JP2008042961A - 電力系統負荷周波数制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統の制御性、経済性の向上に有効な負荷周波数制御システムを提供すること。
【解決手段】複数の発電ユニットを持った電力系統における周波数変化量（ΔＦ）、および前記電力系統と他の電力系統とを連系する連系線の潮流変化量（ΔＰＴ）を検出し、前記周波数変化量（ΔＦ）および前記連系線潮流変化量（ΔＰＴ）を用いて地域要求電力（ＡＲ）を算出しフィルタリングして前記複数の発電ユニットそれぞれに配分し、その配分された前記地域要求電力（ＡＲ）および経済負荷配分制御（ＥＬＤ）により算出したＥＬＤスケジュールから目標指令値を算出し、前記複数の発電ユニットそれぞれにつき算出した目標指令値に基いて対象とする発電ユニットに指令として伝送する負荷周波数制御システムにおいて、前記地域要求電力（ＡＲ）を発電ユニット毎に配分するための情報として、現地発電所側において設定されている情報を用いることを特徴とする。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統の負荷周波数制御システムに係わり、とくに電力系統の制御性、経済性を向上するための負荷周波数制御システムに関する。

負荷周波数制御とは、発電ユニットの出力を調整することにより、系統全体の周波数を規定値に維持することである。日本における負荷周波数制御は、周波数変化量（ΔＦ）を検出して、これを少なくするように発電ユニットの出力を調整し、系統周波数のみを規定値に保とうとする定周波数制御方式（ＦＦＣ）と、周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）とを検出し、これらから地域要求電力（ＡＲ）を算出し、その量に応じて発電ユニットの出力を調整する周波数バイアス連系線潮流制御（ＴＢＣ）の２つの方式により運転されている（例えば、非特許文献１参照）。

現在、日本の殆どの電力会社において行われている周波数バイアス連系線潮流制御（ＴＢＣ）の例について説明する。

周波数バイアス連系線潮流制御（ＴＢＣ）は、各電力会社の中央給電指令所から各発電ユニットに対して、出力調整のために指令（上げ／下げ指令、または、数値指令）を行うものであり、以下の手順により行われている。

(a)周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）とを用いて下記（１）式により地域要求電力（ＡＲ）を算出する。

地域要求電力（ＡＲ）の値が正であれば、系統全体として発電ユニットの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ユニットの出力を下げる必要がある。
(b)地域要求電力（ＡＲ）をフィルタリングする際には、過去の地域要求電力（ＡＲ）を用いて指数平滑等によるフィルタリングを行い、地域要求電力（ＡＲ）を火力または水力による発電ユニットにおいて分担する。
(c)フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットへ配分する際には、火力、水力の各発電ユニット別に、負荷周波数制御が行われている全ての発電ユニットに対して、その発電ユニットの出力変化速度比、あるいは出力余裕比等により配分される。
(d)各発電ユニットの目標指令値を算出する際には、配分された地域要求電力（ＡＲ）と、経済負荷配分制御（ＥＬＤ）により算出されたＥＬＤスケジュールとを足し合わせる等により算出する。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値が設けられている。
(e)［上げ／下げ指令の場合］
発電ユニット毎に算出した目標指令値を発電ユニットが上げ／下げ指令を出すかを判定する際には、前回目標指令値に対して算出した目標指令値が、ある一定基準値以上の差が生じた場合、発電ユニットに対して上げ、または下げ指令を行う。
［数値指令の場合］
手順(d)で作成した目標指令値を、各発電ユニットに指令する。
(f)各発電ユニットが中央給電指令所からの指令を受取り、各発電ユニットの出力が変動し、その結果、系統周波数、並びに連系線潮流が変化する。
(g)手順(a)に戻る。

上記の処理方法に関して、過去に特許文献１ないし３および非特許文献１などが報告されている。
特開2002-209336号公報 特開2001-238355号公報 特開平10-155242号公報 電気学会技術報告第869号「電力系統における常時及び緊急時の負荷周波数制御」、電気学会 電力・エネルギー部門 電力系統技術委員会 133頁〜141頁

従来、以上のような負荷周波数制御システムに対して、発電ユニットの出力を調整することにより、系統全体の周波数、ならびに電力会社間の連系線潮流を規定値に近付けようとしているが、以下のような問題点が挙げられている。

需要変動が朝の立ち上がりのように増加傾向にある場合、個々の発電ユニットの出力帯（出力バンド）は、需要変動に合わせて可能な限り早く上側の出力バンドに移す方が望ましい。また、逆に需要変動が夕方の立ち下がりのように減少傾向にある場合、個々の発電ユニットの出力帯（出力バンド）は、需要変動に合わせて可能な限り早く下側の出力バンドに移す方が望ましい。

しかし、現行の機能では、地域要求電力（ＡＲ）を配分する際に優先順位的な手法が使われていないため、出力バンドの上下限値付近に現在出力がいる場合には、上側の出力バンド（または、下側の出力バンド）への移行が遅れる要因となり、制御性や経済性を阻害することになる。

すなわち、中央給電指令所が、設備データとして設定している各発電ユニットの情報（最大出力、最小出力、出力変化速度等）と、現地の発電ユニット側において設定している情報（最大出力、最小出力、出力変化速度等）とが異なるため、実態とは異なる情報によって発電ユニットへの地域要求電力（ＡＲ）の配分が行われており、地域要求電力（ＡＲ）を十分に配分し切れず、制御性や経済性を阻害している。

本発明は上述の点を考慮してなされたものであり、電力系統の制御性、経済性の向上に有効な負荷周波数制御システムを提供することを目的とする。

上記目的達成のため、本発明は、
複数の発電ユニットを持った電力系統における周波数変化量（ΔＦ）を検出する第１の手段と、前記電力系統と他の電力系統とを連系する連系線の潮流変化量（ΔＰＴ）を検出する第２の手段と、前記周波数変化量（ΔＦ）および前記連系線潮流変化量（ΔＰＴ）を用いて地域要求電力（ＡＲ）を算出する第３の手段と、算出した前記地域要求電力（ＡＲ）をフィルタリングする第４の手段と、フィルタリングした前記地域要求電力（ＡＲ）を前記複数の発電ユニットそれぞれに配分する第５の手段と、その配分された前記地域要求電力（ＡＲ）および経済負荷配分制御（ＥＬＤ）により算出したＥＬＤスケジュールから目標指令値を算出する第６の手段と、前記複数の発電ユニットそれぞれにつき算出した目標指令値に基いて対象とする発電ユニットに指令として伝送する第７の手段とをそなえた負荷周波数制御システムにおいて、
前記第５の手段は、前記地域要求電力（ＡＲ）を発電ユニット毎に配分するための情報として、現地発電所側において設定されている情報を用いる
ことを特徴とする。

本発明は上述のように、地域要求電力を各発電ユニットに配分するにつき現地発電所側に設定されている情報を用いるため、現在出力が上下限値近くであっても速やかに出力バンドの移行を行って制御性、経済性に優れた負荷周波数制御を行うことができる。

添付図面を参照して本発明の実施の形態を説明する。

図１は、本発明の実施例の適用対象を示す構成図である。この図１において、１は電力系統で、その内部に複数の発電ユニットＧ１，Ｇ２，…，Ｇｎを有し、他系統３との間は連系線４を介して連系されている。

各発電ユニットＧ１，Ｇ２，…，Ｇｎと計算機２とは、検出用の信号線１１と制御用の信号線１２とを介して、夫々の計算機内の発電ユニット出力信号入力部２０と、発電ユニット情報入力部２１と、上げ／下げ判定手段２３と、数値指令伝送部２４とに接続されている。

発電ユニット出力信号入力部２０からの情報を、目標指令値作成部２２に伝送し、その後、各発電ユニット出力信号を作成し、上げ／下げ判定手段２３、若しくは数値指令伝送部２４に伝送される。上げ／下げ判定手段と数値指令伝送部とのどちらを選択するかは、電力会社（中央給電指令所）によって決まる。

２５は、電力系統のデータ検出部１０から検出された周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）とを入力してＡＲ値の計算を行うＡＲ計算部であり、その出力はＡＲフィルタ計算部２６に入力している。そして、ＡＲ配分部２７を経由して、各発電ユニットへの目標指令値作成部２２に入力する。また、ＡＲフィルタ計算部２６で作成したＥＬＤスケジュールを補正するための補正値をＥＬＤスケジュール計算部３１に入力する。

２８は、各発電ユニット出力信号入力部２０からの発電ユニット出力を取り込んで発電端総需要を計算する発電端総需要計算部であり、その出力をオンライン予測需要部２９に入力している。そして、オンライン予測需要部２９と前日運転計画部３０とＡＲフィルタ計算部２６において作成したＥＬＤスケジュールを補正するための補正値が、ＥＬＤスケジュール計算部３１に入力されている。

ＥＬＤスケジュール計算部３１による経済負荷配分の計算結果（ＥＬＤ値）は、各目標指令値作成部２２へ入力される。かくして、目標指令値作成部２２は、各発電ユニットの出力信号と、ＡＲ値と、ＥＬＤ値とを入力して目標値を作成する。なお、５はＭＭＩである。

図２は、発電ユニットへの地域要求電力（ＡＲ）の配分条件を示すフローチャートである。先ず、電力系統から検出された周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）とが計算機２内のＡＲ計算部２５に入力され、ここで地域要求電力（ＡＲ）が計算される（ステップＳ２０）。

次いで、ステップＳ２１のＡＲフィルタ計算部２６によって地域要求電力（ＡＲ）がフィルタリングされる。そして、ステップＳ２２のＡＲ配分計算部２７において、各発電ユニットに対して地域要求電力（ＡＲ）の配分量が求められ、ステップＳ２３の目標指令値作成部２２へ入力される。

その後、ステップＳ２５の上げ／下げ判定手段２３、またはステップＳ２６の数値指令伝送部２４に伝送され、ステップＳ２７の各発電ユニットに指令を出すことになる。また、ステップＳ２１においてＡＲフィルタ計算部２６において作成したＥＬＤスケジュールを補正するための補正値は、ステップＳ２０２のＥＬＤスケジュール計算部３１に入力される。

一方、ステップＳ２０１の運用データのオンライン予測需要部２９、前日運転計画部３０、およびステップＳ２０２のＥＬＤスケジュール計算部３１による経済負荷配分の計算結果（ＥＬＤ値）が作成され、各目標指令値作成部２２に入力される。

ここで、目標指令値作成部２２への入力は、各発電ユニット出力入力部２０の出力と、ＡＲ配分部２７からの配分量とＥＬＤスケジュール計算部３１からの経済負荷配分の計算結果（ＥＬＤ値）とがあり、そして、ＥＬＤスケジュール計算部３１へは、発電ユニット端総需要計算部２８から求めたオンライン予測需要部２９と前日運転計画部３０およびＡＲフィルタ計算部２６において作成されたＥＬＤスケジュールを補正するための補正値が入力される。

第１の実施例

本発明の第１の実施例を説明する。この第１の実施例において、ＡＲ配分部２７は、負荷周波数制御が行われる制御周期毎（例えば、Ｔ秒毎）に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットに配分する機能を持つ。その際、各発電ユニットの最大出力、最小出力の情報が必要となる。しかし、中央給電指令所において設備データとして設定している出力上下限情報と、実際に現地発電所側で設定している出力上下限情報とが異なっている場合、実際に出力変動可能な電力量とは異なる地域要求電力（ＡＲ）が各発電ユニットに配分されていることになり、制御性能を悪化させる要因となる。

そこで、中央給電指令所が設備データとして設定している固定データを用いるのではなく、現地発電所側において設定されている出力上下限情報を用いて地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットに配分する方法を考える。

具体的には、負荷周波数制御が行われる制御周期毎（例えば、Ｔ秒毎）に、現地発電所側において設定されている各発電ユニットの最大出力、最小出力の情報を中央給電指令所に伝送し、その情報を用いて地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットに配分することで、リアルタイムな情報を基にした地域要求電力（ＡＲ）の配分を行うことが可能となる。

この第１の実施例によれば、実際の各発電ユニットの出力上下限に基づいた情報として地域要求電力（ＡＲ）を配分することができ、制御残や過制御が少なくなり、制御性能が向上する。

第２の実施例

本発明の第２の実施例を説明する。この第２の実施例において、ＡＲ配分部２７は、負荷周波数制御が行われる制御周期毎（例えば、Ｔ秒毎）に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットに配分する機能を持つ。その際、各発電ユニットの出力変化速度の情報が必要となるが、中央給電指令所において設備データとして設定している出力変化速度情報と、実際に現地発電所側で設定している出力変化速度情報とが異なっている場合、実際に出力変動可能な電力量とは異なる地域要求電力（ＡＲ）が各発電ユニットに配分されていることになり、制御性能を悪化させる要因となる。

そこで、中央給電指令所が設備データとして設定している固定データを用いるのではなく、現地発電所側において設定されている出力変化速度情報を用いて地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットに配分する方法を考える。

具体的には、負荷周波数制御が行われる制御周期毎（例えば、Ｔ秒毎）に、現地発電所側において設定されている各発電ユニットの出力変化速度の情報を中央給電指令所に伝送し、その情報を用いて地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットに配分することで、リアルタイムな情報を基にした地域要求電力（ＡＲ）の配分を行うことが可能となる。

この第２の実施例によれば、実際の各発電ユニットの出力変化速度に基づいた情報として地域要求電力（ＡＲ）を配分することができ、制御残や過制御が少なくなり、制御性能が向上する。

第３の実施例

本発明の第３の実施例を説明する。上述した第１の実施例では、現地発電所側で設定している出力変化速度情報を用いて地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットに配分する手段であったが、その情報を用いたとしても、実際の発電ユニットの単位時間当たりの出力変化速度は常時一定ではなく、出力帯や外気温度などの影響で変化しているため、実際の出力変化速度とは若干異なる。

そのため、この第３の実施例では、第１の実施例での出力変化速度（Ａ）と、時々刻々変化する発電ユニットの変化状況に応じて算出する出力変化速度（Ｂ）の双方の出力変化速度を考慮し、出力変化速度情報を見直す方法を考える。

そして、この第３の実施例では、時々刻々変化する発電ユニットの出力変化速度（Ｂ）を把握する手段として、現在から過去一定時間前（Ｎポイント前）までの発電ユニット指令状況を考慮して、上げ、または下げ指令を行った回数に対する発電ユニットの変化量を算出し、単位時間（負か周波数制御が行われる制御周期（例えば、Ｔ秒間））の出力変化速度（Ｂ）を修正する方式を考える(具体的な手段は、特願2006-19414号の実施の形態１)。

＜上げ／下げ指令の場合＞

＜数値指令の場合＞

出力変化速度（Ａ）と出力変化速度（Ｂ）とを基に、実際に地域要求電力（ＡＲ）を配分する際に用いる出力変化速度を(6)式により算出する。

この第３の実施例によれば、実際の各発電ユニットの出力変化速度に基づいた情報として地域要求電力（ＡＲ）を配分することができ、制御残や過制御が少なくなり、制御性能が向上する。

第４の実施例

本発明の第４の実施例を説明する。この第４の実施例において、ＡＲ配分部２７は、負荷周波数制御が行われる制御周期毎（例えば、Ｔ秒毎）に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットに配分する機能を持つ。各発電ユニットに配分する際には、地域要求電力（ＡＲ）の配分対象の発電ユニットのみに対して行うことになるが、ある発電ユニットの現在出力が図３に示す例のように、中バンドの上限付近にいる場合には、できるだけ早く上バンドに近付ける方が望ましい。

特に、需要変動が朝の立ち上がりのように増加傾向にある場合、下側のバンドから上側のバンドに移るためのバンド切替時間が生じるため、個々の発電ユニットの出力帯（出力バンド）は、需要変動に合わせて可能な限り早く上側の出力バンドに移し、需要増加に対応できる発電ユニットを増やす必要性がある。そこで、地域要求電力（ＡＲ）を配分する際の各発電ユニット優先順位方法について考える。

具体的には、地域要求電力（ＡＲ）の符号が正の場合、地域要求電力（ＡＲ）の配分対象となる各発電ユニットに対して、“現在出力”と“現在出力が留まっている出力帯の上限値”との差分を算出し、その差分が小さい順に発電ユニットに優先順位を設ける。その優先順位の順番に地域要求電力（ＡＲ）を、負荷周波数制御が行われる制御周期（例えば、Ｔ秒毎）に変化できる電力量（出力変化速度）として配分する。

もし、地域要求電力（ＡＲ）の配分対象となる発電ユニット全てに配分しても配分し切れない場合は、再度、優先順位の高い順に配分することとし、全ての地域要求電力（ＡＲ）が配分された時点で終了とする。図３の例では、３つの出力バンドがある場合での説明であるが、出力バンドの数に制約はない。

図４は、ＡＲ配分部２７の動作を示すフローチャートである。まず、発電ユニット台数を確認し（ステップＳ１１）、次いで個々の発電ユニットにつき現在出力のある出力バンドの上限値ｉから現在出力ｉを減算して差分を求める（ステップＳ１２）。求められた差分を小さい順に並び変える（ステップＳ１３、ステップＳ１４）。

ここで、改めて発電ユニット台数を確認し（ステップＳ１５）、次いで個々の発電ユニットに優先順位にしたがって地域要求電力（ＡＲ）を配分する（ステップＳ１６、Ｓ１７）。これを、全ての発電ユニットにつき配分し終わるまで行う(ステップＳ１８)。

この第４の実施例によれば、地域要求電力（ＡＲ）に対して、需要状況に合わせて、出力変動が可能な発電ユニットを増加させることができ、制御残が少なくなることで、制御性能が向上する。

第５の実施例

本発明の第５の実施例を説明する。この第５の実施例において、ＡＲ配分部２７は、負荷周波数制御が行われる制御周期毎（例えば、Ｔ秒毎）に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を各発電ユニットに配分する機能を持つ。各発電ユニットに配分する際には、地域要求電力（ＡＲ）の配分対象の発電ユニットのみに対して行うことになるが、ある発電ユニットの現在出力が図５に示す例のように、中バンドの下限付近にいる場合には、できるだけ早く下バンドに近付ける方が望ましい。

特に、需要変動が夕方の立ち下がりのように減少傾向にある場合、上側のバンドから下側のバンドに移るためにバンド切替時間が生じる。このため、個々の発電ユニットの出力帯（出力バンド）は需要変動に合わせて可能な限り早く下側の出力バンドに移し、需要減少に対応できる発電ユニットを増やす必要性がある。そこで、地域要求電力（ＡＲ）を配分する際の各発電ユニット優先順位方法について考える。

具体的には、地域要求電力（ＡＲ）の符号が負の場合、地域要求電力（ＡＲ）の配分対象となる各発電ユニットに対して、“現在出力”と“現在出力が留まっている出力帯の下限値”との差分を算出し、その差分が小さい順に発電ユニットに優先順位を設ける。その優先順位の順番に地域要求電力（ＡＲ）を、負荷周波数制御が行われる制御周期（例えば、Ｔ秒毎）に変化できる電力量（出力変化速度）として配分する。

もし、地域要求電力（ＡＲ）の配分対象となる発電ユニット全てに配分しても配分し切れない場合は、再度、優先順位の高い順に配分することとし、全ての地域要求電力（ＡＲ）が配分された時点で終了とする。図５の例では、３つの出力バンドがある場合での説明であるが、出力バンドの数に制約はない。

図６は、ＡＲ配分部２７の動作を示すフローチャートである。まず、発電ユニット台数を確認し（ステップＳ２１）、次いで個々の発電ユニットにつき現在出力のある出力バンドの上限値ｉから現在出力ｉを減算して差分を求める（ステップＳ２２）。求められた差分を小さい順に並び変える（ステップＳ２３、ステップＳ２４）。

ここで、改めて発電ユニット台数を確認し（ステップＳ２５）、次いで個々の発電ユニットに優先順位にしたがって地域要求電力（ＡＲ）を配分する（ステップＳ２６、Ｓ２７）。これを、全ての発電ユニットにつき配分し終わるまで行う(ステップＳ２８)。

この第５の実施例によれば、地域要求電力（ＡＲ）に対して、需要状況に合わせて、出力変動が可能な発電ユニットを増加させることができ、制御残が少なくなることで、制御性能が向上する。

本発明の適用対象である電力系統負荷周波数制御システムの構成図。 本発明における地域要求電力の配分のための処理内容を示すフローチャート。 発電ユニットにおける出力上昇状態を示す説明図。 地域要求電力が上昇している場合の本発明の実施例における処理内容を示すフローチャート。 発電ユニットにおける出力下降状態を示す説明図。 地域要求電力が下降している場合の本発明の実施例における処理内容を示すフローチャート。

符号の説明

１：電力系統
２：計算機
２０１，２０２，・・・，２０ｎ：発電ユニット出力入力部
２１１，２１２，・・・，２１ｎ：発電ユニット情報入力部
２２１，２２２，・・・，２２ｎ：目標指令値作成部
２３１，２３２，・・・，２３ｎ：上げ／下げ指令判定手段
２４１，２４２，・・・，２４ｎ：数値指令伝送部
２５・・・ＡＲ計算部
２６・・・ＡＲフィルタ部
２７・・・ＡＲ配分部
２８・・・発電端総需要計算部
２９・・・オンライン予測需要部
３０・・・前日運転計画部
３１・・・ＥＬＤスケジュール計算部
３・・・他系統
４・・・連系線
５・・・ＭＭＩ(マンマシンインターフェース)

Claims (8)

1. 複数の発電ユニットを持った電力系統における周波数変化量（ΔＦ）を検出する第１の手段と、前記電力系統と他の電力系統とを連系する連系線の潮流変化量（ΔＰＴ）を検出する第２の手段と、前記周波数変化量（ΔＦ）および前記連系線潮流変化量（ΔＰＴ）を用いて地域要求電力（ＡＲ）を算出する第３の手段と、算出した前記地域要求電力（ＡＲ）をフィルタリングする第４の手段と、フィルタリングした前記地域要求電力（ＡＲ）を前記複数の発電ユニットそれぞれに配分する第５の手段と、その配分された前記地域要求電力（ＡＲ）および経済負荷配分制御（ＥＬＤ）により算出したＥＬＤスケジュールから目標指令値を算出する第６の手段と、前記複数の発電ユニットそれぞれにつき算出した目標指令値に基いて対象とする発電ユニットに指令として伝送する第７の手段とをそなえた負荷周波数制御システムにおいて、
   前記第５の手段は、前記地域要求電力（ＡＲ）を発電ユニット毎に配分するための情報として、現地発電所側において設定されている情報を用いる
   ことを特徴とする負荷周波数制御システム。
2. 請求項１記載の負荷周波数制御システムにおいて、
   前記第５の手段は、前記地域要求電力（ＡＲ）を発電ユニット毎に配分するための情報として、現地発電所側において設定されている出力上下限情報を用いる
   ことを特徴とする負荷周波数制御システム。
3. 請求項１記載の負荷周波数制御システムにおいて、
   前記第５の手段は、前記地域要求電力（ＡＲ）を前記複数の発電ユニットそれぞれに配分するための情報として、現地発電所側において設定されている出力変化速度情報を用いる
   ことを特徴とする負荷周波数制御システム。
4. 請求項１記載の負荷周波数制御システムにおいて、
   前記第５の手段は、前記地域要求電力（ＡＲ）を前記複数の発電ユニットそれぞれに配分するための情報として、現地発電所側において設定されている出力変化速度情報、および現在から過去一定時間までの各発電ユニットの出力変動量から修正した出力変化速度情報から算出する
   ことを特徴とする負荷周波数制御システム。
5. 請求項１記載の負荷周波数制御システムにおいて、
   前記第５の手段は、地域要求電力（ＡＲ）の値が正である場合、発電ユニット出力と最大出力の差分に応じて、地域要求電力（ＡＲ）を配分する発電ユニットに優先順位を設ける
   ことを特徴とする負荷周波数制御システム。
6. 請求項１記載の負荷周波数制御システムにおいて、
   前記第５の手段は、地域要求電力（ＡＲ）の値が負である場合、発電ユニット出力と最小出力の差分に応じて、地域要求電力（ＡＲ）を配分する発電ユニットに優先順位を設ける
   ことを特徴とする負荷周波数制御システム。
7. 請求項１記載の負荷周波数制御システムにおいて、
   前記第７の手段は、前記複数の発電ユニットそれぞれにつき算出した目標指令値に基いて上げ／下げ指令の何れを出すかを判定し、対象とする発電ユニットに上げ／下げ指令として伝送する
   ことを特徴とする負荷周波数制御システム。
8. 請求項１記載の負荷周波数制御システムにおいて、
   前記第７の手段は、前記複数の発電ユニットそれぞれにつき算出した目標指令値に基いて対象とする発電ユニットに数値指令として伝送する
   ことを特徴とする負荷周波数制御システム。

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