JP2013219842A - 電力系統負荷周波数制御システム - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統の需給運用や制御性能を向上でき、経済性向上に有効で、かつ運用者の負荷軽減となる負荷周波数制御システムを提供する。
【解決手段】電力系統負荷周波数制御システムは、周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）を用いて地域要求電力（ＡＲ）を算出するＡＲ計算部２４と、算出したＡＲを周波数分解するＡＲ分解部２５と、周波数分解したＡＲを発電機毎に配分するＡＲ配分部２６と、配分されたＡＲ及び経済負荷配分制御（ＥＬＤ）にて算出したＥＬＤスケジュールから目標指令値を算出する目標指令値算出部２２と、発電機に目標指令値を伝送する指令値伝送部２３と、を有する。さらに、本システムは、ＡＲ配分部２４の出力側に、ＡＲの大きさに応じて、負荷周波数制御対象の発電機を負荷周波数制御対象外に切替え、又は負荷周波数制御対象外の発電機を負荷周波数制御対象に切替えるＬＦＣ対象／除外切替部６を設ける。
【選択図】図１

Description

本発明の実施形態は、電力系統の需給制御性能を向上できる電力系統負荷周波数制御システムに関する。

一般に、電力系統の信頼性の要素としては、電圧、周波数および無停電供給が挙げられている。この中で、周波数の安定化は、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）によって行われている。この負荷周波数制御は、発電機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制御方法である。

ＬＦＣにおいては、主として、以下の３方式に分類することができる。
第１の方式は、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機の出力を調整し、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：Flat Frequency Control）である。

第２の方式は、連系線潮流変化量（ΔＰＴ）を検出して、これを少なくするように発電機の出力を調整し、連系線潮流のみを規定値に保とうとする定連系電力制御方式（ＦＴＣ：Flat Tie Line Control）である。

第３の方式は、周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）とを検出し、これらから需給アンバランス分である地域要求電力（ＡＲ）を算出し、その量に応じて発電機の出力を調整する周波数バイアス連係線電力制御方式（ＴＢＣ：Tie Line Bias Control）である。

前記の３方式のうち、現在、日本の殆どの電力会社でＴＢＣ方式が行なわれている。このＴＢＣ方式は、以下の手順にて行われている。

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

前記の地域要求電力（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り、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。

地域要求電力（ＡＲ）をフィルタリングするには、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）を低速機（例えば、出力変化速度の遅い火力機）と高速機（例えば、出力変化速度の速い水力機）にて分担する。また、地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解し、周期成分の短いものは低速機にて分担、周期成分の長いものは高速機にて分担するような方法もある。

フィルタリング又は周波数分解した地域要求電力（ＡＲ）を各発電機へ配分する際には、低速機、高速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又は出力余裕比等にて配分する。

また、各発電機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）にて算出したＥＬＤスケジュールを足し合わせる等により算出する。

各発電機が中央給電指令所からの目標指令値を受取り、各発電機の出力が変動し、その結果、系統周波数、並びに連系線潮流が変化する。

特許第３９３０２１８号公報

「電力システム工学」 丸善 P163

ＬＦＣは、前述した方式によって発電機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づける制御を行っているが、以下の（１）〜（３）のような課題が挙げられる。

（１）前記手順にてフィルタリング又は周波数分解した地域要求電力（ＡＲ）は各発電機に配分されることになるが、ＬＦＣ対象発電機台数が少ない場合や、それらの発電機の余力（現在出力と最大出力の差、または現在出力と最小出力の差）が少ない場合は、地域要求電力（ＡＲ）を十分に配分しきれず、配分残が生じる可能性があり、制御性能を阻害するおそれがある。

（２）前述のようにＬＦＣ対象発電機台数が少ない場合、運用者は状況に応じて手動切替えにてＬＦＣ対象発電機台数を増やす（即ち、ＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機に切替える）などの対策を講じている。

しかし、地域要求電力（ＡＲ）が急激に大きくなり調整量（各発電機に対する配分量）が大幅に必要とされる場合には、最大出力、最小出力又はＥＬＤスケジュール等のベース出力から、極力、出力変動をさせたくない発電機に対してもＬＦＣ対象発電機に切替えざるを得ない状況も生じ得る。そのため、前記のような理由により、運用者はＬＦＣ発電機の「対象」と「除外」の切替えが負担となっている。また、ＬＦＣ対象発電機への切替えのタイミングが遅れれば、地域要求電力（ＡＲ）を十分に配分しきれず、制御残の増大を招き、制御性能が低下するおそれがある。

（３）一方、地域要求電力（ＡＲ）は常に大きく変動（例えば、１００ＭＷ以上）しているのではなく、状況によっては小さく変動（例えば、１０ＭＷ以下）することもある。ＬＦＣ対象発電機の場合、最大出力、最小出力、またはＥＬＤスケジュール等のベース出力から極力、出力変動させたくない発電機に対しても、地域要求電力（ＡＲ）を配分することになるため、規定値から外れたり、ベース出力から外れたりして、経済性を阻害するおそれがある。

本発明の実施形態は、前記事情に鑑みてなされたものであり、電力系統の需給運用や制御性能を向上でき、経済性向上に有効で、かつ運用者の負荷軽減となる負荷周波数制御システムを提供することを目的とする。

上述の目的を達成するため、本発明の実施形態は、電力系統において周波数変化量（ΔＦ）を検出するΔＦ検出部と、連系線潮流変化量（ΔＰＴ）を検出するΔＰＴ検出部と、前記周波数変化量（ΔＦ）と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ＡＲ計算部と、算出した地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解するＡＲ分解部と、周波数分解した地域要求電力（ＡＲ）を発電機毎に配分するＡＲ配分部と、当該配分された地域要求電力（ＡＲ）及び経済負荷配分制御（ＥＬＤ）にて算出したＥＬＤスケジュールから目標指令値を算出する目標指令値算出部と、発電機に目標指令値を伝送する指令値伝送部と、を有する電力系統負荷周波数制御システムにおいて、前記ＡＲ配分部の出力側に、前記地域要求電力（ＡＲ）の大きさに応じて、負荷周波数制御対象の発電機を負荷周波数制御対象外に切替え、又は負荷周波数制御対象外の発電機を負荷周波数制御対象に切替える切替部を設けたことを特徴とする。

本発明の各実施形態の電力系統負荷周波数制御システムの構成を示すブロック図。 図１の電力系統負荷周波数制御システムを用いた発電機への地域要求電力（ＡＲ）の配分手順を示すフローチャート。 図１のＬＦＣ対象／除外切替部による地域要求電力（ＡＲ）の配分を判定する手順を示すフローチャート。 第１の実施形態におけるＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替え手順を示すフローチャート。 第１の実施形態におけるＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替えタイミングを示すイメージ図（出力上げ可能な発電機の場合）。 第１の実施形態におけるＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替えタイミングを示すイメージ図（出力下げ可能な発電機の場合）。 第２の実施形態におけるＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機への切替え手順を示すフローチャート。 第２の実施形態におけるＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機への切替えタイミングを示すイメージ図。 第３の実施形態における平均化処理前のＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替えタイミングを示すイメージ図（出力上げ可能な発電機の場合）。 第３の実施形態における平均化処理後のＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替えタイミングを示すイメージ図（出力上げ可能な発電機の場合）。 第３の実施形態における平均化処理前のＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替えタイミングを示すイメージ図（出力下げ可能な発電機の場合）。 第３の実施形態における平均化処理後のＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替えタイミングを示すイメージ図（出力下げ可能な発電機の場合）。 第３の実施形態におけるＡＲの平滑化処理への変更手順を示すフローチャート。 第４の実施形態における優先順位モードへの変更手順を示すフローチャート。

以下、本発明の実施形態について、図面を参照して具体的に説明する。
（システムの構成）
図１は、本発明の各実施形態の電力系統負荷周波数制御システムの構成を示すブロック図である。

図１において、電力系統１は、その内部に複数の発電機Ｇ１、Ｇ２、…、Ｇｎを有し、他系統３との間で連系線４を介して連系されている。

各発電機Ｇ１、Ｇ２、…、Ｇｎは、検出用の信号線１１を介して計算機２内の夫々の発電機出力信号入力部２０−１、２０−２、…、２０−ｎに接続され、制御用の信号線１２を介して夫々の指令値伝送部２３−１、２３−２、…、２３−ｎに接続されている。さらに、発電機出力信号入力部２０−１、２０−２、…、２０−ｎと指令値伝送部２３−１、２３−２、…、２３−ｎは、共に目標指令値作成部２２−１、２２−２、…、２２−ｎに接続されている。

また、電力系統１の内部には、ΔＰＴ検出部とΔＦ検出部とを有するデータ検出部１０が設けられ、信号線１３を介して、計算機２の内部に設けられたＡＲ計算部２４と接続されている。
さらに、ＡＲ計算部２４の出力側には、順に、ＬＦＣ対象／除外切替部６、ＡＲ分解部２５、ＡＲ配分部２６が配置される。ＡＲ分解部２５は、ＥＬＤスケジュール計算部３０とも接続され、このＥＬＤスケジュール計算部３０はさらに目標指令値作成部２２−１〜２２−ｎに接続されている。また、発電機出力信号入力部２０−１、２０−２、…、２０−ｎの出力側には発電端総需要計算部２７が配置され、この発電端総需要計算部２７の出力側にオンライン予測需要部２８が設けられる。このオンライン予測需要部２８と前日運転計画部２９が、共にＥＬＤスケジュール計算部３０と接続される。

発電機出力信号入力部２０−１、２０−２、…、２０−ｎは、それぞれ、目標指令値作成部２２−１、２２−２、…、２２−ｎに各発電機出力信号を出力する。目標指令値作成部２２−１、２２−２、…、２２−ｎは、受信した信号に基づいて各発電機出力信号を作成し、それぞれ、指令値伝送部２３−１、２３−２、…、２３−ｎに伝送する。

ＡＲ計算部２４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２４からの出力は、ＡＲ分解部２５に入力するようになっており、ＡＲ配分部２６を経由して、各発電機への目標指令値作成部２２−１、２２−２、…、２２−ｎに入力するようにされている。

また、ＬＦＣ対象／除外切替部６は、ＡＲ配分部２６にてＡＲ配分を行う発電機の切替えを行う機能を有する。

発電端総需要計算部２７は、各発電機出力信号入力部２０−１、２０−２、…、２０−ｎからの発電機出力を取り込んで、発電端総需要を計算する。そして、オンライン予測需要部２８によるオンライン予測需要と前日運転計画部２９による前日運転計画がＥＬＤスケジュール計算部３０に入力されるように配置されている。ＥＬＤスケジュール計算部３０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２２−１、２２−２、…、２２−ｎへ入力されるようになっている。

以上説明したように、各目標指令値作成部２２−１、２２−２、…、２２−ｎへの入力は、各発電機出力入力部２０−１、２０−２、…、２０−ｎの出力と、ＡＲ配分部２６からの配分量と、ＥＬＤスケジュール計算部３０からの経済負荷配分の計算結果（ＥＬＤ値）がある。各目標指令値作成部２２−１、２２−２、…、２２−ｎは、各発電機Ｇ１、Ｇ２、…、Ｇｎ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、計算機２には、作業者と機械との間で情報のやりとりを行なうためのＭＭＩ（Man Machine Interface）５が設けられている。

（システムにおける処理手順）
図２は、図１の電力系統負荷周波数制御システムを用いた発電機への地域要求電力（ＡＲ）の配分手順を示すフローチャートである。

先ず、ステップＳ２０で、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）が計算機２内のＡＲ計算部２４に入力され、ここで地域要求電力（ＡＲ）が計算される。

次いで、ステップＳ２１において、ＡＲ分解部２５により地域要求電力（ＡＲ）が周波数分解される。そして、ステップＳ２２で、ＡＲ配分部２６により各発電機に対する地域要求電力（ＡＲ）の配分量が算出され、ステップＳ２３で、目標指令値作成部２２−１、２２−２、…、２２−ｎへそれぞれ入力される。

その後、ステップＳ２４で、目標指令値作成部２２−１、２２−２、…、２２−ｎからの目標指令値がそれぞれ指令値伝送手段２３−１、２３−２、…、２３−ｎに伝送され、ステップＳ２５で、各発電機Ｇ１、Ｇ２、…、Ｇｎに指令を出すことになる。

一方、ステップＳ２０１において、オンライン予測需要部２８によりオンライン予測需要の運用データが作成され、前日運転計画部２９により前日運転計画の運用データが作成される。

また、ステップＳ２０２において、ＥＬＤスケジュール計算部３０により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２２−１、２２−２、…、２２−ｎに入力される。

また、ステップＳ２０５で、ＬＦＣ対象／除外切替部６により、ＡＲ配分を行う発電機の切替えが行われる。

図３は、ＬＦＣ対象／除外切替部６による地域要求電力（ＡＲ）の配分を判定する手順を示すフローチャートである。

まず、ステップＳ３１において、ＬＦＣ対象／除外切替部６は、発電機毎に予め決められた設定や、運用者による任意の設定により、ＬＦＣ対象となっている発電機か否かを判断する。ＬＦＣ対象となっている発電機の場合（ステップＳ３１でＹｅｓ）は、ステップＳ３２で地域要求電力（ＡＲ）を配分する。一方、ＬＦＣ対象外の発電機の場合（ステップＳ３１でＮｏ）は、ステップＳ３３で地域要求電力（ＡＲ）を配分しない。

以上、本発明の各実施形態に共通するシステムの構成とそのプロセスの関係について説明した。以下に各実施形態における処理手順について説明する。

［第１の実施形態］
（ＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替え手順）
以下、図４乃至図６に従い、第１の実施形態における、ＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替え手順について説明する。

図４は、ＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替え手順を示すフローチャートである。図４に示すように、ステップＳ４１で、ＬＦＣ対象／除外切替部６は、ＡＲ計算部２４からの地域要求電力（ＡＲ）がプラス方向の特定の閾値Ａを超えたか否かを判定する。超えた場合（ステップＳ４１でＹｅｓ）は、最小出力にて運転している発電機、または任意でプラス方法に出力増加可能と設定した発電機について、ＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機に切替え、それらの発電機においても地域要求電力（ＡＲ）を配分対応可能とする（ステップＳ４２）。

即ち、前記処理手順は、地域要求電力（ＡＲ）が過多にプラス方向にずれた場合には、ＬＦＣ対象発電機台数を増やし、地域要求電力（ＡＲ）の配分残を無くすという思想に基づいている。

ここで、ＬＦＣ対象発電機となる期間は、ＡＲが閾値Ａを超えて図５に示す領域Ｉに入っている期間のみとし、閾値Ａを下回れば再度ＬＦＣ除外発電機に切替えられる。また、ＬＦＣ除外発電機において、ＬＦＣ対象発電機に切り替りが可能な発電機は事前に選択可能とし、また、任意に運用者が発電機の選択を変更できるものとする。

これに対して、図４のステップＳ４１で、地域要求電力（ＡＲ）がプラス方向の特定の閾値Ａを超えない場合（ステップＳ４１でＮｏ）は、ステップＳ４３で、地域要求電力（ＡＲ）がマイナス方向の特定の閾値Ｂより小さいか否かが判定される。小さい場合（ステップＳ４３でＹｅｓ）は、最大出力にて運転している発電機、または任意でマイナス方法に出力増加可能と設定した発電機について、ＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機に切替え、それらの発電機においても地域要求電力（ＡＲ）を配分対応可能とする（ステップＳ４４）。一方、ステップＳ４３で、地域要求電力（ＡＲ）がマイナス方向の特定の閾値Ｂ以上の場合（ステップＳ４３でＮｏ）は、処理を行なわずに終了する。

即ち、前記処理手順は、地域要求電力（ＡＲ）が過多にマイナス方向にずれた場合には、ＬＦＣ対象発電機台数を増やし、地域要求電力（ＡＲ）の配分残を無くすという思想に基づいている。

ここで、ＬＦＣ対象発電機となる期間は、ＡＲが閾値Ｂをマイナス方向に超えて図６に示す領域ＩＩに入っている期間のみとし、閾値を上回れば再度ＬＦＣ除外発電機に切替えられる。また、ＬＦＣ除外発電機において、ＬＦＣ対象発電機に切り替りが可能な発電機は事前に選択可能とし、また、任意に運用者が発電機の選択を変更できるものとする。

（効果）
本実施形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）が過多にプラス方向、若しくはマイナス方向にずれた場合にＬＦＣ対象発電機台数を増やすことで、配分残が少なくなり、制御性能を高めることが可能となる。また、自動的にＬＦＣ対象／除外の切替えが可能となり、運用者の負担軽減となる。

［第２の実施形態］
（ＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機への切替え手順）
以下、図７及び図８に従い、第２の実施形態におけるＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機への切替え手順について説明する。

図７は、ＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機への切替え手順を示すフローチャートである。図７に示すように、ステップＳ５１で、ＬＦＣ対象／除外切替部６は、ＡＲ計算部２４からの地域要求電力（ＡＲ）がプラス方向の特定の閾値Ｃ（第１の閾値）未満か否かを判定する。未満の場合（ステップＳ５１でＹｅｓ）は、ステップＳ５２で、地域要求電力（ＡＲ）がマイナス方向の特定の閾値Ｄ（第２の閾値）を超えたか否かを判定する。特定の閾値Ｄを超えた場合（ステップＳ５２でＹｅｓ）は、最小出力にて運転している発電機、または任意でプラス方法に出力増加可能と設定した発電機について、ＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機に切替える（ステップＳ５３）。

一方、ステップＳ５１で、地域要求電力（ＡＲ）がプラス方向の特定の閾値Ｃ以上の場合（ステップＳ５１でＮｏ）及びステップＳ５２で、地域要求電力（ＡＲ）がマイナス方向の特定の閾値Ｄ以下の場合（ステップＳ５１でＮｏ）は、処理を行なわずに終了する。

即ち、地域要求電力（ＡＲ）が閾値Ｃ未満でかつ閾値Ｄを超える場合は、最小出力にて運転している発電機、または任意でプラス方法に出力増加可能と設定した発電機について、ＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機に切替え、それらの発電機においては地域要求電力（ＡＲ）を配分しないこととする。

即ち、地域要求電力（ＡＲ）が小さい場合には、最大・最小出力ならびにベース出力付近にいる発電機については、地域要求電力（ＡＲ）を配分しないという思想に基づいている。

ここで、ＬＦＣ除外発電機となる期間は、図８に示すように、閾値Ｃと閾値Ｄとの間で形成され領域ＩＩＩにＡＲが入っている期間のみとし、領域ＩＩＩから外れれば、ＬＦＣ対象発電機に切替えられる。また、ＬＦＣ対象発電機において、ＬＦＣ除外発電機に切り替りが可能な発電機は事前に選択可能とし、また、任意に運用者が発電機の選択を変更できるものとする。

（効果）
本実施の形態によれば、ＥＬＤスケジュール等のベース出力付近にいる発電機に対して、自動的にＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機への切替えが可能となる。これにより、地域要求電力（ＡＲ）を配分せずに最経済に近い運用が可能となり、経済性向上に有効なものとなる。

［第３の実施形態］
（ＡＲの平滑化処理によるＬＦＣの切替え抑制手順）
以下、図９乃至図１３に従い、第３の実施形態におけるＬＦＣの切替え抑制手順について説明する。

第１の実施形態では、地域要求電力（ＡＲ）が所定の閾値を超えた場合にＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機に自動的に切替えるものとしたが、ＡＲ値の波形によっては図９に示すように、頻繁に閾値Ａ’を超えて領域ＩＶに入り、ＬＦＣ対象／除外の切替えが行われる可能性がある。

これを回避するために、本実施形態では、ＬＦＣ対象／除外切替部６が地域要求電力（ＡＲ）に対して、移動平均（例えば、１０秒以下の周期成分をカット）などによる平滑化処理を行い、図１０に示すように、緩和したＡＲ値に変換する。この移動平均後の地域要求電力（ＡＲ）に対して、ＬＦＣ対象／除外切替部６が同様に閾値判定を行い、閾値Ａ’を超えて領域ＩＶに入った期間のみ、ＬＦＣ除外から対象への切替えを行う。

図１０は出力上げ可能な発電機における例であるが、出力下げ可能な発電機も同様に考えることができる。
即ち、ＡＲ値の波形によっては図１１に示すように、頻繁に閾値Ｂ’を超えて領域Ｖに入り、ＬＦＣ対象／除外の切替えが行われる可能性がある。このため、移動平均（例えば、１０秒以下の周期成分をカット）などによる平滑化処理を行い、図１２に示すように、緩和したＡＲ値に変換する。このＡＲ値に対して、ＬＦＣ対象／除外切替部６が同様に閾値判定を行い、閾値Ｂ’を超えて領域Ｖに入った期間のみ、ＬＦＣ除外から対象への切替えを行う。

図１３は、第３の実施形態におけるＡＲの平滑化処理への変更手順を示すフローチャートである。図１３に示すように、ステップＳ６１で、ＬＦＣ対象／除外切替部６は、ある規定時間内（例えば、５分間）に、ＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機に何回切り替ったかをカウントし、所定の規定回数（例えば、１０回）以下か否かを判定する。規定回数以下の場合（ステップＳ６１でＹｅｓ）は、第１の実施形態による通常モード（図９、図１１）で処理が行なわれる（ステップＳ６２）。

これに対して、規定回数を超える場合（ステップＳ６１でＮｏ）は、本実施形態の移動平均モード（図１０、図１２）で処理が行なわれる（ステップＳ６３）。

なお、この処理は、出力上げ可能な発電機と出力下げ可能な発電機のそれぞれに分けて行なうことができる。

（効果）
本実施の形態によれば、頻繁なＬＦＣ対象／除外の切り替りを抑制することが可能となり、発電機への負担も軽減（発電機の劣化の抑制）することが可能となる。

［第４の実施形態］
（優先順位モードへの変更手順）
以下、図１４に従い、第４実施形態における優先順位モードへの変更手順について説明する。

第１の実施形態ないし第２の実施形態では、地域要求電力（ＡＲ）に応じてＬＦＣ対象／除外の切替えが行われるが、切替対象となる発電機は１台とは限らず、複数台となることも考えられる。その場合、該当する全ての発電機に対して同時に切替えを行うことも可能であるが、本実施形態では、運用者が任意に優先順位を設定して発電機を選択できるように、また、当該発電機の切替対象とするか否かを任意に決定できるように、選択モードを有する手順とする。

図１４は、第４の実施形態における優先順位モードへの変更手順を示すフローチャートである。図１４に示すように、まず、本実施形態では、ステップＳ７１で、該当するＬＦＣ対象／除外発電機が１台か否かを判定する。１台の場合は、第１の実施形態ないし第２の実施形態で説明した通常の切替えモードで処理を行なう（ステップＳ７２）。一方、複数台の場合（ステップＳ７１でＮｏ）は、運用者が任意に優先順位を設定して発電機を選択でき、又は当該発電機の切替対象とするか否かを任意に決定できる優先順位モードにより処理を行なう（ステップＳ７３）。

（効果）
本実施の形態によれば、該当するＬＦＣ対象／除外となる発電機を任意に選択できることが可能となる。従って、運転状況に応じた運用が可能となる。

[他の実施形態]
（１）前記第１の実施形態では、ＬＦＣ対象／除外切替部６により地域要求電力（ＡＲ）がプラス方向の特定の閾値Ａを超えたか否かを判定した（ステップＳ４１）後、マイナス方向の特定の閾値Ｂより小さいか否かを判定したが（ステップＳ４３）、逆にすることもできる。即ち、マイナス方向の特定の閾値Ｂより小さいか否かを判定した後、プラス方向の特定の閾値Ａを超えたか否かを判定しても良い。

（２）前記第２の実施形態では、ＬＦＣ対象／除外切替部６により地域要求電力（ＡＲ）がプラス方向の特定の閾値Ｃ未満か否かを判定した（ステップＳ５１）後、マイナス方向の特定の閾値Ｄを超えたか否かを判定したが（ステップＳ５２）、逆にすることもできる。即ち、マイナス方向の特定の閾値Ｄを超えたか否かを判定した後、プラス方向の特定の閾値Ｃ未満か否かを判定することもできる。

（３）以上、本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。

１…電力系統
２…計算機
３…他系統
４…連系線
５…ＭＭＩ
６…ＬＦＣ対象／除外切替部
１０…データ検出部
１１…検出用の信号線
１２…制御用の信号線
１３…信号線
２０−１、２０−２、・・・、２０−ｎ…発電機出力信号入力部
２２−１、２２−２、・・・、２２−ｎ…目標指令値作成部
２３−１、２３−２、・・・、２３−ｎ…指令値伝送部
２４…ＡＲ計算部
２５…ＡＲ分解部
２６…ＡＲ配分部
２７…発電端総需要計算部
２８…オンライン予測需要部
２９…前日運転計画部
３０…ＥＬＤスケジュール計算部

Claims (6)

1. 電力系統において周波数変化量（ΔＦ）を検出するΔＦ検出部と、連系線潮流変化量（ΔＰＴ）を検出するΔＰＴ検出部と、前記周波数変化量（ΔＦ）と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ＡＲ計算部と、算出した地域要求電力（ＡＲ）を周波数分解するＡＲ分解部と、周波数分解した地域要求電力（ＡＲ）を発電機毎に配分するＡＲ配分部と、当該配分された地域要求電力（ＡＲ）及び経済負荷配分制御（ＥＬＤ）にて算出したＥＬＤスケジュールから目標指令値を算出する目標指令値算出部と、発電機に目標指令値を伝送する指令値伝送部と、を有する電力系統負荷周波数制御システムにおいて、
   前記ＡＲ配分部の出力側に、前記地域要求電力（ＡＲ）の大きさに応じて、負荷周波数制御対象の発電機を負荷周波数制御対象外に切替え、又は負荷周波数制御対象外の発電機を負荷周波数制御対象に切替える切替部を設け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. 前記切替部は、前記地域要求電力（ＡＲ）が所定の値の閾値を超えたときに、負荷周波数制御対象外の発電機を負荷周波数制御対象の発電機に切替えることを特徴とする請求項１記載の電力系統負荷周波数制御システム。
3. 前記切替部は、前記地域要求電力（ＡＲ）が所定の値の第１の閾値未満で、当該第１の閾値より小さい値の第２の閾値を超えるときに、負荷周波数制御対象の発電機を負荷周波数制御対象外の発電機に切替えることを特徴とする請求項１記載の電力系統負荷周波数制御システム。
4. 前記切替部は、所定の時間内における前記切替回数が規定値を超えたとき、地域要求電力（ＡＲ）に対して平滑化処理を行い、当該平滑化処理後の地域要求電力ＡＲが所定の値の閾値を超えたときに、負荷周波数制御対象外の発電機を負荷周波数制御対象の発電機に切替えることを特徴とする請求項１記載の電力系統負荷周波数制御システム。
5. 前記切替部は、所定の時間内における前記切替回数が規定値を超えたとき、地域要求電力（ＡＲ）に対して平滑化処理を行い、当該平滑化処理後の地域要求電力ＡＲが所定の値の第１の閾値未満で、当該第１の閾値より小さい値の第２の閾値を超えるときに、負荷周波数制御対象の発電機を負荷周波数制御対象外の発電機に切替えることを特徴とする請求項１記載の電力系統負荷周波数制御システム。
6. 前記切替部は、負荷周波数制御対象の発電機又は負荷周波数制御対象外の発電機が複数台の場合は、運用者が付した優先順位に応じた発電機を選択して当該発電機の切替えを行なうことを特徴とする請求項１乃至５のいずれか１項記載の電力系統負荷周波数制御システム。

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