JP4616579B2

JP4616579B2 - 電力供給システム

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Publication number: JP4616579B2
Application number: JP2004143770A
Authority: JP
Inventors: 憲介川崎
Original assignee: Shikoku Research Institute Inc
Current assignee: Shikoku Research Institute Inc
Priority date: 2004-05-13
Filing date: 2004-05-13
Publication date: 2011-01-19
Anticipated expiration: 2024-05-13
Also published as: JP2005328622A

Description

本発明は、分散型電源装置を備える発電システムに関し、特に、自律分散制御システムを適用した電力供給システムに関する。

一般に複数の発電装置が連系した電力系統で、周波数・電圧といった電力品質の維持や発電用燃料の節約と言った経済運用を達成するには、系統の需給バランスと発電単価に応じた出力分担（負荷分担）を行うことが求められており、連系する発電設備の運転状況を正確に把握する必要がある。

このため、離島や開発途上国の独立した小規模系統などにおいても、大規模電力系統と同様に、発電設備の運転状況の把握と制御信号伝送のための通信回線を必要とすることから、より安価な制御方式が求められている。

また、負荷変動に対して安定した運転をするには、連系した電源が容量に応じた負荷分担を行う必要がある。ところが太陽光発電や蓄電池などインバータを用いた電源は一定周波数か一定出力で運転する方式しかなく、小規模系統を形成する他の分散型電源と協調して負荷分担を行える方式がない。

そこで、本発明の目的は、停電のような不都合を生じることなく周波数変動が少なく安価に安定した電力の供給を可能とすべく、自律分散制御を行う電力供給システムを提供することにある。

請求項１に記載の発明は、各発電設備にＡＦＣ制御装置を設け、それぞれの目標周波数を同一値に設定し、自端のＡＦＣ制御装置の制御ブロックの制御関数の時間応答を発電単価に応じて個々に設定することにより、自端で得られる情報および系統周波数から得られる需給バランスの情報に基づいて、系統全体での経済運用および需給バランス制御を行うことを特徴とする。

請求項１に記載の発明によれば、制御対象の発電機の台数が多くなっても、各目標周波数が同一値に設定されることから、系統周波数の目標周波数からの逸脱が抑制でき、経済的に高品質の電力を供給することが可能となる。また、発電機の増設も当該発電機の制御関数を調整するだけで既存設備の調整や工事が不要のため、増設が容易である。

請求項２に記載の発明は、各発電設備にＡＦＣ制御装置が設けられ、それぞれのＡＦＣ制御装置の目標周波数が同一値に設定されると共に入力に対する出力応答の不感帯が設けられ、自端のＡＦＣ制御装置の制御ブロックの制御関数の時間応答を発電単価に応じて個々に設定することにより、自端で得られる情報および系統周波数から得られる需給バランスの情報に基づいて、系統全体での経済運用および需給バランス制御を行うことを特徴とする。

請求項２に記載の発明によれば、各発電機のＡＦＣに計測誤差や設定誤差があって、ある発電機についてのＡＦＣ制御装置が周波数低下を検出し、他の発電機についてのＡＦＣ制御装置が周波数の増加を検出することに起因する各発電機の制御に競合が発生するのを防止できる。

本発明によれば、既存電力系統のように高価な通信回線を設けることなく、各発電機の自端で得られる情報をもとに、系統の周波数調整と発電単価に応じた出力分担による経済運用を実現できる。また、インバータを用いた電源についても、系統周波数変動や出力変動に対し他の電源と協調運転できるようになる。

以下、本発明の特徴を図示の実施例に沿って詳細に説明する。

〈実施例１〉独立型
図１は、本発明に係る発電システムを独立型インバータに適用した例を概略的に示すブロック図である。発電システム１０は、図示の例では、蓄電装置から成る直流電力源１１およびディーゼル発電機を有する交流電力源１２を各分散電源とする分散電源システムである。この分散電源システムすなわち発電システム１０の系統母線１３には、負荷１４が接続されている。

直流電力源１１は、インバータ回路１５を介して系統母線１３に接続されており、インバータ回路１５のスイッチング作用により直流電力源１１の直流電力は、交流電力に変換され、系統母線１３を経て負荷１４に供給される。また、負荷１４には、系統母線１３を経て交流電力源１２からの交流電力が供給される。

インバータ回路１５は、制御回路１６からの制御信号により、その作動の制御を受ける。制御回路１６は、基本的には、加算器１７を経て目標周波数ｆ₀の指示信号の入力を受けることにより、この目標周波数ｆ₀に一致した周波数で直流電力源１１の直流電力を交流電力に切り替えるように作動する。

インバータ回路１５の出力電力に応じて、制御回路１６への目標周波数ｆ₀の指示信号を補正するために、インバータ回路１５の出力電圧から周波数を検出する周波数検出部１８と、インバータ回路１５の出力電流および出力電圧からインバータ回路１５の出力電力を求める出力電力検出部１９と、目標周波数ｆ₀からのずれを抑制するためのＡＦＣ（自動周波数制御）部２０と、例えばＰＩ（比例積分）回路からなる平均値回路部２１とが設けられている。

周波数検出部１８からの検出信号は比較器２２に入力され、該比較器により求められた目標周波数ｆ₀との偏差がＡＦＣ部２０に入力される。ＡＦＣ部２０は、基本的には、前述の偏差が零となるような制御信号を出力する。また、出力電力検出部１９は、インバータ回路１５から系統母線１３への出力電力の増減に応じた制御信号を出力する。ＡＦＣ部２０からの制御信号と、出力電力検出部１９からの制御信号との差分が比較器２３により求められ、その差分が平均値回路部２１を経ることにより、均等化された補正制御信号として前記加算器１７により目標周波数ｆ₀に加算されて、この補正制御信号により補正された目標値制御信号（ｆ₀）によってインバータ回路１５の切り替え動作が制御される。

前記出力電力検出部１９から出力される制御信号は、系統母線１３への出力電力が増大あるいは減少すると、インバータ回路１５の切り替え周波数すなわち当該分散電源装置の出力周波数を減少あるいは増大させるように、作用する。系統周波数が減少あるいは増大すると、ＡＦＣ部２０による所定の出力遅れ時間後に、ＡＦＣ部２０の出力が増加あるいは減少し、出力周波数は目標周波数に回復する。

図２（ａ）および図２（ｂ）は、発電機出力−周波数の垂下特性を示すグラフであり、それぞの横軸は負荷を示し、各グラフの左方縦軸は交流電力源１２であるディーゼル発電機Ｇ１の出力周波数および各グラフの右方縦軸は直流電力源１１およびインバータ回路１５を備える蓄電装置Ｇ２の出力周波数をそれぞれ示す。図２（ａ）は、ある負荷でのディーゼル発電機Ｇ１および蓄電装置Ｇ２の垂下特性を示し、ディーゼル発電機Ｇ１の特性線ｇ１と蓄電装置Ｇ２の特性線ｇ２との交点で示される出力周波数（ｆ₀）および負荷分担割合（Ｇ１：Ｇ２）で動作している状態を示す。

図２（ｂ）は、負荷１４が増大した状態のグラフを示す。発電システム１０のインバータ回路１５の出力周波数はインバータ回路１５の出力電力の増大に伴い減少することから、図２（ｂ）のグラフのディーゼル発電機Ｇ１の特性線ｇ１および蓄電装置Ｇ２の特性線ｇ２との交点で示されるように、蓄電装置Ｇ２の出力周波数は（ｆ₀′）に低減し、この低減に伴い、ディーゼル発電機Ｇ１の負荷分担量（Ｇ１）が増大する。

他方、図３（ａ）および図３（ｂ）は従来の分散システムの発電機垂下特性についての図２（ａ）および図２（ｂ）と同様なグラフを示す。図３（ａ）および図３（ｂ）に示すように、従来では負荷１４の変化に拘わらず、蓄電装置Ｇ２の出力周波数が変化しないことから、ディーゼル発電機Ｇ１の負荷分担量は変化せず、そのため、負荷の増大時に蓄電装置Ｇ２に大きな負担が掛かっていた。

これに対し、本発明に係る発電システム１０によれば、図２（ａ）および図２（ｂ）の各グラフに示したように、負荷１４の増大に応じてディーゼル発電機Ｇ１の負荷分担量を増大させることができ、これにより蓄電装置Ｇ２の負荷分担量の軽減を図ることができるので、この蓄電装置Ｇ２の負担増による不具合を解消し、安定した電力供給が可能となる。

平均値回路部２１をＰＩ制御回路に代えてＰＩＤ（比例積分微分）制御回路あるいはローパスフィルタ等で構成することができる。また、図１の周波数検出部１８が後述する実施例３についての図７に示すＧ１（Ｓ）回路に、図１のＡＦＣ部２０が同実施例３についての図７のＧ２（ｓ）回路に、図１のｆ₀はいずれも図７のｆ₀にそれぞれ対応することから、これらの周波数検出部１８およびＡＦＣ部２０を後述する実施例３および実施例４のＧ１（ｓ）回路およびＧ２（ｓ）回路にそれぞれ適用することができる。

〈実施例２〉連系型
図４に示す発電システム５０は、本発明に係る発電システムを蓄電連系型インバータに適応した例を示す。

蓄電発電システム５０では、インバータ回路１５のための制御回路１６は、基本的には、インバータ回路１５の出力電圧からインバータ回路１５の出力電圧の位相を検出し、位相調整信号を出力する位相調整部２４と、出力指示値信号を出力する出力設定回路２５とを有する。発電システム５０の制御回路１６では、位相調整部２４からの出力信号および出力設定回路２５からの出力信号が乗算器２６で乗算された後、比較器２７でインバータ回路１５の出力電流信号との差分が求められ、この差分が平滑化回路部２１で平滑化とゲイン調整を受けた後、これに加算器１７で位相調整部２４からの出力信号が加算されて形成された制御信号がインバータ回路１５に供給される。この構成は、従来の発電システムと同様であり、系統母線１３の周波数すなわち連系系統周波数に応じた周波数の電力を系統母線１３に出力すべくインバータ回路１５が切り替え制御を受ける。

蓄電発電システム５０では、この従来構成の制御回路１６に、位相調整部２４の出力を受け、該出力から目標周波数ｆ₀からの逸脱量に応じて変化する係数Ｋを示す補正信号を出力する補正係数回路２８が設けられている。この補正係数回路２８は、位相調整部２４からの出力信号を用いて次式（１）で示される補正係数Ｋを算出する。

Ｋ＝１−（ｆ−ｆ₀）／（δｆ₀） …（１）
ここで、ｆは、位相調整部２４の出力信号から得られるインバータ回路１５の出力電圧周波数を示す。

補正係数回路２８で求められた係数Ｋ信号は、乗算器２６で、出力設定回路２５および位相調整部２４からの各出力と乗算されることにより、インバータ回路１５への制御信号が補正される。

この補正係数回路２８からの補正信号により、インバータ回路１５は系統母線１３の周波数の増大に応じて直流電力源１１およびインバータ回路１５を備える蓄電装置Ｇ２からの出力電力を減少させる。

従来の分散システムの出力−周波数特性は、図５（ａ）および図５（ｂ）のそれぞれのグラフに示すように、負荷電力の変化にも拘わらず、蓄電池発電装置Ｇ２の出力が変化しないことから、負荷の増大時にディーゼル発電装置Ｇ１に大きな負担がかかっていた。

これに対し、本発明に係る発電システム５０を適用することで、図２に示したと同様な垂下特性を得ることができ、これにより蓄電装置Ｇ２（１１、１５、１６）の負荷分担量を増大させることができるので、ディーゼル発電機Ｇ１の負荷分担量の軽減を図ることができ、このディーゼル発電機Ｇ１の負担増による不具合を解消し、安定した電力供給が可能となる。

なお出力設定回路２５は、外部制御回路から入力される出力設定信号に応じた出力指示値を出力する場合や、太陽光発電システムのように直流電圧一定制御や最大出力制御となるような出力指示値を出力する場合などがある。

図４に示すように、補正係数回路２８によって異常周波数を検出可能とし、補正係数回路２８がこの異常周波数を検出したとき、出力設定回路２５が最大出力制御等を行っている場合はこれを停止させるべく出力設定回路２５に作動ロック信号を出力させることができる。

この出力設定回路２５の出力指示値から、後述する実施例３のＡＦＣ回路（図１２参照）または実施例４のＡＦＣ回路（図１５参照）の出力信号を差し引き、図４の乗算器２６に入力することで実施例３および４を適用することができる。

〈実施例３〉
複数の発電機の燃料消費が最小となる負担分担は、等増分燃料費となるように配分する。太陽光発電（ＰＶ）または風力発電、ディーゼル発電機（ＤＧ）、蓄電装置（Ｂａｔｔ）で構成される電力系統では、太陽電池などの再生可能エネルギーによる発電出力を第一に用い、ディーゼル発電機（ＤＧ）で充電する電力を最後に使用するのが最も効率的である。

太陽光発電（ＰＶ）、ディーゼル発電機（ＤＧ）、蓄電装置（Ｂａｔｔ）のエネルギー源別エネルギーコストの関係を図６に示す。

このようなディーゼル発電機（ＤＧ）と、太陽光発電（ＰＶ）と、蓄電装置（Ｂａｔｔ）とで構成される小規模電力系統で、各発電設備にＡＦＣ制御機能と自端情報をもとに該ＡＦＣ設定周波数を調整する図７に示す制御回路を設け、発電出力や蓄電装置の残存容量などの自端情報と、系統周波数から得られる需給バランスの情報とを基に、それぞれの発電機（ＤＧ、ＰＶ、Ｂａｔｔ）の各制御回路が当該発電機の起動停止を行ったり、自端のＡＦＣの設定周波数を自動調整し、必要な発電設備の起動停止、出力調整を行うことにより、協調して、系統の需給バランス調整や、燃料消費量の低減と最大供給可能電力の確保とを図ることができる。

ＡＦＣ制御は、一定時間内の系統周波数の平均値または系統周波数をローパスフィルタで平滑化した値が設定周波数になるように当該発電機の出力を制御する。

図７にＡＦＣ制御対象発電機のＡＦＣ回路の一例を示す。

図７に示すＧ１（ｓ）は前記平均値を求める平均値算出回路または系統周波数を通すローパスフィルタ等の伝達関数を示し、平均値算出回路が用いられるとき、一定時間（Δｔ×ｎ）の周波数平均値ｆ_aveは、図７に示す式（１）で表示される。また１次遅れローパスフィルタ等が用いられるとき、伝達関数Ｇ１（ｓ）は図７に示す式（２）で示される。積分回路あるいは比例積分回路等の伝達関数Ｇ２（ｓ）は、積分回路が用いられるとき図７に示す式（３）で示され、比例積分回路が用いられるとき図７に示す式（４）で示される。

図７に示す出力指示値は、出力配分のための制御信号である。実施例３ではＡＦＣ回路出力の平均値で代用できるため０とする。

前記したように、実施例３についての図７に示すＧ１（Ｓ）回路およびＧ２（ｓ）回路は、実施例１についての図１に示した周波数検出部１８およびＡＦＣ部２０にそれぞれ対応する。

（ディーゼル発電機低出力時の効率低下対応）
太陽光発電（ＰＶ）の出力が大きい場合および深夜のように負荷が軽くディーゼル発電機（ＤＧ）の発電効率が低下する場合、事前にディーゼル発電機（ＤＧ）の発電効率の高い出力で蓄電装置（Ｂａｔｔ）を充電し、該ディーゼル発電機（ＤＧ）の代わりに蓄電装置（Ｂａｔｔ）から電力を供給し、これにより燃料消費量を節約することができる。

蓄電装置（Ｂａｔｔ）やディーゼル発電機（ＤＧ）の出力調整および起動停止をそれぞれの発電機の状態に基づいて該発電機の各制御回路がＡＦＣの設定周波数を調整することで協調した制御が可能になる。

図８乃至図１０は、ディーゼル発電機（ＤＧ）の低出力対応を示す出力−周波数の垂下特性のグラフを示す。

図８はディーゼル発電機（ＤＧ）が一定の出力Ｐ_DGL以上で一定の周波数ｆ_DG0でＡＦＣ運転中の状態を示す。一定出力Ｐ_DGL以下になると該ディーゼル発電機（ＤＧ）の制御回路によりガバナー運転（ＧＯＶ）に移行し、あるいはディーゼル発電機（ＤＧ）のＡＦＣ設定周波数が増大され、系統周波数が増加する。ここで、ｆ_DG・_AFCおよびｆ_DG・_oはそれぞれディーゼル発電機（ＤＧ）のＡＦＣ設定周波数および目標周波数を示す。ｆ_DG・_onおよびｆ_DG・_offはそれぞれディーゼル発電機（ＤＧ）の運転開始周波数および運転停止周波数を示す。ｆ′_DG・_onは、ディーゼル発電機（ＤＧ）の起動を促すための蓄電装置（Ｂａｔｔ）のＡＦＣ設定周波数を示す。また、Ｐ_DGはディーゼル発電機（ＤＧ）の有効電力を示し、Ｐ_Lは負荷を示す。

図９および図１０は、低出力対応状態を示す垂下特性のグラフである。ｆ_B・_AFCは蓄電装置（Ｂａｔｔ）のＡＦＣ設定周波数を示し、ｆ_B・_on、ｆ_B・_Lおよびｆ_B・_Hは、それぞれ蓄電装置（Ｂａｔｔ）の運転開始周波数、蓄電池充電のためにディーゼル発電機（ＤＧ）の出力増加を促すための蓄電装置ＡＦＣ設定周波数、ディーゼル発電機（ＤＧ）の解列を促すための蓄電装置ＡＦＣ設定周波数を示す。また、ｆ_PV・_maxは、蓄電池が満充電となり、太陽光の余剰電力を充電できなくなった時の系統周波数の上昇を抑制するための太陽光発電ＡＦＣ設定周波数を示す。

図９および図１０に示すように、蓄電装置（Ｂａｔｔ）の制御回路は系統周波数の増加によって負荷が軽くなっていることを把握すると、蓄電装置（Ｂａｔｔ）を起動する。また蓄電装置（Ｂａｔｔ）の残存容量が予め設定した値下の場合、該蓄電装置（Ｂａｔｔ）の制御回路は、充電が必要なことを自端のＡＦＣ設定周波数ｆ_B・_AFCをｆ_B・_Lに低下させることでディーゼル発電機（ＤＧ）に通知し、該ディーゼル発電機（ＤＧ）に最大出力運転を促す。蓄電装置（Ｂａｔｔ）の制御回路は、その必要量の充電が完了すると、該蓄電装置（Ｂａｔｔ）のＡＦＣ設定周波数ｆ_B・_AFCをｆ_B・_Hまで上昇させる。この蓄電装置（Ｂａｔｔ）のＡＦＣ設定周波数の上昇により、系統周波数がディーゼル発電機（ＤＧ）の解列のための設定周波数ｆ_DG・_OFF以上となり、ディーゼル発電機（ＤＧ）が解列される。

負荷が大きくなり、ディーゼル発電機（ＤＧ）が直接供給する方が燃料消費量を小さくすることができる場合は、ｆ_B・_AFCを下げ、ディーゼル発電機（ＤＧ）を起動させ、蓄電装置（Ｂａｔｔ）からの電力供給を止める。

なお、太陽光発電（ＰＶ）の発電電力量が多く、ディーゼル発電機（ＤＧ）を停止しているにも拘わらず蓄電装置（Ｂａｔｔ）が満充電状態になった場合、蓄電装置（Ｂａｔｔ）のＡＦＣ周波数を上昇させることにより、太陽光発電（ＰＶ）のＡＦＣで系統周波数をｆ_PD・_maxに維持することができる。

（ピーク負荷対応）
事前に与えた負荷カーブから、ディーゼル発電機（ＤＧ）による発電容量が不足するのを予見できる場合、予め必要電力量を蓄電装置（Ｂａｔｔ）に充電し、ピーク負荷時にディーゼル発電機（ＤＧ）の定格運転と蓄電装置（Ｂａｔｔ）の放電で必要電力を供給することができる。

図１１はピーク負荷対応の状態を示す出力−周波数の垂下特性のグラフである。蓄電装置（Ｂａｔｔ）の制御回路が、負荷カーブから、ピーク負荷対応の蓄電装置（Ｂａｔｔ）の蓄電容量の不足を予想すると、蓄電装置（Ｂａｔｔ）のＡＦＣ設定周数をディーゼル発電機（ＤＧ）の起動周波数ｆ_DG・_ONよりも下げることにより、ディーゼル発電機（ＤＧ）を起動させ、さらにディーゼル発電機（ＤＧ）のＡＦＣ設定周波数ｆ_DG・_ONより下げることで、その最大効率の出力での運転を促し、所要電力の充電を行う。所要電力量が充電できれば、蓄電装置（Ｂａｔｔ）の制御回路は、ＡＦＣ設定周波数は変化させずに充電を停止し、ディーゼル発電機（ＤＧ）と並列運転を継続する。負荷が増加し、ディーゼル発電機（ＤＧ）の定格容量を超える負荷がかかると、ディーゼル発電機（ＤＧ）のＡＦＣでは周波数を維持できず、系統周波数は低下してくる。周波数が蓄電装置（Ｂａｔｔ）のＡＦＣ設定周波数以下になると、発電力の不足を蓄電装置（Ｂａｔｔ）から供給し、系統周波数を蓄電装置（Ｂａｔｔ）のＡＦＣ設定値に維持する。この状況が、図１１の発電機垂下特性グラフに示されている。なお、ピーク負荷から深夜低負荷へは、図１１の１２の状態で待機の上、負荷低下を見極めて蓄電装置（Ｂａｔｔ）を停止し、図８の（１）状態へ移行する。

〈実施例４〉
前記したところでは、制御対象毎に目標周波数の設定が必要となり、制御対象の発電機台数が多くなると、系統周波数の仕上がりが悪くなる、すなわち、系統周波数に変動が生じ易く一定値への迅速な収束が望めなくなる。

この点を改善するために、全ての発電機にＡＦＣを設け、それらの目標周波数を同一値に設定し、各発電機のＡＦＣ制御ブロックの制御関数Ｇ１（ｓ）およびＧ２（ｓ）の何れか一方またはその双方の時間応答を発電単価に応じて個々に設定することにより経済的な出力分担と電力品質の維持との両立を図ることができる。

その原理は、次ぎのとおりである。すなわち、周波数低下が生じたときは、発電単価の安い発電機ほど短時間で出力設定値を増加させるように、ＡＦＣの応答時間を短くし、逆に周波数上昇が生じたときは、発電単価の高い発電機ほど短時間で出力設定値を減少させるように、ＡＦＣの応答を早くする。これにより、周波数上昇時と低下時では、異なった応答速度が設定される。

図１２は制御ブロックの例を示す。ここで、Ｇ１（ｓ）は、図７に示した実施例３におけると同様に、前記系統周波数を入力として均値を求める平均値算出回路または系統周波数を通すローパスフィルタ等の伝達関数を示し、ｆ_aveは、Ｇ１（ｓ）の出力を示し、Ｇ２（ｓ）は積分回路あるいは比例積分回路等の伝達関数である。また、前記したように、図１２に示すＧ１（Ｓ）回路およびＧ２（ｓ）回路は、実施例１に適用する場合は図１に示した周波数検出部１８およびＡＦＣ部２０にそれぞれ対応する。Ｈ_iはゲイン回路であり、ｅ_i1およびｅ_i2は、それぞれゲイン回路Ｈ_iへの入力信号および出力信号を示す。ゲイン回路Ｈ_iへの入力信号ｅ_i1は、Ｇ１（Ｓ）の出力ｆ_aveと目標周波数ｆ₀との偏差である。

図１３は、前記Ｈｉの特性図を示し、ｇ_iGおよびｇ_iLは、それぞれｅ_i1が正の場合のゲイン（比例係数）およびｅ_i1が負の場合のゲイン（比例係数）を示す。

発電単価の安い発電機ほどｇ_iLを大きく、またｇ_iGを小さくする。周波数が増加したとき発電単価の高い発電機ほどｅ_i2が大きくなり、発電機出力の指示値Ｐ_Gi0を早く減少させ、系統周波数上昇を低減する。逆に、系統周波数が低下したときは、発電単価の安い発電機ほどｅ_i2が小さくなり、発電機出力指示値Ｐ_Gi0を早く増加させ、系統周波数を回復させる。系統周波数の変動がある毎にこの調整を行うことから、発電単価の安い発電機ほど多くの出力分担をすることになり、電力品質の維持と経済負荷分配との両立が図られる。

なお、発電機の発電単価は発電状況で変化する。定格出力付近では効率が高くなり、低出力時は効率が低下する。この状況に応じて、ｇ_iLやｇ_iGを調整することで、より細かな経済運用が可能となる。

（特性値設定の簡略化方法と発電機運転の平準化対策）
前記したように時間特性を調整し、発電機の発電単価毎に細かくＡＦＣの応答時間を設ければ、きめ細かな制御が可能になる反面、設定が煩雑化する。この煩雑化の低減のために、系統連系する発電機を発電単価毎に複数の群に分類し、それぞれの群に応じて特性値を設定することができる。

しかしながら、同一群として相互に同一値が設定されたとしても、計測誤差や設定誤差等のために特定の発電機が常時優先されたり、これとは逆に常に最後に使用されるようなことが生じる。これを防止するため、日単位または月単位等で特性値を計測誤差や設定誤差が無視できる大きさでランダムに変化させ、同一群では平等に運転されるようにする。

図１４は、発電機群と特性設定例を示す。図１４に示す表の各設定特性値ｇ_iGmおよびｇ_iLmは、日単位または月単位等で次式を用いて微調整される。

ｇ_iGm＝ｇ_iGm0＋ε_G×ｒｎｄ
ｇ_iLm＝ｇ_iLm0＋ε_L×ｒｎｄ
ここで、ｇ_iGm0およびｇ_iLm0は、ｇ_iGmおよびｇ_iLmのそれぞれの中心値であり、ｒｎｄは−１〜＋１の乱数である。また、ε_Gおよびε_Lは、それぞれ調整幅であり、計測誤差や設定誤差よりも充分に大きく、調整後のｇ_iGmやｇ_iLmが他の群と並が逆転しない値である。

（ＡＦＣの競合防止対策）
各発電機のＡＦＣに計測誤差や設定誤差があれば、その誤差によって、ある発電機が周波数低下を検出したときに他の発電機が周波数の増加を検出することがある。このような状況が生じると、一方の発電機が出力を増加させ、他の発電機が出力を減少させるような逆作用の制御による競合が発生する。この競合を防止するために、ＡＦＣの周波数計測誤差や設定値の誤差を考慮した不感帯を設けることができる。

図１５は、このような不感帯が設けられたＡＦＣ回路の一例を示すブロック図であり、図１６（ａ）および図１６（ｂ）はそれぞれ不感帯の例を示すグラフである。

図１６（ａ）は、ｅ_i0が±ε以内のときに出力を零とし、それを超えるときに入力に比例した出力が出る例を示す。また、図１６（ｂ）は、ｅ_i0が±ε以内のときに出力を零とし、ε以上のときはｅ_i1＝ｅ_i0−εを出力し、−ε以下のときはｅ_i1＝ｅ_i0＋εを出力する例を示す。何れの例も、ｅ_i0が±ε以内のときに出力が零であることから、εの値を各発電機ＡＦＣの周波数計測誤差や設定誤差から決まる裕度以上に設定しておくことで、各発電機のＡＦＣが競合することを防止できる。

前記したように、全ての発電機のＡＦＣの目標周波数を同一値に設定し、各発電機のＡＦＣ制御ブロックの制御関数Ｇ１（ｓ）およびＧ２（ｓ）の何れか一方またはその双方の時間応答を発電単価に応じて個々に設定することにより、通常の系統周波数の変化から優先順位の高い発電機を起動・停止しあるいは負荷分担を調整することができ、これにより応答時間が若干長くなるが、多数の発電機が並列に設けられても系統周波数の仕上がりが良くなる。また、発電機の増設が行われても、発電機群を選定すれば、特段の調整が不要となるので、拡張性が高まる。また、計測誤差や設定誤差に伴う運転発電機の偏りや発電機間の競合も定期的な設定値の微調整や不感帯を設けることで防止することができる。

本発明に係る発電システムの実施例１を示すブロック図である。図２（ａ）および図２（ｂ）は図１に示した発電システムの負荷の増大に伴う負荷分担量の変化を示すグラフである。図３（ａ）および図３（ｂ）は従来の発電システムの負荷の増大に伴う負荷分担量の変化を示すグラフである。本発明に係る発電システムの実施例２を示すブロック図である。図３（ａ）および図３（ｂ）は従来の他の発電システムの負荷の増大に伴う負荷分担量の変化を示すグラフである。エネルギー源別のエネルギーコストを示すグラフである。本発明に係るＡＦＣ回路の一例を示すブロック図である。本発明に係る発電機の垂下特性のグラフ（その１）を示す。本発明に係る発電機の垂下特性のグラフ（その２）を示す。本発明に係る発電機の垂下特性のグラフ（その３）を示す。本発明に係る発電機の垂下特性のグラフ（その４）を示す。本発明に係るＡＦＣ回路の他の一例を示すブロック図である。図１２に示したＡＦＣ回路のＨｉ特性を示すグラフである。ＡＦＣ回路の時間特性の特性設定例を示す説明図である。本発明に係るＡＦＣ回路のさらに他の一例を示すブロック図である。図１６（ａ）および図１６（ｂ）は、図１５に示すＡＦＣの不感帯の例１および例２をそれぞれ示すグラフである。

符号の説明

１０、５０発電システム
１１直流電力源
１２交流電力源
１３系統母線
１４負荷
１５インバータ回路
１６制御回路

Claims

各発電設備にＡＦＣ制御装置を設け、それぞれの目標周波数を同一値に設定し、自端のＡＦＣ制御装置の制御ブロックの制御関数の時間応答を発電単価に応じて個々に設定することにより、自端で得られる情報および系統周波数から得られる需給バランスの情報に基づいて、系統全体での経済運用および需給バランス制御を行うことを特徴とする電力供給システム。
各発電設備にＡＦＣ制御装置が設けられ、それぞれのＡＦＣ制御装置の目標周波数が同一値に設定されると共に入力に対する出力応答の不感帯が設けられ、自端のＡＦＣ制御装置の制御ブロックの制御関数の時間応答を発電単価に応じて個々に設定することにより、自端で得られる情報および系統周波数から得られる需給バランスの情報に基づいて、系統全体での経済運用および需給バランス制御を行うことを特徴とする電力供給システム。