JP2002209336A - 電力系統負荷周波数制御方法およびシステム、ならびにコンピュータ読取可能な記憶媒体 - Google Patents

電力系統負荷周波数制御方法およびシステム、ならびにコンピュータ読取可能な記憶媒体

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JP2002209336A
JP2002209336A JP2001003032A JP2001003032A JP2002209336A JP 2002209336 A JP2002209336 A JP 2002209336A JP 2001003032 A JP2001003032 A JP 2001003032A JP 2001003032 A JP2001003032 A JP 2001003032A JP 2002209336 A JP2002209336 A JP 2002209336A
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Katsutoshi Hiromasa
Masaichi Kato
政一 加藤
勝利 廣政
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Toshiba Corp
株式会社東芝
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Abstract

(57)【要約】 (修正有) 【課題】電力系統の周波数制御性能および経済性・信頼
性を向上させる。 【解決手段】連系線3により他系統2と連系された電力
系統1における複数種類の発電機G〜Gの出力を調
整して、自系統1の周波数を制御する電力系統負荷周波
数制御システム4に関するもので、周波数変化量ΔF、
潮流変化量ΔPTを用いて、地域要求量ARを算出する
AR計算部40と、発電機G〜Gの種別毎の応動特
性に応じた複数の周期成分に分けるARフィルタ計算部
41と、複数の発電機G〜Gに配分するAR配分部
42と、各発電機G〜Gの経済的な負荷配分量およ
び各発電機G〜Gの制御周期に基づくタイミング毎
の地域要求量の配分量に基づいて、各発電機出力の目標
指令値を算出し、各発電機G〜Gにそれぞれ伝送す
る目標指令値作成部48a〜48aとを備えてい
る。

Description

【発明の詳細な説明】

【0001】

【発明の属する技術分野】本発明は、複数の電力系統
(電力需給システム)が連係線で連係された電力系統、
以下、連系系統ともいう}における電力系統負荷周波数
制御システムに関する。

【0002】

【従来の技術】負荷周波数制御とは、連係系統を構成す
る各電力系統において、その発電機の出力(発電電力)
を調整することにより、自系統全体の周波数を規定値に
維持することである。

【0003】現在、我が国日本における各電力系統は、
周波数制御方式として、次の2つの方式に基づいて運用
されている。

【0004】すなわち、第1の方式として、連系線潮流
とは無関係に周波数変化量(ΔF)を検出し、検出周波
数変化量ΔFを小さくするように発電機出力を調整し、
系統周波数のみを規定値に保とうとする定周波数制御
(FFC)方式があり、第2の方式として、周波数変化
量(ΔF)と連系線潮流変化量(ΔPT)とを検出し、
検出した周波数変化量(ΔF)と連系線潮流変化量(Δ
PT)とを用いて自系統内(自系統に対応する地域内)
の負荷変動量を調整するために必要な需給調整量、すな
わち地域要求電力(以下、地域要求量(AR)と記載す
る)を算出し、その算出した要求量に応じて発電機出力
を調整する周波数バイアス連系線潮流制御(TBC)方
式がある。

【0005】上記2つの周波数制御方式における周波数
バイアス連系線潮流制御(TBC)方式は、以下の手順
(プロセス)に基づいて実行されている。

【0006】すなわち、地域要求電力(AR)は、周波
数変化量(ΔF)と連系線潮流変化量(ΔPT)とを用
いた次式(1)により算出することができる。

【0007】

【数1】

【0008】地域要求電力(AR)の値が正であれば、
系統全体として発電機出力を上げる必要がある。逆に、
負の値であれば、系統全体として発電機出力を下げる必
要がある。

【0009】上記地域要求電力(AR)は、過去の地域
要求電力(AR)を用いて指数平滑等によりフィルタリ
ングされ、フィルタリングされた地域要求電力(AR)
は、その数10%が火力発電機出力として、残りが水力
発電機出力としてそれぞれ分担されるようになってい
る。

【0010】フィルタリングされた地域要求電力(A
R)は、火力、水力発電機別に負荷周波数制御が行われ
ている全ての発電機に対して、その発電機の出力変化速
度比あるいは、出力余裕比等に応じて各発電機毎に配分
されている。

【0011】このとき、発電機毎の目標指令値を算出す
る際には、配分された各発電機の地域要求電力(AR)
と、経済負荷配分制御(ELD)にて算出された各発電
機の負荷分担量(ELDスケジュール)とを足し合わせ
る処理等を用いて算出する。また、目標指令値には、あ
る基準値以上を逸脱しないように上下限に制限値が設け
られている。

【0012】そして、発電機毎に算出した目標指令値を
各発電機に伝送する際には、一定周期毎に制御信号出力
として、数値指令にて目標指令値を伝送するようになっ
ている。

【0013】

【発明が解決しようとする課題】上述したように、従来
の電力系統負荷周波数制御システムにおいては、各電力
系統の発電機毎の出力を調整することにより、自系統全
体の周波数を規定値に近づけるように制御している。

【0014】しかしながら、電力系統において、電力需
要が短周期的に変動した場合、各発電機に対する目標指
令値として、上げまたは下げの指令が頻繁に繰り返され
ることになる。この結果、各発電機の応動がハンチング
を起こす恐れがあり、延いては系統全体の周波数も同様
にハンチングを起こし、電力系統全体の電力供給の安定
性を阻害してその信頼性を悪化させる危険性が生じてい
た。

【0015】また、従来の電力系統負荷周波数制御シス
テムにおいては、フィルタリングされた地域要求電力
(AR)を、負荷周波数制御実行中の全ての発電機それ
ぞれに対して配分しているため、発電機によっては、負
荷周波数制御を行う周期時間(例えば10秒)内におい
て、配分された地域要求電力(AR)に基づく制御を十
分に行うことができず、系統全体の周波数制御性能を低
下させ、その経済性・信頼性を阻害する危険性が生じて
いた。

【0016】さらに、従来の電力系統負荷周波数制御シ
ステムによれば、経済負荷配分制御(ELD)にて算出
したELDスケジュールが、ある一定期間、算出した目
標指令値と大きくかけ離れている場合、地域要求電力
(AR)は同符号となる頻度が多くなり、オフセットが
残る可能性がある。そのオフセット分の影響により、フ
ィルタリングされた地域要求電力(AR)の発電機毎の
配分量は大きくなり、負荷周波数制御を行う周期時間
(例えば10秒)内において、配分された地域要求電力
(AR)に基づく制御を十分に行うことができず、系統
全体の周波数制御性能を低下させ、その経済性・信頼性
を阻害する危険性が生じていた。

【0017】本発明は上述した事情に鑑みてなされたも
のであり、連係系統を構成する各電力系統において、電
力需要が短周期的に変動した場合でも、各発電機の出力
を安定して制御することを可能にして、電力系統の周波
数制御性能および経済性・信頼性をそれぞれ向上させる
ことをその第1の目的とする。

【0018】また、本発明は上述した事情に鑑みてなさ
れたものであり、連係系統を構成する各電力系統におい
て、各発電機の特性を活かして地域要求電力成分を配分
することにより、電力系統の周波数制御性能および経済
性・信頼性をそれぞれ向上させることをその第2の目的
とする。

【0019】さらに、本発明は上述した事情に鑑みてな
されたものであり、連係系統を構成する各電力系統にお
いて、各発電機の負荷分担量(ELDスケジュール)を
補正することにより、電力系統の周波数制御性能および
経済性・信頼性をそれぞれ向上させることをその第3の
目的とする。

【0020】

【課題を解決するための手段】上述した目的を達成する
ため、本発明の請求項1に係る電力系統負荷周波数制御
システムによれば、連系線により他系統と連系された電
力系統における複数の発電機の出力を調整することによ
り、自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御
システムにおいて、前記電力系統において検出された周
波数変化量(ΔF)および潮流変化量(ΔPT)を用い
て、地域要求量(AR)を所定の制御周期に基づくタイ
ミング毎に算出する手段と、算出された制御周期に基づ
くタイミング毎の地域要求量を記憶する手段と、現在の
制御周期に基づくタイミングにおいて算出された地域要
求量および現在から過去の所定時間前までに算出・記憶
された地域要求量を用いて、次の制御周期に基づくタイ
ミングにおける地域要求量を予測する手段と、予測され
た地域要求量をフィルタリングし、フィルタリングした
制御周期に基づくタイミング毎の予測地域要求量を発電
機毎にそれぞれ配分する手段と、前記電力系統における
電力需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配
分量および前記各発電機の制御周期に基づくタイミング
毎の予測地域要求量の配分量に基づいて、当該制御周期
に基づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算
出し、算出した各発電機出力の目標指令値を各発電機に
それぞれ伝送する手段とを備えている。

【0021】請求項1記載の発明においては、次の制御
周期の地域要求電力が予測され、その予測された次制御
周期の地域要求電力に基づいて先行的な周波数制御が行
われる。

【0022】上述した目的を達成するため、本発明の請
求項2に係る電力系統負荷周波数制御システムによれ
ば、連系線により他系統と連系された電力系統における
複数種類の発電機の出力を調整することにより、自系統
の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御システムに
おいて、前記電力系統において検出された周波数変化量
(ΔF)および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要
求量(AR)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に
算出する手段と、算出された地域要求量をフィルタリン
グして前記発電機の種別毎の応動特性に応じた複数の周
期成分に分ける手段と、分けられた複数の周期成分を対
応する応動特性に基づく種別毎に複数の発電機にそれぞ
れ配分する手段と、前記電力系統における電力需要に応
じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量および前
記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の地域要求
量の配分量(周期成分量)に基づいて、制御周期に基づ
くタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算出し、
算出した各発電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞ
れ伝送する手段とを備えている。

【0023】請求項3記載の電力系統負荷周波数制御シ
ステムによれば、前記フィルタリング手段は、算出した
制御周期に基づくタイミング毎の地域要求量を記憶する
手段と、現在の制御周期に基づくタイミングにおいて算
出された地域要求量および現在から過去の所定時間前ま
でに前記記憶手段により記憶された地域要求量を用い
て、当該算出された地域要求量を前記発電機の種別毎の
応動特性に応じた複数の周期成分に分ける手段とを備え
ている。

【0024】請求項2および3記載に記載された発明に
おいては、発電機種別毎の応動特性に応じた複数の周期
成分に区分けされた地域要求量の各周期成分は、対応す
る種別毎に複数の発電機に配分されるため、配分された
周期成分と応動特性との差異に起因した制御残が大幅に
低減する。

【0025】請求項4記載の電力系統負荷周波数制御シ
ステムでは、前記配分手段は、前記フィルタリング手段
により分けられた複数の周期成分を、対応する応動特性
に基づく発電機種別毎にそれぞれ割当て、さらに複数の
発電機種別毎にそれぞれ割当てた周期成分を、各発電機
種別を構成する複数の発電機それぞれの増分燃料費に応
じて発電機毎にそれぞれ配分する手段を有している。

【0026】請求項4記載の発明においては、発電機種
別毎の応動特性に応じた複数の周期成分に区分けされた
地域要求量の各周期成分は、対応する種別毎に、各発電
機の増分燃料費を考慮しながら複数の発電機に配分され
るため、各発電機の燃料費を系統全体で最小に抑えるこ
とができる。

【0027】請求項5記載の電力系統負荷周波数制御シ
ステムによれば、前記配分手段は、前記フィルタリング
手段により分けられ複数の周期成分を、対応する応動特
性に基づく発電機種別毎にそれぞれ割当て、さらに複数
の発電機種別毎にそれぞれ割当てた周期成分を、各発電
機種別を構成する複数の発電機それぞれの調整能力に応
じて発電機毎にそれぞれ配分する手段を有している。

【0028】請求項5記載の発明においては、発電機の
応動特性に応じた複数の周期成分に区分けされた地域要
求量の各周期成分は、対応する種別毎に、各発電機の調
整能力を考慮しながら複数の発電機に配分されるため、
各発電機の周波数制御性能が向上する。

【0029】請求項6記載の電力系統負荷周波数制御シ
ステムによれば、前記周期成分に分ける手段は、前記算
出した地域要求量を前記発電機の種別毎の応動特性に応
じた複数の周期成分およびオフセットに対応する周期成
分に分ける手段であるとともに、前記電力系統における
電力需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配
分量を前記オフセットに対応する周期成分に基づいて補
正する手段をさらに備え、前記目標指令値を算出して伝
送する手段は、前記各発電機の経済的負荷配分量とし
て、前記オフセットに対応する周期成分により補正した
経済的負荷配分量を用いる。

【0030】請求項6記載の発明においては、地域要求
電力(AR)におけるオフセットに対応する周期成分に
基づいて経済的負荷配分量が補正され、補正された経済
的負荷配分量に基づいて各発電機の目標指令値が算出さ
れるため、発電機出力と経済負荷配分量の計算結果との
差を小さくすることができ、地域要求電力(AR)に対
するオフセットの影響を除去してその大きさを抑制する
ことが可能になる。

【0031】上述した目的を達成するため、請求項7に
記載した電力系統負荷周波数制御システムによれば、連
系線により他系統と連系された電力系統における複数の
発電機の出力を調整することにより、自系統の周波数を
制御する電力系統負荷周波数制御システムにおいて、前
記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)お
よび潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
手段と、現在の制御周期に基づくタイミングにおいて算
出された地域要求量をフィルタリングし、フィルタリン
グした制御周期に基づくタイミング毎の地域要求量を、
複数の発電機それぞれの増分燃料費に応じて発電機毎に
それぞれ配分する手段と、前記電力系統における電力需
要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量お
よび前記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の地
域要求量の配分量に基づいて、制御周期に基づくタイミ
ング毎の各発電機出力の目標指令値を算出し、算出した
各発電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝送す
る手段とを備えている。

【0032】請求項7記載の発明においては、発電機種
別毎の応動特性に応じた複数の周期成分に区分けされた
地域要求量の各周期成分は、対応する種別毎に、各発電
機の増分燃料費を考慮しながら複数の発電機に配分され
るため、各発電機の燃料費を系統全体で最小に抑えるこ
とができる。

【0033】上述した目的を達成するため、本発明の請
求項8に記載した電力系統負荷周波数制御システムによ
れば、連系線により他系統と連系された電力系統におけ
る複数の発電機の出力を調整することにより、自系統の
周波数を制御する電力系統負荷周波数制御システムにお
いて、前記電力系統において検出された周波数変化量
(ΔF)および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要
求量(AR)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に
算出する手段と、現在の制御周期に基づくタイミングに
おいて算出された地域要求量をフィルタリングし、フィ
ルタリングした制御周期に基づくタイミング毎の地域要
求量を、複数の発電機それぞれの調整能力に応じて発電
機毎にそれぞれ配分する手段と、前記電力系統における
電力需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配
分量および前記各発電機の制御周期に基づくタイミング
毎の地域要求量の配分量に基づいて、制御周期に基づく
タイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算出し、算
出した各発電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ
伝送する手段とを備えている。

【0034】請求項8記載の発明においては、発電機の
応動特性に応じた複数の周期成分に区分けされた地域要
求量の各周期成分は、対応する種別毎に、各発電機の調
整能力を考慮しながら複数の発電機に配分されるため、
各発電機の周波数制御性能が向上する。

【0035】上述した目的を達成するため、本発明の請
求項9に記載した電力系統負荷周波数制御システムによ
れば、連系線により他系統と連系された電力系統におけ
る複数種類の発電機の出力を調整することにより、自系
統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御システム
において、前記電力系統において検出された周波数変化
量(ΔF)および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域
要求量(AR)を所定の制御周期に基づくタイミング毎
に算出する手段と、現在の制御周期に基づくタイミング
において算出された地域要求量をフィルタリングする手
段と、フィルタリングした制御周期に基づくタイミング
毎の地域要求量の大きさに応じて発電機の種別を選定
し、選定した種別の複数の発電機に対して当該地域要求
量をそれぞれ配分する手段と、前記電力系統における電
力需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分
量および前記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎
の地域要求量の配分量に基づいて、制御周期に基づくタ
イミング毎の各発電機出力の目標指令値を算出し、算出
した各発電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝
送する手段とを備えている。

【0036】請求項9に記載した電力系統負荷周波数制
御システムにおいては、地域要求量の大きさに応じて発
電機の種別が選定され、選定された種別の複数の発電機
に対して当該地域要求量がそれぞれ配分されるため、時
間的に効率的な地域要求電力の配分が可能となる。

【0037】上述した目的を達成するため、本発明の請
求項10に記載した電力系統負荷周波数制御システムに
よれば、連系線により他系統と連系された電力系統にお
ける複数の発電機の出力を調整することにより、自系統
の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御システムに
おいて、前記電力系統において検出された周波数変化量
(ΔF)および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要
求量(AR)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に
算出する手段と、現在の制御周期に基づくタイミングに
おいて算出された地域要求量をフィルタリングし、フィ
ルタリングした制御周期に基づくタイミング毎の地域要
求量を複数の発電機にそれぞれ配分する手段と、前記電
力系統における電力需要に応じて算出された各発電機の
経済的な負荷配分量および前記各発電機の制御周期に基
づくタイミング毎の地域要求量の配分量に基づいて、制
御周期に基づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令
値を算出する手段と、前記各発電機の出力変化速度が規
定値以上であるか否か判断する手段と、この判断の結果
規定値以上である発電機に対して、前記目標指令値をそ
れぞれ伝送する手段と、前記判断の結果規定値未満であ
る発電機に対して、前記目標指令値をフィルタリングし
て得られた値をそれぞれ伝送する手段と、前記目標指令
値のフィルタリングにより配分しきれなかった値に対応
する地域要求量を累計し、累計した地域要求量を、前記
出力変化速度が規定値未満の発電機以外の他の発電機に
対して配分する手段とを備えている。

【0038】請求項10に記載した発明においては、需
要変動に対応できる規定値未満の出力変化速度を有する
発電機に対する目標指令値がフィルタリングされるた
め、その発電機に対する上げ、下げの目標指令値伝送頻
度が抑制される。

【0039】また、フィルタリングによって配分しきれ
なかった地域要求電力(AR)が累計されて、再度、規
定値未満の出力変化速度を有する発電機以外の他の発電
機に対して配分されるため、地域要求電力の制御残が大
幅に低減する。

【0040】上述した目的を達成するため、本発明の請
求項11に記載した電力系統負荷周波数制御システムに
よれば、連系線により他系統と連系された電力系統にお
ける複数の発電機の出力を調整することにより、自系統
の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御システムに
おいて、前記電力系統において検出された周波数変化量
(ΔF)および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要
求量(AR)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に
算出する手段と、算出された制御周期に基づくタイミン
グ毎の地域要求量を記憶する手段と、現在の制御周期に
基づくタイミングにおいて算出された地域要求量および
現在から過去の所定時間前までに算出・記憶された地域
要求量を用いて、算出地域要求量をフィルタリングし
て、オフセットに対応する周期成分およびこのオフセッ
ト周期成分以外の周期成分に分ける手段と、フィルタリ
ングした制御周期に基づくタイミング毎の地域要求量に
おける前記オフセット周期成分以外の周期成分を複数の
発電機にそれぞれ配分する手段と、前記電力系統におけ
る電力需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷
配分量を、フィルタリングした制御周期に基づくタイミ
ング毎の地域要求量における前記オフセット周期成分に
基づいて補正する手段と、各発電機における補正した経
済的負荷配分量および前記各発電機の制御周期に基づく
タイミング毎の地域要求量の配分量に基づいて、制御周
期に基づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を
算出する手段と、制御周期に基づくタイミング毎に算出
した各発電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝
送する手段とを備えている。

【0041】請求項11に記載した発明においては、地
域要求電力(AR)におけるオフセットに対応する周期
成分に基づいて経済的負荷配分量が補正され、補正され
た経済的負荷配分量に基づいて各発電機の目標指令値が
算出されるため、発電機出力と経済負荷配分量の計算結
果との差を小さくすることができ、地域要求電力(A
R)に対するオフセットの影響を除去してその大きさを
抑制することが可能になる。

【0042】上述した目的を達成するため、本発明の請
求項12に記載した電力系統負荷周波数制御方法によれ
ば、連系線により他系統と連系された電力系統における
複数の発電機の出力を調整することにより、自系統の周
波数を制御する電力系統負荷周波数制御方法において、
前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
ステップと、算出された制御周期に基づくタイミング毎
の地域要求量を記憶するステップと、現在の制御周期に
基づくタイミングにおいて算出された地域要求量および
現在から過去の所定時間前までに算出・記憶された地域
要求量を用いて、次の制御周期に基づくタイミングにお
ける地域要求量を予測するステップと、予測した地域要
求量をフィルタリングし、フィルタリングした制御周期
に基づくタイミング毎の予測地域要求量を発電機毎にそ
れぞれ配分するステップと、前記電力系統における電力
需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量
および前記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の
予測地域要求量の配分量に基づいて、当該制御周期に基
づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算出
し、算出した各発電機出力の目標指令値を各発電機にそ
れぞれ伝送するステップとを備えている。

【0043】上述した目的を達成するため、本発明の請
求項13に記載した電力系統負荷周波数制御方法によれ
ば、連系線により他系統と連系された電力系統における
複数種類の発電機の出力を調整することにより、自系統
の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御方法におい
て、前記電力系統において検出された周波数変化量(Δ
F)および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量
(AR)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出
するステップと、算出された地域要求量をフィルタリン
グして前記発電機の種別毎の応動特性に応じた複数の周
期成分に分けるステップと、分けられた複数の周期成分
を対応する応動特性に基づく種別毎に複数の発電機にそ
れぞれ配分するステップと、前記電力系統における電力
需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量
および前記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の
地域要求量の配分量(周期成分量)に基づいて、制御周
期に基づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を
算出し、算出した各発電機出力の目標指令値を各発電機
にそれぞれ伝送するステップとを備えている。

【0044】上述した目的を達成するため、本発明の請
求項14に記載したコンピュータが読取可能な記憶媒体
であって、前記電力系統において検出された周波数変化
量(ΔF)および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域
要求量(AR)を所定の制御周期に基づくタイミング毎
に算出する処理と、算出された制御周期に基づくタイミ
ング毎の地域要求量をメモリに記憶する処理と、現在の
制御周期に基づくタイミングにおいて算出された地域要
求量および現在から過去の所定時間前までに算出・記憶
された地域要求量を用いて、次の制御周期に基づくタイ
ミングにおける地域要求量を予測する処理と、予測され
た地域要求量をフィルタリングする処理と、フィルタリ
ングされた制御周期に基づくタイミング毎の予測地域要
求量を発電機毎にそれぞれ配分する処理と、前記電力系
統における電力需要に応じて算出された各発電機の経済
的な負荷配分量および前記各発電機の制御周期に基づく
タイミング毎の予測地域要求量の配分量に基づいて、当
該制御周期に基づくタイミング毎の各発電機出力の目標
指令値を算出し、算出した各発電機出力の目標指令値を
各発電機にそれぞれ伝送する処理とをコンピュータにそ
れぞれ実行させるプログラムを記憶している。

【0045】上述した目的を達成するため、本発明の請
求項15に記載したコンピュータが読取可能な記憶媒体
であって、前記電力系統において検出された周波数変化
量(ΔF)および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域
要求量(AR)を所定の制御周期に基づくタイミング毎
に算出する処理と、算出された地域要求量をフィルタリ
ングして、前記発電機の種別毎の応動特性に応じた複数
の周期成分に分ける処理と、フィルタリングした制御周
期に基づくタイミング毎の地域要求量を構成する複数の
周期成分を、対応する応動特性に基づく種別毎に複数の
発電機にそれぞれ配分する処理と、前記電力系統におけ
る電力需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷
配分量および前記各発電機の制御周期に基づくタイミン
グ毎の地域要求量の配分量(周期成分量)に基づいて、
制御周期に基づくタイミング毎の各発電機出力の目標指
令値を算出する処理と、制御周期に基づくタイミング毎
に算出した各発電機出力の目標指令値を各発電機にそれ
ぞれ伝送する処理とをコンピュータに実行させるための
プログラムを記憶している。

【0046】

【発明の実施の形態】以下、本発明に係る電力系統負荷
周波数制御方法およびシステム、ならびにコンピュータ
読取可能な記憶媒体の実施の形態について、添付図面を
参照して説明する。

【0047】図1は、本発明の第1〜第6の実施の形態
に共通する電力系統負荷周波数制御システムの機能ブロ
ック構成を示す図である。

【0048】図1において、所定の地域内の電力需給運
用を行う電力系統であり、この電力系統1は、その内部
に電力供給用の複数の発電機G、G、…、Gを有
している。また、電力系統1は、他系統(他の電力系統
2)との間で連系線3を介して連系されており、連系系
統を構成している。

【0049】電力系統1に含まれる複数の発電機G
は複数種類の発電機であり、発電機G〜G(1
<k<n)は火力発電機、Gk+1〜Gは、水力発電
機である。

【0050】そして、本実施形態に係る電力系統負荷周
波数制御システム4は、電力系統1の各発電機G〜G
の出力(発電電力)を調整することにより、対応する
電力系統1全体の周波数(系統周波数)を規定値に維持
するためのシステムである。

【0051】この電力系統負荷周波数制御システム4
は、コンピュータ(計算機)10を用いたコンピュータ
システムとして構築されている。

【0052】すなわち、電力系統負荷周波数制御システ
ム4のコンピュータ10は、負荷周波数制御処理実行用
のコンピュータ本体(CPU)11と、このCPU11
に負荷周波数制御処理を実行させるためのプログラムP
を記憶する記憶媒体としてのメモリ(半導体メモリ、磁
気メモリ等の各種メモリ、可搬型メモリも含む)12
と、各発電機G〜Gの出力検出・入力用の信号線1
3および各発電機G〜Gに対する制御信号出力用の
信号線14にそれぞれ接続されており、コンピュータ外
部とコンピュータ10との間の入出力インタフェース処
理を行なう外部インタフェース15とを備えている。

【0053】また、電力系統負荷周波数制御システム
(コンピュータシステム)4は、監視員(オペレータ)
の操作により電力系統負荷周波数制御に関する各種指令
をコンピュータ10に対して入力可能であり、また、電
力系統負荷周波数制御状態をオペレータが視認できるよ
うに表示可能なGUI機能を有するMMI(マンマシン
インタフェース)16とを備えており、MMI16は、
外部インタフェース15を介して信号線によりコンピュ
ータ10に対して互いにデータ通信可能に接続されてい
る。

【0054】一方、電力系統1には、電力系統1の周波
数変化量ΔFを所定の制御周期に基づくタイミング毎
(例えば、制御周期として10秒毎;以下、制御周期タ
イミングと記載する)に検出するための周波数変化量
(ΔF)検出部20aおよび連系線3の潮流変化量ΔP
Tを所定の制御周期タイミング毎に検出するための潮流
変化量(ΔPT)検出部20bを含むデータ検出部20
が設けられており、このデータ検出部20のΔF検出部
20aおよびΔPT検出部20bによりそれぞれ検出さ
れた検出データは、通信線21および外部インタフェー
ス15を介して検出タイミング毎にコンピュータ10に
入力されるようになっている。

【0055】コンピュータ10の外部インタフェース1
5は、信号線13を介して送られてきた発電機G〜G
の出力(出力信号)をコンピュータ10のCPU11
に入力するための発電機出力入力部30a〜30a
と、CPU11から送信された発電機G〜Gの出力
に対応する目標指令値を信号線13を介して対応する発
電機G〜Gに送信(伝送)するための指令値伝送部
31a〜31aとを備えており、これら発電機出力
入力部30a〜30aおよび指令値伝送部31a
〜31aは、コンピュータ10(外部インタフェース
15)の処理機能として実現される。

【0056】そして、コンピュータ10のCPU11
は、その処理機能(機能モジュール)として、地域要求
量(地域要求電力)AR計算機能モジュールであるAR
計算部40と、地域要求電力ARフィルタリング用の機
能モジュールであるARフィルタ計算部41と、フィル
タリングされた地域要求電力ARを各発電機G〜G
に配分するための機能モジュールであるAR配分部42
と、発電端総需要を計算するための機能モジュールであ
る発電端総需要計算部43とを備えている。

【0057】さらに、コンピュータ10のCPU11
は、その機能モジュールとして、現在の総需要を予測す
るためのオンライン需要予測部45と、前日に本日(現
在)の予測総需要を含む運転計画を立てるための前日運
転計画部46と、各発電機の負荷分担量(ELDスケジ
ュール)を計算するためのELDスケジュール計算部4
7とを備えている。

【0058】そして、コンピュータ10のCPU11
は、その処理機能(機能モジュール)として、各発電機
〜Gの出力に対応する目標指令値を発電機毎に作
成(算出)して指令値伝送部31a〜31aへ送信
するための目標指令値作成部48a〜48aを備え
ている。

【0059】メモリ12に記憶されたプログラムPに
は、上述したコンピュータ10の各処理機能に対応する
プログラムが例えばモジュール化されて含まれている。

【0060】図2は、本発明の第1〜第6の実施の形態
に共通するコンピュータ10のプログラムPに基づく電
力系統負荷周波数制御処理の一例を示す概略フローチャ
ートである。

【0061】図2によれば、コンピュータ10は、AR
計算部40の処理機能として、電力系統1のデータ検出
部20(ΔF検出部20a、ΔPT検出部20b)によ
り検出され、通信線21を介して送信されてきた周波数
変化量(ΔF)および連系線潮流変化量(ΔPT)に基
づいて、入力タイミング毎、すなわち制御周期タイミン
グ毎に前掲(1)式に従った地域要求量(地域要求電
力)ARの計算処理を実行し、その計算結果(制御周期
タイミング毎の地域要求電力(AR))をメモリ12に
記憶する(ステップS20)。

【0062】次いで、コンピュータ10は、ARフィル
タ計算部41の処理機能として、ステップS20のAR
計算処理により計算された制御周期タイミング毎の地域
要求電力(AR)を、例えばメモリ12に記憶された現
在の制御周期タイミングよりも過去の制御周期タイミン
グにおける地域要求電力を用いた指数平滑化処理等の公
知のフィルタリング処理によりフィルタリングする(ス
テップS21)。

【0063】このステップS21の処理において、コン
ピュータ10は、フィルタリング処理により長周期成分
が得られた場合、その長周期成分をELDスケジュール
補正値として求める。

【0064】続いて、コンピュータ10は、AR配分部
42の処理機能として、制御周期タイミング毎にフィル
タリングされた地域要求電力ARを各発電機G〜G
に配分し、そのAR配分量を各発電機G〜Gに対応
する目標指令値作成部48a 〜48aに送る(ステ
ップS22)。

【0065】一方、コンピュータ10は、発電端総需要
計算部43の処理機能として、各発電機出力入力部30
〜30aにより入力された各発電機G〜G
現在の発電機出力に基づいて発電端総需要を計算し(ス
テップS23)、オンライン需要予測部45の処理機能
として、計算した発電端総需要に基づいて、現在の総需
要を予測する。

【0066】また、コンピュータ10は、前日運転計画
部46の処理機能として、過去の需要傾向等に基づいて
前日に本日(現在)の予測総需要を含む運転計画を立
て、その運転計画データ(予測総需要データ)をメモリ
12に記憶しており、予測した現在の総需要(現在総需
要データ)および運転計画に基づく予測総需要データ
(運用データD)とステップS21の処理により求めた
ELDスケジュール補正値とを用いて、ELDスケジュ
ール計算部47の処理機能として、運転計画された予測
総需要データを補正し、補正した予測総需要データおよ
び各発電機G〜G の諸特性(出力上下限値等)に基
づいて、例えばLagrangeの未定乗数法を用いた
等増分燃料法等の計算方法によりELD計算を実行して
各発電機G〜Gの経済的な負荷分担量(ELDスケ
ジュール)を算出し、算出した各発電機G〜Gの負
荷分担量(ELDスケジュール)を各発電機G〜G
に対応する目標指令値作成部48a〜48aに送る
(ステップS24)。

【0067】そして、コンピュータ10は、目標指令値
作成部30a〜30aの処理として、制御周期タイ
ミング毎に送信されてきた各発電機G〜GのAR配
分量およびELDスケジュール(負荷配分量)に基づい
て、各発電機G〜G出力の目標指令値を制御周期タ
イミング毎に算出し(ステップS25a〜S25
)、指令値伝送部31a〜31aの処理とし
て、算出した各発電機G〜G出力の目標指令値を制
御周期タイミング毎に各発電機G〜Gに向けて伝送
して(ステップS26a〜S26a)、その各発電
機G〜Gに目標指令値(数値)を出力する(ステッ
プS27a〜S27a)。

【0068】この結果、各発電機G〜Gの出力は、
電力系統1の周波数変動を規定値以内に抑制でき、かつ
経済負荷的に最適になるように制御される。

【0069】次に、本発明の第1〜第6の実施の形態に
係る具体的な電力系統負荷周波数制御システムの構成お
よび動作処理について、以下に説明する。

【0070】(第1の実施の形態)本実施形態は、図1
に示すAR計算部40の処理機能、すなわち、図2に示
すコンピュータ10のAR計算処理(ステップS20)
に特徴を有している。

【0071】すなわち、コンピュータ10は、ステップ
S20として、図3に示すように、現在の制御周期タイ
ミング(以下、現在の周期タイミングをiポイントとす
る)における地域要求電力ARを算出し(ステップS
20A1)、算出した地域要求電力ARおよびメモリ
12に記憶された現在から過去の所定時間前(Nポイン
ト前)までの地域要求電力ARi‐1〜ARi‐N
(N+1)個のポイント(地域要求電力AR〜AR
i‐Nに基づいて、次の制御周期タイミング(i+1)
の地域要求電力ARi+1を、下式(2)を用いて予測
する(ステップS20A2)。

【0072】

【数2】

【0073】以下、コンピュータ10は、図2における
ステップS20以降の処理において、現在の周期タイミ
ング(iポイント)に基づく地域要求電力として、ステ
ップS20A2で予測した地域要求電力ARi+1を用
いることにより、先行的な周波数制御を実行する。

【0074】すなわち、本実施形態では、各制御周期タ
イミングにおいて、次制御周期の地域要求電力を予測
し、予測した次制御周期の地域要求電力に基づいて周波
数制御を行うことができるため、例えば、短周期的な電
力需要の変動に基づく周波数変化を未然(先行的)に防
止することができ、周波数制御の信頼性を向上させ、延
いては電力系統1の信頼性および安定性を向上させるこ
とができる。

【0075】(第2の実施の形態)本実施形態は、図1
に示すARフィルタ計算部41の処理機能、すなわち、
図2に示すコンピュータ10のARフィルタ処理(ステ
ップS21)に特徴を有している。

【0076】一般的に、火力発電機は水力発電機に比べ
て応動特性、すなわち出力変化速度は遅く、そのため、
単位時間内に変化できる出力変化量も火力発電機は水力
発電機に比べて小さくなる。

【0077】このことから、地域要求電力(AR)の
内、その周期成分が数10秒から1、2分周期で比較的
短いものは、応動特性(出力変化速度)が速い水力発電
機で、周期成分が1、2分から数分周期で比較的長いも
のは、応動特性(出力変化速度)が遅い火力発電機にて
分担するようにすれば、発電機種別の特性を生かして、
地域要求電力(AR)を効率良く配分することが可能に
なる。

【0078】すなわち、本実施形態において、コンピュ
ータ10は、ステップS21のARフィルタ処理とし
て、図4に示すように、現在から過去の所定時間前まで
にメモリ12に記憶された複数ポイントの地域要求電力
(AR)を用いて、Prony解析を実行することによ
り、地域要求出力(AR)を、複数の発電機G〜G
の応動特性に応じた周波数成分に区分する(ステップS
21A1)。

【0079】Prony解析は、離散時系列のデータを
次式(3)に示す発散/減衰振動の成分(モード数M)
の和に分散した波形に近似させるアルゴリズムであり、
に地域要求電力(AR)を適用することで、地域要
求電力(AR)から対象となる周期成分を抽出すること
ができる。

【0080】

【数3】

【0081】このようにして、コンピュータ10は、地
域要求電力(AR)を複数の周期成分(モード)に区分
けした後で、区分けした地域要求電力(AR)の周期成
分から数10秒〜1、2分の周期成分を抽出し(ステッ
プS21A2の判断処理→YES)、抽出した地域要求
電力(AR)における数10秒〜1、2分の周期成分
(短い周期成分)を、対応する発電機、すなわち応動特
性の速い水力発電機G +1〜Gにて分担するように
設定する。

【0082】すなわち、コンピュータ10は、目標指令
値作成部30ak+1〜30aの処理として、制御周
期タイミング毎に送信されてきた水力発電機Gk+1
のAR配分量およびELDスケジュール(負荷配分
量)に基づいて、各水力発電機Gk+1〜Gの出力の
目標指令値を制御周期タイミング毎に算出する(ステッ
プS21A3)。

【0083】一方、コンピュータ10は、複数の周期成
分(モード)に区分けした地域要求電力(AR)の周期
成分から、1、2分〜数分の周期成分を抽出し(ステッ
プS21A2の判断処理→NO、ステップS21A4の
判断処理→YES)、抽出した地域要求電力(AR)に
おける1、2分〜数分の比較的長い周期成分を、対応す
る発電機、すなわち応動特性の遅い火力発電機G〜G
にて分担するように設定する。

【0084】すなわち、コンピュータ10は、目標指令
値作成部30a〜30aの処理として、制御周期タ
イミング毎に送信されてきた火力発電機G〜GのA
R配分量およびELDスケジュール(負荷配分量)に基
づいて、各火力発電機G〜Gkの出力の目標指令値を
制御周期タイミング毎に算出する(ステップS21A
5)。

【0085】そして、コンピュータ10は、複数の周期
成分(モード)に区分けした地域要求電力(AR)の周
期成分から、数秒〜数分を超える長周期成分を抽出し
(ステップS21A2の判断処理→NO、ステップS2
1A4の判断処理→NO)、抽出した地域要求電力(A
R)における数分を超える長周期成分を、オフセット
分、すなわちELDスケジュール補正値として、ステッ
プS24のELDスケジュール算出処理時において使用
する(ステップS21A6)。

【0086】すなわち、コンピュータ10は、図2に示
すELDスケジュール算出処理(ステップS24)にお
いて、ELD計算処理によって算出された各発電機G
〜G の経済的負荷分担量(ELDスケジュール)に対
してELDスケジュール補正値を上乗せし、各発電機G
〜G出力と経済的負荷分担量との差を小さくしてい
る。

【0087】以上述べたように、本実施形態によれば、
地域要求電力(AR)における短周期成分を、その短周
期成分に対応する応答特性を有する発電機、すなわち出
力変動が速い水力発電機Gk+1〜Gに配分し、その
短周期成分よりも長い周期成分を、その周期成分に対応
する応答特性を有する発電機、すなわち出力変動の遅い
火力発電機G〜Gに配分することができるため、発
電機種別の特性を生かして地域要求電力(AR)を効率
良く区分けすることができる。したがって、配分された
周期成分と応動特性との差異に起因した制御残を大幅に
低減させることができ、電力系統全体の周波数制御性
能、およびその経済性・信頼性をそれぞれ向上させるこ
とができる。

【0088】また、本実施形態では、地域要求電力(A
R)における数分以上の長周期成分、すなわちオフセッ
ト成分となるものについては、そのオフセット成分に基
づくELDスケジュール補正値を用いて、ステップS2
4の処理における経済負荷配分制御の計算結果(ELD
スケジュール値)を補正することにより、発電機出力と
経済負荷配分の計算結果(ELDスケジュール値)との
差を小さくすることができる。

【0089】この結果、地域要求電力(AR)に対する
オフセットの影響を除去してその大きさを抑制すること
ができ、負荷周波数制御を行う制御周期(例えば10
秒)内に地域要求電力(AR)を十分に制御することが
できるため、電力系統全体の周波数制御性能をさらに向
上させることができる。

【0090】なお、本実施形態では、Prony解析を
実行して地域要求電力(AR)の長周期成分を抽出し、
抽出した地域要求電力(AR)の長周期成分を用いてオ
フセット成分に基づくELD補正値を求めたが、本発明
はこれに限定されるものではなく、他の公知の手法を用
いて地域要求電力(AR)の長周期成分を抽出し、抽出
した地域要求電力(AR)の長周期成分を用いてオフセ
ット成分に基づくELD補正値を求めてもよい。

【0091】(第3の実態の形態)本実施形態は、図1
に示すAR配分部42の処理機能、すなわち、図2に示
すコンピュータ10のAR配分処理(ステップS22)
に特徴を有している。

【0092】一般的に、増分燃料費の違う2台の発電機
において、同一出力を増加させるのであれば、増分燃料
費の安い発電機を増加させる方が経済的となる。逆に、
同一出力を減少させるのであれば、増分燃料費の高い発
電機を減少させる方が経済的となる。本実施形態は、こ
の考え方(原理に基づいて)、AR配分処理を工夫した
ものである。

【0093】すなわち、本実施形態において、コンピュ
ータ10は、ステップS22のAR配分処理として、図
5に示すように、ステップS21の処理によりフィルタ
リングした地域要求電力(AR)が正(0.0以上)
であるか否か判断し(ステップS22A1)、この結果
正であり、系統全体として発電機出力を上げる必要があ
る場合には(ステップS22A1→YES)、コンピュ
ータ10は、増分燃料費の安い発電機から地域要求量
(AR)を配分していき(ステップS22A2)、一
方、ステップS22A1の判断の結果負であり、系統全
体として発電機出力を下げる必要がある場合には(ステ
ップS22A1→NO)、増分燃料費の高い発電機から
地域要求量(AR)を配分していく。

【0094】ステップS22A2(ステップS22A
3)の地域要求電力配分方法としては、増分燃料費安さ
(増分燃料費の高さ)に基づいて配分する発電機の順序
を決定し、各発電機の負荷周波数制御を行う制御周期タ
イミング(例えば10秒毎)にて変動できる出力変化量
毎に上記決定した順序に応じて配分し、フィルタリング
した地域要求電力(AR)がゼロになるまで繰り返し
ている。

【0095】この結果、本実施形態では、フィルタリン
グした地域要求電力(AR)を、増分燃料費を考慮し
て発電機に優先順位を設けて配分することにより、各発
電機の燃料費を系統全体で最小に抑えることができ、電
力系統全体の経済性を向上させることができる。

【0096】なお、本実施形態では、図2に示すステッ
プS21で説明した指数平滑化手段等を用いたフィルタ
リング処理により得られた地域要求電力(AR)を、
増分燃料費を考慮して配分するようにしたが、本発明は
これに限定されるものではなく、例えば、第2実施形態
における図3で説明したフィルタリング処理により抽出
した地域要求電力(AR)の周期成分毎に上述した増分
燃料費を考慮した配分処理を行なってもよい。

【0097】このように構成すれば、第2実施形態で説
明した効果(周期成分と応動特性との差異に起因した制
御残の大幅な低減に基づく電力系統全体の周波数制御性
能、およびその経済性・信頼性の向上)に加えて、各発
電機の燃料費の抑制に基づく電力系統全体の経済性の向
上に寄与することができる。

【0098】(第4の実態の形態)本実施形態は、図1
に示すAR配分部42の処理機能、すなわち、図2に示
すコンピュータ10のAR配分処理(ステップS22)
に特徴を有している。

【0099】すなわち、本実施形態において、コンピュ
ータ10は、ステップS22のAR配分処理として、図
6に示すように、ステップS21の処理によりフィルタ
リングした地域要求電力(AR)が正(0.0以上)
であるか否か判断し(ステップS22B1)、この結果
正であり、系統全体として発電機出力を上げる必要があ
る場合には(ステップS22B1→YES)、コンピュ
ータ10は、上げ側に調整できる容量(発電機の最大出
力―発電機の現在出力)が大きいものから、火力発電機
〜Gおよび水力発電機Gk+1〜G別に地域要
求量(AR)を配分していき(ステップS22B
2)、一方、ステップS22B1の判断の結果負であ
り、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合
には(ステップS22B1→NO)、コンピュータ10
は、下げ側に調整できる容量(発電機の現在出力―発電
機の最小出力)が大きいものから火力発電機G〜G
および水力発電機Gk+1〜G別に地域要求量(AR
)を配分していく(ステップS22B2)。

【0100】ステップS22B2(ステップS22B
3)の地域要求電力配分方法としては、火力発電機G
〜Gおよび水力発電機Gk+1〜G別に上げ側(下
げ側)における調整容量の大きさに基づいて配分する発
電機の順序を決定し、各発電機の負荷周波数制御を行う
制御周期タイミング(例えば10秒毎)にて変動できる
出力変化量毎に上記決定した順序に応じて配分し、フィ
ルタリングした地域要求電力(AR)がゼロになるま
で繰り返している。

【0101】この結果、本実施形態では、フィルタリン
グした地域要求電力(AR)を、現在の発電機の調整
できる容量(調整できる能力)の大きさを考慮しながら
発電機に優先順位を設けて配分することにより、各発電
機の周波数調整能力を最大限に発揮しながら地域要求電
力(AR)を配分することができ、電力系統全体の周
波数制御性能を向上させることができる。

【0102】なお、本実施形態では、図2に示すステッ
プS21で説明した指数平滑化手段等を用いたフィルタ
リング処理により得られた地域要求電力(AR)を、
現在の発電機の調整できる容量の大きさを考慮して配分
するようにしたが、本発明はこれに限定されるものでは
なく、例えば、第2実施形態における図3で説明したフ
ィルタリング処理により抽出した地域要求電力(AR)
の周期成分毎に上述した発電機の調整できる容量の大き
さを考慮した配分処理を行なってもよい。

【0103】このように構成すれば、第2実施形態で説
明した効果(周期成分と応動特性との差異に起因した制
御残の大幅な低減に基づく電力系統全体の周波数制御性
能、およびその経済性・信頼性の向上)を実現し、さら
に、各発電機の周波数調整能力を最大限に発揮させて電
力系統全体の周波数制御性能を向上させることができ
る。

【0104】(第5の実施の形態)本実施形態は、図1
に示すARフィルタ計算部41の処理機能、すなわち、
図2に示すコンピュータ10のARフィルタ処理(ステ
ップS21)に特徴を有している。

【0105】すなわち、本実施形態において、コンピュ
ータ10は、ステップS21のARフィルタ処理とし
て、図7に示すように、地域要求電力(AR)をフィル
タリングし(ステップS21B1)、フィルタリングし
た地域要求電力(AR)の絶対値|AR|がある規
定値Xよりも小さいか否か判断する(ステップS21B
2)。

【0106】ステップS21B2の判断の結果、地域要
求電力(AR)の絶対値|AR|がある規定値Xよ
りも小さければ(ステップS21B2→YES)、コン
ピュータ10は、出力変動の速い水力発電機Gk+1
を選定して地域要求電力(AR)を配分し(ステ
ップS21B3)、一方、絶対値|AR|が規定値X
以上であれば、出力調整可能な全ての発電機(火力発電
機G〜Gおよび水力発電機Gk+1〜Gn)対して
地域要求電力(AR)を配分する(ステップS21B
4)。

【0107】この結果、本実施形態では、時間的に効率
的な地域要求電力(AR)の配分が可能となり、電力系
統全体の周波数制御性能を向上させることができる。

【0108】(第6の実施の形態)本実施形態は、図1
に示す目標指令値作成部48a〜48aの処理機
能、すなわち、図2に示すコンピュータ10の目標指令
値作成処理ステップS25a 〜S25aの処理に特
徴を有している。

【0109】すなわち、発電機の目標指令値作成処理を
行なう際にあたって、燃料が石炭などの比較的出力変化
速度の遅い発電機は、急激な需要の増減が繰り返される
場合、目標指令値が需要変動に追いつくことができなく
なり、この結果、頻繁に上げ、下げの目標指令値が伝送
されると、発電機の出力応動がハンチングを起こす可能
性がある。

【0110】そこで、本実施形態は、発電機の出力応動
に対するハンチングの発生を防止することを可能にして
いる。

【0111】すなわち、コンピュータ10は、目標指令
値作成処理ステップS25a〜S25aとして、ま
ず最初に、図8に示すように、制御周期タイミング毎に
送信されてきた各発電機G〜GのAR配分量および
ELDスケジュール(負荷配分量)に基づいて、各発電
機G〜G出力の目標指令値を制御周期タイミング毎
に算出する(ステップS30)。

【0112】次いで、コンピュータ10は、全ての発電
機に対して処理を繰り返すための発電機台数に対応する
DOループとして、変数Iを1(1番目の発電機(例え
ば、発電機G)に設定し(ステップS31)、発電機
の出力変化速度が予め規定された値Y(例えば、需
要変動に対応できるように規定された値)よりも小さい
か否か判断する(ステップS32)。

【0113】ステップS32の判断の結果、発電機G
の出力変化速度が規定値Y以上である場合には(ステッ
プS32→NO)、コンピュータ10は、ステップS3
0の処理により算出された発電機Gに対する目標指令
値をそのまま目標指令値伝送処理S26a1に渡す(ス
テップS33)。

【0114】一方、ステップS32の判断の結果、発電
機Gの出力変化速度が規定値Y未満である場合には
(ステップS32→YES)、コンピュータ10は、ス
テップS30の処理により算出された発電機Gに対す
る目標指令値を例えば指数平滑化等の所定のフィルタリ
ング手段を用いてフィルタリングして、フィルタ処理後
の目標指令値を目標指令値伝送処理S26a1に渡すこ
とにより、発電機Gに対する頻繁な上げ、下げの目標
指令を抑制する(ステップS34)。

【0115】そして、コンピュータ10は、フィルタリ
ング処理により発電機Gに対して配分できなかった
(フィルタ処理によりカットされた)地域要求電力(A
R配分値)を累計し{現在のAR残留値の累計値(今
は、最初の発電機Gのため0)とAR配分値とを加算
し}、その結果得られたAR残累計値をメモリ12に記
憶する(ステップS35)。

【0116】次いで、コンピュータ10は、次の変数I
(変数I=I+1)を設定し(ステップS36)、以
下、ステップS31〜S35の処理を、全ての変数I
(全ての発電機G〜G)に対して繰り返し行う。こ
の結果、メモリ12には、全ての発電機G〜Gの中
で規定値Yよりも小さい出力変化速度を有する発電機に
対して配分できなかった地域要求電力(AR残)の累計
値が記憶される。

【0117】そして、コンピュータ10は、メモリ12
に記憶されたAR残累計値を、規定値Yよりも小さい出
力変化速度を有する発電機以外の発電機に対して再配分
する(ステップS37)。

【0118】この結果、需要変動に対応できる値よりも
小さい出力変化速度を有する発電機に対する上げ、下げ
の目標指令値伝送頻度を抑制することができ、発電機に
対するハンチングの発生を防止して、発電機(発電プラ
ント)の保護を図ることができ、系統全体の電力供給の
安定性を高く維持してその信頼性を向上させることがで
きる。

【0119】また、本実施形態では、フィルタリングに
よって配分しきれなかった地域要求電力(AR)を累計
して、再度、他の需要変動に対応できる発電機に対して
配分することにより、地域要求電力の制御残を大幅に低
減して系統全体の周波数制御性能を向上させることがで
きる。

【0120】なお、上述した各実施形態では、電力系統
負荷周波数制御システム4の処理機能(機能モジュー
ル)30a〜30a〜48a〜48aを1台の
コンピュータの処理機能として実現したが、本発明はこ
れに限定されるものではなく、データ通信可能な複数台
のコンピュータの処理機能として実現してもよい。

【0121】また、上記処理機能(機能モジュール)3
0a〜30a〜48a〜48aの少なくとも一
部をハードワイヤードロジック回路で実現することも可
能である。

【0122】さらに、メモリ12に記憶されるプログラ
ムPは、各機能モジュール30a〜30a〜48a
〜48a毎にモジュール化されたプログラムモジュ
ールであってもよく、これら複数のプログラムモジュー
ルが複数の記憶媒体に分散して記憶されていてもよい
(この場合、本発明の記憶媒体は、全ての記憶媒体を包
含した概念となる)。

【0123】

【発明の効果】以上述べたように、本発明に係る電力系
統負荷周波数制御方法およびシステム、ならびにコンピ
ュータ読取可能な記憶媒体によれば、電力系統の負荷周
波数制御性能、経済性および信頼性の向上にそれぞれ有
効な負荷周波数制御を行うことができる電力系統負荷周
波数制御方法およびシステム、ならびにコンピュータ読
取可能な記憶媒体を提供することができる。

【0124】特に、本発明では、予測した次制御周期の
地域要求電力に基づいて先行的な周波数制御を行うこと
ができるため、例えば、短周期的な電力需要の変動に基
づく周波数変化を未然(先行的)に防止することがで
き、周波数制御の信頼性を向上させ、延いては電力系統
の信頼性および安定性を向上させることができる。

【0125】また、本発明では、発電機種別の応動特性
を生かして地域要求電力(AR)を効率良く区分けして
配分することができるため、配分された周期成分と応動
特性との差異に起因した制御残を大幅に低減させること
ができ、電力系統全体の周波数制御性能、およびその経
済性・信頼性をそれぞれ向上させることができる。

【0126】さらに、本発明では、地域要求量を対応す
る種別毎に各発電機の増分燃料費や調整能力を考慮しな
がら複数の発電機に配分することができるため、電力系
統全体の経済性の向上や、周波数制御性能の向上に寄与
できる。

【図面の簡単な説明】

【図1】本発明の第1〜第6の実施の形態に共通する電
力系統負荷周波数制御システムの機能ブロック構成を示
す図。

【図2】本発明の第1〜第6の実施の形態に共通するコ
ンピュータのプログラムに基づく電力系統負荷周波数制
御処理の一例を示す概略フローチャート。

【図3】本発明の第1の実施形態に係るコンピュータの
AR計算処理(図2のステップS20)の一例を示す概
略フローチャート。

【図4】本発明の第2の実施形態に係るコンピュータの
ARフィルタ処理(図2のステップS21)の一例を示
す概略フローチャート。

【図5】本発明の第3の実施形態に係るコンピュータの
AR配分処理(図2のステップS22)の一例を示す概
略フローチャート。

【図6】本発明の第4の実施形態に係るコンピュータの
AR配分処理(図2のステップS22)の一例を示す概
略フローチャート。

【図7】本発明の第5の実施形態に係るコンピュータの
ARフィルタ処理(図2のステップS21)の一例を示
す概略フローチャート。

【図8】本発明の第6の実施形態に係るコンピュータの
目標指令値作成処理(図2のステップS25a〜S2
5a)の一例を示す概略フローチャート。

【符号の説明】

1 電力系統 2 他系統 3 連系線 4 電力系統負荷周波数制御システム 10 コンピュータ 11 CPU 12 メモリ 15 外部インタフェース 20 データ検出部 30a〜30a 発電機出力入力部 31a〜31a 指令値伝送部 40 AR計算部 41 ARフィルタ計算部 42 AR配分部 43 発電端総需要計算部 45 オンライン需要予測部 46 前日運転計画部 47 ELDスケジュール計算部 48a〜48a 目標指令値作成部 G〜G 発電機 G〜G 火力発電機 Gk+1〜G 水力発電機 P プログラム

Claims (15)

    【特許請求の範囲】
  1. 【請求項1】 連系線により他系統と連系された電力系
    統における複数の発電機の出力を調整することにより、
    自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御シス
    テムにおいて、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    手段と、算出された制御周期に基づくタイミング毎の地
    域要求量を記憶する手段と、現在の制御周期に基づくタ
    イミングにおいて算出された地域要求量および現在から
    過去の所定時間前までに算出・記憶された地域要求量を
    用いて、次の制御周期に基づくタイミングにおける地域
    要求量を予測する手段と、予測された地域要求量をフィ
    ルタリングし、フィルタリングした制御周期に基づくタ
    イミング毎の予測地域要求量を発電機毎にそれぞれ配分
    する手段と、前記電力系統における電力需要に応じて算
    出された各発電機の経済的な負荷配分量および前記各発
    電機の制御周期に基づくタイミング毎の予測地域要求量
    の配分量に基づいて、当該制御周期に基づくタイミング
    毎の各発電機出力の目標指令値を算出し、算出した各発
    電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝送する手
    段とを備えたことを特徴とする電力系統負荷周波数制御
    システム。
  2. 【請求項2】 連系線により他系統と連系された電力系
    統における複数種類の発電機の出力を調整することによ
    り、自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御
    システムにおいて、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    手段と、算出された地域要求量をフィルタリングして前
    記発電機の種別毎の応動特性に応じた複数の周期成分に
    分ける手段と、分けられた複数の周期成分を対応する応
    動特性に基づく種別毎に複数の発電機にそれぞれ配分す
    る手段と、前記電力系統における電力需要に応じて算出
    された各発電機の経済的な負荷配分量および前記各発電
    機の制御周期に基づくタイミング毎の地域要求量の配分
    量(周期成分量)に基づいて、制御周期に基づくタイミ
    ング毎の各発電機出力の目標指令値を算出し、算出した
    各発電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝送す
    る手段とを備えたことを特徴とする電力系統負荷周波数
    制御システム。
  3. 【請求項3】 請求項2記載の電力系統負荷周波数制御
    システムであって、前記フィルタリング手段は、算出し
    た制御周期に基づくタイミング毎の地域要求量を記憶す
    る手段と、現在の制御周期に基づくタイミングにおいて
    算出された地域要求量および現在から過去の所定時間前
    までに前記記憶手段により記憶された地域要求量を用い
    て、当該算出された地域要求量を前記発電機の種別毎の
    応動特性に応じた複数の周期成分に分ける手段とを備え
    たことを特徴とする電力系統負荷周波数制御システム。
  4. 【請求項4】 請求項3記載の電力系統負荷周波数制御
    システムであって、前記配分手段は、前記フィルタリン
    グ手段により分けられた複数の周期成分を、対応する応
    動特性に基づく発電機種別毎にそれぞれ割当て、さらに
    複数の発電機種別毎にそれぞれ割当てた周期成分を、各
    発電機種別を構成する複数の発電機それぞれの増分燃料
    費に応じて発電機毎にそれぞれ配分する手段を有するこ
    とを特徴とする電力系統負荷周波数制御システム。
  5. 【請求項5】 請求項3記載の電力系統負荷周波数制御
    システムであって、前記配分手段は、前記フィルタリン
    グ手段により分けられ複数の周期成分を、対応する応動
    特性に基づく発電機種別毎にそれぞれ割当て、さらに複
    数の発電機種別毎にそれぞれ割当てた周期成分を、各発
    電機種別を構成する複数の発電機それぞれの調整能力に
    応じて発電機毎にそれぞれ配分する手段を有することを
    特徴とする電力系統負荷周波数制御システム。
  6. 【請求項6】 請求項3記載の電力系統負荷周波数制御
    システムであって、前記周期成分に分ける手段は、前記
    算出した地域要求量を前記発電機の種別毎の応動特性に
    応じた複数の周期成分およびオフセットに対応する周期
    成分に分ける手段であるとともに、 前記電力系統における電力需要に応じて算出された各発
    電機の経済的な負荷配分量を前記オフセットに対応する
    周期成分に基づいて補正する手段をさらに備え、 前記目標指令値を算出して伝送する手段は、前記各発電
    機の経済的負荷配分量として、前記オフセットに対応す
    る周期成分により補正した経済的負荷配分量を用いるこ
    とを特徴とする電力系統負荷周波数制御システム。
  7. 【請求項7】 連系線により他系統と連系された電力系
    統における複数の発電機の出力を調整することにより、
    自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御シス
    テムにおいて、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    手段と、現在の制御周期に基づくタイミングにおいて算
    出された地域要求量をフィルタリングし、フィルタリン
    グした制御周期に基づくタイミング毎の地域要求量を、
    複数の発電機それぞれの増分燃料費に応じて発電機毎に
    それぞれ配分する手段と、前記電力系統における電力需
    要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量お
    よび前記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の地
    域要求量の配分量に基づいて、制御周期に基づくタイミ
    ング毎の各発電機出力の目標指令値を算出し、算出した
    各発電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝送す
    る手段とを備えたことを特徴とする電力系統負荷周波数
    制御システム。
  8. 【請求項8】 連系線により他系統と連系された電力系
    統における複数の発電機の出力を調整することにより、
    自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御シス
    テムにおいて、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    手段と、現在の制御周期に基づくタイミングにおいて算
    出された地域要求量をフィルタリングし、フィルタリン
    グした制御周期に基づくタイミング毎の地域要求量を、
    複数の発電機それぞれの調整能力に応じて発電機毎にそ
    れぞれ配分する手段と、前記電力系統における電力需要
    に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量およ
    び前記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の地域
    要求量の配分量に基づいて、制御周期に基づくタイミン
    グ毎の各発電機出力の目標指令値を算出し、算出した各
    発電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝送する
    手段とを備えたことを特徴とする電力系統負荷周波数制
    御システム。
  9. 【請求項9】 連系線により他系統と連系された電力系
    統における複数種類の発電機の出力を調整することによ
    り、自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御
    システムにおいて、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    手段と、現在の制御周期に基づくタイミングにおいて算
    出された地域要求量をフィルタリングする手段と、フィ
    ルタリングした制御周期に基づくタイミング毎の地域要
    求量の大きさに応じて発電機の種別を選定し、選定した
    種別の複数の発電機に対して当該地域要求量をそれぞれ
    配分する手段と、前記電力系統における電力需要に応じ
    て算出された各発電機の経済的な負荷配分量および前記
    各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の地域要求量
    の配分量に基づいて、制御周期に基づくタイミング毎の
    各発電機出力の目標指令値を算出し、算出した各発電機
    出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝送する手段と
    を備えたことを特徴とする電力系統負荷周波数制御シス
    テム。
  10. 【請求項10】 連系線により他系統と連系された電力
    系統における複数の発電機の出力を調整することによ
    り、自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御
    システムにおいて、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    手段と、現在の制御周期に基づくタイミングにおいて算
    出された地域要求量をフィルタリングし、フィルタリン
    グした制御周期に基づくタイミング毎の地域要求量を複
    数の発電機にそれぞれ配分する手段と、前記電力系統に
    おける電力需要に応じて算出された各発電機の経済的な
    負荷配分量および前記各発電機の制御周期に基づくタイ
    ミング毎の地域要求量の配分量に基づいて、制御周期に
    基づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算出
    する手段と、前記各発電機の出力変化速度が規定値以上
    であるか否か判断する手段と、この判断の結果規定値以
    上である発電機に対して、前記目標指令値をそれぞれ伝
    送する手段と、前記判断の結果規定値未満である発電機
    に対して、前記目標指令値をフィルタリングして得られ
    た値をそれぞれ伝送する手段と、前記目標指令値のフィ
    ルタリングにより配分しきれなかった値に対応する地域
    要求量を累計し、累計した地域要求量を、前記出力変化
    速度が規定値未満の発電機以外の他の発電機に対して配
    分する手段とを備えたことを特徴とする電力系統負荷周
    波数制御システム。
  11. 【請求項11】 連系線により他系統と連系された電力
    系統における複数の発電機の出力を調整することによ
    り、自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御
    システムにおいて、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    手段と、算出された制御周期に基づくタイミング毎の地
    域要求量を記憶する手段と、現在の制御周期に基づくタ
    イミングにおいて算出された地域要求量および現在から
    過去の所定時間前までに算出・記憶された地域要求量を
    用いて、算出地域要求量をフィルタリングして、オフセ
    ットに対応する周期成分およびこのオフセット周期成分
    以外の周期成分に分ける手段と、フィルタリングした制
    御周期に基づくタイミング毎の地域要求量における前記
    オフセット周期成分以外の周期成分を複数の発電機にそ
    れぞれ配分する手段と、前記電力系統における電力需要
    に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量を、
    フィルタリングした制御周期に基づくタイミング毎の地
    域要求量における前記オフセット周期成分に基づいて補
    正する手段と、各発電機における補正した経済的負荷配
    分量および前記各発電機の制御周期に基づくタイミング
    毎の地域要求量の配分量に基づいて、制御周期に基づく
    タイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算出する手
    段と、制御周期に基づくタイミング毎に算出した各発電
    機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝送する手段
    とを備えたことを特徴とする電力系統負荷周波数制御シ
    ステム。
  12. 【請求項12】 連系線により他系統と連系された電力
    系統における複数の発電機の出力を調整することによ
    り、自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制御
    方法において、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    ステップと、算出された制御周期に基づくタイミング毎
    の地域要求量を記憶するステップと、現在の制御周期に
    基づくタイミングにおいて算出された地域要求量および
    現在から過去の所定時間前までに算出・記憶された地域
    要求量を用いて、次の制御周期に基づくタイミングにお
    ける地域要求量を予測するステップと、予測した地域要
    求量をフィルタリングし、フィルタリングした制御周期
    に基づくタイミング毎の予測地域要求量を発電機毎にそ
    れぞれ配分するステップと、前記電力系統における電力
    需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量
    および前記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の
    予測地域要求量の配分量に基づいて、当該制御周期に基
    づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算出
    し、算出した各発電機出力の目標指令値を各発電機にそ
    れぞれ伝送するステップとを備えたことを特徴とする電
    力系統負荷周波数制御方法。
  13. 【請求項13】 連系線により他系統と連系された電力
    系統における複数種類の発電機の出力を調整することに
    より、自系統の周波数を制御する電力系統負荷周波数制
    御方法において、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    ステップと、算出された地域要求量をフィルタリングし
    て前記発電機の種別毎の応動特性に応じた複数の周期成
    分に分けるステップと、分けられた複数の周期成分を対
    応する応動特性に基づく種別毎に複数の発電機にそれぞ
    れ配分するステップと、前記電力系統における電力需要
    に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量およ
    び前記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の地域
    要求量の配分量(周期成分量)に基づいて、制御周期に
    基づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算出
    し、算出した各発電機出力の目標指令値を各発電機にそ
    れぞれ伝送するステップとを備えたことを特徴とする負
    荷周波数制御方法。
  14. 【請求項14】 連系線により他系統と連系された電力
    系統における複数の発電機の出力を調整することによ
    り、自系統の周波数を制御するためのコンピュータが読
    取可能な記憶媒体であって、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    処理と、算出された制御周期に基づくタイミング毎の地
    域要求量をメモリに記憶する処理と、現在の制御周期に
    基づくタイミングにおいて算出された地域要求量および
    現在から過去の所定時間前までに算出・記憶された地域
    要求量を用いて、次の制御周期に基づくタイミングにお
    ける地域要求量を予測する処理と、予測された地域要求
    量をフィルタリングする処理と、フィルタリングされた
    制御周期に基づくタイミング毎の予測地域要求量を発電
    機毎にそれぞれ配分する処理と、前記電力系統における
    電力需要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配
    分量および前記各発電機の制御周期に基づくタイミング
    毎の予測地域要求量の配分量に基づいて、当該制御周期
    に基づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算
    出し、算出した各発電機出力の目標指令値を各発電機に
    それぞれ伝送する処理とをコンピュータにそれぞれ実行
    させるプログラムを記憶したことを特徴とするコンピュ
    ータ読取可能な記憶媒体。
  15. 【請求項15】 連系線により他系統と連系された電力
    系統における複数種類の発電機の出力を調整することに
    より、自系統の周波数を制御するためのコンピュータが
    読取可能な記憶媒体であって、 前記電力系統において検出された周波数変化量(ΔF)
    および潮流変化量(ΔPT)を用いて、地域要求量(A
    R)を所定の制御周期に基づくタイミング毎に算出する
    処理と、算出された地域要求量をフィルタリングして、
    前記発電機の種別毎の応動特性に応じた複数の周期成分
    に分ける処理と、フィルタリングした制御周期に基づく
    タイミング毎の地域要求量を構成する複数の周期成分
    を、対応する応動特性に基づく種別毎に複数の発電機に
    それぞれ配分する処理と、前記電力系統における電力需
    要に応じて算出された各発電機の経済的な負荷配分量お
    よび前記各発電機の制御周期に基づくタイミング毎の地
    域要求量の配分量(周期成分量)に基づいて、制御周期
    に基づくタイミング毎の各発電機出力の目標指令値を算
    出する処理と、制御周期に基づくタイミング毎に算出し
    た各発電機出力の目標指令値を各発電機にそれぞれ伝送
    する処理とをコンピュータに実行させるためのプログラ
    ムを記憶したことを特徴とするコンピュータ読取可能な
    記憶媒体。
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