JP6696010B2 - 制御装置、電源、制御方法、調整力指令装置、調整力指令方法、及び、プログラム - Google Patents
制御装置、電源、制御方法、調整力指令装置、調整力指令方法、及び、プログラム Download PDFInfo
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Description
本発明は、制御装置、電源、制御方法、調整力指令装置、調整力指令方法、及び、プログラムに関する。
送配電系統は、電力需要の変動周期に応じて、（１）ガバナーフリー（Governor Free;ＧＦ）、（２）負荷周波数制御（Load Frequency Control；ＬＦＣ）、（３）経済負荷配分制御（Economic load Dispatching Control；ＥＤＣ）に基づく電源からの「調整力」を組み合わせることで、周波数が維持されている。電力自由化により、一般送配電事業者は、調整力を公募か市場で発電事業者等から調達することが想定される。
オフィスや工場、一般家庭等における電力需要は時々刻々と変動する。送配電系統の電力需要が電力供給を超過すると、送配電系統の周波数は基準値（例えば、５０Ｈｚ又は６０Ｈｚ）よりも低下し、逆に、電力供給が電力需要を超過すると周波数は基準値より上昇する。「調整力」とは、時々刻々と変動する需要と供給とをバランスさせるためのものであり、調整力が理想的に提供された場合には、周波数は基準値に一致する。
数分から３０分未満の需要変動に対する電力需給バランスには、負荷周波数制御（ＬＦＣ）が用いられる。負荷周波数制御によれば、送配電系統における周波数の変動に応じた量の調整力が提供される。即ち、送配電系統の周波数が基準値に不足した場合には、当該送配電系統を管轄する一般送配電事業者は、プラスの調整力を電力事業者から調達する。他方、送配電系統の周波数が基準値を超過した場合には、一般送配電事業者は、マイナスの調整力を電力事業者から調達する。負荷周波数制御による調整力調達の実際は、一般送配電事業者から送信される時々刻々の指令に対し、発電事業者が電源の出力を調整して応じることにより行われる。
負荷周波数制御（ＬＦＣ）に基づく電力の安定供給は、発電事業者が、一般送配電事業者からの指令どおりに調整力を提供することに掛かっている。そこで、電力自由化においては、一般送配電事業者が、発電事業者に対し、調整力の提供の実績に応じた対価を支払う仕組み（調整力提供の精算）が検討されている。
しかしながら、一般送配電事業者がごく短時間で急峻に変動する調整力の指令を行った場合は、電力事業者は当該指令に応じることができず、逆にペナルティを課せられ得る。また、周波数は、送配電系統の場所ごとに違いがある。送配電系統の場所ごとにきめ細かく調整力を指令することが望ましいが、短周期（周期３〜５秒程度）の揺動に対してそれを行うことは現実的ではない。
しかしながら、一般送配電事業者がごく短時間で急峻に変動する調整力の指令を行った場合は、電力事業者は当該指令に応じることができず、逆にペナルティを課せられ得る。また、周波数は、送配電系統の場所ごとに違いがある。送配電系統の場所ごとにきめ細かく調整力を指令することが望ましいが、短周期（周期３〜５秒程度）の揺動に対してそれを行うことは現実的ではない。
そこで、短周期の需要変動に対しては、一般に、発電事業者が管理（又は、運用）する電源（タービン装置及び発電機からなるもの）で自律的に行われるガバナーフリー（ＧＦ）運転が適用される。ガバナーフリー運転とは、需要変動（負荷変動）に起因する発電機の回転速度の変化に対して、当該回転速度を一定に保つように、タービン装置への入力量（燃料供給量等）を制御する運転のことをいう。例えば、短期的に電力需要が増加した場合には、これに伴い発電機の回転速度が低下する。ガバナーフリー運転によれば、当該低下した回転速度の観測値と基準値との偏差に応じて自動的にタービン装置への入力量（燃料供給量等）が上昇し、回転速度が基準値に維持される。元の回転速度に戻る際に発電機が余分に発生させた有効電力が、ガバナーフリー運転により提供された調整力（以下、「ＧＦ調整力」とも記載する。）である。
また、タービン装置を原動力とする電源は、運転中においてタービン装置の回転子が回転する仕組み上、慣性エネルギーを内部に有している。この慣性エネルギーは、需要変動に応じて発電機と負荷との間で自動的に授受されるので、需要変動に対する周波数変動の緩衝材（バッファ）として機能し、周波数の安定化に寄与する。
特許文献１には、ガスタービン比例ドループ調速機のための補正システムおよび方法が開示されている。
ガバナーフリー運転や慣性エネルギーによる調整力の提供は、一般送配電事業者からの指令によらず、各電源で自律的に行われる。他方、太陽光発電による電源は、ガバナーフリー運転により自律的に調整力を発生させるようなことはしないし、慣性エネルギーも持たない。このため、近年の太陽光発電装置の増加により、送配電系統においては、短周期の需要変動に対応する調整力が不足することが懸念される。この懸念は、太陽光発電の増加によりますます拡大する。
このような状況は、既存の発電所においてＧＦ調整力を増やすことによって解決可能である。現状では、発電所ごとに、ガバナーフリー運転を実施するか否か（ＯＮ／ＯＦＦ）の設定を行うことは可能であるが、各発電所が発生させるＧＦ調整力の程度を柔軟に増減させるようなことはできない。このため、送配電系統においてＧＦ調整力を増やすには、ガバナーフリー運転を実施する発電所の数を増やすことによらなければならず、柔軟な対応が困難である。
本発明の目的は、ガバナーフリー運転により提供される調整力を柔軟に変更可能な制御装置、電源、制御方法、調整力指令装置、調整力指令方法、及び、プログラムを提供することにある。
本発明の第１の態様によれば、制御装置は、発電機の制御装置であって、前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に対応する第１調整力指令値を演算する演算部と、外部装置から調整力増幅係数を取得し、前記第１調整力指令値と前記調整力増幅係数とを基に、調整力を増幅する度合いを示す第２調整力指令値を演算する調整力増幅部と、を備え、前記第２調整力指令値を基に、前記発電機の調整力を増幅させる。
また、本発明の第２の態様によれば、上述の制御装置は、前記第１調整力指令値と、前記第２調整力指令値とを加算してなる増幅後調整力指令値を演算する加算処理部を有し、前記第１調整力指令値は、前記偏差に対し、予め規定された第１比例定数を乗じることにより算出され、前記第２調整力指令値は、前記第１調整力指令値と前記調整力増幅係数とを乗じることにより算出され、前記増幅後調整力指令値を用いて、前記発電機の調整力の増幅を指令する。
また、本発明の第３の態様によれば、上述の制御装置は、前記外部装置からの指令として、前記調整力増幅係数を増減させるための調整力増幅係数増減値を受信し、受信した前記調整力増幅係数増減値を時間積分して前記調整力増幅係数を演算する積分処理部を更に備える。
また、本発明の第４の態様によれば、上述の制御装置は、前記発電機が解列された場合に、前記調整力増幅係数を低減させる。
また、本発明の第５の態様によれば、前記調整力増幅部は、前記偏差の低周波帯域を遮断する低域遮断フィルタを更に備える。
また、本発明の第６の態様によれば、電源は、上述の制御装置と、前記発電機と、前記発電機を回転駆動させるタービン装置と、を備える。
また、本発明の第７の態様によれば、制御方法は、発電機の制御方法であって、前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に対応する第１調整力指令値を演算するステップと、外部装置から調整力増幅係数を取得し、前記第１調整力指令値と前記調整力増幅係数とを基に、調整力を増幅する度合いを示す第２調整力指令値を演算するステップと、を有し、前記第２調整力指令値を基に、前記発電機の調整力を増幅させる。
また、本発明の第８の態様によれば、プログラムは、発電機の制御装置に、前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に対応する第１調整力指令値を演算するステップと、外部装置から調整力増幅係数を取得し、前記第１調整力指令値と前記調整力増幅係数とを基に、調整力を増幅する度合いを示す第２調整力指令値を演算するステップと、を実行させ、前記第２調整力指令値を基に、前記発電機の調整力を増幅させる。
また、本発明の第９の態様によれば、調整力指令装置は、管理対象とする送配電網に接続された発電機の制御装置に対し、前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に応じて出力すべき調整力の比例定数を増加させるための指令を送信する送信処理部を備える。
また、本発明の第１０の態様によれば、上述の調整力指令装置は、前記管理対象とする送配電網と他の送配電網との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得する計測値取得部と、取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動への影響の度合いを示す調整力係数を算出する調整力係数演算部と、を備える。そして、前記送信処理部は、前記調整力係数と当該調整力係数の目標値との偏差に応じた、前記比例定数の増加の度合いを示す前記指令を送信する。
また、本発明の第１１の態様によれば、前記計測値取得部は、前記送配電網の一部の地域に属する前記接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得する。また、前記調整力係数演算部は、取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記一部の地域に関する調整力係数を算出する。また、前記送信処理部は、前記一部の地域に関する調整力係数と当該一部の地域に関する調整力係数の目標値との偏差に応じた前記指令を、前記一部の地域に属する発電機の制御装置に送信する。
また、本発明の第１２の態様によれば、調整力指令方法は、管理対象とする送配電網に接続された発電機の制御装置に対し、前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に応じて出力すべき調整力の比例定数を増加させるための指令を送信するステップを有する。
また、本発明の第１３の態様によれば、プログラムは、調整力指令装置に、管理対象とする送配電網に接続された発電機の制御装置に対し、前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に応じて出力すべき調整力の比例定数を増加させるための指令を送信するステップを実行させる。
上述の発明の各態様によれば、ガバナーフリー運転により提供される調整力を柔軟に変更できる。
＜第１の実施形態＞
以下、第１の実施形態に係る電力需給システムについて、図１〜図６を参照しながら説明する。
以下、第１の実施形態に係る電力需給システムについて、図１〜図６を参照しながら説明する。
（電力需給システムの全体構成）
図１は、第１の実施形態に係る電力需給システムの全体構成を示す図である。
図１に示す電力需給システム１は、発電を行う発電事業者Ｇと、送配電された電力を消費する需要家Ｃとの間での電力需給バランスを維持するためのシステムである。
図１に示す例では、一般送配電事業者Ｔが管理対象とする送配電網（以下、対象送配電網Ｎ１とも記載する。）には、発電事業者Ｇと需要家Ｃとが接続されている。また、対象送配電網Ｎ１は、他の一般送配電事業者が管理対象とする送配電網（以下、対象外送配電網Ｎ２とも記載する。）とも接続されている。
図１は、第１の実施形態に係る電力需給システムの全体構成を示す図である。
図１に示す電力需給システム１は、発電を行う発電事業者Ｇと、送配電された電力を消費する需要家Ｃとの間での電力需給バランスを維持するためのシステムである。
図１に示す例では、一般送配電事業者Ｔが管理対象とする送配電網（以下、対象送配電網Ｎ１とも記載する。）には、発電事業者Ｇと需要家Ｃとが接続されている。また、対象送配電網Ｎ１は、他の一般送配電事業者が管理対象とする送配電網（以下、対象外送配電網Ｎ２とも記載する。）とも接続されている。
発電事業者Ｇは、後述するタービン装置、発電機等を用いて発電を行う事業者である。発電事業者Ｇが発電した電力は、一般送配電事業者Ｔが管理対象とする対象送配電網Ｎ１を流れて需要家Ｃへと供給される。
需要家Ｃは、工場等であって、例えばモータ等の負荷を管理し、対象送配電網Ｎ１を通じて供給された電力を消費する。
一般送配電事業者Ｔは、対象送配電網Ｎ１を流れる電力の周波数を観測し、発電事業者Ｇと需要家Ｃとの間の電力需給バランスをモニタリングする。一般送配電事業者Ｔは、電力需給バランスを平衡に維持すべく、調整力指令装置１０を用いて、各発電事業者Ｇに向けて、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による調整力指令、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による調整力指令等を送信する。
需要家Ｃは、工場等であって、例えばモータ等の負荷を管理し、対象送配電網Ｎ１を通じて供給された電力を消費する。
一般送配電事業者Ｔは、対象送配電網Ｎ１を流れる電力の周波数を観測し、発電事業者Ｇと需要家Ｃとの間の電力需給バランスをモニタリングする。一般送配電事業者Ｔは、電力需給バランスを平衡に維持すべく、調整力指令装置１０を用いて、各発電事業者Ｇに向けて、負荷周波数制御（ＬＦＣ）による調整力指令、経済負荷配分制御（ＥＤＣ）による調整力指令等を送信する。
電力需給システム１は、調整力指令装置１０を有してなる。
調整力指令装置１０は、一般送配電事業者Ｔに管理される。上述したように、調整力指令装置１０は、一般送配電事業者Ｔのオペレータの操作に応じて、各発電事業者Ｇに向けて、ＬＦＣ、ＥＤＣによる調整力指令を送信する。
また、本実施形態に係る調整力指令装置１０は、各発電事業者Ｇに対し、ＧＦ調整力を増幅させるための指令であるＧＦ調整力増幅指令を送信可能とする。
調整力指令装置１０は、一般送配電事業者Ｔに管理される。上述したように、調整力指令装置１０は、一般送配電事業者Ｔのオペレータの操作に応じて、各発電事業者Ｇに向けて、ＬＦＣ、ＥＤＣによる調整力指令を送信する。
また、本実施形態に係る調整力指令装置１０は、各発電事業者Ｇに対し、ＧＦ調整力を増幅させるための指令であるＧＦ調整力増幅指令を送信可能とする。
（電力需給システムの構成の詳細）
図２は、第１の実施形態に係る電力需給システムの構成を詳細に示す図である。
図２に示すように、発電事業者Ｇは、電源２１を管理している。なお、発電事業者Ｇは、電源２１と同様の構成の電源を複数管理するが、図示を省略する。
図２は、第１の実施形態に係る電力需給システムの構成を詳細に示す図である。
図２に示すように、発電事業者Ｇは、電源２１を管理している。なお、発電事業者Ｇは、電源２１と同様の構成の電源を複数管理するが、図示を省略する。
電源２１は、制御装置２１０と、タービン装置２１１と、発電機２１２とを有してなる。
タービン装置２１１は、例えば、ガスタービン、蒸気タービン等であって、燃料（蒸気）などの供給量に応じたトルクを発生させる。タービン装置２１１は、発電機２１２に連結された回転軸を通じて、当該発電機２１２を回転駆動させる。
発電機２１２は、タービン装置２１１から入力されるトルクにより回転子を回転させることで発電を行う。発電機２１２が発電した電力は、対象送配電網Ｎ１に送出される。
タービン装置２１１は、例えば、ガスタービン、蒸気タービン等であって、燃料（蒸気）などの供給量に応じたトルクを発生させる。タービン装置２１１は、発電機２１２に連結された回転軸を通じて、当該発電機２１２を回転駆動させる。
発電機２１２は、タービン装置２１１から入力されるトルクにより回転子を回転させることで発電を行う。発電機２１２が発電した電力は、対象送配電網Ｎ１に送出される。
制御装置２１０は、タービン装置２１１及び発電機２１２の運転制御を行う。特に、制御装置２１０は、発電機２１２の回転速度（出力の周波数に対応）を常時モニタリングし、当該回転速度が一定となるように、タービン装置２１１への入力量（燃料供給量）を自動調整する（ガバナーフリー運転）。
より具体的には、制御装置２１０は、タービン装置２１１または発電機２１２の出力から回転速度の観測値を取得する。そして、当該観測値と所定の基準値との偏差を演算し、更に、当該偏差を小さくするために発電機が更に発生すべき出力（ＧＦ調整力）を演算する。制御装置２１０は、演算したＧＦ調整力を示すＧＦ調整力指令（弁開度指令）を燃料供給弁Ｖに出力する。
制御装置２１０による以上のような制御により、短周期（周期３〜５秒程度）の需要変動に対しては、電源２１のガバナーフリー運転により、逐次、調整力が提供される。
より具体的には、制御装置２１０は、タービン装置２１１または発電機２１２の出力から回転速度の観測値を取得する。そして、当該観測値と所定の基準値との偏差を演算し、更に、当該偏差を小さくするために発電機が更に発生すべき出力（ＧＦ調整力）を演算する。制御装置２１０は、演算したＧＦ調整力を示すＧＦ調整力指令（弁開度指令）を燃料供給弁Ｖに出力する。
制御装置２１０による以上のような制御により、短周期（周期３〜５秒程度）の需要変動に対しては、電源２１のガバナーフリー運転により、逐次、調整力が提供される。
制御装置２１０が行うガバナーフリー運転において、発電機２１２の回転速度の観測値と基準値との偏差（周波数偏差Δｆ）に応じて電源２１が追加的に発生させる出力（即ち、調整力ΔＰ）は、速度調停率δを用いて式（１）のように規定される。
式（１）において、『Δｆ』は、周波数偏差Δｆ［Ｈｚ］であり、周波数の基準値（例えば、５０Ｈｚ等）に対する、電源２１の出力の周波数の偏差である。また、『ｆｎ』は、対象送配電網Ｎ１の周波数の基準値［Ｈｚ］（例えば、５０Ｈｚ等）であり、『Ｐｎ』は、電源２１の定格出力［Ｗ］である。
このように、制御装置２１０が行うガバナーフリー運転制御において、周波数偏差Δｆに応じて発電機２１２が出力すべき調整力ΔＰは、速度調停率δを含む比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）に基づいて決定される。
このように、制御装置２１０が行うガバナーフリー運転制御において、周波数偏差Δｆに応じて発電機２１２が出力すべき調整力ΔＰは、速度調停率δを含む比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）に基づいて決定される。
一般送配電事業者Ｔが管理する調整力指令装置１０は、所定の通信網（インターネット回線等）を介して、制御装置２１０にＧＦ調整力増幅指令を送信する。本実施形態において、ＧＦ調整力増幅指令は、「調整力増幅係数」を示す信号である。「調整力増幅係数」については後述する。
（調整力指令装置のハードウェア構成）
図３は、第１の実施形態に係る調整力指令装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
図３に示すように、調整力指令装置１０は、ＣＰＵ１００と、メモリ１０１と、通信インタフェース１０２と、操作パネル１０３と、ストレージ１０４とを備えている。
ＣＰＵ１００は、調整力指令装置１０の動作全体の制御を司るプロセッサである。
メモリ１０１は、いわゆる主記憶装置であって、ＣＰＵ１００がプログラムに基づいて動作するための命令及びデータが展開される。
通信インタフェース１０２は、外部装置（特に、制御装置２１０）との間で情報をやり取りするためのインタフェース機器である。なお、本実施形態においては、通信インタフェース１０２によって実現される通信手段及び通信方式は、特に限定されない。例えば、通信インタフェース１０２は、有線通信を実現するための有線接続インタフェースであってもよいし、無線通信を実現するための無線通信モジュールであってもよい。
操作パネル１０３は、例えば、キーボードやタッチセンサ等の入力インタフェースである。
ストレージ１０４は、いわゆる補助記憶装置であって、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）等であってよい。
図３は、第１の実施形態に係る調整力指令装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
図３に示すように、調整力指令装置１０は、ＣＰＵ１００と、メモリ１０１と、通信インタフェース１０２と、操作パネル１０３と、ストレージ１０４とを備えている。
ＣＰＵ１００は、調整力指令装置１０の動作全体の制御を司るプロセッサである。
メモリ１０１は、いわゆる主記憶装置であって、ＣＰＵ１００がプログラムに基づいて動作するための命令及びデータが展開される。
通信インタフェース１０２は、外部装置（特に、制御装置２１０）との間で情報をやり取りするためのインタフェース機器である。なお、本実施形態においては、通信インタフェース１０２によって実現される通信手段及び通信方式は、特に限定されない。例えば、通信インタフェース１０２は、有線通信を実現するための有線接続インタフェースであってもよいし、無線通信を実現するための無線通信モジュールであってもよい。
操作パネル１０３は、例えば、キーボードやタッチセンサ等の入力インタフェースである。
ストレージ１０４は、いわゆる補助記憶装置であって、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）等であってよい。
（調整力指令装置の機能構成）
図４は、第１の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成を示すブロック図である。
図４に示すように、調整力指令装置１０のＣＰＵ１００は、プログラムに従って動作することで、操作受付処理部１０００及び送信処理部１００１としての機能を発揮する。
図４は、第１の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成を示すブロック図である。
図４に示すように、調整力指令装置１０のＣＰＵ１００は、プログラムに従って動作することで、操作受付処理部１０００及び送信処理部１００１としての機能を発揮する。
操作受付処理部１０００は、操作パネル１０３を通じて、オペレータの操作を受け付ける。例えば、操作受付処理部１０００は、オペレータから、ＬＦＣ、ＥＤＣによる調整力指令を出力する操作を受け付ける。また、操作受付処理部１０００は、オペレータから、ＧＦ調整力増幅指令を出力する操作を受け付ける。
送信処理部１００１は、通信インタフェース１０２を通じて、各種指令を電源２１の制御装置２１０に向けて送信する処理を行う。特に、本実施形態に係る送信処理部１００１は、調整力増幅係数を示すＧＦ調整力増幅指令を送信する。ここで、調整力増幅係数とは、発電機２１２の回転速度の観測値と基準値との偏差（周波数偏差Δｆ）に応じて出力すべき調整力ΔＰの比例定数（後述する第１比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ））を増加させる度合いを示す値である。
（制御装置のハードウェア構成）
図５は、第１の実施形態に係る制御装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
図５に示すように、制御装置２１０は、ＣＰＵ２１００と、メモリ２１０１と、通信インタフェース２１０２と、ストレージ２１０３とを備えている。
ＣＰＵ２１００は、制御装置２１０の動作全体の制御を司るプロセッサである。
メモリ２１０１は、いわゆる主記憶装置であって、ＣＰＵ２１００がプログラムに基づいて動作するための命令及びデータが展開される。
通信インタフェース２１０２は、外部装置（特に、調整力指令装置１０）との間で情報をやり取りするためのインタフェース機器である。
ストレージ２１０３は、いわゆる補助記憶装置であって、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）等であってよい。
図５は、第１の実施形態に係る制御装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
図５に示すように、制御装置２１０は、ＣＰＵ２１００と、メモリ２１０１と、通信インタフェース２１０２と、ストレージ２１０３とを備えている。
ＣＰＵ２１００は、制御装置２１０の動作全体の制御を司るプロセッサである。
メモリ２１０１は、いわゆる主記憶装置であって、ＣＰＵ２１００がプログラムに基づいて動作するための命令及びデータが展開される。
通信インタフェース２１０２は、外部装置（特に、調整力指令装置１０）との間で情報をやり取りするためのインタフェース機器である。
ストレージ２１０３は、いわゆる補助記憶装置であって、例えば、ＨＤＤ（Hard Disk Drive）、ＳＳＤ（Solid State Drive）等であってよい。
（制御装置の機能構成及び処理フロー）
図６は、第１の実施形態に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
図６に示すように、制御装置２１０のＣＰＵ２１００は、プログラムに従って動作することで、制御部２２０、調整力増幅部２３０、及び、加算処理部２４０としての機能を発揮する。
図６は、第１の実施形態に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
図６に示すように、制御装置２１０のＣＰＵ２１００は、プログラムに従って動作することで、制御部２２０、調整力増幅部２３０、及び、加算処理部２４０としての機能を発揮する。
制御部２２０は、ガバナーフリー運転を実現するための制御を行う。具体的には、特に、制御部２２０（後述する演算部２２２）は、発電機２１２の回転速度の観測値と基準値との偏差（周波数偏差Δｆ）に対し、予め規定された第１比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じてなる第１調整力指令値（ΔＰ）を演算する。
調整力増幅部２３０は、調整力指令装置１０からの指令に基づいて調整力増幅係数κを取得する。そして、調整力増幅部２３０は、周波数偏差Δｆに対し、調整力増幅係数κに応じた第２比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ・κ）を乗じてなる第２調整力指令値（κΔＰ）を演算する。
加算処理部２４０は、第１調整力指令値ΔＰに第２調整力指令値κΔＰを加算してなる増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰを演算する。
調整力増幅部２３０は、調整力指令装置１０からの指令に基づいて調整力増幅係数κを取得する。そして、調整力増幅部２３０は、周波数偏差Δｆに対し、調整力増幅係数κに応じた第２比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ・κ）を乗じてなる第２調整力指令値（κΔＰ）を演算する。
加算処理部２４０は、第１調整力指令値ΔＰに第２調整力指令値κΔＰを加算してなる増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰを演算する。
増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰは、制御装置２１０の最終的なＧＦ調整力指令（弁開度指令）として燃料供給弁Ｖ（図２）に出力される。即ち、本実施形態に係る制御装置２１０は、調整力指令装置１０から受信したＧＦ調整力増幅指令に基づいて、通常のＧＦ調整力指令ΔＰよりもκΔＰだけ増幅された調整力を出力するように制御する。
以下、図６を参照しながら、制御部２２０、調整力増幅部２３０、及び、加算処理部２４０の処理の流れについて詳細に説明する。制御装置２１０において、一般に、制御部２２０は独立した機能ブロックとして構成されている。
まず、制御部２２０の処理について詳しく説明する。
図６に示すように、制御部２２０の演算部２２１は、発電機２１２の回転速度の観測値（回転速度ｆ）と基準値ｆ０との偏差である周波数偏差Δｆ（＝ｆ０−ｆ）を演算する。
次に、制御部２２０の演算部２２２は、周波数偏差Δｆに、速度調停率δを含む第１比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じて第１調整力指令値ΔＰを演算する。この第１調整力指令値ΔＰは、式（１）に基づいて算出される値であって、通常のガバナーフリー運転において、周波数偏差Δｆに応じて出力されるＧＦ調整力指令である。
次に、演算部２２３は、演算部２２２によって算出された第１調整力指令値ΔＰに、予め規定されたガバナ設定値Ｐを加算する。
次に、ロードリミッタ２２４は、ガバナ設定値Ｐと第１調整力指令値ΔＰとの合計（Ｐ＋ΔＰ）が、予め規定されたロードリミット値Ｐｌｉｍを超過しているか否かを判定する。そして、ガバナ設定値Ｐと第１調整力指令値ΔＰとの合計（Ｐ＋ΔＰ）がロードリミット値Ｐｌｉｍを超過している場合には、ロードリミッタ２２４は、ロードリミット値Ｐｌｉｍを超過しない範囲で第１調整力指令値ΔＰに制限をかける。
図６に示すように、制御部２２０の演算部２２１は、発電機２１２の回転速度の観測値（回転速度ｆ）と基準値ｆ０との偏差である周波数偏差Δｆ（＝ｆ０−ｆ）を演算する。
次に、制御部２２０の演算部２２２は、周波数偏差Δｆに、速度調停率δを含む第１比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じて第１調整力指令値ΔＰを演算する。この第１調整力指令値ΔＰは、式（１）に基づいて算出される値であって、通常のガバナーフリー運転において、周波数偏差Δｆに応じて出力されるＧＦ調整力指令である。
次に、演算部２２３は、演算部２２２によって算出された第１調整力指令値ΔＰに、予め規定されたガバナ設定値Ｐを加算する。
次に、ロードリミッタ２２４は、ガバナ設定値Ｐと第１調整力指令値ΔＰとの合計（Ｐ＋ΔＰ）が、予め規定されたロードリミット値Ｐｌｉｍを超過しているか否かを判定する。そして、ガバナ設定値Ｐと第１調整力指令値ΔＰとの合計（Ｐ＋ΔＰ）がロードリミット値Ｐｌｉｍを超過している場合には、ロードリミッタ２２４は、ロードリミット値Ｐｌｉｍを超過しない範囲で第１調整力指令値ΔＰに制限をかける。
ここで、ロードリミッタ２２４の機能について簡単に説明する。
例えば、制御装置２１０に対する事前の設定処理において、ガバナ設定値Ｐが１００％に設定され、ロードリミット値Ｐｌｉｍが１１０％に設定されていたとする。この場合、制御部２２０が出力する第１調整力指令値ΔＰは、ロードリミッタ２２４の機能により、最大１０％に制限される。
また、例えば、１００％のガバナ設定値Ｐに対し、ロードリミット値Ｐｌｉｍも１００％（或いは１００％未満の値）に設定されていたとする。この場合、制御部２２０が出力する第１調整力指令値ΔＰは常に０％となる。このような設定は、制御装置２１０によるガバナーフリー運転を“ＯＦＦ”したことと同義となる。
例えば、制御装置２１０に対する事前の設定処理において、ガバナ設定値Ｐが１００％に設定され、ロードリミット値Ｐｌｉｍが１１０％に設定されていたとする。この場合、制御部２２０が出力する第１調整力指令値ΔＰは、ロードリミッタ２２４の機能により、最大１０％に制限される。
また、例えば、１００％のガバナ設定値Ｐに対し、ロードリミット値Ｐｌｉｍも１００％（或いは１００％未満の値）に設定されていたとする。この場合、制御部２２０が出力する第１調整力指令値ΔＰは常に０％となる。このような設定は、制御装置２１０によるガバナーフリー運転を“ＯＦＦ”したことと同義となる。
次に、調整力増幅部２３０の処理について詳しく説明する。
図６に示すように、調整力増幅部２３０の演算部２３１は、周波数偏差Δｆに、第１比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じて第１調整力指令値ΔＰを演算する。
次に、調整力増幅部２３０の乗算処理部２３２は、調整力指令装置１０から調整力増幅係数κを受信するとともに、演算部２３１が算出した第１調整力指令値ΔＰに調整力増幅係数κを乗算して、第２調整力指令値κΔＰを演算する。
演算部２３１及び乗算処理部２３２による上記処理を換言すると、調整力増幅部２３０は、調整力指令装置１０からの指令に基づいて調整力増幅係数κを取得するとともに、周波数偏差Δｆに対し、調整力増幅係数κに応じた第２比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ・κ）を乗じてなる第２調整力指令値κΔＰを演算する。
図６に示すように、調整力増幅部２３０の演算部２３１は、周波数偏差Δｆに、第１比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じて第１調整力指令値ΔＰを演算する。
次に、調整力増幅部２３０の乗算処理部２３２は、調整力指令装置１０から調整力増幅係数κを受信するとともに、演算部２３１が算出した第１調整力指令値ΔＰに調整力増幅係数κを乗算して、第２調整力指令値κΔＰを演算する。
演算部２３１及び乗算処理部２３２による上記処理を換言すると、調整力増幅部２３０は、調整力指令装置１０からの指令に基づいて調整力増幅係数κを取得するとともに、周波数偏差Δｆに対し、調整力増幅係数κに応じた第２比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ・κ）を乗じてなる第２調整力指令値κΔＰを演算する。
次に、加算処理部２４０の処理について詳しく説明する。
加算処理部２４０は、第１調整力指令値ΔＰに第２調整力指令値κΔＰを加算してなる増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰを演算する。加算処理部２４０は、算出した増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰを、最終的なＧＦ調整力指令として燃料供給弁Ｖ（図２）に出力する。前述したように、一般に、制御部２２０は独立した機能ブロックとして構成されている。したがって、制御部２２０の内部を変更することは一般には歓迎されないが、変更が許される場合には、加算処理部２４０の機能を演算部２２３に代用させることも可能である。
加算処理部２４０は、第１調整力指令値ΔＰに第２調整力指令値κΔＰを加算してなる増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰを演算する。加算処理部２４０は、算出した増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰを、最終的なＧＦ調整力指令として燃料供給弁Ｖ（図２）に出力する。前述したように、一般に、制御部２２０は独立した機能ブロックとして構成されている。したがって、制御部２２０の内部を変更することは一般には歓迎されないが、変更が許される場合には、加算処理部２４０の機能を演算部２２３に代用させることも可能である。
ＣＰＵ２１００の上記処理を換言すると、要するに、ＣＰＵ２１００は、周波数偏差Δｆに応じて発電機２１２が出力すべき調整力ΔＰを決定する第１比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ））を、ＧＦ調整力増幅指令に基づく第２比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ・κ）分だけ増加させた上でガバナーフリー運転を行う。
なお、図６において図示を省略しているが、制御装置２１０のＣＰＵ２１００は、調整力指令装置１０から、ＧＦ調整力増幅指令（調整力増幅係数κ）の他に、ＬＦＣによる調整力指令、及び、ＥＤＣによる調整力指令も適宜受信している。ＣＰＵ２１００は、実際には、ＧＦ調整力増幅指令（調整力増幅係数κ）に基づくＧＦ調整力指令だけでなく、これらＬＦＣ、ＥＤＣによる調整力指令を加味した上で、タービン装置２１１及び発電機２１２を制御する。
（作用、効果）
以上のように、第１の実施形態に係るタービン装置２１１及び発電機２１２の制御装置２１０は、調整力指令装置１０からの指令に応じて、通常のガバナーフリー運転によって出力される調整力指令値（第１調整力指令値ΔＰ）よりも大きい増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰを出力する。なお、調整力増幅計数κは負の値も許容する。このため、増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰが調整力指令値（第１調整力指令値ΔＰ）より小さくなることもある。
また、調整力指令装置１０は、管理対象とする送配電網（対象送配電網Ｎ１）に接続された発電機２１２の制御装置２１０に対し、発電機２１２の回転速度の観測値と基準値との偏差（周波数偏差Δｆ）に応じて出力すべき調整力の比例定数を増加させるためのＧＦ調整力増幅指令を送信する。
これにより、短周期的な需要変動に対する調整力が不足していると判断される場合には、一般送配電事業者Ｔのオペレータは、各発電事業者Ｇに対し、ＧＦ調整力増幅指令（調整力増幅係数κ）を送信することで、ＧＦ調整力を柔軟に調達することができる。
以上のように、第１の実施形態に係るタービン装置２１１及び発電機２１２の制御装置２１０は、調整力指令装置１０からの指令に応じて、通常のガバナーフリー運転によって出力される調整力指令値（第１調整力指令値ΔＰ）よりも大きい増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰを出力する。なお、調整力増幅計数κは負の値も許容する。このため、増幅後調整力指令値（１＋κ）ΔＰが調整力指令値（第１調整力指令値ΔＰ）より小さくなることもある。
また、調整力指令装置１０は、管理対象とする送配電網（対象送配電網Ｎ１）に接続された発電機２１２の制御装置２１０に対し、発電機２１２の回転速度の観測値と基準値との偏差（周波数偏差Δｆ）に応じて出力すべき調整力の比例定数を増加させるためのＧＦ調整力増幅指令を送信する。
これにより、短周期的な需要変動に対する調整力が不足していると判断される場合には、一般送配電事業者Ｔのオペレータは、各発電事業者Ｇに対し、ＧＦ調整力増幅指令（調整力増幅係数κ）を送信することで、ＧＦ調整力を柔軟に調達することができる。
（第１の実施形態の変形例）
図７は、第１の実施形態の変形例に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図７を参照しながら、第１の実施形態の変形例について説明する。
図７は、第１の実施形態の変形例に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図７を参照しながら、第１の実施形態の変形例について説明する。
第１の実施形態の変形例に係る調整力増幅部２３０は、第１の実施形態に加え、更に、上限設定部２３３を備えている。
上限設定部２３３は、調整力指令装置１０から受信した調整力増幅係数κに対し、予め規定した上限値を適用して出力する。これにより、調整力指令装置１０から著しく高い調整力増幅係数κが送信された場合であっても、電源２１（タービン装置２１１、発電機２１２）としての限界を超えない範囲で調整力を増幅させることができる。
上限設定部２３３は、調整力指令装置１０から受信した調整力増幅係数κに対し、予め規定した上限値を適用して出力する。これにより、調整力指令装置１０から著しく高い調整力増幅係数κが送信された場合であっても、電源２１（タービン装置２１１、発電機２１２）としての限界を超えない範囲で調整力を増幅させることができる。
また、本実施形態に係る上限設定部２３３は、遮断器Ｂからの遮断検知信号を入力する。ここで、遮断器Ｂは、発電機２１２と対象送配電網Ｎ１との間の電気的接続を遮断して、発電機２１２を解列する装置である。
上限設定部２３３は、遮断器Ｂから遮断検知信号を受け付けた場合には、直ちに、上限設定値をゼロとする。即ち、上限設定部２３３は、調整力指令装置１０から受信した調整力増幅係数κにかかわらず、常に、ゼロを出力する。
上限設定部２３３は、遮断器Ｂから遮断検知信号を受け付けた場合には、直ちに、上限設定値をゼロとする。即ち、上限設定部２３３は、調整力指令装置１０から受信した調整力増幅係数κにかかわらず、常に、ゼロを出力する。
通常のガバナーフリー運転制御に適用される速度調停率δは、発電機２１２が無負荷の状態（解列している状態）においても、ガバナーフリー運転制御のハンチング（振動）を起こさない値に設定されている。しかし、発電機２１２が解列された（無負荷の状態となった）場合に、調整力増幅部２３０の機能により速度調停率δに基づく比例定数（第１比例定数）よりも大きい比例定数（第２比例定数が加算された比例定数）でガバナーフリー運転を行うと、負荷に対する比例定数（比例ゲイン）の値が大きくなりすぎてハンチングを起こすことが懸念される。
そこで、本変形例に係る調整力増幅部２３０は、上述のような上限設定部２３３の機能に基づき、発電機２１２の解列が検知された場合には、直ちに調整力増幅係数κをゼロとしてその機能を無効化する。これにより、解列が行われた場合に、ガバナーフリー運転制御によるハンチングを起こさないようにすることができる。
そこで、本変形例に係る調整力増幅部２３０は、上述のような上限設定部２３３の機能に基づき、発電機２１２の解列が検知された場合には、直ちに調整力増幅係数κをゼロとしてその機能を無効化する。これにより、解列が行われた場合に、ガバナーフリー運転制御によるハンチングを起こさないようにすることができる。
なお、本変形例では、調整力増幅部２３０は、発電機２１２が解列された場合に、調整力増幅係数κをゼロとする例で説明したが、他の実施形態においてはこの態様に限定されない。即ち、他の実施形態に係る調整力増幅部２３０は、発電機２１２の解列が検知された場合に、当該発電機２１２のハンチングを起こさない効果が得られる範囲で、調整力増幅係数κを低減させる態様であってもよい。
＜第２の実施形態＞
次に、第２の実施形態に係る電力需給システムについて、図８、図９を参照しながら説明する。
次に、第２の実施形態に係る電力需給システムについて、図８、図９を参照しながら説明する。
（電力需給システムの構成の詳細）
図８は、第２の実施形態に係る電力需給システムの構成を詳細に示す図である。
図８に示すように、第２の実施形態に係る調整力指令装置１０は、制御装置２１０に対するＧＦ調整力増幅指令として、「調整力増幅係数増減値」を出力する。「調整力増幅係数増減値」とは、各発電事業者Ｇに適用される調整力増幅係数κの増減の度合いを示す値である。
図８は、第２の実施形態に係る電力需給システムの構成を詳細に示す図である。
図８に示すように、第２の実施形態に係る調整力指令装置１０は、制御装置２１０に対するＧＦ調整力増幅指令として、「調整力増幅係数増減値」を出力する。「調整力増幅係数増減値」とは、各発電事業者Ｇに適用される調整力増幅係数κの増減の度合いを示す値である。
（制御装置の機能構成及び処理フロー）
図９は、第２の実施形態に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
図９に示すように、第２の実施形態に係る調整力増幅部２３０は、更に、積分処理部２３４を備えている。
積分処理部２３４は、調整力指令装置１０からのＧＦ調整力増幅指令として、調整力増幅係数κを増減させるための調整力増幅係数増減値κ・を受信する。そして、積分処理部２３４は、受信した調整力増幅係数増減値κ・を時間積分して調整力増幅係数κを演算する。積分処理部２３４は、時間積分により算出した調整力増幅係数κを乗算処理部２３２に出力する。
図９は、第２の実施形態に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
図９に示すように、第２の実施形態に係る調整力増幅部２３０は、更に、積分処理部２３４を備えている。
積分処理部２３４は、調整力指令装置１０からのＧＦ調整力増幅指令として、調整力増幅係数κを増減させるための調整力増幅係数増減値κ・を受信する。そして、積分処理部２３４は、受信した調整力増幅係数増減値κ・を時間積分して調整力増幅係数κを演算する。積分処理部２３４は、時間積分により算出した調整力増幅係数κを乗算処理部２３２に出力する。
（作用、効果）
第２の実施形態に係る上記構成によれば、一般送配電事業者Ｔは、発電事業者Ｇに対し、調整力増幅係数κそのものを指令するのではなく、単に、調整力増幅係数κの増減のみを指令する。これにより、一般送配電事業者Ｔのオペレータは、短期的な需要変動に対するＧＦ調整力の過不足の判断結果に応じて、調整力増幅係数κの増減のみを指令すればよく、電力需給バランスの調整を簡素化できる。
第２の実施形態に係る上記構成によれば、一般送配電事業者Ｔは、発電事業者Ｇに対し、調整力増幅係数κそのものを指令するのではなく、単に、調整力増幅係数κの増減のみを指令する。これにより、一般送配電事業者Ｔのオペレータは、短期的な需要変動に対するＧＦ調整力の過不足の判断結果に応じて、調整力増幅係数κの増減のみを指令すればよく、電力需給バランスの調整を簡素化できる。
＜第３の実施形態＞
次に、第３の実施形態に係る電力需給システムについて、図１０を参照しながら説明する。
次に、第３の実施形態に係る電力需給システムについて、図１０を参照しながら説明する。
（制御装置の機能構成及び処理フロー）
図１０は、第３の実施形態に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
図１０に示すように、第３の実施形態に係る調整力増幅部２３０は、第２の実施形態の構成に加え、更に、低域遮断フィルタ２３５を備えている。
低域遮断フィルタ２３５は、演算部２３１と乗算処理部２３２との間に設けられ、第１調整力指令値ΔＰ（即ち、周波数偏差Δｆ）の低周波帯域を遮断する。低域遮断フィルタ２３５の時定数τは、遮断したい周波数帯域に応じて適宜設定される。
図１０は、第３の実施形態に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
図１０に示すように、第３の実施形態に係る調整力増幅部２３０は、第２の実施形態の構成に加え、更に、低域遮断フィルタ２３５を備えている。
低域遮断フィルタ２３５は、演算部２３１と乗算処理部２３２との間に設けられ、第１調整力指令値ΔＰ（即ち、周波数偏差Δｆ）の低周波帯域を遮断する。低域遮断フィルタ２３５の時定数τは、遮断したい周波数帯域に応じて適宜設定される。
（作用、効果）
ガバナーフリー運転による調整力の提供は、あくまで、短周期で発生する需要変動に対応するものであり、周波数偏差Δｆが持続的に発生する状況には、ＬＦＣ及びＥＤＣで対処すべきである。上記のような低域遮断フィルタ２３５を設けることで、ＧＦ調整力増幅指令が適用されたガバナーフリー運転によって提供される調整力を、短周期で発生する需要変動のみに対応させることができる。
ガバナーフリー運転による調整力の提供は、あくまで、短周期で発生する需要変動に対応するものであり、周波数偏差Δｆが持続的に発生する状況には、ＬＦＣ及びＥＤＣで対処すべきである。上記のような低域遮断フィルタ２３５を設けることで、ＧＦ調整力増幅指令が適用されたガバナーフリー運転によって提供される調整力を、短周期で発生する需要変動のみに対応させることができる。
（第３の実施形態の変形例）
図１１は、第３の実施形態の変形例に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図１１を参照しながら、第３の実施形態の変形例について説明する。
図１１は、第３の実施形態の変形例に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図１１を参照しながら、第３の実施形態の変形例について説明する。
第３の実施形態の変形例に係る調整力増幅部２３０は、第３の実施形態（図１０）と同様に、低域遮断フィルタ２３５を備えている。ただし、第３の実施形態と異なり、調整力増幅部２３０は、発電機の回転速度の観測値（回転速度ｆ）を直接入力する。
また、第３の実施形態の変形例に係る演算部２３１は、第３の実施形態と異なり、負の第１比例定数（−１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）を乗算する。
また、第３の実施形態の変形例に係る演算部２３１は、第３の実施形態と異なり、負の第１比例定数（−１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）を乗算する。
発電機の回転速度の観測値（回転速度ｆ）を演算部２３１に直接入力したとしても、固定値である基準値ｆ０に基づく成分は、低域遮断フィルタ２３５によって遮断される。結果として、低域遮断フィルタ２３５から出力される値は、第３の実施形態と同様に、低周波数帯域成分が遮断された後の第１調整力指令値ΔＰとなる。
このようにすることで、第３の実施形態と比較して全体の構成を簡素化することができる。
このようにすることで、第３の実施形態と比較して全体の構成を簡素化することができる。
＜第４の実施形態＞
次に、第４の実施形態に係る電力需給システムについて、図１２〜図１４を参照しながら説明する。
次に、第４の実施形態に係る電力需給システムについて、図１２〜図１４を参照しながら説明する。
（電力需給システムの全体構成）
図１２は、第４の実施形態に係る電力需給システムの全体構成を示す図である。
図１２には、対象送配電網Ｎ１の他に、他の一般送配電事業者が管理対象とする対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３を示している。図１２に示すように、対象送配電網Ｎ１は、対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３と、一箇所又は複数の接続点において電気的に接続され、大規模な送配電系統を構築する。
図１２は、第４の実施形態に係る電力需給システムの全体構成を示す図である。
図１２には、対象送配電網Ｎ１の他に、他の一般送配電事業者が管理対象とする対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３を示している。図１２に示すように、対象送配電網Ｎ１は、対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３と、一箇所又は複数の接続点において電気的に接続され、大規模な送配電系統を構築する。
本実施形態に係る電力需給システム１では、対象送配電網Ｎ１と対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３とを接続する各接続点に計測器５０が設置される。各計測器５０は、各接続点において授受される有効電力（潮流）と、当該接続点における周波数とを計測可能とする。計測器５０は、対象送配電網Ｎ１から対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３に流出する有効電力を“正”として計測するものとする。
なお、本実施形態に係る計測器５０は、よく知られている周波数計測機能付きの電力計などであってよい。
なお、本実施形態に係る計測器５０は、よく知られている周波数計測機能付きの電力計などであってよい。
本実施形態に係る調整力指令装置１０は、各計測器５０から有効電力とその周波数の計測結果（有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・）を受信する。そして、調整力指令装置１０は、対象送配電網Ｎ１に接続された各発電事業者Ｇに向けて、計測器５０の計測結果に応じた適切な調整力増幅係数増減値（ＧＦ調整力増幅指令）を送信する。
（調整力指令装置の機能構成）
図１３は、第４の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成を示すブロック図である。
第４の実施形態に係る調整力指令装置のハードウェア構成は、第１の実施形態（図３）と同様であるため図示を省略する。
図１３は、第４の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成を示すブロック図である。
第４の実施形態に係る調整力指令装置のハードウェア構成は、第１の実施形態（図３）と同様であるため図示を省略する。
図１３に示すように、調整力指令装置１０のＣＰＵ１００は、プログラムに従って動作することで、操作受付処理部１０００、送信処理部１００１、計測値取得部１００２及び調整力係数演算部１００３としての機能を発揮する。
操作受付処理部１０００は、第１の実施形態と同様の機能を有する。
計測値取得部１００２は、各計測器５０（図１２）から有効電力とその周波数の計測結果（有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・）を受信する。
調整力係数演算部１００３は、計測値取得部１００２によって取得された有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・とに基づいて調整力係数ｋｐを算出する。調整力係数ｋｐは、対象送配電網Ｎ１と対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３の接続点で授受される有効電力の変動の、周波数の変動への影響（寄与）の度合いを示す値である。
また、本実施形態に係る送信処理部１００１は、調整力係数演算部１００３が算出した調整力係数ｋｐと当該調整力係数の目標値ｋｐＲとの偏差に応じたＧＦ調整力増幅指令を、各発電事業者Ｇに送信する。
（調整力指令装置の機能構成及び処理フロー）
図１４は、第４の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図１４を参照しながら、ＣＰＵ１００が実行する処理の流れについて説明する。
図１４は、第４の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図１４を参照しながら、ＣＰＵ１００が実行する処理の流れについて説明する。
まず、ＣＰＵ１００の調整力係数演算部１００３は、計測器５０及び計測値取得部１００２（図１３）を通じて、各接続点における有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・とを取得する。そして、調整力係数演算部１００３は、式（２）を演算する。
式（２）において、『ΔＰｉ（ｔ）』（ｉ＝１、２、・・）は、有効電力の変動の計測値（以下、「有効電力変動計測値」とも記載する。）であり、『Δｆｉ（ｔ）』は、周波数の変動の計測値（以下、「周波数変動計測値」とも記載する。）である。有効電力変動計測値ΔＰｉ（ｔ）、及び、周波数変動計測値Δｆｉ（ｔ）は、それぞれ、有効電力計測値Ｐｉ（ｔ）、周波数計測値ｆｉ（ｔ）を用いて、式（３）、式（４）によって求められる。
式（３）において、『Ｅ［Ｐｉ］』は、現時刻から所定時間（例えば、３０分）内の過去の各時刻に取得された有効電力計測値Ｐｉ（ｔ）の平均値である。即ち、調整力係数演算部１００３は、所定時間内に取得された有効電力計測値Ｐｉ（ｔ）の平均値Ｅ［Ｐｉ］と、新たに取得された有効電力計測値Ｐｉ（ｔ）との偏差を、有効電力変動計測値ΔＰｉ（ｔ）として取得する。
また、式（４）において、『Ｅ［ｆｉ］』は、現時刻から所定時間（例えば、３０分）内の過去の各時刻に取得された周波数計測値ｆｉ（ｔ）の平均値である。即ち、調整力係数演算部１００３は、所定時間内に取得された周波数計測値ｆｉ（ｔ）の平均値Ｅ［ｆｉ］と、新たに取得された周波数計測値ｆｉ（ｔ）との偏差を、周波数変動計測値Δｆｉ（ｔ）として取得する。
また、式（４）において、『Ｅ［ｆｉ］』は、現時刻から所定時間（例えば、３０分）内の過去の各時刻に取得された周波数計測値ｆｉ（ｔ）の平均値である。即ち、調整力係数演算部１００３は、所定時間内に取得された周波数計測値ｆｉ（ｔ）の平均値Ｅ［ｆｉ］と、新たに取得された周波数計測値ｆｉ（ｔ）との偏差を、周波数変動計測値Δｆｉ（ｔ）として取得する。
式（２）から導かれる調整力係数ｋｐ［Ｗ／Ｈｚ］は、対象送配電網Ｎ１と対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３との各接続点において計測された有効電力の変動が、どの程度、当該各接続点における周波数の変動に影響（寄与）しているかを示す量の平均値である。即ち、調整力係数ｋｐが高い場合には、周波数の変動に対応して発生させている有効電力の変動（即ち、調整力）が大きいということであり、つまり、対象送配電網Ｎ１において十分な調整力が提供されていると判断される。逆に、調整力係数ｋｐが小さい場合には、周波数の変動に対応して発生させている有効電力の変動が小さいということであり、つまり、対象送配電網Ｎ１において十分な調整力が提供されていないと判断される。
次に、送信処理部１００１の演算部１１１は、予め規定された調整力係数目標値ＫｐＲと調整力係数Ｋｐとの偏差Δｋを演算する。
次に、送信処理部１００１の演算部１１２は、偏差Δｋに所定の比例定数ｋκを乗ずることで、調整力増幅係数増減値κ・を演算する。
送信処理部１００１は、このようにして算出された調整力増幅係数増減値κ・を、各発電事業者Ｇに送信する。
次に、送信処理部１００１の演算部１１２は、偏差Δｋに所定の比例定数ｋκを乗ずることで、調整力増幅係数増減値κ・を演算する。
送信処理部１００１は、このようにして算出された調整力増幅係数増減値κ・を、各発電事業者Ｇに送信する。
（作用、効果）
以上のように、第４の実施形態に係る調整力指令装置１０は、各発電事業者Ｇに対し、調整力係数ｋｐと当該調整力係数目標値ｋｐＲとの偏差に応じた、ガバナーフリー運転に用いる比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）の増加の度合いを示すＧＦ調整力増幅指令を送信する。
このようにすることで、計測器５０を通じて計測された調整力係数ｋｐが予め規定された調整力係数目標値ｋｐＲに一致するように、各発電事業者Ｇにおいて適用される調整力増幅係数κが自動設定される。
以上のように、第４の実施形態に係る調整力指令装置１０は、各発電事業者Ｇに対し、調整力係数ｋｐと当該調整力係数目標値ｋｐＲとの偏差に応じた、ガバナーフリー運転に用いる比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）の増加の度合いを示すＧＦ調整力増幅指令を送信する。
このようにすることで、計測器５０を通じて計測された調整力係数ｋｐが予め規定された調整力係数目標値ｋｐＲに一致するように、各発電事業者Ｇにおいて適用される調整力増幅係数κが自動設定される。
＜第５の実施形態＞
次に、第５の実施形態に係る電力需給システムについて、図１５〜図１６を参照しながら説明する。
次に、第５の実施形態に係る電力需給システムについて、図１５〜図１６を参照しながら説明する。
（電力需給システムの全体構成）
図１５は、第５の実施形態に係る電力需給システムの全体構成を示す図である。
図１５には、対象送配電網Ｎ１の他に、他の一般送配電事業者が管理対象とする対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３を示している。図１５に示すように、対象送配電網Ｎ１は、対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３と、一箇所又は複数の接続点において電気的に接続される。
図１５は、第５の実施形態に係る電力需給システムの全体構成を示す図である。
図１５には、対象送配電網Ｎ１の他に、他の一般送配電事業者が管理対象とする対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３を示している。図１５に示すように、対象送配電網Ｎ１は、対象外送配電網Ｎ２、Ｎ３と、一箇所又は複数の接続点において電気的に接続される。
本実施形態に係る対象送配電網Ｎ１は、各接続点を基点とする所定の領域である地域Ａ１、Ａ２、・・が規定されている。例えば、図１５に示す例では、対象送配電網Ｎ１の範囲内に、当該対象送配電網Ｎ１と対象外送配電網Ｎ２との接続点（計測器５０１が設置された接続点）を基点とする地域Ａ１が規定されている。この地域Ａ１には発電事業者Ｇ１が属している。また、図１５に示す例では、対象送配電網Ｎ１の範囲内に、当該対象送配電網Ｎ１と対象外送配電網Ｎ３との接続点（計測器５０２が設置された接続点）を基点とする地域Ａ２が規定されている。この地域Ａ２には発電事業者Ｇ２が属している。
本実施形態に係る調整力指令装置１０は、各計測器５０から有効電力とその周波数の計測結果（有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・）を受信する。そして、調整力指令装置１０は、地域Ａ１に属する計測器５０１から受信した有効電力計測値Ｐ１及び周波数計測値ｆ１に基づいて、当該地域Ａ１に属する発電事業者Ｇ１に向けて、適切な調整力増幅係数κ１（ＧＦ調整力増幅指令）を送信する。更に、調整力指令装置１０は、地域Ａ２に属する計測器５０２から受信した有効電力計測値Ｐ２及び周波数計測値ｆ２に基づいて、当該地域Ａ２に属する発電事業者Ｇ２に向けて、適切な調整力増幅係数κ２（ＧＦ調整力増幅指令）を送信する。
（調整力指令装置の機能構成及び処理フロー）
図１６は、第５の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図１６を参照しながら、ＣＰＵ１００が実行する処理の流れについて説明する。
図１６は、第５の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図１６を参照しながら、ＣＰＵ１００が実行する処理の流れについて説明する。
まず、ＣＰＵ１００の調整力係数演算部１００３は、計測器５０及び計測値取得部１００２（図１３）を通じて、各接続点における有効電力計測値Ｐ１、Ｐ２、・・と、周波数計測値ｆ１、ｆ２、・・とを取得する。
次に、調整力係数演算部１００３は、地域Ａ１に属する計測器５０１から取得した有効電力計測値Ｐ１及び周波数計測値ｆ１を用いて式（５）を演算し、調整力係数ｋｐ１を取得する。
同様に、調整力係数演算部１００３は、地域Ａ２に属する計測器５０２から取得した有効電力計測値Ｐ２及び周波数計測値ｆ２を用いて式（５）と同様の演算を行い、調整力係数ｋｐ２を取得する。
次に、送信処理部１００１の演算部１１１は、予め規定された調整力係数目標値ＫｐＲ１と調整力係数Ｋｐ１との偏差Δｋ１を演算する。また、演算部１１１は、予め規定された調整力係数目標値ＫｐＲ２と調整力係数Ｋｐ２との偏差Δｋ２を演算する。
次に、送信処理部１００１の平均値演算部１１３は、偏差Δｋ１と偏差Δｋ２との平均値Δｋを演算する。
送信処理部１００１の演算部１１２は、偏差Δｋ１と偏差Δｋ２との平均値Δｋに所定の比例定数ｋκを乗ずることで、調整力増幅係数増減値κ・を演算する。
送信処理部１００１の積分処理部１１５は、調整力増幅係数増減値κ・を時間積分して調整力増幅係数κを演算する。
次に、送信処理部１００１の平均値演算部１１３は、偏差Δｋ１と偏差Δｋ２との平均値Δｋを演算する。
送信処理部１００１の演算部１１２は、偏差Δｋ１と偏差Δｋ２との平均値Δｋに所定の比例定数ｋκを乗ずることで、調整力増幅係数増減値κ・を演算する。
送信処理部１００１の積分処理部１１５は、調整力増幅係数増減値κ・を時間積分して調整力増幅係数κを演算する。
また、送信処理部１００１の演算部１１４は、偏差Δｋ１に対し所定の比例定数ｋ１を乗じて、地域Ａ１に関する加算的調整力増幅係数Δκ１を演算する。また、演算部１１４は、偏差Δｋ２に対し所定の比例定数ｋ２を乗じて、地域Ａ２に関する加算的調整力増幅係数Δκ２を演算する。
次に、演算部１１６は、平均値Δｋに基づいて算出された調整力増幅係数κに対し、地域Ａ１に関する加算的調整力増幅係数Δκ１を加算し、地域Ａ１に関する調整力増幅係数κ１を算出する。送信処理部１００１は、このようにして算出された調整力増幅係数κ１を、地域Ａ１に属する発電事業者Ｇ１に向けて送信する。
また、演算部１１６は、平均値Δｋに基づいて算出された調整力増幅係数κに対し、地域Ａ２に関する加算的調整力増幅係数Δκ２を加算し、地域Ａ２に関する調整力増幅係数κ２を算出する。送信処理部１００１は、このようにして算出された調整力増幅係数κ２を、地域Ａ２に属する発電事業者Ｇ２に向けて送信する。
また、演算部１１６は、平均値Δｋに基づいて算出された調整力増幅係数κに対し、地域Ａ２に関する加算的調整力増幅係数Δκ２を加算し、地域Ａ２に関する調整力増幅係数κ２を算出する。送信処理部１００１は、このようにして算出された調整力増幅係数κ２を、地域Ａ２に属する発電事業者Ｇ２に向けて送信する。
（作用、効果）
以上のとおり、第５の実施形態に係る調整力指令装置１０は、対象送配電網Ｎ１の一部の地域（例えば、地域Ａ１）に関する調整力係数と当該一部の地域に関する調整力係数目標値との偏差に応じたＧＦ調整力増幅指令を、当該一部の地域に属する発電機２１２の制御装置２１０に送信する。
上記のような構成によれば、以下のような作用及び効果を奏する。
即ち、対象送配電網Ｎ１と対象外送配電網Ｎ２との接続点（計測器５０１）における調整力係数ｋｐ１と、対象送配電網Ｎ１と対象外送配電網Ｎ３との接続点（計測器５０２）における調整力係数ｋｐ２とは、値が異なることが一般的である。
上記のような構成を有する調整力指令装置１０は、各接続点で計測される周波数ｆと有効電力Ｐとに基づいて、当該接続点ごとの調整力係数ｋｐ１、ｋｐ２を算出する。そして、調整力指令装置１０は、接続点ごとに設定された調整力係数の目標値ｋｐＲ１、ｋｐＲ２と当該接続点ごとの調整力係数ｋｐ１、ｋｐ２との偏差に基づいて、接続点ごとに定められた各地域に属する発電所群のそれぞれに、異なる調整力増幅係数κ１、κ２を指令する。したがって、調整力指令装置１０は、各接続点を基点とする地域別に、最適なＧＦ調整力増幅指令（調整力増幅係数κ）をきめ細やかに指令することができる。
以上のとおり、第５の実施形態に係る調整力指令装置１０は、対象送配電網Ｎ１の一部の地域（例えば、地域Ａ１）に関する調整力係数と当該一部の地域に関する調整力係数目標値との偏差に応じたＧＦ調整力増幅指令を、当該一部の地域に属する発電機２１２の制御装置２１０に送信する。
上記のような構成によれば、以下のような作用及び効果を奏する。
即ち、対象送配電網Ｎ１と対象外送配電網Ｎ２との接続点（計測器５０１）における調整力係数ｋｐ１と、対象送配電網Ｎ１と対象外送配電網Ｎ３との接続点（計測器５０２）における調整力係数ｋｐ２とは、値が異なることが一般的である。
上記のような構成を有する調整力指令装置１０は、各接続点で計測される周波数ｆと有効電力Ｐとに基づいて、当該接続点ごとの調整力係数ｋｐ１、ｋｐ２を算出する。そして、調整力指令装置１０は、接続点ごとに設定された調整力係数の目標値ｋｐＲ１、ｋｐＲ２と当該接続点ごとの調整力係数ｋｐ１、ｋｐ２との偏差に基づいて、接続点ごとに定められた各地域に属する発電所群のそれぞれに、異なる調整力増幅係数κ１、κ２を指令する。したがって、調整力指令装置１０は、各接続点を基点とする地域別に、最適なＧＦ調整力増幅指令（調整力増幅係数κ）をきめ細やかに指令することができる。
なお、本実施形態においては、各接続点について、その近傍の所定の範囲（地域Ａ１、Ａ２）を定めるが、これは地図上の距離の近さの観点ではなく、接続点とのインピーダンスの小ささの観点で選択するのが好ましい。
＜第６の実施形態＞
次に、第６の実施形態に係る電力需給システムについて、図１７〜図１９を参照しながら説明する。
次に、第６の実施形態に係る電力需給システムについて、図１７〜図１９を参照しながら説明する。
（電力需給システムの構成の詳細）
図１７は、第６の実施形態に係る電力需給システムの構成を詳細に示す図である。
上述の第１又は第２の実施形態に係る電力需給システム１において、調整力指令装置１０は、例えば短周期的な需要変動に対するＧＦ調整力が不足していると判断される場合には、ＧＦ調整力増幅指令として「調整力増幅係数」又は「調整力増幅係数増減値」を各発電事業者Ｇに出力することにより、各発電事業者ＧのＧＦ調整力を増幅することができる。すなわち、第１又は第２の実施形態に係る電力需給システム１は、一般送配電事業者Ｔが必要に応じて直接的に各発電事業者ＧのＧＦ調整力の大きさを調整可能としている。
これに対し、第６の実施形態に係る電力需給システム１は、一般送配電事業者Ｔが都度、ＧＦ調整力の増幅を指令するのではなく、発電事業者Ｇそれぞれが自律的にＧＦ調整力の大きさを調整可能とするものである。
具体的には、図１７に示すように、第６の実施形態に係る調整力指令装置１０は、ＧＦ調整力増幅指令として、「重み係数（ｗ）」を出力する。重み係数ｗとは、周波数変動に対する発電機２１２の応答（ＧＦ調整力の提供）の遅れに応じてＧＦ調整力の価値を調整するための係数である。この重み係数ｗは、各発電事業者Ｇにおける自律的なＧＦ調整力の増減を促すための、間接的なＧＦ調整力増幅指令である。
図１７は、第６の実施形態に係る電力需給システムの構成を詳細に示す図である。
上述の第１又は第２の実施形態に係る電力需給システム１において、調整力指令装置１０は、例えば短周期的な需要変動に対するＧＦ調整力が不足していると判断される場合には、ＧＦ調整力増幅指令として「調整力増幅係数」又は「調整力増幅係数増減値」を各発電事業者Ｇに出力することにより、各発電事業者ＧのＧＦ調整力を増幅することができる。すなわち、第１又は第２の実施形態に係る電力需給システム１は、一般送配電事業者Ｔが必要に応じて直接的に各発電事業者ＧのＧＦ調整力の大きさを調整可能としている。
これに対し、第６の実施形態に係る電力需給システム１は、一般送配電事業者Ｔが都度、ＧＦ調整力の増幅を指令するのではなく、発電事業者Ｇそれぞれが自律的にＧＦ調整力の大きさを調整可能とするものである。
具体的には、図１７に示すように、第６の実施形態に係る調整力指令装置１０は、ＧＦ調整力増幅指令として、「重み係数（ｗ）」を出力する。重み係数ｗとは、周波数変動に対する発電機２１２の応答（ＧＦ調整力の提供）の遅れに応じてＧＦ調整力の価値を調整するための係数である。この重み係数ｗは、各発電事業者Ｇにおける自律的なＧＦ調整力の増減を促すための、間接的なＧＦ調整力増幅指令である。
例えば、対象送配電網Ｎ１の周波数が低下すると、当該周波数の維持にはプラスの有効電力がＧＦ調整力として必要になる。このとき、電源２１が周波数の低下時点から遅れなく応答（プラスの有効電力を提供）した場合、対象送配電網Ｎ１における周波数変動の抑制に有効であり、価値が高い。しかしながら、電源２１が周波数の低下時点から大幅に遅れて（例えば、１時間遅れて）応答した場合は、周波数変動の抑制に対する貢献度が低い可能性がある。このように、対象送配電網Ｎ１の周波数を維持するためには、電源２１の速応性が重要となる場合がある。本実施形態に係る一般送配電事業者Ｔは、周波数変動への応答を遅れなく行った電源２１のＧＦ調整力の価値が高くなるように重み係数ｗを設定するものとする。具体的には、一般送配電事業者Ｔは、遅れ時間が小さいほど重み係数ｗの値が大きくなるように、遅れ時間ごと（例えば、１秒ごと）の重み係数ｗの値を設定する。このように設定された重み係数ｗは、調整力指令装置１０のストレージ１０４に予め記憶される。
なお、他の実施形態では、これに限られず、一般送配電事業者Ｔは遅れ時間ごとの重み係数ｗの値を任意に設定してもよい。
なお、他の実施形態では、これに限られず、一般送配電事業者Ｔは遅れ時間ごとの重み係数ｗの値を任意に設定してもよい。
ここで、精算の対象となるＧＦ調整力の演算方法について説明する。
まず、所定のサンプリング間隔ｄｔごとに、時刻ｔにおける電源２１の周波数ｆ（ｔ）［Ｈｚ］と、有効電力Ｐ（ｔ）［Ｗ］が計測されているとする。また、周波数ｆ（ｔ）のサンプリング間の増減分を示す周波数変動計測値ｄｆ（ｔ）、及び、有効電力Ｐ（ｔ）のサンプリング間の増減分を示す有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）を、それぞれ以下の式（６）及び（７）を用いて算出する。
まず、所定のサンプリング間隔ｄｔごとに、時刻ｔにおける電源２１の周波数ｆ（ｔ）［Ｈｚ］と、有効電力Ｐ（ｔ）［Ｗ］が計測されているとする。また、周波数ｆ（ｔ）のサンプリング間の増減分を示す周波数変動計測値ｄｆ（ｔ）、及び、有効電力Ｐ（ｔ）のサンプリング間の増減分を示す有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）を、それぞれ以下の式（６）及び（７）を用いて算出する。
次に、以下の式（８）を用いてＧＦ調整力（ｄＰＧＦＩ１）を演算する。
ここで、周波数変動計測値ｄｆ（ｔ）と有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）とを乗じた値である「ｄｆ（ｔ）・ｄＰ（ｔ）」が負の値ならば、周波数の増減と逆方向に有効電力が提供されたことになる。この場合、周波数の変動を打ち消すように有効電力が提供されているので、正の調整力としてカウントされる。一方、「ｄｆ（ｔ）・ｄＰ（ｔ）」が正の値ならば、負の調整力としてカウントされる。
なお、現実の電源２１では、発電出力の応答には遅れが生じる。このため、例えば周波数の低下が生じた場合、この周波数の低下と、その応答である発電出力（有効電力）の増加とが同時に発生することはなく、周波数の低下に対して発電電力の増加が時間的に遅れて生じることとなる。上述のように、本実施形態においては、発電電力の応答（この例では発電電力の増加）の遅れが小さいほど価値が高いとみなされる。したがって、ここでは、時刻ｔの周波数変動計測値ｄｆ（ｔ）に対する電源２１の応答は、時刻ｔから所定時間過去までの期間における有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）の時系列信号を、重み係数ｗ（ｔ）で加重平均した畳み込み積算で計算する。具体的には、以下の式（９）を用いて時刻ｔの応答を計算する。
なお、現実の電源２１では、発電出力の応答には遅れが生じる。このため、例えば周波数の低下が生じた場合、この周波数の低下と、その応答である発電出力（有効電力）の増加とが同時に発生することはなく、周波数の低下に対して発電電力の増加が時間的に遅れて生じることとなる。上述のように、本実施形態においては、発電電力の応答（この例では発電電力の増加）の遅れが小さいほど価値が高いとみなされる。したがって、ここでは、時刻ｔの周波数変動計測値ｄｆ（ｔ）に対する電源２１の応答は、時刻ｔから所定時間過去までの期間における有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）の時系列信号を、重み係数ｗ（ｔ）で加重平均した畳み込み積算で計算する。具体的には、以下の式（９）を用いて時刻ｔの応答を計算する。
また、上述の式（９）の表記は、畳み込み積算の記号＊を使って以下の式（１０）のように簡単化することができる。
式（１０）を用いて式（８）を書き直し、電源２１の応答の遅れ時間を加味したＧＦ調整力ｄＰＧＦＩ１を演算する。具体的には、以下の式（１１）を用いてＧＦ調整力ｄＰＧＦＩ１を演算する。
また、畳み込み積算の交換律を利用して、ＧＦ調整力ｄＰＧＦＩ１を以下の式（１２）で表すこともできる。
ここで、式（１２）のｄｆｗは以下の式（１３）を用いて計算する。
（制御装置の機能構成及び処理フロー）
図１８は、第６の実施形態に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
図１８に示すように、第６の実施形態に係る制御装置２１０のＣＰＵ２１００は、プログラムに従って動作することで、制御部２２０、調整力増幅部２３０、加算処理部２４０、速度調停率決定部２５０としての機能を発揮する。
本実施形態に係る制御装置２１０は、調整力指令装置１０から取得した重み係数ｗに基づいて、より多くの対価を得られるように、電源２１における速度調停率を変更してＧＦ調整力を最適化する。これにより、一般送配電事業者ＴからＧＦ調整力が不足するごとに指令を受け付けることなく、発電事業者Ｇが自律的にＧＦ調整力を増加させることができる。
図１８は、第６の実施形態に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
図１８に示すように、第６の実施形態に係る制御装置２１０のＣＰＵ２１００は、プログラムに従って動作することで、制御部２２０、調整力増幅部２３０、加算処理部２４０、速度調停率決定部２５０としての機能を発揮する。
本実施形態に係る制御装置２１０は、調整力指令装置１０から取得した重み係数ｗに基づいて、より多くの対価を得られるように、電源２１における速度調停率を変更してＧＦ調整力を最適化する。これにより、一般送配電事業者ＴからＧＦ調整力が不足するごとに指令を受け付けることなく、発電事業者Ｇが自律的にＧＦ調整力を増加させることができる。
制御部２２０（演算部２２２）は、発電機２１２の回転速度の観測値と基準値との偏差（周波数偏差Δｆ）に対し、予め規定された速度調停率（δ）を含む第１比例定数（１／δ・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じてなる第１調整力指令値（ΔＰ）を演算する。なお、本実施形態では、制御部２２０の演算部２２２が用いる速度調停率δを「第１速度調停率」とも記載する。この第１速度調停率δの値は、発電機２１２の特性等に応じて予め規定された値である。
速度調停率決定部２５０（後述する演算部２５２）は、電源２１におけるＧＦ調整力の価値が大きくなるように、最適な速度調停率を決定する。本実施形態では、上述のように周波数変動に対する速応性が高い（遅れ時間が小さい）ほどＧＦ調整力の価値が大きくなるように、重み係数ｗが設定されている。したがって、速度調停率決定部２５０は、調整力指令装置１０から取得した重み係数（ｗ）に基づいて、最適な速度調停率を示す第２速度調停率（δ＊）を決定する。
調整力増幅部２３０は、発電機２１２の周波数偏差Δｆに対し、速度調停率決定部２５０により決定された第２速度調停率δ＊を含む第２比例定数を乗じてなる第３調整力指令値（ΔＰ３）を演算する。第３調整力指令値ΔＰ３は、調整力を増幅する度合いを示すものである。
加算処理部２４０は、第１調整力指令値ΔＰに第３調整力指令値ΔＰ３を加算してなる増幅後調整力指令値ΔＰ´を演算する。
速度調停率決定部２５０（後述する演算部２５２）は、電源２１におけるＧＦ調整力の価値が大きくなるように、最適な速度調停率を決定する。本実施形態では、上述のように周波数変動に対する速応性が高い（遅れ時間が小さい）ほどＧＦ調整力の価値が大きくなるように、重み係数ｗが設定されている。したがって、速度調停率決定部２５０は、調整力指令装置１０から取得した重み係数（ｗ）に基づいて、最適な速度調停率を示す第２速度調停率（δ＊）を決定する。
調整力増幅部２３０は、発電機２１２の周波数偏差Δｆに対し、速度調停率決定部２５０により決定された第２速度調停率δ＊を含む第２比例定数を乗じてなる第３調整力指令値（ΔＰ３）を演算する。第３調整力指令値ΔＰ３は、調整力を増幅する度合いを示すものである。
加算処理部２４０は、第１調整力指令値ΔＰに第３調整力指令値ΔＰ３を加算してなる増幅後調整力指令値ΔＰ´を演算する。
以下、図１８を参照しながら、速度調停率決定部２５０、調整力増幅部２３０、及び加算処理部２４０の処理の流れについて詳細に説明する。なお、制御部２２０の処理の流れは第１の実施形態と同様であるため、詳細な説明を省略する。
まず、速度調停率決定部２５０の処理について詳しく説明する。
図１８に示すように、速度調停率決定部２５０の重み係数取得部２５１は、調整力指令装置１０から重み係数ｗを取得する。また、速度調停率決定部２５０の演算部２５２は、重み係数取得部２５１が取得した重み係数ｗに基づいて、第２速度調停率δ＊を演算する。
精算の対象となるＧＦ調整力は、上述のように式（１２）に基づいて演算される。すなわち、時刻ｔおける重み付きの周波数変動計測値ｄｆｗ（ｔ）と、有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）とが異符号であれば、時刻ｔにおいては重み付きの周波数変動計測値ｄｆｗ（ｔ）を打ち消すように有効電力が変動しているので、有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）はＧＦ調整力として機能している。この考えに基づき、演算部２５２では、ＧＦ調整力の最適化の指標として、重み付きの周波数変動計測値ｄｆｗ（ｔ）と、有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）とが異符号となる確率Ｊを選択する。この確率Ｊは以下の式（１４）で表される。
図１８に示すように、速度調停率決定部２５０の重み係数取得部２５１は、調整力指令装置１０から重み係数ｗを取得する。また、速度調停率決定部２５０の演算部２５２は、重み係数取得部２５１が取得した重み係数ｗに基づいて、第２速度調停率δ＊を演算する。
精算の対象となるＧＦ調整力は、上述のように式（１２）に基づいて演算される。すなわち、時刻ｔおける重み付きの周波数変動計測値ｄｆｗ（ｔ）と、有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）とが異符号であれば、時刻ｔにおいては重み付きの周波数変動計測値ｄｆｗ（ｔ）を打ち消すように有効電力が変動しているので、有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）はＧＦ調整力として機能している。この考えに基づき、演算部２５２では、ＧＦ調整力の最適化の指標として、重み付きの周波数変動計測値ｄｆｗ（ｔ）と、有効電力変動計測値ｄＰ（ｔ）とが異符号となる確率Ｊを選択する。この確率Ｊは以下の式（１４）で表される。
ここで、確率Ｊを「１」にすることができれば、全ての時刻のｄＰが調整力として機能するので、ＧＦ調整力を最大化したことになる。これを実現するための十分条件は、次の式（１５）を満たすような正の定数Ｃが存在することである。
電源２１がガバナーフリー運転を行うときは、周波数に応じて発電量を調整する。ここで、周波数から発電量までの伝達関数のインパルス応答をｇとすると、式（１５）の右辺は以下の式（１６）で表され、式（１５）の左辺は以下の式（１７）で表される。
したがって、以下の式（１８）となるようにインパルス応答ｇを調整すると最適となる。
図１９は、第６の実施形態に係るインパルス応答の一例を示す図である。
本実施形態では、図１９に示すように、速度調停率ごとのインパルス応答ｇを事前に計算した表Ｄ１を、予め制御装置２１０のストレージ２１０３に記憶しておく。
演算部２５２は、この表Ｄ１から、重み係数ｗと方向が一番近い速度調停率を、第２速度調停率として選択する。具体的には、演算部２５２は、以下の式（１９）を用いて最適な速度調停率を示す第２速度調停率δ＊を求める。すなわち、演算部２５２は、インパルス応答ｇと、重み係数ｗとをベクトルとみなして内積をとり、これらベクトルの余弦角が最小となるものを最適な速度調停率、すなわち、第２速度調停率δ＊として選択する。なお、ｇδは、インパルス応答ｇが速度調停率δに従うことを明示するための表記である。
本実施形態では、図１９に示すように、速度調停率ごとのインパルス応答ｇを事前に計算した表Ｄ１を、予め制御装置２１０のストレージ２１０３に記憶しておく。
演算部２５２は、この表Ｄ１から、重み係数ｗと方向が一番近い速度調停率を、第２速度調停率として選択する。具体的には、演算部２５２は、以下の式（１９）を用いて最適な速度調停率を示す第２速度調停率δ＊を求める。すなわち、演算部２５２は、インパルス応答ｇと、重み係数ｗとをベクトルとみなして内積をとり、これらベクトルの余弦角が最小となるものを最適な速度調停率、すなわち、第２速度調停率δ＊として選択する。なお、ｇδは、インパルス応答ｇが速度調停率δに従うことを明示するための表記である。
次に、調整力増幅部２３０の処理について詳しく説明する。
本実施形態に係る調整力増幅部２３０の演算部２３６は、速度調停率決定部２５０から第２速度調停率δ＊を取得する。そうすると、演算部２３６は、周波数偏差Δｆにこの第２速度調停率δ＊を含む第２比例定数（（１／δ＊−１／δ）・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じてなる第３調整力指令値（ΔＰ３）を演算する。
本実施形態に係る調整力増幅部２３０の演算部２３６は、速度調停率決定部２５０から第２速度調停率δ＊を取得する。そうすると、演算部２３６は、周波数偏差Δｆにこの第２速度調停率δ＊を含む第２比例定数（（１／δ＊−１／δ）・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じてなる第３調整力指令値（ΔＰ３）を演算する。
次に、加算処理部２４０の処理について詳しく説明する。
本実施形態に係る加算処理部２４０は、第１調整力指令値ΔＰに第３調整力指令値ΔＰ３を加算してなる増幅後調整力指令値ΔＰ´を演算する。この結果、ＧＦ調整指令値ΔＰ´は、以下の式（２０）で表されるように、予め規定された速度調停率δを、速度調停率決定部２５０により決定された第２速度調停率δ＊に変更されて演算されることとなる。
本実施形態に係る加算処理部２４０は、第１調整力指令値ΔＰに第３調整力指令値ΔＰ３を加算してなる増幅後調整力指令値ΔＰ´を演算する。この結果、ＧＦ調整指令値ΔＰ´は、以下の式（２０）で表されるように、予め規定された速度調停率δを、速度調停率決定部２５０により決定された第２速度調停率δ＊に変更されて演算されることとなる。
また、加算処理部２４０は、算出した増幅後調整力指令値ΔＰ´を、最終的なＧＦ調整力指令として燃料供給弁Ｖ（図２）に出力する。
このように、本実施形態に係る速度調停率決定部２５０、調整力増幅部２３０、及び加算処理部２４０を加えることにより、既存の制御部２２０の機能を変えることなく、上述のように最適な第２速度調停率δ＊を決定して、発電機２１２によるＧＦ調整力を増幅させることができる。
（作用、効果）
以上のように、第６の実施形態に係る制御装置２１０は、発電機２１２の応答の遅れに応じた重み係数ｗに基づいて、発電機２１２の第２速度調停率δ＊を決定し、周波数偏差Δｆに対し、決定された第２速度調停率δ＊を含む第２比例定数（（１／δ＊−１／δ）・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じて、ＧＦ調整力を増幅する度合いを示す第３調整力指令値ΔＰ´を演算する。また、制御装置２１０は、第３調整力指令値ΔＰ´を基に発電機２１２の調整力を増幅させる。
制御装置２１０は、このように重み係数ｗに応じて最適化された第２速度調停率δ＊を用いて増幅後調整力指令値ΔＰ´を演算することにより、発電機２１２の出力ができるだけ多くＧＦ調整力としてカウントされるように出力制御を行うことができる。
以上のように、第６の実施形態に係る制御装置２１０は、発電機２１２の応答の遅れに応じた重み係数ｗに基づいて、発電機２１２の第２速度調停率δ＊を決定し、周波数偏差Δｆに対し、決定された第２速度調停率δ＊を含む第２比例定数（（１／δ＊−１／δ）・Ｐｎ／ｆｎ）を乗じて、ＧＦ調整力を増幅する度合いを示す第３調整力指令値ΔＰ´を演算する。また、制御装置２１０は、第３調整力指令値ΔＰ´を基に発電機２１２の調整力を増幅させる。
制御装置２１０は、このように重み係数ｗに応じて最適化された第２速度調停率δ＊を用いて増幅後調整力指令値ΔＰ´を演算することにより、発電機２１２の出力ができるだけ多くＧＦ調整力としてカウントされるように出力制御を行うことができる。
また、調整力指令装置１０は、対象送配電網Ｎ１に接続された発電機２１２の制御装置２１０に対し、ＧＦ調整力増幅指令として重み係数ｗを送信する。
このように、一般送配電事業者Ｔは、予め重み係数ｗを各発電事業者Ｇに送信しておくことにより、周波数変動による調整力が不足する度に各発電事業者Ｇに指示することなく、発電事業者Ｇそれぞれが自律的にＧＦ調整力を調整するように促し、ＧＦ調整力を柔軟に調達することができる。
このように、一般送配電事業者Ｔは、予め重み係数ｗを各発電事業者Ｇに送信しておくことにより、周波数変動による調整力が不足する度に各発電事業者Ｇに指示することなく、発電事業者Ｇそれぞれが自律的にＧＦ調整力を調整するように促し、ＧＦ調整力を柔軟に調達することができる。
なお、本実施形態では、制御装置２１０が重み係数ｗを調整力指令装置１０から取得する態様について説明したが、これに限られることはない。他の実施形態では、制御装置２１０のストレージ２１０３に予め重み係数ｗが記憶されていてもよい。この場合、速度調停率決定部２５０の重み係数取得部２５１は、ストレージ２１０３から重み係数ｗを取得する。
このようにすることで、例えば制御装置２１０と調整力指令装置１０とを接続する通信網が一時的に切断されている場合であっても、制御装置２１０は予めストレージ２１０３に記憶された重み係数ｗを参照して、適切に発電機２１２の出力調整を行うことができる。
このようにすることで、例えば制御装置２１０と調整力指令装置１０とを接続する通信網が一時的に切断されている場合であっても、制御装置２１０は予めストレージ２１０３に記憶された重み係数ｗを参照して、適切に発電機２１２の出力調整を行うことができる。
（第６の実施形態の変形例）
図２０は、第６の実施形態の変形例に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図２０を参照しながら、第６の実施形態の変形例について説明する。
図２０は、第６の実施形態の変形例に係る制御装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図２０を参照しながら、第６の実施形態の変形例について説明する。
第６の実施形態の変形例に係る速度調停率決定部２５０は、第６の実施形態に加え、更に、下限設定部２５３を備えている。
下限設定部２５３は、演算部２５２が求めた第２速度調停率δ＊に、予め規定した下限値を適用して出力する。これにより、制御装置２１０は、電源２１（タービン装置２１１、発電機２１２）としての限界を超えない範囲で調整力を増幅させることができる。
下限設定部２５３は、演算部２５２が求めた第２速度調停率δ＊に、予め規定した下限値を適用して出力する。これにより、制御装置２１０は、電源２１（タービン装置２１１、発電機２１２）としての限界を超えない範囲で調整力を増幅させることができる。
また、本実施形態に係る下限設定部２５３は、遮断器Ｂからの遮断検知信号を入力する。遮断器Ｂは、第１の実施形態の変形例と同様の装置である。
下限設定部２５３は、遮断器Ｂから遮断検知信号を受け付けた場合には、例えば、第２速度調停率δ＊を第１速度調停率δと同じ値に設定する。これにより、下限設定部２５３は、解列が行われた場合に、ＧＦ調整力を増幅する機能を無効化して、ガバナーフリー運転制御によるハンチングを起こさないようにすることができる。
なお、他の実施形態では、発電機２１２の解列が検知された場合に、当該発電機２１２のハンチングを起こさずに効果が得られる範囲で、第２速度調停率δ＊の値を制限する態様であってもよい。
下限設定部２５３は、遮断器Ｂから遮断検知信号を受け付けた場合には、例えば、第２速度調停率δ＊を第１速度調停率δと同じ値に設定する。これにより、下限設定部２５３は、解列が行われた場合に、ＧＦ調整力を増幅する機能を無効化して、ガバナーフリー運転制御によるハンチングを起こさないようにすることができる。
なお、他の実施形態では、発電機２１２の解列が検知された場合に、当該発電機２１２のハンチングを起こさずに効果が得られる範囲で、第２速度調停率δ＊の値を制限する態様であってもよい。
＜第７の実施形態＞
次に、第７の実施形態に係る電力需給システムについて、図２１〜図２４を参照しながら説明する。
次に、第７の実施形態に係る電力需給システムについて、図２１〜図２４を参照しながら説明する。
（電力需給システムの全体構成）
図２１は、第７の実施形態に係る電力需給システムの全体構成を示す図である。
図２１に示すように、第７の実施形態に係る電力需給システム１では、対象送配電網Ｎ１の少なくとも一つの代表地点に計測器５０が設置される。例えば、計測器５０は、需要家Ｃと対象送配電網Ｎ１との接続点に設置される。計測器５０は、代表地点における周波数（代表周波数）を計測可能とする。
図２１は、第７の実施形態に係る電力需給システムの全体構成を示す図である。
図２１に示すように、第７の実施形態に係る電力需給システム１では、対象送配電網Ｎ１の少なくとも一つの代表地点に計測器５０が設置される。例えば、計測器５０は、需要家Ｃと対象送配電網Ｎ１との接続点に設置される。計測器５０は、代表地点における周波数（代表周波数）を計測可能とする。
本実施形態に係る調整力指令装置１０は、計測器５０から代表地点における代表周波数の計測結果（代表周波数計測値ｆ）を受信する。そして、調整力指令装置１０は、計測器５０の計測結果に応じた適切な重み係数ｗ（ＧＦ調整力増幅指令）を送信する。
（調整力指令装置の機能構成）
図２２は、第７の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成を示すブロック図である。
図２２に示すように、第７の実施形態に係る調整力指令装置１０のＣＰＵ１００は、プログラムに従って動作することで、操作受付処理部１０００、送信処理部１００１、計測値取得部１００２、及び重み係数決定部１００４としての機能を発揮する。
図２２は、第７の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成を示すブロック図である。
図２２に示すように、第７の実施形態に係る調整力指令装置１０のＣＰＵ１００は、プログラムに従って動作することで、操作受付処理部１０００、送信処理部１００１、計測値取得部１００２、及び重み係数決定部１００４としての機能を発揮する。
操作受付処理部１０００、及び送信処理部１００１の機能は、上述の各実施形態と同様であるため、詳細な説明を省略する。
計測値取得部１００２は、計測器５０から対象送配電網Ｎ１の代表地点の代表周波数計測値ｆを取得する。なお、計測値取得部１００２が取得した代表周波数計測値ｆは、ストレージ１０４に記憶されて蓄積される。
重み係数決定部１００４は、計測器５０の計測結果に基づいて、重み係数ｗの値を決定する。
送信処理部１００１は、重み係数決定部１００４により決定された重み係数ｗをＧＦ調整力増幅指令として各発電事業者Ｇに送信する。
計測値取得部１００２は、計測器５０から対象送配電網Ｎ１の代表地点の代表周波数計測値ｆを取得する。なお、計測値取得部１００２が取得した代表周波数計測値ｆは、ストレージ１０４に記憶されて蓄積される。
重み係数決定部１００４は、計測器５０の計測結果に基づいて、重み係数ｗの値を決定する。
送信処理部１００１は、重み係数決定部１００４により決定された重み係数ｗをＧＦ調整力増幅指令として各発電事業者Ｇに送信する。
（調整力指令装置の機能構成及び処理フロー）
図２３は、第７の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図２３を参照しながら、ＣＰＵ１００が実行する処理の流れについて説明する。
図２３は、第７の実施形態に係る調整力指令装置の機能構成及び処理フローを示すブロック図である。
以下、図２３を参照しながら、ＣＰＵ１００が実行する処理の流れについて説明する。
まず、ＣＰＵ１００の重み係数決定部１００４は、計測器５０及び計測値取得部１００２（図２２）を通じて、対象送配電網Ｎ１の代表地点における代表周波数計測値ｆを取得する。そして、演算部１４１において、時刻ｔにおいて取得した代表周波数計測値ｆ（ｔ）と、前回取得した（ストレージ１０４に記憶された）代表周波数計測値ｆ（ｔ−１）との差分ｘを求める。
次に、演算部１４２は差分ｘの二乗（ｘ＾２）を求め、演算部１４３はｘ＾２の平均値の平方根を求める。すなわち、演算部１４２及び演算部１４３において、差分ｘの二乗平均平方根（ＲＭＳ）を求める。
次に、決定部１４４は、差分ｘの二乗平均平方根の値に応じて重み係数ｗを決定する。例えば、決定部１４４は、予め規定された重み係数テーブルＤ２（図２４）から、差分ｘの二乗平均平方根の値に応じた重み係数ｗを選択して決定する。
図２４は、第７の実施形態に係る重み係数テーブルの一例を示す図である。
図２４に示すように、本実施形態では、ストレージ１０４に予め重み係数テーブルＤ２が記憶されているものとする。重み係数テーブルＤ２は、代表周波数変動（差分ｘ）の値に応じて、遅れ時間ごとの重み係数ｗを予め規定したテーブルである。例えば、本実施形態では、代表周波数の変動（差分ｘ）が大きいほど、重み係数ｗを速応側に重くするように（遅れ時間が小さいほど重みが大きくなるように）設定される。
図２４に示すように、本実施形態では、ストレージ１０４に予め重み係数テーブルＤ２が記憶されているものとする。重み係数テーブルＤ２は、代表周波数変動（差分ｘ）の値に応じて、遅れ時間ごとの重み係数ｗを予め規定したテーブルである。例えば、本実施形態では、代表周波数の変動（差分ｘ）が大きいほど、重み係数ｗを速応側に重くするように（遅れ時間が小さいほど重みが大きくなるように）設定される。
（作用、効果）
以上のように、第７の実施形態に係る調整力指令装置１０は、対象送配電網Ｎ１の代表地点において計測された周波数と、前回取得された代表周波数との差に基づいて、重み係数を決定する。
このようにすることで、調整力指令装置１０は、発電事業者ＧのＧＦ調整力を速応性が増す側に誘導し、対象送配電網Ｎ１の安定性を増強することができる。
以上のように、第７の実施形態に係る調整力指令装置１０は、対象送配電網Ｎ１の代表地点において計測された周波数と、前回取得された代表周波数との差に基づいて、重み係数を決定する。
このようにすることで、調整力指令装置１０は、発電事業者ＧのＧＦ調整力を速応性が増す側に誘導し、対象送配電網Ｎ１の安定性を増強することができる。
なお、上述の各実施形態においては、上述した調整力指令装置１０、制御装置２１０の各種処理の過程は、プログラムの形式でコンピュータ読み取り可能な記録媒体に記憶されており、このプログラムをコンピュータが読み出して実行することによって上記各種処理が行われる。また、コンピュータ読み取り可能な記録媒体とは、磁気ディスク、光磁気ディスク、ＣＤ−ＲＯＭ、ＤＶＤ−ＲＯＭ、半導体メモリ等をいう。また、このコンピュータプログラムを通信回線によってコンピュータに配信し、この配信を受けたコンピュータが当該プログラムを実行するようにしても良い。
上記プログラムは、上述した機能の一部を実現するためのものであってもよい。更に、上述した機能をコンピュータシステムにすでに記録されているプログラムとの組み合わせで実現できるもの、いわゆる差分ファイル（差分プログラム）であってもよい。
また、他の実施形態においては、調整力指令装置１０、制御装置２１０が有する各機能の一部を、ネットワークで接続された他のコンピュータが具備する態様であってもよい。
以上のとおり、本発明に係るいくつかの実施形態を説明したが、これら全ての実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することを意図していない。これらの実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態及びその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
例えば、上述の第６の実施形態において、制御装置２１０が調整力指令装置１０から重み係数ｗをＧＦ調整力増幅指令として取得し、第２速度調停率δ＊を演算する態様について説明したが、これに限られることはない。他の実施形態では、調整力指令装置１０が第２速度調停率δ＊を演算し、ＧＦ調整力増幅指令として各発電事業者Ｇに送信してもよい。
１ 電力需給システム
１０ 調整力指令装置
１００ ＣＰＵ
１０００ 操作受付処理部
１００１ 送信処理部
１００２ 計測値取得部
１００３ 調整力係数演算部
１００４ 重み係数決定部
１０１ メモリ
１０２ 通信インタフェース
１０３ 操作パネル
１０４ ストレージ
１１１、１１２、１１４、１１６ 演算部
１１３ 平均値演算部
１１５ 積分処理部
１４１、１４２、１４３ 演算部
１４４ 決定部
２１ 電源
２１０ 制御装置
２１００ ＣＰＵ
２１０１ メモリ
２１０２ 通信インタフェース
２１０３ ストレージ
２２０ 制御部
２２１、２２２、２２３ 演算部
２２４ ロードリミッタ
２３０ 調整力増幅部
２３１ 演算部
２３２ 乗算処理部
２３３ 上限設定部
２３４ 積分処理部
２３５ 低域遮断フィルタ
２４０ 加算処理部
２５０ 速度調停率決定部
２５１ 係数取得部
２５２ 演算部
２５３ 下限設定部
２１１ タービン装置
２１２ 発電機
５０ 計測器
Ｎ１ 対象送配電網
Ｎ２、Ｎ３ 対象外送配電網
１０ 調整力指令装置
１００ ＣＰＵ
１０００ 操作受付処理部
１００１ 送信処理部
１００２ 計測値取得部
１００３ 調整力係数演算部
１００４ 重み係数決定部
１０１ メモリ
１０２ 通信インタフェース
１０３ 操作パネル
１０４ ストレージ
１１１、１１２、１１４、１１６ 演算部
１１３ 平均値演算部
１１５ 積分処理部
１４１、１４２、１４３ 演算部
１４４ 決定部
２１ 電源
２１０ 制御装置
２１００ ＣＰＵ
２１０１ メモリ
２１０２ 通信インタフェース
２１０３ ストレージ
２２０ 制御部
２２１、２２２、２２３ 演算部
２２４ ロードリミッタ
２３０ 調整力増幅部
２３１ 演算部
２３２ 乗算処理部
２３３ 上限設定部
２３４ 積分処理部
２３５ 低域遮断フィルタ
２４０ 加算処理部
２５０ 速度調停率決定部
２５１ 係数取得部
２５２ 演算部
２５３ 下限設定部
２１１ タービン装置
２１２ 発電機
５０ 計測器
Ｎ１ 対象送配電網
Ｎ２、Ｎ３ 対象外送配電網
Claims (20)
- 発電機の制御装置であって、
前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に対し、予め規定された第１比例定数を乗じて第１調整力指令値を演算する演算部と、
外部装置から調整力増幅係数を取得し、前記第１調整力指令値と前記調整力増幅係数とを乗じて、調整力を増幅する度合いを示す第２調整力指令値を演算する調整力増幅部と、
を備え、
前記第２調整力指令値を基に、前記発電機の調整力を増幅させる、
制御装置。 - 前記第１調整力指令値と、前記第２調整力指令値とを加算してなる増幅後調整力指令値を演算する加算処理部を有し、
前記増幅後調整力指令値を用いて、前記発電機の調整力の増幅を指令する、
請求項１に記載の制御装置。 - 前記外部装置からの指令として、前記調整力増幅係数を増減させるための調整力増幅係数増減値を受信し、受信した前記調整力増幅係数増減値を時間積分して前記調整力増幅係数を演算する積分処理部を更に備える
請求項２に記載の制御装置。 - 前記発電機が解列された場合に、前記調整力増幅係数を低減させる
請求項２又は請求項３に記載の制御装置。 - 前記調整力増幅部は、
前記偏差の低周波帯域を遮断する低域遮断フィルタを更に備える
請求項１から請求項４の何れか一項に記載の制御装置。 - 発電機の制御装置であって、
前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に対し、予め規定された第１速度調停率を含む第１比例定数を乗じて第１調整力指令値を演算する演算部と、
前記発電機の応答の遅れに応じた重み係数に基づいて、前記発電機の第２速度調停率を決定する速度調停率決定部と、
前記偏差に対し、決定された前記第２速度調停率を含む第２比例定数を乗じて、調整力を増幅する度合いを示す第３調整力指令値を演算する調整力増幅部と、
を備え、
前記第３調整力指令値を基に、前記発電機の調整力を増幅させる、
制御装置。 - 前記第１調整力指令値と、前記第３調整力指令値とを加算してなる増幅後調整力指令値を演算する加算処理部を更に備え、
前記増幅後調整力指令値を用いて、前記発電機の調整力の増幅を指令する、
請求項６に記載の制御装置。 - 前記発電機が解列された場合に、前記第２速度調停率を低減させる
請求項６又は請求項７に記載の制御装置。 - 請求項１から請求項８の何れか一項に記載の制御装置と、
前記発電機と、
前記発電機を回転駆動させるタービン装置と、
を備える電源。 - 発電機の制御方法であって、
前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に対し、予め規定された第１比例定数を乗じて第１調整力指令値を演算するステップと、
外部装置から調整力増幅係数を取得し、前記第１調整力指令値と前記調整力増幅係数とを乗じて、調整力を増幅する度合いを示す第２調整力指令値を演算するステップと、
を有し、
前記第２調整力指令値を基に、前記発電機の調整力を増幅させる、
制御方法。 - 発電機の制御装置に、
前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に対し、予め規定された第１比例定数を乗じて第１調整力指令値を演算するステップと、
外部装置から調整力増幅係数を取得し、前記第１調整力指令値と前記調整力増幅係数とを乗じて、調整力を増幅する度合いを示す第２調整力指令値を演算するステップと、
を実行させ、
前記第２調整力指令値を基に、前記発電機の調整力を増幅させる、
プログラム。 - 管理対象とする送配電網に接続された発電機の制御装置に対し、前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に応じて出力すべき調整力の比例定数を増加させるための指令を送信する送信処理部を備える
調整力指令装置。 - 前記管理対象とする送配電網と他の送配電網との接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得する計測値取得部と、
取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記有効電力の変動の、前記周波数の変動への影響の度合いを示す調整力係数を算出する調整力係数演算部と、を備え、
前記送信処理部は、
前記調整力係数と当該調整力係数の目標値との偏差に応じた、前記比例定数の増加の度合いを示す前記指令を送信する
請求項１２に記載の調整力指令装置。 - 前記計測値取得部は、
前記送配電網の一部の地域に属する前記接続点において授受される有効電力の計測値と、当該接続点における周波数の計測値とを取得し、
前記調整力係数演算部は、
取得された前記有効電力の計測値と前記周波数の計測値とに基づいて、前記一部の地域に関する調整力係数を算出し、
前記送信処理部は、
前記一部の地域に関する調整力係数と当該一部の地域に関する調整力係数の目標値との偏差に応じた前記指令を、前記一部の地域に属する発電機の制御装置に送信する
請求項１３に記載の調整力指令装置。 - 管理対象とする送配電網に接続された発電機の制御装置に対し、前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に応じて出力すべき調整力の比例定数を増加させるための指令を送信するステップを有する
調整力指令方法。 - 調整力指令装置に、
管理対象とする送配電網に接続された発電機の制御装置に対し、前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に応じて出力すべき調整力の比例定数を増加させるための指令を送信するステップを実行させる
プログラム。 - 発電機の制御方法であって、
前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に対し、予め規定された第１速度調停率を含む第１比例定数を乗じて第１調整力指令値を演算するステップと、
前記発電機の応答の遅れに応じた重み係数に基づいて、前記発電機の第２速度調停率を決定するステップと、
前記偏差に対し、決定された前記第２速度調停率を含む第２比例定数を乗じて、調整力を増幅する度合いを示す第３調整力指令値を演算するステップと、
を有し、
前記第３調整力指令値を基に、前記発電機の調整力を増幅させる、
制御方法。 - 発電機の制御装置に、
前記発電機の回転速度の観測値と基準値との偏差に対し、予め規定された第１速度調停率を含む第１比例定数を乗じて第１調整力指令値を演算するステップと、
前記発電機の応答の遅れに応じた重み係数に基づいて、前記発電機の第２速度調停率を決定するステップと、
前記偏差に対し、決定された前記第２速度調停率を含む第２比例定数を乗じて、調整力を増幅する度合いを示す第３調整力指令値を演算するステップと、
を実行させ、
前記第３調整力指令値を基に、前記発電機の調整力を増幅させる、
プログラム。 - 管理対象とする送配電網に接続された発電機の制御装置に対し、前記発電機の応答の遅れに応じた重み係数を送信する送信処理部を備える
調整力指令装置。 - 前記送配電網の代表地点において計測された代表周波数を取得する計測値取得部と、 取得された前記代表周波数と、前回取得された代表周波数との差に基づいて、前記重み係数を決定する重み係数決定部と、
を更に備える、
請求項１９に記載の調整力指令装置。
Priority Applications (3)
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