいて、前記目標点電圧を推定し、当該推定された目標点電圧に基づいて、前記電圧制御量を決定する。

本発明によれば、日射量を計測し、当該日射量に基づいて太陽光発電装置の発電電力を推定することにより、目標点電圧を、発電電力による電圧上昇分と、負荷電力による電圧降下分とに分離して推定することができる。その結果、目標点電圧の推定精度を向上させることができる。

実施の形態１に係る電圧制御装置の構成を示すブロック図である。 ＰＶ装置データの内容を示す図である。 整定値データの内容を示す図である。 電圧・電力データの内容を示す図である。 日射量データの内容を示す図である。 演算処理部の処理を示すフローチャートである。 ＰＶ発電電力推定部で行われる処理を示すフローチャートである。 電圧制御決定部で行われる処理を示すフローチャートである。 実施の形態２に係る電圧制御装置の構成を示すブロック図である。 演算処理部の処理を示すフローチャートである。 ＰＶ発電電力推定部で行われる処理を示すフローチャートである。 実施の形態３に係る電圧制御装置の構成を示すブロック図である。 演算処理部の処理を示すフローチャートである。 平均日射量推定部で行われる処理を示すフローチャートである。 平均日射量推定部で行われる処理を示す図である。 実施の形態４に係る電圧制御装置の構成を示すブロック図である。 演算処理部の処理を示すフローチャートである。 平均基準発電電力推定部で行われる処理を示すフローチャートである。 実施の形態５に係る電圧制御装置の構成を示すブロック図である。 演算処理部の処理を示すフローチャートである。 末端電圧を推定する処理を示す図である。 関連電圧制御装置及びその周辺の動作を示す図である。 実際のＰＶと配電線との接続を示す図である。 末端電圧における誤差の考察を示す図である。 実施の形態６に係る電圧制御装置の構成を示すブロック図である。 気温データの内容を示す図である。 風速データの内容を示す図である。 ＰＶ装置データの内容を示す図である。 ＰＶ発電電力推定部で行われる処理を示すフローチャートである。

＜実施の形態１＞
図１は、本発明の実施の形態１に係る電圧制御装置１とその周辺の構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態に係る電圧制御装置１において、図２２及び図２３を用いて説明した上述の関連電圧制御装置の構成要素と類似するものについては同じ符号を付すものとし、以下、関連電圧制御装置と大きく異なる部分を中心に説明する。この電圧制御装置１は、配電線８と接続されており、自身の位置における配電線８の電圧、つまり、電圧調整器５１の電圧を制御することにより、上述の電圧補償範囲９の末端電圧を制御する。

図１に示すように、電圧制御装置１は、電圧・電力計測器１１と、日射量計測器２１と、電圧制御データベース３１と、演算処理部４１と、電圧調整器５１とを備える。次に、この電圧制御装置１の各構成要素について説明する。

第１計測器である電圧・電力計測器１１は、電圧調整器５１よりも負荷側の配電線８に設けられたセンサーＰＴ，ＣＴと接続されており、センサーＰＴ，ＣＴの電圧及び電力を、自端電圧（自端二次側電圧Ｖ_S）及び自端通過電力（有効電力Ｐ及び無効電力Ｑ）として計測する。本実施の形態では、この電圧・電力計測器１１による計測は、周期的に行われる。電圧・電力計測器１１は、計測した自端二次側電圧Ｖ_S等を電圧制御データベース３１に出力する。

第２計測器である日射量計測器２１は、電圧制御装置１における日射量Ｓを周期的に計測し、計測した日射量Ｓを電圧制御データベース３１に出力する。なお、このような日射量計測器２１としては、例えば日射計が該当する。

データベースである電圧制御データベース３１は、演算パラメータ、及び、電圧・電力計測器１１及び日射量計測器２１により計測された計測データなど、電圧制御装置１が電圧制御を行うのに必要な情報が記憶されている。この電圧制御データベース３１は、電圧・電力計測器１１及び日射量計測器２１などの計測機器、及び、演算処理部４１のそれぞれからのデータ入力があった場合には、自身のデータベースを更新する。また、電圧制御データベース３１は、演算処理部４１からのデータ出力依頼があった場合には、自身から演算処理部４１にデータを出力する。

演算処理部４１は、電圧制御データベース３１に記憶された当該演算パラメータ及び計測データに基づいて演算処理を行うことにより、電圧調整器５１に用いられる電圧制御量を求める。つまり、演算処理部４１は、電圧・電力計測器１１で計測された自端二次側電圧Ｖ_S及び自端通過電力Ｐ，Ｑと、日射量計測器２１で計測された日射量Ｓとに基づいて、電圧調整器５１の電圧制御量を決定する。

電圧調整器５１は、配線系統において、電力を消費する上述の負荷装置６と、太陽光を受けて発電する上述のＰＶ（太陽光発電装置）７とに、配電線８を介して電気的に接続されている。この電圧調整器５１は、演算処理部４１が求めた電圧制御量に基づいて、自身の位置における配電線８の電圧制御を行うことにより、負荷側の末端点（目標点）における電圧である末端電圧（目標点電圧）を制御する。このような電圧調整器５１には、自端二次側電圧Ｖ_Sを調整可能な機器であればよく、例えば、ＬＲＴ，ＳＶＲの他、ＳＣ（Static Condenser：進相コンデンサ）、ＳｈＲ（Shunt Reactor：分路リアクトル）、ＳＶＣ（Static Var Compensator：静止型無効電力補償装置）、ＰＣＳ（Power Conditioning Subsystem：パワーコンディショナー）等でも構わない。

次に、電圧制御データベース３１についてより詳細に説明する。

電圧制御データベース３１には、電圧補償範囲９内に設置されているＰＶ７の装置情報（設置位置、定格出力、補正係数）を含むＰＶ装置データ３２と、演算処理部４１に用いられる演算パラメータを含む整定値データ３３と、電圧・電力計測器１１で計測された自端二次側電圧Ｖ_S及び自端通過電力Ｐ，Ｑを含む電圧・電力データ３４と、日射量計測器２１で計測された日射量Ｓを含む日射量データ３５とが記憶されている。

図２は、電圧制御データベース３１に記憶されるＰＶ装置データ３２を示す図である。図に示されるように、複数台（ここでは１００台）のＰＶ７に、１からＮ（ここではＮ＝１００）が順に付与されるＩＤごとに各データが記憶されている。ＰＶ装置データ３２は、複数のＰＶ７のそれぞれについての、定格出力Ｃ_k（ｋ＝１，２，…，Ｎ）［ｋＷ］と、電圧制御装置１からの距離ｌ_k［ｍ］とを含んでいるとともに、理想的な発電電力を実際の発電電力に補正するための補正係数αとを含んでいる。なお、電圧制御装置１からの距離ｌ_kは、上述の発電中心点の距離ｌ_g2を求めるために用いられる。したがって、もし、当該距離ｌ_g2が既知である場合には、各ＰＶ７の距離ｌ_kの代わりに、距離ｌ_g2がＰＶ装置データ３２に含まれていてもよい。

図３は、電圧制御データベース３１に記憶される整定値データ３３を示す図である。図に示されるように、整定値データ３３は、電圧調整器５１の制御により目標点電圧（ここでは末端電圧）を収めるべき範囲を規定する目標点電圧上限Ｖ_max［ｋＶ］及び目標点電圧下限Ｖ_min［ｋＶ］と、演算処理部４１の起動周期を示す電圧制御周期ｔｓ［ｍｓ］とを含んでいる。また、整定値データ３３は、電圧制御装置１と複数のＰＶ７の発電中心点との間の第１インピーダンスである発電中心点インピーダンス（抵抗分ＲＧ［Ω］、リアクタンス分ＸＧ［Ω］）と、電圧制御装置１と複数の負荷装置６の負荷中心点との間の第２インピーダンスである負荷中心点インピーダンス（抵抗分ＲＬ［Ω］、リアクタンス分ＸＬ［Ω］）とをさらに含んでいる。

次に、整定値データ３３に含まれる発電中心点インピーダンスの算出について説明する。なお、前提として、ここでは、この算出は電圧制御装置１によって行われるものとするとともに、電圧制御データベース３１において、配電線８のインピーダンス情報（抵抗分ｒ［Ω／ｍ］、リアクタンス分ｘ［Ω／ｍ］）が記憶されているものとする。

まず、電圧制御装置１は、ＰＶ装置データ３２に含まれる距離ｌ_k及び定格出力Ｃ_kを、上式（３）に代入することにより、発電中心点までの距離ｌ_g2［ｍ］を求める。そして、電圧制御装置１は、求めたｌ_g2と、上述のインピーダンス情報（ｒ、ｘ）とに基づいて、発電中心点インピーダンス（抵抗分ＲＧ（＝ｒ×ｌ_g2）、リアクタンス分ＸＧ（＝ｘ×ｌ_g2））を算出し、当該発電中心点インピーダンスＲＧ，ＸＧを整定値データ３３として電圧制御データベース３１に保存する。

なお、ここでは発電中心点インピーダンスＲＧ，ＸＧの算出が電圧制御装置１によって行われる場合について説明したが、使用者によって算出されてもよい。

負荷中心点インピーダンスＲＬ，ＸＬについても同様に算出される。なお、通常、電圧制御装置１と発電中心点との間の距離ｌ_g2と、電圧制御装置１と負荷中心点との間の距離ｌ_gとは互いに異なることから、ＲＧ≠ＲＬかつＸＧ≠ＸＬとなる。

図４は、電圧制御データベース３１に記憶される電圧・電力データ３４を示す図である。電圧・電力データ３４は、電圧・電力計測器１１で周期的に計測された自端二次側電圧Ｖ_S、自端通過電力（有効電力Ｐ，無効電力Ｑ）を、図４に示される計測電圧Ｖ_S［ｋＶ］、計測有効電力Ｐ［ｋＷ］及び計測無効電力Ｑ［ｋＶａｒ］として含んでいる。なお、この図では、電圧・電力計測器１１の計測周期が１００［ｍｓ］であり、保存対象期間が１０分間である場合が示されている。

図５は、電圧制御データベース３１に記憶される日射量データ３５を示す図である。日射量データ３５は、日射量計測器２１で周期的に計測された日射量Ｓを、図５に示される計測日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］として含んでいる。なお、この図では、日射量計測器２１の計測周期が１００［ｍｓ］であり、保存対象期間が１０分間である場合が示されている。つまり、本実施の形態では、電圧制御データベース３１は、日射量計測器２１が複数時点において計測した日射量Ｓを記憶している。

次に、図１に戻って、演算処理部４１について詳細に説明する。

演算処理部４１は、第１推定部であるＰＶ発電電力推定部４２と、第２推定部である負荷電力推定部４３と、第３推定部である発電中心点電圧上昇推定部４４と、第４推定部である負荷中心点電圧降下推定部４５と、電圧制御決定部４６とを備える。この演算処理部４１は、例えばＣＰＵなどから構成されており、当該ＣＰＵなどが電圧制御データベース３１などに記憶されている動作プログラムを実行することによって機能的に設けられる。

ＰＶ発電電力推定部４２は、日射量計測器２１で計測された日射量Ｓ（ここでは日射量データ３５に含まれる計測日射量Ｓ）と、複数のＰＶ７の定格出力Ｃ_k（ここではＰＶ装置データ３２に含まれる定格出力Ｃ_k）とに基づいて、考察で述べた自端通過発電電力ＰＧ，ＱＧを推定する。

負荷電力推定部４３は、電圧・電力計測器１１で計測された自端通過電力Ｐ，Ｑ（ここでは電圧・電力データ３４に含まれる計測有効電力Ｐ及び計測無効電力Ｑ）と、ＰＶ発電電力推定部４２で推定された自端通過発電電力ＰＧ，ＱＧとに基づいて、考察で述べた自端通過負荷電力ＰＬ，ＱＬを推定する。

発電中心点電圧上昇推定部４４は、電圧・電力計測器１１で計測された自端二次側電圧Ｖ_S（ここでは電圧・電力データ３４に含まれる計測電圧Ｖ_S）と、ＰＶ発電電力推定部４２で推定された自端通過発電電力ＰＧ，ＱＧと、整定値データ３３に含まれる発電中心点インピーダンスＲＧ，ＸＧとに基づいて、電圧制御装置１に対する発電中心点の電圧上昇分ΔＶＧを推定する。

負荷中心点電圧降下推定部４５は、電圧・電力計測器１１で計測された自端二次側電圧Ｖ_S（ここでは電圧・電力データ３４に含まれる計測電圧Ｖ_S）と、負荷電力推定部４３で推定された自端通過負荷電力ＰＬ，ＱＬと、整定値データ３３に含まれる負荷中心点インピーダンスＲＬ，ＸＬとに基づいて、電圧制御装置１に対する負荷中心点の電圧降下分ΔＶＬを推定する。

電圧制御決定部４６は、電圧・電力計測器１１で計測された自端二次側電圧Ｖ_S（ここでは電圧・電力データ３４に含まれる計測電圧Ｖ_S）と、発電中心点電圧上昇推定部４４で推定した電圧上昇分ΔＶＧと、負荷中心点電圧降下推定部４５で推定した電圧降下分ΔＶＬとに基づいて末端電圧Ｖ_GLを推定し、当該推定された末端電圧Ｖ_GLに基づいて、電圧調整器５１により用いられる電圧制御量ΔＶを決定する。

図６は、図１に示される電圧制御装置１内の「演算処理部４１」の処理を示すフローチャートである。以下、この図６等を用いて、演算処理部４１の処理について説明する。なお前提として、演算処理部４１は、整定値データ３３に含まれる電圧制御周期ｔｓに従って起動するものとする。

まず、ステップＳ１にて、演算処理部４１は、電圧制御データベース３１から、ステップＳ１以降の処理に必要な演算パラメータと計測データとを取得する。

ステップＳ２にて、ＰＶ発電電力推定部４２は、日射量データ３５に含まれる計測日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］と、ＰＶ装置データ３２に含まれる定格出力Ｃ_k［ｋＷ］等とに基づいて、上述の自端通過発電電力ＰＧ［ｋＷ］，ＱＧ［ｋＶａｒ］を推定する。

図７は、ＰＶ発電電力推定部４２により行われるステップＳ２の処理を詳細に示すフローチャートの一例である。

まず、ステップＳ１１にて、ＰＶ発電電力推定部４２は、電圧制御データベース３１（ＰＶ装置データ３２）から、各ＰＶ７の補正係数α［％］及び定格出力Ｃ_k［ｋＷ］を取得する。

ステップＳ１２にて、ＰＶ発電電力推定部４２は、ステップＳ１で取得された直近の計測日射量Ｓと、ステップＳ１１で取得した補正係数α及び定格出力Ｃ_kとに基づいて、自端通過発電電力の有効電力ＰＧを算出する。

以下、このＰＶ発電電力推定部４２における当該算出について詳細に説明する。ＰＶ７の定格出力Ｃ_kは、JIS C8918により、ＡＭ（Air Mass：空気透過量）＝１．５、日射量＝１［ｋＷ／ｍ²］、太陽電池モジュール温度＝２５［℃］の条件下における、ＰＶ７の発電電力とすると規定されている。したがって、ＡＭと太陽電池モジュール温度とを無視すると、そのＰＶ７が受けた日射量がＳ［ｋＷ／ｍ²］である場合、そのＰＶ７の理想発電電力［ｋＷ］は次式（４）となる。

しかし、ＰＶ７の実発電電力［ｋＷ］は、この理想発電電力［ｋＷ］よりは少なくなり、次式（５）となる。

ここで、補正係数α［％］は、１以下の数値であり、太陽電池モジュール温度、ＡＭ値、及び、直流電力から交流電力への変換による損失などの諸要素により決定される値である。例えば、結晶系太陽電池による発電の場合は、実発電電力と理想発電電力との比は、概ね０．８程度と言われている。本実施の形態ではこの０．８を補正係数αに採用している。なお、例えば、電圧補償範囲９内にあるいずれか一つのＰＶ７をモニタリングし、当該一つのＰＶ７の定格出力Ｃ_k［ｋＷ］及び日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］の実測値と、それらと同時に実測して得られる発電有効電力Ｐｇ_k［ｋＷ］とを次式（６）に代入して得られる数値を、補正係数αに採用してもよい。

また、補正係数αは、例えば、結晶系太陽電池では、モジュール温度の影響を強く受ける。したがって、モジュール温度と強い相関のある気温による補正項を加えたり、季節ごとに変更したりしてもよい。

さて、本実施の形態では、ＰＶ７の台数をＮとするとともに、説明を簡単にするため、補正係数αは電圧補償範囲９内の全てのＰＶ７で一律であるとし、各ＰＶ７の計測日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］は互いに同一であるものとする。この場合に、ＰＶ発電電力推定部４２は、ステップＳ１で取得された直近の計測日射量Ｓと、ステップＳ１１で取得した補正係数α及び定格出力Ｃ_kとを次式（７）に代入し、その式に表われている有効電力ＰＧ［ｋＷ］を、考察で述べた自端通過発電電力の有効電力ＰＧとして求める。なお、この式（７）では、分母の項（日射量＝１［ｋＷ／ｍ²］）は省略している。

それから、ステップＳ１３にて、ＰＶ発電電力推定部４２は、ステップＳ１２で求めた自端通過発電電力の有効電力ＰＧと、予め定められた力率ｃｏｓθとに基づいて、自端通過発電電力の無効電力ＱＧを算出する。本実施の形態では、説明を簡単にするため、各ＰＶ７の力率ｃｏｓθは互いに同一であるものとする。この場合に、ＰＶ発電電力推定部４２は、次式（８），（９）で表される無効電力ＱＧ［ｋＶａｒ］を、考察で述べた自端通過発電電力の無効電力ＱＧとして求める。

以上により、図７に示されるステップＳ１１〜Ｓ１３の処理、つまり、図６に示されるステップＳ２の処理が終了する。

このステップＳ２の後、ステップＳ３にて、負荷電力推定部４３は、電圧・電力データ３４に含まれる計測有効電力Ｐ［ｋＷ］及び計測無効電力Ｑ［ｋＶａｒ］と、ＰＶ発電電力推定部４２で求めた自端通過発電電力ＰＧ［ｋＷ］，ＱＧ［ｋＶａｒ］とを、次式（１０），（１１）に代入することにより、上述の自端通過負荷電力ＰＬ［ｋＷ］，ＱＬ［ｋＶａｒ］を求める。

続いて、ステップＳ４にて、発電中心点電圧上昇推定部４４は、電圧・電力データ３４に含まれる計測電圧Ｖ_S［ｋＶ］と、ＰＶ発電電力推定部４２で求めた自端通過発電電力ＰＧ［ｋＷ］，ＱＧ［ｋＶａｒ］と、整定値データ３３に含まれる発電中心点インピーダンスＲＧ［Ω］，ＸＧ［Ω］とを、次式（１２）に代入することにより、上述の電圧上昇分ΔＶＧ［ｋＶ］を求める。

ステップＳ５にて、同様に、負荷中心点電圧降下推定部４５は、電圧・電力データ３４に含まれる計測電圧Ｖ_S［ｋＶ］と、負荷電力推定部４３で求めた自端通過負荷電力ＰＬ［ｋＷ］，ＱＬ［ｋＶａｒ］と、整定値データ３３に含まれる負荷中心点インピーダンスＲＬ［Ω］，ＸＬ［Ω］とを、次式（１３）に代入することにより、上述の電圧降下分ΔＶＬ［ｋＶ］を求める。

ステップＳ６にて、電圧制御決定部４６は、電圧・電力データ３４に含まれる計測電圧Ｖ_S［ｋＶ］と、発電中心点電圧上昇推定部４４で求めた電圧上昇分ΔＶＧ［ｋＶ］と、負荷中心点電圧降下推定部４５で求めた電圧降下分ΔＶＬ［ｋＶ］とに基づいて、上述の末端電圧（目標点電圧）Ｖ_GL［ｋＶ］を求める。そして、ステップＳ７にて、電圧制御決定部４６は、ステップＳ６で求めた末端電圧Ｖ_GL［ｋＶ］に基づいて、電圧調整器５１により用いられる電圧制御量ΔＶ［ｋＶ］を決定し、当該電圧制御量ΔＶを電圧調整器５１に送信する。

図８は、電圧制御決定部４６により行われるステップＳ６及びＳ７の処理を詳細に示すフローチャートの一例である。ステップＳ２１は当該ステップＳ６に対応し、ステップＳ２２〜Ｓ２７は当該ステップＳ７に対応する。

まず、ステップＳ２１にて、電圧制御決定部４６は、上述の計測電圧Ｖ_S［ｋＶ］と、電圧上昇分ΔＶＧ［ｋＶ］と、電圧降下分ΔＶＬ［ｋＶ］とを、次式（１４）に代入することにより、末端電圧（目標点電圧）Ｖ_GL［ｋＶ］を求める。

それから、ステップＳ２２にて、電圧制御決定部４６は、ステップＳ２１で求めた末端電圧Ｖ_GL［ｋＶ］が、整定値データ３３に含まれる目標点電圧下限Ｖ_min［ｋＶ］よりも小さいかを判定する。小さい（Ｖ_GLが下限Ｖ_minを逸脱している）と判定された場合にはステップＳ２３に進み、そうでないと判定された場合にはステップＳ２４に進む。

ステップＳ２３にて、電圧制御決定部４６は、ステップＳ２１で求めた末端電圧Ｖ_GL［ｋＶ］と、目標点電圧下限Ｖ_min［ｋＶ］とを次式（１５）に代入することにより、電圧制御量ΔＶ［ｋＶ］を決定する。

ステップＳ２４にて、電圧制御決定部４６は、ステップＳ２１で求めた末端電圧Ｖ_GL［ｋＶ］が、整定値データ３３に含まれる目標点電圧上限Ｖ_max［ｋＶ］よりも大きいかを判定する。大きい（Ｖ_GLが上限Ｖ_maxを逸脱している）と判定された場合にはステップＳ２５に進み、そうでない（Ｖ_GLが上下限内に収まっている）と判定された場合にはステップＳ２６に進む。

ステップＳ２５にて、電圧制御決定部４６は、ステップＳ２１で求めた末端電圧Ｖ_GL［ｋＶ］と、目標点電圧上限Ｖ_max［ｋＶ］とを次式（１６）に代入することにより、電圧制御量ΔＶ［ｋＶ］を決定する。

ステップＳ２６にて、電圧制御決定部４６は、次式（１７）により、電圧制御量ΔＶ［ｋＶ］を決定する。つまり、この場合には、電圧調整器５１における電圧が変更されることなく維持されることになる。

ステップＳ２３，Ｓ２５，Ｓ２６の後、ステップＳ２７にて、電圧制御決定部４６は、決定した電圧制御量ΔＶを電圧調整器５１に送信する。

以上により、図８に示される電圧制御決定部４６の処理が終了し、図６に示される演算処理部４１の処理が終了する。

その後、電圧調整器５１は、演算処理部４１（電圧制御決定部４６）から送信された電圧制御量ΔＶ［ｋＶ］に基づいて、自身の位置における配電線８の電圧制御を行う。例えば、電圧調整器５１がＳＶＲであれば、その電圧制御の動作として、ΔＶ分のタップの上げ下げ動作が行われる。電圧調整器５１がＳＶＣであれば、その電圧制御の動作として、電圧制御装置１から制御目標点までの線路リアクタンス分をＸとした場合に次式（１８）に示される無効電力量の投入（消費）などが行われる。

なお、電圧制御周期は電圧調整器５１に依存するが、演算処理部４１からの電圧制御量ΔＶの更新がない場合には、電圧調整器５１は、現在の自端二次側電圧Ｖ_Sを維持するものとする。

以上のような本実施の形態に係る電圧制御装置１によれば、日射量を計測し、当該日射量に基づいてＰＶ７の発電電力を推定することにより、末端電圧（目標点電圧）を、発電電力による電圧上昇分ΔＶＧと、負荷電力による電圧降下分ΔＶＬとに分離して推定することができる。その結果、末端電圧の推定精度を向上させることができる。しかも、電圧調整器５１の種類によらずに、その効果が期待できる。また、末端電圧の推定精度を向上させることにより、適切な電圧供給が可能となるのでエネルギーの消費量を削減することも期待できる。

＜実施の形態２＞
実施の形態１に係る電圧制御装置１では、日射量計測器２１により日射量を計測して、自端通過発電電力ＰＧ，ＱＧを推定していたが、本発明の実施の形態２に係る電圧制御装置１では、日射量の代わりに発電電力を計測し、自端通過発電電力ＰＧ，ＱＧを推定する。

図９は、本実施の形態に係る電圧制御装置１とその周辺の構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態に係る電圧制御装置１において、実施の形態１に係る電圧制御装置１の構成要素と類似するものについては同じ符号を付すものとし、以下、実施の形態１と大きく異なる部分を中心に説明する。

図９に示されるように、本実施の形態に係る電圧制御装置１は、電圧制御装置１において照射される太陽光に基づいて電力を発生するとともに、当該電力を計測する電力発生計測装置である装置用ＰＶ６１を、上述の日射量計測器２１の代わりに備えている。そして、電圧制御データベース３１は、上述の日射量データ３５の代わりに、装置用ＰＶ６１で計測された電力（以下「基準発電電力Ｐｇ_base」と呼ぶ）を、基準発電電力データ３６として記憶する。また、電圧制御データベース３１は、装置用ＰＶ６１の装置情報も、ＰＶ７と同様にＰＶ装置データ３２として保存しているものとする。つまり、本実施の形態に係る電圧制御データベース３１は、装置用ＰＶ６１が複数時点において計測した基準発電電力Ｐｇ_baseを記憶しているものとする。

図１０は、本実施の形態に係る電圧制御装置１内の「演算処理部４１」の処理を示すフローチャートである。この処理は、図６に示した処理においてステップＳ２をステップＳ２Ａに変更したものとなっている。このステップＳ２Ａにて、本実施の形態に係る演算処理部４１は、日射量計測器２１で計測された日射量Ｓに代えて、装置用ＰＶ６１で計測された基準発電電力Ｐｇ_base（ここでは基準発電電力データ３６に含まれる基準発電電力Ｐｇ_base）を用いる。

具体的には、このステップＳ２Ａにて、演算処理部４１（ＰＶ発電電力推定部４２）は、基準発電電力データ３６に含まれる基準発電電力Ｐｇ_baseと、ＰＶ装置データ３２に含まれる定格出力Ｃ_k［ｋＷ］等とに基づいて、自端通過発電電力ＰＧ［ｋＷ］，ＱＧ［ｋＶａｒ］を推定する。

図１１は、ＰＶ発電電力推定部４２により行われるステップＳ２Ａの処理を詳細に示すフローチャートの一例である。

まず、ＰＶ発電電力推定部４２は、上述のステップＳ１１と同様に、電圧制御データベース３１（ＰＶ装置データ３２）から、各ＰＶ７の補正係数α［％］及び定格出力Ｃ_k［ｋＷ］を取得する。本実施の形態に係るＰＶ発電電力推定部４２は、それとともに、装置用ＰＶ６１の補正係数α_base［％］及び定格出力Ｃ_base［ｋＷ］を取得する。

ステップＳ１２Ａにて、ＰＶ発電電力推定部４２は、本実施の形態に係るステップＳ１で取得される基準発電電力Ｐｇ_baseと、ステップＳ１１で取得した補正係数α及び定格出力Ｃ_k等とを次式（１９）に代入し、その式に表われている有効電力ＰＧ［ｋＷ］を、自端通過発電電力の有効電力ＰＧとして求める。

それから、ＰＶ発電電力推定部４２は、上述のステップＳ１３と同様の処理を行うことにより、自端通過発電電力の無効電力ＱＧを求める。演算処理部４１の残りの処理については、実施の形態１と同様である。

以上のような本実施の形態に係る電圧制御装置１によれば、日射量Ｓと発電電力の関係を定式化しなくても、実施の形態１と同様の効果を得ることができる。

＜実施の形態３＞
上述の実施の形態では、例えば、電圧制御装置１の近傍にのみ雲がたまたまかかっている場合、電圧制御装置１（日射量計測器１２）における日射量が突発的に変化し、電圧補償範囲９内でのＰＶ７の日射量と異なる可能性がある。この場合には、日射量計測器１２によっては、発電中心点の電圧上昇分ΔＶＧを精度よく推定することができず、末端電圧の推定精度が多少低下することがある。そこで、本発明の実施の形態３では、このような場合であっても、末端電圧の推定精度を向上させることが可能な電圧制御装置１について説明する。

図１２は、本実施の形態に係る電圧制御装置１とその周辺の構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態に係る電圧制御装置１において、実施の形態１に係る電圧制御装置１の構成要素と類似するものについては同じ符号を付すものとし、以下、実施の形態１と大きく異なる部分を中心に説明する。

図１２に示されるように、本実施の形態に係る演算処理部４１には、平均日射量推定部６２が追加されている。この平均日射量推定部６２は、電圧制御データベース３１に記憶された日射量データ３５のうちの所定期間の計測日射量を統計処理することにより（平均することにより）、平均日射量を推定する。

図１３は、本実施の形態に係る電圧制御装置１内の「演算処理部４１」の処理を示すフローチャートである。この処理では、図６に示した処理においてステップＳ２をステップＳ２Ｂ１，Ｓ２Ｂ２に変更したものとなっている。このステップＳ２Ｂ１，Ｓ２Ｂ２にて、本実施の形態に係る演算処理部４１は、日射量計測器２１で計測された日射量Ｓに代えて、平均日射量推定部６２で推定された平均日射量を用いることが可能となっている。

具体的には、ステップＳ２Ｂ１にて、演算処理部４１（平均日射量推定部６２）は、電圧制御データベース３１に記憶された所定期間の計測日射量Ｓを平均することによって、平均日射量を推定する。そして、ステップＳ２Ｂ２にて、演算処理部４１（ＰＶ発電電力推定部４２）は、平均日射量推定部６２で推定された平均日射量と、ＰＶ装置データ３２に含まれる定格出力Ｃ_k［ｋＷ］等とに基づいて、自端通過発電電力ＰＧ［ｋＷ］，ＱＧ［ｋＶａｒ］を推定する。

図１４は、平均日射量推定部６２により行われるステップＳ２Ｂ１の処理を詳細に示すフローチャートの一例である。

まず、ステップＳ３１にて、平均日射量推定部６２は、電圧制御データベース３１に記憶された日射量データ３５から、過去の期間（例えば現在の時刻と、そこから１分間遡った時刻との間の期間）の計測日射量Ｓを取得する。

ステップＳ３２にて、平均日射量推定部６２は、取得した計測日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］に基づいて、各時刻断面の日射量の変化量を示す日射変化量ΔＳｉを算出する。そして、平均日射量推定部６２は、上述の過去の期間の日射変化量ΔＳｉの平均である日射変化量平均ΔＳａｖｒと、標準偏差である日射変化量標準偏差ΔＳσを求める。

ステップＳ３３にて、平均日射量推定部６２は、日射変化量平均ΔＳａｖｒを図１５に示される目標日射変化量とし、ΔＳａｖｒ−ΔＳσ以上かつΔＳａｖｒ＋ΔＳσ以下の範囲を同図１５に示される不感帯として設定する。そして、平均日射量推定部６２は、日射量計測器２１が直近に計測した計測日射量Ｓ（ｔ）と、その１つ前に計測した計測日射量Ｓ（ｔ−１）との変化量を示す直近日射変化量ΔＳ_nowを算出する。

ステップＳ３４にて、平均日射量推定部６２は、直近日射変化量ΔＳ_nowが不感帯の下限（ΔＳａｖｒ−ΔＳσ）よりも小さいかを判定する。小さい（ΔＳ_nowが不感帯を逸脱している）と判定された場合にはステップＳ３６に進み、そうでないと判定された場合にはステップＳ３５に進む。

ステップＳ３５にて、平均日射量推定部６２は、直近日射変化量ΔＳ_nowが不感帯の上限（ΔＳａｖｒ＋ΔＳσ）よりも大きいかを判定する。大きい（ΔＳ_nowが不感帯を逸脱している）と判定された場合にはステップＳ３６に進み、そうでないと判定された場合にはステップＳ３７に進む。

ΔＳ_nowが不感帯を逸脱する程度に直近の日射量Ｓの変化が急峻であった場合に行われるステップＳ３６において、平均日射量推定部６２は、上述の過去の期間の計測日射量Ｓの平均値Ｓａｖｒを平均日射量として採用する。一方、直近の日射量Ｓの変化が緩慢であった場合に行われるステップＳ３７において、平均日射量推定部６２は、直近の計測日射量Ｓを平均日射量として採用する。

以上、平均日射量推定部６２が平均日射量を推定する処理の一例について説明したが、以下の別処理を行ってもよい。例えば、直近日射変化量ΔＳ_nowが不感帯を逸脱するときには、平均日射量推定部６２は、ΔＳａｖｒ，ΔＳσの値を固定し、図１５の斜線部分に示されるように、不感帯の逸脱量についての時間に関する積分量である日射変化量積分量ΔＳｐ［ｍｓ・ｋＷ／ｍ²］を算出する。そして、日射変化量積分量ΔＳｐが設定閾値を超えた場合には、平均日射量推定部６２は、上述の過去の期間の計測日射量Ｓの平均値Ｓａｖｒを平均日射量として採用する。一方、日射変化量積分量ΔＳｐが当該設定閾値以下である場合には、平均日射量推定部６２は、直近の計測日射量Ｓを平均日射量として採用する。そして、直近日射変化量ΔＳ_nowが不感帯範囲内に戻った場合には、次の時刻からΔＳａｖｒ，ΔＳσを再度算出する。

なお、この処理における上述の設定閾値は、整定値データ３３として記憶されているものとする。次に、この設定閾値の決定方法の一例について説明する。

例えば、電圧制御装置１の近傍にかかっている雲の大きさを幅１００［ｍ］、風速１０［ｍ／ｓ］（平均的な風速）を想定した場合、電圧制御装置１の近傍を通過する時間は経験的に１０［ｓ］であると推定できる。よって、ΔＳσ×１００００［ｍｓ・ｋＷ／ｍ²］を設定閾値と決定する。なお、ここで説明した設定閾値の決定方法は一例であって、それ以外の決定方法を採用してもよい。

平均日射量推定部６２が平均日射量を推定する他の処理として、以下の処理を行ってもよい。例えば、直近日射変化量ΔＳ_nowが不感帯を逸脱するときには、上述と同様に推定される雲の通過時間１０［ｓ］（＝１００００［ｍｓ］）を動作時間ｔｍ［ｍｓ］として整定値データ３３に設定する。ただし、既に動作時間ｔｍ＞０の場合は値を変更しない。動作時間ｔｍ＞０の間は、ｔｍから日射量計測周期の差分を取り、上述の過去の期間の計測日射量Ｓの平均値を平均日射量として採用し、一方、動作時間ｔｍ≦０となった時点で、次の時刻からΔＳａｖｒ，ΔＳσを再度算出する。

また、平均日射量推定部６２が平均日射量を推定する簡易的な他の処理として、常に過去の期間に計測した日射量の平均値を平均日射量として採用することも考えられる。

以上、ステップＳ２Ｂ１における平均日射量推定部６２が平均日射量を推定する処理について説明した。この後、ステップＳ２Ｂ２にて、ＰＶ発電電力推定部４２は、ステップＳ２Ｂ１で推定した平均日射量と、ＰＶ装置データ３２に含まれる定格出力Ｃ_k［ｋＷ］等とに基づいて、自端通過発電電力ＰＧ［ｋＷ］，ＱＧ［ｋＶａｒ］を推定する。演算処理部４１の残りの処理については、実施の形態１と同様である。

以上のような本実施の形態に係る電圧制御装置１によれば、計測日射量Ｓの突発的な変化を抑制して得られる平均日射量に基づいて、ＰＶ７の発電電力を推定する。したがって、電圧制御装置１の近傍に雲がたまたまかかっている場合などによる局所的変化が、計測日射量Ｓに影響するのを抑制することができることから、発電電力推定を安定させることができる。

＜実施の形態４＞
実施の形態３では、計測日射量Ｓの突発的な変化を抑制して、ＰＶ７の発電電力を推定した。本実施の形態では、実施の形態２に係る基準発電電力Ｐｇ_baseの突発的な変化を抑制して、ＰＶ７の発電電力を推定する。

図１６は、本実施の形態に係る電圧制御装置１とその周辺の構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態に係る電圧制御装置１において、実施の形態２に係る電圧制御装置１の構成要素と類似するものについては同じ符号を付すものとし、以下、実施の形態２と大きく異なる部分を中心に説明する。

図１６に示されるように、本実施の形態に係る演算処理部４１には、平均電力推定部である平均基準発電電力推定部６３が追加されている。この平均基準発電電力推定部６３は、電圧制御データベース３１に記憶された基準発電電力データ３６のうちの所定期間の基準発電電力Ｐｇ_baseを統計処理することにより（平均することにより）、平均基準発電電力を推定する。

図１７は、本実施の形態に係る電圧制御装置１内の「演算処理部４１」の処理を示すフローチャートである。この処理では、図６に示した処理においてステップＳ２をステップＳ２Ｃ１，Ｓ２Ｃ２に変更したものとなっている。このステップＳ２Ｃ１，Ｓ２Ｃ２にて、本実施の形態に係る演算処理部４１は、日射量計測器２１で計測された日射量Ｓに代えて、平均基準発電電力推定部６３で推定された平均基準発電電力を用いることが可能となっている。

具体的には、ステップＳ２Ｃ１にて、演算処理部４１（平均基準発電電力推定部６３）は、電圧制御データベース３１に記憶された所定期間の基準発電電力Ｐｇ_baseを平均することによって、平均基準発電電力を推定する。そして、ステップＳ２Ｃ２にて、演算処理部４１（ＰＶ発電電力推定部４２）は、平均基準発電電力推定部６３で推定された平均基準発電電力と、ＰＶ装置データ３２に含まれる定格出力Ｃ_k［ｋＷ］等とに基づいて、自端通過発電電力ＰＧ［ｋＷ］，ＱＧ［ｋＶａｒ］を推定する。

図１８は、平均基準発電電力推定部６３により行われるステップＳ２Ｃ１の処理を詳細に示すフローチャートの一例である。このステップＳ４１〜Ｓ４７の処理は、図１４に示したステップＳ３１〜Ｓ３７の処理と同様である。具体的には、平均基準発電電力推定部６３を平均日射量推定部６２に、基準発電電力データ３６を日射量データ３５に、基準発電電力Ｐｇ_base及びその平均値Ｐｇ_baseａｖｒを計測日射量Ｓ及びその平均値Ｓａｖｒにそれぞれ対応させている。また、基準発電電力変化量ΔＰｇ_baseｉを日射変化量ΔＳｉに、基準発電電力変化量平均ΔＰｇ_baseａｖｒを日射変化量平均ΔＳａｖｒに、基準発電電力変化量標準偏差ΔＰｇ_baseσを日射変化量標準偏差ΔＳσに、直近基準発電電力変化量ΔＰｇ_basenowを直近日射変化量ΔＳ_nowに対応させている。

以上のような本実施の形態に係る電圧制御装置１によれば、基準発電電力Ｐｇ_baseの突発的な変化を抑制して得られる平均基準発電電力に基づいて、ＰＶ７の発電電力を推定する。したがって、電圧制御装置１の近傍に雲がたまたまかかっている場合などによる局所的変化が、基準発電電力Ｐｇ_baseに影響するのを抑制することができることから、発電電力推定を安定させることができる。

＜実施の形態５＞
以上の実施の形態に係る電圧制御装置１では、電圧制御装置１における自端通過電力Ｐ，Ｑを用いたが、本発明の実施の形態５に係る電圧制御装置１では、その代わりに、電圧制御装置１における自端通過電流Ｉを計測する。

図１９は、本実施の形態に係る電圧制御装置１とその周辺の構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態に係る電圧制御装置１において、実施の形態１に係る電圧制御装置１の構成要素と類似するものについては同じ符号を付すものとし、以下、実施の形態１と大きく異なる構成要素を中心に説明する。

図１９に示されるように、本実施の形態に係る電圧制御装置１は、電圧制御装置１における自端二次側電圧Ｖ_S及び自端通過電流Ｉを計測する電圧・電流計測器６４を、上述の電圧・電力計測器１１の代わりに備えている。そして、電圧制御データベース３１は、上述の電圧・電力データ３４の代わりに、電圧・電流計測器６４で計測された自端二次側電圧Ｖ_S及び自端通過電流Ｉを、電圧・電流データ３７として記憶する。また、本実施の形態に係る演算処理部４１には、電流・電力変換部６５が追加されている。この電流・電力変換部６５は、電圧・電流計測器６４で計測された自端通過電流Ｉ（ここでは電圧・電流データ３７に含まれる自端通過電流Ｉ）に基づいて、上述の自端通過電力Ｐ，Ｑを推定する。

図２０は、本実施の形態に係る電圧制御装置１内の「演算処理部４１」の処理を示すフローチャートである。この処理は、図６に示した処理において、ステップＳ１とステップＳ２との間にステップＳ９が追加されたものとなっている。このステップＳ９にて、本実施の形態に係る演算処理部４１は、電圧・電流計測器６４で計測された自端通過電流Ｉに基づいて、上述の自端通過電力Ｐ，Ｑを推定する。

具体的には、ステップＳ９にて、演算処理部４１（電流・電力変換部６５）は、電流制御データベース３１に記憶された自端通過電流Ｉ［ｋＡ］に対して通過電力の力率ｃｏｓθを想定し、これらを次式（２０），（２１），（２２）に代入することにより、自端通過電力（有効電力Ｐ［ｋＷ］，無効電力Ｑ［ｋＶａｒ］）を推定する。

このステップＳ９の後、演算処理部４１は、当該推定した自端通過電力Ｐ，Ｑを用いて、実施の形態１と同様に処理を行う。

以上のような本実施の形態に係る電圧制御装置１によれば、実施の形態１と比べて、若干推定精度は低下するが、電流計測器を用いることが可能となる。一般に、電流計測の方が電力計測よりも容易であり、しかも機器も安価となることから、コスト削減が期待できる。なお、以上は、実施の形態１に適用した場合について説明したが、実施の形態２〜４についても同様に適用することができる。

＜実施の形態６＞
実施の形態１では、ＰＶ発電電力推定部４２が、上式（７）を用いることにより、日射量計測器２１で計測された計測日射量Ｓに基づいて自端通過発電電力の有効電力ＰＧ（つまり各ＰＶ７の発電電力の合計）を推定する。

しかしながら、ＰＶ７の発電電力は日射量以外に気温、風速にも影響されるため、日射量のみによるＰＶ発電電力の推定では、自端通過発電電力ＰＧ［ｋＷ］，ＱＧ［ｋＶａｒ］の推定精度が低下する可能性がある。そこで実施の形態６では、第４計測器を構成する気温計測器６５及び風速計測器６６を、実施の形態１に係る電圧制御装置１に追加することにより、ＰＶ発電電力推定部４２での推定精度の向上を図っている。

図２５は、本実施の形態に係る電圧制御装置１とその周辺の構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態に係る電圧制御装置１において、実施の形態１に係る電圧制御装置１の構成要素と類似するものについては同じ符号を付すものとし、以下、実施の形態１と大きく異なる部分を中心に説明する。

図２５に示される気温計測器６５は、電圧制御装置１における気温をその計測器の計測周期に基づき計測し、計測したデータを気温データ３８として電圧制御データベース３１に記憶する。また同図２５に示される風速計測器６６は、電圧制御装置１における風速をその計測器の計測周期に基づき計測し、計測したデータを風速データ３９として電圧制御データベース３１に記憶する。つまり、上述の日射計測器１１と同様に計測を行う気温計測器６５及び風速計測器６６の追加に伴い、電圧制御データベース３１内に気温データ３８及び風速データ３９が記憶、更新される。図２６及び図２７は、それぞれ、電圧制御データベース３１に記憶される気温データ３８及び風速データ３９を示す図である。

図２５に戻って、ＰＶ発電電力推定部４２は、日射量計測器２１で計測された日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］、及び、複数のＰＶ７の定格出力Ｃ_k［ｋＷ］に、気温計測器６５及び風速計測器６６で計測された気温Ｔ［℃］及び風速Ｗ［ｍ／ｓ］を加味して、上述の自端通過発電電力ＰＧ，ＱＧを推定する。本実施の形態では、ＰＶ発電電力推定部４２は、上式（７）の代わりに次式（２３）に、日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］、気温Ｔ［℃］及び風速Ｗ［ｍ／ｓ］の３変数と、電圧制御装置１の電圧補償範囲９内の各ＰＶ７の定格出力Ｃ_k［ｋＷ］とを代入することにより、自端通過発電電力の有効電力ＰＧ［ｋＷ］を求める。

なお、上式（２３）を規定する係数ａ〜ｃの算出方法としては、例えば自装置（電圧制御装置１）の電圧補償範囲９内のＰＶ７から代表となる代表ＰＶ７を選定し、予め自装置近傍の日射量、気温、風速、及び代表ＰＶ７の発電電力を計測する。そして、当該計測した結果に対して重回帰分析を行うことにより、各変数の係数ａ〜ｃを算出、決定することが考えられる。ここでは、こうして算出された係数ａ〜ｃが、図２８に示されるように、ＰＶ装置データ３２として電圧制御データベース３１に記憶されているものとする。

なお、もちろん、これら係数ａ〜ｃはそれぞれ個別に設定しても構わないが、実運用面を考慮すれば、これら係数ａ〜ｃは全ＰＶ７で一律で設定することが望ましい。ただし、設置条件から極端に周辺環境（日射量や設置角度）や使用年数が異なる場合には、個別に設定することが望ましい。また、ここでは、上式（２３）は重回帰分析による複数変数（Ｓ，Ｔ，Ｗ）の１次方程式によるＰＶ発電電力推定式を用いる場合について説明しているが、上記３変数（Ｓ，Ｔ，Ｗ）から推定可能であれば、推定式の次数や算出手段はこれに限ったものではない。

図２９は、本実施の形態に係るＰＶ発電電力推定部４２により行われる処理を詳細に示すフローチャートの一例である。この図２９に示されているように、本実施の形態に係るＰＶ発電電力推定部４２の処理は、上述のステップＳ１２をステップＳ１２Ｂに代えたものとなっている点を除けば、実施の形態１に係るＰＶ発電電力推定部４２の処理と同じである。なお、このステップＳ１２Ｂでは、ＰＶ発電電力推定部４２は、日射量Ｓ、定格出力Ｃ_k、気温Ｔ及び風速Ｗに基づいて、自端通過発電電力の有効電力ＰＧ［ｋＷ］を推定する。

以上のような本実施の形態に係る電圧制御装置１によれば、日射量及び定格出力に気温、風速を加味して、自端通過発電電力（ＰＶ発電電力）を推定する。したがって、自端通過発電電力（ＰＶ発電電力）の推定精度向上が期待できる。

なお、以上の説明では、実施の形態１に適用した場合について説明したが、例えば計測日射量ＳからＰＶ発電電力を推定する実施の形態３、及び、実施の形態５を適用した実施の形態１，３についても同様に適用可能である。

本発明はその発明の範囲内において、各実施の形態の自由な組み合せ、あるいは各実施の形態の任意の構成要素の変形、もしくは各実施の形態において任意の構成要素の省略が可能である。

１ 電圧制御装置、６ 負荷装置、７ ＰＶ、１１ 電圧・電力計測器、２１ 日射量計測器、３１ 電圧制御データベース、４１ 演算処理部、４２ ＰＶ発電電力推定部、４３ 負荷電力推定部、４４ 発電中心点電圧上昇推定部、４５ 負荷中心点電圧降下推定部、４６ 電圧制御決定部、５１ 電圧調整器、６１ 装置用ＰＶ、６２ 平均日射量推定部、６３ 平均基準発電電力推定部、６４ 電圧・電流計測器、６５ 気温計測器、６６ 風速計測器。

Claims (6)

1. 配電系統の目標点における電圧である目標点電圧を制御する電圧制御装置であって、
   前記配電系統において、複数の負荷装置と、太陽光を受けて発電する複数の太陽光発電装置とに電気的に接続された電圧調整器と、
   前記電圧制御装置における自端電圧及び自端通過電力を計測する第１計測器と、
   前記電圧制御装置における日射量を計測する第２計測器と、
   前記第１計測器で計測された前記自端電圧及び前記自端通過電力と、前記第２計測器で計測された前記日射量とに基づいて、前記電圧調整器の電圧制御量を決定する演算処理部と
   を備え、
   前記演算処理部は、
   前記第２計測器で計測された前記日射量と、前記複数の太陽光発電装置の定格出力とに基づいて、前記複数の太陽光発電装置の発電に関係し、前記自端通過電力に含まれる電力である自端通過発電電力を推定する第１推定部と、
   前記第１計測器で計測された前記自端通過電力と、第１推定部で推定された前記自端通過発電電力とに基づいて、前記複数の負荷装置の負荷に関係し、前記自端通過電力に含まれる電力である自端通過負荷電力を推定する第２推定部と、
   前記第１計測器で計測された前記自端電圧と、前記第１推定部で推定された前記自端通過発電電力と、前記電圧制御装置と前記複数の太陽光発電装置の発電中心点との間の第１インピーダンスとに基づいて、前記電圧制御装置に対する前記発電中心点の電圧上昇分を推定する第３推定部と、
   前記第１計測器で計測された前記自端電圧と、前記第２推定部で推定された前記自端通過負荷電力と、前記電圧制御装置と前記複数の負荷装置の負荷中心点との間の第２インピーダンスとに基づいて、前記電圧制御装置に対する前記負荷中心点の電圧降下分を推定する第４推定部と、
   前記第１計測器で計測された前記自端電圧と、前記第３推定部で推定された前記電圧上昇分と、前記第４推定部で推定された前記電圧降下分とに基づいて、前記目標点電圧を推定し、当該推定された目標点電圧に基づいて、前記電圧制御量を決定する電圧制御決定部と
   を備える、電圧制御装置。
2. 請求項１に記載の電圧制御装置であって、
   前記電圧制御装置において照射される太陽光に基づいて電力を発生するとともに、当該電力を計測する電力発生計測装置を、前記第２計測器の代わりに備え、
   前記演算処理部は、前記第２計測器で計測された前記日射量に代えて、前記電力発生計測装置で計測された前記電力を用いる、電圧制御装置。
3. 請求項１に記載の電圧制御装置であって、
   前記第２計測器が複数時点において計測した前記日射量を記憶するデータベースと、
   前記データベースに記憶された所定期間内の前記日射量を平均することによって、平均日射量を推定する平均日射量推定部と
   をさらに備え、
   前記演算処理部は、前記第２計測器で計測された前記日射量に代えて前記平均日射量を用いることが可能な、電圧制御装置。
4. 請求項１に記載の電圧制御装置であって、
   前記電圧制御装置において照射される太陽光に基づいて電力を発生するとともに、当該電力を計測する電力発生計測装置を、前記第２計測器の代わりに備え、
   前記電力発生計測装置が複数時点において計測した前記電力を記憶するデータベースと、
   前記データベースに記憶された所定期間内の前記電力を平均することによって、平均電力を推定する平均電力推定部と
   をさらに備え、
   前記演算処理部は、前記第２計測器で計測された前記日射量に代えて、前記平均電力を用いることが可能な、電圧制御装置。
5. 請求項１乃至請求項４のいずれかに記載の電圧制御装置であって、
   前記電圧制御装置における自端電圧及び自端通過電流を計測する第３計測器を、前記第１計測器の代わりに備え、
   前記演算処理部は、前記第１計測器で計測された前記自端通過電圧に代えて、前記第３計測器で計測された前記自端通過電流を用いる、電圧制御装置。
6. 請求項１乃至請求項４のいずれかに記載の電圧制御装置であって、
   前記電圧制御装置における気温及び風速を計測する第４計測器をさらに備え、
   前記第１推定部は、
   前記第２計測器で計測された前記日射量、及び、前記複数の太陽光発電装置の定格出力に、前記第４計測器で計測された前記気温及び前記風速を加味して、前記自端通過発電電力を推定する、電圧制御装置。

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