JP6410520B2 - 広域系統制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、広域電力系統の周波数および電圧を維持するために電力系統の制御を行う広域系統制御装置に関するものである。

電力系統に風力発電機または太陽光発電機等の再生可能エネルギー（以下、「再エネ」ともいう）が多数接続されると、再エネ発電量の変動によって電力系統が不安定となり、周波数運転範囲逸脱を起こしやすくなる。従来の系統制御装置では、他の系統地域へ電力を送電することによって、調整可能な火力・水力の運転または発電を増加し、変動に対する調整力を生み出す（例えば特許文献１参照）。

連系線を通じて接続先の電力系統へ一定規模の電力を送電することによって、調整可能な火力・水力の運転または発電を増加し、変動に対する調整力を生み出すため、対象となる電力系統で調整力を増加することができ、系統周波数の安定運用を図りつつ、再エネの導入を拡大できる。

特開２０１２−５３０２号公報

しかし、特許文献１に記載の技術では、他の電力系統地域の調整力が考慮されていない点と、複数の電力系統地域に対して複数の連系線が接続される場合が考慮されていない点から電力系統全体で協調していない。また、連系線毎に定まっている送電容量が考慮されていない。

以上のことから、連系線が実際に送電可能であるかどうかが不明であり、送電できた場合には対象となる電力系統の調整力を常に一定量増加させるが、再エネ出力の大きさと送電量の大きさによって電力系統地域毎に調整力の余剰または不足が発生する可能性がある。

そこで、本発明は、電力系統全体で調整力を確保することが可能な広域系統制御装置を提供することを目的とする。

本発明に係る広域系統制御装置は、再生可能エネルギーを利用した第１発電機と供給電力を調整可能な第２発電機とを有し、かつ、連系線を介して接続される複数の電力系統を制御する広域系統制御装置であって、各前記電力系統ごとに、調整可能な前記供給電力の余力を示す調整余力情報を取得する調整余力情報取得部と、各前記電力系統の前記調整余力情報を平均化し平均化された前記調整余力情報に基づいて、各前記電力系統が前記連系線に送電する送電量を算出する連系線送電量算出部と、算出した前記送電量を示す送電情報を各前記電力系統に伝達する送電情報通達部とを備えるものである。

本発明に係る別の広域系統制御装置は、再生可能エネルギーを利用した第１発電機と供給電力を調整可能な第２発電機とを有し、かつ、連系線を介して接続される複数の電力系統を制御する広域系統制御装置であって、各前記電力系統ごとに、電力の予測需要を含む系統情報を取得する系統情報取得部と、各前記電力系統ごとに、前記電力の予測需要に対する前記第２発電機の前記供給電力の余力の関係を示す調整余力評価値を、前記系統情報に基づいて算出する調整余力評価部と、各前記電力系統の前記調整余力評価値を平均化し平均化された前記調整余力評価値に基づいて、各前記電力系統が前記連系線に送電する送電量を算出する連系線送電量算出部と、算出した前記送電量を示す送電情報を各前記電力系統に伝達する送電情報通達部とを備えるものである。

本発明によれば、広域系統制御装置は、各電力系統の平均化された調整余力情報または系統情報に基づいて、各電力系統が連系線に送電する送電量を算出し、算出した送電量を示す送電情報を各電力系統に伝達するため、電力系統間で確保する調整力を融通することによって電力系統全体で調整力を確保することができる。

実施の形態１に係る広域系統制御装置の機能構成図である。 実施の形態１に係る広域系統制御装置の構成図である。 実施の形態１に係る広域系統制御装置の動作を示すフローチャートである。 実施の形態１における需給バランスと調整余力を説明するためのイメージ図である。 実施の形態１における需給のインバランスと調整余力の不足を説明するためのイメージ図である。 実施の形態１における送電による調整余力の確保を説明するためのイメージ図である。 実施の形態１における連系線送電量算出処理を示すフローチャートである。 実施の形態１における３つ以上の電力系統地域での調整余力の確保を説明するためのイメージ図である。 実施の形態１における連系線の送電容量を説明するためのイメージ図である。 実施の形態１における各電力系統地域の調整余力の設定を説明するためのイメージ図である。 実施の形態１における各電力系統地域の調整余力を確保した結果を説明するためのイメージ図である。 実施の形態２に係る広域系統制御装置の機能構成図である。 実施の形態２に係る広域系統制御装置の動作を示すフローチャートである。 実施の形態３における発電機の運転状態の変更を示すイメージ図である。 実施の形態３における調整余力拡大を示すイメージ図である。 実施の形態３における連系線送電量算出処理を示すフローチャートである。 実施の形態５における出力変化速度を考慮した調整余力を示すイメージ図である。

＜実施の形態１＞
本発明の実施の形態１について、図面を用いて以下に説明する。図１は、実施の形態１に係る広域系統制御装置の機能構成図である。図１に示すように、広域系統制御装置は、調整余力情報取得部１、連系線送電量算出部２および送電情報通達部３を備えている。

図２は、広域系統制御装置の構成図であり、一般的なハード装置の構成を示すものである。図２に示すように、広域系統制御装置は、コンピュータ２２、入力装置２１、出力装置２８および外部記憶装置２７から構成されている。コンピュータ２２は、ＣＰＵ２３、主記憶装置２４および補助記憶装置２５から構成されている。入力装置２１は、例えばキーボードおよびマウスから構成され、運用者は、入力装置２１を介してコンピュータ２２に種々の情報を入力することができる。出力装置２８は、例えばディスプレイから構成され、コンピュータ２２からの出力結果を表示する。コンピュータ２２および外部記憶装置２７は、インターネットなどのネットワーク２６を介して接続されている。

実施の形態１において、調整余力情報取得部１は、例えばネットワーク２６を介して各電力系統地域の調整余力情報を取得することで実現できる。他にも広域系統制御装置の運用者が電話またはメールなどの手段を用いて調整余力情報を入手し、入力装置２１、主記憶装置２４、補助記憶装置２５、ネットワーク２６および外部記憶装置２７のいずれか、またはこれらのうちの複数を組み合わせて取得することでも実現できる。

ここで、調整余力情報とは、各電力系統地域において、例えば電力需要と供給電力を一致させるために発電機の出力において増減させることが可能な電力の範囲を示す情報である。換言すると、調整余力情報は、需要と供給のバランスを取るために調整可能な供給力（例えば、出力調整が可能な火力発電機または水力発電機の出力）の余力の大きさである。

連系線送電量算出部２は、コンピュータ２２の内部演算処理としてＣＰＵ２３を用いて実現できる。連系線送電量算出部２は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものをＣＰＵ２３上で実行することで実現できる。ＣＰＵ２３は、主記憶装置２４に格納されたデータを読み込み、連系線送電量算出部２としての処理を行い、その結果得られた連系線に対する送電量を示す送電情報を主記憶装置２４に格納する。また、連系線に対する送電量を補助記憶装置２５に格納してもよいし、ネットワーク２６を経由して、外部記憶装置２７に格納してもよい。さらに、連系線に対する送電量を出力装置２８に表示し、運用者に示してもよい。

送電情報通達部３は、ネットワーク２６を通じて、各電力系統地域の関連事業者（発電事業者または送電事業者等）に送電情報を通達する。他にも運用者が電話またはメールなどの手段を用いて送電情報を通達することでも実現できる。

次に、図３から図６を用いて広域系統制御装置の動作について説明する。図３は、広域系統制御装置の動作を示すフローチャートであり、図４は、需給バランスと調整余力を説明するためのイメージ図であり、図５は、需給のインバランスと調整余力の不足を説明するためのイメージ図であり、図６は、送電による調整余力の確保を説明するためのイメージ図である。

最初に、電力系統地域について簡単に説明する。図６（ｂ）に示すように、例えば、電力系統地域Ａと電力系統地域Ｂとが連系線で結ばれている。電力系統地域Ａには、１つの太陽光発電機３０が設けられ、電力系統地域Ｂには、３つの太陽光発電機３０と、１つの風力発電機３１が設けられている。太陽光発電機３０および風力発電機３１など再生可能エネルギーを利用した発電機が第１発電機に相当する。また、図６（ｂ）には図示しないが、電力系統地域Ａおよび電力系統地域Ｂには、供給電力を調整可能な第２発電機として火力発電機または水力発電機も設けられている。ここで、電力系統地域において、第１発電機は１つまたは複数設けられている場合があり、また、第２発電機は１つまたは複数設けられている場合がある。さらに、第１発電機が設けられていない電力系統地域もあり得る。

広域系統制御装置の動作の説明に戻る。図３に示すように、まず、ステップＳ１にて、調整余力情報取得部１は、各電力系統地域（以下、「地域」ともいう）の調整余力情報を関連事業者から取得する調整余力情報取得処理を実施する。

調整可能な発電機の出力（供給力）は、図４に示すように最小出力と最大出力の間で出力を調整することでバランス（需給バランス）を取ることができる（図４のバランス点）。例えば、一日のうちのある３０分間の時間帯に再エネの出力が予測出力から外れた（例えば増加した）場合、調整可能な発電機の調整余力の範囲で調整（例えば減少）させて需給バランスを取る。このとき、調整可能な発電機の調整範囲より大きく再エネ出力が外れた（例えば増加した）場合、図５に示すように供給力過剰から調整余力は負となり、需要と供給のバランスを維持できなくなることもある。ここで、調整可能な発電機（第２発電機）とは、再生可能エネルギーを利用した発電機以外のものであり、例えば火力発電機または水力発電機である。

図３のステップＳ２にて、連系線送電量算出部２は、取得した各地域の調整余力情報に基づいて各地域を結ぶ連系線への送電量を算出する連系線送電量算出処理を実施する。例えば、図６（ａ）の上段に示すように、調整余力が負の地域Ｂから調整余力が十分にある地域Ａに送電し、数１に示すように各地域の調整余力を平均化する。ｋは地域を示しており、Ｎは地域数を示す。ｔは時間帯を示しており、例えば０時から０時３０分の３０分間（単一の時間帯）に対する調整余力を示す。

送電量は、数２に示すように調整余力と調整余力平均値の差分で求まり、連系線で接続されている各隣接地域ｊの調整余力の変化から各地域間の送電量が求まる。

以上の考え方を処理フローで表したものが図７である。図７は、連系線送電量算出処理を示すフローチャートである。

まず、ＣＰＵ２３は、不足・余裕地域間、すなわち、調整余力が不足している地域と調整余力に余裕がある地域との間に連系線があるかどうかを確認する（ステップＳ１１）。より具体的には、ＣＰＵ２３は、調整余力が不足している地域と調整余力に余裕がある地域との間に、送電量に関し算出対象となる連系線があるかどうかを確認する。ここで、送電量に関し算出対象となる連系線とは、送電量が容量限度未満のため送電容量に余裕のある連系線のことである。連系線がある場合（ステップＳ１１においてＹｅｓ）、各地域の調整余力を平均化する（ステップＳ１２）。ＣＰＵ２３は、送電量を算出する（ステップＳ１３）。

算出した送電量が連系線の送電容量を超過する場合（ステップＳ１４においてＹｅｓ）、超過した部分を送電容量以下に補正し（ステップＳ１５）、必要に応じて各地域の調整余力を再度算出する（ステップＳ１６）。その結果、調整余力が不足する地域がある場合は（ステップＳ１７においてＹｅｓ）、送電容量限度の連系線を除外（ステップＳ１８）し、ステップＳ１１へ戻る。但し、ステップＳ１１、ステップＳ１４およびステップＳ１７においてＮｏの場合はこの処理を終了する。

他には、調整余力が不足する地域Ｂの調整余力を最小限確保するために、その調整余力を０とすべく必要な分を地域Ａに送電する方法もある。連系線の送電容量によっては調整余力を確保するために必要な電力を送電できない場合もあるが、その場合でも可能な限り調整余力を確保することができる。

地域が３つ以上の場合、例えば図６と同様に全地域の調整余力が０以上になるように地域間の送電量を求める方法または、全地域の調整余力を平均化するように送電量を求める方法がある。各地域は１つ以上の連系線で他地域に接続されており、２つ以上の地域と接続されていることもある。実現方法としては、送電先が複数でもよく、または送電元が複数でもよい。または連系線を通じて複数の地域を経由した先の地域に送電してもよい。

次に、地域が３つ以上の場合の具体例について説明する。図８は、３つ以上の地域での調整余力の確保を説明するためのイメージ図であり、図９は、連系線の送電容量を説明するためのイメージ図であり、図１０は、各地域の調整余力の設定を説明するためのイメージ図であり、図１１は、各地域の調整余力を確保した結果を説明するためのイメージ図である。

図８に示すように、地域Ａ、地域Ｂおよび地域Ｃの３つの電力系統があり、各連系線の送電容量が図９に示すような設定となっている場合、例えば図１０のケース１では地域Ａの調整余力が−２０であり不足している。このとき、各地域の調整余力を平均化すると１０（＝（−２０＋４０＋１０）／３）となり、地域Ａから地域Ｂに３０送電することによって、図１１のケース１に示すように各地域で調整余力を確保できる。

同様に、図１０のケース２では、地域Ａの調整余力が−１０であり不足しているが、地域Ｂの調整余力は０であり、地域Ａと地域Ｂとの間では調整できない。そこで地域Ｃの調整余力を利用し、地域Ａから地域Ｂを経由して、地域Ｃに送電することで地域Ａの調整余力を確保する。加えて、平均化するために地域Ｂからも送電した結果、図１１のケース２に示すように各地域の調整余力を確保できる。

図１０のケース３では、調整余力を平均化すると１０となるが、連系線の送電容量によって、送電量に制限がかかる。平均化するためには地域Ｂから地域Ａへ７０の送電が必要であるが、送電容量５０が上限となり送電量５０となる。地域Ｂから地域Ｃへは送電容量が４０であるため、地域Ｂから地域Ｃへ４０送電することで、図１１のケース３に示すように、各地域の調整余力を確保することができた結果となる。

このように複数の地域に分割して送電してもよく、複数の調整余力が不足する地域がある場合には複数の地域から一つの地域へ送電してもよい。

送電量の計算方法としては、送電量の平均化の他に例えば数３に示すように、各地域の調整余力を確保するための送電量の合計を最小とする方法もある。連系線は調整余力確保以外の目的でも使用されるため、調整余力確保による影響を抑えることができる。例えば、図１０のケース１の場合、送電量が最小となるのは地域Ａから地域Ｂへ送電量を２０としたとき、地域Ａの調整余力が０、地域Ｂの調整余力が２０、地域Ｃの調整余力が１０となる。この場合、図１１のケース１の結果（送電量３０）とは異なるが、各地域の調整余力を確保することができ、かつ送電量の合計を最小化（送電量２０）できた。

電力系統が一層複雑化した場合など、送電量最小化の方法としては例えば、各地域で確保した調整余力または各連系線の送電容量の条件を設定し、線形計画法などを用いて送電量合計の最小化を目的とすることで各連系線の送電量が計算できる。

他には線形計画法などを用いて数４に示すように、送電に必要なコスト（送電コスト）を最小化するように送電量を計算する方法もある。連系線利用料金は各連系線またはその送電方向毎に異なっていてもよい。

図３のステップＳ３にて、送電情報通達部３は、算出した送電量を各地域の関連事業者へ通達する送電情報通達処理を実施し、広域系統制御装置は動作を終了する。

以上のように、実施の形態１に係る広域系統制御装置では、各電力系統の調整余力情報に基づいて、各電力系統が連系線に送電する送電量を算出し、算出した送電量を示す送電情報を各電力系統に伝達するため、電力系統間で確保する調整余力（調整力）を融通することによって電力系統全体で調整余力（調整力）を確保することができる。

したがって、送電元の地域でも送電先の地域でも調整余力が分配され、一方の地域に調整余力が偏ることを防止することができる。これにより、電力系統全体の再エネ導入量を最大化することが可能である。ここで、再エネ導入量とは、稼働している再生可能エネルギーを利用した第１発電機の設備容量、すなわち、第１発電機の最大出力である。

連系線送電量算出部２は、送電量の合計が最小となるように送電量を決定するため、各地域の調整余力を確保し、かつ、送電量の合計を最小とすることができる。

連系線送電量算出部２は、送電コストが最小となるように送電量を決定するため、各地域の調整余力を確保し、かつ、連系線の利用者が支払う送電コストを最小とすることができる。

＜実施の形態２＞
次に、実施の形態２に係る広域系統制御装置について説明する。図１２は、実施の形態２に係る広域系統制御装置の機能構成図である。なお、実施の形態２において、実施の形態１で説明したものと同一の構成要素については同一符号を付して説明は省略する。

図１２に示すように、実施の形態２に係る広域系統制御装置は、実施の形態１の調整余力情報取得部１の代わりに、系統情報取得部６１および調整余力評価部６２を備えている。

系統情報取得部６１は、ネットワーク２６（図２参照）を介して各電力系統地域の系統情報を取得することで実現できる。他にも広域系統制御装置の運用者が電話またはメールなどの手段を用いて系統情報を入手し、入力装置２１、主記憶装置２４、補助記憶装置２５、ネットワーク２６および外部記憶装置２７のいずれか、またはこれらのうちの複数を組み合わせて取得することでも実現できる。

調整余力評価部６２は、コンピュータ２２の内部演算処理としてＣＰＵ２３を用いて実現できる。調整余力評価部６２は、例えばプログラムとして主記憶装置２４上に展開したものをＣＰＵ２３上で実行することで実現できる。ＣＰＵ２３は、主記憶装置２４に格納されたデータを読み込み、調整余力評価部６２としての処理を行い、その結果得られた調整余力評価値（以下、「評価値」ともいう）を主記憶装置２４に格納する。また、評価値を補助記憶装置２５に格納してもよいし、ネットワーク２６を経由して、外部記憶装置２７に格納してもよい。さらに、評価値を出力装置２８に表示し、運用者に示してもよい。

ここで、調整余力評価値とは、例えば電力の予測需要に対する第２発電機の供給電力の余力の関係を示す値であり、より具体的には、電力の予測需要に対する第２発電機の供給電力の余力の比率を示す値である。

次に、図１３を用いて広域系統制御装置の動作について説明する。図１３は、広域系統制御装置の動作を示すフローチャートである。

まず、ステップＳ２１にて、系統情報取得部６１は、各地域の系統情報を関連事業者から取得する系統情報取得処理を実施する。ここで、系統情報とは、各地域における電力の予測需要を含む情報である。より具体的には、系統情報とは、各地域における電力の予測需要に加えて、例えば、再エネ導入量、再エネ予測出力、または再エネ以外の発電量を含む情報である。

ステップＳ２２にて、調整余力評価部６２は、系統情報に基づいて調整余力評価値を算出する。

評価値は例えば数１に示すように、系統情報取得部６１によって取得した系統情報を用いて計算する。ｋは地域を示しており、ｔは時間帯を示し、例えば地域ｋの０時から０時３０分の３０分間に対する評価値を計算する。数５の評価値は、各地域の予測需要に対し、再エネ以外の供給電力を調整可能な第２発電機の発電余力（供給電力の余力）の比率を評価値としている。

この評価値は一例であり、これに限るものではない。評価値として、他の例を示す。数６では再エネがどの程度発電するかを示すため、例えば再エネ導入量に対する係数α（０．０から１．０）を運用者が入力して指定する。

または、数７に示すように、再エネ以外の供給電力を調整可能な第２発電機の発電量を入力してもよい。

次に、ステップＳ２にて、連系線送電量算出部２は、評価値に基づいて各地域を結ぶ連系線への送電量を算出する連系線送電量算出処理を実施する。例えば、数５、数６または数７に示す調整余力評価値を各地域で平均化した評価値が数８に示される。Ｎは地域数を示す。

ある地域からの送電量は、例えば数９で算出することができる。すなわち、ある地域からの送電量は、数５、数６または数７で算出した調整余力評価値と数８で算出した調整余力評価平均値から算出した評価値の差分と予測需要から算出することができる。

なお、送電余力評価値を平均化する以外にも、実施の形態１の場合と同様に送電量の最小化または送電コストの最小化を目的として送電量を計算してもよい。

次に、ステップＳ３にて、送電情報通達部３は、算出した送電量を各地域の関連事業者へ通達する送電情報通達処理を実施する。

以上のように、実施の形態２に係る広域系統制御装置では、系統情報に基づいて、各電力系統が連系線に送電する送電量を算出し、算出した送電量を示す送電情報を各電力系統に伝達するため、電力系統間で確保する調整余力（調整力）を融通することによって電力系統全体で調整余力（調整力）を確保することができる。

したがって、送電元の地域でも送電先の地域でも調整余力が分配され、一方の地域に調整余力が偏ることを防止することができる。これにより、電力系統全体の再エネ導入量を最大化することが可能である。

＜実施の形態３＞
次に、実施の形態３に係る広域系統制御装置について説明する。図１４は、実施の形態３における発電機の運転状態の変更を示すイメージ図であり、図１５は、調整余力拡大を示すイメージ図である。なお、実施の形態３において、実施の形態１，２で説明したものと同一の構成要素については同一符号を付して説明は省略する。

実施の形態３に係る広域系統制御装置は、実施の形態１の場合と同様の機能構成を有している。

実施の形態３において、調整余力情報取得部１が取得する調整余力情報は、各電力系統地域で、一日を複数の時間帯に区切った時間帯ごとに、例えば電力需要と供給電力を一致させるために第２発電機の出力を増減させることが可能な電力の範囲を示す情報である。

連系線送電量算出処理によって得られる送電情報は、各時間帯ごとの送電量を示す情報である。送電情報通達部３は、各時間帯ごとの送電情報を通達する。

実施の形態３に係る広域系統制御装置は、図３のフローチャートに従って動作する。まず、ステップＳ１にて、調整余力情報取得部１は、各地域ごとに各時間帯ごとの調整余力情報を関連事業者から取得する調整余力情報取得処理を実施する。複数の時間帯を対象とすることで調整可能な供給力として、出力調整を行う以外にも図１４に示すように、第２発電機の停止または追加起動を考慮することが可能である。例えば、第２発電機の出力を減少させて調整する以外に、第２発電機を停止させることで、図１５に示すように出力減少以上の調整が可能となり、調整余力を拡大できる。通常、第２発電機の起動または停止には予め定められた作業時間が必要であり、連続運転時間または連続停止時間にも最小値の制限があるため、複数の時間帯を同時に扱うことで対応できる。また、第２発電機の起動または停止の変更に対し、当該発電機を所有する事業者が求める報酬（コスト）の情報も付加する。

実施の形態１，２では、一日のうちの単一の時間帯（例えば３０分）を想定しているが、第２発電機は「３０分だけ停止または運転する」ことを行うことができず、例えば「停止する場合には５時間以上連続で停止する」または「起動する場合には５時間以上連続で運転する」ことが必要である。このことから、実施の形態１，２では将来の調整余力が分からないため、勝手に第２発電機の起動または停止を変更できず、出力調整のみ実施していた。しかし、実施の形態３では、一日を複数の時間帯に区切った時間帯ごとの調整余力を考慮でき、将来の調整余力まで考慮できるため、第２発電機の起動または停止を考慮して調整量を融通できることになる。

ステップＳ２にて、連系線送電量算出部２は、取得した各地域の調整余力情報に基づいて、各地域を接続する連系線への複数の時間帯の送電量を算出する連系線送電量算出処理を実施する。連系線送電量算出部２は、各地域の調整余力が０以上となるように送電量を各時間帯ごとに算出する。

連系線送電量算出処理は、図１６のフローチャートに従って動作する。図１６は、連系線送電量算出処理を示すフローチャートである。ステップＳ１１からステップＳ１８までの処理は、実施の形態１の場合と同様であるため説明を省略する。連系線送電量算出部２は、実施の形態１の場合と同様に送電量を算出し、調整余力が不足している地域と調整余力に余裕がある地域との間に連系線があるかどうかを確認する。

連系線送電量算出部２は、算出対象となる連系線がなくなった場合（ステップＳ１１においてＮｏ）、起動または停止の変更可能な第２発電機があるかどうかを確認する（ステップＳ３１)。連系線送電量算出部２は、起動または停止の変更可能な第２発電機がある場合（ステップＳ３１においてＹｅｓ）、ステップＳ３２およびステップＳ３３を実施する。ここで、算出対象となる連系線がなくなった場合とは、全ての連系線が容量限度いっぱいとなった場合をいう。

連系線送電量算出部２は、ステップＳ３２にて、全事業者から取得した調整余力情報に基づき、例えば起動または停止の変更に必要なコストの小さい第２発電機の起動または停止を変更し、ステップＳ３３にて起動または停止によって得られる調整余力を第２発電機が存在する地域の調整余力に上乗せ（加算）する。その後、連系線送電量算出部２は、ステップＳ１１へ処理を移行し以降の処理を繰り返す。具体的には、連系線送電量算出部２は、再び送電量を算出し、必要な調整余力を確保するか、起動または停止の変更可能な第２発電機がなくなるまで（ステップＳ３１においてＮｏ）、連系線送電量算出処理を行う。

次に、ステップＳ３にて、送電情報通達部３は、各時間帯ごとに算出した送電情報を各地域の関連事業者へ通達する送電情報通達処理を実施する。

以上のように、実施の形態３に係る広域系統制御装置では、調整余力情報取得部１は、一日を複数の時間帯に区切った時間帯ごとに、調整余力情報を取得し、連系線送電量算出部２は、各時間帯ごとに、調整余力情報に基づいて送電量を算出する。

したがって、実施の形態１で得られる効果に加え、複数の時間帯を対象とすることで第２発電機の起動または停止によって増加または減少する調整余力（調整力）まで考慮した調整余力（調整力）の融通が可能となる。

＜実施の形態４＞
次に、実施の形態４に係る広域系統制御装置について説明する。なお、実施の形態４において、実施の形態１から３で説明したものと同一の構成要素については同一符号を付して説明は省略する。

実施の形態４に係る広域系統制御装置は、実施の形態２の場合と同様の機能構成を有している。

本実施の形態４において、系統情報取得部６１は、一日を複数の時間帯に区切った時間帯ごとに、系統情報を取得する。調整余力評価部６２は、各時間帯ごとに、系統情報に基づいて調整余力評価値を算出する。連系線送電量算出処理によって得られる送電情報は、各時間帯ごとの送電量を示す情報である。送電情報通達部３は、各時間帯ごとの送電情報を通達する。

本実施の形態４に係る広域系統制御装置は、図１３に示した実施の形態２のフローチャートに従い動作する。

まず、ステップＳ２１にて、系統情報取得部６１は、各地域の複数の時間帯に対する系統情報を関連事業者から取得する系統情報取得処理を実施する。系統情報は、複数の時間帯を対象とし、実施の形態２で示した情報に加え、例えば第２発電機の起動停止計画も含めて扱われる。

ステップＳ２２にて、調整余力評価部６２は、系統情報に基づいて複数の時間帯の調整余力評価値を算出する。

ステップＳ２にて、連系線送電量算出部２は、評価値に基づいて各地域を結ぶ連系線への複数の時間帯の送電量を算出する連系線送電量算出処理を実施する。

ステップＳ３にて、送電情報通達部３は、算出した複数の時間帯の送電量を各地域の関連事業者へ通達する送電情報通達処理を実施する。

以上のように、実施の形態４に係る広域系統制御装置では、系統情報取得部６１は、一日を複数の時間帯に区切った時間帯ごとに、系統情報を取得し、調整余力評価部６２は、各時間帯ごとに、系統情報に基づいて調整余力評価値を算出し、連系線送電量算出部２は、各時間帯ごとに送電量を算出する。

したがって、実施の形態２で得られる効果に加え、複数の時間帯を対象とすることで第２発電機の起動または停止によって増加または減少する調整余力（調整力）まで考慮した調整余力（調整力）の融通が可能となる。

＜実施の形態５＞
次に、実施の形態５に係る広域系統制御装置について説明する。図１７は、実施の形態５における出力変化速度を考慮した調整余力を示すイメージ図である。なお、実施の形態５において、実施の形態１から４で説明したものと同一の構成要素については同一符号を付して説明は省略する。

実施の形態５に係る広域系統制御装置は、実施の形態３の場合と同様の機能構成を有している。

実施の形態５において、調整余力情報取得部１は、各時間帯ごとに複数の時間単位で調整余力情報を取得する。

調整余力情報は、複数の時間単位に対する調整余力を含んでいる。例えば、再生可能エネルギーの予測出力が３０分単位のデータとすると、３０分単位のデータに対する調整余力と、再生可能エネルギーにおいて３０分単位よりも短周期である、例えば数分単位または数十秒単位の出力変動に対する調整余力とを含んでいる。なお、複数の時間単位として、２つの時間単位だけでなく、３つ以上の時間単位であってもよい。

連系線送電量算出処理によって得られる送電情報は、各時間帯ごとにおける複数の時間単位の送電量を示す情報である。連系線送電量算出部２は、例えば３０分単位と数分単位等の複数の時間単位における調整余力を確保するための送電量を算出する。送電情報通達部３は、各時間帯ごとに送電情報を通達する。

本実施の形態５に係る広域系統制御装置は、図３に示した実施の形態１のフローチャートに従い動作する。

まず、ステップＳ１にて、調整余力情報取得部１は、各地域において各時間帯ごとに複数の時間単位で調整余力情報を関連事業者から取得する調整余力情報取得処理を実施する。短周期の調整余力は第２発電機が一定時間に変化させることのできる出力の大きさ（出力変化速度）によって制限を受ける。このため、常に第２発電機の最小出力から最大出力の間まで出力を変動させることはできない。

図１７に示すように、時間ｔの調整余力は、時間ｔ−１の出力実績と出力変化速度を考慮し、数１０に示すような出力減少可能分によって調整可能な出力の幅が制限され、調整余力は図で示す結果となる。時間ｔ＋１に関しても同様に時間ｔの出力減少可能分を考慮した出力の下限と出力変化速度を考慮して調整余力を算出する。

このように出力変化速度の影響があり、例えば３０分単位での調整余力と数分単位の調整余力では大きさが異なる。また異なる時間単位では需要の変動または再エネの出力変動も異なることから、必要とされる調整余力も異なる。以上から異なる時間単位では調整余力情報も異なり、それぞれ区別して扱う必要がある。

ステップＳ２にて、連系線送電量算出部２は、取得した各地域の調整余力情報に基づいて、各地域を結ぶ連系線への複数の時間帯の送電量を算出する連系線送電量算出処理を実施する。連系線送電量算出部２は、各地域の複数の時間単位による調整余力が０以上となるように、調整余力情報に基づいて送電量を各時間帯ごとに算出する。

次に、ステップＳ３にて、送電情報通達部３は、各時間帯ごとに算出した送電情報を各地域の関連事業者へ通達する送電情報通達処理を実施する。

以上のように、実施の形態５に係る広域系統制御装置では、調整余力情報取得部１は、各時間帯ごとに複数の時間単位で調整余力情報を取得する。

したがって、実施の形態３で得られる効果に加え、複数の時間単位に対する調整余力（調整力）を考慮することができ、実運用における第２発電機の機器制約である出力変化速度などを考慮した調整余力（調整力）の融通が可能となる。

＜実施の形態６＞
次に、実施の形態６に係る広域系統制御装置について説明する。なお、実施の形態６において、実施の形態１から５で説明したものと同一の構成要素については同一符号を付して説明は省略する。

実施の形態６に係る広域系統制御装置は、実施の形態４の場合と同様の機能構成を有している。

本実施の形態６において、系統情報取得部６１は、各時間帯ごとに複数の時間単位で系統情報を取得する。

系統情報は、複数の時間単位に対する系統情報を含んでいる。例えば、再生可能エネルギーの３０分単位の予測出力と、３０分単位よりも短周期である、例えば数分単位または数十秒単位の出力変動の情報とを含んでいる。なお、複数の時間単位として、２つの時間単位だけでなく、３つ以上の時間単位であってもよい。

調整余力評価部６２は、各時間帯ごとに複数の時間単位で系統情報に基づいて調整余力評価値を算出する。連系線送電量算出処理によって得られる送電情報は、各時間帯ごとの送電量を示す情報である。送電情報通達部３は、各時間帯ごとの送電情報を通達する。

実施の形態６に係る広域系統制御装置は、図１３に示した実施の形態２のフローチャートに従い動作する。

まず、ステップＳ２１にて、系統情報取得部６１は、各地域の複数の時間帯に対する系統情報を関連事業者から取得する系統情報取得処理を実施する。系統情報は、複数の時間単位の系統情報を含んでおり、例えば３０分単位の系統情報と数分単位の系統情報とを含んでいる。

ステップＳ２２にて、調整余力評価部６２は、系統情報に基づいて、複数の時間帯の調整余力評価値を算出する。系統情報が得られた複数の時間単位に対し、それぞれ調整余力評価値を算出する。

ステップＳ２にて、連系線送電量算出部２は、取得した各地域の調整余力評価値に基づいて、各地域を結ぶ連系線への複数の時間帯の送電量を算出する連系線送電量算出処理を実施する。連系線送電量算出部２は、複数の時間単位に対して調整余力評価値が０以上となるように送電量を各時間帯ごとに算出する。

ステップＳ３にて、送電情報通達部３は、算出した複数の時間帯の送電情報を各地域の関連事業者へ通達する送電情報通達処理を実施する。

以上のように、実施の形態６に係る広域系統制御装置では、系統情報取得部６１は、各時間帯ごとに複数の時間単位で系統情報を取得し、調整余力評価部６２は、各時間帯ごとに複数の時間単位で系統情報に基づいて調整余力評価値を算出する。

したがって、実施の形態４で得られる効果に加え、複数の時間単位に対する調整余力（調整力）を考慮することができ、実運用における第２発電機の機器制約である出力変化速度などを考慮した調整余力（調整力）の融通が可能となる。

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

１ 調整余力情報取得部、２ 連系線送電量算出部、３ 送電情報通達部、３０ 太陽光発電機、３１ 風力発電機、６１ 系統情報取得部、６２ 調整余力評価部。

Claims (6)

1. 再生可能エネルギーを利用した第１発電機と供給電力を調整可能な第２発電機とを有し、かつ、連系線を介して接続される複数の電力系統を制御する広域系統制御装置であって、
   各前記電力系統ごとに、調整可能な前記供給電力の余力を示す調整余力情報を取得する調整余力情報取得部と、
   各前記電力系統の前記調整余力情報を平均化し平均化された前記調整余力情報に基づいて、各前記電力系統が前記連系線に送電する送電量を算出する連系線送電量算出部と、
   算出した前記送電量を示す送電情報を各前記電力系統に伝達する送電情報通達部と、
   を備える、広域系統制御装置。
2. 再生可能エネルギーを利用した第１発電機と供給電力を調整可能な第２発電機とを有し、かつ、連系線を介して接続される複数の電力系統を制御する広域系統制御装置であって、
   各前記電力系統ごとに、電力の予測需要を含む系統情報を取得する系統情報取得部と、
   各前記電力系統ごとに、前記電力の予測需要に対する前記第２発電機の前記供給電力の余力の関係を示す調整余力評価値を、前記系統情報に基づいて算出する調整余力評価部と、
   各前記電力系統の前記調整余力評価値を平均化し平均化された前記調整余力評価値に基づいて、各前記電力系統が前記連系線に送電する送電量を算出する連系線送電量算出部と、
   算出した前記送電量を示す送電情報を各前記電力系統に伝達する送電情報通達部と、
   を備える、広域系統制御装置。
3. 前記調整余力情報取得部は、一日を複数の時間帯に区切った時間帯ごとに、前記調整余力情報を取得し、
   前記連系線送電量算出部は、各前記時間帯ごとに、前記調整余力情報に基づいて前記送電量を算出する、請求項１記載の広域系統制御装置。
4. 前記系統情報取得部は、一日を複数の時間帯に区切った時間帯ごとに、前記系統情報を取得し、
   前記調整余力評価部は、各前記時間帯ごとに、前記系統情報に基づいて前記調整余力評価値を算出し、
   前記連系線送電量算出部は、各前記時間帯ごとに前記送電量を算出する、請求項２記載の広域系統制御装置。
5. 前記調整余力情報取得部は、各前記時間帯ごとに複数の時間単位で前記調整余力情報を取得する、請求項３記載の広域系統制御装置。
6. 前記系統情報取得部は、各前記時間帯ごとに複数の時間単位で前記系統情報を取得し、
   前記調整余力評価部は、各前記時間帯ごとに複数の時間単位で前記系統情報に基づいて前記調整余力評価値を算出する、請求項４記載の広域系統制御装置。

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