JP5721915B1 - 電圧監視制御システム、電圧監視制御装置、計測装置および電圧監視制御方法 - Google Patents

Abstract

配電線の電圧を制御する複数の電圧制御機器と、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調整するローカル電圧制御装置と、配電線の電圧を第１の周期より短い第２の周期で計測した電圧に基づいて第２の周期より長い第３の周期ごとに電圧の変動幅を示す変動幅情報を算出して送信する電圧潮流計測装置１０と、集中電圧制御装置８とを備え、集中電圧制御装置８は、電圧潮流計測装置１０から受信した変動幅情報に基づいて第１の周期内の変動幅を算出する電圧変動幅算出部２１と、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それぞれ決定し、適正電圧範囲の上限および下限までの余裕と閾値との差に基づいて最適制御量を求める最適電圧分布決定部２４と、最適制御量に基づいて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２５と、を備える。

Description

本発明は、電圧監視制御システム、電圧監視制御装置、計測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。

一方、変圧器型の電圧制御機器は、タップ位置を変更することにより電圧を制御するであり、短周期（例えば数秒から数十秒周期）の電圧変動（以下、短周期変動という）を除去することは難しい。

また、上述のとおり、集中電圧制御装置は、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、電圧の短周期変動を把握することができない。このため、集中電圧制御装置が、計測情報に基づく最適制御の立案により変圧器型の電圧制御機器の最適電圧を求め、この最適電圧を制御量として変圧器型の電圧制御機器へ指令した場合、短周期変動により適正範囲からの電圧の逸脱が発生する可能性がある。このような適正範囲からの電圧の逸脱を避けるために、集中電圧制御装置が、最適制御の立案により求めた最適電圧に対してあらかじめ定めた余裕量を加味して電圧範囲（電圧上限値と電圧下限値）を求め、電圧範囲を変圧器型の電圧制御機器へ指令する方法が考えられる。

しかしながら、集中電圧制御装置は、上述のように通信負荷の問題から実際の短周期変動を把握することはできないため、余裕量を実際の短周期変動を考慮して設定することができない。このため、電圧の実際の短周期変動が余裕量より大きい場合、配電系統内の電圧が適正範囲から逸脱する可能性があるという問題がある。一方、余裕量を大きくしすぎると、最適制御の立案において電圧を適正範囲に収めるための制御量の解が求められない可能性がある。

さらに、配電系統内では場所により短周期変動の大きさが異なることが考えられ、変圧器型の電圧制御機器により余裕量の適正値が異なる可能性がある。しかしながら、集中電圧制御装置は、上述のように実際の短周期変動に基づいて余裕量を決定することができない。このため、実施の短周期変動の大きさに比べ余裕量をとりすぎる箇所が生じる一方で、余裕量が少なすぎる箇所が生じる可能性があり、電圧が適正範囲から逸脱する可能性がある。

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電圧を維持するとともに、変圧器型の電圧制御機器に対して適切な電圧範囲を指令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複数の電圧制御機器と、前記電圧制御機器の制御量を、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調整する複数のローカル電圧制御装置と、前記配電線に接続され当該配電線の電圧を前記第１の周期よりも短周期の第２の周期で計測し、計測した電圧に基づいて前記第２の周期より長周期の第３の周期ごとに前記電圧の変動幅を示す変動幅情報を算出して送信する計測装置と、前記ローカル電圧制御装置および前記計測装置と通信ネットワークを介して接続される集中電圧制御装置と、を備え、前記集中電圧制御装置は、前記通信ネットワークを介して前記ローカル電圧制御装置と通信し、前記計測装置から前記変動幅情報を、前記通信ネットワークを介して受信する送受信部と、前記変動幅情報に基づいて、前記第１の周期内の前記電圧の変動幅を算出する電圧変動幅算出部と、前記電圧変動幅算出部が算出した前記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、前記各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各ローカル電圧制御装置に送受信部を介してそれぞれ送信される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、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電圧を維持するとともに、変圧器型の電圧制御機器に対して適切な電圧範囲を指令することができる、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、電圧計測と電圧の変動幅算出の概念を示す図である。 図４は、データベース化される情報に関する処理手順の一例を示すフローチャートである。 図５は、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５のＳ１４の処理の詳細を説明するための図である。 図８は、一定期間分の上側変動幅と日射量をプロットした例を示す図である。

以下に、本発明にかかる電圧監視制御システム、電圧監視制御装置、計測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（計測装置）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、その計測値を例えば統計処理等により処理した結果を計測情報として出力する。また、配電線４−１にはスマートメーター１２（計測装置）も接続される。スマートメーター１２は、配電線４−１への接続箇所における電圧を計測し、その計測値を例えば統計処理等により処理した結果を計測情報として出力する。電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２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およびスマートメーター１２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。電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２が送信する計測情報については後述する。集中電圧制御装置８は、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５，６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。同様に、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は電圧制御機器６を制御する。また、ローカル電圧制御装置１５，１６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、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２の数も図示例に限定されない。また、電圧潮流計測装置１０、スマートメーター１２のうちいずれか一方をのみが設置されていてもよい。

ＭＤＭ（Meter Data Management）装置１３は、通信ネットワーク１４を介して、スマートメーター１２と接続し、自動検針等のためにスマートメーター１２により計測された計測量を収集し、計測量または計測量を統計処理した結果を提供する。通信ネットワーク１４は、専用ネットワークであってもよいし、公衆回線を用いてもよい。また、ここでは、通信ネットワーク１４と通信ネットワーク７は異なることを前提とするが、通信ネットワーク１４と通信ネットワーク７は同一であってもよい。なお、ＭＤＭ装置１３が、収集する計測量は本発明の電圧制御とは独立して設定されるものであり限定はないため、ＭＤＭ装置１３における計測量の処理についての説明は省略する。ただし、スマートメーター１２は、ＭＤＭ装置１３への計測量の送信とは別に、本実施の形態では、上述したとおり、電圧の計測値を統計処理し、処理結果を計測情報として集中電圧制御装置８へ送信する。この集中電圧制御装置８へ送信する計測情報の内容は、ＭＤＭ装置１３がスマートメーター１２へ指示してもよいし、あらかじめスマートメーター１２に設定されてもよい。

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、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２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、電圧制御機器５および電圧制御機器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１１、ローカル電圧制御装置１５およびローカル電圧制御装置１６）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。

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、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で調整する。

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２７と、制御部２０、記憶部２７、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２６とを備えている。

制御部２０は、その機能構成として、電圧変動幅算出部２１、負荷発電量予測部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および電圧上下限値決定部２５を備えている。電圧変動幅算出部２１は、電圧潮流計測装置１０から受信した計測情報に基づいて、各点の電圧変動幅を算出する。負荷発電量予測部２２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。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２７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上下限値を決定する。

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２７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２６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。集中制御により、短周期変動までを除去することは通信負荷の観点、タップ装置の寿命等を考慮すると現実的ではないため、本実施の形態では、最適電圧分布の計算および指令する制御量の算出において、短周期変動分については余裕量として考慮することにより短周期変動による電圧違反を抑制する。適切な余裕量を決定するためには、短周期変動の変動幅を把握することが望ましい。しかし、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２が計測した（例えば１秒ごとの）計測データそのものを集中電圧制御装置８が取得し、この計測データに基づいて集中電圧制御装置８が短周期変動の変動幅を求めることは、通信負荷の観点から現実的ではない。このため、本実施の形態では、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２が計測データに対して統計処理を行って変動を示す変動情報（例えば、標準偏差等）を求め、この変動情報を計測情報に含めて集中電圧制御装置８へ送信する。集中電圧制御装置８は、受信した計測情報に基づいて電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２が設置された各点の短周期変動の変動幅を把握する。

図３は、本実施の形態の電圧計測と電圧の変動幅算出の概念を示す図である。この図３の上側には、電圧潮流計測装置１０における電圧の計測の様子を示し、図３の下側には、集中電圧制御装置８における処理の様子を示している。電圧潮流計測装置１０は、それぞれ設置点における電圧および潮流を一定時間Ｔｐ（第２の周期）ごとに計測し、計測データ（電圧および潮流）を保存している。電圧潮流計測装置１０は、統計処理周期Ｔｍ（第３の周期）（例えば１分）ごとに、Ｔｍ内の計測データに基づいて、電圧の平均値Ｖｍｅａｎ、潮流の平均値を求める。図３の×印は計測データを示す。また、電圧潮流計測装置１０は、以下の式（１）に示すように、Ｔｍ内の電圧の計測データの標準偏差Ｖσを求める。なお、統計処理周期Ｔｍ内の計測データ数をＮｄとし、Ｖｉは統計処理周期Ｔｍ内のｉ番目の計測データを示す。また、下記式（１）のΣは、ｉ＝１からｉ＝Ｎｐまでの総和を示す。
Ｖσ＝（Σ（Ｖｉ−Ｖｍｅａｎ）²／（Ｎｄ−１））^1/2 …（１）

以下では、一例として、Ｔｐ＝１秒、Ｔｍ＝６０秒（１分）とした場合について説明するが、Ｔｐ，Ｔｍの値はこれに限らずどのような値を設定してもよい。ただし、Ｔｐについては、電圧制御において考慮すべき短周期変動を計測可能なように設定することが望ましい。Ｔｐ＝１秒、Ｔｍ＝６０秒の場合、Ｎｄ＝６０であり、電圧潮流計測装置１０は、６０個の計測データに基づいて、ＶｍｅａｎおよびＶσを求める。電圧潮流計測装置１０は、求めたＶｍｅａｎ１、Ｖσ、潮流の平均値を統計処理周期ごとに集中電圧制御装置８へ送信する。なお、図３では、電圧の計測データの処理に関して説明しているため、潮流の平均値の記載を省略している。

集中電圧制御装置８では、電圧変動幅算出部２１が、電圧潮流計測装置１０からＶｍｅａｎ、Ｖσを取得し、各点のＶｍｅａｎ、Ｖσに基づいて、Ｔｍ内の電圧の最大値の推定値（推定最大値）Ｖｍａｘ１を以下の式（２）により求める。
Ｖｍａｘ１＝Ｖｍｅａｎ＋２Ｖσ …（２）

図３の下側図の四角の各点は、Ｖｍｅａｎ＋２Ｖσ（＝Ｖｍａｘ１）を示している。集中電圧制御装置８の電圧変動幅算出部２１は、集中制御周期Ｔｃ内のＶｍａｘ１の最大値Ｖｍａｘ２を求める。集中制御周期を１時間とすると、集中制御周期Ｔｃ内のＶｍａｘ１の個数は６０個である。Ｖｍａｘ１は、集中制御周期内の電圧の最大値の推定値に相当する。図示はしていないが、電圧変動幅算出部２１は、同様に、以下の式（３）により、Ｔｍ内の電圧の最大値の推定値（推定最大値）Ｖｍｉｎ１を求める。
Ｖｍｉｎ１＝Ｖｍｅａｎ−２Ｖσ …（３）

そして、電圧変動幅算出部２１は、集中制御周期Ｔｃ内のＶｍａｘ１の最大値Ｖｍａｘ２と、集中制御周期Ｔｃ内のＶｍｉｎ１の最小値Ｖｍｉｎ２とを求める。さらに、電圧変動幅算出部２１は、集中制御周期Ｔｃ内のＶｍｅａｎの平均値Ｖｍｅａｎ２を求める。そして、以下の式（４）により、集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅を求める。
上側変動幅＝Ｖｍａｘ２−Ｖｍｅａｎ２
下側変動幅＝Ｖｍｅａｎ２−Ｖｍｉｎ２ …（４）

電圧変動幅算出部２１は、電圧潮流計測装置１０ごとに以上の処理（統計処理）を行って集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅を求める。同様に、スマートメーター１２は、一定時間Ｔｐ´ごとに電圧を計測し、統計処理周期Ｔｍ（例えば１分）内の計測データの平均値Ｖｍｅａｍと標準偏差Ｖσを求め、集中電圧制御装置８へ送信する。Ｔｐ´は、Ｔｐと同一であってもよいし、異なっていてもよい。また、統計処理周期についても電圧潮流計測装置１０と異なっていてもよいが、統計処理周期を同一としておくと、集中電圧制御装置８における処理が共通化できる。以下では、統計処理周期は、電圧潮流計測装置１０とスマートメーター１２で同一であるとして説明する。集中電圧制御装置８の電圧変動幅算出部２１は、同様に、スマートメーター１２から受信したＶｍｅａｍとＶσに基づいて、集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅を求める。

以上、集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅の求め方について説明したが、上述の求め方は一例であり、集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅の求め方は上述の例に限定されない。例えば、上記（２）、（３）において、２Ｖσの代わりにＶσや３Ｖσ等を用いてもよい。電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２は、Ｖσ等の電圧の短周期変動の変動幅を示す情報（変動幅情報）を算出して送信し、集中電圧制御装置８が変動幅情報に基づいて、集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅を算出できる方法であればどのような方法であてもよい。

また、例えば、以下のような方法で集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅を求めてもよい。電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２は、Ｔｍ内の電圧の計測データの最大値Ｖｍａｘ１´および最小値Ｖｍｉｎ１´を求める。そして、以下の式（５）により、変動幅情報として、Ｔｍ内の上側の最大変動幅、下側の最大変動幅にそれぞれ相当するＷＵｍａｘ、ＷＬｍａｘを求める。
ＷＵｍａｘ＝Ｖｍａｘ１´−Ｖｍｅａｎ
ＷＬｍａｘ＝Ｖｍｅａｎ−Ｖｍｉｎ１´ …（５）

電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２は、Ｖｍｅａｎ、ＷＵｍａｘ、ＷＬｍａｘを集中電圧制御装置８へ送信する。集中電圧制御装置８の電圧変動幅算出部２１は、各Ｖｍｅａｎ、ＷＵｍａｘ、ＷＬｍａｘについて、Ｖｍｅａｎ＋ＷＵｍａｘ、Ｖｍｅａｎ−ＷＬｍａｘを算出する。例えば、Ｔｍ＝６０秒、Ｔｃ＝１時間の場合、それぞれ６０個のＶｍｅａｎ＋ＷＵｍａｘ、Ｖｍｅａｎ−ＷＬｍａｘが算出される。そして、電圧変動幅算出部２１は、集中制御周期内のＶｍｅａｎ＋ＷＵｍａｘの最大値をＶｍａｘ２とし、集中制御周期内のＶｍｅａｎ−ＷＬｍａｘの最小値をＶｍｉｎ２として、上記式（４）により、集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅を求める。この方法の場合、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２における処理は簡易化できるという利点があるが、計測データ自体の最大値、最小値を用いているので、ノイズのようなまれな電圧変化の影響を受ける可能性がある。

電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２における処理をさらに簡素化するために、以下の式（６）により、ＷＵｍａｘ、ＷＬｍａｘを求めるようにしてもよい。
ＷＵｍａｘ＝ＷＬｍａｘ
＝（Ｖｍａｘ１´−Ｖｍｉｎ１´）／２ …（６）

また、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２が、Ｔｍ内の電圧の計測データの最大値Ｖｍａｘ１´および最小値Ｖｍｉｎ１´を求め、Ｖｍｅａｎ、Ｖｍａｘ１´、Ｖｍｉｎ１´を集中電圧制御装置８へ送信し、集中電圧制御装置８の電圧変動幅算出部２１が上記式（５）または式（６）によりＷＵｍａｘ、ＷＬｍａｘを求めるようにしてもよい。または、電圧変動幅算出部２１が、集中制御周期内のＶｍａｘ１´の最大値と、集中制御周期内のＶｍｉｎ１´の最小値を求め、集中制御周期内のＶｍａｘ１´の最大値からＶｍｅａｎ２を引いたものを上側変動幅とし、Ｖｍｅａｎ２から集中制御周期内のＶｍｉｎ１´の最小値を引いたものを下側変動幅としてもよい。

また、次のような集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅を求めてもよい。方法で電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２は、上記の例を同様に、式（１）によりＶσを算出して、ＶｍｅａｍとＶσを集中電圧制御装置８へ送信する。集中電圧制御装置８の電圧変動幅算出部２１は、集中制御周期内のＶσの最大値Ｖσｍａｘを求め、Ｖｍａｘ１＝Ｖｍｅａｎ＋２Ｖσｍａｘ、Ｖｍｉｎ１＝Ｖｍｅａｎ−２Ｖσｍａｘとし、集中制御周期Ｔｃ内のＶｍａｘ１の最大値Ｖｍａｘ２と、集中制御周期Ｔｃ内のＶｍｉｎ１の最小値Ｖｍｉｎ２と、集中制御周期Ｔｃ内のＶｍｅａｎの平均値Ｖｍｅａｎ２を求める。そして、上記式（４）により、集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅を求める。

また、上記の２Ｖσｍａｘの集中制御周期内の最大値を集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅として用いてもよい。また、上記の式（５）または式（６）のＷＵｍａｘ、ＷＬｍａｘを用い、集中制御周期内のＷＵｍａｘの最大値を上側変動幅とし、集中制御周期内のＷＬｍａｘの最大値を下側変動幅としてもよい。

以上、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２における統計処理方法と集中制御周期内の上側変動幅および下側変動幅の算出方法との例を複数述べたが、以上の例に限定されず、どのような方法を用いてもよい。

本実施の形態の集中電圧制御装置８は、最適電圧分布の算出などのために用いる情報をデータベース化して記憶部２７内に保存する。図４は、データベース化される情報に関する処理手順の一例を示すフローチャートである。まず、集中電圧制御装置８は、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２から送信される計測情報を収集する（ステップＳ１）。この計測情報には、電圧の平均値Ｖｍｅａｎ、潮流の平均値、電圧の標準偏差Ｖσ（または上述のＷＵｍａｘ、ＷＬｍａｘなど）が含まれる。

集中電圧制御装置８は、電圧の平均値Ｖｍｅａｎ、電圧の標準偏差Ｖσ（または上述のＷＵｍａｘ、ＷＬｍａｘなど）に基づいて上側変動幅および下側変動幅を算出し、算出した上側変動幅および下側変動幅を、配電系統の各点（電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２の設置位置）ごとに集中電圧制御装置８の記憶部２７内に保存しておく（ステップＳ２）。集中制御周期を１時間とした場合、１日（２４時間）を１時間ずつの２４の時間帯（午前０時から１時までの時間帯、午前１時から２時までの時間帯、…）に区切り、時間帯ごとに上側変動幅および下側変動幅を記憶する。そして、集中電圧制御装置８は、集中制御周期ごとに、直近の集中制御周期内で受信した計測情報に基づいて上側変動幅および下側変動幅を算出し、算出した値を記憶部２７へ記憶する。なお、後述のように、上側変動幅および下側変動幅の翌日の予測値を求める際に、日射量との相関を用いる場合には、記憶部２７へ記憶する際に日射量に対応付けて上側変動幅および下側変動幅を記憶しておく。

集中電圧制御装置８の負荷発電量予測部２２は、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２から受信した電圧の平均値および潮流の平均値に基づいて、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／発電量を負荷発電量データとして記憶部２７に保存する（ステップＳ３）。または、集中電圧制御装置８、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、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２から取得した周期で負荷／発電量を求めると、例えば１分間隔でデータが生成されることになり、データ量が多くなるため、電圧の平均値および潮流の平均値について、１時間の平均値を求めて、求めた平均値に基づいて負荷／発電量を求めてもよい。

また、集中電圧制御装置８の電圧変動幅算出部２１は、時間帯ごとに、上側変動幅および下側変動幅について、それぞれ過去の所定の期間（例えば、１ヶ月）分の平均値を求め、記憶部２７内に保存しておく。したがって、電圧変動幅算出部２１は、過去の所定の期間分の上側変動幅および下側変動幅が記憶部２７に蓄積したか否かを判断し（ステップＳ４）、蓄積していない場合（ステップＳ４ Ｎｏ）は、ステップＳ１に戻る。蓄積している場合（ステップＳ４ Ｙｅｓ）、過去の所定の期間分の平均値を求め、記憶部２７へデータベース化して保存し（ステップＳ５）、ステップＳ１へ戻る。ステップＳ５で求める平均値は、曜日を識別せずに単純に例えば１ヶ月分を平均したものであってもよいし、平日と休日にわけて、それぞれ平均値を求めてもよい。例えば、１ヶ月間分の平均値を平日と休日にわけて求める場合、１ヶ月ごとに、上側変動幅の平日の平均値および下側変動幅の平日の平均値と、上側変動幅の休日の平均値および下側変動幅の休日の平均値とが時間帯ごとに生成されて記憶部２７にデータベース化されて保存される。

次に、本実施の形態の電圧制御について説明する。図５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５は、１日分の動作を示している。図５に示すように、負荷発電量予測部２２は、記憶部２７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／発電量分布と短周期変動を予測する（ステップＳ１０）。

この際、具体的には、例えば、負荷発電量予測部２２は、負荷と発電量を分離して予測するため、まず、記憶部２７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。

負荷発電量予測部２２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く。この相関は、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。そして、負荷発電量予測部２２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を予測する。また、翌日の発電量については、翌日の天候予測に基づいた理論発電量とし、負荷発電量予測部２２は、予測負荷量から予測発電量を差し引いて、翌日１時間ごとの配電系統各点の負荷発電量データを作成する。

短周期変動については、データベース化されている上側変動幅および下側変動幅のうち、同一季節（１ヶ月単位でデータベース化されている場合は同一月）の同一曜日（平日／休日区分）のデータを読み出し、読み出した値を翌日１時間ごとの配電系統各点の予測上側変動幅および予測下側変動幅とする。なお、この際、日照量との相関を用いて予測上側変動幅および予測下側変動幅を求めてもよい。日照量との相関を用いた予測上側変動幅および予測下側変動幅の求め方については後述する。

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電圧および潮流の計測値は１時間の平均値ではなく例えば１分間の平均値とする。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。これは、後述する図６のステップＳ２１の各電圧制御機器の余裕量の設定の設定において、負荷変動の大きな時間帯を把握するために使用可能である。ただし、電圧および潮流の例えば１時間の平均値をデータベース化しておいてもよい。

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／発電量の予測値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。この際、予測上側変動幅および予測下側変動幅についても、同様に過去１時間の実績値（過去１時間に受信した計測情報に基づいて算出された上側変動幅および下側変動幅）と予測値（予測上側変動幅および予測下側変動幅）の比率に基づいて補正してもよい。

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Ｓ１２）。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の電圧上限値および電圧下限値を算出する（ステップＳ１３）。

次に、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（ステップＳ１４）。

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。

次に、図５のステップＳ１４の処理の詳細について説明する。図６は、図５のステップＳ１４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）と短周期変動を考慮した電圧余裕に対する閾値とを設定する（ステップＳ２１）。閾値は、予測上側変動幅および予測下側変動幅に基づいて決定する。この際、最適電圧分布決定部２４は、大きな電圧変動が予想される時間帯、すなわち、負荷変動の大きな時間帯（例えば、朝、昼休み前後、点灯時間帯等）、および、発電変動の大きな時間帯（例えば、理論発電量が大きい昼間等）については、上昇または下降傾向などの変動の方向性も考慮の上、予測上側変動幅および予測下側変動幅より大きな閾値を設定してもよい。

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。

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）。

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
…（７）
閾値は、ステップＳ２１で設定した値であり、予測上側変動幅および予測下側変動幅そのものまたは予測上側変動幅および予測下側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予測上側変動幅を用い、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予測下側変動幅を用いる。
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（８）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 …（８）

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）。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５のＳ１４の処理の詳細について説明する。図７は、図５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５の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、図５のステップＳ１０で、上側変動幅および下側変動幅の翌日の予測値を求める際に、日射量との相関を用いる場合について説明する。この場合、上側変動幅および下側変動幅を記憶部２７へ記憶する際に日射量に対応付けて記憶する。負荷発電量予測部２２は、記憶されている一定期間分のデータに基づいて、同一時間帯、同一曜日区分のデータごとに、上側変動幅と日射量の相関、下側変動幅と日射量の相関をそれぞれ求める。図８は、記憶部２７に記憶されている一定期間分の上側変動幅と対応する日射量とをプロットした例を示す図である。図８の各点は、記憶部２７に記憶された各データ点を示す。なお、図８は、概念を説明するための図であり、実際の相関の様子は図８のようになるとは限らない。これらのデータ点に基づいて、回帰分析などにより近似曲線１０１を求め、上側変動幅と日射量の相関を関係式またはテーブルにより保持する。負荷発電量予測部２２は、下側変動幅と日射量の相関も同様に求めて、関係式またはテーブルにより保持する。以上のような処理を、時間帯、曜日区分ごとに行い、時間帯、曜日区分の組み合わせごとに相関を記憶部２７へ記憶しておく。図５のステップＳ１０では、予測対象の時間帯、曜日区分に対応する相関を用いて、天候の予測値等に基づいて日射量を推定し、推定した日射量に対応する上側変動幅、下側変動幅を予測上側変動幅、予測下側変動幅とする。

以上説明したように、本実施の形態では、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２が、電圧および潮流を計測し、計測データを統計処理した結果を計測情報として集中電圧制御装置８へ送信する。そして、集中電圧制御装置８は、計測情報に基づいて集中制御周期内の短周期変動の変動幅（上側変動幅、下側変動幅）を求め、この変動幅を考慮して将来の一定期間内（集中制御周期の期間内）の最適電圧分布を求める。その後、集中電圧制御装置８は、変圧器型の電圧制御機器については、この最適電圧分布と適正電圧範囲との関係に基づいてローカル電圧制御装置ごとにその電圧制御責任範囲内の各点における電圧上下限余裕量を加味して各ローカル電圧制御装置に対して指令する電圧上下限値を決定する。

これにより、例えば太陽光発電量の変化などの予測困難な要因による配電系統の電圧変動にも追従して電圧を維持することができるとともに、短周期変動についても電圧余裕として確保されるため、短周期変動による電圧違反を抑制することができる。また、電圧潮流計測装置１０およびスマートメーター１２は、統計処理した結果を送信するため、通信負荷を低減することができる。

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の指令の送信は、電圧上下限値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５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。

本実施の形態では、配電系統に変圧器型の電圧制御機器が接続される例について説明したが、配電系統に変圧器型の電圧制御機器以外に、ＳＶＣ（Static Var Compensator：静止型無効電力補償装置）、調相設備（進相コンデンサ、分路リアクトル等）、無効電力調整機能付のＰＣＳ（Power Conditioning System：パワーコンディショナ）等の電圧制御機器が接続されていてもよい。ＳＶＣ等の無効電力調整型の電圧制御機器が接続される場合は、無効電力調整型の電圧制御機器については、当該電圧制御機器に接続されるローカル制御装置による自律制御により制御を実施し、集中電圧制御装置からは制御目標値を指令しない。そして、配電系統の最適電圧分布を決定する処理において、無効電力調整型の電圧制御機器をゼロと設定すればよい。なお、無効電力調整型の電圧制御機器に対して集中電圧制御装置から制御目標値を指令するようにしてもよい。この場合、配電系統の最適電圧分布を決定する処理において、無効電力調整型の電圧制御機器に対する制御目標値も設定する。無効電力調整型の電圧制御機器は、集中電圧制御装置から指令された制御目標値を制御目標として短周期変動は自律制御により除去する。

なお、電圧制御機器としては、変圧器型のものの他、上記のようなＳＶＣ等の無効電力制御型のものがあり、無効電力制御型の電圧制御機器は短周期変動を自律的に除去する機能を有する。しかしながら、無効電力制御型の電圧制御機器は高価であるため配電系統内の全ての箇所の短周期変動を抑えるために多数の無効電力制御型の電圧制御機器を配置するとコストが上昇する。本実施の形態では、電圧潮流計測装置と集中電圧制御装置に対する簡易な機能付加で実現でき、ＳＶＣを設置する場合に比べコストを削減することができる。また、無効電力制御型の電圧制御機器を配置したとしても、場所によっては短周期変動が残る場合もある。本実施の形態では、このように無効電力制御型の電圧制御機器により除去しきれない短周期変動があった場合でも、除去しきれない短周期変動を余裕量として考慮して制御することにより、電圧違反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システム、電圧監視制御装置、計測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、７，１４ 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、１２ スマートメーター、１３ ＭＤＭ装置、２０ 制御部、２１ 電圧変動幅算出部、２２ 負荷発電量予測部、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 送受信部、２７ 記憶部。

Claims (13)

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複数の電圧制御機器と、
   前記電圧制御機器の制御量を、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調整する複数のローカル電圧制御装置と、
   前記配電線に接続され当該配電線の電圧を前記第１の周期よりも短周期の第２の周期で計測し、計測した電圧に基づいて前記第２の周期より長周期の第３の周期ごとに前記電圧の変動幅を示す変動幅情報を算出して送信する計測装置と、
   前記ローカル電圧制御装置および前記計測装置と通信ネットワークを介して接続される電圧監視制御装置と、
   を備え、
   前記電圧監視制御装置は、
   前記通信ネットワークを介して前記ローカル電圧制御装置と通信し、前記計測装置から前記変動幅情報を、前記通信ネットワークを介して受信する送受信部と、
   前記変動幅情報に基づいて、前記第１の周期内の前記電圧の変動幅を算出する電圧変動幅算出部と、
   前記電圧変動幅算出部が算出した前記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、前記各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各ローカル電圧制御装置に送受信部を介してそれぞれ送信される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、
   を備えた電圧監視制御システム。
2. 前記変動幅情報を、前記第３の周期内の前記計測した電圧の標準偏差とすることを特徴とする請求項１に記載の電圧監視制御システム。
3. 前記変動幅情報を、前記第３の周期内の前記計測した電圧の標準偏差および平均値とすることを特徴とする請求項１に記載の電圧監視制御システム。
4. 前記電圧変動幅算出部は、前記平均値と前記標準偏差に所定の値を乗じた値とを加算することにより前記第３の周期内の推定最大値を求め、前記平均値から前記標準偏差に所定の値を乗じた値を減じることにより前記第３の周期内の推定最小値を求め、前記第１の周期内の前記平均値の平均値を周期内平均値として求め、前記第１の周期内の前記推定最大値の最大値から前記周期内平均値を減じた値を上側の前記変動幅として求め、前記周期内平均値から前記第１の周期内の前記推定最小値を減じた値を下側の前記変動幅として求めることを特徴とする請求項３に記載の電圧監視制御システム。
5. 前記変動幅情報を、前記第３の周期内の前記計測した電圧の最大値および最小値とすることを特徴とする請求項１に記載の電圧監視制御システム。
6. 前記変動幅情報を、前記第３の周期内の前記計測した電圧の最大値および最小値と、前記第３の周期内の前記計測した電圧の平均値と、とすることを特徴とする請求項１に記載の電圧監視制御システム。
7. 前記電圧変動幅算出部は、前記最大値の前記第１の周期内の最大値を周期内最大値として求め、前記最小値の前記第１の周期内の最小値を周期内最小値として求め、前記第１の周期内の前記平均値の平均値を周期内平均値として求め、前記周期内最大値から前記周期内平均値を減じた値を上側の前記変動幅として求め、前記周期内平均値から前記周期内最小値を減じた値を下側の前記変動幅として求めることを特徴とする請求項６に記載の電圧監視制御システム。
8. 前記変動幅情報を、前記第３の周期内の前記計測した電圧の最大値から前記第３の周期内の前記計測した電圧の平均値を引いた値と、前記平均値から最小値を引いた値と、とすることを特徴とする請求項１に記載の電圧監視制御システム。
9. 前記変動幅情報を、前記第３の周期内の前記計測した電圧の最大値から前記第３の周期内の前記計測した電圧の最小値を引いた値に１／２を乗じた値とすることを特徴とする請求項１に記載の電圧監視制御システム。
10. 前記配電線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前記第１の周期以上の周期である第４の周期で予測する負荷発電量予測部、
    を備え、
    前記制御目標電圧決定部は、前記負荷発電量予測部により予測された負荷発電量分布に基づいて潮流計算を行うとともに、前記配電線の評価項目について設定された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、前記第１の周期の期間内の最適電圧分布を決定し、前記最適電圧分布に基づいて前記制御目標値を決定し、前記評価関数として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く評価関数を含むことを特徴とする請求項１から９のいずれか１つに記載の電圧監視制御システム。
11. 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複数の電圧制御機器の制御量を、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調整する複数のローカル電圧制御装置との間で通信ネットワークを介してそれぞれ通信するとともに、前記配電線に接続され当該配電線の電圧を前記第１の周期よりも短周期の第２の周期で計測した電圧に基づいて前記第２の周期より長周期の第３の周期ごとに前記電圧の変動幅を示す変動幅情報を算出する計測装置から、前記変動幅情報を、前記通信ネットワークを介して受信する送受信部と、
    前記変動幅情報に基づいて、前記第１の周期内の前記電圧の変動幅を算出する電圧変動幅算出部と、
    前記第１の周期ごとに、前記電圧変動幅算出部が算出した前記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、前記各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各ローカル電圧制御装置に送受信部を介してそれぞれ送信される前記電圧上限値および前記電圧下限値を決定する電圧上下限値決定部と、
    を備えた電圧監視制御装置。
12. 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複数の電圧制御機器と、前記電圧制御機器の制御量を、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調整する複数のローカル電圧制御装置と、前記配電線に接続される計測装置と、前記計測装置から受信した前記配電線の電圧の変動幅を示す変動幅情報に基づいて前記第１の周期内の電圧の変動幅を算出し、当該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、前記各ローカル電圧制御装置に指令する制御目標値を決定し、前記制御目標値に基づいて前記各ローカル電圧制御装置に送信する電圧上限値および電圧下限値を決定する電圧監視制御装置とを備える監視制御システムにおける前記計測装置であって、
    前記配電線の電圧を前記第１の周期よりも短周期の第２の周期で計測し、計測した電圧に基づいて前記第２の周期より長周期の第３の周期ごとに前記変動幅情報を算出し、前記変動幅情報を、通信ネットワークを介して前記電圧監視制御装置へ送信する計測装置。
13. 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複数の電圧制御機器と、前記電圧制御機器の制御量を、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に基づいて調整する複数のローカル電圧制御装置と、前記第１の周期ごとに前記電圧上限値および前記電圧下限値を前記ローカル電圧制御装置へ通信ネットワークを介して指令する電圧監視制御装置とを備える監視制御システムにおける電圧監視制御方法であって、
    計測装置が、前記配電線の電圧を前記第１の周期よりも短周期の第２の周期で計測し、計測した電圧に基づいて前記第２の周期より長周期の第３の周期ごとに前記電圧の変動幅を示す変動幅情報を算出し、前記変動幅情報を、前記通信ネットワークを介して前記電圧監視制御装置へ送信する送信ステップと、
    前記電圧監視制御装置が、前記変動幅情報を受信する受信ステップと、
    前記電圧監視制御装置が、変動幅情報に基づいて、前記第１の周期内の前記電圧の変動幅を算出する電圧変動幅算出ステップと、
    前記電圧監視制御装置が、前記第１の周期ごとに、前記電圧変動幅算出ステップにおいて算出した前記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、前記各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、
    前記電圧監視制御装置が、前記制御目標値に基づいて前記各ローカル電圧制御装置に対する前記電圧上限値および前記電圧下限値を決定するステップと、
    前記各ローカル電圧制御装置に前記電圧上限値および前記電圧下限値を送信する指令ステップと、
    前記ローカル電圧制御装置が、前記電圧制御機器の制御量を、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調整する制御ステップと、
    を含む電圧監視制御方法。

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