(57)【要約】【課題】  分散型電源が連系側配電線に連系された状態において系統切替を実施する際の影響を評価することが可能な配電系統システム評価方法を提供する。【解決手段】  まず、ステップＳ１において、誘導発電機５Ｓが連系側配電線Ｃに連系された状態におけるループ点位相差をシミュレーションにより算出する。ステップＳ２において、算出されたループ点位相差が正の値か負の値かを判定する。ステップＳ２において算出されたループ点位相差が正の値であれば、ステップＳ３において、実線路の配電系統システム１０Ｒにおいて誘導発電機５Ｒが連系側配電線Ａに連系された場合の系統切替が可能であると評価する。ステップＳ２において算出されたループ点位相差が負の値であれば、ステップＳ４において、実線路の配電系統システム１０Ｒにおいて誘導発電機５Ｒが連系側配電線Ａに連系された場合の系統切替が不適であると評価する。【選択図】        図６
2006042578.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
分散型電源が連系側配電線に連系される場合の配電系統システム評価方法であって、
ループ点位相差をシミュレーションにより算出するステップと、
前記ループ点位相差が正の値か負の値かを判定するステップと、
前記正負判定ステップにおいて前記ループ点位相差が正の値と判定したとき、前記配電系統システムにおける系統切替が可能であると評価するステップと、
前記正負判定ステップにおいて前記ループ点位相差が負の値と判定したとき、前記配電系統システムにおける系統切替が不適であると評価するステップとを含む、配電系統システム評価方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
この発明は、配電系統システム評価方法に関し、より特定的には、分散型電源が配電系統へ連系された場合の配電系統システム評価方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、環境問題対策として風力等の新エネルギーによる分散型電源が配電系統へ連系されるケースが増加している。分散型電源の連系にともない、配電系統の電圧変動増大等の様々な問題が懸念されており、種々の対策機器が設置されている。
【０００３】
このような状況下、様々なシミュレーションによって、分散型電源の連系による配電系統への影響の検証が行なわれている。しかし、実際に配電系統をどのように操作するかまで詳細に検証した事例は少ない。以下では、実際に配電系統に連系されている風力発電をモデルケースとして取り上げ、配電系統に与える常時の電圧変動について検証する。
【０００４】
図８は、実線路における配電系統システム１００Ｒの概略的な構成を示した概略構成図である。
【０００５】
図８を参照して、実線路の配電系統システム１００Ｒは、発電所１Ｒと、変電所２Ａ，２Ｂと、線路電圧調整器（ＳＶＲ：Step Voltage Regulator）３ａ，３ｂ，３ｃと、ループ開閉器４と、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｒと、静止型無効電力発生装置（ＳＶＧ：Static Var Generator）６とを備える。誘導発電機５Ｒは、配電系統システム１００Ｒにおける分散型電源であり、ここでは出力１．５ＭＷの風力発電機を想定している。
【０００６】
発電所１Ｒから供給される電力は、連系側配電線Ａと他配電線Ｂとに分岐される。連系側配電線Ａは、総亘長６．６ｋｍ、総負荷１．２ＭＶＡ、力率（ＰＦ）遅れ０．９である。一方、他配電線Ｂは、総亘長８．０ｋｍ、総負荷１．０ＭＶＡ、力率（ＰＦ）遅れ０．９である。
【０００７】
連系側配電線Ａ上には、地点Ａ１に変電所２Ａが設置されている。地点Ａ１から２．３ｋｍ進んだ地点Ａ２に、線路電圧調整器３ａが設置されている。地点Ａ２から２．８ｋｍ進んだ地点Ａ３に、線路電圧調整器３ｂが設置されている。地点Ａ３から０．８ｋｍ進んだ地点Ａ４において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ａ４から０．４ｋｍ進んだ地点Ａ５において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ａ５から０．３ｋｍ進んだ地点Ａ６において、誘導発電機５Ｒが設置されている。
【０００８】
線路電圧調整器３ａ，３ｂは、実線路において、誘導発電機５Ｒ（一例として風力発電機）による急峻な出力変動を補償できない。そのため、連系側配電線Ａ上の地点Ａ６と誘導発電機５Ｒとの間には、静止型無効電力発生装置６が設置されている。静止型無効電力発生装置６は、無効電力出力が３００ｋｖａｒであって、誘導発電機５Ｒによる急峻な電圧変動の補償を実施している。
【０００９】
他配電線Ｂ上には、地点Ｂ１に変電所２Ｂが設置されている。地点Ｂ１から２．７ｋｍ進んだ地点Ｂ２に、線路電圧調整器３ｃが設置されている。地点Ｂ２から２．３ｋｍ進んだ地点Ｂ３において、０．５ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｂ３から３．９ｋｍ進んだ地点Ｂ４において、０．５ＭＶＡの負荷がかかる。連系側配電線Ａ上の地点Ａ６と他配電線Ｂ上の地点Ｂ４との間には、配電系統システム１００Ｒにおける配電ループの接続／分離を制御するループ開閉器４が設置されている。
【００１０】
図９は、シミュレーションによる配電系統システム１００Ｓの概略的な構成を示した概略構成図である。
【００１１】
図９を参照して、シミュレーションによる配電系統システム１００Ｓは、発電所１Ｓと、変電所２Ｃ，２Ｄと、ループ開閉器４ａ，４ｂと、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓとを備える。誘導発電機５Ｓは、配電系統システム１００Ｓにおける分散型電源であり、ここでは風力発電機を想定している。
【００１２】
発電所１Ｓから供給される電力は、連系側配電線Ｃと他配電線Ｄとに分岐される。連系側配電線Ｃは、総亘長０．６ｋｍ、総負荷３．０ＭＶＡ、力率（ＰＦ）遅れ０．９、送出電圧６．７ｋＶである。一方、他配電線Ｄは、総亘長０．６ｋｍ、総負荷３．０ＭＶＡ、力率（ＰＦ）遅れ０．９、送出電圧６．７ｋＶである。
【００１３】
連系側配電線Ｃ上には、地点Ｃ１に変電所２Ｃが設置されている。地点Ｃ１から０．１ｋｍ進んだ地点Ｃ２において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｃ１と地点Ｃ２との間には、配電系統システム１００Ｓにおける配電ループの接続／分離を制御するループ開閉器４ａが設置されている。地点Ｃ２から０．１ｋｍ進んだ地点Ｃ３において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｃ３から０．１ｋｍ進んだ地点Ｃ４において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｃ４から０．１ｋｍ進んだ地点Ｃ５において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｃ５から０．１ｋｍ進んだ地点Ｃ６において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｃ６から０．０９ｋｍ進んだ地点Ｃ７において、誘導発電機５Ｓが設置されている。
【００１４】
他配電線Ｄ上には、地点Ｄ１に変電所２Ｄが設置されている。地点Ｄ１から０．１ｋｍ進んだ地点Ｄ２において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｄ２から０．１ｋｍ進んだ地点Ｄ３において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｄ３から０．１ｋｍ進んだ地点Ｄ４において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｄ４から０．１ｋｍ進んだ地点Ｄ５において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。地点Ｄ５から０．１ｋｍ進んだ地点Ｄ６において、０．６ＭＶＡの負荷がかかる。連系側配電線Ｄ上の地点Ｄ６と他配電線Ｂ上の地点Ｃ７との間には、配電系統システム１００Ｓにおける配電ループの接続／分離を制御するループ開閉器４ｂが設置されている。
【００１５】
連系側配電線Ｃ上において、地点Ｃ１での位相をφＳＳ２とおく。また、地点Ｃ７から０．０１ｋｍだけ進んだ地点における電圧をＶＦ２、位相をφＦ２とおく。一方、他配電線Ｄ上において、地点Ｄ１での位相をφＳＳ１とおく。また、地点Ｄ６から０．１ｋｍだけ進んだ地点における電圧をＶＦ１、位相をφＦ１とおく。このとき、ループ開閉器４ｂの両端の電位差ΔＶｃ１は、ΔＶｃ１＝ＶＦ１−ＶＦ２と表わされる。また、ループ開閉器４ｂの両端の位相差Δφｃ１は、Δφｃ１＝φＦ１−φＦ２と表わされる。
【００１６】
図１０は、図８に示した配電系統システム１００Ｒの誘導発電機５Ｒを解列して５分後における連系側配電線Ａの電圧プロフィールを示した図である。図１０では、横軸が変電所２Ａ（地点Ａ１）から誘導発電機５Ｒの連系点（地点Ａ６）までの距離（単位はｋｍ）、縦軸が各地点での電圧値（単位はｋＶ）を示す。
【００１７】
図１０に示すように、誘導発電機５Ｒを解列（切離）してから５分後においても、地点Ａ２，Ａ３において線路電圧調整器（ＳＶＲ）３ａ，３ｂによる電圧調整が行なわれることから、連系側配電線Ａの電圧レベルは、系統全体である一定のレベルに保たれる。また、誘導発電機５Ｒ（一例として風力発電機）が連系される連系点（地点Ａ６）では、静止型無効電力発生装置（ＳＶＧ）６による瞬時的な電圧補償が行なわれている。
【００１８】
図１１は、図８に示した配電系統システム１００Ｒの誘導発電機５Ｒを解列してから５分間における連系側配電線Ａの連系点（地点Ａ６）での電圧プロフィールを示した図である。図１１では、横軸が誘導発電機５Ｒを解列する前後の時刻、縦軸が各時点での電圧値（単位はｋＶ）を示す。本計測は、１１月２７日に行なわれた。
【００１９】
図１１に示すように、時刻ｔ１において、誘導発電機（ＤＧ）５Ｒが解列される。これとともに、連系点（地点Ａ６）における電圧値が急落し、静止型無効電力発生装置（ＳＶＧ）６による電圧補償状態が開始する。時刻ｔ２において、線路電圧調整器（ＳＶＲ）３ａ，３ｂが動作し、連系点（地点Ａ６）における電圧値が上昇する。
【００２０】
時刻ｔ３において、静止型無効電力発生装置（ＳＶＧ）６の目標電圧値が変化し、これにより連系点（地点Ａ６）における電圧値が上昇する。時刻ｔ４において、線路電圧調整器（ＳＶＲ）３ａ，３ｂが動作し、連系点（地点Ａ６）における電圧値が上昇する。また、静止型無効電力発生装置（ＳＶＧ）６による電圧補償状態が終了する。その後、時刻ｔ５において、誘導発電機（ＤＧ）５Ｒが再び連系側配電線Ａに連系される。
【００２１】
このように、配電系統システム１００Ｒの誘導発電機５Ｒを解列してから５分間で、線路電圧調整器（ＳＶＲ）３ａ，３ｂによる電圧上昇に応じて、静止型無効電力発生装置（ＳＶＧ）６の目標電圧値が変化していることが分かる。このことから、線路電圧調整器（ＳＶＲ）３ａ，３ｂと静止型無効電力発生装置（ＳＶＧ）６とは、相互に協調して連系点における電圧値を制御していることが確認できる。
【００２２】
以上は、配電系統に与える常時の電圧変動、すなわち、ループ開閉器４が定常的に開いた状態での電圧変動に関する検証であった。しかしながら、実際の配電系統システム１００Ｒでは、工事等の影響により、ループ開閉器４による系統切替が頻繁に実施されている。
【００２３】
配電系統システム１００Ｒのループ開閉器４による系統切替時には、ループ状態へ移行する際に生じる電圧変動によって、配電系統システム１００Ｒ内のリレーが誤動作する可能性がある。そのため、系統切替時には、分散型電源である誘導発電機５Ｒを解列することが一般的である。しかしながら、この場合、誘導発電機５Ｒが連系側配電線Ａに連系された状態において系統切替を実施する際の影響を評価できないという問題点があった。
【００２４】
従来の配電系統システムは、分散型電源の一つである風力発電機の発電中にも電源側から見た風力発電機側の力率を一定に制御することができる（たとえば、特許文献１参照）。これにより、風力発電機を起動させる際の無効電力による系統電圧の低下や、風力発電による系統電圧の上昇等を防止することができる。
【００２５】
従来の他の配電系統システムは、電力系統の管理者による分散型電源の電力系統への出力制御が容易となる系統連系管理システムを提供する（たとえば、特許文献２参照）。これにより、多機種多数の分散型電源が電力系統に連系された場合に、電力系統の管理者が分散型電源の系統への有効電力出力量を把握することができる。
【特許文献１】特開２００１−２６８８０５号公報
【特許文献２】特開２００３−２７４５６１号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【００２６】
従来の配電系統システムは、分散型電源が連系側配電線に連系された状態において系統切替を実施する際の影響を評価する一手段を提供しているものの、影響を評価する手段が当該手段に限られる訳ではない。また、従来の配電系統システムが実際のすべてのケースに適用できるわではない。
【００２７】
それゆえに、この発明の目的は、分散型電源が連系側配電線に連系された状態において系統切替を実施する際の影響を評価することが可能な配電系統システム評価方法を提供することである。
【課題を解決するための手段】
【００２８】
この発明は、分散型電源が連系側配電線に連系される場合の配電系統システム評価方法であって、ループ点位相差をシミュレーションにより算出するステップと、ループ点位相差が正の値か負の値かを判定するステップと、正負判定ステップにおいてループ点位相差が正の値と判定したとき、配電系統システムにおける系統切替が可能であると評価するステップと、正負判定ステップにおいてループ点位相差が負の値と判定したとき、配電系統システムにおける系統切替が不適であると評価するステップとを含む。
【発明の効果】
【００２９】
この発明によれば、分散型電源が連系側配電線に連系された状態において系統切替を実施する際の影響を評価することが可能となる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００３０】
以下、この発明の実施の形態について図面を参照して詳しく説明する。なお、図中同一または相当部分には同一符号を付してその説明は繰り返さない。
モデルケースとして取り上げ、配電系統に与える常時の電圧変動について検証する。
【００３１】
図１は、この発明の実施の形態による実線路における配電系統システム１０Ｒの概略的な構成を示した概略構成図である。配電系統システム１０Ｒは、図８に示した配電系統システム１００Ｒと同等なので、ここでは説明を繰り返さない。
【００３２】
図２は、この発明の実施の形態によるシミュレーションでの配電系統システム１０Ｓの概略的な構成を示した概略構成図である。配電系統システム１０Ｓは、図９に示した配電系統システム１００Ｓと同等なので、ここでは説明を繰り返さない。
【００３３】
以下では、まず、シミュレーションによる配電系統システム１０Ｓにおいて、誘導発電機５Ｓが連系側配電線Ｃに連系された状態において系統切替を実施する際の各種変動をシミュレーションによって検証する。
【００３４】
図３は、図２に示した配電系統システム１０Ｓがループ状態へ移行する際のループ点位相差に対する連系側配電線フィーダ電流（送出電流）の変化を示した図である。
【００３５】
図３では、横軸がループ点位相差Δφｃ１（単位は度（ｄｅｇ））、縦軸が連系側配電線フィーダ電流（実効値、単位はＡ）を示す。なお、ループ点位相差Δφｃ１とは、図９において説明したように、配電系統システム１０Ｓにおけるループ開閉器４ｂの両端の位相差（Δφｃ１＝φＦ１−φＦ２）を意味する。また、図３の状態において、ループ開閉器４ｂの両端のループ点電圧ΔＶｃ１（ΔＶｃ１＝ＶＦ１−ＶＦ２）は、０Ｖであるとする。
【００３６】
図３を参照して、点線Ａ００は、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されておらず、ループ状態にも移行していない（ｌｏｏｐ  ｏｕｔ）場合の連系側配電線フィーダ電流を示す。点線Ａ０１は、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されておらず、ループ状態には移行している（ｌｏｏｐ  ｉｎ）場合の連系側配電線フィーダ電流を示す。
【００３７】
図３を参照して、実線Ａ１０は、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されており、ループ状態には移行していない（ｌｏｏｐ  ｏｕｔ）場合の連系側配電線フィーダ電流を示す。実線Ａ１１は、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されており、ループ状態にも移行している（ｌｏｏｐ  ｉｎ）場合の連系側配電線フィーダ電流を示す。
【００３８】
図３に示すように、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されていることによる瞬時的な波形歪み等の影響はなく、連系側配電線フィーダ電流（送出電流）の実効値は、ループ点位相差Δφｃ１と誘導電動機５Ｓからの潮流により変化する様子が確認できる。
【００３９】
より具体的には、ループ状態に移行していない場合の連系側配電線フィーダ電流（点線Ａ００，実線Ａ１０）は、ループ点位相差Δφｃ１の変化にかかわらず、ほとんど変化していない。これに対し、ループ状態に移行している場合の連系側配電線フィーダ電流（点線Ａ０１，実線Ａ１１）は、ループ点位相差Δφｃ１の変化に応じて大きく変化している。ループ状態に移行している場合では、連系側配電線フィーダ電流が最も低い点を境に、連系側配電線フィーダ電流の潮流が順方向と逆方向とで変化する。
【００４０】
図３に示すように、ループ状態に移行している場合では、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されているかどうかに応じて、連系側配電線フィーダ電流の潮流が順方向と逆方向とで変化するループ点位相差の転換点が異なる。
【００４１】
すなわち、ループ点位相差が同じ点で見ると、順潮流方向のときには、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されている場合（実線Ａ１１）に比べて、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されていない場合（点線Ａ０１）の連系側配電線フィーダ電流の方が大きい。一方、逆潮流方向のときには、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されている場合（実線Ａ１１）に比べて、誘導発電機（ＤＧとも称する）５Ｓが連系されていない場合（点線Ａ０１）の連系側配電線フィーダ電流の方が小さい。連系側配電線フィーダ電流が大きくなる時は、変電所２Ｃ，２Ｄにおける過電流継電器が動作する可能性を十分に考慮する必要がある。
【００４２】
図４は、図２に示した配電系統システム１０Ｓがループ状態へ移行する際のループ点位相差に対する周波数変化率を示した図である。
【００４３】
図４では、横軸がループ点位相差（単位は度（ｄｅｇ））、縦軸が配電系統システム１０Ｓにおける周波数変化率（単位は％）を示す。なお、ループ点位相差とは、図９において説明したように、配電系統システム１０Ｓにおけるループ開閉器４ｂの両端の位相差を意味する。また、図３の状態において、ループ開閉器４ｂの両端のループ点電圧ΔＶｃ１（ΔＶｃ１＝ＶＦ１−ＶＦ２）は、０Ｖであるとする。
【００４４】
図４を参照して、実線Ｆ１は、ループ状態に移行している（ｌｏｏｐ  ｉｎ）場合における周波数変化率を示す。一点差線Ｆ０は、ループ状態に移行していない（ｌｏｏｐ  ｏｕｔ）場合における周波数変化率を示す。なお、周波数変化率の検出レベル領域は、０．１％〜０．３％に設定されている。
【００４５】
図４に示すように、ループ状態に移行しているか否かにかかわらず、ループ点位相差が０のとき、周波数変化率も０となる。ループ点位相差が０から増大する場合の周波数変化率は、ループ状態に移行している場合（実線Ｆ１）とループ状態に移行していない場合（一点差線Ｆ０）とでほぼ等しい。これに対し、ループ点位相差が０から減少する場合の周波数変化率は、ループ状態に移行している場合（実線Ｆ１）に比べ、ループ状態に移行していない場合（一点差線Ｆ０）の方が増加率が小さい。
【００４６】
ループ点位相差が±８度以上となるとき（周波数変化率が約０．０８％以上となるとき）には、分散型電源である誘導発電機５Ｓの動作を検出する周波数変化率方式を用いた受動的単独運転検出装置が不要動作する可能性がある。
【００４７】
図５は、図２に示した配電系統システム１０Ｓが誘導発電機５Ｓに連系されているか否かに応じたループ点電圧およびループ点位相差の実線路値と算出値との違いを示した図である。
【００４８】
図５では、二重丸（◎）が実線路値と算出値とがおおむね一致している場合、一重丸（〇）が実線路値に比べて算出値の方が大きい（安全サイド）場合、バツ（×）が実線路値に比べて算出値の方が小さい場合をそれぞれ示す。また、φ０は、０ｄｅｇを指す。
【００４９】
図５に示すように、配電系統システム１０Ｓが誘導発電機５Ｓに連系されていない場合には、他配電線Ｄからの送出電流、連系側配電線Ｃからの送出電流、およびループ電流のいずれにおいても、ループ点電圧およびループ点位相差とも実線路値と算出値とがおおむね一致している。
【００５０】
一方、配電系統システム１０Ｓが誘導発電機５Ｓに連系されている場合、他配電線Ｄからの送出電流およびループ電流については、ループ点電圧およびループ点位相差とも実線路値と算出値とがおおむね一致している。これに対し、連系側配電線Ｃからの送出電流については、ループ点電圧およびループ点位相差とも実線路値と算出値とが異なっている。
【００５１】
このうち、ループ点電位差および正の値のループ点位相差については、実線路値の送出電流より算出値の送出電流の方が大きく、配電系統の負荷融通効率こそ低下するものの、システム運用上の支障は起こらない。しかし、負の値のループ点位相差については、算出値の送出電流より実線路値の送出電流の方が大きい。そのため、自動化による系統切替時には、変電所２Ｃ，２Ｄにおける過電流継電器が動作する可能性を十分に考慮する必要がある。図３から図５のシミュレーション結果に基づいた実線路の配電系統システム１０Ｒの評価方法について次に説明する。
【００５２】
図６は、配電系統システム１０Ｓを用いたシミュレーション結果に基づく実線路の配電系統システム１０Ｒの評価方法を示したフロー図である。
【００５３】
図６を参照して、まず、ステップＳ１において、誘導発電機５Ｓが連系側配電線Ｃに連系された状態におけるループ点位相差をシミュレーションにより算出する。ステップＳ２において、算出されたループ点位相差が正の値か負の値かを判定する。
【００５４】
ステップＳ２において算出されたループ点位相差が正の値であれば、ステップＳ３において、実線路の配電系統システム１０Ｒにおいて誘導発電機５Ｒが連系側配電線Ａに連系された場合の系統切替が可能であると評価する。ステップＳ２において算出されたループ点位相差が負の値であれば、ステップＳ４において、実線路の配電系統システム１０Ｒにおいて誘導発電機５Ｒが連系側配電線Ａに連系された場合の系統切替が不適であると評価する。以上のプロセスにより、シミュレーションによる配電系統システム１０Ｓを用いて、実線路の配電系統システム１０Ｒにおける誘導発電機５Ｒが連系側配電線Ａに連系された場合の系統切替が可能かどうかを検討することが可能となる。
【００５５】
次に、実線路における配電系統システム１０Ｒにおいて、誘導発電機５Ｒが連系側配電線Ａに連系された状態において系統切替を実施する際の送出電流の測定波形について検証する。
【００５６】
図７は、図１に示した配電系統システム１０Ｒがループ状態へ移行する際の送出電流の時間的変化を示した図である。図７では、横軸がループ状態へ移行する前後の時刻（単位は秒）、縦軸が連系側配電線Ａから送出される送出電流（単位はＡ）を示す。
【００５７】
図７を参照して、時刻ｔ１において、ループ開閉器４が投入される。これにより、配電系統システム１０Ｒは、ループ状態へと移行する。このとき、図７に示すように、送出電流の位相が反転し、送出電流の潮流方向が変化していることが確認できる。なお、時刻ｔ１において、送出電流の波形に歪みが見られるが、これは配電系統に存在する高調波の影響と考えられ、少なくともループ切替による波形歪みではないことが確認されている。
【００５８】
一方、誘導発電機５Ｒ等の分散型電源設備については、ループ点電圧差およびループ点位相差がともに小さく、連系点（地点Ａ６）における電圧、電流等の変化も小さかったため、影響はなかった。
【００５９】
上記の結果は、図３から図５において説明してきたシミュレーション結果とほぼ同様の結果である。このことから、シミュレーションによる配電系統システム１０Ｓを用いて、実線路の配電系統システム１０Ｒにおける誘導発電機５Ｒが連系側配電線Ａに連系された場合の系統切替が可能かどうかを検討することが可能であることが実証された。
【００６０】
以上のように、この発明の実施の形態によれば、シミュレーションによる配電系統システム１０Ｓを用いて、実線路の配電系統システム１０Ｒにおける誘導発電機５Ｒが連系側配電線Ａに連系された場合の系統切替が可能かどうかを検討することが可能となる。
【００６１】
今回開示された実施の形態はすべての点で例示であって制限的なものではないと考えられるべきである。本発明の範囲は上記した説明ではなくて特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
【図面の簡単な説明】
【００６２】
【図１】この発明の実施の形態による実線路における配電系統システム１０Ｒの概略的な構成を示した概略構成図である。
【図２】この発明の実施の形態によるシミュレーションでの配電系統システム１０Ｓの概略的な構成を示した概略構成図である。
【図３】図２に示した配電系統システム１０Ｓがループ状態へ移行する際のループ点位相差に対する連系側配電線フィーダ電流の変化を示した図である。
【図４】図２に示した配電系統システム１０Ｓがループ状態へ移行する際のループ点位相差に対する周波数変化率を示した図である。
【図５】図２に示した配電系統システム１０Ｓが誘導発電機５Ｓに連系されているか否かに応じたループ点電圧およびループ点位相差の実線路値と算出値との違いを示した図である。
【図６】配電系統システム１０Ｓを用いたシミュレーション結果に基づく実線路の配電系統システム１０Ｒの評価方法を示したフロー図である。
【図７】図１に示した配電系統システム１０Ｒがループ状態へ移行する際の送出電流の時間的変化を示した図である。
【図８】実線路における配電系統システム１００Ｒの概略的な構成を示した概略構成図である。
【図９】シミュレーションによる配電系統システム１００Ｓの概略的な構成を示した概略構成図である。
【図１０】図８に示した配電系統システム１００Ｒの誘導発電機５Ｒを解列して５分後における連系側配電線Ａの電圧プロフィールを示した図である。
【図１１】図８に示した配電系統システム１００Ｒの誘導発電機５Ｒを解列してから５分間における連系側配電線Ａの連系点での電圧プロフィールを示した図である。
【符号の説明】
【００６３】
１Ｒ，１Ｓ  発電所、２Ａ，２Ｂ，２Ｃ，２Ｄ  変電所、３ａ，３ｂ，３ｃ  線路電圧調整器、４，４ａ，４ｂ  ループ開閉器、５Ｒ，５Ｓ  誘導発電機、６  静止型無効電力発生装置、１０Ｒ，１０Ｓ，１００Ｒ，１００Ｓ  配電系統システム。
【図１】
2006042578.tif 000003
【図２】
2006042578.tif 000004
【図３】
2006042578.tif 000005
【図４】
2006042578.tif 000006
【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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