(57)【要約】      （修正有）【課題】経済性の優れた電力需給制御を行うことができる電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法を提供する。【解決手段】電力系統９ａに電力を供給する複数の発電設備１ａ〜１ｎと、自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎと、電力系統の周波数変化量、連系潮流電力変化量および融通電力量を測定する検出装置３と、複数の発電設備１に発電目標値を指示する制御装置４、を有する。制御装置４は、検出装置３により検出された周波数変化量、連系潮流電力変化量および融通電力量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部４４と、ＡＲ算出部４４により算出された地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑部４５と、ＡＲ平滑部４５により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、複数の発電設備１ごとの発電目標値を算出する目標値作成部４３ａ〜４３ｎと、を備える。【選択図】図１
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【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に電力を供給する複数の発電設備と、
前記電力系統に電力を供給する自然エネルギー発電設備と、
前記電力系統の周波数変化量、連系潮流電力変化量および融通電力量を測定する検出装置と、
前記複数の発電設備に発電目標値を指示する制御装置と、を有し、
前記制御装置は、
前記検出装置により検出された前記周波数変化量、前記連系潮流電力変化量および前記融通電力量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部と、
前記ＡＲ算出部により算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑部と、
前記ＡＲ平滑部により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出する目標値作成部と、を備え、
前記地域要求電力（ＡＲ値）は、前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
電力需給制御システム。
【請求項２】
前記地域要求電力（ＡＲ値）は、融通電力量の予測変化量が、融通電力量の更新周期時間内に達成されるように段階的に算出される、
請求項１記載の電力需給制御システム。
【請求項３】
前記制御装置は、
需要予測値と前記自然エネルギー発電設備により発電される自然エネルギー予測値に基づき経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要を算出する総需要算出部を備え、
前記目標値作成部は、前記周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に加え前記総需要算出部により算出された経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出し、
前記経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要は、需要実績と過去の需要予測の値および自然エネルギー需要実績と過去の自然エネルギー予測値との差分に基づき算出される、
請求項１または２記載の電力需給制御システム。
【請求項４】
前記経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要は、
前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
請求項３記載の電力需給制御システム。
【請求項５】
電力系統に設置された検出装置により検出された周波数変化量、連系潮流電力変化量および融通電力量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出モジュールと、
前記ＡＲ算出モジュールにより算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑モジュールと、
前記ＡＲ平滑モジュールにより周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、複数の発電設備ごとの発電目標値を算出する目標値作成モジュールと、を備え、
前記地域要求電力（ＡＲ値）は、前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
電力需給制御用コンピュータプログラム。
【請求項６】
需要予測値と自然エネルギー発電設備により発電される自然エネルギー予測値に基づき経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要を算出する総需要算出モジュールを備え、
前記目標値作成モジュールは、前記周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に加え前記総需要算出モジュールにより算出された経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出し、
前記経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要は、需要実績と過去の需要予測の値および自然エネルギー需要実績と過去の自然エネルギー予測値との差分に基づき算出される、
請求項５記載の電力需給制御用コンピュータプログラム。
【請求項７】
前記経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要は、
前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
請求項６記載の電力需給制御用コンピュータプログラム。
【請求項８】
電力系統に設置された検出装置により検出された周波数変化量、連系潮流電力変化量および融通電力量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出手順と、
前記ＡＲ算出モジュールにより算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑手順と、
前記ＡＲ平滑モジュールにより周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、複数の発電設備ごとの発電目標値を算出する目標値作成手順と、を有し、
前記地域要求電力（ＡＲ値）は、前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
電力需給制御方法。
【請求項９】
需要予測値と自然エネルギー発電設備により発電される自然エネルギー予測値に基づき経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要を算出する総需要算出手順を有し、
前記目標値作成手順は、前記周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に加え前記総需要算出手順により算出された経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出し、
前記経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要は、需要実績と過去の需要予測の値および自然エネルギー需要実績と過去の自然エネルギー予測値との差分に基づき算出される、
請求項８記載の電力需給制御方法。
【請求項１０】
前記経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要は、
前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
請求項９記載の電力需給制御方法。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本実施形態は、電力系統の需給制御を行う電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力を安定供給するためには電力系統の需給制御を行うことが必要とされる。この種の電力系統の需給制御システムとしては、負荷周波数制御および経済負荷配分制御を用いて需給制御を行う電力需給制御システムが知られている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００１−２３８３５５公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
従来から電力需給制御には、負荷周波数制御および経済負荷配分制御が用いられることが一般的であった。昨今の電力自由化により、新規電力事業者が電力事業に参入し、きめ細かな電力料金の管理が必要とされるようになった。このため短い時間での電力需要量と供給量を一致させる電力需給制御を行うことが要求されるようになった。
【０００５】
しかし従来の負荷周波数制御では、発電設備が所望の発電量を発電するまでに一定の応答時間を要するため、需要に合致した供給電力となるまでに時間遅れが発生した。このような電力供給の時間遅れは、電力系統の電圧および周波数の不安定を招くだけでなく、発電機の出力が発電機の指令に対してハンチング現象を誘発する恐れもあった。
【０００６】
本実施形態は、発電機の出力が発電機の指令に対してハンチング現象を起こしにくく、電力系統の電圧および周波数の安定性を向上させることができ、経済性の優れた電力需給制御を行うことができる電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御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】
【０００７】
本実施形態の電力需給制御システムは次のような構成を有することを特徴とする。
（１）電力系統に電力を供給する複数の発電設備。
（２）前記電力系統に電力を供給する自然エネルギー発電設備。
（３）前記電力系統の周波数変化量、連系潮流電力変化量および融通電力量を測定する検出装置。
【０００８】
（４）以下を備えた、前記複数の発電設備に発電目標値を指示する制御装置。
（４−１）前記検出装置により検出された前記周波数変化量、前記連系潮流電力変化量および前記融通電力量に基づき地域要求電力（ＡＲ値）を算出するＡＲ算出部。
（４−２）前記ＡＲ算出部により算出された前記地域要求電力（ＡＲ値）を周波数分解するＡＲ平滑部。
（４−３）前記ＡＲ平滑部により周波数分解された地域要求電力（ＡＲ値）に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出する目標値作成部。
（４−４）前記地域要求電力（ＡＲ値）は、前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される。
【図面の簡単な説明】
【０００９】
【図１】第１実施形態にかかる電力需給制御システム示す図
【図２】第1実施形態にかかる電力需給制御システムの動作フローを示す図
【図３】第1実施形態にかかる電力需給制御システムのＡＲ配分部の動作フローを示す図
【図４】３０分間隔で需給制御が行われた場合のタイムチャート
【図５】５分間隔で需給制御が行われた場合のタイムチャート
【図６】第1実施形態による融通電力量の予測変化量を含め５分間隔で需給制御が行われた場合のタイムチャート
【図７】その他の実施形態による融通電力量の予測変化量を含め５分間隔で需給制御が行われた場合のタイムチャート
【図８】発電設備により発電された電力と、自然エネルギー発電設備により発電された電力の関係を示す図
【図９】過去に算出された需要予測値、需要実績から需要予測値を算出する方法を説明するための図
【図１０】過去に算出された自然エネルギー予測値、自然エネルギー需要実績から自然エネルギー予測値を算出する方法を説明するための図
【発明を実施するための形態】
【００１０】
［第１実施形態］
［１−１．構成］
図１を参照して本実施形態の一例として、電力需給制御システムについて説明する。なお、本実施形態において、同一構成の装置や部材が複数ある場合にはそれらについて同一の番号を付して説明を行い、また、同一構成の個々の装置や部材についてそれぞれを説明する場合に、共通する番号にアルファベットの添え字を付けることで区別する。
【００１１】
（１）システムの全体構成
本電力需給制御システムは、電力系統９ａに接続された複数の発電設備１、自然エネルギー発電設備２、検出装置３、制御装置４を有する。電力系統９ａは、連系線９ｃを介し他の電力系統９ｂ（以下、他系統９ｂと総称する）に接続される。また、各発電設備１は、検出用の信号線７および制御用の信号線８にて制御装置４に接続される。
【００１２】
本電力需給制御システムにおいて、以下のデータが、入力、出力、送受信または記憶される。また、以降、「地域要求電力」を「ＡＲ」、「経済負荷配分」を「ＥＬＤ」と呼ぶ場合がある。「需要実績値」とは、実際に供給した電力ではなく、実際に要求された電力の値をいう。
ａ１．発電設備１ごとの発電電力値
ｂ１．自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値
ｃ１．周波数変化量：ΔＦ
ｃ２．他系統９ｂとの連系線における潮流電力変化量：ΔＰＴ
ｃ３．電力系統９ａの融通電力：Ｐ０
ｄ１．発電目標値
ｆ１．平滑前ＡＲ値
ｆ２．平滑後ＡＲ値
ｆ３．配分されたＡＲ値
ｇ１．当日需要実績値
ｇ２．前日需要予測値
ｇ３．当日自然エネルギー実績値（当日の自然エネルギーの出力値）
ｇ４．前日自然エネルギー予測値
ｇ５．ＥＬＤ値（経済負荷配分の計算結果）
【００１３】
（２）発電設備１
発電設備１は、発電機にて発電し電力系統９ａに電力を供給する電力供給設備である。発電設備１ａは、出力変化速度の速い、例えば水力機等の高速機により構成される。発電設備１ｂは、出力変化速度のやや遅い、例えば石油火力機等の中速機により構成される。発電設備１ｎは、出力変化速度の極めて遅い、例えば石炭火力機等の低速機により構成される。発電設備１は、信号線７を介し制御装置４に、ａ１のデータを送信する。発電設備１は、制御線８を介し制御装置４から発電電力を制御される。
【００１４】
（３）自然エネルギー発電設備２
自然エネルギー発電設備２は、太陽光発電装置にて発電し電力系統９ａに電力を供給する電力供給設備である。自然エネルギー発電設備２は、制御装置４にｂ１のデータを送信する。
【００１５】
（４）検出装置３
検出装置３は、電力系統９ａの電気量を検出する測定装置である。検出装置３は、電力系統９ａに配置される。検出装置３は、電力系統９ａに関するｃ１〜ｃ３の項目を検出し制御装置４に報知する。
【００１６】
（５）制御装置４
制御装置４は、パーソナルコンピュータ等により構成される。制御装置４は、電力の監視制御を行う制御室等に配置される。制御装置４は、発電設備１から送信される上記ａ１のデータ、自然エネルギー発電設備２から送信される上記ｂ１のデータ、検出装置３から送信される電力系統９ａに関する上記ｃ１〜ｃ３のデータが、入力される。制御装置４は、需給制御に関する演算を行い発電設備１に対し、ｄ１のデータを送信する。
【００１７】
制御装置４は、入力部４１、出力部４２、目標値作成部４３、ＡＲ算出部４４、ＡＲ平滑部４５、ＡＲ配分部４６、総需要算出部４７、記憶部４８、ＥＬＤスケジュール算出部４９を有する。制御装置４の上記の入力部４１、出力部４２、は、ハードウェアで構成される。目標値作成部４３、ＡＲ算出部４４、ＡＲ平滑部４５、ＡＲ配分部４６、総需要算出部４７、記憶部４８、ＥＬＤスケジュール算出部４９は、機能ブロックとしてソフトウェアモジュールで構成される。
【００１８】
入力部４１は、受信回路により構成される。入力部４１は、入力側が信号線７を介し発電設備１に、出力側が目標値作成部４３に接続される。入力部４１は、発電設備１から送信されたａ１のデータが入力される。入力部４１は、発電設備１ごとのａ１のデータを目標値作成部４３に出力する。
【００１９】
出力部４２は、送信回路により構成される。出力部４２は、入力側が目標値作成部４３に、出力側が制御線８を介し発電設備１に接続される。出力部４２は、目標値作成部４３から送信されたｄ１のデータが入力され、発電設備１に出力する。
【００２０】
目標値作成部４３は、制御装置４内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。目標値作成部４３は、発電設備１からａ１のデータ、ＡＲ配分部４６からｆ３のデータ、ＥＬＤスケジュール算出部４９からｇ５のデータが入力される。
【００２１】
目標値作成部４３は、上記ａ１，ｆ３，ｇ５のデータに基づき、出力部４２に対しｄ１のデータを出力する。
【００２２】
ＡＲ算出部４４は、制御装置４内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。ＡＲ算出部４４は、自然エネルギー発電設備２からｂ１のデータ、検出装置３からｃ１〜ｃ３のデータが入力される。
【００２３】
ＡＲ算出部４４は、上記ｂ１，ｃ１〜ｃ３のデータに基づき、ＡＲ値を算出し、ＡＲ平滑部４５に対しｆ１のデータを出力する。
【００２４】
ＡＲ平滑部４５は、制御装置４内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。ＡＲ平滑部４５は、ＡＲ算出部４４からｆ１のデータが入力される。ＡＲ平滑部４５は、ｆ１のデータに基づき、周波数分解を行いＡＲ配分部４６に対しｆ２のデータを出力する。
【００２５】
ＡＲ配分部４６は、制御装置４内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。ＡＲ配分部４６は、ＡＲ平滑部４５からｆ２のデータが入力される。ＡＲ平滑部４５は、ｆ２のデータに基づき、発電設備１ごとの発電配分を算出し、各目標値作成部４３に対しｆ３のデータを出力する。
【００２６】
総需要算出部４７は、制御装置４内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。総需要算出部４７は、各発電設備１からから送信されたａ１のデータ、各自然エネルギー発電設備２から送信されたｂ１のデータが入力される。
【００２７】
総需要算出部４７は、上記ａ１およびｂ１のデータを累積加算により算出し日ごとの発電端総需要値および需要予測値を算出する。そしてｇ１〜ｇ４のデータを作成し、逐次、記憶部４８に対し出力する。
【００２８】
記憶部４８は、導体メモリやハードディスクのような記憶媒体にて構成される。記憶部４８は、上記のｇ１〜ｇ４のデータを記憶する。上記の各データは、データ作成時刻とともに記憶される。
【００２９】
ＥＬＤスケジュール算出部４９は、制御装置４内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。ＥＬＤスケジュール算出部４９は、記憶部４８に記憶された上記のｇ１〜ｇ４のデータに基づき経済負荷配分を行い、ｇ５のデータを作成し各目標値作成部４３に出力する。
【００３０】
［１−２．作用］
最初に一般的な、電力需給制御と本実施形態の関係について説明する。
【００３１】
電力系統の負荷は、季節や時刻に応じ変動している。電力系統の負荷変動は、以下の（イ）（ロ）（ハ）の３つに区分して考えることができる。
（イ）サイクリック分：数秒から数分周期までの微小周期の負荷変動をサイクリック分と呼ぶ。変動幅の小さい種々の振動周期を持った脈動成分や、不規則な変動成分が重畳したものと考えられる。
（ロ）フリンジ分：数分から１０数分程度までの短周期の負荷変動をフリンジ分と呼ぶ。
（ハ）サステンド分：１０数分以上の長周期の負荷変動をサステンド分と呼ぶ。
【００３２】
微小周期の負荷変動であるサイクリック分のうち、ごく微小である周期の負荷変動は、系統の負荷特性より調整される。サイクリック分のうち、前述の周期以上の負荷変動は、ガバナフリー運転されている発電所の調速機により調整される。サイクリック分のうち、さらに前述の周期以上の負荷変動は、電力会社の中央給電指令所に設置された制御装置による制御により調整される。
【００３３】
短周期の負荷変動であるフリンジ分の負荷変動は、サイクリック分に比べ変動量が大きいためガバナフリーだけでは調整することができない。フリンジ分の負荷変動は、負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load Frequency Control）により、周波数偏差、電力変動量が検出され発電機の出力が制御されることにより調整される。
【００３４】
長周期の負荷変動であるサステンド分の負荷変動は、負荷変動の変動量が大きく、１日の負荷曲線における負荷変動の一部と考えることができる。サステンド分の負荷変動は、負荷周波数制御では、発電設備の発電能力が不足しており、所望の発電量に調整することができない。サステンド分の負荷変動は、発電所の経済運用である経済負荷配分制御（ＥＬＤ：Economic Load Dispatch）により調整される。
【００３５】
負荷周波数制御および経済負荷配分制御は、電力会社における中央給電指令所の重要機能である。負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、連系線潮流、系統周波数を一定に維持することを目的とする。経済負荷配分制御（ＥＬＤ）は、最経済となる電力運用を行うことを目的とする。以下、負荷周波数制御（ＬＦＣ）と経済負荷配分制御（ＥＬＤ）を合わせて需給制御と呼ぶ。
【００３６】
負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、系統の周波数および他系統との連系線における潮流電力に応じた各発電設備の出力調整により行われる。負荷周波数制御（ＬＦＣ）の出力調整は、全ての発電設備に対して行われるのではなく、比較的速い出力変動に対応することができる水力機のような高速機や石油火力機のような中速機に対して行われる。石炭火力機のような低速機や原子力ユニットまたは運用上出力変動を避けたい発電設備に対して、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の出力調整は、行われない。負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、中央給電指令所から出力調整が行われるものであり、出力が、所望の出力に変動するまでには数十秒程度の遅れが発生する。
【００３７】
負荷周波数制御（ＬＦＣ）は、以下の３方式に区分される。
（ａ）定周波数制御（ＦＦＣ）：周波数変化量(ΔＦ）を検出して、ΔＦを少なくするように発電設備の出力を調整し、系統の周波数のみを規定値に保つように制御する制御方式。
（ｂ）定連系電力制御（ＦＴＣ）：連系線における潮流電力の変化量(ΔＰＴ）を検出して、ΔＰＴを少なくするように発電設備の出力を調整し、連系線における潮流電力のみを規定値に保つように制御する制御方式。
（ｃ）周波数バイアス連係線電力制御（ＴＢＣ）：周波数変化量(ΔＦ）と連系線における潮流電力の変化量(ΔＰＴ）とを検出し、地域要求電力（ＡＲ）を算出し、地域要求電力（ＡＲ）に応じて発電設備の出力を制御する制御方式。
【００３８】
現在、周波数バイアス連係線電力制御（ＴＢＣ）が、日本の殆どの電力会社にて採用されている。本実施形態は、周波数バイアス連係線電力制御（ＴＢＣ）にかかる制御を行うものである。
【００３９】
［制御装置４全体の動作概要］
次に、本実施形態の電力需給制御システムの動作の概要を説明する。図２は、制御装置４に内蔵された電力需給制御用コンピュータプログラムのフロー図である。制御装置４は、下記の手順にて動作および演算を行う。
【００４０】
（ステップＳ２０：ＡＲ算出部４４によるｆ１「平滑前ＡＲ値」の算出）
ＡＲ算出部４４には、通信部（図中不示）を介し、以下の信号が入力される。
自然エネルギー発電設備２から送信された以下の信号
ｂ１．自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値
検出装置３から送信された以下の信号
ｃ１．周波数変化量：ΔＦ
ｃ２．他系統９ｂとの連系線における潮流電力変化量：ΔＰＴ
ｃ３．電力系統９ａの融通電力：Ｐ０
【００４１】
上記ｂ１，ｃ１〜ｃ３のパラメータに基づき、ＡＲ算出部４４によりｆ１「平滑前ＡＲ値」が算出される。ｆ１「平滑前ＡＲ値」は以下に示す演算式（１）により算出される。
平滑前ＡＲ値＝−Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ＋（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））・・・（１）
ＡＲ値：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線における潮流電力の変化量
Ｐ０（ｎ）：現時刻（ｎ）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
Ｐ０（ｎ＋１）：次のＰ０更新時刻（ｎ＋１）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
上記（１）式では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））は融通電力量の予測変化量となる。
【００４２】
（ステップＳ２１：ＡＲ平滑部４５によるｆ２「平滑後ＡＲ値」の算出）
ステップ２０でＡＲ算出部４４により算出されたｆ１「平滑前ＡＲ値」に基づき、ＡＲ平滑部４５により、ｆ２「平滑後ＡＲ値」が算出される。ｆ２「平滑後ＡＲ値」は、ｆ１「平滑前ＡＲ値」が、フーリエ展開により周波数分解されることにより算出される。
【００４３】
（ステップＳ２２：ＡＲ配分部４６によるｆ３「配分されたＡＲ値」の算出）
ステップ２１で、ＡＲ平滑部４５により周波数分解されたｆ２「平滑後ＡＲ値」に基づき、ＡＲ配分部４６により、ｆ３「配分されたＡＲ値」が算出される。ｆ３「配分されたＡＲ値」は、各発電設備１への配分量であり、発電設備１の出力応答速度または出力余裕度に応じ算出される。上記周波数配分の動作については後述する。
【００４４】
（ステップＳ３１：総需要算出部４７による需要算出）
上記のステップ２０〜２２に並行して、総需要算出部４７により、需要算出にかかる演算が行われる。総需要算出部４７は、以下の信号が入力される。
各発電設備１からから送信された以下の信号
ａ１．発電設備１ごとの発電電力値
各自然エネルギー発電設備２から送信された以下の信号
ｂ１．自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値
【００４５】
上記ａ１およびｂ１のデータが累積加算され、総需要算出部４７により日ごとに以下のデータが作成され、逐次記憶部４８に記憶される。
ｇ１．当日需要実績値
ｇ２．前日需要予測値
ｇ３．当日自然エネルギー実績値（当日の自然エネルギーの出力値）
ｇ４．前日自然エネルギー予測値
【００４６】
（ステップＳ３２：ＥＬＤスケジュール算出部４９によるＥＬＤスケジュール算出）
次にステップ３１で記憶部４８に記憶された上記ｇ１〜ｇ４およびステップ２１でＡＲ平滑部４５により周波数分解されたｆ２「平滑後ＡＲ値」に基づき、ＥＬＤスケジュール算出部４９により、各発電設備１に対する経済負荷配分が行われ、発電設備１ごとに以下の値が算出される。
ｇ５．ＥＬＤ値
上記ｇ５「ＥＬＤ値」は、電力需給制御システム全体として経済的になるよう発電設備１ごとにスケジュール配分された発電電力値である。
【００４７】
（ステップＳ２３：目標値作成部４３によるｄ１「発電目標値」の算出）
各目標値作成部４３（４３ａ，４３ｂ，４３ｎ）には、以下の信号が入力される。
入力部４１から出力された以下のデータ
ａ１．発電設備１ごとの発電電力値
ステップ２２でＡＲ配分部４６により算出された発電設備１ごとの以下のデータ
ｆ３．配分されたＡＲ値
ステップ３２でＥＬＤスケジュール算出４９により算出された以下のデータ
ｇ５．ＥＬＤ値
【００４８】
各目標値作成部４３により、上記ａ１，ｆ３，ｇ５に基づき、各発電設備１に対するｄ１「発電目標値」が算出される。
【００４９】
（ステップＳ２４：出力部４２によるｄ１「発電目標値」の送出）
ステップＳ２３で算出されたｄ１「発電目標値」は、出力部４２により、各発電設備１に送出される。
【００５０】
［ＡＲ平滑部４５の動作］
次に、ＡＲ配分部４６の動作を説明する。図３は、ソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックであるＡＲ配分部４６のコンピュータプログラムのフロー図である。
【００５１】
（ステップＳ４１：ｆ２「平滑後ＡＲ値」の取得）
ステップＳ２１で、ＡＲ平滑部４５により周波数分解されたｆ２「平滑後ＡＲ値」を取得する。このｆ２「平滑後ＡＲ値」は、ステップＳ２１でＡＲ平滑部４５によりフーリエ展開により地域要求電力（ＡＲ）値が、周波数分解され算出された値である。
【００５２】
（ステップＳ４２：１０秒〜２分周期であるかの判断）
ステップＳ４１で取得されたｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１０秒〜２分周期である地域要求電力（ＡＲ）値分が判断される。ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１０秒〜２分周期である地域要求電力（ＡＲ）値分（Ｓ４２の「ＹＥＳ」）は、ステップＳ４３に移行し処理が行われる。一方ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１０秒〜２分周期に該当しない地域要求電力（ＡＲ）値分（Ｓ４３の「ＮＯ」）は、ステップＳ４４に移行し処理が行われる。
【００５３】
（ステップＳ４３：高速発電機に分担する）
ステップＳ４２にて、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち１０秒〜２分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）値分は、高速発電機（例えば水力機）にて発電を行うように分担される。
【００５４】
（ステップＳ４４：２分〜１０分周期であるかの判断）
ステップ４２でｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、１０秒〜２分周期に該当しないと判断された地域要求電力（ＡＲ）値分は、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、２分〜１０分周期である地域要求電力（ＡＲ）値分が判断される。ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、２分〜１０分周期である地域要求電力（ＡＲ）値分（Ｓ４４の「ＹＥＳ」）は、ステップＳ４５に移行し処理が行われる。一方ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち、２分〜１０分周期に該当しない地域要求電力（ＡＲ）値分（Ｓ４３の「ＮＯ」）は、ステップＳ４６に移行し処理が行われる。
【００５５】
（ステップＳ４５：中速発電機に分担する）
ステップ４４にて、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち２分〜１０分周期であると判断された地域要求電力（ＡＲ）値分は、中速発電機（例えば石油火力機）にて発電を行うように分担される。
【００５６】
（ステップＳ４６：低速発電機に分担する）
ステップ４４にて、ｆ２「平滑後ＡＲ値」のうち２分〜１０分周期に該当しないと判断された地域要求電力（ＡＲ）値分は、低速発電機（例えば石炭火力機）にて発電を行うように分担される。
【００５７】
［ＡＲ算出部４４の動作］
次に、ＡＲ算出部４４の動作詳細について動作原理を含め説明する。ＡＲ算出部４４は、以下のｂ１，ｃ１，ｃ２，ｃ３のデータに基づきｆ１「平滑前ＡＲ値」を算出する。
ｂ１．自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値
ｃ１．周波数変化量：ΔＦ
ｃ２．他系統９ｂとの連系線における潮流電力変化量：ΔＰＴ
ｃ３．電力系統９ａの融通電力：Ｐ０
【００５８】
ｆ１「平滑前ＡＲ値」は、ＡＲ算出部４４により式（１）により算出される。
平滑前ＡＲ値＝−Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ＋（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））・・・（１）
ＡＲ値：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線における潮流電力の変化量
Ｐ０（ｎ）：現時刻（ｎ）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
Ｐ０（ｎ＋１）：次のＰ０更新時刻（ｎ＋１）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
ここでＰ０は融通電力である。融通電力とは、電力系統の電力の過不足に応じ、他の電力系統９ｂから電力系統９ａに重畳させる電力をいう。各電力事業者は、電力の発電計画を公表している。この発電計画により、次の更新時刻（ｎ＋１）における融通電力量であるＰ０（ｎ＋１）を予測することができる。上記（１）式では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））は融通電力量の予測変化量となる。
【００５９】
昨今の電力自由化に伴い、電力系統間の融通電力量の更新周期が短くなる傾向にある。更新周期が短くなり、比較的短い時間で融通電力量の増加および減少が行われる場合、融通電力量の更新時のタイミングにて連系線潮流変化量（ΔＰＴ）が急激に変化し、需給アンバランス量の増大が発生する。これに伴い、地域要求電力（ＡＲ値）も短時間（融通量の更新周期）で急激な増加または減少を行う制御が要求される。
【００６０】
しかし、発電設備１の発電出力の追従性が遅いため、発電量を減少すべき時に発電量が増加してしまうハンチング現象を誘発する場合がある。例えば５分程度の短周期で発電量の増加現象の制御が繰り返された場合、このハンチング現象が発生しやすい。
【００６１】
このハンチング現象を解消するために、式（１）のように融通電力量Ｐ０が変化する前に、予めＰ０の変化分を含めたｆ１「平滑前ＡＲ値」を算出する。そして、このｆ１「平滑前ＡＲ値」に基づいたｄ１「発電目標値」を、発電設備１に指令することで、急激な連系線潮流変化量（ΔＰＴ）の変化を避ける。即ち、融通電力量Ｐ０の変化量を予め予測し、発電設備１に融通電力量の予測変化量を含めたｄ１「発電目標値」を送信する。
【００６２】
より具体的に図４〜図７を用いて説明する。図４〜７において横軸は時間、縦軸は、要求される融通電力量Ｐ０および発電設備１の発電量を示す。
【００６３】
図４は、３０分間隔で需給制御が行われた場合のタイムチャートである。３０分間隔で需給制御が行われた場合、更新時には需給アンバランスが一時的に大きくなるが、次の更新時である３０分後には発電設備１の発電量が、要求される融通電力量Ｐ０に追従したものとなる。
【００６４】
図５は、５分間隔で需給制御を行った場合のタイムチャートである。５分間隔で需給制御が行われた場合、次の更新時である５分後に、発電設備１の発電量が、要求される融通電力量Ｐ０に追従していない。このため、制御装置４から発電設備１への指令が、逆指令（ハンチング現象）となる場合がある。
【００６５】
融通電力量Ｐ０の変化量を予測し、融通電力量Ｐ０が変化する前に、式（１）のように融通電力量の予測変化量を含めたｆ１「平滑前ＡＲ値」を算出する。予測は、現時刻（ｎ）における融通電力量Ｐ０（ｎ）と、次のＰ０更新時刻（ｎ＋１）における融通電力量Ｐ０（ｎ＋１）との差分に基づき算出される。式（１）に基づきｄ１「発電目標値」を算出し発電設備１の発電量を制御した場合の、要求される融通電力量Ｐ０および発電設備１の発電量の関係を、図６に示す。
【００６６】
［総需要算出部４７の動作］
次に、総需要算出部４７の動作詳細について動作原理を含め説明する。総需要算出部４７は、以下のａ１，ｂ１の信号に基づきｇ１〜ｇ４を算出する。
ａ１．発電設備１ごとの発電電力値
ｂ１．自然エネルギー発電設備２ごとの発電電力値
ｇ１．当日需要実績値
ｇ２．前日需要予測値
ｇ３．当日自然エネルギー実績値（当日の自然エネルギーの出力値）
ｇ４．前日自然エネルギー予測値
【００６７】
総需要電力は、図８に示すように、発電設備１ａ〜１ｎにより発電された電力と、自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎにより発電された電力の総和となる。従って、自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎにより発電された電力を考慮した、発電設備１ａ〜１ｎによる経済性の優れた発電が必要とされる。
【００６８】
自然エネルギー発電設備２ａ〜２ｎにより発電された電力を考慮したＥＬＤ総需要の予測値は、次式のようになる。
ＥＬＤ総需要（ｔ）＝需要予測値（ｔ）−自然エネルギー予測値（ｔ）・・・（２）
ＥＬＤ総需要（ｔ）：時刻ｔに必要とされることが予測される発電設備１ａ〜１ｎ
の発電電力の合計値［ＭＷ］
需要予測値：時刻ｔに必要とされることが予測される総需要電力値［ＭＷ］
自然エネルギー予測値：時刻ｔに必要とされることが予測される自然エネルギー
発電設備２ａ〜２ｎの発電電力の合計値［ＭＷ］
なお、需要予測値および自然エネルギー予測値は、５分ごとに算出され新たな需要予測値および自然エネルギー予測値に更新される。その結果、ＥＬＤ総需要も５分ごとに新たなＥＬＤ総需要に更新される。
【００６９】
式（２）のようにＥＬＤ総需要は、需要予測値および自然エネルギー予測値により算出される。需要予測値は、ｇ２「前日需要予測値」がｇ１「当日需要実績値」により補正されることにより算出される。自然エネルギー予測値は、ｇ４「前日自然エネルギー予測値」がｇ３「当日自然エネルギー実績値」により補正されることにより算出される。なおｇ１「当日需要実績値」は、１日の終了時に算出されるものであり、当日の実績値の算出は未完である。そこで、発電設備１ａ〜１ｎの総出力をｇ１「当日需要実績値」とする。なお、上記において「需要実績値」とは、実際に供給した電力ではなく、実際に要求された電力の値をいう。
【００７０】
次に需要予測値の算出方法につき図９を参照して説明する。需要予測値の算出は５分ごとに行われ更新される。
【００７１】
図９には、１０分前に算出された需要予測値、５分前に算出された需要予測値、現在時刻において実際に要求されている電力である需要実績が示されている。なお、需要実績は現在時刻において５分後まで要求されている。
【００７２】
１０分前に算出された需要予測値と需要実績との差をΔＰ２とする。５分前に算出された需要予測値と需要実績との差をΔＰ１とする。現在時刻において実際に要求されている電力である需要実績に、ΔＰ１とΔＰ２から算出された後述する補正値ΔＰｍを加えた値が、現在時刻にて算出された新たな需要予測値とされる。
【００７３】
需要予測値（ｔ）は次式のようになる。
需要予測値（ｔ）＝現在時刻における需要実績−ΔＰｍ        ・・・（３）
上式により算出された需要予測値（ｔ）を、図９に示すように新たな需要予測値（ｔ）とする。
【００７４】
補正値ΔＰｍの算出は、次式により行われる。
ΔＰｍ＝α１×ΔＰ１＋α２×ΔＰ２                        ・・・（４）
ΔＰ１：５分前に算出された需要予測値（ｔ）と需要実績との差
ΔＰ２：１０分前に算出された需要予測値（ｔ）と需要実績との差
α１：重み係数
α２：重み係数
ここで、α１＋α２＝１、α１＞α２となることが望ましい。１０分前より５分前に算出された需要予測値と需要実績との差の方が、信頼性が高いと考えられるためである。
【００７５】
次に自然エネルギー予測値の算出方法につき図１０を参照して説明する。自然エネルギー予測値の算出は５分ごとに行われ更新される。
【００７６】
図１０には、１０分前に算出された自然エネルギー予測値、５分前に算出された自然エネルギー予測値、現在時刻において実際に要求されている電力である自然エネルギー需要実績が示されている。なお、自然エネルギー実績は現在時刻において５分後まで要求されている。
【００７７】
１０分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績との差をΔＲ２とする。５分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績との差をΔＲ１とする。現在時刻において実際に要求されている電力である自然エネルギー需要実績に、ΔＲ１とΔＲ２から算出された後述する補正値ΔＲｍを加えた値が、現在時刻にて算出された新たな自然エネルギー予測値とされる。
【００７８】
自然エネルギー予測値（ｔ）は次式のようになる。
自然エネルギー予測値（ｔ）＝現在時刻における自然エネルギー需要実績
−ΔＲｍ                      ・・・（５）
上式により算出された自然エネルギー予測値（ｔ）を、図１０に示すように新たな自然エネルギー予測値（ｔ）とする。
【００７９】
補正値ΔＲｍの算出は、次式より行われる。
ΔＲｍ＝β１×ΔＲ１＋β２×ΔＲ２                          ・・・（６）
ΔＲ１：５分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績との差
ΔＲ２：１０分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績の差
β１：重み係数
β２：重み係数
ここで、β１＋β２＝１、β１＞β２となることが望ましい。１０分前より５分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績との差の方が、信頼性が高いと考えられるためである。
【００８０】
上記により算出された新たな需要予測値（ｔ）と自然エネルギー予測値（ｔ）により、式（２）により新たにＥＬＤ総需要（ｔ）が算出される。
【００８１】
［１−３．効果］
（１）本実施形態によれば、地域要求電力（ＡＲ値）は、検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出されるので、発電機の出力が発電機の指令に対してハンチング現象を起こしにくく、電力系統の電圧および周波数の安定性が向上した電力需給制御を行うことができる。電力供給の時間遅れに起因する、電力系統の電圧および周波数の不安定およびハンチング現象の誘発を軽減することができる。
（２）本実施形態によれば、経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要は、需要実績と過去の需要予測の値および自然エネルギー需要実績と過去の自然エネルギー予測値との差分に基づき算出されるので、自然エネルギーによる発電設備が導入された電力系統でも経済性が優れた電力需給制御を行うことができる。
（３）本実施形態によれば、経済負荷配分（ＥＬＤ）総需要は、検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出されるので、経済性が優れた、電力系統の電圧および周波数の安定性が向上した電力需給制御を行うことができる。
【００８２】
［他の実施形態］
本発明の変形例を含めた実施形態を説明したが、これらの実施形態は例として提示したものであって、発明の範囲を限定することを意図していない。これら実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれるものである。以下は、その一例である。
【００８３】
（１）上記実施形態では、式（２）で（ｆ１）「平滑前ＡＲ値」を算出するものとしたが、次式（７）にて算出するようにしてもよい。
平滑前ＡＲ値＝−Ｋ・ΔＦ＋ΔＰＴ
＋（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））×（ＳＵＭＴ／Ｔ）      ・・・（７）
ＡＲ値：地域要求電力［ＭＷ］
Ｋ：系統定数［ＭＷ／Ｈｚ］
ΔＦ：周波数偏差［Ｈｚ］
ΔＰＴ：連系線における潮流電力の変化量
Ｐ０（ｎ）：現時刻（ｎ）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
Ｐ０（ｎ＋１）：次のＰ０更新時刻（ｎ＋１）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
Ｔ：融通電力量Ｐ０の更新周期［ｓ］
ＳＵＭＴ：融通電力量Ｐ０更新時からの経過時間［ｓ］
上記の式（７）では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））は融通電力量の予測変化量となる。
【００８４】
式（７）に基づきｄ１「発電目標値」を算出し発電設備１の発電量を制御した場合の融通電力量Ｐ０および発電設備１の発電量の関係を、図７に示す。地域要求量（ＡＲ）としてのｄ１「発電目標値」は、一括ではなく、段階的に発電設備１に指示される。つまり地域要求量（ＡＲ）としてのｄ１「発電目標値」のうち、融通電力量の予測変化量である（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））の部分が、融通電力量Ｐ０の更新周期時間内に達成されるように、段階的に発電設備１に算出される。その結果、段階的に発電設備１が発電を行うので、更新時の一時的な需給アンバランスを抑制することができる。
【００８５】
（２）上記実施形態では、ＥＬＤ総需要は式（２）にて算出するものとした。ＥＬＤ総需要は式（８）により算出されるものとしてもよい。
ＥＬＤ総需要（ｔ）＝需要予測値（ｔ）−自然エネルギー予測値（ｔ）
＋（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））          ・・・（８）
ＥＬＤ総需要（ｔ）：時刻ｔに必要とされることが予測される発電設備１ａ，１ｂ，
１ｂ，１ｎの発電電力の合計値［ＭＷ］
需要予測値：時刻ｔに必要とされることが予測される総需要電力値［ＭＷ］
自然エネルギー予測値：時刻ｔに必要とされることが予測される自然エネルギー
発電設備２ａ，２ｂ、２ｎの発電電力の合計値［ＭＷ］
Ｐ０（ｎ）：現時刻（ｎ）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
Ｐ０（ｎ＋１）：次のＰ０更新時刻（ｎ＋１）における融通電力量Ｐ０の値［ＭＷ］
上記の式（８）では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。（Ｐ０（ｎ＋１）−Ｐ０（ｎ））は融通電力量の予測変化量となる。融通電力量Ｐ０の値の変化分を予測してＥＬＤ総需要の算出を行うので、より経済性に優れた発電設備１による発電を行うことができる。
【００８６】
（３）上記実施形態では予測値であるＥＬＤ総需要、需要予測値、自然エネルギー予測値の算出は５分ごとに行われるものとしたが算出の時間周期はこれに限られない。例えば２分または１０分周期で前述の算出が行われるようにしてもよい。
【００８７】
（４）上記実施形態では、自然エネルギー発電設備２は、太陽光発電装置としたがこれに限られない。自然エネルギー発電設備２は、風力発電、海流発電、地熱発電でもよい。
【００８８】
（５）上記実施形態では、入力部４１は、受信回路としたがこれに限られない。入力部４１は、メモリポートやキーボードによる入力装置でもよい。
【符号の説明】
【００８９】
１，１ａ〜１ｎ・・・発電設備
２，２ａ〜２ｎ・・・自然エネルギー発電設備
３・・・検出装置
４・・・制御装置
７，７ａ〜７ｎ・・・検出用の信号線
８，８ａ〜８ｎ・・・制御用の信号線
９，９ａ・・・電力系統
９ｂ・・・他の電力系統
９ｃ・・・連系線
４１，４１ａ〜４１ｎ・・・入力部
４２，４２ａ〜４２ｎ・・・出力部
４３・・・目標値作成部
４４・・・ＡＲ算出部
４５・・・ＡＲ平滑部
４６・・・ＡＲ配分部
４７・・・総需要算出部
４８・・・記憶部
４９・・・ＥＬＤスケジュール算出部
【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】
2018107919.tif 000009
【図８】
2018107919.tif 000010
【図９】
2018107919.tif 000011
【図１０】
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