JP4856468B2

JP4856468B2 - 負荷周波数制御装置、負荷周波数制御方法

Info

Publication number: JP4856468B2
Application number: JP2006135271A
Authority: JP
Inventors: 俊雄井上; 博之天野
Original assignee: Central Research Institute of Electric Power Industry
Current assignee: Central Research Institute of Electric Power Industry
Priority date: 2006-05-15
Filing date: 2006-05-15
Publication date: 2012-01-18
Anticipated expiration: 2026-05-15
Also published as: JP2007306770A

Description

この発明は、電力系統の負荷周波数を制御する負荷周波数制御装置および負荷周波数制御方法ならびにＥＤＣ発電機に対する出力補正要求量を算出するＥＤＣ補正要求量算出装置およびＥＤＣ補正要求量算出方法に関し、特に、地域要求量の変動を増加させることなく出力応動遅れの大きいＬＦＣ発電機を有効に活用することができる負荷周波数制御装置および負荷周波数制御方法ならびにＥＤＣ補正要求量算出装置およびＥＤＣ補正要求量算出方法に関するものである。

電力系統の負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）は、負荷変動の短周期成分（数分から２０分周期程度の変動成分）によって生じる需給インバランス（地域要求量ＡＲと呼ばれる）を発電調整で補償することで系統周波数や社間連系線潮流を目標値に維持する制御である。

ＬＦＣの制御対象発電機（ＬＦＣ発電機）の主体は火力機であり、中給ＬＦＣ装置からＬＦＣ発電機に送信される出力調整指令（ＬＦＣ指令）に対して出力応動遅れが大きい場合、制御仕上がりに影響を与える。特に石炭火力機では給炭機、ミル等の応動遅れに起因して、出力指令に対する出力応動遅れが大きい場合がある。

また、近年の火力機では熱効率の面から部分出力帯（概ね３０％から９０％出力）では変圧運転の採用が一般的である。変圧運転では、蒸気加減弁の開度をほぼ全開に維持したまま、ボイラ出力を調整することで発電出力を調整する。このため、ボイラ出力が上昇し始めるまでは発電出力は変化しないので、ＬＦＣ指令に対して数十秒程度の出力応動遅れ時間が生じる場合がある。一方、中給ＬＦＣの制御ロジックにはもともと位相遅れが生じる要素、例えば平滑用フィルターや積分要素などが存在している。

このため、従来のＬＦＣ制御ロジックでは、出力応動遅れが大きい発電機を使用するとトータルの位相遅れが大きくなり、系統大としてのＬＦＣ性能へ影響するため、出力応動遅れが大きい発電機を十分に活用できない。非特許文献１においても発電機の応動遅れを考慮したＬＦＣ制御の高度化が今後の課題であることが指摘されている。

電気学会技術報告第９３１号、「給電自動化システムの機能」、（２００３−７）

しかしながら、従来は、発電機の応動遅れを考慮して出力応動遅れの大きいＬＦＣ発電機を有効に活用するＬＦＣ制御を具体的にどのように行えば良いかが明確になっていないという問題があった。

この発明は、上述した従来技術による問題点を解消するためになされたものであり、地域要求量の変動を増加させることなく出力応動遅れの大きいＬＦＣ発電機を有効に活用することができる具体的な負荷周波数制御装置および負荷周波数制御方法ならびにＥＤＣ補正要求量算出装置およびＥＤＣ補正要求量算出方法を提供することを目的とする。

上述した課題を解決し、目的を達成するため、本発明に係る負荷周波数制御装置は、電力系統の負荷周波数を制御する負荷周波数制御装置であって、出力応動遅れに基づいて発電機が分類される複数のグループに各グループに属する発電機が追従可能な地域要求量の変動成分を配分する複数のローパスフィルタと、前記ローパスフィルタにより配分された各変動成分に基づいて各発電機の出力調整指令を生成することを特徴とする。

この発明によれば、出力応動遅れに基づいて発電機が分類される複数のグループに各グループに属する発電機が追従可能な地域要求量の変動成分を複数のローパスフィルタが配分し、ローパスフィルタにより配分された各変動成分に基づいて各発電機の出力調整指令を生成するよう構成したので、出力応動遅れの大きな発電機も負荷周波数制御を担うことができる。

また、本発明に係る負荷周波数制御装置は、上記発明において、前記指令生成手段は、発電機ごとのＰＩＤ制御によって出力調整指令を生成することを特徴とする。

この発明によれば、発電機ごとのＰＩＤ制御によって出力調整指令を生成するよう構成したので、地域要求量に対する発電機出力変化の速応性と安定性を特に出力応動遅れの大きい発電機について改善することができる。

また、本発明に係る負荷周波数制御装置は、上記発明において、各発電機に対するＰＩＤ制御のＩ制御出力を合計してＥＤＣ補正要求量を算出するＥＤＣ補正要求量算出手段をさらに備えたことを特徴とする。

この発明によれば、各発電機に対するＰＩＤ制御のＩ制御出力を合計してＥＤＣ補正要求量を算出するよう構成したので、適切なＥＤＣ補正要求を行うことができる。

また、本発明に係る負荷周波数制御装置は、電力系統の負荷周波数を制御する負荷周波数制御装置であって、各発電機に配分された地域要求量の変動成分からＰＩＤ制御によって各発電機に対する出力調整指令を生成する個別ＰＩＤ制御手段を発電機ごとに備えたことを特徴とする。

この発明によれば、各発電機に配分された地域要求量の変動成分から発電機ごとのＰＩＤ制御によって各発電機に対する出力調整指令を生成するよう構成したので、地域要求量に対する発電機出力変化の速応性と安定性を特に出力応動遅れの大きい発電機について改善することができる。

また、本発明に係るＥＤＣ補正要求量算出装置は、発電機に配分された地域要求量の変動成分から発電機に対する出力調整指令を生成する制御のＩ制御出力に基づいてＥＤＣ補正要求量を算出する算出手段を備えたことを特徴とする。

この発明によれば、発電機に配分された地域要求量の変動成分から発電機に対する出力調整指令を生成する制御のＩ制御出力に基づいてＥＤＣ補正要求量を算出するよう構成したので、適切なＥＤＣ補正要求を行うことができる。

また、本発明に係る負荷周波数制御方法は、電力系統の負荷周波数を制御する負荷周波数制御方法であって、出力応動遅れに基づいて発電機が分類される複数のグループに各グループに属する発電機が追従可能な地域要求量の変動成分を複数のローパスフィルタが配分する変動成分配分工程と、前記変動成分配分工程により配分された各変動成分に基づいて各発電機の出力調整指令を生成する指令生成工程と、を含んだことを特徴とする。

また、本発明に係る負荷周波数制御方法は、上記発明において、前記指令生成工程は、発電機ごとのＰＩＤ制御によって出力調整指令を生成することを特徴とする。

また、本発明に係る負荷周波数制御方法は、上記発明において、各発電機に対するＰＩＤ制御のＩ制御出力を合計してＥＤＣ補正要求量を算出するＥＤＣ補正要求量算出工程をさらに含んだことを特徴とする。

また、本発明に係る負荷周波数制御方法は、電力系統の負荷周波数を制御する負荷周波数制御方法であって、各発電機に配分された地域要求量の変動成分から発電機ごとのＰＩＤ制御によって各発電機に対する出力調整指令を生成する個別ＰＩＤ制御工程を含んだことを特徴とする。

また、本発明に係るＥＤＣ補正要求量算出方法は、発電機に配分された地域要求量の変動成分から発電機に対する出力調整指令を生成する制御のＩ制御出力に基づいてＥＤＣ補正要求量を算出する算出工程を含んだことを特徴とする。

本発明によれば、出力応動遅れの大きな発電機も負荷周波数制御を担うことができるので、出力応動遅れの大きな発電機を有効に活用することができるという効果を奏する。

また、本発明によれば、地域要求量に対する発電機出力変化の速応性と安定性を特に出力応動遅れの大きい発電機について改善することができるので、出力応動遅れの大きな発電機を有効に活用することができるという効果を奏する。

また、本発明によれば、適切なＥＤＣ補正要求を行うので、需給インバランスのレベル変化を適切にＥＤＣ発電機に移すことができるという効果を奏する。

以下に添付図面を参照して、この発明に係る負荷周波数制御装置および負荷周波数制御方法ならびにＥＤＣ補正要求量算出装置およびＥＤＣ補正要求量算出方法の好適な実施例を詳細に説明する。なお、以下の説明では、特にことわらない限り、「発電機」は「ＬＦＣ発電機」を意味することとする。

まず、本実施例に係る負荷周波数制御装置の構成について説明する。図１は、本実施例に係る負荷周波数制御装置の構成を示す機能ブロック図である。同図に示すように、この負荷周波数制御装置１００は、ＬＰＦ１０₁〜１０₃と、係数乗算部２０₁₁〜２０_3iと、ＰＩＤ制御部３０₁₁〜３０_3iと、ＥＤＣ補正要求量算出部４０とを有する。

なお、ここでは、発電機が出力応動遅れに基づいて３グループに分類され、グループ＃１に属するｎ台の発電機は出力応動遅れが最も大きく、グループ＃２に属するｍ台の発電機は次に出力応動遅れが大きく、グループ＃３に属するｉ台の発電機は出力応動遅れが最も小さい場合について説明する。例えば、グループ＃１は石炭火力機、グループ＃２はＬＮＧ／石油火力機、グループ＃３はコンバインド火力機や水力機が該当する。

ＬＰＦ１０₁〜１０₃は、ＡＲから３つの変動成分を抽出するローパスフィルタであり、ＬＰＦ１０₁は、ＡＲのうち緩やかな変動成分を抽出し、ＬＰＦ１０₃は、ＡＲのうち速い変動成分を抽出し、ＬＰＦ１０₂は、ＡＲのうち中間の変動成分を抽出する。

具体的には、まずＬＰＦ１０₁が、ＡＲのうちグループ＃１の発電機が追従可能な緩やかな変動成分を抽出し、次にＬＰＦ１０₂が、その残りの変動成分から、より出力応動遅れが小さなグループ＃２の発電機が追従可能な変動成分を抽出し、次にＬＰＦ１０₃が、その残りの変動成分から、最も出力応動遅れが小さなグループ＃３の発電機が追従可能な変動成分を抽出する。

すなわち、各ＬＰＦのカットオフ周波数は、各グループの発電機の出力応動遅れに依存した値となる。ここで、ＬＦＣ発電機の出力応動遅れは、図２に示すように、無駄時間遅れと一次進み遅れで表現することができる（天野、川口、井上、「負荷周波数制御シミュレーション用火力プラントモデルの開発」、電中研研究報告Ｔ０３０４４(２００４−４)参照）。

図２をもとにすると、出力帯上下限制約と出力変化速度を無視し、また、無駄時間遅れを集中定数系で近似（パディ近似等）すれば、ＬＦＣ指令に対する発電機出力のボード線図を得ることができる。一例として、後述のシミュレーションで想定したSlow発電機のボード線図を図３に示す。

本実施例では、ＬＦＣ指令の周期変動に対して４５度程度の位相遅れが生じる角周波数を、ＬＦＣ指令に対して十分に追従できる限界の周波数の目安としている。そして、これを超す周波数成分を低減するため、この目安をＬＰＦのカットオフ周波数に設定している。図３の例では、この周波数は約０．０１（rad/s）となることから、ＬＰＦの一次遅れ時定数の設定は約１００秒となる。

図１に戻って、係数乗算部２０₁₁〜２０_3iは、各グループ用に抽出された変動成分をグループ内の各発電機に所定の比率で配分するために変動成分に所定の係数を乗ずる演算部である。各係数乗算部は各発電機に対応して設けられる。

ＰＩＤ制御部３０₁₁〜３０_3iは、各発電機に配分された変動成分を入力してＰＩＤ制御により各発電機に対するＬＦＣ指令を出力する制御部である。各ＰＩＤ制御部も各発電機に対応して設けられる。

このように、本実施例に係る負荷周波数制御装置１００は、ＬＰＦ１０₁〜１０₃を用いて各グル−プに配分する変動成分を抽出し、係数乗算部２０₁₁〜２０_3iを用いて各発電機に配分する変動成分を生成し、ＰＩＤ制御部３０₁₁〜３０_3iを用いて各発電機をＰＩＤ制御することによって、発電機の出力応動遅れを考慮した負荷周波数制御を行うことができる。

ＥＤＣ補正要求量算出部４０は、各ＰＩＤ制御部のＩ制御出力（積分制御出力）を合計してＥＤＣ補正要求量を算出する処理部である。このＥＤＣ補正要求量算出部４０が各ＰＩＤ制御部のＩ制御出力を合計してＥＤＣ補正要求量を算出することによって、ＬＦＣが一時的に負担するＡＲのレベル変化をＥＤＣの負担に戻すことができる。

次に、ＰＩＤ制御定数の設定について説明する。ＰＩＤ制御定数の設定では、ＬＰＦと発電機出力応動遅れの伝達関数の組み合わせを制御対象とし、ＰＩＤ制御定数の調整方法として、部分的モデルマッチング法（北森、「制御対象の部分的知識に基づく制御系の設計法」、計測自動制御学会論文集、１５−４、５４９／５５５(１９７７−８)参照）を用いる。

ＰＩＤ制御の定数調整法として限界感度法が従来から良く用いられているが、ＰＩＤ制御の能力を充分に発揮させ難いことが知られている。一方、制御対象の数式モデルが概略でも分かっている場合は部分的モデルマッチング法が有効な調整方法とされている（阿部、延山、「むだ時間システム入門１−伝達関数からのアプローチ−」、計測と制御、第４４巻第１１号(２００５−１１)参照）。

部分的モデルマッチング法は、（１）大抵の制御対象では低周波数特性が重要であり、また、高周波特性より低周波特性の方が正確に分かる場合が多い、（２）所望されるステップ応答特性は、ある伝達関数形で表現される場合が多い、という経験則に基づいた方法である。

具体的には、制御対象の伝達関数を式（１）、ＰＩＤ制御則を式（２）とする。

部分的モデルマッチング法によると、ＰＩＤ制御の制御定数Ｋ_P、Ｔ_I、Ｔ_Dは以下の式で求まる。

ここで、σは次の代数方程式の解の中で最小の正の実根である。

ただし、α₂＝０．５，α₃＝３／２０，α₄＝３／１００である。

また、ＬＰＦの伝達関数を以下で表現すると、

制御対象の伝達関数（ＬＰＦと発電機出力応動遅れの組み合わせ）は次式となる。

部分的モデルマッチング法を適用するためには式（６）の制御対象の伝達関数表現を分子が１の分母系列表現（式（１）の表現）にすることが必要である。このため、式（６）のうち、一次進み遅れを式（７）、無駄時間遅れを式（８）で表す。

そして、式（７）、式（８）を式（６）に代入すると、式（１）のうちのａ₀〜ａ₃は次式で算定できる。

よって、式（６）の制御対象に対するＰＩＤ制御定数は式（９）、（４）、（３）から求めることができる。ただし、最終的には、制御定数算定で無視した要素（図２の出力変化速度制限など）を考慮した動特性シミュレーションを実施し、式（３）から算定されたＫ_Pを調整する。

次に、本実施例に係る負荷周波数制御装置１００の処理手順について説明する。図４は、本実施例に係る負荷周波数制御装置１００の処理手順を示すフローチャートである。同図に示すように、この負荷周波数制御装置１００は、ＬＰＦ１０₁〜１０₃を用いてＡＲから各グループに属する発電機が追従可能な変動成分を抽出し、３グループに配分する。この配分の際、各グループの調整容量を越えて配分しないように上下限制約をかける（ステップＳ１）。

そして、各グループ内で所定の配分係数を用いて変動成分を各発電機に配分し（ステップＳ２）、発電機ごとにＰＩＤ制御によってＬＦＣ指令を決定する。この決定の際、各発電機の調整容量を超えてＬＦＣ指令を出さないように上下限制約をかける（ステップＳ３）。また、各ＰＩＤ制御のＩ制御出力を合計してＥＤＣ補正要求量を算出する（ステップＳ４）。

このように、ＬＰＦ１０₁〜１０₃を用いてＡＲから各グループに属する発電機が追従可能な変動成分を抽出して３グループに配分し、各グループ内で所定の配分係数を用いて変動成分を各発電機に配分し、発電機ごとにＰＩＤ制御によってＬＦＣ指令を決定することによって、発電機の出力応動遅れを考慮した負荷周波数制御を行うことができる。また、各ＰＩＤ制御のＩ制御出力を合計してＥＤＣ補正要求量を算出することによって、適切なＥＤＣ補正要求量を得ることができる。

次に、本実施例に係る負荷周波数制御装置１００による負荷周波数制御のシミュレーション結果について説明する。シミュレーションではＬＦＣ発電機として無駄時間遅れの大きい発電機（Slow発電機と呼ぶ）と無駄時間遅れの小さい発電機（Fast発電機と呼ぶ）の２機とし、負荷変動を入力して地域要求量ＡＲ、ＬＦＣ発電機出力応動等を計算している。なお、ＬＦＣ発電機が３機以上の場合でも同様の考え方によってシミュレーションできる。

図５は、シミュレーションモデルの全体構成を示す図である。同図において、ＬＦＣ制御ロジックが本実施例に係る負荷周波数制御装置１００が行う制御を示している。また、本シミュレーションでは、地域要求量ＡＲは以下で定義し、本実施例に係る負荷周波数制御によるSlow発電機の活用効果、Fast発電機への影響、ＡＲへの影響等を検討している（系統定数は１０％ＭＷ／Ｈｚ）。

また、ＬＦＣで対応する負荷変動短周期変動（数分から２０分周期程度）の標準偏差は、系統容量をＰとすると以下の関係がある（電気学会技術報告(II部)第４０号、「電力系統の負荷・周波数制御」、昭和５１年２月、電気学会技術報告第８６９号、「電力系統における常時および緊急時の負荷周波数制御」、２００２年３月を参照）。

シミュレーションでは、Ｐ＝１０，０００ＭＷ、γ＝０．５として、式（１１）を満たす時系列データ（図６）を作成し、図５における系統負荷変動として使用している。

系統周波数特性（ＧＦ特性・負荷特性）モデルについては、系統の慣性、周波数変動に対するＧＦ発電機の出力応動と負荷の消費電力の変化を表したモデル（図７）とし、需給不均衡（＝ＬＦＣ発電機出力変化―系統負荷変動）に対する周波数変動の感度、すなわち系統定数を静特性で１０％ＭＷ／Ｈｚとしている。

発電機モデルは、図２に示したモデルを使用し、出力変化速度と一次遅れ時定数Ｔは同一であるが、無駄遅れ時間Ｌに大きな差異（１０秒と６０秒）のある２機の発電機（それぞれFast発電機とSlow発電機）を想定している。図８にFast発電機とSlow発電機の特性を示す。同図に示すように、簡単のため、進み時定数Ｇは０秒としている。大まかにいってFast発電機はコンバインド火力、Slow発電機は石炭火力機をイメージしている。

ＬＦＣ発電機はＬＦＣ用に設計されているので発電機間で出力変化速度に大きな差異はなく、出力変化速度は通常、±３％ＭＷ／分〜±５％ＭＷ／分（自己容量基準）である。しかし、ＬＦＣ指令を受け取ってから出力が変化するまでの無駄時間に大きな差異があり、ここでは、無駄時間が大きいのがSlow発電機、小さいのがFast発電機をそれぞれ指している。

両発電機の出力応動遅れの差異を明確に示す例として、出力指令のステップ変化に対する両発電機の応答を図９に示す。

図１０は、シミュレーションに用いたＬＦＣ制御ロジックモデルを示す図である。ＬＦＣ所要調整力（調整幅と調整速度）については、既存の算定法（井上、天野、七原、「負荷変動特性に基づくＬＦＣ所要調整力算定の一検討」電気学会全国大会Ｎｏ．１８５(２００３−３)参照）を用いて算定している。

算定では地域要求量ＡＲの標準偏差の許容値を３３ＭＷ（系統容量基準で０．３３％ＭＷ）としてＬＦＣ所要調整力を求めている。すなわち、Slow発電機とFast発電機の合計で、ＬＦＣ調整幅は±１１３ＭＷ（約±１．１％ＭＷ）、ＬＦＣ調整速度は±８１ＭＷ（約±０．８％ＭＷ）が求まる。

これに基づいて、ＬＦＣ調整幅は、正値側については後述の負荷変動のステップ変化（＋０．５％ＭＷ）の重畳を考慮して＋１．６％ＭＷとし、図１０および図１１におけるＵ_SLOWとＵ_FASTの合計に設定している。また、負値側についても絶対値を正値側に合わせて−１．６％としてＬ_SLOWとＬ_FASTの合計に設定している。なお、ＬＦＣ調整速度は後述するようにシミュレーションケース毎で設定している。

ＬＰＦの時定数については、Slow発電機は前述のように時定数Ｆ_SLOWを100秒に設定している（図１０、図１１）。また、Fast発電機はSlow発電機と同様の手順によって時定数Ｆ_FASTを３３秒に設定している（図１１）。

ＰＩＤ制御定数については、両発電機についてそれぞれ、前述の算定法で制御定数Ｋ_P、Ｔ_I、Ｔ_D（図１１ではＫ_PSLOW,Ｔ_ISLOW,Ｔ_DSLOW(Slow発電機),Ｋ_PFAST,Ｔ_IFAST,Ｔ_DFAST(Fast発電機)に該当）を求めた後、ステップ応答シミュレーションを実施してＫ_Pを最終調整した。

シミュレーションではSlow発電機のみ（後述する図１５のケースＣ１０）、あるいはFast発電機のみ（図１５のケースＣ００）とし、系統負荷変動（図５左端）として負荷のステップ増加（＋０．５％ＭＷ）のみを入力した（時刻０秒）。そして、これに対する発電機出力応答が振動的にならず、かつ速やかに整定するようにＫ_Pを調整（小さく）した。

最終調整後の両発電機のステップ応答を図１２に示す。なお、系統負荷変動として図６に上記ステップを重畳させたものを入力し、Ｋ_Pを最終調整値の半分、２倍にした場合をシミュレーションし、最終調整値の妥当性を確認した。

また、両発電機について、発電機のみのボード線図、ＬＰＦ＋ＰＩＤ制御を加えた後のボード線図を図１３に示す。いずれの発電機についても発電機のみの場合と比べ、ＬＰＦのカットオフ角周波数（Slow発電機では０．０１、Fast発電機では０．０３）付近を境に低周波数側では積分制御による定常偏差の低減、高周波数側では微分制御による位相遅れの補償と位相余裕の改善などの効果が見られる。特にSlow発電機については微分制御による位相余裕の改善効果が大きい。

ＰＩＤ制御のＤ制御（微分制御）の効果は上述のボード線図の説明でも述べたが、その効果を明確に示す例として、図１２のステップ応答に対するＰＩ制御とＰＩＤ制御の差異を図１４に示す。ＰＩ制御の制御定数は部分的モデルマッチング法によるＰＩ制御定数算定式を用い、シミュレーションで比例ゲインを調整した。

図１４よりＤ制御の有無による差異はFast発電機ではそれほどでもないが、Slow発電機では顕著にみられる。このように無駄時間遅れの大きい発電機ではＤ制御が速応性と安定性の改善に大変有効であることがわかる。

また、本実施例に係る負荷周波数制御装置１００では、ＬＰＦ１０₁〜１０₃を用いているために位相遅れが発生する。したがって、Ｄ制御が特に有効となると考えられる。

以下、３つのシミュレーション結果について説明する。まず、第１のシミュレーションでは、Slow発電機の調整容量比率を増加させたケースを想定し（図１５）、本実施例に係る周波数負荷制御方式を従来方式と比較した。

従来方式では調整容量に比例してFast発電機とSlow発電機にＡＲを配分する方式としている。Fast発電機のみのケース（図１５のケースＣ００）をベースケースとし、Slow発電機の調整容量を増加させた分だけFast発電機の調整容量を削減している。Slow発電機の発電機容量は調整容量に比例して増加させるが、一方、Fast発電機の発電機容量は一定（よって調整速度も一定）としている。

このように想定した理由は、Slow発電機のＬＦＣ運転への新規追加によって、既存のFast発電機の出力変動がどの程度低減するか、そしてＡＲの増加がどのようになるかを見ることが需給運用から見て重要と判断しているからである。なお、このシミュレーションでは、図６に示した系統負荷変動データを用いた。

各ケースにおける地域要求量ＡＲ、SlowとFastの両発電機の出力変動の標準偏差を図１６と図１７に示す。これらの結果は以下を示している。
(a)Fast発電機の出力変動の低減は従来方式と同程度であるが（図１７中央）、ＡＲの増加が抑制される（同図左）。特にSlow発電機の調整容量比率０．６までであればＡＲの増加無しにFast発電機の出力変動を低減できる。この場合、Fast発電機の調整容量は約６０％削減（Ｃ００を基準）となる。
(b)上記効果はSlow発電機の出力変動が従来方式よりも大きい（より活用されている）ことに因る（同図右）。

このように、本実施例に係る周波数負荷制御方式では出力応動遅れの大きい発電機を有効に活用できることが示されている。

また、シミュレーション波形の一例（ベースケース、およびSlow発電機の調整容量比率０．６）を図１８に示す。従来方式ではSlow発電機（同図(ｂ−２)）とFast発電機の出力変動がほぼ同相であるのに対して、本実施例に係る周波数負荷制御方式では両発電機がそれぞれ別の動きをしていることがわかる（同図(ｂ−１)）。

また、需要予測誤差等に起因する需給インバランスのレベル変化がＥＤＣ（経済負荷配分）によって補正されるまでは一時的にＬＦＣが負担することになる。このような状況を想定するため、ケースＣ０６で負荷のステップ増加（＋０．５％ＭＷ、時刻０秒で印加）を重畳したケースを第２のシミュレーションとして行った。

シミュレーション波形を図１９に示す。同図は、ステップ変化分をSlow発電機が分担し、Fast発電機の出力変動はほぼ平均値ゼロで、本実施例に係る周波数負荷制御が期待通りの効果を発揮していること示している。

第２のシミュレーションでは、需給インバランスのレベル変化を一時的にＬＦＣが負担した。この負担をＥＤＣに移すため、図２０に示すように、各発電機のＰＩＤ制御におけるＩ制御（積分制御）出力を合計し、この合計出力をＥＤＣ発電機出力への補正要求とするロジックを追加して第３のシミュレーションを行った。なお、同図に記載の積分制御時定数、出力変化速度の数値はシミュレーションで使用した数値であるが、これに限定されるものではない。

第２のシミュレーション結果（図１９(a)）に対応する第３のシミュレーション結果（図２１）には、ＥＤＣ発電機の出力がＥＤＣ補正ロジックによって増加し、その結果、Slow発電機の負担は１２００秒程度以降ではほぼ解消されている効果が示されている。

このようにＥＤＣ補正制御を追加することにより、需給インバランスのレベル変化を一時的にＬＦＣが負担し、最終的にはＥＤＣが負担するという分担で協調制御を実現することができる。

以上のシミュレーションにより、以下の効果が示された。
（１）Slow発電機の調整容量比率の増加に対して、地域要求量ＡＲの増加を抑制しつつFast発電機の出力変動を低減できる。
（２）ＥＤＣの需要予測誤差等によって生じる需給インバランスのレベルの変化（平均値の変化）をSlow発電機で負担できる。
（３）ＥＤＣ補正制御を加えることで上記（２）のSlow発電機の負担をＥＤＣ発電機へ移すことができる。

上述してきたように、本実施例では、発電機を出力応動遅れに基づいて３つのグループに分類し、ＬＰＦ１０₁〜１０₃を用いてＡＲから各グループの発電機が追従可能な３つの変動成分を抽出し、各係数乗算部が各グループの変動成分に所定の配分係数を乗算して各発電機に配分する変動成分を生成し、各ＰＩＤ制御部がＰＩＤ制御によって各発電機のＬＦＣ指令を出力することとしたので、地域要求量の変動を増加させることなくSlow発電機を有効に活用することができる。

また、本実施例では、ＥＤＣ補正要求量算出部４０が、各ＰＩＤ制御のＩ制御出力を合計してＥＤＣ補正要求量を算出することとしたので、ＥＤＣ発電機に対して適切な補正要求を行うことができる。

なお、本実施例では、出力応動遅れに基づいて発電機を３グループに分類する場合について説明したが、本発明はこれに限定されるものではなく、発電機を他の数のグループに分類する場合にも同様に適用することができる。

以上のように、本発明に係る負荷周波数制御装置および負荷周波数制御方法ならびにＥＤＣ補正要求量算出装置およびＥＤＣ補正要求量算出方法は、電力系統の負荷周波数制御に有用であり、特に、出力応動遅れの大きなＬＦＣ発電機を利用する場合に適している。

本実施例に係る負荷周波数制御装置の構成を示す機能ブロック図である。ＬＦＣ発電機出力応動特性モデルを示す図である。ＬＦＣ指令に対する発電機出力のボード線図を示す図である。本実施例に係る負荷周波数制御装置の処理手順を示すフローチャートである。シミュレーションモデルの全体構成を示す図である。シミュレーションで想定した系統負荷変動を示す図である。系統周波数特性モデルを示す図である。 Fast発電機とSlow発電機の特性を示す図である。出力指令のステップ変化に対するFast発電機とSlow発電機の応答を示す図である。シミュレーションに用いたＬＦＣ制御ロジックモデルを示す図である。ＬＦＣ制御定数を示す図である。系統負荷のステップ増加に対する発電機出力応答を示す図である。ＰＩＤ制御後のボード線図を示す図である。ＰＩ制御とＰＩＤ制御の比較例を示す図である。シミュレーションケースを示す図である。各ケースにおける地域要求量ＡＲ、SlowとFastの両発電機の出力変動の標準偏差を示す図である。 Slow発電機の調整容量比率とＡＲおよび発電機出力変動との関係を示す図である。シミュレーション波形の一例（ベースケース、およびSlow発電機の調整容量比率０．６）を示す図である。第２のシミュレーション波形を示す図である。ＥＤＣ補正制御ロジックを示す図である。ＥＤＣ補正によるＬＦＣ負担軽減効果を示す図である。

符号の説明

１０₁〜１０₃ ＬＰＦ
２０₁₁〜２０_3i 係数乗算部
３０₁₁〜３０_3i ＰＩＤ制御部
４０ＥＤＣ補正要求量算出部
１００負荷周波数制御装置

Claims

電力系統の負荷周波数を制御する負荷周波数制御装置であって、
出力応動遅れに基づいて発電機が分類される複数のグループに各グループに属する発電機が追従可能な地域要求量の変動成分を前記発電機の調整容量を越えない上下限制約の範囲で配分するように、前記各グループに属する発電機の出力応動遅れに依存したカットオフ周波数が設定された複数のローパスフィルタと、
前記ローパスフィルタにより配分された各変動成分に基づいて各発電機の出力調整指令を生成する指令生成手段と、
を備え、
前記複数のローパスフィルタは、
第１のグループの発電機が追従可能な地域要求量の変動成分を抽出して当該第１のグループの発電機に配分する第１のローパスフィルタと、前記第１のローパスフィルタにより抽出された変動成分が除かれた地域要求量の変動成分から第２のグループの発電機が追従可能な変動成分を抽出して当該第２のグループの発電機に配分する第２のローパスフィルタと、前記各グループのうち地域要求量の変動成分が配分されていない最後のグループの発電機に対して前記第１のローパスフィルタ及び前記第２のローパスフィルタにより抽出された変動成分が除かれた地域要求量の変動成分を配分する第３のローパスフィルタとを含むことを特徴とする負荷周波数制御装置。
前記指令生成手段は、発電機ごとのＰＩＤ制御によって出力調整指令を生成することを特徴とする請求項１に記載の負荷周波数制御装置。
各発電機に対するＰＩＤ制御のＩ制御出力を合計してＥＤＣ補正要求量を算出するＥＤＣ補正要求量算出手段をさらに備えたことを特徴とする請求項２に記載の負荷周波数制御装置。
電力系統の負荷周波数を制御する負荷周波数制御方法であって、
出力応動遅れに基づいて発電機が分類される複数のグループに各グループに属する発電機が追従可能な地域要求量の変動成分を、前記各グループに属する発電機の出力応動遅れに依存したカットオフ周波数が設定された複数のローパスフィルタが前記発電機の調整容量を越えない上下限制約の範囲で配分する変動成分配分工程と、
前記変動成分配分工程により配分された各変動成分に基づいて各発電機の出力調整指令を生成する指令生成工程と、
を含み、
前記複数のローパスフィルタは、
第１のグループの発電機が追従可能な地域要求量の変動成分を抽出して当該第１のグループの発電機に配分する第１のローパスフィルタと、前記第１のローパスフィルタにより抽出された変動成分が除かれた地域要求量の変動成分から第２のグループの発電機が追従可能な変動成分を抽出して当該第２のグループの発電機に配分する第２のローパスフィルタと、前記各グループのうち地域要求量の変動成分が配分されていない最後のグループの発電機に対して前記第１のローパスフィルタ及び前記第２のローパスフィルタにより抽出された変動成分が除かれた地域要求量の変動成分を配分する第３のローパスフィルタとを含むことを特徴とする負荷周波数制御方法。
前記指令生成工程は、発電機ごとのＰＩＤ制御によって出力調整指令を生成することを特徴とする請求項４に記載の負荷周波数制御方法。
各発電機に対するＰＩＤ制御のＩ制御出力を合計してＥＤＣ補正要求量を算出するＥＤＣ補正要求量算出工程をさらに含んだことを特徴とする請求項５に記載の負荷周波数制御方法。