JP2017060325A - 負荷周波数制御装置、負荷周波数制御方法、及びプログラム - Google Patents

Abstract

【課題】各発電機の出力を適切に調整する。【解決手段】実施形態の負荷周波数制御装置は、電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出部と、前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御部と、を有する。【選択図】図３

Description

本発明の実施形態は、負荷周波数制御装置、負荷周波数制御方法、及びプログラムに関する。

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。この負荷変動は、変化幅の小さい種々の振動と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る。例えば、この負荷変動は、数分周期の微小変動分（サイクリック分）、数分から１０数分程度の短周期変動分（フリンジ分）、１０数分以上の長周期変動分（サステンド分）の３つの成分に分けられる。

上記の負荷変動のうち、サイクリック分のような極めて短周期の成分は、系統の負荷特性により、それ以上の数分程度の周期変動の成分は、ガバナフリー運転による発電所の調速機の特性を適正にすることで、自動的に調整することが可能である。また、それ以上の周期成分に対しては、電力会社の中央給電指令所により各周期成分を対象とした制御分担が行われている。

中央給電指令所では、例えば負荷周波数制御（ＬＦＣ：Ｌｏａｄ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ）により発電機の出力を調整している。このＬＦＣには、いくつかの方式がある。当該方式としては、系統の周波数変化量（△Ｆ）と他系統との連系線潮流変化量（△ＰＴ）とを検出し、需給アンバランス分である地域要求電力（ＡＲ）を算出して、発電機の出力を調整する周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）等が知られている。

特開２００１−２３８３５５号公報 特開２００７−３０６７７０号公報

ところで、自然エネルギーの増加に伴い、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。しかしながら、従来技術においては、この自然エネルギー等の出力制御ができない供給源については考慮されていない。したがって、自然エネルギー等の出力変動により需給アンバランスが増大した場合に、各発電機に対する出力を適切に調整することができなかった。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、各発電機の出力を適切に調整する負荷周波数制御装置、負荷周波数制御方法、及びプログラムを提供する。

実施形態の負荷周波数制御装置は、電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出部と、前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御部と、を有する。

図１は、第１の実施形態の電力系統負荷周波数制御システムの構成図である。 図２は、第１の実施形態の負荷周波数制御の処理内容を示すフローチャートである。 図３は、ＡＲ計算部の構成を例示した図である。 図４は、ＡＲを各発電機に配分する処理を示すフローチャートである。 図５は、ＬＦＣ対象発電機を切り替える処理内容を示すフローチャートである。 図６は、ＡＲの標準偏差に対応させてＬＦＣ対象発電機を増加させる例を説明する図（その１）である。 図７は、ＡＲの標準偏差に対応させてＬＦＣ対象発電機を増加させる例を説明する図（その２）である。 図８は、ＡＲの標準偏差に対応させてＬＦＣ対象発電機を減少させる例を説明する図（その１）である。 図９は、ＡＲの標準偏差に対応させてＬＦＣ対象発電機を減少させる例を説明する図（その２）である。 図１０は、運用者の決定による優先順位モードを設定する処理内容を示すフローチャートである。

（第１の実施形態）
図１は、第１の実施形態における電力系統負荷周波数制御システムの構成図である。図１に示す電力系統負荷周波数制御システム１は、電力系統２と、負荷周波数制御装置の一例としての計算機１０と、ＭＭＩ（Ｍａｎ Ｍａｃｈｉｎｅ Ｉｎｔｅｒｆａｃｅ）２０とを有する。

電力系統２は、他系統３と連系線４を介して連系している。電力系統２は、１又は複数の発電機Ｇ１〜Ｇｎ（以下、適宜「発電機Ｇ」と称する）と、データ検出部５と、自然エネルギー検出部６−１〜６−ｘ（以下、適宜「自然エネルギー検出部６」と称する）とを有する。

データ検出部５は、電力系統２における周波数変化量（△Ｆ）を検出する△Ｆ検出部と、電力系統２が他系統３と連系する電力線である連系線４から連系線潮流変化量（△ＰＴ）を検出する△ＰＴ検出部とを有する。

自然エネルギー検出部６は、電力系統２に並列する太陽光発電（ＰＶ：Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ）や、風力発電、地熱等の自然エネルギーから得られる出力値（電力量）を検出する。

電力系統２の発電機Ｇ１〜Ｇｎと計算機１０とは、例えば発電機Ｇ１〜Ｇｎの出力信号を検出する検出用信号線７と、発電機Ｇ１〜Ｇｎの出力を制御する制御用信号線８とを介して接続されている。

計算機１０は、記憶部に記憶されたプログラムを実行することで、電力系統負荷周波数制御システム１全体を制御する。

例えば、計算機１０は、プログラムを実行することで、発電機出力信号入力部３０−１〜３０−ｎ（以下、適宜「発電機出力信号入力部３０」と称する）と、算出部の一例であるＡＲ（地域要求電力）計算部３１と、ＡＲ配分部３２と、目標指令値作成部３３−１〜３３−ｎ（以下、適宜「目標指令値作成部３３」と称する）と、指令値伝送部３４−１〜３４−ｎ（以下、適宜「指令値伝送部３４」と称する）と、の構成を実現する。例えば、ＡＲ配分部３２と、目標指令値作成部３３とは、制御部の一例である。以下、上述した構成をプログラムで実行する例について説明するが、コンピュータ等のハードウェア構成で実現しても良い。

発電機出力信号入力部３０−１〜３０−ｎは、発電機Ｇ１〜Ｇｎに対応して設けられる。発電機出力信号入力部３０は、発電機Ｇの検出用信号線７を介して発電機Ｇの現在の出力値（出力電力）を示す出力信号を入力する。発電機出力信号入力部３０は、発電機Ｇから入力した出力信号を目標指令値作成部３３に出力する。

ＡＲ計算部３１は、ＡＲ（地域要求電力）を算出する。本実施形態のＡＲ計算部３１は、電力系統２のデータ検出部５から検出される△Ｆ、△ＰＴ等を取得する他に、自然エネルギー検出部６から検出される自然エネルギーの出力値（電力量）を取得する。

従来の負荷周波数制御（ＬＦＣ：Ｌｏａｄ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ）において、周波数バイアス連系線電力制御（ＴＢＣ）は、△Ｆ（周波数変化量）と、△ＰＴ（連系線潮流変化量）とを検出し、ＡＲを算出する。これに対して、本実施形態では、△Ｆ、△ＰＴの他に、自然エネルギーの出力値（電力量）を用いて、ＡＲを算出する。

なお、ＡＲは、地域で要求される電力である。本実施形態の電力系統負荷周波数制御システム１で算出の対象となるＡＲは、電力系統２で要求される電力である。

ＡＲ計算部３１は、ＡＲを計算する際に、取得した△Ｆ、△ＰＴ、及び自然エネルギーの出力値（電力量）に対して平滑化処理を行うが、本実施形態では、△Ｆ、△ＰＴと、自然エネルギーの出力値（電力量）とは、それぞれ異なる平滑化処理を行う。つまり、自然エネルギーは、短時間で急激な出力変動を生じる場合があり、この出力変動をとらえるために、自然エネルギーの出力値（電力量）に対しては、△Ｆ、△ＰＴと異なる平滑化処理を行う。

例えば、ＡＲ計算部３１は、取得した△Ｆ、△ＰＴに対して第１の平滑化処理を実行する。また、ＡＲ計算部３１は、自然エネルギーの出力値に対して上記第１の平滑化処理と異なる第２の平滑化処理を実行する。

ＡＲ計算部３１は、第１の平滑化処理を実行した△Ｆや△ＰＴ（第１の平滑化処理結果）、及び第２の平滑化処理を実行した自然エネルギーの出力値（第２の平滑化処理結果）を用いてＡＲを算出する。このようにして、ＡＲ計算部３１は、自然エネルギーの出力を考慮したＡＲの算出を行う。

ＡＲ配分部３２は、ＡＲ計算部３１により算出されたＡＲに基づき、発電機Ｇ１〜Ｇｎそれぞれに対するＡＲの配分量を算出する。

目標指令値作成部３３−１〜３３−ｎは、発電機Ｇ１〜Ｇｎに対応して設けられる。目標指令値作成部３３は、発電機出力信号入力部３０から取得した発電機Ｇの現在の出力値と、ＡＲ配分部３２から取得した発電機ＧごとのＡＲの配分量とに基づき、発電機Ｇそれぞれに出力させる目標指令値を作成する。

なお、目標指令値作成部３３は、発電機Ｇの現在の出力値やＡＲの配分量の他、経済負荷配分（ＥＬＤスケジュール）に基づき、発電機Ｇの目標指令値を作成しても良い。なお、ＥＬＤ（Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｌｏａｄ Ｄｉｓｐａｔｃｈ：経済負荷配分制御）とは、発電所の経済運用が主体となり、最経済となるような運用計画を定めて給電を調整する方法である。

指令値伝送部３４−１〜３４−ｎは、発電機Ｇ１〜Ｇｎに対応して設けられる。指令値伝送部３４は、発電機Ｇ１〜Ｇｎに制御用信号線８を介して目標指令値作成部３３から取得した目標指令値を伝送する。

ＭＭＩ２０は、例えば運用者からの指示を受け付けたり、計算機１０による処理結果を表示したりするインターフェースである。運用者等は、ＭＭＩ２０に表示された画面等を用いて計算機１０に対して所定の処理を実行させ、その結果を取得することが可能である。

（負荷周波数制御の処理内容）
図２は、第１の実施形態における負荷周波数制御の処理内容を示すフローチャートである。図２の例では、ＡＲ計算部３１は、電力系統２のデータ検出部５から検出された△Ｆや△ＰＴ、自然エネルギー検出部６から検出される自然エネルギーの出力値を取得し、ＡＲを計算する（Ｓ１０）。

Ｓ１０の処理では、ＡＲ計算部３１は、第１の平滑化処理を実行した△Ｆや△ＰＴ（第１の平滑化処理結果）、第２の平滑化処理を実行した自然エネルギーの出力値（第２の平滑化処理結果）に基づいてＡＲを算出する。

なお、従来のＡＲの計算は、以下の式（１）を用いて算出する。
ＡＲ＝−Ｋ・△Ｆ＋△ＰＴ・・・（１）
（Ｋ：系統定数、△ＰＴ：自系統に流入する潮流がプラス方向）
これに対して、本実施形態では、更に自然エネルギーの出力値を用いて、ＡＲを算出する。

上述したＡＲの値が正（プラス）であれば、系統全体として発電機Ｇ１〜Ｇｎの出力を上げる必要があり、ＡＲの値が負（マイナス）であれば、系統全体として発電機Ｇ１〜Ｇｎの出力を下げる必要がある。

次に、ＡＲ配分部３２は、Ｓ１０の処理で得られたＡＲを周波数分解して、発電機Ｇ１〜Ｇｎそれぞれに対するＡＲの配分量を算出する（Ｓ１１）。

次に、目標指令値作成部３３は、Ｓ１１の処理で得られたＡＲの配分量や、発電機出力信号入力部３０から取得した出力信号等に基づき、発電機Ｇ１〜Ｇｎに対する目標指令値を作成する（Ｓ１２）。

次に、指令値伝送部３４は、Ｓ１２の処理で得られた目標指令値を、発電機Ｇ１〜Ｇｎに伝送し（Ｓ１３）、発電機Ｇ１〜Ｇｎに対して指令を行い（Ｓ１４）、発電機Ｇ１〜Ｇｎにおける出力を制御する。

（自然エネルギーの出力を考慮したＡＲの算出処理）
次に、上述したＳ１０で示した自然エネルギーの出力を考慮したＡＲの算出処理の一例について説明する。

図３は、ＡＲ計算部の構成を例示した図である。図３に示すように、ＡＲ計算部３１は、系統定数（Ｋ）演算部４１と、第１の演算部４２と、第２の演算部４３と、第３の演算部４４と、第４の演算部４５と、第５の演算部４６と、第６の演算部４７と、第７の演算部４８と、第８の演算部４９と、第１の平滑化処理部５０と、第２の平滑化処理部５１とを有する。

本実施形態のＡＲ計算部３１は、上述した構成で、自然エネルギーの出力を考慮したＡＲの算出を行う。なお、第１の演算部４２、第２の演算部４３、第３の演算部４４、第４の演算部４５、第５の演算部４６、第６の演算部４７、第７の演算部４８、及び第８の演算部４９において、「＋」は各矢印で示された値に対する加算（和）を示し、「−」は減算（差）を示している。

第１の平滑化処理部５０は、第１の平滑化処理を行う。第２の平滑化処理部５１は、グループ１平滑化処理部５２と、グループ２平滑化処理部５３と、グループ３平滑化処理部５４とを有する。グループ１平滑化処理部５２、グループ２平滑化処理部５３、及びグループ３平滑化処理部５４は、自然エネルギーのグループごとに異なる平滑化処理を行うことが可能である。

上述したように、太陽光発電や、風力発電、地熱等の自然エネルギーは、短時間で急激な出力変動が生じる場合があるが、その出力を制御することができない。したがって、例えば自然エネルギーにおいて急激に出力が増加した場合には、ＡＲの値を早急に下げることで、各発電機Ｇの出力を下げることが望まれる。

これに対して、上述した△Ｆや△ＰＴから算出される一般負荷による需要変動は、発電機Ｇを頻繁に上げ下げするのを避けるために、例えば短周期成分（例えば、１０秒以下）を除去するような平滑化処理を行う。そのため、自然エネルギーの出力変動に対して、一般負荷による需要変動と同様の平滑化処理を行うと、ＡＲの変動が緩やかなものとなり、結果として発電機Ｇへの出力追従が遅れてしまう。

そこで、図３に示すように、ＡＲ計算部３１は、△Ｆや△ＰＴから算出される一般負荷による需要変動と、自然エネルギーによる出力変動とを分離し、それぞれに異なる平滑化処理を行うことでＡＲを計算する。

第１の平滑化処理部５０は、△Ｆや△ＰＴに対して、例えば１０秒以下の短周期成分を除去する平滑化処理を行う。第２の平滑化処理部５１は、自然エネルギーの出力値に対して、例えば２秒以下の短周期成分を除去する平滑化処理を行う。これにより、自然エネルギーによる急激な出力変動を捉えたＡＲを算出することが可能となる。

なお、ＡＲ計算部３１は、自然エネルギーの発電機Ｇが設置されている場所（地域）や種類（太陽光、風力、地熱等）によってグループ分けをして（図３の例では、Ｇｒ．１〜Ｇｒ．３）、平滑化処理を行っても良い。これにより、自然エネルギーの地域ごとや自然エネルギーの種類ごとに対応した平滑化処理を行うことが可能となる。

また、図３の例では、自然エネルギーに対してグループ単位で平滑化処理を行うがこれに限定されるものではなく、複数のグループをまとめて平滑化処理を行っても良い。また、直接、自然エネルギーの出力を計測できない場合には、自然エネルギーの出力予測値等を用いることも可能である。

（ＡＲを各発電機Ｇに配分する処理）
次に、上述したＳ１１の処理における発電機Ｇ１〜Ｇｎに対するＡＲの配分量を算出する例について、フローチャートを用いて説明する。図４は、ＡＲを各発電機に配分する処理を示すフローチャートである。

図４の例では、計算機１０のＡＲ配分部３２は、ＡＲ計算部３１からＡＲを取得すると、取得したＡＲに対して周波数分解を行う（Ｓ２０）。ＡＲ配分部３２は、Ｓ２０の処理により周波数分解されたＡＲのうち、変動周期成分が短いもの（例えば、数１０秒〜１、２分周期）があるかを判断する（Ｓ２１）。ＡＲ配分部３２は、例えば数１０秒〜１、２分周期の成分があると判断した場合（Ｓ２１において、ＹＥＳ）、高速発電機（例えば、水力機）に分担させる（Ｓ２２）。

また、ＡＲ配分部３２は、例えば数１０秒〜１、２分周期の成分ではないと判断したＡＲの成分については（Ｓ２１において、ＮＯ）は、変動周期成分がＳ２１の処理で設定した変動周期成分より長いもの（例えば、１、２分〜数分周期）があるかを判断する（Ｓ２３）。ＡＲ配分部３２は、例えば１、２分〜数分周期の成分があると判断した場合（Ｓ２３において、ＹＥＳ）、低速発電機（例えば、火力機）に分担させる（Ｓ２４）。

また、ＡＲ配分部３２は、例えば１、２分〜数分周期の成分ではないと判断したＡＲの成分については（Ｓ２３において、ＮＯ）、更に変動周期成分がＳ２３の処理で設定した変動周期成分より長いもの（数分周期以上）と判断して、ＥＬＤを対象とするＥＬＤ対象発電機に分担させ（Ｓ２５）、処理を終了する。このように、ＡＲ配分部３２は、ＡＲの変動周期成分に応じて、発電機Ｇに対するＡＲの配分量を算出する。

上述したように、自然エネルギーによる出力変動と一般負荷による需要変動とを分離してＡＲを算出し、発電機Ｇ１〜Ｇｎそれぞれに対するＡＲの配分量を算出する。これにより、自然エネルギーの急激な出力変動に対してもＬＦＣの対象となる発電機Ｇの出力追従が可能となり、電力系統への制御性能を高めることが可能となる。

次に、上述した自然エネルギーの出力変動を考慮したＡＲに基づき、発電機Ｇ１〜ＧｎにＡＲを配分する際に、ＬＦＣを対象とする発電機Ｇ（ＬＦＣ対象発電機Ｇ）とＬＦＣを対象としない発電機Ｇ（ＬＦＣ除外発電機Ｇ）とを自動的に切り替える方法について説明する。

例えば、ＬＦＣ対象発電機ＧにＡＲを配分する際、ＡＲが比較的に大きい時間帯において、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数が少ない場合や、ＬＦＣ対象発電機Ｇの余力（現在出力と最大出力との差、現在出力と最小出力との差）が少ない場合がある。このような場合には、ＡＲを十分に配分しきれないため、電力系統への制御性能を低下させてしまうこともある。また、ＡＲが急激に大きくなり大幅な調整（各発電機Ｇに対する配分量）が必要になる場合もある。

上述した場合には、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を増やす（例えば、ＬＦＣ除外発電機ＧをＬＦＣ対象発電機Ｇに切り替える）ことによりＡＲの増大を防ぐことが必要となる。

例えば運用者により、上述した切り替えを手動で行うと、常時、運用者がＡＲの変動を見て切り替えを行う必要があるため、業務の負担が大きくなる。また、ＬＦＣ対象発電機Ｇへの切り替えタイミングが遅れることで、ＡＲを十分に配分しきれずに、電力系統への制御性能を低下させてしまうこともある。

また、例えばＬＦＣ対象発電機Ｇの並列台数が多い昼間の時間帯に、ＡＲが比較的小さく変動することもある。このような場合、ＬＦＣ対象発電機Ｇは、少ない台数でも配分可能である。しかしながら、例えばＥＬＤスケジュールに基づく規定値（ベース出力）から出力変動させたくない発電機ＧにＡＲを配分してしまうと、規定値から外れて経済性を考慮できなくなる場合もある。

そこで、第１の実施形態では、過去のＡＲの変動量が、所定の閾値を超えた場合には、１又は複数のＬＦＣ除外発電機Ｇを、ＬＦＣ対象発電機Ｇに自動的に切り替える。また、過去のＡＲの変動量が、所定の閾値を下回る場合には、１又は複数のＬＦＣ対象発電機Ｇを、ＬＦＣ除外発電機Ｇに自動的に切り替える。

なお、過去のＡＲの変動量とは、例えば現在から過去の所定期間において、ＡＲ計算部３１等にて計算され、記憶されているＡＲの値（時系列の値）から得られる差分や変化量である。なお、所定期間とは、ＡＲの変動の傾向が得られる期間である。過去のＡＲの変動量は、例えばＡＲに基づく所定期間におけるＡＲの絶対値を用いた平均値（絶対値平均値）、標準偏差等を用いることができるが、これに限定されるものではない。この過去のＡＲの変動量を用いて、ＡＲの配分可能なＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を増加させたり減少させたりする。

図５は、ＬＦＣ対象発電機を切り替える処理内容を示すフローチャートである。図５の例において、計算機１０のＡＲ配分部３２は、過去のＡＲの変動量の一例として、ＡＲ計算部３１により計算されたＡＲの標準偏差が、予め設定した閾値Ａ（第１の閾値）を超えているかを判断する（Ｓ３０）。ＡＲ配分部３２は、ＡＲの標準偏差が予め設定した閾値Ａを超えていると判断すると（Ｓ３０において、ＹＥＳ）、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を増加させる（Ｓ３１）。

また、ＡＲ配分部３２は、ＡＲの標準偏差が閾値Ａを超えていないと判断すると（Ｓ３０において、ＮＯ）、ＡＲの標準偏差が閾値Ｂ（第２の閾値）を下回るかを判断する（Ｓ３２）。ＡＲ配分部３２は、ＡＲの標準偏差が閾値Ｂを下回ると判断すると（Ｓ３２において、ＹＥＳ）、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を減少させる（Ｓ３３）。また、ＡＲ配分部３２は、ＡＲの標準偏差が閾値Ｂを下回っていないと判断すると（Ｓ３２において、ＮＯ）、処理を終了する。

（ＬＦＣ対象発電機Ｇを増加させる例）
次に、過去のＡＲの変動量の一例としてＡＲの標準偏差を用いて、ＬＦＣ対象発電機Ｇを増加させる例について説明する。図６及び図７は、ＡＲの標準偏差に対応させてＬＦＣ対象発電機を増加させる例を説明する図（その１及びその２）である。図６、図７に示す横軸は、時間を示している。図６、図７に示す縦軸は、ＡＲの変動と、各閾値に対するＡＲの標準偏差とを示している。図６、図７の例では、通常時に基本となるＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を例えば３台として運用する。

図６の例では、例えば閾値を１つ設定した例を示している。図６に示すように、ＡＲの標準偏差が閾値Ａを超えた場合には、基本となるＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を増加し、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を増加する期間は、ＡＲの標準偏差が閾値Ａを超えている期間とする。また、ＡＲの標準偏差が閾値Ａを下回った場合には、基本となるＬＦＣ対象発電機Ｇの台数に戻す。

また、図７の例では、例えば閾値を２つ設定した例を示している。図７に示すように、ＡＲの標準偏差が閾値Ａ’を超えた場合には、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を予め設定された基本の台数から１台増加させる（基本＋１台）。また、ＡＲの標準偏差が閾値Ａを超えた場合には、ＬＦＣ対象発電機Ｇを予め設定された基本の台数から２台増加させる（基本＋２台）。第１の実施形態では、図７の例のように、複数の閾値を設けることで、段階的にＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を増やすことが可能となる。

（ＬＦＣ対象発電機Ｇを減少させる例）
次に、ＡＲの標準偏差を用いて、ＬＦＣ対象発電機Ｇを減少させる例について説明する。図８及び図９は、ＡＲの標準偏差に対応させてＬＦＣ対象発電機を減少させる例を説明する図（その１及びその２）である。図８、図９に示す横軸は、時間を表している。また、図８、図９に示す横軸は、ＡＲの変動と、各閾値に対するＡＲの標準偏差とを示している。

図８の例では、例えば閾値を１つ設定した例を示している。図８に示すように、ＡＲの標準偏差が閾値Ｂを超えた場合には、基本となるＬＦＣ対象発電機Ｇの台数とし、ＡＲの標準偏差が閾値Ｂを下回った場合には、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を減少させる。また、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を減少させる期間は、ＡＲの標準偏差が閾値Ｂを下回っている期間とする。

また、図９の例では、例えば閾値を２つ設定した例を示している。図９に示すように、ＡＲの標準偏差が閾値Ｂ’を下回った場合には、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を、予め設定された基本となる台数から１台減少させる（基本−１台）。また、ＡＲの標準偏差が閾値Ｂを下回った場合には、ＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を予め設定された基本となる台数から２台減少させる（基本−２台）。第１の実施形態では、図９に示すように、閾値を複数設けることで、段階的にＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を減らすことが可能となる。

上述したＬＦＣ除外発電機Ｇのうち、ＬＦＣ対象発電機Ｇに切り替え可能な発電機Ｇは、事前に選択可能としたり、例えば運用者により任意に選択可能としたりしても良い。また、上述した例では、基本となるＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を増減させた例を示したがこれには限定されず、例えば発電機Ｇの出力変化速度、出力余裕比等に基づいて、ＬＦＣ対象発電機Ｇを選択可能としても良い。

上述したように、第１の実施形態では、時々刻々に変動する負荷周波数制御を行う上で、自然エネルギーの出力変動を考慮したＡＲに基づき、ＬＦＣ対象発電機ＧとＬＦＣ除外発電機Ｇとを自動的に切り替え、各発電機Ｇの出力を適切に調整する。

したがって、第１の実施形態によれば、発電機Ｇへの出力指令の遅れを少なくし、ＡＲの変動量が閾値以上となった場合にはＬＦＣ対象発電機Ｇの台数を増やすことで、ＡＲを配分しきれない状況を防ぎ、電力系統への制御性能を高めることが可能となる。また、ＥＬＤスケジュール等のベース出力付近の発電機に対してＡＲを配分しないことで、最経済に近い運用が可能となり、経済性を向上させることが可能となる。

また、第１の実施形態では、過去のＡＲの変動量に基づいて、ＬＦＣ対象発電機ＧとＬＦＣ除外発電機Ｇとを自動的に切り替える。例えば、時々刻々のＡＲの大きさに基づいて切り替えた場合には、変動周期が短く頻繁に切り替えが発生してしまうため、発電機Ｇの劣化を招く可能性がある。また、実際には発電機Ｇの応動遅れがあるため、台数変更のタイミングで発電機Ｇの台数を減らして（ＬＦＣ除外とする）、制御性能を悪化させる可能性もある。

これに対して、過去の所定期間に計算されたＡＲの値から得られる変動の傾向から切り替えを行うことで、頻繁な切り替えを防ぎ、長期的なＡＲの変動から適切な切り替えを行うことが可能となる。

また、第１の実施形態によれば、自動的にＬＦＣ対象発電機Ｇの台数の調整が可能となり運用者の負担を軽減することが可能となる。

（第２の実施形態）
次に、第２の実施形態について説明する。第２の実施形態では、上述した第１の実施形態のように、例えば１又は複数の発電機ＧをＬＦＣ対象発電機ＧやＬＦＣ除外発電機Ｇに切り替える際、例えば燃料費に応じて経済的になるように優先順位を決定する。

例えば、上述したＥＬＤスケジュールは、通常、最経済運用となるように出力が決定されているため、ＥＬＤスケジュールに基づき運用することが望ましい。例えば増分燃料費の高い発電機Ｇは、ＬＦＣ対象発電機Ｇとして設定しない方が経済的である。

したがって、ＬＦＣ対象発電機Ｇへの切り替え対象の発電機Ｇは、例えば燃料費の安い発電機Ｇから順に優先順位を設定すると良い。また、ＬＦＣ除外発電機Ｇへの切り替え対象の発電機Ｇは、増分燃料費の高い発電機Ｇから順に優先順位を設定すると良い。

第２の実施形態によれば、該当するＬＦＣ対象又は除外となる発電機を燃料費に応じて優先順位を設けることで、より経済的な運用が可能となる。

（第３の実施形態）
次に、第３の実施形態について説明する。第３の実施形態では、上述した第１の実施形態のように、例えば１又は複数の発電機ＧをＬＦＣ対象発電機ＧやＬＦＣ除外発電機Ｇに切り替える際、切り替える発電機Ｇの優先順位を運用者等により任意に決定可能とする。また、ＬＦＣ対象発電機ＧやＬＦＣ除外発電機Ｇへの切り替え対象又は切り替えない対象とする発電機Ｇを任意に決定可能とする。

図１０は、運用者の任意による優先順位モードを設定する処理内容を示すフローチャートである。図１０の例では、計算機１０は、ＡＲ配分部３２により、ＬＦＣ対象発電機Ｇ又はＬＦＣ除外発電機Ｇが１台かを判断する（Ｓ４０）。ＡＲ配分部３２は、ＬＦＣ対象発電機Ｇ又はＬＦＣ除外発電機Ｇが１台であると判断すると（Ｓ４０において、ＹＥＳ）、通常モードと判断する（Ｓ４１）。なお、通常モードとは、予め設定されたモードであり、例えば上述した第１の実施形態又は第２の実施形態に対応した処理を行う。

また、ＡＲ配分部３２は、ＬＦＣ対象発電機Ｇ又はＬＦＣ除外発電機Ｇが１台ではないと判断すると（Ｓ４０において、ＮＯ）、運用者の任意による優先順位モードと判断し（Ｓ４２）、ＭＭＩ２０から得られた運用者の指示（優先順位）を参照して、ＬＦＣ対象発電機ＧやＬＦＣ除外発電機Ｇへの切り替えを行い、処理を終了する。

第３の実施形態によれば、ＬＦＣ対象発電機ＧやＬＦＣ除外発電機Ｇを任意に選択することが可能となる。これにより、例えばメンテナンス中の発電機Ｇを切り替え対象から外したりすることが可能となり、運転状況に応じた運用が可能となる。

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ともに、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 電力系統負荷周波数制御システム
２ 電力系統
３ 他系統
４ 連系線
５ データ検出部
６ 自然エネルギー検出部
７ 検出用信号線
８ 制御用信号線
１０ 計算機
２０ ＭＭＩ
３０ 発電機出力信号入力部
３１ ＡＲ計算部
３２ ＡＲ配分部
３３ 目標指令値作成部
３４ 指令値伝送部
４１ 系統定数（Ｋ）演算部
４２ 第１の演算部
４３ 第２の演算部
４４ 第３の演算部
４５ 第４の演算部
４６ 第５の演算部
４７ 第６の演算部
４８ 第７の演算部
４９ 第８の演算部
５０ 第１の平滑化処理部
５１ 第２の平滑化処理部
５２ グループ１平滑化処理部
５３ グループ２平滑化処理部
５４ グループ３平滑化処理部

Claims (13)

1. 電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出部と、
   前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御部と、
   を有する負荷周波数制御装置。
2. 前記算出部は、
   前記周波数変化量及び前記連系線潮流変化量のうちいずれか一つ以上に対して第１の平滑化処理を実行し、前記自然エネルギーから得られる電力量に対して前記第１の平滑化処理と異なる第２の平滑化処理を実行し、前記第１の平滑化処理結果及び前記第２の平滑化処理結果を用いて、前記地域要求電力を算出する、
   請求項１に記載の負荷周波数制御装置。
3. 前記算出部は、
   前記第２の平滑化処理として、前記第１の平滑化処理よりも短い周期成分を除去する、
   請求項２に記載の負荷周波数制御装置。
4. 前記制御部は、
   前記閾値を複数設定し、それぞれの閾値に基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する、
   請求項１乃至３のいずれか一項に記載の負荷周波数制御装置。
5. 前記地域要求電力の変動量は、
   前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の絶対値平均値又は標準偏差である、
   請求項１乃至４のいずれか一項に記載の負荷周波数制御装置。
6. 前記制御部は、
   予め設定された運用者からの指示に基づき、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する、
   請求項１乃至５のいずれか一項に記載の負荷周波数制御装置。
7. 電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出ステップと、
   前記地域要求電力に基づいて所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御ステップと、
   を有する負荷周波数制御方法。
8. 前記算出ステップは、
   前記周波数変化量及び前記連系線潮流変化量のうちいずれか一つ以上に対して第１の平滑化処理を実行し、前記自然エネルギーから得られる電力量に対して前記第１の平滑化処理と異なる第２の平滑化処理を実行し、前記第１の平滑化処理結果及び前記第２の平滑化処理結果を用いて、前記地域要求電力を算出する、
   請求項７に記載の負荷周波数制御方法。
9. 前記算出ステップは、
   前記第２の平滑化処理として、前記第１の平滑化処理よりも短い周期成分を除去する、
   請求項８に記載の負荷周波数制御方法。
10. 前記制御ステップは、
    前記閾値を複数設定し、それぞれの閾値に基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する、
    請求項７乃至９のいずれか一項に記載の負荷周波数制御方法。
11. 前記地域要求電力の変動量は、
    前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の絶対値平均値又は標準偏差である、
    請求項７乃至１０のいずれか一項に記載の負荷周波数制御方法。
12. 前記制御ステップは、
    予め設定された運用者からの指示に基づき、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する、
    請求項７乃至１１のいずれか一項に記載の負荷周波数制御方法。
13. コンピュータを、
    電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出部、及び
    前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御部として機能させるためのプログラム。

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