JP2015177624A - 分散電源系統連系時の系統制御システム、装置、及び方法 - Google Patents

Abstract

【課題】電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させる。【解決手段】安定化制御装置５は、電力系統４の連系点３の電圧値を計測し、電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部５１と、電圧制御部５１からの比例積分制御値に基づいて、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となるように、ＰＶ（自然エネルギー発電システム）１の出力を抑制する抑制信号を生成する抑制信号生成部５３とを備える。【選択図】図２

Description

本発明は、分散電源系統連系時の系統制御システム、装置、及び方法に関し、より詳細には、ＰＶ（Photo Voltaic：太陽光発電）などの自然エネルギー発電を分散電源として電力系統に連系させた分散電源系統連系時の系統制御システム、該システムを構成する安定化制御装置、及び系統制御方法に関する。

地球環境を考慮した低炭素社会の実現に向けて、太陽光発電（以下、単にＰＶという）等を用いた大量の再生可能エネルギーの導入が開始されている。導入目標としては、２０２０年に２８００万ｋＷ、２０３０年に５３００万ｋＷが示されている。このような再生可能エネルギーは、天候などの自然条件に応じて、その発電量が刻々と変動するため、電力系統において再生可能エネルギーが多く利用されるほど、電力系統における電圧変動や周波数変動を引き起こす可能性が高くなる。このため、電力系統の電圧状態、周波数状態に応じて、適切な発電量制御あるいは負荷制御が行えないと、電力品質が低下してしまう。

従来、例えば、特許文献１には、ステップ式自動電圧調整器の一つであるＳＶＲ(Step Voltage Regulator)と、安定化制御装置と、蓄電池などの電力貯蔵装置とを組み合わせた電圧変動抑制システムが開示されている。これによれば、安定化制御装置が自然エネルギー発電システムの出力を監視し、この出力状態に基づき電力貯蔵装置の充放電を制御する。

特開２００９−６５８２０号公報

上記の自然エネルギー発電システムの一つであるＰＶを、連系点を介して電力系統に接続した場合、系統連系ガイドラインによれば、ＰＶ運転時に連系点電圧が上昇し、上限値を超えたときに、ＰＶ出力を１５０秒以上停止（遮断）することが要求される。この場合、ＰＶの多くは再起動まで５分程度要するため、ＰＶ利用率（すなわち、電圧上限を加えずＰＶがフルに発電できた場合の発電電力量を１００％としたときの割合）が低下してしまうという問題がある。

図１１は、系統電圧が上限値を超えたときのＰＶ出力遮断処理のシミュレーション結果を示す図で、図中、縦軸右側は系統電圧（Ｖ）、縦軸左側はＰＶ出力電力（Ｗ）、横軸は経過時間（秒）を示し、１０１は系統電圧、１０２はＰＶ出力電力を示す。なお、ＰＶ無出力時系統電圧を１０３．６Ｖ、系統電圧上限値を１０７Ｖ、ＰＶ出力遮断時間を３００秒とする。つまり、系統電圧が１０７Ｖを超えると、ＰＶ出力が３００秒間遮断されるように制御される。これは、ＰＶ出力の遮断を行わないと、系統電圧が上限値を超えてしまい、電力系統が不安定となるためである。なお、一般家庭の場合、上記の系統電圧は、電気事業法に基づき、１０１±６Ｖの範囲に制御されるものとする。

図１１において、１０１ａはＰＶ出力遮断無しの場合の系統電圧、１０１ｂはＰＶ出力遮断有りの場合の系統電圧を示す。また、１０２ａはＰＶ出力遮断無しの場合のＰＶ出力電力、１０２ｂはＰＶ出力遮断有りの場合のＰＶ出力電力を示す。このシミュレーション結果に基づいて、ＰＶ出力遮断を行わない場合、全経過時間でＰＶ出力電力量は４２．７Ｗｈと算出される。また、ＰＶ出力遮断を行った場合、全経過時間でＰＶ出力電力量は１７．０Ｗｈと算出される。この場合、ＰＶ利用率は、１７．０／４２．７≒３９．８％となる。すなわち、電力系統で電圧上昇が発生した場合に、従来の方法ではＰＶ出力が一定時間遮断されてしまう。そして、この電圧上昇が頻繁に発生すると、その都度ＰＶの発生電力が供給されない状態となるため、ＰＶ利用率が上記のように低下してしまう。

本発明は、上述のような実情に鑑みてなされたもので、電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させることができる分散電源系統連系時の系統制御システム、該システムを構成する安定化制御装置、及び系統制御方法を提供することを目的とする。

上記課題を解決するために、本発明の第１の技術手段は、自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置を備えた分散電源系統連系時の系統制御システムであって、前記安定化制御装置は、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部と、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制する抑制信号を生成する抑制信号生成部とを備えたことを特徴としたものである。

第２の技術手段は、第１の技術手段において、前記安定化制御装置は、さらに、前記連系点での周波数を計測し、該周波数と予め定められた基準周波数との偏差に基づき比例積分制御値を出力する周波数制御部を備え、前記抑制信号生成部は、前記電圧制御部の比例積分制御値及び前記周波数制御部の比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となり且つ前記連系点の周波数が前記基準周波数の範囲となるように、前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制する抑制信号を生成することを特徴としたものである。

第３の技術手段は、第１または第２の技術手段において、前記連系点を介して前記電力系統に対して電力の充放電を行う電力貯蔵装置と、前記連系点の電圧値の移動平均により制御目標値を決定すると共に、該決定した制御目標値と現在の電圧値との偏差に基づき比例制御値を算出し、該比例制御値に基づく充放電指令を前記電力貯蔵装置に出力する他の安定化制御装置とを備えたことを特徴としたものである。

第４の技術手段は、第３の技術手段において、前記電力貯蔵装置は、前記充放電指令が充電を示す場合、前記電力系統から電力を充電し、前記充放電指令が放電を示す場合、前記電力系統へ電力の放電を行うことを特徴としたものである。

第５の技術手段は、第１〜第４のいずれか１の技術手段における系統制御システムを構成する安定化制御装置である。

第６の技術手段は、自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置による分散電源系統連系時の系統制御方法であって、前記安定化制御装置が、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御ステップと、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制する抑制信号を生成する抑制信号生成ステップとを備えたことを特徴としたものである。

本発明によれば、電力系統において電圧上昇が発生した場合でも、系統電圧が上限値を超えないように、自然エネルギー発電の出力を抑制することにより、電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させることができる。

本発明の第１の実施形態に係る系統制御システムの構成例を示す図である。 本発明による安定化制御装置の構成例を示すブロック図である。 安定化制御装置のリミッタ設定及び入出力特性の一例について説明するための図である。 第１の実施形態に係るＰＶ出力抑制処理のシミュレーション結果の一例を示す図である。 第２の実施形態に係る安定化制御装置の周波数偏差の場合のリミッタ設定の一例について説明するための図である。 本発明の第３の実施形態に係る系統制御システムの構成例を示す図である。 図６に示す第２の安定化制御装置の構成例を説明するための図である。 電力貯蔵装置、第２の安定化制御装置、及びＳＶＲによる系統電圧の制御例を示す図である。 第３の実施形態に係るＰＶ出力抑制処理のシミュレーション結果の一例を示す図である。 大規模系統における、ＰＶ出力抑制処理のみの場合と、ＰＶ出力抑制処理及び蓄電池充放電処理を組み合わせた場合とのシミュレーション結果を比較した図である。 系統電圧が上限値を超えたときのＰＶ出力遮断処理のシミュレーション結果を示す図である。

以下、添付図面を参照しながら、本発明の分散電源系統連系時の系統制御システム、該システムを構成する安定化制御装置、及び系統制御方法に係る好適な実施の形態について説明する。

（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る系統制御システムの構成例を示す図で、図中、１は自然エネルギー発電システムの一例であるＰＶ（太陽光発電）、２は構内系統、３は連系点、４は電力系統、５は安定化制御装置を示す。ＰＶ１で発電された電力は、構内系統２から連系点３を介して電力系統４に出力される。安定化制御装置５は、ＡＤＣ(Ancillary Decentralized Power & Load Control System：アンシラリー分散制御システム)とも呼ばれ、ＰＶ１に接続されると共に、連系点３を介して電力系統４に接続され、連系点３の電圧偏差、あるいは、電圧偏差及び周波数偏差を算出し、これに基づいてＰＶ１の出力を制御する。

図２は、本発明による安定化制御装置５の構成例を示すブロック図である。安定化制御装置５は、電圧制御部５１、周波数制御部５２、抑制信号生成部５３、制御値加算部５４、及び抑制係数乗算部５５を備えているが、本実施形態では、周波数制御部５２を含まない構成、つまり、電圧制御部５１、抑制信号生成部５３、制御値加算部５４、及び抑制係数乗算部５５からなる構成について説明する。

本実施形態の安定化制御装置５は、連系点３の電圧値を計測し、電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部５１と、電圧制御部５１からの比例積分制御値に基づいて、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となるように、ＰＶ１の出力を抑制する抑制信号を生成する抑制信号生成部５３とを備える。ここで、系統電圧は１０１±６Ｖの範囲に制御されるものとし、上限となる基準電圧値は１０７Ｖとする。

より具体的には、電圧制御部５１は、連系点３の現在の電圧値と基準電圧値（１０７Ｖ）との偏差ΔＶを求める偏差算出部５１ａと、偏差算出部５１ａで求めた偏差ΔＶに基づき比例制御を行う比例制御器５１ｂと、比例制御器５１ｂにより偏差ΔＶに対して比例制御された値に制限をかけて比例制御値ΔＰｖｐを出力する第１リミッタ５１ｃと、偏差算出部５１ａで求めた偏差ΔＶに基づき積分制御を行う積分制御器５１ｄと、積分制御器５１ｄにより偏差ΔＶに対して積分制御された値に制限をかけて積分制御値ΔＰｖｉを出力する第２リミッタ５１ｅと、第１リミッタ５１ｃからの比例制御値ΔＰｖｐと第２リミッタ５１ｅからの積分制御値ΔＰｖｉを加算し比例積分制御値ΔＰｖを出力する加算部５１ｆとを備える。なお、この比例積分制御値ΔＰｖの極性は制御値加算部５４で＋から−に変換され、比例積分制御値ΔＰとして出力されるが、本実施形態では周波数制御部５２について考慮しないため、｜ΔＰｖ｜＝｜ΔＰ｜となる。

抑制信号生成部５３は、電圧制御部５１からの比例積分制御値ΔＰに制限をかけて比例積分制御値ΔＰ′を出力するリミッタ５３ａと、リミッタ５３ａからの比例積分制御値ΔＰ′に基づいて抑制係数（０〜１）を演算する抑制係数演算部５３ｂとを備える。抑制信号生成部５３は、抑制係数演算部５３ｂで求めた抑制係数を含む抑制信号を抑制係数乗算部５５に出力し、抑制係数乗算部５５では、ＰＶ１からの発電出力にこの抑制係数を乗じ、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となるように、ＰＶ１の発電出力を抑制する。

図３は、安定化制御装置５のリミッタ設定及び入出力特性の一例について説明するための図である。図３（Ａ）は電圧制御部５１の第１リミッタ５１ｃにおけるリミッタ設定例であり、図３（Ｂ）は電圧制御部５１の第２リミッタ５１ｅにおけるリミッタ設定例である。また、図３（Ｃ）は抑制信号生成部５３のリミッタ５３ａにおけるリミッタ設定例である。また、図３（Ｄ）は抑制信号生成部５３の抑制係数演算部５３ｂでの演算に用いる入出力特性の一例である。なお、図２の比例積分制御値ΔＰｖは、偏差ΔＶの比例制御値ΔＰｖｐ（第１リミッタ５１ｃ）と、偏差ΔＶの積分制御値ΔＰｖｉ（第２リミッタ５１ｅ）とを加算したものである。

すなわち、図３（Ａ）のリミッタ設定によれば、電力系統４の現在の電圧値が基準電圧値（１０７Ｖ）以下の場合、偏差ΔＶは−となり、比例制御値ΔＰｖｐは０に制御される。一方、電力系統４の現在の電圧値が基準電圧値よりも大きい場合、偏差ΔＶは＋となり、偏差ΔＶの増加に伴い、比例制御値ΔＰｖｐは「＋Ｗ１」まで所定の傾きで増加する。そして、比例制御値ΔＰｖｐが「＋Ｗ１」になると、リミッタがかかり、偏差ΔＶがこれ以上大きくなっても、比例制御値ΔＰｖｐが「＋Ｗ１」を超えることはない。また、図３（Ｂ）のリミッタ設定についても同様に積分制御値ΔＰｖｉが「＋Ｗ１」で制限される。ここで、ＰＶ１の発電出力は、これら比例制御値ΔＰｖｐと積分制御値ΔＰｖｉとを加算した比例積分制御値ΔＰｖにより制御される。そして、この比例積分制御値ΔＰｖは、０〜＋２Ｗ１の値を取り得るが、制御値加算部５４で極性変換され、比例積分制御値ΔＰ（−２Ｗ１〜０）とされる。

次に、図３（Ｃ）のリミッタ設定、すなわち、抑制信号生成部５３のリミッタ５３ａのリミッタ設定は、制御値加算部５４での極性変換に伴うもので、リミッタ５３ａは、電圧制御部５１からの極性変換後の比例積分制御値ΔＰに制限をかけて比例積分制御値ΔＰ′を出力する。具体的には、比例積分制御値ΔＰの−２Ｗ１〜０の値に対して、比例積分制御値ΔＰ′として−Ｗ２〜０を出力する。つまり、比例積分制御値ΔＰ′が「−Ｗ２」になると、リミッタがかかるように制御される。図３（Ｃ）でのリミッタ設定は、比例積分制御値ΔＰが比例制御値ΔＰｖｐと積分制御値ΔＰｖｉとを加算したものであるため、これに対してさらにリミッタをかける。これにより、比例積分制御値ΔＰが「−Ｗ２」に制限されるが、この「−Ｗ２」は「−Ｗ１」であってもよい。

上記において、リミッタ設定値「−Ｗ２」は、電力系統４の電圧が基準電圧値（１０７Ｖ）以下となる範囲で、電力系統４がＰＶ１から受け入れ可能（許容可能）な電力（ＰＶ出力）によって決定される。受け入れ可能なＰＶ出力が例えば「Ｗ０」であれば、「Ｗ０」のＰＶ出力を得るために必要な比例積分制御値がリミッタ設定値「−Ｗ２」として設定される。これにより、偏差ΔＶの大きさに係らず、比例積分制御値ΔＰ′はリミッタ設定値「−Ｗ２」で制限される。具体例として、ＰＶ１が４００ｋＷ相当の発電能力を持ち、電力系統４の電圧が基準電圧値（１０７Ｖ）以下となる範囲で、電力系統４に受け入れ可能なＰＶ出力が発電能力の２／３、すなわち、２６７ｋＷである場合、この「２６７ｋＷ」のＰＶ出力を得るために必要な比例積分制御値がリミッタ設定値となる。

次に、図３（Ｄ）の入出力特性は、比例積分制御値ΔＰ′を入力とし、抑制係数を出力としたものである。この入出力特性は、抑制信号生成部５３の抑制係数演算部５３ｂでの演算に用いられる。抑制係数は０〜１の値をとり、抑制係数が１のとき、ＰＶ出力を全く抑制しない（０％の出力抑制）とされ、抑制係数が０のとき、ＰＶ出力を完全に抑制する（１００％の出力抑制）とされる。すなわち、比例積分制御値ΔＰ′が０の場合、偏差ΔＶは−（現在電圧値≦基準電圧値）となるため、抑制係数は１となり、ＰＶ出力の抑制は行われない。一方、比例積分制御値ΔＰ′が０〜−Ｗ２の場合、偏差ΔＶは＋（現在電圧値＞基準電圧値）となるため、抑制係数は０〜１をとり、ＰＶ出力の抑制が行われる。

具体的には、図３（Ｄ）の入出力特性をデータテーブルとしてメモリ（図示せず）に保持しておけばよい。比例積分制御値ΔＰ′が０〜−Ｗ２の値である場合、入出力特性の傾きに応じて、抑制係数は０〜１の値をとり、ＰＶ出力が抑制される。なお、本実施形態では、抑制係数の決定方法の一例として、比例積分制御値の極性変換（＋から−）を行っているが、極性変換を行わず、＋のままで処理を行ってもよい。

抑制信号生成部５３は、上記のようにして、連系点３における現在電圧値と基準電圧値との偏差ΔＶに基づき抑制係数を求め、この抑制係数を含む抑制信号を、後段の抑制係数乗算部５５に出力する。そして、抑制係数乗算部５５では、ＰＶ１からのＰＶ出力に対して、抑制信号生成部５３から得た抑制係数を乗じ、これにより抑制されたＰＶ出力を電力系統４に出力させる。

図４は、第１の実施形態に係るＰＶ出力抑制処理のシミュレーション結果の一例を示す図で、図４（Ａ）は系統電圧及びＰＶ出力電力の制御例を示し、図４（Ｂ）はＰＶ抑制係数の出力例を示す。図４（Ａ）中、縦軸右側は系統電圧（Ｖ）、縦軸左側はＰＶ出力電力（Ｗ）、横軸は経過時間（秒）を示し、６は系統電圧、７はＰＶ出力電力を示す。図４（Ｂ）中、縦軸はＰＶ抑制係数、横軸は経過時間（秒）を示す。なお、ＰＶ無出力時系統電圧を１０３．１Ｖ、系統電圧上限値を１０７Ｖとする。つまり、本例の場合、ＰＶ出力電力の１２Ｗが実際の４００ｋＷに相当し、その２／３の２６７ｋＷ（すなわち、図中８Ｗ）以下にＰＶ出力を抑制することで、系統電圧４の電圧が上限値（１０７Ｖ）以下に制御される。

図４（Ａ）において、６ａはＰＶ出力抑制無しの場合の系統電圧、６ｂはＰＶ出力抑制有りの場合の系統電圧を示す。また、７ａはＰＶ出力抑制無しの場合のＰＶ出力電力、７ｂはＰＶ出力抑制有りの場合のＰＶ出力電力を示す。つまり、図４（Ａ）に示すように、連系点３における現在電圧値が基準電圧値（１０７Ｖ）より大きくなると、ＰＶ出力抑制処理が開始され、図４（Ｂ）のＰＶ抑制範囲にて動的にＰＶ抑制係数（０〜１）が算出される。これにより、ＰＶ出力が８Ｗ以下に抑制される。

上記のシミュレーション結果に基づいて、ＰＶ出力抑制を行わない場合、全経過時間でＰＶ出力電力量は４２．７Ｗｈと算出される。また、ＰＶ出力抑制を行った場合、全経過時間でＰＶ出力電力量は３９．４Ｗｈと算出される。この場合、ＰＶ利用率は、３９．４／４２．７≒９２．３％となる。つまり、図１１の従来例のように、ＰＶ出力を遮断する場合と比較して、格段にＰＶ利用率が向上していることが分かる。なお、ＰＶ利用率とは、前述した通り、電圧上限を加えずＰＶがフルに発電できた場合の発電電力量を１００％としたときの割合である。

このように本実施形態によれば、電力系統において電圧上昇が発生した場合でも、系統電圧が上限値を超えないように、自然エネルギー発電の出力（ＰＶ出力）を抑制することにより、電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させることができる。

（第２の実施形態）
ここで、電力会社から買電する大規模系統の場合、電圧は変動するが、周波数は比較的安定している。これに対して、電力会社から切り離され、自家発電機等を用いた小規模な自立系統の場合、電圧は比較的安定しているが、周波数が変動する。つまり、自家発電機として多数のＰＶ１が接続され、ＰＶ出力が大きくなってくると、系統周波数の変動が大きくなってくる。このため、ＰＶ出力を抑制することで、周波数変動も抑えることができると考えられる。従って、本発明を大規模系統及び自立系統の両方に適用するために、電圧偏差に加え、周波数偏差も考慮したほうが望ましい。上述の第１の実施形態では、電圧偏差に基づき抑制係数を求めたが、本実施形態では、電圧偏差に加え、さらに、周波数偏差を求め、これら電圧偏差及び周波数偏差に基づき抑制係数を求める。

本実施形態について、前述の図２の構成例を参照しながら説明する。なお、安定化制御装置５は、電圧制御部５１及び周波数制御部５２の両方を含む構成、つまり、電圧制御部５１、周波数制御部５２、抑制信号生成部５３、制御値加算部５４、及び抑制係数乗算部５５を備えた構成とされる。

本実施形態の安定化制御装置５は、連系点３での周波数を計測し、周波数と予め定められた基準周波数との偏差に基づき比例積分制御値を出力する周波数制御部５２を備え、抑制信号生成部５３は、電圧制御部５１の比例積分制御値及び周波数制御部５２の比例積分制御値に基づいて、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となり且つ連系点３の周波数が基準周波数の範囲となるように、ＰＶ１の出力を抑制する抑制信号を生成する。ここで、第１の実施形態と同様に、系統電圧は１０１±６Ｖの範囲、系統周波数は５０±０．２Ｈｚの範囲に制御されるものとし、上限となる基準電圧値は１０７Ｖ、基準周波数は±０．２Ｈｚ（５０Ｈｚを０とした場合の基準）、基準周波数の範囲は−０．２〜＋０．２Ｈｚとする。なお、電圧制御部５１の構成は、第１の実施形態で説明した通りであり、ここでの説明は省略する。

より具体的には、周波数制御部５２は、連系点３の現在の周波数（ここでは５０Ｈｚを０として計測し、例えば、５０．１Ｈｚであれば＋０．１Ｈｚ、４９．９Ｈｚであれば−０．１Ｈｚとなる）と基準周波数（±０．２Ｈｚ）との偏差Δｆを求める偏差算出部５２ａと、偏差算出部５２ａで求めた偏差Δｆに基づき比例制御を行う比例制御器５２ｂと、比例制御器５２ｂにより偏差Δｆに対して比例制御された値に制限をかけて比例制御値ΔＰｆｐを出力する第１リミッタ５２ｃと、偏差算出部５２ａで求めた偏差Δｆに基づき積分制御を行う積分制御器５２ｄと、積分制御器５２ｄにより偏差Δｆに対して積分制御された値に制限をかけて積分制御値ΔＰｆｉを出力する第２リミッタ５２ｅと、第１リミッタ５２ｃからの比例制御値ΔＰｆｐと第２リミッタ５２ｅからの積分制御値ΔＰｆｉを加算し比例積分制御値ΔＰｆを出力する加算部５２ｆとを備える。なお、この比例積分制御値ΔＰｆの極性は制御値加算部５４で＋から−に変換され、さらに、比例積分制御値ΔＰｖ（−極性）に加算されて、比例積分制御値ΔＰとして出力される。つまり、本実施形態では、｜ΔＰｖ＋ΔＰｆ｜＝｜ΔＰ｜となる。

以下同様の制御となるが、抑制信号生成部５３は、電圧制御部５１及び周波数制御部５２からの比例積分制御値ΔＰに制限をかけて比例積分制御値ΔＰ′を出力するリミッタ５３ａと、リミッタ５３ａからの比例積分制御値ΔＰ′に基づいて抑制係数（０〜１）を演算する抑制係数演算部５３ｂとを備える。抑制信号生成部５３は、抑制係数演算部５３ｂで求めた抑制係数を含む抑制信号を抑制係数乗算部５５に出力し、抑制係数乗算部５５では、ＰＶ１からの発電出力に抑制係数を乗じ、連系点３の電圧値が基準電圧値以下となり且つ連系点３の周波数が基準周波数の範囲となるように、ＰＶ１の発電出力を抑制する。

図５は、第２の実施形態に係る安定化制御装置５の周波数偏差の場合のリミッタ設定の一例について説明するための図である。図５（Ａ）は周波数制御部５２の第１リミッタ５２ｃのリミッタ設定例であり、図５（Ｂ）は周波数制御部５２の第２リミッタ５２ｅにおけるリミッタ設定例である。なお、図２の比例積分制御値ΔＰｆは、偏差Δｆの比例制御値ΔＰｆｐ（第１リミッタ５２ｃ）と、偏差Δｆの積分制御値ΔＰｆｉ（第２リミッタ５２ｅ）とを加算したものである。

すなわち、図５（Ａ）のリミッタ設定によれば、電力系統４の現在の周波数が基準周波数（±０．２Ｈｚ）内の場合、偏差Δｆは−となり、比例制御値ΔＰｆｐは０に制御される。一方、電力系統４の現在の周波数が基準周波数を超える場合、偏差Δｆは＋となり、偏差Δｆの増加に伴い、比例制御値ΔＰｆｐは「＋Ｗ１」まで所定の傾きで増加する。そして、比例制御値ΔＰｆｐが「＋Ｗ１」になると、リミッタがかかり、偏差Δｆがいくら大きくなっても、比例制御値ΔＰｆｐが「＋Ｗ１」を超えることはない。また、図５（Ｂ）のリミッタ設定についても同様に積分制御値ΔＰｆｉが「＋Ｗ１」で制限される。

ここで、ＰＶ１の発電出力は、電圧分の比例制御値ΔＰｖｐと積分制御値ΔＰｖｉとを加算した比例積分制御値ΔＰｖと、周波数分の比例制御値ΔＰｆｐと積分制御値ΔＰｆｉとを加算した比例積分制御値ΔＰｆとを加算した比例積分制御値ΔＰにより制御される。なお、比例積分制御値ΔＰｖ及び比例積分制御値ΔＰｆは、制御値加算部５４で極性変換され、さらに、加算されて、比例積分制御値ΔＰとされる。以下、基本的に第１の実施形態の場合と同様の方法により、比例積分制御値ΔＰから抑制係数を求める。

このように本実施形態によれば、大規模系統及び自立系統の両系統において電圧及び周波数の上昇が発生した場合でも、系統電圧が上限値を超えず且つ周波数が一定範囲を超えないように、自然エネルギー発電の出力（ＰＶ出力）を抑制することにより、電力系統の安定化を図りつつ、自然エネルギー発電の利用率を向上させることができる。

（第３の実施形態）
図６は、本発明の第３の実施形態に係る系統制御システムの構成例を示す図である。本実施形態のシステムは、第１の実施形態と同様に、ＰＶ１、構内系統２、連系点３、電力系統４、第１の安定化制御装置５を備え、さらに、電力貯蔵装置８、第２の安定化制御装置９、及びＳＶＲ(Step Voltage Regulator)２１を備える。なお、第１の安定化制御装置５は、図１及び図２に示した安定化制御装置５と同じ構成とする。すなわち、本実施形態では、第１の安定化制御装置５によるＰＶ出力抑制処理とは独立して、蓄電池等の電力貯蔵装置８及び第２の安定化制御装置９を用いて、電力系統４に対して電力の充放電処理（以下、蓄電池充放電処理という）を行うように構成される。

以下、上記の蓄電池充放電処理について具体的に説明する。ＰＶ１で発電された電力は、構内系統２に出力され、制御目標値に対して電圧が高い場合には、連系点３を介して電力貯蔵装置８に貯蔵され、制御目標値に対して電圧が低い場合には、電力貯蔵装置８には貯蔵されずに放電される。電力貯蔵装置８は、ＰＶ１に連系点３を介して接続される電力系統４に対して電力の充放電を行う。

第２の安定化制御装置９は、本発明の他の安定化制御装置に相当し、電力系統４と電力貯蔵装置８との連系点３の電圧値を計測し、電圧値の移動平均により制御目標値を決定すると共に、決定した制御目標値と現在の電圧値との偏差に基づく充放電指令を電力貯蔵装置８に出力する。この第２の安定化制御装置９は、第１の安定化制御装置５とは独立して動作する。

電力貯蔵装置８は、例えば、蓄電池として例示され、第２の安定化制御装置９からの充放電指令が充電、すなわち、“正”の値を示す場合、電力系統４から電力を充電し、充放電指令が放電、すなわち、“負”の値を示す場合、電力系統４へ電力の放電を行うように構成される。

ＳＶＲ２１は、変圧器、電力計測装置、及びＳＶＲ制御装置で構成され、電力系統４が接続された変電所（図示せず）と連系点３との間に設置される。電力計測装置は、設置点の電圧値を計測し、ＳＶＲ制御装置は、電力計測装置により計測された電圧値が所定値を超えている時間が所定時間以上となった場合に変圧器の変圧比を１タップ分変更させるように制御する。

すなわち、電力貯蔵装置８、第２の安定化制御装置９、及びＳＶＲ２１を併設することにより、電力系統４の短周期変動に対しては電力貯蔵装置８及び第２の安定化制御装置９により電圧変動を抑制し、電力系統４の長周期変動に対してはＳＶＲ２１により電圧変動を抑制することができる。なお、本実施形態では、ＳＶＲ２１を不要としてもよいが、より効果的に電圧変動を抑制するためにはＳＶＲ２１を設置したほうが望ましい。また、電力貯蔵装置８とＳＶＲ２１とで分担して電圧変動を抑制することにより、ＳＶＲ２１の動作回数を減少させ、長寿命化を図ることも可能となる。

図７は、図６に示す第２の安定化制御装置９の構成例を説明するための図である。上述のように、第２の安定化制御装置９は、連系点３の電圧値を計測し、電圧値の移動平均により制御目標値を決定する。具体的には、例えば、３分間隔で移動平均を求める処理（つまり、平準化フィルタ処理）を行う。移動平均とした理由は、第２の安定化制御装置９の設置地点、計測時間に対応した値を制御目標値とするためである。また、制御目標値の変動を緩やかにできるという効果もある。そして、第２の安定化制御装置９は、上記で決定した制御目標値と現在の電圧値との偏差を求める。ここで、この偏差から充放電指令を決定する際に、比例制御を適用することが好ましい。比例制御を適用することで、応答性を良くすることが可能となる。また、この際、微小な偏差に応答しないように不感帯を設けるようにしてもよい。

図８は、電力貯蔵装置８、第２の安定化制御装置９、及びＳＶＲ２１による系統電圧の制御例を示す図である。ＰＶ１の出力がある時刻で急変した場合、これに伴い電力系統４の有効電力も変動する。この電圧変動を抑制するために、第２の安定化制御装置９が充放電指令を電力貯蔵装置８に出力する。電力貯蔵装置８は、充放電指令に従って電力系統４に対して電力の充放電を行い、系統電圧の変動を抑制する。一方、ＳＶＲ２１は、連系点３の電圧値を計測し、計測した電圧値が所定値を超えている時間が所定時間以上となった場合に変圧器の変圧比を１タップ分変更させ、系統電圧の変動を抑制する。

図８（Ａ）は、ＳＶＲの基本的な制御例を説明するための図である。図中、縦軸は連系点電圧、横軸は時間を示す。ＳＶＲ２１は、基準電圧に対して、次式により上限電圧Ｖ_Ｕｐ及び下限電圧Ｖ_Ｌｏを設定する。なお、ここでは、基準電圧を１０１Ｖ、不感帯を１％とする。

Ｖ_Ｕｐ＝基準電圧×（１＋不感帯／１００） …式１
Ｖ_Ｌｏ＝基準電圧×（１−不感帯／１００） …式２

上記例の場合、上限電圧Ｖ_Ｕｐ＝１０２Ｖ、下限電圧Ｖ_Ｌｏ＝１００Ｖと設定される。そして、ＳＶＲ２１は、連系点３の電圧値を計測し、計測した電圧値が上限電圧Ｖ_Ｕｐを上回っている時間、あるいは、下限電圧Ｖ_Ｌｏを下回っている時間が所定時間Ｔｄ（ここでは４５秒）以上となった場合に、変圧器のタップを切り替える。例えば、図８（Ａ）において、時間（Ｔ１−Ｔ２＋Ｔ３）≧Ｔｄである場合、タップを１段下げる降圧動作を行い、また、時間（Ｔ４）≧Ｔｄである場合、タップを１段上げる昇圧動作を行う。なお、時間Ｔ１〜Ｔ４の計時は、ＳＶＲ２１が備える内部カウンタ（図示せず）により行われる。

図８（Ｂ）は、電力貯蔵装置とＳＶＲとを併設したときのステップ応答の一例を説明するための図で、図中、縦軸は系統電圧、横軸は時間、１０は入力、１１はＳＶＲ単独の場合の応答特性、１２は電力貯蔵装置とＳＶＲとを併設した場合の応答特性を示す。すなわち、ＳＶＲ単独の場合には、時間Ｔｄ毎に、変圧器のタップを切り替え、上限電圧Ｖ_Ｕｐを下回って、あるいは、下限電圧Ｖ_Ｌｏを上回って動作を停止する。

これに対して、ＳＶＲと電力貯蔵装置とを併設することにより、ＳＶＲと電力貯蔵装置とが並行して動作することになるため、ＳＶＲ単独動作時と比べて電圧変動が抑制され波形が小さくなる。そして、その差分は電力貯蔵装置に充電されるか、あるいは、電力貯蔵装置から放電される。

ここで、ＳＶＲの１タップ相当の電圧調整刻みは、例えば、高圧６．６ｋＶ配電線では約１００Ｖ程度である。また、上記の所定時間Ｔｄを設けることで、ＳＶＲ２１が頻繁に動作することを防止し、動作回数を抑制することができる。このように、ＳＶＲ２１と電力貯蔵装置８とが協調することで電圧変動が抑制される。図８（Ｂ）の例においては、電力系統４の連系点電圧が所定値以下に降下すると、ＳＶＲ２１の動作により昇圧され、また、設置点電圧が所定値以上に上昇すると、ＳＶＲ２１の動作により降圧され、電圧変動が常に一定範囲に収まるように制御される。

図９は、第３の実施形態に係るＰＶ出力抑制処理のシミュレーション結果の一例を示す図である。本例では、第１の安定化制御装置５によるＰＶ出力抑制制御と、電力貯蔵装置８及び第２の安定化制御装置９による蓄電池充放電制御とを同時に行った場合について示す。図９（Ａ）は系統電圧及びＰＶ出力電力の制御例を示し、図９（Ｂ）はＰＶ抑制係数の出力例を示し、図９（Ｃ）は充放電電力の出力例を示す。図９（Ａ）中、縦軸右側は系統電圧（Ｖ）、縦軸左側はＰＶ出力電力（Ｗ）、横軸は経過時間（秒）を示し、１３は系統電圧、１４はＰＶ出力電力を示す。図９（Ｂ）中、縦軸はＰＶ抑制係数、横軸は経過時間（秒）を示す。図９（Ｃ）中、縦軸は充放電電力（Ｗ）、横軸は経過時間（秒）を示す。なお、ＰＶ無出力時系統電圧を１０３．１Ｖ、系統電圧上限値を１０７Ｖとする。本例の場合も１２Ｗが実際の４００ｋＷに相当する。

図９（Ａ）において、１３ａはＰＶ出力抑制及び蓄電池充放電無しの場合の系統電圧、１３ｂはＰＶ出力抑制及び蓄電池充放電有りの場合の系統電圧を示す。また、１４ａはＰＶ出力抑制及び蓄電池充放電無しの場合のＰＶ出力電力、１４ｂはＰＶ出力抑制及び蓄電池充放電有りの場合のＰＶ出力電力を示す。つまり、図９（Ａ）に示すように、連系点３における現在電圧値が基準電圧値（１０７Ｖ）より大きくなると、第１の安定化制御装置５によりＰＶ出力抑制処理が開始され、図９（Ｂ）に示すように動的にＰＶ抑制係数（０〜１）が算出される。一方、これとは独立して、図９（Ｃ）に示すように、電力貯蔵装置８及び第２の安定化制御装置９により蓄電池充放電処理が実行される。

上記のシミュレーション結果に基づいて、ＰＶ出力抑制及び蓄電池充放電を行わない場合、全経過時間でＰＶ出力電力量は４２．７Ｗｈと算出される。また、ＰＶ出力抑制及び蓄電池充放電を行った場合、全経過時間でＰＶ出力電力量は４１．８Ｗｈと算出される。この場合、ＰＶ利用率は、４１．８／４２．７≒９８．０％となる。つまり、図４のＰＶ出力抑制のみの場合と比較して、さらにＰＶ利用率が向上していることが分かる。これは、電力貯蔵装置８に充電する電力量分だけ、ＰＶ出力を増加させることができるため、ＰＶ出力抑制のみの場合と比べ、ＰＶ利用率が向上すると考えられる。

図９（Ｄ）は、第１の安定化制御装置５、電力貯蔵装置８、及び第２の安定化制御装置９の動作例を説明するための図である。図９（Ｄ）におけるＳ１〜Ｓ７の各動作は図９（Ａ）〜（Ｃ）の各区間１〜３に対応している。ここで、ＰＶ１に対する第１の安定化制御装置５は比例積分制御、電力貯蔵装置８に対する第２の安定化制御装置９は比例制御のため、第２の安定化制御装置９が先に動作する。まず、第２の安定化制御装置９は、連系点３の系統電圧が基準電圧値（１０７Ｖ）に到達するまで、電力貯蔵装置８により電力系統４に対して電力の充放電を行う（Ｓ１，区間１）。

次に、第２の安定化制御装置９は、連系点３の系統電圧が基準電圧値（１０７Ｖ）を超えて上昇する場合には、電力系統４の電力を電力貯蔵装置８に充電する（Ｓ２，区間２）。そして、電力貯蔵装置８への充電後に、さらに系統電圧が上昇する場合には（Ｓ３）、第１の安定化制御装置５が動作し、連系点３の電圧偏差に基づき比例積分制御値を算出し、この比例積分制御値に基づいて、連系点３の電圧値が基準電圧値（１０７Ｖ）以下となるように、ＰＶ１の出力を抑制する（Ｓ４）。

次に、第２の安定化制御装置９は、ＰＶ１の出力抑制により、連系点３の系統電圧が降下すると、これを補うために、電力系統４に対して電力貯蔵装置８から放電を行う（Ｓ５，区間３）。そして、電力貯蔵装置８からの放電後に、系統電圧が上昇し、基準電圧値（１０７Ｖ）を超えた場合には（Ｓ６）、再び第１の安定化制御装置５が動作し、連系点３の電圧偏差に基づき比例積分制御値を算出し、この比例積分制御値に基づいて、連系点３の電圧値が基準電圧値（１０７Ｖ）以下となるように、ＰＶ１の出力を抑制する（Ｓ７）。以下、Ｓ１〜Ｓ７までの処理が繰り返し実行される。

なお、上記例の場合、第１の安定化制御装置５によるＰＶ出力抑制制御は、電圧偏差のみに基づき行っているが、第２の実施形態で説明したように、電圧偏差及び周波数偏差に基づき行うようにしてもよい。

図１０は、大規模系統における、ＰＶ出力抑制処理のみの場合と、ＰＶ出力抑制処理及び蓄電池充放電処理を組み合わせた場合とのシミュレーション結果を比較した図である。「抑制＋電池制御」はＰＶ出力抑制処理及び蓄電池充放電処理を組み合わせた場合のシミュレーション結果を示し、「抑制制御」はＰＶ出力抑制処理のみの場合のシミュレーション結果を示す。本例のＰＶ出力抑制処理では、電圧偏差及び周波数偏差の両方に基づき処理を行うものとする。なお、項目（１）は系統電圧及びＰＶ出力の比較例、項目（２）は系統周波数の比較例、項目（３）はＰＶ抑制係数の比較例、項目（４）は「抑制＋電池制御」の場合における充放電指令値、項目（５）は「抑制＋電池制御」及び「抑制制御」におけるＰＶ利用率を示す。

図中、１５は「抑制＋電池制御」の場合の系統電圧（Ｖ）、１６は「抑制＋電池制御」の場合のＰＶ出力電力（Ｗ）、１７は「抑制＋電池制御」の場合の系統周波数（Ｈｚ）を示し、同様に、１８は「抑制制御」の場合の系統電圧（Ｖ）、１９は「抑制制御」の場合のＰＶ出力電力（Ｗ）、２０は「抑制制御」の場合の系統周波数（Ｈｚ）を示す。なお、ＰＶ無出力時系統電圧を１０３Ｖとし、系統電圧上限値を１０７Ｖとする。また、系統周波数の上限値及び下限値は５０Ｈｚを基準の０とした場合に±０．２Ｈｚとする。本例の場合も１２Ｗが実際の４００ｋＷに相当する。

項目（１）について、「抑制＋電池制御」の系統電圧１５及び「抑制制御」の系統電圧１８が共に上限１０７Ｖ以下に制御されていることが分かる。また、「抑制＋電池制御」のＰＶ出力電力１６は、「抑制制御」のＰＶ出力電力１９と比べて、高くなっている。これは、第２の安定化制御装置９により電力貯蔵装置８に電力が充電される分、ＰＶ出力を増やすことができるためである。

また、項目（２）について、「抑制＋電池制御」の系統周波数１７は、「抑制制御」の系統周波数２０よりも振幅が小さくなり、基準周波数の範囲（±０．２Ｈｚ）に収まっていることが分かる。また、項目（３）のＰＶ抑制係数は「抑制＋電池制御」のほうが「抑制制御」よりも大きくなる（抑制しない方向）。すなわち、電力貯蔵装置８に電力を充電できる分、ＰＶ抑制係数を大きくし、この結果、ＰＶ出力を増やすことができる。

そして、本例の場合、項目（５）に示すように、「抑制＋電池制御」のＰＶ利用率が「９５．７０％」、「抑制制御」のＰＶ利用率が「９３．００％」と算出され、「抑制＋電池制御」のほうが「抑制制御」よりもＰＶ利用率が高くなる。つまり、「抑制制御」の場合よりもＰＶ出力を増やすことにより、ＰＶ利用率を向上させることができる。なお、図１０の例では、大規模系統に適用した場合について説明したが、自立系統であっても同様に適用することができる。

このように、第１の安定化制御装置５を用いたＰＶ出力抑制制御に加え、電力貯蔵装置８及び第２の安定化制御装置９を用いた蓄電池充放電制御を行うことで、ＰＶ出力をさらに増やすことが可能となるため、ＰＶ利用率の更なる向上を図ることができる。また、ＰＶ出力抑制制御と蓄電池充放電制御とを併用することで、系統電圧、系統周波数共に基準値に抑えることができるため、電力系統の安定化に寄与することができる。

以上、分散電源系統連系時の系統制御システム及び該システムを構成する安定化制御装置の各実施形態を中心に説明したが、本発明は、安定化制御装置による系統制御方法としての実施形態をとることもできる。

１…自然エネルギー発電システム（ＰＶ）、２…構内系統、３…連系点、４…電力系統、５…安定化制御装置（第１の安定化制御装置）、６，１３，１５，１８…系統電圧、７，１４，１６，１９…ＰＶ出力電力、８…電力貯蔵装置、９…第２の安定化制御装置、１０…入力、１１…ＳＶＲ単独の場合の応答特性、１２…電力貯蔵装置とＳＶＲとを併設した場合の応答特性、１７，２０…系統周波数、２１…ＳＶＲ。

上記課題を解決するために、本発明の第１の技術手段は、自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置を備えた分散電源系統連系時の系統制御システムであって、前記安定化制御装置は、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部と、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制する抑制信号を生成する抑制信号生成部とを備え、前記抑制信号生成部は、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下のときには前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制せず、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値より大きい場合、前記連系点の電圧値から前記基準電圧値を減算した偏差が大きくなるに従って、前記自然エネルギー発電システムの出力の抑制を大きくし、前記連系点の電圧値から前記基準電圧値を減算した偏差が所定値以上のときには、前記自然エネルギー発電システムの出力を完全に抑制する前記抑制信号を生成することを特徴としたものである。

第２の技術手段は、第１の技術手段において、前記安定化制御装置は、さらに、前記連系点での周波数を計測し、該周波数と予め定められた基準周波数との偏差に基づき比例積分制御値を出力する周波数制御部を備え、前記抑制信号生成部は、前記電圧制御部の比例積分制御値及び前記周波数制御部の比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となり且つ前記連系点の周波数が前記基準周波数の範囲となるように、前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制する前記抑制信号を生成することを特徴としたものである。

第６の技術手段は、自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置による分散電源系統連系時の系統制御方法であって、前記安定化制御装置が、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御ステップと、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制する抑制信号を生成する抑制信号生成ステップとを備え、前記抑制信号生成ステップは、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下のときには前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制せず、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値より大きい場合、前記連系点の電圧値から前記基準電圧値を減算した偏差が大きくなるに従って、前記自然エネルギー発電システムの出力の抑制を大きくし、前記連系点の電圧値から前記基準電圧値を減算した偏差が所定値以上のときには、前記自然エネルギー発電システムの出力を完全に抑制する前記抑制信号を生成することを特徴としたものである。

Claims (6)

1. 自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置を備えた分散電源系統連系時の系統制御システムであって、
   前記安定化制御装置は、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御部と、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制する抑制信号を生成する抑制信号生成部とを備えたことを特徴とする系統制御システム。
2. 前記安定化制御装置は、さらに、前記連系点での周波数を計測し、該周波数と予め定められた基準周波数との偏差に基づき比例積分制御値を出力する周波数制御部を備え、
   前記抑制信号生成部は、前記電圧制御部の比例積分制御値及び前記周波数制御部の比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となり且つ前記連系点の周波数が前記基準周波数の範囲となるように、前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制する抑制信号を生成することを特徴とする請求項１に記載の系統制御システム。
3. 前記連系点を介して前記電力系統に対して電力の充放電を行う電力貯蔵装置と、前記連系点の電圧値の移動平均により制御目標値を決定すると共に、該決定した制御目標値と現在の電圧値との偏差に基づき比例制御値を算出し、該比例制御値に基づく充放電指令を前記電力貯蔵装置に出力する他の安定化制御装置とを備えたことを特徴とする請求項１または２に記載の系統制御システム。
4. 前記電力貯蔵装置は、前記充放電指令が充電を示す場合、前記電力系統から電力を充電し、前記充放電指令が放電を示す場合、前記電力系統へ電力の放電を行うことを特徴とする請求項３に記載の系統制御システム。
5. 請求項１〜４のいずれか１項に記載の系統制御システムを構成する安定化制御装置。
6. 自然エネルギー発電システムが連系点を介して接続された電力系統に対して、該電力系統を安定化させる安定化制御装置による分散電源系統連系時の系統制御方法であって、
   前記安定化制御装置が、前記連系点の電圧値を計測し、該電圧値と予め定められた基準電圧値との偏差に基づき比例積分制御値を出力する電圧制御ステップと、前記比例積分制御値に基づいて、前記連系点の電圧値が前記基準電圧値以下となるように、前記自然エネルギー発電システムの出力を抑制する抑制信号を生成する抑制信号生成ステップとを備えたことを特徴とする系統制御方法。

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