WO2013136839A1 - 電力系統制御装置及び電力系統制御方法 - Google Patents

電力系統制御装置及び電力系統制御方法 Download PDF

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WO2013136839A1
WO2013136839A1 PCT/JP2013/051027 JP2013051027W WO2013136839A1 WO 2013136839 A1 WO2013136839 A1 WO 2013136839A1 JP 2013051027 W JP2013051027 W JP 2013051027W WO 2013136839 A1 WO2013136839 A1 WO 2013136839A1
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generator
output
power
power system
constraint
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PCT/JP2013/051027
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英佑 黒田
佐藤　康生
大一郎 河原
弘一 原
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株式会社 日立製作所
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    • G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
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    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
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    • Y04S40/20—Information technology specific aspects, e.g. CAD, simulation, modelling, system security

Definitions

  • the present invention relates to a technique for determining output distribution of a plurality of generators in consideration of the supply and demand balance and cost of the entire power system.
  • an equal incremental fuel cost law (equal ⁇ law), which is an optimal power calculation (OPF: Optimal Power Flow) that does not consider a network, is known as a method for determining economic load distribution.
  • the generator output command value is calculated by economic load distribution (ELD) calculation that minimizes power generation cost, and the sum of squares of the change from this generator output command value
  • ELD economic load distribution
  • a function multiplied by a weighting factor that fluctuates depending on the total load demand is used as a penalty term, and a penalty term is added to the objective function that minimizes the unbalanced AE value between generators of acceleration energy during an accident.
  • the power plant load adjustment device In response to the operation information of each power generation unit, the characteristics of the power generation unit, etc., the power plant may distribute the output to each power generation unit and give an output request command so that the stability of the power system is improved.
  • Patent Document 2 Japanese Patent Document 2
  • Non-Patent Document 1 a method for estimating the state based on the measured value is known (for example, Non-Patent Document 1).
  • the economic load allocation may increase the output allocation of the inefficient generator due to the constraints. May increase.
  • An object of the present invention is to provide a technique for aggregating characteristics of a plurality of appropriate electrical devices in an electric power system in response to violation of a power flow constraint or a voltage constraint.
  • a power system control apparatus includes a specifying unit and a generation unit.
  • the identification unit acquires violation facility information indicating a grid facility that violates a power flow constraint or a voltage constraint in the power system from the database, and identifies a partial system that is a part of the power system based on the violation facility information.
  • the generation unit acquires device point information indicating each point of the plurality of electric devices in the power system from the database, identifies a group of the plurality of electric devices in the partial system based on the device point information, For each of a plurality of electric devices belonging to the group, device characteristic information indicating the characteristic of the cost for adjusting the output is obtained from the database, and the device characteristic information of the plurality of electric devices belonging to the group is combined to thereby adjust the output of the group. Group characteristic information indicating the cost characteristic is generated.
  • FIG. 1 illustrates a functional configuration of a distributed power combining unit 26 according to the first embodiment.
  • FIG. 2 shows a functional configuration of the system control system 10 according to the first embodiment.
  • FIG. 3 shows the hardware configuration of the power system 100 and the system control system 10.
  • FIG. 4 shows the configuration of the partial system 101.
  • FIG. 5 shows the structure of the messages 310R and 310S.
  • FIG. 6 shows the contents stored in the program database 28.
  • FIG. 7 shows an example of branch constant data stored in the system database 21.
  • FIG. 8 shows an example of transformer constant data stored in the system database 21.
  • FIG. 9 shows an example of node constant data stored in the system database 21.
  • FIG. 10 shows an example of the generator constraint data stored in the system database 21.
  • FIG. 11 shows an example of measurement data stored in the system database 21.
  • FIG. 12 shows an example of constraint data stored in the constraint database 22.
  • FIG. 13 shows an example of branch constant data stored in the distributed power supply database 23.
  • FIG. 14 shows an example of transformer constant data stored in the distributed power supply database 23.
  • FIG. 15 shows an example of node constant data stored in the distributed power supply database 23.
  • FIG. 16 shows an example of device characteristic data stored in the distributed power supply database 23.
  • FIG. 17 shows an example of the output adjustment cost characteristic indicated by the device characteristic data.
  • FIG. 18 shows an example of the power supply output restriction of the electrical equipment stored in the distributed power supply database 23.
  • FIG. 19 shows an example of measurement data stored in the distributed power supply database 23.
  • FIG. 20 shows an example of the generator characteristic data stored in the generator database 24.
  • FIG. 21 shows an example of the time change of the demand forecast value.
  • FIG. 22 shows an example of the time change of the generator output planned value.
  • FIG. 23 shows the incremental fuel cost characteristics stored in the generator database 24.
  • FIG. 24 shows an example of virtual generator characteristic data stored in the virtual generator database 25.
  • FIG. 25 shows an example of the power output restriction stored in the virtual generator database 25.
  • FIG. 26 shows system control processing.
  • FIG. 27 shows a distributed power supply data setting screen.
  • FIG. 28 illustrates distributed power supply synthesis calculation according to the first embodiment.
  • FIG. 29 shows an example of area division.
  • FIG. 30 shows an example of synthesis of output adjustment cost characteristics.
  • FIG. 31 shows an example of the control result data display screen.
  • FIG. 32 shows an example of generator output distribution data.
  • FIG. 33 shows an example of the incremental fuel cost characteristic of the generator and the output adjustment cost characteristic of the virtual generator.
  • FIG. 33 shows an example of the incremental fuel cost characteristic of the generator and the output adjustment cost characteristic of the virtual generator.
  • FIG. 34 shows an example of the comparison result of the output command values when the virtual generator is not used and when the virtual generator is used.
  • FIG. 35 shows an example of a cost comparison result between the case where no virtual generator is used and the case where a virtual generator is used.
  • FIG. 36 shows a first modification of the power system.
  • FIG. 37 shows characteristics of the generator and the virtual generator in the first modification of the power system.
  • FIG. 38 shows a second modification of the power system.
  • FIG. 39 shows characteristics of the generator and the virtual generator in the second modification of the power system.
  • FIG. 40 illustrates a functional configuration of the system control system 10b according to the second embodiment.
  • FIG. 41 illustrates distributed power supply synthesis calculation according to the second embodiment.
  • a system control system 10 which is an application example of the power system control apparatus of the present invention will be described.
  • the system control system 10 identifies a range in the power system based on the power flow constraint or voltage constraint, and aggregates a plurality of electric devices belonging to the range and handles them as one group.
  • the system control system 10 calculates the characteristics of one group by combining the characteristics of a plurality of electrical devices.
  • the electrical device may be a device that supplies power such as a distributed power source or a battery, or may be a load that consumes power.
  • the electric equipment group is regarded as one generator and is called a virtual generator.
  • the system control system 10 performs output distribution calculation of a generator and a virtual generator, and issues a control command according to the calculation result.
  • FIG. 1 shows a functional configuration of the distributed power source combining unit 26 according to the first embodiment.
  • the distributed power generation unit 26 includes a system database 21 that stores system data D1, a constraint database 22 that stores constraint data D2, a distributed power database 23 that stores distributed power data D3, and virtual generator data D5. Is connected to a virtual generator database 25 that stores
  • the system data D1 includes device point information indicating each point of a plurality of electric devices in the power system and generator point information indicating a point of the generator in the power system.
  • the constraint data D2 includes violation facility information indicating a grid facility that violates a power flow constraint or voltage constraint in the power system and constraint violation information indicating a violation amount of the power flow constraint or voltage constraint.
  • the distributed power supply data D3 specifies a group of a plurality of electric devices in the partial system based on the device point, and indicates a characteristic of the cost with respect to output adjustment for each of the plurality of electric devices belonging to the group. Includes characteristic information and power supply output constraints of the electrical equipment.
  • the distributed power combining unit 26 includes a specifying unit 32 and a generating unit 33.
  • the specifying unit 32 specifies a plurality of electrical devices in the power system 100 using the system data D1, the constraint data D2, and the distributed power supply data D3.
  • generation part 33 produces
  • the distributed power combining unit 26 creates virtual generator data D5 indicating this virtual generator.
  • the virtual generator data D5 combines the device characteristic information of a plurality of electric devices belonging to the group, and thereby the group characteristic information indicating the characteristic of the cost for adjusting the output of the group, and the power output restriction of the virtual generator Including.
  • the power flow constraint among the power flow constraint and the voltage constraint will be described, but the power flow may be replaced with a voltage.
  • FIG. 2 shows a functional configuration of the system control system 10 according to the first embodiment.
  • the grid control system 10 stores a grid database 21 that stores grid data D1, a constraint database 22 that stores constraint data D2, a distributed power database 23 that stores distributed power data D3, and generator data D4. It has a generator database 24, a distributed power combiner 26, a virtual generator database 25 for storing virtual generator data D5, and a generator output distribution calculator 27.
  • the generator data D4 includes generator characteristic information indicating the characteristics of the cost for adjusting the output of the generator, and output restrictions of the generator.
  • the generator output distribution calculation unit 27 uses the system data D1, the constraint data D2, the distributed power supply data D3, the generator data D4, and the virtual generator data D5 to send a control command to the generator 110 and the control system 210. create.
  • the control command is periodically transmitted to the generator 110 and the control system 210.
  • the control system 210 manages a plurality of electrical devices belonging to the virtual generator.
  • the generator 110 and the control system 210 that have received the control command supply power to the power system according to the control command.
  • the generator 110 is a power source that can be directly controlled by a control command from the system control system 10, and is mainly a large-scale generator.
  • the control system 210 is a system that manages electrical equipment, and is an energy management system such as CEMS (Community Energy Management System).
  • the control system 210 receives the control command, and manages the electric device by controlling the electric device according to the control command or instructing an administrator of the electric device according to the control command. Thereby, the control system 210 can manage the electric equipment which cannot be directly controlled by the control command from the system control system 10.
  • FIG. 3 shows the hardware configuration of the power system 100 and the system control system 10.
  • the power system 100 is connected to a generator 110a, a node (bus) 120a connected thereto, a transformer 130a connected thereto, a node 120b connected thereto, and a node 120b connected thereto.
  • the electric power system 100 further includes a transformer 130c connected to the node 120c, a node 120f connected thereto, and a load 160a connected thereto.
  • the electric power system 100 further includes a partial system 101 connected to the node 120d.
  • the partial system 101 includes a transformer 130d connected to the node 120d, a node 120g connected thereto, and a customer 220 connected thereto.
  • the consumer 220 has a management device and electrical equipment managed thereby, and supplies or consumes power.
  • Each of the generators 110 a and 110 b is connected to the communication unit 13 of the system control system 10 via the communication network 300 and transmits and receives messages to and from the communication unit 13.
  • the customer 220 is connected to the communication unit 13 of the system control system 10 via the control system 210 and the communication network 300 and transmits and receives messages to and from the communication unit 13.
  • FIG. 4 shows the configuration of the partial system 101.
  • the partial system 101 includes a transformer 130d connected to the node 120d, a node 120g connected thereto, a branch 140c connected thereto, a node 120h connected thereto, 140d, a node 120i connected thereto, a branch 140e connected thereto, a node 120j connected thereto, a branch 140f connected thereto, and a branch 140f connected thereto Node 120k connected to.
  • the transformer 130d is provided in a distribution substation.
  • the partial system 101 further includes a customer 200 connected to the node 120h, a customer 201 connected to the node 120i, a customer 202 connected to the node 120j, and a demand connected to the node 120k. And a house 203.
  • the customer 200 includes a transformer 130e connected to the node 120h, a node 120l connected thereto, a management device 170a connected thereto, and a load 160b connected thereto.
  • the customer 201 includes a transformer 130f connected to the node 120i, a node 120m connected thereto, a management device 170b connected thereto, and a battery (charge / discharge device) connected thereto. 180a.
  • the customer 202 includes a transformer 130g connected to the node 120j, a node 120n connected thereto, a management device 170c connected thereto, a battery 180b connected thereto, a load 160c, And a power source (distributed power source) 190a.
  • the consumer 203 includes a transformer 130h connected to the node 120k, a node 120o connected thereto, a management device 170d connected thereto, a load 160d and a power source 190b connected thereto.
  • each of the management devices 170a, 170b, 170c, and 170d is connected to the control system 210 via the communication network 301.
  • the control system 210 is connected to the system control system 10.
  • control system 210 is a system that collectively manages each customer connected along a certain branch, and is, for example, a community energy management system (CEMS).
  • CEMS community energy management system
  • the control system 210 manages the customers 200, 201, 202, 203 in the partial system 101.
  • the plurality of consumers managed by the control system 210 may be a plurality of stores managed by one business operator, or may be a plurality of electrical devices and facilities managed by one business operator, It may be a plurality of general households.
  • Management devices 170a to 170e are connected to the control system 210 via the communication network 301, and send and receive messages to and from the control system 210.
  • the control system 210 transmits and receives messages to and from the system control system 10.
  • the loads 160b, 160c, and 160d include uncontrollable loads and controllable loads in the consumers 200, 202, and 203, respectively.
  • the uncontrollable load is an air conditioner or a home appliance such as a refrigerator or a washing machine that consumes only electric power without assuming that the load is controlled by the management device.
  • the controllable load is a water heater, a heat pump, or the like that is assumed to be controlled by the management device.
  • uncontrollable loads may also be controlled via a home server that manages electrical equipment such as a home energy management system (HEMS).
  • the batteries 180a and 180b are, for example, chargeable / dischargeable secondary batteries, EV storage batteries, flywheels, and the like.
  • the power sources 190a and 190b may be distributed power sources that need to be connected to a power conversion device, such as a power generation device using natural energy such as solar power generation or wind power generation. Further, the power sources 190a and 190b may be distributed power sources that do not require a power conversion device, such as a small generator such as a gas turbine or a diesel generator. A distributed power source that does not go through a power converter is connected to a distribution board.
  • the power conversion device includes an inverter and a converter, converts the phase and magnitude of the voltage V and current I of the power generated by the power supplies 190a and 190b, and sends the converted power to the distribution board.
  • Each of the management devices 170a, 170b, 170c, and 170d may directly send and receive messages to and from the system control system 10.
  • FIG. 5 shows the structure of the messages 310R and 310S.
  • the management device and the sensor in the power system 100 transmit the message 310R to the system control system 10.
  • This sensor is provided in the management device and nodes, transformers, and branches necessary for power flow calculation for grasping the state of the power system 100.
  • the message 310R includes, for example, data 311 composed of system data D1, distributed power supply data D3, and generator data D4, a unique number (referred to as ID in the figure) 312 for identifying the target device or point, time A stamp 313 is included.
  • the communication unit 13 of the system control system 10 transmits a control command message 310S to a generator and a management device in the power system 100.
  • the message 310S is, for example, a power supply output command value 314.
  • the message 310S includes, for example, unique information 315 for identifying a control command for the generator and the management device, and a time stamp 316.
  • a unique number is set in advance for each of the generator and the management device, and the system control system 10 knows in advance the unique numbers of the generator 110, the control system 210, the management device, and the like.
  • Each sensor and the system control system 10 are connected to a time server (not shown) via the communication network 300. Therefore, the internal time of each sensor and the time in the system control system 10 are synchronized.
  • the system control system 10 includes a display unit 11, an input unit 12 such as a keyboard and a mouse, a communication unit 13, a CPU (Central Processing Unit) 14 such as a computer and a computer server, a memory 15, an IF (Interface) 16, and a storage device 17. Have. These elements in the system control system 10 are connected to the bus line 41.
  • the display unit 11 is configured as a display device, for example.
  • the display unit 11 may be configured to use a printer device, an audio output device, or the like instead of the display device or together with the display device.
  • the input unit 12 may include any of a keyboard switch, a pointing device such as a mouse, a touch panel, a voice instruction device, and the like.
  • the communication unit 13 includes a circuit and a communication protocol for connecting to the communication network 300.
  • the CPU 14 reads a predetermined computer program from the program database 28 and executes it.
  • the CPU 14 may be configured as one or a plurality of semiconductor chips, or may be configured as a computer device such as a computer server.
  • the memory 15 is configured as a RAM (Random Access Memory), for example, and stores a computer program read from the program database 28, and stores calculation result data and image data necessary for each process.
  • the screen data stored in the memory 15 is sent to the display unit 11 and displayed. An example of the displayed screen will be described later.
  • the storage device 17 stores a database.
  • the database includes a system database 21, a constraint database 22, a distributed power source database 23, a generator database 24, a virtual generator database 25, and a program database 28.
  • the CPU 14 reads data from the storage device 17 via the IF 16 and writes the data to the storage device 17.
  • the storage device 17 may be provided outside the system control system 10. In this case, the storage device 17 may be connected to the system control system 10 via a communication network.
  • the CPU 14 executes the calculation program read from the program database 28 to the memory 15 to set the electrical equipment, calculate the output distribution, calculate the power flow state of the network of the power system 100, indicate the image data to be displayed, Search data in various databases.
  • the memory 15 temporarily stores temporary calculation data and calculation result data such as display image data, control sensitivity data, control data, control result data, and settlement data. Further, the CPU 14 generates image data from the calculation program and displays it on the display unit 11 (for example, a display screen).
  • FIG. 6 shows the contents stored in the program database 28.
  • the program database 28 stores, for example, a distributed power supply synthesis program P10, a generator output distribution program P20, and a power flow calculation program P30 as calculation programs. These calculation programs are read by the CPU 14 to the memory 15 as necessary, and are calculated.
  • the distributed power combiner 26 and the generator output distribution calculator 27 are realized by the CPU 14 executing these calculation programs.
  • the system database 21 stores the network configuration of the power system 100, the output constraints of the generator, and the measured values of each sensor.
  • FIG. 7 shows an example of branch constant data stored in the system database 21.
  • This branch constant data is a constant related to a branch outside the partial system 101 in the power system 100 and has an entry for each branch. Each entry includes, for example, the branch number of the branch, the branch name of the branch, the node name of the start end of the branch, the node name of the end end of the branch, the positive phase resistance, the positive phase reactance, and the positive phase capacitance.
  • FIG. 8 shows an example of transformer constant data stored in the system database 21.
  • the transformer constant data is a constant related to a transformer outside the partial system 101 in the power system 100 and has an entry for each transformer.
  • Each entry includes, for example, the transformer number of the transformer, the transformer name of the transformer, the node name of the starting end of the transformer, the node name of the ending end of the transformer, the number of banks, the positive phase resistance, and the positive phase reactance. , Including tap ratio.
  • FIG. 9 shows an example of node constant data stored in the system database 21.
  • This node constant data is a constant related to a node outside the partial system 101 in the power system 100, and has an entry for each node.
  • Each entry includes, for example, a node number of the node, a node name of the node, a power source connected to the node, a load connected to the node, and a battery connected to the node. From these branch constant data, transformer constant data, and node constant data, the connection relationship between the branch in the power system 100, the transformer, and the node, and the connection relationship between the node, the power source, the load, and the battery are known.
  • branch name node name
  • transformer name the name of each part in the following description may be other identifiers.
  • FIG. 10 shows an example of the generator constraint data stored in the system database 21.
  • the generator constraint data includes a generator output constraint and a generator output change rate constraint for each generator.
  • the generator output constraint is required when, for example, the upper and lower limits of the generator output are defined and the output distribution (static economic load distribution) of the generator is calculated.
  • the generator output change speed constraint defines, for example, the upper and lower limits of the generator output change (speed), and is necessary for dynamic economic load distribution calculation.
  • the dynamic economic load distribution calculation is a generator that can change during a certain period according to the load demand that changes every moment due to the supply and demand balance constraint and the generator output constraint necessary for the static economic load allocation calculation. An economic load distribution calculation is performed by limiting the output speed.
  • Dynamic economic load distribution calculation is generally used when it is desired to calculate the output distribution of the generator with multiple sections, but in this embodiment, the period for changing the generator output is sufficiently long and the speed limit of the generator output is limited. Is negligible.
  • the generator constraint data may not include any one of the generator output constraint and the generator output change speed constraint.
  • FIG. 11 shows an example of measurement data stored in the system database 21.
  • the measurement data includes data measured for each time section by each sensor outside the partial system 101 in the power system 100.
  • the sensors 150a, 150b, 150c, 150d, 150e, 150f, and 150g shown in the measurement data are provided in the nodes 120a, 120b, 120c, 120d, 120e, 120f, and 120g, respectively.
  • the measurement data includes a sensor number, a sensor name, a measurement location where the sensor is provided, a voltage V, a current I, a power factor, and a state indicating whether the sensor is normal.
  • measurement data may be received from the system
  • a plan value may be inputted beforehand and used.
  • the measurement data may include active power P and reactive power Q instead of the power factor.
  • Constraint data is stored in the constraint database 22.
  • FIG. 12 shows an example of the constraint data D2 stored in the constraint database 22.
  • the constraint data D2 stores the upper and lower limits of the tidal current for each time section as a tidal current constraint for each of the transformer and the branch in the power system 100.
  • the system control system 10 may store the pre-input calculation value of the power flow constraint in the constraint database 22 or may store the calculation value received from the system management server in the constraint database 22.
  • This calculated value is calculated as a time section based on an operation plan for the power system 100, a work plan for equipment inspection, and the like.
  • the interval between the time sections is, for example, 30 minutes.
  • this calculated value is calculated according to the heat capacity constraint calculated from the transformer and branch facility data.
  • the system management server can find the power flow restriction at the location that becomes the bottleneck of the assumed cross section by performing the optimal power flow calculation in consideration of the voltage stability and the transient stability.
  • the constraint database 22 can use only the tidal current constraints corresponding to the system operation by storing only the tidal current constraints that are bottlenecks.
  • the network configuration of the partial system 101, the grid connection point of the electrical equipment in the customer, the output adjustment cost of the electrical equipment, the current output of the electrical equipment, and the measured value of each sensor Etc. are stored.
  • the output adjustment cost indicates a cost for adjusting the output of the electric device.
  • FIG. 13 shows an example of branch constant data stored in the distributed power database 23.
  • This branch constant data indicates a constant related to a branch in the partial system 101, and each entry item is the same as the branch constant data in the system database 21.
  • FIG. 14 shows an example of transformer constant data stored in the distributed power supply database 23.
  • This transformer constant data indicates constants related to transformers in the partial system 101, and the items of each entry are the same as the transformer constant data in the system database 21.
  • FIG. 15 shows an example of node constant data stored in the distributed power supply database 23.
  • This node constant data indicates a constant related to a node in the partial system 101, and items of each entry are the same as the node constant data in the system database 21. From these branch constant data, transformer constant data, and node constant data, the connection relationship between the branch, the transformer, and the node in the partial system 101 and the connection relationship between the node, the power source, the load, and the battery are known.
  • FIG. 16 shows an example of device characteristic data stored in the distributed power supply database 23.
  • This equipment characteristic data indicates information related to electrical equipment in the consumer.
  • the device characteristic data has an entry for each electric device.
  • Each entry includes, for example, a CEMS name having jurisdiction over the electrical device, a device name of the electrical device, a grid connection point that is a node name where the electrical device is linked to the partial system 101, a type of the electrical device, It includes the output adjustment cost characteristic of the device, the rated capacity [kVA] of the electrical device, the rated output [kW] of the electrical device, and the current output [kW] of the electrical device.
  • the characteristic of the output adjustment cost with respect to the output of the electric device is referred to as an output adjustment cost characteristic.
  • FIG. 17 shows an example of the output adjustment cost characteristic indicated by the device characteristic data.
  • the three examples shown in this figure are output adjustment cost characteristics of diesel generators (DG: Diesel Generator), photovoltaic power generation (PV), and electric transport equipment (EV: Electric Vehicle), respectively.
  • the output adjustment cost characteristic is determined in advance by a contract with a consumer. For example, when the electric device is a diesel generator, a cost that is a combination of the incremental fuel cost and a reward (also called an incentive) for adjusting the output in response to the request becomes the output adjustment cost.
  • a cost that is a combination of the incremental fuel cost and a reward (also called an incentive) for adjusting the output in response to the request becomes the output adjustment cost.
  • the electric equipment is PV
  • the contract indicates that the incentive is given by suppressing the household power according to the request and increasing the output, or suppressing the output according to the request. This bounty becomes the output adjustment cost.
  • each bounty may be paid through, for example, an operator of HEMS or CEMS, may be used for discounting electricity charges, or may be provided as a gift certificate.
  • FIG. 18 shows an example of the power supply output restriction of the electrical equipment stored in the distributed power supply database 23.
  • the power supply output restriction is necessary for the output distribution calculation using the electric device.
  • This power output restriction is defined by the upper and lower limits of the power output of the electrical equipment.
  • FIG. 19 shows an example of measurement data stored in the distributed power supply database 23.
  • This measurement data includes data measured for each time section by each sensor in the partial system 101.
  • the measurement data item is the same as the measurement data item in the system database 21.
  • measurement data may be received from the system
  • a plan value may be inputted beforehand and used.
  • the generator database 24 stores the grid connection point of the generator, the incremental fuel cost of the generator, the current output of the generator, the measured value or the planned value of each sensor, and the like.
  • FIG. 20 shows an example of the generator characteristic data stored in the generator database 24.
  • This generator characteristic data shows the information regarding a generator.
  • the generator characteristic data has an entry for each generator. Each entry includes, for example, the generator number, the generator name, the grid connection point that is the name of the node to which the generator is linked to the power grid 100, the incremental fuel cost characteristics of the generator, the generator Includes the rated capacity, the rated output of the generator, and the current output of the generator.
  • the characteristic of the incremental fuel cost with respect to the output of the generator is called the incremental fuel cost characteristic.
  • FIG. 21 shows an example of the time change of the demand forecast value
  • FIG. 22 shows an example of the time change of the generator output plan value.
  • the time change diagram of the demand forecast value when the demand in the power system 100 is acquired, as shown in the time change diagram of the generator output plan value, A planned value obtained by combining the outputs of the generator 110a and the generator 110b may be calculated.
  • the time change of the demand forecast value and the time change of the generator output plan value may be stored in the generator database 24.
  • FIG. 23 shows the incremental fuel cost characteristics stored in the generator database 24.
  • the two examples shown in this figure are incremental fuel cost characteristics in generator 110a and generator 110b, respectively. That is, the incremental fuel cost characteristics are individually determined by the generator.
  • the cost of the generator 110a is lower than the cost of the generator 110b.
  • the power generation efficiency of the generator 110a is higher than the power generation efficiency of the generator 110b.
  • the slope of the incremental fuel cost characteristic of the generator 110a is smaller than the slope of the incremental fuel cost characteristic of the generator 110b. In other words, the efficiency of the generator 110a is higher than the efficiency of the generator 110b.
  • the virtual generator database 25 stores virtual generator data D5, which is the calculation result of the distributed power supply synthesis program P10.
  • FIG. 24 shows an example of virtual generator characteristic data stored in the virtual generator database 25.
  • the virtual generator characteristic data indicates information related to the virtual generator.
  • the virtual generator characteristic data has an entry for each virtual generator. Each entry includes, for example, the name of the CEMS that has jurisdiction over the virtual generator, the name of the virtual generator, the node of the node where the virtual generator is connected to the power grid 100, the name of the virtual generator Includes the output adjustment cost, the rated capacity of the virtual generator, the rated output of the virtual generator, and the current output of the virtual generator.
  • the output adjustment cost of the virtual generator is an output adjustment cost obtained by combining the output adjustment costs of a plurality of electrical devices in the designated area.
  • FIG. 25 shows an example of the power output restriction stored in the virtual generator database 25.
  • the power output restriction of the virtual generator is necessary for the output distribution calculation including the virtual generator.
  • This power output restriction is defined by the upper and lower limits of the power output of the virtual generator.
  • FIG. 26 shows system control processing.
  • the distributed power generation unit 26 generates a virtual generator based on the distributed power supply data D3 manually input or received by the distributed power supply synthesis program P10. Further, the generator output distribution calculation unit 27 calculates the output distribution between the generator and the virtual generator by the generator output distribution program P20. Further, the generator output distribution calculation unit 27 corrects the output restrictions of the system data D1 and the distributed power supply data D3 until the tidal current restriction condition is satisfied by performing the tidal current calculation by the tidal current calculation program P30. When the tidal current restriction condition is satisfied, the generator output distribution calculation unit 27 transmits a control command to the generator and the management device that controls the virtual generator. Further, the generator output distribution calculation unit 27 receives the system data D1 and the distributed power supply data D3, and displays the effect of the control command on the screen of the display unit 11.
  • the distributed power generation unit 26 acquires data necessary for the distributed power generation combination calculation, the generator output distribution calculation, and the power flow calculation.
  • the distributed power combining unit 26 acquires the network configuration of the power system 100, the output constraints of the generator, and the measured values of each sensor, and stores them in the system database 21.
  • the distributed power combining unit 26 acquires the constraint data D2 and stores it in the constraint database 22.
  • the distributed power combining unit 26 acquires the network configuration of the partial system 101, the grid connection point of the electrical equipment, the output adjustment cost, the current output, and the measured value of each sensor, and stores them in the distributed power database 23.
  • the distributed power combining unit 26 acquires the grid connection point of the generator, the incremental fuel cost, the current output, and the measured value or the planned value of each sensor, and stores it in the generator database 24.
  • the distributed power combining unit 26 may receive information stored in each database from a system management server or CEMS provided in the central power supply command station, or by input from an operator of the system control system 10. You may get it.
  • the CPU 14 When the distributed power combining unit 26 receives an input from the operator, the CPU 14 generates a setting screen and displays it on the display unit 11.
  • the system control system 10 is connected to the power system 100 and the partial system 101, acquires information on controllable electrical devices, and sets the information in the system control system 10.
  • the system control system 10 may receive these data from an aggregator, a power company, or an intermediary that makes a contract with each customer.
  • strain control system 10 may receive from CEMS.
  • FIG. 27 shows a distributed power supply data setting screen.
  • the distributed power supply data setting screen is a screen for inputting the distributed power supply data D3 to the distributed power supply database 23.
  • the distributed power data setting screen includes a basic information input unit 410, an output adjustment cost characteristic input unit 420, a device constant input unit 430, and a system diagram display unit 440.
  • the basic information input unit 410 receives the information input to the input field of the CEMS name having jurisdiction over the target electric device, the input column of the device name of the target electric device, and the distributed power supply data setting screen. And a button for inputting whether or not to save.
  • the output adjustment cost characteristic input unit 420 displays a plurality of curve graphs showing the output adjustment cost characteristics.
  • the plurality of graphs correspond to a plurality of types of electric devices, respectively.
  • the operator selects the type of the electric device by selecting one graph in the output adjustment cost characteristic input unit 420.
  • the device constant input unit 430 has an input field for a constant of the target electrical device for device characteristic data.
  • the selected output adjustment cost characteristic input unit 420 and device constant input unit 430 become active.
  • the system diagram display unit 440 shows a system diagram of the partial system 101, and shows the position of the target electrical device on the system diagram. In addition, the operator may select a target electric device on the system diagram of the system diagram display unit 440.
  • the system control system 10 can input simple load data to the distributed power supply database 23 for a consumer who does not have controllable electrical equipment.
  • the system control system 10 may include an output prediction unit.
  • the output predicting unit predicts the current output of the electric device and inputs it to the distributed power supply database 23.
  • the output prediction unit learns by regression analysis, neural network, or the like based on any actual value such as PV power generation amount, solar radiation amount, temperature, humidity, and aerial image information. Predict the current output of.
  • the distributed power supply synthesis unit 26 performs distributed power supply synthesis calculation and stores the calculation result in the virtual generator database 25.
  • the distributed power source composition unit 26 uses the system data D1, the constraint data D2, the distributed power source data D3, and the generator data D4 to generate a virtual generator that synthesizes electrical equipment by calculation of the distributed power source synthesis program P10.
  • the output adjustment cost, the rated capacity, the rated output, the current output, and the power output constraint are calculated.
  • FIG. 28 shows distributed power supply synthesis calculation according to the first embodiment.
  • the specifying unit 32 reads the network configuration of the power system 100 and the measured values of each sensor from the system database 21 to the memory 15 in S10, and the current flow from the constraint database 22 Are read into the memory 15.
  • the specifying unit 32 determines whether or not all the measured values satisfy the tidal current constraint by comparing the measured values of each sensor with the upper and lower limits of the tidal current.
  • the specifying unit 32 returns the process to S10 and reads the next data after the measurement step time.
  • the specifying unit 32 advances the process to S30.
  • the specifying unit 32 may compare the result of estimating the state of the power system 100 and the power flow restriction value by state estimation calculation.
  • the state estimation calculation is based on the observation data and connection data of power transmission / distribution equipment such as substations, power plants, and transmission lines, and the presence / absence of abnormal data in the observation data is determined and the abnormal data is removed. Estimate the likely system state at a particular time section.
  • the state estimation calculation can use, for example, the method shown in Non-Patent Document 1.
  • the identifying unit 32 determines whether or not there are a plurality of measurement values for violation of tidal current constraints.
  • the specifying unit 32 advances the process to S50.
  • the specifying unit 32 advances the process to S40.
  • the specifying unit 32 calculates, for each of a plurality of measurement values that violate the tidal current constraint, a difference from the tidal current constraint value as a violating amount, selects a tidal constraint constraint having the largest violating amount, and selects the selected tidal current constraint
  • the point where the violation occurred is stored in the constraint database 22 as a tidal constraint violation point, and the process proceeds to S50.
  • the specifying unit 32 divides the power system 100 into regions based on the network configuration of the power system 100 and the tidal current restriction violation points.
  • the power system 100 is divided into an area (system) on the power transmission side (upstream) and an area (system) on the power reception side (downstream) with the tidal constraint violation point as a boundary.
  • FIG. 29 shows an example of area division.
  • arrows attached between nodes indicate the direction of steady-state power flow.
  • the specifying unit 32 divides the power system 100 into the power system 102 and the power system 103 with the branch 140a as a boundary.
  • the electric power is roughly supplied from the generator 110a and the generator 110b to the load 160a.
  • the sub-system 101 is basically supplied with electric power from the generator 110b, but may also supply electric power from the distributed power source in the customer 220 to the load 160a.
  • Increasing the output of the generator 110a in the power system 102 increases the tidal flow rate of the branch 140a, and therefore aggravates the tidal constraint violation in the branch 140b. Further, increasing the output of the generator 110b and the customer 220 in the power system 103 increases the tidal flow rate of the branch 140b, but does not increase the tidal flow rate of the branch 140a. I won't let you.
  • a virtual generator is generated in the power system 103 out of the divided power system 102 and the power system 103, but a virtual generator may be generated in both of the divided power systems.
  • the generation unit 33 reads the network configuration of each divided area and the characteristics of a plurality of electric devices that can be controlled in each area from the distributed power supply database 23 into the memory 15.
  • the characteristic of the electrical equipment here includes any of grid connection point, output adjustment cost, rated capacity, rated output, current output, and measured value of each sensor.
  • the generation unit 33 synthesizes the characteristics of a plurality of controllable electrical devices in each region, and stores them in the virtual generator database 25 as the characteristics of the virtual generator.
  • the generation unit 33 calculates the output adjustment cost characteristic of the virtual generator, for example, by combining the output adjustment cost characteristics of a plurality of electric devices.
  • FIG. 30 shows an example of the synthesis of the output adjustment cost characteristic.
  • the generation unit 33 calculates the output adjustment cost characteristic of the virtual generator, for example, by adding the output adjustment cost characteristics of a plurality of electric devices.
  • the generation unit 33 uses the output adjustment cost characteristic of DG, the output adjustment cost characteristic of PV, and the output adjustment cost characteristic of EV, and adds these output adjustment costs, thereby virtualizing the synthesized curve.
  • the output adjustment cost characteristics of the generator is used as the characteristic of the electric device.
  • the generation unit 33 calculates the power output constraint of the virtual generator by adding the upper and lower limit values of the power output constraint of the plurality of electrical devices, for example.
  • the generator output distribution calculation unit 27 performs the generator output distribution calculation and stores the calculation result in the memory 15 as the generator output distribution data.
  • the generator here includes a virtual generator.
  • the total fuel costs F T of the power system 100 is represented by the following formula (1), supply-demand balance constraints represented by equation (2) below.
  • a preset value or a predicted value may be used instead of the measurement value.
  • the fuel cost characteristic F i (P i ) of each generator is an incremental fuel cost characteristic of the generator in the generator database 24 or an output adjustment cost characteristic of the virtual generator in the virtual generator database 25.
  • Total load, P D are calculated by summing the load of the data lines database 21. However, P D does not contain a load of the subsystem 101 are synthesized into a virtual generator.
  • F T is the total fuel cost
  • P i is the active power output of each generator
  • F i (P i ) is the fuel cost of each generator converted in terms of cost per hour (in monetary units / h).
  • Fuel cost characteristics, m is the number of generators.
  • ELD Economic load distribution
  • the necessary condition for the most economical operation state in a plurality of generators including virtual generators is that the incremental fuel cost of all the generators is equal to the Lagrange multiplier ⁇ .
  • ⁇ that satisfies the supply-demand balance constraint
  • each generator output must be limited to a minimum output or more and a maximum output or less.
  • the generator output restriction of each generator in the grid database 21 and the power supply output restriction in the virtual generator database 25 are used.
  • the optimum power generation amount of the generator i can be calculated by the following equation (12).
  • ⁇ is the incremental fuel cost of the generator and the output adjustment cost of the virtual generator.
  • the generator output distribution calculation unit 27 performs the generator output distribution calculation, and stores the calculated generator output distribution data in the memory 15.
  • the generator output allocation calculation unit 27 may perform ELD calculation considering power transmission loss and dynamic economic load allocation calculation considering generator output change rate constraint.
  • the generator output distribution calculation unit 27 calculates generator output distribution data when the virtual generator is not used. That is, the generator output distribution data indicates the output distribution of the generators 101 a and 101 b in the power system 100.
  • the generator output distribution calculation unit 27 performs power flow calculation using the generator output distribution data, and stores the calculation result in the memory 15 as power flow data.
  • the generator output distribution calculation unit 27 outputs the output command value P of the active power of the generators 101a and 101b in the generator output distribution data when the virtual generator is not used, and its output.
  • the reactive power component Q set in advance for the command value, the voltage V of each node necessary for power flow calculation obtained from the grid database 21, the output command value P of the load in the power grid 100, and its output command value
  • the reactive power Q set in advance is used.
  • the generator output distribution calculation unit 27 designates P and V for the generator, the synchronous phase adjuster, and the reactive power compensator in the power system 100, and designates P and Q for the substation and the load in the power system 100. Then, a preset node voltage V and phase angle ⁇ are designated for a slack node preset in the electric power system 100.
  • the generator output distribution calculation unit 27 creates an admittance matrix Yij from the system database 21, performs a power flow calculation using the Newton-Raphson method, and stores the calculation result in the memory 15 as power flow data.
  • the tidal current calculation basically uses the AC method, but may use the DC method, the flow method, or the like.
  • the generator output distribution calculation unit 27 can perform a power flow calculation based on the current power flow state measured by each sensor. In this case, the generator output distribution calculation unit 27 obtains P and Q from the voltage V, current I, and power factor cos ⁇ measured by each sensor.
  • the generator output distribution calculation unit 27 determines whether or not the calculated power flow data satisfies a power flow constraint in the constraint database 22.
  • the generator output distribution calculation unit 27 stores information indicating the point where the power flow constraint violation has occurred in the memory 15, and advances the processing to S6.
  • the generator output distribution calculation unit 27 corrects the output constraint of the generator or the virtual generator to satisfy the tidal constraint based on the information indicating the point where the tidal constraint is violated, and returns the process to S3.
  • the output restriction here is a generator output restriction or a power supply output restriction.
  • the generator output distribution calculation unit 27 corrects the generator output constraint in the grid database 21 to satisfy the power flow constraint, and stores the correction result in the grid database 21.
  • the generator output distribution calculation unit 27 performs the generator output distribution calculation of S3 using the virtual generator created in S2, performs the power flow calculation of S4, and performs the power flow data in S5. The processing loop is repeated until the current constraint is satisfied.
  • the generator output distribution calculation unit 27 corrects the power output constraint of the virtual generator in the virtual generator database 25 so as to satisfy the power flow constraint, and the corrected result is the virtual generator. Save to database 25.
  • the generator output distribution calculation unit 27 terminates the flow of the distributed power generation synthesis calculation and initializes the memory 15 when a predetermined number of processing loops are executed. Then, the flow of the distributed power source composition calculation is started again.
  • the generator output distribution calculating unit 27 advances the process to S7.
  • the generator output distribution calculation unit 27 sends the control command message 310 ⁇ / b> S including the output command values of the generator and the virtual generator determined to satisfy the power flow constraint to the management device corresponding to the generator and the virtual generator.
  • the output command value is stored in the memory 15.
  • the transmission destination of the message 310S may be a generator control device that controls the generator, a system management server provided in the central power supply command station, a control system 210 such as CEMS, and a controllable electrical device.
  • the output command value of the virtual generator is managed by a plurality of management based on the output adjustment cost characteristics of the electrical equipment managed by each management device. You may distribute to an apparatus.
  • the generator output distribution calculation unit 27 receives the measurement value by each sensor, and acquires the output actual value indicating the output of the generator or the virtual generator according to the output command value. Next, the generator output distribution calculation unit 27 generates control result data indicating the acquired output result value and displays it on the display unit 11.
  • the control result data display screen that displays the control result data may indicate how the cost has changed.
  • FIG. 31 shows an example of the control result data display screen.
  • the control result data display screen includes a system status display unit 510, a cost display unit 520, and a power output display unit 530.
  • the system status display unit 510 indicates the time when a control command is transmitted and the time when a state change based on the control command occurs.
  • the cost display unit 520 is a graph showing the change over time of the total cost.
  • the power output display unit 530 is a graph showing the time change of the power output for each generator or virtual generator. In this way, the operator can easily check the timing of the control result by displaying in chronological order when the control command was issued and how the generator or virtual generator changed the output. Can do.
  • the generator output distribution calculation unit 27 may provide the control result data to the user in accordance with a format that can be printed on a document or the like.
  • FIG. 32 shows an example of generator output distribution data.
  • the generator output distribution data includes the generator output distribution data when the virtual generator calculated in S3 of the first round of the processing loop is not used, and the virtual power generation calculated in S3 of the second and subsequent rounds of the processing loop.
  • Generator output distribution data when using the generator.
  • the generator output distribution data includes a generator name, a grid connection point name where the generator is linked to the power grid 100, and an output command value [ kW] and the cost [yen / kWh] for executing the control command.
  • the cost includes fuel cost and output adjustment cost.
  • the generator output distribution calculation unit 27 displays information on the display unit 11 for comparing the case where the virtual generator is not used and the case where the virtual generator is used based on the calculated generator output distribution data. You may do it.
  • FIG. 33 shows an example of the incremental fuel cost characteristic of the generator and the output adjustment cost characteristic of the virtual generator.
  • This figure shows the incremental fuel cost characteristic of the generator 110a, the output adjustment cost characteristic of the virtual generator of the partial system 101, and the incremental fuel cost characteristic of the generator 110b.
  • the incremental fuel cost increase ⁇ Ca when the output of the generator 110a is increased by ⁇ P
  • the output adjustment cost increase when the output of the virtual generator of the partial system 101 is increased by ⁇ P.
  • ⁇ Cc is compared with the increase amount ⁇ Cb of the incremental fuel cost when the output of the generator 110b is increased by ⁇ P, there is a relationship of ⁇ Ca ⁇ Cc ⁇ Cb.
  • FIG. 34 shows an example of a comparison result of output command values when the virtual generator is not used and when the virtual generator is used.
  • the output command value of the generator 110b is larger than the output command value of the generator 110a.
  • the output command value of the virtual generator of the partial system 101 is larger than the output command value of the generator 110a
  • the output command value of the generator 110a is larger than the output command value of the generator 110b.
  • the output command value of the generator 110a when the virtual generator is used is not different from the output command value of the generator 110a when the virtual generator is not used.
  • FIG. 35 shows an example of a cost comparison result between the case where the virtual generator is not used and the case where the virtual generator is used.
  • the total cost when using the virtual generator is smaller than the total cost when not using the virtual generator.
  • FIG. 36 shows a first modification of the power system.
  • the power system 100 p is a first modification of the power system 100.
  • the power system 100p includes a generator 110q, a node 120q connected thereto, a transformer 130q connected thereto, a node 120r connected thereto, and a branch 140s connected thereto. , A node 120t connected thereto, a transformer 130u connected thereto, a node 120u connected thereto, and a load 160u connected thereto.
  • the power system 100p further includes a partial system 101p connected to the node 120r.
  • the partial system 101p includes a transformer 130p connected to the node 120r, a node 120p connected thereto, a management device 170p connected thereto, a load 160p and a power supply 190p connected thereto.
  • the power flow in the transformer 130q is in the direction from the generator 110q to the node 120r, and the power flow in the transformer 130p is in the direction from the management device 170p to the node 120r. Further, the power flow in the branch 140s and the transformer 130u is in the direction from the node 120r to the load 160u.
  • the distributed power combining unit 26 divides the power system 100p into a power system 103p on the power transmission side and a power system 102p on the power reception side, with the branch 140s where the power flow constraint violation has occurred as a boundary.
  • the generator output distribution calculation unit 27 performs the generator output distribution calculation based on the incremental fuel cost characteristic of the generator 110q and the output adjustment cost characteristic of the virtual generator of the partial system 101p.
  • FIG. 37 shows characteristics of the generator and the virtual generator in the first modification of the power system.
  • This figure shows the incremental fuel cost characteristic of the generator 110q and the output adjustment cost characteristic of the virtual generator of the partial system 101p.
  • the decrease amount ⁇ Cq of the incremental fuel cost when the output of the generator 110q is decreased by ⁇ P and the decrease amount ⁇ Cp of the output adjustment cost when the output of the virtual generator of the partial system 101p is decreased by ⁇ P are compared.
  • ⁇ Cq ⁇ Cp the total cost when the output of the virtual generator of the partial system 101p is decreased by ⁇ P is lower than the total cost when the output of the generator 110q is decreased by ⁇ P. Therefore, the generator output distribution calculation unit 27 decreases the power flow of the branch 140s by decreasing the output of the virtual generator of the partial system 101p as a result of the generator output distribution calculation.
  • the control command to the management device 170p of the partial system 101p is the output suppression of the power supply 190p, the output increase of the load 160p (power consumption increase), and the like.
  • the output adjustment cost is a fuel cost or an incentive for responding to the control command.
  • FIG. 38 shows a second modification of the power system.
  • the power system 100q is a second modification of the power system 100.
  • elements denoted by the same reference numerals as the elements of the power system 100p are the same as or equivalent to the elements of the power system 100p.
  • the power system 100q includes a generator 110u instead of the load 160u, and includes a generator 110w instead of the generator 110q.
  • the power system 100p further includes a transformer 130v connected to the node 120r, a node 120v connected to the transformer 130v, and a load 160v connected thereto.
  • the power flow in the transformer 130u and the branch 140s is in the direction from the generator 110u to the node 120r.
  • the power flow in transformer 130q is in the direction from generator 110u to node 120r.
  • the power flow in the transformer 130p is in the direction from the node 120r to the management device 170p.
  • the power flow in the transformer 130v is in the direction from the node 120r to the load 160v.
  • the distributed power combiner 26 divides the power system 100q into a power system 102q on the power transmission side and a power system 103q on the power reception side, with the branch 140s where the power flow constraint violation has occurred as a boundary.
  • the generator output distribution calculation unit 27 generates the generator based on the incremental fuel cost characteristic of the generator 110u, the output adjustment cost characteristic of the virtual generator of the partial system 101p, and the incremental fuel cost characteristic of the generator 110w. Perform output distribution calculation.
  • a plan for decreasing the output of the generator 110u by ⁇ P and increasing the output of the generator 110w by ⁇ P, and decreasing the output of the generator 110u by ⁇ P, and A plan that reduces the output of the virtual generator of the partial system 101p by ⁇ P can be considered.
  • FIG. 39 shows the characteristics of the generator and the virtual generator in the second modification of the power system.
  • This figure shows the incremental fuel cost characteristic of the generator 110u, the output adjustment cost characteristic of the virtual generator of the partial system 101p, and the incremental fuel cost characteristic of the generator 110w.
  • Increase amount ⁇ Cw of the incremental fuel cost when the output of the generator 110w is increased by ⁇ P and increase amount of the output adjustment cost when the output of the virtual generator of the partial system 101p is decreased by ⁇ P ⁇ Cp (increase amount) - ⁇ Cp ⁇ Cw.
  • the generator output distribution calculation unit 27 decreases the power flow of the branch 140s by decreasing the output of the virtual generator of the partial system 101p as a result of the generator output distribution calculation.
  • stability constraints may be set instead of tidal constraints, and other stability constraints may be represented by tidal constraints.
  • a PMU Phase Measurement Unit
  • a PMU that measures the phase angle ⁇ is provided in each part in the power system 100 and is connected to the system control system 10 via the communication network 300.
  • the PMU transmits P, Q, V, I, ⁇ and the like as measurement data to the system control system 10.
  • the system control system 10 transmits a control command to a management device that controls electric devices belonging to the generator and the virtual generator.
  • the generator output distribution calculation unit 27 performs stability calculation using ⁇ received from each PMU instead of the power flow calculation. This stability calculation calculates the threshold value of ⁇ before an accident when the cost at which the power system 100 becomes unstable is larger than the cost for preventive control for an assumed accident.
  • the generator output distribution calculation unit 27 stores the calculated threshold value in the constraint database 22 as stability constraint data instead of the constraint data D2.
  • a plurality of distributed power sources that are geographically distributed can be controlled, and a control command can be given in consideration of the characteristics of the plurality of distributed power sources.
  • output distribution to satisfy the tidal current constraint is made using the characteristics of the generator and the characteristics of a virtual generator that aggregates the characteristics of multiple electrical devices in the divided areas. Can be calculated. Thereby, when the cost of adjusting the output of the virtual generator is lower than the cost of adjusting the output of a certain generator, the total cost for satisfying the power flow restriction can be reduced.
  • FIG. 40 shows a functional configuration of the system control system 10b according to the second embodiment.
  • the system control system 10b according to the present embodiment, elements denoted by the same reference numerals as those of the system control system 10 are the same as or equivalent to the elements of the system control system 10.
  • the system control system 10b further includes a distributed power supply accuracy database 29 for storing the distributed power supply accuracy data D6.
  • the storage device 17 has a distributed power accuracy database 29 in addition to the elements of the first embodiment.
  • the output adjustment cost of electrical equipment has various forms depending on the contract between each customer and the aggregator, electric power company, brokerage company, etc. For example, when the customer can stop the contract when he / she does not want to receive a control command, the system control system 10b is less likely to control the output of the electrical device, so the virtual generator can actually output the output indicated in the control command. Not necessarily. Therefore, the distributed power combining unit 26 sets the accuracy of each customer in advance, or sets the accuracy of each customer by learning based on the actual value of each customer. Thereby, the generator output allocation calculation part 27 can implement the generator output allocation calculation in consideration of the accuracy.
  • the accuracy of the consumer may be, for example, a record of the probability that the consumer has executed the control command, or may be a result of predicting the probability that the consumer will execute the control command. The accuracy may be set for each electrical device.
  • FIG. 41 shows a distributed power supply synthesis calculation according to the second embodiment.
  • elements having the same reference numerals as the elements of the distributed power generation calculation of the first embodiment are the same as or equivalent to the elements of the distributed power generation calculation of the first embodiment. Show.
  • the distributed power combining unit 26 advances the processing to S61 after the processing from S10 to S50 as in the first embodiment.
  • the distributed power combining unit 26 determines the network configuration of each divided region, the characteristics of controllable electrical devices in each region, the distributed power source from the distributed power database 23 and the distributed power accuracy database 29. Read the accuracy and.
  • the characteristic of the electrical equipment here includes any of grid connection point, output adjustment cost, rated capacity, rated output, current output, and measured value of each sensor.
  • the distributed power combining unit 26 combines the characteristics of a plurality of electric devices that can be controlled in each region, stores the characteristics in the virtual generator database 25 as the characteristics of the virtual generator, and ends this flow.
  • the distributed power combining unit 26 calculates the output adjustment cost characteristic of the virtual generator by weighting and combining the output adjustment cost characteristics of a plurality of electrical devices with respective accuracy.
  • the distributed power combining unit 26 multiplies the output adjustment cost characteristics of a plurality of electrical devices by the corresponding accuracies, and sums the multiplication results to obtain the output adjustment cost characteristics of the virtual generator.
  • the output command value can be calculated in consideration of the uncertainty of the execution of the control command and the reliability.
  • the generator output distribution calculation unit 27 calculates an output command value using the accuracy and an output command value not using the accuracy, and sets the accuracy to a part of the plurality of electric devices belonging to the virtual generator. A control command of the output command value used is issued, and the influence on the power system 100 is confirmed by the measured value of each sensor. Next, the generator output distribution calculation unit 27 ends the transmission of the control command when the total of the transmitted output command values reaches the total of the output command values that do not use the accuracy.
  • the generator output distribution calculation unit 27 may transmit a control command for each consumer, may transmit a control command for each management device, or may transmit a control command for each CEMS. .
  • a violation unit information indicating a grid facility that violates a power flow constraint or a voltage constraint in the power system is acquired from the database, and based on the violation facility information, a specifying unit that identifies a partial system that is a part of the power system, Acquiring device point information indicating each point of a plurality of electrical devices in the power system from the database, identifying a group of a plurality of electrical devices in the partial system based on the device point information, the group For each of the plurality of electric devices belonging to the group, the device characteristic information indicating the characteristic of the cost for adjusting the output is obtained from the database, and by combining the device characteristic information of the plurality of electric devices belonging to the group, A power system control device comprising: a generation unit configured to generate group characteristic information indicating a characteristic of cost for output adjustment.
  • (Expression 2) Obtaining violation facility information indicating a grid facility that violates the power flow constraint or voltage constraint in the power system from the database, and identifying the partial system that is part of the power system based on the violation facility information, Acquiring device point information indicating each point of a plurality of electrical devices in the power system from the database, based on the device point information, among the plurality of electrical devices in the power system in the partial system Identify multiple groups of electrical equipment, For each of the plurality of electric devices belonging to the group, the device characteristic information indicating the characteristic of the cost for output adjustment is obtained from the database, and by combining the device characteristic information of the plurality of electric devices belonging to the group, A power system control program that causes a computer to generate group characteristic information indicating characteristics of costs for adjusting the output of a group.
  • the violation facility information corresponds to, for example, a tidal constraint violation point.
  • the device point information corresponds to, for example, the grid connection point of the electric device.
  • the device characteristic information corresponds to the output adjustment cost characteristic of the electric device.
  • a group corresponds to a virtual generator, for example.
  • the group characteristic information corresponds to, for example, the output adjustment cost characteristic of the virtual generator.
  • the generator characteristic information corresponds to, for example, an incremental fuel cost characteristic of the generator.
  • the adjustment amount corresponds to, for example, an output command value.
  • the calculation unit corresponds to the generator output distribution calculation unit 27.

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Abstract

　潮流制約もしくは電圧制約違反に応じ、電力系統内の適切な複数の電気機器の特性を集約する技術を提供する。本発明である電力系統制御装置は、特定部と生成部とを備える。特定部は、電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、違反設備情報に基づいて、電力系統の一部である部分系統を特定する。生成部は、電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報をデータベースから取得し、機器地点情報に基づいて、部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報をデータベースから取得し、グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する。

Description

電力系統制御装置及び電力系統制御方法
　本発明は、電力系統全体の需給バランスとコストを考慮して、複数の発電機の出力配分を決定する技術に関する。
　電力系統全体に安定した電力供給を実施するためには、需要と供給のバランスを保つ必要がある。需要は時々刻々と変化するため、供給を担う電源の中でも有効電力の出力調整が容易な火力発電機の出力を調整することによって、需給バランスを保っている。即ち、電力系統全体の需要変動は、複数の火力発電機によって分担されている。また、複数の火力発電機の合計燃料費が最安になるように各火力発電機の出力分担を決定することで、電力供給の安定性と経済性を両立している。この経済性を考慮した出力分担は、経済負荷配分（ELD：Economic Load Dispatch）と呼ばれている。
　従来の系統制御システムでは、経済負荷配分を決定する方法として、例えばネットワークを考慮しない最適潮流計算（OPF：Optimal Power Flow）である、等増分燃料費則（等λ則）が知られている。
　また、電力系統過渡安定度の予防制御方法として、発電コストを最小とする経済負荷配分（ELD）計算により発電機出力指令値を算出し、この発電機出力指令値からの変更分の２乗和に、負荷の総需要により変動する重み係数を乗じた関数をペナルティ項とし、事故中の加速エネルギーの発電機間のアンバランス分AE値を最小とする目的関数にペナルティ項を追加することが知られている（例えば、特許文献１）。
　また、性能、出力、燃料等の異なる多種の発電ユニットで構成される発電所に対し、給電指令所からの一括指令である給電指令が発行された場合に、発電所負荷調整装置がこの給電指令を受け、各発電ユニットの運転情報や発電ユニットの特性等の情報に基づいて、発電所が電力系統の安定度を向上させるように、各発電ユニットに出力配分して出力要求指令を与えることが知られている（例えば、特許文献２）。
　また、計測値に基づいて状態を推定する方法が知られている（例えば、非特許文献１）。
特開平７－１５８７６号公報 特開平３－１９５３２７号公報
LarsHolten, Anders Gjelsvlk, Sverre Adam, F. F. Wu, and Wen-Hs Iung E. Liu,Comparison of Different Methods for State Estimation, IEEE Transaction on PowerSystems, Vol. 3 (1988), p.1798-1806
　電力系統や各発電機には、需給バランス制約と発電機有効電力出力の上下限制約などがあるため、制約によって経済負荷配分が効率の悪い発電機の出力配分を増加する場合があり、燃料費が増加する恐れがある。
　電力系統の安定度確保のために過渡安定度制約を考慮した発電機出力調整を実施すると、燃料費が増加する恐れがある。また、電圧安定度を考慮したOPFや過渡安定度制約付きOPFの場合も、安定度制約の考慮に必要なコストが増加する恐れがある。
　一方、複数の分散型電源の特性の捉え方や出力指令の与え方については、考慮されていない。
　本発明の目的は、潮流制約もしくは電圧制約の違反に応じ、電力系統内の適切な複数の電気機器の特性を集約する技術を提供することにある。
　上記目的を達成するために、本発明の一態様である電力系統制御装置は、特定部と生成部とを備える。特定部は、電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、違反設備情報に基づいて、電力系統の一部である部分系統を特定する。生成部は、電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報をデータベースから取得し、機器地点情報に基づいて、部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報をデータベースから取得し、グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する。
　本発明によれば、潮流制約もしくは電圧制約の違反に応じ、電力系統内の適切な複数の電気機器の特性を集約することができる。
図１は、実施例１に係る分散型電源合成部２６の機能構成を示す。 図２は、実施例１に係る系統制御システム１０の機能構成を示す。 図３は、電力系統１００と系統制御システム１０のハードウェア構成を示す。 図４は、部分系統１０１の構成を示す。 図５は、メッセージ３１０Ｒ、３１０Ｓの構成を示す。 図６は、プログラムデータベース２８に記憶される内容を示す。 図７は、系統データベース２１に格納されているブランチ定数データの一例を示す。 図８は、系統データベース２１に格納されている変圧器定数データの一例を示す。 図９は、系統データベース２１に格納されているノード定数データの一例を示す。 図１０は、系統データベース２１に格納されている発電機制約データの一例を示す。 図１１は、系統データベース２１に格納されている計測データの一例を示す。 図１２は、制約データベース２２に格納されている制約データの一例を示す。 図１３は、分散型電源データベース２３に格納されているブランチ定数データの一例を示す。 図１４は、分散型電源データベース２３に格納されている変圧器定数データの一例を示す。 図１５は、分散型電源データベース２３に格納されているノード定数データの一例を示す。 図１６は、分散型電源データベース２３に格納されている機器特性データの一例を示す。 図１７は、機器特性データにより示されている出力調整費特性の一例を示す。 図１８は、分散型電源データベース２３に格納されている電気機器の電源出力制約の一例を示す。 図１９は、分散型電源データベース２３に格納されている計測データの一例を示す。 図２０は、発電機データベース２４に格納されている発電機特性データの一例を示す。 図２１は、需要予測値の時間変化の一例を示す。 図２２は、発電機出力計画値の時間変化の一例を示す。 図２３は、発電機データベース２４に格納されている増分燃料費特性を示す。 図２４は、仮想発電機データベース２５に格納されている仮想発電機特性データの一例を示す。 図２５は、仮想発電機データベース２５に格納されている電源出力制約の一例を示す。 図２６は、系統制御処理を示す。 図２７は、分散型電源データ設定画面を示す。 図２８は、実施例１に係る分散型電源合成計算を示す。 図２９は、地域分割の一例を示す。 図３０は、出力調整費特性の合成の一例を示す。 図３１は、制御結果データ表示画面の一例を示す。 図３２は、発電機出力配分データとの一例を示す。 図３３は、発電機の増分燃料費特性と仮想発電機の出力調整費特性の一例を示す。 図３４は、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合との出力指令値の比較結果の一例を示す。 図３５は、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合とのコストの比較結果の一例を示す。 図３６は、電力系統の第１変形例を示す。 図３７は、電力系統の第１変形例における発電機及び仮想発電機の特性を示す。 図３８は、電力系統の第２変形例を示す。 図３９は、電力系統の第２変形例における発電機及び仮想発電機の特性を示す。 図４０は、実施例２に係る系統制御システム１０ｂの機能構成を示す。 図４１は、実施例２に係る分散型電源合成計算を示す。
　以下、本発明の実施例を、図面を用いて説明する。
　本実施例では、本発明の電力系統制御装置の適用例である系統制御システム１０について説明する。系統制御システム１０は、潮流制約もしくは電圧制約に基づいて電力系統内の範囲を特定し、その範囲に属する複数の電気機器を集約して一つのグループとして扱う。ここで系統制御システム１０は、複数の電気機器の特性を合成することにより一つのグループの特性を算出する。以下の説明において、電気機器は、分散型電源やバッテリー等の電力を供給する機器であっても良いし、電力を消費する負荷であっても良い。また、電気機器グループを一つの発電機と見なして仮想発電機（Virtual Generator）と呼ぶ。また、系統制御システム１０は、発電機と仮想発電機の出力配分計算を実施し、計算結果に応じた制御指令を出す。
　以下、系統制御システム１０における分散型電源合成部２６の構成について説明する。
　図１は、実施例１に係る分散型電源合成部２６の機能構成を示す。分散型電源合成部２６は、系統データＤ１を格納する系統データベース２１と、制約データＤ２を格納する制約データベース２２と、分散型電源データＤ３を格納する分散型電源データベース２３と、仮想発電機データＤ５を格納する仮想発電機データベース２５とに接続されている。ここで、系統データＤ１は、電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報と、電力系統内の発電機の地点を示す発電機地点情報とを含む。また、制約データＤ２は、電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報と潮流制約もしくは電圧制約の違反量を示す制約違反情報を含む。また、分散型電源データＤ３は、機器地点に基づいて、部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報と、電気機器の電源出力制約とを含む。
　分散型電源合成部２６は、特定部３２と生成部３３とを有する。特定部３２は、系統データＤ１と制約データＤ２と分散型電源データＤ３を用いて、電力系統１００内の複数の電気機器を特定する。生成部３３は、特定された複数の電気機器の特性を集約して一つの発電機の特性と見なすことにより仮想発電機の特性を生成する。また、分散型電源合成部２６は、この仮想発電機を示す仮想発電機データＤ５を作成する。ここで、仮想発電機データＤ５は、グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報と、仮想発電機の電源出力制約とを含む。以下の説明において、潮流制約と電圧制約のうち、潮流制約についてのみ説明するが、潮流を電圧に置き換えて考えてもよい。
　以下、系統制御システム１０の構成について説明する。
　図２は、実施例１に係る系統制御システム１０の機能構成を示す。系統制御システム１０は、系統データＤ１を格納する系統データベース２１と、制約データＤ２を格納する制約データベース２２と、分散型電源データＤ３を格納する分散型電源データベース２３と、発電機データＤ４を格納する発電機データベース２４と、分散型電源合成部２６と、仮想発電機データＤ５を格納する仮想発電機データベース２５と、発電機出力配分計算部２７とを有する。発電機データＤ４は、発電機の出力の調整に対するコストの特性を示す発電機特性情報と、発電機の出力制約とを含む。
　発電機出力配分計算部２７は、系統データＤ１と制約データＤ２と分散型電源データＤ３と発電機データＤ４と仮想発電機データＤ５とを用いて、発電機１１０と制御システム２１０への制御指令を作成する。制御指令は、定期的に発電機１１０と制御システム２１０に送信される。制御システム２１０は、仮想発電機に属する複数の電気機器を管理する。
　制御指令を受けた発電機１１０と制御システム２１０は、制御指令に従い、電力系統へ電力を供給する。ここで、発電機１１０は、系統制御システム１０からの制御指令により直接制御することができる電源であり、主に大規模な発電機である。また、制御システム２１０は、電気機器を管理するシステムであり、例えばＣＥＭＳ（Community Energy Management System）等のエネルギー管理システムである。制御システム２１０は、制御指令を受信し、制御指令に応じて電気機器を制御したり、制御指令に応じて電気機器の管理者に指示したりすることにより、電気機器を管理する。これにより、制御システム２１０は、系統制御システム１０からの制御指令により直接制御することができない電気機器を管理することができる。
　図３は、電力系統１００と系統制御システム１０のハードウェア構成を示す。電力系統１００は、発電機１１０ａと、これに接続されているノード（母線）１２０ａと、これに接続されている変圧器１３０ａと、これに接続されているノード１２０ｂと、これに接続されているブランチ（線路）１４０ａと、これに接続されているノード１２０ｃと、これに接続されているブランチ１４０ｂと、これに接続されているノード１２０ｄと、これに接続されている変圧器１３０ｂと、これに接続されているノード１２０ｅと、これに接続されている発電機１１０ｂとを有する。電力系統１００は更に、ノード１２０ｃに接続されている変圧器１３０ｃと、これに接続されているノード１２０ｆと、これに接続されている負荷１６０ａとを有する。電力系統１００は更に、ノード１２０ｄに接続されている部分系統１０１を有する。部分系統１０１は、ノード１２０ｄに接続されている変圧器１３０ｄと、これに接続されているノード１２０ｇと、これに接続されている需要家２２０とを有する。需要家２２０は、管理装置と、それにより管理される電気機器とを有し、電力の供給又は消費を行う。
　発電機１１０ａ、１１０ｂの夫々は、通信ネットワーク３００を介して系統制御システム１０の通信部１３に接続され、通信部１３との間でメッセージを送受信する。需要家２２０は、制御システム２１０及び通信ネットワーク３００を介して系統制御システム１０の通信部１３に接続され、通信部１３との間でメッセージを送受信する。
　図４は、部分系統１０１の構成を示す。部分系統１０１は、前述のノード１２０ｄに接続されている変圧器１３０ｄと、これに接続されているノード１２０ｇと、これに接続されているブランチ１４０ｃと、これに接続されているノード１２０ｈと、これに接続されているブランチ１４０ｄと、これに接続されているノード１２０ｉと、これに接続されているブランチ１４０ｅと、これに接続されているノード１２０ｊと、これに接続されているブランチ１４０ｆと、これに接続されているノード１２０ｋとを有する。変圧器１３０ｄは例えば、配電変電所に設けられている。
　部分系統１０１は更に、ノード１２０ｈに接続されている需要家２００と、ノード１２０ｉに接続されている需要家２０１と、ノード１２０ｊに接続されている需要家２０２と、ノード１２０ｋに接続されている需要家２０３とを有する。
　需要家２００は、ノード１２０ｈに接続されている変圧器１３０ｅと、これに接続されているノード１２０ｌと、これに接続されている管理装置１７０ａと、これに接続されている負荷１６０ｂとを有する。
　需要家２０１は、ノード１２０ｉに接続されている変圧器１３０ｆと、これに接続されているノード１２０ｍと、これに接続されている管理装置１７０ｂと、これに接続されているバッテリー（充放電装置）１８０ａとを有する。
　需要家２０２は、ノード１２０ｊに接続されている変圧器１３０ｇと、これに接続されているノード１２０ｎと、これに接続されている管理装置１７０ｃと、これに接続されているバッテリー１８０ｂ、負荷１６０ｃ、及び電源（分散型電源）１９０ａとを有する。
　需要家２０３は、ノード１２０ｋに接続されている変圧器１３０ｈと、これに接続されているノード１２０ｏと、これに接続されている管理装置１７０ｄと、これに接続されている負荷１６０ｄ及び電源１９０ｂとを有する。
　需要家２００、２０１、２０２、２０３において、負荷、バッテリー、電源等の電気機器の組み合わせは、この例に限定されない。管理装置１７０ａ、１７０ｂ、１７０ｃ、１７０ｄの夫々は、通信ネットワーク３０１を介して、制御システム２１０に接続されている。制御システム２１０は、系統制御システム１０に接続されている。
　ここで、制御システム２１０は、或るブランチに沿って接続されている各需要家を一括管理するシステムであり、例えば、地域エネルギー管理システム（ＣＥＭＳ：Community Energy Management System）である。この例において、制御システム２１０は、部分系統１０１内の需要家２００、２０１、２０２、２０３を管理する。制御システム２１０により管理される複数の需要家は、一つの事業者が管理する複数の店舗であっても良いし、一つの事業者が管理する複数の電気機器や設備であっても良いし、複数の一般家庭であっても良い。
　管理装置１７０ａ～１７０ｅは、通信ネットワーク３０１を介して制御システム２１０に接続され、制御システム２１０との間でメッセージを送受信する。制御システム２１０は、系統制御システム１０との間でメッセージを送受信する。
　負荷１６０ｂ、１６０ｃ、１６０ｄは、夫々需要家２００、２０２、２０３内の制御不可能な負荷と制御可能な負荷とを含む。制御不可能な負荷は、管理装置により制御されることを前提とせず、電力消費するだけのエアーコンディショナーあるいは冷蔵庫あるいは洗濯機等の家電製品等である。制御可能な負荷は、管理装置により制御されることを前提とする給湯器やヒートポンプ等である。ただし、制御不可能な負荷も、宅内エネルギー管理システム（ＨＥＭＳ：Home Energy Management System）などの電気機器の管理を行うホームサーバを介して、制御されてもよい。バッテリー１８０ａ、１８０ｂは例えば、充放電可能な二次電池、ＥＶの蓄電池、フライホイール等である。電源１９０ａ、１９０ｂは例えば、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーを利用した発電装置のように、電力変換装置に接続する必要がある分散型電源であっても良い。また、電源１９０ａ、１９０ｂは例えば、ガスタービンあるいはディーゼル発電機等の小型発電機のように、電力変換装置を必要としない分散型電源であっても良い。なお、電力変換装置を介さない分散型電源は、分電盤に接続される。また、電力変換装置は、インバータ及びコンバータを有し、電源１９０ａ、１９０ｂで発生した電力の電圧Ｖ及び電流Ｉの位相や大きさを変換し、変換後の電力を分電盤へ送る。
　管理装置１７０ａ、１７０ｂ、１７０ｃ、１７０ｄの夫々は、系統制御システム１０との間で直接、メッセージを送受信してもよい。
　図５は、メッセージ３１０Ｒ、３１０Ｓの構成を示す。電力系統１００内の管理装置やセンサは、メッセージ３１０Ｒを系統制御システム１０へ送信する。このセンサは、管理装置と、電力系統１００の状態把握のための潮流計算に必要なノード、変圧器、及びブランチとに設けられている。メッセージ３１０Ｒは、例えば、系統データＤ１と分散型電源データＤ３と発電機データＤ４からなるデータ３１１と、対象の機器や地点を識別するための固有番号（図中ではＩＤと呼ぶ）３１２と、タイムスタンプ３１３を含む。
　系統制御システム１０の通信部１３は、制御指令のメッセージ３１０Ｓを電力系統１００内の発電機及び管理装置へ送信する。メッセージ３１０Ｓは、例えば、電源の出力指令値３１４である。メッセージ３１０Ｓは、例えば、発電機及び管理装置に対する制御指令を識別するための固有情報３１５と、タイムスタンプ３１６とを含む。発電機及び管理装置の夫々には、事前に固有番号が設定されており、系統制御システム１０は、発電機１１０、制御システム２１０、管理装置等の固有番号を予め把握している。なお、各センサ及び系統制御システム１０の夫々は、通信ネットワーク３００を介して、図示されていないタイムサーバに接続されている。従って、各センサの内部時刻と系統制御システム１０内の時刻とは同期している。
　ここで図３の系統制御システム１０のハードウェア構成の説明に戻る。
　系統制御システム１０は、表示部１１、キーボードやマウス等の入力部１２、通信部１３、コンピュータや計算機サーバ等のＣＰＵ（Central Processing Unit）１４、メモリ１５、ＩＦ（Interface）１６、記憶デバイス１７を有する。系統制御システム１０内のこれらの要素は、バス線４１に接続されている。表示部１１は、例えば、ディスプレイ装置として構成される。また、表示部１１は、例えば、ディスプレイ装置に代えて、またはディスプレイ装置と共に、プリンタ装置または音声出力装置等を用いる構成でもよい。入力部１２は、例えば、キーボードスイッチ、マウス等のポインティング装置、タッチパネル、音声指示装置等のいずれかを有しても良い。通信部１３は、通信ネットワーク３００に接続するための回路及び通信プロトコルを備える。ＣＰＵ１４は、プログラムデータベース２８から所定のコンピュータプログラムを読み込んで実行する。ＣＰＵ１４は、一つまたは複数の半導体チップとして構成されてもよいし、または、計算機サーバのようなコンピュータ装置として構成されてもよい。メモリ１５は、例えば、ＲＡＭ（Random Access Memory）として構成され、プログラムデータベース２８から読み出されたコンピュータプログラムを記憶したり、各処理に必要な計算結果データ及び画像データ等を記憶したりする。メモリ１５に格納された画面データは、表示部１１に送られて表示される。表示される画面の例は後述する。
　記憶デバイス１７は、データベースを格納する。データベースは、系統データベース２１、制約データベース２２、分散型電源データベース２３、発電機データベース２４、仮想発電機データベース２５、プログラムデータベース２８を有する。ＣＰＵ１４は、ＩＦ１６を介して、記憶デバイス１７からデータを読み出し、データを記憶デバイス１７へ書き込む。なお、記憶デバイス１７は、系統制御システム１０の外部に設けられていても良い。この場合、記憶デバイス１７は、通信ネットワークを介して系統制御システム１０に接続されていても良い。
　ＣＰＵ１４は、プログラムデータベース２８からメモリ１５へ読み出された計算プログラムを実行して、電気機器の設定、出力配分の計算、電力系統１００のネットワークの潮流状態の計算、表示すべき画像データの指示、各種データベース内のデータの検索等を行う。メモリ１５は表示用の画像データ、制御感度データ、制御データ、制御結果データ、清算データ等の計算一時データ及び計算結果データを一旦格納する。また、ＣＰＵ１４は、計算プログラムより画像データを生成して表示部１１（例えば表示ディスプレイ画面）に表示する。
　以下、系統制御システム１０内の各データベースについて説明する。
　図６は、プログラムデータベース２８に記憶される内容を示す。プログラムデータベース２８には、計算プログラムとして、例えば、分散型電源合成プログラムＰ１０と、発電機出力配分プログラムＰ２０と、潮流計算プログラムＰ３０とが格納されている。これらの計算プログラムは必要に応じてＣＰＵ１４によりメモリ１５へ読み出され、計算実行される。分散型電源合成部２６及び発電機出力配分計算部２７は、ＣＰＵ１４がこれらの計算プログラムを実行することにより実現される。
　系統データベース２１には、電力系統１００のネットワーク構成と発電機の出力制約と各センサの計測値が記憶されている。
　図７は、系統データベース２１に格納されているブランチ定数データの一例を示す。このブランチ定数データは、電力系統１００のうち部分系統１０１外のブランチに関する定数であり、ブランチ毎のエントリを有する。各エントリは例えば、ブランチのブランチ番号、そのブランチのブランチ名、そのブランチの開始端のノード名、そのブランチの終了端のノード名、正相抵抗、正相リアクタンス、正相キャパシタンスを含む。図８は、系統データベース２１に格納されている変圧器定数データの一例を示す。この変圧器定数データは、電力系統１００のうち部分系統１０１外の変圧器に関する定数であり、変圧器毎のエントリを有する。各エントリは例えば、変圧器の変圧器番号、その変圧器の変圧器名、その変圧器の開始端のノード名、その変圧器の終了端のノード名、バンク数、正相抵抗、正相リアクタンス、タップ比を含む。図９は、系統データベース２１に格納されているノード定数データの一例を示す。このノード定数データは、電力系統１００のうち部分系統１０１外のノードに関する定数であり、ノード毎のエントリを有する。各エントリは例えば、そのノードのノード番号、そのノードのノード名、そのノードに接続された電源、そのノードに接続された負荷、そのノードに接続されたバッテリーを含む。これらのブランチ定数データと変圧器定数データとノード定数データとにより、電力系統１００内のブランチと変圧器とノードの接続関係及び、ノードと電源と負荷とバッテリーの接続関係が分かる。
　ブランチ名、ノード名、変圧器名、及び以下の説明における各部の名称は、他の識別子であっても良い。
　図１０は、系統データベース２１に格納されている発電機制約データの一例を示す。この発電機制約データは、各発電機の発電機出力制約と発電機出力変化速度制約を含む。発電機出力制約は、例えば発電機出力の上下限を定義し、発電機の出力配分（静的経済負荷配分）計算の際に必要となる。発電機出力変化速度制約は、例えば発電機出力変化（速度）の上下限を定義し、動的経済負荷配分計算の際に必要となる。ここで、動的経済負荷配分計算とは、静的経済負荷配分計算に必要な需給バランス制約と発電機出力制約に、時々刻々と変化する負荷需要に応じてある期間の間に変化できる発電機出力の速度の制約を加えて経済負荷配分計算を実施することである。動的経済負荷配分計算は、一般に多断面で発電機の出力配分を計算したい場合に用いられるが、本実施例では、発電機出力を変更する期間が十分に長く、発電機出力の速度の制約を無視できると仮定する。また、発電機制約データは、発電機出力制約と発電機出力変化速度制約の何れか一つを含まなくても良い。
　図１１は、系統データベース２１に格納されている計測データの一例を示す。この計測データは、電力系統１００のうち部分系統１０１外の各センサにより、時間断面毎に計測されたデータを含む。この計測データに示されているセンサ１５０ａ、１５０ｂ、１５０ｃ、１５０ｄ、１５０ｅ、１５０ｆ、１５０ｇは、夫々ノード１２０ａ、１２０ｂ、１２０ｃ、１２０ｄ、１２０ｅ、１２０ｆ、１２０ｇに設けられている。計測データは、センサ番号、センサ名、そのセンサが設けられている計測箇所、電圧Ｖ、電流Ｉ、力率、そのセンサが正常か否かを示す状態を含む。また、計測データは例えば、図示されていない中央給電指令所に設けられた系統管理サーバから受信されてもよい。また、センサで計測できない場合は、計画値を予め入力し使用してもかまわない。計測データは、力率の代わりに有効電力Ｐ及び無効電力Ｑを含んでも良い。
　制約データベース２２には、制約データが記憶されている。
　図１２は、制約データベース２２に格納されている制約データＤ２の一例を示す。制約データＤ２は、電力系統１００内の変圧器及びブランチの夫々の潮流制約として、潮流の上下限を時間断面毎に格納している。系統制御システム１０は、予め入力された潮流制約の計算値を制約データベース２２へ保存しても良いし、系統管理サーバから受信した計算値を制約データベース２２へ保存しても良い。この計算値は、電力系統１００の運用計画、設備の点検等の作業計画に基づいて、時間断面として計算される。時間断面の間隔は、例えば３０分である。例えば、この計算値は、変圧器とブランチの設備データから計算される熱容量制約によって、計算される。例えば、系統構成が変わり、ブランチ１４０ｂが１２：３０に２回線から１回線に変更される場合、ブランチ１４０ｂの熱容量が小さくなるので、ブランチ１４０ｂの潮流制約における上下限の幅が小さくなるように変更される。また、系統管理サーバは、電圧安定度や過渡安定度などを考慮して最適潮流計算を実施することにより、想定する断面のボトルネックとなる箇所の潮流制約を見つけることが可能である。この場合、制約データベース２２は、ボトルネックとなる潮流制約のみを記憶しておくことにより、系統運用に即した潮流制約を用いることができる。
　分散型電源データベース２３には、部分系統１０１のネットワーク構成と、需要家内の電気機器の系統連系地点と、その電気機器の出力調整費と、その電気機器の現在出力と、各センサの計測値等が記憶されている。出力調整費は、電気機器の出力を調整するためのコストを示す。
　図１３は、分散型電源データベース２３に格納されているブランチ定数データの一例を示す。このブランチ定数データは、部分系統１０１内のブランチに関する定数を示し、各エントリの項目は系統データベース２１内のブランチ定数データと同様である。図１４は、分散型電源データベース２３に格納されている変圧器定数データの一例を示す。この変圧器定数データは、部分系統１０１内の変圧器に関する定数を示し、各エントリの項目は系統データベース２１内の変圧器定数データと同様である。図１５は、分散型電源データベース２３に格納されているノード定数データの一例を示す。このノード定数データは、部分系統１０１内のノードに関する定数を示し、各エントリの項目は系統データベース２１内のノード定数データと同様である。これらのブランチ定数データと変圧器定数データとノード定数データとにより、部分系統１０１内のブランチと変圧器とノードの接続関係及び、ノードと電源と負荷とバッテリーの接続関係が分かる。
　図１６は、分散型電源データベース２３に格納されている機器特性データの一例を示す。この機器特性データは、需要家内の電気機器に関する情報を示す。機器特性データは、電気機器毎のエントリを有する。各エントリは例えば、その電気機器を管轄するＣＥＭＳ名、電気機器の機器名、その電気機器が部分系統１０１に連系しているノード名である系統連系地点、その電気機器の種類、その電気機器の出力調整費特性、その電気機器の定格容量［ｋＶＡ］、その電気機器の定格出力［ｋＷ］、その電気機器の現在出力［ｋＷ］を含む。ここで、電気機器の出力に対する出力調整費の特性を出力調整費特性と呼ぶ。
　図１７は、機器特性データにより示されている出力調整費特性の一例を示す。この図に示されている３つの例は夫々、ディーゼル発電機（ＤＧ：Diesel Generator）、太陽光発電（ＰＶ：Photovoltaic power generation）、電動輸送機器（ＥＶ：Electric Vehicle）における出力調整費特性である。出力調整費特性は、需要家との契約によって予め決められる。例えば、電気機器がディーゼル発電機である場合、増分燃料費と依頼に応じて出力を調整することに対する報奨金（インセンティブとも呼ばれる）とを合わせたコストが、出力調整費となる。電気機器がＰＶである場合、燃料費がかからない為、契約は、依頼に応じて宅内電力を抑え出力増加させることや、依頼に応じて出力を抑制することにより、報奨金を与えることを示す。この報奨金が出力調整費となる。また、電気機器が負荷である場合、負荷を抑制することや使用することにより報奨金を与えることを示す。この報奨金が出力調整費となる。また、電気機器がバッテリーである場合、契約は、依頼に応じて充放電することにより報奨金を与えることを示す。この報奨金が出力調整費となる。なお、それぞれの報奨金は、例えば、ＨＥＭＳやＣＥＭＳの運用者を介して支払われてもよいし、電気料金の割引に利用されてもよいし、商品券として提供されてもよい。
　図１８は、分散型電源データベース２３に格納されている電気機器の電源出力制約の一例を示す。電源出力制約は、電気機器を用いる出力配分計算の際に必要となる。この電源出力制約は、電気機器の電源出力の上下限により定義される。
　図１９は、分散型電源データベース２３に格納されている計測データの一例を示す。この計測データは、部分系統１０１内の各センサにより、時間断面毎に計測されたデータを含む。この計測データの項目は、系統データベース２１の計測データの項目と同様である。また、計測データは例えば、中央給電指令所に設けられた系統管理サーバから受信されてもよい。また、センサで計測できない場合は、計画値を予め入力し使用してもかまわない。
　発電機データベース２４には、発電機の系統連系地点、その発電機の増分燃料費、その発電機の現在出力、各センサの計測値または計画値等が記憶されている。
　図２０は、発電機データベース２４に格納されている発電機特性データの一例を示す。この発電機特性データは、発電機に関する情報を示す。発電機特性データは、発電機毎のエントリを有する。各エントリは例えば、発電機の番号、その発電機名、その発電機が電力系統１００に連系しているノード名である系統連系地点、その発電機の増分燃料費特性、その発電機の定格容量、その発電機の定格出力、その発電機の現在出力を含む。ここで、発電機の出力に対する増分燃料費の特性を増分燃料費特性と呼ぶ。
　図２１は、需要予測値の時間変化の一例を示し、図２２は、発電機出力計画値の時間変化の一例を示す。需要予測値の時間変化の図に示されているように、電力系統１００内の需要が取得されている場合、発電機出力計画値の時間変化の図に示されているように、時間断面毎の発電機１１０ａ及び発電機１１０ｂの出力を組み合わせた計画値が算出されても良い。この場合、需要予測値の時間変化と発電機出力計画値の時間変化とが発電機データベース２４に記憶されていてもよい。
　図２３は、発電機データベース２４に格納されている増分燃料費特性を示す。この図に示されている２つの例は夫々、発電機１１０ａと発電機１１０ｂにおける増分燃料費特性である。即ち、増分燃料費特性は、発電機によって個々に決まる。この実施例において、発電機１１０ａのコストは、発電機１１０ｂのコストより低い。言い換えれば、発電機１１０ａの発電効率は、発電機１１０ｂの発電効率より高い。また、この実施例において、発電機１１０ａの増分燃料費特性の傾きは、発電機１１０ｂの増分燃料費特性の傾きより小さい。言い換えれば、発電機１１０ａの効率は、発電機１１０ｂの効率より高い。
　仮想発電機データベース２５には、分散型電源合成プログラムＰ１０の計算結果である、仮想発電機データＤ５が記憶されている。
　図２４は、仮想発電機データベース２５に格納されている仮想発電機特性データの一例を示す。この仮想発電機特性データは、仮想発電機に関する情報を示す。仮想発電機特性データは、仮想発電機毎のエントリを有する。各エントリは例えば、仮想発電機を管轄しているＣＥＭＳ名、その仮想発電機名、その仮想発電機が電力系統１００に連系しているノード名である系統連系地点、その仮想発電機の出力調整費、その仮想発電機の定格容量、その仮想発電機の定格出力、その仮想発電機の現在出力を含む。仮想発電機の出力調整費は、指定された地域内の複数の電気機器の出力調整費を合成した出力調整費である。
　図２５は、仮想発電機データベース２５に格納されている電源出力制約の一例を示す。仮想発電機の電源出力制約は、仮想発電機を含んだ出力配分計算に必要となる。この電源出力制約は、仮想発電機の電源出力の上下限により定義される。
　以下、系統制御システム１０による系統制御処理について説明する。
　図２６は、系統制御処理を示す。この系統制御処理において、分散型電源合成部２６は、分散型電源合成プログラムＰ１０により、手動で入力された、或いは受信された分散型電源データＤ３に基づいて仮想発電機を生成する。また、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分プログラムＰ２０により、発電機と仮想発電機の出力配分を計算する。また、発電機出力配分計算部２７は、潮流計算プログラムＰ３０により潮流計算をすることで、潮流制約条件を満たすまで、系統データＤ１と分散型電源データＤ３の出力制約を修正する。潮流制約条件を満たした場合、発電機出力配分計算部２７は、発電機と仮想発電機を制御する管理装置とへ制御指令を送信する。また、発電機出力配分計算部２７は、系統データＤ１、分散型電源データＤ３を受信し、制御指令の効果を表示部１１の画面に表示する。
　系統制御処理が開始されると、Ｓ１において、分散型電源合成部２６は、分散型電源合成計算と発電機出力配分計算と潮流計算に必要なデータを取得する。ここで分散型電源合成部２６は、電力系統１００のネットワーク構成と発電機の出力制約と各センサの計測値を取得し、系統データベース２１へ格納する。また、分散型電源合成部２６は、制約データＤ２を取得し、制約データベース２２へ格納する。また、分散型電源合成部２６は、部分系統１０１のネットワーク構成と電気機器の系統連系地点と出力調整費と現在出力と各センサの計測値を取得し、分散型電源データベース２３へ格納する。また、分散型電源合成部２６は、発電機の系統連系地点と増分燃料費と現在出力と各センサの計測値または計画値を取得し、発電機データベース２４へ格納する。なお、分散型電源合成部２６は、各データベースへ格納する情報を、中央給電指令所に設けられた系統管理サーバやＣＥＭＳから受信しても良いし、系統制御システム１０の運用者からの入力により取得しても良い。なお、分散型電源合成部２６が運用者からの入力を受け付ける場合、ＣＰＵ１４により設定画面を生成して表示部１１に表示する。
　設定画面のために、系統制御システム１０は、電力系統１００及び部分系統１０１に接続し、制御可能な電気機器の情報を取得し、系統制御システム１０へ設定する。系統制御システム１０は、これらのデータを、各需要家と契約を結ぶアグリゲータや電力会社や仲介業者から受信してもよい。また、系統制御システム１０は、ＣＥＭＳから受信してもよい。
　ここで分散型電源データ設定画面について説明する。
　図２７は、分散型電源データ設定画面を示す。分散型電源データ設定画面は、分散型電源データベース２３へ分散型電源データＤ３を入力するための画面である。分散型電源データ設定画面は、基本情報入力部４１０と、出力調整費特性入力部４２０と、機器定数入力部４３０と、系統図表示部４４０とを有する。基本情報入力部４１０は、対象の電気機器を管轄するＣＥＭＳ名の入力欄と、対象の電気機器の機器名の入力欄と、分散型電源データ設定画面へ入力された情報を分散型電源データベース２３へ保存するか否かを入力するためのボタンとを有する。出力調整費特性入力部４２０は、出力調整費特性を示す曲線のグラフを複数表示する。複数のグラフは、複数の電気機器の種類に夫々対応している。運用者は、出力調整費特性入力部４２０内の一つのグラフを選択することにより、電気機器の種類を選択する。機器定数入力部４３０は、機器特性データのための対象の電気機器の定数の入力欄を有する。出力調整費特性入力部４２０及び機器定数入力部４３０は、選択された方がアクティブになる。系統図表示部４４０は、部分系統１０１の系統図を示し、対象の電気機器の位置を系統図上に示す。また、運用者は、系統図表示部４４０の系統図上で対象の電気機器を選択しても良い。
　この分散型電源データ設定画面によれば、制御可能な電気機器の種類、出力調整費特性のタイプ、機器定数等の選択肢を用意することにより、運用者の設定の労力を減らすことができる。なお、系統制御システム１０は、制御可能な電気機器を持たない需要家に対し、簡易的負荷量のデータを分散型電源データベース２３へ入力することが可能である。なお、電気機器の現在出力が計測できない場合、系統制御システム１０は、出力予測部を有しても良い。この出力予測部は、電気機器の現在出力を予測し、分散型電源データベース２３へ入力する。出力予測部は、例えば、ＰＶであれば、ＰＶ発電量と、日射量と気温と湿度と航空画像情報等のいずれかの実績値を基に、回帰分析やニューラルネットワークなどにより学習し、電気機器の現在出力を予測する。
　Ｓ２において、分散型電源合成部２６は、分散型電源合成計算を行い、計算結果を仮想発電機データベース２５へ格納する。ここで分散型電源合成部２６は、系統データＤ１と制約データＤ２と分散型電源データＤ３と発電機データＤ４を用いて、分散型電源合成プログラムＰ１０の計算により、電気機器を合成した仮想発電機の出力調整費と定格容量と定格出力と現在出力と電源出力制約とを計算する。
　図２８は、実施例１に係る分散型電源合成計算を示す。分散型電源合成計算が開始されると、Ｓ１０において、特定部３２は、系統データベース２１から、電力系統１００のネットワーク構成と、各センサの計測値とをメモリ１５へ読み出し、制約データベース２２から、潮流の上下限を示す潮流制約をメモリ１５へ読み出す。
　Ｓ２０において、特定部３２は、各センサの計測値と潮流の上下限を比較することにより、全ての計測値が潮流制約を満たすか否かを判定する。Ｓ２０の結果がＹｅｓ、即ち全ての計測値が潮流制約を満たす場合、特定部３２は、処理をＳ１０へ戻し、計測刻み時間後の次のデータを読み出す。一方、Ｓ２０の結果がＮｏ、即ち計測値の何れかが潮流制約を満たさない場合、特定部３２は、処理をＳ３０に進める。なお、各センサの計測値が通信エラー等で正常ではない場合、特定部３２は、状態推定計算により、電力系統１００の状態を推定した結果と潮流制約値を比較してもよい。なお、状態推定計算は、変電所、発電所、送電線等の電力送配電機器の観測データならびに接続データをもとに、観測データ中の異常データの有無を判定し、異常データの除去を行い、特定の時間断面における尤もらしい系統状態を推定する。ここで、状態推定計算は、例えば、非特許文献１に示されている方法を用いることができる。
　Ｓ３０において、特定部３２は、潮流制約違反の計測値が複数個であるか否かを判定する。Ｓ３０の結果がＮｏ、即ち潮流制約違反の計測値が複数個でない場合、特定部３２は、処理をＳ５０に進める。一方、Ｓ３０の結果がＹｅｓ、即ち潮流制約違反の計測値が複数個である場合、特定部３２は、処理をＳ４０に進める。Ｓ４０において、特定部３２は、潮流制約違反した複数の計測値の夫々について、潮流制約値との差分を違反量として計算し、最も違反量が大きい潮流制約違反を選択し、選択された潮流制約違反が発生した地点を潮流制約違反地点として制約データベース２２へ保存し、処理をＳ５０に進める。
　Ｓ５０において、特定部３２は、電力系統１００のネットワーク構成と潮流制約違反地点とに基づいて、電力系統１００の地域分割を行う。地域分割は、潮流制約違反地点を境界として、電力系統１００を送電側（上流）の地域（系統）と受電側（下流）の地域（系統）とに分割する。
　ここで地域分割について説明する。
　図２９は、地域分割の一例を示す。この図において、ノード間に付された矢印は、定常状態の潮流の向きを示す。この図に示されるように、潮流制約違反地点がブランチ１４０ａであると決定された場合、特定部３２は、ブランチ１４０ａを境界として、電力系統１００を電力系統１０２と電力系統１０３に分割する。ここで、電力系統１００内の潮流の向きによれば、大まかには、発電機１１０ａと発電機１１０ｂから負荷１６０ａへ電力が供給されている。部分系統１０１は、基本的には発電機１１０ｂから電力を供給されているが、需要家２２０内の分散型電源から負荷１６０ａへ電力を供給する場合もある。
　電力系統１０２内の発電機１１０ａは出力を増加させることは、ブランチ１４０ａの潮流量を増加させるため、ブランチ１４０ｂにおける潮流制約違反を悪化させる。また、電力系統１０３内の発電機１１０ｂや需要家２２０の出力を増加させることは、ブランチ１４０ｂの潮流量を増加させるが、ブランチ１４０ａの潮流量を増加させないため、ブランチ１４０ａの潮流制約違反を悪化させない。
　この例では、分割された電力系統１０２と電力系統１０３のうち、電力系統１０３内に仮想発電機が生成されるが、分割された電力系統の両方に仮想発電機が生成されても良い。
　ここで分散型電源合成計算のフローの説明に戻る。
　Ｓ６０において、生成部３３は、分散型電源データベース２３から、分割された各地域のネットワーク構成と、各地域の制御可能な複数の電気機器の特性とを、メモリ１５へ読み出す。ここでの電気機器の特性は、系統連系地点、出力調整費、定格容量、定格出力、現在出力、各センサの計測値の何れかを含む。
　Ｓ７０において、生成部３３は、各地域の制御可能な複数の電気機器の特性を合成し、仮想発電機の特性として、仮想発電機データベース２５へ保存する。ここで生成部３３は例えば、複数の電気機器の出力調整費特性を合成することにより、仮想発電機の出力調整費特性を算出する。
　図３０は、出力調整費特性の合成の一例を示す。電気機器の特性として出力調整費特性を用いる場合、生成部３３は例えば、複数の電気機器の出力調整費特性を合算することにより、仮想発電機の出力調整費特性を算出する。この例において、生成部３３は、ＤＧの出力調整費特性とＰＶの出力調整費特性とＥＶの出力調整費特性とを用い、これらの出力調整費を合算することにより、合成された曲線を仮想発電機の出力調整費特性としている。
　また、電気機器の特性として電源出力制約を用いる場合、生成部３３は例えば、複数の電気機器の電源出力制約の上下限値を合算することにより、仮想発電機の電源出力制約を算出する。
　以上が分散型電源合成計算の説明である。
　この分散型電源合成計算によれば、地域内の電気機器の特性を合成して、一つの発電機として扱うことができる。
　ここで系統制御処理の説明に戻る。
　Ｓ３において、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分計算を行い、計算結果を発電機出力配分データとしてメモリ１５へ保存する。
　以下、等λ則を使った発電機出力配分計算の一例について説明する。
　ここでの発電機は、仮想発電機を含む。電力系統１００の総燃料費FTは下記の（１）式により表され、需給バランス制約は下記の（２）式により表わされる。仮想発電機を含む各発電機の有効電力出力をPiとする。なお、計測値の代わりに、予め設定された値や予測された値が用いられてもよい。各発電機の燃料費特性Fi(Pi)は、発電機データベース２４における発電機の増分燃料費特性、又は仮想発電機データベース２５における仮想発電機の出力調整費特性である。負荷の合計は、PDは系統データベース２１のデータのうち負荷量を合算して計算する。但し、PDは、仮想発電機に合成された部分系統１０１の負荷量を含まない。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
　ここで、FTは総燃料費、Piは各発電機の有効電力出力、Fi(Pi)は時間当たりのコスト（貨幣単位／ｈ）で換算された各発電機の燃料費を示す燃料費特性、mは発電機の台数、である。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
　ここで、PDは全ての負荷の合計である。
　経済負荷配分（ＥＬＤ）計算は、（２）式の需給バランス制約を満たしつつ、（１）式の総燃料費FTを最小化する各発電機のPiを決定するものであり、下記の（３）式及び（４）式のように定式化できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000003
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000004
　この問題は、等式制約付きの最適化問題であり、Lagrange未定乗数法を適用して解く事ができる。（２）式に対するLagrange乗数λを用いると、ＥＬＤのLagrange関数は、下記の（５）式で定義できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000005
　この時、最適性の一次の必要条件は、下記の（６）式となる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000006
　すなわち、仮想発電機を含む複数の発電機において最も経済的な運用状態が存在する必要条件は、全ての発電機の増分燃料費がLagrange乗数λに等しいことである。ここで、需給バランス制約を満足するλを決定する必要があり、各発電機出力は、最小出力以上、最大出力以下に制限する必要がある。この制限には、系統データベース２１内の各発電機の発電機出力制約と、仮想発電機データベース２５内の電源出力制約とを用いる。これらの条件は、下記の（７）式と（８）式と上記の（２）式にまとめることができる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000007
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000008
　発電機iの燃料費特性関数Fiが有効電力出力Piに関する2次関数で下記の（９）式のように与えられるとする。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000009
　（７）式と（９）式により、下記の（１０）式を得る。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000010
　（８）式を満足するようなλは、下記の（１１）式で与えられる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000011
　したがって、発電機iの最適発電量は、下記の（１２）式で計算できる。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000012
　λは、発電機の増分燃料費及び仮想発電機の出力調整費である。
　以上のように、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分計算を実施し、算出された発電機出力配分データをメモリ１５へ保存する。なお、発電機出力配分計算部２７は、送電損失を考慮したＥＬＤ計算、発電機出力変化率制約を考慮した動的経済負荷配分計算を行っても良い。
　Ｓ３～Ｓ６の処理ループの１巡目のＳ３において、発電機出力配分計算部２７は、仮想発電機を用いない場合の発電機出力配分データを算出する。即ち、この発電機出力配分データは、電力系統１００内の発電機１０１ａ、１０１ｂの出力配分を示す。
　Ｓ４において、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分データを用いて潮流計算を行い、計算結果を潮流データとしてメモリ１５へ保存する。
　処理ループの１巡目のＳ４において、発電機出力配分計算部２７は、仮想発電機を用いない場合の発電機出力配分データにおける発電機１０１ａ、１０１ｂの有効電力の出力指令値Ｐと、その出力指令値について事前に設定された無効電力分Ｑと、系統データベース２１から得られ、潮流計算に必要な各ノードの電圧Ｖと、電力系統１００内の負荷の出力指令値Ｐと、その出力指令値について事前に設定された無効電力分Ｑとを用いる。
　次に発電機出力配分計算部２７は、電力系統１００内の発電機と同期調相機と無効電力補償装置にＰ及びＶを指定し、電力系統１００内の変電所と負荷にＰ及びＱを指定し、電力系統１００内に予め設定されたスラックノードに対し、予め設定されたノード電圧Ｖ及び位相角θを指定する。次に発電機出力配分計算部２７は、系統データベース２１からアドミタンス行列Ｙijを作成し、ニュートンラプソン法を用いて、潮流計算を実施し、計算結果を潮流データとしてメモリ１５へ保存する。潮流計算は、基本として交流法を用いるが、直流法やフロー法等を用いても良い。また、発電機出力配分計算部２７は、各センサにより計測された現在の潮流状態に基づいて、潮流計算を行うことができる。この場合、発電機出力配分計算部２７は、各センサにより計測された電圧Ｖと電流Ｉと力率ｃｏｓφから、ＰとＱを求める。
　Ｓ５において、発電機出力配分計算部２７は、算出された潮流データが制約データベース２２内の潮流制約を満たすか否かを判定する。
　Ｓ５の結果がＮｏ、即ち潮流データが潮流制約を満たさない場合、発電機出力配分計算部２７は、潮流制約違反が生じた地点を示す情報をメモリ１５へ保存し、処理をＳ６へ進める。
　Ｓ６において、発電機出力配分計算部２７は、潮流制約違反が生じた地点を示す情報に基づいて、発電機又は仮想発電機の出力制約が潮流制約を満たすように修正し、処理をＳ３へ戻す。ここでの出力制約は、発電機出力制約又は電源出力制約である。
　処理ループの１巡目以降のＳ６において、発電機出力配分計算部２７は、系統データベース２１内の発電機出力制約が潮流制約を満たすように修正し、修正結果を系統データベース２１へ保存する。
　処理ループの２巡目以降において、発電機出力配分計算部２７は、Ｓ２で作成された仮想発電機を用いてＳ３の発電機出力配分計算を行い、Ｓ４の潮流計算を行い、Ｓ５において潮流データが潮流制約を満たすまで処理ループを繰り返す。
　処理ループの２巡目以降のＳ６において、発電機出力配分計算部２７は、仮想発電機データベース２５内の仮想発電機の電源出力制約が潮流制約を満たすように修正し、修正結果を仮想発電機データベース２５へ保存する。
　なお、処理ループが無限ループに陥ることを防ぐために、発電機出力配分計算部２７は、所定回数の処理ループが実行された場合、分散型電源合成計算のフローを終了し、メモリ１５を初期化し、再度、分散型電源合成計算のフローを開始する。
　Ｓ５の結果がＹｅｓ、即ち潮流データが潮流制約を満たす場合、発電機出力配分計算部２７は、処理をＳ７へ進める。Ｓ７において、発電機出力配分計算部２７は、潮流制約を満たすと判定された発電機と仮想発電機の出力指令値を含む制御指令のメッセージ３１０Ｓを、発電機と仮想発電機に対応する管理装置とへ送信し、出力指令値をメモリ１５へ保存する。なお、メッセージ３１０Ｓの送信先は、発電機を制御する発電機制御装置、中央給電指令所に設けられた系統管理サーバ、ＣＥＭＳ等の制御システム２１０、制御可能な電気機器であっても良い。また、仮想発電機に属する電気機器が複数の管理装置により管理されている場合、各管理装置に管理される電気機器の出力調整費特性に基づいて、仮想発電機の出力指令値を複数の管理装置へ配分しても良い。
　Ｓ８において、発電機出力配分計算部２７は、各センサによる計測値を受信することにより、出力指令値に応じた発電機や仮想発電機の出力を示す出力実績値を取得する。次に発電機出力配分計算部２７は、取得された出力実績値を示す制御結果データを生成して表示部１１に表示する。制御結果データを表示する制御結果データ表示画面は、コストがどのように変化したかを示しても良い。
　図３１は、制御結果データ表示画面の一例を示す。制御結果データ表示画面は、系統状況表示部５１０と、コスト表示部５２０と、電源出力表示部５３０とを有する。系統状況表示部５１０は、制御指令が送信された時刻や、制御指令に基づく状態変化が発生した時刻を示す。コスト表示部５２０は、総コストの時間変化を示すグラフである。電源出力表示部５３０は、発電機や仮想発電機毎の電源出力の時間変化を示すグラフである。このように、いつ制御指令が出され、発電機や仮想発電機がどのように出力を変化させたかを、時系列で表示することにより、運用者は、制御結果のタイミングを簡単に確認することができる。また、このように、電力系統１００全体のコストがどれだけ削減できたかを時系列で表示することにより、コスト削減効果が直感的に分かり易くなる。ここでは、画面への出力の例を示したが、発電機出力配分計算部２７は、書類等に印刷可能なフォーマットに従って、制御結果データをユーザに提供してもよい。
　以上が系統制御処理の説明である。
　以下、仮想発電機を用いた発電機出力配分計算の効果について説明する。
　図３２は、発電機出力配分データとの一例を示す。この発電機出力配分データは、処理ループの１巡目のＳ３で計算された仮想発電機を用いない場合の発電機出力配分データと、処理ループの２巡目以降のＳ３で計算された仮想発電機を用いる場合の発電機出力配分データとを有する。これらの発電機出力配分データは、発電機名と、その発電機が電力系統１００に連系する地点である系統連系地点名と、その発電機への制御指令に示された出力指令値［ｋＷ］と、その制御指令を実行するためのコスト［円／ｋＷｈ］とを含む。コストは、燃料費と出力調整費を含む。
　また、発電機出力配分計算部２７は、算出された発電機出力配分データに基づいて、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合とを比較するための情報を表示部１１に表示しても良い。
　図３３は、発電機の増分燃料費特性と仮想発電機の出力調整費特性の一例を示す。この図は、発電機１１０ａの増分燃料費特性と、部分系統１０１の仮想発電機の出力調整費特性と、発電機１１０ｂの増分燃料費特性とを示す。この実施例において、発電機１１０ａの出力をΔＰだけ増加させた時の増分燃料費の増加量ΔＣａと、部分系統１０１の仮想発電機の出力をΔＰだけ増加させた時の出力調整費の増加量ΔＣｃと、発電機１１０ｂの出力をΔＰだけ増加させた時の増分燃料費の増加量ΔＣｂとを比較すると、ΔＣａ＜ΔＣｃ＜ΔＣｂの関係がある。
　図３４は、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合との出力指令値の比較結果の一例を示す。この実施例において、仮想発電機を用いない場合、発電機１１０ｂの出力指令値は、発電機１１０ａの出力指令値より大きい。一方、仮想発電機を用いる場合、部分系統１０１の仮想発電機の出力指令値は、発電機１１０ａの出力指令値より大きく、発電機１１０ａの出力指令値は、発電機１１０ｂの出力指令値より大きい。また、仮想発電機を用いる場合の発電機１１０ａの出力指令値は、仮想発電機を用いない場合の発電機１１０ａの出力指令値と変わらない。一方、仮想発電機を用いない場合の発電機１１０ｂの出力指令値の大部分は、仮想発電機を用いる場合の部分系統１０１の仮想発電機の出力指令値に割り当てられる。これは前述の部分系統１０１の仮想発電機の出力調整費特性と発電機１１０ｂの増分燃料費特性との関係に起因する。即ち、仮想発電機を用いる場合、ΔＣｃ＜ΔＣｂの関係と発電機出力配分計算により、部分系統１０１の仮想発電機の出力指令値は、発電機１１０ｂの出力指令値により多く割り当てられる。
　図３５は、仮想発電機を用いない場合と仮想発電機を用いる場合とのコストの比較結果の一例を示す。この実施例において、仮想発電機を用いる場合の総コストは、仮想発電機を用いない場合の総コストより小さい。発電機出力配分計算により、仮想発電機を用いない場合の発電機１１０ｂの出力指令値の大部分が、仮想発電機を用いる場合の部分系統１０１の仮想発電機の出力指令値に割り当てられることにより、総コストを削減することができる。
　以下、電力系統１００の幾つかの変形例における系統制御システム１０の動作について説明する。
　図３６は、電力系統の第１変形例を示す。電力系統１００ｐは、電力系統１００の第１変形例である。電力系統１００ｐは、発電機１１０ｑと、これに接続されているノード１２０ｑと、これに接続されている変圧器１３０ｑと、これに接続されているノード１２０ｒと、これに接続されているブランチ１４０ｓと、これに接続されているノード１２０ｔと、これに接続されている変圧器１３０ｕと、これに接続されているノード１２０ｕと、これに接続されている負荷１６０ｕとを有する。電力系統１００ｐは更に、ノード１２０ｒに接続されている部分系統１０１ｐを有する。部分系統１０１ｐは、ノード１２０ｒに接続されている変圧器１３０ｐと、これに接続されているノード１２０ｐと、これに接続されている管理装置１７０ｐと、これに接続されている負荷１６０ｐ及び電源１９０ｐとを有する。
　電力系統１００ｐにおいて、変圧器１３０ｑにおける潮流は、発電機１１０ｑからノード１２０ｒへの方向であり、変圧器１３０ｐにおける潮流は、管理装置１７０ｐからノード１２０ｒへの方向である。また、ブランチ１４０ｓ及び変圧器１３０ｕにおける潮流は、ノード１２０ｒから負荷１６０ｕへの方向である。
　この状態で、ブランチ１４０ｓにおいて潮流制約違反が発生し、潮流制約を満たすためにブランチ１４０ｓの潮流をΔＰだけ減少させる必要があるとする。
　これに応じて分散型電源合成部２６は、潮流制約違反が発生しているブランチ１４０ｓを境界として、電力系統１００ｐを送電側の電力系統１０３ｐと受電側の電力系統１０２ｐとへ地域分割を行う。次に発電機出力配分計算部２７は、発電機１１０ｑの増分燃料費特性と、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力調整費特性とに基づいて、発電機出力配分計算を行う。ブランチ１４０ｓの潮流をΔＰだけ減少させるためには、発電機１１０ｑの出力をΔＰだけ減少させるプランと、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させるプランとが考えられる。
　図３７は、電力系統の第１変形例における発電機及び仮想発電機の特性を示す。この図は、発電機１１０ｑの増分燃料費特性と、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力調整費特性とを示す。発電機１１０ｑの出力をΔＰだけ減少させた時の増分燃料費の減少量ΔＣｑと、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させた時の出力調整費の減少量ΔＣｐとを比較すると、ΔＣｑ＜ΔＣｐである。これにより、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させる場合の総コストは、発電機１１０ｑの出力をΔＰだけ減少させる場合の総コストより低くなる。従って、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分計算の結果、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力を減少させることにより、ブランチ１４０ｓの潮流を減少させる。
　この時、部分系統１０１ｐの管理装置１７０ｐへの制御指令は、電源１９０ｐの出力抑制、負荷１６０ｐの出力増加（消費電力増加）等である。出力調整費は、制御指令に応じるための燃料費やインセンティブ等である。
　図３８は、電力系統の第２変形例を示す。電力系統１００ｑは、電力系統１００の第２変形例である。電力系統１００ｑにおいて、電力系統１００ｐの要素と同一の符号が付された要素は、電力系統１００ｐの要素と同一又は相当物を示す。電力系統１００ｐと比較すると、電力系統１００ｑは、負荷１６０ｕの代わりに発電機１１０ｕを有し、発電機１１０ｑの代わりに発電機１１０ｗを有する。電力系統１００ｐは更に、ノード１２０ｒに接続されている変圧器１３０ｖと、これに接続されているノード１２０ｖと、これに接続されている負荷１６０ｖとを有する。
　電力系統１００ｑにおいて、変圧器１３０ｕ及びブランチ１４０ｓにおける潮流は、発電機１１０ｕからノード１２０ｒへの方向である。また、変圧器１３０ｑにおける潮流は、発電機１１０ｕからノード１２０ｒへの方向である。また、変圧器１３０ｐにおける潮流は、ノード１２０ｒから管理装置１７０ｐへの方向である。また、変圧器１３０ｖにおける潮流は、ノード１２０ｒから負荷１６０ｖへの方向である。
　この状態で、ブランチ１４０ｓにおいて潮流制約違反が発生し、潮流制約を満たすためにブランチ１４０ｓの潮流をΔＰだけ減少させる必要があるとする。
　これに応じて分散型電源合成部２６は、潮流制約違反が発生しているブランチ１４０ｓを境界として、電力系統１００ｑを送電側の電力系統１０２ｑと受電側の電力系統１０３ｑとへ地域分割を行う。次に発電機出力配分計算部２７は、発電機１１０ｕの増分燃料費特性と、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力調整費特性と、発電機１１０ｗの増分燃料費特性とに基づいて、発電機出力配分計算を行う。ブランチ１４０ｓの潮流をΔＰだけ減少させるためには、発電機１１０ｕの出力をΔＰだけ減少させ、且つ発電機１１０ｗの出力をΔＰだけ増加させるプランと、発電機１１０ｕの出力をΔＰだけ減少させ、且つ部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させるプランとが考えられる。
　図３９は、電力系統の第２変形例における発電機及び仮想発電機の特性を示す。この図は、発電機１１０ｕの増分燃料費特性と、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力調整費特性と、発電機１１０ｗの増分燃料費特性とを示す。発電機１１０ｗの出力をΔＰだけ増加させた時の増分燃料費の増加量ΔＣｗと、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させた時の出力調整費の増加量－ΔＣｐ（増加量で比較するために負の値とする）とを比較すると、－ΔＣｐ＜ΔＣｗである。これにより、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力をΔＰだけ減少させる場合の総コストは、発電機１１０ｗの出力をΔＰだけ増加させる場合の総コストより低くなる。従って、発電機出力配分計算部２７は、発電機出力配分計算の結果、部分系統１０１ｐの仮想発電機の出力を減少させることにより、ブランチ１４０ｓの潮流を減少させる。
　なお、潮流の代わりに、過渡安定度（想定事故に対する同期安定度）、周波数安定度、定態安定度、電圧安定度等、他の安定度を示す情報が用いられても良い。この場合、潮流制約の代わりに安定度制約が設定されても良いし、他の安定度制約が潮流制約により表されても良い。
　例えば、安定度の監視にＰＭＵ（Phasor Measurement Unit：同期位相計測装置）を用いる場合について説明する。この場合、電力系統１００内の各部に位相角θを計測するＰＭＵが設けられ、通信ネットワーク３００を介して系統制御システム１０に接続される。ＰＭＵは、計測データとしてＰ、Ｑ、Ｖ、Ｉ、θ等を系統制御システム１０へ送信する。系統制御システム１０は、発電機と仮想発電機に属する電気機器を制御する管理装置とへ制御指令を送信する。発電機出力配分計算部２７は、潮流計算の代わりに、各ＰＭＵから受信したθを用いて安定度計算を行う。この安定度計算は、想定事故について、電力系統１００が不安定になるコストが予防制御するコストより大きくなる場合の、事故前のθの閾値を算出する。発電機出力配分計算部２７は、算出された閾値を、制約データＤ２の代わりに安定度制約データとして制約データベース２２へ保存する。
　本実施例によれば、地理的に分散されて配置された複数の分散型電源を制御対象とし、複数の分散型電源の特性を考慮して制御指令を与えることができる。また、潮流制約違反が発生した場合、発電機の特性と、分割された地域内の複数の電気機器の特性を集約した仮想発電機の特性とを用いて、潮流制約を満たすための出力配分を計算することができる。これにより、その仮想発電機の出力を調整するコストが或る発電機の出力を調整するコストより低い場合、潮流制約を満たすための総コストを削減することができる。
　本実施例では、制御指令を受けた電気機器が動作することについての不確定さを示す確度を用いる分散型電源合成計算について説明する。
　図４０は、実施例２に係る系統制御システム１０ｂの機能構成を示す。本実施例の系統制御システム１０ｂにおいて、系統制御システム１０の要素と同一の符号が付された要素は、系統制御システム１０の要素と同一又は相当物を示す。系統制御システム１０と比較すると、系統制御システム１０ｂは更に、分散型電源確度データＤ６を格納する分散型電源確度データベース２９を有する。記憶デバイス１７は、実施例１の要素に加えて、分散型電源確度データベース２９を有する。
　電気機器の出力調整費は、各需要家とアグリゲータや電力会社や仲介業者等との間の契約によって様々な形態がある。例えば、需要家が制御指令を受けたくない時に契約を停止できる場合、系統制御システム１０ｂが電気機器の出力を制御する確度は下がるため、実際に仮想発電機が制御指令に示された出力を出せるとは限らない。そこで、分散型電源合成部２６が、各需要家の確度を予め設定する、もしくは各需要家の実績値に基づく学習により各需要家の確度を設定する。これにより、発電機出力配分計算部２７は、確度を考慮した発電機出力配分計算を実施することができる。需要家の確度は例えば、その需要家が制御指令を実行した確率の実績であっても良いし、その需要家が制御指令を実行する確率を予測した結果であっても良い。なお、確度は、電気機器毎に設定されても良い。
　図４１は、実施例２に係る分散型電源合成計算を示す。本実施例の分散型電源合成計算において、実施例１の分散型電源合成計算の要素と同一の符号が付された要素は、実施例１の分散型電源合成計算の要素と同一又は相当処理を示す。
　まず分散型電源合成部２６は、実施例１と同様のＳ１０からＳ５０までの処理の後、処理をＳ６１へ進める。
　Ｓ６１において、分散型電源合成部２６は、分散型電源データベース２３と分散型電源確度データベース２９から、分割された各地域のネットワーク構成と、各地域の制御可能な電気機器の特性と、分散型電源確度とを読み出す。ここでの電気機器の特性は、系統連系地点、出力調整費、定格容量、定格出力、現在出力、各センサの計測値の何れかを含む。
　Ｓ７１において、分散型電源合成部２６は、各地域の制御可能な複数の電気機器の特性を合成し、仮想発電機の特性として、仮想発電機データベース２５へ保存し、このフローを終了する。ここで分散型電源合成部２６は例えば、複数の電気機器の出力調整費特性を夫々の確度で重み付けをして合成することにより、仮想発電機の出力調整費特性を算出する。即ち、分散型電源合成部２６は、複数の電気機器の出力調整費特性に、対応する確度を夫々乗じ、乗算結果を合計して、仮想発電機の出力調整費特性とする。
　このように、仮想発電機の特性の算出に確度を用いることにより、制御指令の実行の不確定さや信頼度を考慮して出力指令値を算出することができる。
　ただし、確度を用いて出力指令値を算出すると、出力指令値の合計が過大になる可能性がある。そこで、発電機出力配分計算部２７は、確度を用いた出力指令値と、確度を用いない出力指令値とを算出し、仮想発電機に属する複数の電気機器のうち一部ずつへ、確度を用いた出力指令値の制御指令を出し、各センサの測定値により電力系統１００への影響を確認する。次に発電機出力配分計算部２７は、送信した出力指令値の合計が確度を用いない出力指令値の合計に達した時に制御指令の送信を終了する。ここで発電機出力配分計算部２７は、需要家毎に制御指令を送信しても良いし、管理装置毎に制御指令を送信しても良いし、ＣＥＭＳ毎に制御指令を送信しても良い。
　このように、制御指令の影響を確認しながら、少しずつ制御指令を送信することにより、確度を用いて出力指令値を算出する場合に出力指令値の合計が過大になることを防ぐことができる。
　以上の実施例で説明された技術は、次のように表現することもできる。
（表現１）
　電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、前記違反設備情報に基づいて、前記電力系統の一部である部分系統を特定する特定部と、
　前記電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報を前記データベースから取得し、前記機器地点情報に基づいて、前記部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、前記グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報を前記データベースから取得し、前記グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、前記グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する生成部と
　を備える電力系統制御装置。
　以上の実施例で説明された技術は、次のように表現することもできる。
（表現２）
　電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、前記違反設備情報に基づいて、前記電力系統の一部である部分系統を特定し、
　前記電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報を前記データベースから取得し、前記機器地点情報に基づいて、前記電力系統内の複数の電気機器の中から前記部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、
　前記グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報を前記データベースから取得し、前記グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、前記グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する
　ことをコンピュータに実行させる電力系統制御プログラム。
　このような表現において、違反設備情報は例えば、潮流制約違反地点に対応する。機器地点情報は例えば、電気機器の系統連系地点に対応する。機器特性情報は例えば、電気機器の出力調整費特性に対応する。グループは例えば、仮想発電機に対応する。グループ特性情報は例えば、仮想発電機の出力調整費特性に対応する。発電機特性情報は例えば、発電機の増分燃料費特性に対応する。調整量は例えば、出力指令値に対応する。算出部は例えば、発電機出力配分計算部２７に対応する。
１０、１０ｂ：系統制御システム
２１：系統データベース
２２：制約データベース
２３：分散型電源データベース
２４：発電機データベース
２５：仮想発電機データベース
２６：分散型電源合成部
２７：発電機出力配分計算部
２８：プログラムデータベース
２９：分散型電源確度データベース
３２：特定部
３３：生成部
４１：バス線
１００：電力系統
１０１：部分系統
１１０、１１０ａ、１１０ｂ：発電機
１６０ａ、１６０ｂ、１６０ｃ、１６０ｄ、１６０ｐ、１６０ｕ、１６０ｖ：負荷
１７０ａ、１７０ｂ、１７０ｃ、１７０ｄ、１７０ｐ：管理装置
１８０ａ、１８０ｂ：バッテリー
１９０ａ、１９０ｂ、１９０ｐ：電源
２００、２０１、２０２、２０３、２２０：需要家
２１０：制御システム
３００：通信ネットワーク

Claims (12)

  1. 　電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、前記違反設備情報に基づいて、前記電力系統の一部である部分系統を特定する特定部と、
    　前記電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報を前記データベースから取得し、前記機器地点情報に基づいて、前記部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、前記グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報を前記データベースから取得し、前記グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、前記グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する生成部と
    　を備える電力系統制御装置。
  2. 　前記特定部は、前記潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を境界として、前記電力系統を上流の系統と下流の系統とに分割し、分割された二つの系統の一つを前記部分系統として特定する、
    　請求項１に記載の電力系統制御装置。
  3. 　前記電力系統内の発電機の地点を示す発電機地点情報と、前記発電機の出力の調整に対するコストの特性を示す発電機特性情報と、前記潮流制約もしくは電圧制約の違反量を示す制約違反情報とを前記データベースから取得し、前記発電機地点情報と前記発電機特性情報と前記機器地点情報と前記グループ特性情報と前記制約違反情報に基づいて、前記違反を解消するための、前記発電機の出力の調整量である発電機調整量と前記グループの出力の調整量であるグループ調整量とを算出する算出部を更に備える、
    　請求項２に記載の電力系統制御装置。
  4. 　前記算出部は、前記グループを一つの発電機と見なし、前記発電機特性情報と前記グループ特性情報とを用いる等λ則により、前記発電機調整量と前記グループ調整量とを算出する、
    　請求項３に記載の電力系統制御装置。
  5. 　前記生成部は、前記制約違反情報を前記データベースから取得し、前記制約違反情報に基づいて、前記潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を決定し、前記違反設備情報として前記データベースへ保存する、
    　請求項２に記載の電力系統制御装置。
  6. 　前記制約違反情報は、前記電力系統内の複数の地点の夫々における複数の時点の潮流制約もしくは電圧制約を示し、
    　前記違反設備情報は、前記複数の系統設備の一つまたは複数を示す、
    　請求項５に記載の電力系統制御装置。
  7. 　前記機器特性情報により示されるコストは、電気機器の出力の調整のための燃料費及びインセンティブを含む、
    　請求項１に記載の電力系統制御装置。
  8. 　前記電力系統内の複数の電気機器は、電源を含む、
    　請求項１に記載の電力系統制御装置。
  9. 　前記電力系統内の複数の電気機器は、負荷を含む、
    　請求項１に記載の電力系統制御装置。
  10. 　前記生成部は、前記グループ調整量に基づく調整を指示が実行される確度を取得し、前記確度に基づいて、前記グループ調整量を算出する、
    　請求項１に記載の電力系統制御装置。
  11. 　前記算出部は、前記発電機調整量に基づく調整を指示する制御指令を前記発電機へ送信し、前記グループ調整量に基づく調整を指示する制御指令を前記グループ内の電気機器の制御装置へ送信する、
    　請求項２に記載の電力系統制御装置。
  12. 　電力系統内で潮流制約もしくは電圧制約を違反する系統設備を示す違反設備情報をデータベースから取得し、前記違反設備情報に基づいて、前記電力系統の一部である部分系統を特定し、
    　前記電力系統内の複数の電気機器の夫々の地点を示す機器地点情報を前記データベースから取得し、前記機器地点情報に基づいて、前記電力系統内の複数の電気機器の中から前記部分系統内の複数の電気機器のグループを特定し、
    　前記グループに属する複数の電気機器の夫々について、出力の調整に対するコストの特性を示す機器特性情報を前記データベースから取得し、前記グループに属する複数の電気機器の機器特性情報を合成することにより、前記グループの出力の調整に対するコストの特性を示すグループ特性情報を生成する
    　ことを備える電力系統制御方法。
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