(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力供給の独立系統と第１連系線を介して接続された複数台の第１発電機及び第１蓄電池のうち、当該第１蓄電池に対して制御指令を行う系統安定化装置であって、
前記複数台の前記第１発電機のうち運転中の前記第１発電機の定格出力に対して所定制限値を乗じてなる変化レート制限値を求めるパラメータ決定部と、
前記第１連系線において計測された前記第１発電機及び第１蓄電池の出力の合計値である連系点潮流値と、前記変化レート制限値を用いて時間的な変化が制限された連系点潮流値とに基づいて、前記第１蓄電池に与えるべき指令値を生成する制御ブロック部と
を備える、系統安定化装置。
【請求項２】
請求項１に記載の系統安定化装置であって、
前記パラメータ決定部は、
前記所定制限値を含む所定情報が記録された記録部と、
前記記録部に記録された前記所定情報と運転中の前記第１発電機に関する情報を含む運転情報とに基づいて前記変化レート制限値を算出する演算部と
を備える、系統安定化装置。
【請求項３】
請求項１または請求項２に記載の系統安定化装置であって、
前記制御ブロック部は、
前記変化レート制限値を用いて変化が制限された前記連系点潮流値を生成するレートリミッタと、
前記レートリミッタにより変化が制限される前後の前記連系点潮流値同士の差分を、前記指令値として生成する減算器と
を備える、系統安定化装置。
【請求項４】
請求項１に記載の系統安定化装置であって、
複数台の第２乃至第Ｎ発電機（Ｎは２以上の整数）が、それぞれの第２乃至第Ｎ連系線を介して前記独立系統に接続されており、
前記パラメータ決定部は、
運転中の前記第１発電機乃至前記第Ｎ発電機に関する情報を含む運転情報に基づいて、当該運転中の第１発電機乃至第Ｎ発電機全体の出力変化の合計値に課せられる制限を示す前記変化レート制限値と、ゲイン設定値とを求め、
前記制御ブロック部は、
前記連系点潮流値と、前記パラメータ決定部が求めた前記変化レート制限値及び前記ゲイン設定値とに基づいて前記指令値を生成する、系統安定化装置。
【請求項５】
請求項４に記載の系統安定化装置であって、
前記制御ブロック部は、
前記変化レート制限値を用いて変化が制限された入力値を生成するレートリミッタと、
前記レートリミッタにより変化が制限される前後の前記入力値同士の第１差分を生成する第１減算器と、
前記ゲイン設定値を乗じた前記第１差分を前記指令値として生成するゲイン回路と、
前記ゲイン回路により前記ゲイン設定値が乗じられる前後の前記第１差分同士の第２差分を生成する第２減算器と、
前記連系点潮流値と前記第２差分との第３差分を、前記レートリミッタへの前記入力値として生成する第３減算器と
を備える、系統安定化装置。
【請求項６】
請求項４に記載の系統安定化装置であって、
前記パラメータ決定部は、
所定制限値を含む所定情報が記録された記録部と、
前記記録部に記録された前記所定情報と前記運転情報とに基づいて前記変化レート制限値を算出するとともに、少なくとも前記運転情報に基づいて前記ゲイン設定値を算出する演算部と
を備える、系統安定化装置。
【請求項７】
請求項４に記載の系統安定化装置であって、
第２乃至第Ｎ蓄電池が、それぞれの前記第２乃至第Ｎ連系線を介して前記独立系統に接続されており、
前記パラメータ決定部は、
所定制限値を含む所定情報が記録された記録部と、
前記記録部に記録された前記所定情報と前記運転情報とに基づいて前記変化レート制限値を算出するとともに、少なくとも前記運転情報と、前記第１乃至第Ｎ蓄電池の容量とに基づいて前記ゲイン設定値を算出する演算部と
を備える、系統安定化装置。
【請求項８】
請求項４に記載の系統安定化装置であって、
前記制御ブロック部は、
前記第１連系線において計測された前記連系点潮流値である第１連系点潮流値の代わりに、前記第２乃至第Ｎ連系線において計測された前記複数台の第２乃至第Ｎ発電機の出力のそれぞれの合計値である第２乃至第Ｎ連系点潮流値のいずれかを用いて前記指令値を生成する、系統安定化装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、例えば離島に設けられた電力供給の独立系統と連系線を介して接続された複数台の発電機及び蓄電池のうち、当該蓄電池に対して制御指令を行う系統安定化装置に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
発電所では、時々刻々と変化する電力の需要に合わせて、発電機からの電力の供給を調整している。ここでいう電力の需要の変化は、需要家の消費する電力の変動以外にも、例えば、需要家や発電業者が設置した風力発電や太陽光発電などの自然エネルギー発電の変動、事故による解列による変動も含まれる。【０００３】
さて、発電機により供給される電力の周波数は、需要が多いと下がり、需要が少ないと上がる特徴を有する。しかし、電力の周波数が規定値から大きくずれると需要家の機器に悪影響が発生することがあり、さらに偏差が大きくなると発電設備にも影響が発生し、最悪の場合には停電が発生することが予想される。そこで、発電所では、電力の需供バランスをとることで、電力の周波数が規定値に維持されるように需給運用が行われている。通常は、発電機や発電機制御装置が、周波数のずれを検出した場合に、そのずれに応じて発電機の燃料の投入量を調整して供給電力を調整することにより、周波数を規定値に戻す制御を行っている。【０００４】
ただし、一般に、このような制御は遅れ制御となっているため、需給バランスの変化の速度が閾値を超える場合には制御が間に合わず、しばらくの間、周波数のずれが発生することになる。なお、この閾値は、発電機の運転状態（運転中の発電機の定格出力の合計）により異なるものとなっている。例えば、運転中の発電機の定格出力値の合計値が大きいほど、閾値は大きくなり、大きな変化速度に追従することが可能となる。【０００５】
発電機から供給される電力には以上のような特徴があるが、近年、上記閾値が変動しやすい自然エネルギーを電気エネルギーに変換する発電機の導入が進んでいることから、今後、上述のような周波数の不安定現象が発生する可能性が高くなると考えられる。このため、特許文献１に開示の技術のように、キャパシタとインバータ盤から構成される蓄電池設備（以下、単に「蓄電池」と記す）を追加し、発電機では適切に追従できない需要変動に対して、蓄電池の出力を追従させることで周波数を安定することが数多く検討されている。なお、このような系統安定化方式は、離島に限らず、大規模な電力系統においても検討されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】国際公開ＷＯ２００９／１２５８３４号パンフレット
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
さて、離島のような小規模の電力供給の独立系統では、需給バランスの変化が周波数に及ぼす影響が特に大きくなっている。また、上述したように、需給バランスのずれ量と周波数変化の大きさは、その時の発電機の運転状態によって異なる。【０００８】
これに対し、特許文献１には、システムが安定するゲインＧが、制御部により時定数Ｔ１，Ｔ２から決定される方法が記載されているが、時定数Ｔ１，Ｔ２の決定方法自体は明記されていない。このため、事前に時定数Ｔ１，Ｔ２を、発電機の運転状態を予測して予め決定しておく必要があると考えられる。【０００９】
しかし、一日を通じて発電機の運転台数は、昼間多く、夜間少ないという傾向があるように、通常、起動・停止される発電機の運転台数は、需要の変化に合わせて変更される。したがって、適切な時定数Ｔ１，Ｔ２を事前に決定することは困難である。特に、先行文献１に記載の技術を離島システムに適用した場合において、発電機の運転状況が上記の予測と異なった場合には、蓄電池による制御量が不足して周波数が規定値にすぐに戻らなくなったり、制御量が過剰となり逆方向に周波数が変動したりし、さらにゲインが大きい場合には発振現象が発生するという問題がある。【００１０】
そこで、本発明は、上記のような問題点を鑑みてなされたものであり、電力の周波数変化を抑制可能な技術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】
本発明に係る系統安定化装置は、電力供給の独立系統と第１連系線を介して接続された複数台の第１発電機及び第１蓄電池のうち、当該第１蓄電池に対して制御指令を行う。前記系統安定化装置は、前記複数台の前記第１発電機のうち運転中の前記第１発電機の定格出力に対して所定制限値を乗じてなる変化レート制限値を求めるパラメータ決定部と、前記第１連系線において計測された前記第１発電機及び第１蓄電池の出力の合計値である連系点潮流値と、前記変化レート制限値を用いて時間的な変化が制限された連系点潮流値とに基づいて、前記第１蓄電池に与えるべき指令値を生成する制御ブロック部とを備える。
【発明の効果】
【００１２】
本発明によれば、時々刻々と変化する第１発電機の運転情報に基づいて、運転中の第１発電機全体の出力変化の合計値に課せられる制限を示す変化レート制限値を求め、連系点潮流値及び変化レート制限値に基づいて、第１蓄電池に与えるべき指令値を生成する。したがって、第１発電機の運転状況や連系点潮流値が変化しても、主に第１蓄電池の出力を用いてそれらの変化に対応することができる。また、運転中の第１発電機全体の出力変化を電力の周波数に影響を与えないように制限することができることから、電力の周波数変化を抑制することができる。
【図面の簡単な説明】
【００１３】
【図１】実施の形態１に係る系統安定化装置及びそれを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。
【図２】実施の形態１に係るパラメータ決定部の構成を示すブロック図である。
【図３】実施の形態１に係る制御ブロック部の構成を示すブロック図である。
【図４】実施の形態１に係るレートリミッタの動作を示す図である。
【図５】実施の形態１に係る系統安定化装置と比較される動作を示す図である。
【図６】実施の形態１に係る系統安定化装置と比較される動作を示す図である。
【図７】実施の形態１に係る系統安定化装置の動作を示す図である。
【図８】実施の形態１に係る系統安定化装置と比較される動作を示す図である。
【図９】実施の形態１に係る系統安定化装置の動作を示す図である。
【図１０】実施の形態２に係る系統安定化装置及びそれを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。
【図１１】実施の形態２に係るパラメータ決定部の構成を示すブロック図である。
【図１２】実施の形態２に係る制御ブロック部の構成を示すブロック図である。
【図１３】実施の形態２に係る系統安定化装置の動作を示す図である。
【図１４】実施の形態３に係る系統安定化装置及びそれを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。
【図１５】関連系統安定化装置及びそれを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。
【図１６】関連系統安定化装置の変動検出ブロックの構成を示すブロック図である。
【図１７】実施の形態４に係る系統安定化装置及びそれを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。
【図１８】実施の形態４に係る制御ブロック部の構成を示すブロック図である。
【図１９】変形例に係る系統安定化装置及びそれを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。
【発明を実施するための形態】
【００１４】
＜実施の形態１＞
まず、本発明に係る実施の形態に係る系統安定化装置について説明する前に、これと関連する系統安定化装置（以下「関連系統安定化装置」）について説明する。
【００１５】
図１５は関連系統安定化装置と、それを備える系統安定化システムとの構成を示すブロック図である。図１５に示すように、関連系統安定化装置８１、複数台の発電機８２及び蓄電池８３は、連系線８４を介して電力系統８５と接続されている。ここでの電力系統８５は、離島に設けられる小規模な電力供給の独立系統を想定しており、関連系統安定化装置８１、発電機８２及び蓄電池８３は、電力系統８５の一部を担う分散型の配電系統（マイクログリッド）を構成している。
【００１６】
離島に導入される発電機８２では、需要変化に対するガバナの制御特性がそろえられており、各発電機８２の出力（電力供給）が、均等に負荷（電力需要）に追従するように調整されている。このため、需要の急変や自然エネルギーの出力変動、あるいは自然エネルギーの発電機の故障や事故による解列に伴う急峻な負荷変動が生じた場合には、運転中の発電機８２が、その変動分の出力を均等な比率で分担するように構成されている。このような発電機８２によれば、電力需要の変化に対してある程度対応することが可能となっている。
【００１７】
しかし、電力需要の変化があまりにも急激である場合には、発電機８２の出力は急峻に応答できても、発電機８２の動力である燃料系（内燃力発電機であればディーゼル原動機、気力発電機であればボイラなど）の応答速度が遅く、燃料系の応答は瞬時に追従できない。そのため、この場合には、発電機８２の回転子がもつ回転エネルギーに関し、燃料系の機械的入力によるエネルギー供給と、電気エネルギーに変換されることによるエネルギー消費とが大きく乖離することになる。この結果、電力の需要と供給のバランスが取れていないアンバランスな状況が継続すると、発電機の回転エネルギーが基準値よりも減少あるいは増加し、系統全体の周波数が徐々に低下したり上昇したりするという不安定現象が発生する。
【００１８】
このような不安定現象は電力系統の規模が小さいほど顕著に現れる。そこで、離島のような小規模な電力系統に自然エネルギーの電力を大量に導入することが想定されている場合には、安定な周波数で高速な出力調整が可能な蓄電池８３が設けられている。このような蓄電池８３を備えた構成によれば、周波数の不安定現象をより抑制することが可能となる。
【００１９】
次に、蓄電池８３及び関連系統安定化装置８１の構成例について説明する。
【００２０】
図１５に示されるように、蓄電池８３は、例えば、インバータなどからなる電力変換器８３ａと、電気二重層キャパシタなどの充電・放電部８３ｂとから構成されている。電力変換器８３ａは、関連系統安定化装置８１の制御指令に応じて、蓄電池８３に入力される交流電力を直流電力に変換して充電・放電部８３ｂに充電したり、充電・放電部８３ｂから放電された直流電力を交流電力に変換して蓄電池８３から出力したりする。
【００２１】
関連系統安定化装置８１は、制御ブロック部９１を備えている。この制御ブロック部９１は、検出器８６及び検出器８７で検出された電力の周波数に基づいて、電力変換器８３ａに制御指令を出力する。
【００２２】
図１６は、制御ブロック部９１に備えられた変動検出ブロック９２の構成を示すブロック図である。この図１６に示すように制御ブロック部９１の変動検出ブロック９２は、一次遅れ特性の第１及び第２フィルタ９３，９４と、減算器９５と、加算器９６とを備えている。ここで、変動検出ブロック９２の通過帯域周波数において、高周波数側の遮断周波数をｆ１とし、低周波数側の遮断周波数をｆ２とする。
【００２３】
第１フィルタ９３は、遮断周波数をｆ１としたノイズ除去用ローパスフィルタであり、その時定数はＴ１（＝１／（ｆ１））となっている。第２フィルタ９４は、遮断周波数をｆ２とした変動検出時間を設定するためのローパスフィルタであり、その時定数はＴ２（＝１／（ｆ２））となっている。減算器９５は、第１フィルタ９３から出力された信号と、第２フィルタ９４から出力された信号とを減算して出力する。加算器９６は、減算器９５の出力を第１及び第２フィルタ９３，９４にフィードバックするフィードバック回路を構成している。
【００２４】
このような関連系統安定化装置８１からなるマイクログリッドが単独系統として運転する場合には、電力の周波数の変化が検出されて、蓄電池８３の出力が補正（制御）される。しかし、上述したように、周波数の変化は需給バランスのずれに応じて徐々に発生するものであり、周波数の変化を検出して蓄電池８３の出力を制御する以上、短い時間で周波数のずれを小さくすることはできない。しかも、起動・停止される発電機８２の運転台数は、需要の変化に合わせて変更されることから、適切な時定数Ｔ１，Ｔ２を事前に決定することは困難である。
【００２５】
これに対して、本発明の実施の形態１〜３のいずれかに係る系統安定化装置によれば、電力の周波数変化を抑制可能となっている。以下、当該系統安定化装置について説明する。
【００２６】
図１は、本発明の実施の形態１に係る系統安定化装置と、それを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。図１に示すように、系統安定化装置１、複数台の第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａは、第１連系線４ａを介して離島系統５（離島における電力供給の独立系統）と接続されている。なお、ここでは、系統安定化装置１、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａは、同一の発電所に設置されているものとする。また、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａは、上述の発電機８２及び蓄電池８３と同様であることから、これらについての説明は省略する。
【００２７】
需給制御装置６は、離島系統５における需給バランスを判断しながら、第１発電機２ａに起動指令・出力指令を出力することにより、第１発電機２ａの起動・出力を制御する。また、需給制御装置６は、運転中の第１発電機２ａに関する情報を含む運転情報を、系統安定化装置１に定期的に出力する。なお、ここでは、運転情報は、現在運転中の第１発電機２ａ全体の定格出力の合計値を示す情報であるものとする。
【００２８】
第１連系線４ａに設けられた第１計測器９ａは、第１連系線４ａにおける第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力（有効電力）の合計値を定期的に計測する。なお、第１計測器９ａで計測される当該合計値を、以下「連系点潮流値」または「第１連系点潮流値」と記すこともある。第１計測器９ａは、計測した連系点潮流値を、系統安定化装置１に定期的に出力する。
【００２９】
系統安定化装置１は、需給制御装置６からの運転情報と、第１計測器９ａからの連系点潮流値とに基づいて、第１蓄電池３ａの出力を制御するための制御指令を第１蓄電池３ａに対して行う。本実施の形態では、この系統安定化装置１は、図１に示すように、パラメータ決定部１１と、制御ブロック部２１とを備えている。
【００３０】
パラメータ決定部１１は、需給制御装置６からの運転情報に基づいて、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化の合計値に課せられる制限を示す変化レート制限値（出力変化レート制限値）を求め、当該変化レート制限値を制御ブロック部２１に出力する。制御ブロック部２１は、第１計測器９ａからの連系点潮流値（第１連系線４ａにおける第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力の合計値）と、パラメータ決定部１１が求めた変化レート制限値とに基づいて、第１蓄電池３ａに与えるべき指令値（制御指令）を生成し、当該指令値を第１蓄電池３ａに出力する。
【００３１】
図２は、パラメータ決定部１１の構成を示すブロック図である。図２に示すように、パラメータ決定部１１は、記録部１２と、演算部１３とを備える。
【００３２】
記録部１２には、例えばキーボードやタッチパネル、または通信手段などの何らかの書換手段を用いて書き換え可能なレート制限値（所定制限値）が記録されている。例えば、運転中の第１発電機２ａの１分間の出力変化が定格出力の３％以内である場合に、第１発電機２ａが出力する電力の周波数にほとんど影響がない場合には、レート制限値は（３％）／（１分）と規定される。つまり、運転中の第１発電機２ａの電力の周波数にほとんど影響が生じない当該第１発電機２ａの出力変化を、その定格出力で割った値が、レート制限値として記録されている。なお、ここでは、離島の中の全ての第１発電機２ａのレート制限値が同一となるように調整されているものとする。
【００３３】
演算部１３は、記録部１２に記録された上述のレート制限値と、需給制御装置６からの運転情報（ここでは運転中の第１発電機２ａ全体の定格出力の合計値）とに基づいて、次式（１）に示す乗算を行うことにより、変化レート制限値を算出する。そして、演算部１３は、算出した変化レート制限値を制御ブロック部２１に出力する。
【００３４】
【数１】
0005843956.tif 000002
【００３５】
変化レート制限値は、上述したように、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化の合計値に課せられる制限を示す。したがって、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化が、ここで算出された変化レート制限値により制限されると、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化が、電力の周波数に影響を与えずに連系点潮流値を変更可能な範囲内に制限可能になる。
【００３６】
なお、以上の説明では、運転情報は、運転中の第１発電機２ａ全体の定格出力の合計値を示すものとしたが、運転中の第１発電機２ａに関する情報を含むのであれば、これに限ったものではない。例えば、複数台の第１発電機２ａの定格出力が互いに同一に調整されており、かつ、第１発電機２ａの１台当たりの定格出力（所定情報）が上記レート制限値とともに記録部１２に記録されている場合には、運転情報は、運転中の第１発電機２ａの台数を示してものであってもよい。この場合には、演算部１３は、レート制限値と、１台の定格出力と、運転中の第１発電機２ａの台数との乗算を行うことにより、変化レート制限値を算出する。
【００３７】
また別の例として、複数台の第１発電機２ａの定格出力が互いに異なり、かつ、各第１発電機２ａの定格出力が上記レート制限値とともに記録部１２に記録されている場合には、運転情報は、第１発電機２ａのＯＮ／ＯＦＦを示すものであってもよい。この場合には、演算部１３は、レート制限値と、ＯＮに対応する第１発電機２ａの定格出力の合計値との乗算を行うことにより、変化レート制限値を算出する。
【００３８】
図３は、制御ブロック部２１の構成を示すブロック図である。図３に示すように、制御ブロック部２１は、レートリミッタ２２と、減算器２３とを備える。
【００３９】
レートリミッタ２２には、第１計測器９ａからの連系点潮流値と、パラメータ決定部１１からの変化レート制限値とが入力される。このレートリミッタ２２は、変化レート制限値を用いて時間的な変化が制限された連系点潮流値を生成する回路である。本実施の形態では、レートリミッタ２２は、入力された連系点潮流値の変化が変化レート制限値以下である場合には、連系点潮流値をそのまま出力する。一方、レートリミッタ２２は、入力された連系点潮流値の変化が変化レート制限値を超える場合には、その変化が変化レート制限値となるように変更された連系点潮流値を出力する。
【００４０】
図４は、レートリミッタ２２の動作を示す図である。この図４では、レートリミッタ２２に入力された連系点潮流値が破線、変化レート制限値に対応する傾きを持つ直線が一点鎖線、レートリミッタ２２から出力される連系点潮流値が実線で示されている。この図４に示すように入力された連系点潮流値がステップ状に変化した場合には、レートリミッタ２２は、しばらくの間（図４に示す例ではｔ１〜ｔ２の間）、変化レート制限値の傾きで変化する連系点潮流値を出力する。そして、入力された連系点潮流値と出力する連系点潮流値と等しくなった時点（図４に示す例ではｔ２）以降に、レートリミッタ２２は、入力された連系点潮流値をそのまま出力する。
【００４１】
図３に戻って、減算器２３には、第１計測器９ａからの連系点潮流値と、レートリミッタ２２からの連系点潮流値とが入力される。この減算器２３は、レートリミッタ２２により変化が制限される前後の連系点潮流値同士の差分（第１計測器９ａからの連系点潮流値と、レートリミッタ２２からの連系点潮流値との差分）を、指令値として生成する。減算器２３で生成された指令値を示す信号は、アナログ値またはデジタル値として第１蓄電池３ａに出力される。
【００４２】
第１蓄電池３ａは系統安定化装置１から指令値を受け取ると、当該指令値と一致するような電力値を出力する。なお、需給制御装置６は、レートリミッタ２２の出力の値を受け取る、あるいは、それと同じ値を自身で生成し、その値に基づいて運転中の第１発電機２ａの出力を制御する。
【００４３】
図５〜図７は、以上の構成からなる本実施の形態に係る系統安定化装置１の効果を示す図である。なお、図７は、本実施の形態に係る系統安定化装置１により実現される動作であり、図５及び図６は、本実施の形態に係る系統安定化装置１と比較される動作である。また、図５（ａ），６（ａ），７（ａ）は、需要電力の時間変化を示す図であり、図５（ｂ），６（ｂ），７（ｂ）は、発電機出力の時間変化を示す図であり、図５（ｃ），６（ｃ），７（ｃ）は、蓄電池出力の時間変化を示す図であり、図５（ｄ），６（ｄ），７（ｄ）は、蓄電池出力の周波数の時間変化を示す図である。
【００４４】
図５には、第１蓄電池３ａの出力調整を行わなかった場合の動作が示されている。この場合には、図５（ｃ）に示されるように、需要電力のステップ状の増加に対して、第１蓄電池３ａは追従せず、図５（ｂ）に示されるように、第１発電機２ａのみが追従することになる。上述したように、ガバナによる原動機側の制御は時間的に間に合わないため、第１発電機２ａの回転子の回転エネルギーに関し、原動機からの機械的入力によるエネルギー供給よりも、電気エネルギーに変換されることによるエネルギー消費の方が大きくなる。
【００４５】
この結果、図５（ｄ）に示されるように、電力の周波数が大きく低下する。その後、この周波数低下をガバナが検出し、原動機側から与えられる回転エネルギーが増加され、電力の周波数が回復していくものの、一時的に発生した電力の周波数低下により、需要家の機器に悪影響などが生じると予測される。
【００４６】
図６には、第１蓄電池３ａの出力調整は行うが、周波数計測情報を用いて第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａの出力を制御する場合の動作が示されている。この場合には、需要電力のステップ状の増加に対して、図６（ｃ）に示されるように、第１蓄電池３ａの出力が大きくなる。しかし、実際の周波数の偏差を検出し、周波数基準値と比較して制御を行うため、周波数の変化が小さい期間は制御が行われず、第１蓄電池３ａの出力は徐々にしか大きくならない。
【００４７】
この結果、図６（ｄ）に示されるように、周波数変動（周波数の不安定現象）は、図５（ｄ）に示した場合（第１蓄電池３ａの出力調整を行わない場合）よりも抑制されるものの、その変動は比較的大きく、その期間も比較的長くなる。なお、第１蓄電池３ａの出力の立ち上がりを早くすることだけを実現するのであれば、ゲインを大きくしたり、微分制御を追加したりする方法が考えられる。
【００４８】
図７には、本実施の形態に係る系統安定化装置１により実現される動作が示されている。需要電力のステップ状の増加に対して、図７（ｂ）に示されるように、需要電力の変化に対して第１発電機２ａの出力は瞬時に追従するが、その一方で、需要電力の変化が連系点潮流値として検出される。この連系点潮流値での変化が、第１発電機２ａの電力の周波数に影響を与えるほど大きい場合には、第１発電機２ａの電力の周波数に影響が出ない範囲で第１発電機２ａに出力させるとともに、連系点潮流値と第１発電機２ａの当該出力との差を、即座に第１蓄電池３ａに出力するように指令する。
【００４９】
そのため、図７（ｃ）に示されるように需要電力の変化分は第１蓄電池３ａの出力によって補われるとともに、第１発電機２ａの出力はすぐにもとの値とほぼ同じ値に戻る（低減する）。この結果、第１発電機２ａの出力は、周波数に影響を与えない値となることから、図７（ｄ）に示されるように電力の周波数変化はごくわずかとなる。
【００５０】
次に、図８及び図９を用いて、離島システムの中で落雷などによる系統事故が発生した場合の動作例を説明する。なお、図９は、本実施の形態に係る系統安定化装置１により実現される動作であり、図８は、本実施の形態に係る系統安定化装置１と比較される動作である。
【００５１】
図８は、第１蓄電池３ａの出力調整を行わなかった場合の動作が示されている。ここで、系統事故が発生した場合には、事故発生中の送電線は送電能力がなくなるため第１発電機２ａから離島系統５に電力を送ることができなくなる。しかし、上述したように、第１発電機２ａの原動機は即座には出力を制御することができない。
【００５２】
したがって、第１発電機２ａの回転子の回転エネルギーに関し、機械的入力によるエネルギー供給が、電気エネルギーに変換されることによるエネルギー消費よりも大きくなり、ローカル側（系統安定化装置１、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａ側）の電力の周波数が高くなる。このため、事故の継続時間や第１発電機２ａの運転状態によっては、事故復帰後に離島系統５側の位相角と、第１発電機２ａの位相角とが大きくずれ、同期が取れなくなり、その結果として、図８に示される加速脱調現象が発生することがある。
【００５３】
それに対し、図９に示すように、本実施の形態に係る系統安定化装置１を導入すると、系統事故による連系点潮流値の低下を検出した場合に、第１発電機２ａの過剰な出力（電気エネルギー）を第１蓄電池３ａが充電するように、第１蓄電池３ａに対して充電指令を行う。このため、事故中においても、第１発電機２ａの回転エネルギーにおける機械的入力と電気的出力とが一致するため、位相角のずれを抑制することができ、加速脱調現象を抑制することができるという効果も得られる。
【００５４】
以上をまとめると、本実施の形態に係る系統安定化装置１によれば、時々刻々と変化する第１発電機２ａの運転情報に基づいて、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化の合計値に課せられる制限を示す変化レート制限値を求め、連系点潮流値及び変化レート制限値に基づいて、第１蓄電池３ａに与えるべき指令値を生成する。したがって、第１発電機２ａの運転状況や連系点潮流値が変化しても、主に第１蓄電池３ａの出力を用いてそれらの変化に対応することができる。また、運転中の第１発電機２ａ全体の出力変化を電力の周波数に影響を与えないように制限することができることから、電力の周波数変化を抑制することができる。さらに、加速脱調現象も抑制することができる。
【００５５】
なお、以上においては、系統安定化装置１と第１蓄電池３ａとを別個に設置した場合について説明した。しかしこれに限ったものではなく、例えば、パラメータ決定部１１及び制御ブロック部２１を第１蓄電池３ａの制御盤に機能的に設けることにより、系統安定化機能を有する第１蓄電池３ａとしてもよい。
【００５６】
＜実施の形態２＞
図１５に示した上述の関連系統安定化装置８１にて、系統連系時に連系点潮流値（連系線８４の発電機８２及び蓄電池８３の出力の合計値）を検出し、マイクログリッド内部の負荷や分散型電源の出力変動に起因する潮流変化を、蓄電池８３を用いて平滑化する制御が近年提案されている。
【００５７】
しかし、実運用上では、電力系統８５は、連系線８４を介してローカルの発電機８２とだけ接続されているのではなく、連系線８４とは別の連系線を介して接続された外部の発電機とも接続されている。このような構成において、電力系統８５全体の需給バランスに変化が生じると、ローカルの発電機８２だけでなく、外部の発電機も応答することになる。
【００５８】
したがって、電力系統８５全体の需給バランスを安定化させるためには、提案されている制御方法のように、ローカルの発電機８２及び蓄電池８３の出力電力だけを考慮するのは適切ではないと考えられる。そこで、本発明の実施の形態２に係る系統安定化装置１では、電力系統８５側に別の連系線８４を介して接続された外部発電機の運転状態を考慮することが可能となっている。
【００５９】
図１０は、本実施の形態に係る系統安定化装置と、それを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態に係る系統安定化装置等において、実施の形態１で説明した構成要素と同一または類似するものについては同じ符号を付し、実施の形態１と異なる点を中心に説明する。
【００６０】
図１０に示されるように、複数台の第２乃至第Ｎ発電機（外部発電機）が、それぞれの第２乃至第Ｎ連系線を介して離島系統５に接続されている。ここでは、Ｎ＝２、すなわち複数台の第２発電機２ｂが、第２連系線４ｂを介して離島系統５に接続されている場合について説明するが、これに限ったものではなく、Ｎは２以上の任意の整数であればよい。また、ここでは、系統安定化装置１、第１発電機２ａ（ローカル発電機）、及び、第１蓄電池３ａは、ローカル発電所７ａに設置されており、第２発電機２ｂは、蓄電池が設置されていない外部発電所７ｂに設置されているものとする。
【００６１】
本実施の形態では、需給制御装置６は、離島系統５における需給バランスを判断しながら、第１及び第２発電機２ａ，２ｂに起動指令・出力指令を出力することにより、第１及び第２発電機２ａ，２ｂの起動・出力を制御する。また、需給制御装置６は、運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂに関する情報を含む運転情報を、系統安定化装置１に定期的に出力する。なお、ここでは、運転情報は、現在運転中の第１発電機２ａ全体の定格出力の合計値と、現在運転中の第２発電機２ｂ全体の定格出力の合計値とを示す情報であるものとする。
【００６２】
系統安定化装置１のパラメータ決定部１１は、運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂに関する情報を含む運転情報に基づいて、当該運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂ全体の出力変化の合計値に課せられる制限を示す変化レート制限値と、ゲイン設定値とを求める。
【００６３】
つまり、本実施の形態では、パラメータ決定部１１は、実施の形態１で説明した変化レート制限値だけでなく、ゲイン設定値も求める。このゲイン設定値は、第１発電機２ａの応答が反映される、ローカル発電所７ａの連系点潮流値の計測値から、第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂの応答が反映される、離島系統５全体の需給バランスを算出するためのパラメータであり、後述するように制御ブロック部２１において用いられる。
【００６４】
図１１は、パラメータ決定部１１の構成を示すブロック図である。図１１に示すように、本実施の形態に係るパラメータ決定部１１は、実施の形態１に係るパラメータ決定部１１と同様に、記録部１２と、演算部１３とを備える。
【００６５】
記録部１２には、上述のレート制限値（所定制限値）が記録されている。なお、ここでは、離島の中の全ての第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂのレート制限値が同一となるように調整されているものとする。
【００６６】
演算部１３は、実施の形態１と同様に、記録部１２に記録されたレート制限値と、需給制御装置６からの運転情報（ここでは運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂ全体の定格出力の合計値）とに基づいて、次式（２）に示す乗算を行うことにより、変化レート制限値を算出する。なお、第１乃至第Ｎ発電機が離島系統５に接続されている場合には、次式（２）の「運転中の第１及び第２発電機の定格合計」を「運転中の第１乃至第Ｎ発電機の定格合計」に置き換えたものを用いて変化レート制限値を算出する。
【００６７】
【数２】
0005843956.tif 000003
【００６８】
演算部１３は、この変化レート制限値の算出を行うとともに、少なくとも運転情報に基づいてゲイン設定値を算出する。ここでは、演算部１３は、運転情報が示す運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂの定格出力の合計値と、運転情報が示す運転中の第１発電機２ａの定格出力の合計値とから、次式（３）に示す演算を行うことにより、ゲイン設定値を算出する。なお、第１乃至第Ｎ発電機が離島系統５に接続されている場合には、次式（３）の「運転中の第１及び第２発電機の定格合計」を「運転中の第１乃至第Ｎ発電機の定格合計」に置き換えたものを用いてゲイン設定値を算出する。
【００６９】
【数３】
0005843956.tif 000004
【００７０】
なお、運転情報が、運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂの台数を示している場合には、実施の形態１で説明したように、記録部１２に記録されている、第１発電機２ａ（第２発電機２ｂ）の１台当たりの定格出力（所定情報）を用いて、ゲイン設定値を算出してもよい。
【００７１】
さて、図１０に示される制御ブロック部２１は、第１計測器９ａからの連系点潮流値と、パラメータ決定部１１が求めた変化レート制限値及びゲイン設定値とに基づいて、上述の指令値を生成し、当該指令値を第１蓄電池３ａに出力する。
【００７２】
図１２は、制御ブロック部２１の構成を示すブロック図である。図１２に示すように、本実施の形態に係る制御ブロック部２１は、レートリミッタ２２と、第１減算器２５と、ゲイン回路２６と、第２及び第３減算器２７，２８とを備えている。
【００７３】
レートリミッタ２２は、変化レート制限値を用いて変化が制限された入力値（第３減算器２８の出力値）を生成する。なお、変化レート制限値を用いて制限する動作は、実施の形態１で説明した動作と同じである。
【００７４】
第１減算器２５には、レートリミッタ２２により変化が制限される前後の入力値同士の第１差分を生成し、当該第１差分をゲイン回路２６及び第２減算器２７に出力する。
【００７５】
ゲイン回路２６は、第１減算器２５からの第１差分に、パラメータ決定部１１（演算部１３）で求めたゲイン設定値を乗じて増幅し、それによって得られた値を、第１蓄電池３ａに与えるべき指令値（制御指令）として生成する。つまり、本実施の形態では、ゲイン回路２６の増幅により、ローカル発電所７ａの連系点潮流値の計測値から、離島系統５全体の需給バランスが算出される。これにより、第１蓄電池３ａに対して、離島系統５全体の周波数を安定させるための制御指令を出力することができる。
【００７６】
一方、第１蓄電池３ａの出力は、ローカル発電所７ａの出力に合算されることから、第１計測器９ａで計測される連系点潮流値に影響を与える。この影響を補正するために、第２及び第３減算器２７，２８が追加されている。
【００７７】
ここでは、第２減算器２７は、ゲイン回路２６によりゲイン設定値が乗じられる前後の第１差分同士の第２差分を生成する。これにより、離島系統５全体を安定化させるために第１蓄電池３ａの出力を増加させた増加分（差分値）が得られる。第３減算器２８は、第１計測器９ａからの連系点潮流値と第２差分との第３差分を、レートリミッタ２２への入力値として生成する。これにより通常計測されるはずの連系点潮流値（第１蓄電池３ａが使用されない状況下における第１発電機２ａの出力）がレートリミッタ２２に入力されることになる。
【００７８】
次に、図１２及び図１３を用いて、以上の構成からなる本実施の形態に係る系統安定化装置１の動作について説明する。なお、図１３（ａ）は、需給バランスの時間変化を示す図であり、図１３（ｂ）は、ローカル発電機出力（第１発電機の出力）及び外部発電機出力（第２発電機の出力）の時間変化を示す図であり、図１３（ｃ）は、第１蓄電池出力の時間変化を示す図であり、図１３（ｄ）は、連系点潮流値の時間変化を示す図である。
【００７９】
ステップ状の需給バランスの変化に対して、図１３（ｂ）に示されるように、ローカル発電所７ａの第１発電機２ａと、外部発電所７ｂの第２発電機２ｂが運転状態に応じて出力分担する。この比率は、第１発電機２ａと第２発電機２ｂの定格出力の比率によって決まっており、例えば第１発電機２ａの定格合計の比率が６０、第２発電機２ｂの定格合計の比率が４０の場合、パラメータ決定部１１は、ゲイン設定値を、上式（３）から１００／６０＝１．６７と算出する。
【００８０】
ここで、離島系統５全体の需給バランスが「５０」に変化すると、第１発電機２ａが「３０」の電力を出力し、第２発電機２ｂが「２０」の電力を出力する。これに伴い、第１発電機２ａの出力変化量が、第１計測器９ａで計測される第１連系線４ａの連系点潮流値に反映される。そして、ゲイン回路２６の増幅により、第１発電機２ａが出力する「３０」を１．６７倍した「５０」の電力を出力するように系統安定化装置１から第１蓄電池３ａに制御指令が出力され、図１３（ｃ）に示されるように、第１蓄電池３ａは「５０」の電力を出力する。そうすると、需給バランスと第１蓄電池３ａの出力とが一致することから、第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂの出力はほぼ「０」に戻る。結果として、第１計測器９ａは、図１３（ｄ）に示されるように、第１蓄電池３ａが出力する「５０」の電力を、連系点潮流値として計測する。
【００８１】
一方、図１２に示される制御ブロック部２１においては、ゲイン回路２６により増幅される前の信号は「３０」、ゲイン回路２６により増幅された後の信号は「５０」であることから、第２減算器２７が生成する第２差分は「２０」となる。また、第１計測器９ａで計測された連系点潮流値は「５０」、第２差分は「２０」であることから、第３減算器２８が生成する第３差分、つまりレートリミッタ２２の入力値は「３０」となる。この状態は、離島系統５全体の需給バランスが変化する直前の値と同一であることから、本制御回路により安定に動作できることが分かる。
【００８２】
以上のように、本実施の形態に係る系統安定化装置１によれば、第１発電機２ａ以外に第２乃至第Ｎ発電機が離島系統５に接続されている場合にも、需給制御装置６と連携することにより、第１蓄電池３ａを用いて需要変化量を適切に補正することができる。
【００８３】
＜実施の形態３＞
図１４は、本実施の形態に係る系統安定化装置と、それを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態に係る系統安定化装置等において、実施の形態２で説明した構成要素と同一または類似するものについては同じ符号を付し、実施の形態２と異なる点を中心に説明する。
【００８４】
本実施の形態では、実施の形態２の構成と同様に、系統安定化装置１と、複数台の第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａとが第１連系線４ａを介して離島系統５に接続され、複数台の第２発電機２ｂが第２連系線４ｂを介して離島系統５に接続されている。一方、本実施の形態では、実施の形態２の構成と異なり、別の系統安定化装置１及び第２蓄電池３ｂが第２連系線４ｂを介して離島系統５に接続されている。ただし、これに限ったものではなく、第２乃至第Ｎ蓄電池が、それぞれの第２乃至第Ｎ連系線を介して離島系統５に接続される構成であってもよい。
【００８５】
ここでは、系統安定化装置１、複数台の第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａは、ローカル発電所７ａに設置されており、別の系統安定化装置１、複数台の第２発電機２ｂ及び第２蓄電池３ｂは、外部発電所７ｂに設置されているものとする。
【００８６】
なお、第２連系線４ｂに設けられた第２計測器９ｂは、第２連系線４ｂにおける第２発電機２ｂ及び第２蓄電池３ｂの出力（有効電力）の合計値である連系点潮流値を定期的に計測する。そして、第２計測器９ｂは、計測した連系点潮流値を、外部発電所７ｂの系統安定化装置１に定期的に出力する。
【００８７】
本実施の形態に係る需給制御装置６は、運転中の第１及び第２発電機２ａ，２ｂに関する情報を含む運転情報を、ローカル発電所７ａ及び外部発電所７ｂの系統安定化装置１に定期的に出力する。なお、ここでは、運転情報は、現在運転中の第１発電機２ａ全体の定格出力の合計値と、現在運転中の第２発電機２ｂ全体の定格出力の合計値とを示す情報であるものとする。
【００８８】
次に、本実施の形態に係る系統安定化装置１が備えるパラメータ決定部１１及び制御ブロック部２１について説明する。なお、本実施の形態に係るパラメータ決定部１１は、実施の形態２に係るパラメータ決定部１１の構成（図１１）と同様に、記録部１２と、演算部１３とを備えている。また、本実施の形態に係る制御ブロック部２１は、実施の形態２に係る制御ブロック部２１の構成（図１２）と同様に、レートリミッタ２２と、第１減算器２５と、ゲイン回路２６と、第２及び第３減算器２７，２８とを備えている。
【００８９】
さて、本実施の形態に係るパラメータ決定部１１の演算部１３は、実施の形態２と同様に、記録部１２に記録されたレート制限値と、需給制御装置６からの運転情報とに基づいて変化レート制限値を算出する。
【００９０】
一方、本実施の形態に係るパラメータ決定部１１の演算部１３は、実施の形態２と異なり、運転情報と、第１及び第２蓄電池３ａ，３ｂの容量とから、次式（４）に示す演算を行うことにより、ゲイン設定値を算出する。なお、第１乃至第Ｎ発電機及び第１乃至第Ｎ蓄電池が、離島系統５に接続されている場合には、次式（４）の「運転中の第１及び第２発電機の定格合計」、及び、「第１及び第２蓄電池の容量」を「運転中の第１乃至第Ｎ発電機の定格合計」、及び、「第１乃至第Ｎ蓄電池の容量」にそれぞれ置き換えたものを用いてゲイン設定値を算出する。
【００９１】
【数４】
0005843956.tif 000005
【００９２】
次に、以上の構成からなる本実施の形態に係る系統安定化装置１の動作について説明する。ここでは、第１発電機２ａ（ローカル発電機）の定格合計が「６０」、第２発電機２ｂ（外部発電機）の定格合計が「４０」、第１蓄電池３ａ（ローカル発電所７ａの蓄電池）の容量が「２０」、第２蓄電池３ｂ（外部発電所７ｂの蓄電池）の容量が「６０」である場合を想定する。この場合、ローカル発電所７ａ側のパラメータ決定部１１は、ゲイン設定値を、１００／６０×２０／８０＝０．４１７と算出する。一方、外部発電所７ｂ側のパラメータ決定部１１は、ゲイン設定値を、１００／４０×６０／８０＝１．８７５と算出する。
【００９３】
ここで、離島系統５全体の需給バランスが「５０」に変化すると、第１発電機２ａが「３０」の電力を出力し、第２発電機２ｂが「２０」の電力を出力する。これに伴い、第１発電機２ａの出力変化量が、第１連系線４ａの連系点潮流値に反映され、第２発電機２ｂの出力変化が、第２連系線４ｂの連系点潮流値に反映される。
【００９４】
そして、ローカル発電所７ａ側では、ゲイン回路２６の増幅により、第１発電機２ａが出力する「３０」を０．４１７倍した「１２．５」の電力を出力するように系統安定化装置１から第１蓄電池３ａに制御指令が出力され、第１蓄電池３ａは「１２．５」の電力を出力する。一方、外部発電所７ｂ側では、ゲイン回路２６の増幅により、第２発電機２ｂが出力する「２０」を１．８７５倍した「３７．５」の電力を出力するように系統安定化装置１から第２蓄電池３ｂに制御指令が出力され、第２蓄電池３ｂは「３７．５」の電力を出力する。この結果、第１及び第２蓄電池３ａ，３ｂの出力の合計値は「５０」となり、需給バランスの変化量と一致する。その後、第１及び第２発電機２ａ，２ｂの出力は、ともに需給バランスがつりあうよう「０」に戻る。結果として、第１計測器９ａは、第１蓄電池３ａが出力する「１２．５」の電力を、連系点潮流値として計測する。
【００９５】
一方、図１２に示される、ローカル発電所７ａ側の制御ブロック部２１においては、ゲイン回路２６により増幅される前の信号は「３０」、ゲイン回路２６により増幅された後の信号は「１２．５」であることから、第２減算器２７が生成する第２差分は「−１７．５」となる。また、第１計測器９ａで計測された連系点潮流値は「１２．５」、第２差分は「−１７．５」であることから、第３減算器２８が生成する第３差分、つまりレートリミッタ２２の入力値は「３０」となる。また、外部発電所７ｂ側の制御ブロック部２１においては、以上と同様の動作が行われることにより、レートリミッタ２２の入力値は「２０」となる。この状態は、離島系統５全体の需給バランスが変化する直前の値と同一であることから、本制御回路により安定に動作できることが分かる。
【００９６】
以上のように、本実施の形態に係る系統安定化装置１によれば、第１発電機２ａ及び第１蓄電池３ａ以外に、別の系統安定化装置１、第２発電機２ｂ及び第２蓄電池３ｂなどが離島系統５に接続されている場合にも、別の系統安定化装置１や需給制御装置６と連携することにより、第１蓄電池３ａを用いて需要変化量を適切に補正することができる。
【００９７】
＜実施の形態４＞
実施の形態２では、電力系統である離島系統５に、第１連系線４ａとは別の連系線を介して接続された外部発電機である第２発電機２ｂの運転状態を考慮することが可能となっている。しかし、例えば、第２発電機２ｂが運転しているが、第１発電機２ａが全台停止している場合は、外部の変動要因（第２発電機２ｂの運転）によっては第１連系線４ａでの連系点潮流が変化しない。このため、このような場合には、第１連系線４ａでの連系点潮流の情報を用いる代わりに、運転中の第２発電機２ｂを連系する第２連系線４ｂでの情報を用いるべきであり、本実施の形態ではこのように構成されている。
【００９８】
図１７は、本実施の形態に係る系統安定化装置と、それを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。なお、本実施の形態に係る系統安定化装置等において、実施の形態２で説明した構成要素と同一または類似するものについては同じ符号を付し、実施の形態２と異なる点を中心に説明する。
【００９９】
系統安定化装置１のパラメータ決定部１１は、運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂに関する情報を含む運転情報に基づいて、当該運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂ全体の出力変化の合計値に課せられる制限を示す変化レート制限値と、ゲイン設定値とを求める。この変化レート制限値とゲイン設定値は、上述後述するように制御ブロック部２１において用いられる。なお、本実施の形態に係るパラメータ決定部１１は、実施の形態２に係るパラメータ決定部１１の構成（図１１）と同様に、記録部１２と、演算部１３とを備えている。
【０１００】
演算部１３は、実施の形態２と同様に、記録部１２に記録されたレート制限値と、需給制御装置６からの運転情報（ここでは運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂ全体の定格出力の合計値）とに基づいて、上式（２）に示す乗算を行うことにより、変化レート制限値を算出する。
【０１０１】
また、演算部１３は、この変化レート制限値の算出を行うとともに、少なくとも運転情報に基づいてゲイン設定値を算出する。ただし、演算部１３は、運転情報が示す運転中の第１発電機２ａ及び第２発電機２ｂの定格出力の合計値と、運転情報が示す運転中の第２発電機２ｂの定格出力の合計値とから、上式（３）ではなく、次式（５）に示す演算を行うことにより、ゲイン設定値を算出する。この次式（５）は、上式（３）の分母において「運転中の第１発電機の定格合計」を「運転中の第２発電機の定格合計」に変更したものであり、運転中の第１発電機２ａの定格合計が０であっても計算が可能となっている。
【０１０２】
【数５】
0005843956.tif 000006
【０１０３】
さて、図１７に示される制御ブロック部２１は、第１連系線４ａにおいて計測された上述の連系点潮流値である第１連系点潮流値の代わりに、第２乃至第Ｎ連系線において計測された第２乃至第Ｎ連系点潮流値（複数台の第２乃至第Ｎ発電機の出力のそれぞれの合計値）のいずれかを用いる。ここでは、制御ブロック部２１は、第２連系線４ｂにおいて第２計測器９ｂにより計測された第２連系点潮流値と、パラメータ決定部１１が求めた変化レート制限値及びゲイン設定値とに基づいて、上述の指令値を生成し、当該指令値を第１蓄電池３ａに出力する。
【０１０４】
図１８は、制御ブロック部２１の構成を示すブロック図である。図１８に示すように、本実施の形態に係る制御ブロック部２１は、レートリミッタ２２と、第１減算器２５と、ゲイン回路２６と、第１加算器２９とを備えている。
【０１０５】
レートリミッタ２２は、変化レート制限値を用いて変化が制限された入力値（第１加算器２９の出力値）を生成する。なお、変化レート制限値を用いて制限する動作は、実施の形態１で説明した動作と同じである。
【０１０６】
第１減算器２５には、レートリミッタ２２により変化が制限される前後の入力値同士の第１差分を生成し、当該第１差分を指令値として第１蓄電池３ａに出力する。
【０１０７】
ゲイン回路２６は、第２連系線４ｂで計測された第２連系点潮流値に、パラメータ決定部１１（演算部１３）で求めたゲイン設定値を乗じて増幅し、それによって得られた値を、第１加算器２９に入力する。第１加算器２９は、ゲイン回路２６により増幅された第２連系点潮流値と、第１蓄電池３ａの指令値とを加算し、それによって得られた値をレートリミッタ２２に出力する。
【０１０８】
以上のように、本実施の形態に係る系統安定化装置１によれば、第１連系線４ａにおいて計測された第１連系点潮流値の代わりに、第２連系線４ｂにおいて計測された第２連系点潮流値（第２乃至第Ｎ連系線において計測された第２乃至第Ｎ連系点潮流値のいずれか）を用いるように構成されている。すなわち、上述したように、第２連系点潮流値（複数台の第２発電機２ｂの出力の合計値）をゲイン回路２６により増幅することで、第１及び第２発電機２ａ，２ｂの合計の出力変化を推定し、さらに第１蓄電池３ａへの指令値を加算することで、離島全体の需給バランスを算出する。これにより、第１発電機２ａが全台停止している場合においても、離島系統５全体の周波数を安定化させるための制御を実施することができる。
【０１０９】
＜変形例＞
図１９は、本変形例に係る系統安定化装置と、それを備える系統安定化システムの構成を示すブロック図である。この系統安定化装置１は、例えば、実施の形態２で説明した機能と、本実施の形態４で説明した機能とを選択的に使用可能に構成されている。
【０１１０】
具体的には、パラメータ決定部１１ａは、実施の形態２に係るパラメータ決定部１１と同等の第１決定機能と、実施の形態４に係るパラメータ決定部１１と同等の第２決定機能とを有している。また、制御ブロック部２１ａは、実施の形態２に係る制御ブロック部２１と同等の第１制御機能と、実施の形態４に係る制御ブロック部２１と同等の第２制御機能とを有している。
【０１１１】
需給制御装置６は、第１発電機２ａが全台停止しているか否かの情報を切替部３１に出力する。切替部３１は、需給制御装置６から第１発電機２ａが全台停止していないという情報を受信した場合には、パラメータ決定部１１ａに第１決定機能を実行させるとともに、制御ブロック部２１ａに第１制御機能を実行させる。一方、切替部３１は、需給制御装置６から第１発電機２ａが全台停止しているという情報を受信した場合には、パラメータ決定部１１ａに第２決定機能を実行させるとともに、制御ブロック部２１ａに第２制御機能を実行させる。
【０１１２】
以上のような本変形例に係る系統安定化装置１によれば、第１発電機２ａが全台停止しているか否かにかかわらず、離島系統５全体の周波数を安定化させるための制御を実施することができる。
【０１１３】
なお、本発明は、その発明の範囲内において、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、省略することが可能である。
【符号の説明】
【０１１４】
１  系統安定化装置、２ａ  第１発電機、２ｂ  第２発電機、３ａ  第１蓄電池、３ｂ  第２蓄電池、４ａ  第１連系線、４ｂ  第２連系線、５  離島系統、１１  パラメータ決定部、１２  記録部、１３  演算部、２１  制御ブロック部、２２  レートリミッタ、２３  減算器、２５  第１減算器、２６  ゲイン回路、２７  第２減算器、２８  第３減算器。
【図１】
0005843956.tif 000007
【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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【図１４】
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【図１５】
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【図１６】
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【図１７】
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【図１８】
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【図１９】
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