JP5696012B2 - 電力系統電力需給制御装置および電力系統電力需給制御方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統において時々刻々変化する需要家の負荷変動と発電機の総発電電力の需給の均衡を維持する電力系統電力需給制御装置および電力系統電力需給制御方法に関する。

複数の発電所の発電機から複数の需要家の負荷に電力を供給する電力系統においては、電力需給の均衡を維持するため、需給制御が行われている。需給制御とは、時々刻々と変動する負荷に対して発電量を一致させるための制御であり、その制御は、長周期（数分ないし数１０分）の時間間隔で行われるＥＤＣ（Economic Load Dispatching Control：経済負荷配分制御）と、短周期（数秒ないし数１０秒）の時間間隔で行われるＬＦＣ（Load Frequency Control：負荷周波数制御)からなる。

一般に、ＥＤＣでは、電力系統全体の電力需要に応じて、その電力系統における発電機の総発電費用が最小になるように、発電を行う発電機が定められ、その最適な出力発電量の配分が決定される。そして、発電所では、その最適出力配分に基づき定められた、例えば、１日の負荷曲線に従った計画運転が行われる。一方、ＬＦＣでは、電力系統電力需給制御装置は、周波数と連系線潮流の検出値から需給の不均衡量を検出し、その検出した需給の不均衡量に基づき、各発電所に対し、需給の不均衡を解消するための発電電力の調整指令（ＬＦＣ指令）を発している。

通常、ＬＦＣでは、発電費用を考慮した制御は行われないので、電力系統電力需給制御装置がＬＦＣの対象となる発電機の台数やその発電電力量を増やすと、同じ発電電力量をＥＤＣのみで需給制御を行う場合よりも、その総発電費用は増大することになる。そこで、総発電費用を低減するには、ＬＦＣによって制御可能な出力調整量を低減させればよいが、その場合には、電力需給制御が困難になる場合が生じる。

例えば、予測できない需要変動が長周期に渡って継続すると、それまでの需給不均衡のために、電力系統電力需給制御装置がＬＦＣによって制御可能な出力調整量を使い切ってしまったり、その残量がわずかになったりする場合がある。そのような場合に、さらに、予測できない需要変動が発生すると、電力系統電力需給制御装置は、その需要変動に応じたＬＦＣの制御指令を発することができないことになる。

これは、従来のＥＤＣとＬＦＣによる需給制御だけでは、電力の様々な需給変動に十分な応答ができないことを意味し、とくに、ＥＤＣの長周期制御およびＬＦＣの短周期制御という制御周期の中間周期領域での制御方法に課題があることを意味している。しかしながら、この問題に対して、従来、十分に検討され、対応されてきたとは言い難い。

ちなみに、特許文献１では、ＡＲ（Area Requirement：地域要求量）を周期成分ごとに分類して、そのＡＲの変動成分を変化速度ごとに水力発電機と火力発電機とに分担させ、残った長周期成分をＥＤＣ制御に分担させるという制御手法が採られている。しかしながら、特許文献１では、ＬＦＣとＥＤＣの制御周期の中間周期領域の制御が曖昧にされているため、十分な制御応答性を得ることはできない。すなわち、電力系統の予測できない需要変動による需給不均衡は、系統周波数の変動となって表れるため、需給の不均衡を早期に解消し、系統周波数を基準周波数に戻す必要があるが、特許文献１に記載の発明では、ＥＤＣとＬＦＣの領域の中間周期領域の需給制御が十分でないため、需給の不均衡を早期に解消することは困難である。

また、特許文献２には、ＬＦＣとＥＤＣの中間周期領域における需給制御方法の例が開示されている。すなわち、特許文献２によれば、電力系統電力需給制御装置は、発電機を出力変動遅れに基づいて３つのグループに分類し、ローパスフィルタ（Low Pass Filter：ＬＰＦ）を用いて、ＡＲ（地域要求量）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、各グループへの変動成分を配分計算し、ＰＩＤ（Proportional, Integral and Differential）制御装置が各発電機のＬＦＣ指令およびＥＤＣ補正要求指令を出力するように構成されている。すなわち、ＬＦＣ制御の制御残をＥＤＣ制御で補正しようとするものである。

しかしながら、特許文献２に記載の需給制御方法では、ＬＦＣの対象となる発電機として少なくとも応答速度が異なる３台の発電機が必要であること、さらには、そのＬＦＣの対象の発電機が１つのグループに偏った場合、需給変動に追従不能に陥り易いということのために、結果として経済運用を考慮したＥＤＣ対象の発電機を増やすことができないという問題が生じる。

特開２００２−２０９３３６号公報 特開２００７−３０６７７０号公報

図２は、従来の電力系統における一般的な需給制御の仕組みの例を示した図である。ここでは、従来の電力系統における需給制御の考え方に沿って、ＥＤＣとＬＦＣの制御周期の中間周期領域に制御残が生じる理由を説明する。

図２に示すように、従来の電力系統電力需給制御装置５００は、例えば、中央給電指令所などに設置され、発電機４１の出力を制御する発電機出力制御装置４０、電力系統４２、および、他社電力系統４５につながる連系線４４に接続されている。そして、電力系統電力需給制御装置５００は、発電機出力制御装置４０を介して発電機４１に対するＬＦＣ指令値１１を出力する負荷周波数制御装置１００と、ＥＤＣ指令値３３を出力する経済負荷配分制御装置２００と、を含んで構成される。なお、本明細書では、電力系統４２は、その電力系統４２に接続されている複数の発電機４１および複数の負荷４３を含むものとする。

ここで、負荷周波数制御装置１００は、電力系統４２および連系線４４のそれぞれで計測された系統周波数１および連系線潮流３を取得し、電力系統４２において時々刻々変化する電力の需要値２１に対して予測できない需要誤差の変動を算出し、その需要誤差の変動に応じた発電機４１に対するＬＦＣ指令値１１を発電機出力制御装置４０に出力する。このとき、いずれの発電機４１の発電機出力制御装置４０にＬＦＣ指令値１１を出力するかは、中央給電所などの運用者によって任意に決定されている。

また、経済負荷配分制御装置２００は、予め設定された需要予測値２２に基づき、発電機４１に対するＥＤＣ指令値３３を発電機出力制御装置４０に出力する。なお、この場合も、いずれの発電機４１の発電機出力制御装置４０にＥＤＣ指令値３３を出力するかは、ＬＦＣ指令値１１の場合と同様に、中央給電所などの運用者によって任意に決定されている。ただし、ＬＦＣ指令値１１の出力対象の発電機４１とＥＤＣ指令値３３の出力対象の発電機４１とが同じになるとは限らない。

以上のように構成された電力系統電力需給制御装置５００では、経済負荷配分制御装置２００から出力されるＥＤＣ指令値３３からの需要誤差の制御は、経済負荷配分制御装置２００による次のＥＤＣ指令値３３が出力されるまでの間、すべて、負荷周波数制御装置１００によるＬＦＣ指令値１１によって制御されることになる。

すなわち、負荷周波数制御装置１００は、ＥＤＣの需要誤差による需給の不均衡を解消するために、発電機４１の発電機出力制御装置４０に対してＬＦＣ指令値１１を出力し続ける。従って、その需要誤差による需給の不均衡が解消しないうちに、需給の不均衡がさらに増加する事態が電力系統４２に発生し、しかも、負荷周波数制御装置１００によるＬＦＣ指令値１１の出力対象の発電機４１に出力変化可能幅の余裕がない場合には、負荷周波数制御装置１００は、継続する需給不均衡を解消することができないことになる。これは、長周期のＥＤＣによる需給制御の需給の不均衡を、短周期のＬＦＣによる需給制御で制御できないこと、換言すれば、ＥＤＣとＬＦＣの制御周期の中間周期領域に制御残が生じていることを意味している。

また、一般に、需給の不均衡を解消するために負荷周波数制御装置１００がＬＦＣ指令値１１による制御を行っている間の電力系統４２における総発電費用は、同量の電力を経済負荷配分制御装置２００が発電機４１の発電電力量を制御する場合の総発電費用よりも増大することになる。

以上の通り、従来のＥＤＣとＬＦＣによる電力の需給制御では、両者の制御周期の中間周期領域部分に制御残が生じる場合があり、また、総発電費用が増大するという問題がある。そこで、本発明は、その従来技術の問題を解決すべく、ＥＤＣとＬＦＣによる制御周期の中間周期領域部分における制御残を低減するとともに、総発電費用を抑制することが可能な電力系統電力需給制御装置および電力系統需給制御方法を提供することにある。

本発明に係る電力系統電力需給制御装置は、第１の時間周期ごとに、前記電力系統における電力需要の不均衡量を取得し、前記不均衡量を解消するための発電電力の制御量として前記電力需要の不均衡量の微分量と比例量と積分量とからなるＰＩＤ制御量を算出し、その算出した制御量を分割して当該電力系統に属する発電機へ配分し、その配分した制御量をＬＦＣ指令値として、その配分対象の発電機へ向けて出力する負荷周波数制御装置と、前記第１の時間周期よりも長い第２の時間周期ごとに、電力系統における予め設定された電力需要の予測値およびその時点の需要値に基づき、その電力系統に属する発電機の総発電費用が小さくなるように、それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を算出する経済負荷配分制御装置と、前記第２の時間周期と同じ、または、前記第２の時間周期よりも短くかつ前記第１の時間周期よりも長い第３の時間周期ごとに、負荷周波数制御装置から、その負荷周波数制御装置によって算出される制御量の一部または全部を取得し、その取得した制御量に基づき、経済負荷配分補正量を算出し、その算出した経済負荷配分補正量を分割して、そのそれぞれの発電機の発電費用に応じて、そのそれぞれの発電機に配分し、前記経済負荷配分制御装置によって算出されたそのそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、前記配分した経済負荷配分補正量で補正し、その補正したそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、ＥＤＣ指令値としてそのそれぞれの発電機へ向けて出力する経済負荷再配分装置と、を含んで構成され、前記負荷周波数制御装置が前記電力需要の不均衡量の積分量を算出するときには、前記複数の発電機の総発電量から前記経済負荷配分制御装置によって算出されたそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値の総和を差し引いた量を、前記電力不均衡量に加算し、前記加算した量を積分することを特徴とする。

本発明においては、経済負荷再配分装置がそれぞれの発電機に対して出力するＥＤＣ指令値は、ＬＦＣを行うときに算出される制御量の一部または全部をそれぞれの発電機に配分した量に基づいて補正される。このとき、それぞれの発電機に配分される補正量は、それぞれの発電機の発電費用を考慮したものであるので、その補正した結果に基づき出力されるＥＤＣ指令値は、発電機の総発電費用を抑制したものとなる。

また、その補正されたＥＤＣ指令値は、負荷周波数制御装置がＬＦＣ指令値を出力する周期よりも長く、かつ、経済負荷配分制御装置がそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を算出する周期よりも短い。従って、従来、十分な制御が行われなかったＥＤＣとＬＦＣによる制御周期の中間周期領域部分における制御も十分に行われるようになり、その中間周期領域部分における制御残は、解消または低減される。

本発明によれば、ＥＤＣとＬＦＣによる制御周期の中間周期領域部分における制御残を低減するとともに、総発電費用を抑制することが可能な電力系統電力需給制御装置および電力系統需給制御方法が提供される。

本発明の第１の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置の構成の例を示した図。 従来の電力系統における一般的な需給制御の仕組みの例を示した図。 電力系統内に電力の需給変動を引き起こす（ａ）発電機出力ベース指令値変更時のタイムチャートの例、（ｂ）負荷量の変動時のタイムチャートの例を示した図。 電力系統内に電力の需給変動が生じたとき、電力系統電力需給制御装置内で算出される（ａ）ＡＲ、（ｂ）比例量、（ｃ）微分量、（ｄ）積分量のタイムチャートの例を示した図。 電力系統内に電力の需給変動が生じたとき、電力系統電力需給制御装置内で算出される（ａ）ＬＦＣ制御量および（ｂ）発電機出力指令値のタイムチャートの例を示した図。 本発明の第２の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置の構成の例を示した図。

以下、本発明の実施形態について、図面を参照して詳細に説明する。

（第１の実施形態）
図１は、本発明の第１の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置の構成の例を示した図である。図１に示すように、電力系統電力需給制御装置４００は、負荷周波数制御装置１００、経済負荷配分制御装置２００および経済負荷再配分装置３００を含んで構成される。ここで、経済負荷再配分装置３００は、従来の電力系統電力需給制御装置５００（図２参照）には含まれていない。すなわち、電力系統電力需給制御装置４００が経済負荷再配分装置３００を含むことが本実施形態の特徴となっている。

以下、負荷周波数制御装置１００、経済負荷配分制御装置２００、経済負荷再配分装置３００のそれぞれについて、その詳細な構成および機能について説明する。なお、以下の説明では、適宜、図２を参照するが、その場合、図２における従来の電力系統電力需給制御装置５００は、本実施形態に係る電力系統電力需給制御装置４００で置き換えたものとする。

図１に示すように、負荷周波数制御装置１００は、地域要求量算出部５、微分量算出部６、比例量算出部７、積分量算出部８、ＬＦＣ制御量算出部９、および、比例配分量算出部１０を含んで構成される。

負荷周波数制御装置１００において、地域要求量算出部５は、まず、電力系統４２（図２参照）で計測される系統周波数１、予め設定された基準周波数２、連系線４４で計測される連系線潮流３、および、予め設定された連系線計画潮流４に基づき、次の式（１）に従って、電力系統４２における電力需給の不均衡量であるＡＲ（地域要求量）を算出する。
ＡＲ（ｔ）＝−ΔＦ・系統定数＋ΔＰｔ 式（１）
ここで、ΔＦ ＝系統周波数−基準周波数
ΔＰｔ＝連系線潮流−連系線計画潮流

次に、微分量算出部６、比例量算出部７および積分量算出部８は、それぞれ式（２）、式（３）および式（４）に従って、ＰＩＤ制御のための微分量、比例量および積分量を算出する。
微分量＝Ｇｄ・（ＡＲ（ｔ）−ＡＲ（ｔ−１）） 式（２）
比例量＝Ｇｐ・ＡＲ（ｔ） 式（３）
積分量＝Ｇｉ・ΣＡＲ（τ） 式（４）
ここで、Ｇｄ，Ｇｐ，Ｇｉは、定数、
Σは、τ＝１〜ｔまでの総和を表す。

次に、ＬＦＣ制御量算出部９は、微分量算出部６、比例量算出部７および積分量算出部８のそれぞれによって算出された微分量、比例量および積分量に基づき、ＬＦＣ制御量を算出する。なお、ここでは、ＬＦＣ制御量は、式（２）、式（３）および式（４）で表される微分量、比例量および積分量の和で与えられるものとする。

次に、比例配分量算出部１０は、その算出されたＬＦＣ制御量を、ＬＦＣ対象の発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ：ただし、ｎは、発電機４１の台数）それぞれに設定されたＬＦＣ調整力に応じて比例配分し（ただし、上下限の制約付き比例配分）、それぞれの発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）に対するＬＦＣ指令値１１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）を算出する。そして、その算出したＬＦＣ指令値１１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）を、そのそれぞれの発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）に出力する。

なお、図１では、積分量算出部８には、発電機出力２０（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）および経済負荷配分部２４からの出力信号が入力されているが、これらの信号の取り扱いについては、後記する実施形態の変形例で詳しく説明する。

また、図１に示すように、経済負荷配分制御装置２００は、経済負荷配分制御量算出部２３および経済負荷配分部２４を含んで構成される。

経済負荷配分制御装置２００において、経済負荷配分制御量算出部２３は、現在時点での電力の需要値２１と需要予測値２２とに基づき、将来の制御時点における経済負荷配分制御量を算出する。そして、経済負荷配分部２４は、その算出された経済負荷配分制御量を、電力系統４２におけるすべての発電機４１の総発電費用が最小となるように、それぞれの発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）に配分する。

ここで、経済負荷配分部２４が行う、総発電費用が最小となる経済負荷配分の方法の概略について説明する。電力系統４２における発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）の発電燃料費Ｃ_ｉは、次に示す式（５）によって計算される。
Ｃ_ｉ＝ａ_ｉ・Ｐ_ｉ ^２＋ｂ_ｉ・Ｐ_ｉ＋ｃ_ｉ 式（５）
ここで、Ｐ_ｉは、発電機４１（＃ｉ）の発電電力量
ａ_ｉ，ｂ_ｉ，ｃ_ｉは、発電機４１（＃ｉ）の燃料特性係数

このとき、発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）に対する経済負荷配分量の比例配分比率は、次の式（６）によって計算される。
比例配分比率＝２・ａ_ｉ・Ｐ_ｍａｘ＋ｂ_ｉ 式（６）
ここで、Ｐ_ｍａｘは、Ｐ_ｉ（ｉ＝１，…，ｎ）の最大値

なお、この比例配分比率は、発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）の発電電力の変化量に対する発電燃料費の増分燃料費を表し、この値が大きい発電機４１ほど、発電燃料費が少ない発電機である。

経済負荷配分部２４は、式（６）によって計算された比例配分比率を用いて、各発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）に対する発電電力の指令値を算出する。なお、この発電電力の指令値は、従来の電力系統電力需給制御装置５００（図２参照）が出力するＥＤＣ指令値３３に相当し、以下、本明細書では、発電機出力ベース指令値という。

さらに、図１に示すように、経済負荷再配分装置３００は、ＬＰＦ３０、経済負荷配分補正量算出部３１および経済負荷再配分量算出部３２を含んで構成される。

ＬＰＦ３０は、ローパスフィルタであり、積分量算出部８によって積分された積分量の一部または全部を入力信号として取り込み、その信号から短周期成分を除去し、長周期成分の信号を出力する。続いて、経済負荷配分補正量算出部３１は、ＬＰＦ３０からの出力信号に基づき、経済負荷配分補正量を算出する。経済負荷配分補正量は、ＬＰＦ３０からの出力信号の大きさそのものであってもよい。

また、経済負荷再配分量算出部３２は、その算出された経済負荷配分補正量を、それぞれの発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）に対して配分する。このとき、経済負荷再配分量算出部３２が経済負荷配分補正量を、発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）に配分する配分比率は、式（５）における発電機４１（＃ｉ）の燃料特性係数ａ_ｉ，ｂ_ｉを用いて、ｂ_ｉ／（２・ａ_ｉ）で与えられるものとする。

次に、経済負荷再配分装置３００は、経済負荷配分部２４によって発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）に対して算出された発電機出力ベース指令値に、経済負荷再配分量算出部３２によって発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）に配分された経済負荷再配分量を加算し、その加算量をＥＤＣ指令値３３（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）として発電機４１（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）へ向けて出力する。

以上のように、経済負荷再配分装置３００から出力されるＥＤＣ指令値３３は、経済負荷配分制御装置２００により経済性を考慮して算出された発電機出力ベース指令値を、負荷周波数制御装置１００の積分量算出部８からの出力量のＬＰＦ３０による長周期成分を配分し、その配分量によって補正したものとなっている。すなわち、本実施形態では、地域要求量（ＡＲ）の積分値（積分量算出部８の出力量）に比例した量がＬＦＣ制御量から減ぜられるとともに、その減ぜられた量は、経済負荷再配分装置３００によってＥＤＣ指令値３３（＃ｉ）（ｉ＝１，…，ｎ）の一部を構成する量として再配分される。

これは、ＬＦＣ制御量に制御残が生じた場合には、その制御残をＥＤＣへ再配分することを意味しており、ＥＤＣとＬＦＣによる制御周期の中間周期領域部分における制御が十分に行われないという従来技術の問題が、解決あるいは改善されることを意味している。従って、本実施形態における電力系統電力需給制御装置４００では、電力系統４２における電力の需給制御においてＥＤＣとＬＦＣによる制御周期の中間周期領域部分に生じる制御残をなくすこと、あるいは、低減することができる。

なお、補正を受けたＥＤＣ指令値３３を電力系統４２に迅速に反映する必要がある場合には、経済負荷再配分装置３００からのＥＤＣ指令値３３の出力周期を、経済負荷配分制御装置２００から発電機出力ベース指令値が出力される周期（従来の意味でのＥＤＣ指令値３３の出力周期）よりも短くすればよい。ただし、その出力周期を負荷周波数制御装置１００からのＬＦＣ指令値１１の出力周期以下にする必要はない。

続いて、図３、図４および図５を参照して、本発明の第１の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置４００における電力の需給制御の動作の例について説明する。ここで、図３は、電力系統４２内に電力の需給変動を引き起こす（ａ）発電機出力ベース指令値変更時のタイムチャートの例、（ｂ）負荷量変動時のタイムチャートの例を示した図である。また、図４は、電力系統４２内に電力の需給変動が生じたとき、電力系統電力需給制御装置内で算出される（ａ）ＡＲ、（ｂ）比例量、（ｃ）微分量、（ｄ）積分量のタイムチャートの例を示した図である。また、図５は、電力系統４２内に電力の需給変動が生じたとき、電力系統電力需給制御装置内で算出される（ａ）ＬＦＣ制御量および（ｂ）発電機出力指令値のタイムチャートの例を示した図である。

図３（ａ）に示すように、電力系統４２内における発電機４１に対する発電機出力ベース指令値が変更された場合、あるいは、図３（ｂ）に示すように、負荷４３の負荷量に大きな変動があった場合には、電力系統４２内における電力需給に不均衡が生じる。このとき、電力系統電力需給制御装置４００は、前記したように、発電機４１に対してＬＦＣ指令値１１およびＥＤＣ指令値３３を出力することによって、その電力需給の不均衡を解消する。

従来は、ＥＤＣ指令値３３は、長い周期（例えば、数分〜数１０分）で出力されていたので、少なくとも、その数分〜数１０分の間、電力系統４２内の電力需給の不均衡は、ＬＦＣ指令値１１の制御だけで解消される必要があった。一方、本実施形態の場合には、ＬＦＣ制御量の一部（つまり、積分量算出部８の出力量）の長周期成分をＥＤＣ指令値３３に反映させている。そのため、電力系統４２内の電力需給の不均衡は、ＬＦＣとＥＤＣの協調制御によって速やかに解消される。

前記したように、電力系統４２内の電力需給の不均衡量は、ＡＲ（地域要求量）として表される。従って、発電機４１の出力ベース指令値や電力系統４２内の負荷量が変更されたときには（図３（ａ）、（ｂ）参照）、図４（ａ）に示すように、そのタイミングに合わせてＡＲ（地域要求量）が発生する。

本実施形態では、ＬＦＣとＥＤＣによる協調制御により、その電力需給の不均衡が解消されるので、ＡＲ（図４（ａ）の実線）は、急速にゼロに収束して消滅する。一方、従来の場合には、ＬＦＣとＥＤＣによる協調制御が行われず、電力需給の不均衡は、ＬＦＣだけによって解消されるので、そのＡＲ（図４（ａ）の破線）は、ＰＩＤ制御に伴う負側へのアンダシュートなどが十分に解消しきれずに、ゼロへの収束に時間が掛かる結果となっている。

また、図４における（ｂ）比例量、（ｃ）微分量および（ｄ）積分量は、図４（ａ）のＡＲ（地域要求量）に基づき、それぞれ、負荷周波数制御装置の１００の比例量算出部７、微分量算出部６および積分量算出部８で算出される比例量、微分量および積分量に対応している。また、図５における（ａ）ＬＦＣ制御量は、ＬＦＣ制御量算出部９で算出されるＬＦＣ制御量に対応している。いずれの場合も、本実施形態（協調制御あり）の場合のほうが、従来（協調制御なし）の場合よりも、ゼロへの収束が速いことが分かる。

また、図５における（ｂ）発電機出力指令値は、例えば、図３（ａ）のような発電機出力ベース指令値の変更があった場合に、実際の発電機４１への出力指令値がその発電機出力指令値へ追従して安定する様子を表したものとなっている。このことからも、本実施形態（協調制御あり）の場合のほうが、従来（協調制御なし）の場合よりも、安定化する時間が短いことが分かる。

（実施形態の変形例）
以上に説明した図３（ａ）および図４（ａ）から次のことが分かる。すなわち、ある時点で電力系統４２における電力需要が、各発電機４１の出力合計と均衡し、ＡＲ（地域要求量）が「ゼロ」の状態であった場合に、電力系統電力需給制御装置４００が、ＥＤＣの次の制御断面の電力需要に基づき、発電機４１に対して新たなＥＤＣ指令値３３を出力すると、その時点では、発電機４１の出力変更によって一時的に電力需給が不均衡になり、ＡＲ（地域要求量）が発生する。

そこで、この実施形態の変形例では、次の式（７）で計算される総発電電力ＥＤＣ偏差量を積分量算出部８に入力する。
総発電電力ＥＤＣ偏差量＝Σ（Ｐ_ｉ−ＢＡＳＥ_ｉ） 式（７）
ここで、Ｐ_ｉは、発電機４１（＃ｉ）の発電電力量、
ＢＡＳＥ_ｉは、ＥＤＣ制御の次の制御断面における発電機４１（＃ｉ）の
発電機出力ベース指令値、
Σは、ｉ＝１〜ｎまでの総和を表す。

従って、積分量算出部８で算出される積分量は、次の式（４）’で表される。
積分量＝Ｇｉ・Σ｛ＡＲ（τ）＋Σ（Ｐ_ｉ（τ）−ＢＡＳＥ_ｉ）｝ 式（４）’
ここで、｛ ｝の外側のシグマは、τ＝１〜ｔまでの総和を表す。

この場合には、式（７）で表される総発電電力ＥＤＣ偏差量は、ＬＦＣにより先行的に制御されることになる。従って、ＥＤＣが次の制御断面に達したときには、その時点での発電機４１の発電電力量は、ＥＤＣの次の制御断面での発電機出力ベース指令値に近付けられていることになる。その結果として、ＥＤＣが次の制御断面に移り変わる時点での電力需給の不均衡は、極小化される。従って、図４（ａ）に示したような大きなＡＲ（地域要求量）は、ほとんど生じないことになる。

また、式（７）で表される総発電電力ＥＤＣ偏差量は、ＬＦＣにより制御されるだけでなく、積分量算出部８を介して、経済負荷再配分装置３００にも入力されるので、ＥＤＣでも分担して制御されることになる。

（第２の実施形態）
図６は、本発明の第２の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置の構成の例を示した図である。第１の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置４００（図１参照）では、積分量算出部８からの出力が、ＬＰＦ３０へ入力されているが、第２の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置４００ａでは、ＬＦＣ制御量算出部９からの出力が、ＬＰＦ３０へ入力される。

従って、本実施形態では、ＬＰＦ３０へは、微分量算出部６で算出された微分量および比例量算出部７で算出された比例量が、積分量算出部８で算出された積分量に加算されてＬＰＦ３０へ入力されることになる。そして、微分量は、ＬＰＦ３０によって短周期成分として除去され、比例量も、その長周期成分はわずかである。よって、ＬＰＦ３０からの出力信号は、第１の実施形態の場合と第２の実施形態の場合とで大きな相違は生じない。

以上の点を除けば、第２の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置４００ａの構成および動作は、第１の実施形態に係る電力系統電力需給制御装置４００の場合と同じであるので、以下、説明を省略する。

（実施形態の効果）
以下、以上に説明した実施形態の効果について、まとめて説明する。
まず、第１に、本実施形態では、ＬＦＣ（負荷周波数制御装置１００）で負担すべき制御量（ＬＦＣ指令値１１）のうち、その長周期成分の全部または一部が、経済負荷再配分装置３００によってＥＤＣ（経済負荷配分制御装置２００）で負担すべき制御量（ＥＤＣ指令値３３）に加算されるので、ＬＦＣによる制御量の負担分が軽減される。すなわち、ＬＦＣによる１回あたりＬＦＣ指令値１１が小さくなるので、負荷周波数制御装置１００は、正または負の同じ方向の需給の不均衡が長く継続した場合であっても、ＬＦＣ指令値１１を長期間出力し続けることができる。

また、第２に、本実施形態では、ＬＦＣによる制御量の負担分が軽減されるので、ＬＦＣの対象となる発電機４１が少ないような電力系統４２の場合であっても、ＬＦＣの制御性や適用性が向上する。

また、第３に、本実施形態では、ＬＦＣ負担分からＥＤＣ負担分に回された制御量は、発電機４１の燃料消費特性に応じて、総発電燃料費が少なくなるように考慮し、複数の発電機４１に対するＥＤＣ指令値３３に振り分けられている。従って、電力需給の不均衡をＬＦＣだけで解消するよりも、本実施形態のように、ＬＦＣとＥＤＣとで協調して解消したほうが、総発電費用を低減させることができる。

また、第４に、本実施形態では、ＬＦＣによる制御量の負担分が軽減されるので、ＬＦＣの対象となる発電機４１の数を低減させることが可能となる。従って、ＬＦＣによる発電機４１の出力調整に伴う発電効率の低下を抑制することができるので、総発電費用が低減される。

また、第５に、本実施形態の変形例では、従来、ＡＲ（地域要求量）だけでなく、ＥＤＣにより長周期で発電機４１の出力が変更されたとき生じる電力需給の不均衡を、ＬＦＣとＥＤＣとで協調して制御しているので、その需給の不均衡が積算されることはなく、次のＥＤＣの制御段階までには解消される。

本実施形態では、以上の効果の結果として、ＬＦＣとＥＤＣによる制御周期の中間周期領域部分における電力需給制御の制御残が解消または低減され、総発電費用を抑制しつつ、電力系統４２における系統周波数を基準周波数に維持する能力が向上し、電力系統の品質を向上させることが可能となる。

１ 系統周波数
２ 基準周波数
３ 連系線潮流
５ 地域要求量算出部
６ 微分量算出部
７ 比例量算出部
８ 積分量算出部
９ ＬＦＣ制御量算出部
１０ 比例配分量算出部
１１ ＬＦＣ指令値
２０ 発電機出力
２１ 需要値
２２ 需要予測値
２３ 経済負荷配分制御量算出部
２４ 経済負荷配分部
３０ ＬＰＦ
３１ 経済負荷配分補正量算出部
３２ 経済負荷再配分量算出部
３３ ＥＤＣ指令値
４０ 発電機出力制御装置
４１ 発電機
４２ 電力系統
４３ 負荷
４４ 連系線
４５ 他社電力系統
１００ 負荷周波数制御装置
２００ 経済負荷配分制御装置
３００ 経済負荷再配分装置
４００，４００ａ 電力系統電力需給制御装置
５００ （従来の）電力系統電力需給制御装置

Claims (4)

1. 複数の発電機および複数の需要家の負荷を含んで構成された電力系統における電力需給を制御する電力系統電力需給制御装置であって、
   第１の時間周期ごとに、前記電力系統における電力需要の不均衡量を取得し、前記不均衡量を解消するための発電電力の制御量として前記電力需要の不均衡量の微分量と比例量と積分量とからなるＰＩＤ制御量を算出し、前記算出した制御量を分割して前記電力系統に属する発電機へ配分し、前記配分した制御量をＬＦＣ指令値として、その配分対象の発電機へ向けて出力する負荷周波数制御装置と、
   前記第１の時間周期よりも長い第２の時間周期ごとに、前記電力系統における予め設定された電力需要の予測値およびその時点の需要値に基づき、その電力系統に属する発電機の総発電費用が小さくなるように、それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を算出する経済負荷配分制御装置と、
   前記第２の時間周期と同じ、または、前記第２の時間周期よりも短くかつ前記第１の時間周期よりも長い第３の時間周期ごとに、前記負荷周波数制御装置から、その負荷周波数制御装置によって算出される制御量の一部または全部を取得し、その取得した制御量に基づき、経済負荷配分補正量を算出し、前記算出した経済負荷配分補正量を、前記それぞれの発電機の発電費用に応じて、そのそれぞれの発電機に配分し、前記経済負荷配分制御装置によって算出された前記それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、前記配分した経済負荷配分補正量で補正し、前記補正したそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、ＥＤＣ指令値としてそのそれぞれの発電機へ向けて出力する経済負荷再配分装置と、
   を含んで構成され、
   前記負荷周波数制御装置が前記電力需要の不均衡量の積分量を算出するときには、前記複数の発電機の総発電量から前記経済負荷配分制御装置によって算出されたそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値の総和を差し引いた量を、前記電力不均衡量に加算し、前記加算した量を積分すること
   を特徴とする電力系統電力需給制御装置。
2. 前記経済負荷再配分装置は、
   前記負荷周波数制御装置から取得した制御量にローパスフィルタリング処理を加え、そのローパスフィルタリング処理を加えた制御量に基づき、前記経済負荷配分補正量を算出すること
   を特徴とする請求項１に記載の電力系統電力需給制御装置。
3. 複数の発電機および複数の需要家の負荷を含んで構成された電力系統における電力需給を制御する電力系統電力需給制御装置による電力系統電力需給制御方法であって、
   前記電力系統電力需給制御装置は、
   第１の時間周期ごとに、前記電力系統における電力需要の不均衡量を取得し、前記不均衡量を解消するための発電電力の制御量として前記電力需要の不均衡量の微分量と比例量と積分量とからなるＰＩＤ制御量を算出し、前記算出した制御量を分割して前記電力系統に属する発電機へ配分し、前記配分した制御量をＬＦＣ指令値として、その配分対象の発電機へ向けて出力する負荷周波数制御装置と、
   前記第１の時間周期よりも長い第２の時間周期ごとに、前記電力系統における予め設定された電力需要の予測値およびその時点の需要値に基づき、その電力系統に属する発電機の総発電費用が小さくなるように、それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を算出する経済負荷配分制御装置と、
   前記経済負荷配分制御装置によって算出された前記それぞれの発電機出力ベース指令値を、前記負荷周波数制御装置から得られる制御量に基づき補正する経済負荷再配分装置と、
   を備え、
   前記負荷周波数制御装置が前記電力需要の不均衡量の積分量を算出するときには、前記複数の発電機の総発電量から前記経済負荷配分制御装置によって算出されたそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値の総和を差し引いた量を、前記電力不均衡量に加算し、前記加算した量を積分し、
   前記経済負荷再配分装置は、
   前記第２の時間周期と同じ、または、前記第２の時間周期よりも短くかつ前記第１の時間周期よりも長い第３の時間周期ごとに、
   前記負荷周波数制御装置から、その負荷周波数制御装置によって算出される制御量の一部または全部を取得し、その取得した制御量に基づき、経済負荷配分補正量を算出する第１の処理と、
   前記算出した経済負荷配分補正量を、前記それぞれの発電機の発電費用に応じて、そのそれぞれの発電機に配分する第２の処理と、
   前記経済負荷配分制御装置によって算出された前記それぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、前記配分した経済負荷配分補正量で補正し、前記補正したそれぞれの発電機の発電機出力ベース指令値を、ＥＤＣ指令値としてそのそれぞれの発電機へ向けて出力する第３の処理と、
   を実行すること
   を特徴とする電力系統電力需給制御方法。
4. 前記経済負荷再配分装置は、
   前記第１の処理において、前記負荷周波数制御装置から取得した制御量にローパスフィルタリング処理を加え、そのローパスフィルタリング処理を加えた制御量に基づき、前記経済負荷配分補正量を算出すること
   を特徴とする請求項３に記載の電力系統電力需給制御方法。

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