(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
同一エリア内に配置されている自然エネルギー系の発電機、及び非自然エネルギー系の発電機の運転状態を管理するエリア電力管理装置と、複数のエリアに夫々配置されている前記エリア電力管理装置とネットワークを介して接続され、前記エリア電力管理装置から前記運転状態を受信することにより前記複数のエリア間で連系された広域電力系統の運転状態を監視する広域電力監視装置と、を備えたシステムであって、
前記エリア電力管理装置は、
自エリア内の複数の前記自然エネルギー系の発電機の電力出力の合計値を算出する合計値算出手段と、
前記非自然エネルギー系の発電機の調整力に基づいて、前記自エリアにおける短周期制約範囲を算出する短周期制約範囲算出手段と、
前記合計値及び前記短周期制約範囲に自エリアに関するエリア番号を付加して前記広域電力監視装置に送信する送信手段と、を備え、
前記広域電力監視装置は、
前記各エリアの前記エリア電力管理装置から前記合計値、前記短周期制約範囲、前記エリア番号を受信する受信手段と、
前記エリア毎に前記合計値から短周期変動値を算出する短周期変動値算出手段と、
少なくとも１つのエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御し、かつ、他のエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲内にあることを示す正常状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１よりも大きい値又は調整ゲイン値ＯＮ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御する制御手段と、を備え、
前記エリア電力管理装置は、
前記広域電力監視装置から前記周波数項に関する所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信した場合に、当該エリアの電力系統の周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、前記所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号に基づいて、地域要求電力（ＡＲ）を算出する地域要求電力算出手段と、
前記地域要求電力を前記非自然エネルギー系の複数の発電機に分配する分配手段と、を備えたことを特徴とする周波数制御システム。
【請求項２】
前記エリア電力管理装置に設けられた地域要求電力算出手段は、
調整ゲイン値を記憶する調整ゲイン値記憶手段を備え、
前記広域電力監視装置から調整ゲイン値ＯＮ信号を受信した場合には、前記調整ゲイン値記憶手段から予め設定された調整ゲイン値として１よりも大きい値を読み出して設定し、前記広域電力監視装置から調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信した場合には、調整ゲイン値として１を設定することで、地域要求電力（ＡＲ）を算出することを特徴とする請求項１記載の周波数制御システム。
【請求項３】
同一エリア内に配置されている自然エネルギー系の発電機、及び非自然エネルギー系の発電機の運転状態を管理するエリア電力管理装置と、複数のエリアに夫々配置されている前記エリア電力管理装置とネットワークを介して接続され、前記エリア電力管理装置から前記運転状態を受信することにより前記複数のエリア間で連系された広域電力系統の運転状態を監視する広域電力監視装置と、を備えたシステムであって、
前記広域電力監視装置は、
前記各エリアの前記エリア電力管理装置からエリア内の前記自然エネルギー系の複数の発電機の電力出力の合計値、非自然エネルギー系の発電機の調整力に基づいて算出された前記エリアにおける前記短周期制約範囲、エリア番号を受信する受信手段と、
前記エリア毎に前記合計値から短周期変動値を算出する短周期変動値算出手段と、
少なくとも１つのエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１又は１を用いることを示す調整ゲイン値ＯＦＦ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御し、かつ、他のエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲内にあることを示す正常状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１よりも大きい値又は１よりも大きい値を用いることを示す調整ゲイン値ＯＮ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御する制御手段と、を備えたことを特徴とする周波数制御システム。
【請求項４】
前記エリア電力管理装置は、
前記広域電力監視装置から前記周波数項に関する所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信した場合に、当該エリアの電力系統の周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、前記所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号に基づいて、地域要求電力（ＡＲ）を算出する地域要求電力算出手段と、
前記地域要求電力を前記非自然エネルギー系の複数の発電機に分配する分配手段と、を備えたことを特徴とする請求項３記載の周波数制御システム。
【請求項５】
前記エリア電力管理装置に設けられた地域要求電力算出手段は、
調整ゲイン値を記憶する調整ゲイン値記憶手段を備え、
前記広域電力監視装置から調整ゲイン値ＯＮ信号を受信した場合には、前記調整ゲイン値記憶手段から予め設定された調整ゲイン値として１よりも大きい値を読み出して設定し、前記広域電力監視装置から調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信した場合には、調整ゲイン値として１を設定することで、地域要求電力（ＡＲ）を算出することを特徴とする請求項４記載の周波数制御システム。
【請求項６】
前記広域電力監視装置は、
系統定数Ｋ、全系系統容量ＰＧ、各社系統容量Ｐｉ、各電力会社の調整力Ｐｍａｘ（ｉ＝１…ｎ）を入力する入力手段と、
系統定数Ｋ、ｋ社の調整力ΔＰｍａｘｋに基づいて、ｋ社の調整力Δｆｍａｘを算出する算出手段と、
ネットワークを介して各エリアに設けられた前記エリア電力管理装置から各エリアにおける周波数偏差Δｆを取得する取得手段と、
次式に従って周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆを算出する調整ゲイン算出手段と、
0005465816.tif 000009
前記制御手段は、前記調整ゲイン算出手段により算出された周波数項に関する調整ゲイン値を送信するように制御することを特徴とする請求項１又は３記載の周波数制御システム。
【請求項７】
同一エリア内に配置されている自然エネルギー系の発電機、及び非自然エネルギー系の発電機の運転状態を管理するエリア電力管理装置と、複数のエリアに夫々配置されている前記エリア電力管理装置とネットワークを介して接続され、前記エリア電力管理装置から前記運転状態を受信することにより前記複数のエリア間で連系された広域電力系統の運転状態を監視する広域電力監視装置と、を備えたシステムの周波数制御方法であって、
前記エリア電力管理装置は、
自エリア内の複数の前記自然エネルギー系の発電機の電力出力の合計値を算出する合計値算出ステップと、
前記非自然エネルギー系の発電機の調整力に基づいて、前記自エリアにおける短周期制約範囲を算出する短周期制約範囲算出ステップと、
前記合計値及び前記短周期制約範囲に自エリアに関するエリア番号を付加して前記広域電力監視装置に送信する送信ステップと、を備え、
前記広域電力監視装置は、
前記各エリアの前記エリア電力管理装置から前記合計値、前記短周期制約範囲、前記エリア番号を受信する受信ステップと、
前記エリア毎に前記合計値から短周期変動値を算出する短周期変動値算出ステップと、
少なくとも１つのエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御し、かつ、他のエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲内にあることを示す正常状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１よりも大きい値又は調整ゲイン値ＯＮ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御する制御ステップと、を備え、
前記エリア電力管理装置は、
前記広域電力監視装置から前記周波数項に関する所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信した場合に、当該エリアの電力系統の周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、前記所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号に基づいて、地域要求電力（ＡＲ）を算出する地域要求電力算出ステップと、
前記地域要求電力を前記非自然エネルギー系の複数の発電機に分配する分配ステップと、を備えたことを特徴とする周波数制御方法。
【請求項８】
同一エリア内に配置されている自然エネルギー系の発電機、及び非自然エネルギー系の複数の発電機に関する運転状態を管理するエリア電力管理装置と、複数のエリアに夫々配置されている前記エリア電力管理装置とネットワークを介して接続され、前記エリア電力管理装置から前記運転状態を受信することにより前記複数のエリア間で連系された広域電力系統の運転状態を監視する広域電力監視装置と、を備えたシステムの周波数制御方法あって、
前記広域電力監視装置は、
前記各エリアの前記エリア電力管理装置からエリア内の前記自然エネルギー系の複数の発電機の電力出力の合計値、非自然エネルギー系の発電機の調整力に基づいて算出された前記エリアにおける前記短周期制約範囲、エリア番号を受信する受信ステップと、
前記エリア毎に前記合計値から短周期変動値を算出する短周期変動値算出ステップと、
少なくとも１つのエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１又は１を用いることを示す調整ゲイン値ＯＦＦ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御し、かつ、他のエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲内にあることを示す正常状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１よりも大きい値又は１よりも大きい値を用いることを示す調整ゲイン値ＯＮ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御する制御ステップと、を備えたことを特徴とする周波数制御方法。
【請求項９】
前記広域電力監視装置は、
系統定数Ｋ、全系系統容量ＰＧ、各社系統容量Ｐｉ、各電力会社の調整力Ｐｍａｘ（ｉ＝１…ｎ）を入力する入力ステップと、
前記系統定数Ｋ、ｋ社の調整力ΔＰｍａｘｋに基づいて、ｋ社の調整力Δｆｍａｘを算出する算出ステップと、
ネットワークを介して各エリアに設けられた前記エリア電力管理装置から各エリアにおける周波数偏差Δｆを取得する取得ステップと、
次式に従って周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆを算出する調整ゲイン算出ステップと、
0005465816.tif 000010
前記制御ステップは、前記調整ゲイン算出ステップにより算出された周波数項に関する調整ゲイン値を送信するように制御することを特徴とする請求項７又は８記載の周波数制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、複数の電力系統が連係線で連係された電力系統（以下、連系系統という）における周波数を維持するのに好適な周波数制御システム、及び周波数制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統を運用する場合、負荷変動があっても常に系統周波数を規定値に保持する必要があり、そのために負荷変動に応じて発電機の出力を調整するようにしている。これを周波数調整という。
現在、我が国日本における各電力系統は、周波数制御方式として、次の２つの方式に基づいて運用されている。
第１の方式として、連系線潮流とは無関係に周波数偏差（ΔＦ）を検出し、検出周波数偏差ΔＦを小さくするように発電機出力を調整し、系統周波数のみを規定値に保とうとする定周波数制御（ＦＦＣ）方式がある。
第２の方式として、周波数バイアス連系線潮流制御（ＴＢＣ；Ｔｉｅ  Ｌｉｎｅ  Ｂｉａｓ  Ｃｏｎｔｒｏｌ（以下、ＴＢＣ方式と略称する））方式がある。【０００３】
このＴＢＣ方式では、周波数偏差（ΔＦ）と連系線潮流偏差（ΔＰＴ）とを検出し、検出した周波数偏差（ΔＦ）と連系線潮流偏差（ΔＰＴ）とを用いて自系統内（自系統に対応する地域内）の負荷変動量を調整するために必要な需給調整量、すなわち地域要求電力（以下、地域要求量（ＡＲ）と記載する）を算出し、その算出した要求量に応じて発電機出力を調整する（特許文献１〜３）。
なお、このＴＢＣ方式は、連系する他系統内での負荷変化に対しては、周波数偏差Δｆに比例して連系線潮流制御の設定値を自動的に変更して応援電力を送り出し、相手系統の周波数調整に協力するようにも機能する。【０００４】
ＴＢＣ方式では、以下の手順（プロセス）に基づいて実行されている。
すなわち、地域要求電力（ＡＲ）は、周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、Ｋ：系統定数Ｋを用いた次式（１）により算出することができる。
ＡＲ＝−ＫΔｆ  ＋  ΔＰＴ                    （１）
この式（１）により、地域要求電力ＡＲが正の値、すなわち連系線潮流偏差（ΔＰＴ）が周波数偏差Δｆと系統定数Ｋとの積（Ｋ・Δｆ）よりも大（ΔＰ＞Ｋ・Δｆ）のときは、自系統の発電機出力を上昇させ、逆に、地域要求電力ＡＲが負の値、すなわち連系線潮流偏差（ΔＰＴ）が周波数偏差Δｆと系統定数Ｋとの積（Ｋ・Δｆ）よりも小（ΔＰＴ＜Ｋ・Δｆ）のときは、自系統の発電機出力を下降させることを意味する。【０００５】
上記地域要求電力ＡＲは、過去の地域要求電力ＡＲを用いて指数平滑等によりフィルタリングされ、負荷周波数調整が行われている全ての発電機に対して、その発電機の出力変化速度比あるいは、出力余裕比等に応じて配分される。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２００１−２３８３５５号公報
【特許文献２】特開２００２−２０９３３６号公報
【特許文献３】特開２００５−２０９１６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
近年、自然エネルギーを利用した太陽光発電、風力発電、潮力発電等の導入が急速に進んでいる。自然エネルギーを利用した出力電力を既存の火力発電や水力発電の電力系統に連系する場合や、自然エネルギーを利用した出力電力を例えば６０Ｈｚ系の各電力会社が連系して連系系統に連系する場合がある。
ところで、上述した自然エネルギーを利用した発電は二酸化炭素ＣＯ２を排出しないクリーンな電源である。しかし、自然エネルギーを利用するため、出力電力が時々刻々と変動する。また、日本全体としては地理的な条件から電力会社が縦列する系統（くし形系統と呼ばれる）会社間の連系線に大電力を流すと長距離送電となるため、安定度に問題が生じ易い。このため、電力の需要と供給のバランスを取ることが困難となり、電力の周波数が不安定になるといった問題がある。
そこで、現行の制御方式と同様に、自電力会社の供給区域の負荷変動については、自電力会社で制御することを基本とし、自然エネルギーを利用した出力電力による変動が自電力会社の周波数調整能力を上回ってしまった場合のみ、連系他電力会社の調整力を活用し、電力系統の周波数を維持することが切望されている。【０００８】
本発明は、上記に鑑みてなされたもので、その目的としては、自然エネルギーを利用した発電機の出力電力による変動が自エリアの周波数調整能力を上回ってしまった場合のみ、連系している他エリアの自然エネルギーを利用していない発電機の出力電力による調整力を利用し、電力系統の周波数を維持する周波数制御システム、及び周波数制御方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【０００９】
上記課題を解決するたに、請求項１記載の発明は、同一エリア内に配置されている自然エネルギー系の発電機、及び非自然エネルギー系の発電機の運転状態を管理するエリア電力管理装置と、複数のエリアに夫々配置されている前記エリア電力管理装置とネットワークを介して接続され、前記エリア電力管理装置から前記運転状態を受信することにより前記複数のエリア間で連系された広域電力系統の運転状態を監視する広域電力監視装置と、を備えたシステムであって、前記エリア電力管理装置は、自エリア内の複数の前記自然エネルギー系の発電機の電力出力の合計値を算出する合計値算出手段と、前記非自然エネルギー系の発電機の調整力に基づいて、前記自エリアにおける短周期制約範囲を算出する短周期制約範囲算出手段と、前記合計値及び前記短周期制約範囲に自エリアに関するエリア番号を付加して前記広域電力監視装置に送信する送信手段と、を備え、前記広域電力監視装置は、前記各エリアの前記エリア電力管理装置から前記合計値、前記短周期制約範囲、前記エリア番号を受信する受信手段と、前記エリア毎に前記合計値から短周期変動値を算出する短周期変動値算出手段と、少なくとも１つのエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御し、かつ、他のエリアにおいて前記短周期変動値が前記短周期制約範囲内にあることを示す正常状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１よりも大きい値又は調整ゲイン値ＯＮ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御する制御手段と、を備え、前記エリア電力管理装置は、前記広域電力監視装置から前記周波数項に関する所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信した場合に、当該エリアの電力系統の周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、前記所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号に基づいて、地域要求電力（ＡＲ）を算出する地域要求電力算出手段と、前記地域要求電力を前記非自然エネルギー系の複数の発電機に分配する分配手段と、を備えたことを特徴とする。
【発明の効果】
【００１０】
本発明によれば、自然エネルギーを利用した発電機の出力電力による変動が自エリアの周波数調整能力を上回ってしまった場合のみ、連系している他エリアの自然エネルギーを利用していない発電機の出力電力による調整力を利用し、電力系統の周波数を維持することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１１】
【図１】本発明の第１実施形態に係わる電力系統負荷周波数制御システム１の機能ブロック構成を示す図である。
【図２】図１に示す外部インタフェース部１１の構成を示す図である。
【図３】図１に示す電力系統負荷周波数制御システム１に備えられている各装置間で通信される情報について説明するための図である。
【図４】図１に示す電力系統負荷周波数制御システム１に備えられている各装置間で通信される情報のシーケンスについて説明するためのシーケンス図である。
【図５】調整ゲイン管理部３２に設けられたメモリに記憶されているフラグテーブルの構造を示す図である。
【図６】図１に示す広域電力監視装置３０の動作について説明するためのフローチャートである。
【図７】あるエリアの短周期制約範囲に対して短周期変動値が逸脱状態にある場合と正常状態にある場合の状況について説明するためのグラフ図である。
【図８】図１に示すエリア電力管理装置１０の動作について説明するためのフローチャートである。
【図９】第１実施形態の変形例として、広域電力監視装置３０の動作について説明するためのフローチャートである。
【図１０】第１実施形態の変形例として、エリア電力管理装置１０の動作について説明するためのフローチャートである。
【図１１】本発明の第２実施形態に係わる電力系統負荷周波数制御システムの広域電力監視装置４０の機能ブロック構成を示す図である。
【図１２】第２実施形態として、図１１に示す調整ゲイン算出部３６による出処理について説明するためのフローチャートである。
【図１３】図１１に示す広域電力監視装置４０の動作について説明するためのフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１２】
本発明の実施形態について、図面を参照して説明する。
＜第１実施形態＞
図１は、本発明の第１実施形態に係わる電力系統負荷周波数制御システム１の機能ブロック構成を示す図である。図１においては、例えば日本国の九州エリア、中国エリアから中部エリアに至る６０Ｈｚ系の電力系統３を示しており、エリア＃１〜＃６には複数の電力会社が夫々に管轄するエリアであり、１つのエリアに１つの電力会社が存在することとする。なお、本実施形態においては、エリア数を６つとして扱うことで説明を簡略化しているが、本発明はこのようなエリア数に限定されるものはない。
このエリア＃１〜＃６に配置されている電力系統３＃１〜３＃６は、その内部に電力供給用の複数の発電機Ｇ１、Ｇ２、…、Ｇｎを備えている。Ｇ１〜Ｇｋは火力発電機であり、Ｇｋ＋１〜Ｇｎは水力発電機であり、Ｇｍ＋１〜Ｇｎ（１＜ｋ＜ｍ＜ｎ）は風力発電機である。発電機Ｇｍ＋１〜Ｇｎは、風力発電機に代わって、太陽光発電機や潮力発電機であってもよい。また、電力系統３は、他系統（自エリアを除く他の電力系統３）との間で連系線４を介在して連系されており、連系系統を構成している。
【００１３】
なお、自然エネルギーを利用して電力に変換する発電形態（自然エネルギー系）としては、地熱発電、太陽熱発電、海洋温度差発電、波力発電、潮力発電、海洋温度差発電、塩分濃度差発電、海流発電、陸上風力発電、洋上風力発電、浮体式洋上風力発電、凧型風力発電、燃料電池発電、太陽光発電、宇宙太陽光発電、ＭＨＤ発電、熱電発電、振動発電などが知られており、上記発電機Ｇｍ＋１〜Ｇｎはこれらの発電形態であってもよい。
自然エネルギーを利用しないで電力に変換する発電形態（非自然エネルギー系）としては、火力発電、水力発電、原子力発電など、発電する電力量を制御できる発電形態が知られている。
【００１４】
第１実施形態に係る電力系統負荷周波数制御システム１は、電力系統３のあるエリアから受信した指令値に応じて該電力系統３のあるエリアを除く他のエリアの各発電機Ｇ１〜Ｇｎの出力（発電電力）を調整することにより、電力系統３全体の周波数（系統周波数）を規定値に維持するためのシステムである。
この電力系統負荷周波数制御システム１は、エリア毎に設けられたエリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６と、エリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６と専用ネットワークＮを介して接続され、エリア＃１〜＃６の電力を管理する広域電力監視装置３０とを備えている。
【００１５】
ここで、エリア電力管理装置１０の構成について説明する。
まず、図２を参照して、外部インタフェース部１１の構成について説明する。
発電機出力入力部１１ｅ１〜１１ｅｍは、発電機Ｇ１〜Ｇｍから信号線１１ｂ１〜１１ｂｍを介して出力された出力値（発電電力値）を入力してデータバス２０に出力する。
指令値伝送部１１ｄ１〜１１ｄｍは、制御部１９から送信された発電機Ｇ１〜Ｇｎの出力に対応する目標指令値を信号線１１ａ１〜１１ａｍを介して対応する発電機Ｇ１〜Ｇｍに送信（伝送）する。
発電機出力入力部１１ｆｍ＋１〜１１ｆｎは、自然エネルギーを利用する発電機Ｇｍ＋１〜Ｇｎから信号線１１ｃｍ＋１〜１１ｂｎを介して出力された風力出力データ（発電電力値）を入力してデータバス２０に出力する。
【００１６】
図１に戻り、検出部１２は、電力系統３＃１に設けられており、電力系統３＃１の周波数偏差ΔＦを所定の制御周期に基づくタイミング毎（例えば、制御周期として１０秒毎；以下、制御周期タイミングと記載する）に検出するための周波数偏差（ΔＦ）検出部１２ａ、連系線４の潮流偏差ΔＰＴを制御周期タイミング毎に検出するための潮流偏差（ΔＰＴ）検出部１２ｂを備え、このΔＦ検出部１２ａおよびΔＰＴ検出部１２ｂによりそれぞれ検出された検出データは、ＡＲ計算部１３に検出タイミング毎に入力される。
【００１７】
ＡＲ計算部１３は、電力系統３の連系線４に設けられた検出部１２（ΔＦ検出部１２ａ、ΔＰＴ検出部１２ｂ）により検出された周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、系統定数Ｋ、及び広域電力監視装置３０から受信した周波数項の調整ゲインＫｆに基づいて、入力タイミング毎、すなわち制御周期タイミング毎に地域要求量（地域要求電力）ＡＲの計算処理を実行し、その計算結果（制御周期タイミング毎の地域要求電力（ＡＲ））をメモリ１３ａに記憶する。
【００１８】
さらに、ＡＲ計算部１３はＡＲ計算処理により計算された制御周期タイミング毎の地域要求電力（ＡＲ）を、例えばメモリ１３ａに記憶された現在の制御周期タイミングよりも過去の制御周期タイミングにおける地域要求電力を用いた指数平滑化処理等の公知のフィルタリング処理によりフィルタリングする。
ＡＲ分配部１４は、ＡＲ計算部１３により制御周期タイミング毎にフィルタリングされた地域要求電力ＡＲを各発電機Ｇ１〜Ｇｎに配分し、そのＡＲ配分量を各発電機Ｇ１〜Ｇｎに対応する目標指令値作成部１５に送る。
【００１９】
目標指令値作成部１５は、制御周期タイミング毎に送信されてきた各発電機Ｇ１〜ＧｍのＡＲ配分量、運転計画部１６から受信した負荷配分量に基づいて、各発電機Ｇ１〜Ｇｍ出力の目標指令値を制御周期タイミング毎に算出し、指令値伝送部１１に出力する。指令値伝送部１１ｄ１〜１１ｄｍの処理として、算出した各発電機Ｇ１〜Ｇｍ出力の目標指令値を制御周期タイミング毎に各発電機Ｇ１〜Ｇｍに向けて伝送し、その各発電機Ｇ１〜Ｇｍに目標指令値（数値）を出力する。この結果、各発電機Ｇ１〜Ｇｍの出力は、電力系統１の周波数変動を規定値以内に抑制でき、かつ経済負荷的に最適になるように制御される。
【００２０】
運転計画部１６は、過去の需要傾向等に基づいて前日に本日（現在）の予測総需要を含む運転計画として、現在の調整力のうち短期的な制約範囲を示す短周期制約範囲、長期的な制約範囲を示す長期期制約範囲を算出し、その運転計画データ（予測総需要データ）をメモリ１６ａに記憶している。
運転計画部１６は、予測した現在の総需要（現在総需要データ）、運転計画データに基づく予測総需要データ、負荷分担量補正値とを用いて、運転計画された予測総需要データを補正する。
そして、運転計画部１６は、補正した予測総需要データおよび各発電機Ｇ１〜Ｇｍの諸特性（出力上下限値等）に基づいて、例えばＬａｇｒａｎｇｅの未定乗数法を用いた等増分燃料法等の計算方法により負荷分担量計算を実行して各発電機Ｇ１〜Ｇｍの経済的な負荷分担量を算出し、算出した各発電機Ｇ１〜Ｇｍの負荷分担量を各発電機Ｇ１〜Ｇｍに対応する目標指令値作成部１５に送る。
【００２１】
短周期制約範囲算出部１７は、運転計画部１６から取得した運転計画データ（予測総需要データ）のうち現在並列運転中の火力発電機Ｇ１〜Ｇｋ、水力発電機Ｇｋ＋１〜Ｇｍ等の非自然エネルギー系の発電機の出力分の運転計画データである短周期制約範囲を抽出し、通信処理部１８、専用ネットワークＮを介して広域電力監視装置３０に送信する。
なお、短周期制約範囲算出部１７は、現在並列運転中の火力発電機Ｇ１〜Ｇｋ、水力発電機Ｇｋ＋１〜Ｇｍ等の非自然エネルギー系の発電機の調整力に基づいて短周期制約範囲を算出するように構成してもよい。また、短周期制約範囲算出部１７は、運転計画部１６から取得した運転計画データ（予測総需要データ）の短周期成分に対して一定の割合を乗算した値を算出するように構成してもよい。
通信処理部１８は、広域電力監視装置３０と専用ネットワークＮを介して接続し、通信プロトコルに従ってパケット通信を行い、データを送受信する。
制御部１９は、内部にＨＤＤ、ＲＯＭ、ＲＡＭ及びＣＰＵを有し、ＨＤＤからオペレーティングシステムＯＳを読み出してＲＡＭ上に展開し、ＯＳを起動してＯＳ管理下において、ＨＤＤからアプリケーションソフトウエア（周波数制御プログラム）を読み出し、各種処理を実行する。
【００２２】
次に、図１に示す広域電力監視装置３０の構成について説明する。
短周期変動算出部３１は、自然エネルギーを利用した複数の発電機の電力出力の合計値Ｄ＃１〜Ｄ＃６に対して夫々にハイパスフィルタ処理を行い短周期変動値ＤＳ＃１〜ＤＳ＃６を夫々に算出する。
調整ゲイン管理部３２は、複数のエリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６に対して周波数項の調整ゲインＫｆとして１を設定すべきか、１よりも大きい値を設定するべきかを示すフラグをメモリ３２ａ上のフラグテーブル（図５）に記憶して管理する。
管理ＤＢ部３３は、エリア間に配置されている連系線４の接続状態等をデータ化して管理する。管理ＤＢ部３３は、各エリアに配置されている風力発電機の運転状態や発電能力等をデータ化して管理する。
通信処理部３４は、複数のエリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６と専用ネットワークＮを介して接続し、通信プロトコルに従ってパケット通信を行い、データを送受信する。
制御部３５は、内部にＨＤＤ、ＲＯＭ、ＲＡＭ及びＣＰＵを有し、ＨＤＤからオペレーティングシステムＯＳを読み出してＲＡＭ上に展開し、ＯＳを起動してＯＳ管理下において、ＨＤＤからアプリケーションソフトウエア（周波数制御プログラム）を読み出し、各種処理を実行する。
【００２３】
次に、図３を参照して、図１に示す電力系統負荷周波数制御システム１に備えられている各装置間で通信される情報について説明する。
例えば、エリア＃１の電力系統を管理するエリア電力管理装置１０＃１は、エリア＃１内に配置されている複数の風力発電機から取得した風力出力データを集約しており、これらの合計値を風力出力合計データとして広域電力監視装置３０に送信する。また、エリア電力管理装置１０＃１は、現在の調整力のうち短期的な制約範囲を示す短周期制約範囲Ｓ＃１を広域電力監視装置３０に送信する。
同様に、エリア＃２〜＃６に配置されているエリア電力管理装置１０＃２〜１０＃６は、夫々のエリアにおける風力出力合計データ、短周期制約範囲Ｓ＃２〜Ｓ＃６を広域電力監視装置３０に送信する。
【００２４】
一方、広域電力監視装置３０は、エリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６から受信した風力出力合計データ、短周期制約範囲Ｓ＃１〜Ｓ＃６を管理ＤＢ部３３に記憶し、次いで、エリア＃１〜＃６から取得した風力出力合計データに対してフィルタ処理を行い、エリア＃１〜＃６の夫々について風力の短周期変動値を算出する。エリア＃１〜＃６の夫々について短周期変動値が短周期制約範囲を下回るような逸脱状態にあるか正常状態にあるかを判断する。そして、少なくとも１つのエリアにおいて短周期変動値が短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、広域電力監視装置３０は、逸脱状態にあるエリアのエリア電力管理装置に対してＫｆ＝１を送信する。かつ、正常状態にあるエリアのエリア電力管理装置に対してＫｆ＝１．２を送信する。
なお、本実施形態では、Ｋｆ＝１．２として扱ったが、本発明はこのような値に限定されるものではなく、他の値や、可変値を用いるようにしてもよい。
【００２５】
次に、図４に示すシーケンス図を参照して、図１に示す電力系統負荷周波数制御システム１に備えられている各装置間で通信される情報のシーケンスについて説明する。
まず、図１に示すエリア＃１に設けられたエリア電力管理装置１０＃１において、発電機出力入力部１１ｆｍ＋１〜１１ｆｎは、自然エネルギー系の発電機Ｇｍ＋１〜Ｇｎから信号線１１ｃｍ＋１〜１１ｂｎを介して出力された風力出力データ（発電電力値）を入力してデータバス２０に出力する。制御部１９は、データバス２０を介して入力される自然エネルギー系の発電機Ｇｍ＋１〜Ｇｎの夫々の風力出力データを合計し、当該エリアの風力出力合計データを算出する。
一方、短周期制約範囲算出部１７は、現在並列運転中の火力発電機Ｇ１〜Ｇｋ、水力発電機Ｇｋ＋１〜Ｇｍ等の非自然エネルギー系の発電機の調整力に基づいて短周期制約範囲Ｓ＃１を算出する。
次いで、制御部１９は、当該エリアの風力出力合計データと短周期制約範囲Ｓ＃１にエリア番号（＃１）を付加し、通信処理部１８出力する。
次いで、通信処理部１８は、専用ネットワークＮを介して接続された広域電力監視装置３０と通信プロトコルに従ってパケット通信を行い、風力出力合計データ、短周期制約範囲Ｓ＃１、及びエリア番号（＃１）を送信する。
【００２６】
同様に、エリア＃２〜＃６に配置されているエリア電力管理装置１０＃２〜１０＃６は、夫々のエリアにおける風力出力合計データ、短周期制約範囲Ｓ＃２〜Ｓ＃６、及びエリア番号を広域電力監視装置３０に送信する。
一方、広域電力監視装置３０は、エリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６から受信した風力出力合計データ、短周期制約範囲Ｓ＃１〜Ｓ＃６を管理ＤＢ部３３に記憶し、風力出力合計データに対してフィルタ処理を行い、エリア＃１〜＃６の夫々について風力の短周期変動値を算出する。エリア＃１〜＃６の夫々について短周期変動値が短周期制約範囲を下回るような逸脱状態にあるか正常状態にあるかを判断する。
次いで、少なくとも１つのエリアにおいて短周期変動値が短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、広域電力監視装置３０は、逸脱状態にあるエリアのエリア電力管理装置に対してＫｆ＝１を送信する。かつ、正常状態にあるエリアのエリア電力管理装置に対してＫｆ＝１．２を送信する
なお、上述した説明では、エリア電力管理装置では、風力出力合計データ、短周期制約範囲、及びエリア番号を広域電力監視装置３０に送信するように説明したが、風力出力合計データとエリア番号、短周期制約範囲とエリア番号を別々に送信してもよい。
【００２７】
次に、図５に示すフラグテーブルを参照して、図１に示す広域電力監視装置３０において、あるサンプリング時刻でのエリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６についての管理状態を説明する。
図５に示すフラグテーブルは、広域電力監視装置３０に設けられた調整ゲイン管理部３２により管理されている。調整ゲイン管理部３２は、複数のエリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６に対して周波数項の調整ゲインＫｆとして１を設定すべきか、１よりも大きい値を設定するべきかを示すフラグをメモリ３２ａ上のフラグテーブルに記憶して管理する。図５に示すフラグＡは該当するエリアが逸脱状態にあることを示し、フラグＢは該当するエリアが正常状態にあることを示す。
【００２８】
次に、図６に示すフローチャートを参照して、広域電力監視装置３０の動作について説明する。
まず、ステップＳ１では、通信処理部３４は、専用ネットワークＮを介してエリア電力管理装置１０＃１から風力出力合計データとエリア番号を受信する。同様に、専用ネットワークＮを介してエリア電力管理装置１０＃２〜１０＃６から風力出力合計データとエリア番号を受信する。ここで、制御部３５は、エリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６から受信した夫々の風力出力合計データをエリア番号毎に分類して管理ＤＢ部３３に記憶する。
【００２９】
次いで、ステップＳ５では、短周期変動算出部３１は、風力出力合計データに対してフィルタ処理を行い、風力の短周期変動値を算出する。すなわち、短周期変動算出部３１は、自然エネルギーを利用した複数の発電機の電力出力の合計値Ｄ＃１〜Ｄ＃６に対して夫々にハイパスフィルタ処理を行い短周期変動値ＤＳ＃１〜ＤＳ＃６を夫々に算出する。ここで、制御部３５は、短周期変動値ＤＳ＃１〜ＤＳ＃６をエリア番号毎に分類して管理ＤＢ部３３に記憶する。
ここで、短周期変動算出部３１において行われるハイパスフィルタ処理について説明する。
短周期変動算出部３１は、あるエリアにおける自然エネルギーを利用した複数の発電機の電力出力の合計値Ｄから直流成分を含む低周波成分を除いた周波数成分のものを出力し、短周期変動値Ｄとする。
【００３０】
次いで、ステップＳ１０では、通信処理部３４は、専用ネットワークＮを介してエリア電力管理装置１０＃１から短周期制約範囲とエリア番号を受信する。同様に、専用ネットワークＮを介してエリア電力管理装置１０＃２〜１０＃６から短周期制約範囲とエリア番号を受信する。ここで、制御部３５は、エリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６から受信した夫々の短周期制約範囲をエリア番号毎に分類して管理ＤＢ部３３に記憶する。
次いで、ステップＳ１５では、制御部３５は、調整ゲイン管理部３２の管理下にあるフラグテーブルに対して、エリア＃１〜＃６へフラグＢを設定し、メモリ３２ａ上にこのフラグテーブルを記憶させる。なお、フラグＢは周波数項の調整ゲイン値が１よりも大きい所定の値であることを示す。
次いで、ステップＳ２０では、制御部３５は、ループ変数ｊ（ｊは整数）に対して１を設定する。
【００３１】
次いで、ステップＳ２５では、制御部３５は、管理ＤＢ部３３からエリア＃ｊに関する短周期変動値ＤＳ＃ｊ、短周期制約範囲Ｓ＃ｊを読み出し、短周期変動値ＤＳ＃ｊ＜短周期制約範囲Ｓ＃ｊ、すなわち、短周期変動値ＤＳ＃ｊが短周期制約範囲Ｓ＃ｊよりも小さくなる逸脱状態であるか否かを判断する。
このとき、制御部３５は、短周期変動値ＤＳ＃ｊが短周期制約範囲Ｓ＃ｊよりも小さくなる状態である場合、エリア＃ｊの短周期制約範囲から短周期変動値が逸脱状態にあると判断し、ステップＳ３０に進む。一方、制御部３５は、短周期変動値ＤＳ＃ｊが短周期制約範囲Ｓ＃ｊ以上になる状態である場合、エリア＃ｊの短周期制約範囲から短周期変動値が正常状態にあると判断し、ステップＳ３５に進む。
次いで、ステップＳ３０では、制御部３５は、調整ゲイン管理部３２の管理下にあるフラグテーブルに対して、逸脱状態にあるエリア＃ｊへフラグＡを設定し、メモリ３２ａ上にこのフラグテーブルを記憶させる。
【００３２】
次いで、ステップＳ３５では、制御部３５は、ループ変数ｊに対してｊ＋１を設定することで、ループ変数ｊをインクリメントする。
次いで、ステップＳ４０では、制御部３５は、ループ変数ｊの値が最大値７になったか否かを判断する。ループ変数ｊが７になった場合にはステップＳ４５に進む。一方、制御部３５は、ループ変数ｊの値が最大値７に到達していない場合にはステップＳ２５に戻り、上記処理を繰り返す。
なお、ステップＳ４０では、ループ変数ｊの値が最大値７になった場合に上記ループ処理を抜けるように構成しているが、広域機関が監視するエリア数に応じてループ変数ｊの最大値を変更してもよい。
上記ステップＳ２０〜Ｓ４０での処理の結果、図５に示すように、メモリ３２ａ上にフラグテーブルが生成される。
【００３３】
次いで、ステップＳ４３では、制御部３５は、調整ゲイン管理部３２において管理されているフラグテーブルをメモリ３２ａから読み出す。そして、制御部３５は、フラグテーブルを参照し、フラグテーブルに少なくとも１つのフラグＡがあるか否かを判断する。この判断処理により少なくとも１つのエリアが逸脱状態にあるか否かを判断することができる。少なくとも１つのエリアが逸脱状態にある場合にステップＳ４５に進む。一方、全てのエリアが逸脱状態にない場合にステップＳ５０に進む。
次いで、少なくとも１つのエリアにおいて短周期変動値が短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、ステップＳ４５では、制御部３５は、調整ゲイン管理部３２において管理されているフラグテーブルをメモリ３２ａから読み出す。そして、制御部３５は、フラグテーブルを参照し、フラグＡで示す逸脱状態にあるエリアへＫｆ＝１．０を送信するように通信処理部３４を制御し、かつ、フラグＢで示す正常状態にあるエリアへＫｆ＝１．２を送信するように通信処理部３４を制御する。
ここで、制御部３５は、エリア番号と周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆとを含む１組のデータを順次に通信処理部３４に出力する。通信処理部３４は、制御部３５からエリア番号と周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆとを含む１組のデータを順次に受け付け、これらのデータを専用ネットワークＮを介してエリア番号に対応するエリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６に順次に送信する。
次いで、ステップＳ５０では、制御部３５は、内蔵されているタイマ３５ｔから現在の時刻を読み出し、定周期（例えば、１０分）の時刻になったか否かを判断する。制御部３５は、定周期の時刻になっていない場合にはステップＳ５０に戻り、この処理を繰り返す。一方、制御部３５は、定周期の時刻になった場合にはステップＳ１に戻り、上記処理を繰り返す。
【００３４】
この結果、少なくとも１つのエリアにおいて短周期変動値が短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、逸脱状態にあるエリアのエリア電力管理装置に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１を送信し、かつ、正常状態にあるエリアのエリア電力管理装置に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１よりも大きい値を送信することができる。
【００３５】
次に、図７に示すグラフ図を参照して、あるエリアの短周期制約範囲に対して短周期変動値が逸脱状態にある場合と正常状態にある場合の状況について説明する。
図７において、縦軸は電力を示し、横軸は時刻を示す。図７において、（ａ）は風力発電出力を示し、風力発電が実際に発電した出力のエリア合計であり、（ｂ）は風力発電出力の長期間変動を示し、風力発電出力をＬＰＦ（ローパスフィルタ）を通したものであり、（ｃ）は風力発電出力の短周期変動を示し、風力発電出力をＨＰＦ（ハイパスフィルタ）を通したもの（風力発電出力−長周期変動  でも可）であり、（ｄ）は長周期制約範囲を示し、自社の火力発電機等の電力出力を限界まで下げたときの出力合計と現在の出力合計の差を示す範囲であり、（ｅ）は風力発電出力の３０分予測値を示し、長周期制御に用いる予測値であり、（ｆ）は短周期制約範囲である。
図７に示すように、短周期変動（ｃ）は時刻３：００〜３：３０の間の時間帯において短周期制約範囲（ｆ）を逸脱したことを示す逸脱状態にあり、この時間帯を除く時間帯では正常状態にあることを示す。
【００３６】
本実施形態では、あるエリアの自然エネルギー系（風力発電機）に関する短周期制約範囲に対して短周期変動値が逸脱状態にある場合に、連係線４に接続されている他のエリアに配置された非自然エネルギー系の発電機に対してその出力を上昇するように制御することで、全系電力での周波数変動を抑制することができる。
この結果、風力発電の出力変動により周波数が乱れている場合に、本発明による制御では、制御がない場合に比べて、周波数の回復が早くなるという効果がある。
【００３７】
次に、図８に示すフローチャートを参照して、あるエリアに設けられたエリア電力管理装置１０の動作について説明する。
まず、ステップＳ１０１では、通信処理部１８は、広域機関に設けられた広域電力監視装置３０から周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆを受信し、この調整ゲイン値Ｋｆを制御部１９に転送する。
次いで、ステップＳ１０５では、制御部１９は、広域機関からの調整ゲイン値Ｋｆ＝１を受信したか否かを判断する。ここで、広域機関からの調整ゲイン値Ｋｆ＝１を受信した場合にはステップＳ１１０に進み、一方、広域機関からの調整ゲイン値Ｋｆ＝１を受信していない場合にはステップＳ１１５に進む。
【００３８】
広域機関からの調整ゲイン値Ｋｆ＝１を受信した場合、ステップＳ１１０では、ＡＲ計算部１３は、式（２）に従って地域要求量ＡＲを算出する。
ＡＲ＝−ＫＫｆＰΔｆ＋ΔＰＴ＝−ＫＰΔｆ＋ΔＰＴ            （２）
ここで、ＡＲは地域要求量（需給誤差）、Ｋは系統定数、Ｐは系統容量、Δｆは周波数偏差、ΔＰＴは連系線潮流偏差を示している。
詳しくは、図１に示す検出部１２に設けられた周波数偏差（ΔＦ）検出部１２ａは、電力系統３＃１の周波数偏差ΔＦを所定の制御周期に基づくタイミング毎（例えば、制御周期として１０秒毎；以下、制御周期タイミングと記載する）に検出する。また、潮流偏差（ΔＰＴ）検出部１２ｂは、連系線４の潮流偏差ΔＰＴを制御周期タイミング毎に検出する。このΔＦ検出部１２ａおよびΔＰＴ検出部１２ｂによりそれぞれ検出された検出データは、ＡＲ計算部１３に検出タイミング毎に出力する。
【００３９】
ステップＳ１１０では、ＡＲ計算部１３は、電力系統３の連系線４に設けられた検出部１２（ΔＦ検出部１２ａ、ΔＰＴ検出部１２ｂ）により検出された周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、系統定数Ｋ、及び広域電力監視装置３０から受信した周波数項の調整ゲインＫｆ（１）に基づいて、入力タイミング毎、すなわち制御周期タイミング毎に上記（２）式に従った地域要求量（地域要求電力）ＡＲの計算処理を実行し、その計算結果（制御周期タイミング毎の地域要求電力（ＡＲ））をメモリ１３ａに記憶する。次いで、ステップＳ１２０に進む。
【００４０】
一方、広域機関からの調整ゲイン値Ｋｆ＝１を受信していない場合、すなわち、広域機関からの調整ゲイン値Ｋｆ＝１．２を受信した場合、ステップＳ１１５では、ＡＲ計算部１３は、式（３）に従って地域要求量ＡＲを算出する。
ＡＲ＝−ＫＫｆＰΔｆ＋ΔＰＴ                          （３）
詳しくは、図１に示す検出部１２に設けられた周波数偏差（ΔＦ）検出部１２ａは、電力系統３＃１の周波数偏差ΔＦを所定の制御周期に基づくタイミング毎（例えば、制御周期として１０秒毎；以下、制御周期タイミングと記載する）に検出する。また、潮流偏差（ΔＰＴ）検出部１２ｂは、連系線４の潮流偏差ΔＰＴを制御周期タイミング毎に検出する。このΔＦ検出部１２ａおよびΔＰＴ検出部１２ｂによりそれぞれ検出された検出データは、ＡＲ計算部１３に検出タイミング毎に出力する。
【００４１】
ステップＳ１１５では、ＡＲ計算部１３は、電力系統３の連系線４に設けられた検出部１２（ΔＦ検出部１２ａ、ΔＰＴ検出部１２ｂ）により検出された周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、系統定数Ｋ、及び広域電力監視装置３０から受信した周波数項の調整ゲインＫｆ（１．２）に基づいて、入力タイミング毎、すなわち制御周期タイミング毎に上記（２）式に従った地域要求量（地域要求電力）ＡＲの計算処理を実行し、その計算結果（制御周期タイミング毎の地域要求電力（ＡＲ））をメモリ１３ａに記憶する。
このとき、調整ゲイン値Ｋｆが１から１．２に微増するので、これに応じて地域要求電力ＡＲも微増する。次いで、ステップＳ１２０に進む。
【００４２】
ステップＳ１２０では、微増分を含む地域要求電力ＡＲを分配し、各発電機に配信する。
すなわち、ＡＲ計算部１３はＡＲ計算処理により計算された制御周期タイミング毎の地域要求電力（ＡＲ）を、例えばメモリ１３ａに記憶された現在の制御周期タイミングよりも過去の制御周期タイミングにおける地域要求電力を用いた指数平滑化処理等の公知のフィルタリング処理によりフィルタリングする。
ＡＲ分配部１４は、ＡＲ計算部１３により制御周期タイミング毎にフィルタリングされた地域要求電力ＡＲを各発電機Ｇ１〜Ｇｎに配分し、そのＡＲ配分量を各発電機Ｇ１〜Ｇｎに対応する目標指令値作成部１５に送る。
【００４３】
目標指令値作成部１５は、制御周期タイミング毎に送信されてきた各発電機Ｇ１〜ＧｍのＡＲ配分量、運転計画部１６から受信した負荷配分量に基づいて、各発電機Ｇ１〜Ｇｍ出力の目標指令値を制御周期タイミング毎に算出し、指令値伝送部１１に出力する。指令値伝送部１１ｄ１〜１１ｄｍの処理として、算出した各発電機Ｇ１〜Ｇｍ出力の目標指令値を制御周期タイミング毎に各発電機Ｇ１〜Ｇｍに向けて伝送し、その各発電機Ｇ１〜Ｇｍに目標指令値（数値）を出力する。この結果、各発電機Ｇ１〜Ｇｍの出力が微増し、連系線４を介して他のエリアを含む全電力系統の周波数変動を抑制でき、かつ経済負荷的に最適になるように制御される。
【００４４】
次いで、ステップＳ１２５では、制御部１９は、内蔵されているタイマ１９ｔから現在の時刻を読み出し、定周期（例えば、１０分）の時刻になったか否かを判断する。制御部３５は、定周期の時刻になっていない場合にはステップＳ１２５に戻り、この処理を繰り返す。一方、制御部１９は、定周期の時刻になった場合にはステップＳ１０１に戻り、上記処理を繰り返す。
この結果、自然エネルギーを利用した発電機の出力電力による変動が自エリアの周波数調整能力を上回ってしまった場合のみ、連系している他エリアの自然エネルギーを利用していない発電機の出力電力による調整力を利用し、電力系統の周波数を維持することができる。
【００４５】
本発明では、風力など自然エネルギーを利用した発電機の出力電力の変動が自エリアの非自然エネルギー系の周波数調整能力を上回ってしまった場合のみ、広域機関の指令により連系している他エリアの非自然エネルギー系の発電機の調整力を活用し、周波数を維持することができる。
これにより、従来のＡＲ配分方式よりも即時性と信頼性のレベルを低く設定することができる。また、本発明によれば、後追い制御であるため、風力発電に関する予測が外れた場合でも、出力電力を低下させないので、周波数を乱すことにはならないという利点がある。
【００４６】
＜変形例＞
次に、図９に示すフローチャートを参照して、第１実施形態の変形例について説明する。図９は、広域電力監視装置３０の動作について説明するためのフローチャートであり、図６に示すフローチャートに対して、図９に示すステップＳ２４５を有することに特徴がある。
すなわち、ステップＳ２４５では、制御部３５は、調整ゲイン管理部３２において管理されているフラグテーブルをメモリ３２ａから読み出す。そして、制御部３５は、フラグテーブルを参照し、フラグＡで示す逸脱状態にあるエリアへ調整ゲイン値ＯＦＦ信号を送信するように通信処理部３４を制御し、一方、フラグＢで示す正常状態にあるエリアへ調整ゲイン値ＯＮ信号を送信するように通信処理部３４を制御する。
ここで、制御部３５は、エリア番号と周波数項に関する調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号とを含む１組のデータを順次に通信処理部３４に出力する。通信処理部３４は、制御部３５からエリア番号と周波数項に関する調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号とを含む１組のデータを順次に受け付け、これらのデータを専用ネットワークＮを介してエリア番号に対応するエリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６に順次に送信する。
【００４７】
次に、図１０に示すフローチャートを参照して、第１実施形態の変形例について説明する。図１０は、あるエリアに設けられたエリア電力管理装置１０の動作について説明するためのフローチャートであり、図８に示すフローチャートに対して、図１０に示すステップＳ２５５を有することに特徴がある。
ステップＳ２５５では、制御部１９は、広域機関からの調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信したか否かを判断する。ここで、広域機関からの調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信した場合にはステップＳ１１０に進み、一方、広域機関からの調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信していない場合（調整ゲイン値ＯＮ信号を受信）にはステップＳ１１５に進む。
広域機関からの調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信した場合、ステップＳ１１０では、ＡＲ計算部１３は、Ｋｆ＝１とし、上記式（２）に従って地域要求量ＡＲを算出する。
一方、広域機関からの調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信していない場合（調整ゲイン値ＯＮ信号を受信）、ステップＳ１１５では、ＡＲ計算部１３は、メモリ１３ａから調整ゲイン値として例えばＫｆ＝１．２を読み出し、上記式（３）に従って地域要求量ＡＲを算出する。
この結果、自然エネルギーを利用した発電機の出力電力による変動が自エリアの周波数調整能力を上回ってしまった場合のみ、連系している他エリアの自然エネルギーを利用していない発電機の出力電力による調整力を利用し、電力系統の周波数を維持することができる。
【００４８】
以上のように、同一エリア内に配置されている自然エネルギー系の発電機、及び非自然エネルギー系の発電機の運転状態を管理するエリア電力管理装置と、複数のエリアに夫々配置されている前記エリア電力管理装置とネットワークを介して接続され、エリア電力管理装置から運転状態を受信することにより複数のエリア間で連系された広域電力系統の運転状態を監視する広域電力監視装置と、を備えたシステムであって、エリア電力管理装置は、自エリア内の複数の自然エネルギー系の発電機の電力出力の合計値を算出し、非自然エネルギー系の発電機の調整力に基づいて、自エリアにおける短周期制約範囲を算出し、合計値及び短周期制約範囲に自エリアに関するエリア番号を付加して広域電力監視装置に送信する。広域電力監視装置は、各エリアのエリア電力管理装置から合計値、短周期制約範囲、エリア番号を受信し、エリア毎に合計値から短周期変動値を算出し、少なくとも１つのエリアにおいて短周期変動値が短周期制約範囲から逸脱したことを示す逸脱状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御し、かつ、他のエリアにおいて短周期変動値が短周期制約範囲内にあることを示す正常状態にある場合に、周波数項に関する所定の調整ゲイン値として１よりも大きい値又は調整ゲイン値ＯＮ信号を当該エリアの前記エリア電力管理装置に送信するように制御する。エリア電力管理装置は、広域電力監視装置から周波数項に関する所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号を受信した場合に、当該エリアの電力系統の周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、所定の調整ゲイン値又は調整ゲイン値ＯＮ信号又は調整ゲイン値ＯＦＦ信号に基づいて、地域要求電力（ＡＲ）を算出し、地域要求電力を非自然エネルギー系の複数の発電機に分配する。
これにより、自然エネルギーを利用した発電機の出力電力による変動が自エリアの周波数調整能力を上回ってしまった場合のみ、連系している他エリアの自然エネルギーを利用していない発電機の出力電力による調整力を利用し、電力系統の周波数を維持することができる。
【００４９】
＜第２実施形態＞
上述した第１実施形態にあっては、自電力会社の供給エリアにおける負荷変動については、自電力会社で制御することを基本とする。風力などの自然エネルギー系の発電機による電力変動が自電力会社の周波数調整能力を上回ってしまった場合のみ、広域機関からの指令により連系している他電力会社の調整力を活用し、周波数を維持することを特徴としている。
詳しくは、第１実施形態にあっては、上述した式（３）において、周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆとして、逸脱状態にある場合に１．０、正常状態にある場合に例えば１．２を用いることで、周波数が安定するという効果があった。
しかし、実際に運用する場合、周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆの値を適切に設定しなければ、様々な変動要因があるため、周波数の安定化という効果が低い場合や、過制御により不安定となる場合も考えられる。
そこで、系統データや実測データに基づくシミュレーション等により適切な値を高精度に決定することが切望される。
【００５０】
まず、周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆの求め方について原理的に説明する。
地域要求量ＡＲの算出式を再度記載すると、
ＡＲｉ＝−ＫＰｉΔｆ＋ΔＰＴｉ                  （４）
なお、ＡＲｉ（ＭＷ）はｉ社の地域要求量（供給誤差）、Ｐｉ（ＭＶＡ）はｉ社の系統容量、Δｆ（Ｈｚ）は周波数偏差、ΔＰＴｉ（ＭＷ）はｉ社の連系線潮流偏差である。
ここで、ＫΔｆとは、系統定数Ｋに周波数偏差Δｆを乗じた値であり、周波数偏差Δｆに伴う全系の需給誤差（要調整分）の割合である。従って、地域要求量ＡＲの式中のＫＰｉΔｆ（ＭＷ）は自社の容量比であり、その調整を分担することを意味する。
【００５１】
換言すると、連系されている全社が参加することで全系の調整量が確保される。すなわち、全系容量をＰＧとすると、
0005465816.tif 000002
となる。なお、ＫＰｉΔｆ（ｉ＝１・・・・ｎ）は各社の調整量を示す。
ここで、はじめにｋ社（ｉ＝ｋ）が全く調整に参加しないと仮定すると、式（５）は以下のように書き直すことができる。
0005465816.tif 000003
【００５２】
このときの周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆを用いて他社だけで調整力を確保すると仮定すると、
0005465816.tif 000004
【００５３】
ここで、例えば、エリアｋに配置されているｋ社の発電機の出力容量が全系の１／９であればＫｆは９／８＝１．１２５となる。
しかるに、ＷＦＣにおいては、調整に参加していないｋ社も、調整力の許す範囲（発電機の出力変化幅）では調整に参加している。
ここで、ｋ社の調整力をΔＰｍａｘとすると、ｋ社はΔｆｍａｘ＝ΔＰｍａｘ／Ｋまでは調整に参加しているはずであるので、式（１０）を修正して、
0005465816.tif 000005
ただし、Δｆ＞Δｆｍａｘ
【００５４】
∴ＰＧΔｆ＝ＫｆＰＧΔｆ−ＫｆＰｋΔｆ＋ＰｋΔｆｍａｘ    （１１）
0005465816.tif 000006
となる。
Δｆが式（５）の中に含まれるため、一定のＫｆ値を求めることはできないが、Δｆの大きさをある程度仮定すると、Ｋｆ値を求めることができる。
例えば、ｋ社の容量が全系の１／９で、Δｆ＝０．２、Δｆｍａｘ＝０．１であれば、Ｋｆは（１７／１８）／（８／９）、すなわち、Ｋｆ＝１．０６３と求められる。
【００５５】
図１１を参照して、本発明の第２実施形態に係わる電力系統負荷周波数制御システムの広域電力監視装置４０の機能ブロック構成について説明する。
広域電力監視装置４０は、第１実施形態に用いた広域電力監視装置３０に対して、新たに調整ゲイン算出部３６、キーボード３７、表示制御部３８、モニタ３９を備えている。
調整ゲイン算出部３６は、系統定数Ｋ、全系系統容量ＰＧ、各社系統容量Ｐｉ、各電力会社の調整力Ｐｍａｘ（ｉ＝１…ｎ）を入力し、系統定数Ｋ、ｋ社の調整力ΔＰｍａｘｋに基づいて、ｋ社の調整力Δｆｍａｘを算出し、専用ネットワークＮを介して各エリアに設けられたエリア電力管理装置から各エリアにおける周波数偏差Δｆを取得し、所定の数式に従って周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆを算出する。キーボード３７は、系統定数Ｋ、全系系統容量ＰＧ、各社系統容量Ｐｉ、各電力会社の調整力Ｐｍａｘ（ｉ＝１…ｎ）を入力するために用いる。表示制御部３８は、キーボード３７から入力された各種データをモニタ３９に表示するとともに、調整ゲイン算出部３６により算出された調整ゲイン値を表示する。
【００５６】
第２実施形態として、図１２に示すフローチャートを参照して、図１に示す調整ゲイン算出部３６による出処理について説明する。
まず、ステップＳ２０１では、調整ゲイン算出部３６は、キーボード３７から設定定数を入力し、メモリ３２ａに記憶する。すなわち、調整ゲイン算出部３６は、設定定数として、系統定数Ｋ、全系系統容量ＰＧ、各社系統容量Ｐｉ（ｉ＝１…ｎ）、各電力会社の調整力Ｐｍａｘ（ｉ＝１…ｎ）をキーボード３７から入力する。
次いで、ステップＳ２０５では、調整ゲイン算出部３６は、調整力不足の仮定として、ｋ社が調整力不足であると仮定する。
次いで、ステップＳ２１０では、調整ゲイン算出部３６は、系統定数Ｋ、ｋ社の調整力ΔＰｍａｘｋ、ｋ社の調整力Δｆｍａｘを算出する。
Δｆｍａｘ＝ΔＰｍａｘｋ／Ｋ                            （１３）
【００５７】
次いで、ステップＳ２１５では、調整ゲイン算出部３６は、周波数偏差Δｆの見積もりまたは計測を行う。
すなわち、調整ゲイン算出部３６は、通信処理部３４から専用ネットワークＮを介して各エリアに設けられたエリア電力管理装置の通信処理部１８と通信し、各エリアにおける周波数偏差Δｆを取得する。
次いで、ステップＳ２２０では、調整ゲイン算出部３６は、式（１４）に従って周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆを算出する。
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次いで、ステップＳ２２５では、調整ゲイン算出部３６は、算出した周波数項に関する調整ゲイン値ＫｆをＫｆｍとして調整ゲイン管理部３２により管理されるメモリ３２ａに記憶する。
次いで、調整ゲイン算出部３６により算出された調整ゲイン値をモニタ３９に表示する。
【００５８】
次に、図１３に示すフローチャートを参照して、広域電力監視装置４０の動作について説明する。
なお、図１３に示すフローチャートは、第１実施形態において参照した図６に示すフローチャートと一部が同様であるので、特徴となるステップのみ説明する。
ステップＳ３４０では、メモリからＫｆｍを読み出す。
次いで、ステップＳ３４５では、制御部３５は、調整ゲイン管理部３２において管理されているフラグテーブルをメモリ３２ａから読み出す。そして、制御部３５は、フラグテーブルを参照し、フラグＡで示す逸脱状態にあるエリアへＫｆ＝１．０を送信するように通信処理部３４を制御し、一方、フラグＢで示す正常状態にあるエリアへＫｆｍを送信するように通信処理部３４を制御する。
【００５９】
ここで、制御部３５は、エリア番号と周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆとを含む１組のデータを順次に通信処理部３４に出力する。通信処理部３４は、制御部３５からエリア番号と周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆとを含む１組のデータを順次に受け付け、これらのデータを専用ネットワークＮを介してエリア番号に対応するエリア電力管理装置１０＃１〜１０＃６に順次に送信する。
この結果、周波数項に関する調整ゲイン値を適切に設定することにより、自然エネルギーを利用した発電機の出力電力による変動が自エリアの周波数調整能力を上回ってしまった場合でも、連系している他エリアの自然エネルギーを利用していない発電機の出力電力による調整力を利用し、全電力系統の周波数を精度よく調整して維持することができる。
【００６０】
以上のように、広域電力監視装置は、系統定数Ｋ、全系系統容量ＰＧ、各社系統容量Ｐｉ、各電力会社の調整力Ｐｍａｘ（ｉ＝１…ｎ）を入力し、系統定数Ｋ、ｋ社の調整力ΔＰｍａｘｋに基づいて、ｋ社の調整力Δｆｍａｘを算出し、専用ネットワークＮを介して各エリアに設けられたエリア電力管理装置から各エリアにおける周波数偏差Δｆを取得し、次式に従って周波数項に関する調整ゲイン値Ｋｆを算出し、
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算出された周波数項に関する調整ゲイン値を用いて制御することで、周波数項に関する調整ゲイン値を適切に設定することができる。
【符号の説明】
【００６１】
１…電力系統負荷周波数制御システム、３…電力系統、１０…エリア電力管理装置、１１…外部インタフェース部、１１…指令値伝送部、１１ｄ…指令値伝送部、１１ｅ…発電機出力入力部、１１ｆ…発電機出力入力部、１２…検出部、１３…ＡＲ計算部、１３ａ…メモリ、１４…ＡＲ分配部、１５…目標指令値作成部、１６…運転計画部、１６ａ…メモリ、１７…短周期制約範囲算出部、１８…通信処理部、１９…制御部、１９ｔ…タイマ、３０…広域電力監視装置、３１…短周期変動算出部、３２…調整ゲイン管理部、３２ａ…メモリ、３３…管理ＤＢ、３３…管理ＤＢ部、３４…通信処理部、３５…制御部、３５ｔ…タイマ、３６…調整ゲイン管理部、３７…キーボード、３８…表示制御部、３９…モニタ、４０…広域電力監視装置
【要約】
装置１０は、自エリア内の自然エネルギー系の発電機の電力出力の合計値を算出し、非自然エネルギー系の発電機の調整力に基づいて、自エリアにおける短周期制約範囲を算出し、合計値及び短周期制約範囲にエリア番号を付加して装置３０に送信し、装置３０は、各エリアの装置１０からこれらの情報を受信し、エリア毎に合計値から短周期変動値を算出し、少なくとも１つのエリアにおいて短周期変動値が逸脱状態にある場合に、調整ゲイン値として１を当該エリアの装置１０に送信し、かつ、他のエリアにおいて正常状態にある場合に、調整ゲイン値として１よりも大きい値を当該エリアの装置１０に送信し、装置１０は、当該エリアに配置されている電力系統の周波数偏差（ΔＦ）、連系線潮流偏差（ΔＰＴ）、調整ゲイン値に基づいて、地域要求電力（ＡＲ）を算出し、地域要求電力を非自然エネルギー系の発電機に分配する。【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図４】
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【図５】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１１】
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【図１２】
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【図１３】
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