JP7245067B2 - 整定値候補算出装置、配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法および配電設備設計支援システム - Google Patents

Description

本発明は、整定値候補算出装置、配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法および配電設備設計支援システムに係り、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整定値候補算出装置、配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法および配電設備設計支援システムに関する。

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や自動電圧調整器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（負荷時タップ切替変圧器ＬＲＴや自動電圧調整器ＳＶＲ）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ＳＶＲ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非特許文献１により知られている。

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、自動電圧調整器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、太陽光発電装置と自動電圧調整器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、自動電圧調整器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）

前述の非特許文献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、自動電圧調整器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、電圧調整を行うことができず、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、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が出力抑制されてしまうことになり、売電機会の損失が不平等に発生してしまう問題があげられる。このため、電力会社による電圧調整業務が煩雑化してしまう懸念がある。

さらには、太陽光発電装置ＰＶの導入される場所によっては、太陽光発電装置ＰＶの傾きや方位、地理的条件による散乱光の違いなどにより、日射量による太陽光発電装置ＰＶ出力の影響が異なり、適切な電圧調整動作ができないことも、無視できない状況にある。

以上のことから本発明は、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て出力抑制を解消するような制御を可能とする、整定値候補算出装置、配電系統の電圧調整装置、電圧調整システム、電圧調整方法および配電設備設計支援システムを提供するものである。

以上のことから本発明においては、「配電系統の電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを算出するインピーダンス算出部と、インピーダンス算出部で求めたインピーダンスを日射量に応じて補正するインピーダンス補正部とを備え、補正後のインピーダンスを電圧調整装置における整定値として与えることを特徴とする整定値候補算出装置。」としたものである。

また、本発明においては、「出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、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を調整するタップ付変圧器を備えている配電系統の電圧調整装置であって、
電圧調整装置は、整定値候補算出装置を備えていることを特徴とする配電系統の電圧調整装置。」としたものである。

また本発明においては、「出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、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を調整するタップ付変圧器を備えている配電系統の複数の電圧調整装置と、複数の電圧調整装置のそれぞれに対する整定値を決定して与える整定値候補算出装置を備えていることを特徴とする電圧調整システム。」としたものである。

また本発明においては、「配電系統の電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを算出し、算出したインピーダンスを日射量に応じて補正し、補正後のインピーダンスを電圧調整装置における整定値として与えることを特徴とする電圧調整方法。」としたものである。

また本発明は、「出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、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を調整するタップ付変圧器を備えている配電系統の複数の電圧調整装置に対して、配電系統の電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを電圧調整装置の整定値として与える配電設備設計支援システムであって、電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを算出するインピーダンス算出部と、インピーダンス算出部で求めたインピーダンスを日射量に応じて補正するインピーダンス補正部とを備え、複数の電圧調整装置のそれぞれについての補正後のインピーダンスを複数の電圧調整装置における整定値として与えることを特徴とする配電設備設計支援システム。」としたものである。

本発明の配電系統の電圧調整装置および制御方法により、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て出力抑制を解消するような制御を可能とする効果がある。

また、本発明のそれ以外の効果については、明細書中で説明する。

本発明に係る配電設備設計支援システムの全体構成例を示す図。 一般的な配電系統と電圧調整システムの構成例を示す図。 自動電圧調整器ＳＶＲのタップ制御装置の構成例を示す図。 タップ制御部３４０によるタップ切換指令３０３の算出の流れを示す処理フロー図。 配電設備設計支援システム４００と各種計測手段２００との関係を示す図。 設備設計支援システム４００を計算機にて構成する場合の構成例を示す図。 設備設計支援システム４００内の平面上分割区間決定手段４４０の処理内容を示す処理フロー図。 設備設計支援システム４００内の上位ランクΔＶ抽出手段４６０の処理内容を示す処理フロー図。 設備設計支援システム４００内の重回帰分析手段４８０の処理内容を示す処理フロー図。 図９で得られたαおよびβの幾何学的イメージを示す図。 自動電圧調整器ＳＶＲ内にＳＶＲ整定値決定手段４００Ａを備えた実施例を示す図。 自動電圧調整器ＳＶＲ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を示す図。 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。 Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒと、ΔＶによる３次元空間の概念を示す図。 抽出したデータによる重回帰分析手段によりえられる平面の位置関係を示す図。 従来と本発明における提案方式の効果の関係を示す図。 自動電圧調整ＳＶＲにおける整定値選択部３４５の処理内容を示す処理フロー図。 設備計画支援システムにおける日射量と整定値の対応付手段５００の具体的な処理内容を示す処理フロー図。 各日における日射量の季節補正項算出の具体的な処理内容を示す処理フロー図。 時間帯別補正項算出の具体的な処理内容を示す処理フロー図。 太陽天頂角と既設補正項の関係を記憶したテーブルの低を示す図。 時間帯別補正項の一例を示す図。 日射量から太陽光発電への変換係数(縦軸)がエリア(横軸)ごとにばらつくことを示す図。 潮流計測値(縦軸)と時刻(横軸)との関係を定めることを示す図。 補正された日射量(横軸)と潮流計測値との差分値(縦軸)から、回帰分析により傾きを算出することを示す図。

以下、本発明の実施例について図面を用いて説明する。

図２は、一般的な配電系統と電圧調整システムの構成例を示す図である。図２で示される典型的な配電系統１００は、ノード（母線）１２０およ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、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として自動電圧調整器ＳＶＲを配置した例を示している。自動電圧調整器ＳＶＲ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）であってもよいが、図２では例えば自動電圧調整装置３００に例示されるように、単巻変圧器とタップチェンジャで構成される変圧器３０５と、制御部分３１０を備えた自動電圧調整器ＳＶＲを構成し、配電線路に設置されるセンサ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、タップを操作している。

また図２において、４００は配電設備設計支援システムであり、センサ１７０を含む各種の計測手段２００から適宜入力を得、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２は簡便な構成の配電系統１００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を備えており、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。

また配電設備設計支援システム４００の機能は、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ものであることから、自動電圧調整装置３００の整定値候補算出装置ということができる。

図２に例示するように本発明における電圧調整システムは、自動電圧調整装置３００と配電設備設計支援システム４００を含む全体構成のものであるが、本発明の実施例においては、自動電圧調整装置３００自体に図１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ものとされてもよい。

図１は、本発明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を含む各種の計測手段２００から、自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の有効成分Ｉｒ_ＳＶＲと無効成分Ｉｉ_ＳＶＲ（または有効電力Ｐ_ＳＶＲと無効電力Ｑ_ＳＶＲ）、自動電圧調整器ＳＶＲ設置点と太陽光発電装置ＰＶ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ることになるが、その機能を手段として表すと、平面上分割区間決定手段４４０、上位ランクΔＶ抽出手段４６０、重回帰分析手段４８０、日射量と整定値の対応付手段５００、データベースＤＢ３などで構成される。データベースＤＢ３には、入力した時刻ごとの前記計測値以外に、データベースＤＢ４から対象配電系統、自動電圧調整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。また対象とする配電系統における計測したＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒおよび電圧差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。

図１の本発明に係る配電設備設計支援システム４００における主要な構成は、日射量と整定値の対応付手段５００であり、ここではその前段処理において求めた整定値を当日の日射量の情報に応じて調整している。日射量と整定値の対応付手段５００の詳細な処理内容については別途図１７を参照して説明する。

配電設備設計支援システム４００において、日射量と整定値の対応付手段５００が扱う整定値は、その前段である平面上分割区間決定手段４４０、上位ランクΔＶ抽出手段４６０、重回帰分析手段４８０により算出しているが、本発明の整定値を求める手段としては上記以外のものであってもよい。実施例で採用する上記手段における具体的な処理内容については、別途図７、図８、図９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、図１の平面上分割区間決定手段４４０では、データベースＤＢ３の情報を取り込んで、自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の有効成分Ｉｒ_ＳＶＲと無効成分Ｉｉ_ＳＶＲ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抽出手段４６０では、任意の分割区間（Δｉｒｓｖｒ，ΔＩｉｓｖｒ）の中から上位ランクのΔＶとなる（Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒ，ΔＶ_{上位ランク}）を抽出する。重回帰分析手段４８０では、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実施し、ＳＶＲ整定値３５０を算出して外部出力し、自動電圧調整装置３００に対して、ＳＶＲ整定値３５０を設定する。

これに対し、ＳＶＲ整定値３５０を受信する側の自動電圧調整装置３００の制御部分は、図２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。本発明に係る変圧器３０５と、制御部分の具体的な回路構成例を図３に示している。

図３を用いて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ＳＶＲ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には、自動電圧調整装置３００の主回路である単巻変圧器３０３、タップチェンジャ３０２と、制御装置であるタップ制御装置３１０が記載されている。

タップ制御装置３１０は、計測部３２０、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、整定値選択部３４５を備え、単巻変圧器３０３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１６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ＳＶＲ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ＳＶＲ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、および二次側電圧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の実施例において、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たものである。

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。

なお本発明は必ずしも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に、タップ制御部３４０によるタップ切換指令３０３の算出の流れを示す。図４のフローチャートによれば、最初の処理ステップＳ１において、計測部３２０で測定された二次側電流Ｉｓｖｒ、二次側電圧Ｖｓｖｒから、有効電力Ｐｓｖｒ、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。なお有効電力Ｐｓｖｒ、無効電力Ｑｓｖｒを直接計測する方式であってもよい。また有効電力Ｐｓｖｒ、無効電力Ｑｓｖｒの代わりに、自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の有効成分Ｉｒｓｖｒと無効成分Ｉｉｓｖｒを求めるものであってもよい。以下の例では有効成分Ｉｒｓｖｒと無効成分Ｉｉｓｖｒを用いた例を説明する。

次の処理ステップＳ２では、線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１は、データベースＤＢ１に示すパラメータ（インピーダンスとしてＲ１とＸ１、電圧Ｖｒｅｆ１）を読み込み、（１）式を実行する。タップ制御装置３１０における（１）式の実行により、タップ動作判定基準値Ｖｓ１が計算される。
［数１］
Ｖｓ１＝Ｖｒｅｆ１＋Ｒ１・Ｉｒｓｖｒ＋Ｘ１・Ｉｉｓｖｒ （１）
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、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と、通過電流の虚部である。そして、Ｒ１は自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の実部Ｉｒｓｖｒに対する係数、Ｘ１は自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の虚部Ｉｉｓｖｒに対する係数、Ｖｒｅｆ１は基準電圧である。

なお図４の処理ステップＳ２の記述は、Ｒ１・Ｉｒｓｖｒの項を有効電力Ｐｓｖｒと係数ＡＰ１の積として求め、またＸ１・Ｉｉｓｖｒ項を無効電力Ｑｓｖｒと係数Ａｑ１の積として求める計算式の例を記述しているが、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導かれる。

同様にして処理ステップ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とＸ２、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。
［数２］
Ｖｓ２＝Ｖｒｅｆ２＋Ｒ２・Ｉｒｓｖｒ＋Ｘ２・Ｉｉｓｖｒ （２）
ここで、Ｒ２、Ｘ２、Ｖｒｅｆ２は、予め設定されたパラメータであり、ＩｒｓｖｒとＩｉｓｖｒは、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と、通過電流の虚部である。そして、Ｒ２は自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の実部Ｉｒｓｖｒに対する係数、Ｘ２は自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の虚部Ｉｉｓｖｒに対する係数、Ｖｒｅｆ２は基準電圧である。

なお図４の処理ステップＳ３の記述は、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Ａｐ２の積として求める計算式の例を記述しているが、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導かれる。

処理ステップＳ４では、（１）式で求めた基準値Ｖｓ１に対して自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、正負の所定の制限値ε１を超えることの確認を行い、所定範囲内にあるとき（処理ステップＳ４のＹＥＳ）には処理ステップＳ１に戻り上記処理を繰り返す。

自動電圧調整器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（処理ステップＳ４のＮｏ）、処理ステップＳ５では処理ステップ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、処理ステップ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、タップ切換後に処理ステップＳ７でＴｓｖｒ１をリセットする。

（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の処理ステップＳ８からＳ１１に対応している。

具体的には、処理ステップＳ８では、（２）式で求めた基準値Ｖｓ２に対して自動電圧調整器ＳＶＲの二次側電圧Ｖｓｖｒが、正負の所定の制限値ε２を超えることの確認を行い、所定範囲内にあるとき（処理ステップＳ８のＹＥＳ）には処理ステップＳ１に戻り上記処理を繰り返す。

自動電圧調整器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（処理ステップＳ８のＮｏ）、処理ステップＳ９では処理ステップ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、処理ステップ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、タップ切換後に処理ステップＳ１１でＴｓｖｒ２をリセットする。

上記の処理判断によれば、自動電圧調整器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、自動電圧調整器ＳＶＲのタップ３０２を上げ方向に変更し、二次側電圧を上昇させる。逆に、自動電圧調整器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、自動電圧調整器ＳＶＲのタップ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、自動電圧調整器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、自動電圧調整器ＳＶＲのタップ３０２を上げ方向に変更し、二次側電圧を上昇させる。逆に、自動電圧調整器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、自動電圧調整器ＳＶＲのタップ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に、配電設備設計支援システム４００と各種計測手段２００との関係を示す。自動電圧調整器ＳＶＲの通過電流の有効成分Ｉｒｓｖｒと、無効成分Ｉｉｓｖｒは、自動電圧調整器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、配電自動化システム６００を介して配電設備設計支援システム４００に取得される。また、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、配電自動化システム６００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６００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６００、専用線１９１、子局１９０を介して自動電圧調整器ＳＶＲに整定値３５０が伝送される。

図６に、設備設計支援システム４００を計算機にて構成する場合の構成例を示す。設備設計支援システム４００は、各種手段の結果得られる計算結果を表示する表示装置１１、当システム利用者からの入力を受け付けるための入力手段１２、各種手段を実行するためのＣＰＵ１３、通信手段１４、計算過程を保持するためのＲＡＭ１５、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、自動電圧調整ＳＶＲ配置）や、計測したＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒおよび差電圧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から構成されている。

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。まず図７を用いて平面上分割区間決定手段４４０の処理内容を説明する。

（Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒ）平面上の分割区間（ΔＩｒｓｖｒ，ΔＩｉｓｖｒ）を決定するフローを示す図７において、最初の処理ステップＳ４４１では、計測値Ｐ、Ｑから力率ｃｏｓθ、ｓｉｎθを得、あるいはＳＶＲ通過有効電流Ｉｒｓｖｒ、無効電流Ｉｉｓｖｒを直接計測する。次の処理ステップＳ４４２では、計測電流の平均値からＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒを算出する。もしくはＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒを得る。なお、この段階までに自動電圧調整ＳＶＲと複数の太陽光発電出力地点間の電位差ΔＶｉ（ｉ＝１，２，…ｎ）も得られており、ＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒと自動電圧調整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るものである。

さらに、処理ステップＳ４４３では、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、本システムのユーザが設定可能である。

図７の平面上分割区間決定手段４４０では、上記のようにして、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行う。

次に図８を用いて上位ランクΔＶ抽出手段４６０の処理内容を説明する。

上位ランクΔＶ抽出手段４６０の処理フローを示す図８において、処理ステップＳ４６１では、ＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒと、自動電圧調整ＳＶＲと複数の太陽光発電出力地点間の電位差ΔＶによる３次元の空間を想定する。具体的には、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する。処理ステップＳ４６２では、ΔＶの値が大きい順にソーティングした（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、本システムのユーザが設定可能である。

図１３は、Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒと、ΔＶによる３次元空間の概念を示す図である。図１３では、ＳＶＲ通過電流ＩｒｓｖｒとＩｉｓｖｒによる平面座標に対してΔＩｒｓｖｒとΔＩｉｓｖｒを単位とする平面領域の区分化を実施し、かつ高さ方向に自動電圧調整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。区分化された平面における電位差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。

図８において、電位差ΔＶの値が上位１位、２位、３位となる（Ｉｒｓｖｒ，Ｉｉｓｖｒ，ΔＶ）のデータセットに対して、選択フラグを付与する。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に示す重回帰分析手段４８０の処理を開始する。

図９に、重回帰分析手段４８０の処理を示す。まず、処理ステップＳ９００において重回帰分析をするための単位時間を設定する。例えば、１時間、や３時間などである。なお一連の処理は、処理ステップＳ９０７において全ての時間分の計算が完了すれば終了とされる。処理ステップＳ９００以降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。処理ステップＳ９０１において太陽光発電装置ＰＶｉの組合せを検索し、処理ステップＳ９０２で選択フラグ＝＝１である太陽光発電装置ＰＶｉの組合せを抽出する。選択フラグ＝＝１である太陽光発電装置ＰＶｉの組合せを見つけたら、処理ステップＳ９０３で、そのときの電位差ΔＶとＳＶＲ通過電流Ｉｒｓｖｒ、Ｉｉｓｖｒとの間で重回帰分析計算を行い、ΔＶ＝α×Ｉｒｓｖｒ＋β×Ｉｉｓｖｒ＋ΔＶ０となるαを自動電圧調整ＳＶＲのＬＤＣ２の整定値Ｒ（Ω）とする。

さらに処理ステップＳ９０４では、このときの電位差ΔＶとＳＶＲ通過電流Ｉｉｓｖｒとの間で重回帰分析を行い、ΔＶ＝α×Ｉｒｓｖｒ＋β×Ｉｉｓｖｒ＋ΔＶ０となるβを自動電圧調整器ＳＶＲのＬＤＣ２の整定値Ｘ（Ω）とする。処理ステップＳ９０５では、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、処理ステップＳ９０１へ戻る。もしもすべてのデータ組合せパタンを検索済みであれば、本処理を終了とし、季節・時間帯に紐づけられたＳＶＲ整定値Ｒ２、Ｘ２を決定する。

図９の処理は、要するに自動電圧調整器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。自動電圧調整器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、本発明では出力抑制を生じる５０台の太陽光発電装置ＰＶを主体として仮想点設定を行うものである。

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、本発明はそのいずれであってもよい。これらの変形手法は、例えば出力抑制程度の高い太陽光発電装置ＰＶに限定して定めるとか、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るとか、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か言ったことが考えられる。

図１０に、図９で得られたαおよびβの幾何学的イメージを示す。図１０はＳＶＲ通過電流の有効成分Ｉｒｓｖｒ、無効成分Ｉｉｓｖｒ、並びにＳＶＲ２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のこの関係から、αおよびβは（３）（４）式で表現することができる。この係数αおよびβは季節・時間帯に紐づけられたＳＶＲ整定値Ｒ２、Ｘ２を決定したことに他ならない。
［数３］
α＝ΔΔＶ／ΔＩｒ （３）
［数４］
β＝ΔΔＶ‘／ΔＩｉ （４）
図１の実施例では、自動電圧調整器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、図１１は自動電圧調整器ＳＶＲ内にＳＶＲ整定値決定手段４００Ａを備えた実施例を示している。ＳＶＲ整定値決定手段４００Ａは、データベースＤＢ３Ａ、平面上分割区間決定手段４４０Ａ、上位ランクΔＶ抽出手段４６０Ａ、重回帰分析手段４８０Ａ、日射量と整定値の対応付手段５００Ａを有する。計測手段２００によりＳＶＲ通過電流ＩｒｓｖｒとＩｉｓｖｒ、自動電圧調整器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手段４４０Ａ、上位ランクΔＶ抽出手段４６０Ａにより、太陽光発電装置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４８０Ａの手段によりＳＶＲ整定値３５０を決定し、その後日射量と整定値の対応付手段５００でその前段処理において求めたＳＶＲ整定値３５０を当日の日射量の情報に応じて調整し、タップ制御３１０へ設定することを示している。

図１、図１１で説明した処理の概念を図１２ａ、図１２ｂにより説明する。まず図１２ａは、変電所１１０から自動電圧調整器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。係る配電系統において、「○」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が定める自動電圧調整器ＳＶＲ二次側の仮想点の位置がＧ１であるとする。なお仮想点とは、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、この点を電圧制御すれば配電系統全体を適正に電圧制御することが可能である。

これに対し図１２ｂは、図１、図１１の平面上分割区間決定手段４４０Ａ、上位ランクΔＶ抽出手段４６０Ａ、重回帰分析手段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「●」で示したものである。重回帰分析手段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、ＳＶＲ２次側電圧と太陽光発電装置ＰＶｉ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手段４４０Ａ、上位ランクΔＶ抽出手段４６０Ａにより抽出した●のデータ群を用いて、重回帰分析手段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およびβを定める結果として、特に出力抑制が大きく、ＳＶＲ２次側電圧と太陽光発電装置ＰＶｉ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について配慮した自動電圧調整器ＳＶＲを構成することができる。

また図１５は、図１２ａと図１２ｂの場合における電位差ΔＶの推定精度の関係を示している。図１５の上部には、図１２ａの従来方式（全データにより重回帰分析）の時の電位差の時間変化（細い実線）と従来方式における推定による電位差の時間変化（太い実線）を比較表示している。太い実線が、細い実線と重なれば、電位差の推定が正確に行われたことを意味しており、自動電圧調整器ＳＶＲによる制御が良好に行われることを示しているが、特に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、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。この点について、図１５の下部に示す本発明の提案に係る手法によれば、太い実線は、細い実線の最大値近傍を正確に推定できており、太陽光発電出力抑制が実施される可能性が低くなっていることが理解できる。

図１６は、図３に示した自動電圧調整ＳＶＲにおける整定値選択部３４５の処理内容を示す。整定値選択部３４５の処理では、処理ステップＳ１６０１において自動電圧調整ＳＶＲが日射量を受信すると、日射量に対応する整定値を選択する。また処理ステップＳ１６０２において、選択した整定値は、ＬＤＣ２へ送信される。

図１７は、図１に示した日射量と整定値の対応付手段５００の具体的な処理内容を示す。図１７の処理では初めに処理ステップＳ１７０１において、該当地域における単位時間毎の日射量を取得する。日射量は、気象庁やＮＥＤＯ等気象関係に公開されているデータでもよい。

次に処理ステップＳ１７０２では、処理ステップＳ１７０１において求めた日射量に対して、図１８に詳細処理内容を示す処理ステップＳ１８００で求めた季節補正項を積算する。

次に処理ステップＳ１７０３では、処理ステップＳＳ１７０２にて得られた日射量に対して、図１９に詳細処理内容を示す処理ステップＳ１９００で求めた時間帯別補正項を積算する。

次に処理ステップＳ１７０４では、前段の処理である重回帰分析手段４８０で計算した単位時間毎の整定値を取得する。その後に処理ステップＳ１７０５では、単位時間毎に日射量と整定値の相関関係を生成する。なお処理ステップＳ１７０４の処理として、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の組に基づく重回帰分析により、線形式を生成する方法もある。

図１８は、図１７の説明で登場した季節補正項の算出方法である処理ステップＳ１８００についてその詳細を示す図である。図１８の算出方法は、日射量と整定値の対応付手段５００内にて実施する。

図１８の処理フローでは初めに、処理ステップＳ１８０１において、１年における最初の日として１月１日を決定する。次に処理ステップＳ１８０２において、日付を選定する。

次に処理ステップＳ１８０３において、配電系統を含むエリアの緯度経度を決定する。決定方法としては、配電系統を含む１０ｋｍｘ１０ｋｍメッシュの中央としてもよい。

次に処理ステップＳ１８０４において、得られた日付から季節を特定する。ここでは、４月～６月を春、７月～９月を夏、１０月～１２月を秋、１月～３月を冬としてもよい。

次に処理ステップＳ１８０５において、４つの季節それぞれに対して、太陽天頂角(太陽高度)ｈを決定する。太陽天頂角ｈおよび太陽方位角αは、緯度φ・経度、日赤緯δ、時角ｔ、月日（元日からの通し日）ｎ、真太陽時Ｔを入力として、一意に算出することが可能である。具体的な算出式の例を、（５）（６）（７）（８）式に示す。
［数５］
sｉｎ(ｈ)＝ｓｉｎ(φ)ｓｉｎ(δ)＋ｃｏｓ(φ)ｃｏｓ(δ)＋ｃｏｓ(ｔ) （５）
［数６］
ｃｏｓ(α)＝（ｓｉｎ(ｈ)ｓｉｎ(φ)－ｓｉｎ(δ)）／ｃｏｓ(ｈ)ｃｏｓ(φ) （６）
［数７］
δ≒２３．４５ｓｉｎ（０．９８３５４０ｎ－８０．１４５４０４） （７）
［数８］
t＝１５（Ｔ－１２） （８）
なお算出式については、その他の方式であってもよい。いずれにせよ得られる各日の太陽天頂角ｈの最大値に対し、季節毎に平均値を算出し、季節ごとの太陽天頂角を算出する。処理ステップＳ１８０５ではさらに、太陽天頂角ｈから、季節毎の地域ごとの日射量の補正項をあらかじめ用意しておいた図２０のテーブルから選択する。なお図２０のテーブルによれば、季節補正項は太陽天頂角ｈが９０度に近いほど１に近い数値となり、テーブルに存在しない太陽天頂角ｈであれば、線形補間にて、季節補正項を計算する。

図１９は、図１７の説明で登場した時間帯別補正項の算出方法である処理ステップＳ１９００についてその詳細を示す図である。

図１９の処理では、まず処理ステップＳ１９０１において、現在時刻から、あらかじめ定めた時間帯幅に属しているか否かを判定し、時間帯を決定する。たとえば時間帯幅を１時間、現在時刻が１０：３０であるときには、時間帯を１０時とする等である。時間帯を設ける理由は、それ以上細分化したとしても、日射量への影響は軽微だからである。

次に処理ステップＳ１９０２において、太陽の時間帯毎の軌跡を取得する。さらには、太陽の時間帯毎の軌跡は、天文学的な知見により、さらに高精度な算出も可能である。次に処理ステップＳ１９０３において、時間帯毎の太陽光の軌跡に基づく直達光と散乱光の割合から、時間帯別補正項を算出する。

図２１は、時間帯別補正項の一例を示す図であり、例えば時間帯が１２時のときの時間帯別補正項を１とし、１２時から離れた時間帯であるほど低い値とされている。

図１８、図１９による季節・時間帯補正項の算出により、ひまわり衛星による日射量を地域に即した補正をすることで、より実態に合った日射量が得られることになる。将来の気象衛星は、地域分解能、時間分解能ともに、観測情報の高精度化が進んでいるものの、現行のひまわり衛星による日射量は、全天日射量がベースとなっており、配電レベルの地域差に即した細かい日射量とはまだ言えない事情がある。このため、入手したひまわり衛星などの気象衛星からの全天日射量を、図１８、図１９のように補正することにより、より正確な日射量を得ることが可能であり、得られた日射量に対応する適切な線路電圧降下補償回路ＬＤＣ１およびＬＤＣ２の整定値を適時選択してあげることが可能となる。

このような選択動作は、自動電圧調整器ＳＶＲが入手する日射量情報に基づき、適切に選択することも可能である。補正された日射量の計算式の例としては（９）式を用いるのがよい。
[数９]
補正日射量＝季節補正項×時間帯補正項×気象衛星の全天日射量 （９）
（９）式は、季節補正項と時間帯補正項とひまわり衛星などの気象衛星からの日射量の掛け算となっている。季節補正項と時間帯補正項は、緯度経度などに加えて、地域の山やビルの存在の有無などを考慮して変わってくる値である。このため、気象衛星では把握できないような地域毎の実際の日射量を想定することが可能となる。

なお、補正された日射量から太陽光発電出力を求める際に、通例、日射量から太陽光発電出力への変換係数を予め求めておいて、別途得られた日射量データから太陽光発電出力を推定する方式が利用されている。この方式の場合、エリアが広い場合には、有用であるが、配電等地域での精度をかんがみると、変換係数がばらつき、一意に決定することが困難という課題がある。このため、地域ごとに変換係数を得ようとすると、事前に太陽光発電容量を予め的確取得する必要があるが、太陽光発電は年々増加しており太陽光発電容量を適時更新することは、困難である。

さらには、太陽光発電パネルの方位角や傾斜角、パワーコンディショナーPCSや太陽光発電パネルの電力的効率によっても異なるが、現地の太陽光発電によりさまざまであるため、エリアが狭い場合にはこうした違いの影響が顕著となる。

図２２aは、前述の理由から、日射量から太陽光発電への変換係数(縦軸)がエリア(横軸)ごとにばらつくことを示している。

このため、図２２ｂに示すように、潮流計測値(縦軸)と時刻(横軸)との関係を定める。図２２ｂによれば、配電系統送出の潮流計測値のたとえば１か月程度の最大包絡線と最小包絡線を予め算出しておき、ある日の潮流計測値の時刻ごとのデータとの差分（最大差分値、最小差分値）をそれぞれ算出しておく。

そのうえで、図２２ｃに示すような補正された日射量(横軸)と潮流計測値との差分値(縦軸)から、回帰分析により傾きを算出する。各日の最大差分値による回帰分析結果としての傾き１と、最小差分値による回帰分析結果としての傾き２を求め、両者の傾きの平均値を元にその地域の変換係数とすると、地域ごとの変換係数が算出可能である。あるいは得られた傾き１と傾き２の最大のほうを用いてもよい。

本発明の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。本発明によれば、出力抑制の対象となる太陽光発電装置により近い位置が仮想点として設定されることにより、近傍の電圧が制限値を逸脱しないように自動電圧調整器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、出力抑制の機会が多かった太陽光発電装置は抑制せずとも好い環境下におかれることになる。

従来の場合には、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ＰＶの出力状況が考慮されていないが、本発明では、出力抑制が大きい順に相関関係を有する太陽光発電装置ＰＶのみを抽出し、その都度重心位置Ｇ２として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特定の太陽光発電装置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、事前に上流側の自動電圧調整器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、太陽光発電装置ＰＶの出力抑制に至る機会を削減することが可能である。

本発明による以上のような制御により、太陽光発電などが分岐系統等に大量に導入された系統でも、太陽光発電の出力抑制量を低減できる効果がある。また、電圧調整装置が太陽光発電の出力抑制発生時にのみ系統の電圧を調整することで、常時の電圧調整装置の電圧調整能力を向上させることが可能となり、配電系統に連系可能な負荷や太陽光発電量の増加に対する対策設備コストを削減することができる効果がある。

配電系統の電圧を調整する電圧調整装置として活用することができる。また、電圧調整装置である自動電圧調整器ＳＶＲや配電用変電所ＬＲＴの制御システムとして活用することがきる。また、配電系統において、太陽光発電などの分散電源の増設に対応した、電圧維持対策、配電設備利用率向上対策として活用することが可能となる。

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
３００：自動電圧調整装置
３０２：タップチェンジャ
３０３：単巻変圧器
３０５：変圧器
３１０：タップ制御装置
ＣＴ：電流センサ
ＰＴ：電圧センサ
３２０：制御装置の計測部
ＬＤＣ１、ＬＤＣ２：線路電圧降下補償回路
３４０：タップ制御装置
ＤＢ１、ＤＢ２、ＤＢ３：データベース

Claims (10)

1. 配電系統の電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを算出するインピーダンス算出部と、前記インピーダンス算出部で求めたインピーダンスを日射量に応じて補正するインピーダンス補正部とを備え、補正後のインピーダンスを前記電圧調整装置における整定値として与え、
   タップを備える前記電圧調整装置は、与えられた前記整定値の中から計測した日射量に応じて選択した整定値を用いてタップを制御することを特徴とする整定値候補算出装置。
2. 請求項1に記載の整定値候補算出装置であって、
   前記インピーダンス算出部は、前記電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを単位時間帯ごとに求めており、前記インピーダンス補正部は単位時間帯ごとのインピーダンスを季節ごとの日射量に応じて補正することを特徴とする整定値候補算出装置。
3. 請求項1に記載の整定値候補算出装置であって、
   前記インピーダンス算出部は、前記電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを単位時間帯ごとに求めており、前記インピーダンス補正部は単位時間帯ごとのインピーダンスを太陽の時間帯ごとの軌跡に応じて求めた時間帯ごとの日射量に応じて補正することを特徴とする整定値候補算出装置。
4. 前記電圧調整装置は、出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、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を調整するタップ付変圧器を備えている請求項1に記載の整定値候補算出装置であって、
   前記インピーダンス算出部は、前記タップ付変圧器の通過電流の有効成分と無効成分、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を得る入力部と、前記タップ付変圧器の通過電流の有効成分と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、電位差が大きい順にランク付けして上位の複数の電位差を抽出する上位ランク電位差抽出部と、抽出された電位差を用いた重回帰分析を実施し、電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを決定する重回帰分析部を備えていることを特徴とする整定値候補算出装置。
5. 出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、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を調整するタップ付変圧器を備えている配電系統の電圧調整装置であって、
   電圧調整装置は、請求項1に記載の整定値候補算出装置を備えていることを特徴とする配電系統の電圧調整装置。
6. 出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、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を調整するタップ付変圧器を備えている配電系統の複数の電圧調整装置と、
   前記複数の電圧調整装置のそれぞれに対する前記整定値を決定して与える、請求項1に記載の整定値候補算出装置を備えていることを特徴とする電圧調整システム。
7. 配電系統の電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを算出し、算出したインピーダンスを日射量に応じて補正し、補正後のインピーダンスを前記電圧調整装置における整定値として与え、
   タップを備える前記電圧調整装置は、与えられた前記整定値の中から計測した日射量に応じて選択した整定値を用いてタップを制御することを特徴とする電圧調整方法。
8. 請求項７に記載の電圧調整方法であって、
   前記インピーダンスは、前記電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを単位時間帯ごとに求めており、単位時間帯ごとのインピーダンスを季節ごとの日射量に応じて補正することを特徴とする電圧調整方法。
9. 請求項７に記載の電圧調整方法であって、
   前記インピーダンスは、前記電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを単位時間帯ごとに求めており、単位時間帯ごとのインピーダンスを太陽の時間帯ごとの軌跡に応じて求めた時間帯ごとの日射量に応じて補正することを特徴とする電圧調整方法。
10. 出力抑制機能を備えた複数の太陽光発電装置を備えた配電系統に設置され、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を調整するタップ付変圧器を備えている配電系統の複数の電圧調整装置に対して、配電系統の電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを前記電圧調整装置の整定値の候補として与える配電設備設計支援システムであって、
    電圧調整装置の設置点から仮想点に至るインピーダンスを算出するインピーダンス算出部と、前記インピーダンス算出部で求めたインピーダンスを日射量に応じて補正するインピーダンス補正部とを備え、複数の電圧調整装置のそれぞれについての補正後のインピーダンスを複数の前記電圧調整装置における整定値として与え、
    前記電圧調整装置は、与えられた前記整定値の中から計測した日射量に応じて選択した整定値を用いてタップを制御することを特徴とする配電設備設計支援システム。

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