JP7221663B2

JP7221663B2 - 電圧制御装置、電圧制御方法及び電圧制御プログラム

Info

Publication number: JP7221663B2
Application number: JP2018218193A
Authority: JP
Inventors: 俊樹織田; 尚之高橋; 敏上村
Original assignee: Central Research Institute of Electric Power Industry
Current assignee: Central Research Institute of Electric Power Industry
Priority date: 2018-11-21
Filing date: 2018-11-21
Publication date: 2023-02-14
Anticipated expiration: 2038-11-21
Also published as: JP2020089008A

Description

本発明は、電圧制御装置、電圧制御方法及び電圧制御プログラムに関する。

低炭素社会の実現やエネルギーの効率的な利用に向け、今後太陽光発電（ＰＶ：Photovoltaics）や蓄電池などのエネルギー機器を活用する需要家が増加していくことが想定される。特に、固定価格買取制度（ＦＩＴ：Feed In Tariff）の施行以降、配電系統へのＰＶの連系量が急速に増加している。

これまでは、太陽光発電の連系により系統電圧の上昇が問題となっていた。しかし、太陽光発電の連系量が大量に増加した状況では、系統電圧が上昇から低下に転じ、ＰＶ連系用ＰＣＳ（Power Conditioning System）が解列する事象が確認されている。この電圧低下現象は、長亘長の配電線に対して大容量の潮流が流れることで、配電線のリアクタンスや無効電力の影響により電流位相が変化することが主な原因である。

長亘長の配電系統で末端の電圧が適正電圧を逸脱する場合、ＳＶＲ（Step Voltage Regulator）のような電圧制御機器を設置することで、電圧制御が行われる。従来のＳＶＲは、太陽光発電の連携による逆潮流が発生する場合、設置点の自端情報を用いて線形的な電圧の変化を前提として決められた点の電圧を推定して電圧調整を行っていた。

従来、配電系統の電圧制御方式には、自端制御方式の１つであるＬＤＣ（Line Drop Compensator）方式が広く用いられている。自端制御方式とは、電圧制御機器端で計測される各相電圧や各相電流などの自端情報を用いて配電線の電圧制御を行う方式である。ＬＤＣ方式では、ＳＶＲの設置地点で計測される電圧、電流及び力率を用いてＳＶＲの二次側の予め決められた地点の系統電圧を推定し、上限逸脱や下限逸脱が発生する場合にタップを変更することでＳＶＲ二次側電圧が適切範囲内に収まるように制御される。

また、より詳細な電圧変動を把握するために、電力系統のモデルを用いて潮流計算が行われることもある。潮流計算では、電力系統の既知の状態量を基に未知の状態量が計算される。状態量は、電力系統上の任意のノードやノード間の接続線における電圧の大きさ、電圧の位相角、有効電力、無効電力、及び電力系統のインピーダンス情報等の定数等で構成され得る。例えば、状態量は、所定の関数に用いて上述した各パラメータが収束条件を満たすまで繰り返し処理が実行されることで算出される。

また、電圧制御の技術として、例えば、母線の通過有効電力及び線路リアクタンスを用いて運転力率を算出し、算出した運転力率を用いて制御を行う従来技術がある。

特許６２４５３９６号公報特開２０１７－５５６１９号公報

しかしながら、ＬＤＣ方式などの従来の電圧制御では、電圧変化が線形的であることを前提としているため、電圧低下現象により非線形な電圧変化が発生する系統の電圧に対しては電圧推定の精度が低下するため、適切な電圧制御を行うことが困難である。

また、潮流計算を行う従来技術では、各ノードにおける電圧などのデータを用いて計算が行われるため、電圧推定を集中管理する装置などを用いることになり、構成の複雑化やコストの上昇などから容易な導入が困難である。

さらに、母線の通過有効電力及び線路リアクタンスを用いて運転力率を算出する従来技術では、電圧変化が線形的であることが前提とされているため、非線形な電圧変化が発生する系統の電圧に対して適切な電圧制御を行うことが困難である。

開示の技術は、上記に鑑みてなされたものであって、電圧低下現象が発生する場合を含む系統電圧の非線形な変化が発生する状態においても適切な電圧制御を行う電圧制御装置、電圧制御方法及び電圧制御プログラムを提供することを目的とする。

本願の開示する電圧制御装置、電圧制御方法及び電圧制御プログラムの一つの態様において、情報取得部は、少なくとも通過する通過電流、電流位相、二次側電圧及び電圧位相を含む配電系統における系統情報を取得する。電圧算出部は、前記電流位相、前記電圧位相、前記通過電流及び前記二次側電圧を基に自装置を通過する無効電力及び有効電力を算出し、算出した前記有効電力及び前記無効電力を用いて通過電流のベクトルを算出し、単位当たりの抵抗値、単位当たりのリアクタンス、前記通過電流のベクトル及び各地点までの距離を用いて各地点それぞれの電圧降下の値を求め、二次側電圧から各地点それぞれの電圧降下の値を減算し、減算結果の絶対値を求めて、前記配電系統の各地点における推定電圧とする。電圧制御部は、前記電圧算出部により算出された前記推定電圧と予め決められた上限電圧値及び下限電圧値とを比較して、上限電圧値を上回る推定電圧が存在する場合には二次側電圧を下げ、下限電圧を下回る推定電圧が存在する場合には二次側電圧を上げるように前記配電系統の電圧を制御する。

１つの側面では、本発明は、電圧低下現象が発生する場合を含む系統電圧の非線形な変化が発生する状態においても適切な電圧制御を行うことができる。

図１は、実施例に係る配電系統の簡略化モデルを示す図である。図２は、実施例に係るＳＶＲのブロック図である。図３は、実施例に係るＳＶＲによる電圧調整処理のフローチャートである。図４は、ＰＶ連系により電圧が上昇するケースでの実施例に係るＳＶＲを用いた場合の電圧制御の効果を説明するための図である。図５は、図４の場合の各方式での電圧推定結果及び誤差率を表す図である。図６は、ＰＶ連系により電圧が低下するケースでの実施例に係るＳＶＲを用いた場合の電圧制御の効果を説明するための図である。図７は、図６の場合の各方式での電圧推定結果及び誤差率を表す図である。図８は、ＬＤＣ方式を用いた場合の電圧制御結果を表す図である。図９は、本実施例に係るＳＶＲを用いた場合の電圧制御結果を表す図である。図１０は、ＳＶＲのハードウェア構成図である。

以下に、本願の開示する電圧制御装置、電圧制御方法及び電圧制御プログラムの実施例を図面に基づいて詳細に説明する。なお、以下の実施例により本願の開示する電圧制御装置、電圧制御方法及び電圧制御プログラムが限定されるものではない。

図１は、実施例に係る配電系統の簡略化モデルを示す図である。本実施例に係る配電系統１００は、ＳＶＲ１、変電所２、及び、負荷又は発電システム３を有する。

変電所１００は、上流から送られてきた電気を変圧し、母線を介して配電系統１００に電気を供給する。変電所１００が電力供給を行う配電系統１００には、負荷又は発電システム３以外にも需要家などの様々なノードが存在する。

負荷又は発電システム３は、変電所１００が電力供給を行う配電系統１００に存在するノードである。負荷又は発電システム３は、例えば、変電所２から供給された電力を消費する装置又は太陽光発電装置などの再生可能エネルギーを利用した発電装置などである。

ＳＶＲ１は、配電系統１００における変電所１００と負荷又は発電システム３を含む各ノードとの間に設置される。ＳＶＲ１は、自端情報を用いて負荷又は発電システム３までの間の各点における電圧の推定を行う。そして、電圧が電圧上限値又は電圧下限値を超えた場合、ＳＶＲ１は、タップを切替えて配電系統１００における電圧を電圧上限値及び電圧下限値の間に収まるように制御する。ＳＶＲ１は、１分間隔などの予め決められた周期で電圧制御を繰り返す。以下に、ＳＶＲ１の動作について詳細に説明する。

図２は、実施例に係るＳＶＲのブロック図である。ＳＶＲ１は、図２に示すように、自端情報取得部１１、位相差内包電圧算出部１２及び電圧制御部１３を有する。

自端情報取得部１１は、ＳＶＲ１の二次側電圧、ＳＶＲ１の通過電流及び力率を含む自端情報を計測し収集する。そして、自端情報取得部１１は、収集した自端情報を位相差内包電圧算出部１２へ出力する。

位相差内包電圧算出部１２は、ＳＶＲ１から負荷又は発電システム３へ延びる配電線の単位ｋｍ当たりの抵抗値及びリアクタンス値を予め記憶する。さらに、位相差内包電圧算出部１２は、ＳＶＲ１の二次側電圧、ＳＶＲ１の通過電流及び力率を含む自端情報の入力を自端情報取得部１１から受ける。

ここで、ＳＶＲ１からの距離Ｌｋｍ地点における電圧算出について説明する。ここでは、各パラメータを以下の記号で表して説明する。Ｖ_Ｌ（Ｌ）は、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍの地点の線間電圧を表す。また、Ｖ_ＳＶＲは、ＳＶＲ１の二次側線間電圧である。また、Ｐ_ＳＶＲは、ＳＶＲ１を通過する通過有効電力である。また、Ｑ_ＳＶＲは、ＳＶＲ１を通過する通過無効電力である。また、ｒは、単位ｋｍ当たりの抵抗値である。また、ｘは、単位ｋｍ当たりのリアクタンス値である。さらに、通過電流をＩと表し、力率をθとする。

ＳＶＲ１の通過電流Ｉは、次の数式（１）で表される。数式（１）におけるＩの上に点が付加された記号は、通過電流Ｉをベクトル表記したものである。以下、数式展開の理解を容易にするため、各数式において電流及び電圧の上部に点を付加したベクトルで表記する。

そして、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍまでの電圧降下をΔＶ_ｄ（Ｌ）とすると、電圧降下ΔＶ_ｄ（Ｌ）は、次の数式（２）で表される。

ここで、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍにおける電圧であるＶ_Ｌは、ＳＶＲ１の設置点の電圧に対して電圧降下ΔＶ_ｄ（Ｌ）を合成することで算出される。すなわち、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍにおける電圧であるＶ_Ｌ（Ｌ）は、次の数式（３）で表される。

そして、数式（３）に数式（１）及び数式（２）を代入すると、次の数式（４）が生成される。

この数式（４）を用いて距離Ｌｋｍの電圧の絶対値を算出すると、次の数式（５）のように変形される。

さらに、数式（５）を変形すると次の数式（６）が生成される。

ここで、ＳＶＲ１の二次側電圧であるＶ_ＳＶＲ、通過電流Ｉ及び力率θは、ＳＶＲ１の自端情報として計測可能である。そして、ＳＶＲ１の二次側電圧であるＶ_ＳＶＲ及び電圧位相θν、並びに、通過電流Ｉ及び電流位相θｃが計測された場合、ＳＶＲ１を通過する通過有効電力であるＰ_ＳＶＲ及びＳＶＲ１を通過する通過無効電力であるＱ_ＳＶＲは次の数式（７）のように定義される。

ここで、数式（７）における実部と虚部とを比較すると、ＳＶＲ１を通過する通過有効電力であるＰ_ＳＶＲ及びＳＶＲ１を通過する通過無効電力であるＱ_ＳＶＲは、次の数式（８）で表される。ここで、θ＝θν－θｃである。

したがって、数式（６）及び（８）から、数式（６）で表されるＳＶＲ１から距離Ｌｋｍにおける電圧であるＶ_Ｌ（Ｌ）は、ＳＶＲ１における測定結果を用いて算出可能である。

ここで、数式（１）は、ＳＶＲ１を通過する通過電流Ｉを、ＳＶＲ１における通過有効電力と通過無効電力とを用いることで位相差を適切に考慮できるように定式化した式である。数式（６）は、数式（１）で表される位相差を考慮した通過電流Ｉを用いて、ＳＶＲ１の二次側の地点電圧を距離Ｌｋｍの関数として定式化した式である。すなわち、数式（６）は、ＳＶＲ１の二次側の地点電圧から距離Ｌｋｍの地点の位相差を考慮した電圧Ｖ_Ｌを表す式であり、各Ｌｋｍの点における電圧分布の正確な推定を可能とする。これにより、電圧の変化が非線形的な場合にも、位相差内包電圧算出部１２は、各Ｌｋｍの地点の電圧を精度よく算出することができる。

なお、数式（１）及び（６）等で用いる通過有効電力及び通過無効電力は数式（７）の通り、ＳＶＲ１における電圧と電流により算出が可能である。ただし、ＳＶＲ１による通過有効電力及び通過無効電力の取得方法はこれに限らない。例えば、ＳＶＲ１は、通過有効電力及び通過無効電力を直接計測することも可能である。その場合、ＳＶＲ１は、計測した通過有効電力及び通過無効電力を数式（６）に用いて、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍにおける位相差を考慮した電圧分布を推定することができる。

次に、本実施例に係るＳＶＲ１による電圧推定と対比するために、ＬＤＣ方式を用いた場合の距離Ｌｋｍ地点における電圧算出方法について簡単に説明する。ＬＤＣ方式では、Ｌｋｍ地点における電圧Ｖ_Ｌ（Ｌ）は次の数式（９）で表される。

ここで、Ｖ_ＳＶＲは、ＳＶＲ１の二次側線間電圧である。また、Ｒ_Ｌは、電圧推定地点までの抵抗値である。また、Ｘ_Ｌは、電圧推定地点までのリアクタンス値である。さらに、ｒは、単位ｋｍあたりの抵抗値である。また、ｘは、単位ｋｍあたりのリアクタンス値である。

Ｌ以外の値は固定値であるので、数式（９）は、Ｌの一次関数となる。すなわち、ＬＤＣ方式の場合、推定電圧は、距離に関して線形に変化する。そのため、電圧が曲線的に変化する場合には、ＬＤＣ方式では、適切な電圧の推定を行うことが困難である。これに対して、本実施例に係るＳＶＲ１による推定電圧は、上述した数式（６）で表される。数式（６）は、Ｌに関する二次関数となっている。すなわち、本実施例に係るＳＶＲ１は、ＬＤＣ方式では推定困難な曲線的に変化する電圧の推定を行うことが可能である。

位相差内包電圧算出部１２は、数式（６）及び（８）を予め記憶する。そして、位相差内包電圧算出部１２は、数式（８）に対して、取得したＳＶＲ１の二次側電圧、ＳＶＲ１の通過電流及び力率を用いて、ＳＶＲ１を通過する有効電力であるＰ_ＳＶＲ及びＳＶＲ１を通過する通過無効電力であるＱ_ＳＶＲを求める。

次に、位相差内包電圧算出部１２は、数式（６）に対して、ＳＶＲ１から負荷又は発電システム３へ延びる配電線の単位ｋｍ当たりの抵抗値及びリアクタンス値、ＳＶＲ１の二次側線間電圧、並びに、算出したＳＶＲ１を通過する有効電力であるＰ_ＳＶＲ及びＳＶＲ１を通過する通過無効電力であるＱ_ＳＶＲを用いて、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍ地点の線間電圧を算出する。その後、位相差内包電圧算出部１２は、算出したＳＶＲ１から距離Ｌｋｍ地点の線間電圧を電圧制御部１３へ出力する。

電圧制御部１３は、上限電圧値及び下限電圧値を予め有する。電圧制御部１３は、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍ地点の線間電圧の入力を位相差内包電圧算出部１２から受ける。そして、電圧制御部１３は、ＳＶＲ１から系統末端までの距離Ｌｋｍの各地点において電圧が上限電圧値より大きくなるか否かを判定する。いずれかの距離Ｌｋｍの地点において電圧が上限電圧より大きくなる場合、電圧制御部１３は、タップを１つ下げる。これに対して、いずれの距離Ｌｋｍの地点においても電圧が上限電圧以下の場合、電圧制御部１３は、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍの各地点において電圧が下限電圧値未満か否かを判定する。いずれかの距離Ｌｋｍの地点において電圧が下限電圧値未満となった場合、電圧制御部１３は、タップを１つ上げる。これに対して、いずれの距離Ｌｋｍの地点においても電圧が下限電圧以上である場合、電圧制御部１３は、現在のタップの状態を維持する。

次に、図３を参照して、本実施例に係るＳＶＲによる電圧調整処理の流れについて説明する。図３は、実施例に係るＳＶＲによる電圧調整処理のフローチャートである。

自端情報取得部１１は、ＳＶＲ１の二次側電圧、ＳＶＲ１の通過電流及び力率を含む自端情報を計測し収集する（ステップＳ１）。そして、自端情報取得部１１は、収集した自端情報を位相差内包電圧算出部１２へ出力する。

位相差内包電圧算出部１２は、ＳＶＲ１の二次側電圧、ＳＶＲ１の通過電流及び力率を含む自端情報の入力を自端情報取得部１１から受ける。そして、位相差内包電圧算出部１２は、数式（８）に対して、取得したＳＶＲ１の二次側電圧、ＳＶＲ１の通過電流及び力率を用いて、ＳＶＲ１を通過する有効電力であるＰ_ＳＶＲ及びＳＶＲ１を通過する通過無効電力であるＱ_ＳＶＲを求める。次に、位相差内包電圧算出部１２は、数式（６）に対して、配電線の単位ｋｍ当たりの抵抗値及びリアクタンス値、ＳＶＲ１の二次側線間電圧、並びに、ＳＶＲ１を通過する通過有効電力であるＰ_ＳＶＲ及び通過無効電力であるＱ_ＳＶＲを用いて、位相差を考量したＳＶＲ１から距離Ｌｋｍ地点の線間電圧を算出する（ステップＳ２）。その後、位相差内包電圧算出部１２は、算出したＳＶＲ１から距離Ｌｋｍ地点の線間電圧を電圧制御部１３へ出力する。

電圧制御部１３は、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍ地点の線間電圧の入力を位相差内包電圧算出部１２から受ける。そして、電圧制御部１３は、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍの各地点のうち電圧が上限電圧値より大きくなる電圧地点が存在するか否かを判定する（ステップＳ３）。

電圧が上限電圧より大きくなる電圧地点が存在する場合（ステップＳ３：肯定）、電圧制御部１３は、タップを１つ下げる（ステップＳ４）。

これに対して、いずれの距離Ｌｋｍの電圧地点においても電圧が上限電圧以下の場合（ステップＳ３：否定）、電圧制御部１３は、ＳＶＲ１から距離Ｌｋｍの各電圧地点のうち電圧が下限電圧値より小さい電圧地点が存在するか否かを判定する（ステップＳ５）。

電圧が下限電圧値より小さい電圧地点が存在する場合（ステップＳ５：肯定）、電圧制御部１３は、タップを１つ上げる（ステップＳ６）。

これに対して、いずれの距離Ｌｋｍの電圧地点においても電圧が下限電圧以上である場合（ステップＳ５：否定）、電圧制御部１３は、現在のタップの状態を維持する（ステップＳ７）。

次に、本実施例に係るＳＶＲ１を用いた場合の電圧制御の効果について説明する。図４は、ＰＶ連系により電圧が上昇するケースでの実施例に係るＳＶＲを用いた場合の電圧制御の効果を説明するための図である。この場合、負荷又は発電システム３による出力は、２０００ｋＷである。

図４は、縦軸で各地点の電圧を表し、横軸で各地点の位置を表す。図４では、各地点の位置は、変電所２の出力端からの各地点の距離で表される。そして、ＳＶＲ１は、変電所２の出力端から１０ｋｍの位置に配置される。また、負荷又は発電システム３は、変電所２の出力端から２０ｋｍの位置に存在する。

グラフ２０１は、潮流計算により算出されたで推定電圧を表す。グラフ２０２は、本実施例に係るＳＶＲ１により算出された推定電圧を表す。グラフ２０３は、ＬＤＣ方式を用いて算出された推定電圧を表す。

本実施例に係るＳＶＲ１を用いた場合のグラフ２０２は、ＳＶＲ１と負荷又は発電システム３との間の区間では、潮流計算により求められるグラフ２０１とほぼ一致する。すなわち、実施例に係るＳＶＲ１は、潮流計算で算出された推定電圧とほぼ同じ電圧の推定が行える。これに対して、ＬＤＣ方式を用いた場合のグラフ２０３は、線形のグラフとなっており、ＳＶＲ１から離れるにしたがいグラフ２０１との差が大きくなる。すなわち、ＬＤＣ方式を用いた場合、潮流計算で算出された推定電圧とは大きな誤差が発生することが分かる。

図５は、図４の場合の各方式での電圧推定結果及び誤差率を表す図である。表２１１は、各地点での潮流計算による推定電圧、本実施例に係るＳＶＲ１による推定電圧及びＬＤＣ方式による推定電圧を表す。また、表２１２は、潮流計算の推定結果に対する本実施例に係るＳＶＲ１による推定結果の誤差率及びＬＤＣ方式による推定結果の誤差率を表す。表２１１及び２１２の最上段の距離は変電所２からの距離を表す。すなわち、１０ｋｍの地点は、ＳＶＲ１の設置点を表す。

表２１１に示すように、本実施例に係るＳＶＲ１により算出された各地点の推定電圧は、小数点以下第３位までの精度であれば潮流計算により算出された各地点の推定電圧と一致する。すなわち、表２１２に示すように、本実施例に係るＳＶＲ１による推定結果は、小数点以下第３位までの精度であれば、潮流計算による推定結果との誤差がないといえる。

これに対して、ＬＤＣ方式を用いた場合の各地点の推定電圧は、グラフ２１１に示すように１１ｋｍ～２０ｋｍにおいて潮流計算により算出された各地点の推定電圧よりも低い値をとる。そして、表２１２に示すように、ＬＤＣ方式を用いた場合の推定結果は、１１ｋｍ～２０ｋｍにおいて潮流計算による推定結果との誤差が発生し、最大１．２７％の誤差率となる。

このように、ＰＶ連系により電圧が上昇するケースでは、ＬＤＣ方式に比べて高精度の電圧推定を行うことができ、潮流計算による推定電圧にきわめて近い推定結果を得ることができる。

次に、図６は、ＰＶ連系により電圧が低下するケースでの実施例に係るＳＶＲを用いた場合の電圧制御の効果を説明するための図である。この場合、負荷又は発電システム３の出力は、４０００ｋＷである。

図６は、縦軸で各地点の電圧を表し、横軸で各地点の位置を表す。図６では、各地点の位置は、変電所２の出力端からの各地点の距離で表される。そして、ＳＶＲ１は、変電所２の出力端から１０ｋｍの位置に配置される。また、負荷又は発電システム３は、変電所２の出力端から２０ｋｍの位置に存在する。

グラフ２２１は、潮流計算により算出されたで推定電圧を表す。グラフ２２２は、本実施例に係るＳＶＲ１により算出された推定電圧を表す。グラフ２２３は、ＬＤＣ方式を用いて算出された推定電圧を表す。グラフ２２１に示すように、この場合の電圧変化は図４の場合の電圧変化よりも非線形であることが顕著に表れている。

本実施例に係るＳＶＲ１を用いた場合のグラフ２２２は、ＳＶＲ１と負荷又は発電システム３との間の区間では、潮流計算により求められるグラフ２２１とほぼ一致する。すなわち、実施例に係るＳＶＲ１は、潮流計算で算出された推定電圧とほぼ同じ電圧の推定が行える。これに対して、ＬＤＣ方式を用いた場合のグラフ２３３は、線形のグラフとなっており、ＳＶＲ１から離れるにしたがいグラフ２２１との差が大きくなる。すなわち、ＬＤＣ方式を用いた場合、潮流計算で算出された推定電圧とは大きな誤差が発生することが分かる。

図７は、図６の場合の各方式での電圧推定結果及び誤差率を表す図である。表２３１は、各地点での潮流計算による推定電圧、本実施例に係るＳＶＲ１による推定電圧及びＬＤＣ方式による推定電圧を表す。また、表２３２は、潮流計算の推定結果に対する本実施例に係るＳＶＲ１による推定結果の誤差率及びＬＤＣ方式による推定結果の誤差率を表す。表２３１及び２３２の最上段の距離は変電所２からの距離を表す。

表２３１に示すように、本実施例に係るＳＶＲ１により算出された各地点の推定電圧は、小数点以下第３位までの精度であれば潮流計算により算出された各地点の推定電圧と一致する。すなわち、表２３２に示すように、本実施例に係るＳＶＲ１による推定結果は、小数点以下第３位までの精度であれば、潮流計算による推定結果との誤差がないといえる。

これに対して、ＬＤＣ方式を用いた場合の各地点の推定電圧は、グラフ２３１に示すように１１ｋｍ～２０ｋｍにおいて潮流計算により算出された各地点の推定電圧よりも低い値をとる。そして、表２３２に示すように、ＬＤＣ方式を用いた場合の推定結果は、１１ｋｍ～２０ｋｍにおいて潮流計算による推定結果との誤差が発生し、最大７．５１％の誤差率となる。

このように、ＰＶ連系により電圧が低下するケースであっても、本実施例に係るＳＶＲ１は、ＬＤＣ方式に比べて高精度の電圧推定を行うことができ、潮流計算による推定電圧にきわめて近い推定結果を得ることができる。

次に、図８及び９を参照して、本実施例に係るＳＶＲ１による電圧制御の効果について説明する。図８は、ＬＤＣ方式を用いた場合の電圧制御結果を表す図である。また、図９は、本実施例に係るＳＶＲを用いた場合の電圧制御結果を表す図である。図８及び９は、縦軸で電圧を表し、横軸で配電系統上の各地点を表す。この場合、負荷又は発電システム３の出力が３０００ｋＷである場合で説明する。

図８及び９におけるグラフ３０１が、実際の各地点での計測電圧を表す。そして、各地点での電圧は、適正電圧範囲Ｐに収まっていることが好ましい。すなわち、グラフ３０１に示すように、制御する以前の状態では、２０ｋｍ地点付近で計測電圧は上限電圧値を超えて適切電圧範囲Ｐから逸脱している。そのため実際には、この状態ではＳＶＲ１では電圧を下げる操作が行われることが好ましい。

しかし、図８に示すように、ＬＤＣ方式を用いた場合の推定電圧は、各地点でグラフ３０２に示す値となる。この場合、ＬＤＣ方式を用いた場合の推定電圧は、グラフ３０２に示されるように線形に変化し、適正電圧範囲を逸脱しない。そのため、ＬＤＣ方式を用いた場合、実際には適切電圧範囲Ｐからの逸脱が発生しているにもかかわらず、電圧を下げる制御は行われない。

これに対して、図９に示すように、本実施例に係るＳＶＲ１による推定電圧は、各地点でグラフ３０３に示す値となる。本実施例に係るＳＶＲ１による推定電圧は、電圧の実測値とほぼ一致しているといえる。この場合、本実施例に係るＳＶＲ１による推定電圧は、グラフ３０２に示されるように非線形に変化し、適正電圧範囲を２０ｋｍ地点付近で逸脱する。そこで、本実施例に係るＳＶＲ１は、タップを下げて電圧を低下させる。これにより、ＳＶＲ１から負荷又は発電システム３までの各地点の電圧は、グラフ３０４に示される値に変化する。したがって、ＳＶＲ１から負荷又は発電システム３までの各地点の電圧は、適正電圧範囲Ｐに収まるように調整される。

以上に説明したように、本実施例に係る電圧調整装置は、各ノードにおける電流と電圧の位相差を考慮した通過電流を用いて電圧推定を行うことで、位相差を考慮した電圧分布の推定を行い電圧を制御する。これにより、各地点での電圧分布の推定を正確に行うことができ、実際の電圧が曲線的に変化する場合にも精度よく電圧分布の推定を行うことができる。したがって、太陽光発電などの再生可能エネルギーを利用した分散型電源が配電系統に多数導入された場合にも、電圧分布の推定精度を向上することができ、適切な電圧制御を行うことができる。

（ハードウェア構成）
図１０は、ＳＶＲのハードウェア構成図である。図１０では、電圧制御機能についてのハードウェア構成の概略を記載したが、ＳＶＲ１は、それぞれ他の機能を実現するための図１０に記載した以外の機構を有してもよい。

ＳＶＲ１は、図１８に示すように、ＣＰＵ９１、メモリ９２、ＳＳＤ（Solid State Drive）９３、タップ切替機構９４、１次側コイル９５及び２次側コイル９６を有する。ＣＰＵ９１、メモリ９２、ＳＳＤ９３及びタップ切替機構９４は、バスで接続される。また、図１０には図示していないが、ＳＶＲ１は、自端情報を計測するための電流計、電圧計及び位相計を有する。ＣＰＵ９１は、それら電流計、電圧計及び位相計による計測値を取得可能である。

１次側コイル９５は、ＳＶＲ１から見て配電系統１００の上流に繋がる。また、２次側コイル９６は、ＳＶＲ１から見て配電系統１００の下流に繋がる。タップ切替機構９４は、１次側コイル９５における接続位置を切替えることで、電圧を変化させる。

ＳＳＤ９３は、図２で例示した自端情報取得部１１、位相差内包電圧算出部１２及び電圧制御部１３の機能を実現するためのプログラムを含む各種プログラムを格納する。

ＣＰＵ９１は、ＳＳＤ９３に格納された各種プログラムを読み出してメモリ９２上に展開して実行することで、図２で例示した自端情報取得部１１、位相差内包電圧算出部１２及び電圧制御部１３の機能を実現する。詳しくは、ＣＰＵ９１は、タップ切替機構９４を制御することで電圧制御部１３の機能を実現する。ＣＰＵ９１は、タップの切り替え指示をタップ切替機構９４へ出力することで、タップの切り替えを行う。

なお、以上の説明では電圧制御装置としてＳＶＲを例に説明したが、電圧を推定して制御を行う装置であれば配電用変電所に設置されるLoad Ratio Transformer（ＬＲＴ）など他の電圧制御装置であっても実施例の構成を搭載可能である。

１ＳＶＲ
２変電所
３負荷又は発電システム
１１自端情報取得部
１２位相差内包電圧算出部
１３電圧制御部
１００配電系統

Claims

少なくとも通過する通過電流、電流位相、二次側電圧及び電圧位相を含む配電系統における系統情報を取得する情報取得部と、
前記電流位相、前記電圧位相、前記通過電流及び前記二次側電圧を基に自装置を通過する無効電力及び有効電力を算出し、算出した前記有効電力及び前記無効電力を用いて通過電流のベクトルを算出し、単位当たりの抵抗値、単位当たりのリアクタンス、前記通過電流のベクトル及び各地点までの距離を用いて各地点それぞれの電圧降下の値を求め、二次側電圧から各地点それぞれの電圧降下の値を減算し、減算結果の絶対値を求めて、前記配電系統の各地点における推定電圧とする電圧算出部と、
前記電圧算出部により算出された前記推定電圧と予め決められた上限電圧値及び下限電圧値とを比較して、上限電圧値を上回る推定電圧が存在する場合には二次側電圧を下げ、下限電圧を下回る推定電圧が存在する場合には二次側電圧を上げるように前記配電系統の電圧を制御する電圧制御部と
を備えたことを特徴とする電圧制御装置。
少なくとも通過する通過電流、電流位相、二次側電圧及び電圧位相を含む配電系統における系統情報を取得し、
前記電流位相、前記電圧位相、前記通過電流及び前記二次側電圧を基に自装置を通過する無効電力及び有効電力を算出し、算出した前記有効電力及び前記無効電力を用いて通過電流のベクトルを算出し、単位当たりの抵抗値、単位当たりのリアクタンス、前記通過電流のベクトル及び各地点までの距離を用いて各地点それぞれの電圧降下の値を求め、二次側電圧から各地点それぞれの電圧降下の値を減算し、減算結果の絶対値を求めて、前記配電系統の各地点における推定電圧とし、
算出した前記推定電圧と予め決められた上限電圧値及び下限電圧値とを比較して、上限電圧値を上回る推定電圧が存在する場合には二次側電圧を下げ、下限電圧を下回る推定電圧が存在する場合には二次側電圧を上げるように前記配電系統の電圧を制御する
ことを特徴とする電圧制御方法。
少なくとも通過する通過電流、電流位相、二次側電圧及び電圧位相を含む配電系統における系統情報を取得し、
前記電流位相、前記電圧位相、前記通過電流及び前記二次側電圧を基に自装置を通過する無効電力及び有効電力を算出し、算出した前記有効電力及び前記無効電力を用いて通過電流のベクトルを算出し、単位当たりの抵抗値、単位当たりのリアクタンス、前記通過電流のベクトル及び各地点までの距離を用いて各地点それぞれの電圧降下の値を求め、二次側電圧から各地点それぞれの電圧降下の値を減算し、減算結果の絶対値を求めて、前記配電系統の各地点における推定電圧とし、
算出した前記推定電圧と予め決められた上限電圧値及び下限電圧値とを比較して、上限電圧値を上回る推定電圧が存在する場合には二次側電圧を下げ、下限電圧を下回る推定電圧が存在する場合には二次側電圧を上げるように前記配電系統の電圧を制御する
ことをコンピュータに実行させることを特徴とする電圧制御プログラム。