(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統における所定の基準周波数に対して受電している交流電力の周波数が増大した場合には前記周波数の増大量に応じて受電量を増大させるとともに、前記周波数が減少した場合には前記周波数の減少量に応じて前記受電量を減少させるように制御される受電量制御負荷を他の一般負荷とともに前記電力系統に並列に接続し、
さらに前記電力系統内での電力の需給バランスを維持するために必要な要求発電増加量と、前記受電量制御負荷の単位周波数当たりの受電電力増加量である前記受電量制御負荷の周波数特性定数とに基づき求めた周波数シフト量を前記交流電力の周波数に加算して前記受電量制御負荷に対する前記受電量を制御するように構成したことを特徴とする電力系統の周波数安定化システム。
【請求項２】
電力系統における所定の基準周波数に対して受電している交流電力の周波数が増大した場合には前記周波数の増大量に応じて受電量を増大させるとともに、前記周波数が減少した場合には前記周波数の減少量に応じて前記受電量を減少させるように制御される受電量制御負荷を他の一般負荷とともに前記電力系統に並列に接続し、
さらに前記受電量制御負荷の受電量が事前に設定した計画に沿った量となるように設定した計画設定受電量と、前記受電量制御負荷の単位周波数当たりの受電電力増加量である前記受電量制御負荷の周波数特性定数とに基づき求めた周波数シフト量を前記交流電力の周波数に加算して前記受電量制御負荷に対する前記受電量を制御するように構成したことを特徴とする電力系統の周波数安定化システム。
【請求項３】
電力系統における所定の基準周波数に対して受電している交流電力の周波数が増大した場合には前記周波数の増大量に応じて受電量を増大させるとともに、前記周波数が減少した場合には前記周波数の減少量に応じて前記受電量を減少させるように制御される受電量制御負荷を他の一般負荷とともに前記電力系統に並列に接続し、
さらに前記電力系統内での電力の供給バランスを維持するために必要な要求発電増加量と前記受電量制御負荷の受電量が事前に設定した計画に沿った量となるように設定した計画設定受電量とを加算した電力量と、前記受電量制御負荷の単位周波数当たりの受電電力増加量である前記受電量制御負荷の周波数特性定数とに基づき求めた周波数シフト量を前記交流電力の周波数に加算して前記受電量制御負荷に対する前記受電量を制御するように構成したことを特徴とする電力系統の周波数安定化システム。
【請求項４】
請求項１乃至請求項３の何れか一つに記載する電力系統の周波数安定化システムにおいて、
前記受電量制御負荷は、前記電力系統から供給される入力電力を変換する電力変換手段と、
前記要求発電増加量を前記受電量制御負荷の周波数特性定数で除して求めた周波数シフト量を前記電力系統の周波数の実測値に加算して求まる周波数と、前記基準周波数とを比較して両者の偏差を表す偏差信号を出力する比較手段と、
前記偏差信号に基づき前記電力変換手段の出力電力を制御する制御手段と、
前記出力電力が供給される受電量可変負荷とを有することを特徴とする電力系統の周波数安定化システム。
【請求項５】
請求項１乃至請求項３の何れか一つに記載する電力系統の周波数安定化システムにおいて、
前記受電量制御負荷は、前記電力系統から供給される入力電力を変換する電力変換手段と、
前記電力系統の周波数の実測値と、前記要求発電増加量を前記受電量制御負荷の周波数特性定数で除して求めた周波数シフト量を前記基準周波数から減算して求まる周波数とを比較して両者の偏差を表す偏差信号を出力する比較手段と、
前記偏差信号に基づき前記電力変換手段の出力電力を制御する制御手段と、
前記出力電力が供給される受電量可変負荷とを有することを特徴とする電力系統の周波
数安定化システム。
【請求項６】
請求項１、請求項３、請求項４又は請求項５に記載する電力系統の周波数安定化システムにおいて、
前記要求発電増加量は、複数の電力系統を相互に接続する連系線の潮流を検出する潮流検出手段における検出電力と前記基準周波数に対する前記電力系統の周波数の偏差とに基づき求めることを特徴とする電力系統の周波数安定化システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は電力系統の周波数安定化システムに関し、特に風況によって発電量が大きく異なる風力発電設備等、発電量が不安定な発電設備を電力系統に多数接続する場合に適用して有用なものである。
【背景技術】
【０００２】
電力系統では発電所の発電量と需要家で消費する受電量の大きさが常に同じでなければならない。例えば、発電量が受電量の大きさを上回ると、電力系統の周波数は基準周波数（例えば５０Ｈｚ)よりも増大し、逆の場合は減少する。電力系統の周波数はある一定の基準値以内（例えば５０±０．２Ｈｚ）に収める必要があり、各電力会社は時々刻々と変動する受電量に合わせて、発電量を調整するため、周波数制御（ＬＦＣ：Ｌｏａｄ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ)容量を用意している。ただし、風況によって発電量が大きく変動する風力発電等の自然エネルギーを利用した発電設備が大量に電力系統に導入された場合、現状のＬＦＣ容量ではその発電出力の変動分を全て吸収することはできず、系統の周波数が大きく変動する虞がある。したがって、かかる発電量の変動が風力発電設備等を電力系統に導入する場合の障害となっている。
【０００３】
ちなみに、近年の地球温暖化問題への対策として自然エネルギーの導入が推進されているが、この場合の発電電力量は自然環境によって左右され、出力電力が大きく変動する。かかる不安定な電源を大量に電力系統に接続した場合、電力系統の周波数品質の維持が困難になることが予想される。さらに、インバータ方式のエアコン等の普及に伴って電力系統の周波数に関係なく、一定の電力を受電する機器も増えており、様々な特性をもった負荷が電力系統に接続されていることから、系統の周波数制御は次第に難しくなっている。
【０００４】
これに対し、従来技術において一般的に行われてきた周波数変動対策は、発電所の出力調整や、集中的に制御された大規模なエネルギー貯蔵システムを利用する方式が中心であったが、これらの機器による応答速度には限界があると同時に、設置には費用がかさむ。また、かかる電源周波数調整のためのエネルギー貯蔵装置はエネルギーを生み出すことはないので、これらの導入は、エネルギーコストの上昇につながり、エネルギー効率も低下させる結果になる。
【０００５】
需要家と発電設備が１対１で接続されている独立電力系統や、少数の需要家と発電設備とから構成される独立電力系統においても、需要家の負荷の入力変動によって生じる周波数変動を抑制することができる電力系統における周波数調整システムを開示する公知文献として特許文献１がある。これは、単独或いは複数の需要家に電力を供給する独立電力系統に接続されている周波数調整システムにおいて、独立電力系統に接続され電力を充電および放電する充放電手段と、充放電手段が充電および放電する充放電量を制御する充放電制御手段と、需要家の受電端に設けられ前記需要家に供給される電力を測定する需要家電力測定手段と、電力系統に接続され電力系統の周波数を測定する周波数測定手段とを備え、充放電制御手段は有効電力および周波数を制御対象信号として前記充放電量を制御し前記電力系統の周波数を所定の範囲内に保つように構成したものである。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特開２００８−１７８２１５号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
上述の如き特許文献１に開示する周波数調整システムは、充放電装置を備え、この充放電装置における充放電量を制御することにより電力系統の周波数を調整するものであり、周波数調整のために特別な装置が必要になる結果、経済性の悪化の原因となる。また、逆潮流を発生するためこれに対する対策も別途必要になる。すなわち、特許文献１に開示するように、充放電によって周波数を安定化するには、系統運用者から集中的な制御をする必要があり、さらに複数の需要家が個々に充放電を行うと、お互いに干渉しあい、周波数の変動が大きくなる虞もある。
【０００８】
本発明は、上記従来技術に鑑み、電力系統に広く分散する負荷を利用して周波数調整を行うことができる電力系統の周波数安定化システムを提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記目的を達成する本発明の第１の態様は、
電力系統における所定の基準周波数に対して受電している交流電力の周波数が増大した
場合には前記周波数の増大量に応じて受電量を増大させるとともに、前記周波数が減少し
た場合には前記周波数の減少量に応じて前記受電量を減少させるように制御される受電量
制御負荷を他の一般負荷とともに前記電力系統に並列に接続し、
さらに前記電力系統内での電力の需給バランスを維持するために必要な要求発電増加量
と、前記受電量制御負荷の単位周波数当たりの受電電力増加量である前記受電量制御負荷
の周波数特性定数とに基づき求めた周波数シフト量を前記交流電力の周波数に加算して前
記受電量制御負荷に対する前記受電量を制御するように構成したことを特徴とする電力系
統の周波数安定化システムにある。
【００１２】
本態様によれば、電力系統内での電力の需給バランスを維持するために必要な要求発電増加量と、前記受電量制御負荷の周波数特性定数とに基づき電力系統の周波数が基準周波数に維持されるように前記受電量制御負荷に対する受電量を増減することができるので、第１の態様と同様の作用・効果に加え、電力系統内での電力の需給バランスを維持するために必要な周波数の制御も行うことができる。すなわち、第１の態様と同様の構成要素で電力系統の数秒単位での細かい周波数変動を抑制すると同時に、前述の如き要求発電増加量と、受電量制御負荷の周波数特性定数とを加味することにより、前記受電量制御負荷をＬＦＣ容量の代替とすることができ、第１の実施の形態では残ってしまう基準周波数に対する系統周波数の偏差を可及的に零に抑制することができる。
【００１３】
本発明の第２の態様は、
電力系統における所定の基準周波数に対して受電している交流電力の周波数が増大した場合には前記周波数の増大量に応じて受電量を増大させるとともに、前記周波数が減少した場合には前記周波数の減少量に応じて前記受電量を減少させるように制御される受電量制御負荷を他の一般負荷とともに前記電力系統に並列に接続し、
さらに前記受電量制御負荷の受電量が事前に設定した計画に沿った量となるように設定した計画設定受電量と、前記受電量制御負荷の単位周波数当たりの受電電力増加量である前記受電量制御負荷の周波数特性定数とに基づき求めた周波数シフト量を前記交流電力の周波数に加算して前記受電量制御負荷に対する前記受電量を制御するように構成したことを特徴とする電力系統の周波数安定化システムにある。
【００１４】
本態様によれば、計画設定受電量と、周波数特性定数とに基づき求めた周波数シフト量を交流電力の周波数に加算して受電量制御負荷に対する受電量を制御しているので、電力の供給元である、例えば電力会社が自由に各時間帯の需要量を制御することができる。すなわち、受電量制御負荷に対する１日の総充電電力量を各時間帯に最適配分して周波数シフト量を電力系統にとって最適となるように決定することができる。例えば、深夜の最低負荷時間帯に充電電力を大きくすることで、日負荷曲線のボトムアップを図ることができる。日負荷曲線のボトムアップは、発電コストの安いベース電源の稼働率を上げることができるため、電力供給元の経済性の向上に資することができる。
【００１５】
本発明の第３の態様は、
電力系統における所定の基準周波数に対して受電している交流電力の周波数が増大した場合には前記周波数の増大量に応じて受電量を増大させるとともに、前記周波数が減少した場合には前記周波数の減少量に応じて前記受電量を減少させるように制御される受電量制御負荷を他の一般負荷とともに前記電力系統に並列に接続し、
さらに前記電力系統内での電力の供給バランスを維持するために必要な要求発電増加量と前記受電量制御負荷の受電量が事前に設定した計画に沿った量となるように設定した計画設定受電量とを加算した電力量と、前記受電量制御負荷の単位周波数当たりの受電電力増加量である前記受電量制御負荷の周波数特性定数とに基づき求めた周波数シフト量を前記交流電力の周波数に加算して前記受電量制御負荷に対する前記受電量を制御するように構成したことを特徴とする電力系統の周波数安定化システムにある。
【００１６】
本態様によれば、上記第２の態様において得られる基準周波数に対する系統周波数の偏差を可及的に零に抑制することができるばかりでなく、上記第３の態様において得られる日負荷曲線のボトムアップを図ることによる経済的な系統運営も実現し得る。
【００１９】
本発明の第４の態様は、
第１乃至第３の態様の何れか一つに記載する電力系統の周波数安定化システムにおいて
、
前記受電量制御負荷は、前記電力系統から供給される入力電力を変換する電力変換手段
と、前記要求発電増加量を前記受電量制御負荷の周波数特性定数で除して求めた周波数シ
フト量を前記電力系統の周波数の実測値に加算して求まる周波数と、前記基準周波数とを
比較して両者の偏差を表す偏差信号を出力する比較手段と、
前記偏差信号に基づき前記電力変換手段の出力電力を制御する制御手段と、
前記出力電力が供給される受電量可変負荷とを有することを特徴とする電力系統の周波
数安定化システムにある。
【００２０】
本態様によれば、電力変換装置の出力電力を電力系統の周波数の変動に応じて調整することにより受電量可変負荷に供給する電力を調整することで個別に負荷側で周波数調整を行うことができる。同時に、周波数シフト量を電力系統の周波数の実測値に加算して求まる周波数と、基準周波数とを比較して両者の偏差に基づき各受電量可変負荷を制御することができる。この結果、第１の実施の形態では残ってしまう基準周波数に対する系統周波数の偏差を可及的に零に抑制することができる。
【００２１】
本発明の第５の態様は、
第１乃至第３の態様の何れか一つに記載する電力系統の周波数安定化システムにおいて
、
前記受電量制御負荷は、前記電力系統から供給される入力電力を変換する電力変換手段
と、
前記電力系統の周波数の実測値と、前記要求発電増加量を前記受電量制御負荷の周波数特
性定数で除して求めた周波数シフト量を前記基準周波数から減算して求まる周波数とを比
較して両者の偏差を表す偏差信号を出力する比較手段と、
前記偏差信号に基づき前記電力変換手段の出力電力を制御する制御手段と、
前記出力電力が供給される受電量可変負荷とを有することを特徴とする電力系統の周波
数安定化システムにある。
【００２２】
本態様によれば、電力変換装置の出力電力を電力系統の周波数の変動に応じて調整することにより受電量可変負荷に供給する電力を調整することで個別に負荷側で周波数調整を行うことができる。同時に、周波数シフト量を前記基準周波数から減算して求まる周波数と、電力系統の実測周波数とを比較して両者の偏差に基づき受電量可変負荷を制御することができる。この結果、第１の実施の形態では残ってしまう基準周波数に対する系統周波数の偏差を可及的に零に抑制することができる。
【００３３】
本発明の第６の態様は、第１、第３、第４又は第５の態様に記載する電力系統の周波数安定化システムにおいて、
前記要求発電増加量は、複数の電力系統を相互に接続する連系線の潮流を検出する潮流
検出手段における検出電力と前記基準周波数に対する前記電力系統の周波数の偏差とに基
づき求めることを特徴とする電力系統の周波数安定化システムにある。
【００３４】
本態様によれば、電力系統内での需給バランスを制御することで連系線潮流の変動を抑制するとともに周波数変動も良好に抑制することができる。
【００３５】
さらに、日負荷曲線のボトムアップを図ることもでき、このボトムアップによる経済的な系統運営も実現し得る。
【発明の効果】
【００３６】
本発明によれば、一定の電力で受電する必要がないという受電量制御負荷を利用して個々の負荷側で個別対応の周波数調整を行うことができ、発電所における出力調整や大規模なエネルギー調整システムに頼ることなく当該電力系統の全体的な周波数調整を良好に実現することができる。したがって、発電量が不安定な風力発電設備等が接続されていても、これらの風力発電設備等の発電容量に見合う受電量制御負荷を電力系統に接続するだけで安定的な周波数調整を容易に行うことができる。
【００３７】
さらに、受電量制御負荷に対する１日の総充電電力量を各時間帯に最適配分して周波数シフト量を電力系統にとって最適となるように決定することができ、日負荷曲線のボトムアップを図ることができる。
【００３８】
この結果、一般に発電量が不安定な自然エネルギーを利用した発電設備の電力系統への積極的な導入に資することができ、その分自然環境に優しい電力系統を構築することができる。特に、ＬＦＣ容量が減少する夜間において利用した場合に顕著な効果を奏する。
【００３９】
さらに、日負荷曲線のボトムアップによる電力供給元の経済性の向上も実現することができる。
【図面の簡単な説明】
【００４０】
【図１】本発明の第１の実施形態に係る電力系統の周波数安定化システムを示すブロック線図である。
【図２】図１の受電量制御負荷の部分を抽出して示すブロック線図である。
【図３】本発明の第１の実施形態に係る周波数制御の一例を示す特性図である。
【図４】本発明の第１の実施形態に係る周波数制御のシミュレーション結果を示す特性図である。
【図５】本発明の第２の実施形態に係る電力系統の周波数安定化システムを示すブロック線図である。
【図６】図５の受電量制御負荷の部分を抽出して示すブロック線図である。
【図７】本発明の第２の実施形態に係る周波数制御のシミュレーション結果を示す特性図である。
【図８】図５の受電量制御負荷の部分の他の例を抽出して示すブロック線図である。
【図９】本発明の第３の実施形態に係る電力系統の周波数安定化システムを示すブロック線図である。
【図１０】図９に示す第３の実施の形態の電力系統の日負荷曲線の一例を示す特性図である。
【図１１】本発明の第４の実施形態に係る電力系統の周波数安定化システムを示すブロック線図である。
【発明を実施するための形態】
【００４１】
以下本発明の実施の形態を図面に基づき詳細に説明する。
図１は、本発明の第１の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化システムを示すブロック線図である。同図に示すように、系統電源線１には複数の発電設備２と一般負荷３及び受電量制御負荷４とがそれぞれ接続されている。ここで、発電設備としては火力発電設備、水力発電設備等、特別な制限はないが、本形態の場合、風等の自然エネルギーを利用するため発電量が安定しない風力発電設備等であっても問題なく導入することができる。そこで、図には風力発電設備のみを例示的に示している。また、受電量制御負荷４は、受電量を変更することが可能な負荷であり、当該電力系統における所定の基準周波数に対して受電している交流電力の周波数が増大した場合には周波数の増大量に応じて受電量を増大させるとともに、前記周波数が減少した場合には周波数の減少量に応じて受電量を減少させるように制御される。かかる受電量制御負荷４はその複数台が他の多くの一般負荷３とともに系統電源線１に並列に接続されている。
【００４２】
図２は受電量制御負荷４の部分を抽出して示すブロック線である。同図に示すように、受電量制御負荷４は、電力変換装置５と、比較器６と、制御装置７と、受電量可変負荷８とを有する。ここで、電力変換装置５は系統電源線１から供給される入力電力を適当な出力電力に変換するものであり、交流・直流電力変換装置としては整流素子としてサイリスタを用いた整流装置、交流・交流電力変換装置としてはサイリスタを用いた整流装置で一旦直流に整流した後、同様にサイリスタを用いたインバータで所定の交流に再変換する装置で好適に構成することができる。ただ、電力変換装置５をこれらに限る必要は勿論ない。比較器６は、予め定められた基準周波数ｆ０と系統電源線１の周波数ｆの実測値とを比較して両者の偏差を表す偏差信号Ｓｅ１を出力する。制御装置７は偏差信号Ｓｅ１に基づき電力変換装置５の出力電力を制御する。具体的には、電力変換装置５がサイリスタを使用している場合にはその導通角を制御する。受電量可変負荷８は電力変換装置５の出力電力が供給されるもので、具体的には、一定の電力量を電気エネルギーとして蓄積できれば良い蓄電装置、所定の温度条件を満たしている範囲内であれば受電電力量を制御可能な冷蔵庫や自動販売機等で好適に構成することができる。ここで、蓄電装置は直流負荷であり、冷蔵庫や自動販売機は交流負荷である。したがって、前者には整流装置を介して、後者にはインバータを介して所定の電力が供給される。このように、本形態における受電量可変負荷８は直流負荷乃至交流負荷のいずれでも構わない。ただ、昼間は電気エネルギーを消費することにより走行し、主に夜間に電気エネルギーを蓄積する電気自動車を負荷とするのが当該電力系統にとって最適である。余剰の夜間電力を利用することができるばかりでなく、ＬＦＣ容量の減少を補完して良好な周波数調整を行うことができるからである。最大充電電力で充電した場合に較べ、本発明による充電電力の調整によって充電には長い時間がかかることになるが、特に電気自動車をプラグインハイブリッド車とした場合には、充電中である夜間に予定外の事態が発生し、当該車両を使用する必要が生じた場合にはガソリン車として走行させることができるため、充電中であっても、車両として予定外の事態に対処させることができるという効果も奏する。
【００４３】
上記実施の形態における受電量可変負荷８の定格最大電力をＰｍａｘとするとき、基準周波数 ｆ０（関東地方であればｆ０＝５０Ｈｚ）に対して、基準周波数では０．５Ｐｍａｘの受電をし、電源周波数がΔＨｚ低下すると受電電力をゼロに、ΔＨｚ上昇すると受電電力をＰｍａｘに増加するように設定し、±ΔＨｚを超える範囲でのＰｉｎは一定、その中間は周波数変化幅に比例して制御する。 実測された電源周波数をｆ、基準周波数をｆｏとして、受電電力Ｐｉｎを式で表すと次の通りである。
【００４４】
Pin = 0.5 Pmax { 1 + (f - f０)/Δ}  [ -1 ≦(f - f０)/Δ)≦ 1 ]   ・・・（１） 
Pin = 0                                [(f - f０)/Δ) ＜ -1 ]    ・・・（２）
Pin = Pmax                             [ 1 ＜(f - f０)/Δ) ]     ・・・（３）
【００４５】
現実の制御例としては Δ ＝０．２Ｈｚ程度が望まれる。
【００４６】
本形態におけるかかる制御は、各需要家相互の調整を全く必要とすることなく、個別に周波数を実測しながら行う。
【００４７】
本形態の効果を具体的に確認するため次のようなシミュレーションを行った。条件は次の通りである。
１）電力系統の容量（基準周波数における電力需要）：６０８５ＭＷ
２）電力系統のＬＦＣ容量：９９ＭＷ
ここで、ＬＦＣは電力系統内の発電過不足量を解消するために、発電機が持っている
発電出力を変化させることができる容量の範囲であり、各発電機の出力変化特性を模擬
するために電気学会における標準モデル（火力発電所および水力発電所）を用いた。
３）電力系統に接続された風力発電設備の定格容量 ：１２００ＭＷ
風力発電の出力波形を模擬したものを周波数シミュレーションモデルに入力した。最大出力変動幅を定格出力の４０％（４８０ＭＷ）としている。
受電量可変負荷８として電気自動車の蓄電池を想定した。
【００４８】
ここで、蓄電池の時定数（電源周波数に対する応答速度）は１秒とした。ちなみに、火力発電所の場合の時定数は１０秒程度である。また、周波数応答特性は、定格最大電力Ｐｍａｘを１０００Ｗとした場合で、図３に示す特性を有するものとした。
【００４９】
かかる条件に基づくシミュレーション結果を図４に示す。図４において、薄い実線は図３に示す周波数制御を行わない場合、点線は合計５０ＭＷの電気自動車（１０万台）の蓄電池を受電量可変負荷８として用いることにより図３に示す周波数制御を行った場合、濃い実線は合計１５０ＭＷの電気自動車（３０万台）の蓄電池を受電量可変負荷８として用いることにより図３に示す周波数制御を行った場合をそれぞれ示している。
【００５０】
図４を参照すれば、本形態における受電量可変負荷８を全く有しない場合には、周波数変動が０．４Ｈｚに達しているのに対し、受電量可変負荷８である電気自動車を１０万台接続して５０ＭＷの負荷容量で周波数調整を行った場合には０．２Ｈｚ程度、さらに電気自動車を３０万台接続して１５０ＭＷの負荷容量で周波数調整を行った場合には０．１Ｈｚ程度にまで周波数変動が抑制されていることが分かる。すなわち、この場合の電気自動車がＬＦＣ容量の代替として機能していることが分かる。
【００５１】
このように、本形態によれば需要家側の受電において、一定の受電量を維持する必要のない機器、例えば電気自動車、冷蔵庫、自動販売機等の受電において、受電量を電力系統の周波数に対応させて調整することで、電力系統の周波数変動を吸収することができる。かかる周波数制御は検出された電力系統の周波数に基づき、個々の需要家が個別に実施することが可能であり、受電制御機器である受電量制御負荷を集中的に管理する必要がないという管理上の大きな利点を有している。また、エネルギー貯蔵装置等を別途構築するのではなく、需要家が本来は別の目的（例えば電気自動車の場合は走行）で必要とする機器のエネルギー貯蔵容量をそのまま周波数調整に利用することができるので、エネルギー効率、コストという視点でも極めて有利である。
【００５２】
さらに、上記第１の実施の形態では、図３に示す周波数特性を一種類に固定して用いる場合について説明したが、電力変換装置５に出力させる出力電力のパターンを複数種類用意しても良い。例えば、電力需要がピークに達する真夏の昼間の特定の時間帯では図３に示す特性図において、基準周波数ｆｏにおけるチャージ電力が５００Ｗから４００Ｗにシフトされるように図中の左方向に特性直線を平行移動したマップ情報で周波数制御をする。このことで、季節や時間帯で異なる電力需要の実態を反映した的確な周波数制御を行うことができる。ここで、かかるマップ情報は制御装置７に格納しておく。
【００５３】
図５及び図６は、本発明の第２の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化システムを示す図で、図５はそのブロック線図、図６はその受電量制御負荷１４の部分を抽出して示すブロック線図である。
【００５４】
本形態は、第１の実施の形態に係る周波数安定システムの全ての構成要素を有しており、さらに第１の実施の形態では残ってしまう基準周波数に対する系統周波数の偏差を可及的に零に抑制できるようにしたものである。そこで、図５及び図６中、図１及び図２と同一部分には同一番号を付し、重複する説明は省略する。
【００５５】
図５に示すように、本形態においては系統電源線１に連系線１２を介して他の電力系統の系統電力線１１が接続されている。系統電力線１１には多数の一般負荷３が接続されて
いる。
【００５６】
潮流検出部１３は連系線１２の途中に接続してあり、連系線１２を介して送電される連系線潮流（電力量）及び基準周波数ｆ０に対する潮流周波数（系統電源線１の実測した周波数ｆと等価）の偏差Δｆを検出している。かくして、偏差Δｆに基づき系統電源線１内での電力の需給バランスを維持するために必要な要求発電増加量ＡＲ（Ｗ）を求め、さらに要求発電増加量ＡＲと、受電量制御負荷１４の単位周波数当たりの受電電力増加量である受電量制御負荷１４の周波数特性定数Ｋｐ（Ｗ／Ｈｚ）とに基づき受電量制御負荷１４に供給する周波数シフト量ｆshiftを決定している。すなわち、次式（４）の演算により求めた周波数シフト量ｆshiftを表すシフト信号を各受電量制御負荷１４に向けて送出するようになっている。
【００５７】
ｆshift＝−（ＡＲ／Ｋｐ）        ・・・・・（４）    
【００５８】
ここで、受電量制御負荷１４の周波数特性定数Ｋｐ（Ｗ／Ｈｚ）は受電量制御負荷１４の特性により予め決定される。
【００５９】
上述の如き要求発電増加量ＡＲは系統電源線１を有する地域内での需給バランスを維持するために必要な電力量であるので、要求発電増加量ＡＲと同量だけ需要量を減少させても、地域内の需給バランスを保つことは可能である。これは上式（４）により算出した周波数シフト量ｆshiftを表すシフト信号を全受電量制御負荷１４に一斉に送信し、系統電源線１の周波数ｆを周波数シフト量ｆshift だけシフトさせたものを入力として、受電量制御負荷１４を制御することで実現できる。これは受電量制御負荷１４側から見た見かけ上の周波数を制御していることと等価となる。 
【００６０】
周波数シフト量ｆshiftを表すシフト信号は、潮流検出部１３が内蔵する送信機（図示せず）を介して各受電量制御負荷１４に向けて一括送信される。ここで、図６に示すように、本形態における受電量制御負荷１４は受信機１６を有しており、この受信機１６で前記シフト信号を受信する。シフト信号に基づく周波数シフト量ｆshiftは加算器１７で系統電源線１の実測した周波数ｆに加算され、ｆ＋ｆshiftとして比較器６で基準周波数設定器１５に設定されている基準周波数ｆ０と比較される。なお、ＡＲ＜０の場合にｆshift＞０となり、ＡＲ＞０の場合にｆshift＜０となる。この結果、比較器６の出力信号である偏差信号Ｓｅ２に基づき制御装置７を介して制御される電力変換装置５は、系統電源線１の周波数ｆが見かけ上（ｆ＋ｆshift）であるとして制御されることで、系統電源線１内の要求発電増加量ＡＲがゼロとなるように受電量可変負荷８に供給する受電電力を調整する。要求発電増加量ＡＲがゼロとなれば、当然、系統電源線１内で需給のバランスが保たれるので、系統周波数は基準周波数に維持され、連系線潮流の変動も無くなる。
【００６１】
かかる本形態においては要求発電増加量ＡＲを加味した周波数シフト量ｆshiftを各受電量制御負荷１４の受電量制御のパラメータとして追加したので、各受電量制御負荷１４は系統電源線１の周波数ｆが見かけ上（ｆ＋ｆshift）であるとして受電量可変負荷８に供給する受電電力を調整する。この結果、系統電源線１内の要求発電増加量ＡＲがゼロとなるように受電量可変負荷８に供給する受電電力が調整され、第１の実施の形態では残ってしまう基準周波数に対する系統周波数の偏差を可及的に零に抑制することができる。
【００６２】
図７は本形態に係る周波数制御のシミュレーション結果を示す特性図である。図７において、薄い灰色の実線は第１の実施の形態に係る周波数制御も、本形態（第２の実施の形態）に係る周波数制御も行わない場合、濃い灰色の実線は第１の実施の形態に係る周波数制御のみを行った場合、黒色の実線は第１の実施の形態に係る周波数制御とともに本形態に係る周波数制御も行った場合をそれぞれ示している。
【００６３】
図７を参照すれば、本形態における受電量制御負荷１４を全く有しない場合には、周波数変動が０．１６Ｈｚに達しているのに対し、第１の実施の形態における受電量制御負荷４のみを有する場合には０．０５Ｈｚ程度、さらに本形態における受電量制御負荷１４を有する場合には、受電量制御負荷４のみを有する場合の周波数変動も抑制されて可及的に零に近づいていることが分かる。
【００６４】
なお、第２の実施の形態では、潮流検出部１３で連系線１２を介して送電される連系線潮流及び基準周波数ｆ０に対する潮流周波数の偏差Δｆを検出しているが、これに限るものでは勿論ない。例えば、系統の運用管理を行う中央制御室等で測定することも当然できる。また、第２の実施の形態は系統電源線１に連系線１２を介して他の電力系統の系統電力線１１を接続した場合であるが、これに限るものでもない。単独の系統であっても要求発電増加量ＡＲを管理している系統であれば制限なく適用でき、同様の効果を得ることができる。
【００６５】
図５における潮流検出部１３が内蔵する送信機（図示せず）から各受電量制御負荷１４に向けて一括送信する周波数シフト量ｆshiftを表すシフト信号は、図８に示すように、受電量制御負荷２４の受信機２６で受信するとともに、周波数シフト量ｆshiftを減算器２７で基準周波数ｆ０から減算し、ｆ０−ｆshiftとして比較器６で周波数ｆと比較しても第２の実施の形態と同様の偏差信号Ｓｅ２を得ることができる。したがって、受電量制御負荷２４を図８のように構成しても良い。なお、本例でも、ＡＲ＜０の場合にｆshift＞０となり、ＡＲ＞０の場合にｆshift＜０である。
【００６６】
なお、本形態においては周波数シフト量ｆshiftを連系線１２の途中に接続してある潮流検出部１３から送出するようにしたが、これに限るものではない。連系線１２を有しない場合でもよく、中央給電指令所等から送出するようにしても勿論構わない。
【００６７】
図９は本発明の第３の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化システムを示すブロック線図である。
【００６８】
本形態は、第１の実施の形態に係る電力系統の周波数安定化システムの全ての構成要素を有しており、さらに第２の実施の形態で説明した周波数シフト量ｆshiftを、第２の実施の形態のようにＬＦＣに適用するのではなく、経済負荷配分制御（ＥＤＣ：Ｅｃｏｎｏｍｉｃａｌ  Ｌｏａｄ  Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ  Ｃｏｎｔｒｏｌ）に適用したものである。そこで、図９中、図１及び図５と同一部分には同一番号を付し、重複する説明は省略する。
【００６９】
図９に示すように、本形態では、中央給電指令所２３から各受電量制御負荷１４に向けて周波数シフト量ｆshiftを表すシフト信号を送出するようになっている。ここで、本形態における周波数シフト量ｆshiftは受電量制御負荷１４の受電量が予め定める計画に沿った量となるように設定した計画設定受電量ＡＲ’（ｗ）と、周波数特性定数Ｋｐとに基づき次式（５）に基づき決定する。
【００７０】
ｆshift＝−（ＡＲ’／Ｋｐ）        ・・・・・（５）    
【００７１】
上式（５）に示すように、本形態における周波数シフト量ｆshiftは式（４）の要求発電増加量ＡＲを計画設定受電量ＡＲ’で代替したものである。
【００７２】
この結果、各受電量制御負荷１４の受電量は系統電源線１から供給される交流電力の周波数ｆに周波数シフト量ｆshiftを加算して制御される。すなわち、各受電量制御負荷１４は、第２の実施の形態と同様に、系統電源線１の周波数ｆが見かけ上（ｆ＋ｆshift）であるとして受電量可変負荷８に供給する受電電力を調整する。
【００７３】
ここで、計画設定受電量ＡＲ’は、当該電力系統の日負荷曲線に基づき決定する。日負荷曲線の一例を図１０に示す。同図に示すように、例えば、受電量制御負荷１４の１日の総充電電力量を各時間帯に最適配分する際、深夜の最低負荷時間帯に充電電力を大きくすることで日負荷曲線のボトムアップを図ることができるような計画とする。すなわち、本来的には図１０の実線で示すような日負荷曲線の斜線部分を持ち上げて、最低負荷時間帯（図１０に示す場合は、午前１時頃から午前６時過ぎの時間帯）の負荷を一点鎖線で示すような特性にする。なお、図１０はベース電源として原子力発電を適用し、不足分を順次ＬＮＧ発電及び石油発電で賄っていく場合を示している。この場合、単位電力当たりの発電コストは、原子力、ＬＮＧ、石油の順に高くなる。
【００７４】
図１０中に斜線で示すような日負荷曲線のボトムアップにより発電コストが最も安価なベース電源である原子力発電稼働率を図中に矢印Ａで示すように上昇させることができる。すなわち、図中１０に示す斜線部分の電力が計画設定受電量ということになり、中央給電指令所２３は各時間毎に割り振って計画設定受電量に基づく周波数シフト量ｆshiftを表すシフト信号を送出する。
【００７５】
すなわち、本形態における中央給電指令所２３は、系統電源線１を含む電力系統に対する供給電力量の制御等、従来と同様の機能とともに、受電量制御負荷１４の受電量が予め定める計画に沿った量となるように設定した計画設定受電量ＡＲ’（ｗ）に基づくＥＤＣの機能も有するものとなる。
【００７６】
図１１は本発明の第４の実施形態に係る電力系統の周波数安定化システムを示すブロック線図である。
【００７７】
本形態は、第２の実施の形態と第３の実施の形態との機能を兼備するものである。すなわち、ＬＦＣとＥＤＣとを同時に実現するものである。そこで、図１１中、図５及び図９と同一部分には同一番号を付し、重複する説明は省略する。
【００７８】
図１１に示すように、本形態では、連系線１２の途中に接続された中央給電指令所３３から要求発電増加量ＡＲと計画設定受電量ＡＲ’とを加算した電力量と、周波数特性定数Ｋｐとに基づき求めた周波数シフト量ｆshiftを表すシフト信号を各受電量制御負荷１４に向けて送出するようになっている。すなわち、本形態における周波数シフト量ｆshiftは次式（６）で表される。
【００７９】
ｆshift＝−（ＡＲ＋ＡＲ’／Ｋｐ）        ・・・・・（６）    
【００８０】
本形態における各受電量制御負荷１４は系統電源線１から供給される交流電力の周波数ｆに周波数シフト量ｆshiftを加算して系統電源線１の周波数ｆが見かけ上（ｆ＋ｆshift）であるとして受電量可変負荷８に供給する受電電力を調整する。
【００８１】
この結果、本形態によれば、電力系統内での需給バランスを制御することで連系線潮流の変動を抑制するとともに周波数変動も良好に抑制することができるばかりでなく、日負荷曲線のボトムアップを図ることもでき、このボトムアップによる経済的な系統運営も実現し得る。
【産業上の利用可能性】
【００８２】
本発明は、自然エネルギーを利用した発電システムを構築する産業分野で有効に利用することができる。
【符号の説明】
【００８３】
１、１１          系統電源線
２                発電設備
３                一般負荷
４、１４、２４    受電量制御負荷
５                電力変換装置
６                比較器
７                制御装置
８                受電量可変負荷
１２                連系線
１３                潮流検出部
１６、２６          受信機
１７                加算器
２３、３３          中央給電指令所
２７                減算器
【図１】
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【図２】
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【図３】
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【図５】
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【図６】
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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４】
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【図７】
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