JP2014204577A - 電力系統の需給制御システム及び需給制御装置 - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統の需給制御性能を向上できる需給制御システム及び需給制御装置を提供する。【解決手段】電力系統の需給制御システムは、自然エネルギの出力変動と一般負荷の需要変動を分離した上でＡＲ算出を行う自然エネルギ考慮ＡＲ計算部２４と、算出した地域要求電力（ＡＲ）を平滑化処理するＡＲ平滑部２５と、平滑化した地域要求電力（ＡＲ）を発電機毎に配分するＡＲ配分部２６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２２−１〜２２−ｎと、各発電機に目標指令値を発すると共に、発電機をＬＦＣ発電機又はＥＬＤ発電機のどちらかに切替える指令を発する指令部２３−１〜２３−ｎと、を有する。【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需給制御システム及び需給制御装置に関する。

電力系統の需要（負荷）は、季節的・時間的・瞬間的に時々刻々絶えず変動している。その負荷変動については、変化幅の小さい種々の振動及び周期を有する脈動成分や不規則な変動成分が重畳したものと考えられ、数分周期までの微小変動分のサイクリック分、数分から１０数分程度までの短周期変動分のフリンジ分、及び、１０数分以上の長周期変動分のサステンド分の主に３つの成分に分けられる。

サイクリック分のような極めて短周期のものは系統の負荷特性より、また、それ以上の数分程度の周期変動のものはガバナフリー運転する発電所の調速機の特性を適正にすれば、自動的に調整される。それ以上の周期成分においては、電力会社の中央給電指令所において、それぞれの周期成分を対象とした制御分担が行われている。

フリンジ分のような変動周期が１０数分までの負荷変動については、サイクリック分に比べ変動量も大きくなりガバナフリーだけでは調整しきれなくなる。このため、負荷周波数制御（ＬＦＣ:Load Frequency Control）により、周波数偏差、電力変動量を検出して発電機の出力を調整する。

変動周期がそれ以上の長い負荷変動のサステンド分においては、負荷変動もかなり大きく、１日の負荷曲線によって支配される変化の一部と考えることができる。このため、負荷周波数制御だけでは発電所の出力変化能力が不足することがあり、発電所間の経済的な負荷配分が問題となってくる。従って、このような長周期の負荷変動に対しては、発電所の経済運用が主体となり、経済負荷配分制御（ＥＬＤ：Economic Load Dispatch）による給電調整を行う。

これらの負荷周波数制御システム、ならびに経済負荷配分制御システムは、電力会社における中央給電指令所の最重要機能であり、ＬＦＣの最大の目的は、連系線潮流、系統周波数を一定に維持すること、また、ＥＬＤにおいては最経済となるような運用計画を行うことである。以下、ＬＦＣとＥＬＤを合わせて需給制御方式または需給制御と記す。

ＬＦＣでは、中央給電指令所にて系統の周波数や他系統との連系線潮流の変化に応じて各発電機（発電ユニット）の出力調整の指令を行う。この出力調整の指令は全ての発電ユニットに対して出されるのではなく、速い出力変動を行っても問題とならない石油焚き火力発電ユニットや水力ユニットに対して出され、原子力ユニットや石炭焚き火力ユニット、さらには運用上の理由で出力変動を避けたい発電ユニットには出さないのが一般的である。このように、ＬＦＣでは中央給電指令所から指令が出されるため、実際に出力が変化するまでには数十秒程度の遅れがあるのが一般的である。

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。

次に、地域要求電力（ＡＲ）をフィルタリングする。このためには、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し、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。

さらに、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。この際、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。

次に、各発電機の目標指令値を算出する。この際、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。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場合もある。

さらに、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。その後、地域要求電力（ＡＲ）を算出する最初の手順に戻る。

特許第３９３０２１８号公報

「電力システム工学」 丸善 Ｐ１０４

ＴＢＣ方式にてＬＦＣ発電機、ＥＬＤ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うことができるが、以下のような課題が挙げられる。

前記手順にて示したように、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、近年、自然エネルギの増加に伴い、今後は太陽光発電、風力発電等の出力制御ができない供給源が増えることが予想される。その場合、需給アンバランス量が増大し、また、自然エネルギの急激な出力変動により、地域要求電力（ＡＲ）の変動が増大することが予想される。特に、地域要求電力（ＡＲ）には平滑化処理が行われていることが多く、自然エネルギの急激な出力変動に対してＬＦＣ発電機の出力追従が遅れる可能性があり、制御性能を阻害するおそれがある。

他方、自然エネルギによる出力変動が小さくなるような場合、需給アンバランス量は減少し、その場合、地域要求電力(ＡＲ)が比較的小さく変動することが予想される。そのような場合においては、ＬＦＣ調整量（各発電機に対するＡＲ配分量）は小さく確保しておくだけでよく、ＬＦＣ対象発電機台数を少なく投入すべきである。しかし、ＬＦＣ対象発電機台数が多い状態で運用されていたときに、運用者によるＬＦＣ対象発電機の切替えが行われなかったとすれば、本来、経済負荷配分にて求めたＥＬＤスケジュールの出力から極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り、ベース出力から外れ、経済性を阻害しているおそれがある。

前述した理由により、自然エネルギ増大に伴う需給アンバランス量が増加した際に、現行のＬＦＣ方式では、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、制御性能が低下していた。また、本来、必要ないＬＦＣ対象発電機やＥＬＤ発電機が並列されていたことにより経済性が低下していた。

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需給制御システム及び需給制御装置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、負荷周波数制御（ＬＦＣ）発電機又は経済負荷配分制御（ＥＬＤ）発電機として使用される複数の発電機と、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、自然エネルギ（Ｎ）を検出する自然エネルギ検出部と、を備え、かつ、前記周波数変化量（ΔＦ）と前記連系線潮流変化量（ΔＰＴ）と自然エネルギ検出部（Ｎ）の出力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）を平滑化処理するＡＲ平滑部と、平滑化した地域要求電力（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、各発電機に前記目標指令値を発すると共に、発電機をＬＦＣ発電機又はＥＬＤ発電機のどちらかに切替える指令を発する指令部と、を有する電力系統の需給制御システムにおいて、前記ＡＲ計算部は、自然エネルギの出力変動と一般負荷の需要変動を分離した上でＡＲ算出を行うことを特徴とする。

また、本発明の実施形態は、電力系統における周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）と自然エネルギ検出部（Ｎ）の出力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）を平滑化処理するＡＲ平滑部と、平滑化した地域要求電力（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、各発電機に前記目標指令値を発すると共に、発電機をＬＦＣ発電機またはＥＬＤ発電機のどちらかに切替える指令を発する指令部と、を有する電力系統の需給制御装置において、前記ＡＲ計算部は、自然エネルギの出力変動と一般負荷の需要変動を分離した上でＡＲ算出を行うことを特徴とする。

本発明の各実施形態で用いられる電力系統の需給制御システムの構成を示すブロック図。 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。 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。 経済負荷配分計算の実施を判定する手順を示すフローチャート。 ＬＦＣ方式によるＡＲの算出方法を説明するブロック図。 第１の実施形態によるＡＲの算出方法を説明するブロック図。 第２の実施形態によるＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機の切替え手順を示すフローチャート。 第２の実施形態によるＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機の切替えタイミングを示すグラフ。 第２の実施形態によるＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機の切替えタイミングを示すグラフ。 第３の実施形態によるＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機の切替え手順を示すフローチャート。 第３の実施形態によるＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機の切替えタイミングを示すグラフ。 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。
（システムの全体構成）
図１は、本発明の各実施形態で用いられる電力系統の需給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。発電機Ｇ１、Ｇ２、…、Ｇｎは、それぞれＬＦＣ発電機またはＥＬＤ発電機のいずれにも使用可能とされており、所定のタイミングでＬＦＣ発電機からＥＬＤ発電機へ、またはＥＬＤ発電機からＬＦＣ発電機へ切替えて使用される。

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自然エネルギ考慮ＡＲ計算部２４と接続されている。さらに、自然エネルギ検出部Ｎ１〜ＮＸが信号線１３’を介して自然エネルギ考慮ＡＲ計算部２４と接続されている。

自然エネルギ考慮ＡＲ計算部２４の出力側には、順に、ＡＲ平滑部２５、ＡＲ配分部２６が配置される。ＡＲ平滑部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が接続され、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、目標指令値作成部）
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、指令部２３−１、２３−２、…、２３−ｎに伝送する。

（指令部）
指令部２３−１、２３−２、…、２３−ｎは、各発電機に指令値を発する機能と、発電機をＬＦＣ発電機またはＥＬＤ発電機のどちらかに切替える指令を発する機能を備えている。

（自然エネルギ考慮ＡＲ計算部）
自然エネルギ考慮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、電力系統に並列する自然エネルギ検出部からの自然エネルギ（Ｎ１〜ＮＸ）の出力値とを入力して、ＡＲ値の計算を行う。自然エネルギ考慮ＡＲ計算部２４からの出力は、ＡＲ平滑部２５に入力され、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に入力される。

（発電端総需要計算部）
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。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。

以上説明したように、各目標指令値作成部２２−１、２２−２、…、２２−ｎへの入力には、各発電機出力信号入力部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。

（本システムにおける処理手順）
図２は、図１の電力系統の需給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）と自然エネルギの出力値（Ｎ１〜ＮＸ）が計算機２内の自然エネルギ考慮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平滑部２５により地域要求電力（ＡＲ）が平滑化される。平滑化後は、ＡＲ配分部２６によるステップＳ２２と、ＥＬＤスケジュール計算部３０によるステップＳ２０２に分岐される。ステップＳ２２では、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部２３−１、２３−２、…、２３−ｎに伝達され、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。その後は、前述したステップＳ２３〜ステップＳ２５が行われる。

図３は、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、指令部２３−１、２３−２、…、２３−ｎ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を基に、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）、ステップＳ３２でＡＲ配分部２６は、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。

図４は、経済負荷配分計算の実施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Ｓ４１において、指令部２３−１、２３−２、…、２３−ｎ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を基に、ＥＬＤ対象となっている発電機か否かを判断する（ステップＳ４１）。ＥＬＤ対象となっている発電機の場合（ステップＳ４１でＹｅｓ）、ステップＳ４２でＥＬＤスケジュール計算部３０は、ＥＬＤ計算により経済負荷配分計算を行う。一方、ＥＬＤ対象外の発電機の場合（ステップＳ４１でＮｏ）は、ステップＳ４３でＥＬＤ計算を実施しない。

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］
（自然エネルギと一般負荷を分離したＡＲの算出方法）
本実施形態では、図１に示す電力系統の需給制御システムの自然エネルギ考慮ＡＲ計算部２４によって、自然エネルギと一般負荷を分離して地域要求電力（ＡＲ）を算出する点を特徴とする。以下、ＬＦＣ方式によりＡＲを算出する方法を例にして説明する。

（ＬＦＣ方式によるＡＲの算出）
ＬＦＣを行う場合、周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）により地域要求電力（ＡＲ）を算出することになるが、今後、自然エネルギが増大すると、需給アンバランス量が増大することが予想され、自然エネルギの急激な出力変動により、地域要求電力（ＡＲ）も短時間で急激な増加／減少が行われることになる。従来のＬＦＣ方式では、（１）式により地域要求電力（ＡＲ）を算出した後、図５に示すような平滑化処理により、短周期成分（例えば、１０秒以下）を除去し、各発電機に地域要求電力（ＡＲ）を配分する処理がされていた。

この際、自然エネルギによる短時間で急激な出力変動が生じた場合、地域要求電力（ＡＲ）も急激な変動になるが、平滑化処理により平滑後のＡＲの変動は緩やかなものとなる。そのため、本来は自然エネルギにて急激に出力が増加したことにより、地域要求電力（ＡＲ）を早急に下げる（発電機の出力を下げる）必要があるが、平滑化処理により、地域要求電力（ＡＲ）の変動は緩やかなものとなってしまう。その結果、ＬＦＣ発電機への出力追従が遅れてしまい、結果的には制御性能の悪化に繋がっていた。

（自然エネルギと一般負荷を分離したＡＲの算出方法）
これに対して、本実施形態に係る需給制御方法では、図６に示すように、系統Ｉを一般負荷、系統ＩＩを自然エネルギとして分離し、別々に平滑化処理を施す。平滑化処理は、例えば、一般負荷では１０秒以下の短周期性分を除去し、自然エネルギでは２秒以下の短周期性分を除去するように、それぞれ別の平滑化処理にて地域要求電力（ＡＲ）が必要とする電力量を求める。この際、図６に示すように、グループ１〜Ｘに分けて個々のグループ毎に自然エネルギ出力データを合算後、各平滑化処理１〜Ｘを施すこともできる。また、自然エネルギにおいては、中央給電指令所にて直接監視可能な場合は、自然エネルギの出力をそのまま用いることができるが、直接計測できない場合は自然エネルギの出力予測値などを用いることも可能である。

（効果）
本実施形態によれば、自然エネルギ考慮ＡＲ計算部２４により、自然エネルギによる出力変動と一般負荷による需要変動を切り分けて地域要求電力（ＡＲ）を算出することにより、自然エネルギの急激な出力変動に対してもＬＦＣ発電機の出力追従が可能となり、需給制御性能を向上させることが可能となる。

［第２の実施形態］
（ＥＬＤ対象発電機からＥＬＤ除外発電機への切替え、及びＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機への切替え手順）
本実施形態では、図７乃至図９に従い、ＥＬＤ対象発電機からＥＬＤ除外発電機への切替え、及び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７は、ＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機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、指令部２３−１、２３−２、…、２３−ｎは、自然エネルギ考慮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Ｓ５１でＹｅｓ）は、該当するＥＬＤ対象発電機をＥＬＤ除外発電機に切替え（ステップＳ５２）、かつＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機に切替え（ステップＳ５３）、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。

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、ＥＬＤ対象発電機台数を減らし、かつ、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。

また、図８は、ＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機の切替えタイミングを示すグラフである。ＬＦＣ対象発電機となる期間は、ＡＲが閾値Ａを超えて図８に示す領域Ｉに入っている期間のみとし、閾値を下回ればＬＦＣ除外発電機となり、再度ＥＬＤ対象発電機に戻る。さらに、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７のステップＳ５１で、地域要求電力（ＡＲ）がプラス方向の特定の閾値Ａを超えない場合（ステップＳ５１でＮｏ）は、ステップＳ５４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Ｓ５４でＹｅｓ）は、該当するＥＬＤ対象発電機をＥＬＤ除外発電機に切替え（ステップＳ５５）、かつＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機に切替え（ステップＳ５６）、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。

一方、ステップＳ５４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Ｓ５４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、ＥＬＤ対象発電機台数を減らし、かつ、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。

また、図９は、ＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機の切替えタイミングを示すグラフである。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９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ＬＦＣ除外発電機となり、再度ＥＬＤ対象発電機に戻る。さらに、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、ＥＬＤ対象発電機台数を減らし、かつ、ＬＦＣ対象発電機台数を増やすことで、配分残が少なくなり、需給制御性能を向上させることが可能となる。また、自動的にＬＦＣ及びＥＬＤ発電機の対象／除外の切り替えが可能となり運用者の負担軽減となる。

［第３の実施形態］
（ＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機への切替え、及びＥＬＤ除外発電機からＥＬＤ対象発電機への切替え手順）
本実施形態では、図１０及び図１１に従い、ＬＦＣ対象発電機からＬＦＣ除外発電機への切替え、及びＥＬＤ除外発電機からＥＬＤ対象発電機への切替え手順について説明する。

図１０は、ＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機の切替え手順を示すフローチャートである。図１０に示すように、ステップＳ６１で、指令部２３−１、２３−２、…、２３−ｎは、自然エネルギ考慮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Ｓ６１でＹｅｓ）は、ステップＳ６２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Ｓ６２でＹｅｓ）は、該当するＬＦＣ対象発電機をＬＦＣ除外発電機に切替え（ステップＳ６３）、かつ、ＥＬＤ除外発電機からＥＬＤ対象発電機に切替える（ステップＳ６４）。

一方、ステップＳ６１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Ｓ６１でＮｏ）及びステップＳ６２で、地域要求電力（ＡＲ）が特定の閾値Ｄ以下の場合（ステップＳ６２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。

また、図１１は、ＬＦＣ発電機及びＥＬＤ発電機の切替えタイミングを示すグラフである。ＬＦＣ除外発電機となる期間は、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、ＥＬＤ除外発電機となり、再度ＬＦＣ対象発電機に戻る。さらに、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地域要求電力（ＡＲ）を配分しないことになり、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。また、自動的にＬＦＣ及びＥＬＤ発電機の対象／除外の切り替えが可能となり運用者の負担軽減となる。

［第４の実施形態］
（優先順位モードへの変更手順）
本実施形態では、図１２に従い、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対象発電機又はＬＦＣ除外発電機へ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、当該発電機の切替え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１２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１２に示すように、まず、ステップＳ７１で、指令部２３−１、２３−２、…、２３−ｎは、該当するＬＦＣ対象発電機又はＬＦＣ除外発電機、ＥＬＤ対象発電機又はＥＬＤ除外発電機が１台か否かを判定する。１台の場合（ステップＳ７１でＹｅｓ）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う（ステップＳ７２）。一方、複数台の場合は（ステップＳ７１でＮｏ）、自動切替えモードとするか否かの判断を行い（ステップＳ７３）、通常の自動切替えモードとする（ステップＳ７４）以外は、優先順位モードとする。優先順位モードでは、運用者が任意に優先順位を設定して発電機を選択でき、又は当該発電機の切替対象とするか否かを任意に決定する（ステップＳ７５）。

（効果）
本実施の形態によれば、該当するＬＦＣ対象発電機又はＬＦＣ除外発電機、ＥＬＤ対象発電機又はＥＬＤ除外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）図６において自然エネルギをグループ毎に纏めて平滑化処理を行う際、設置されている場所によって同じグループとすることもできる。

（２）前記第１の実施形態（図７）では、指令部２３−１、２３−２、…、２３−ｎ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Ｓ５１）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Ｓ５４）、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。

（３）前記第２の実施形態（図１０）では指令部２３−１、２３−２、…、２３−ｎ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Ｓ６１）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Ｓ６２）、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。

（４）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
１０…データ検出部
１１…検出用の信号線
１２…制御用の信号線
１３、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…指令部
２４…自然エネルギ考慮ＡＲ計算部
２５…ＡＲ平滑部
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 (8)

1. 負荷周波数制御（ＬＦＣ）発電機又は経済負荷配分制御（ＥＬＤ）発電機として使用される複数の発電機と、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、自然エネルギ（Ｎ）を検出する自然エネルギ検出部と、を備え、かつ、
   前記周波数変化量（ΔＦ）と前記連系線潮流変化量（ΔＰＴ）と自然エネルギ検出部（Ｎ）の出力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）を平滑化処理するＡＲ平滑部と、平滑化した地域要求電力（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、各発電機に前記目標指令値を発すると共に、発電機をＬＦＣ発電機又はＥＬＤ発電機のどちらかに切替える指令を発する指令部と、を有する電力系統の需給制御システムにおいて、
   前記ＡＲ計算部は、自然エネルギの出力変動と一般負荷の需要変動を分離した上でＡＲ算出を行うことを特徴とする電力系統の需給制御システム。
2. 前記指令部は、前記地域要求電力（ＡＲ）がプラス方向の所定の値の閾値を超えたとき又はマイナス方向の所定の値の閾値を下回ったときに、該当するＥＬＤ対象発電機をＥＬＤ除外発電機に切替え、かつＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機に切替えることを特徴とする請求項１記載の電力系統の需給制御システム。
3. 前記指令部は、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、該当するＬＦＣ対象発電機をＬＦＣ除外発電機に切替え、かつ、ＥＬＤ除外発電機からＥＬＤ対象発電機に切替えることを特徴とする請求項１記載の電力系統の需給制御システム。
4. 該当するＬＦＣ対象発電機若しくはＬＦＣ除外発電機、又はＥＬＤ対象発電機若しくはＥＬＤ除外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３のいずれか１項記載の電力系統の需給制御システム。
5. 電力系統における周波数変化量（ΔＦ）と連系線潮流変化量（ΔＰＴ）と自然エネルギ検出部（Ｎ）の出力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）を平滑化処理するＡＲ平滑部と、平滑化した地域要求電力（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、各発電機に前記目標指令値を発すると共に、発電機をＬＦＣ発電機またはＥＬＤ発電機のどちらかに切替える指令を発する指令部と、を有する電力系統の需給制御装置において、
   前記ＡＲ計算部は、自然エネルギの出力変動と一般負荷の需要変動を分離した上でＡＲ算出を行うことを特徴とする電力系統の需給制御装置。
6. 前記指令部は、前記地域要求電力（ＡＲ）がプラス方向の所定の値の閾値を超えたとき又はマイナス方向の所定の値の閾値を下回ったときに、該当するＥＬＤ対象発電機をＥＬＤ除外発電機に切替え、かつＬＦＣ除外発電機からＬＦＣ対象発電機に切替えることを特徴とする請求項５記載の電力系統の需給制御装置。
7. 前記指令部は、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、該当するＬＦＣ対象発電機をＬＦＣ除外発電機に切替え、かつ、ＥＬＤ除外発電機からＥＬＤ対象発電機に切替えることを特徴とする請求項５記載の電力系統の需給制御装置。
8. 該当するＬＦＣ対象発電機若しくはＬＦＣ除外発電機、又はＥＬＤ対象発電機若しくはＥＬＤ除外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５乃至７のいずれか１項記載の電力系統の需給制御装置。

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