WO2023145069A1 - 分散電源制御システム - Google Patents

Abstract

本開示は、分散電源制御システムにおいて高速に分散電源の有効電力を制御することを目的とする。中央演算装置（５）は、擾乱が発生した際の送配電系統（１）の応動をシミュレーションする応動演算部（５５）と、応動演算部（５５）のシミュレーション結果から送配電系統におけるｆ変化率と分散電源（７）から送配電系統（１）へ出力すべき有効電力との対応関係をｆ変化率制御パラメータとして算出するｆ変化率制御パラメータ演算部（５６）と、を備える。分散電源制御装置（６）は、自端のｆ変化率を計測するｆ変化率計測部（６０４）と、ｆ変化率制御パラメータにおいて自端のｆ変化率に対応する有効電力をｆ変化率制御量とするｆ変化率制御量演算部（６０５）と、ｆ変化率制御量に基づき定められた有効電力制御量に基づき、分散電源から送配電系統に出力される有効電力を制御する電力変換器（６０１）と、を備える。

Description

分散電源制御システム

　本開示は、分散電源制御システムに関する。

　近年、再生可能エネルギー（以下、「再エネ」とも称する）電源の導入が進んでいる。再エネ電源はインバータを介して電力系統に連系されるため、従来の同期発電機のような慣性を持たない。したがって、再エネが大量に連系し同期発電機が減少した電力系統では、系統慣性が減少し周波数変動の増大が生じる懸念がある。特に、再エネ電源または同期発電機は、周波数の基準値からの偏差（Δｆ）、または周波数変化率（ｆ変化率、ｄｆ／ｄｔ、ＲｏＣｏＦ：Ｒａｔｅ　ｏｆ　Ｃｈａｎｇｅ　ｏｆ　Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙとも称する）が大きい場合に、機器保護の観点から運転を停止する機能を有している。したがって、大規模電源脱落または電源線ルート断事故などの擾乱が発生すると、電力の需給バランスが大きく崩れることによって急激に周波数が低下し、さらに再エネ電源または同期発電機が解列することで、大規模停電に波及する危険が高まる。

　このため、有効電力の供給能力を有する蓄電池などの分散電源を活用し、擾乱発生時に分散電源から電力系統に有効電力を注入することによって、周波数低下を軽減する技術が開発されている。Δｆを用いた制御では、動作の遅さのため制御が間に合わない可能性があるため、ｆ変化率を活用して高速に擾乱を検出し、適切な有効電力制御を行う必要がある。

　特許文献１には、複数の電池を制御する電池制御システムにおいて、電力系統のｆ変化率を測定し、擾乱発生時には、各電池の動作遅延時間に応じて各蓄電池に放電量または充電量を割り当てる技術が開示されている。

特開２０１３－１５３６４８号公報

　特許文献１に記載の電池制御システムは、複数の電池を制御する電池制御システムにおいて系統擾乱を検出し、通信ネットワークを介して蓄電池へ制御指令を行うため、高速な電池制御が行えず、結果として周波数低下の軽減および大規模停電の回避ができない可能性がある。

　本開示は、上記の問題点を解決するためになされたものであり、分散電源制御システムにおいて高速に分散電源の有効電力を制御することを目的とする。

　本開示の分散電源制御システムは、分散電源から送配電系統への出力電力を制御する分散電源制御装置と、分散電源制御装置による制御に用いられるパラメータを設定する中央演算装置と、を備える。中央演算装置は、送配電系統に擾乱が発生した際の送配電系統の応動をシミュレーションする応動演算部と、応動演算部のシミュレーション結果から送配電系統における周波数変化率であるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係を求め、送配電系統におけるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係に基づき、送配電系統におけるｆ変化率と分散電源から送配電系統へ出力すべき有効電力との対応関係をｆ変化率制御パラメータとして算出するｆ変化率制御パラメータ演算部と、を備える。分散電源制御装置は、自端のｆ変化率を計測するｆ変化率計測部と、ｆ変化率制御パラメータにおいて自端のｆ変化率に対応する有効電力をｆ変化率制御量とするｆ変化率制御量演算部と、ｆ変化率制御量に基づき定められた有効電力制御量に基づき、分散電源から送配電系統に出力される有効電力を制御する電力変換器と、を備える。

　本開示の分散電源制御システムによれば、分散電源制御装置により高速に分散電源の有効電力を制御することができる。本開示の目的、特徴、態様、および利点は、以下の詳細な説明と添付図面とによって、より明白となる。

実施の形態１に係る電力系統および分散電源制御システムの構成を示す図である。 実施の形態１に係る中央演算装置の構成を示す図である。 実施の形態１に係る分散電源制御装置の構成を示す図である。 系統擾乱発生時の系統周波数の変化を示す図である。 系統擾乱発生時に実施の形態１に係る分散電源制御装置が実施する周波数変化率制御の出力例を示す図である。 実施の形態１に係る中央演算装置が実施するシミュレーションにおける、系統擾乱発生時に生じる供給力の不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}と周波数変化率との関係を示す図である。 系統擾乱時に生じる供給力の不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}と周波数変化率との関係、並びにその近似式の例を示す図である。 実施の形態１に係る分散電源制御装置の有効電力出力値と周波数変化率との関係を示す図である。 実施の形態１に係る中央演算装置による、周波数変化率制御のパラメータの決定処理を示すフローチャートである。 実施の形態２に係る中央演算装置の構成を示す図である。 実施の形態２に係る分散電源制御装置の構成を示す図である。 実施の形態２に係る分散電源制御装置の出力値と周波数偏差との関係を示す図である。 実施の形態２に係る分散電源制御装置による、周波数変化率制御および周波数偏差制御の出力の協調イメージを示す図である。 実施の形態２に係る中央演算装置による、周波数変化率制御および周波数偏差制御のパラメータの決定処理を示すフローチャートである。 実施の形態３に係る中央演算装置の構成を示す図である。 実施の形態３に係る分散電源制御装置の構成を示す図である。 実施の形態２に係る分散電源制御装置による、周波数変化率制御および補正制御の出力の協調イメージを示す図である。 実施の形態３に係る中央演算装置による、補正制御のパラメータの決定処理を示すフローチャートである。 実施の形態４に係る中央演算装置の構成を示す図である。 実施の形態４に係る分散電源制御装置の構成を示す図である。 系統擾乱発生時の系統周波数の変化を示す図である。 系統擾乱発生時に実施の形態４に係る分散電源制御装置で実施される周波数変化率無効電力制御の出力例を示す図である。 実施の形態４に係る分散電源制御装置の無効電力出力値と周波数変化率との関係を示す図である。 実施の形態４に係る中央演算装置による、周波数変化率制御および周波数変化率無効電力制御のパラメータの決定処理を示すフローチャートである。 中央演算装置および分散電源制御装置のハードウェア構成を示す図である。 中央演算装置および分散電源制御装置のハードウェア構成を示す図である。

　＜Ａ．実施の形態１＞
　＜Ａ－１．構成＞
　図１は、実施の形態１に係る電力系統の構成を示している。電力系統は、送配電系統１、大規模発電機２－１，２－２，２－３、負荷３－１，３－２，３－３、分散電源制御システム４、分散電源７－１，７－２，７－３，７－４、および計測装置８を備えて構成される。分散電源制御システム４は、中央演算装置５および分散電源制御装置６－１，６－２，６－３，６－４を備えて構成される。

　図１には３つの大規模発電機２－１，２－２，２－３が示されているが、大規模発電機の数はこれに限らない。また、このことは、分散電源制御装置６－１，６－２，６－３，６－４、および分散電源７－１，７－２，７－３，７－４についても同様である。図１には１つの計測装置８が示されているが、複数の計測装置８が送配電系統１に設けられていてもよい。以下、大規模発電機２－１，２－２，２－３を区別せず総称する場合に大規模発電機２と称する。また、分散電源制御装置６－１，６－２，６－３，６－４を区別せず総称する場合に分散電源制御装置６と称する。また、分散電源７－１，７－２，７－３，７－４を区別せず総称する場合に分散電源７と称する。

　分散電源７は、太陽光発電（Ｐｈｏｔｏｖｏｌｔａｉｃ　ｐｏｗｅｒ　ｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ：ＰＶ）または風力発電などの再生可能エネルギー、もしくは蓄電池などの電力貯蔵装置を含む電力源である。

　分散電源制御装置６－１は、分散電源７－１の発電電力を制御する装置であり、分散電源７－１と送配電系統１との間で電力を融通するためのインバータ回路などの電力変換機を含む。分散電源制御装置６－２，６－３，６－４は、分散電源制御装置６－１が分散電源７－１に対するのと同様に、分散電源７－２，７－３，７－４をそれぞれ制御する装置であり、分散電源７－２，７－３，７－４と送配電系統１との間で電力を融通するためのインバータ回路などの電力変換機を含む。

　中央演算装置５、分散電源制御装置６および計測装置８は、通信ネットワークを介して互いに接続されている。通信ネットワークはインターネットであってもよく、専用のネットワークであってもよく、これらの両方を用いたネットワークであってもよい。

　計測装置８は、送配電系統１の情報を計測する。中央演算装置５は、計測装置８の計測情報を通信ネットワークを介して受信し、この計測情報を用いて送配電系統１の状況把握と種々の計算を実施する。また、中央演算装置５は、分散電源制御装置６が実施する分散電源７の電力制御に用いられるパラメータを設定し、当該パラメータを通信ネットワークを介して分散電源制御装置６へ送信する。また、中央演算装置５は、通信ネットワークを介して分散電源制御装置６から分散電源７の運転状態を受信する。分散電源７の運転状態には、例えば、設備容量または現在の出力が含まれ、分散電源７が蓄電能力を有するものであれば充電電力量が含まれる。

　図２は、実施の形態１における中央演算装置５の構成を示すブロック図である。中央演算装置５は、通信部５１、格納部５２、情報設定部５３、擾乱設定部５４、応動演算部５５、およびｆ変化率制御パラメータ演算部５６を備えて構成される。

　通信部５１は、通信ネットワークを介して計測装置８および分散電源制御装置６と通信する。通信部５１は、計測装置８で計測された送配電系統１の情報を受信する。ここで、送配電系統１の情報には、大規模発電機２の運転状態、負荷３、電圧潮流状態、および電力潮流状態の少なくとも１つが含まれる。また、通信部５１は、ｆ変化率制御パラメータ演算部５６で計算された電力制御のパラメータであるｆ変化率制御パラメータを分散電源制御装置６へ送信する。また、通信部５１は、通信ネットワークを介して分散電源制御装置６から分散電源７の運転状態を受信する。

　格納部５２は、送配電系統１の設備情報、通信部５１が受信した送配電系統１の計測情報および分散電源７の運転状態、ならびに、情報設定部５３、擾乱設定部５４、応動演算部５５およびｆ変化率制御パラメータ演算部５６で利用される設定および演算結果などを格納する。

　情報設定部５３は、通信部５１が受信した送配電系統１の計測情報および分散電源７の運転状態と、格納部５２に格納された送配電系統１の設備情報とに基づき、送配電系統１の現在状態を設定する。

　擾乱設定部５４は、情報設定部５３で設定された送配電系統１の現在状態に対して、起こりうる系統擾乱を少なくとも１つ設定する。系統擾乱には、電源脱落、負荷脱落、または電源線ルート断が含まれる。ここで、電源脱落とは、大規模発電機２のいずれか１つまたは複数が脱落することを意味する。また、負荷脱落とは、負荷３のいずれか１つまたは複数が脱落することを意味する。また、電源線ルート断とは、複数の大規模発電機２が連系され、連系された大規模発電機２から電力が送られている送電線である電源線の切り離しを意味する。

　応動演算部５５は、擾乱設定部５４で設定された系統擾乱が起こった場合の送配電系統１の応動をシミュレーションし、その結果を集計する。送配電系統１の応動には、系統擾乱が発生した場合の、送配電系統１の１つまたは複数の地点における系統周波数、慣性中心周波数、および電圧・潮流状態、大規模発電機２の出力、ならびに負荷３の電力の変動などが含まれる。

　ｆ変化率制御パラメータ演算部５６は、応動演算部５５でシミュレーションされた送配電系統１の応動から、系統擾乱発生時における、送配電系統１の周波数の時間変化率であるｆ変化率と有効電力の供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}との関係を求める。また、ｆ変化率制御パラメータ演算部５６は、ｆ変化率と有効電力の供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}との関係に基づき、送配電系統１において計測されたｆ変化率に対して分散電源７が送配電系統１に出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を設備ごとに計算し、ｆ変化率と分散電源７が出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}との関係式を設定する。ここで設定されたｆ変化率と分散電源７が出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}との関係式が、分散電源制御装置６で実施されるｆ変化率制御のパラメータ（以下、「ｆ変化率制御パラメータ」と称する）である。ｆ変化率制御の詳細については後述する。

　図３は、実施の形態１における分散電源制御装置６の一例を示すブロック図である。分散電源制御装置６は、電力変換器６０１、通信部６０２、運転状態計測部６０３、ｆ変化率計測部６０４、ｆ変化率制御量演算部６０５、およびｆ変化率制御パラメータ格納部６０６を備えて構成される。

　電力変換器６０１は、分散電源７と送配電系統１との間で電力を融通するための電力制御を行う機器である。ＰＶまたは蓄電池などの直流電源からの直流電力を交流電力へ変換するコンバータ、可変速風力発電機を系統連系するためのＢＴＢ（Ｂａｃｋ－ｔｏ－Ｂａｃｋ）コンバータ、または二重給電誘導発電機に含まれるサイクロコンバータなどが電力変換器６０１に該当する。

　通信部６０２は、通信ネットワークを介して中央演算装置５と通信する。通信部６０２は、中央演算装置５からｆ変化率制御パラメータを受信する。また、通信部６０２は、後述する運転状態計測部６０３で計測される分散電源７と電力変換器６０１の運転状態を中央演算装置５へ送信する。

　運転状態計測部６０３は、分散電源７と電力変換器６０１の運転状態を計測する。ここで、運転状態には、例えば、設備容量または現在の出力が含まれる。また、分散電源７が蓄電能力を有するものであれば、充電電力量が分散電源７の運転状態に含まれる。

　ｆ変化率計測部６０４は、分散電源制御装置６の設置地点である自端の電圧および電流の計測値から、ローカルの周波数の変化率、すなわちｆ変化率を計算する。

　ｆ変化率制御量演算部６０５は、ｆ変化率計測部６０４で計測されたｆ変化率と、ｆ変化率制御パラメータ格納部６０６に格納されているｆ変化率制御パラメータとに基づき、分散電源７が出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を計算し、計算した有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}をｆ変化率制御量として電力変換器６０１へ送信する。

　ｆ変化率制御パラメータ格納部６０６は、通信部６０２が中央演算装置５から受信したｆ変化率制御パラメータを格納する。

　＜Ａ－２．動作＞
　図４は、送配電系統１に系統擾乱が発生した場合の系統周波数の時間変化の一例を示している。図４において破線は分散電源制御装置６による制御なしの場合を示し、実線は分散電源制御装置６による制御ありの場合を示している。

　図５は、送配電系統１に系統擾乱が発生した場合に分散電源制御装置６で実施されるｆ変化率制御による、分散電源７における有効電力出力の時間変化の一例を示している。図４および図５の横軸は時間を示す。図４の縦軸は系統周波数を示し、図５の縦軸は有効電力出力を示す。

　図４および図５の例では、時刻Ｔ_０において大規模発電機２の一部が脱落したものとする。分散電源制御装置６は、擾乱発生時の急峻な周波数変化を計測し、有効電力出力をＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}まで急峻に増加させる。また、分散電源制御装置６は、有効電力出力を一定時間Ｔ_ｏｕｔの間だけＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}で継続して出力した後、一定時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}をかけて減少させる。有効電力出力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔ、出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}がｆ変化率制御のパラメータ（以下、「ｆ変化率制御パラメータ」と称する）である。有効電力出力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}をｆ変化率に応じて変化させることで、系統擾乱の大きさに応じた適切な有効電力出力を行うことができる。有効電力出力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}とｆ変化率との関係の詳細については後述する。

　一般に、周波数の基準値からの偏差（Δｆ）をフィードバックするような分散電源制御は、安定ではあるが擾乱の検出が遅く、ｆ変化率をフィードバックするような分散電源制御は、擾乱を高速に検出できるが制御が不安定になりやすいという特性がある。本実施の形態の分散電源制御システム４では、分散電源制御装置６が、図４および図５に示したように、ｆ変化率に応じて一定値Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}の有効電力を出力するような分散電源制御を実施することで、擾乱を高速に検出し、かつ安定な制御を実施することができるため、周波数安定性向上に貢献する。

　図６は、中央演算装置５の応動演算部５５がシミュレーションした、系統擾乱発生時の系統応動の一例を示した概略図である。図６の横軸は時間を示し、縦軸は系統周波数を示している。図６の例では、大規模発電機２の一部が脱落し、供給力にΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}の不足が発生したため、系統周波数が急激に低下する様子が示されている。格納部５２は、このシミュレーション結果から、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とそれに対して計算されたｆ変化率を格納する。ここで、ｆ変化率とは、一定時間の間に生じた系統周波数の変化である。ｆ変化率を規定する「一定時間」は任意であり、例えば１００ｍｓである。応動演算部５５は想定される複数ケースの系統擾乱に対して図６に示されるようなシミュレーションを行う。そして、格納部５２は、各ケースの系統擾乱における供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とそれに対して計算されたｆ変化率とを格納する。

　図７は、格納部５２に格納された複数ケースの系統擾乱における供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とｆ変化率との関係を示している。供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とｆ変化率との関係は、大規模発電機２の運転状態、送配電系統１の電圧・電力潮流状態、もしくは系統擾乱の規模または発生位置などに応じて複雑に変化するため、単純な比例関係にはならない。しかし、ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}が正、すなわち供給力不足の場合にｆ変化率が負、すなわち系統周波数が低下し、ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}が負、すなわち供給力過剰の場合にｆ変化率が正、すなわち系統周波数が上昇とするという傾向は存在する。

　ｆ変化率制御パラメータ演算部５６は、図７に示す供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とｆ変化率との関係図から、両者の関係を近似し、近似関係式として表現する。近似関係式は、計算機で計算可能なものであればいずれの形であってもよい。近似関係式は、例えば、図７の点線で示すような不感帯と線形特性を持つような近似関係式Ａであってもよい。また、近似関係式は、図７の破線で示すような階段関数で表される近似関係式Ｂであってもよい。また、近似関係式は、多項式で表現されるような関係式であってもよい。近似関係式の作成方法は任意であるが、例えば最小二乗法のような手法が用いられてもよい。

　図８は、ｆ変化率制御パラメータの一例を示している。ｆ変化率制御パラメータは、分散電源７から送配電系統１に出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}とｆ変化率との対応関係である。図８の横軸は変化率を示し、縦軸は分散電源７から送配電系統１に出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を示している。分散電源７から送配電系統１に出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}は、ｆ変化率の関数として定義される。分散電源７から送配電系統１に出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}とｆ変化率との対応関係は、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とｆ変化率との関係と同様であることが望ましい。

　ｆ変化率制御パラメータ演算部５６は、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}およびｆ変化率の近似関係式に基づき、分散電源制御装置６ごとにｆ変化率制御パラメータを決定する。ｆ変化率制御パラメータにおいて、分散電源７から送配電系統１に出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}は、例えば以下の方法によって決定される。１つ目は、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を全分散電源制御装置６で等量配分する方法である。２つ目は、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を分散電源制御装置６の定格容量比率に応じて配分する方法である。３つ目は、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を分散電源制御装置６の有効電力出力の空き容量の比率に応じて配分する方法である。

　すなわち、ｆ変化率をｄｆｄｔ、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とｆ変化率の関係式をΔＰ_{ｍｉｓｍａｔｃｈ}（ｄｆｄｔ）、分散電源制御装置６－ｉのｆ変化率制御のパラメータをＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ（ｉ）}（ｄｆｄｔ）、分散電源制御装置６の総数をＮ、分散電源制御装置６－ｉの定格容量をＳ_{ｒａｔｅ（ｉ）}、分散電源制御装置６－ｉの有効電力出力空き容量をＰ_{ｒｅｓｅｒｖｅ（ｉ）}とすると、ｆ変化率制御パラメータにおいて分散電源７から送配電系統１に出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}は、以下の式（１）、（２）、（３）のいずれかで定義されてもよい。

　中央演算装置５は、以上のようにしてｆ変化率制御パラメータを決定し、通信部５１から各分散電源制御装置６へ送信する。なお、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔおよび出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}もｆ変化率制御パラメータに含まれるが、これら２つのパラメータは系統擾乱の大きさに応じて変化させなくてもよい。すなわち、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔおよび出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}は、分散電源制御装置６で検出されたｆ変化率によらず一定の値であってもよい。例えば、系統擾乱の発生から大規模発電機２がその周波数制御特性に基づきガバナフリー運転によって出力を十分に上昇させるまでの間、分散電源制御装置６が分散電源７から有効電力を送配電系統１に供給すればよいと考え、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔおよび出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}はともに数十秒程度であってもよい。

　分散電源制御装置６では、通信部６０２が中央演算装置５からｆ変化率制御パラメータを受信し、ｆ変化率制御パラメータ格納部６０６に格納する。送配電系統１に擾乱が発生すると、分散電源制御装置６はｆ変化率計測部６０４で計測したｆ変化率から擾乱を検出する。そして、ｆ変化率制御量演算部６０５は、ｆ変化率制御パラメータ格納部６０６に格納されたｆ変化率制御パラメータにおいて、ｆ変化率計測部６０４で計測されたｆ変化率に対応する、分散電源７から出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}をｆ変化率制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}として演算する。電力変換器６０１は、分散電源７から送配電系統１へ出力される有効電力を、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔだけｆ変化率制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}とし、その後、出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}かけて０まで減らす制御を行う。

　図９は、中央演算装置５によるｆ変化率制御のパラメータの決定処理を示すフローチャートである。

　まず、ステップＳ１０１において、通信部５１が、計測装置８で計測された送配電系統１の計測情報を通信ネットワークを介して受信する。

　次に、ステップＳ１０２において、擾乱設定部５４が、送配電系統１で生じると想定される系統擾乱を設定する。

　その後、ステップＳ１０３において、応動演算部５５が、擾乱設定部５４で設定された系統擾乱が発生した際の送配電系統１の応動をシミュレーションする。

　次に、ステップＳ１０４において、中央演算装置５は、全ての系統擾乱について送配電系統１の応動をシミュレーションしたか否かを判定する。ステップＳ１０４において未処理の系統擾乱があれば、ステップＳ１０５において応動演算部５５が未処理の想定擾乱を選択し、中央演算装置５の処理はステップＳ１０３に戻る。

　ステップＳ１０４において全ての系統擾乱について送配電系統１の応動がシミュレーション済みであれば、中央演算装置５の処理はステップＳ１０６に進む。ステップＳ１０６において、ｆ変化率制御パラメータ演算部５６が、系統擾乱のシミュレーション結果から、系統擾乱で生ずる供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とｆ変化率との関係式を設定する。

　その後、ステップＳ１０７において、ｆ変化率制御パラメータ演算部５６は、ステップＳ１０６で設定した関係式に基づき、ｆ変化率制御パラメータを設定する。ここで、ｆ変化率制御パラメータは、分散電源７から送配電系統１へ出力すべき有効電力出力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}とｆ変化率との対応関係、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔ、および出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}を含む。

　最後に、ステップＳ１０８において、通信部５１が、通信ネットワークを介して分散電源制御装置６へｆ変化率制御パラメータを送信する。

　大規模発電機２の運転状態、負荷３の大きさ、または電圧・潮流状態といった送配電系統１の状態により、電力系統の想定事故および中央演算装置５が決定するｆ変化率制御パラメータは変化する。従って、中央演算装置５は、図９に示されるフローチャートの処理を一定周期で繰り返し実施してもよい。その実施周期は任意であるが、例えば大規模発電機２の起動停止計画が３０分程度おきに決められることに鑑み、３０分程度であってもよい。これにより、中央演算装置５が決定するｆ変化率制御パラメータに送配電系統１の現在の状態を反映することができる。

　＜Ａ－３．効果＞
　実施の形態１の分散電源制御システム４は、分散電源７から送配電系統１への出力電力を制御する分散電源制御装置６と、分散電源制御装置６による制御に用いられるパラメータを設定する中央演算装置５と、を備える。中央演算装置５は、送配電系統１に擾乱が発生した際の送配電系統１の応動をシミュレーションする応動演算部５５と、応動演算部５５のシミュレーション結果から送配電系統１における周波数変化率であるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係を求め、送配電系統１におけるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係に基づき、送配電系統１におけるｆ変化率と分散電源７から送配電系統１へ出力すべき有効電力との対応関係をｆ変化率制御パラメータとして算出するｆ変化率制御パラメータ演算部５６と、を備える。分散電源制御装置６は、自端のｆ変化率を計測するｆ変化率計測部６０４と、ｆ変化率制御パラメータにおいて自端のｆ変化率に対応する有効電力をｆ変化率制御量とするｆ変化率制御量演算部６０５と、ｆ変化率制御量に基づき定められた有効電力制御量に基づき、分散電源から送配電系統に出力される有効電力を制御する電力変換器６０１と、を備える。実施の形態１において、有効電力制御量はｆ変化率制御量である。以上の構成により、分散電源制御装置６は、ｆ変化率に基づき擾乱を高速に検出し、分散電源７の有効電力を安定的に制御することができる。従って、分散電源制御システム４によれば、高速な通信ネットワークを用いることなく、送配電系統１の周波数安定性を向上させ、大規模停電を抑制することができる。

　＜Ｂ．実施の形態２＞
　＜Ｂ－１．構成＞
　実施の形態２の電力系統は、図１に示される実施の形態１の電力系統において、中央演算装置５に代えて中央演算装置５Ａ、分散電源制御装置６－１，６－２，６－３，６－４に代えて分散電源制御装置６Ａ－１，６Ａ－２，６Ａ－３，６Ａ－４を備えたものである。以下、分散電源制御装置６Ａ－１，６Ａ－２，６Ａ－３，６Ａ－４を区別せず総称する場合に分散電源制御装置６Ａと称する。

　図１０は、実施の形態２における中央演算装置５Ａの構成を示すブロック図である。中央演算装置５Ａは、実施の形態１の中央演算装置５の構成に加えてΔｆ制御パラメータ演算部５７を備える。

　Δｆ制御パラメータ演算部５７は、通信部５１が受信した大規模発電機２の運転状態、負荷３の大きさなどの情報と、応動演算部５５が計算した系統擾乱発生時の送配電系統１の応動とから、系統周波数の基準値からの偏差Δｆに対して分散電源７が出力すべき有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}を設備ごとに設定する。Δｆと分散電源７の有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}との関係が、分散電源制御装置６Ａで実施されるΔｆ制御のパラメータ（以下、「Δ制御パラメータ」と称する）となる。Δｆ制御の詳細については後述する。

　図１１は、実施の形態２における分散電源制御装置６Ａの構成を示すブロック図である。分散電源制御装置６Ａは、実施の形態１の分散電源制御装置６の構成に加えて、Δｆ計測部６０７、Δｆ制御量演算部６０８、Δｆ制御パラメータ格納部６０９、および協調部６１０を備える。

　Δｆ計測部６０７は、分散電源制御装置６Ａが設置されている地点、すなわち自端の電圧および電流の計測情報に基づきΔｆを計算する。

　Δｆ制御量演算部６０８は、Δｆ制御パラメータ格納部６０９に格納されたΔｆ制御パラメータにおいてΔｆ計測部６０７で計測されたΔｆに対応する有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}を、Δｆ制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}とし、Δｆ制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}を協調部６１０へ送信する。

　Δｆ制御パラメータ格納部６０９は、通信部６０２から受信したΔｆ制御パラメータを格納する。

　協調部６１０は、ｆ変化率制御量演算部６０５で計算されたｆ変化率制御量とΔｆ制御量演算部６０８で計算されたｆ変化率制御量との協調を取って有効電力制御量を算出し、電力変換器６０１へ送信する。電力変換器６０１は、協調部６１０で算出された有効電力制御量に分散電源７の有効電力出力を制御する。

　＜Ｂ－２．動作＞
　分散電源制御装置６Ａにおいて行われるΔｆ制御について説明する。Δｆ制御とは、分散電源制御装置６Ａの自端におけるΔｆに応じて分散電源７が出力する有効電力を制御することである。図１２は、Δｆ制御の一例を示している。図１２の横軸はΔｆ、縦軸は有効電力出力Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}を示している。分散電源制御装置６Ａは、Δｆが正、すなわち供給力過剰の場合に有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}を減少させ、Δｆが負、すなわち供給力不足の場合に有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}を増加させる。分散電源制御装置６Ａが小さなΔｆに対して過剰に有効電力Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}を変動しないようにするため、Δｆに対する不感帯が設けられ、不感帯内でＰ_{ＤＥＲ＿Δｆ}が０であってもよい。Δｆの変化に対するＰ_{ＤＥＲ＿Δｆ}の変化は線形であってもよい。Δｆの変化に対するＰ_{ＤＥＲ＿Δｆ}の変化は任意であるが、例えば、大規模発電機２のガバナフリー運転の速度調停率または負荷３の周波数特性などから、過制御および不足制御とならず、ハンチングが生じないように定められることが望ましい。

　図１３は、分散電源制御装置６Ａの協調部６１０によるｆ変化率制御およびΔｆ制御の協調のイメージ図である。協調部６１０は、ｆ変化率制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}とΔｆ制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}とが同符号の場合、絶対値が大きい方を分散電源７の有効電力制御量として出力する。また、協調部６１０は、ｆ変化率制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}とΔｆ制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}とが異符号の場合、両者の和を分散電源７の有効電力制御量として出力する。あるいは、協調部６１０は、ｆ変化率制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}およびΔｆ制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿Δｆ}の符号に関わらず、両者の和を分散電源７の有効電力制御量として出力してもよい。

　一般に、Δｆをフィードバックする分散電源制御は、安定ではあるが擾乱の検出が遅いという特性がある。ここで、図４に示されるｆ変化率制御では、実施の形態１で述べたような事前演算によりｆ変化率制御量が定められるため、計測誤差、想定にない擾乱の発生、またはシミュレーションモデルと実際の系統との応動の違いなどにより、ｆ変化率制御量が過剰または不足する場合が考えられる。そこで、実施の形態２では、ｆ変化率制御とΔｆ制御とを組み合わせることにより、ｆ変化率制御で高速な制御を実施する一方、Δｆ制御で制御量の補正を行うことができる。その結果、ｆ変化率の増大を防ぎ、Δｆを適切に制御することができ、周波数安定性向上に貢献する。

　図１４は、中央演算装置５Ａによるｆ変化率制御およびΔｆ制御のパラメータの決定処理を示すフローチャートである。図１４のフローは、実施の形態１の中央演算装置５によるｆ変化率制御のパラメータの決定処理を示す図９のフローにおいて、ステップＳ１０７とステップＳ１０８の間にステップＳ１２１を加えたものである。ステップＳ１０７において、ｆ変化率制御パラメータ演算部５６はｆ変化率制御のパラメータを設定する。その後、ステップＳ１２１においてΔｆ制御パラメータ演算部５７は、Δｆ制御のパラメータを設定する。次に、ステップＳ１０８において通信部５１は、通信ネットワークを介して分散電源制御装置６Ａへｆ変化率制御およびΔｆ制御のパラメータを送信する。

　＜Ｂ－３．効果＞
　実施の形態２の分散電源制御システム４において、中央演算装置５Ａは、送配電系統１における周波数の基準周波数に対する偏差であるΔｆと分散電源７から送配電系統１へ出力すべき有効電力との対応関係をΔｆ制御パラメータとして算出するΔｆ制御パラメータ演算部５７を備える。分散電源制御装置６Ａは、ｆ変化率制御パラメータにおいて、自端のｆ変化率に対応する有効電力の供給不足量をΔｆ制御量として算出するΔｆ制御量演算部６０８を備える。有効電力制御量は、ｆ変化率制御量とΔｆ制御量とに基づき定められる。以上の構成により、分散電源制御装置６Ａは、ｆ変化率制御により分散電源制御を高速に行いつつ、Δｆ制御により制御量の補正を行うことができる。その結果、送配電系統１の周波数安定性が向上し、大規模停電の回避に寄与する。

　＜Ｃ．実施の形態３＞
　＜Ｃ－１．構成＞
　実施の形態３の電力系統は、図１に示される実施の形態１の電力系統において、中央演算装置５に代えて中央演算装置５Ｂ、分散電源制御装置６－１，６－２，６－３，６－４に代えて分散電源制御装置６Ｂ－１，６Ｂ－２，６Ｂ－３，６Ｂ－４を備えたものである。以下、分散電源制御装置６Ｂ－１，６Ｂ－２，６Ｂ－３，６Ｂ－４を区別せず総称する場合に分散電源制御装置６Ｂと称する。

　図１５は、実施の形態３における中央演算装置５Ｂの構成の一例を示すブロック図である。中央演算装置５Ｂは、実施の形態１の中央演算装置５の構成に加えて補正制御量演算部５８を備える。

　送配電系統１において系統擾乱が発生すると、通信部５１は計測装置８から系統擾乱に関する情報、すなわち系統擾乱情報を受信する。補正制御量演算部５８は、通信部５１が受信した系統擾乱情報に基づき、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を計算する。その後、補正制御量演算部５８は分散電源制御装置６Ｂごとの補正制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}を計算する。補正制御量演算部５８が計算した補正制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}は通信部５１により分散電源制御装置６Ｂへ出力される。

　補正制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}の決定方法は、実施の形態１で説明したｆ変化率制御のパラメータＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}の決定方法と同様である。すなわち、（１）供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を全分散電源制御装置６Ｂで等量配分する方法、（２）供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を分散電源制御装置６Ｂの定格容量比率に応じて配分する方法、（３）供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を分散電源制御装置６Ｂの有効電力出力の空き容量の比率に応じて配分する方法などが挙げられる。

　図１６は、実施の形態３における分散電源制御装置６Ｂの一例を示すブロック図である。分散電源制御装置６Ｂは、実施の形態１の分散電源制御装置６の構成に加えて、協調部６１０および補正制御量設定部６１１を備える。分散電源制御装置６Ｂの協調部６１０は実施の形態２の分散電源制御装置６Ａの協調部６１０と同様である。

　補正制御量設定部６１１は、通信部６０２が中央演算装置５Ｂから受信した補正制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}を格納し、補正制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}を協調部６１０へ送信する。

　協調部６１０は、ｆ変化率制御量演算部６０５で計算されたｆ変化率制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}と、補正制御量設定部６１１から受信した補正制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}とを協調して、分散電源７が出力すべき有効電力の目標値である有効電力指令値を算出し、有効電力指令値を電力変換器６０１へ送信する。

　補正制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}は、一定時間にわたって一定値を継続し、その後減少する。ΔＰ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}が一定値を継続する時間は任意であるが、例えば、送配電系統１の周波数制御機能である、大規模発電機２のガバナフリー運転または負荷周波数制御（ＬＦＣ：Ｌｏａｄ　Ｆｅｑｕｅｎｃｙ　Ｃｏｎｔｒｏｌ）により、大規模発電機２の出力が十分に上昇するまでの間、分散電源制御装置６Ｂが出力すれば良いと考え、出力継続時間は数分程度であっても良い。

　＜Ｃ－２．動作＞
　図１７は、分散電源制御装置６Ｂの協調部６１０によるｆ変化率制御および補正制御の協調のイメージ図である。協調部６１０は、ｆ変化率制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}と補正制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}とが同符号の場合、絶対値が大きい方を分散電源７への有効電力指令値とする。また、協調部６１０は、ｆ変化率制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}と補正制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}とが異符号の場合、両者の和を分散電源７への有効電力指令値とする。あるいは、協調部６１０は、ｆ変化率制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}および補正制御の制御量ΔＰ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}の符号に関わらず、両者の和を分散電源７の分散電源７への有効電力指令値としてもよい。

　一般に、中央演算装置５Ｂで系統擾乱を検出し、分散電源制御装置６Ｂの制御量を決定し、通信ネットワークを介して制御量を中央演算装置５Ｂから分散電源制御装置６Ｂへ送信する場合、高速な制御を行うためには非常に高価で高速な通信ネットワークを利用する必要がある。ｆ変化率制御では、実施の形態１で述べたような事前演算によりｆ変化率制御量が定められるため、計測誤差、想定にない擾乱の発生、またはシミュレーションモデルと実際の系統との応動の違いなどにより、ｆ変化率制御量が過剰または不足する場合が考えられる。そこで、実施の形態３では、ｆ変化率制御と比較的遅い通信ネットワークを用いても実現可能な補正制御とを組み合わせることにより、ｆ変化率制御により高速な制御を実施する一方、補正制御により制御量の補正を行うことができる。その結果、周波数安定性向上に貢献する。

　図１８は、中央演算装置５Ｂによる補正制御のパラメータの決定処理を示すフローチャートである。

　ステップＳ２０１において、送配電系統１に系統擾乱が発生すると、通信部５１は通信ネットワークを介して、計測装置８で計測された送配電系統１の計測情報を受信する。

　次に、ステップＳ２０２において、補正制御量演算部５８が送配電系統１で生じた供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を算出する。

　その後、ステップＳ２０３において、補正制御量演算部５８ｂが供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}に基づき、分散電源制御装置６Ｂごとの補正制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}を決定する。

　最後に、ステップＳ２０４において、通信部５１が通信ネットワークを介して分散電源制御装置６Ｂへ補正制御量Ｐ_{ＤＥＲ＿ＣＯＲ}を送信する。

　＜Ｃ－３．効果＞
　実施の形態３の分散電源制御システム４において、中央演算装置５Ｂは、擾乱発生時に送配電系統１に生じた有効電力の供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を算出し、送配電系統１に生じた有効電力の供給不足量に基づき、分散電源７が送配電系統１へ出力すべき有効電力を補正制御量として算出する補正制御量演算部５８を備える。有効電力制御量は、ｆ変化率制御量と補正制御量とに基づき定められる。以上の構成により、実施の形態３の分散電源制御システム４において、分散電源制御装置６Ｂは、自端でｆ変化率を高速に検出して有効電力制御を実施するｆ変化率制御を行いつつ、ｆ変化率制御量を補正制御量によって補正することができる。これにより、送配電系統１の周波数安定性が向上し、大規模停電の回避に寄与する。

　＜Ｄ．実施の形態４＞
　＜Ｄ－１．構成＞
　電力系統の系統周波数は有効電力の需給バランスが崩れることによって変動する。そのため、有効電力を制御することにより系統周波数を制御することが一般的である。

　一方、電力系統の負荷３は電圧特性を有する。すなわち、負荷３は電圧が高くなれば消費電力が増加し、電圧が低くなれば消費電力が減少する。この特性を利用し、分散電源７の無効電力を制御することによって、負荷３の電圧を上昇または低下させ、負荷３の消費電力を変化させ、周波数安定性の向上に寄与することが可能である。この方法によれば、分散電源７が有効電力制御能力の低いもの、例えば、電力貯蔵装置を有さないＰＶ、風力発電、充電電力量または充電空き容量がない蓄電池システム等であっても、無効電力制御を実施することで、周波数安定性向上に寄与することが可能である。

　実施の形態４の電力系統は、図１に示される実施の形態１の電力系統において、中央演算装置５に代えて中央演算装置５Ｃを備え、分散電源制御装置６－１，６－２，６－３，６－４に代えて分散電源制御装置６Ｃ－１，６Ｃ－２，６Ｃ－３，６Ｃ－４を備えたものである。以下、分散電源制御装置６Ｃ－１，６Ｃ－２，６Ｃ－３，６Ｃ－４を区別せず総称する場合に分散電源制御装置６Ｃと称する。

　図１９は、実施の形態４における中央演算装置５Ｃの構成の一例を示すブロック図である。中央演算装置５Ｃは、実施の形態１の中央演算装置５の構成に加えてｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部５９を備える。

　ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部５９は、ｆ変化率制御パラメータ演算部５６で計算された、系統擾乱発生時における有効電力の供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とｆ変化率との関係に基づき、送配電系統１において計測されたｆ変化率に対して、分散電源制御装置６Ｃが送配電系統１に出力すべき無効電力ΔＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を設備ごとに計算する。そして、ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部５９は、ｆ変化率と無効電力ΔＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}との関係式を設定し、これを分散電源制御装置６Ｃで実施されるｆ変化率無効電力制御のパラメータとする。ｆ変化率無効電力制御の詳細については後述する。

　図２０は、実施の形態４における分散電源制御装置６Ｃの一例を示すブロック図である。分散電源制御装置６Ｃは、実施の形態１の分散電源制御装置６の構成に加えて、ｆ変化率無効電力制御量演算部６１２およびｆ変化率無効電力制御パラメータ格納部６１３を備える。

　ｆ変化率無効電力制御量演算部６１２は、ｆ変化率計測部６０４で計測されたｆ変化率と、ｆ変化率無効電力制御パラメータ格納部６１３に格納されているｆ変化率無効電力制御パラメータとに基づき、分散電源制御装置６Ｃが送配電系統１に出力すべき無効電力ΔＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を計算し、その値をｆ変化率無効電力制御量として電力変換器６０１へ送信する。電力変換器６０１は分散電源７１の出力電力を変換し、その無効電力をｆ変化率無効電力制御量ΔＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}に制御する。

　ｆ変化率無効電力制御パラメータ格納部６１３は、通信部６０２が中央演算装置５Ｃから受信したｆ変化率無効電力制御パラメータを格納する。

　＜Ｄ－２．動作＞
　図２１は、送配電系統１に系統擾乱が発生した場合の系統周波数の時間変化の一例を示している。図２１において破線は分散電源制御装置６による制御なしの場合を示し、実線は分散電源制御装置６による制御ありの場合を示している。

　図２２は、送配電系統１に系統擾乱が発生した場合に分散電源制御装置６で実施されるｆ変化率無効電力制御による、分散電源７における無効電力出力の時間変化の一例を示している。図２１および図２２の横軸は時間を示す。図２１の縦軸は系統周波数を示し、図２２の縦軸は無効電力出力を示す。

　図２１および図２２の例では、時刻Ｔ_０において大規模発電機２の一部が脱落したものとする。分散電源制御装置６Ｃは、擾乱発生時の急峻な周波数変化を計測し、無効電力出力をＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}まで急峻に減少させる。また、分散電源制御装置６Ｃは、無効電力出力を一定時間Ｔ_ｏｕｔの間だけＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}で継続して出力した後、一定時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}をかけて減少させる。無効電力出力Ｑ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔ、出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}がｆ変化率無効電力制御のパラメータ（以下、「ｆ変化率無効電力制御パラメータ」と称する）である。無効電力出力Ｑ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}をｆ変化率に応じて変化させることで、系統擾乱の大きさに応じた適切な無効電力出力を行うことができる。無効効電力出力Ｑ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}とｆ変化率との関係の詳細については後述する。

　図２３は、ｆ変化率無効電力制御パラメータの一例を示している。図２３の横軸はｆ変化率を示し、縦軸は分散電源７から送配電系統１に出力すべき無効電力Ｑ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を示している。分散電源７から送配電系統１に出力すべき無効電力Ｑ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}はｆ変化率の関数として定義される。分散電源７から送配電系統１に出力すべき無効電力Ｑ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}とｆ変化率との関係は、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とｆ変化率との関係と同様であることが望ましい。ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部５９は、供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}およびｆ変化率の近似関係式に基づき、分散電源制御装置６Ｃごとにｆ変化率無効電力制御のパラメータＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を決定する。

　パラメータＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を決定するにあたり、分散電源７の無効電力の変化に応じて負荷３の有効電力がどの程度変化するかを表す負荷電力変化感度を算出する必要がある。ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部５９は、以下に示す手法のいずれかを用いて、無効電力制御に対する負荷電力変化感度を算出する。

　１つ目は、シミュレーションベースの方法である。すなわち、分散電源制御装置６Ｃごとに無効電力出力を一定量変化させるシミュレーションを行い、その際の負荷３の有効電力の変化を計算する。

　２つ目は、電圧感度行列を用いた方法である。電力系統のあるノードに流入する有効電力および無効電力は、ノード電圧および系統のアドミタンスによって表され、この方程式は電力潮流方程式と呼ばれている。各ノードの電力潮流方程式を、各ノードの電圧の大きさおよび位相角でそれぞれ偏微分することで作成される行列（Ｊａｃｏｂｉａｎ行列）の逆行列は、ノードの有効電力および無効電力の変化に対する、ノードの電圧変化の感度を示しており、電圧感度行列と呼ばれる。この電圧感度行列を用いることで、分散電源制御装置６Ｃごとに、無効電力出力が変化した際の、負荷電圧の変化および負荷有効電力の変化を計算することができる。

　ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部５９は、分散電源制御装置６Ｃの担う有効電力制御量を定めた後、上記の無効電力出力と負荷３の有効電力変化との関係に基づき、ｆ変化率無効電力制御のパラメータＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を決定する。分散電源制御装置６Ｃの担う有効電力制御量の決定方法には、例えば、（１）供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を全分散電源制御装置６Ｃで等量配分する方法、（２）供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を分散電源制御装置６Ｃの定格容量比率に応じて配分する方法、（３）供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}を分散電源制御装置６Ｃの有効電力出力の空き容量の比率に応じて配分する方法などがある。

　中央演算装置５Ｃは、以上のようにしてｆ変化率制御パラメータＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}およびｆ変化率無効電力制御パラメータＱ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を定め、通信部５１から各分散電源制御装置６へ送信する。なお、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔおよび出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}もｆ変化率制御およびｆ変化率無効電力制御のパラメータであるが、この２つのパラメータは必ずしも系統擾乱の大きさに応じて変化させる必要はない。すなわち、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔおよび出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}は、検出されたｆ変化率に応じて変化させず、一定の値であってもよい。

　また、ｆ変化率制御とｆ変化率無効電力制御とにおいて、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔおよび出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}は異なる値に設定されてもよい。一般に無効電力制御によって系統の電圧が大きく変動することは、系統の電圧管理の観点から望ましくはない。しかし、短時間の電圧変動であれば、他の電圧制御機器への影響も少ないため許容されると考えられる。このような観点から、例えば、ｆ変化率無効電力制御における出力継続時間Ｔ_ｏｕｔは数秒程度とし、出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}は十分小さな値としてもよい。

　分散電源制御装置６Ｃは、前述したように中央演算装置５Ｃで定められたｆ変化率制御パラメータおよびｆ変化率無効電力制御パラメータを通信部６０２で受信し、それぞれｆ変化率制御パラメータ格納部６０６およびｆ変化率無効電力制御パラメータ格納部６１３に格納する。系統擾乱が発生すると、分散電源制御装置６Ｃはｆ変化率計測部６０４にて急峻な周波数変化を検出する。そして、分散電源制御装置６Ｃは、ｆ変化率制御パラメータ格納部６０６に格納されたｆ変化率制御パラメータに基づき、ｆ変化率制御量演算部６０５において分散電源７の有効電力出力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を計算する。また、分散電源制御装置６Ｃは、ｆ変化率無効電力制御パラメータ格納部６１３に格納されたｆ変化率無効電力制御パラメータに基づき、ｆ変化率無効電力制御量演算部６１２において分散電源７の無効電力出力Ｑ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}を計算する。そして、電力変換器６０１は、有効電力出力または無効電力出力を出力継続時間Ｔ_ｏｕｔだけＰ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}で継続し、その後、出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}かけて０に減らす制御を行う。なお、分散電源制御装置６Ｃは、分散電源７に有効電力制御能力がある場合に、有効電力出力の制御を優先し、分散電源７ｃに有効電力制御能力がない場合に、無効電力出力の制御を優先してもよい。

　図２４は、中央演算装置５Ｃによるｆ変化率制御パラメータおよびｆ変化率無効電力制御パラメータの決定処理を示すフローチャートである。図２４のフローチャートは、図９に示した実施の形態１の中央演算装置５によるｆ変化率制御のパラメータの決定処理を示すフローチャートにおいて、ステップＳ１０６とステップＳ１０７の間にステップＳ１３１を追加し、ステップＳ１０７とステップＳ１０８の間にステップＳ１３２を追加したものである。

　ステップＳ１０６において、ｆ変化率制御パラメータ演算部５６が、系統擾乱のシミュレーション結果から、擾乱で発生した供給不足量ΔＰ_{ｍｉｓｓｍａｔｃｈ}とそれに対して計算されたｆ変化率との関係式を設定する。その後、ステップＳ１３１において、ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部５９が上述した方法で、分散電源制御装置６Ｃが無効電力制御を実施した際の負荷３の有効電力の変化量を計算する。

　その後、ステップＳ１０７において、ｆ変化率制御パラメータ演算部５６は、ステップＳ１０６で設定した関係式に基づき、ｆ変化率制御パラメータである有効電力出力Ｐ_{ＤＥＲ＿ｄｆｄｔ}、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔ、および出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}を設定する。

　次に、ステップＳ１３２において、ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部５９は、上述の方法を用いて、ｆ変化率無効電力制御パラメータを設定する。ｆ変化率無効電力制御パラメータは、分散電源７から送配電系統１に出力すべき無効電力と送配電系統１におけるｆ変化率との対応関係、出力継続時間Ｔ_ｏｕｔ、および出力減少時間Ｔ_{ｄｅｃｒｅａｓｅ}を含む。

　送配電系統１の状態、例えば、大規模発電機２の運転状態、負荷３の大きさ、電圧・潮流状態などにより、電力系統の想定事故ならびに決定されるｆ変化率制御パラメータおよびｆ変化率無効電力制御パラメータは変化する。従って、中央演算装置５Ｃは、図２４のフローチャートの処理を一定周期で繰り返し実施してもよい。実施周期は任意であるが、例えば大規模発電機２の起動停止計画が３０分程度おきに決められることに鑑み、３０分程度であってもよい。これにより、ｆ変化率制御パラメータおよびｆ変化率無効電力制御パラメータに送配電系統１の現在状態を反映することができる。

　＜Ｄ－３．効果＞
　実施の形態４の分散電源制御システム４において、中央演算装置５Ｃは、送配電系統１におけるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係に基づき、送配電系統１におけるｆ変化率と分散電源７から送配電系統１へ出力すべき無効電力との対応関係をｆ変化率無効電力制御パラメータとして算出するｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部５９を備える。分散電源制御装置６Ｃは、ｆ変化率無効電力制御パラメータにおいて自端のｆ変化率に対応する無効電力をｆ変化率無効電力制御量とするｆ変化率無効電力制御量演算部６１２を備える。電力変換器６０１は、ｆ変化率無効電力制御量に基づき、分散電源７から送配電系統に出力される有効電力を制御する。以上の構成により、実施の形態４の分散電源制御システム４では、分散電源制御装置６Ｃが分散電源７の無効電力を制御するため、有効電力の制御能力のない分散電源７であっても、送配電系統１の周波数安定性の向上に寄与することができる。

　＜Ｅ．ハードウェア構成＞
　上述した中央演算装置５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃおよび分散電源制御装置６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃは、図２５に示す処理回路８１により実現される。すなわち、処理回路８１は、中央演算装置５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃおよび分散電源制御装置６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃの各構成要素を備える。処理回路８１には、専用のハードウェアが適用されても良いし、メモリに格納されるプログラムを実行するプロセッサが適用されても良い。プロセッサは、例えば中央処理装置、処理装置、演算装置、マイクロプロセッサ、マイクロコンピュータ、ＤＳＰ（Ｄｉｇｉｔａｌ　Ｓｉｇｎａｌ　Ｐｒｏｃｅｓｓｏｒ）等である。

　処理回路８１が専用のハードウェアである場合、処理回路８１は、例えば、単一回路、複合回路、プログラム化したプロセッサ、並列プログラム化したプロセッサ、ＡＳＩＣ（Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　Ｓｐｅｃｉｆｉｃ　Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ　Ｃｉｒｃｕｉｔ）、ＦＰＧＡ（Ｆｉｅｌｄ－Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ　Ｇａｔｅ　Ａｒｒａｙ）、またはこれらを組み合わせたものが該当する。～部等の各部の機能それぞれは、複数の処理回路８１で実現されてもよいし、各部の機能をまとめて一つの処理回路で実現されてもよい。

　処理回路８１がプロセッサである場合、中央演算装置５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃおよび分散電源制御装置６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃの各構成要素の機能は、ソフトウェア等（ソフトウェア、ファームウェアまたはソフトウェアとファームウェア）との組み合わせにより実現される。ソフトウェア等はプログラムとして記述され、メモリに格納される。図２６に示すように、処理回路８１に適用されるプロセッサ８２は、メモリ８３に記憶されたプログラムを読み出して実行することにより、各部の機能を実現する。中央演算装置５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃの通信部５１および分散電源制御装置６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃの通信部６０２は、通信Ｉ／Ｆ８４により実現する。すなわち、中央演算装置５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃおよび分散電源制御装置６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃは、処理回路８１により実行されるときに、中央演算装置５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃおよび分散電源制御装置６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃの各処理が結果的に実行されることになるプログラムを格納するためのメモリ８３を備える。換言すれば、このプログラムは、中央演算装置５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃおよび分散電源制御装置６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃの各処理をコンピュータに実行させるものであるともいえる。ここで、メモリ８３は、例えば、ＲＡＭ（Ｒａｎｄｏｍ　Ａｃｃｅｓｓ　Ｍｅｍｏｒｙ）、ＲＯＭ（Ｒｅａｄ　Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）、フラッシュメモリ、ＥＰＲＯＭ（Ｅｒａｓａｂｌｅ　Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ　Ｒｅａｄ　Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）、ＥＥＰＲＯＭ（Ｅｌｅｃｔｒｉｃａｌｌｙ　Ｅｒａｓａｂｌｅ　Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ　Ｒｅａｄ　Ｏｎｌｙ　Ｍｅｍｏｒｙ）などの、不揮発性または揮発性の半導体メモリ、ＨＤＤ（Ｈａｒｄ　Ｄｉｓｋ　Ｄｒｉｖｅ）、磁気ディスク、フレキシブルディスク、光ディスク、コンパクトディスク、ミニディスク、ＤＶＤ（Ｄｉｇｉｔａｌ　Ｖｅｒｓａｔｉｌｅ　Ｄｉｓｋ）及びそのドライブ装置等、または、今後使用されるあらゆる記憶媒体であってもよい。

　以上、中央演算装置５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃおよび分散電源制御装置６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃの各機能が、ハードウェア及びソフトウェア等のいずれか一方で実現される構成について説明した。しかしこれに限ったものではなく、中央演算装置５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃおよび分散電源制御装置６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃの機能の一部を専用のハードウェアで実現し、別の一部をソフトウェア等で実現する構成であってもよい。

　以上のように、処理回路８１は、ハードウェア、ソフトウェア等、またはこれらの組み合わせによって、上述の各機能を実現することができる。なお、格納部５２、ｆ変化率制御パラメータ格納部６０６、Δｆ制御パラメータ格納部６０９、ｆ変化率無効電力制御パラメータ格納部６１３は、メモリ８３から構成される。

　なお、各実施の形態を自由に組み合わせたり、各実施の形態を適宜、変形、省略したりすることが可能である。上記の説明は、すべての態様において、例示である。例示されていない無数の変形例が想定され得るものと解される。

　１　送配電系統、２　大規模発電機、３　負荷、４　分散電源制御システム、５，５Ａ，５Ｂ，５Ｃ　中央演算装置、６，６Ａ，６Ｂ，６Ｃ　分散電源制御装置、７　分散電源、８　計測装置、５１　通信部、５２　格納部、５３　情報設定部、５４　擾乱設定部、５５　応動演算部、５６　ｆ変化率制御パラメータ演算部、５７　Δｆ制御パラメータ演算部、５８　補正制御量演算部、５８ｂ　補正制御量演算部、５９　ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部、８１　処理回路、８２　プロセッサ、８３　メモリ、８４　通信Ｉ／Ｆ、６０１　電力変換器、６０２　通信部、６０３　運転状態計測部、６０４　ｆ変化率計測部、６０５　ｆ変化率制御量演算部、６０６　ｆ変化率制御パラメータ格納部、６０７　Δｆ計測部、６０８　Δｆ制御量演算部、６０９　Δｆ制御パラメータ格納部、６１０　協調部、６１１　補正制御量設定部、６１２　ｆ変化率無効電力制御量演算部、６１３　ｆ変化率無効電力制御パラメータ格納部。

Claims (12)

1. 　分散電源から送配電系統への出力電力を制御する分散電源制御装置と、
   　前記分散電源制御装置による制御に用いられるパラメータを設定する中央演算装置と、を備え、
   　前記中央演算装置は、
   　前記送配電系統に擾乱が発生した際の前記送配電系統の応動をシミュレーションする応動演算部と、
   　前記応動演算部のシミュレーション結果から前記送配電系統における周波数変化率であるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係を求め、前記送配電系統におけるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係に基づき、前記送配電系統におけるｆ変化率と前記分散電源から前記送配電系統へ出力すべき有効電力との対応関係をｆ変化率制御パラメータとして算出するｆ変化率制御パラメータ演算部と、を備え、
   　前記分散電源制御装置は、
   　自端のｆ変化率を計測するｆ変化率計測部と、
   　前記ｆ変化率制御パラメータにおいて前記自端のｆ変化率に対応する有効電力をｆ変化率制御量とするｆ変化率制御量演算部と、
   　前記ｆ変化率制御量に基づき定められた有効電力制御量に基づき、前記分散電源から前記送配電系統に出力される有効電力を制御する電力変換器と、を備える、
   分散電源制御システム。
2. 　前記応動演算部は、複数ケースの擾乱について前記送配電系統の応動をシミュレーションし、
   　前記ｆ変化率制御量演算部は、前記送配電系統におけるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係を近似関係式で表す、
   請求項１に記載の分散電源制御システム。
3. 　前記電力変換器は、前記送配電系統の擾乱発生時に、前記分散電源から前記送配電系統に出力される有効電力を、一定時間前記有効電力制御量とし、その後、一定時間をかけて減少させる、
   請求項１または請求項２に記載の分散電源制御システム。
4. 　前記中央演算装置は、
   　前記送配電系統における周波数の基準周波数に対する偏差であるΔｆと前記分散電源から前記送配電系統へ出力すべき有効電力との対応関係をΔｆ制御パラメータとして算出するΔｆ制御パラメータ演算部を備え、
   　前記分散電源制御装置は、
   　前記ｆ変化率制御パラメータにおいて、前記自端のｆ変化率に対応する有効電力の供給不足量をΔｆ制御量として算出するΔｆ制御量演算部を備え、
   　前記有効電力制御量は、前記ｆ変化率制御量と前記Δｆ制御量とに基づき定められる、
   請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の分散電源制御システム。
5. 　前記有効電力制御量は、前記ｆ変化率制御量と前記Δｆ制御量とが同符号である場合に、前記ｆ変化率制御量と前記Δｆ制御量とのうち絶対値が大きい方であり、前記ｆ変化率制御量と前記Δｆ制御量とが異符号である場合に、前記ｆ変化率制御量と前記Δｆ制御量との和である、
   請求項４に記載の分散電源制御システム。
6. 　前記中央演算装置は、
   　擾乱発生時に前記送配電系統に生じた有効電力の供給不足量を算出し、前記送配電系統に生じた有効電力の供給不足量に基づき、前記分散電源が前記送配電系統へ出力すべき有効電力を補正制御量として算出する補正制御量演算部を備え、
   　前記有効電力制御量は、前記ｆ変化率制御量と前記補正制御量とに基づき定められる、
   請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の分散電源制御システム。
7. 　前記有効電力制御量は、前記ｆ変化率制御量と前記補正制御量とが同符号である場合に、前記ｆ変化率制御量と前記補正制御量とのうち絶対値が大きい方であり、前記ｆ変化率制御量と前記補正制御量とが異符号である場合に、前記ｆ変化率制御量と前記補正制御量との和である、
   請求項６に記載の分散電源制御システム。
8. 　前記中央演算装置は、
   　前記送配電系統におけるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係に基づき、前記送配電系統におけるｆ変化率と前記分散電源から前記送配電系統へ出力すべき無効電力との対応関係をｆ変化率無効電力制御パラメータとして算出するｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部を備え、
   　前記分散電源制御装置は、
   　前記ｆ変化率無効電力制御パラメータにおいて前記自端のｆ変化率に対応する無効電力をｆ変化率無効電力制御量とするｆ変化率無効電力制御量演算部を備え、
   　前記電力変換器は、前記ｆ変化率無効電力制御量に基づき、前記分散電源から前記送配電系統に出力される有効電力を制御する、
   請求項１から請求項３のいずれか１項に記載の分散電源制御システム。
9. 　前記ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部は、前記送配電系統におけるｆ変化率と有効電力の供給力不足量との対応関係と、前記分散電源の無効電力の変化に応じて前記送配電系統の負荷有効電力がどの程度変化するかを表す負荷電力変化感度とに基づき、前記ｆ変化率無効電力制御パラメータを算出する、
   請求項８に記載の分散電源制御システム。
10. 　前記ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部は、前記分散電源の無効電力出力を変化させたときの前記負荷有効電力の変化をシミュレーションすることにより前記負荷電力変化感度を算出する、
    請求項９に記載の分散電源制御システム。
11. 　前記ｆ変化率無効電力制御パラメータ演算部は、電力潮流方程式のＪａｃｏｂｉａｎ行列の逆行列を用いて前記負荷電力変化感度を算出する、
    請求項９に記載の分散電源制御システム。
12. 　前記電力変換器は、前記送配電系統の擾乱発生時に、前記分散電源から前記送配電系統に出力される無効電力を、一定時間前記ｆ変化率無効電力制御量とし、その後、一定時間をかけて減少させる、
    請求項８から請求項１１のいずれか１項に記載の分散電源制御システム。

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