JP6335641B2 - 単独系統向け周波数安定化装置 - Google Patents

Description

本発明は、電力供給の単独系統で電力を調整可能な蓄電池に対して制御指令を行う、単独系統向け周波数安定化装置に関する。

発電所では、時々刻々と変化する電力の需要に合わせて、発電機からの電力の供給を調整している。ここでいう電力の需要変動は、需要家の消費する電力の変動以外にも、例えば、需要家や発電業者が設置した風力発電や太陽光発電などの再生可能エネルギー発電の変動、事故による解列による変動も含まれる。

さて、電力系統の周波数は、供給よりも消費が多いと下がり、消費が少ないと上がる特徴を有する。しかし、電力の周波数が規定値から大きく変化すると需要家の機器に悪影響が発生することがあり、さらに偏差が大きくなると発電設備にも影響が発生し、最悪の場合には停電が発生することが予想される。そこで、発電所では、電力の需給バランスをとることで、電力の周波数が規定値に維持されるように需給運用が行われている。通常は、発電機や発電機制御装置が、周波数の基準となる基準周波数からの周波数の偏差を検出した場合に、その偏差に応じて発電機からの供給電力を調整することにより、周波数を規定値（基準周波数）に戻す制御を行っている。

一般に、このような制御は遅れ制御となっている。また、需要変動の速度が発電機による調整速度を超える場合には制御が間に合わず、しばらくの間、周波数が基準周波数から外れることになる。なお、この調整速度は、発電機の運転状態（運転中の発電機の定格出力の合計）により異なるものとなっている。例えば、運転中の発電機の定格出力値の合計値が大きいほど、調整速度は大きくなり、大きな変化速度に追従することが可能となる。

発電機から供給される電力には以上のような特徴があるが、近年、出力変動が大きく上記需要変動が上記調整速度を超えやすいという特徴を持つ再生可能エネルギーを電気エネルギーに変換する発電機の導入が進んでいることから、今後、上記のような周波数の不安定現象が発生する可能性が高くなると考えられる。このため、特許文献１に開示の技術のように、キャパシタとインバータ盤から構成される蓄電池設備（以下、単に「蓄電池」と記す）を追加し、発電機では適切に追従できない需要変動に対して、蓄電池の出力を追従させることで周波数を安定することが数多く検討されている。なお、このような系統安定化方式は、離島に限らず、大規模な電力系統においても検討されている。

国際公開第２０１３／１４０９１６号 特許第４６７２５２５号公報

さて、離島のような小規模単独系統では、需給アンバランス（需給バランスのずれ）が周波数に及ぼす影響が特に大きくなっている。また、上記のように、需給バランスのずれ量と周波数偏差（基準周波数からの周波数の変化）の大きさは、その時の発電機の運転状態によって異なる。

これに対し、特許文献１の技術では、連系点潮流値及び発電機変化レート制限値に基づいて、蓄電池に与えるべき指令値を生成することで、周波数に影響を与えないように発電機の出力変化を制限し周波数偏差を抑制する。

しかしながら、特許文献１の技術では、周波数偏差が完全に解消されていない場合であっても、連系点潮流が一定値に落ち着いた後には、蓄電池は積極的に周波数偏差を解消する制御を実施しない。このため、発電機による周波数制御のみによって周波数の安定化制御を実施することになり、結果として、多少の周波数偏差が比較的長い期間に亘って存在してしまうという問題があった。

そこで、本発明は、上記のような問題点を鑑みてなされたものであり、電力の需給アンバランスを抑制しつつ、電力の周波数の変化も抑制可能な技術を提供することを目的とする。

本発明に係る単独系統向け周波数安定化装置は、電力供給の単独系統に電力を調整可能な蓄電池に対して制御指令を行う単独系統向け周波数安定化装置であって、前記単独系統における電力の需給アンバランスに基づいて、第１指令値を生成する第１算出部と、前記単独系統における電力の周波数の変化に基づいて、第２指令値を生成する第２算出部と、前記第１算出部で生成された第１指令値と、前記第２算出部で生成された第２指令値とに基づいて、前記蓄電池に与えるべき指令値を生成する指令値生成部と、前記蓄電池への指令値の制御方向と、前記単独系統で電力を調整可能な別の蓄電池への指令値の制御方向とが異なる場合に、前記第１指令値に応じた制御を抑制する制御抑制部とを備える。

本発明によれば、電力の需給アンバランスを抑制しつつ、電力の周波数の変化も抑制することができる。

第１関連装置の構成を示すブロック図である。 第１関連装置の構成を示すブロック図である。 第１関連装置の構成を示すブロック図である。 第１関連装置の動作を示す図である。 第１関連装置の変形例１に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 第１関連装置の変形例１に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 第１関連装置の変形例１に係る周波数安定化装置の動作を示す図である。 第２関連装置の構成を示すブロック図である。 第２関連装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態１および実施の形態２に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態１に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態１に係る周波数安定化装置と対比される装置の動作結果を示す図である。 実施の形態１に係る周波数安定化装置と対比される装置の動作結果を示す図である。 実施の形態１に係る周波数安定化装置と対比される装置の動作結果を示す図である。 実施の形態１に係る周波数安定化装置の動作結果を示す図である。 実施の形態１の変形例１に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態１の変形例１に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態１の変形例１に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態１の変形例１に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態１の変形例１に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態２および実施の形態４に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態２に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態２の変形例１に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態２の変形例１に係る周波数安定化装置の動作を示す図である。 実施の形態３に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態３に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態３に係る周波数安定化装置の構成を示すブロック図である。 実施の形態３に係る周波数安定化装置の動作結果を示す図である。

＜実施の形態１＞
まず、本発明の実施の形態１に係る単独系統向け周波数安定化装置（以下「周波数安定化装置」と略記する）について説明する前に、これと関連する第１周波数安定化装置（以下「第１関連装置」と記す）及び第２周波数安定化装置（以下「第２関連装置」と記す）について説明する。

＜第１関連装置＞
ここでは、第１関連装置について説明する。図１は第１関連装置と、それを備える系統安定化システムとの構成を示すブロック図である。図１に示すように、第１関連装置１、複数台の第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａは、第１連系線４ａを介して離島系統５（離島における電力供給の単独系統）と接続されている。これにより、第１蓄電池３ａは、離島系統５で電力を調整可能であり、かつ、離島系統５には、第１連系線４ａを介して第１発電機２ａ電力が供給可能となっている。

周波数安定化装置である第１関連装置１は、第１蓄電池３ａに対して制御指令を行う。なお、ここでは、第１関連装置１、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａは、同一の発電所に設置されているものとする。また、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａは、後記発電機８２及び蓄電池８３と同様である。

需給制御装置６は、離島系統５における電力の需給バランス（需要変動に対応）を判断しながら、第１発電機２ａに起動指令・出力指令を出力することにより、第１発電機２ａの起動・出力を制御する。また、需給制御装置６は、運転中の第１発電機２ａに関する情報を含む運転情報を、第１関連装置１に定期的に出力する。なお、ここでは、運転情報は、現在運転中の第１発電機２ａ全体の定格出力の合計値を示す情報であるものとする。

第１連系線４ａに設けられた第１計測器９ａは、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａが第１連系線４ａを介して離島系統５に出力（供給）する有効電力の合計値を定期的に計測する。なお、第１計測器９ａで計測される当該合計値（第１発電機２ａが離島系統５に出力する電力を少なくとも含む電力の値）を、以下「連系点潮流値」と記すこともある。第１計測器９ａは、計測した連系点潮流値を、第１関連装置１に定期的に出力する。

第１関連装置１は、需給制御装置６からの運転情報と、第１計測器９ａからの連系点潮流値の変化（離島系統５における電力の需給アンバランスに応じた値）とに基づいて、第１蓄電池３ａの出力を制御するための制御指令を第１蓄電池３ａに対して行う。この第１関連装置１は、図１に示すように、パラメータ決定部１１と、制御ブロック部２１とを備えている。

パラメータ決定部１１は、需給制御装置６からの運転情報に基づいて、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化の合計値に課せられる制限を示す変化レート制限値（出力変化レート制限値）を求め、当該変化レート制限値を制御ブロック部２１に出力する。制御ブロック部２１は、第１計測器９ａからの第１連系線４ａの連系点潮流値（第１連系線４ａにおける第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力の合計値）と、パラメータ決定部１１が求めた変化レート制限値とに基づいて、第１蓄電池３ａに与えるべき指令値（制御指令）を生成し、当該指令値を第１蓄電池３ａに出力する。

図２は、パラメータ決定部１１の構成を示すブロック図である。図２に示すように、パラメータ決定部１１は、記録部１２と、演算部１３とを備える。

記録部１２には、例えばキーボードやタッチパネル、または通信手段などの何らかの書き換え手段を用いて書き換え可能なレート制限値（所定制限値）が記録されている。例えば、運転中の第１発電機２ａの１分間の出力変化が定格出力の３％以内である場合に、第１発電機２ａが出力する電力の周波数にほとんど影響がない場合には、レート制限値は（３％）／（１分）と規定される。つまり、運転中の第１発電機２ａの電力の周波数にほとんど影響が生じない当該第１発電機２ａの出力変化を、その定格出力で割った値が、レート制限値として記録されている。なお、ここでは、離島の中の全ての第１発電機２ａのレート制限値が同一となるように調整されているものとする。

演算部１３は、記録部１２に記録された前記レート制限値と、需給制御装置６からの運転情報（ここでは運転中の第１発電機２ａ全体の定格出力の合計値）とに基づいて、次式（１）に示す乗算を行うことにより、変化レート制限値を算出する。そして、演算部１３は、算出した変化レート制限値を制御ブロック部２１に出力する。

変化レート制限値は、上記のように、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化の合計値に課せられる制限を示す。したがって、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化が、ここで算出された変化レート制限値により制限されると、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化が、電力の周波数に影響を与えずに連系点潮流値を変更可能な範囲内に制限可能になる。

図３は、制御ブロック部２１の構成を示すブロック図である。図３に示すように、制御ブロック部２１は、レートリミッタ２２と、減算器２３とを備える。

レートリミッタ２２には、第１計測器９ａからの連系点潮流値と、パラメータ決定部１１からの変化レート制限値とが入力される。このレートリミッタ２２は、変化レート制限値を用いて時間的な変化が制限された連系点潮流値を生成する回路である。レートリミッタ２２は、入力された連系点潮流値の変化が変化レート制限値以下である場合には、連系点潮流値をそのまま出力する。一方、レートリミッタ２２は、入力された連系点潮流値の変化が変化レート制限値を超える場合には、その変化が変化レート制限値となるように変更された連系点潮流値を出力する。

図４は、レートリミッタ２２の動作を示す図である。この図４では、レートリミッタ２２に入力された連系点潮流値が破線、変化レート制限値に対応する傾きを持つ直線が一点鎖線、レートリミッタ２２から出力される連系点潮流値が実線で示されている。この図４に示すように入力された連系点潮流値がステップ状に変化した場合には、レートリミッタ２２は、しばらくの間（図４に示す例ではｔ１〜ｔ２の間）、変化レート制限値の傾きで変化する連系点潮流値を出力する。そして、入力された連系点潮流値と出力する連系点潮流値と等しくなった時点（図４に示す例ではｔ２）以降に、レートリミッタ２２は、入力された連系点潮流値をそのまま出力する。

図３に戻って、減算器２３には、第１計測器９ａからの連系点潮流値と、レートリミッタ２２からの連系点潮流値とが入力される。この減算器２３は、レートリミッタ２２により変化が制限される前後の連系点潮流値同士の差分（第１計測器９ａからの連系点潮流値と、レートリミッタ２２からの連系点潮流値との差分）を、指令値として生成する。減算器２３で生成された指令値を示す信号は、アナログ値またはデジタル値として第１蓄電池３ａに出力される。なお、後述する本実施の形態１に係る周波数安定化装置１０１では、減算器２３で生成される連系点潮流値同士の差分は、第１指令値として用いられる。

第１蓄電池３ａは第１関連装置１から指令値を受け取ると、当該指令値と一致するような値の電力を出力（放電）したり、入力（充電）したりする。

＜第１関連装置の変形例１＞
ここで、第１関連装置１は、需給制御装置６からの運転情報と、第１計測器９ａで計測された第１連系線４ａにおける連系点潮流値とに基づいて、第１蓄電池３ａに与えるべき指令値（制御量）を生成する。

つまり、上記第１関連装置１では、需給制御装置６と第１関連装置１とを接続する必要がある。しかし、需給制御装置６が既に設置されている電力系統に第１関連装置１を新規に設置することを考えた時、新たに需給制御装置６と第１関連装置１の通信線を用意したり、既設需給制御装置６を改造する必要がある。

そこで、当該通信線を用意したり既設の需給制御装置６を改造したりすることを回避すべく、需給制御装置６からの運転情報を用いずに、第１計測器９ａで計測された第１連系線４ａにおける連系点潮流値に基づいて、第１蓄電池３ａに与えるべき指令値（制御量）を生成してもよい。以下、このような本変形例１に係る第１関連装置１について説明する。

図５は、本変形例１に係る第１関連装置１と、それを備える系統安定化システムとの構成を示すブロック図である。図５の第１関連装置１は、制御ブロック部２１を備えるが、パラメータ決定部１１を備えていない。

図６は、本変形例１に係る制御ブロック部２１の構成を示すブロック図である。図６の制御ブロック部２１は、入力（第１連系線４ａの連系点潮流値）の一次遅れ信号を出力する一次遅れ回路２４と、第１連系線４ａの連系点潮流値と、一次遅れ回路２４の出力との差分を出力する減算器２５とを備える。

図７は、一次遅れ回路２４の動作の一例を示す図である。例えば、一次遅れ回路２４にて一次遅れ時定数を６０秒と設定していた場合に、図７に示すように、連系点潮流値が時刻Ｔ（＝０）の時点で１００変動すると、一次遅れ回路２４の出力値は、時刻Ｔから６０秒後の時点で約６３．２だけ変化する。本変形例１では、系統に接続されている全ての第１発電機２ａの追従能力（当該第１発電機２ａが電力の周波数に影響を与えずに連系点潮流値を変更可能な能力）に合わせて、一次遅れ回路２４における一次遅れ時定数が設定されている。

このような本変形例１に係る第１関連装置１によれば、発電機が追従できない連系点潮流値の急な変化分（電力の周波数に影響を与えてしまう連系点潮流値の急な変化分）を第１蓄電池３ａに分担させることが可能となる。したがって、正確な第１発電機２ａの変化レート制限値を用いない、ひいては需給制御装置６から前記運転情報を取得しなくても、周波数安定化に必要な第１指令値（後記の電力検出方式出力Ｐ_ΔＰ）を算出することが可能となる。なお、後述するように第１関連装置１及びその本変形例は、実施の形態１に適用されるが、これに限ったものではなく、例えば実施の形態２以降においても同様に適用することができる。

＜第１関連装置の短所＞
さて、以上のような第１関連装置１によれば、離島系統５の電力の需給アンバランス（ここでは第１連系線４ａの連系点潮流値の変化）に基づいて、第１蓄電池３ａに与えるべき指令値を生成することにより、第１蓄電池３ａの入出力を制御する。この結果として、周波数偏差（基準周波数からの周波数の変化）を抑制することが可能となる。しかし、周波数偏差が完全に解消されていない場合であっても、連系点潮流が一定値に落ち着いた後には、第１蓄電池３ａは積極的に周波数偏差を解消する制御を実施しない。このため、第１発電機２ａによる周波数制御のみによって周波数の安定化制御を実施することになり、結果として、多少の周波数偏差が比較的長い期間に亘って存在してしまうことがある。

＜第２関連装置＞
次に、第２関連装置について説明する。図８は第２関連装置と、それを備える系統安定化システムとの構成を示すブロック図である。図８に示すように、第２関連装置８１、複数台の発電機８２及び１つの蓄電池８３は、連系線８４を介して電力系統８５と接続されている。ここでの電力系統８５は、離島に設けられる小規模な電力供給の単独系統を想定しており、第２関連装置８１、発電機８２及び蓄電池８３は、電力系統８５の一部を担う分散型の配電系統（マイクログリッド）を構成している。このうち周波数安定化装置である第２関連装置８１は、電力供給の電力系統８５で電力を調整可能な蓄電池８３に対して制御指令を行う。

離島に導入される発電機８２では、需要変動に対するガバナの制御特性がそろえられており、各発電機８２の出力（電力供給）が、均等に負荷（電力需要）に追従するように調整されている。このため、需要の急変や再生可能エネルギーの出力変動、あるいは再生可能エネルギーの発電機の故障や事故による解列に伴う急峻な負荷変動が生じた場合には、運転中の発電機８２が、その変動分の出力を均等な比率で分担するように構成されている。このような発電機８２によれば、電力需要の変動に対してある程度対応することが可能となっている。

しかし、電力需要の変動があまりにも急激である場合には、発電機８２の出力は急峻に応答できても、発電機８２の動力である燃料系（内燃力発電機であればディーゼル原動機、気力発電機であればボイラなど）の応答速度が遅く、燃料系の応答は瞬時に追従できない。そのため、この場合には、発電機８２の回転子がもつ回転エネルギーに関し、燃料系の機械的入力によるエネルギー供給と、電気エネルギーに変換されることによるエネルギー消費とが大きく乖離することになる。この結果、電力の需要と供給のバランスが取れていないアンバランスな状況が継続すると、発電機の回転エネルギーが基準値よりも減少あるいは増加し、系統全体の周波数が徐々に低下したり上昇したりして、周波数の基準となる基準周波数から変化するという不安定現象が発生する。

このような不安定現象は電力系統の規模が小さいほど顕著に現れる。そこで、離島のような小規模な電力系統に再生可能エネルギーの電力を大量に導入することが想定されている場合には、安定な周波数で高速な出力調整が可能な蓄電池８３が設けられている。このような蓄電池８３を備えた構成によれば、周波数の不安定現象、すなわち周波数偏差（基準周波数からの周波数の変化）をより抑制することが可能となる。

次に、蓄電池８３及び第２関連装置８１の構成例について説明する。

図８に示されるように、蓄電池８３は、例えば、インバータなどからなる電力変換器８３ａと、電気二重層キャパシタなどの充電・放電部８３ｂとから構成されている。電力変換器８３ａは、第２関連装置８１の制御指令に応じて、蓄電池８３に入力される交流電力を直流電力に変換して充電・放電部８３ｂに充電したり、充電・放電部８３ｂから放電された直流電力を交流電力に変換して蓄電池８３から出力したりする。

第２関連装置８１は、制御ブロック部９１を備えている。この制御ブロック部９１は、検出器８６または検出器８７で検出された電力の周波数に基づいて、電力変換器８３ａに制御指令を出力する。なお、同一の系統における任意の箇所の電力の周波数はほぼ同じであり、検出器８６でも検出部８７でもほぼ同じ周波数（電力系統８５）が検出される。

図９は、制御ブロック部９１に備えられた変動検出ブロック９２の構成を示すブロック図である。この図９に示すように制御ブロック部９１の変動検出ブロック９２は、減算器９３と、増幅器９４とを備えている。

減算器９３は、あらかじめ設定された基準周波数から単独系統の周波数を減算し、それによって得られる周波数偏差を出力する。増幅器９４は減算器９３から出力される周波数偏差にゲインを乗算し蓄電池８３への制御指令値を出力する。

このような第２関連装置８１からなるマイクログリッドが単独系統として運転する場合には、電力の周波数の変化（周波数偏差）が検出されて、蓄電池８３の入出力が補正（制御）される。例えば、制御ブロック部９１は、検出器８６または検出器８７で検出された電力の周波数（例えば６０．０５Ｈｚ）が基準周波数（例えば６０Ｈｚ）を上回る場合には、蓄電池８３の出力を低くするように蓄電池８３を制御する。逆に、制御ブロック部９１は、検出器８６または検出器８７で検出された電力の周波数（例えば５９．９５Ｈｚ）が基準周波数（例えば６０Ｈｚ）を下回る場合には、蓄電池８３の出力を高くするように蓄電池８３を制御する。制御量の規模は系統によって異なり、離島に設けられる小規模な系統で基準周波数から０．０５Ｈｚだけ上昇した場合には、例えば１０００（ｋＷ／Ｈｚ）程度のゲインがかかった５０ｋＷ（＝１０００×０．０５）の電力が蓄電池８３に充電される。

なお、周波数の算出方法としては、例えば電力の交流波形のゼロ点（ＭＡＸ値とＭＩＮ値との中間値であってもよい）を通る時間間隔を計測することによって算出してもよいし、電気角で９０度前、１８０度前の電圧値から算出してもよい。そして、変動検出ブロック９２の構成は図９の構成に限ったものではなく、周波数の変動を吸収することを目的として、上記のように求めた周波数の例えば一次遅れ信号を基準周波数の代わりに入力することで制御量を求めても良い。

＜第２関連装置の短所＞
以上のような第２関連装置８１によれば、電力系統８５の電力の周波数の変化に基づいて、蓄電池８３に与えるべき指令値を生成することにより、蓄電池８３の入出力を制御する。これにより、周波数の変化（周波数偏差）を抑制することが可能となる。しかし、上記のように、周波数の変化は需給アンバランス（需給バランスのずれ）に応じて徐々に発生するものであり、周波数の変化を検出して蓄電池８３の出力を制御する以上、短い時間で周波数の変化を小さくすることはできない。しかも、起動・停止される発電機８２の運転台数は、需要変動に合わせて変更されることから、適切なゲイン（ｋＷ／Ｈｚ）を事前に決定することは困難である。

これに対して、本実施の形態１に係る周波数安定化装置によれば、電力の周波数偏差を抑制するだけでなく、残存した周波数偏差を積極的に解消することが可能となっている。以下、当該周波数安定化装置について説明する。

＜本実施の形態１に係る周波数安定化装置＞
図１０は、本実施の形態１に係る周波数安定化装置と、それを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。上記と同様に、離島系統５には、第１連系線４ａを介して第１発電機２ａ電力が供給可能となっている。なお、当該周波数安定化装置１０１を除く部分は上記と同様であることから、これらについての説明は省略する。

この周波数安定化装置１０１は、第１関連装置１及び第２関連装置８１と同様に、離島系統（電力供給の単独系統）５で電力を調整可能な第１蓄電池３ａに対して指令値を出力することにより、第１蓄電池３ａに制御指令を行う。

具体的には、周波数安定化装置１０１は、需給制御装置６からの運転情報と、第１計測器９ａで計測された第１連系線４ａにおける連系点潮流値及び電力の周波数とに基づいて、第１蓄電池３ａの制御量を算出して、第１蓄電池３ａに与えるべき指令値を生成する。

図１０の周波数安定化装置１０１は、制御ブロック部１２１を備えている。

図１１は、制御ブロック部１２１の構成を示すブロック図である。図１１に示すように、制御ブロック部１２１は、電力検出方式制御量算出部（第１算出部）１２１１と、周波数検出方式制御量算出部（第２算出部）１２１２と、指令値生成部１２１３とを備えている。

電力検出方式制御量算出部１２１１は、第１関連装置１の変形例１の制御ブロック部２１（図６）と同様に構成されている。このように構成された電力検出方式制御量算出部１２１１は、離島系統５における電力の需給アンバランス（需要変動、第１連系線４ａの連系点潮流値の変化に対応）に基づいて、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰ（第１指令値）を生成する。

ただし、これに限ったものではなく、電力検出方式制御量算出部１２１１は、第１関連装置１の制御ブロック部２１（図３）のようにパラメータ決定部１１が求めた変化レート制限値を用いてより正確に制御量を計算し、それによって得られる図３の指令値を電力検出方式出力Ｐ_ΔＰ（第１指令値）として生成してもよい。

周波数検出方式制御量算出部１２１２は、第２関連装置８１の制御ブロック部９１と同様に構成されている。このように構成された周波数検出方式制御量算出部１２１２は、第１連系線４ａの電力の周波数の変化（離島系統５における電力の周波数の変化）に基づいて、周波数検出方式出力Ｐ_ΔＦ（第２指令値）を生成する。このような周波数検出方式制御量算出部１２１２によれば、系統周波数、つまり離島系統５における電力の周波数に基づいて周波数偏差を解消することが可能となる。

指令値生成部１２１３は、電力検出方式制御量算出部１２１１で生成された電力検出方式出力Ｐ_ΔＰと、周波数検出方式制御量算出部１２１２で生成された周波数検出方式出力Ｐ_ΔＦとに基づいて、第１蓄電池３ａに与えるべき制御指令値（指令値）を生成する。ここでは、指令値生成部１２１３には加算器が適用されており、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰと、周波数検出方式出力Ｐ_ΔＦとの合計値を、第１蓄電池３ａに与えるべき制御指令値として生成する。

＜効果＞
図１２〜図１４は、第１関連装置１及び第２関連装置８１などの本実施の形態１に係る周波数安定化装置１０１と比較される装置の動作結果を示す図である。図１５は、本実施の形態１に係る周波数安定化装置１０１の動作結果を示す図である。

なお、図１２（ａ），１３（ａ），１４（ａ），１５（ａ）は、需要電力の時間変化を示す図であり、図１２（ｂ），１３（ｂ），１４（ｂ），１５（ｂ）は、発電機出力の時間変化を示す図であり、図１２（ｃ），１３（ｃ），１４（ｃ），１５（ｃ）は、蓄電池出力の時間変化を示す図であり、図１２（ｄ），１３（ｄ），１４（ｄ），１５（ｄ）は、周波数の時間変化を示す図である。

図１２には、第１蓄電池３ａの出力調整を行わなかった場合の動作が示されている。この場合には、図１２（ｃ）に示されるように、需要電力のステップ状の増加に対して、第１蓄電池３ａは追従せず、図１２（ｂ）に示されるように、第１発電機２ａのみが追従することになる。上記のように、ガバナによる原動機側の制御は時間的に間に合わないため、第１発電機２ａの回転子の回転エネルギーに関し、原動機からの機械的入力によるエネルギー供給よりも、電気エネルギーに変換されることによるエネルギー消費の方が大きくなる。

この結果、図１２（ｄ）に示されるように、電力の周波数が大きく低下する。その後、この周波数低下をガバナが検出し、原動機側から与えられる回転エネルギーが増加され、電力の周波数が回復していくものの、一時的に発生した電力の周波数低下により、需要家の機器に悪影響などが生じると予測される。

図１３には、第２関連装置８１の動作が示されている。すなわち、連系点計測情報を用いずに、周波数計測情報を用いて第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力を制御する場合の動作が示されている。この場合には、需要電力のステップ状の増加に対して、図１３（ｃ）に示されるように、第１蓄電池３ａの出力が大きくなる。しかし、実際の周波数を検出し、周波数基準値と比較して制御を行うため、周波数の変化が小さい期間はその制御による寄与が小さく、第１蓄電池３ａの出力は徐々にしか大きくならない。

この結果、図１３（ｄ）に示されるように、周波数偏差（周波数の不安定現象）は、図１３（ｄ）に示した場合（第１蓄電池３ａの出力調整を行わない場合）よりも抑制されるものの、その変動は比較的大きく、その期間も比較的長くなる。なお、第１蓄電池３ａの出力の立ち上がりを早くすることだけを実現するのであれば、ゲインを大きくしたり、微分制御を追加したりする方法が考えられる。

図１４には、第１関連装置１の動作が示されている。すなわち、周波数計測情報を用いずに、連系点潮流情報を用いて第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力を制御する場合の動作が示されている。需要電力のステップ状の増加に対して、図１４（ｂ）に示されるように、需要電力の変化に対して第１発電機２ａの出力は瞬時に追従するが、その一方で、需要電力の変化が連系点潮流値として検出される。この連系点潮流値での変化が、第１発電機２ａの電力の周波数に影響を与えるほど大きい場合には、第１発電機２ａの電力の周波数に影響が出ない範囲で第１発電機２ａに出力させるとともに、連系点潮流値と第１発電機２ａの当該出力との差を、即座に第１蓄電池３ａに出力するように指令する。

そのため、図１４（ｃ）に示されるように需要電力の変化分は第１蓄電池３ａの出力によって補われるとともに、第１発電機２ａの出力はすぐにもとの値とほぼ同じ値に戻る（低減する）。この結果、第１発電機２ａの出力は、周波数への影響が小さい値となることから、図１４（ｄ）に示されるように電力の周波数変化はより少なくなる。しかし、周波数を検出していないため、連系点潮流が一定値に落ち着いた後には、周波数偏差の残差分は第１発電機２ａのガバナ制御の効果が出るまで残り続ける。

図１５には、本実施の形態１に係る周波数安定化装置１０１により実現される動作が示されている。周波数計測情報及び連系点潮流情報の両方を用いて第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力を制御する場合の動作が示されている。図１５（ｃ）に示されるように、図１４（ｃ）と同様に、連系点潮流情報を用いて周波数への影響が小さくなるように第１発電機２ａが動作する。しかし、図１５（ｄ）に示されるように、連系点潮流が一定値に落ち着いた後でも、さらに周波数計測情報を用いて周波数偏差を解消するように第１発電機２ａの制御量を算出するため、第１発電機２ａのガバナ制御を待たずに周波数を基準周波数に合わせこむ制御を行うことができる。

以上をまとめると、本実施の形態１に係る周波数安定化装置１０１によれば、時々刻々と変化する離島系統５における電力の需給アンバランス（第１連系線４ａの連系点潮流値の変化）に基づいて電力検出方式出力Ｐ_ΔＰ（第１指令値）を算出するとともに、離島系統５における電力の周波数の変化に基づいて周波数検出方式出力Ｐ_ΔＦ（第２指令値）を算出する。そして、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰ及び周波数検出方式出力Ｐ_ΔＦに基づいて、第１蓄電池３ａに与えるべき指令値を生成する。このように、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰに基づいて第１蓄電池３ａに与えるべき指令値が生成されるので、離島系統５の需給アンバランス（第１連系線４ａの連系点潮流値の変化）が生じても、主に第１蓄電池３ａの出力を用いて需給アンバランスに対応することができる。この結果、例えば、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化の合計値に、電力の周波数に影響を与えないように制限を課すことなどができることから、電力の周波数変化を抑制することが可能となる。また、周波数偏差を積極的に解消する可能な周波数検出方式出力Ｐ_ΔＦ（第２指令値）に基づいて第１蓄電池３ａに与えるべき指令値が生成されるので、周波数偏差の残差を積極的に解消することができる。

＜変形例１＞
実施の形態１に係る周波数安定化装置１０１（図１０）、及び、当該周波数安定化装置１０１に一部が適用される第１関連装置１（図１および図５）では、第１蓄電池３ａと対象系統である離島系統５との間の連系線（第１連系線４ａ）の連系点潮流値が計測され、当該連系点潮流値の変化が、離島系統５における電力の需給アンバランスとして適用された。

これに対して、本変形例１に係る周波数安定化装置１０１では、連系点潮流値を計測せずに、第１発電機が連系線を介して離島系統５に出力する電力の変化、または、再生可能エネルギー発電機が送電線を介して離島系統５に出力する電力の変化が、離島系統５における電力の需給アンバランスとして適用される。

図１６は、本変形例１に係る周波数安定化装置１０１と、それを備える系統安定化システムとの構成を示すブロック図である。図１６に示すように、制御ブロック部１２１には、第１発電機２ａが連系線４ｘを介して離島系統５に出力する電力（ここではその合計である発電機出力合計）の計測値が入力される。

なお、図１６では、発電機出力合計は、第１連系線４ａのうち第１蓄電池３ａの電力と合算される前の連系線４ｘで計測されている。しかしこれに限ったものではなく、図１７に示すように、発電機出力合計は、第１蓄電池３ａと離島系統５とを接続する連系線とは別の連系線４ｙで計測されてもよい。なお、図１６及び図１７では、図の簡略化のため、制御ブロック部１２１への電力の周波数の入力についての図示を省略している。

図１８は、本変形例１に係る制御ブロック部１２１が備える電力検出方式制御量算出部１２１１の構成を示すブロック図である。図１８の電力検出方式制御量算出部１２１１には、図３の構成において、第１連系線４ａの連系点潮流値の代わりに、発電機出力合計と、周波数安定化装置１０１から第１蓄電池３ａに出力される制御指令値とが入力される。なお、制御指令値が生成されていない場合には、そのデフォルトの値が、電力検出方式制御量算出部１２１１に入力される。図１８に示すように、電力検出方式制御量算出部１２１１は、図３の構成に加えて、発電機出力合計と、第１蓄電池３ａへの制御指令値との合計値をレートリミッタ２２に出力する加算器２６を備えている。

また、本変形例１に係る制御ブロック部１２１が備える電力検出方式制御量算出部１２１１は図１９のように構成することもできる。図１９の電力検出方式制御量算出部１２１１には、図６の構成において、第１連系線４ａの連系点潮流値の代わりに、発電機出力合計と、周波数安定化装置１０１から第１蓄電池３ａに出力される制御指令値とが入力される。図１９に示すように、電力検出方式制御量算出部１２１１は、図６の構成に加えて、発電機出力合計と、第１蓄電池３ａへの制御指令値との合計値を一次遅れ回路２４に出力する加算器２７を備えている。

ここで、第１連系線４ａの連系点潮流値は、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力合計に等しい。そして、第１発電機２ａの出力は、発電機出力合計に対応しており、第１蓄電池３ａの出力は、第１蓄電池３ａへの制御指令値に対応している。このため、第１連系線４ａの連系点潮流値の代わりに、発電機出力合計と、周波数安定化装置１０１から第１蓄電池３ａに出力される制御指令値との合計値を用いても、実施の形態１と同様の機能を実現することができる。

このように、連系点における第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力の合計の変化の代わりに、第１発電機２ａが連系線を介して離島系統５に出力する電力の変化を、離島系統５における電力の需給アンバランス（需要変動）として用いてもよい。なお、本変形例１によれば、第１発電機２ａが第１蓄電池から離れた場所で離島系統５に接続されている場合にも適用することができる。

図２０は、本変形例１に係る周波数安定化装置１０１と、それを備える系統安定化システムとの別の構成を示すブロック図である。図２０に示す構成では、図１７の第１発電機２ａを、再生可能エネルギー発電機２ｘ及び負荷２ｙに置き換え、図１７の連系線４ｙを、送電線４ｚに置き換えたものである。なお、送電線４ｚの先には、負荷や発電機などの電力変動の元にならない設備などが接続されていても問題ない。

制御ブロック部１２１には、再生可能エネルギー発電機２ｘが送電線４ｚを介して離島系統５に出力する電力（送電線潮流値）の計測値が入力されるものとする。また、電力検出方式制御量算出部１２１１の構成には、例えば図１９の構成が適用されるものとする。

図２０の構成のように、第１連系線４ａの連系点潮流値の代わりに、送電線潮流値と、周波数安定化装置１０１から第１蓄電池３ａに出力される制御指令値との合計値を用いる構成であっても、実施の形態１と同様の機能を実現することができる。

このように、連系点における第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力の合計の変化の代わりに、再生可能エネルギー発電機２ｘが送電線を介して離島系統５に出力する電力の変化を、離島系統５における電力の需給アンバランス（需要変動）として用いてもよい。なお、本変形例１によれば、第１蓄電池３ａの出力によって補われる対象（電力変動吸収対象）を、離島系統５全体ではなく、その中の一部（計測対象送電線に影響を与える電力変動対象の、計測対象送電線に与える影響分）に限定することが可能となる。

なお、以上の説明では、離島系統５における電力の需給アンバランスに、第１連系線４ａの連系点潮流値の計測値の変化、第１発電機２ａが出力する電力の計測値の変化、または、離島系統５に設置された再生可能エネルギー発電機２ｘが出力する電力の計測値の変化を適用する構成について説明した。しかし、これら計測値に限ったものではなく、例えば、離島系統５内の需要の計測値の変化、または、これらの推定値の変化など、離島系統５の周波数変動に影響を与える値を、離島系統５における電力の需給アンバランスに適用することが可能である。すなわち、需給バランスの推定には、離島系統５内の送電線４ｚの電力変化が用いられてもよい。

また、以上の説明では、実施の形態１に本変形例１を適用したが、これに限ったものではなく、例えば後述の実施の形態においても同様に適用することができる。

＜実施の形態２＞
図２１は、本発明の実施の形態２に係る周波数安定化装置１０１と、それを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態２に係る周波数安定化装置１０１において、以上で説明した構成要素と同一または類似するものについては同じ参照符号を付し、異なる部分について主に説明する。

実施の形態１に係る周波数安定化装置１０１において、電力系統である離島系統５に変動があれば、本来ならば第１蓄電池３ａへの制御も変更される。しかしながら、後で詳細に説明するように、第１連系線４ａのうち連系点潮流値が計測される部分、または、当該部分よりも第１発電機２ａ側の電力系統や電力設備において、異常があったり接続変更があったりすると、電力検出方式制御量算出部１２１１が電力検出方式出力Ｐ_ΔＰ（第１指令値）を不要に変更してしまい、結果として、周波数安定化装置１０１が第１蓄電池３ａに不要な制御を行ってしまう可能性がある。

上記のように第１蓄電池３ａに不要な制御を行ってしまう理由は、電力検出方式（連系点潮流検出方式）では、連系点潮流を計測することによって離島系統５内の需要変化、再生可能エネルギーの出力変化、事故や故障による電力需給変化なども検出することを目的としているためである。このことが理由で、離島系統５内の電力変動とは異なる事象で連系点潮流が変化すると不要な制御量が算出される可能性がある。しかも、算出された制御量の大きさ、及び、制御方向（充放電方向）によっては離島系統５に需給アンバランスを発生させることになり、周波数偏差の発生および増大を引き起こす可能性がある。

そこで、図２１に示す本実施の形態２に係る周波数安定化装置１０１によれば、このような問題を解決することが可能となっている。なお、本実施の形態２では、実施の形態１で説明した周波数安定化装置１０１（以下「第１周波数安定化装置１０１ａ」と記す）、第１発電機２ａ、第１蓄電池３ａ、第１連系線４ａ及び第１計測器９ａと同様に、別の周波数安定化装置１０１（以下「第２周波数安定化装置１０１ｂ」と記す）、第２発電機２ｂ、第２蓄電池３ｂ及び第２計測器９ｂが第２連系線４ｂを介して離島系統５に接続されている。第２周波数安定化装置１０１ｂは、第１周波数安定化装置１０１ａと同様に構成されており、第１周波数安定化装置１０１ａが第１蓄電池３ａの入出力を制御したのと同様に、第２周波数安定化装置１０１ｂは第２蓄電池３ｂの入出力を制御する。

第１周波数安定化装置１０１ａと、複数台の第１発電機２ａと、第１蓄電池３ａとは、ローカル発電所７ａに設置されており、第２周波数安定化装置１０１ｂと、複数台の第２発電機２ｂと、第２蓄電池３ｂとは、外部発電所７ｂに設置されている。

なお、外部発電機である第２発電機２ｂは、ローカル発電機である第１発電機２ａ以外の離島系統５に接続された発電機であれば、１台であってもよいし、複数台であってもよい。同様に、第２周波数安定化装置１０１ｂ、第２蓄電池３ｂ及び第２連系線４ｂの数は、１つであってもよいし、複数であってもよい。以下では、一例として、外部発電機である第２発電機２ｂの台数は、離島系統５に接続された発電機の全台数のうち第１発電機２ａの台数を除いた数であるものとするが、これに限ったものではない。

実施の形態１と同様に、第１周波数安定化装置１０１ａには、第１連系線４ａの連系点潮流値及び電力の周波数が入力され、第２周波数安定化装置１０１ｂには、第２連系線４ｂの連系点潮流値及び電力の周波数が入力される。そして、本実施の形態２では、第１周波数安定化装置１０１ａには、第１周波数安定化装置１０１ａから第１蓄電池３ａへの指令値と、第２周波数安定化装置１０１ｂから第２蓄電池３ｂへの指令値とが入力される。

図２２は、本実施の形態２に係る第１周波数安定化装置１０１ａの制御ブロック部１２１の構成を示すブロック図である。図２２に示すように、当該制御ブロック部１２１は、図５の構成に加えて、制御抑制部１２１４を備えている。この制御抑制部１２１４には、第１周波数安定化装置１０１ａから第１蓄電池３ａに出力される指令値と、第２周波数安定化装置１０１ｂから第２蓄電池３ｂに出力される指令値とが入力される。ただし、これに限ったものではなく、制御抑制部１２１４には、第１蓄電池３ａに出力される指令値の代わりに、当該指令値の元になる第１発電機２ａの運転情報及び第１連系線４ａの連系点潮流値が入力されもよい。同様に、制御抑制部１２１４には、第２蓄電池３ｂに出力される指令値の代わりに、当該指令値の元になる第２発電機２ｂの運転情報及び第２連系線４ｂの連系点潮流値が入力されてもよい。

以下で説明するように、第１連系線４ａのうち連系点潮流値が計測される部分、または、当該部分よりも第１発電機２ａ側の部分において、異常が発生したり、接続変更があったりする場合には、第１蓄電池３ａ及び第２蓄電池３ｂへの指令値の制御方向（充放電方向）が異なったり、互いの指令値が大きく乖離したりする。

このため、ここでは、第１蓄電池３ａ及び第２蓄電池３ｂに対する指令値を、第１連系線４ａのうち連系点潮流値が計測される部分、または、当該部分よりも第１発電機２ａ側の部分における、異常または接続変更に関する系統情報として用いる。なお、ここでいう異常としては、例えば連系点潮流計測器の故障、地絡事故などの故障、第１蓄電池３ａの誤出力、第１発電機２ａの故障による出力低下が想定され、前記接続変更としては、例えば連系点を迂回するような送電線の接続の追加などが想定される。

＜実施の形態２の動作例１＞
本実施の形態２に係る第１周波数安定化装置１０１ａの動作例１について説明する。

通常時に離島系統５において需要が急減すると、第１連系線４ａの連系点潮流値が急減するとともに、第２連系線４ｂの連系点潮流値も急減する。このため、この場合には、第１周波数安定化装置１０１ａは、第１蓄電池３ａに充電指令を出力し、第２周波数安定化装置１０１ｂも同様に、第２蓄電池３ｂに充電指令を出力する。つまり、通常時には、第１蓄電池３ａに対する指令値の制御方向（充電）と、第２蓄電池３ｂに対する指令値の制御方向（充電）とが一致する。

一方、第１連系線４ａの故障などの異常時において、離島系統５における需要が変動せずに第１連系線４ａの連系点潮流値が急減すると、それを埋め合わせるように、第２連系線４ｂの連系点潮流値を上昇させる必要がある。そうすると、第１周波数安定化装置１０１ａは、第１連系線４ａの連系点潮流値の急減によって上記と同様に第１蓄電池３ａに充電指令を出力するが、第２周波数安定化装置１０１ｂは、上記と異なり第２蓄電池３ｂに放電指令を出力する。つまり、異常時には、第１蓄電池３ａに対する指令値の制御方向（充電）と、第２蓄電池３ｂに対する指令値の制御方向（放電）とが逆となる。

そこで、図２２の制御抑制部１２１４は、第１蓄電池３ａ及び第２蓄電池３ｂの制御方向が一致する場合には、電力検出方式制御量算出部１２１１の電力検出方式出力Ｐ_ΔＰをそのまま指令値生成部１２１３に出力し、第１蓄電池３ａ及び第２蓄電池３ｂの制御方向が異なる（逆になる）場合には、第１周波数安定化装置１０１ａの電力検出方式制御量算出部１２１１の電力検出方式出力Ｐ_ΔＰを小さくして指令値生成部１２１３に出力する。つまり、制御抑制部１２１４は、系統情報（第１蓄電池３ａ及び第２蓄電池３ｂに対する指令値）に基づいて、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰに応じた制御（制御量）を抑制する。

なお、第１連系線４ａのうち連系点潮流値が計測される部分よりも離島系統５側での異常（例えば、第２発電機２ｂの故障）、または、離島系統内の接続変更の場合には、第２周波数安定化装置１０１ｂなどの他の安定装置の各々の制御により補われるため、第１周波数安定化装置１０１ａの電力検出方式制御量算出部１２１１にて制御量を抑制する必要はない。

＜実施の形態２の動作例２＞
本実施の形態２に係る第１周波数安定化装置１０１ａの動作例２について説明する。

図２１に示す第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａが、第１連系線４ａ（母線）及び第１計測器９ａを経由せずに送電線を経由して離島系統５と遮断／送電可能に接続されているものとする。

通常時には、送電線は送電不可能に開放されているので、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａからの電力は第１連系線４ａを経由して離島系統５に出力される。

しかし、何らかの理由で送電線の遮断機の遮断が無効にされて、送電可能になった場合には、離島系統５内の電力には特に変化がないにもかかわらず、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａからの電力が第１連系線４ａだけでなく送電線も経由して離島系統５に出力されることになる。この場合、第１連系線４ａの連系点潮流値（第１計測器９ａの計測値）が急減するが、第２連系線４ｂの連系点潮流値（第２計測器９ｂの計測値）は変化しない。そうすると、第１周波数安定化装置１０１ａは、第１連系線４ａの連系点潮流値の急減によって上記と同様に第１蓄電池３ａに充電指令を出力するが、第２周波数安定化装置１０１ｂは、上記と異なり第２蓄電池３ｂに特段の制御指令を出力しない。つまり、異常時には、第１蓄電池３ａに対する指令値の制御方向（充電）と、第２蓄電池３ｂに対する指令値の制御方向（制御方向なし）とが異なる。

そこで、図２２の制御抑制部１２１４は、第１蓄電池３ａ及び第２蓄電池３ｂの制御方向が一致する場合には、電力検出方式制御量算出部１２１１の電力検出方式出力Ｐ_ΔＰをそのまま指令値生成部１２１３に出力し、第１蓄電池３ａ及び第２蓄電池３ｂの制御方向が一致しない場合には、電力検出方式制御量算出部１２１１の電力検出方式出力Ｐ_ΔＰを小さくして指令値生成部１２１３に出力する。つまり、制御抑制部１２１４は、系統情報（第１蓄電池３ａ及び第２蓄電池３ｂに対する指令値）に基づいて、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰに応じた制御を抑制する。

＜効果＞
以上のような本実施の形態２に係る周波数安定化装置１０１によれば、発電機や蓄電池、送電線、変圧器など電力設備の故障や、想定していない離島系統（電力系統）５の接続変更に関する系統情報に基づいて、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰに応じた制御を抑制する。したがって、電力検出方式制御量算出部１２１１が不要な制御量を算出してしまった場合にも、それによる不要な制御を抑制することが可能となる。

＜変形例１＞
その他、別の計測値を用いて電力検出方式制御量算出部１２１１での制御量に対する抑制の要否を判定する方法として、系統周波数を系統情報として用いる方法がある。この方法では、図１０に示すように周波数安定化装置１０１が単数設置されている構成でも実現可能である。電力検出方式では、周波数が変動する前に高速に動作できることが特徴であるが、必要な制御と充放電方向が反対となる制御などの不要な制御が実施された場合には、需給バランスが崩れ次第に周波数が変動する。具体的には、不要な放電で周波数が不要に上昇し、不要な充電で周波数が不要に低下する。そこで、本変形例１では、放電制御時の周波数上昇や、充電制御時の周波数低下によって誤動作を検出する。

例えば、図２３に示すように、系統周波数を制御抑制部１２１４に入力する構成とすることにより、電力検出方式制御量算出部１２１１による不要な制御を抑制することが可能となる。具体的には、制御抑制部１２１４は、周波数が基準周波数を上回っている時は放電を停止し、周波数が基準周波数を下回っている時は充電を停止するように、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰを制御することで不要な動作を抑制することができる。

なお、系統周波数は時々刻々と変化するため、不感帯を設定して周波数偏差が一定値（例：０．０１）以上の時に放電停止し、一定値（例：−０．０１）以下の時に充電停止してもよい。

また、例えば、図２４に示すように周波数偏差（ΔＦ）に応じて、電力検出方式制御量算出部１２１１の電力検出方式出力Ｐ_ΔＰを制限してもよい。なお、図２４において、周波数偏差がＦ１１（例えば０．１［Ｈｚ］）を超えると、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰによる放電が禁止され、周波数偏差がＦ２１（例えば−０．１［Ｈｚ］）を下回ると、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰによる充電が禁止される。周波数偏差がＦ１１とＦ２１との間であれば、周波数偏差に応じて電力検出方式出力Ｐ_ΔＰによる放電及び充電が制限され、例えば、周波数偏差が０［Ｈｚ］では当該放電及び充電が放電限界及び充電限界の１／２にそれぞれ制限される。周波数偏差がＦ２２を超えると電力検出方式出力Ｐ_ΔＰによる充電が充電限界まで可能となり、周波数偏差がＦ１２を下回ると電力検出方式出力Ｐ_ΔＰによる放電が放電限界まで可能となる。

なお、周波数の用い方（周波数に応じた閾値の決め方や、閾値を示す関数）は、上記に限ったものではなく、様々なバリエーションが考えられる。

＜変形例２＞
また、周波数安定化装置１０１が、発電機や蓄電池、送電箇所での故障発生情報を系統情報として受けることにより、故障発生場所に応じて誤動作を検出する方法がある。この方法では、図１０に示すように周波数安定化装置１０１が単数設置されている構成でも実現可能である。この場合には、制御抑制部１２１４は、第１連系線４ａのうち連系点潮流値が計測される部分、または、当該部分よりも第１発電機２ａ側の電力系統や電力設備の故障発生情報を、系統情報として取得し、その時に算出された制御量を不要な制御と判断することができる。

そして、制御抑制部１２１４は、故障発生情報を受けた場合に、不要動作の可能性を算出して、電力検出方式制御量算出部１２１１の電力検出方式出力Ｐ_ΔＰを停止する、または抑制する。あるいは、制御抑制部１２１４は、故障発生情報と前記系統周波数とに基づいて、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰを停止してもよいし、抑制してもよい。

なお、以上の説明では、系統情報は、第１連系線４ａのうち連系点潮流値が計測される部分、または、当該部分よりも第１発電機２ａ側の電力系統や電力設備の故障発生情報とした。しかしこれに限ったものではなく、系統情報は、第１連系線４ａのうち連系点潮流値が計測される部分、または、当該部分よりも第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａ側の電力系統や電力設備の故障発生情報としてもよい。

＜実施の形態３＞
図２５は、本発明の実施の形態３に係る周波数安定化装置１０１と、それを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態３に係る周波数安定化装置１０１において、以上で説明した構成要素と同一または類似するものについては同じ参照符号を付し、異なる部分について主に説明する。

図２５に示すように、本実施の形態３では、第２周波数安定化装置１０１ｂ及び第２蓄電池３ｂは第２連系線４ｂを介して離島系統５に接続されていないが、第２発電機２ｂが第２連系線４ｂを介して離島系統５に接続されている。つまり、離島系統５には、第１連系線４ａと異なる別の第２連系線４ｂを介して第１発電機２ａと異なる別の第２発電機２ｂからも電力が供給可能となっている。そして、離島系統５における電力の需給アンバランス量に対して、ローカル発電機である第１発電機２ａ、及び、外部発電機である第２発電機２ｂが応答するように構成されている。

ここで、第１連系線４ａでの第１計測器９ａで計測される電力値は、第１発電機２ａの応答分しかなく、離島系統５全体の需給アンバランス量に対する応答分（第１及び第２発電機２ａ，２ｂの両方の応答分）ではない。このため、実施の形態１に係る周波数安定化装置１０１を適応した場合には、第１発電機２ａの応答分しか第１蓄電池３ａによって補うことができない。

そこで、本実施の形態３に係る周波数安定化装置１０１によれば、離島系統５全体の需給アンバランス量に対する応答分（第１及び第２発電機２ａ，２ｂの両方の応答分）を第１蓄電池３ａによって補うことが可能となっている。

前提として、離島のすべての発電機（ここでは第１及び第２発電機２ａ，２ｂ）は、設備容量が異なる場合でも同一の変化レートで設定されるものとする。また、需給制御装置６は、第１発電機２ａの運転状態以外に第２発電機２ｂの運転状態も管理しており、第１及び第２発電機２ａ，２ｂに対して出力制御を行うものとする。

パラメータ決定部１１は、需給制御装置６からの第１及び第２発電機２ａ，２ｂの運転情報に基づいて、出力変化レート制限値を、下記の数２の計算式によって算出する。なお、数２の式中のレート制限値は、上記と同様に記録部１２（図２）に記録されており、全発電所での運転中発電機の定格合計は、第１及び第２発電機２ａ，２ｂの運転情報に含まれている。

また、パラメータ決定部１１は、需給制御装置６からの第１及び第２発電機２ａ，２ｂの運転情報に基づいて、ゲイン設定値を、下記の数３の計算式によって算出する。ここで、ゲイン設定値とは、ローカル発電所７ａの連系点潮流値の計測値から系統全体での需給アンバランス量に対する応答分を算出するためのパラメータである。なお、ローカル発電所７ａでの運転中発電機の定格合計は、第１発電機２ａの運転情報に含まれている。

図２６は、本実施の形態３に係る制御ブロック部１２１の構成を示すブロック図であり、図２７は、本実施の形態３に係る電力検出方式制御量算出部１２１１の構成を示すブロック図である。

図２６及び図２７に示すように、電力検出方式制御量算出部１２１１には、連系点潮流値の計測値と、パラメータ決定部１１からの変化レート制限値及びゲイン設定値とが入力される。図２７に示すように、電力検出方式制御量算出部１２１１は、実施の形態１で説明した電力検出方式制御量算出部１２１１（図３）に対して、ゲイン回路１０４、減算器１０５及び減算器１０６が追加されている。

ゲイン回路１０４は、パラメータ決定部１１から入力されるゲイン設定値で減算器２３の制御信号を増幅させる。これは、ローカル発電所７ａで計測された情報から、離島系統５全体での需給アンバランス量を算出するためである。これにより、第１蓄電池３ａに対する制御指令（電力検出方式制御量算出部１２１１の出力）は、系統全体の周波数を安定させる。

一方、第１蓄電池３ａの出力はローカル発電所７ａの出力に合計されるため、連系点で計測される連系点潮流値（電力検出方式制御量算出部１２１１の入力）にも影響を与える。減算器１０５と減算器１０６はこれを補正するために追加されている。すなわち、減算器１０５では、ゲイン設定値を乗じる前の信号と乗じた後の信号を差し引くことにより、離島系統５全体を安定化させるために第１蓄電池３ａの出力を増加させた増加分が差分値として得られる。減算器１０６を用いて、連系点潮流値（電力検出方式制御量算出部１２１１の入力）から当該差分値を差し引くことにより、本来計測されるはずの連系点潮流値を示す信号がレートリミッタ２２に入力されることになる。

以上のように構成された電力検出方式制御量算出部１２１１は、第１連系線４ａの連系点潮流値の変化（需給アンバランス）と、変化レート制限値（第１及び第２発電機２ａ，２ｂの運転情報に応じた値）と、ゲイン設定値（第１及び第２発電機２ａ，２ｂの運転情報に応じた値）とに基づいて、電力検出方式出力Ｐ_ΔＰ（第１指令値）を生成する。

＜実施の形態３の動作例＞
次に、本実施の形態３に係る電力検出方式制御量算出部１２１１の動作例について説明する。

ステップ状の需給バランスの変化に対して、ローカル発電機である第１発電機２ａと外部発電機である第２発電機２ｂとが運転状態に応じて出力分担する。この比率は、第１発電機２ａと第２発電機２ｂの定格出力の比率によって決まっており、たとえば第１発電機２ａの定格合計が６０、第２発電機２ｂの定格合計が４０の場合、パラメータ決定部１１にてゲイン設定値は１００／６０＝１．６７として計算される。

ここで、図２８に示すように、需給バランスが５０変化すると、その直後は、第１発電機２ａが３０、第２発電機２ｂが２０動作し、第１発電機２ａの変化量が連系点潮流に反映される。この３０を１．６７倍した値として５０が第１蓄電池３ａから出力される。需給バランス変化量と第１蓄電池３ａの出力とが一致することから、第１及び第２発電機２ａ，２ｂの出力はともにほぼ０に戻る。

これにより、第１及び第２発電機２ａ，２ｂの出力はいずれも、需要と供給とのバランスがつりあうように調整されることになる。この結果、第１連系線４ａの連系点潮流値としては、第１蓄電池３ａの出力の５０が計測される。

ここで、ゲイン回路１０４で増幅前後の信号は３０と５０であり、減算器１０５の出力は２０となる。減算器１０６では連系点潮流の５０から２０を差し引くため、減算器１０６からレートリミッタ２２への入力、及び、減算器１０６から減算器２３への入力は３０となる。この状態は、需要変動直後の値と同一であり、本制御により安定に動作ができることがわかる。

＜効果＞
以上のような本実施の形態３によれば、需給制御システムと連携して情報を入力する。これにより、時々刻々と変わる需要に対して第１及び第２発電機２ａ，２ｂの運転台数も変化することを考慮して、離島系統５の周波数を安定に保つために必要な周波数安定化装置１０１の制御パラメータが適切に設定される。よって、当該周波数安定化装置１０１が設定されたローカル発電所７ａ以外に外部発電機（第２発電機２ｂ）が存在している場合にも、需要変化量に対して第１蓄電池３ａにより適切に応答することが可能となる。

＜実施の形態４＞
図２１は、本発明の実施の形態４に係る周波数安定化装置１０１と、それを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態４に係る周波数安定化装置１０１において、以上で説明した構成要素と同一または類似するものについては同じ参照符号を付し、異なる部分について主に説明する。

図２１に示すように、本実施の形態４では、第２周波数安定化装置１０１ｂ、第２発電機２ｂ、第２蓄電池３ｂ及び第２計測器９ｂが第２連系線４ｂを介して離島系統５に接続されている。すなわち、離島系統５には、第１蓄電池３ａと異なる別の第２蓄電池３ｂが接続されており、当該第２蓄電池３ｂからも電力が供給可能となっている。

以下で説明するように、本実施の形態４によれば、ローカル発電所７ａ以外に、外部発電所７ｂにも蓄電池と周波数安定化装置が設置される場合も、離島系統５全体の需給アンバランス量（需要変動量）に対する応答分（第１及び第２発電機２ａ，２ｂの両方の応答分）を第１蓄電池３ａ及び第２蓄電池３ｂによって補うことが可能となっている。

図２１に示すように、第１周波数安定化装置１０１ａは、実施の形態１に記載の周波数安定化装置と同様にして、前記連系線４ａで計測した連系点潮流値（第１発電機２ａが第１連系線４ａを介して離島系統５に出力する電力を少なくとも含む値）に基づいて第１蓄電池３ａの制御指令値を決定する。また、第２周波数安定化装置１０１ｂも同様に、前記連系線４ｂで計測した連系点潮流値（第２発電機２ｂが第２連系線４ｂを介して離島系統５に出力する電力を少なくとも含む値）に基づいて第２蓄電池３ｂの制御指令値を決定（生成）する。このように動作することで、第１周波数安定化装置１０１ａおよび第２周波数安定化装置１０１ｂが互いに情報のやりとりをしなくても、制御の過不足を発生させることなく適切に周波数安定化を図ることが可能となる。なお、ここでは、第１周波数安定化装置１０１ａと第２周波数安定化装置１０１ｂとは個別に設けられていたが、これに限ったものではなく一体的に設けられてもよい。

＜効果＞
以上のような本実施の形態４によれば、時々刻々と変わる需要に対して第１及び第２発電機２ａ，２ｂの運転台数も変化することを考慮して、離島系統５の周波数を安定に保つために必要な周波数安定化装置１０１の制御指令値が適切に決定される。よって、ローカル発電所７ａ以外に外部発電機（第２発電機２ｂ）、周波数安定化装置（第２周波数安定化装置１０１ｂ）及び外部蓄電池（第２蓄電池３ｂ）が存在している場合にも、需要変化量に対して第１及び第２蓄電池３ａ，３ｂにより適切に応答することが可能となる。

なお、本発明は、その発明の範囲内において、各実施の形態及び各変形例を自由に組み合わせたり、各実施の形態及び各変形例を適宜、変形、省略したりすることが可能である。

２ａ 第１発電機、２ｂ 第２発電機、３ａ 第１蓄電池、３ｂ 第２蓄電池、４ａ 第１連系線、４ｂ 第２連系線、５ 離島系統、１０１ 周波数安定化装置、１２１１ 電力検出方式制御量算出部、１２１２ 周波数検出方式制御量算出部、１２１３ 指令値生成部、１２１４ 制御抑制部。

Claims (6)

1. 電力供給の単独系統で電力を調整可能な蓄電池に対して制御指令を行う、単独系統向け周波数安定化装置であって、
   前記単独系統における電力の需給アンバランスに基づいて、第１指令値を生成する第１算出部と、
   前記単独系統における電力の周波数の変化に基づいて、第２指令値を生成する第２算出部と、
   前記第１算出部で生成された第１指令値と、前記第２算出部で生成された第２指令値とに基づいて、前記蓄電池に与えるべき指令値を生成する指令値生成部と、
   前記蓄電池への指令値の制御方向と、前記単独系統で電力を調整可能な別の蓄電池への指令値の制御方向とが異なる場合に、前記第１指令値に応じた制御を抑制する制御抑制部と
   を備える、単独系統向け周波数安定化装置。
2. 電力供給の単独系統で電力を調整可能な蓄電池に対して制御指令を行う、単独系統向け周波数安定化装置であって、
   前記単独系統における電力の需給アンバランスに基づいて、第１指令値を生成する第１算出部と、
   前記単独系統における電力の周波数の変化に基づいて、第２指令値を生成する第２算出部と、
   前記第１算出部で生成された第１指令値と、前記第２算出部で生成された第２指令値とに基づいて、前記蓄電池に与えるべき指令値を生成する指令値生成部と、
   前記蓄電池への指令値と、前記単独系統で電力を調整可能な別の蓄電池への指令値との乖離の程度に基づいて、前記第１指令値に応じた制御を抑制する制御抑制部と
   を備える、単独系統向け周波数安定化装置。
3. 請求項１または請求項２に記載の単独系統向け周波数安定化装置であって、
   前記需給アンバランスの推定に、前記単独系統内の送電線の電力変化を用いることを特徴とする、単独系統向け周波数安定化装置。
4. 請求項１から請求項３のうちのいずれか１項に記載の単独系統向け周波数安定化装置であって、
   前記単独系統には、連系線を介して少なくとも発電機から電力が供給可能であり、
   前記需給アンバランスは、前記発電機が前記連系線を介して前記単独系統に出力する電力を少なくとも含む連系点潮流値の変化を含む、単独系統向け周波数安定化装置。
5. 請求項１から請求項４のうちのいずれか１項に記載の単独系統向け周波数安定化装置であって、
   前記単独系統には、連系線を介して少なくとも発電機から電力が供給可能であるとともに、前記連系線と異なる別の連系線を介して前記発電機と異なる別の発電機からも電力が供給可能であり、
   前記第１算出部は、
   前記需給アンバランスと、前記発電機の運転情報と、前記別の発電機の運転情報とに基づいて、前記第１指令値を生成する、単独系統向け周波数安定化装置。
6. 請求項１から請求項４のうちのいずれか１項に記載の単独系統向け周波数安定化装置であって、
   前記蓄電池と異なる別の蓄電池が前記単独系統に接続されており、
   前記第１算出部は、
   発電機が連系線を介して前記単独系統に出力する電力を少なくとも含む連系点潮流値に基づいて前記蓄電池の前記第１指令値を生成し、別の発電機が別の連系線を介して前記単独系統に出力する電力を少なくとも含む連系点潮流値に基づいて前記別の蓄電池の前記第１指令値を、決定することを特徴とする、単独系統向け周波数安定化装置。

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