四国電力，四国総合研究所
研究期報１０３（2015年12月）
１－８ページ

長距離配電線における大規模太陽光発電の無効電力制御による電圧変動抑制㈱四国総合研究所

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：

電力技術部

河野高一郎

Photovoltaic generation
Distribution line
Voltage variation
Reactive power control
Voltage control

Reactive Power Control of Large-Scale Photovoltaic System
for Voltage Regulation with Long Distribution Line
Shikoku Research Institute, Inc., Electric Power Technology Dept.
Kouichiro Kouno
Abstract
Constant power factor control of a power conditioning system in a large-scale photovoltaic generation system (PVsystem), 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 proposes an advanced reactive power control, in which the power factor of the PV
system is adjusted both by output power of the PV system and by apparent power of loads not to minimize thevoltage variation at the interconnection point but to minimize the voltage variation over the whole distribution line,
and reports the result examined by numerical analysis about mitigating the voltage variation by applying thecontrol using a communication network or a load curve as information about load. This paper shows that the
proposed control can mitigate the voltage variation more than constant power factor control and there is a
probability that it will be applied as a measure of suppressing the voltage variation on the long distribution line.

－1－

長距離配電線における大規模太陽光発電の無効電力制御による電圧変動抑制

基準容量:
10MVA

1. はじめにPV

近年，地球環境問題への対応やエネルギー源のVss:
6,540～6,840V

多様化による安定供給の確保から再生可能エネ

PCS: 0～2MW<力率: 0.8～1>

j 24%

ルギーの導入が積極的に進められている。
配電系統にメガソーラー発電など大規模太陽変電所

光発電（PV）が連系された場合，出力変動に伴

0.25kmﾉｰﾄﾞ
0

う電圧変動が懸念されるが，この問題の対策の 1
66/6.6kV
j 7%

つとして風力発電で実績のある無効電力制御（力率一定制御）があり 1)，太陽光発電大量連系時の

負荷

SVR
ﾉｰﾄﾞ
1

ﾉｰﾄﾞ
2

負荷

j 1.4%
負荷4: 0～3MVA, 力率: 0.977(進み)～0.987(遅れ): 1～20km

検討事例 2),3) やメガソーラー発電においてもパワーコンディショナ（PCS）の力率一定制御を用いた電圧変動抑制対策の適用例が見られる 4)~6)。

ALOC120mm2 (5.487+ j 9.378 [%/km])<ALOC58mm2 (10.95+ j 9.961 [%/km])>

また，メガソーラー発電連系時の電圧変動抑制に

図1

配電系統モデル

対応した無効電力制御も検討されている 7),8)。
筆者はメガソーラー発電連系時の電圧変動抑う調整した。また，線路の電圧降下が変電所から制対策として，PCS の力率一定制御を適用した

600V となる地点毎に SVR を置いた。変電所お9) およ

よび SVR の変圧比は PV の連系前後で変化しな

場合の効果について，シミュレーション

び実系統を用いた実測結果 10) により検討し，連いものとした。

系箇所が変電所から 5km 程度のケースであれば，PV の定格出力は 2MW とし，配電線末端に連電圧変動は十分抑制される見通しを得た。一方，系トランスを介して系統と連系した。PV の力率

亘長が 10km を超過した長距離配電線では出力

は，PCS 出力端において，発電設備側からみて変動に伴う線路電力損失変動が大きく，電圧変動

進み 0.80～1.00（図 11 における ALOC58mm2

抑制対策として適用しがたいことがわかった 11)。

のｹｰｽを除く）の範囲で変化させた。PV・負荷の

本稿では，長距離配電線におけるメガソーラー

電圧特性は定電力特性とした。

連系時の電圧変動抑制対策として，PV 出力およ3. 力率一定制御

び配電線負荷に応じて PCS の力率を変更する新

PV が配電線に連系した場合の電圧変動抑制対

たな無効電力制御手法（力率変更制御）を提案し，策として，従来手法である PCS の力率一定制御

その電圧変動抑制効果について，シミュレーショ

の電圧変動の特性を検討した。この制御では，ンにより検証した結果を報告する 12),13)。

(1)~(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。

2. シミュレーションモデル
シミュレーションに用いた配電系統モデルを
図 1 に示す。線種 ALOC120mm2 の 6.6kV 系統

QPV = αPPV··································(1)= const.

··································(2)を想定し，最大亘長（LL）20km の系統に 250m

α =間隔にノードを置き，各ノードに等容量の負荷を置いた。

1/cos2θ－ 1··························(3)ただし，PPV：PV の出力 [W]，QPV：PV

負荷力率は負荷の皮相電力により異なり，負荷の無効電力 [var]， θ：力率角 [rad]の皮相電力について重負荷時を基準に 100%，85%, 75%, 55%, 40%とすると，対応する負荷力

3.1 電圧変動の負荷依存性，出力依存性率をそれぞれ 0.987 (遅れ), 0.993 (遅れ), 0.998

PV 連系前後の電圧変動について検討する。こ(遅れ), 0.999 (進み), 0.977 (進み) とした。

こで，電圧変動を (5) 式に示す。(4) 式に示した

変電所 1 次側（66kV）の電圧は PV の連系前ΔVmax を最小とする力率 cosθ を最適力率とした。

後で一定とし，PV の連系前において，最大負荷

ΔV max = max(|ΔV P,S,n|) ·····················(4)ΔV P,S,n = V P,S,n － V S,n ·····················(5)時に変電所 2 次側の送出電圧が 6,840V となるよ－2－

長距離配電線における大規模太陽光発電の無効電力制御による電圧変動抑制

ただし，VP,S,n：PV の出力 P，負荷の皮相電力 S におけるノード n の電圧 [V]，150

VS,n：PV 連系前，負荷の皮相電力 S におけるノード n の電圧 [V]
図 2 に亘長 10km の長距離配電線末端に出力を0～2MW とした PV を連系した場合の最適力率
0.918 における PV 出力と電圧変動の関係を示す。
線路のインピーダンスは 2MVA ベースで 11.0

電圧変動
Voltage ΔVvariation[V]1 1
P ,S ,n [V]100

D=10km, L=3.0MVA
D= 6km, L=3.0MVA
Line length: 10km
D=10km, L=2.1MVA
D= 6km, L=2.1MVA
D=10km, L=1.2MVA
D= 6km, L=1.2MVA
D: 変電所からの距離, L: 負荷 SL

150

101V

100

50

50

0

0

-50

-50

LOAD
(MAX)
3MVA
2MVA
1MVA
0MVA

-100

-100

+j20.2 [%] となり，出力 2MW，力率 1 の PV の-101V

亘長: 10km

-150

-150

0% 0.0 20%0.4

連系により電圧は 11%（6.6kV 系統で 726V）上昇する。電圧変動の観測箇所として，連系箇所（変

0.8
1.2
40%
60%
PV出力
PPV [MW]PV output

1.6
80%

2.0
100%

最適力率における PV 出力 PPV と電所より 10km 離れた地点）および PV 連系によ

図2

り最も電圧が低下した箇所（変電所より 6km 離電圧変動 ΔVP,S,n の関係（亘長 10km）れた地点）を選択した。
どちらの観測箇所においても PV 出力の増加

D=10km, P=1MW
D=10km, P=2MW

150
電圧変動 ΔVP ,S ,n [V] 1とともに電圧変動のグラフは上に凸となった二次関数で示される曲線上を変化した。すなわち，
PV 出力の上昇とともに電圧変動も上昇するが，PV 出力が 1MW を超えると，電圧変動は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。
図 3 に負荷と電圧変動の関係を示す。系統条件，
負荷条件とも図 2 と同一とした。負荷の増加とと

D: 変電所からの距離, P: PV出力 PPV

101V

100
50
0
-50
-100

-101V
1.2 1.4

1.6 1.8

2.0 2.2

2.4 2.6

2.8 3.0

負荷の皮相電力 S L [MVA]

数に近い形で変化した。また，電圧変動のグラフ

図 3 最適力率における負荷 SL と電圧変の傾きは同一 PV 出力であれば似通っていること

動 ΔVP,S,n の関係（亘長 10km）がわかった。これより負荷の増加とともに電圧変動の値が上昇していることがわかる。図 2，図 3

圧変動 ΔVn [V] は,変電所から kLL（0 ≤ k ≤ 1）のグラフより，以下の特性が明らかとなった。

離れた場所から配電線末端の間で生じる線路電

PV 出力の増加とともに，電圧変動は上へ

力損失変動 ΔPLOSSk [W] および線路無効電力損

凸状に変化（電圧変動は PV 出力の二次関

失変動 ΔQLOSSk [var] の影響を受けて (6) 式で数）
亘長: 10km-150

もに電圧変動のグラフは傾きを正とした一次関

D= 6km, P=1MW
D= 6km, P=2MW表される。

負荷の増加とともに，電圧変動は上昇（電配電線負荷 SL [VA] は配電線に均等に分布し圧変動は負荷の一次関数）ていると想定すると，線路の電力損失変動

ΔPLOSSk は (8) 式で表される。(7), (9) 式より(10), (11) 式が得られ，ΔVn および ΔPLOSSk は出力 PPV に対し二次関数として変化し，PPV の増加に伴い ΔVn は低下，ΔPLOSSk は上昇する（図 2, 図

上記の特性の要因は線路電力損失変動の影響であり，線路のインピーダンスおよび PV 出力が増大するほど，この特性が強く表れることがわか
った。

4）｡

次節にて，この特性が表れる理由を説明する。

また，(7), (9) 式より (12), (13) 式が得られ，

3.2 電圧変動と線路電力損失変動

ΔVn および ΔPLOSSk は負荷 SL に対し一次関数として変化し，負荷の増加に伴い ΔVn は増加，
ΔPLOSSk は減少する（図 3, 図 5）｡

図 1 に示したモデル系統を基に，配電線亘長を

LL [km] とすると，PV 連系に伴うノード n の電

－3－

(MIN)
3MVA
2MVA
1MVA
0MVA

長距離配電線における大規模太陽光発電の無効電力制御による電圧変動抑制

D=0km, L=1.2MVA
D=5km, L=1.2MVA
D=0km, L=2.1MVA
D=5km, L=2.1MVA
D=0km, L=3.0MVA
D=5km, L=3.0MVA
D: 変電所からの距離, L: 負荷 SLnr(PPV －ΔPLOSS,t)－x(QPV +ΔQLOSS,t)
(6)
4V t
t=1
1
r2+x2 nΔPLOSS,t} (7){n(rPPV－xQPV )－
=
4V N
r t=1
1
ΔPLOSSk = 3rL L k [{I1(t)}2－{I0(t)}2]dt ········ (8)rL L(1－k)=[(1+α2)PPV 2
V N2－(1－ k){(1－aα)PL +bα}PPV ]······ (9)22∂ ΔPLOSSk
2rL L(1－k)(1+α )············(10)
=
2
∂PPV
V N2
∂2ΔV n=∂PPV 2α2 )－ L L (r2+x2)(1+

2V n3

n

(1－
t=1

∂ΔPLOSSkrL L(1－k)2(1－aα)PPV≒ －∂S LV N2 a2+1

線路電力損失変動 ΔPLOSSk [kW]ΔV n ≒

150
100
50
0
-50
-100

亘長: 10km

-150

0.0

0.4

0.8

1.2

1.6

2.0

PV出力 PPV [MW]t
) ·· (11)4L L

最適力率における PV 出力 PPV と

図4

線路電力損失変動 ΔPLOSSk の関係（亘長·····(12)10km）

線路電力損失変動 ΔPLOSSk [kW]

∂ΔV n
t 2
L L(r2+x2)(1－aα)PPV n) ·(13)
(1－
=
∂S L
4L L
t=1
4V n3 1+a2
ただし， ΔVn：ノード n における PV 連系前後の電圧変動 [V]， r+jx ：線路イン
ピーダンス [Ω/km]，ΔPLOSS,t，ΔQLOSS,t：PV 連系前後のノード t～系統末端間における線路電力損失変動 [W]，線路無効電
力損失変動 [var]（上位系，SVR，連系

D=0km, P=2MW
D=0km, P=1MW

150

D=5km, P=2MW
D=5km, P=1MW

D: 変電所からの距離, L: 負荷 SL

100
50
0
-50
-100
-150

亘長: 10km

1.2

Tr 除く），I0(k)， I1(k)：位置 k における

1.6

2

2.4

2.8 3.0

負荷の皮相電力 SL [MVA]

PV 連系前，連系後の電流[A]，LL：配電
線亘長 [km]， Vt：ノード t の電圧 [V]，

図 5 最適力率における負荷 SL と線路電

VN：6,600 [V]，PL，QL（= −aPL +b: a>0，b≥0）: 負荷の有効電力 [W]，無効電力[var]，PPV，QPV（ =αPPV）: PV の出力 [W]，

力損失変動 ΔPLOSSk の関係（亘長 10km）
よう PV の無効電力を調整すると，線路電力損失

無効電力 [var]

変動の位置的なばらつきの影響を受けて配電線
中間部で電圧が大きく低下することがあること

4. 力率変更制御から（図 7，方式 2），配電線全域の電圧変動が最4.1 力率の制御法

小となるよう PV の無効電力を調整することとし従来手法である力率一定制御では 3 章の結果た。

より，連系箇所が変電所から遠く，PV の出力が制御の特徴を (14)～(17) 式に示す。

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。
このため，提案する無効電力制御では，PV 連
系時の線路電力損失変動に影響を与える PV の出

QPV = αPPV······························· (14)α= f (PPV , S L)···························· (15)ΔV max = max( |ΔV P,S,n|) → min. ········ (16)力や配電線の負荷にあわせて，電圧変動を最小にP,S,nする PV の力率に都度変更する方法とした（力率ΔV P,S,n = V P,S,n － V S,n変更制御）。

ただし， PPV，QPV：PV の出力 [W]，無ここで，PV 連系箇所の電圧変動を最小にする···················· (17)効電力 [var]（正値），SL：負荷の皮相電－4－長距離配電線における大規模太陽光発電の無効電力制御による電圧変動抑制

力 [VA]，VP,S,n：PV の出力 P，負荷の皮相電力 S におけるノード n の電圧 [V]，VS,n：PV 連系前，負荷の皮相電力 S におけるノード n の電圧 [V]
この制御方法は，(16) 式で表される ΔVmax を最小とすることを目的としている。運用にあたっ

図6ては，図 9，図 10 のような，系統条件に対応し提案手法の概念図（通信方式）
PV出力 : 2MW

た出力別・負荷別の最適力率 cosθ を求めておく
電圧変動 ΔVP ,S ,n [V] 1

必要がある。
4.2 力率変更制御（通信方式）
負荷の皮相電力の情報として，変電所におけるフィーダ電流値を通信により発電事業者へ連携し，これを活用する方式について検討する。
図 6 に通信回線を使用した制御の概念図を示
す。

100
80
60
40
20
0
-20
-40
-60
-80
-100

(方式1)
負荷 3.0MVA
負荷 2.1MVA
負荷 1.2MVA
負荷 0.0MVA-57V

0(1) 各ノードの電圧変動
図 7 に亘長 10km の配電線末端に出力 2MW の

55V

-78V

(方式2)
負荷 0%

5
2
4
6
変電所からの距離 [km]

連系箇所

1.5

8

10

図 7 各ノードにおける電圧変動 ΔVP,S,n

PV を連系した場合の電圧変動を方式 1，方式 2（亘長 10km）の例で示す。変電所から 5km の地点に SVR を設置した。

(Case 2)Load

PV出力 : 2MW
150

方式 1 では (16) 式に示された提案手法を適用
電圧変動 ΔVP ,S ,n [V] 1

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 PV 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。
連系箇所において系統の中で電圧が最も上昇(方式1)
負荷 3.0MVA
負荷 2.1MVA
負荷 1.2MVA
負荷 0.0MVA

100
50
0
-50

-141V

-100
-150
-200
0

離れたノードにおいて系統の中で電圧が最も低

(方式2)
負荷 0%

-219V

-250

し，その値は 55V となった。変電所より 1.5km

145V

8.25
5
10
変電所からの距離 [km]

15

20

連系箇所

図 8 各ノードにおける電圧変動 ΔVP,S,n

下し，その値は 57V となった。

（亘長 20km）

参考として，方式 2 として PV 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
方法も計算した。この場合，連系箇所より電源側のケースで電圧変動幅 ΔVW は 286V に拡大した。

のノード（5km）で電圧が大きく低下した（−78V）。

電圧変動幅 ΔVW は (18), (19) 式で定義する。

配電線上の各ノードの電圧変動が配電線位置

ΔV W = max (ΔV P,S,n) － min (ΔV P,S,n) ·· (18)に対して非直線状に変化している理由は PV の連

P,S,n

P,S,n

ΔV P,S,n = V P,S,n － V S,n ···················· (19)系により増減した線路電力損失の影響と考えられる。以降の検討では方式 1 を適用し，検討を進

ただし， VP,S,n：PV の出力 P，負荷の皮めることとした。

相電力 S におけるノード n の電圧 [V]，

図 8 に亘長 20km の配電線末端に出力 2MW のVS,n：PV 連系前，負荷の皮相電力 S におけるノード n の電圧 [V]PV を連系した場合の電圧変動を示す｡負荷 0MVA

－5－

長距離配電線における大規模太陽光発電の無効電力制御による電圧変動抑制

亘長: 10km(2) PV の最適力率
図 9 に負荷 0～3MVA，亘長 10km の配電線末端に定格出力 2MW の PV を連系する場合，配電最適力率 cosθ

線全域で生じる電圧変動を最小とする PV の最適
力率 cosθ (= cos (tan-1α)) を示す。PV 出力の増加，負荷の減少とともに最適力率は増加する。
図 10 に亘長 20km のケースを示す。最適力率の適用範囲は亘長 10km のケースと比較して拡大
した。

1.00
0.98
0.96
0.94
0.92
0.90
0.88
0.86
0.84
0.82
0.80

負荷
[MVA]
0.00
1.20
1.65
2.10
2.55
3.00

0.2 0.4

0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6
PV 出力 PPV [MW](3) 線種別の電圧変動
高圧線の線種として ALOC120mm2 と ALOC

図958mm2 を適用した場合の電圧変動幅の比較を図1.8 2.0

PV 出力 PPV と PV の最適力率 cosθの関係（亘長 10km）

11 に示す。

亘長: 20km

負荷は 2MVA とし，配電線末端に定格出力2MW の PV を連系した。ALOC120mm2 と ALOC
最適力率 cosθ

58mm2 のインピーダンスの R/X 比はそれぞれ
0.6，1.1 であり，亘長 10km における力率一定制
御時の最適力率はそれぞれ 0.93，0.81，力率変更
制御時の力率はそれぞれ ｢0.87～0.95｣，｢0.70～
0.84｣ の範囲となった。
ALOC58mm2 における力率一定制御時，力率変更制御時の電圧変動幅 ΔVW は，同一亘長（LPV）

1.00
0.98
0.96
0.94
0.92
0.90
0.88
0.86
0.84
0.82
0.80

負荷
[MVA]
0.00
1.20
1.65
2.10
2.55
3.00

0.2 0.4

で比較した場合，共に ALOC120mm2 の約 2 倍となっており，線路電力損失変動 ΔPLOSSk が大きく

0.6 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6
PV出力PPV [MW]1.8 2.0

図 10 PV 出力 PPV と PV の最適力率 cosθ

なったことが原因と考えられる。

の関係（亘長 20km）

4.3 力率変更制御（ロードカーブ方式）
2

力率一定制御 (58mm )2
力率一定制御 (120mm )負荷の皮相電力の把握方法として，過去実績に
600
300のロードカーブを適用した方式（ロードカーブ方500

電圧変動幅 ΔVW [V]基づき，負荷（フィーダ電流）の季節別・時刻別式）を検討した。ロードカーブはフィーダ電流の
季節別・時刻別の平均値とし，電気事業者から発電事業者へ定期的に連携されることを想定した。
図 12 に，2011 年 4 月から 2012 年 3 月までの1 年間について，四国電力㈱のある支店管内における季節別・時刻別フィーダ電流実績の 126 フィ

400
上限(2%:132V)

300
200
100
0

3

0

ーダの平均値（ロードカーブ）を示す。フィーダ2

提案手法 (58mm )2
提案手法 (120mm )

5

8

10

14
15

20

変電所から連系箇所までの距離 (LPV ) [km]

電流の年間平均値 IAVE，標準偏差 σ より，IAVE＋
2σ をフィーダ電流の最大値とみなして,これを基電圧変動幅 ΔVW の比較（ALOC

図 11
2120mm ，ALOC58mm2）

準（1pu）とした。ロードカーブの最大値は 87%（冬期），最小値は 55%（秋期）となった。

12%，夏期に 13%，秋期に 11%，冬期に 14%と図 13 に夏期のロードカーブにおける時刻別の「平均値」および「平均値+σ」,「平均値−σ」のなった。

値を示す。標準偏差 σ の 24 時間平均値は春期にこの実績値を基に，シミュレーションでは負荷－6－長距離配電線における大規模太陽光発電の無効電力制御による電圧変動抑制

電流 [pu] (基準: 平均値 + 2σ) 1の目標値であるロードカーブはフィーダ最大電流に対し 55%～85%の範囲で変動し，実負荷は目標値（ロードカーブ）に対し±15%の範囲で変動することとした。すなわち，負荷の目標値が 85%の場合，実負荷は 70%から 100%の範囲で，負荷の目標値が 55%の場合，実負荷は 40%から 70%の範囲で変動するものとした。
次節にて，亘長と電圧変動幅の特性を示す。

1.2
0.87

1.0
0.8
0.6

春 ( 3/11～ 6/10)
夏 ( 6/11～ 9/30)
秋 (10/ 1～12/10)
冬 (12/11～ 3/10)
年間

0.55

0.4
0.2
0.0
0

4.3 電圧変動幅の比較（従来方式，ロードカーブ方

2

4

6

8 10 12 14 16 18 20 22 24
時刻式，通信方式）
図 14 に負荷を 1.2～3MVA とし，配電線末端

図 12

ロードカーブ

に定格出力 2MW の PV を連系した場合の従来手
法と提案手法における電圧変動幅 ΔVW の比較を

夏 (6/11～9/30)
1.2
電流 [pu] (基準: 平均値+ 2σ)示す。提案手法として，｢ロードカーブ方式｣，｢通信方式｣，｢負荷情報を取得しない方式｣の 3 方式
で計算を行った。
許容電圧変動幅を 2%（132V）とすると，従来手法である力率一定制御では連系箇所が変電所
より 7.5km 離れた地点で限度に到達した。
一方，通信方式を用いた力率変更制御ではこれに相当する連系箇所は変電所より 18km 離れた地

σ = 0.13
1.0
0.8
0.6
0.4

平均値＋σ
平均値
平均値－σ

0.2
0.0
0

点となり，メガソーラーの連系可能な配電線の適

2

4

6

8 10 12 14 16 18 20 22 24
時刻

用範囲が大幅に拡大した。通信を用いずロードカ
ーブ方式を適用した場合には 12km 離れた地点で

図 13

夏期のロードカーブ

限度に到達した。通信回線の遮断などにより，負荷状況が確認できない場合は連系箇所が変電所

力率一定制御提案手法 (負荷情報なし)
提案手法 (ﾛｰﾄﾞｶｰﾌﾞ方式)
提案手法 (通信方式)

より 9.5km 離れた地点で限度に達し，適用範囲の
300
電圧変動幅 ΔVW [V]

拡大は限定的であることがわかった。
5. まとめ長距離配電線に連系したメガソーラー発電の
電圧変動対策として，出力や配電線負荷に応じて力率を変化させる力率変更制御について検討を行った。モデル系統を用いて電圧変動抑制効果を確認したところ，現在普及している力率一定制御

250
200
150

上限
(2%:132V)

100
50
0

と比較して大幅に電圧変動が抑制されることが

0

わかった。
また，力率変更制御のもと，PV の連系に伴い

図 14生じる電圧変動は出力と変電所から連系箇所の7.5 9.5 12
18
5
10
15
変電所－連系箇所間の距離 (LPV ) [km]20従来手法と提案手法の電圧変動

幅 ΔVW の比較

距離に依存する。許容電圧変動幅を 2%とすると，
出力 2MW のメガソーラー発電であれば，変電所

さらに負荷情報は重要であり，負荷情報を活用

から連系箇所までの距離が通信方式では 18km

しない場合には，連系可能な距離は 9.5km に限まで，ロードカーブ方式では 12km まで連系可能定されることもわかった。

であることがわかった。

－7－

長距離配電線における大規模太陽光発電の無効電力制御による電圧変動抑制

8) P.M.S. Carvalho, P.F. Correia, L.A.F.M.

今後は実系統等により力率変更制御による電Ferreira, ‘‘Distributed Reactive Power

圧変動抑制効果の検証を行う予定である。
［謝辞］

Generation

Control

Mitigation

in

for

Voltage

Distribution

Rise

Networks’’,

IEEE Transactions on Power Systems , Vol.

本研究は，四国電力㈱お客さま本部配電部殿よ

23, No. 2, pp. 766 – 772, May 2008.

り委託を受け実施したもので，ご協力いただいた

9) 河野高一郎，広瀬正嗣，橋本渉：「メガソー関係各位に深く感謝いたします。

ラー発電システムの力率一定制御による配［参考文献］

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－8－