四国電力，四国総合研究所
研究期報１０５（2016年12月）
４３－５１ページ

長距離配電線に対応したメガソーラー発電の無効電力制御による電圧変動抑制の実証試験㈱四国総合研究所 電力技術部㈱四国総合研究所 電力技術部
四 国 電 力 ㈱配 電 部
日新電機㈱ ソリューション設計部
徳 島 大 学 ｿｼｵﾃｸﾉｻｲｴﾝｽ研 究 部

キーワード：

太陽光発電
配電線
電圧変動
無効電力制御電圧制御

Key Words：

河野 高一郎
曽我部
剛
伊藤
勝志
長瀬
只雄
北條
昌秀

Photovoltaic generation
Distribution line
Voltage variation
Reactive power control
Voltage control

Verification Test of Reactive Power Control of Mega-solar System
for Voltage Regulation with Long Distribution Line

Shikoku Research Institute, Inc., Electric Power Technology Dept.
Kouichiro Kouno and Tsuyoshi Sogabe
Shikoku Electric Power Co., Inc., Distribution Dept.
Katsushi Itou
Nissin Electric Co., Ltd., Engineering & Design Dept.
Tadao Nagase
Tokushima University, Institute of Technology and Science
Masahide Hojo

Abstract
Constant power factor control of a power conditioning system in a large-scale photovoltaic generation system(PV system), such as a mega-solar system, is introduced to mitigate voltage variations on a distribution line.
However, it is difficult for the control to mitigate the voltage variation on a long distribution line because of the loss
on the distribution line. This paper deals with an advanced reactive power control method, in which the power factorof the PV system is adjusted both by active power of the PV system and by apparent power of loads to minimize thevoltage variation not at the interconnection point but over the whole distribution line. In addition, the effectivenessof the reactive power control for voltage regulation is verified by an experiment using a real 6.6kV distribution
system. As a result, it is confirmed that the proposed method can mitigate the voltage variation sufficiently.

－43－

長距離配電線に対応したメガソーラー発電の無効電力制御による電圧変動抑制の実証試験= const.

1. はじめに
近年，地球環境問題への対応やエネルギー源の····································· (3)ただし，PPV：PV の出力 [W], QPV：PVの無効電力 [var], θ：力率角 [rad]多様化による安定供給の確保から再生可能エネ
ルギーの導入が積極的に進められている。
メガソーラー発電など大規模太陽光発電（PV）

2.2 配電系統モデル

が配電系統に連系された場合，メガソーラー発電

力率一定制御適用時の電圧変動の特性をシミの出力変動に伴う配電系統の電圧変動が懸念さュレーションにより検討する。

れるが，この問題の対策の 1 つとして風力発電で

図 1 にシミュレーションに用いた配電系統モ

実績のある無効電力制御（力率一定制御）がありデルを示す。4 章に示す実証試験を行った試験系

1)，太陽光発電（PV）大量連系時の検討事例

2),3)

統を模擬した。

やメガソーラー発電においてもパワーコンディ

定格出力 1,742kW のメガソーラー発電所（PS）

ショナ（PCS）の力率一定制御を用いた電圧変動

を亘長 12.8km の 6.6kV 配電線の末端に連系トラ抑制対策の適用例が見られる 4)-6)。また，メガソ

ンスを介して連系した。配電線には最大 3.5MW

ーラー発電連系時の電圧変動抑制対策として，新の負荷および定格出力の合計が 0.9MW で力率 1

たな無効電力制御も検討されている 7),8)。

制御の低圧 PV と，定格出力の合計が 0.6MW で筆者らはメガソーラー発電連系時の電圧変動

力率一定制御により力率が合計で 0.85 となる高抑制対策として，PCS の力率一定制御を適用した

圧 PV が分散して接続されている。変電所から場合の効果について，シミュレーション
実系統を用いた実測結果

10)

9)

および

10.8km 離れた地点と変電所の間に負荷と PV がにより検討し，連系接続されている。

箇所が変電所から 5km 程度のケースであれば，配電用変電所（SS）から発電所の間の高圧線の電圧変動は十分抑制される見通しを得た。一方，

線 種 は 大 部 分 が ALOC120mm2 （ 0.956+j1.634

亘長が 10km を超過した長距離配電線では出力変[%/km]（1,742kVA 基準））であった。シミュレー

動に伴う線路ロスが大きく，電圧変動抑制対策とション上のノードは実系統の手動開閉器毎に設して適用しがたいことがわかった 11)。

置した。その間隔は約 0.5km であった。区間内のこのため，長距離配電線におけるメガソーラー

負荷，PV はノードにまとめて接続した。

連系時の電圧変動抑制対策として，PV 出力およPV を除いた負荷は図 8 に示した負荷動作直線

び配電線負荷に応じて PCS の力率を変更する新

上を変動するものとして，負荷の力率を重負荷時

たな無効電力制御手法（力率変更制御）を提案し，（3.5MVA（300A））に 1.00，軽負荷時（1.7MVA

モデル系統を用いたシミュレーションによりそ（150A））に進み 0.64 とした。

の電圧変動抑制効果を確認した 12)。

変電所の送出電圧は目標値である 6,690V 一定

本稿では，提案した力率変更制御について，とした。

6.6kV の実配電系統を用いた実証試験により電圧変動抑制効果を検証した結果を報告する 13),14)。

基準容量1,742kVA

測定箇所
(D1)

2. 力率一定制御 （従来手法)
変電所
(SS)

2.1 制御の概要
PV が配電線に連系した場合の電圧変動抑制対

測定箇所
(D2)

連系箇所

11.4% + j 20.9%
12.8km
6.0km
4.8km 2.0km

太陽光発電所(PS)
1,742kWPCS策として，従来手法である PCS の力率一定制御の電圧変動の特性を検討した。この制御では，(1)66/6.6kV
j1.4%～(3) 式に従い，PCS より出力される無効電力
QPV を常時一定力率 cosθ で制御するものである。

QPV = αPPV

α =1/cos2

負荷

負荷

6.6/0.4kV
j 5.2%

負荷：3.4MW－j 0.3Mvar 無負荷
PV ：-1.5MW＋j 0.3Mvar··································· (1)

θ－1

図1

·························· (2)－44－

試験系統を模擬した配電系統モデル

長距離配電線に対応したメガソーラー発電の無効電力制御による電圧変動抑制の実証試験

測定箇所は変電所，変電所から 6km 離れた配: 既連系PVの有効電力PPV = 0MW
PV = 1.5MW
S L : 負荷の皮相電力††† : 既連系PVの有効電力P

電線上のポイント D1，10.8km 離れたポイント D2，150

発電所の 4 箇所とした。

115V

100

発電所の力率は PCS 出力端（0.4kV）において50

電圧変動 [V]

発電設備側からみて進み 0.80～1.00 の範囲で変化させた。PV・負荷の電圧特性は定電力特性と
した。

0
-50

配電線D2†
L=3.5MVA
SL = 3.5MVA
L=2.6MVA
SL = 3.5MVA
L=1.7MVA
SL = 3.5MVA-100

2.3 シミュレーション結果

-114V

-150

図 2 に，図 1 のモデル系統に電圧変動を最小に0.0抑制する最適力率 0.924 にて定格出力 1,742kW の

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

発電所の有効電力 [pu] (基準: 1,742kVA)

発電所を連系した場合の，発電所の出力と電圧変

図 2 力率一定制御における発電所の有効電力と電圧変動の関係

動の関係を示す。電圧変動 ΔVP,S,n を (4) 式で定義する。

ΔV P,S,n = V P,S,n － V S,n

発電所 ††
L=3.5MVA
SL = 3.5MVA
L=2.6MVA
SL = 3.5MVA
L=1.7MVA
SL = 3.5MVA†······················(4): 既連系PVの有効電力PPV = 0MW†† : 既連系PVの有効電力PPV = 1.5MW

PPS : 発電所の有効電力 (基準: 1,742kVA)

300

ただし，VP,S,n：発電所の出力 P, 負荷と200の電圧 [V]，VS,n：発電所連系前，負荷と100

電圧変動 [V]既連系 PV の皮相電力 S におけるノード n
既連系 PV の皮相電力 S におけるノード nの電圧 [V]

115V

0
-100

既連系 PV の出力として 0MW 出力および最大-200

出力（1.5MW）を考慮した。電圧変動の観測箇所

配電線D2†
P=50%
PPS =50%
P=100%
PPS =50%-114V

発電所 ††
PPS =50%P=50%
P=100%
P
PS =50%-300

として，発電所の連系により最も電圧が上昇した

1.5

2.0

箇所（変電所より 10.8km 離れた測定箇所：D2）

2.5

3.0

3.5

負荷の皮相電力 [MVA]

および発電所の連系により最も電圧が低下した
図 3箇所（連系箇所：PS）の 2 点を選択した。

力率一定制御における負荷の皮相

電力と電圧変動の関係

配電線のインピーダンスは 1,742kVA ベースで11.4+j20.9 [%] となり，出力 1,742kW, 力率 1 の発電所の連系により電圧は簡易計算によりに電圧変動の値が上昇していることがわかった。
図 2，図 3 のグラフより，以下の特性 (i),(ii) が11.4%上昇する。
図 2 においてどちらの観測箇所においても発明らかとなった。

電所の出力の増加とともに電圧変動のグラフは(i)上に凸となった二次関数で示される曲線上を変発電所の出力の増加とともに，電圧変動は上へ凸状に変化（電圧変動は発電所の出力化した。すなわち，発電所の出力の上昇とともにの二次関数）

電圧変動も徐々に上昇するが，発電所の出力が(ii) 負荷の増加とともに，電圧変動は上昇（電0.5pu（1,742kVA 基準）を超えると，電圧変動は

圧変動は負荷の一次関数）

下降に転じる結果となった。また，負荷の増加とともに電圧変動のグラフは上方向に移動した。

上記の特性の要因は線路電力損失変動の影響

図 3 に負荷と電圧変動の関係を示す。系統・負であり，線路のインピーダンスおよび発電所の出荷条件とも図 2 と同一とした。負荷の増加ととも力が増大するほど，この特性が強く表れることがに電圧変動のグラフは傾きを正とした一次関数わかった。以下にその理由を示す。
線路電力損失変動 ΔPLOSS,P,S,n を (5) 式で定義に近い形で変化した。これより負荷の増加ととも－45－

長距離配電線に対応したメガソーラー発電の無効電力制御による電圧変動抑制の実証試験する。また，ノード n に生じる電圧変動 ΔVP,S,n
は (6) 式で記述される。

PPV=0MW,S L =1.7MVA
PV =0MW,L=1.7MVA
PPV=0MW,S L =2.6MVA
PV =0MW,L=2.6MVA
PPV=0MW,S L =3.5MVA
PV =0MW,L=3.5MVA

線路電力損失変動 [kW]250

ΔPLOSS,P,S,n = PLOSS,P,S,n - PLOSS,S,n ··········(5)nΔVP,S,n ≒ Σ(rtPPS－xtQPS－rtΔPLOSS,P,S,t
t=1－xtΔQLOSS,P,S,t) ·············(6)ただし，PLOSS,P,S,n：発電所の出力 P, 負荷と既連系 PV の皮相電力 S におけるノー

PPV=1.5MW,
S L =1.7MVA
PV =1.5MW,L=1.7MVA
PPV=1.5MW,
S L =2.6MVA
PV =1.5MW,L=2.6MVA
PPV=1.5MW,
S L =3.5MVA
PV =1.5MW,L=3.5MVA

PPV : 既連系PVの有効電力 (最大1.5MW)
SL : 負荷の皮相電力 (最大3.5MVA)

200
150
100
50
0
-50
-100
-150

ド n から系統末端間における線路電力損

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

発電所の有効電力 [pu] (基準：1,742kVA)

失 [W]，PLOSS,S,n ：発電所連系前，負荷と既連系 PV の皮相電力 S におけるノー
ド n から系統末端間における線路電力

図 4

損失 [W]，rn＋jxn：ノード n-1～ノード n

効電力と線路電力損失変動の関係

力率一定制御における発電所の有間の線路インピーダンス [Ω]，PPS:発電
PPV=0.0MW,=1.742MW
PPV=1.5MW,
PPS =1.742MW
PS=1.742MW
PV =0MW, PPS
PV =1.5MW,PS=1.742MW
力率一定(10km,3MVA)
PPV=0.0MW,=0.871MW
PPV=1.5MW,
PPS =0.871MW
PS=0.871MW
PV =0MW, PPS
PV =1.5MW,PS=0.871MW

所の有効電力[W]（発電時：正），QPS：発300
線路電力損失変動 [kW]

電所の無効電力[var]（進相運転時：正）発電所の連系に伴う電圧変動 ΔVP,S,n を抑制するため，(6) 式の下線部が 0 となるよう発電所の力率（無効電力）を調整すると，電圧変動 ΔVP,S,n
は，(6) 式の二重下線部，すなわち，線路電力損
失変動の影響を受けることとなる。
図 1 の配電系統モデルに対して，力率一定制御

PPV :既連系PVの有効電力 (最大1.5MW)
PPS :発電所の有効電力 (最大1.742MW)

200
100
0
-100
-200

のもと，定格出力 1,742kW の発電所が連系した

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

負荷の皮相電力 [MVA]

場合の発電所の有効電力と線路電力損失変動の関係を図 4 に，負荷の皮相電力と線路電力損失変動の関係を図 5 に示す。線路電力損失変動は配電

図 5線全体の値とした。

電力と線路電力損失変動の関係

力率一定制御における負荷の皮相

線路電力損失変動は発電所の有効電力の二次関数，負荷の皮相電力の一次関数となっており，を最小とする力率に都度変更する方法とした（力この影響を受けて発電所の連系に伴う電圧変動率変更制御）。
ここで，発電所の連系箇所の電圧変動を最小とは特性 (i),(ii) を帯びることがわかった。

するよう無効電力を調整すると，線路電力損失変3. 力率変更制御 (提案手法)

動の位置的なばらつきの影響を受けて配電線中

3.1 制御方法

間部で電圧が大きく低下することがあることから（図 7, 方式 2），配電線全域の電圧変動が最小

従来手法である力率一定制御では 2 章の結果となるよう無効電力を調整することとした。

より，連系箇所が変電所から遠く，発電所の出力制御の特徴を (7)～(10) 式に示す 12)。

が大きい場合には線路電力損失変動が大きくな
り，電圧変動を十分抑制できないことがわかった。

QPV = αPPV

このため，提案する無効電力制御では，発電所

α = f (PPV , S L)の連系時の線路電力損失変動に影響を与える発·································· (7)····························· (8)ΔV max = max(|ΔV P,S,n|) → min. ·········· (9)電所の出力や配電線の負荷にあわせて，電圧変動n

ΔV P,S,n = V P,S,n － V S,n ····················· (10)－46－

長距離配電線に対応したメガソーラー発電の無効電力制御による電圧変動抑制の実証試験

ただし，PPV, QPV：発電所の出力 [W]，無効電力 [var] (正値)，SL：負荷の皮相電力[VA]，VP,S,n：発電所の出力 P, 負荷と既連系 PV の皮相電力 S におけるノード nの電圧 [V]，VS,n：発電所連系前，負荷と既連系 PV の皮相電力 S におけるノード nの電圧 [V]
この制御方法は，(9) 式で表される ΔVmax を最

図6小とすることを目的としている。運用にあたって提案手法の概念図は，図 11，図 12 のような，系統条件に対応した

既設PV考慮

出力別・負荷別に，力率 cosθ に対応する α（=

100tanθ ）を求めておく必要がある。
電圧変動 [V]

図 6 に制御の概念図を示す。変電所における配電線の皮相電力の情報を発電事業者に連携する方法として 2 つの案が考えられる。1 案は通信網を使用して直ちに連携する方法であり（通信方0

S L : 負荷の皮相電力(方式1)
S L = 3.5MVA
S L = 2.6MVA
S L = 1.7MVA
S L = 0MVA

51V式），もう 1 案は過去の実績であるロードカーブ-54V

を定期的に連携する方法である（ロードカーブ方

-68V

(方式2)
SL = 0MVA

-100
0 変電所

式）。

5 D1

10 D2

発電所

変電所からの距離 [km]3.2 各ノードの電圧変動

図7

図 7 に方式 1，方式 2 のもと，図 1 の系統に出力 1,742kW の発電所を連系した場合の電圧変動をシミュレーションにより検討した結果を示す。
方式 1 では (9) 式に示された提案手法を適用
し，電圧が最も上昇する箇所の電圧変動と電圧が最も低下する箇所の電圧変動を同程度とし，配電線全域で生じる電圧変動が最小となるよう発電所の力率を設定した。方式 1 において負荷別に電圧変動を比較すると，負荷 0MVA において上昇・低下側とも電圧変動が最大であった。
変電所より 10.8km 離れたノード D2 において系
統の中で電圧が最も上昇し，その値は 51V となった。変電所より 2.2km 離れたノードにおいて系
統の中で電圧が最も低下し，その値は 54V となった。

各ノードにおける電圧変動

4. 実証試験
4.1 試験方法
定格出力 1,742kW の太陽光発電所（PS）を 6.6kVの配電線に連系し，提案した力率変更制御を実施した時の電圧変動を確認した。試験系統は 2.2 節に示したとおりである。パワーコンディショナ（250kVA×7 台）については，制御ソフトウェア
変更を行い，力率変更制御を実施した。電圧値は3 相平均値を採用した。
4.2 負荷の想定 (通信方式・ロードカーブ方式)
図 8 に定格出力 1,742kW の発電所が解列した
時の配電線の有効・無効電力特性を示す。

側のノード（3.5km）で電圧が大きく低下した

配電線に連系された発電所を除く既連系 PV の． ．
皮相電力は 2 点間の距離（|M1－M2|）から求めら．
れる 15)。M1 は配電線の有効･無効電力の実測点で．
．
あり，M2 は，M1 を通り x 軸に対して配電線に接（−68V）。

続された PV の力率角 θPV で延長した直線が負荷

参考として，方式 2 として発電所の連系箇所の電圧変動が最小（0V）となるよう力率を調整す
る方法も検討した。この場合，連系箇所より電源

以降では方式 1 を適用して検討を進めることとした。

動作直線と交わる点である。負荷の有効・無効電．
力は点 M2 から得られ，これを真の実績値とみな

－47－

負荷
225A
300A
150A
0A2
0A2
0A
D1
D2

長距離配電線に対応したメガソーラー発電の無効電力制御による電圧変動抑制の実証試験

（遅れ）

実測
負荷(想定)

･
M1:実測

-0.5

負荷の皮相電力 [MVA] A

無効電力 Q [Mvar]

0.0

(PV)
無効
電力

-1.0

θ PV

力率
角
有効
電力

-1.5

･
M2:負荷
(推定)
負荷動作直線

-2.0

3

2

1

通信
実績

0

（進み） 0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

10

11

11

12

有効電力 P [MW]

図8

12

13

13

14

14

時刻 [時]

図9

配電線の有効・無効電力特性

負荷の皮相電力（通信方式）した。
負荷の皮相電力 [MVA] A

負荷の想定にあたり通信方式およびロードカーブ方式を適用した。通信方式においてはアドホック型無線通信ネットワーク技術を採用した
openATOMS16) を介して変電所における配電線の皮相電力 SL' の測定値を 10 秒毎に発電所に連携した。配電線に接続された PV の出力割合 k（= 実出力／定格出力）は，発電所の出力割合 k と同一

3

2

1

実績
ロードカーブ0として，配電線上の PV の出力および負荷を求め9た。ロードカーブ方式において PV の出力を除い

10

10

11

11

12

12

13

13

時刻 [時]た負荷を想定するため, 試験日直近のうち, 雨天
図 10により配電線の皮相電力 SL' の日平均値が最大

負荷の皮相電力（ﾛｰﾄﾞｶｰﾌﾞ方式）となる日の時系列測定値（ロードカーブ）を採用した。
図 9，図 10 において，それぞれ通信方式およびロードカーブ方式により求めた負荷の皮相電
発電所の力率

力と実測値の関係を示す。電圧変動の確認のため発電所を解列したポイントはそれぞれ 11 点，21点となった。通信方式では，想定した負荷の皮相
電力は実測値より全般的に大きく見積もられた。
その理由として，発電所と配電線に接続された
PV 間の定格出力に対する実出力の割合 k の違い

1.03
1.00
0.98
0.95
0.93
0.90
0.88
0.85
0.83
0.80
0.78

(目標値)
SL =1.7MVA
SL =2.6MVA
SL =3.5MVA

SL : 負荷の皮相電力0.0の影響が考えられる。ロードカーブ方式では，想

目標
実測値

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

発電所の有効電力 [pu] (基準: 1,742kVA)

定した負荷の皮相電力は実測値より若干低い値
となった。
図 11

発電所の有効電力と力率の関係（通信方式）

4.3 発電所の力率
図 11，図 12 に通信，ロードカーブ方式の 0.4kV側における発電所の有効電力と力率の関係を示

4.4 電圧変動
図 13 に有効電力 0.65pu，力率 0.92 により力率す。目標の力率値に対し実績値は±1％の範囲に収まった。

変更制御（ロードカーブ方式）で運転中の発電所

－48－

目標
実測値

1

0
0.2

0.4

0.6

0.8

発電所
遮断

発電所の有効電力P発電所の無効電力Q

10:35

1.0

10:36

150
100
50
0
-50
-100
-150
-200
-250
-300
-350

10:37

時刻 (平成27年12月 9日)

図 13

発電所解列時の電圧変動（有効電力 0.65pu, 力率 0.92，ロードカーブ方式）（ロードカーブ方式）
を配電線から解列したときの配電線各地点の電4000V とした。発電所の解列により配電線上の地点
D2 において最も電圧が低下, 変電所において最も電圧が上昇し,その電圧変動 ΔVP,S,n はそれぞれ
58V, −19V, 電圧変動幅 ΔVR,P,S は 77V（6.6kV 系

電圧変動 [V]

圧変化を示す。発電所解列時の電圧変化の値は

300(測定箇所)
配電線 D2200

発電所
配電線 D1
変電所

100

47V

0

統）となった。ここで電圧変動幅 ΔVR,P,S を (11),

-100
-47V

(12) 式で定義する。

-200
0.0

ΔV R,P,S = max(ΔV P,S,n) － min (ΔV P,S,n) ·· (11)ΔV P,S,n = V P,S,n － V S,n-19V

力率0.9200.8

発電所の有効電力と力率の関係

n

配電線D1
変電所

10.9

発電所の有効電力 [pu] (基準: 1,742kVA)

図 12

58V

2

SL : 負荷の皮相電力

0.0

配電線D2
発電所

電圧変化 [V] (発電所遮断時ﾍﾞｰｽ)(目標値)
SL =1.7MVA
SL =2.6MVA
SL =3.5MVA

力率

1.03
1.00
0.98
0.95
0.93
0.90
0.88
0.85
0.83
0.80
0.78

P,Q [pu] (1,742kVAﾍﾞｰｽ)発電所の力率

長距離配電線に対応したメガソーラー発電の無効電力制御による電圧変動抑制の実証試験

n

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

発電所の有効電力 [pu] (基準: 1,742kVA)···················· (12)ただし，VP,S,n：発電所の出力 P，負荷と図 14

既連系 PV の皮相電力におけるノード n

関係（通信方式）

発電所の有効電力と電圧変動のの電圧 [V]，VS,n：発電所連系前，負荷と既連系 PV の皮相電力 S におけるノード n400の電圧 [V]

電圧が上昇した地点 D2 の電圧上昇の値と最も電圧が低下した地点 SS（変電所）の電圧低下の値の差を示す。

電圧変動 [V]電圧変動幅 ΔVR,P,S は発電所の連系に伴い最も

100

64V

0
-100

ており，有効電力の変化に対し，力率が追従して

-200

-64V
0.0

変化していることがわかった。

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

発電所の有効電力 [pu] (Base: 1,742kVA)

図 14 に通信方式における発電所の有効電力と電圧変動の関係を示す（11 点）。負荷の皮相電力

図 15の想定は実績値より若干高めであり，設定した発発電所の有効電力と電圧変動の関係（ロードカーブ方式）

電所の力率は，発電所の連系により配電線上の最も電圧変動が高くなる地点 D2 の電圧上昇値と最配電線D22
発電所
配電線D11
変電所

200

また，発電所の有効電力と力率の波形は似通っも電圧変動が低くなる地点（変電所）の電圧降下(測定箇所)

300

値を同程度にする理想値より若干低めに設定された。このため，観察された各地点の電圧変動の－49－

長距離配電線に対応したメガソーラー発電の無効電力制御による電圧変動抑制の実証試験

値は全体的に低く推移し，系統末端の発電所につ700

いては電圧変動が 0V 近くになった。地点 D2 に600
電圧変動幅 [V]おける電圧上昇値と変電所における電圧低下値が同程度になるよう発電所の力率を若干高めに設定することで，電圧変動の振れ幅の範囲を狭めることができると思われる。
図 15 にロードカーブ方式における発電所の有力率1制御
Proposed(数値計算)
Measured
Simulated
力率一定制御(数値計算)

500
400

680V

(提案手法)
測定値
数値計算

300

229V

200

94V

100

効電力と電圧変動の関係を示す（21 点）。図 140のケースとは逆に負荷の皮相電力の想定が実績

0.0

値より若干低めであり，設定された発電所の力率

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

発電所の有効電力 [pu] (基準: 1,742kVA)

は理想値より若干高めとなった。このため，各地
図 16点の電圧変動の値は全体的に高く推移している。

発電所の有効電力と電圧変動幅の関係（通信方式）
4.5 電圧変動幅
図 16，図 17 に通信方式，ロードカーブ方式に700

よる力率変更制御のもと，生じた電圧変動幅

力率1制御(無制御) Proposed
Measured
Simulated
力率一定制御(従来手法)

600
電圧変動幅 [V]

ΔVR,P,S について実測値と計算値の比較を示す（計32 点）。
実測された電圧変動幅は 6.6kV 系統において通信方式で最大 94V，ロードカーブ方式で最大128V となり，通信方式の値がロードカーブ方式

500
400

680V

(提案手法)
測定値
数値計算

300

229V

200
100

の値より若干小さくなった。実測された電圧変動

128V

0

幅は両方式ともほぼ計算値通り抑制されており，

0.0

電圧変動幅の実測値と計算値の差異は両方式合

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

発電所の有効電力 [pu] (基準: 1,742kVA)

計で平均値 17V，標準偏差 8V と少なかった。
図 17定格出力時（1,742kW）に生じる電圧変動幅は
数値計算上，力率 1 では 680V，力率一定制御で発電所の有効電力と電圧変動幅の関係（ロードカーブ方式）

は 229V となるが，提案した力率変更制御の実測値は最大で 128V となり（ロードカーブ方式）, 提もと亘長 12.8km の配電線末端に出力 1,742kW の案手法の適用により従来手法より効果的に電圧メガソーラー発電を連系したところ，観測された変動が抑制されることを確認した。

電圧変動幅は 1.9%（128V）となった。これは，無対策である力率 1 制御のもと生じる電圧変動

5. まとめ本稿では長距離配電線に連系したメガソーラ

幅の約 19%に，従来手法である力率一定制御のもと生じる電圧変動の約 56%に抑制された。

ー発電の電圧変動対策として，出力や配電線負荷

当該手法の適用により電圧変動が効果的に抑に応じて PV の力率を変化させるとともに，連系

制され，配電線上のメガソーラーの連系可能な領箇所の電圧変動を最小に抑えるのではなく系統

域が従来手法より拡大されたことを確認した。

全体に生じる電圧変動を最小に抑える新たな無効電力制御（力率変更制御）を扱った。力率変更
制御のもと，PV の連系に伴い生じる電圧変動は［参考文献］

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長距離配電線に対応したメガソーラー発電の無効電力制御による電圧変動抑制の実証試験

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