JP5611138B2 - 電圧制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、配電系統のバンクに含まれるフィーダーと自端で接続された電圧制御装置に関するものである。

現状の配電系統向け電圧調整器には、例えばＬＲＴ（Load Ratio control Transformer：負荷時タップ切替変圧器）やＳＶＲ（Step Voltage Regulator：ステップ式電圧自動調整器）といったタップ切替により電圧制御を行う変圧器や、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）といった無効電力制御により電圧制御を行う調相設備などがある。このような電圧調整器については様々な技術が提案されている。

例えば、特許文献１に開示の技術では、ＬＲＴとＳＣ及びＳｈＲ等の調相設備を併用設置している。そして、予め典型的な負荷の電力使用パターンに基づき電圧変動を想定した上で、適切に電圧変動制御を行うための制御目標電圧スケジュールを設定しておき、当該スケジュールに基づきＬＲＴと調相設備との協調制御を行う。このような技術によれば、調相設備の単独動作に起因して生じるＬＲＴの不要なタップ動作を抑制することが可能となり、配電系統の電圧を適正に制御することが可能となっている。

特許文献２に開示の技術では、ＳＣとＳｈＲとを併用する電圧制御装置を配電線に接続している。そして、電圧制御装置の配電線への接続点（連系点）である自端での計測電圧の三相平均電圧値及び三相移動平均値と制御目標電圧上下限とを比較し、電圧上限逸脱の場合には無効電力負荷を増やすようにＳｈＲを投入／ＳＣを開放し、電圧下限逸脱の場合には無効電力負荷を軽減するようにＳＣを投入／ＳｈＲを開放する。このような技術によれば、自端での電圧（以下「自端電圧」と記すこともある）を制御目標電圧上下限内に制御することが可能となっている。また配電系統の区間ごとに電圧制御装置を設置することで、配電系統全体の系統電圧を適正に制御することが可能となっている。

特開２００７−１８９８２１号公報 特許第３４２６９６１号公報

さて、配電変電所では、複数フィーダー（配電線）から構成されるバンクと呼ばれる単位で配電系統を管理・運用している。具体的には、バンクの送り出し部分（送電系統との接続点）、つまりバンクの最も上流部分にＬＲＴを設置し、ＬＲＴの送り出し電圧制御により、バンク単位で適切な電圧制御を行っている。

そして、ＬＲＴの制御方式として、上述の特許文献１のようなバンク内の負荷の電力使用パターンを想定したスケジュール方式、あるいは自端の電圧値と通過電流値とに基づいて電圧制御を行うＬＤＣ（Line Drop Compensator：線路電圧降下補償）方式などが、現在知られている。

しかし、太陽光に基づいて発電するＰＶ（Photovoltaic：太陽光発電装置）がフィーダーに接続されると、その発電電力による電圧上昇が原因で、同一バンク内でのフィーダー間の電圧偏差が増大する。そして、この電圧偏差の増大により電圧上下限逸脱が同時に発生する場合には、従来の方式のようなＬＲＴ単体によってフィーダーを一律に制御する方式では、バンク内の全フィーダーの電圧を同時に適正電圧範囲内に収めることができない。

また、この問題の対策として、特許文献２のようにバンク内に複数の電圧調整器を設置することが考えられるが、ＳｈＲは高価であるため、設備コストがかかるという問題がある。

そこで、本発明は、上記のような問題点を鑑みてなされたものであり、設備投資のコストを抑制しつつ、配電系統のバンク全体を所望の電圧範囲内に収め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、太陽光発電装置が接続された第１フィーダーを含む配電系統のバンクの第２フィーダーと、接続点である自端において接続された電圧制御装置である。前記電圧制御装置は、前記自端での無効電力を制御可能な進相コンデンサと、前記自端近傍の日射量を計測する第１計測器と、整定値データ部と、無効電力制御量決定部とを備える。前記整定値データ部は、前記第１計測器で計測された前記日射量と、前記第１及び第２フィーダー間の電圧偏差を最小にすることが可能な前記進相コンデンサの無効電力制御量との相関関係を保存する。前記無効電力制御量決定部は、前記第１計測器で計測された前記日射量と前記相関関係とに基づいて、前記自端での前記進相コンデンサの無効電力制御量を決定する。

本発明によれば、第１計測器で計測された日射量と、それと無効電力制御量との相関関係とに基づいて、自端での進相コンデンサの無効電力制御量を決定する。したがって、第１及び第２フィーダー間の電圧偏差を最小化することができ、配電系統のバンク全体を適正電圧範囲内に収めることができる。また、進相コンデンサは、他の電圧調整器と比べて安価であるため、以上の効果を実現するための設備投資のコストを抑制することができる。

実施の形態１に係る電圧制御装置を備えるバンクを示す図である。 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。 実施の形態１に係る整定値データの一例を示す図である。 実施の形態１に係る電圧制御装置の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。 実施の形態３に係る電圧制御装置の処理を示すフローチャートである。 実施の形態３に係る日射量データ部に保存される日射量の一例を示す図である。 実施の形態３に係る電圧制御装置の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。 実施の形態４に係る整定値データの一例を示す図である。 実施の形態４に係る電圧制御装置の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。 実施の形態５に係る整定値データの一例を示す図である。 実施の形態５に係る電圧制御装置の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処理を示すフローチャートである。 関連バンクの構成を示す図である。

＜実施の形態１＞
本発明の実施の形態１に係る電圧制御装置は、配電系統の管理・運用の単位であるバンクに設けられている。図１８は、本実施の形態に係るバンクに関連するバンク（以下「関連バンク」と呼ぶ）を示す図である。本実施の形態に係る電圧制御装置について説明する前に、この関連バンクについて以下説明する。

関連バンクは、負荷時タップ切替変圧器４（以下「ＬＲＴ４」）と、太陽光発電装置５（以下「ＰＶ５」）と、負荷６とを備えており、ＬＲＴ４とＰＶ５とは第１フィーダー８を介して接続され、ＬＲＴ４と負荷６とは第２フィーダー９を介して接続されている。

ＬＲＴ４は、関連バンクの電圧、つまり、第１及び第２フィーダー８，９における電圧を、予め定められた適正電圧範囲に収めるように一律に制御する。ＰＶ５は、太陽光の照射により発電する装置であり、この発電により第１フィーダー８の電圧が上昇する。負荷６は、電力を消費する装置などであり、この電力消費により第２フィーダー９の電圧が降下する。

以上のような関連バンクでは、主にＰＶ５の発電電力による電圧上昇が原因で、第１フィーダー８と第２フィーダー９との間の電圧偏差が増大する。この場合、ＬＲＴ４単体の制御では、関連バンク内のフィーダー８，９の電圧を一律に上昇または下降させることしかできないことから、これらの電圧を適正電圧範囲（図１８の破線に示すＶ_min〜Ｖ_maxの範囲）内に同時に収めることができない。

それに対し、本実施の形態に係る電圧制御装置によれば、設備コストの増加を抑制しつつ、バンク内の全フィーダーの電圧を所望の電圧範囲内（適正電圧範囲内）に同時に収めることが可能となっている。以下、このような本実施の形態に係る電圧制御装置について説明する。なお、本実施の形態に係る電圧制御装置の説明において、以上で説明した構成要素と類似するものについては同じ符号を付して説明を省略する。

図１は、本発明の実施の形態１に係る電圧制御装置１を備えるバンクを示す図である。この図１に示すように、当該バンクは、図１８に示す構成において、第２フィーダー９の負荷６側に電圧制御装置１が接続されたものとなっている。つまり、本実施の形態に係る電圧制御装置１は、ＰＶ５が接続された第１フィーダー８を含む配電系統のバンクに含まれる第２フィーダー９と、接続点（連系点）である自端において接続されている。なお、ここでは、説明を簡単にするために、２つの第１及び第２フィーダー８，９のみからなるバンクについて説明するが、２つ以上のフィーダーからバンクは構成されていてもよい。

図２は、本実施の形態に係る電圧制御装置１の構成を示すブロック図である。図２に示すように、電圧制御装置１は、第１計測器である日射量計測器１０と、整定値データ部１１と、無効電力制御量決定部１２と、自端での無効電力を制御可能な進相コンデンサ１３（以下「ＳＣ１３」）とを備えている。

日射量計測器１０は、自端近傍の現在の日射量を計測する。この日射量計測器１０には、例えば、日射器が用いられる。

整定値データ部１１は、ＳＣ１３の制御等に関するパラメータ（整定値データ）を保存している。無効電力制御量決定部１２は、日射量計測器１０で計測される日射量と、整定値データ部１１のパラメータとに基づいてＳＣ１３の無効電力制御量を決定し、ＳＣ１３は、当該無効電力制御量に基づいて、自端での無効電力制御を行う。

図３は、整定値データ部１１に保存されているパラメータ（整定値データ）の一例を示す図である。この図３に示すように、本実施の形態に係る整定値データ部１１は、パラメータａ，ｂによって表される相関式であって、日射量計測器１０で計測された日射量と、第１及び第２フィーダー８，９間の電圧偏差を最小にすることが可能なＳＣ１３の無効電力制御量との相関式を保存している。本実施の形態では、この相関式は、次式（１）のように表される。

ここで、Ｓ［ｋＷ／ｍ²］は日射量計測器１０で計測された日射量を示し、ΔＱ［ｋＶａｒ］はその日射量が計測されたときに第１及び第２フィーダー８，９間の電圧偏差を最小にすることが可能なＳＣ１３の無効電力制御量を示す。この式（１）に示されるように、本実施の形態では、日射量Ｓと無効電力制御量ΔＱとの相関式は線形近似で表されている。なお、図３に示すように、この整定値データ部１１には、この相関式（パラメータａ，ｂ）だけではなく、電圧制御装置１が電圧制御すべき周期を示す電圧制御周期ｔ_sも保存されている。

次に、上式（１）の相関式を算出する方法について説明する。例えば、電圧制御装置１を接続（連系）する前において、電圧制御装置１が接続されるバンクの各フィーダーの電圧分布と、電圧制御装置１を接続する予定点近傍の日射量を予め複数時間計測する。そして、各日射量について、電圧制御装置１を接続するフィーダー（ここでは第２フィーダー９）の最大電圧ｍａｘＶ_f［ｋＶ］と、当該フィーダーを除いた全フィーダー（ここでは第１フィーダー８）の最大電圧平均値ｍａｘＶ［ｋＶ］と、電圧制御装置１を接続する予定点での電圧Ｖ_s［ｋＶ］とを求めておく。また、バンクの１次側の上位系統（送電系統）への接続点（ＬＲＴ４の接続点）から、電圧制御装置１の第２フィーダー９との接続予定点までの線路インピーダンスのリアクタンス分Ｘ（誘導分Ｘ）［ｋΩ］も求めておく。そして、これらの値に基づいて、次式（２）により無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］を、上述の日射量ごとに推定する。

そして、推定した無効電力制御量ΔＱと、日射量Ｓとに基づいて線形近似して、上式（１）の相関式を求め、そのパラメータａ，ｂを整定値データ部１１に保存しておく。

なお、ここでは、最大電圧平均値ｍａｘＶ［ｋＶ］を考慮して式（１）の相関式を算出する方法について説明したが、これに限ったものではない。例えば、式（１）の相関式を算出するための無効電力制御量ΔＱの推定にあたり、最大電圧平均値ｍａｘＶ［ｋＶ］の代わりに、系統運用上の電圧上限Ｖ_max［ｋＶ］または電圧下限Ｖ_min［ｋＶ］を考慮するものであってもよい。

つまり、上式（２）の電圧制御装置１を接続するフィーダー（ここでは第２フィーダー９）を除いた全フィーダー（ここでは第１フィーダー８）の最大電圧平均値ｍａｘＶ［ｋＶ］が運用電圧上限Ｖ_maxを超えている場合には、上式（２）の代わりに次式（３）を用いて、式（１）の相関式を算出するための無効電力制御量ΔＱを推定してもよい。あるいは、上式（２）の電圧制御装置１を接続するフィーダー（ここでは第２フィーダー９）を除いた全フィーダー（ここでは第１フィーダー８）の最小電圧平均値ｍｉｎＶ［ｋＶ］が運用電圧下限Ｖ_minに満たない場合には、上式（２）の代わりに次式（４）を用いて、式（１）の相関式を算出するための無効電力制御量ΔＱを推定してもよい。このように、運用電圧上下限を考慮することで、電圧制御装置１の無効電力制御による電圧上下限逸脱の発生を抑制することができる。

なお、以上の説明では日射量Ｓと無効電力制御量ΔＱとの相関式を算出したが、これらの相関関係を示すことができるのであれば特に相関式の次数は問わず、また相関式ではなく相関表等であっても構わない。

図４は、本実施の形態に係る電圧制御装置１の全体処理の一例を示すフローチャートである。以下、この図４に沿って、この電圧制御装置１の全体処理の手順について説明する。まず、電圧制御装置１は、整定値データ部１１に保存された電圧制御周期ｔ_sに従って起動する。

ステップＳ１にて、日射量計測器１０は、自端近傍の現在日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］を計測し、無効電力制御量決定部１２は、日射量計測器１０から当該現在日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］を取得する。また、無効電力制御量決定部１２は、整定値データ部１１から上式（１）の相関式を取得する。

ステップＳ２にて、無効電力制御量決定部１２は、取得した現在日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］と、上式（１）の相関式とに基づいて、自端でのＳＣ１３の無効電力制御量を決定する。ここでは、無効電力制御量決定部１２は、ステップＳ１で取得した現在日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］を上式（１）に代入して、自端でのＳＣ１３の無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］を算出する。

ステップＳ３にて、当該決定した無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］に従い、ＳＣ１３にて自端での無効電力制御を実施する。本実施の形態では、ＳＣ１３の現在無効電力制御量が図示しない検出器でΔＱ_nowと検出された場合に、ΔＱ＞ΔＱ_nowである場合には、ΔＱ−ΔＱ_now相当分だけＳＣ１３が投入され、ΔＱ＜ΔＱ_nowである場合には、ΔＱ−ΔＱ_now相当分だけＳＣ１３が開放される。また、ΔＱ＝ΔＱ_nowである場合には、ＳＣ１３の現在の状態が維持される。なお、ＳＣ１３は、１つの進相コンデンサではなく、それぞれの無効電力制御量が小さい複数段の進相コンデンサとするほうが、細かな無効電力の制御を行うことが可能となる。ステップＳ３のようなＳＣ１３の投入／開放により、自端での無効電力が制御される。

以上のことを、図１に示される状態に即して説明すると、第２フィーダー９の電圧が、ＰＶ５により上昇した第１フィーダー８の電圧になるべく近づくように、ステップＳ２の処理にて、ＳＣ１３の無効電力制御量ΔＱが推定される。そして、ステップＳ３の処理にて、当該無効電力制御量ΔＱに基づいて第２フィーダー９の電圧が制御されることにより、図１の下側に示されるように第１及び第２フィーダー８，９間の電圧偏差が最小となる。この結果、ＬＲＴ４は、第１及び第２フィーダー８，９の電圧を、同時に適正電圧範囲（図１の破線に示すＶ_min〜Ｖ_maxの範囲）内に収めることができる。

なお、ここでは、相関式により求められたＳＣ１３の無効電力制御量（相関式に係るＳＣ１３の無効電力制御量）により、第１及び第２フィーダー８，９間の電圧偏差を最小にする場合について説明した。しかし、相関式に係るＳＣ１３の無効電力制御量は、第１及び第２フィーダー８，９間の電圧偏差を最小にすることが可能であればよく、厳密に最小するものに限ったものではない。

以上のように、本実施の形態に係る電圧制御装置１によれば、日射量計測器１０で計測された日射量と、それと無効電力制御量ΔＱとの相関式とに基づいて、自端でのＳＣ１３の無効電力制御量ΔＱを決定する。したがって、第１及び第２フィーダー８，９間の電圧偏差を最小化することができる。よって、配電系統のバンク全体を適正電圧範囲内に収めることができる。また、ＳＣ１３、つまり進相コンデンサは、ＳｈＲ（分路リアクトル）などの他の電圧調整器と比べて安価であるため、以上の効果を実現するための設備投資のコストを抑制することができる。また、日射量計測を行うことにより、天候状況に左右されるＰＶ５の発電電力にも対応することができ、精度よい電圧制御が期待できる。

なお、以上においては、説明を簡単にするために、２つの第１及び第２フィーダー８，９のみからなるバンクについて説明した。しかし、２つ以上の数のフィーダーからバンクが構成されている場合において、複数のフィーダーに複数台のＰＶ５が接続されている場合には、第１フィーダー８に接続された１台のＰＶ５に縮約して、上述の説明と同様に行えばよい。

＜実施の形態２＞
実施の形態１では、日射量Ｓ、電圧分布などの計測データから上式（１）の相関式を推定したが、この相関式の精度を上げるためには膨大な計測データが必要となる。また、計測データ内に含まれる、雲や鳥などによる日射量計測器１０での局所的な日射量変化の影響が抑制されることが好ましい。

そこで、本発明の実施の形態２に係る電圧制御装置１では、実施の形態１の計測データは用いずに、上式（１）の相関式を算出することが可能となっている。以下、本実施の形態に係る電圧制御装置１について説明する。なお、以下、本実施の形態に係る電圧制御装置１のブロック構成は、実施の形態１と同じである。ただし、ここでは、前提としてバンクは２つ以上のフィーダーから構成され、かつ、複数のＰＶ５を備えているものとして説明する。

図５は、本実施の形態において、日射量Ｓと、ＳＣ１３の無効電力制御量ΔＱとの相関式の算出処理を示すフローチャートである。以下、この図５に沿って、この算出処理の手順について説明する。

まず、ステップＳ１１にて、電圧上昇要因となるＰＶ５の発電電力と、日射量との関係式を求める。これを行うために、ここでは、まず、ＰＶ５の発電電力に起因して生じるフィーダーごとの電圧上昇量を推定する。

具体的には、ＰＶ５の定格出力（定格容量）Ｃ［ｋＷ］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、ＰＶ５の発電電力と規定されている。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、日射量がＳ［ｋＷ／ｍ²］である場合、理想発電電力［ｋＷ］は次式（５）となる。

ただし、通常、ＰＶ５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（６）となる。

ここで、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。以下、このαを補正係数と呼ぶことにする。例えば、結晶系太陽電池の場合は、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。そこで、この場合には補正係数αとして左記値を採用してもいい。

この補正係数αは、ＰＶ５の装置メーカー毎に設定されてもよいし、日射量と発電電力を実際に計測して求めた値に設定されてもよい。また、バンク内の各ＰＶ５に対して個別に補正係数αを設定しても構わないが、運用面を考慮すれば非常に手間がかかり、現実的ではない。そこで、本実施の形態では、補正係数αはＰＶ５によらず一律とする。同様に運用面を考慮して、同フィーダー内の複数台のＰＶ５を縮約して１台として扱うようにしてもよい。本実施の形態では、前提として同一バンク内のＰＶ５は日射量Ｓが一律であるものとする。

この場合において、複数のフィーダーのうち第ｉ（ｉ＝１，２，…）フィーダーに接続（連系）されたＮ（≧２）台のＰＶ５が、日射量計測器１０で計測された日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］と同じ日射量を受光した場合に当該ＰＶ５全体で発電すると推定される電力は、上式（６）を考慮すると次式（７）のように表される。なお、次式（７）において、Ｃ_j［ｋＷ］は、第ｉフィーダーに接続されたｊ（ｊ＝１〜Ｎ）番目のＰＶ５の定格出力である。

これを踏まえて、バンクの上位系統への接続点からＰＶ５の第ｉフィーダーとの接続点までの線路インピーダンスの抵抗分と、当該ＰＶ５が日射量計測器１０で計測された日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］と同じ日射量を受光した場合に発電すると推定される式（７）の電力とに基づいて、次式（８）により、第ｉフィーダーにおける電圧上昇分ΔＶ_i［ｋＶ］をフィーダーごとに簡易的に推定する。なお、次式（８）において、Ｒ_j［ｋΩ］は、バンクの上位系統への接続点を基準にした、ｊ（ｊ＝１〜Ｎ）番目のＰＶ５の線路インピーダンスの抵抗分であり、Ｖ_base［ｋＶ］は、基準系統電圧である。

上式（８）から各フィーダーの電圧上昇分ΔＶ_i［ｋＶ］が推定される。なお、この上式（８）より、電圧制御装置１が接続されているフィーダーでの電圧上昇分ΔＶ_s［ｋＶ］も推定される。

その後、ステップＳ１２にて、電圧制御装置１が接続されているフィーダーの電圧上昇分ΔＶ_s［ｋＶ］を除いた電圧上昇分の平均値ΔＶ_aver［ｋＶ］を次式（９）から算出する。

以上のことを、実施の形態１のように第１及び第２フィーダー８，９に縮約された構成に換言すれば、ステップＳ１１及びＳ１２により、ＰＶ５が接続されている第１フィーダー８の電圧上昇分に相当するΔＶ_aver［ｋＶ］と、電圧制御装置１が接続されている第２フィーダー９の電圧上昇分に相当するΔＶ_s［ｋＶ］とが推定されたことになる。以下、説明を簡単にするため、この縮約した構成に換言して説明する。

ステップＳ１３にて、これら電圧上昇分ΔＶ_aver，ΔＶ_sと、上位系統への接続点から電圧制御装置１の第２フィーダー９との接続点までの線路インピーダンスのリアクタンス分Ｘ［ｋΩ］とに基づいて、次式（１０）により、上式（１）の相関式に係る無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］を近似的に求める。

以上の上式（８）〜（１０）を用いるステップＳ１１〜１３は、様々な日射量Ｓの値について行われ、当該様々な日射量Ｓの値に対して、無効電力制御量ΔＱが求められる。

ステップＳ１４にて、日射量Ｓと、以上により求められた無効電力制御量ΔＱとに基づいて、上式（１）の相関式、つまりパラメータａ，ｂを求める。ステップＳ１５にて、求めた相関式（パラメータａ，ｂ）を整定値データ部１１に保存する。

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Ｓと無効電力制御量ΔＱとの相関式を算出するための膨大な日射量Ｓ、電圧分布などの計測データが不要となる。また、計測データ内に含まれる、雲や鳥などによる日射量計測器１０での局所的な日射量変化の影響を抑制することができる。

＜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、日射量計測器１０の計測日射量Ｓが局所的に減少するため、第１及び第２フィーダー８，９間の電圧偏差を最小化するための無効電力制御量ΔＱの決定が精度よく行えない可能性が多少ある。そこで、本発明の実施の形態３では、日射量計測器１０の計測日射量Ｓが局所的に変化する場合であっても、無効電力制御量決定の精度を向上させることが可能となっている。

図６は、本実施の形態に係る電圧制御装置１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の説明において、実施の形態１で説明した構成要素と類似するものについては同じ符号を付して説明を省略する。この図６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、実施の形態１の構成に、日射量データ部１４と、平均日射量推定部１５とを追加したものとなっている。

図７は、本実施の形態に係る電圧制御装置１の全体処理の一例を示すフローチャートである。以下、この図７に沿って、この電圧制御装置１の全体処理の手順について説明する。

まず、ステップＳ２１にて、日射量計測器１０は日射量を計測し、日射量データ部１４は、日射量計測器１０が複数時点において計測した日射量を保存する。図８に、日射量データ部１４に保存される日射量の一例を示す。

ステップＳ２２にて、平均日射量推定部１５は、日射量データ部１４に保存された過去の期間（所定期間）内の日射量を平均することによって、平均日射量を推定する。ここでの平均日射量には、過去の期間の計測日射量Ｓの平均値Ｓａｖｒ、または、日射量計測器１０で直近に計測された計測日射量Ｓが相当するものとなっている。このステップＳ２２での推定処理については、後で詳細に説明する。

ステップＳ２３にて、無効電力制御量決定部１２は、平均日射量推定部１５から平均日射量を取得するとともに、整定値データ部１１から上式（１）の相関式における日射量Ｓを当該平均日射量に代えた相関式を取得する。

ステップＳ２４にて、無効電力制御量決定部１２は、取得した平均日射量及び相関式に基づいて、自端でのＳＣ１３の無効電力制御量を決定する。つまり、本実施の形態では、実施の形態１において日射量計測器１０で計測された日射量Ｓに代えて、平均日射量推定部１５にて推定された平均日射量を用いる。

ステップＳ２５にて、実施の形態１のステップＳ３と同様に、当該決定した無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］に従い、ＳＣ１３にて自端での無効電力制御を実施する。

図９は、平均日射量推定部１５により行われるステップＳ２２の処理を詳細に示すフローチャートの一例である。以下、このステップＳ２２の推定処理について詳細に説明する。

まず、ステップＳ３１にて、平均日射量推定部１５は、日射量データ部１４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）内の複数の計測日射量Ｓを取得する。

ステップＳ３２にて、平均日射量推定部１５は、当該取得した複数の計測日射量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１５は、上述の過去の期間内の日射変化量ΔＳｉの平均である日射変化量平均ΔＳａｖｒと、当該日射変化量ΔＳｉの標準偏差である日射変化量標準偏差ΔＳσとを求める。

ステップＳ３３にて、平均日射量推定部１５は、日射変化量平均ΔＳａｖｒを図１０に示される基準日射変化量とし、ΔＳａｖｒ−ΔＳσ以上かつΔＳａｖｒ＋ΔＳσ以下の範囲を同図１０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１５は、日射量計測器１０が直近に計測した計測日射量Ｓ（ｔ）と、その１つ前に計測された計測日射量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１５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１５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１５は、上述の過去の期間の計測日射量Ｓの平均値Ｓａｖｒを算出し、これを平均日射量として採用する。一方、直近（現在）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１５は、当該直近の計測日射量Ｓ_nowを平均日射量として採用する。

以上、平均日射量推定部１５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１５は、ΔＳａｖｒ，ΔＳσの値を固定し、図１０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１５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１５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、この処理で用いられる設定閾値は、整定値データ部１１に保存しておけばよい。次に、当該設定閾値を決定する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約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ればよい。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。

平均日射量の推定として、上述の処理の代わりに、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部１１に設定（保存）する。ただし、既に動作時間ｔｍ＞０の場合（不感帯逸脱時）には、初期値入力済みのため、動作時間ｔｍの値を変更しないようにする。動作時間ｔｍ＞０の間は、当該動作時間ｔｍから日射量計測周期の差分を取り、上述と同様に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する。そして、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。

その他の簡易手段としては、常に過去機関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。

以上のような本実施の形態に係る電圧制御装置１によれば、局所的な変化が抑制された平均日射量と、上式（１）の相関式とに基づいて、自端でのＳＣ１３の無効電力制御量ΔＱが決定される。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生じる局所的変化を抑制できることから、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。よって、ＳＣ１３の無効電力制御量を安定させることができる。

＜実施の形態４＞
図１１は、本発明の実施の形態４に係る電圧制御装置１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の説明において、実施の形態１で説明した構成要素と類似するものについては同じ符号を付して説明を省略する。図１１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、自装置内に、日射量計測器１０の代わりに、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たるＰＶ１６（以下、「自装置ＰＶ１６」と呼ぶ）を備えている。

さて、実施の形態１では、日射量計測器１０で計測された日射量Ｓと、上式（１）の相関式とに基づいてＳＣ１３の無効電力制御量を決定したが、本実施の形態では、自装置ＰＶ１６で計測された電力ＰＧ［ｋＷ］と、次式（１１）の相関式とに基づいてＳＣ１３の無効電力制御量を決定するものとなっている。なお、次式（１１）は、自装置ＰＶ１６で計測された電力ＰＧと、第１及び第２フィーダー８，９間の電圧偏差を最小にすることが可能なＳＣ１３の無効電力制御量との相関式、つまり、上式（１）の相関式における日射量Ｓを電力ＰＧに代えた相関式である。

以上のように、本実施の形態では、日射量計測器１０で計測された日射量に代えて自装置ＰＶ１６で計測された電力を用いるものとなっている。

図１２は、整定値データ部１１に保存されているパラメータ（整定値データ）の一例を示す図である。日射量Ｓから電力ＰＧへの変更に伴い、本実施の形態に係る整定値データ部１１は、上式（１１）のパラメータａ₁，ｂ₁を保存している。

なお、上式（１１）の具体的な算出手段に関しては、実施の形態１の例と同様に実計測データを収集して算出しても構わないし、実施の形態２の上式（８）を次式（１２）に置き換えて、実施の形態２と同様の手順を行うことで算出してもよい。なお、次式（１２）におけるＣ_self［ｋＷ］は、自装置ＰＶ１６の定格出力を示す。

図１３は、本実施の形態に係る電圧制御装置１の全体処理の一例を示すフローチャートである。以下、この図１３に沿って、この電圧制御装置１の全体処理の手順について説明する。まず、電圧制御装置１は、整定値データ部１１に保存された電圧制御周期ｔ_sに従って起動する。

ステップＳ４１にて、自装置ＰＶ１６は、電力ＰＧ［ｋＷ］を計測し、無効電力制御量決定部１２は、自装置ＰＶ１６から当該電力ＰＧ［ｋＷ］を取得する。また、無効電力制御量決定部１２は、整定値データ部１１から上式（１１）の相関式を取得する。

ステップＳ４２にて、無効電力制御量決定部１２は、取得した電力ＰＧ［ｋＷ］と、上式（１１）の相関式とに基づいて、自端でのＳＣ１３の無効電力制御量を決定する。

ステップＳ４３にて、ステップＳ３と同様に、当該決定した無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］に従い、ＳＣ１３にて自端での無効電力制御を実施する。

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、実施の形態１〜３と異なり、日射量Ｓから発電電力ＰＧを推定しなくて済むことから、フィーダーにおける電圧上昇分の推定精度の向上が期待できる。また、電圧制御装置１が、自装置ＰＶ１６で生成される電力を使用するようにすれば、電圧制御装置１の電源の省略も期待できる。

＜実施の形態５＞
実施の形態１では、上式（３），（４）により運用電圧上下限を考慮した無効電力制御量の決定について記載した。しかしながら、過去の実計測データでは必ずしも全ての系統状態を網羅できるとは限らないため、電圧制御装置１の無効電力制御により電圧上下限を逸脱する可能性も多少ある。そこで、本発明の実施の形態５では、実施の形態１で決定された無効電力制御量により制御された場合の自端での電圧を推定し、当該電圧等に基づいてＳＣ１３の無効電力制御量を決定することで、電圧が上下限を逸脱するのを低減することが可能となっている。

図１４は、本発明の実施の形態５に係る電圧制御装置１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の説明において、実施の形態１で説明した構成要素と類似するものについては同じ符号を付して説明を省略する。図１４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、実施の形態１の構成に、自端での電圧を計測する第２計測器である電圧計測器１７を追加したものとなっている。ここでは、センサーＰＴが自端において設けられており、電圧計測器１７は、センサーＰＴにおける電圧を計測するものとなっている。

図１５は、整定値データ部１１に保存されているパラメータ（整定値データ）の一例を示す図である。この図に示されるように、本実施の形態に係る整定値データ部１１は、これまでのデータに加えて、自端電圧の上限及び下限を示す自端電圧上限Ｖ_smax［ｋＶ］及び自端電圧下限Ｖ_smin［ｋＶ］と、バンクの上位系統への接続点から電圧制御装置１の第２フィーダー９との接続点までの線路インピーダンスのリアクタンス分Ｘ［ｋΩ］を示す自装置連系点リアクタンスとを保存している。

図１６は、本実施の形態に係る電圧制御装置１の全体処理の一例を示すフローチャートである。以下、この図１６に沿って、この電圧制御装置１の全体処理の手順について説明する。まず、電圧制御装置１は、整定値データ部１１に保存された電圧制御周期ｔ_sに従って起動する。

ステップＳ５１にて、無効電力制御量決定部１２は、日射量計測器１０から現在日射量Ｓ［ｋＷ／ｍ²］を取得するとともに、整定値データ部１１から図１５に示した整定値データを取得する。また、電圧計測器１７は、現在の自端での電圧Ｖ_s（以下「現在自端電圧Ｖ_s」と呼ぶこともある）を計測し、無効電力制御量決定部１２は、電圧計測器１７から当該現在自端電圧Ｖ_sを取得する。

ステップＳ５２にて、無効電力制御量決定部１２は、現在日射量Ｓと、現在自端電圧Ｖ_sと、整定値データとに基づいて、ＳＣ１３の無効電力制御量ΔＱを決定する。このステップＳ５２での決定処理については、後で詳細に説明する。

ステップＳ５３にて、実施の形態１のステップＳ３と同様に、当該決定した無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］に従い、ＳＣ１３にて自端での無効電力制御を実施する。

図１７は、無効電力制御量決定部１２により行われるステップＳ５２の決定処理を詳細に示すフローチャートの一例である。以下、このステップＳ５２の処理について詳細に説明する。

まず、ステップＳ６１にて、無効電力制御量決定部１２は、実施の形態１のステップＳ２と同様に、日射量計測器１０で計測された現在日射量Ｓと上式（１）の相関式とに基づいて無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］を決定する。

ステップＳ６２にて、無効電力制御量決定部１２は、当該無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］と、整定値データに含まれるリアクタンス分Ｘ［ｋΩ］と、電圧計測器１７で計測された現在自端電圧Ｖ_s［ｋＶ］とに基づいて、自端での無効電力が上述の無効電力制御量ΔＱ［ｋＶａｒ］により制御された場合の自端での電圧Ｖ_snew［ｋＶ］を、次式（１３）により推定する。なお、ここで推定される自端の電圧Ｖ_snewを、以下「推定自端電圧Ｖ_snew」と呼ぶこともある。

無効電力制御量決定部１２は、以下に説明するステップＳ６３〜Ｓ６６にて、推定自端電圧Ｖ_snew［ｋＶ］と、整定値データに含まれる自端での電圧に予め定められた自端電圧上限Ｖ_smax［ｋＶ］及び自端電圧下限Ｖ_smin［ｋＶ］とに基づいて、自端でのＳＣ１３の無効電力制御量ΔＱを決定する。

本実施の形態では、ステップＳ６３にて、推定自端電圧Ｖ_snew［ｋｖ］が、自端電圧上限Ｖ_smax［ｋＶ］よりも大きいか、つまり自端電圧上限Ｖ_smax［ｋＶ］を逸脱しているかを判定する。逸脱していると判定した場合には、ステップＳ６４に進み、次式（１４）によりＳＣ１３の無効電力制御量ΔＱを修正（決定）して処理を終了する。そうでない場合には、ステップＳ６５に進む。

ステップＳ６５にて、推定自端電圧Ｖ_snew［ｋｖ］が、自端電圧下限Ｖ_smin［ｋＶ］よりも小さいか、つまり自端電圧下限Ｖ_smin［ｋＶ］を逸脱しているかを判定する。逸脱していると判定した場合には、ステップＳ６６に進み、次式（１５）によりＳＣ１３の無効電力制御量ΔＱを修正（決定）して処理を終了する。そうでない場合には、無効電力制御量ΔＱを修正することなくそのまま決定して処理を終了する。

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、実施の形態１で決定された無効電力制御量により制御された場合の自端での電圧を推定し、当該電圧と、予め定められたその上下限とに基づいてＳＣ１３の無効電力制御量を決定する。したがって、所望の電圧範囲を逸脱するような無効電力制御が行われるのを抑制することができる。

なお、以上で説明した、整定値データ部１１に保存する自端電圧上下限Ｖ_smax，Ｖ_sminには、例えば、運用上の電圧上下限Ｖ_max，Ｖ_minを設定してもよい。あるいは、自端電圧上下限Ｖ_smax，Ｖ_sminには、例えば、実施の形態２と同様に、バンクの上位系統の接続点から下流のＰＶ５による電圧上昇分ΔＶ_U［ｋＶ］と、当該接続点から下流の負荷６による電圧降下分ΔＶ_L［ｋＶ］とを考慮した上下限を設定してもよい。

つまり、基準系統電圧をＶ_base［ｋＶ］とし、バンクの上位系統の接続点から下流に存在する各ＰＶ５の定格容量Ｃｐｖ_i［ｋＷ］と、当該接続点から当該各ＰＶ５のフィーダー線路インピーダンスの抵抗分Ｒｐｖ_i［ｋΩ］とに基づいて、次式（１６）により、電圧上昇分ΔＶ_U［ｋＶ］を算出する。また、同様に、バンクの上位系統の接続点から下流に存在する各負荷６の定格容量Ｃｌｏａｄ_i［ｋＷ］と、当該接続点から当該各負荷６のフィーダー線路インピーダンスの抵抗分Ｒｌｏａｄ_i［ｋΩ］とに基づいて、次式（１７）により、電圧降下分ΔＶ_L［ｋＶ］を算出する。

そして、次式（１８），（１９）により算出される値を、整定値データ部１１に保存すべき自端電圧上下限Ｖ_smax，Ｖ_sminとして設定してもよい。

なお、以上説明した自端電圧上下限Ｖ_smax，Ｖ_sminの設定手段は一例であり、もちろん上下限別々に設定してもよいし、以上説明した設定手段に限るものではない。

１ 電圧制御装置、５ 太陽光発電装置（ＰＶ）、８ 第１フィーダー、９ 第２フィーダー、１０ 日射量計測器、１１ 整定値データ部、１２ 無効電力制御量決定部、１３ 進相コンデンサ（ＳＣ）、１４ 日射量データ部、１５ 平均日射量推定部、１６ 自装置ＰＶ、１７ 電圧計測器。

Claims (6)

1. 太陽光発電装置が接続された第１フィーダーを含む配電系統のバンクの第２フィーダーと、接続点である自端において接続された電圧制御装置であって、
   前記自端での無効電力を制御可能な進相コンデンサと、
   前記自端近傍の日射量を計測する第１計測器と、
   前記第１計測器で計測された前記日射量と、前記第１及び第２フィーダー間の電圧偏差を最小にすることが可能な前記進相コンデンサの無効電力制御量との相関関係を保存する整定値データ部と、
   前記第１計測器で計測された前記日射量と前記相関関係とに基づいて、前記自端での前記進相コンデンサの無効電力制御量を決定する無効電力制御量決定部と
   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、
   前記バンクの上位系統への接続点から前記太陽光発電装置の前記第１フィーダーとの接続点までの線路インピーダンスの抵抗分と、前記太陽光発電装置が前記第１計測器で計測された前記日射量と同じ日射量を受光した場合に発電すると推定される電力とに基づいて、前記第１及び第２フィーダーのそれぞれの電圧上昇分を推定し、
   これら電圧上昇分と、前記上位系統への接続点から前記電圧制御装置の前記第２フィーダーとの接続点までの線路インピーダンスのリアクタンス分とに基づいて、前記相関関係に係る前記無効電力制御量を求める、電圧制御装置。
3. 請求項１または請求項２に記載の電圧制御装置であって、
   前記第１計測器で複数時点において計測された前記日射量を保存する日射量データ部と、
   前記日射量データ部に保存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、
   前記第１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、電圧制御装置。
4. 請求項１乃至請求項３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１計測器の代わりに備え、
   前記第１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。
5. 請求項４に記載の電圧制御装置であって、
   前記電圧制御装置は、前記電力発生計測装置で生成される前記電力を使用する、電圧制御装置。
6. 請求項１乃至請求項５のいずれかに記載の電圧制御装置であって、
   前記自端での電圧を計測する第２計測器をさらに備え、
   前記無効電力制御量決定部は、
   前記第１計測器で計測された前記日射量と前記相関関係とに基づいて決定した前記無効電力制御量と、前記バンクの上位系統への接続点から前記電圧制御装置の前記第２フィーダーとの接続点までの線路インピーダンスのリアクタンス分と、前記第２計測器で計測された前記自端での電圧とに基づいて、前記自端での無効電力が前記無効電力制御量により制御された場合の前記自端での電圧を推定し、当該推定した前記自端での電圧と、当該自端での電圧に予め定められた上下限とに基づいて、前記自端での前記進相コンデンサの無効電力制御量を決定する、電圧制御装置。

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