JP6225553B2 - 需給制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統の電力の需給制御装置に係り、特に経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Economic Load Dispatching Control）と負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）の協調制御方式に関する。

近年、太陽光発電や風力発電など、再生可能エネルギーを利用した発電設備の導入が積極的に行われている。しかし、これらの再生可能エネルギー利用の発電量は天候に支配されるので、出力が不安定（不確定）であるという問題がある。電力系統においては発電電力と負荷電力の需給バランスは釣り合っていなければならないが、発電出力が不安定である再生可能エネルギーを利用した発電設備を電力系統に連系すると、発電電力と負荷電力の需給バランスが崩れてしまい、周波数変動をもたらす。

従来、電力系統の周波数の制御は、特に短い周期の需要変動に対しては発電機単独で行われるガバナフリー運転が担い、それよりも周期の長い需要変動に対しては、中央給電指令所からの出力制御が担っている。中央給電指令所からの出力制御は経済負荷配分制御（ＥＤＣ）および負荷周波数制御（ＬＦＣ）の２つが行われている。経済負荷配分制御（ＥＤＣ）は、数十分以上の長周期で変動する需要に対して行われ、電力需要の予測結果を満たした上で最も経済的（コストが安い）になる発電機の出力配分を計算し、その配分に従ってＥＤＣ対象の発電機を制御する。負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、数十秒から数分程度の短周期で変動する需要に対して行われ、現時点での需給アンバランス（需給差）に基づき、その需給差をなくすようにＬＦＣ対象の発電機を制御している（例えば、特許文献１参照）。大規模な系統のように発電機が多数台ある場合であって、ＥＤＣ対象とＬＦＣ対象の発電機が分かれていてもＬＦＣ対象の発電機のみでＬＦＣ容量（ＬＦＣで補償可能な発電容量）を十分確保できる場合には、このような従来の制御方法でも有効である。

しかし、狭い地域において電力の発生および消費を行うマイクログリッドのような、中小規模の電力系統の場合は、発電機の台数が少ないため、従来のようにＥＤＣ対象の発電機とＬＦＣ対象の発電機を分けて制御するとＬＦＣ容量が不足する恐れがある。

そのため中小規模の電力系統のように発電機の台数が限られている場合では、ＥＤＣとＬＦＣで発電機を共有した協調制御をすることにより、ＬＦＣに使用できる発電機台数を確保し、それによりＬＦＣ容量を確保することが望ましいと考えられる。

特許文献２および３に記載された発明は、需給差である地域要求量(ＡＲ：Area Requirement）の長周期成分をＥＤＣ指令値の補正に用いることによって、ＬＦＣとＥＤＣの協調制御を実現している。
ここで、地域要求量ＡＲの算出方法（公知技術）を記載しておく。地域要求量ＡＲは以下に示す負荷周波数制御（ＬＦＣ）の方式により、３つの算出方法がある。
１．定周波数制御方式（Flat Frequency Control、ＦＦＣ)
ＡＲ[ｋＷ]＝−系統定数[％ｋＷ／Ｈｚ]×系統容量[ｋＷ]×周波数偏差[Ｈｚ]
周波数偏差は系統周波数と基準周波数（定格周波数）との差分で定義される。基準周波数とは、日本では５０Ｈｚまたは６０Ｈｚである。系統定数および系統容量とは、対象の電力系統固有の定数である。
２．周波数偏倚連系線電力制御方式（Tie Line Load Frequency Control、ＴＢＣ）
ＡＲ[ｋＷ]＝−系統定数[％ｋＷ／Ｈｚ]×系統容量[ｋＷ]×周波数偏差[Ｈｚ]＋連系点潮流偏差[ｋＷ]
連系点潮流偏差は連系点潮流と連系点潮流目標値との差分で定義される。潮流は連系している系統から自系統に流れる向きを正とする。
３．定連系線電力制御方式（Flat Tie Line Control、ＦＴＣ)
ＡＲ[ｋＷ]＝連系点潮流偏差[ｋＷ]
連系点潮流偏差の定義は、上記のＴＢＣの場合と同様である。

特開２００７−１４３３７５号公報 特開２００１−２３８３５５号公報 特開２０１３−６２９５３号公報

しかし、特許文献２および特許文献３に記載された発明では、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による負荷配分は需要予測値に対しての需給バランスを満たすものであるため、需要予測が外れた場合には発電電力に過不足が起こりやすく、需給バランスを保てない可能性が高い。そこで本発明は上記課題を解決するためになされたもので、需要予測値を用いたＥＤＣで得た発電機への配分結果を、配分比率として制御に利用することで、需要予測が外れた場合でも、発電量の過不足を起こりにくくし、需給バランスを保つことができる需給制御装置を提供するものである。

前述した課題を解決する本発明に係る需給制御装置は、発電機を複数台有する電力系統の需給制御装置であって、系統周波数、系統容量および基準周波数を用いて地域要求量を算出する地域要求量算出部と、前記地域要求量から前記発電機の出力を補正する必要のある出力補正量を計算する出力補正量変換部と、前記各発電機の燃料費特性および出力の上下限値を用いて、予め設定された電力需要を満たすように経済負荷配分し、前記各発電機への出力の配分比率を算出する経済負荷配分計算部と、前記出力補正量を満たした上で、前記各発電機の出力比率が前記配分比率に近づくように、前記発電機の発電出力を調整する電力指令値配分計算部と、を有し、前記電力指令値配分計算部は、前記出力比率と前記配分比率の差が最も大きい発電機に、前記出力補正量の一部または全部を配分することを特徴とする。

本発明の需給制御装置によれば、経済負荷配分（ＥＤＣ）で計算した各発電機への配分結果を、配分比率として間接的に負荷周波数制御（ＬＦＣ）に用いることによって、需要予測が外れた場合であっても需給バランスを保つことができる信頼性の高い電力システムを実現できる。

実施例１および実施例２の需給制御装置の構成を表す図である。 実施例１および実施例２の負荷周波数制御の動作手順を示すフローチャートである。 実施例１の発電機配分量計算部の動作手順を示すフローチャートである。 実施例２の発電機配分量計算部の動作手順を示すフローチャートである。 実施例３の需給制御装置の構成を表す図である。 実施例３の配分量計算部の動作手順を示すフローチャートである。

＜実施例１＞
以下、図１を参照して、本発明の一実施形態における需給制御装置の概要と構成を説明する。なお、図１は需給制御装置１００、制御対象である発電機２００および蓄電池３００の構成を表す。

需給制御装置１００は、電力系統の周波数および連系点潮流、発電機の発電電力、蓄電池の充放電電力および蓄電池残存容量、ならびに電力需要予測値を入力とし、発電機２００への発電電力や蓄電池３００への充放電電力の演算・指令を与える。需給制御装置１００は、パソコンやＰＬＣ(Programmable Logic Controller)のような計算機であり、メモリや、ＣＰＵおよびＬＡＮなどの伝送装置（不図示）が実装されている。需給制御装置１００のメモリ内には、経済負荷配分計算部１１０、経済負荷配分の計算結果を格納するためのメモリ１２０、地域要求量算出部１３０、出力補正量変換部１４０、電力指令値配分量計算部１５０が実装される。このように構成された本発明の需給制御装置１００が特徴とするところは、経済負荷配分計算部１１０の出力である配分比率に、発電機および蓄電池の出力比率を近づけるように、電力指令値配分量計算部１５０が発電機および蓄電池へ出力を配分する点にある。このような特徴を備える本発明の需給制御装置の各構成要素については以下に説明する。
需給制御装置１００への入力情報を以下に説明する。計測情報である下記の各種情報は、それぞれの計測点にて計測された後、需給制御装置１００へ伝送される。

周波数は、電力系統の１点から計測される。
連系点潮流は、連系している電力系統との連系点における潮流を計測したものである。
発電電力は、制御対象発電機の出力である発電電力（単位は[ｋＷ]）を計測したもので、発電機が複数台ある場合は個別に計測される。

蓄電池の充放電電力は、制御対象蓄電池の充放電電力（単位は[ｋＷ]）を計測したもので、蓄電池が複数台ある場合は個別に計測される。
蓄電池残存容量は、制御対象蓄電池の残存容量を計測したもので、蓄電池が複数台ある場合は個別に計測される。蓄電池残存容量は、残存容量を満充電容量に対する０〜１００[％]として計測してもよいし、[ｋＷｈ]などの単位としてもよい。

電力需要予測値は、経済負荷配分計算部１１０（ＥＤＣ）で用いる入力情報であり、ＥＤＣが例えば１分周期で処理する場合には１分後の電力需要を予測した値を用いる。本発明では、電力需要予測値は上記の予測値を設定する設定値として扱う。

また、発電機の効率を表す燃料費特性や、発電機および蓄電池の出力上下限値および出力変化率の制約条件も設定する。
経済負荷配分計算部１１０は、電力需要予測値を入力とし、最も経済的になるように、公知手法である等増分燃料費法(等λ法)などを用いて各発電機への負荷配分を計算する。その負荷配分を、メモリ１２０に記憶しておく。例えば、図示しない３台の発電機Ａ〜Ｃがある場合に、発電機Ａに５０[ｋＷ]、発電機Ｂに３０[ｋＷ]、発電機Ｃに４０[ｋＷ]という配分結果が得られた時、その配分結果を出力配分値としてメモリ１２０に格納しておく。経済負荷配分計算部１１０は、本実施の形態では１分周期で上記の計算をし、メモリ１２０に格納した情報を更新する。

上記の経済負荷配分計算部１１０で計算したメモリ１２０に格納した出力配分値を、下記で説明する１秒周期での負荷周波数制御（ＬＦＣ）に用いる。ＬＦＣの制御の流れについては、図２、図３を用いて以下に説明する。

地域要求量算出部１３０は、系統周波数、基準周波数（定格周波数）および連系点潮流などから地域要求量ＡＲ（需給インバランス）を計算する（図２のステップＳ１１）。
出力補正量変換部１４０は、上記地域要求量算出部１３０で求めた地域要求量ＡＲに制御係数を掛け、制御対象の発電機および蓄電池の出力への補正が必要である出力補正量Ｐに変換する（図２のステップＳ１２）。例えば、負荷周波数制御をＰＩＤ制御にて行っている場合は、以下の式のように出力補正量Ｐ（必要発電電力）を計算する。

出力補正量Ｐ＝制御係数（比例ゲインKp、積分ゲインKi、微分ゲインKd）×地域要求量ＡＲ
ここで出力補正量Ｐは、発電機および蓄電池の出力に対する補正が必要な電力の合計値とも言える。

電力指令値配分量計算部１５０は、上記出力補正量変換部１４０にて計算された出力補正量Ｐを、制御対象の発電機および蓄電池へどう配分するか、その出力配分を計算する。発電電力指令値(または充放電電力指令値)とは、発電機（または蓄電池）に与える出力指令値であり、単位は、[ｋＷ]とする。

電力指令値配分量計算部１５０は、以下に示す、補正量分割部１５１、発電機配分計算部１５２および蓄電池配分計算部１５３により構成されている。
補正量分割部１５１は、上記出力補正量変換部１４０で算出した出力補正量Ｐを、何らかの基準や予め決めてあるロジックにしたがって、発電機で補償すべき補正量（Pg_total：発電機台数Ｎ台の合計値）および蓄電池で補償すべき補正量（Pl_total：蓄電池台数M台の合計値）へと分割する（図２のステップＳ１３）。例えば、蓄電池残存容量を目標値に近づけるような残存容量（State of Charge、ＳＯＣ）の制御を行うため、発電機になるべく多くの負荷を割り振り、発電機の出力制約により配分できない分を蓄電池に割り振る方法が考えられる。例えば数値例としては、出力補正量Ｐが１００[ｋＷ]であった場合に、発電機でまかなうことができる上限の８０[ｋＷ]をPg_totalとして発電機に、残りの２０[ｋＷ]をPl_totalとして蓄電池へ割り振ることが考えられる。

発電機配分計算部１５２は、補正量分割部１５１で算出した発電機で補償すべき補正量（Pg_total）を、図示しないN台の発電機(１)〜(N)に配分する（図２のステップＳ１４）。

実施例１における発電機配分計算部１５２の配分方法は、発電機の出力比率を経済負荷配分の配分比率に近づけるための実現方法のひとつである。
まず、発電機配分計算部１５２は、経済負荷配分計算部１１０で計算した結果を格納したメモリ１２０から、各発電機への出力配分値を取得する。発電機配分計算部１５２は、その出力配分値に基づき、各発電機の配分係数（K(1)〜K(n)）を式１で算出する（図３のステップＳ２1）。配分係数とは、全発電機の出力の合計値が1となるように、出力配分値を正規化したものである。

K(1)= Ga_edc(1)/( Ga_edc(1)+Ga_edc(2)+…+Ga_edc(n)) 式 1
K(2)= Ga_edc(2)/( Ga_edc(1)+Ga_edc(2)+…+Ga_edc(n))
…
K(n)= Ga_edc(n)/( Ga_edc(1)+Ga_edc(2)+…+Ga_edc(n))
ただし、Ga_edc(1)、Ga_edc(2)、…Ga_edc(n)は、経済負荷配分計算部１１０で計算した発電機(１)〜(N)への出力配分値である。

次に、発電機配分計算部１５２は、各発電機の出力実績値からＮ台それぞれの発電機の出力比率係数（L(1)〜L(n)）を、式２で算出する（ステップＳ２２）。なお、出力比率係数とは、全発電機の出力実績値の合計値が1となるように正規化した係数である。

L(1)= Ga_past(1)/( Ga_past(1)+Ga_past(2)+…+Ga_past(n)) 式 2
L(2)= Ga_past(2)/( Ga_past(1)+Ga_past(2)+…+Ga_past(n))
…
L(n)= Ga_past(n)/( Ga_past(1)+Ga_past(2)+…+Ga_past(n))

ただし、Ga_past(1)、Ga_past(2)、…Ga_past(n)は各発電機の現時点の出力電力実績値（発電電力）である。

次に、発電機配分計算部１５２は、ステップＳ２１で算出した配分係数と、ステップＳ２２で算出した出力比率係数とを比較し、発電機で補償すべき補正量（Pg_total）を割り振るための発電機の優先順位を設定する（ステップＳ２３）。

優先順位の設定方法について、以下に一例を挙げる。
Pg_totalが正の場合は、各発電機について、K(i)とL(i)の差（K(i)−L(i) (i=1、2、…、n)）を計算し、その差が大きい順に、発電機の優先順位を高く設定する。Pg_totalが負の場合は、各発電機について、K(i)とL(i)の差を計算し、その差が大きい順に、発電機の優先順位を低く設定する。K(i)とL(i)の差は、経済負荷配分で求めた理想の比率である配分比率と、現状の出力の比率である出力比率との差であり、２つの比率の近づき具合（一般的に距離という）を表す評価指標として用いるものである。実施例１では、２つの比率のこの距離を０に近づけていくように、補正量を配分することで、出力比率を配分比率へ近づける。

次に、発電機配分計算部１５２は、優先順位の最も高い発電機（優先順位１の発電機）に発電機で補償すべき補正量（Pg_total）を全て割り振る（ステップＳ２４）。ここで、割り振る先の発電機のことを割当発電機と呼び、また割当発電機に割り振る補正量（発電電力の補正量）を、割当発電量と呼ぶ。実施例１では、ステップＳ２４で、割当発電機には優先順位の最も高い発電機を、割当発電量には発電機で補償すべき補正量（Pg_total）を設定しておく。

発電機(１)が優先順位１の発電機であった場合、各発電機に割り振る補正量Pg(1)、Pg(2)、…Pg(n)は、式３となる。
Pg(1)= Pg_total 式 3
Pg(2)= 0
…
Pg(n)= 0
次に、発電機配分計算部１５２は、式５で算出した上記の補正量を現状の出力に加算したと仮定し、各発電機の出力比率係数（N(1)〜N(n)）を式４および式５で算出する（ステップＳ２５）。
Ga_out(1)=Pg(1)+Ga_past(1) 式 4
Ga_out(2)=Pg(2)+Ga_past(2)
…
Ga_out(n)=Pg(n)+Ga_past(n)
ただし、Ga_past(1)、Ga_past(2)、…Ga_past(n)は各発電機の現時点の出力電力実績値（発電電力）である。Ga_out(1)、Ga_out(2)、…Ga_out(n)は、各発電機の発電電力指令値である。
N(1)= Ga_out(1)/( Ga_out(1)+Ga_out(2)+…+Ga_out(n)) 式 5
N(2)= Ga_out(2)/( Ga_out(1)+Ga_out(2)+…+Ga_out(n))
…
N(n)= Ga_out(n)/( Ga_out(1)+Ga_out(2)+…+Ga_out(n))
次に、発電機配分計算部１５２は、割当発電機について、ステップＳ２１にて算出した配分係数（K(1)〜K(n)）とステップＳ２５にて算出した出力比率係数（N(1)〜N(n)）を比較し、割当発電機に割り当てた補正量（割当発電量）が妥当かどうかを判定する（ステップＳ２６）。ここで、詳細は後述するが、補正量が多すぎていなければ妥当であるとし、割当発電機に割当発電量を全て割り振りステップＳ２７へ進む。割当発電量の量が多すぎた場合は妥当でないとし、ステップＳ２８へ進む。

補正量が妥当かどうかを判断するための基準を、以下に説明する。
Pg_totalが正の場合には、割当発電機について、配分係数Kから出力比率係数Nを引き、その結果（K−N）が正となる場合は、割当発電量を追加した場合でもまだ配分比率に近づく余地が残っているため、割り振りすぎてはいないと判断する。一方、配分係数Kから出力比率係数Nを引いた結果（K−N）が負となる場合、Pg_totalを全て最も優先順位の高い発電機に配分すると割り振りすぎることになるため、妥当でないと判断する。

Pg_totalが負の場合には、割当発電機について、出力比率係数Nから配分係数Kを引き、その結果（N−K）が正となる場合、上記と同じように妥当と判断し、負となる場合には妥当でないと判断する。
次に発電機配分計算部１５２は、割当発電機について、ステップＳ２１とステップＳ２５にて算出した、KとNが等しくなる補正量（Pg_hosei）を算出する。補正量（Pg_hosei）は、割当発電機が発電機(１)であった場合には、式６で計算される（ステップＳ２８）。

Pg_hosei=K(1)×(Ga_past(1)+Ga_past(2)+…+Ga_past(n)+ Pg_total)−Ga_past(1) 式 6
次に、発電機配分計算部１５２は、割当発電機にステップＳ２８で算出した補正量（Pg_hosei）を割り振る（ステップＳ２９）。

発電機配分計算部１５２は、ステップＳ３０で、割当発電機には次に優先順位の高い発電機を、割当発電量には割り振った残りの補正量（Pg_total −Pg_hosei）を設定し、ステップＳ２５へ戻り、発電機で補償すべき補正量を全て割り振り終わるまで図３のフローを繰り返す。

各発電機に割り振る補正量をPg(1)、Pg(2)、…Pg(n)すると、割当発電機が発電機(１)、次に優先順位の高い発電機が発電機(２)の場合、式７となる。
Pg(1)= Pg_hosei 式 7
Pg(2)= Pg_total −Pg_hosei
Pg(3)=0
…
Pg(n)= 0
最後に、発電機で補償すべき補正量を全て割り振り終わった後に、各発電機に割り振られた補正量と各発電機の現時点の出力電力実績値を足し合わせ、各発電機への出力である発電電力指令値を算出する（ステップＳ２７）。各発電機の発電電力指令値（Ga_out(1)〜Ga_out(n)）は、式８で計算される。

Ga_out(1)= Pg(1)+Ga_past(1) 式 8
Ga_out(2)= Pg(2)+Ga_past(2)
…
Ga_out(n)= Pg(n)+Ga_past(n)
ただし、Ga_past(1)、Ga_past(2)、…Ga_past(n)は各発電機の現時点の出力電力実績値（発電電力）である。

なお、発電機の出力比率と配分比率の差を評価指標として用いて、その差の平方和を目的関数とし最小化問題を設定し、最適化手法を用いて解くことによっても、出力補正量を配分できる。その場合は、発電機の出力比率と配分比率の差を、最も小さくように配分するため、発電機の出力比率を配分比率により早く近づけることができる。

なお、補正量を割り当てる方法として、優先順位が一番高いものから順に割り当てる方法や、上記の距離に応じて、距離が遠い発電機ほど多くの補正量を割り当てる方法などが考えられる。

実施例１では、経済負荷配分の配分比率と出力比率の差を小さくするように出力配分することで、経済負荷配分で用いる需要予測が外れた場合でも、その影響を少なくした需給制御を実現できる。

実施例１では、各発電機の出力比率と配分比率の差が最も大きい発電機から補正量を割り当てることにより確実に出力比率を配分比率に近づけることができる。
また、優先順位の高い発電機から順に、割り振れる量をすべて配分していくことで、出力変更をする発電機の台数を少なくすることができる。

次に、蓄電池配分計算部１５３は、上記の補正量分割部１５１で算出した蓄電池で補償すべき補正量（Pl_total）をM台の蓄電池へと配分する（図２のステップＳ１５）。蓄電池配分計算部１５３は、配分する量をPg_totalからPl_totalとし、配分する台数をN台からM台とすることで、上記の発電機の場合と同様の方法で処理できるため、説明は省略する。各蓄電池への出力である充放電電力指令値を出力し、需給制御の１周期分の制御を終了する。

なお、制御対象の発電機および蓄電池へ出力補正量Ｐを配分する際には、発電機および蓄電池の上下限制約および出力変化率制約を考慮して行う必要があるが、発明を簡潔に説明するために、本実施例では出力変化率の制約は省略して説明した。出力変化率とは、単位時間内に変化可能な出力の上下限のことである。

前記した負荷周波数制御（ＬＦＣ）の３つの方式のどの方式に対しても本発明は適用できる。
ＬＦＣの制御周期は１秒でなくても、例えば３秒であってもよい。ＥＤＣの制御周期も１分に限らず、例えば５分であってもよい。

メモリ１２０に記憶する情報は、出力配分値そのものでなくても、その比率（配分比率と呼ぶ）のみでも構わない。
発電機配分計算部１５２と蓄電池配分計算部１５３の処理は、順番を入れ替えて実施しても同様の結果を得るため、どちらを先に処理しても構わない。

経済負荷配分（ＥＤＣ）で得た発電機の配分比率は、経済性の高いものであり、その配分比率を用いてＬＦＣとの協調制御を行うことにより、経済性を考慮した需給制御を行うことができる。

また、補正量分割部１５１にて、蓄電池の残存容量を目標値に近づけるように発電機および蓄電池に補正量を分割することによって、需給バランスの急激な変動を吸収するために蓄電池の残存容量を確保できることから、より信頼性の高い需給制御を実現できる。
＜実施例２＞
実施例２は、発電機配分計算部１５２にて発電機に出力を配分する際に、発電機の出力情報（出力比率）を用いない点で実施例１と異なる。その他の構成部分については、実施例１と同様であるため説明を省略する。以下に、発電機配分計算部１５２の動作手順について、図４を用いて説明する。

まず、発電機配分計算部１５２は、EDCで計算した各発電機への出力配分値から、各発電機の配分係数（K(1)〜K(n)）を、式１で算出する（ステップＳ４１）。配分係数の算出方法は、実施例１と同様である。

次に、発電機配分計算部１５２は、配分係数（K(1)〜K(n)）に基づき、各発電機への補正量（Pg(1)〜Pg(n)）を、式９で計算する（図４のステップＳ４２）。
Pg(1)= K(1)×Pg_total 式 9
Pg(2)= K(2)×Pg_total
…
Pg(n)= K(n)×Pg_total
最後に、発電機配分計算部１５２は、各発電機への出力である発電電力指令値（Ga_out(1)〜Ga_out(n)）を式１０で計算し、出力する（図４のステップＳ４３）。

Ga_out(1)= Pg(1)+Ga_past(1) 式 10
Ga_out(2)= Pg(2)+Ga_past(2)
…
Ga_out(n)= Pg(n)+Ga_past(n)
ただし、Ga_past(1)、Ga_past(2)、…Ga_past(n)は、各発電機の現時点の出力電力実績値（発電電力）とする。

実施例２では、制御周期ごとに、配分比率に基づいて出力補正量Ｐを各発電機に出力配分することから、発電機の出力比率が配分比率にすでに近い場合に対しては、その比率を保ちつつ出力補正量Ｐを配分することができる。したがって、実施例２は、発電機の出力比率が配分比率に近い場合に、出力補正量Ｐを経済負荷配分の配分比率にしたがって各発電機に出力配分することにより、経済負荷配分で用いる需要予測が外れた場合でも、その影響を少なくした需給制御を実現できる。
＜実施例３＞
実施例３が上記実施例と異なる点は、経済負荷配分（ＥＤＣ）の対象に蓄電池が加わった点と、ある時間断面の経済性だけでなく、ある時系列にまたがる経済性を評価した経済負荷配分をする点である。経済負荷配分計算部１１０は、例えば一日分の需要予測値があり、その時々刻々変化する需要を満たした上で、発電機および蓄電池にどう負荷配分すれば、一日を通して最も経済的な運用になるかを計算する。

実施例３が上記実施例と異なる構成部分は、図５に示す、経済負荷配分計算部１１０、その入力情報である電力需要予測値、および配分計算部１６０である。その他の構成については、実施例１と同様であるため説明を省略する。

電力需要予測値は、ある時間帯における電力需要予測値の時系列データとする。本発明では、電力需要予測値は設定値情報として扱う。
実施例３での経済負荷配分計算部１１０は、電力需要予測値を入力とし、ある時間スケジュールを全体が最も経済的になるように、各発電機および蓄電池への負荷配分を計算する。その計算方法は、目的関数に発電機および蓄電池のコストを設定し、発電機の上下限制約や出力変化率制約、蓄電池の容量による制約等を設定し、最適化問題として最適化手法を適用し解くことができる。

実施例３は発電機と蓄電池を区別することなく、出力配分を決めるため、配分計算部１６０は、実施例１および実施例２の発電機配分計算部１５２のアルゴリズムと同等の処理をすることにより、すべての制御対象機器についての配分量を算出し、出力指令値を出力する。

配分計算部１６０での動作手順について、図６を用いて説明する。配分計算部１６０は、負荷周波数制御のフローであるステップＳ１２（出力補正量Pを算出）を終えた時点から、以下のフローを開始する。

まず、配分計算部１６０は、経済負荷配分計算部１１０で求めた制御対象機器（各発電機および各蓄電池）への出力配分値スケジュール（例えば一日分の出力配分値）から、例えば１分先の出力配分値のみを入力として用いる。配分計算部１６０は、この１分先の出力配分値を用いて、制御対象機器の配分係数（K(1)〜K(all)）を、式１１で算出する（ステップＳ５１）。発電機はN台、蓄電池はM台とすると、制御対象機器の台数は、N台とM台を合わせた台数（式１１ではallと記述）となる。

K(1)= Ga_edc(1)/( Ga_edc(1)+Ga_edc(2)+…+Ga_edc(all)) 式 11
K(2)= Ga_edc(2)/( Ga_edc(1)+Ga_edc(2)+…+Ga_edc(all))
…
K(all)= Ga_edc(n)/( Ga_edc(1)+Ga_edc(2)+…+Ga_edc(all))
ただし、Ga_edc(1)、Ga_edc(2)、…Ga_edc(all)は、経済負荷配分計算部１１０にて計算された、１分先の制御対象機器への出力配分値である。

配分計算部１６０は、各発電機および各蓄電池を区別せず、制御対象機器として扱うことで、実施例１および実施例２で説明したような発電機への配分方法を適用し、制御対象機器の配分量（Pg(1)〜Pg(all)）を算出する（ステップＳ５２）。

最後に、ステップＳ５２で算出した制御対象機器への配分量と各発電機およ各蓄電池の現時点の出力電力実績値を足し合わせ、制御対象機器の出力指令値（発電電力指令値と充放電電力指令値を合わせたもの）を算出する（ステップＳ５３）。制御対象機器の出力指令値(Ga_out(1)〜Ga_out(all))は、式１２で計算される。

Ga_out(1)= Pg(1)+Ga_past(1) 式 12
Ga_out(2)= Pg(2)+Ga_past(2)
…
Ga_out(all)= Pg(all)+Ga_past(all)
ただし、Ga_past(1)、Ga_past(2)、…Ga_past(all)は制御対象機器の現時点の出力電力実績値（発電電力および蓄電池充放電電力）である。

なお、蓄電池を含めた制御対象機器に関する、出力比率と配分比率との近づけ方については、実施例１に記載したような、出力比率と配分比率の差を評価指標として用いて、その差の平方和を目的関数とした最小化問題を解く方法が適用できることは言うまでもない。その他にも、補正量をすべての制御対象機器に割り当てる方法として、優先順位が一番高いものから順に割り当てる方法や、上記の距離に応じて、距離が遠い制御対象機器ほど多くの補正量を割り当てる方法などが考えられる。

実施例３では、経済負荷配分の配分比率と、発電機および各蓄電池の出力比率の差を小さくするように、制御対象機器に出力配分することで、経済負荷配分で用いる需要予測が外れた場合でも、その影響を少なくした需給制御を実現できる。

実施例３では、すべての制御対象機器について、経済負荷配分で最適な配分比率を求め、その配分比率に出力比率が近づくように、出力補正量Ｐを配分することによって、より経済性に優れた需給制御を行うことができる。

１００ 需給制御装置
１１０ 経済負荷配分計算部
１２０ メモリ
１３０ 地域要求量算出部
１４０ 出力補正量変換部
１５０ 電力指令値配分量計算部
１５１ 補正量分割部
１５２ 発電機配分計算部
１５３ 蓄電池配分計算部
１６０ 配分量計算部
２００ 発電機
３００ 蓄電池

Claims (3)

1. 発電機を複数台有する電力系統の需給制御装置であって、系統周波数、系統容量および基準周波数を用いて地域要求量を算出する地域要求量算出部と、前記地域要求量から前記発電機の出力を補正する必要のある出力補正量を計算する出力補正量変換部と、前記各発電機の燃料費特性および出力の上下限値を用いて、予め設定された電力需要を満たすように経済負荷配分し、前記各発電機への出力の配分比率を算出する経済負荷配分計算部と、前記出力補正量を満たした上で、前記各発電機の出力比率が前記配分比率に近づくように、前記発電機の発電出力を調整する電力指令値配分計算部と、を有し、前記電力指令値配分計算部は、前記出力比率と前記配分比率の差が最も大きい発電機に、前記出力補正量の一部または全部を配分することを特徴とする需給制御装置。
2. 発電機を複数台有する電力系統の需給制御装置であって、系統周波数、系統容量および基準周波数を用いて地域要求量を算出する地域要求量算出部と、前記地域要求量から前記発電機の出力を補正する必要のある出力補正量を計算する出力補正量変換部と、前記各発電機の燃料費特性および出力の上下限値を用いて、予め設定された電力需要を満たすように経済負荷配分し、前記各発電機への出力の配分比率を算出する経済負荷配分計算部と、前記出力補正量を満たした上で、前記各発電機の出力比率が前記配分比率に近づくように、前記発電機の発電出力を調整する電力指令値配分計算部と、を有し、前記電力指令値配分計算部は、前記出力比率と前記配分比率の差分の比を用いて前記出力補正量を配分することを特徴とする需給制御装置。
3. 複数台の発電機および少なくとも１台の蓄電池を有する電力系統の需給制御装置であって、系統周波数、系統容量および基準周波数を用いて地域要求量を算出する地域要求量算出部と、前記地域要求量から前記発電機および前記蓄電池の出力を補正する必要のある出力補正量を計算する出力補正量変換部と、前記各発電機の燃料費特性および出力の上下限値、ならびに蓄電池の出力の上下限値を用いて、予め設定した電力需要を満たすように経済負荷配分し、前記各発電機および蓄電池への出力の配分比率を算出する経済負荷配分計算部と、前記出力補正量を満たした上で、前記各発電機および蓄電池の出力比率が前記配分比率に近づくように、前記発電機の発電出力および前記蓄電池の充放電出力を調整する電力指令値配分計算部と、を有し、前記電力指令値配分計算部は、前記出力比率と前記配分比率の差が最も大きい発電機および蓄電池に前記出力補正量の一部または全部を配分することを特徴とする需給制御装置。