JP7002991B2 - 配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法及び配電設備設計支援システム - Google Patents

Description

本発明は、配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法及び配電設備設計支援システムに関し、特に、配電系統に設置された太陽光発電装置の出力が抑制される場合に、太陽光発電装置設置点の電圧を下げる制御を可能とする配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法及び配電設備設計支援システムに適用して好適なものである。

近年の配電系統では太陽光発電装置の系統連系が増大しているが、配電系統では、太陽光発電装置の発電量が増加すると、太陽光発電装置設置点の電圧が上昇するという現象がある。これを回避するために、太陽光発電装置には自端子電圧が規定電圧より上昇した場合に太陽光発電装置の発電量を抑制する機能が備えられている。この機能により、太陽光発電装置の発電量が制限されることになる。

他方、配電系統の電圧は、配電用変電所に設置された変圧器（負荷時タップ切替変圧器ＬＲＴ：Ｌｏａｄ Ｒａｔｉｏ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）のタップ切替や、配電線上に設置された自動電圧調整器（ＳＶＲ：Ｓｔｅｐ Ｖｏｌｔａｇｅ Ｒｅｇｕｌａｔｏｒ）などのタップ切替によって制御されている。

先に述べた太陽光発電装置における発電量の抑制を回避するためには、電圧調整装置（負荷時タップ切替変圧器ＬＲＴやＳＶＲ）で、配電系統の電圧を調整し、出力抑制を回避することが重要となる。そのためには、太陽光発電装置の発電量に応じて、タップ制御を適切に行う必要がある。

電圧調整装置の制御方法として、次のような手法が知られている。例えば、通常の自動電圧調整器（以下「ＳＶＲ」という）においては、自端の二次側電圧と通過電流と力率からタップ値を決定する方法が知られている（非特許文献１参照）。

一方、特許文献１には、電圧調整変圧器の送出電圧から最高電圧点の電圧までの電圧上昇幅と、変圧器の送出電圧から最低電圧点の電圧までの電圧下降幅とを加算した電圧変動範囲の中心値が、規定値となるように、電圧調整装置の送出電圧を選定する制御手法が示されている。

また、ＳＶＲの二次側電圧（タップ値）を、系統内の太陽光発電装置発電量に応じて調整し、またその時の太陽光発電装置発電量は、太陽光発電装置とＳＶＲ間の通信または日射計情報から推測することが知られている。なお、ＳＶＲの詳細な構成は、非特許文献１にも詳しく記載されている。また重回帰分析の具体的な計算方法についても知られている。

特開２００９－２４００３８公報

「線路電圧調整器の進歩と適用」現代の配電技術、電気書院 １２８－１３４頁（１９７２年）

前述した非特許文献１による自端の二次側電圧と通過電流と力率からタップ値を決定する方法では、太陽光発電装置による電圧上昇、出力抑制を考慮した制御が想定されていない。そのため、ＳＶＲは、太陽光発電装置の出力抑制により電圧上昇が回避されている状況では、電圧調整を実施することができず、太陽光発電装置の出力抑制を回避できない問題がある。

また、特許文献１に記載の方法では、太陽光発電装置の出力抑制により電圧上昇が回避されている状況では、電圧調整装置の線路電圧降下補償器の適切な整定を行うことができず、太陽光発電の出力抑制を回避できない問題がある。特に、いわゆるメガソーラの配電系統末端への連系と低圧側への一般需要家の太陽光発電装置への連系の拡大に伴い、太陽光発電装置の端子電圧が上昇し、特定の需要家の太陽光発電装置の出力抑制が実施されてしまうことになり、当該特定の需要家による売電機会の損失が発生し、公平性に欠けてしまう問題が存在する。

さらには、配電系統の計測値全てを用いてＰＶ端の電圧上昇を予測しようとすると、配電系統の負荷の力率や太陽光発電装置の力率の組み合わせや、負荷や太陽光発電装置の配電系統上における分布によっては、太陽光発電装置端における電圧高めの推定精度が低下し、ＳＶＲが無動作となる。

さらには、日射の変化及び太陽光発電装置毎の設定パラメータ（力率等）の違いに応じて、太陽光発電装置の発電量がばらつくため、太陽光発電装置端の電圧の予測精度が低下し、ＳＶＲが無駄に動作（ハンチング動作）する懸念が存在する。

本発明は以上の点を考慮してなされたもので、太陽光発電装置の設置点の電圧が上昇する現象を回避するための太陽光発電装置の出力抑制を低減し、需要家による売電機会が失われないようにすることができる配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法及び配電設備設計支援システムを提案しようとするものである。

かかる課題を解決するため、本発明においては、複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整装置であって、所定時間帯内に前記配電系統から得た情報に基づいて、前記所定時間帯における前記配電系統に固有に定まる、前記電圧調整装置の整定値であるインピーダンスを求める時間帯別インピーダンス導出部と、前記所定時間帯における日射量を求める日射量入手部と、同一の前記所定時間帯における前記インピーダンスと前記日射量を関連付けて記憶するデータベースと、基準日射量に基づいて前記データベースを参照して前記基準日射量のときの前記インピーダンスを求めるインピーダンス抽出部と、前記抽出したインピーダンスを整定値として用いて前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ調整部と、所定のハンチング動作条件判定式によりハンチング判定が真の場合にハンチング動作を回避する整定値へ補正するハンチング動作判定部と、を備えることを特徴とする。

また本発明においては、複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整装置と、配電設備設計支援システムと、を含む配電系統の電圧調整システムであって、前記配電設備設計支援システムは、所定時間帯内に前記配電系統から得た情報に基づいて、前記所定時間帯における前記配電系統に固有に定まる、前記電圧調整装置の整定値であるインピーダンスを求める時間帯別インピーダンス導出部と、前記所定時間帯における日射量を求める日射量入手部と、同一の前記所定時間帯における前記インピーダンスと日射量を関連付けて記憶するデータベースと、を備え、前記タップ付変圧器は、基準日射量に基づいて前記データベースを参照して前記基準日射量のときの前記インピーダンスを抽出するインピーダンス抽出部と、前記抽出したインピーダンスを整定値として用いて前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ調整部と、所定のハンチング動作条件判定式によりハンチング判定が真の場合にハンチング動作を回避する整定値へ補正するハンチング動作判定部と、を備えることを特徴とする。

また本発明においては、複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整方法であって、電圧調整装置が、所定時間帯内に前記配電系統から得た情報に基づいて、前記所定時間帯における前記配電系統に固有に定まる、前記電圧調整装置の整定値であるインピーダンスを求めるとともに前記所定時間帯における日射量を求め、同一の前記所定時間帯における前記インピーダンスと前記日射量を関連付けて記憶する記憶ステップと、前記電圧調整装置が、関連付けて記憶された前記インピーダンスと前記日射量を参照し、基準日射量のときの前記インピーダンスを抽出し、抽出したインピーダンスを整定値として用いて配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整する調整ステップと、を有することを特徴とする。

また本発明においては、複数の太陽光発電装置と、与えられた整定値に応じて配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ付変圧器を備えた電圧調整装置と、を備えた配電系統に適用され、前記仮想点における電圧を推定するための整定値を与える、配電系統の配電設備設計支援システムであって、所定時間帯内に前記配電系統から得た情報として、前記タップ付変圧器の通過電流の有効成分及び無効成分、並びに前記タップ付変圧器と前記複数の太陽光発電装置の間の電位差に基づいて、前記所定時間帯における前記配電系統に固有に定まる、前記電圧調整装置の整定値であるインピーダンスを求める時間帯別インピーダンス導出部と、前記所定時間帯における太陽光発電出力を求める太陽光発電出力入手部と、同一の前記所定時間帯における前記インピーダンスと前記太陽光発電出力を関連付けて記憶するデータベースと、前記データベースから抽出した前記インピーダンスを前記タップ付変圧器に与える出力部と、所定のハンチング動作条件判定式によりハンチング判定が真の場合にハンチング動作を回避する整定値へ補正するハンチング動作判定部と、を備えることを特徴とする。

本発明によれば、太陽光発電装置の設置点の電圧が上昇する現象を回避するための太陽光発電装置の出力抑制を低減し、需要家による売電機会が失われないようにすることができる。

一般的な配電系統と電圧調整システムの構成例を示す説明図である。 本実施の形態に係る配電設備設計支援システムの全体構成を示す図である。 自動電圧調整器のタップ制御装置の構成を示す図である。 タップ制御動作で太陽光発電出力抑制を回避する処理フロー図である。 計測部と配電設備設計支援システムのデータの流れを示す図である。 設備設計支援システムを計算機にて構成する場合の構成を示す図である。 設備設計支援システム内の平面上分割区間決定部の処理内容を示すフローチャートである。 設備設計支援システム内の上位ランクΔＶ抽出部の処理内容を示すフローチャートである。 設備設計支援システム内の重回帰分析部の処理内容を示すフローチャートである。 図９において得られたα及びβの幾何学的イメージを示す図である。 自動電圧調整器内に整定値決定部を備えた実施例を示す図である。 自動電圧調整器を介して樹枝状に延伸配置された配電系統の面的なエリア構成例、及び、太陽光発電装置ＰＶにおける出力抑制に相関関係を有する太陽光発電装置ＰＶのみを示す図である。 Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒと、ΔＶによる３次元空間の概念を示す図である。 抽出したデータによる重回帰分析部によりえられる平面の位置関係を示す図である。 従来と本実施の形態における提案方式の効果の関係を示す図である。 日射量と整定値の対応付処理の一例を示すフローチャートである。 整定値選択処理の一例を示すフローチャートである。 ハンチング動作を回避するための整定値補正処理の一例を示すフローチャートである。 ＬＲＴに対する整定値を決めるための配電設備設計支援システムの全体構成例を示すブロック図である。 ＬＲＴと配電設備設計支援システムとの関係の一例を示す構成図である。 本実施の形態を遠隔整定方式とした場合の構成例を示すブロック図である。 整定値空間及び整定値関数のイメージの一例を示す図である。

以下、図面について、本発明の一実施の形態について詳述する。
（１）本実施の形態によるシステムの構成
図１は、本実施の形態に係る電圧調整システムが配電系統１００に適用された構成例を示す図である。

図示の配電系統１００は、ノード（母線）１２０及びそれらを接続する配電線路１４０、ノード１２０に接続される負荷１５０や太陽光発電装置ＰＶ、配電線路１４０に設置されるセンサ１７０、配電用変電所１１０などで構成されている。ここでは、配電用変電所１１０のある図示左側をフィーダの送出し側とする一方、右側をフィーダの末端側としている。

自動電圧調整装置３００は、線路１４０に直列に設置され、線路電圧を調整する電圧調整装置である。自動電圧調整装置３００としては、負荷時タップ切替変圧器ＬＲＴや自動電圧調整器ＳＶＲが例示されるが、ここでは、電圧調整装置３００としてＳＶＲを配置した一例を示している。

自動電圧調整装置３００は、配電用変電所における負荷時タップ切替変圧器（ＬＲＴ：Ｌｏａｄ Ｒａｔｉｏ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｔｒａｎｓｆｏｒｍｅｒ）を備えていてもよい。図示のように自動電圧調整装置３００は、単巻変圧器及びタップチェンジャで構成される変圧器３０５と、配電線路に設置されるセンサ１７０及びタップ制御装置３１０を備え、センサ１７０からの信号、配電設備設計支援システム４００からの動作整定値３５０を用いて、ＳＶＲの二次側電圧（以下「タップ値」という）を操作している。

配電設備設計支援システム４００は、センサ１７０を含む各種の計測部２００から適宜入力を得て、自動電圧調整装置３００に対して、その動作整定値３５０を与えている。なお、図１では、簡素化した構成の配電系統を示しているが、実際には複数のフィーダの各所に適宜自動電圧調整装置３００が存在しており、配電設備設計支援システム４００は、各自動電圧調整装置３００に対して、夫々の設置場所における最適な動作整定値３５０を決定して与えている。

本実施の形態に係る電圧調整システムは、全体構成として、自動電圧調整装置３００及び配電設備設計支援システム４００を含むが、本実施の形態では、その代わりに、自動電圧調整装置３００自体に、図２に例示する配電設備設計支援システム４００の機能を内包し、電圧調整装置として一体化した構成であってもよい。

図２は、本実施の形態に係る配電設備設計支援システムの全体構成を示している。配電設備設計支援システム４００は、その内部処理のために、センサ１７０を含む各種の計測部２００から、ＳＶＲの通過電流の有効成分Ｉｒｓｖｒと無効成分Ｉｉｓｖｒ（または有効電力Ｐｓｖｒ及び無効電力Ｑｓｖｒ）、ＳＶＲの設置点と太陽光発電装置ＰＶの設置点間の電位差ΔＶ、日射量などを取得している。

配電設備設計支援システム４００は、一般には計算機システムとして構成されており、平面上分割区間決定部４４０、上位ランクΔＶ抽出部４６０、重回帰分析部４８０、日射量と整定値の対応付部５００、データベースＤＢ３、データベースＤＢ４、及びデータベースＤＢ５などを備えている。

データベースＤＢ３には、対象とする配電系統における計測したＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒ及び電圧差ΔＶから太陽光発電出力抑制に寄与する電圧ΔＶｌｉｍを潮流計算で算出した各種のデータなどが記憶されている。このデータベースＤＢ３には、入力した時刻ごとの計測値以外にも、データベースＤＢ４から対象配電系統、ＳＶＲ配置、太陽光発電設備の配置・容量、負荷パタン等が適宜与えられ、記憶されている。

データベースＤＢ５には、過去実績に基づき算出された多くの整定値Ｒ２，Ｘ２が、時間帯と、その時間帯での日射量の情報と共に関連づけられて記憶されている。

なお、データベースＤＢ３，ＤＢ４，ＤＢ５は、通信などを介して配電設備設計支援システム４００内に適宜取り込むことができるものであれば、配電設備設計支援システム４００の外部に設置されたものであってもよい。

一方、整定値Ｒ１，Ｘ１は，正の値とする。一方、整定値Ｒ２，Ｘ２は，正の値ばかりではなく負の値であっても良い。これは、配電系統における負荷装置と太陽光発電設備の配置の関係によっては、ＳＶＲ通過潮流が逆潮流となる場合であっても、仮想点における電圧が下がる場合があるためである。このように、整定値Ｒ２，Ｘ２の値として、負の値を許容することで、より確実に電圧調整が可能となる。

配電設備設計支援システム４００の主要な機能である平面上分割区間決定部４４０、上位ランクΔＶ抽出部４６０、重回帰分析部４８０、日射量と整定値の対応付部５００の具体的な処理内容については、別途図７、図８、図９、図１６の処理フローを参照して詳細に説明するが、ごく簡単に述べると以下のようである。

まず、平面上分割区間決定部４４０では、データベースＤＢ３の情報を取り込んで、ＳＶＲの通過電流の有効成分ＩｒＳＶＲと無効成分ＩｉＳＶＲで定まる平面上において、分割区間（ΔＩｒｓｖｒ、ΔＩｉｓｖｒ）を決定する。上位ランクΔＶ抽出部４６０では、任意の分割区間（ΔＩｒｓｖｒ、ΔＩｉｓｖｒ）の中からから上位ランクのΔＶとなる（Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒ、ΔＶ上位ランク）を抽出する。

重回帰分析部４８０は、抽出した（Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒ、ΔＶ上位ランク）のデータ集合による重回帰分析をデータ取得の時間帯ごとに実施して、時間帯ごとに整定値を求める。日射量と整定値の対応付部５００は、重回帰分析部４８０で求めた時間帯ごとの整定値と、日射計１８５で計測した時間帯ごとの日射量を紐づけしてデータベースＤＢ５に記憶する。その後日射量に対応した整定値は、外部に出力され、自動電圧調整装置３００に対して、整定値３５０を設定する。

これに対し、整定値３５０を受信する側の自動電圧調整装置３００のタップ制御装置３１０は、図１のように配電線路の電気量を測定するセンサ１７０、変圧器のタップを制御するタップ制御装置３１０で構成されている。

図３は、本実施の形態に係る自動電圧調整器（ＳＶＲ）の変圧器３０５及び制御部３１０に関する具体的な回路構成例を示す。まずタップ制御の考え方を説明し、その後に配電設備設計支援システム４００が与える整定値３５０と線路電圧降下補償回路ＬＤＣとの関わりについて説明する。

図３に示す自動電圧調整装置３００は、単巻変圧器、タップチェンジャ３０２及びタップ制御装置３１０を備える。

タップ制御装置３１０は、計測部３２０、複数の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１，ＬＤＣ２、タップ制御部３４０、データベースＤＢ１，ＤＢ２、及び、整定値選択部３４５を備え、単巻変圧器３０２の二次側電圧を所定値に制御すべくタップチェンジャ３０２を操作している。なお、整定値選択部３４５については、後述の図１７にて説明する。ここで、データベースＤＢ２には、配電設備設計支援システム４００が与える整定値３５０が保持されている。

データベースＤＢ１，ＤＢ２には、タップ制御を実行するうえでの各種の動作整定値が記憶されている。これらは、線路電圧降下補償演算（ＬＤＣ演算）を行う上でのパラメータ（電圧Ｖｒｅｆ、インピーダンスＲ，Ｘ）、不感帯ＶＥ、タイマ時定数τ、動作時定数Ｔなどを含んでいる。配電設備設計支援システム４００がデータベースＤＢ２に与える整定値３５０は、これらの全てを含んでいてもよいが、少なくともインピーダンスＲ，Ｘは、配電設備設計支援システム４００での処理により定められたものである。

タップ制御装置３１０の計測部３２０には、配電線路の二次側電流Ｉｓｖｒを測定するセンサＣＴ、及び二次側電圧Ｖｓｖｒを測定するセンサＰＴが接続される。

線路電圧降下補償回路ＬＤＣ（ＬＤＣ１，ＬＤＣ２）では、計測部３２０で測定された二次側電圧Ｖｓｖｒが、所定の制限値を逸脱していることを検出し、この状態が所定の計測時間以上継続していることをもって、タップ制御部３４０を介してタップの切替制御を実行する。

なお、図３に示す一例において、線路電圧降下補償回路ＬＤＣとしてＬＤＣ１，ＬＤＣ２を備えているが、このうち線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１は既存の装置であり、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２は新たに追加された装置である。いずれの線路電圧降下補償回路ＬＤＣも、自動電圧調整装置３００の二次側情報から配電系統の仮想点における電圧を所定範囲に制御するものであるが、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１は、太陽光発電装置ＰＶにおける問題点について何らの対策手法を有していないのに対し、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２は、太陽光発電装置ＰＶにおける問題点を対策している。

また、線路電圧降下補償回路ＬＤＣとしてＬＤＣ１，ＬＤＣ２を備えている点に関して、その双方の設定が太陽光発電装置ＰＶにおける問題点を対策したものとされるように構成されていてもよい。電圧を所定範囲内に制限する場合に、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１，ＬＤＣ２を上限、下限を定めるために使用することなどが可能である。

なお、本実施の形態は、必ずしも２系統の線路電圧降下補償回路ＬＤＣを必要としないが、２系統の線路電圧降下補償回路ＬＤＣを備えた場合には、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１は太陽光発電装置ＰＶが出力していない夜間や曇天時におけるタップ制御に有効であり、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２は晴天時におけるタップ制御に有効であるといえる。

図４は、タップ制御部３４０によるタップ切換指令３０３を算出する一例を示す。ステップＳ１では、タップ制御部３４０が、計測部３２０で測定された二次側電流Ｉｓｖｒ及び二次側電圧Ｖｓｖｒから、有効電力Ｐｓｖｒ及び無効電力Ｑｓｖｒを計算する。この処理は、２つの線路電圧降下補償回路ＬＤＣのうち、例えば線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１で算出されればよい。このように計算する代わりに、有効電力Ｐｓｖｒ及び無効電力Ｑｓｖｒを直接計測する方式であってもよい。このような有効電力Ｐｓｖｒ及び無効電力Ｑｓｖｒの代わりに、タップ制御部３４０が、自動電圧調整器（以下「ＳＶＲ」とも省略する）の通過電流の有効成分Ｉｒｓｖｒ及び無効成分Ｉｉｓｖｒを求めてもよい。以下の例では、有効成分Ｉｒｓｖｒ及び無効成分Ｉｉｓｖｒを用いるものとして説明する。

次のステップＳ２では、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１が、データベースＤＢ１のパラメータ（インピーダンスとしてのＲ１，Ｘ１、及び電圧Ｖｒｅｆ１）を読み込み、（１）式を実行する。タップ制御装置３１０は、次のような（１）式を実行することにより、タップ動作判定基準値Ｖｓ１を計算する。

ここで、インピーダンスＲ１，Ｘ１、電圧Ｖｒｅｆ１は、予め設定されデータベースＤＢ１に格納されたパラメータであり、ＩｒｓｖｒとＩｉｓｖｒは、それぞれ、計測した通過電流Ｉｓｖｒ及び力率ｃｏｓθから求めた通過電流の実部と、通過電流の虚部である。なお、Ｒ１は、ＳＶＲの通過電流の実部Ｉｒｓｖｒに対する係数を示し、Ｘ１は、ＳＶＲの通過電流の虚部Ｉｉｓｖｒに対する係数を示し、Ｖｒｅｆ１は、基準電圧を示す。

なお、図４のステップＳ２では、Ｒ１・Ｉｒｓｖｒの項を有効電力Ｐｓｖｒと係数Ａｐ１との積として求め、またＸ１・Ｉｉｓｖｒ項を無効電力Ｑｓｖｒと係数Ａｑ１との積として求めるという計算式の一例を表しているが、これはいずれの手法を採用するものであっても同じ結果が得られる。

同様にしてステップＳ３では、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２は、データベースＤＢ２に示すパラメータ（インピーダンスとしてＲ２，Ｘ２、及び、電圧Ｖｒｅｆ２）を読み込み、（２）式を実行する。タップ制御装置３１０における（２）式の実行により、タップ動作判定基準値Ｖｓ２が計算される。

ここで、Ｒ２，Ｘ２、Ｖｒｅｆ２は、予め設定されたパラメータであり、Ｉｒｓｖｒ及びＩｉｓｖｒは、それぞれ、計測した通過電流Ｉｓｖｒと力率ｃｏｓθから求めた通過電流の実部及び虚部である。Ｒ２は、ＳＶＲの通過電流の実部Ｉｒｓｖｒに対する係数を示し、Ｘ２は、ＳＶＲの通過電流の虚部Ｉｉｓｖｒに対する係数を示し、Ｖｒｅｆ２は、基準電圧を示す。

なお、図４のステップＳ３は、Ｒ２・Ｉｒｓｖｒの項を有効電力Ｐｓｖｒと係数Ａｐ２の積として求め、またＸ２・Ｉｉｓｖｒ項を無効電力Ｑｓｖｒと係数Ａｑ２の積として求めるという計算式の一例を表しているが、これはいずれの手法を採用するものであっても同じ結果が得られる。

ステップＳ４では、前述した（１）式で求めた基準値Ｖｓ１に対してＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、正負の所定の制限値ε１を超えることを確認し、所定範囲内にあるとき（ステップＳ４：ＹＥＳ）にはステップＳ１に戻り、上記処理を繰り返す。

ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、基準値Ｖｓ１に対して正負の所定の制限値ε１を超えるとき（ステップＳ４：Ｎｏ）、ステップＳ５では、ステップＳ４の条件を満たす時間をタップ制御装置内に設けられたタイマで積算し、ステップＳ６では、その値がＴｓｖｒ１を超えた場合にタップ切換指令を発行し、タップ切換後にステップＳ７でＴｓｖｒ１をリセットする。

前述した（１）式の結果に対する上記の処理は、（２）式の結果に対しても同様に実行される。この処理部分が、図４のステップＳ８からＳ１１に対応している。

具体的には、ステップＳ８では、（２）式で求めた基準値Ｖｓ２に対してＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、正負の所定の制限値ε２を超えることを確認し、所定範囲内にあるとき（ステップＳ８：ＹＥＳ）にはステップＳ１に戻り、上記処理を繰り返す。

ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、基準値Ｖｓ２に対して正負の所定の制限値ε２を超えるとき（ステップＳ８：Ｎｏ）、ステップＳ９ではステップＳ８の条件を満たす時間をタップ制御装置内に設けられたタイマで積算し、ステップＳ１０ではその値がＴｓｖｒ２を超えた場合にタップ切換指令を発行し、タップ切換後にステップＳ１１でＴｓｖｒ２をリセットする。

上記の処理判断によれば、ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、この基準値Ｖｓ１より一定値ε１以上小さい状態で一定時間（例えば、Ｔｓｖｒ１秒）経過すると、ＳＶＲのタップチェンジャ３０２を上げ方向に変更し、二次側電圧を上昇させる。逆に、ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒがこの基準値Ｖｓ１より一定値ε１以上大きい状態で一定時間経過すると、ＳＶＲのタップチェンジャ３０２を下げ方向に変更し、二次側電圧を下降させるといった動作をする。

また同様に、ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、この基準値Ｖｓ２より一定値ε２以上小さい状態で一定時間（例えば、Ｔｓｖｒ２秒）経過すると、ＳＶＲのタップチェンジャ３０２を上げ方向に変更し、二次側電圧を上昇させる。逆に、ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒがこの基準値Ｖｓ２より一定値ε２以上大きい状態で一定時間経過すると、ＳＶＲのタップチェンジャ３０２を下げ方向に変更し、二次側電圧を下降させるといった動作をする。

図５は、配電設備設計支援システム４００と各種計測部２００との関係を示す。ＳＶＲの通過電流の有効成分Ｉｒｓｖｒ及び無効成分Ｉｉｓｖｒは、ＳＶＲ中の計測部３２０（図３参照）にて計測され、子局１９０から、専用線１９１及び配電自動化システム８００を介して配電設備設計支援システム４００において取得される。

太陽光発電装置ＰＶの端子電圧については、電圧計１８０からの電圧を子局１９０から専用線１９１及び配電自動化システム８００を介して、配電設備設計支援システム４００に取得される。

日射量についても、配電系統近傍に設置された日射計１８５において、子局１９０から専用線１９１、配電自動化システム８００を介して配電設備設計支援システム４００に取得される。

日射計１８５が設置されていない場合であれば、気象庁からの日射量計測データから当該地域の日射量を得る。なお、配電設備設計支援システム４００から配電自動化システム８００、専用線１９１及び子局１９０を介してＳＶＲに整定値３５０が伝送される。

図６は、設備設計支援システム４００の構成例を示す。設備設計支援システム４００は、各種部の結果得られる計算結果を表示する表示装置１１、当システムの利用者からの入力を受け付けるための入力部１２、各処理を実行するＣＰＵ１３、通信部１４、及び、計算過程を保持するためのＲＡＭ１５を備える。

さらに設備設計支援システム４００は、配電系統を構成するデータ群（対象配電系統、日射計測値、太陽光発電装置ＰＶ配置・容量、負荷パタン、ＳＶＲ配置）や、計測したＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒ及び差電圧ΔＶから太陽光発電装置の出力抑制に寄与する電圧ΔＶｌｉｍを潮流計算で算出したデータなどを格納するデータベースＤＢ３、ＬＤＣパラメータを格納するデータベースＤＢ１，ＤＢ２、対象配電系統、ＳＶＲ配置、太陽光発電設備の配置・容量、及び負荷パタン等が格納されたデータベースＤＢ４、及び、過去実績に基づき算出された多くの整定値Ｒ２，Ｘ２が時間帯とその時間帯での日射量の情報と共に記憶されているデータベースＤＢ５を備える。

次に設備設計支援システム４００における具体的な処理内容について、順番に説明する。まず、平面上分割区間決定部４４０の処理内容を説明する。

図７は、（Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒ）平面上の分割区間（ΔＩｒｓｖｒ、ΔＩｉｓｖｒ）を決定する手順の一例を示す。ステップＳ４４１では、平面上分割区間決定部４４０が、計測値Ｐ，Ｑから力率ｃｏｓθ，ｓｉｎθを取得し、またはＳＶＲ通過有効電流Ｉｒｓｖｒ及び無効電流Ｉｉｓｖｒを直接計測する。

次にステップＳ４４２では、平面上分割区間決定部４４０が、計測電流の平均値からＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒを算出する。なお、この段階までにＳＶＲと複数の太陽光発電装置の出力地点と間の電位差ΔＶｉ（ｉ＝１、２、…ｎ）も得られており、ＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、ＩｉｓｖｒとＳＶＲと複数の太陽光発電出力地点間の電位差ΔＶｉは、計測時刻の情報と共に相互に関連付けされて得られているものとする。

さらに、ステップＳ４４３では、平面上分割区間決定部４４０が、Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒのデータの分布に基づき、Ｉｒｓｖｒ．Ｉｉｓｖｒで構成する座標平面を想定し、この平面を区分化する。平面区分化は、Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒの最大値と最小値が±１００Ａ程度であれば、区分化の単位としては、ΔＩｒｓｖｒ＝ΔＩｉｓｖｒ＝１０Ａとすることで、Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒの平面を２０×２０に分割できることになり、後段の処理である重回帰分析を安定的に行うことが可能となる。この区分化の単位は、本システムの利用者が適宜設定することができる。

上述のようにして平面上分割区間決定部４４０は、Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒで構成する二次元の座標平面を想定し、かつ、二次元の座標平面を複数区間に分割して平面の区分化を実施する。

次に、上位ランクΔＶ抽出部４６０の処理内容を説明する。図８は、設備設計支援システム内の上位ランクΔＶ抽出部の処理内容を示す。ステップＳ４６１では、上位ランクΔＶ抽出部４６０が、ＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ，ＩｉｓｖｒとＳＶＲと複数の太陽光発電装置の出力地点との間の電位差ΔＶによる３次元の空間を想定する。

具体的には、上位ランクΔＶ抽出部４６０は、ＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒで区分化した各々の区分区間（ΔＩｒｓｖｒ，ΔＩｉｓｖｒ）に属する三次元座標（Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒ，ΔＶ）において、ΔＶの値が大きい順にソーティングを実施する。

ステップＳ４６２では、上位ランクΔＶ抽出部４６０が、ΔＶの値が大きい順にソート済の（Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒ．ΔＶ）データセットのうち、ΔＶの値が上位１位、２位、３位となるデータを選択する。上位何位まで選ぶべきかは、本システムの利用者が適宜設定可能である。

図１３に概念的に示したＩｒｓｖｒ，ＩｉｓｖｒとΔＶとによる３次元空間では、ＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ及びＩｉｓｖｒによる平面座標に対してΔＩｒｓｖｒ及びΔＩｉｓｖｒを単位とする平面領域９９の区分化を実施し、かつ高さ方向にＳＶＲと複数の太陽光発電出力地点間の電位差ΔＶを採用した３次元空間を想定している。なお、区分化された平面領域９９における電位差ΔＶを○または●で表示しているが、ここでは、電位差ΔＶが大きい上位ランクのものを●で表示している。

さらにステップＳ４６２では、上位ランクΔＶ抽出部４６０が、電位差ΔＶの値が上位１位、２位、３位となる（Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒ，ΔＶ）範囲９８内のデータセットに対して、選択フラグを付与する（設定無から設定有とする）。この選択フラグの設定有無により、重回帰分析をする際のデータの判別が可能となり、図９に示す重回帰分析処理が開始される。

図９は、重回帰分析処理の一例を示す。ステップＳ９００では、重回帰分析部４８０が、重回帰分析をするための単位時間として、例えば１時間（または３時間）を設定する。

ステップＳ９０１では、重回帰分析部４８０が、太陽光発電装置ＰＶｉの組合せを検索する。ステップＳ９０２では、重回帰分析部４８０が、選択フラグ＝＝１である太陽光発電装置ＰＶｉの組合せを抽出し、選択フラグ＝＝１である太陽光発電装置ＰＶｉの組み合わせを発見しない場合には上述したステップＳ９０１から実行する。

一方、選択フラグ＝＝１である太陽光発電装置ＰＶｉの組合せを発見した場合、ステップＳ９０３では、重回帰分析部４８０が、ＳＶＲ２次側電圧と選択フラグ＝＝１となる太陽光発電装置ＰＶｉ端電圧との電位差ΔＶとＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒとの間で重回帰分析計算を実行し、ΔＶ＝α×Ｉｒｓｖｒ＋β×Ｉｉｓｖｒ＋ΔＶ０となるαをＳＶＲのＬＤＣ２の整定値Ｒ（Ω）とする。

さらにステップＳ９０４では、重回帰分析部４８０が、このようにＳＶＲ２次側電圧と選択フラグ＝＝１となる太陽光発電装置ＰＶｉ端電圧との電位差ΔＶとＳＶＲ通過電流Ｉｉｓｖｒとの間で重回帰分析を実行し、Ｚ軸の切片から整定値ΔＶ０を算出する。

さらにステップＳ９０５では、重回帰分析部４８０が、このようにＳＶＲ２次側電圧と選択フラグ＝＝１となる太陽光発電装置ＰＶｉ端電圧との電位差ΔＶとＳＶＲ通過電流Ｉｉｓｖｒとの間で重回帰分析を実行し、ΔＶ＝α×Ｉｒｓｖｒ＋β×Ｉｉｓｖｒ＋ΔＶ０となるβをＳＶＲのＬＤＣ２の整定値Ｘ（Ω）とする。

次に重回帰分析部４８０は、もしもすべてのデータ組合せパタンを検索済みでなければ、ステップＳ９０１へ戻って実行する一方（ステップＳ９０６）、すべてのデータ組合せパタンを検索済みであれば、本処理を終了し、季節・時間帯に紐づけられた整定値Ｒ２、Ｘ２を決定する。

ステップＳ９０７では、重回帰分析部４８０が、例えば１日の日中についての１時間（または３時間）刻みでの全ての時間帯分の計算を完了すれば、当該処理を終了する。以上の処理は単位時間に含まれるデータセットに対して処理を行う。

例えば、設定した時間帯毎に行われる上記重回帰分析処理により、例えば日照のある朝６時から夜６時までの１時間ごとの時間帯で求められた整定値Ｒ２，Ｘ２が得られたことになる。これらの時間帯ごとの整定値Ｒ２，Ｘ２は、時間の情報とともに、図２に示したデータベースＤＢ５に保持されていくが、このとき日射量と整定値の対応付部５００での処理により、重回帰分析部４８０で求めた時間帯ごとの整定値と、日射計１８５で計測した時間帯ごとの日射量を関連づけしてデータベースＤＢ５に記憶される。

図９に示す重回帰分析処理は、要するにＳＶＲのＬＤＣ２の整定値Ｒ、Ｘで定める仮想点を定めるに当たり、出力抑制を生じる太陽光発電装置ＰＶを考慮してその位置を定めたものである。ＳＶＲの傘下に例えば１００台の太陽光発電装置ＰＶが存在し、このうち５０台が頻繁にあるいは大規模な出力抑制を生じる太陽光発電装置ＰＶであるといった場合に、１００台すべてを考慮した仮想点設定を行っていたものが従来であるに対し、本実施の形態では、発電量の出力抑制を生じる５０台の太陽光発電装置ＰＶを主体として仮想点の設定が実施されるのである。

このため、出力抑制を生じる太陽光発電装置ＰＶを主体とする仮想点設定の実現手法にはいくつかのものが想定し得、本実施の形態は、そのいずれであってもよい。これらの変形手法としては、例えば出力抑制程度の高い太陽光発電装置ＰＶに限定して定めたり、出力抑制から救うことのできる太陽光発電装置ＰＶの台数を極力大きくするように繰り返し計算により定めたり、出力抑制を生じる太陽光発電装置ＰＶの重み係数を上げて仮想点を定めるという手法が考えられる。

図１０は、図９に示す重回帰分析処理を経て得られたα及びβの幾何学的イメージを示す。図示の例は、ＳＶＲ通過電流の有効成分Ｉｒｓｖｒ、無効成分Ｉｉｓｖｒ、並びにＳＶＲの２次側電圧と太陽光発電装置端子電圧の電位差ΔＶで定まる３次元平面９５を表記したものである。ここでは、電位差ΔＶがΔＶ０である時に、有効成分Ｉｒｓｖｒが増加したときの電圧変動分ΔΔＶと、無効成分Ｉｉが増加したときの電圧変動分ΔΔＶ‘が表す領域を表示している。

図１０における当該関係から、α及びβは（３）式及び（４）式で表現することができる。この係数α及びβは、季節・時間帯に紐づけられた整定値Ｒ２，Ｘ２を決定したことに他ならない。

（２）本実施の形態の第１の変形例
図１１は、本実施の形態の第１の変形例を示す。なお、以下の説明では、主として前述した実施の形態とは異なる点のみを説明する。

前述した図２に示す例では、ＳＶＲと配電設備設計支援システム４００を別個に配置して信号伝送を行う事例を示したが、この変形例では、ＳＶＲ内に整定値決定部４００Ａを備えている。

整定値決定部４００Ａは、データベースＤＢ３Ａ、平面上分割区間決定部４４０Ａ、上位ランクΔＶ抽出部４６０Ａ、重回帰分析部４８０Ａ、日射量と整定値の対応付部５００Ａ、データベースＤＢ４Ａ及びデータベースＤＢ５Ａを備える。

これらデータベースＤＢ３Ａ、平面上分割区間決定部４４０Ａ、上位ランクΔＶ抽出部４６０Ａ、重回帰分析部４８０Ａ、日射量と整定値の対応付部５００Ａ、データベースＤＢ４Ａ及びデータベースＤＢ５Ａは、それぞれ、前述の実施の形態におけるデータベースＤＢ３、平面上分割区間決定部４４０、上位ランクΔＶ抽出部４６０、重回帰分析部４８０、日射量と整定値の対応付部５００、データベースＤＢ４及びデータベースＤＢ５に相当し、以下の点を除き、ほぼ同様の機能を有する。

この配電設備設計支援システム４００Ａでは、計測部２００によりＳＶＲ通過電流ＩｒｓｖｒとＩｉｓｖｒ、ＳＶＲと太陽光発電装置ＰＶｉ出力地点間の電位差ΔＶｉ、日射量を取得し、平面上分割区間決定部４４０Ａ及び上位ランクΔＶ抽出部４６０Ａにより、太陽光発電装置の出力抑制に相関関係を持つデータを選び出したうえで、重回帰分析を行う重回帰分析部４８０Ａにより時間帯ごとの整定値を求める。

さらにこの配電設備設計支援システム４００Ａでは、日射量と整定値の対応付部５００Ａにより、日射量の情報と共に関連づけられて時間帯ごとの整定値がデータベースＤＢ５Ａに蓄積記憶される。その後、整定値３５０はタップ制御３１０へ設定されることを示している。

図２及び図１１において説明した処理の概念を、図１２（Ａ）及び図１２（Ｂ）を用いて説明する。まず、図１２（Ａ）は、変電所１１０からＳＶＲを介して例えば樹枝状に延伸配置された配電系統の面的なエリア構成例を示している。

このような配電系統において、一例として「○」の位置に太陽光発電装置ＰＶが配置されている。ここでは、既存の装置である線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１の動作整定値Ｒ１，Ｘ１が定めるＳＶＲ二次側の仮想点の位置がＧ１であるものとする。なお、仮想点は、配電系統の面的なエリア構成におけるインピーダンス分布の重心位置に対応している。従って、この仮想点について電圧制御を実施すれば、配電系統全体について適正に電圧制御を実施することが可能である。

これに対し、図１２（Ｂ）は、図２及び図１１の平面上分割区間決定部４４０Ａ、上位ランクΔＶ抽出部４６０Ａ及び重回帰分析部４８０Ａにおいて求めた、太陽光発電装置ＰＶにおける出力抑制に相関関係を有する太陽光発電装置ＰＶのみを、一例として「●」で示している。

重回帰分析部４８０では、抽出した出力抑制に相関関係を有する太陽光発電装置ＰＶの配置情報を考慮して、特に出力抑制が大きく、ＳＶＲの２次側電圧と太陽光発電装置ＰＶｉの端子電圧との電位差ΔＶｉとの相関が大きい太陽光発電装置ＰＶｉについて、当該配電系統の面的なエリア構成におけるインピーダンス分布の重心位置Ｇ２を求めたものである。

図１４は、平面上分割区間決定部４４０Ａ及び上位ランクΔＶ抽出部４６０Ａにより抽出した●のデータ群を用いて、重回帰分析部４８０Ａにおいて求めた平面を示す図である。この平面は●の集合から求めた平面であり、この平面から図１０に示す係数α及びβを定める結果として、特に出力抑制が大きく、ＳＶＲの２次側電圧と太陽光発電装置ＰＶｉの端子電圧との電位差ΔＶｉとの相関が大きい太陽光発電装置ＰＶｉについて配慮したＳＶＲを構成することができる。

また、図１５（Ａ）及び図１５（Ｂ）は、それぞれ、図１２（Ａ）及び図１２（Ｂ）に示す場合における電位差ΔＶの推定精度の関係を示している。より具体的には、図１５（Ａ）及び図１５（Ｂ）は、それぞれ、図１２（Ａ）に示す従来方式（全データにより重回帰分析）による電位差の時間変化（細い実線）と、従来方式によって推定される電位差の時間変化（太い実線）と、を比較しつつ、電位差ΔＶの推定精度の関係を表している。

図示の例では、太い実線が細い実線と重なれば、電位差ΔＶの推定が正確に行われたことを意味しており、ＳＶＲによる制御が良好に行われることを示している。図示の例では、特に電位差ΔＶの最大値についての推定がよくないことが明白である。

ここで、最大値は、太陽光発電出力抑制が実施される可能性が高い領域であることから、太い実線は、細い実線の最大値近傍を正確に推定すべきところ、図１５（Ａ）に示す例では、電位差ΔＶの最大値を正確に推定できていないことが従来における問題である。

これに対し、本実施の形態では、図１５（Ｂ）に示すように、太い実線が、細い実線の最大値近傍を重複していることから正確に電位差ΔＶの最大値を推定できており、太陽光発電装置の出力抑制が実施される可能性が低くなっていることを理解することができる。

図１６は、日射量と整定値の対応付処理の一例を示す。この日射量と整定値の対応付処理では、まず、ステップＳ１７０１において、日射量と整定値の対応付部５００が、該当地域における単位時間毎の日射量を取得する。この日射量は、気象庁やＮＥＤＯ等の気象関係に公開されているデータでもよい。

次にステップＳ１７０２では、日射量と整定値の対応付部５００が、前述したように重回帰分析部４８０によって計算された単位時間毎の整定値を取得する。その後、ステップＳ１７０３では、日射量と整定値の対応付部５００が単位時間毎に日射量と整定値の相関関係を生成する。

このステップＳ１７０３では、単位時間毎の日射量と整定値を紐付けてテーブル化する方法や、単位時間の日射量と整定値のデータとの組に基づく重回帰分析により線形式を生成する方法を採用してもよい。これらの単位時間ごとに相関づけられた日射量と整定値は、日射量と整定値の対応付部５００によってデータベースＤＢ５に蓄積される。

図１７は、整定値選択処理の一例を示す。ＳＶＲでは、整定値選択部３４５が、日射計１８５から日射量を受信すると、データベースＤＢ５を参照して日射量に対応する整定値を選択する（ステップＳ１６０１）。ステップＳ１６０２では、整定値選択部３４５が、そのように選択された整定値をＬＤＣ２へ送信する。

なお、図１７に示す整定値選択処理において、整定値選択部３４５が、データベースＤＢ５を参照し、ＬＤＣ２の設定に反映させる日射量（以下「基準日射量」という）について、以下のように取り扱うことが考えられる。

すなわち、本実施の形態では、基準日射量は、例えば１時間（または３時間のように、１日単位のように長い期間でなく、時間ごとの天候が反映されうる長さの時間）の時間帯での平均的な日射量として把握されるのがよい。これにより、日射量の瞬間的な変動により、その都度整定値が可変に変更され、制御が安定化しない事態を避けることができる。

この基準日射量は、天気予報を参考にしたものであってもよい。例えば、明日の天気が曇り（あるいは快晴）であり、現在の季節の天気が曇り（あるいは快晴）である時の過去実績が多数得られており、明日の天気予測の推定信頼度が高いことが判明している場合には、明日の日射量の参照情報として過去実績における日射量を、データベースＤＢ５を参照するときの基準日射量として使用することができる。

また、基準日射量は、将来時刻の気象を予測して求めた予測日射量であってもよい。このようにすると、近隣地域における雲の動き、天気予報などから現在時刻が１０時である時に、１時間後の１１時の気象を予測し、そのときの日射量を、データベースＤＢ５を参照するときの基準日射量として使用することができる。なお、予測時点は、１時間後に限らず、任意に設定してもよい。

基準日射量は、計測した実際の日射量ばかりでなく、上記観点から決定された上位概念の値を利用することができる。本実施の形態では、これらを総称して「基準日射量」を用いている。

なお、図１７において、基準日射量を用いてデータベースＤＢ５を参照し、整定値を取り出す場合に、必ずしも条件に完全に合致するものが存在しない場合が考えられるが、このような場合には類似する条件で選択する。このため、適宜の学習処理などが採用されるものであってもよい。

本実施の形態における線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２の動作整定値Ｒ２，Ｘ２は、重心位置Ｇ２を示している。本実施の形態によれば、発電量の出力抑制の対象となる太陽光発電装置に対してより近傍の位置が仮想点として設定されることにより、当該近傍の電圧が制限値を逸脱しないように、ＳＶＲにおけるタップ制御によって配電系統の電圧を調整するため、出力抑制の機会が多かった一部の太陽光発電装置は、出力抑制を実施しなくても良いという好ましい環境下に置かれることになる。

従来は、一度定めた重心位置Ｇ１を制御するのみで太陽光発電装置の出力状況が考慮されていないが、本実施の形態では、出力抑制が大きい順に相関関係を有する一部の太陽光発電装置のみを抽出し、その都度重心位置Ｇ２を反映させているので、出力抑制による売電機会の損失を受けている当該一部の太陽光発電装置ＰＶの不公平を回避することが可能である。

この結果、太陽光発電装置ＰＶの出力が過度に上昇する場合であっても、事前に上流側のＳＶＲにおけるタップ制御が配電系統の電圧を調整するので、当該一部の太陽光発電装置の出力抑制に至る機会を削減することができる。

本実施の形態による以上のような制御により、太陽光発電装置などのような出力が変動する発電装置が分岐系統等に多数導入されている電力系統でも、太陽光発電装置の設置点の電圧が上昇することを回避するために実施される太陽光発電装置の出力抑制を回避し、需要家による売電機会が失われることを低減することができる。さらに、日射量と関連付けて電圧調整装置の整定値を選択して用いることで、より高精度に電圧調整が可能となり、太陽光発電装置の出力抑制量を低減することが可能となる。さらに、ハンチング動作によるタップの磨耗を抑えることができるため、電圧調整装置の寿命をより延ばすことができる。

また、本実施の形態によれば、同じ１日の日照時間帯の中であっても日照条件が相違することに伴って太陽光発電では電力系統の状態が変化しているが、設定すべき整定値を日射量に応じて可変とすることで、よりきめ細かな電力系統の制御に貢献することができる。

以上説明した本実施の形態は多様であるが、いずれの場合であっても、所定時間帯内に前記配電系統から得た情報に基づいて、所定時間帯における配電系統のインピーダンスを求める時間帯別インピーダンス導出部と、所定時間帯における日射量を求める日射量入手部と、同一の前記所定時間帯におけるインピーダンスと日射量を関連付けて記憶するデータベースと、基準日射量によりデータベースを参照して基準日射量のときのインピーダンスを求めるインピーダンス抽出部と、を備え、抽出したインピーダンスを整定値として用いて配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整する構成に特徴付けられている。

ここで、上述した時間帯別インピーダンス導出部は、図２の平面上分割区間決定部４４０、上位ランクΔＶ抽出部４６０及び重回帰分析部４８０を主たる構成とした部分に相当し、上記日射量入手部は、日射計１８５からデータを入手する処理或いは計測部２００からデータを入手する処理に相当し、上記データベースは、データベースＤＢ５などに相当し、上記インピーダンス抽出部は、整定値選択部３４５或いは整定値選択処理（図１７参照）に相当している。

図１８は、ハンチング動作を回避するための整定値補正処理の一例を示す。図示の例では、第１の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１の整定値及び第２の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２の整定値を補正する処理を表している。まず、ハンチング動作判定部６００は、日射量に応じて選択した、第１の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１の整定値及び第２の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２の整定値３５０をそれぞれ取得する（ステップＳ１８０１，Ｓ１８０２）。

その後、ＳＶＲの１タップ動作（±１００Ｖ）の動作をした時に、第１の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１の推定電圧が第２の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２の上限電圧を逸脱し、かつ、第１の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１の下限電圧を逸脱する場合（ハンチング動作条件判定式によりハンチング判定が真の場合に相当）、ハンチング動作判定部６００は、第１の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１の整定値と第２の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２の整定値とが近い位置に存在することから、離れる方向に、第２の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２の整定値をごく僅かに変化させ、ハンチング動作を回避する整定値へ補正する（ステップＳ１８０３）。

図１９は、上述したＳＶＲの代わりにＬＲＴに対する整定値を決めるための配電設備設計支援システムの全体構成例を示す。図２０は、ＬＲＴと配電設備設計支援システムとの関係の一例を示す。ＬＲＴについてもＬＤＣ型であれば、ＳＶＲと同様に、第１の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１及び第２の線路電圧降下補償回路ＬＤＣ２を整定することが可能となる。

なお、ＬＲＴが仮にプロコン型であれば、予め時間帯毎に用いる整定値を決めておく必要があるが、その場合には、日射量の時間帯毎のパタンを１年間データによって分析しておき、その日射量時間帯別のパタンに応じた整定値を選定することで、整定値を決定することが可能となる。

（３）本実施の形態の第２の変型例
以上のような実施の形態は、次のようなＳＶＲの遠隔整定値調整に対応した最適整定方式とすることもできる。配電自動化システムに関わる通信インフラの再構築が進むと、ＳＶＲ等の整定値は遠隔で設定される。このような場合、整定値は、固定値とする代わりに、例えば、季節や時間などを条件に動的に変更することで、より効果的な運用が可能となる。

（３－１）遠隔整定方式の基本コンセプト
図２１は、本実施の形態を遠隔整定方式とした場合の構成例を示す。上述した実施の形態では、過去計測データを用いて事前に整定値を算出し、ＳＶＲ等へ整定値を事前に設定している。これに対して、この遠隔整定方式では、日射量やＰＶ出力量等のリアルタイム計測データを用いて、最適な整定値を選択し、その都度設定する。または、ＳＶＲ単体で動的に整定値を決定するようにしても良い。

（３－２）整定値の動的変更に関する検討
遠隔整定方式の実現へ向けて、天候や計測間隔の違いが整定値に与える影響を分析した。影響分析には配電線の計測値（１秒間隔）を用いた。

天候による整定値への影響を把握するために、曇天日と晴天日における計測値を用いて、重回帰分析により整定値を算出すると、青天日に太陽光発電出力が増加して電圧が上昇するため、日射量などを用いて最適な整定値を動的に選択することができる。

図２２は、整定値空間及び整定値関数のイメージの一例を示す。さらに、動的に整定値を選択することをシステム上で可能とするために、計測条件及び整定条件の違いが整定値へ与える影響を分析すると、直線状の強い相関性が存在するため、整定値に関する線形的な関数（以下「整定値関数」という）ＳＦを決めることが可能である。

従って、例えば、ΔＶｒｅｆ＝ΔＶ’ｒｅｆである平面Ｎを考慮して、日射量または太陽光発電の出力量等の情報を用いてΔＶｒｅｆを決定することで、整定値の持つ強い相関性を利用してＲ，Ｘを決めることが可能となり、計測値から最適な整定値を選択したり、ＳＶＲ単体で動的な整定を実現することもできる。

（４）その他の実施形態
上記実施形態は、本発明を説明するための例示であり、本発明をこれらの実施形態にのみ限定する趣旨ではない。本発明は、その趣旨を逸脱しない限り、様々な形態で実施することができる。

本発明は、配電系統の電圧を調整する配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法及び配電設備設計支援システムに広く適用することができる。

１００……配電系統、１１０……配電用変電所、１２０……ノード、ＰＶ……太陽光発電装置、１４０……配電線路、１５０……負荷、１７０……センサ、１８０……電圧計、１８５……日射計、２００……計測部、３００……自動電圧調整装置、３０５……変圧器、３１０……タップ制御装置、３２０……計測部、３４０……タップ制御部、３４５……整定値選択部、３５０……整定値、ＣＴ……電流センサ、ＰＴ……電圧センサ、ＤＢ１，ＤＢ２，ＤＢ３，ＤＢ４，ＤＢ５……データベース、ＬＤＣ１，ＬＤＣ２……第１及び第２の線路電圧降下補償回路。

Claims (11)

1. 複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整装置であって、
   所定時間帯内に前記配電系統から得た情報に基づいて、前記所定時間帯における前記配電系統に固有に定まる、前記電圧調整装置の整定値であるインピーダンスを求める時間帯別インピーダンス導出部と、
   前記所定時間帯における日射量を求める日射量入手部と、同一の前記所定時間帯における前記インピーダンスと前記日射量を関連付けて記憶するデータベースと、
   基準日射量に基づいて前記データベースを参照して前記基準日射量のときの前記インピーダンスを求めるインピーダンス抽出部と、
   前記抽出したインピーダンスを整定値として用いて前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ調整部と、
   所定のハンチング動作条件判定式によりハンチング判定が真の場合にハンチング動作を回避する整定値へ補正するハンチング動作判定部と、
   を備えることを特徴とする配電系統の電圧調整装置。
2. 前記配電系統から得た情報は、前記タップ付変圧器の通過電流の有効成分及び無効成分、並びに前記タップ付変圧器と複数の前記太陽光発電装置の間の電位差であり、
   前記時間帯別インピーダンス導出部は、
   前記タップ付変圧器の通過電流の有効成分及び無効成分で定まる平面上において、分割区間を決定する平面上分割区間決定部と、
   前記分割区間における前記電位差について前記電位差が大きい順にランク付けして上位複数の電位差を抽出する上位ランク電位差抽出部と、
   前記抽出された前記上位複数の電位差を用いた重回帰分析を実施し、前記タップ付変圧器のインピーダンスを決定する重回帰分析部と、
   を備えていることを特徴とする請求項１に記載の配電系統の電圧調整装置。
3. 前記タップ付変圧器の通過電流と、前記タップ付変圧器と前記太陽光発電装置の設置点間の電位差と、日射量についての計測部から情報を取得し、前記計測部からの情報と、対象とする配電系統の構成の情報と、太陽光発電装置の配置・容量の情報と、負荷パタンの情報と、前記タップ付変圧器の配置データの情報と、を含む蓄積部を備えることを特徴とする請求項２に記載の配電系統の電圧調整装置。
4. 前記タップ付変圧器から前記仮想点までの距離を表す整定値は、前記タップ付変圧器から前記仮想点までの間のインピーダンスまたは前記インピーダンスに関連する係数であることを特徴とする請求項２または請求項３に記載の配電系統の電圧調整装置。
5. 前記配電系統における第１の仮想点における電圧を設定電圧とすべく前記タップ付変圧器のタップ値を調整する第１の線路電圧降下補償回路と、
   前記インピーダンス抽出部によって求められた前記整定値を用いて前記配電系統における第２の仮想点における電圧を設定電圧とすべく前記タップ付変圧器のタップ値を調整する第２の線路電圧降下補償回路と、
   を備えることを特徴とする請求項２乃至請求項４のいずれかに記載の配電系統の電圧調整装置。
6. 前記基準日射量は、
   計測された日射量、過去実績に基づいて定めた日射量、及び、気象予測に基づいて定めた日射量のいずれかであることを特徴とする請求項１乃至請求項５のいずれかに記載の配電系統の電圧調整装置。
7. 複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整装置と、配電設備設計支援システムと、を含む配電系統の電圧調整システムであって、
   前記配電設備設計支援システムは、
   所定時間帯内に前記配電系統から得た情報に基づいて、前記所定時間帯における前記配電系統に固有に定まる、前記電圧調整装置の整定値であるインピーダンスを求める時間帯別インピーダンス導出部と、
   前記所定時間帯における日射量を求める日射量入手部と、
   同一の前記所定時間帯における前記インピーダンスと日射量を関連付けて記憶するデータベースと、を備え、
   前記タップ付変圧器は、
   基準日射量に基づいて前記データベースを参照して前記基準日射量のときの前記インピーダンスを抽出するインピーダンス抽出部と、
   前記抽出したインピーダンスを整定値として用いて前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ調整部と、
   所定のハンチング動作条件判定式によりハンチング判定が真の場合にハンチング動作を回避する整定値へ補正するハンチング動作判定部と、
   を備えることを特徴とする配電系統の電圧調整システム。
8. 前記配電設備設計支援システムは、
   前記タップ付変圧器の通過電流と、前記タップ付変圧器と前記太陽光発電装置の設置点間の電位差と、日射量について計測部から取得する情報と、対象とする配電系統の構成に関する情報と、前記太陽光発電装置の配置・容量の情報と、負荷パタンの情報と、前記タップ付変圧器の配置データの情報と、を蓄積する蓄積部を備えていることを特徴とする請求項７に記載の配電系統の電圧調整システム。
9. 複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、前記配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ付変圧器を備えた配電系統の電圧調整方法であって、
   電圧調整装置が、所定時間帯内に前記配電系統から得た情報に基づいて、前記所定時間帯における前記配電系統に固有に定まる、前記電圧調整装置の整定値であるインピーダンスを求めるとともに前記所定時間帯における日射量を求め、同一の前記所定時間帯における前記インピーダンスと前記日射量を関連付けて記憶する記憶ステップと、
   前記電圧調整装置が、関連付けて記憶された前記インピーダンスと前記日射量を参照し、基準日射量のときの前記インピーダンスを抽出し、抽出したインピーダンスを整定値として用いて配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整する調整ステップと、
   を有することを特徴とする配電系統の電圧調整方法。
10. 複数の太陽光発電装置と、与えられた整定値に応じて配電系統の仮想点における電圧を設定電圧とすべくタップ値を調整するタップ付変圧器を備えた電圧調整装置と、を備えた配電系統に適用され、前記仮想点における電圧を推定するための整定値を与える、配電系統の配電設備設計支援システムであって、
    所定時間帯内に前記配電系統から得た情報として、前記タップ付変圧器の通過電流の有効成分及び無効成分、並びに前記タップ付変圧器と前記複数の太陽光発電装置の間の電位差に基づいて、前記所定時間帯における前記配電系統に固有に定まる、前記電圧調整装置の整定値であるインピーダンスを求める時間帯別インピーダンス導出部と、
    前記所定時間帯における太陽光発電出力を求める太陽光発電出力入手部と、
    同一の前記所定時間帯における前記インピーダンスと前記太陽光発電出力を関連付けて記憶するデータベースと、
    前記データベースから抽出した前記インピーダンスを前記タップ付変圧器に与える出力部と、
    所定のハンチング動作条件判定式によりハンチング判定が真の場合にハンチング動作を回避する整定値へ補正するハンチング動作判定部と、
    を備えることを特徴とする配電系統の配電設備設計支援システム。
11. 前記タップ付変圧器の通過電流と、前記タップ付変圧器と前記太陽光発電装置の設置点間の電位差と、日射量について計測部からの情報と、対象とする配電系統の構成の情報と、前記太陽光発電装置の配置・容量の情報と、負荷パタンの情報と、前記タップ付変圧器の配置データの情報と、を蓄積する蓄積部を備えていることを特徴とする請求項１０に記載の配電系統の配電設備設計支援システム。

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