(57)【要約】【課題】発送電インフラの建設・維持コストを抑えつつ、対象地域における電力需要に適切に対応できる電力供給システムを提供すること。【解決手段】本システムは、対象地域1外部の第一電源設備2と、第一電源設備2から電力を送る送電網と4、送電網4と対象地域内の内部電力系統7とを連絡する送電ライン6と、対象地域1内部の第二電源設備3と、内部電力系統7の給電状態を安定化させる内部電力制御装置8とを備える。第一電源設備2と送電網4と送電ライン6とを含む外部電力系統9から内部電力系統7に供給可能な電力が、対象地域1におけるピーク電力需要よりも小さい。内部電力制御装置8は、内部電力系統7の電圧・周波数の計測結果に基づいて、内部電力系統7における給電状態が安定するよう第二電源設備3の給電量を調整する。【選択図】図１
2014131389.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
対象地域に電力を供給するための電力供給システムにおいて、
前記対象地域の外部に設置された第一電源設備と、
前記第一電源設備からの電力を送るための送電網と、
前記送電網と前記対象地域内に敷設された内部電力系統とを連絡する送電ラインと、
前記対象地域の内部に設置された第二電源設備と、
前記内部電力系統の給電状態を安定化させるための内部電力制御装置と、を備え、
前記第一電源設備と前記送電網と前記送電ラインとを含む外部電力系統から前記内部電力系統に供給可能な電力が、前記対象地域におけるピーク電力需要を満たすために必要な電力よりも小さく、
前記内部電力制御装置は、前記内部電力系統の受電電力及び周波数の計測結果に基づいて、前記内部電力系統における給電状態が安定するように前記第二電源設備からの給電量を調整する機能を有している、電力供給システム。
【請求項２】
前記内部電力制御装置は、前記周波数の変動が所定の閾値を超えたと判断した場合に、前記内部電力系統を前記外部電力系統から切り離す機能を有している、請求項１記載の電力供給システム。
【請求項３】
前記第一電源設備は、集中型発電設備を含む、請求項１又は２に記載の電力供給システム。
【請求項４】
前記第二電源設備は、分散型発電設備を含む、請求項１乃至３のいずれか一項に記載の電力供給システム。
【請求項５】
前記送電ラインは、前記対象地域におけるピーク電力需要を下回る送電容量を有している、請求項１乃至４のいずれか一項に記載の電力供給システム。
【請求項６】
前記第二電源設備は、前記対象地域における電力需要が、前記外部電力系統から前記対象地域に供給できる電力を上回ったときに、前記内部電力制御装置からの指令を受けて、その不足分の電力を供給するように構成されている、請求項１乃至５のいずれか一項に記載の電力供給システム。
【請求項７】
前記第一電源設備は、前記送電網及び前記送電ラインを介して複数の前記対象地域に電力を供給するように構成されている、請求項１乃至６のいずれか一項に記載の電力供給システム。
【請求項８】
前記第二電源設備は、複数の前記対象地域のそれぞれに設置されている、請求項７記載の電力供給システム。
【請求項９】
前記第二電源設備は、発電方式の異なる複数の発電装置を備えている、請求項１乃至８のいずれか一項に記載の電力供給システム。
【請求項１０】
前記発電方式の異なる複数の発電装置は、前記対象地域内の共通の電力需要先に対して電力を供給できるように構成されている、請求項９記載の電力供給システム。
【請求項１１】
前記第二電源設備は、再生可能エネルギーを利用する発電装置を有する、請求項１乃至１０のいずれか一項に記載の電力供給システム。
【請求項１２】
前記第一電源設備は、原子力発電、火力発電、大規模水力発電のうちの少なくとも１つの発電方式による発電装置を含む、請求項１乃至１１のいずれか一項に記載の電力供給システム。
【請求項１３】
前記第二電源設備は、太陽光発電、太陽熱発電、風力発電、バイオマスエネルギー利用発電、ガスタービン発電、ガスエンジン発電、ディーゼルエンジン発電、波力発電、海洋温度差発電、中小規模水力発電、地熱発電、温泉熱発電、雪氷熱利用発電、海流・潮流発電、潮汐力発電、熱電発電、圧電発電、排熱利用発電のうちの少なくとも１つの発電方式による発電装置を含む、請求項１乃至１２のいずれか一項に記載の電力供給システム。
【請求項１４】
前記第二電源設備は、前記第一電源設備及び前記第二電源設備の少なくとも一方で生成された電力を貯蔵するために設置された蓄電装置をさらに有する、請求項１乃至１３のいずれか一項に記載の電力供給システム。
【請求項１５】
前記蓄電装置は、前記対象地域の内部に設置されている、請求項１４記載の電力供給システム。
【請求項１６】
対象地域に電力を供給するための電力供給システムを構築するための方法において、
前記対象地域の外部に第一電源設備を設置する工程と、
前記第一電源設備からの電力を送るための送電網を設ける工程と、
前記送電網と前記対象地域内に設けられた内部電力系統とを連絡する送電ラインを設ける工程と、
前記対象地域の内部に第二電源設備を設置する工程と、
前記内部電力系統の給電状態を安定化させるための内部電力制御装置を設ける工程と、を備え、
前記第一電源設備と前記送電網と前記送電ラインとを含む外部電力系統から前記内部電力系統に供給可能な電力が、前記対象地域におけるピーク電力需要を満たすために必要な電力よりも小さく、
前記内部電力制御装置は、前記内部電力系統の受電電力及び周波数の計測結果に基づいて、前記内部電力系統における給電状態が安定するように前記第二電源設備からの給電量を調整する機能を有している、電力供給システムの構築方法。
【請求項１７】
前記内部電力制御装置は、前記周波数の変動が所定の閾値を超えたと判断した場合に、前記内部電力系統を前記外部電力系統から切り離す機能を有している、請求項１６記載の電力供給システムの構築方法。
【請求項１８】
前記第一電源設備は、集中型発電設備である、請求項１６又は１７に記載の電力供給システムの構築方法。
【請求項１９】
前記第二電源設備は、分散型発電設備である、請求項１６乃至１８のいずれか一項に記載の電力供給システムの構築方法。
【請求項２０】
前記外部電力系統は、前記対象地域におけるピーク電力需要を下回る給電容量を有している、請求項１６乃至１９のいずれか一項に記載の電力供給システムの構築方法。
【請求項２１】
前記第二電源設備は、前記対象地域における電力需要が、前記外部電力系統から前記対象地域に供給できる電力を上回ったときに、前記内部電力制御装置からの指令を受けて、その不足分の電力を供給するように構成されている、請求項１６乃至２０のいずれか一項に記載の電力供給システムの構築方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、対象地域に電力を供給するための電力供給システム及びその構築方法に係り、特に、社会基盤（インフラストラクチャー）としての電力供給システム及びその構築方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
従来、先進国における発電送電インフラ（電力系統）においては、電力供給の対象地域におけるピーク電力需要を予め予測して、そのピーク電力需要に十分に対応できるように、当該ピーク電力を上回る発電容量を有する集中型発電設備を設置するようにしている（図１０参照）。
【０００３】
例えば、図１０に示した例においては、昼過ぎから夕方にかけて電力需要がピークに達しているが、集中型発電設備の発電容量はこのピーク電力を上回っている。
【０００４】
そのような集中型発電設備としては、例えば、原子力発電所や火力発電所、或いは大規模な水力発電所等があげられる。
【０００５】
また、原子力発電所等の集中型発電設備は、立地条件（冷却水の確保等）や用地購入費用等を考慮して、人口密集地（即ち、大規模な電力需要先）から遠く離れた場所に設置されるのが一般的である。
【０００６】
このように集中型発電設備は、一般に人口密集地から遠く離れた場所に設置されるので、集中型発電設備と人口密集地との間を連絡するために、大きな送電容量を持つ頑強な送電網及び送電ライン（引き込み線等）を、長距離にわたって敷設する必要がある。このような大規模な送電網及び送電ラインにおいては、その建設・維持コストが莫大なものとなっている。
【０００７】
また、近年、アジアやアフリカ、南米などの新興国においては、産業化の進行により、中心部の都市エリアのみならず、地方エリアでも電力需要が高まってきている。
【０００８】
しかしながら、一般に新興国においては、石炭火力発電等の集中型発電設備と地方エリアとを連絡する送電網及び送電ラインが脆弱である。このため、地方エリアでの増大したピーク電力需要を満たすために必要な電力を、既設の送電網及び送電ラインを介して集中型発電設備から当該地方エリアに対して十分に安定供給することができない状況にある。
【０００９】
新興国の地域によっては、中心部の都市エリアでさえも停電が頻発している状況であるが、地方エリアにおいては、中心部で発電所を建設しても電力を安定供給できない事態が発生している。
【００１０】
新興国におけるこのような状況を解決するための一つの方策には、集中型発電設備の発電容量を増大させ、既設の脆弱な送電網及び送電ラインも強化して、集中型発電設備から対象地域への電力供給量を増大させる方法がある。
【００１１】
しかし、この場合、新興国において必要な電力を各エリアに十分に安定供給するためには、既存の送電網及び送電ラインの強化や集中型発電設備の追加設置などが必要であり、そのために莫大な建設・維持コストがかかってしまう。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１２】
【特許文献１】特開２０１２−０３４４５２号公報
【特許文献２】特開２０１１−１１４８９９号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１３】
特許文献１に記載の技術は、スマートグリッド（地域系統）の監視制御方法において、「商用電力系統の周波数制御能力を算出し」、その情報から地域系統と商用電力系統の連系又は単独運転を判別するとしている。
【００１４】
この場合、周波数制御能力の算出には商用系統における総需要のデータが必要であり、この総需要データを商用系統の管理者（電力会社）から入手することが前提となる。そのため、特許文献１に記載の技術では、連系又は単独運転とするか否かは地域系統側で決定することはできない。
【００１５】
また、特許文献２は、地域系統と（不安定な）商用電力系統を連系させ、同時同量の電力供給を行うための周波数制御に関するものである。しかしながら、特許文献２には、実際に新興国において地域系統を整備する際の以下の問題点の指摘と解決策については、何ら提示はなされていない。
【００１６】
（１）新興国においては、送電網や送電ラインの容量が小さく、周波数変動に対する余裕が少ないこと。
（２）送電網や送電ラインの容量が小さいため周波数制御では対応できない場合に、如何にして地域系統の自立運転へ切り替えるか、自立運転の成立性に関する解決策。
【００１７】
本発明は、上述した従来の問題点を考慮して成されたものであって、発電送電インフラ（電力系統）の建設・維持コストの増加を抑えつつ、対象地域における電力需要の増加に適切に対応できる電力供給システム及びその構築方法を提供することを目的とする。
【００１８】
本発明は、特に新興国において、既存の脆弱で不安定な発電送電インフラ（電力系統）を活用し、低いコストで、対象地域にエネルギーを安定供給できる電力供給システム及びその構築方法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】
【００１９】
上記課題を解決するために、本発明は、対象地域に電力を供給するための電力供給システムにおいて、前記対象地域の外部に設置された第一電源設備と、前記第一電源設備からの電力を送るための送電網と、前記送電網と前記対象地域内に敷設された内部電力系統とを連絡する送電ラインと、前記対象地域の内部に設置された第二電源設備と、前記内部電力系統の給電状態を安定化させるための内部電力制御装置と、を備え、前記第一電源設備と前記送電網と前記送電ラインとを含む外部電力系統から前記内部電力系統に供給可能な電力が、前記対象地域におけるピーク電力需要を満たすために必要な電力よりも小さく、前記内部電力制御装置は、前記内部電力系統の受電電力及び周波数の計測結果に基づいて、前記内部電力系統における給電状態が安定するように前記第二電源設備からの給電量を調整する機能を有している、ことを特徴とする。
【００２０】
また、好ましくは、前記内部電力制御装置は、前記周波数の変動が所定の閾値を超えたと判断した場合に、前記内部電力系統を前記外部電力系統から切り離す機能を有している。
【００２１】
また、好ましくは、前記第一電源設備は、集中型発電設備を含む。
【００２２】
また、好ましくは、前記第二電源設備は、分散型発電設備を含む。
【００２３】
また、好ましくは、前記送電ラインは、前記対象地域におけるピーク電力需要を下回る送電容量を有している。
【００２４】
また、好ましくは、前記第二電源設備は、前記対象地域における電力需要が、前記外部電力系統から前記対象地域に供給できる電力を上回ったときに、前記内部電力制御装置からの指令を受けて、その不足分の電力を供給するように構成されている。
【００２５】
また、好ましくは、前記第一電源設備は、前記送電網及び前記送電ラインを介して複数の前記対象地域に電力を供給するように構成されている。
【００２６】
また、好ましくは、前記第二電源設備は、複数の前記対象地域のそれぞれに設置されている。
【００２７】
また、好ましくは、前記第二電源設備は、発電方式の異なる複数の発電装置を備えている。
【００２８】
また、好ましくは、前記発電方式の異なる複数の発電装置は、前記対象地域内の共通の電力需要先に対して電力を供給できるように構成されている。
【００２９】
また、好ましくは、前記第二電源設備は、再生可能エネルギーを利用する発電装置を有する。
【００３０】
また、好ましくは、前記第一電源設備は、原子力発電、火力発電、大規模水力発電のうちの少なくとも１つの発電方式による発電装置を含む。
【００３１】
また、好ましくは、前記第二電源設備は、太陽光発電、太陽熱発電、風力発電、バイオマスエネルギー利用発電、ガスタービン発電、ガスエンジン発電、ディーゼルエンジン発電、波力発電、海洋温度差発電、中小規模水力発電、地熱発電、温泉熱発電、雪氷熱利用発電、海流・潮流発電、潮汐力発電、熱電発電、圧電発電、排熱利用発電のうちの少なくとも１つの発電方式による発電装置を含む。
【００３２】
また、好ましくは、前記第二電源設備は、前記第一電源設備及び前記第二電源設備の少なくとも一方で生成された電力を貯蔵するために設置された蓄電装置をさらに有する。
【００３３】
また、好ましくは、前記蓄電装置は、前記対象地域の内部に設置されている。
【００３４】
上記課題を解決するために、本発明は、対象地域に電力を供給するための電力供給システムを構築するための方法において、前記対象地域の外部に第一電源設備を設置する工程と、前記第一電源設備からの電力を送るための送電網を設ける工程と、前記送電網と前記対象地域内に設けられた内部電力系統とを連絡する送電ラインを設ける工程と、前記対象地域の内部に第二電源設備を設置する工程と、前記内部電力系統の給電状態を安定化させるための内部電力制御装置を設ける工程と、を備え、前記第一電源設備と前記送電網と前記送電ラインとを含む外部電力系統から前記内部電力系統に供給可能な電力が、前記対象地域におけるピーク電力需要を満たすために必要な電力よりも小さく、前記内部電力制御装置は、前記内部電力系統の受電電力及び周波数の計測結果に基づいて、前記内部電力系統における給電状態が安定するように前記第二電源設備からの給電量を調整する機能を有している、ことを特徴とする。
【００３５】
また、好ましくは、前記内部電力制御装置は、前記周波数の変動が所定の閾値を超えたと判断した場合に、前記内部電力系統を前記外部電力系統から切り離す機能を有している。
【００３６】
また、好ましくは、前記第一電源設備は、集中型発電設備である。
【００３７】
また、好ましくは、前記第二電源設備は、分散型発電設備である。
【００３８】
また、好ましくは、前記外部電力系統は、前記対象地域におけるピーク電力需要を下回る給電容量を有している。
【００３９】
また、好ましくは、前記第二電源設備は、前記対象地域における電力需要が、前記外部電力系統から前記対象地域に供給できる電力を上回ったときに、前記内部電力制御装置からの指令を受けて、その不足分の電力を供給するように構成されている。
【発明の効果】
【００４０】
本発明による電力供給システム及びその構築方法によれば、発電送電インフラ（外部電力系統）の建設・維持コストの増加を抑えつつ、対象地域におけるピーク電力需要の増加に適切に対応することができる
【図面の簡単な説明】
【００４１】
【図１】本発明の一実施形態による電力供給システムを模式的に示した図。
【図２】図１に示した電力供給システムを説明するための、電力需要の経時変化及び電源構成を示したグラフ。
【図３Ａ】本発明の実施例としてケース１Ａのシミュレーション結果（周波数）を示したグラフ。
【図３Ｂ】本発明の実施例としてケース１Ａのシミュレーション結果（受電電力）を示したグラフ。
【図３Ｃ】本発明の実施例としてケース１Ａのシミュレーション結果（発電電力合計）を示したグラフ。
【図３Ｄ】本発明の実施例としてケース１Ａのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｌ２０Ａ）発電電力）を示したグラフ。
【図３Ｅ】本発明の実施例としてケース１Ａのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｍ７）発電電力）を示したグラフ。
【図３Ｆ】本発明の実施例としてケース１Ａのシミュレーション結果（蒸気タービン×２発電電力）を示したグラフ。
【図３Ｇ】本発明の実施例としてケース１Ａのシミュレーション結果（ガスエンジン発電電力）を示したグラフ。
【図４Ａ】本発明の実施例としてケース２Ａのシミュレーション結果（発電機送電端周波数）を示したグラフ。
【図４Ｂ】本発明の実施例としてケース２Ａのシミュレーション結果（受電電力）を示したグラフ。
【図４Ｃ】本発明の実施例としてケース２Ａのシミュレーション結果（発電電力合計）を示したグラフ。
【図４Ｄ】本発明の実施例としてケース２Ａのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｌ２０Ａ）発電電力）を示したグラフ。
【図４Ｅ】本発明の実施例としてケース２Ａのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｍ７）発電電力）を示したグラフ。
【図４Ｆ】本発明の実施例としてケース２Ａのシミュレーション結果（蒸気タービン×２発電電力）を示したグラフ。
【図４Ｇ】本発明の実施例としてケース２Ａのシミュレーション結果（ガスエンジン発電電力）を示したグラフ。
【図５Ａ】本発明の実施例としてケース３Ａのシミュレーション結果（発電機送電端周波数）を示したグラフ。
【図５Ｂ】本発明の実施例としてケース３Ａのシミュレーション結果（受電電力）を示したグラフ。
【図５Ｃ】本発明の実施例としてケース３Ａのシミュレーション結果（発電電力合計）を示したグラフ。
【図５Ｄ】本発明の実施例としてケース３Ａのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｌ２０Ａ）発電電力）を示したグラフ。
【図５Ｅ】本発明の実施例としてケース３Ａのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｍ７）発電電力）を示したグラフ。
【図５Ｆ】本発明の実施例としてケース３Ａのシミュレーション結果（蒸気タービン×２発電電力）を示したグラフ。
【図５Ｇ】本発明の実施例としてケース３Ａのシミュレーション結果（ガスエンジン発電電力）を示したグラフ。
【図６Ａ】本発明の比較例としてケース１Ｂのシミュレーション結果（系統周波数）を示したグラフ。
【図６Ｂ】本発明の比較例としてケース１Ｂのシミュレーション結果（受電電力）を示したグラフ。
【図６Ｃ】本発明の比較例としてケース１Ｂのシミュレーション結果（発電電力合計）を示したグラフ。
【図６Ｄ】本発明の比較例としてケース１Ｂのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｌ２０Ａ）発電電力）を示したグラフ。
【図６Ｅ】本発明の比較例としてケース１Ｂのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｍ７）発電電力）を示したグラフ。
【図６Ｆ】本発明の比較例としてケース１Ｂのシミュレーション結果（蒸気タービン×２発電電力）を示したグラフ。
【図６Ｇ】本発明の比較例としてケース１Ｂのシミュレーション結果（ガスエンジン発電電力）を示したグラフ。
【図６Ｈ】本発明の比較例としてケース１Ｂのシミュレーション結果（受電電力一定制御発電指令）を示したグラフ。
【図７Ａ】本発明の比較例としてケース２Ｂのシミュレーション結果（系統周波数）を示したグラフ。
【図７Ｂ】本発明の比較例としてケース２Ｂのシミュレーション結果（受電電力）を示したグラフ。
【図７Ｃ】本発明の比較例としてケース２Ｂのシミュレーション結果（発電電力合計）を示したグラフ。
【図７Ｄ】本発明の比較例としてケース２Ｂのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｌ２０Ａ）発電電力）を示したグラフ。
【図７Ｅ】本発明の比較例としてケース２Ｂのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｍ７）発電電力）を示したグラフ。
【図７Ｆ】本発明の比較例としてケース２Ｂのシミュレーション結果（蒸気タービン×２発電電力）を示したグラフ。
【図７Ｇ】本発明の比較例としてケース２Ｂのシミュレーション結果（ガスエンジン発電電力）を示したグラフ。
【図７Ｈ】本発明の比較例としてケース２Ｂのシミュレーション結果（受電電力一定制御発電指令）を示したグラフ。
【図８Ａ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（系統周波数）を示したグラフ。
【図８Ｂ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（受電電力）を示したグラフ。
【図８Ｃ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（発電電力合計）を示したグラフ。
【図８Ｄ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｌ２０Ａ）発電電力）を示したグラフ。
【図８Ｅ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｍ７）発電電力）を示したグラフ。
【図８Ｆ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（蒸気タービン×２発電電力）を示したグラフ。
【図８Ｇ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（ガスエンジン発電電力）を示したグラフ。
【図８Ｈ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（受電電力一定制御発電指令）を示したグラフ。
【図９Ａ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（系統周波数）を示したグラフ。
【図９Ｂ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（受電電力）を示したグラフ。
【図９Ｃ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（発電電力合計）を示したグラフ。
【図９Ｄ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｌ２０Ａ）発電電力）を示したグラフ。
【図９Ｅ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（ガスタービン（Ｍ７）発電電力）を示したグラフ。
【図９Ｆ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（蒸気タービン×２発電電力）を示したグラフ。
【図９Ｇ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（ガスエンジン発電電力）を示したグラフ。
【図９Ｈ】本発明の比較例としてケース３Ｂのシミュレーション結果（受電電力一定制御発電指令）を示したグラフ。
【図１０】先進国における従来の電力供給システムを説明するための、電力需要の経時変化及び電源構成を示したグラフ。
【発明を実施するための形態】
【００４２】
以下、本発明の一実施形態による電力供給システム及びその構築方法について、図１及び図２を参照して説明する。
【００４３】
図１に示したように、本実施形態による電力供給システムは、複数の対象地域１の外部に設置された集中型発電設備（第一電源設備）２を備えている。この集中型発電設備２は、例えば、原子力発電、火力発電、大規模水力発電のうちの少なくとも１つの発電方式による発電装置によって構成されている。
【００４４】
また、本実施形態による電力供給システムは、複数の対象地域１のそれぞれの内部に設置された分散型発電設備（第二電源設備）３を備えている。
【００４５】
この分散型発電設備３は、発電方式の異なる複数の発電装置を備えており、そのうちの少なくとも一部を、再生可能エネルギーを利用する発電装置によって構成しても良い。
【００４６】
具体的には、太陽光発電、太陽熱発電、風力発電、バイオマスエネルギー利用発電、ガスタービン発電、ガスエンジン発電、ディーゼルエンジン発電、波力発電、海洋温度差発電、中小規模水力発電、地熱発電、温泉熱発電、雪氷熱利用発電、海流・潮流発電、潮汐力発電、熱電発電、圧電発電、及び排熱利用発電等の発電方式による発電装置を、分散型発電設備３として使用することができる。
【００４７】
各対象地域１内に設置された分散型発電設備３を構成する発電方式の異なる複数の発電装置を、当該対象地域１内に存在する共通の電力需要先に対して電力を供給できるように構成しても良い。
【００４８】
また、本実施形態による電力供給システムにおいては、集中型発電設備２及び分散型発電設備３の少なくとも一方で生成された電力を貯蔵するために、対象地域１の内部に蓄電装置（第二電源設備）５が設置されている。
【００４９】
また、本実施形態による電力供給システムは、集中型発電設備２からの電力を送るための送電網４を備えている。この送電網４は、送電ライン６を介して、対象地域１内に敷設された内部電力系統（地域系統）７に、受電点において接続されている。
【００５０】
さらに、本実施形態による電力供給システムは、対象地域１の内部電力系統７を安定化させるための内部電力制御装置８を備えている。
【００５１】
そして、本実施形態による電力供給システムにおいては、集中型発電設備２と送電網４と各送電ライン６とを含む外部電力系統（商用系統）９から、内部電力系統７に供給可能な電力が、各対象地域１におけるピーク電力需要を満たすために必要な電力よりも小さい。
【００５２】
具体的な態様としては、各送電ライン６の送電容量が、各対象地域１におけるピーク電力需要に対応できない場合、送電網４の送電容量が、複数の対象地域１全体におけるピーク電力需要に対応できない場合、及び／又は、集中型発電設備２の発電容量が、複数の対象地域１全体におけるピーク電力需要に対応できない場合があげられる。
【００５３】
上述の分散型発電設備３及び蓄電装置５は、当該対象地域１における急激な電力需要変動にも対応して、対象地域１の内部電力系統７を安定化させることができる給電能力を有している。
【００５４】
そして、内部電力制御装置８は、内部電力系統７の受電電力及び周波数とその変動を送電ライン６からの受電点において計測し、その計測結果に基づいて、外部電力系統９と連系しつつ内部電力系統７を安定化させるための受電電力一定制御機能を有している。
【００５５】
また、内部電力制御装置８は、前記周波数の変動が所定の閾値を超えたと判断した場合に、内部電力系統７を外部電力系統９から切り離す機能を有している。
【００５６】
つまり、内部電力制御装置８は、外部電力系統９と内部電力系統７との受電点における周波数の変動および／又は変化率から外部電力系統９の状態を監視しつつ、外部電力系統９からの受電電力を一定に保ち、送電ライン６の容量に応じた許容値を超えないように、対象地域１内の分散型発電設備３や蓄電装置５に対して、給電増加指令又は給電減少指令を行う（受電電力一定制御）。これにより、対象地域１内の電力需給の同時同量が図られ、電力安定化を実現することができる。
【００５７】
一例としては、外部電力系統９からの受電電力として10MWを想定し、内部電力系統７の需要のピークを100MW程度と想定した場合、対象地域１内の大部分の電力を分散型発電設備３が担うことになる。
【００５８】
以下、内部電力制御装置８による受電電力の変化への対応について説明する。
【００５９】
外部電力系統９と内部電力系統７との受電点における外部電力系統９の受電電力が変化する例としては、例えば以下の２つのパターンがあげられる。
【００６０】
i) 対象地域１内の需要増又は分散型発電設備３の発電機が故障等により停止（トリップ）することにより、分散型発電設備３の発電電力の減少などを受け、通常10MWである外部電力系統９からの受電電力が例えば10.02MW等となる。
【００６１】
ii) 対象地域１内の需要減を受け、受電電力が減少する場合、通常10MWである外部電力系統９からの受電電力が例えば9.98MWとなる。
【００６２】
そして、上記２つのパターンにおける給電指令の考え方は以下の通りである。
【００６３】
例えば上記i)において、外部電力系統９からの受電電力を10MWに保つよう、内部電力制御装置８から対象地域１内の分散型発電設備３や蓄電装置５に対して給電減少指令を行う。
【００６４】
また上記ii)において、外部電力系統９からの受電電力を10MWに保つよう、内部電力制御装置８から対象地域１内の分散型発電設備３や蓄電装置５に対して給電増加指令を行う。
【００６５】
ここで、外部電力系統９の周波数変動が大きい場合には、その影響により、内部電力系統７の分散型発電設備３の発電電力が変動してしまう（ドループ特性）。そして、この分散型発電設備３の発電電力の変動により、外部電力系統９からの受電電力が変動するので、内部電力制御装置８はこれに対する制御も行う。
【００６６】
次に、内部電力制御装置８による周波数の変化への対応について説明する。
【００６７】
外部電力系統９と内部電力系統７との受電点における外部電力系統９の周波数が変化する例としては、例えば以下のパターンがあげられる。
【００６８】
i) 外部電力系統９の周波数が低下することにより、分散型発電設備３の発電電力がドループ特性により増加し、結果、受電電力が減少する場合。
【００６９】
ii) 外部電力系統９の周波数が上昇することにより、分散型発電設備３の発電電力がドループ特性により減少し、結果、受電電力が増加する場合。
【００７０】
そして、上記パターンにおける給電指令の考え方は以下の通りである。
【００７１】
上記i)、ii)において、外部電力系統９の周波数が変化すると発電機の発電電力は変化する特性がある。周波数がΔf変動すると、分散型発電設備３の発電電力の変動ΔPgenはΔPgen=−Δf×Dr（Dr:ドループ3〜5%）の関係があり、これに対応した外部電力系統９からの受電電力の増加ΔPinfはΔf×Drで計算できる。つまり、Δf×Drの電力を対象地域１内の分散型発電設備３や蓄電装置５から給電させることでこの受電電力の増加を抑えることができる。受電電力の減少を抑える場合も同じ要領で考える。
【００７２】
上記のような受電電力一定制御により内部電力系統７と外部電力系統９とで連系しつつ、外部電力系統９からの受電電力を超える内部電力系統７の需要増には以下のように対応する。
【００７３】
例えば、対象地域１における電力需要が、工業団地における生産増による電力消費量の増加や、集落における空調需要増による電力消費量の増加等によって、集中型発電設備２から送電網４・送電ライン６を介して対象地域１に供給できる電力を上回ったときには、内部電力制御装置８は、その電力需要に対する不足分の電力を供給するように分散型発電設備３及び／又は蓄電装置５に対して指令を送る。
【００７４】
これにより、分散型発電設備３の起動操作及び／又は蓄電装置５の充放電操作を含め、分散型発電設備３の発電量及び／又は蓄電装置５の充放電量が調整される。
【００７５】
一方、対象地域１における電力需要が、工業団地における生産減による電力消費量の減少や、集落における一時的な居住人口の減少（外出増）等によって、集中型発電設備２から送電網４・送電ライン６を介して対象地域１に供給できる電力を下回ったときには、内部電力制御装置８は、分散型発電設備３の停止操作及び／又は蓄電装置５の充放電操作を含め、分散型発電設備３の発電量及び／又は蓄電装置５からの放電量を調節する。
【００７６】
また、内部電力制御装置８は、更に外部電力系統９の異常時（急なトリップ等）に対象地域１の内部電力系統７を外部電力系統９から切り離し（系統解列）、自立系統とする機能も有す。加えて、自立系統となった内部電力系統７において、分散型発電設備３の発電電力を調整し、電圧、周波数を安定化させる機能も有している。これらの機能については後述する。
【００７７】
上記の通り、本実施形態による電力供給システムにおいては、対象地域１における実際の電力需要が、集中型発電設備２から送電網４・送電ライン６を介して対象地域１に供給できる電力を上回ったときには、内部電力制御装置８からの指令によって、対象地域１の内部に設置された分散型発電設備３及び／又は蓄電装置５からの電力によって、その不足分の電力が補填される。
【００７８】
従って、外部電力系統９からの受電電力のみでは対象地域１内のピーク電力需要を満たせない場合であっても、電力の需給バランスが崩れて内部電力系統７が不安定化し、停電が発生するようなことがなく、電力需給の同時同量を維持することができる。
【００７９】
なお、現在でも、ガスエンジンなどの分散型発電装置が事業所や工場などにおいて自家発電として用いられている例もあるが、この場合は、当該事業所や工場内の周波数の安定化は、外部電力系統９に依存しているのが一般的である。
【００８０】
即ち、この従来の例においては、外部電力系統自体が既に十分な電力供給能力を有しているので、それ自身が不安定になることはなく、分散型発電装置が対象地域の内部電力系統を安定化させることはない。
【００８１】
これに対して、本実施形態による電力供給システムにおいては、外部電力系統９（集中型発電設備２、送電網４、送電ライン６）からの給電能力を、この外部電力系統９のみでは各対象地域１のピーク電力需要に対応できないレベルに設定すると共に、内部電力制御装置８からの指令により、不足分の電力を、分散型発電設備３及び／又は蓄電装置５から供給することで、内部電力系統７の安定化を図っている。
【００８２】
なお、集中型発電設備２から供給される電力と、分散型発電設備３及び／又は蓄電装置５から供給される電力とを効率的に組み合わせ、或いは、分散型発電設備３を構成する複数の発電装置及び蓄電装置５からの電力を効率的に組み合わせるために、スマートメータなどスマートグリッド等における各種のスマート技術を適用することができる。
【００８３】
ここで、「スマートメータ」とは、通信機能や他の機器の管理機能を持つ高機能電力メーターのことであり、例えば電力会社と需要者の間をつないで電力使用量などのデータをやり取りしたり、需要先の家電製品などと接続してそれを制御したりすることができる。
【００８４】
また、「スマートグリッド（次世代送電網）」とは、ＩＴを活用して電力需給の最適化を図り、電力の安定供給を実現するための送配電線網のことである。
【００８５】
以上述べたように、本実施形態による電力供給システムによれば、外部電力系統９の給電能力を、対象地域１におけるピーク電力需要を下回る低いレベルに設定すると共に、対象地域１の内部に分散型発電設備３及び蓄電装置５を設置したので、発電送電インフラ（外部電力系統９）の建設・維持コストの増加を抑えつつ、対象地域１におけるピーク電力需要の増加に適切に対応することができる。
【００８６】
とりわけ、本実施形態による電力供給システム及びその構築方法は、脆弱な送電網が敷設されている新興国においても極めて有効であり、発電送電インフラの投資額を低く抑えつつ、特に地方エリアにおける電力需要の増大に適切に対処することができる。
【００８７】
ここで、新興国における地方エリアは、山岳地帯や離島に存在する場合も多く、送電網の敷設には多大のコストがかかるため、既存の脆弱な送電網をそのまま活用できることのメリットは極めて大きい。
【００８８】
また、集中型発電設備２は電力を安定的に生成することができるので、集中型発電設備２で安定したベースロードを確保しつつ、ピーク時には分散型発電設備３及び／又は蓄電装置５で対応することで、自然条件によって出力が変動する再生可能エネルギーが分散型発電設備３の一部に入ったとしても、内部電力系統７を安定的に運用することができる。
【００８９】
例えば、集中型発電設備２からの電力によって、社会基盤（交通網、通信網等）を維持するためのベースロードを連続的かつ安定的に供給しつつ、主としてピーク対応のために分散型発電設備３及び／又は蓄電装置５を使用するという運用方法も可能である。
【００９０】
この場合も、集中型発電設備２の発電容量、送電網４の送電容量、及び／又は送電ライン６の送電容量を、社会基盤の維持に必要なベースロードをまかなえるレベルに抑えることができるので、発電送電インフラの建設・維持コストを抑制することができる。
【００９１】
以下、本発明による電力供給システムの実施例（ケース１Ａ、３Ａ）、及び比較例（ケース２Ａ、１Ｂ−４Ｂ）のシミュレーション結果について、図３Ａ乃至図９Ｈを参照して説明する。
【００９２】
ケース１Ａ−３Ａのシミュレーション条件を表１に示し、ケース１Ｂ−４Ｂのシミュレーション条件を表２に示す。
【００９３】
【表１】
2014131389.tif 000003
【００９４】
【表２】
2014131389.tif 000004
【００９５】
図３Ａ−３Ｇに示したケース１Ａ（実施例）及び図５Ａ−５Ｇに示したケース３Ａ（実施例）は、内部電力系統（地域系統）７が外部電力系統（商用系統）９と５０Ｈｚで系統連系運転している状態から、５秒の時点で周波数変動が所定の閾値を超えた場合（例えば大規模発電所の一部トリップなど）である。ここで、周波数変動の閾値としては、周波数の絶対的な変化量又は変化率を用いることができる。
【００９６】
このように周波数変動が所定の閾値を超えた場合、内部電力系統（地域系統）７側の内部電力制御装置８でこれを判断して、外部電力系統（商用系統）９を切り離し（５秒の時点で系統解列）、同時に連系モードも断ち切る。そして、内部電力制御装置８により、分散型発電設備３を制御しながら、内部電力系統７にて自立運転を行うものである。
【００９７】
自立運転に切り替わると、それまで外部電力系統（商用系統）９から受電していた電力を負担しなければならないので、内部電力系統７においてはその分のマージンを素早く確保する必要がある。
【００９８】
そこで、ケース１Ａ、３Ａ（実施例）においては、自立運転直後は、応答性能の良いガスタービンの発電量を上げることによって電力の不足分を当初カバーし（図３Ｄ−３Ｅ、図５Ｄ−５Ｅ）、その後は蒸気タービンやガスエンジンで順次カバーする（図３Ｆ−３Ｇ、図５Ｆ−５Ｇ）。
【００９９】
なお、対象地域１での熱負荷は、蒸気タービンでなく別途ボイラを起動させ、当該ボイラに負担させることで蒸気タービンの発電量に影響を及ぼさないようにするのが好ましい。これらに次いで対象地域１の電力需要を下げるべく負荷自体を下げる措置をとることもできる。
【０１００】
一方、図６Ａ−９Ｈに示した比較例（ケース１Ｂ−４Ｂ）においては、商用系統周波数が２．５Ｈｚ下降又は上昇した場合、内部電力系統（地域系統）を外部電力系統（商用系統）から切り離すこと無く、ガスタービン等の分散型発電設備で対応している。
【０１０１】
なお、商用系統周波数の下降又は上昇を２．５Ｈｚとしたが、下降については集中型発電設備２における発電機トリップにより１０％出力低下した場合を、上昇については集中型発電設備２から電力供給を受ける別の対象地域１の停電により集中型発電設備２の負荷が１０％低下した場合を想定したものである。新興国では平時でも２％近い瞬時の周波数変動がみられ、上記のような集中型発電設備２のトリップ、別の対象地域１の停電があった場合、さらに大きな変動になることを考慮している。
【０１０２】
これらのケース（比較例）においては、図６Ｂ、図７Ｂ、図８Ｂ、図９Ｂから分かるように、受電電力の変動幅が大きいため、新興国などにおける脆弱な送電網及び送電ラインでは、この受電電力の変動に対応できない。
【０１０３】
例えば、受電電力１０ＭＷで制御する場合、外部電力系統（商用系統）において２．５Ｈｚの周波数上昇があった場合は、ケース２Ｂにおいては受電電力が６０ＭＷ（制御ありの場合は２５ＭＷ，ケース４）まで上昇するが、送電ラインの容量不足により、この受電電力の変動に対応できない。
【０１０４】
また、図４Ａ−４Ｇに示したケース２Ａ（比較例）は、周波数変動が生じた後、連系モードから自立モードに切り替えずに、連系モードのまま自立運転を行った場合を示している。この場合、図４Ａから分かるように、電源系統は安定しない。
【０１０５】
なお、図３Ａ−３Ｇに示したケース１Ａ（実施例）は、解列後、瞬時にモードが切り替わることを前提にしており、一方、図５Ａ−５Ｇに示したケース３Ａ（実施例）は、解列後１秒でモードが切り替わる場合を示している。ケース３Ａのシミュレーション結果から分かるように、モードの切り替えに多少時間がかかっても、内部電力系統（地域系統）７を安定化させることができる。
【符号の説明】
【０１０６】
１  対象地域
２  集中型発電設備（第一電源設備）
３  分散型発電設備（第二電源設備）
４  送電網
５  蓄電装置（第二電源設備）
６  送電ライン（引き込み線等）
７  内部電力系統（地域系統）
８  内部電力制御装置
９  外部電力系統（商用系統）
【図１】
2014131389.tif 000005
【図２】
2014131389.tif 000006
【図３Ａ】
2014131389.tif 000007
【図３Ｂ】
2014131389.tif 000008
【図３Ｃ】
2014131389.tif 000009
【図３Ｄ】
2014131389.tif 000010
【図３Ｅ】
2014131389.tif 000011
【図３Ｆ】
2014131389.tif 000012
【図３Ｇ】
2014131389.tif 000013
【図４Ａ】
2014131389.tif 000014
【図４Ｂ】
2014131389.tif 000015
【図４Ｃ】
2014131389.tif 000016
【図４Ｄ】
2014131389.tif 000017
【図４Ｅ】
2014131389.tif 000018
【図４Ｆ】
2014131389.tif 000019
【図４Ｇ】
2014131389.tif 000020
【図５Ａ】
2014131389.tif 000021
【図５Ｂ】
2014131389.tif 000022
【図５Ｃ】
2014131389.tif 000023
【図５Ｄ】
2014131389.tif 000024
【図５Ｅ】
2014131389.tif 000025
【図５Ｆ】
2014131389.tif 000026
【図５Ｇ】
2014131389.tif 000027
【図６Ａ】
2014131389.tif 000028
【図６Ｂ】
2014131389.tif 000029
【図６Ｃ】
2014131389.tif 000030
【図６Ｄ】
2014131389.tif 000031
【図６Ｅ】
2014131389.tif 000032
【図６Ｆ】
2014131389.tif 000033
【図６Ｇ】
2014131389.tif 000034
【図６Ｈ】
2014131389.tif 000035
【図７Ａ】
2014131389.tif 000036
【図７Ｂ】
2014131389.tif 000037
【図７Ｃ】
2014131389.tif 000038
【図７Ｄ】
2014131389.tif 000039
【図７Ｅ】
2014131389.tif 000040
【図７Ｆ】
2014131389.tif 000041
【図７Ｇ】
2014131389.tif 000042
【図７Ｈ】
2014131389.tif 000043
【図８Ａ】
2014131389.tif 000044
【図８Ｂ】
2014131389.tif 000045
【図８Ｃ】
2014131389.tif 000046
【図８Ｄ】
2014131389.tif 000047
【図８Ｅ】
2014131389.tif 000048
【図８Ｆ】
2014131389.tif 000049
【図８Ｇ】
2014131389.tif 000050
【図８Ｈ】
2014131389.tif 000051
【図９Ａ】
2014131389.tif 000052
【図９Ｂ】
2014131389.tif 000053
【図９Ｃ】
2014131389.tif 000054
【図９Ｄ】
2014131389.tif 000055
【図９Ｅ】
2014131389.tif 000056
【図９Ｆ】
2014131389.tif 000057
【図９Ｇ】
2014131389.tif 000058
【図９Ｈ】
2014131389.tif 000059
【図１０】
2014131389.tif 000060