JP3930218B2 - 電力系統負荷周波数制御システム - Google Patents
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Description
【０００１】
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統の周波数の安定化を計るための負荷周波数制御システムに係り、特に負荷変動に対する適切な応動による制御性と発電機の効率的運用による経済性を向上させるシステムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
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上げられている。この中、周波数については、その安定化は負荷周波数制御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。現在、日本においては、負荷周波数制御として2 つの方法があり、夫々が運用されている。 第1 の方法は、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（Flat Frequency Control ：以下ＦＦＣと呼ぶ）である。
【０００３】
第2 の方法は、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、算出した量に応じて発電機出力を調整する周波数バイアス連系線潮流制御方式（Tie line Bias Control ：以下ＴＢＣと呼ぶ）である。
【０００４】
負荷周波数制御における後者の周波数バイアス連系線潮流制御方式（ＴＢＣ）は以下の手順によって行なわれている。
【０００５】
先ず、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）を算出する際には、（１）式を用いて算出している。（例えば、小向他「電力システム工学」；丸善、p163）
【０００６】
【式１】
なお、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。
【０００７】
地域要求電力（ＡＲ）を負荷変動の周期に応じてフィルタリングする（区分けする）際には、過去の地域要求電力（ＡＲ）を用いて指数平滑法等により平均の地域要求電力（ＡＲ）を求めて、地域要求電力（ＡＲ）の数１０％を火力発電機、残りを水力発電機によって分担している。
【０００８】
負荷変動の周期に応じてフィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を発電機毎に配分する際には、火力、水力発電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、それぞれの発電機の出力変化速度比あるいは、出力余裕比を勘案して配分している。
【０００９】
発電機毎に配分された地域要求電力（ＡＲ）と、経済負荷配分制御（ＥＬＤ）によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値を足し合わせることにより発電機毎の目標指令値を算出している。
【００１０】
発電機毎に算出された目標指令値については、前回算出した目標指令値に対し、今回算出された目標指令値がある一定基準値以上または以下の差が生じた場合には、各発電機に上げ、または、下げ指令を出している。
【００１１】
【発明が解決しようとする課題】
上記したように、従来の負荷周波数制御システムにおいては、地域要求電力 （ＡＲ）のフィルタリングおよび配分方法が大まかであり、制御精度を向上するべき余地がある。
【００１２】
まず、短周期の需要の変動がある場合には、発電機の上げ、または下げ指令は、頻繁に繰り返されて、発電機の応動が振動性のハンチングを起こす恐れがある。そのため、系統全体の周波数も同様にハンチングを起こす恐れがある。
【００１３】
また、フィルタリングされた地域要求電力（ＡＲ）を発電機毎に配分する際には、負荷周波数制御が行なわれている全ての発電機に対して一義的に配分が行われているため、発電機によっては応動特性が適さないものがある。そのため、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御しきれず、制御性や経済性を阻害する可能性がある。
【００１４】
さらに、経済負荷配分制御（ＥＬＤ）によって時間毎に算出した経済負荷配分スケジュール値が、ある一定期間、算出した目標指令値と大きくかけ離れている場合には、当該発電機の地域要求電力（ＡＲ）の配分量が過大になり、発電機が応じ切れなくなる。その結果、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御しきれなくなり、制御性を阻害することになる。
【００１５】
本発明は上記事情に鑑みてなされたものであり、電力系統の制御性、経済性の向上に有効な負荷周波数制御システムを提供することを目的としている。
【００１６】
【課題を解決するための手段】
上記の目的を達成するために、本発明の請求項１記載の電力系統負荷周波数制御システムは、電力系統の周波数変化量を検出する周波数変化量検出手段と、前記電力系統の連系線潮流変化量を検出する連系線潮流変化量検出手段と、前記周波数変化量と前記連系線潮流変化量を用いて所定の時点毎の地域要求電力を算出する地域要求電力算出手段と、算出した地域要求電力を区分けする地域要求電力フィルタリング手段と、フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段と、配分された地域要求電力と経済負荷配分によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段と、算出した目標指令値により、前記発電機に上げ／下げ指令を出すか否かを判定する上げ／下げ指令判定手段とを有する負荷周波数制御システムの基本構成において、
前記地域要求電力算出手段は、現在から過去一定時間前までの複数の時点における地域要求電力から、次の制御周期の時点における地域要求電力を算出することを特徴とする。
【００１７】
このような手段を講じることにより、予測精度の高い負荷周波数制御を行うことができ、系統としての制御性が向上する。
【００１８】
請求項２記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項２の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、算出された地域要求電力を区分けする前記地域要求電力フィルタリング手段は、前記地域要求電力算出手段で算出された地域要求電力を、発電機種別毎の応動特性に応じた周期成分に区分けすることを特徴とする。
【００１９】
このような手段を講じることにより、地域要求電力（ＡＲ）が30ないし50秒程度の周期から１ないし２分程度の周期の短い周期成分は、出力応動の速い水力発電機、１ないし２分程度の周期から３ないし５分程度の周期の長い周期成分は水力発電機よりも出力応動が遅い火力発電機によって分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることで、応動性がよくなり、従来より制御残も少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００２０】
請求項３記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項３の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングされた地域要求電力を発電機毎に配分する前記フィルタリング電力配分手段は、地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、前記発電機毎の増分燃料費の順に配分することを特徴とする。
【００２１】
このような手段を講じることにより、火力発電機に地域要求電力（ＡＲ）を配分する際には、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、増分燃料費の安いものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、増分燃料費の高いものから配分することにより、発電機運転の経済性が向上する。
【００２２】
請求項４記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項４の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングされた地域要求電力を発電機毎に配分する前記フィルタリング電力配分手段は、地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、発電機毎の余力による調整能力に応じた順序で配分をすることを特徴とする。
【００２３】
このような手段を講じることにより、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、上げ側に調整容量（発電機の最大出力−発電機の現在出力）が多いものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、下げ側に調整容量（発電機の現在出力−発電機の最小出力）が多いものから、水力、火力発電機別に配分することで、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御することができ、系統としての制御性が向上する。
【００２４】
請求項５記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項５の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、算出された地域要求電力を区分けする前記地域要求電力フィルタリング手段は、前記地域要求電力算出手段で算出された地域要求電力を、地域要求電力の大きさに応じて区分けし、夫々を発電機種別に分担させることを特徴とする。
【００２５】
このような手段を講じることにより、地域要求電力（ＡＲ）の絶対値が規定値よりも小さければ出力変動の速い水力発電機のみで、規定値よりも大きければ出力調整可能な全ての発電機( 水力発電機と火力発電機) のように、前記地域要求電力（ＡＲ）の絶対値の大きさによって発電機種別を区分けすることで、時間的に効率的な地域要求電力（ＡＲ）の配分が可能となり、系統としての制御性が向上する。
【００２６】
請求項６記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項６の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、地域要求電力と経済負荷配分によって算出した経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する前記目標指令値算出手段は、目標指令値を規定値以下の出力変化速度の発電機か否かによりフィルタリングし、規定値以下の発電機には目標指令値の平滑処理を行い、フィルタリングによって配分しきれなくなった地域要求電力を累計して、再度、他の発電機に配分することを特徴とする。
【００２７】
このような手段を講じることにより、短周期の需要の変動がある場合、発電機の上げ／下げ指令が、頻繁に繰り返されて、発電機の応動が振動性のハンチングを起こすことを抑制できる。具体的には、燃料が石炭などの比較的出力変化速度の遅い、ある規定値以下の発電機において、上げ／下げ指令が頻発しないように、目標指令値を指数平滑法で平均化することによりフィルタリングし、発電機の上げ／下げ指令の差分を小さくして、ハンチングを抑制する。その結果がプラントの保護に繋がる。
【００２８】
また、フィルタリングによって配分しきれなかった地域要求電力（ＡＲ）を累計して、再度、他の発電機に配分することで制御残が少なくなって、制御精度が上がり、系統としての制御性が向上する。
【００２９】
請求項７記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項７の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、地域要求電力と、経済負荷配分によって算出した経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する前記目標指令値算出手段は、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングして、抽出された4,5 分以上の周期成分を経済負荷配分スケジュール値に上乗せすることを特徴とする。経済負荷配分制御（ＥＬＤ）によって算出したＥＬＤスケジュール値が、一定期間、算出した目標指令値と大きくかけ離れている場合、地域要求電力（ＡＲ）は同符号となる頻度が多くなり、周期成分の大きいオフセットが残る。そこで、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングして抽出された4,5 分以上の周期成分をＥＬＤスケジュール値に加えて補正する。
【００３０】
このような手段を講じることにより、ＥＬＤスケジュール値と目標指令値とのかけ離れが解消されて、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を制御することができるようになり、系統としての制御性が向上する。
【００３１】
請求項８記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項２記載の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングされた地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段は、前記地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、発電機毎の増分燃料費に応じた順序で配分することを特徴とする。
【００３２】
このような手段を講じることにより、まず、地域要求電力（ＡＲ）が30ないし50秒程度の周期から１ないし２分程度の周期の短い周期成分は出力応動の速い水力発電機、１ないし２分程度の周期から４ないし５分程度の周期の長い周期成分は水力発電機よりも出力応動が遅い火力発電機にて分担するようにし、、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることで、応動性がよくなり、従来より制御残も少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００３３】
さらに、火力発電機に地域要求電力（ＡＲ）を配分する際には、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、増分燃料費の安いものから配分し、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、増分燃料費の高いものから配分することにより、発電機運転の経済性が向上する。両者を併せて、制御性と経済性の2 重の効果が出せる。
【００３４】
請求項９に係る電力系統負荷周波数制御システムは、 請求項２記載の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段は、前記地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、発電機毎の余力による調整能力の順に配分をすることを特徴とする。
【００３５】
このような手段を講じたことにより、まず、地域要求電力（ＡＲ）が30ないし50秒程度の周期から１ないし２分程度の周期の短い周期成分は出力応動の速い水力発電機、１ないし２分程度の周期から３ないし５分程度の周期の長い周期成分は水力発電機よりも出力応動が遅い火力発電機で分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることで、応動性がよくなり、従来より制御残も少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００３６】
さらに、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、上げ側に調整容量（発電機の最大出力−発電機の現在出力）が多いものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、下げ側に調整容量（発電機の現在出力−発電機の最小出力）が多いものから、水力、火力発電機別に配分することで、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御することができ、系統としての制御性が向上する。両者を併せて、精度と応動性のよい制御ができる。
【００３７】
請求項１０記載の電力系統負荷周波数制御システムは、 請求項２における負荷周波数制御システムにおいて、地域要求電力と、経済負荷配分によって算出した経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段は、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングすることによって抽出された３ないし５分程度以上のより長い周期の周期成分を、経済負荷配分スケジュール値に上乗せすることを特徴とする。
【００３８】
このような手段を講じることにより、まず、地域要求電力（ＡＲ）が３０ないし50秒程度の周期から１ないし２分程度の周期の短い周期成分は出力応動の速い水力発電機、１ないし２分程度の周期から3 ないし５分程度の周期の長い周期成分は水力発電機よりも出力応動が遅い火力発電機にて分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることで、応動性がよくなり、従来より制御残も少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００３９】
さらに、経済負荷配分制御（ＥＬＤ）によって算出したＥＬＤスケジュール値が、一定期間、算出した目標指令値と大きくかけ離れている場合、地域要求電力（ＡＲ）は同符号となる頻度が多くなり、周期成分の大きいオフセットが残る。そこで、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングして抽出された4,5 分以上の周期成分をＥＬＤスケジュール値に加えて補正する。
【００４０】
このような手段を講じることにより、ＥＬＤスケジュール値と目標指令値とのかけ離れが解消されて、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を制御することができるようになり、系統としての制御性が向上する。両者を併せて、応動性がさらによい制御ができる。
【００４１】
なお、請求項８は、請求項２の特徴と請求項３の特徴を組合せたシステムであり、また、請求項９は、請求項２の特徴と請求項４の特徴を組合せたシステムであり、また、請求項１０は、請求項２の特徴と請求項７の特徴を組合せたシステムである。さらに、本発明は、請求項８ないし１０に限らず、請求項１から７の各特徴を任意に組合せて構成することも可能である。
【００４２】
【発明の実施の形態】
以下に、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。
【００４３】
図１は本発明による電力系統負荷周波数制御システムの実施の形態を示す基本構成図である。
【００４４】
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。
【００４５】
各発電機Ｇ１、Ｇ２、…、Ｇｎと計算機２とは、検出用の信号線１１と制御用の信号線１２を介して、計算機２内の夫々の発電機出力信号入力部２０１、２０２、…、２０ｎと、上げ／下げ判定手段２１１、２１２、…、２１ｎに接続されている。
【００４６】
前記発電機出力信号入力部２０１、２０２、…、２０ｎは、後述する目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎに各発電機出力信号を出力する。
【００４７】
また、上げ／下げ指令判定手段２１１、２１２、…、２１ｎは、夫々の目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎから、上げ／下げ指令を入力する。
【００４８】
ＡＲ計算部２３は電力系統のデータ検出部１０で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。前記ＡＲ計算部２３の出力はＡＲフィルタ計算部２４に入る。
【００４９】
前記ＡＲフィルタ計算部２４の出力は、ＡＲ配分部２５を経由して各発電機への目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎに入る。
【００５０】
前記ＡＲフィルタ計算部２４において作成したＥＬＤスケジュール値を補正するための補正値は、ＥＬＤスケジュール計算部２９に入る。
【００５１】
発電端総需要計算部２６は、各発電機出力信号入力部２０１、２０２、…、２０ｎからの発電機出力を取り込んで、発電端総需要を計算し、その結果をオンライン予測需要２７に入力する。前記オンライン予測需要２７と、前日運転計画２８と、前記ＡＲフィルタ計算部２４にて作成したＥＬＤスケジュール値を補正するための補正値とが、ＥＬＤスケジュール計算部２９に入る。
【００５２】
また、ＥＬＤスケジュール計算部２９による経済負荷配分の計算結果のＥＬＤスケジュール値は、前記各目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎに入る。 かくして、目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎは前記各発電機毎の出力信号と、ＡＲ配分値と、ＥＬＤスケジュール値とを取り込んで目標値を作成する。
【００５３】
なお、５はＭＭＩ（Man Machine Interface ）である。
【００５４】
図２は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。
【００５５】
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２３に入力され、ここで地域要求電力（ＡＲ）が計算される。
【００５６】
次いで、ステップＳ２１のＡＲフィルタ計算部２４によって前記地域要求電力（ＡＲ）がフィルタリングされる。
【００５７】
そして、ステップＳ２２のＡＲ配分計算部２５によって各発電機に対する前記地域要求電力（ＡＲ）の配分量が計算される。
【００５８】
さらに、ステップＳ２３で、目標指令値作成部２２１，２２２、…、２２ｎへ入力される。
【００５９】
一方、ステップＳ２１で、ＡＲフィルタ計算部２４において作成したＥＬＤスケジュール値を補正するための補正値は、ステップＳ２０２のＥＬＤスケジュール値計算部２９に入力される。
【００６０】
さらに、ステップＳ２０１で、運用データのオンライン予測需要２７、前日運転計画２８が作成される。
【００６１】
ステップＳ２０２で、ＥＬＤスケジュール値計算部２９による経済負荷配分の計算結果（ＥＬＤスケジュール値）が作成され、各目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎに入力される。
【００６２】
ここで、目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎへの入力は、各発電機出力信号入力部２０１、２０２、…、２０ｎの出力と、ＡＲ配分部２５からの配分量と、前記ＥＬＤスケジュール値計算部２９からの経済負荷配分の計算結果 （ＥＬＤスケジュール値）とがある。また、前記ＥＬＤスケジュール計算部２９へは、発電機端総需要計算部２６から求めたオンライン予測需要２７と、前日運転計画２８と、ＥＬＤスケジュール値を補正するためにＡＲフィルタ計算部２４で作成した補正値とが入力される。
【００６３】
従って、負荷周波数制御としては、ステップＳ２４で、目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎにて配分された地域要求電力（ＡＲ）から各発電機毎の目標指令値を算出して上げ／下げを判定し、ステップＳ２５で、各発電機に上げ／下げ指令を出すことになる。
【００６４】
以上、本発明の負荷周波数制御システムの全体の構成とそのプロセスの関係を述べた。以下に個々の構成要素とそのプロセスについて述べる．
＜第１の実施の形態＞
図3 はＡＲ計算部２３の実施例を示すフローチャートである。
【００６５】
図３に示すように、先ず、ステップＳ３１で、現在の地域要求電力（ＡＲ）を算出し、次に、ステップＳ３２で、現在から過去一定時間前（Ｎケの時点前）までの地域要求電力（ＡＲ）の（Ｎ＋１）個の時点から次の制御周期の時点の地域要求電力（ＡＲ）を（２）式を用いて算出する。
【００６６】
【式２】
本実施の形態によれば、予測精度の高い負荷周波数制御を行うことができ、系統としての制御性が向上する。
【００６７】
＜第２の実施の形態＞
図４はＡＲフィルタ計算部２４の実施例を示すフローチャートである。
【００６８】
一般的に、火力発電機は、水力発電機に比べて出力変化速度が遅い。すなわち、単位時間内に変化できる出力変化量が、火力発電機では水力発電機に比べて小さくなる。このことから、地域要求電力（ＡＲ）の周期成分が30ないし50秒程度から１ないし２分程度の周期で比較的短いものは水力発電機、周期成分が１ないし２分程度から３ないし５分程度の周期で比較的長いものは火力発電機によって分担するように、発電機種別の特性を生かした周期成分の抽出を考える。
【００６９】
具体的に前記地域要求電力（ＡＲ）を周期成分に分けるには、ステップＳ４１において、過去数１０秒間の幾つかのポイントの地域要求電力（ＡＲ）を用いてＰｒｏｎｙ解析により行う。
【００７０】
前記Ｐｒｏｎｙ解析は、離散時系列のデータＸｎを（３）式に示す発散／減衰振動の成分（モード数Ｍ）の和に分散した波形に近似させるアルゴリズムであり、Ｘｎに地域要求電力（ＡＲ）を適用することにより、対象となる周期成分の抽出ができる。
【００７１】
【式３】
本実施の形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）の周期成分が短いものに対しては、出力変動の速い水力発電機（ステップＳ４４）によって、周期成分が長いものに対しては、出力変動の遅い火力発電機（ステップＳ４５）によって分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることにより、応動性がよくなり、従来より制御残も少なくなり、より精度の高い制御ができる。
【００７２】
＜第３の実施の形態＞
図５はＡＲ配分部２５の実施例を示すフローチャートである。
【００７３】
一般的に、増分燃料費の違う２台の発電機において、同じだけの出力を増加させるのであれば、増分燃料費の安い発電機を選んで増加させる方が経済的となる。逆に、同じだけの出力を減少させるのであれば、増分燃料費の高い発電機を選んで減少させる方が経済的となる。
【００７４】
この考え方を基にして、火力発電機に地域要求電力（ＡＲ）を配分する際には、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、ステップＳ５２によって、増分燃料費の安いものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、ステップＳ５３において、増分燃料費の高いものから配分する。
【００７５】
具体的には、配分を行う発電機の順序を決め、各発電機が負荷周波数制御を行う制御周期（負荷変動から決まり、例えば１０秒）毎に応動できる出力変化量を配分し、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）がゼロになるまで繰り返す。 本実施の形態によれば、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を増分燃料費を考慮し、発電機に優先順位を設けて配分することにより、発電機運転の経済性が向上する。
【００７６】
＜第４の実施の形態＞
図６は、ＡＲ配分部２５の実施例を示すフローチャートである。
【００７７】
図６に示すように、ステップＳ６１において、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、ステップＳ６２において、上げ側に調整容量（発電機の最大出力−発電機の現在出力）が大きいものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、ステップＳ６３において、下げ側に調整容量（発電機の現在出力−発電機の最小出力）が大きいものから、水力、火力発電機別に配分する。
【００７８】
具体的には、配分を行う発電機の順序を決め、各発電機が負荷周波数制御を行う制御周期（負荷変動から決まり、例えば１０秒）毎に応動できる出力変化量を配分し、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）がゼロになるまで繰り返す。本実施の形態によれば、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を増減可能な調整容量を考慮し、発電機に優先順位を設けて配分することで、応動性のよい制御ができる。
【００７９】
＜第５の実施の形態＞
図７はＡＲフィルタ計算部２４の実施例を示すフローチャートである。
【００８０】
図７に示すように、ステップＳ７１おいて、地域要求電力（ＡＲ）をその大きさに応じてフィルタリングし、ステップＳ７２において、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）の絶対値がある規定値よりも小さければ、ステップＳ７３において、出力変動の速い水力発電機のみで、ある規定値よりも大きければ、ステップＳ７４において、出力調整可能な全ての発電機( 水力発電機と火力発電機) よって分担する。このように、地域要求電力（ＡＲ）の大きさによって発電機種別を区分けする。
【００８１】
本実施の形態によれば、時間的に効率的な地域要求電力（ＡＲ）の配分が可能となり、応動性のよい制御ができる。
【００８２】
＜第６の実施の形態＞
図８は目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎの実施例を示すフローチャートである。
【００８３】
発電機の目標指令において、急激な需要の増減が繰り返される場合、燃料が石炭などの比較的出力変化速度の遅い発電機は、頻繁に上げ、下げ指令を繰り返す目標指令値に追いつくことができなくなり、出力応動が振動性のハンチングを起こす可能性がある。
【００８４】
これを抑制するために、ステップＳ８３において、出力変化速度がある規定値以下となるような、遅い発電機については、目標指令値を指数平滑法で平均化し、発電機の上げ／下げ指令の差分を小さくして、上げ／下げ指令の頻度を抑制する。また、ステップＳ８５において、フィルタリングによって配分しきれなかった地域要求電力（ＡＲ）を累計して、ステップＳ８６において、再度、他の出力変化速度がより速い発電機に配分する。
【００８５】
本実施の形態によれば、発電機の上げ／下げ指令の頻度を抑制することができ、プラントの保護に繋がる。また、指数平滑処理によって配分しきれなかった地域要求電力（ＡＲ）を累計して、再度、他の発電機に配分することで、制御残が少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００８６】
＜第７の実施の形態＞
図４はＡＲフィルタ計算部２４の実施例のフローチャートを示す。
【００８７】
地域要求電力（ＡＲ）の周期成分の内、３ないし５分程度以上と最も長い周期成分に、オフセットが残っているような場合には、ステップＳ４６で、経済負荷配分の計算結果であるＥＬＤスケジュール値に、前記オフセット分を上乗せして、補正ＥＬＤスケジュール値とする。
【００８８】
具体的に地域要求電力（ＡＲ）を前記の周期成分に分ける方法としては、第2 実施の形態において説明した方式と同様、過去数１０秒間の幾つかのポイントの地域要求電力（ＡＲ）を用いてＰｒｏｎｙ解析により求めることができる。
【００８９】
本実施の形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）の周期成分が数分以上と最も長く、オフセットとなるものについては、経済負荷配分制御の計算結果( ＥＬＤスケジュール値) に上乗せして補正することで、オフセットを小さくする。
【００９０】
本実施の形態を取ることにより、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御することができ、系統としての制御性が向上する。
【００９１】
＜第８の実施の形態＞
本実施の形態は、第２の実施の形態と第３の実施の形態をシリーズに実施するものである。
【００９２】
本実施の形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）の負荷変動による周期成分が短いものに対しては、出力変動の速い水力発電機で、周期成分が長いものに対しては、出力変動の遅い火力発電機で分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることにより、応動特性がよくなり、従来より制御残も少なくなるので、系統としての制御性が向上する。また、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を、発電機の増分燃料費に応じた順序で、発電機に配分することにより、発電機運用の経済性が向上する。
【００９３】
＜第９の実施の形態＞
本実施の形態は、第２の実施の形態と第４の実施の形態をシリーズに実施するものである。
【００９４】
本実施の形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）の負荷変動による周期成分が短いものに対しては、出力変動の速い水力発電機で、周期成分が長いものに対しては、出力変動の遅い火力発電機で分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることにより、応動特性がよくなり、従来より制御残も少なくなるので、系統としての制御性が向上する。
【００９５】
フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を増減可能な調整容量を考慮し、発電機に優先順位を設けて配分することで、発電機運転の経済性が向上する。
【００９６】
＜第１０の実施の形態＞
本実施の形態は、第２の実施の形態と第７の実施の形態をシリーズに実施するものである。
【００９７】
本実施の形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）の負荷変動による周期成分が短いものに対しては、出力変動の速い水力発電機で、周期成分が長いものに対しては、出力変動の遅い火力発電機で分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることにより、応動特性がよくなり、従来より制御残も少なくなるので、系統としての制御性が向上する。
【００９８】
また、地域要求電力（ＡＲ）の周期成分が数分以上と最も長く、オフセットとなるものについては、経済負荷配分制御の計算結果( ＥＬＤスケジュール値) に上乗せして補正することで、オフセットを小さくする。これにより、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御することができ、系統としての制御性が向上する。
【００９９】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば、電力系統の負荷周波数制御において、負荷変動の周期応動による制御性、発電機の効率的運用による経済性の向上に有効な負荷周波数制御システムを提供することができる。
【０１００】
すなわち、まず、予測計算法により予測精度の高い負荷周波数の制御ができ、次に、発電機種別の応動特性に応じた周期成分、あるいは地域要求電力の大きさに応じて地域要求電力をフィルタリング（区分け）することにより、システムの応動特性がよくなり、負荷周波数の制御性が向上する。さらに、発電機毎の増分燃料費、あるいは発電機毎の余力による調整能力に応じて地域要求電力を配分することにより、発電機を経済的に運用することができる。特に、目標指令値を区分けすることにより、平滑処理を加えて発電機のハンチングを防止することができ、さらにオフセットを縮小化してシステムの応動特性を改善することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の電力系統負荷周波数制御システムの構成図。
【図２】本発明の負荷周波数制御の処理内容を示すフローチャート。
【図３】本発明の地域要求電力（ＡＲ）の算出処理を示すフローチャート。
【図４】本発明の地域要求電力（ＡＲ）のフィルタリングを示すフローチャート（その１）。
【図５】本発明の地域要求電力（ＡＲ）の配分条件を示すフローチャート（その１）。
【図６】本発明の地域要求電力（ＡＲ）の配分条件を示すフローチャート（その２）。
【図７】本発明の地域要求電力（ＡＲ）のフィルタリングを示すフローチャート（その２）。
【図８】本発明の目標指令値のフィルタリング条件を示すフローチャート。
【符号の説明】
１…電力系統、２…計算機、３…他系統、４…連系線、５…ＭＭＩ（Man Machine Interface ）、１０…電力系統のデータ検出部、１１…検出用信号線、１２…制御用信号線、２０１、２０２、…、２０ｎ…発電機出力信号入力部、２１１，２１２、…、２１ｎ…上げ／下げ判定手段、２２１、２２２、…、２２ｎ…目標指令値作成部、２３…ＡＲ計算部、２４…ＡＲフィルタ計算部、２５…ＡＲ配分部、２６…発電端総需要計算部、２７…オンライン予測需要、２８…前日運転計画、２９…ＥＬＤスケジュール値計算部、
【発明の属する技術分野】
本発明は、電力系統の周波数の安定化を計るための負荷周波数制御システムに係り、特に負荷変動に対する適切な応動による制御性と発電機の効率的運用による経済性を向上させるシステムに関する。
【０００２】
【従来の技術】
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上げられている。この中、周波数については、その安定化は負荷周波数制御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。現在、日本においては、負荷周波数制御として2 つの方法があり、夫々が運用されている。 第1 の方法は、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（Flat Frequency Control ：以下ＦＦＣと呼ぶ）である。
【０００３】
第2 の方法は、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、算出した量に応じて発電機出力を調整する周波数バイアス連系線潮流制御方式（Tie line Bias Control ：以下ＴＢＣと呼ぶ）である。
【０００４】
負荷周波数制御における後者の周波数バイアス連系線潮流制御方式（ＴＢＣ）は以下の手順によって行なわれている。
【０００５】
先ず、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）を算出する際には、（１）式を用いて算出している。（例えば、小向他「電力システム工学」；丸善、p163）
【０００６】
【式１】
【０００７】
地域要求電力（ＡＲ）を負荷変動の周期に応じてフィルタリングする（区分けする）際には、過去の地域要求電力（ＡＲ）を用いて指数平滑法等により平均の地域要求電力（ＡＲ）を求めて、地域要求電力（ＡＲ）の数１０％を火力発電機、残りを水力発電機によって分担している。
【０００８】
負荷変動の周期に応じてフィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を発電機毎に配分する際には、火力、水力発電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、それぞれの発電機の出力変化速度比あるいは、出力余裕比を勘案して配分している。
【０００９】
発電機毎に配分された地域要求電力（ＡＲ）と、経済負荷配分制御（ＥＬＤ）によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値を足し合わせることにより発電機毎の目標指令値を算出している。
【００１０】
発電機毎に算出された目標指令値については、前回算出した目標指令値に対し、今回算出された目標指令値がある一定基準値以上または以下の差が生じた場合には、各発電機に上げ、または、下げ指令を出している。
【００１１】
【発明が解決しようとする課題】
上記したように、従来の負荷周波数制御システムにおいては、地域要求電力 （ＡＲ）のフィルタリングおよび配分方法が大まかであり、制御精度を向上するべき余地がある。
【００１２】
まず、短周期の需要の変動がある場合には、発電機の上げ、または下げ指令は、頻繁に繰り返されて、発電機の応動が振動性のハンチングを起こす恐れがある。そのため、系統全体の周波数も同様にハンチングを起こす恐れがある。
【００１３】
また、フィルタリングされた地域要求電力（ＡＲ）を発電機毎に配分する際には、負荷周波数制御が行なわれている全ての発電機に対して一義的に配分が行われているため、発電機によっては応動特性が適さないものがある。そのため、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御しきれず、制御性や経済性を阻害する可能性がある。
【００１４】
さらに、経済負荷配分制御（ＥＬＤ）によって時間毎に算出した経済負荷配分スケジュール値が、ある一定期間、算出した目標指令値と大きくかけ離れている場合には、当該発電機の地域要求電力（ＡＲ）の配分量が過大になり、発電機が応じ切れなくなる。その結果、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御しきれなくなり、制御性を阻害することになる。
【００１５】
本発明は上記事情に鑑みてなされたものであり、電力系統の制御性、経済性の向上に有効な負荷周波数制御システムを提供することを目的としている。
【００１６】
【課題を解決するための手段】
上記の目的を達成するために、本発明の請求項１記載の電力系統負荷周波数制御システムは、電力系統の周波数変化量を検出する周波数変化量検出手段と、前記電力系統の連系線潮流変化量を検出する連系線潮流変化量検出手段と、前記周波数変化量と前記連系線潮流変化量を用いて所定の時点毎の地域要求電力を算出する地域要求電力算出手段と、算出した地域要求電力を区分けする地域要求電力フィルタリング手段と、フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段と、配分された地域要求電力と経済負荷配分によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段と、算出した目標指令値により、前記発電機に上げ／下げ指令を出すか否かを判定する上げ／下げ指令判定手段とを有する負荷周波数制御システムの基本構成において、
前記地域要求電力算出手段は、現在から過去一定時間前までの複数の時点における地域要求電力から、次の制御周期の時点における地域要求電力を算出することを特徴とする。
【００１７】
このような手段を講じることにより、予測精度の高い負荷周波数制御を行うことができ、系統としての制御性が向上する。
【００１８】
請求項２記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項２の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、算出された地域要求電力を区分けする前記地域要求電力フィルタリング手段は、前記地域要求電力算出手段で算出された地域要求電力を、発電機種別毎の応動特性に応じた周期成分に区分けすることを特徴とする。
【００１９】
このような手段を講じることにより、地域要求電力（ＡＲ）が30ないし50秒程度の周期から１ないし２分程度の周期の短い周期成分は、出力応動の速い水力発電機、１ないし２分程度の周期から３ないし５分程度の周期の長い周期成分は水力発電機よりも出力応動が遅い火力発電機によって分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることで、応動性がよくなり、従来より制御残も少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００２０】
請求項３記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項３の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングされた地域要求電力を発電機毎に配分する前記フィルタリング電力配分手段は、地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、前記発電機毎の増分燃料費の順に配分することを特徴とする。
【００２１】
このような手段を講じることにより、火力発電機に地域要求電力（ＡＲ）を配分する際には、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、増分燃料費の安いものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、増分燃料費の高いものから配分することにより、発電機運転の経済性が向上する。
【００２２】
請求項４記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項４の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングされた地域要求電力を発電機毎に配分する前記フィルタリング電力配分手段は、地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、発電機毎の余力による調整能力に応じた順序で配分をすることを特徴とする。
【００２３】
このような手段を講じることにより、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、上げ側に調整容量（発電機の最大出力−発電機の現在出力）が多いものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、下げ側に調整容量（発電機の現在出力−発電機の最小出力）が多いものから、水力、火力発電機別に配分することで、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御することができ、系統としての制御性が向上する。
【００２４】
請求項５記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項５の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、算出された地域要求電力を区分けする前記地域要求電力フィルタリング手段は、前記地域要求電力算出手段で算出された地域要求電力を、地域要求電力の大きさに応じて区分けし、夫々を発電機種別に分担させることを特徴とする。
【００２５】
このような手段を講じることにより、地域要求電力（ＡＲ）の絶対値が規定値よりも小さければ出力変動の速い水力発電機のみで、規定値よりも大きければ出力調整可能な全ての発電機( 水力発電機と火力発電機) のように、前記地域要求電力（ＡＲ）の絶対値の大きさによって発電機種別を区分けすることで、時間的に効率的な地域要求電力（ＡＲ）の配分が可能となり、系統としての制御性が向上する。
【００２６】
請求項６記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項６の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、地域要求電力と経済負荷配分によって算出した経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する前記目標指令値算出手段は、目標指令値を規定値以下の出力変化速度の発電機か否かによりフィルタリングし、規定値以下の発電機には目標指令値の平滑処理を行い、フィルタリングによって配分しきれなくなった地域要求電力を累計して、再度、他の発電機に配分することを特徴とする。
【００２７】
このような手段を講じることにより、短周期の需要の変動がある場合、発電機の上げ／下げ指令が、頻繁に繰り返されて、発電機の応動が振動性のハンチングを起こすことを抑制できる。具体的には、燃料が石炭などの比較的出力変化速度の遅い、ある規定値以下の発電機において、上げ／下げ指令が頻発しないように、目標指令値を指数平滑法で平均化することによりフィルタリングし、発電機の上げ／下げ指令の差分を小さくして、ハンチングを抑制する。その結果がプラントの保護に繋がる。
【００２８】
また、フィルタリングによって配分しきれなかった地域要求電力（ＡＲ）を累計して、再度、他の発電機に配分することで制御残が少なくなって、制御精度が上がり、系統としての制御性が向上する。
【００２９】
請求項７記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項７の前提条件の負荷周波数制御システムにおいて、地域要求電力と、経済負荷配分によって算出した経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する前記目標指令値算出手段は、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングして、抽出された4,5 分以上の周期成分を経済負荷配分スケジュール値に上乗せすることを特徴とする。経済負荷配分制御（ＥＬＤ）によって算出したＥＬＤスケジュール値が、一定期間、算出した目標指令値と大きくかけ離れている場合、地域要求電力（ＡＲ）は同符号となる頻度が多くなり、周期成分の大きいオフセットが残る。そこで、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングして抽出された4,5 分以上の周期成分をＥＬＤスケジュール値に加えて補正する。
【００３０】
このような手段を講じることにより、ＥＬＤスケジュール値と目標指令値とのかけ離れが解消されて、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を制御することができるようになり、系統としての制御性が向上する。
【００３１】
請求項８記載の電力系統負荷周波数制御システムは、請求項２記載の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングされた地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段は、前記地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、発電機毎の増分燃料費に応じた順序で配分することを特徴とする。
【００３２】
このような手段を講じることにより、まず、地域要求電力（ＡＲ）が30ないし50秒程度の周期から１ないし２分程度の周期の短い周期成分は出力応動の速い水力発電機、１ないし２分程度の周期から４ないし５分程度の周期の長い周期成分は水力発電機よりも出力応動が遅い火力発電機にて分担するようにし、、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることで、応動性がよくなり、従来より制御残も少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００３３】
さらに、火力発電機に地域要求電力（ＡＲ）を配分する際には、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、増分燃料費の安いものから配分し、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、増分燃料費の高いものから配分することにより、発電機運転の経済性が向上する。両者を併せて、制御性と経済性の2 重の効果が出せる。
【００３４】
請求項９に係る電力系統負荷周波数制御システムは、 請求項２記載の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段は、前記地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、発電機毎の余力による調整能力の順に配分をすることを特徴とする。
【００３５】
このような手段を講じたことにより、まず、地域要求電力（ＡＲ）が30ないし50秒程度の周期から１ないし２分程度の周期の短い周期成分は出力応動の速い水力発電機、１ないし２分程度の周期から３ないし５分程度の周期の長い周期成分は水力発電機よりも出力応動が遅い火力発電機で分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることで、応動性がよくなり、従来より制御残も少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００３６】
さらに、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、上げ側に調整容量（発電機の最大出力−発電機の現在出力）が多いものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、下げ側に調整容量（発電機の現在出力−発電機の最小出力）が多いものから、水力、火力発電機別に配分することで、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御することができ、系統としての制御性が向上する。両者を併せて、精度と応動性のよい制御ができる。
【００３７】
請求項１０記載の電力系統負荷周波数制御システムは、 請求項２における負荷周波数制御システムにおいて、地域要求電力と、経済負荷配分によって算出した経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段は、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングすることによって抽出された３ないし５分程度以上のより長い周期の周期成分を、経済負荷配分スケジュール値に上乗せすることを特徴とする。
【００３８】
このような手段を講じることにより、まず、地域要求電力（ＡＲ）が３０ないし50秒程度の周期から１ないし２分程度の周期の短い周期成分は出力応動の速い水力発電機、１ないし２分程度の周期から3 ないし５分程度の周期の長い周期成分は水力発電機よりも出力応動が遅い火力発電機にて分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることで、応動性がよくなり、従来より制御残も少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００３９】
さらに、経済負荷配分制御（ＥＬＤ）によって算出したＥＬＤスケジュール値が、一定期間、算出した目標指令値と大きくかけ離れている場合、地域要求電力（ＡＲ）は同符号となる頻度が多くなり、周期成分の大きいオフセットが残る。そこで、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングして抽出された4,5 分以上の周期成分をＥＬＤスケジュール値に加えて補正する。
【００４０】
このような手段を講じることにより、ＥＬＤスケジュール値と目標指令値とのかけ離れが解消されて、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を制御することができるようになり、系統としての制御性が向上する。両者を併せて、応動性がさらによい制御ができる。
【００４１】
なお、請求項８は、請求項２の特徴と請求項３の特徴を組合せたシステムであり、また、請求項９は、請求項２の特徴と請求項４の特徴を組合せたシステムであり、また、請求項１０は、請求項２の特徴と請求項７の特徴を組合せたシステムである。さらに、本発明は、請求項８ないし１０に限らず、請求項１から７の各特徴を任意に組合せて構成することも可能である。
【００４２】
【発明の実施の形態】
以下に、本発明の実施の形態を図面を用いて説明する。
【００４３】
図１は本発明による電力系統負荷周波数制御システムの実施の形態を示す基本構成図である。
【００４４】
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。
【００４５】
各発電機Ｇ１、Ｇ２、…、Ｇｎと計算機２とは、検出用の信号線１１と制御用の信号線１２を介して、計算機２内の夫々の発電機出力信号入力部２０１、２０２、…、２０ｎと、上げ／下げ判定手段２１１、２１２、…、２１ｎに接続されている。
【００４６】
前記発電機出力信号入力部２０１、２０２、…、２０ｎは、後述する目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎに各発電機出力信号を出力する。
【００４７】
また、上げ／下げ指令判定手段２１１、２１２、…、２１ｎは、夫々の目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎから、上げ／下げ指令を入力する。
【００４８】
ＡＲ計算部２３は電力系統のデータ検出部１０で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。前記ＡＲ計算部２３の出力はＡＲフィルタ計算部２４に入る。
【００４９】
前記ＡＲフィルタ計算部２４の出力は、ＡＲ配分部２５を経由して各発電機への目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎに入る。
【００５０】
前記ＡＲフィルタ計算部２４において作成したＥＬＤスケジュール値を補正するための補正値は、ＥＬＤスケジュール計算部２９に入る。
【００５１】
発電端総需要計算部２６は、各発電機出力信号入力部２０１、２０２、…、２０ｎからの発電機出力を取り込んで、発電端総需要を計算し、その結果をオンライン予測需要２７に入力する。前記オンライン予測需要２７と、前日運転計画２８と、前記ＡＲフィルタ計算部２４にて作成したＥＬＤスケジュール値を補正するための補正値とが、ＥＬＤスケジュール計算部２９に入る。
【００５２】
また、ＥＬＤスケジュール計算部２９による経済負荷配分の計算結果のＥＬＤスケジュール値は、前記各目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎに入る。 かくして、目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎは前記各発電機毎の出力信号と、ＡＲ配分値と、ＥＬＤスケジュール値とを取り込んで目標値を作成する。
【００５３】
なお、５はＭＭＩ（Man Machine Interface ）である。
【００５４】
図２は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。
【００５５】
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２３に入力され、ここで地域要求電力（ＡＲ）が計算される。
【００５６】
次いで、ステップＳ２１のＡＲフィルタ計算部２４によって前記地域要求電力（ＡＲ）がフィルタリングされる。
【００５７】
そして、ステップＳ２２のＡＲ配分計算部２５によって各発電機に対する前記地域要求電力（ＡＲ）の配分量が計算される。
【００５８】
さらに、ステップＳ２３で、目標指令値作成部２２１，２２２、…、２２ｎへ入力される。
【００５９】
一方、ステップＳ２１で、ＡＲフィルタ計算部２４において作成したＥＬＤスケジュール値を補正するための補正値は、ステップＳ２０２のＥＬＤスケジュール値計算部２９に入力される。
【００６０】
さらに、ステップＳ２０１で、運用データのオンライン予測需要２７、前日運転計画２８が作成される。
【００６１】
ステップＳ２０２で、ＥＬＤスケジュール値計算部２９による経済負荷配分の計算結果（ＥＬＤスケジュール値）が作成され、各目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎに入力される。
【００６２】
ここで、目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎへの入力は、各発電機出力信号入力部２０１、２０２、…、２０ｎの出力と、ＡＲ配分部２５からの配分量と、前記ＥＬＤスケジュール値計算部２９からの経済負荷配分の計算結果 （ＥＬＤスケジュール値）とがある。また、前記ＥＬＤスケジュール計算部２９へは、発電機端総需要計算部２６から求めたオンライン予測需要２７と、前日運転計画２８と、ＥＬＤスケジュール値を補正するためにＡＲフィルタ計算部２４で作成した補正値とが入力される。
【００６３】
従って、負荷周波数制御としては、ステップＳ２４で、目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎにて配分された地域要求電力（ＡＲ）から各発電機毎の目標指令値を算出して上げ／下げを判定し、ステップＳ２５で、各発電機に上げ／下げ指令を出すことになる。
【００６４】
以上、本発明の負荷周波数制御システムの全体の構成とそのプロセスの関係を述べた。以下に個々の構成要素とそのプロセスについて述べる．
＜第１の実施の形態＞
図3 はＡＲ計算部２３の実施例を示すフローチャートである。
【００６５】
図３に示すように、先ず、ステップＳ３１で、現在の地域要求電力（ＡＲ）を算出し、次に、ステップＳ３２で、現在から過去一定時間前（Ｎケの時点前）までの地域要求電力（ＡＲ）の（Ｎ＋１）個の時点から次の制御周期の時点の地域要求電力（ＡＲ）を（２）式を用いて算出する。
【００６６】
【式２】
【００６７】
＜第２の実施の形態＞
図４はＡＲフィルタ計算部２４の実施例を示すフローチャートである。
【００６８】
一般的に、火力発電機は、水力発電機に比べて出力変化速度が遅い。すなわち、単位時間内に変化できる出力変化量が、火力発電機では水力発電機に比べて小さくなる。このことから、地域要求電力（ＡＲ）の周期成分が30ないし50秒程度から１ないし２分程度の周期で比較的短いものは水力発電機、周期成分が１ないし２分程度から３ないし５分程度の周期で比較的長いものは火力発電機によって分担するように、発電機種別の特性を生かした周期成分の抽出を考える。
【００６９】
具体的に前記地域要求電力（ＡＲ）を周期成分に分けるには、ステップＳ４１において、過去数１０秒間の幾つかのポイントの地域要求電力（ＡＲ）を用いてＰｒｏｎｙ解析により行う。
【００７０】
前記Ｐｒｏｎｙ解析は、離散時系列のデータＸｎを（３）式に示す発散／減衰振動の成分（モード数Ｍ）の和に分散した波形に近似させるアルゴリズムであり、Ｘｎに地域要求電力（ＡＲ）を適用することにより、対象となる周期成分の抽出ができる。
【００７１】
【式３】
【００７２】
＜第３の実施の形態＞
図５はＡＲ配分部２５の実施例を示すフローチャートである。
【００７３】
一般的に、増分燃料費の違う２台の発電機において、同じだけの出力を増加させるのであれば、増分燃料費の安い発電機を選んで増加させる方が経済的となる。逆に、同じだけの出力を減少させるのであれば、増分燃料費の高い発電機を選んで減少させる方が経済的となる。
【００７４】
この考え方を基にして、火力発電機に地域要求電力（ＡＲ）を配分する際には、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、ステップＳ５２によって、増分燃料費の安いものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、ステップＳ５３において、増分燃料費の高いものから配分する。
【００７５】
具体的には、配分を行う発電機の順序を決め、各発電機が負荷周波数制御を行う制御周期（負荷変動から決まり、例えば１０秒）毎に応動できる出力変化量を配分し、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）がゼロになるまで繰り返す。 本実施の形態によれば、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を増分燃料費を考慮し、発電機に優先順位を設けて配分することにより、発電機運転の経済性が向上する。
【００７６】
＜第４の実施の形態＞
図６は、ＡＲ配分部２５の実施例を示すフローチャートである。
【００７７】
図６に示すように、ステップＳ６１において、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が正の値で、系統全体として発電機出力を上げる必要がある場合には、ステップＳ６２において、上げ側に調整容量（発電機の最大出力−発電機の現在出力）が大きいものから、逆に、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）が負の値で、系統全体として発電機出力を下げる必要がある場合には、ステップＳ６３において、下げ側に調整容量（発電機の現在出力−発電機の最小出力）が大きいものから、水力、火力発電機別に配分する。
【００７８】
具体的には、配分を行う発電機の順序を決め、各発電機が負荷周波数制御を行う制御周期（負荷変動から決まり、例えば１０秒）毎に応動できる出力変化量を配分し、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）がゼロになるまで繰り返す。本実施の形態によれば、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を増減可能な調整容量を考慮し、発電機に優先順位を設けて配分することで、応動性のよい制御ができる。
【００７９】
＜第５の実施の形態＞
図７はＡＲフィルタ計算部２４の実施例を示すフローチャートである。
【００８０】
図７に示すように、ステップＳ７１おいて、地域要求電力（ＡＲ）をその大きさに応じてフィルタリングし、ステップＳ７２において、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）の絶対値がある規定値よりも小さければ、ステップＳ７３において、出力変動の速い水力発電機のみで、ある規定値よりも大きければ、ステップＳ７４において、出力調整可能な全ての発電機( 水力発電機と火力発電機) よって分担する。このように、地域要求電力（ＡＲ）の大きさによって発電機種別を区分けする。
【００８１】
本実施の形態によれば、時間的に効率的な地域要求電力（ＡＲ）の配分が可能となり、応動性のよい制御ができる。
【００８２】
＜第６の実施の形態＞
図８は目標指令値作成部２２１、２２２、…、２２ｎの実施例を示すフローチャートである。
【００８３】
発電機の目標指令において、急激な需要の増減が繰り返される場合、燃料が石炭などの比較的出力変化速度の遅い発電機は、頻繁に上げ、下げ指令を繰り返す目標指令値に追いつくことができなくなり、出力応動が振動性のハンチングを起こす可能性がある。
【００８４】
これを抑制するために、ステップＳ８３において、出力変化速度がある規定値以下となるような、遅い発電機については、目標指令値を指数平滑法で平均化し、発電機の上げ／下げ指令の差分を小さくして、上げ／下げ指令の頻度を抑制する。また、ステップＳ８５において、フィルタリングによって配分しきれなかった地域要求電力（ＡＲ）を累計して、ステップＳ８６において、再度、他の出力変化速度がより速い発電機に配分する。
【００８５】
本実施の形態によれば、発電機の上げ／下げ指令の頻度を抑制することができ、プラントの保護に繋がる。また、指数平滑処理によって配分しきれなかった地域要求電力（ＡＲ）を累計して、再度、他の発電機に配分することで、制御残が少なくなり、系統としての制御性が向上する。
【００８６】
＜第７の実施の形態＞
図４はＡＲフィルタ計算部２４の実施例のフローチャートを示す。
【００８７】
地域要求電力（ＡＲ）の周期成分の内、３ないし５分程度以上と最も長い周期成分に、オフセットが残っているような場合には、ステップＳ４６で、経済負荷配分の計算結果であるＥＬＤスケジュール値に、前記オフセット分を上乗せして、補正ＥＬＤスケジュール値とする。
【００８８】
具体的に地域要求電力（ＡＲ）を前記の周期成分に分ける方法としては、第2 実施の形態において説明した方式と同様、過去数１０秒間の幾つかのポイントの地域要求電力（ＡＲ）を用いてＰｒｏｎｙ解析により求めることができる。
【００８９】
本実施の形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）の周期成分が数分以上と最も長く、オフセットとなるものについては、経済負荷配分制御の計算結果( ＥＬＤスケジュール値) に上乗せして補正することで、オフセットを小さくする。
【００９０】
本実施の形態を取ることにより、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御することができ、系統としての制御性が向上する。
【００９１】
＜第８の実施の形態＞
本実施の形態は、第２の実施の形態と第３の実施の形態をシリーズに実施するものである。
【００９２】
本実施の形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）の負荷変動による周期成分が短いものに対しては、出力変動の速い水力発電機で、周期成分が長いものに対しては、出力変動の遅い火力発電機で分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることにより、応動特性がよくなり、従来より制御残も少なくなるので、系統としての制御性が向上する。また、フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を、発電機の増分燃料費に応じた順序で、発電機に配分することにより、発電機運用の経済性が向上する。
【００９３】
＜第９の実施の形態＞
本実施の形態は、第２の実施の形態と第４の実施の形態をシリーズに実施するものである。
【００９４】
本実施の形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）の負荷変動による周期成分が短いものに対しては、出力変動の速い水力発電機で、周期成分が長いものに対しては、出力変動の遅い火力発電機で分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることにより、応動特性がよくなり、従来より制御残も少なくなるので、系統としての制御性が向上する。
【００９５】
フィルタリングした地域要求電力（ＡＲ）を増減可能な調整容量を考慮し、発電機に優先順位を設けて配分することで、発電機運転の経済性が向上する。
【００９６】
＜第１０の実施の形態＞
本実施の形態は、第２の実施の形態と第７の実施の形態をシリーズに実施するものである。
【００９７】
本実施の形態によれば、地域要求電力（ＡＲ）の負荷変動による周期成分が短いものに対しては、出力変動の速い水力発電機で、周期成分が長いものに対しては、出力変動の遅い火力発電機で分担し、発電機種別の特性を生かした地域要求電力（ＡＲ）の区分けをすることにより、応動特性がよくなり、従来より制御残も少なくなるので、系統としての制御性が向上する。
【００９８】
また、地域要求電力（ＡＲ）の周期成分が数分以上と最も長く、オフセットとなるものについては、経済負荷配分制御の計算結果( ＥＬＤスケジュール値) に上乗せして補正することで、オフセットを小さくする。これにより、負荷周波数制御を行う周期時間（例えば１０秒）内に地域要求電力（ＡＲ）を十分に制御することができ、系統としての制御性が向上する。
【００９９】
【発明の効果】
以上説明したように、本発明によれば、電力系統の負荷周波数制御において、負荷変動の周期応動による制御性、発電機の効率的運用による経済性の向上に有効な負荷周波数制御システムを提供することができる。
【０１００】
すなわち、まず、予測計算法により予測精度の高い負荷周波数の制御ができ、次に、発電機種別の応動特性に応じた周期成分、あるいは地域要求電力の大きさに応じて地域要求電力をフィルタリング（区分け）することにより、システムの応動特性がよくなり、負荷周波数の制御性が向上する。さらに、発電機毎の増分燃料費、あるいは発電機毎の余力による調整能力に応じて地域要求電力を配分することにより、発電機を経済的に運用することができる。特に、目標指令値を区分けすることにより、平滑処理を加えて発電機のハンチングを防止することができ、さらにオフセットを縮小化してシステムの応動特性を改善することができる。
【図面の簡単な説明】
【図１】本発明の電力系統負荷周波数制御システムの構成図。
【図２】本発明の負荷周波数制御の処理内容を示すフローチャート。
【図３】本発明の地域要求電力（ＡＲ）の算出処理を示すフローチャート。
【図４】本発明の地域要求電力（ＡＲ）のフィルタリングを示すフローチャート（その１）。
【図５】本発明の地域要求電力（ＡＲ）の配分条件を示すフローチャート（その１）。
【図６】本発明の地域要求電力（ＡＲ）の配分条件を示すフローチャート（その２）。
【図７】本発明の地域要求電力（ＡＲ）のフィルタリングを示すフローチャート（その２）。
【図８】本発明の目標指令値のフィルタリング条件を示すフローチャート。
【符号の説明】
１…電力系統、２…計算機、３…他系統、４…連系線、５…ＭＭＩ（Man Machine Interface ）、１０…電力系統のデータ検出部、１１…検出用信号線、１２…制御用信号線、２０１、２０２、…、２０ｎ…発電機出力信号入力部、２１１，２１２、…、２１ｎ…上げ／下げ判定手段、２２１、２２２、…、２２ｎ…目標指令値作成部、２３…ＡＲ計算部、２４…ＡＲフィルタ計算部、２５…ＡＲ配分部、２６…発電端総需要計算部、２７…オンライン予測需要、２８…前日運転計画、２９…ＥＬＤスケジュール値計算部、
Claims (10)
- 電力系統の周波数変化量を検出する周波数変化量検出手段と、
前記電力系統の連系線潮流変化量を検出する連系線潮流変化量検出手段と、
前記周波数変化量と前記連系線潮流変化量を用いて所定の時点毎の地域要求電力を算出する地域要求電力算出手段と、
算出した地域要求電力を区分けする地域要求電力フィルタリング手段と、
フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段と、
配分された地域要求電力と経済負荷配分によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段と、
算出した目標指令値により、前記発電機に上げ／下げ指令を出すか否かを判定する上げ／下げ指令判定手段と
を有する負荷周波数制御システムにおいて、
前記地域要求電力算出手段は、現在から過去一定時間前までの複数の時点における地域要求電力から、次の制御周期の時点における地域要求電力を算出することを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 電力系統の周波数変化量を検出する周波数変化量検出手段と、
前記電力系統の連系線潮流変化量を検出する連系線潮流変化量検出手段と、
前記周波数変化量と前記連系線潮流変化量を用いて所定の時点毎の地域要求電力を算出する地域要求電力算出手段と、
算出した地域要求電力を区分けする地域要求電力フィルタリング手段と、
フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段と、
配分された地域要求電力と経済負荷配分によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段と、
算出した目標指令値により、前記発電機に上げ／下げ指令を出すか否かを判定する上げ／下げ指令判定手段と
を有する負荷周波数制御システムにおいて、
前記地域要求電力フィルタリング手段は、前記地域要求電力算出手段で算出された地域要求電力を、発電機種別毎の応動特性に応じた周期成分に区分けすることを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 電力系統の周波数変化量を検出する周波数変化量検出手段と、
前記電力系統の連系線潮流変化量を検出する連系線潮流変化量検出手段と、
前記周波数変化量と前記連系線潮流変化量を用いて所定の時点毎の地域要求電力を算出する地域要求電力算出手段と、
算出した地域要求電力を区分けする地域要求電力フィルタリング手段と、
フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段と、
配分された地域要求電力と経済負荷配分によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段と、
算出した目標指令値により、前記発電機に上げ／下げ指令を出すか否かを判定する上げ／下げ指令判定手段と
を有する負荷周波数制御システムにおいて、
前記フィルタリング電力配分手段は、地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、前記発電機毎の増分燃料費の順に配分することを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 電力系統の周波数変化量を検出する周波数変化量検出手段と、
前記電力系統の連系線潮流変化量を検出する連系線潮流変化量検出手段と、
前記周波数変化量と前記連系線潮流変化量を用いて所定の時点毎の地域要求電力を算出する地域要求電力算出手段と、
算出した地域要求電力を区分けする地域要求電力フィルタリング手段と、
フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段と、
配分された地域要求電力と経済負荷配分によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段と、
算出した目標指令値により、前記発電機に上げ／下げ指令を出すか否かを判定する上げ／下げ指令判定手段と
を有する負荷周波数制御システムにおいて、
前記フィルタリング電力配分手段は、地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、発電機毎の余力による調整能力の順に配分することを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 電力系統の周波数変化量を検出する周波数変化量検出手段と、
前記電力系統の連系線潮流変化量を検出する連系線潮流変化量検出手段と、
前記周波数変化量と前記連系線潮流変化量を用いて所定の時点毎の地域要求電力を算出する地域要求電力算出手段と、
算出した地域要求電力を区分けする地域要求電力フィルタリング手段と、
フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段と、
配分された地域要求電力と経済負荷配分によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段と、
算出した目標指令値により、前記発電機に上げ／下げ指令を出すか否かを判定する上げ／下げ指令判定手段と
を有する負荷周波数制御システムにおいて、
前記地域要求電力フィルタリング手段は、前記地域要求電力算出手段で算出された地域要求電力を、地域要求電力の大きさに応じて区分けし、夫々を発電機種別に分担させることを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 電力系統の周波数変化量を検出する周波数変化量検出手段と、
前記電力系統の連系線潮流変化量を検出する連系線潮流変化量検出手段と、
前記周波数変化量と前記連系線潮流変化量を用いて所定の時点毎の地域要求電力を算出する地域要求電力算出手段と、
算出した地域要求電力を区分けする地域要求電力フィルタリング手段と、
フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段と、
配分された地域要求電力と経済負荷配分によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段と、
算出した目標指令値により、前記発電機に上げ／下げ指令を出すか否かを判定する上げ／下げ指令判定手段と
を有する負荷周波数制御システムにおいて、
前記目標指令値算出手段は、目標指令値を規定値以下の出力変化速度の発電機によりフィルタリングし、規定値以下の発電機には目標指令値の平滑処理を行い、フィルタリングによって配分しきれなかった地域要求電力を累計して、再度、他の発電機に配分することを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 電力系統の周波数変化量を検出する周波数変化量検出手段と、
前記電力系統の連系線潮流変化量を検出する連系線潮流変化量検出手段と、
前記周波数変化量と前記連系線潮流変化量を用いて所定の時点毎の地域要求電力を算出する地域要求電力算出手段と、
算出した地域要求電力を区分けする地域要求電力フィルタリング手段と、
フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段と、
配分された地域要求電力と経済負荷配分によって時間毎に算出された経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段と、
算出した目標指令値により、前記発電機に上げ／下げ指令を出すか否かを判定する上げ／下げ指令判定手段と
を有する負荷周波数制御システムにおいて、
前記目標指令値算出手段は、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングして、抽出された4,5 分以上の周期成分を経済負荷配分スケジュール値に上乗せすることを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 請求項２記載の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングされた地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段は、前記地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、発電機毎の増分燃料費に応じた順序で配分することを特徴とする負荷周波数制御システム。
- 請求項２記載の負荷周波数制御システムにおいて、フィルタリングした地域要求電力を発電機毎に配分するフィルタリング電力配分手段は、前記地域要求電力フィルタリング手段でフィルタリングされた地域要求電力を、発電機毎の余力による調整能力に応じた順序で配分をすることを特徴とする負荷周波数制御システム。
- 請求項２における負荷周波数制御システムにおいて、地域要求電力と、経済負荷配分によって算出した経済負荷配分スケジュール値とから目標指令値を算出する目標指令値算出手段は、地域要求電力を周期成分によりフィルタリングすることによって抽出されたより周期の長い周期成分を、経済負荷配分スケジュール値に上乗せすることを特徴とする負荷周波数制御システム。
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