JP2013198177A - 電力系統制御装置及び電力系統制御方法 - Google Patents

電力系統制御装置及び電力系統制御方法 Download PDF

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Abstract

【課題】潮流制約もしくは電圧制約違反に応じ、電力系統内の適切な複数の電気機器の特性を集約する技術を提供する。
【解決手段】電力系統制御装置は、特定部と生成部とを備える。特定部は、電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、違反設備情報に基づいて、電力系統の一部である部分系統を特定する。生成部は、電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報をデータベースから取得し、機器地点情報に基づいて、部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報をデータベースから取得し、グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力系統全体の需給バランスとコストを考慮して、複数の発電機の出力配分を決定する技術に関する。
電力系統全体に安定した電力供給を実施するためには、需要と供給のバランスを保つ必要がある。需要は時々刻々と変化するため、供給を担う電源の中でも有効電力の出力調整が容易な火力発電機の出力を調整することによって、需給バランスを保っている。即ち、電力系統全体の需要変動は、複数の火力発電機によって分担されている。また、複数の火力発電機の合計燃料費が最安になるように各火力発電機の出力分担を決定することで、電力供給の安定性と経済性を両立している。この経済性を考慮した出力分担は、経済負荷配分（ELD：Economic Load Dispatch）と呼ばれている。
従来の系統制御システムでは、経済負荷配分を決定する方法として、例えばネットワークを考慮しない最適潮流計算（OPF：Optimal Power Flow）である、等増分燃料費則（等λ則）が知られている。
また、電力系統過渡安定度の予防制御方法として、発電コストを最小とする経済負荷配分（ELD）計算により発電機出力指令値を算出し、この発電機出力指令値からの変更分の２乗和に、負荷の総需要により変動する重み係数を乗じた関数をペナルティ項とし、事故中の加速エネルギーの発電機間のアンバランス分AE値を最小とする目的関数にペナルティ項を追加することが知られている（例えば、特許文献１）。
また、性能、出力、燃料等の異なる多種の発電ユニットで構成される発電所に対し、給電指令所からの一括指令である給電指令が発行された場合に、発電所負荷調整装置がこの給電指令を受け、各発電ユニットの運転情報や発電ユニットの特性等の情報に基づいて、発電所が電力系統の安定度を向上させるように、各発電ユニットに出力配分して出力要求指令を与えることが知られている（例えば、特許文献２）。
また、計測値に基づいて状態を推定する方法が知られている（例えば、非特許文献１）。
特開平７−１５８７６号公報 特開平３−１９５３２７号公報
LarsHolten, Anders Gjelsvlk, Sverre Adam, F. F. Wu, and Wen-Hs Iung E. Liu,Comparison of Different Methods for State Estimation, IEEE Transaction on PowerSystems, Vol. 3 (1988), p.1798-1806
電力系統や各発電機には、需給バランス制約と発電機有効電力出力の上下限制約などがあるため、制約によって経済負荷配分が効率の悪い発電機の出力配分を増加する場合があり、燃料費が増加する恐れがある。
電力系統の安定度確保のために過渡安定度制約を考慮した発電機出力調整を実施すると、燃料費が増加する恐れがある。また、電圧安定度を考慮したOPFや過渡安定度制約付きOPFの場合も、安定度制約の考慮に必要なコストが増加する恐れがある。
一方、複数の分散型電源の特性の捉え方や出力指令の与え方については、考慮されていない。
本発明の目的は、潮流制約もしくは電圧制約の違反に応じ、電力系統内の適切な複数の電気機器の特性を集約する技術を提供することにある。
上記目的を達成するために、本発明の一態様である電力系統制御装置は、特定部と生成部とを備える。特定部は、電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、違反設備情報に基づいて、電力系統の一部である部分系統を特定する。生成部は、電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報をデータベースから取得し、機器地点情報に基づいて、部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報をデータベースから取得し、グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する。
本発明によれば、潮流制約もしくは電圧制約の違反に応じ、電力系統内の適切な複数の電気機器の特性を集約することができる。
図１は、実施例１に係る分散型電源合成部２６の機能構成を示す。 図２は、実施例１に係る系統制御システム１０の機能構成を示す。 図３は、電力系統１００と系統制御システム１０のハードウェア構成を示す。 図４は、部分系統１０１の構成を示す。 図５は、メッセージ３１０Ｒ、３１０Ｓの構成を示す。 図６は、プログラムデータベース２８に記憶される内容を示す。 図７は、系統データベース２１に格納されているブランチ定数データの一例を示す。 図８は、系統データベース２１に格納されている変圧器定数データの一例を示す。 図９は、系統データベース２１に格納されているノード定数データの一例を示す。 図１０は、系統データベース２１に格納されている発電機制約データの一例を示す。 図１１は、系統データベース２１に格納されている計測データの一例を示す。 図１２は、制約データベース２２に格納されている制約データの一例を示す。 図１３は、分散型電源データベース２３に格納されているブランチ定数データの一例を示す。 図１４は、分散型電源データベース２３に格納されている変圧器定数データの一例を示す。 図１５は、分散型電源データベース２３に格納されているノード定数データの一例を示す。 図１６は、分散型電源データベース２３に格納されている機器特性データの一例を示す。 図１７は、機器特性データにより示されている出力調整費特性の一例を示す。 図１８は、分散型電源データベース２３に格納されている電気機器の電源出力制約の一例を示す。 図１９は、分散型電源データベース２３に格納されている計測データの一例を示す。 図２０は、発電機データベース２４に格納されている発電機特性データの一例を示す。 図２１は、需要予測値の時間変化の一例を示す。 図２２は、発電機出力計画値の時間変化の一例を示す。 図２３は、発電機データベース２４に格納されている増分燃料費特性を示す。 図２４は、仮想発電機データベース２５に格納されている仮想発電機特性データの一例を示す。 図２５は、仮想発電機データベース２５に格納されている電源出力制約の一例を示す。 図２６は、系統制御処理を示す。 図２７は、分散型電源データ設定画面を示す。 図２８は、実施例１に係る分散型電源合成計算を示す。 図２９は、地域分割の一例を示す。 図３０は、出力調整費特性の合成の一例を示す。 図３１は、制御結果データ表示画面の一例を示す。 図３２は、発電機出力配分データとの一例を示す。 図３３は、発電機の増分燃料費特性と仮想発電機の出力調整費特性の一例を示す。 図３４は、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合との出力指令値の比較結果の一例を示す。 図３５は、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合とのコストの比較結果の一例を示す。 図３６は、電力系統の第１変形例を示す。 図３７は、電力系統の第１変形例における発電機及び仮想発電機の特性を示す。 図３８は、電力系統の第２変形例を示す。 図３９は、電力系統の第２変形例における発電機及び仮想発電機の特性を示す。 図４０は、実施例２に係る系統制御システム１０ｂの機能構成を示す。 図４１は、実施例２に係る分散型電源合成計算を示す。
以下、本発明の実施例を、図面を用いて説明する。
本実施例では、本発明の電力系統制御装置の適用例である系統制御システム１０について説明する。系統制御システム１０は、潮流制約もしくは電圧制約に基づいて電力系統内の範囲を特定し、その範囲に属する複数の電気機器を集約して一つのグループとして扱う。ここで系統制御システム１０は、複数の電気機器の特性を合成することにより一つのグループの特性を算出する。以下の説明において、電気機器は、分散型電源やバッテリー等の電力を供給する機器であっても良いし、電力を消費する負荷であっても良い。また、電気機器グループを一つの発電機と見なして仮想発電機（Virtual Generator）と呼ぶ。また、系統制御システム１０は、発電機と仮想発電機の出力配分計算を実施し、計算結果に応じた制御指令を出す。
以下、系統制御システム１０における分散型電源合成部２６の構成について説明する。
図１は、実施例１に係る分散型電源合成部２６の機能構成を示す。分散型電源合成部２６は、系統データＤ１を格納する系統データベース２１と、制約データＤ２を格納する制約データベース２２と、分散型電源データＤ３を格納する分散型電源データベース２３と、仮想発電機データＤ５を格納する仮想発電機データベース２５とに接続されている。ここで、系統データＤ１は、電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報と、電力系統内の発電機の地点を示す発電機地点情報とを含む。また、制約データＤ２は、電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報と潮流制約もしくは電圧制約の違反量を示す制約違反情報を含む。また、分散型電源データＤ３は、機器地点に基づいて、部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報と、電気機器の電源出力制約とを含む。
分散型電源合成部２６は、特定部３２と生成部３３とを有する。特定部３２は、系統データＤ１と制約データＤ２と分散型電源データＤ３を用いて、電力系統１００内の複数の電気機器を特定する。生成部３３は、特定された複数の電気機器の特性を集約して一つの発電機の特性と見なすことにより仮想発電機の特性を生成する。また、分散型電源合成部２６は、この仮想発電機を示す仮想発電機データＤ５を作成する。ここで、仮想発電機データＤ５は、グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報と、仮想発電機の電源出力制約とを含む。以下の説明において、潮流制約と電圧制約のうち、潮流制約についてのみ説明するが、潮流を電圧に置き換えて考えてもよい。
以下、系統制御システム１０の構成について説明する。
図２は、実施例１に係る系統制御システム１０の機能構成を示す。系統制御システム１０は、系統データＤ１を格納する系統データベース２１と、制約データＤ２を格納する制約データベース２２と、分散型電源データＤ３を格納する分散型電源データベース２３と、発電機データＤ４を格納する発電機データベース２４と、分散型電源合成部２６と、仮想発電機データＤ５を格納する仮想発電機データベース２５と、発電機出力配分計算部２７とを有する。発電機データＤ４は、発電機の出力の調整に対するコストの特性を示す発電機特性情報と、発電機の出力制約とを含む。
発電機出力配分計算部２７は、系統データＤ１と制約データＤ２と分散型電源データＤ３と発電機データＤ４と仮想発電機データＤ５とを用いて、発電機１１０と制御システム２１０への制御指令を作成する。制御指令は、定期的に発電機１１０と制御システム２１０に送信される。制御システム２１０は、仮想発電機に属する複数の電気機器を管理する。
制御指令を受けた発電機１１０と制御システム２１０は、制御指令に従い、電力系統へ電力を供給する。ここで、発電機１１０は、系統制御システム１０からの制御指令により直接制御することができる電源であり、主に大規模な発電機である。また、制御システム２１０は、電気機器を管理するシステムであり、例えばＣＥＭＳ（Community Energy Management System）等のエネルギー管理システムである。制御システム２１０は、制御指令を受信し、制御指令に応じて電気機器を制御したり、制御指令に応じて電気機器の管理者に指示したりすることにより、電気機器を管理する。これにより、制御システム２１０は、系統制御システム１０からの制御指令により直接制御することができない電気機器を管理することができる。
図３は、電力系統１００と系統制御システム１０のハードウェア構成を示す。電力系統１００は、発電機１１０ａと、これに接続されているノード（母線）１２０ａと、これに接続されている変圧器１３０ａと、これに接続されているノード１２０ｂと、これに接続されているブランチ（線路）１４０ａと、これに接続されているノード１２０ｃと、これに接続されているブランチ１４０ｂと、これに接続されているノード１２０ｄと、これに接続されている変圧器１３０ｂと、これに接続されているノード１２０ｅと、これに接続されている発電機１１０ｂとを有する。電力系統１００は更に、ノード１２０ｃに接続されている変圧器１３０ｃと、これに接続されているノード１２０ｆと、これに接続されている負荷１６０ａとを有する。電力系統１００は更に、ノード１２０ｄに接続されている部分系統１０１を有する。部分系統１０１は、ノード１２０ｄに接続されている変圧器１３０ｄと、これに接続されているノード１２０ｇと、これに接続されている需要家２２０とを有する。需要家２２０は、管理装置と、それにより管理される電気機器とを有し、電力の供給又は消費を行う。
発電機１１０ａ、１１０ｂの夫々は、通信ネットワーク３００を介して系統制御システム１０の通信部１３に接続され、通信部１３との間でメッセージを送受信する。需要家２２０は、制御システム２１０及び通信ネットワーク３００を介して系統制御システム１０の通信部１３に接続され、通信部１３との間でメッセージを送受信する。
図４は、部分系統１０１の構成を示す。部分系統１０１は、前述のノード１２０ｄに接続されている変圧器１３０ｄと、これに接続されているノード１２０ｇと、これに接続されているブランチ１４０ｃと、これに接続されているノード１２０ｈと、これに接続されているブランチ１４０ｄと、これに接続されているノード１２０ｉと、これに接続されているブランチ１４０ｅと、これに接続されているノード１２０ｊと、これに接続されているブランチ１４０ｆと、これに接続されているノード１２０ｋとを有する。変圧器１３０ｄは例えば、配電変電所に設けられている。
部分系統１０１は更に、ノード１２０ｈに接続されている需要家２００と、ノード１２０ｉに接続されている需要家２０１と、ノード１２０ｊに接続されている需要家２０２と、ノード１２０ｋに接続されている需要家２０３とを有する。
需要家２００は、ノード１２０ｈに接続されている変圧器１３０ｅと、これに接続されているノード１２０ｌと、これに接続されている管理装置１７０ａと、これに接続されている負荷１６０ｂとを有する。
需要家２０１は、ノード１２０ｉに接続されている変圧器１３０ｆと、これに接続されているノード１２０ｍと、これに接続されている管理装置１７０ｂと、これに接続されているバッテリー（充放電装置）１８０ａとを有する。
需要家２０２は、ノード１２０ｊに接続されている変圧器１３０ｇと、これに接続されているノード１２０ｎと、これに接続されている管理装置１７０ｃと、これに接続されているバッテリー１８０ｂ、負荷１６０ｃ、及び電源（分散型電源）１９０ａとを有する。
需要家２０３は、ノード１２０ｋに接続されている変圧器１３０ｈと、これに接続されているノード１２０ｏと、これに接続されている管理装置１７０ｄと、これに接続されている負荷１６０ｄ及び電源１９０ｂとを有する。
需要家２００、２０１、２０２、２０３において、負荷、バッテリー、電源等の電気機器の組み合わせは、この例に限定されない。管理装置１７０ａ、１７０ｂ、１７０ｃ、１７０ｄの夫々は、通信ネットワーク３０１を介して、制御システム２１０に接続されている。制御システム２１０は、系統制御システム１０に接続されている。
ここで、制御システム２１０は、或るブランチに沿って接続されている各需要家を一括管理するシステムであり、例えば、地域エネルギー管理システム（ＣＥＭＳ：Community Energy Management System）である。この例において、制御システム２１０は、部分系統１０１内の需要家２００、２０１、２０２、２０３を管理する。制御システム２１０により管理される複数の需要家は、一つの事業者が管理する複数の店舗であっても良いし、一つの事業者が管理する複数の電気機器や設備であっても良いし、複数の一般家庭であっても良い。
管理装置１７０ａ〜１７０ｅは、通信ネットワーク３０１を介して制御システム２１０に接続され、制御システム２１０との間でメッセージを送受信する。制御システム２１０は、系統制御システム１０との間でメッセージを送受信する。
負荷１６０ｂ、１６０ｃ、１６０ｄは、夫々需要家２００、２０２、２０３内の制御不可能な負荷と制御可能な負荷とを含む。制御不可能な負荷は、管理装置により制御されることを前提とせず、電力消費するだけのエアーコンディショナーあるいは冷蔵庫あるいは洗濯機等の家電製品等である。制御可能な負荷は、管理装置により制御されることを前提とする給湯器やヒートポンプ等である。ただし、制御不可能な負荷も、宅内エネルギー管理システム（ＨＥＭＳ：Home Energy Management System）などの電気機器の管理を行うホームサーバを介して、制御されてもよい。バッテリー１８０ａ、１８０ｂは例えば、充放電可能な二次電池、ＥＶの蓄電池、フライホイール等である。電源１９０ａ、１９０ｂは例えば、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーを利用した発電装置のように、電力変換装置に接続する必要がある分散型電源であっても良い。また、電源１９０ａ、１９０ｂは例えば、ガスタービンあるいはディーゼル発電機等の小型発電機のように、電力変換装置を必要としない分散型電源であっても良い。なお、電力変換装置を介さない分散型電源は、分電盤に接続される。また、電力変換装置は、インバータ及びコンバータを有し、電源１９０ａ、１９０ｂで発生した電力の電圧Ｖ及び電流Ｉの位相や大きさを変換し、変換後の電力を分電盤へ送る。
管理装置１７０ａ、１７０ｂ、１７０ｃ、１７０ｄの夫々は、系統制御システム１０との間で直接、メッセージを送受信してもよい。
図５は、メッセージ３１０Ｒ、３１０Ｓの構成を示す。電力系統１００内の管理装置やセンサは、メッセージ３１０Ｒを系統制御システム１０へ送信する。このセンサは、管理装置と、電力系統１００の状態把握のための潮流計算に必要なノード、変圧器、及びブランチとに設けられている。メッセージ３１０Ｒは、例えば、系統データＤ１と分散型電源データＤ３と発電機データＤ４からなるデータ３１１と、対象の機器や地点を識別するための固有番号（図中ではＩＤと呼ぶ）３１２と、タイムスタンプ３１３を含む。
系統制御システム１０の通信部１３は、制御指令のメッセージ３１０Ｓを電力系統１００内の発電機及び管理装置へ送信する。メッセージ３１０Ｓは、例えば、電源の出力指令値３１４である。メッセージ３１０Ｓは、例えば、発電機及び管理装置に対する制御指令を識別するための固有情報３１５と、タイムスタンプ３１６とを含む。発電機及び管理装置の夫々には、事前に固有番号が設定されており、系統制御システム１０は、発電機１１０、制御システム２１０、管理装置等の固有番号を予め把握している。なお、各センサ及び系統制御システム１０の夫々は、通信ネットワーク３００を介して、図示されていないタイムサーバに接続されている。従って、各センサの内部時刻と系統制御システム１０内の時刻とは同期している。
ここで図３の系統制御システム１０のハードウェア構成の説明に戻る。
系統制御システム１０は、表示部１１、キーボードやマウス等の入力部１２、通信部１３、コンピュータや計算機サーバ等のＣＰＵ（Central Processing Unit）１４、メモリ１５、ＩＦ（Interface）１６、記憶デバイス１７を有する。系統制御システム１０内のこれらの要素は、バス線４１に接続されている。表示部１１は、例えば、ディスプレイ装置として構成される。また、表示部１１は、例えば、ディスプレイ装置に代えて、またはディスプレイ装置と共に、プリンタ装置または音声出力装置等を用いる構成でもよい。入力部１２は、例えば、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、音声指示装置等のいずれかを有しても良い。通信部１３は、通信ネットワーク３００に接続するための回路及び通信プロトコルを備える。ＣＰＵ１４は、プログラムデータベース２８から所定のコンピュータプログラムを読み込んで実行する。ＣＰＵ１４は、一つまたは複数の半導体チップとして構成されてもよいし、または、計算機サーバのようなコンピュータ装置として構成されてもよい。メモリ１５は、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）として構成され、プログラムデータベース２８から読み出されたコンピュータプログラムを記憶したり、各処理に必要な計算結果データ及び画像データ等を記憶したりする。メモリ１５に格納された画面データは、表示部１１に送られて表示される。表示される画面の例は後述する。
記憶デバイス１７は、データベースを格納する。データベースは、系統データベース２１、制約データベース２２、分散型電源データベース２３、発電機データベース２４、仮想発電機データベース２５、プログラムデータベース２８を有する。ＣＰＵ１４は、ＩＦ１６を介して、記憶デバイス１７からデータを読み出し、データを記憶デバイス１７へ書き込む。なお、記憶デバイス１７は、系統制御システム１０の外部に設けられていても良い。この場合、記憶デバイス１７は、通信ネットワークを介して系統制御システム１０に接続されていても良い。
ＣＰＵ１４は、プログラムデータベース２８からメモリ１５へ読み出された計算プログラムを実行して、電気機器の設定、出力配分の計算、電力系統１００のネットワークの潮流状態の計算、表示すべき画像データの指示、各種データベース内のデータの検索等を行う。メモリ１５は表示用の画像データ、制御感度データ、制御データ、制御結果データ、清算データ等の計算一時データ及び計算結果データを一旦格納する。また、ＣＰＵ１４は、計算プログラムより画像データを生成して表示部１１（例えば表示ディスプレイ画面）に表示する。
以下、系統制御システム１０内の各データベースについて説明する。
図６は、プログラムデータベース２８に記憶される内容を示す。プログラムデータベース２８には、計算プログラムとして、例えば、分散型電源合成プログラムＰ１０と、発電機出力配分プログラムＰ２０と、潮流計算プログラムＰ３０とが格納されている。これらの計算プログラムは必要に応じてＣＰＵ１４によりメモリ１５へ読み出され、計算実行される。分散型電源合成部２６及び発電機出力配分計算部２７は、ＣＰＵ１４がこれらの計算プログラムを実行することにより実現される。
系統データベース２１には、電力系統１００のネットワーク構成と発電機の出力制約と各センサの計測値が記憶されている。
図７は、系統データベース２１に格納されているブランチ定数データの一例を示す。このブランチ定数データは、電力系統１００のうち部分系統１０１外のブランチに関する定数であり、ブランチ毎のエントリを有する。各エントリは例えば、ブランチのブランチ番号、そのブランチのブランチ名、そのブランチの開始端のノード名、そのブランチの終了端のノード名、正相抵抗、正相リアクタンス、正相キャパシタンスを含む。図８は、系統データベース２１に格納されている変圧器定数データの一例を示す。この変圧器定数データは、電力系統１００のうち部分系統１０１外の変圧器に関する定数であり、変圧器毎のエントリを有する。各エントリは例えば、変圧器の変圧器番号、その変圧器の変圧器名、その変圧器の開始端のノード名、その変圧器の終了端のノード名、バンク数、正相抵抗、正相リアクタンス、タップ比を含む。図９は、系統データベース２１に格納されているノード定数データの一例を示す。このノード定数データは、電力系統１００のうち部分系統１０１外のノードに関する定数であり、ノード毎のエントリを有する。各エントリは例えば、そのノードのノード番号、そのノードのノード名、そのノードに接続された電源、そのノードに接続された負荷、そのノードに接続されたバッテリーを含む。これらのブランチ定数データと変圧器定数データとノード定数データとにより、電力系統１００内のブランチと変圧器とノードの接続関係及び、ノードと電源と負荷とバッテリーの接続関係が分かる。
ブランチ名、ノード名、変圧器名、及び以下の説明における各部の名称は、他の識別子であっても良い。
図１０は、系統データベース２１に格納されている発電機制約データの一例を示す。この発電機制約データは、各発電機の発電機出力制約と発電機出力変化速度制約を含む。発電機出力制約は、例えば発電機出力の上下限を定義し、発電機の出力配分（静的経済負荷配分）計算の際に必要となる。発電機出力変化速度制約は、例えば発電機出力変化（速度）の上下限を定義し、動的経済負荷配分計算の際に必要となる。ここで、動的経済負荷配分計算とは、静的経済負荷配分計算に必要な需給バランス制約と発電機出力制約に、時々刻々と変化する負荷需要に応じてある期間の間に変化できる発電機出力の速度の制約を加えて経済負荷配分計算を実施することである。動的経済負荷配分計算は、一般に多断面で発電機の出力配分を計算したい場合に用いられるが、本実施例では、発電機出力を変更する期間が十分に長く、発電機出力の速度の制約を無視できると仮定する。また、発電機制約データは、発電機出力制約と発電機出力変化速度制約の何れか一つを含まなくても良い。
図１１は、系統データベース２１に格納されている計測データの一例を示す。この計測データは、電力系統１００のうち部分系統１０１外の各センサにより、時間断面毎に計測されたデータを含む。この計測データに示されているセンサ１５０ａ、１５０ｂ、１５０ｃ、１５０ｄ、１５０ｅ、１５０ｆ、１５０ｇは、夫々ノード１２０ａ、１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄ、１２０ｅ、１２０ｆ、１２０ｇに設けられている。計測データは、センサ番号、センサ名、そのセンサが設けられている計測箇所、電圧Ｖ、電流Ｉ、力率、そのセンサが正常か否かを示す状態を含む。また、計測データは例えば、図示されていない中央給電指令所に設けられた系統管理サーバから受信されてもよい。また、センサで計測できない場合は、計画値を予め入力し使用してもかまわない。計測データは、力率の代わりに有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを含んでも良い。
制約データベース２２には、制約データが記憶されている。
図１２は、制約データベース２２に格納されている制約データＤ２の一例を示す。制約データＤ２は、電力系統１００内の変圧器及びブランチの夫々の潮流制約として、潮流の上下限を時間断面毎に格納している。系統制御システム１０は、予め入力された潮流制約の計算値を制約データベース２２へ保存しても良いし、系統管理サーバから受信した計算値を制約データベース２２へ保存しても良い。この計算値は、電力系統１００の運用計画、設備の点検等の作業計画に基づいて、時間断面として計算される。時間断面の間隔は、例えば３０分である。例えば、この計算値は、変圧器とブランチの設備データから計算される熱容量制約によって、計算される。例えば、系統構成が変わり、ブランチ１４０ｂが１２：３０に２回線から１回線に変更される場合、ブランチ１４０ｂの熱容量が小さくなるので、ブランチ１４０ｂの潮流制約における上下限の幅が小さくなるように変更される。また、系統管理サーバは、電圧安定度や過渡安定度などを考慮して最適潮流計算を実施することにより、想定する断面のボトルネックとなる箇所の潮流制約を見つけることが可能である。この場合、制約データベース２２は、ボトルネックとなる潮流制約のみを記憶しておくことにより、系統運用に即した潮流制約を用いることができる。
分散型電源データベース２３には、部分系統１０１のネットワーク構成と、需要家内の電気機器の系統連系地点と、その電気機器の出力調整費と、その電気機器の現在出力と、各センサの計測値等が記憶されている。出力調整費は、電気機器の出力を調整するためのコストを示す。
図１３は、分散型電源データベース２３に格納されているブランチ定数データの一例を示す。このブランチ定数データは、部分系統１０１内のブランチに関する定数を示し、各エントリの項目は系統データベース２１内のブランチ定数データと同様である。図１４は、分散型電源データベース２３に格納されている変圧器定数データの一例を示す。この変圧器定数データは、部分系統１０１内の変圧器に関する定数を示し、各エントリの項目は系統データベース２１内の変圧器定数データと同様である。図１５は、分散型電源データベース２３に格納されているノード定数データの一例を示す。このノード定数データは、部分系統１０１内のノードに関する定数を示し、各エントリの項目は系統データベース２１内のノード定数データと同様である。これらのブランチ定数データと変圧器定数データとノード定数データとにより、部分系統１０１内のブランチと変圧器とノードの接続関係及び、ノードと電源と負荷とバッテリーの接続関係が分かる。
図１６は、分散型電源データベース２３に格納されている機器特性データの一例を示す。この機器特性データは、需要家内の電気機器に関する情報を示す。機器特性データは、電気機器毎のエントリを有する。各エントリは例えば、その電気機器を管轄するＣＥＭＳ名、電気機器の機器名、その電気機器が部分系統１０１に連系しているノード名である系統連系地点、その電気機器の種類、その電気機器の出力調整費特性、その電気機器の定格容量［ｋＶＡ］、その電気機器の定格出力［ｋＷ］、その電気機器の現在出力［ｋＷ］を含む。ここで、電気機器の出力に対する出力調整費の特性を出力調整費特性と呼ぶ。
図１７は、機器特性データにより示されている出力調整費特性の一例を示す。この図に示されている３つの例は夫々、ディーゼル発電機（ＤＧ：Diesel Generator）、太陽光発電（ＰＶ：Photovoltaic power generation）、電動輸送機器（ＥＶ：Electric Vehicle）における出力調整費特性である。出力調整費特性は、需要家との契約によって予め決められる。例えば、電気機器がディーゼル発電機である場合、増分燃料費と依頼に応じて出力を調整することに対する報奨金（インセンティブとも呼ばれる）とを合わせたコストが、出力調整費となる。電気機器がＰＶである場合、燃料費がかからない為、契約は、依頼に応じて宅内電力を抑え出力増加させることや、依頼に応じて出力を抑制することにより、報奨金を与えることを示す。この報奨金が出力調整費となる。また、電気機器が負荷である場合、負荷を抑制することや使用することにより報奨金を与えることを示す。この報奨金が出力調整費となる。また、電気機器がバッテリーである場合、契約は、依頼に応じて充放電することにより報奨金を与えることを示す。この報奨金が出力調整費となる。なお、それぞれの報奨金は、例えば、ＨＥＭＳやＣＥＭＳの運用者を介して支払われてもよいし、電気料金の割引に利用されてもよいし、商品券として提供されてもよい。
図１８は、分散型電源データベース２３に格納されている電気機器の電源出力制約の一例を示す。電源出力制約は、電気機器を用いる出力配分計算の際に必要となる。この電源出力制約は、電気機器の電源出力の上下限により定義される。
図１９は、分散型電源データベース２３に格納されている計測データの一例を示す。この計測データは、部分系統１０１内の各センサにより、時間断面毎に計測されたデータを含む。この計測データの項目は、系統データベース２１の計測データの項目と同様である。また、計測データは例えば、中央給電指令所に設けられた系統管理サーバから受信されてもよい。また、センサで計測できない場合は、計画値を予め入力し使用してもかまわない。
発電機データベース２４には、発電機の系統連系地点、その発電機の増分燃料費、その発電機の現在出力、各センサの計測値または計画値等が記憶されている。
図２０は、発電機データベース２４に格納されている発電機特性データの一例を示す。この発電機特性データは、発電機に関する情報を示す。発電機特性データは、発電機毎のエントリを有する。各エントリは例えば、発電機の番号、その発電機名、その発電機が電力系統１００に連系しているノード名である系統連系地点、その発電機の増分燃料費特性、その発電機の定格容量、その発電機の定格出力、その発電機の現在出力を含む。ここで、発電機の出力に対する増分燃料費の特性を増分燃料費特性と呼ぶ。
図２１は、需要予測値の時間変化の一例を示し、図２２は、発電機出力計画値の時間変化の一例を示す。需要予測値の時間変化の図に示されているように、電力系統１００内の需要が取得されている場合、発電機出力計画値の時間変化の図に示されているように、時間断面毎の発電機１１０ａ及び発電機１１０ｂの出力を組み合わせた計画値が算出されても良い。この場合、需要予測値の時間変化と発電機出力計画値の時間変化とが発電機データベース２４に記憶されていてもよい。
図２３は、発電機データベース２４に格納されている増分燃料費特性を示す。この図に示されている２つの例は夫々、発電機１１０ａと発電機１１０ｂにおける増分燃料費特性である。即ち、増分燃料費特性は、発電機によって個々に決まる。この実施例において、発電機１１０ａのコストは、発電機１１０ｂのコストより低い。言い換えれば、発電機１１０ａの発電効率は、発電機１１０ｂの発電効率より高い。また、この実施例において、発電機１１０ａの増分燃料費特性の傾きは、発電機１１０ｂの増分燃料費特性の傾きより小さい。言い換えれば、発電機１１０ａの効率は、発電機１１０ｂの効率より高い。
仮想発電機データベース２５には、分散型電源合成プログラムＰ１０の計算結果である、仮想発電機データＤ５が記憶されている。
図２４は、仮想発電機データベース２５に格納されている仮想発電機特性データの一例を示す。この仮想発電機特性データは、仮想発電機に関する情報を示す。仮想発電機特性データは、仮想発電機毎のエントリを有する。各エントリは例えば、仮想発電機を管轄しているＣＥＭＳ名、その仮想発電機名、その仮想発電機が電力系統１００に連系しているノード名である系統連系地点、その仮想発電機の出力調整費、その仮想発電機の定格容量、その仮想発電機の定格出力、その仮想発電機の現在出力を含む。仮想発電機の出力調整費は、指定された地域内の複数の電気機器の出力調整費を合成した出力調整費である。
図２５は、仮想発電機データベース２５に格納されている電源出力制約の一例を示す。仮想発電機の電源出力制約は、仮想発電機を含んだ出力配分計算に必要となる。この電源出力制約は、仮想発電機の電源出力の上下限により定義される。
以下、系統制御システム１０による系統制御処理について説明する。
図２６は、系統制御処理を示す。この系統制御処理において、分散型電源合成部２６は、分散型電源合成プログラムＰ１０により、手動で入力された、或いは受信された分散型電源データＤ３に基づいて仮想発電機を生成する。また、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分プログラムＰ２０により、発電機と仮想発電機の出力配分を計算する。また、発電機出力配分計算部２７は、潮流計算プログラムＰ３０により潮流計算をすることで、潮流制約条件を満たすまで、系統データＤ１と分散型電源データＤ３の出力制約を修正する。潮流制約条件を満たした場合、発電機出力配分計算部２７は、発電機と仮想発電機を制御する管理装置とへ制御指令を送信する。また、発電機出力配分計算部２７は、系統データＤ１、分散型電源データＤ３を受信し、制御指令の効果を表示部１１の画面に表示する。
系統制御処理が開始されると、Ｓ１において、分散型電源合成部２６は、分散型電源合成計算と発電機出力配分計算と潮流計算に必要なデータを取得する。ここで分散型電源合成部２６は、電力系統１００のネットワーク構成と発電機の出力制約と各センサの計測値を取得し、系統データベース２１へ格納する。また、分散型電源合成部２６は、制約データＤ２を取得し、制約データベース２２へ格納する。また、分散型電源合成部２６は、部分系統１０１のネットワーク構成と電気機器の系統連系地点と出力調整費と現在出力と各センサの計測値を取得し、分散型電源データベース２３へ格納する。また、分散型電源合成部２６は、発電機の系統連系地点と増分燃料費と現在出力と各センサの計測値または計画値を取得し、発電機データベース２４へ格納する。なお、分散型電源合成部２６は、各データベースへ格納する情報を、中央給電指令所に設けられた系統管理サーバやＣＥＭＳから受信しても良いし、系統制御システム１０の運用者からの入力により取得しても良い。なお、分散型電源合成部２６が運用者からの入力を受け付ける場合、ＣＰＵ１４により設定画面を生成して表示部１１に表示する。
設定画面のために、系統制御システム１０は、電力系統１００及び部分系統１０１に接続し、制御可能な電気機器の情報を取得し、系統制御システム１０へ設定する。系統制御システム１０は、これらのデータを、各需要家と契約を結ぶアグリゲータや電力会社や仲介業者から受信してもよい。また、系統制御システム１０は、ＣＥＭＳから受信してもよい。
ここで分散型電源データ設定画面について説明する。
図２７は、分散型電源データ設定画面を示す。分散型電源データ設定画面は、分散型電源データベース２３へ分散型電源データＤ３を入力するための画面である。分散型電源データ設定画面は、基本情報入力部４１０と、出力調整費特性入力部４２０と、機器定数入力部４３０と、系統図表示部４４０とを有する。基本情報入力部４１０は、対象の電気機器を管轄するＣＥＭＳ名の入力欄と、対象の電気機器の機器名の入力欄と、分散型電源データ設定画面へ入力された情報を分散型電源データベース２３へ保存するか否かを入力するためのボタンとを有する。出力調整費特性入力部４２０は、出力調整費特性を示す曲線のグラフを複数表示する。複数のグラフは、複数の電気機器の種類に夫々対応している。運用者は、出力調整費特性入力部４２０内の一つのグラフを選択することにより、電気機器の種類を選択する。機器定数入力部４３０は、機器特性データのための対象の電気機器の定数の入力欄を有する。出力調整費特性入力部４２０及び機器定数入力部４３０は、選択された方がアクティブになる。系統図表示部４４０は、部分系統１０１の系統図を示し、対象の電気機器の位置を系統図上に示す。また、運用者は、系統図表示部４４０の系統図上で対象の電気機器を選択しても良い。
この分散型電源データ設定画面によれば、制御可能な電気機器の種類、出力調整費特性のタイプ、機器定数等の選択肢を用意することにより、運用者の設定の労力を減らすことができる。なお、系統制御システム１０は、制御可能な電気機器を持たない需要家に対し、簡易的負荷量のデータを分散型電源データベース２３へ入力することが可能である。なお、電気機器の現在出力が計測できない場合、系統制御システム１０は、出力予測部を有しても良い。この出力予測部は、電気機器の現在出力を予測し、分散型電源データベース２３へ入力する。出力予測部は、例えば、ＰＶであれば、ＰＶ発電量と、日射量と気温と湿度と航空画像情報等のいずれかの実績値を基に、回帰分析やニューラルネットワークなどにより学習し、電気機器の現在出力を予測する。
Ｓ２において、分散型電源合成部２６は、分散型電源合成計算を行い、計算結果を仮想発電機データベース２５へ格納する。ここで分散型電源合成部２６は、系統データＤ１と制約データＤ２と分散型電源データＤ３と発電機データＤ４を用いて、分散型電源合成プログラムＰ１０の計算により、電気機器を合成した仮想発電機の出力調整費と定格容量と定格出力と現在出力と電源出力制約とを計算する。
図２８は、実施例１に係る分散型電源合成計算を示す。分散型電源合成計算が開始されると、Ｓ１０において、特定部３２は、系統データベース２１から、電力系統１００のネットワーク構成と、各センサの計測値とをメモリ１５へ読み出し、制約データベース２２から、潮流の上下限を示す潮流制約をメモリ１５へ読み出す。
Ｓ２０において、特定部３２は、各センサの計測値と潮流の上下限を比較することにより、全ての計測値が潮流制約を満たすか否かを判定する。Ｓ２０の結果がＹｅｓ、即ち全ての計測値が潮流制約を満たす場合、特定部３２は、処理をＳ１０へ戻し、計測刻み時間後の次のデータを読み出す。一方、Ｓ２０の結果がＮｏ、即ち計測値の何れかが潮流制約を満たさない場合、特定部３２は、処理をＳ３０に進める。なお、各センサの計測値が通信エラー等で正常ではない場合、特定部３２は、状態推定計算により、電力系統１００の状態を推定した結果と潮流制約値を比較してもよい。なお、状態推定計算は、変電所、発電所、送電線等の電力送配電機器の観測データならびに接続データをもとに、観測データ中の異常データの有無を判定し、異常データの除去を行い、特定の時間断面における尤もらしい系統状態を推定する。ここで、状態推定計算は、例えば、非特許文献１に示されている方法を用いることができる。
Ｓ３０において、特定部３２は、潮流制約違反の計測値が複数個であるか否かを判定する。Ｓ３０の結果がＮｏ、即ち潮流制約違反の計測値が複数個でない場合、特定部３２は、処理をＳ５０に進める。一方、Ｓ３０の結果がＹｅｓ、即ち潮流制約違反の計測値が複数個である場合、特定部３２は、処理をＳ４０に進める。Ｓ４０において、特定部３２は、潮流制約違反した複数の計測値の夫々について、潮流制約値との差分を違反量として計算し、最も違反量が大きい潮流制約違反を選択し、選択された潮流制約違反が発生した地点を潮流制約違反地点として制約データベース２２へ保存し、処理をＳ５０に進める。
Ｓ５０において、特定部３２は、電力系統１００のネットワーク構成と潮流制約違反地点とに基づいて、電力系統１００の地域分割を行う。地域分割は、潮流制約違反地点を境界として、電力系統１００を送電側（上流）の地域（系統）と受電側（下流）の地域（系統）とに分割する。
ここで地域分割について説明する。
図２９は、地域分割の一例を示す。この図において、ノード間に付された矢印は、定常状態の潮流の向きを示す。この図に示されるように、潮流制約違反地点がブランチ１４０ａであると決定された場合、特定部３２は、ブランチ１４０ａを境界として、電力系統１００を電力系統１０２と電力系統１０３に分割する。ここで、電力系統１００内の潮流の向きによれば、大まかには、発電機１１０ａと発電機１１０ｂから負荷１６０ａへ電力が供給されている。部分系統１０１は、基本的には発電機１１０ｂから電力を供給されているが、需要家２２０内の分散型電源から負荷１６０ａへ電力を供給する場合もある。
電力系統１０２内の発電機１１０ａは出力を増加させることは、ブランチ１４０ａの潮流量を増加させるため、ブランチ１４０ｂにおける潮流制約違反を悪化させる。また、電力系統１０３内の発電機１１０ｂや需要家２２０の出力を増加させることは、ブランチ１４０ｂの潮流量を増加させるが、ブランチ１４０ａの潮流量を増加させないため、ブランチ１４０ａの潮流制約違反を悪化させない。
この例では、分割された電力系統１０２と電力系統１０３のうち、電力系統１０３内に仮想発電機が生成されるが、分割された電力系統の両方に仮想発電機が生成されても良い。
ここで分散型電源合成計算のフローの説明に戻る。
Ｓ６０において、生成部３３は、分散型電源データベース２３から、分割された各地域のネットワーク構成と、各地域の制御可能な複数の電気機器の特性とを、メモリ１５へ読み出す。ここでの電気機器の特性は、系統連系地点、出力調整費、定格容量、定格出力、現在出力、各センサの計測値の何れかを含む。
Ｓ７０において、生成部３３は、各地域の制御可能な複数の電気機器の特性を合成し、仮想発電機の特性として、仮想発電機データベース２５へ保存する。ここで生成部３３は例えば、複数の電気機器の出力調整費特性を合成することにより、仮想発電機の出力調整費特性を算出する。
図３０は、出力調整費特性の合成の一例を示す。電気機器の特性として出力調整費特性を用いる場合、生成部３３は例えば、複数の電気機器の出力調整費特性を合算することにより、仮想発電機の出力調整費特性を算出する。この例において、生成部３３は、ＤＧの出力調整費特性とＰＶの出力調整費特性とＥＶの出力調整費特性とを用い、これらの出力調整費を合算することにより、合成された曲線を仮想発電機の出力調整費特性としている。
また、電気機器の特性として電源出力制約を用いる場合、生成部３３は例えば、複数の電気機器の電源出力制約の上下限値を合算することにより、仮想発電機の電源出力制約を算出する。
以上が分散型電源合成計算の説明である。
この分散型電源合成計算によれば、地域内の電気機器の特性を合成して、一つの発電機として扱うことができる。
ここで系統制御処理の説明に戻る。
Ｓ３において、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分計算を行い、計算結果を発電機出力配分データとしてメモリ１５へ保存する。
以下、等λ則を使った発電機出力配分計算の一例について説明する。
ここでの発電機は、仮想発電機を含む。電力系統１００の総燃料費FTは下記の（１）式により表され、需給バランス制約は下記の（２）式により表わされる。仮想発電機を含む各発電機の有効電力出力をPiとする。なお、計測値の代わりに、予め設定された値や予測された値が用いられてもよい。各発電機の燃料費特性Fi(Pi)は、発電機データベース２４における発電機の増分燃料費特性、又は仮想発電機データベース２５における仮想発電機の出力調整費特性である。負荷の合計は、PDは系統データベース２１のデータのうち負荷量を合算して計算する。但し、PDは、仮想発電機に合成された部分系統１０１の負荷量を含まない。
Figure 2013198177
ここで、FTは総燃料費、Piは各発電機の有効電力出力、Fi(Pi)は時間当たりのコスト（貨幣単位／ｈ）で換算された各発電機の燃料費を示す燃料費特性、mは発電機の台数、である。
Figure 2013198177
ここで、PDは全ての負荷の合計である。
経済負荷配分（ＥＬＤ）計算は、（２）式の需給バランス制約を満たしつつ、（１）式の総燃料費FTを最小化する各発電機のPiを決定するものであり、下記の（３）式及び（４）式のように定式化できる。
Figure 2013198177
Figure 2013198177
この問題は、等式制約付きの最適化問題であり、Lagrange未定乗数法を適用して解く事ができる。（２）式に対するLagrange乗数λを用いると、ＥＬＤのLagrange関数は、下記の（５）式で定義できる。
Figure 2013198177
この時、最適性の一次の必要条件は、下記の（６）式となる。
Figure 2013198177
すなわち、仮想発電機を含む複数の発電機において最も経済的な運用状態が存在する必要条件は、全ての発電機の増分燃料費がLagrange乗数λに等しいことである。ここで、需給バランス制約を満足するλを決定する必要があり、各発電機出力は、最小出力以上、最大出力以下に制限する必要がある。この制限には、系統データベース２１内の各発電機の発電機出力制約と、仮想発電機データベース２５内の電源出力制約とを用いる。これらの条件は、下記の（７）式と（８）式と上記の（２）式にまとめることができる。
Figure 2013198177
Figure 2013198177
発電機iの燃料費特性関数Fiが有効電力出力Piに関する2次関数で下記の（９）式のように与えられるとする。
Figure 2013198177
（７）式と（９）式により、下記の（１０）式を得る。
Figure 2013198177
（８）式を満足するようなλは、下記の（１１）式で与えられる。
Figure 2013198177
したがって、発電機iの最適発電量は、下記の（１２）式で計算できる。
Figure 2013198177
λは、発電機の増分燃料費及び仮想発電機の出力調整費である。
以上のように、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分計算を実施し、算出された発電機出力配分データをメモリ１５へ保存する。なお、発電機出力配分計算部２７は、送電損失を考慮したＥＬＤ計算、発電機出力変化率制約を考慮した動的経済負荷配分計算を行っても良い。
Ｓ３〜Ｓ６の処理ループの１巡目のＳ３において、発電機出力配分計算部２７は、仮想発電機を用いない場合の発電機出力配分データを算出する。即ち、この発電機出力配分データは、電力系統１００内の発電機１０１ａ、１０１ｂの出力配分を示す。
Ｓ４において、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分データを用いて潮流計算を行い、計算結果を潮流データとしてメモリ１５へ保存する。
処理ループの１巡目のＳ４において、発電機出力配分計算部２７は、仮想発電機を用いない場合の発電機出力配分データにおける発電機１０１ａ、１０１ｂの有効電力の出力指令値Ｐと、その出力指令値について事前に設定された無効電力分Ｑと、系統データベース２１から得られ、潮流計算に必要な各ノードの電圧Ｖと、電力系統１００内の負荷の出力指令値Ｐと、その出力指令値について事前に設定された無効電力分Ｑとを用いる。
次に発電機出力配分計算部２７は、電力系統１００内の発電機と同期調相機と無効電力補償装置にＰ及びＶを指定し、電力系統１００内の変電所と負荷にＰ及びＱを指定し、電力系統１００内に予め設定されたスラックノードに対し、予め設定されたノード電圧Ｖ及び位相角θを指定する。次に発電機出力配分計算部２７は、系統データベース２１からアドミタンス行列Ｙijを作成し、ニュートンラプソン法を用いて、潮流計算を実施し、計算結果を潮流データとしてメモリ１５へ保存する。潮流計算は、基本として交流法を用いるが、直流法やフロー法等を用いても良い。また、発電機出力配分計算部２７は、各センサにより計測された現在の潮流状態に基づいて、潮流計算を行うことができる。この場合、発電機出力配分計算部２７は、各センサにより計測された電圧Ｖと電流Ｉと力率ｃｏｓφから、ＰとＱを求める。
Ｓ５において、発電機出力配分計算部２７は、算出された潮流データが制約データベース２２内の潮流制約を満たすか否かを判定する。
Ｓ５の結果がＮｏ、即ち潮流データが潮流制約を満たさない場合、発電機出力配分計算部２７は、潮流制約違反が生じた地点を示す情報をメモリ１５へ保存し、処理をＳ６へ進める。
Ｓ６において、発電機出力配分計算部２７は、潮流制約違反が生じた地点を示す情報に基づいて、発電機又は仮想発電機の出力制約が潮流制約を満たすように修正し、処理をＳ３へ戻す。ここでの出力制約は、発電機出力制約又は電源出力制約である。
処理ループの１巡目以降のＳ６において、発電機出力配分計算部２７は、系統データベース２１内の発電機出力制約が潮流制約を満たすように修正し、修正結果を系統データベース２１へ保存する。
処理ループの２巡目以降において、発電機出力配分計算部２７は、Ｓ２で作成された仮想発電機を用いてＳ３の発電機出力配分計算を行い、Ｓ４の潮流計算を行い、Ｓ５において潮流データが潮流制約を満たすまで処理ループを繰り返す。
処理ループの２巡目以降のＳ６において、発電機出力配分計算部２７は、仮想発電機データベース２５内の仮想発電機の電源出力制約が潮流制約を満たすように修正し、修正結果を仮想発電機データベース２５へ保存する。
なお、処理ループが無限ループに陥ることを防ぐために、発電機出力配分計算部２７は、所定回数の処理ループが実行された場合、分散型電源合成計算のフローを終了し、メモリ１５を初期化し、再度、分散型電源合成計算のフローを開始する。
Ｓ５の結果がＹｅｓ、即ち潮流データが潮流制約を満たす場合、発電機出力配分計算部２７は、処理をＳ７へ進める。Ｓ７において、発電機出力配分計算部２７は、潮流制約を満たすと判定された発電機と仮想発電機の出力指令値を含む制御指令のメッセージ３１０Ｓを、発電機と仮想発電機に対応する管理装置とへ送信し、出力指令値をメモリ１５へ保存する。なお、メッセージ３１０Ｓの送信先は、発電機を制御する発電機制御装置、中央給電指令所に設けられた系統管理サーバ、ＣＥＭＳ等の制御システム２１０、制御可能な電気機器であっても良い。また、仮想発電機に属する電気機器が複数の管理装置により管理されている場合、各管理装置に管理される電気機器の出力調整費特性に基づいて、仮想発電機の出力指令値を複数の管理装置へ配分しても良い。
Ｓ８において、発電機出力配分計算部２７は、各センサによる計測値を受信することにより、出力指令値に応じた発電機や仮想発電機の出力を示す出力実績値を取得する。次に発電機出力配分計算部２７は、取得された出力実績値を示す制御結果データを生成して表示部１１に表示する。制御結果データを表示する制御結果データ表示画面は、コストがどのように変化したかを示しても良い。
図３１は、制御結果データ表示画面の一例を示す。制御結果データ表示画面は、系統状況表示部５１０と、コスト表示部５２０と、電源出力表示部５３０とを有する。系統状況表示部５１０は、制御指令が送信された時刻や、制御指令に基づく状態変化が発生した時刻を示す。コスト表示部５２０は、総コストの時間変化を示すグラフである。電源出力表示部５３０は、発電機や仮想発電機毎の電源出力の時間変化を示すグラフである。このように、いつ制御指令が出され、発電機や仮想発電機がどのように出力を変化させたかを、時系列で表示することにより、運用者は、制御結果のタイミングを簡単に確認することができる。また、このように、電力系統１００全体のコストがどれだけ削減できたかを時系列で表示することにより、コスト削減効果が直感的に分かり易くなる。ここでは、画面への出力の例を示したが、発電機出力配分計算部２７は、書類等に印刷可能なフォーマットに従って、制御結果データをユーザに提供してもよい。
以上が系統制御処理の説明である。
以下、仮想発電機を用いた発電機出力配分計算の効果について説明する。
図３２は、発電機出力配分データとの一例を示す。この発電機出力配分データは、処理ループの１巡目のＳ３で計算された仮想発電機を用いない場合の発電機出力配分データと、処理ループの２巡目以降のＳ３で計算された仮想発電機を用いる場合の発電機出力配分データとを有する。これらの発電機出力配分データは、発電機名と、その発電機が電力系統１００に連系する地点である系統連系地点名と、その発電機への制御指令に示された出力指令値［ｋＷ］と、その制御指令を実行するためのコスト［円／ｋＷｈ］とを含む。コストは、燃料費と出力調整費を含む。
また、発電機出力配分計算部２７は、算出された発電機出力配分データに基づいて、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合とを比較するための情報を表示部１１に表示しても良い。
図３３は、発電機の増分燃料費特性と仮想発電機の出力調整費特性の一例を示す。この図は、発電機１１０ａの増分燃料費特性と、部分系統１０１の仮想発電機の出力調整費特性と、発電機１１０ｂの増分燃料費特性とを示す。この実施例において、発電機１１０ａの出力をΔＰだけ増加させた時の増分燃料費の増加量ΔＣａと、部分系統１０１の仮想発電機の出力をΔＰだけ増加させた時の出力調整費の増加量ΔＣｃと、発電機１１０ｂの出力をΔＰだけ増加させた時の増分燃料費の増加量ΔＣｂとを比較すると、ΔＣａ＜ΔＣｃ＜ΔＣｂの関係がある。
図３４は、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合との出力指令値の比較結果の一例を示す。この実施例において、仮想発電機を用いない場合、発電機１１０ｂの出力指令値は、発電機１１０ａの出力指令値より大きい。一方、仮想発電機を用いる場合、部分系統１０１の仮想発電機の出力指令値は、発電機１１０ａの出力指令値より大きく、発電機１１０ａの出力指令値は、発電機１１０ｂの出力指令値より大きい。また、仮想発電機を用いる場合の発電機１１０ａの出力指令値は、仮想発電機を用いない場合の発電機１１０ａの出力指令値と変わらない。一方、仮想発電機を用いない場合の発電機１１０ｂの出力指令値の大部分は、仮想発電機を用いる場合の部分系統１０１の仮想発電機の出力指令値に割り当てられる。これは前述の部分系統１０１の仮想発電機の出力調整費特性と発電機１１０ｂの増分燃料費特性との関係に起因する。即ち、仮想発電機を用いる場合、ΔＣｃ＜ΔＣｂの関係と発電機出力配分計算により、部分系統１０１の仮想発電機の出力指令値は、発電機１１０ｂの出力指令値により多く割り当てられる。
図３５は、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合とのコストの比較結果の一例を示す。この実施例において、仮想発電機を用いる場合の総コストは、仮想発電機を用いない場合の総コストより小さい。発電機出力配分計算により、仮想発電機を用いない場合の発電機１１０ｂの出力指令値の大部分が、仮想発電機を用いる場合の部分系統１０１の仮想発電機の出力指令値に割り当てられることにより、総コストを削減することができる。
以下、電力系統１００の幾つかの変形例における系統制御システム１０の動作について説明する。
図３６は、電力系統の第１変形例を示す。電力系統１００ｐは、電力系統１００の第１変形例である。電力系統１００ｐは、発電機１１０ｑと、これに接続されているノード１２０ｑと、これに接続されている変圧器１３０ｑと、これに接続されているノード１２０ｒと、これに接続されているブランチ１４０ｓと、これに接続されているノード１２０ｔと、これに接続されている変圧器１３０ｕと、これに接続されているノード１２０ｕと、これに接続されている負荷１６０ｕとを有する。電力系統１００ｐは更に、ノード１２０ｒに接続されている部分系統１０１ｐを有する。部分系統１０１ｐは、ノード１２０ｒに接続されている変圧器１３０ｐと、これに接続されているノード１２０ｐと、これに接続されている管理装置１７０ｐと、これに接続されている負荷１６０ｐ及び電源１９０ｐとを有する。
電力系統１００ｐにおいて、変圧器１３０ｑにおける潮流は、発電機１１０ｑからノード１２０ｒへの方向であり、変圧器１３０ｐにおける潮流は、管理装置１７０ｐからノード１２０ｒへの方向である。また、ブランチ１４０ｓ及び変圧器１３０ｕにおける潮流は、ノード１２０ｒから負荷１６０ｕへの方向である。
この状態で、ブランチ１４０ｓにおいて潮流制約違反が発生し、潮流制約を満たすためにブランチ１４０ｓの潮流をΔＰだけ減少させる必要があるとする。
これに応じて分散型電源合成部２６は、潮流制約違反が発生しているブランチ１４０ｓを境界として、電力系統１００ｐを送電側の電力系統１０３ｐと受電側の電力系統１０２ｐとへ地域分割を行う。次に発電機出力配分計算部２７は、発電機１１０ｑの増分燃料費特性と、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力調整費特性とに基づいて、発電機出力配分計算を行う。ブランチ１４０ｓの潮流をΔＰだけ減少させるためには、発電機１１０ｑの出力をΔＰだけ減少させるプランと、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させるプランとが考えられる。
図３７は、電力系統の第１変形例における発電機及び仮想発電機の特性を示す。この図は、発電機１１０ｑの増分燃料費特性と、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力調整費特性とを示す。発電機１１０ｑの出力をΔＰだけ減少させた時の増分燃料費の減少量ΔＣｑと、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させた時の出力調整費の減少量ΔＣｐとを比較すると、ΔＣｑ＜ΔＣｐである。これにより、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させる場合の総コストは、発電機１１０ｑの出力をΔＰだけ減少させる場合の総コストより低くなる。従って、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分計算の結果、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力を減少させることにより、ブランチ１４０ｓの潮流を減少させる。
この時、部分系統１０１ｐの管理装置１７０ｐへの制御指令は、電源１９０ｐの出力抑制、負荷１６０ｐの出力増加（消費電力増加）等である。出力調整費は、制御指令に応じるための燃料費やインセンティブ等である。
図３８は、電力系統の第２変形例を示す。電力系統１００ｑは、電力系統１００の第２変形例である。電力系統１００ｑにおいて、電力系統１００ｐの要素と同一の符号が付された要素は、電力系統１００ｐの要素と同一又は相当物を示す。電力系統１００ｐと比較すると、電力系統１００ｑは、負荷１６０ｕの代わりに発電機１１０ｕを有し、発電機１１０ｑの代わりに発電機１１０ｗを有する。電力系統１００ｐは更に、ノード１２０ｒに接続されている変圧器１３０ｖと、これに接続されているノード１２０ｖと、これに接続されている負荷１６０ｖとを有する。
電力系統１００ｑにおいて、変圧器１３０ｕ及びブランチ１４０ｓにおける潮流は、発電機１１０ｕからノード１２０ｒへの方向である。また、変圧器１３０ｑにおける潮流は、発電機１１０ｕからノード１２０ｒへの方向である。また、変圧器１３０ｐにおける潮流は、ノード１２０ｒから管理装置１７０ｐへの方向である。また、変圧器１３０ｖにおける潮流は、ノード１２０ｒから負荷１６０ｖへの方向である。
この状態で、ブランチ１４０ｓにおいて潮流制約違反が発生し、潮流制約を満たすためにブランチ１４０ｓの潮流をΔＰだけ減少させる必要があるとする。
これに応じて分散型電源合成部２６は、潮流制約違反が発生しているブランチ１４０ｓを境界として、電力系統１００ｑを送電側の電力系統１０２ｑと受電側の電力系統１０３ｑとへ地域分割を行う。次に発電機出力配分計算部２７は、発電機１１０ｕの増分燃料費特性と、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力調整費特性と、発電機１１０ｗの増分燃料費特性とに基づいて、発電機出力配分計算を行う。ブランチ１４０ｓの潮流をΔＰだけ減少させるためには、発電機１１０ｕの出力をΔＰだけ減少させ、且つ発電機１１０ｗの出力をΔＰだけ増加させるプランと、発電機１１０ｕの出力をΔＰだけ減少させ、且つ部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させるプランとが考えられる。
図３９は、電力系統の第２変形例における発電機及び仮想発電機の特性を示す。この図は、発電機１１０ｕの増分燃料費特性と、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力調整費特性と、発電機１１０ｗの増分燃料費特性とを示す。発電機１１０ｗの出力をΔＰだけ増加させた時の増分燃料費の増加量ΔＣｗと、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させた時の出力調整費の増加量−ΔＣｐ（増加量で比較するために負の値とする）とを比較すると、−ΔＣｐ＜ΔＣｗである。これにより、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させる場合の総コストは、発電機１１０ｗの出力をΔＰだけ増加させる場合の総コストより低くなる。従って、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分計算の結果、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力を減少させることにより、ブランチ１４０ｓの潮流を減少させる。
なお、潮流の代わりに、過渡安定度（想定事故に対する同期安定度）、周波数安定度、定態安定度、電圧安定度等、他の安定度を示す情報が用いられても良い。この場合、潮流制約の代わりに安定度制約が設定されても良いし、他の安定度制約が潮流制約により表されても良い。
例えば、安定度の監視にＰＭＵ（Phasor Measurement Unit：同期位相計測装置）を用いる場合について説明する。この場合、電力系統１００内の各部に位相角θを計測するＰＭＵが設けられ、通信ネットワーク３００を介して系統制御システム１０に接続される。ＰＭＵは、計測データとしてＰ、Ｑ、Ｖ、Ｉ、θ等を系統制御システム１０へ送信する。系統制御システム１０は、発電機と仮想発電機に属する電気機器を制御する管理装置とへ制御指令を送信する。発電機出力配分計算部２７は、潮流計算の代わりに、各ＰＭＵから受信したθを用いて安定度計算を行う。この安定度計算は、想定事故について、電力系統１００が不安定になるコストが予防制御するコストより大きくなる場合の、事故前のθの閾値を算出する。発電機出力配分計算部２７は、算出された閾値を、制約データＤ２の代わりに安定度制約データとして制約データベース２２へ保存する。
本実施例によれば、地理的に分散されて配置された複数の分散型電源を制御対象とし、複数の分散型電源の特性を考慮して制御指令を与えることができる。また、潮流制約違反が発生した場合、発電機の特性と、分割された地域内の複数の電気機器の特性を集約した仮想発電機の特性とを用いて、潮流制約を満たすための出力配分を計算することができる。これにより、その仮想発電機の出力を調整するコストが或る発電機の出力を調整するコストより低い場合、潮流制約を満たすための総コストを削減することができる。
本実施例では、制御指令を受けた電気機器が動作することについての不確定さを示す確度を用いる分散型電源合成計算について説明する。
図４０は、実施例２に係る系統制御システム１０ｂの機能構成を示す。本実施例の系統制御システム１０ｂにおいて、系統制御システム１０の要素と同一の符号が付された要素は、系統制御システム１０の要素と同一又は相当物を示す。系統制御システム１０と比較すると、系統制御システム１０ｂは更に、分散型電源確度データＤ６を格納する分散型電源確度データベース２９を有する。記憶デバイス１７は、実施例１の要素に加えて、分散型電源確度データベース２９を有する。
電気機器の出力調整費は、各需要家とアグリゲータや電力会社や仲介業者等との間の契約によって様々な形態がある。例えば、需要家が制御指令を受けたくない時に契約を停止できる場合、系統制御システム１０ｂが電気機器の出力を制御する確度は下がるため、実際に仮想発電機が制御指令に示された出力を出せるとは限らない。そこで、分散型電源合成部２６が、各需要家の確度を予め設定する、もしくは各需要家の実績値に基づく学習により各需要家の確度を設定する。これにより、発電機出力配分計算部２７は、確度を考慮した発電機出力配分計算を実施することができる。需要家の確度は例えば、その需要家が制御指令を実行した確率の実績であっても良いし、その需要家が制御指令を実行する確率を予測した結果であっても良い。なお、確度は、電気機器毎に設定されても良い。
図４１は、実施例２に係る分散型電源合成計算を示す。本実施例の分散型電源合成計算において、実施例１の分散型電源合成計算の要素と同一の符号が付された要素は、実施例１の分散型電源合成計算の要素と同一又は相当処理を示す。
まず分散型電源合成部２６は、実施例１と同様のＳ１０からＳ５０までの処理の後、処理をＳ６１へ進める。
Ｓ６１において、分散型電源合成部２６は、分散型電源データベース２３と分散型電源確度データベース２９から、分割された各地域のネットワーク構成と、各地域の制御可能な電気機器の特性と、分散型電源確度とを読み出す。ここでの電気機器の特性は、系統連系地点、出力調整費、定格容量、定格出力、現在出力、各センサの計測値の何れかを含む。
Ｓ７１において、分散型電源合成部２６は、各地域の制御可能な複数の電気機器の特性を合成し、仮想発電機の特性として、仮想発電機データベース２５へ保存し、このフローを終了する。ここで分散型電源合成部２６は例えば、複数の電気機器の出力調整費特性を夫々の確度で重み付けをして合成することにより、仮想発電機の出力調整費特性を算出する。即ち、分散型電源合成部２６は、複数の電気機器の出力調整費特性に、対応する確度を夫々乗じ、乗算結果を合計して、仮想発電機の出力調整費特性とする。
このように、仮想発電機の特性の算出に確度を用いることにより、制御指令の実行の不確定さや信頼度を考慮して出力指令値を算出することができる。
ただし、確度を用いて出力指令値を算出すると、出力指令値の合計が過大になる可能性がある。そこで、発電機出力配分計算部２７は、確度を用いた出力指令値と、確度を用いない出力指令値とを算出し、仮想発電機に属する複数の電気機器のうち一部ずつへ、確度を用いた出力指令値の制御指令を出し、各センサの測定値により電力系統１００への影響を確認する。次に発電機出力配分計算部２７は、送信した出力指令値の合計が確度を用いない出力指令値の合計に達した時に制御指令の送信を終了する。ここで発電機出力配分計算部２７は、需要家毎に制御指令を送信しても良いし、管理装置毎に制御指令を送信しても良いし、ＣＥＭＳ毎に制御指令を送信しても良い。
このように、制御指令の影響を確認しながら、少しずつ制御指令を送信することにより、確度を用いて出力指令値を算出する場合に出力指令値の合計が過大になることを防ぐことができる。
以上の実施例で説明された技術は、次のように表現することもできる。
（表現１）
電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、前記違反設備情報に基づいて、前記電力系統の一部である部分系統を特定する特定部と、
前記電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報を前記データベースから取得し、前記機器地点情報に基づいて、前記部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、前記グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報を前記データベースから取得し、前記グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、前記グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する生成部と
を備える電力系統制御装置。
以上の実施例で説明された技術は、次のように表現することもできる。
（表現２）
電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、前記違反設備情報に基づいて、前記電力系統の一部である部分系統を特定し、
前記電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報を前記データベースから取得し、前記機器地点情報に基づいて、前記電力系統内の複数の電気機器の中から前記部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、
前記グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報を前記データベースから取得し、前記グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、前記グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する
ことをコンピュータに実行させる電力系統制御プログラム。
このような表現において、違反設備情報は例えば、潮流制約違反地点に対応する。機器地点情報は例えば、電気機器の系統連系地点に対応する。機器特性情報は例えば、電気機器の出力調整費特性に対応する。グループは例えば、仮想発電機に対応する。グループ特性情報は例えば、仮想発電機の出力調整費特性に対応する。発電機特性情報は例えば、発電機の増分燃料費特性に対応する。調整量は例えば、出力指令値に対応する。算出部は例えば、発電機出力配分計算部２７に対応する。
１０、１０ｂ：系統制御システム
２１：系統データベース
２２：制約データベース
２３：分散型電源データベース
２４：発電機データベース
２５：仮想発電機データベース
２６：分散型電源合成部
２７：発電機出力配分計算部
２８：プログラムデータベース
２９：分散型電源確度データベース
３２：特定部
３３：生成部
４１：バス線
１００：電力系統
１０１：部分系統
１１０、１１０ａ、１１０ｂ：発電機
１６０ａ、１６０ｂ、１６０ｃ、１６０ｄ、１６０ｐ、１６０ｕ、１６０ｖ：負荷
１７０ａ、１７０ｂ、１７０ｃ、１７０ｄ、１７０ｐ：管理装置
１８０ａ、１８０ｂ：バッテリー
１９０ａ、１９０ｂ、１９０ｐ：電源
２００、２０１、２０２、２０３、２２０：需要家
２１０：制御システム
３００：通信ネットワーク

Claims (12)

  1. 電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、前記違反設備情報に基づいて、前記電力系統の一部である部分系統を特定する特定部と、
    前記電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報を前記データベースから取得し、前記機器地点情報に基づいて、前記部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、前記グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報を前記データベースから取得し、前記グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、前記グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する生成部と
    を備える電力系統制御装置。
  2. 前記特定部は、前記潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を境界として、前記電力系統を上流の系統と下流の系統とに分割し、分割された二つの系統の一つを前記部分系統として特定する、
    請求項１に記載の電力系統制御装置。
  3. 前記電力系統内の発電機の地点を示す発電機地点情報と、前記発電機の出力の調整に対するコストの特性を示す発電機特性情報と、前記潮流制約もしくは電圧制約の違反量を示す制約違反情報とを前記データベースから取得し、前記発電機地点情報と前記発電機特性情報と前記機器地点情報と前記グループ特性情報と前記制約違反情報に基づいて、前記違反を解消するための、前記発電機の出力の調整量である発電機調整量と前記グループの出力の調整量であるグループ調整量とを算出する算出部を更に備える、
    請求項２に記載の電力系統制御装置。
  4. 前記算出部は、前記グループを一つの発電機と見なし、前記発電機特性情報と前記グループ特性情報とを用いる等λ則により、前記発電機調整量と前記グループ調整量とを算出する、
    請求項３に記載の電力系統制御装置。
  5. 前記生成部は、前記制約違反情報を前記データベースから取得し、前記制約違反情報に基づいて、前記潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を決定し、前記違反設備情報として前記データベースへ保存する、
    請求項２に記載の電力系統制御装置。
  6. 前記制約違反情報は、前記電力系統内の複数の地点の夫々における複数の時点の潮流制約もしくは電圧制約を示し、
    前記違反設備情報は、前記複数の系統設備の一つまたは複数を示す、
    請求項５に記載の電力系統制御装置。
  7. 前記機器特性情報により示されるコストは、電気機器の出力の調整のための燃料費及びインセンティブを含む、
    請求項１乃至６の何れか一項に記載の電力系統制御装置。
  8. 前記電力系統内の複数の電気機器は、電源を含む、
    請求項１乃至７の何れか一項に記載の電力系統制御装置。
  9. 前記電力系統内の複数の電気機器は、負荷を含む、
    請求項１乃至８の何れか一項に記載の電力系統制御装置。
  10. 前記生成部は、前記グループ調整量に基づく調整を指示が実行される確度を取得し、前記確度に基づいて、前記グループ調整量を算出する、
    請求項１乃至９の何れか一項に記載の電力系統制御装置。
  11. 前記算出部は、前記発電機調整量に基づく調整を指示する制御指令を前記発電機へ送信し、前記グループ調整量に基づく調整を指示する制御指令を前記グループ内の電気機器の制御装置へ送信する、
    請求項２に記載の電力系統制御装置。
  12. 電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、前記違反設備情報に基づいて、前記電力系統の一部である部分系統を特定し、
    前記電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報を前記データベースから取得し、前記機器地点情報に基づいて、前記電力系統内の複数の電気機器の中から前記部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、
    前記グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報を前記データベースから取得し、前記グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、前記グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する
    ことを備える電力系統制御方法。
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