(57)【要約】【課題】分散型電源が接続する電力系統における自律的な需給制御を適切に行えるようにする。【解決手段】分散型電源３（計測指令装置１０）の夫々が、自機出力及び自機周波数を計測し、他の分散型電源３から送られてくる他機周波数及び他機出力を受信し、自機出力に微小変動を与え、微小変動に対する自機周波数の変動である自機周波数変動を取得し、微小変動に対する他機周波数の変動である他機周波数変動を取得し、自機周波数変動と他機周波数変動とを比較することにより、他の分散型電源３の電力系統２への接続状態を判断する。また分散型電源（計測指令装置１０）の夫々が、自機周波数変動と他機周波数変動とを比較するとともに、微小変動と他機出力変動とを比較することにより、他の分散型電源３の電力系統への接続状態を判断する。【選択図】図４
2011193643.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統に接続する互いに通信可能に接続された複数の分散型電源を含んで構成される電力供給システムの制御方法であって、
前記分散型電源の夫々が、
自機の出力である自機出力、及び前記電力系統の周波数である自機周波数を計測し、
他の前記分散型電源から送られてくる、前記電力系統の周波数である他機周波数、及び他の前記分散型電源の出力である他機出力を受信し、
前記自機出力に微小変動を与え、
前記微小変動に対する前記自機周波数の変動である自機周波数変動を取得し、
前記微小変動に対する前記他機周波数の変動である他機周波数変動を取得し、
前記自機周波数変動と前記他機周波数変動とを比較することにより、他の前記分散型電源の前記電力系統への接続状態を判断する
ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。
【請求項２】
請求項１に記載の電力供給システムの制御方法であって、
前記分散型電源の夫々が、
前記微小変動に対する前記他機出力の変動である他機出力変動を取得し、
前記自機周波数変動と前記他機周波数変動とを比較するとともに、前記微小変動と前記他機出力変動とを比較することにより、他の前記分散型電源の前記電力系統への接続状態を判断する
ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。
【請求項３】
請求項１に記載の電力供給システムの制御方法であって、
前記分散型電源の夫々は、
前記自機出力と、前記判断により前記電力系統に接続していると判断した全ての前記他の分散型電源の前記他機出力とを合計することにより、前記電力系統における現在の発電機出力の合計である発電量合計を求め、
前記自機周波数と前記電力系統について設定されている基準周波数とに基づき、前記電力系統の周波数偏差を求め、
前記周波数偏差に系統周波数特性定数を乗算した値と前記発電量合計とを乗算することにより地域要求量を求め、
求めた前記地域要求量を所定の配分条件に従い前記分散型電源の夫々に配分し、
配分した前記地域要求量に基づき前記分散型電源の夫々の出力を制御するための指令値を生成する
ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。  
【請求項４】
請求項３に記載の電力供給システムの制御方法であって、
前記分散型電源の夫々は、
他の前記分散型電源から送られてくる当該他の分散型電源の出力可変域を示す情報を受信し、
前記他の前記分散型電源の前記出力が当該他の前記分散型電源の出力可変域の範囲内になるように前記指令値を生成する
ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。
【請求項５】
請求項４に記載の電力供給システムの制御方法であって、
前記出力可変域を示す情報は、出力上限値又は出力下限値のうちの少なくともいずれかを含む
ことを特徴とする電力供給システムの制御方法。
【請求項６】
請求項３に記載の電力供給システムの制御方法であって、
前記配分条件は、
前記地域要求量を前記分散型電源の夫々に均等に配分するという条件、
前記地域要求量を前記分散型電源の夫々の出力の変化速度に応じて配分するという条件、及び
前記地域要求量を前記分散型電源の夫々の経済性に応じて配分するという条件
のうちのいずれかである
ことを特徴とする電力供給システム。
【請求項７】
電力系統に接続する互いに通信可能に接続された複数の分散型電源を含み、
前記分散型電源の夫々は、
自機の出力である自機出力、及び前記電力系統の周波数である自機周波数を計測する自機計測部、
他の前記分散型電源から送られてくる、前記電力系統の周波数である他機周波数、及び他の前記分散型電源の出力である他機出力を受信する他機情報受信部、
前記自機出力に微小変動を与える微小変動入力部、
前記微小変動に対する前記自機周波数の変動である自機周波数変動を取得する自機周波数変動取得部、
前記微小変動に対する前記他機周波数の変動である他機周波数変動を取得する他機周波数変動取得部、及び
前記自機周波数変動と前記他機周波数変動とを比較することにより、他の前記分散型電源の前記電力系統への接続状態を判断する接続状態判断部
を備えることを特徴とする電力供給システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力供給システムの制御方法、及び電力供給システムに関し、とくに分散型電源が接続する電力系統における自律的な需給制御を適切に行うための技術に関する。
【背景技術】
【０００２】
特許文献１には、マイクログリッド等における多数の分散型電源の需給制御方法として、各分散型電源が系統の周波数と自身の現在出力とを計測し、その計測値と通信回線を通じて取得した他の分散型電源の現在出力とに基づき地域要求量（ＡＲ）を求め、求めた地域要求量（ＡＲ）を所定の配分方法に従って各分散型電源に配分し、各分散型電源が自身の出力を計算することにより、電力系統の自律的な制御を行う構成が開示されている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００３】
【特許文献１】特開２００９−２７８８３４号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００４】
上記のような自律制御が行われるマイクログリッド等の電力系統において、例えば、分散型電源の起動や停止、停電作業や運用変更等による系統の構成変更、各分散型電源における出力調整しろの変更等により電力系統に接続する分散型電源の接続状態に変化が生じた場合に、電力系統における自律的な需給制御を継続するためには、変化後の状態に合わせて分散型電源の出力を適切に制御する必要がある。
【０００５】
本発明はこのような背景に鑑みてなされたもので、分散型電源が接続する電力系統における自律的な需給制御を適切に行うことが可能な電力供給システムの制御方法、及び電力供給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】
【０００６】
上記目的を達成するための本発明の一つは、電力系統に接続する互いに通信可能に接続された複数の分散型電源を含んで構成される電力供給システムの制御方法であって、前記分散型電源の夫々が、自機の出力である自機出力、及び前記電力系統の周波数である自機周波数を計測し、他の前記分散型電源から送られてくる、前記電力系統の周波数である他機周波数、及び他の前記分散型電源の出力である他機出力を受信し、前記自機出力に微小変動を与え、前記微小変動に対する前記自機周波数の変動である自機周波数変動を取得し、前記微小変動に対する前記他機周波数の変動である他機周波数変動を取得し、前記自機周波数変動と前記他機周波数変動とを比較することにより、他の前記分散型電源の前記電力系統への接続状態を判断することとする。
【０００７】
本発明によれば、分散型電源の起動や停止、停電作業や運用変更等による系統の構成変更、各分散型電源における出力調整しろの変更等により電力系統に接続する分散型電源の接続状態に変化が生じても、分散型電源の夫々において、他の分散型電源の接続状態を判断することができ、分散型電源の接続状態に応じて自律的な需給制御を適切に行うことができる。
【０００８】
上記目的を達成するための本発明の他の一つでは、前記制御方法において、前記分散型電源の夫々が、前記微小変動に対する前記他機出力の変動である他機出力変動を取得し、前記自機周波数変動と前記他機周波数変動とを比較するとともに、前記微小変動と前記他機出力変動とを比較することにより、他の前記分散型電源の前記電力系統への接続状態を判断することとする。
【０００９】
本発明によれば、分散型電源の夫々は、自機周波数変動と他機周波数変動とを比較するとともに、微小変動と他機出力変動とを比較することにより他の分散型電源の電力系統への接続状態を判断するので、他の分散型電源の接続状態をより確実に判断することができる。
【００１０】
上記目的を達成するための本発明の他の一つでは、前記制御方法において、前記分散型電源の夫々は、前記自機出力と、前記判断により前記電力系統に接続していると判断した全ての前記他の分散型電源の前記他機出力とを合計することにより、前記電力系統における現在の発電機出力の合計である発電量合計を求め、前記自機周波数と前記電力系統について設定されている基準周波数とに基づき、前記電力系統の周波数偏差を求め、前記周波数偏差に系統周波数特性定数を乗算した値と前記発電量合計とを乗算することにより地域要求量を求め、求めた前記地域要求量を所定の配分条件に従い前記分散型電源の夫々に配分し、配分した前記地域要求量に基づき前記分散型電源の夫々の出力を制御するための指令値を生成することとする。
【００１１】
本発明によれば、電力系統に接続していると判断した全ての他の分散型電源の他機出力とを合計することにより、電力系統における現在の発電機出力の合計である発電量合計を求め、求めた発電量合計を用いて分散型電源の夫々の出力を制御するための指令値を生成するので、分散型電源の接続状態に応じて自律的な需給制御を適切に行うことができる。
【００１２】
上記目的を達成するための本発明の他の一つでは、前記制御方法において、前記分散型電源の夫々は、他の前記分散型電源から送られてくる当該他の分散型電源の出力可変域を示す情報を受信し、前記他の前記分散型電源の前記出力が当該他の前記分散型電源の出力可変域の範囲内になるように前記指令値を生成することとする。また前記出力可変域を示す情報は、出力上限値又は出力下限値のうちの少なくともいずれかを含むこととする。
【００１３】
本発明によれば、分散型電源の夫々は、他の分散型電源の出力が当該他の分散型電源の出力可変域の範囲内になるように指令値を生成するので、各分散型電源の特性に応じて適切な指令値を生成することができ、自律的な需給制御を適切に行うことができる。
【００１４】
上記目的を達成するための本発明の他の一つでは、前記制御方法において、前記配分条件は、前記地域要求量を前記分散型電源の夫々に均等に配分するという条件、前記地域要求量を前記分散型電源の夫々の出力の変化速度に応じて配分するという条件、及び前記地域要求量を前記分散型電源の夫々の経済性に応じて配分するという条件のうちのいずれかであることとする。
【００１５】
このように配分条件は、ユーザニーズや分散型電源の運用形態に応じて柔軟に設定することができる。
【００１６】
その他、本願が開示する課題、及びその解決方法は、発明を実施するための形態の欄、及び図面により明らかにされる。
【発明の効果】
【００１７】
本発明によれば、分散型電源が接続する電力系統における自律的な需給制御を適切に行うことができる。
【図面の簡単な説明】
【００１８】
【図１】電力供給システム１の概略的な構成を示す図である。
【図２】計測指令装置１０の構成を示す図である。
【図３Ａ】演算装置１１のハードウエア構成を示す図である。
【図３Ｂ】計測装置１２のハードウエア構成を示す図である。
【図３Ｃ】制御装置１３のハードウエア構成を示す図である。
【図４】演算装置１１の機能を示す図である。
【図５Ａ】計測値データベース４２１に格納されるデータのレコード構成である。
【図５Ｂ】接続状態管理データベース４２２に格納されるデータのレコード構成である。
【図６】自機指令値生成処理Ｓ７００の概要を説明する図である。
【図７】自機指令値生成処理Ｓ７００を説明するフローチャートである。
【図８】微小変動ΔＰ、自機周波数変動ΔＦ、他機周波数変動Ｆｉの関係を示す模式図である。
【図９】ロックインアンプ１２４１の構成を示すブロック図である。
【図１０】接続状態判断処理Ｓ１０００を説明するフローチャートである。
【発明を実施するための形態】
【００１９】
以下、実施形態につき図面を参照しつつ詳細に説明する。
【００２０】
図１に実施形態として説明する電力供給システム１の概略的な構成を示している。同図に示すように、電力供給システム１は、マイクログリッドなどの小規模な電力系統２に存在する複数の分散型電源３（Ｇ１，Ｇ２，Ｇ３・・・）、分散型電源３の夫々に付設される計測指令装置１０、及び電力系統２に接続する一つ以上の負荷４を含んで構成されている。
【００２１】
分散型電源３は、例えばコージェネレーション発電機（ディーゼル発電機、ガスタービン発電機、ガスエンジン発電機等）、自然エネルギーや未利用エネルギーを利用した発電機（風力発電機、太陽光発電機、小型水力発電機、廃棄物発電機、バイオマス発電機等）等である。尚、以下の説明において、複数の分散型電源３のうち注目している一の分散型電源３のことを自機と称し、自機以外の他の分散型電源３のことを他機と称する。
【００２２】
各計測指令装置１０は、通信ネットワーク５０を介して互いに通信可能に接続している。通信ネットワーク５０は、例えばインターネットや専用線（電力系統制御用情報伝送システム（CDT：Cyclic Digital data Transmission equipment）、メタル線、光ファイバ等）等である。
【００２３】
図２に計測指令装置１０の構成を示している。同図に示すように、各計測指令装置１０は、演算装置１１、計測装置１２、及び制御装置１３を備える。このうち計測装置１２は、電力系統２の現在の周波数及び分散型電源３の現在の出力（以下、発電機出力と称する。）を取得し、取得した周波数及び発電機出力を演算装置１１に入力する。
【００２４】
演算装置１１は、計測装置１２から入力される周波数及び発電機出力と、通信ネットワーク５０を介して取得される他の分散型電源３の発電機出力とに基づき分散型電源３の出力を制御するための指令値を生成し、生成した指令値を制御装置１３に入力する。
【００２５】
制御装置１３は、演算装置１１から入力される指令値に従って分散型電源３の出力を制御する。
【００２６】
図３Ａに演算装置１１のハードウエア構成（ブロック図）を示している。同図に示すように、演算装置１１は、ＣＰＵ１１１と、ＲＡＭ・ＲＯＭ等のメモリ１１２と、ハードディスク等の記憶装置１１３と、キーボードやマウス等の入力装置１１４と、液晶ディスプレイ等の表示装置１１５と、通信ネットワーク５０を介して他の計測指令装置１０との間で通信を行うとともに、計測装置１２及び制御装置１３との間で通信を行う通信装置１１６と、ＲＴＣ（Real Time Clock）等を用いて構成され、現在日時等の日時情報（タイムスタンプ）を生成する計時装置１１７（電波時計等）とを備えている。
【００２７】
図３Ｂに計測装置１２のハードウエア構成（ブロック図）を示している。同図に示すように、計測装置１２は、ＣＰＵ１２１と、メモリ１２２と、演算装置１１と通信するための通信装置１２３と、電力系統２の周波数及び分散型電源３の出力を取得する計測回路１２４とを備えている。また同図に示すように、計測回路１２４はロックインアンプ１２４１を備えている。
【００２８】
図３Ｃに制御装置１３のハードウエア構成（ブロック図）を示している。同図に示すように、制御装置１３は、ＣＰＵ１３１と、メモリ１３２と、演算装置１１との間で通信を行う通信装置１３３と、演算装置１１から入力される指令値に従って分散型電源３の出力を制御する制御回路１３４とを備えている。
【００２９】
図４に演算装置１１が備える機能を示している。同図に示すように、演算装置１１は、自機計測部４１１、自機情報送信部４１２、他機情報取得部４１３、接続状態取得部４１４、発電機出力合計部４１５、地域要求量算出部４１６、フィルタ処理部４１７、配分処理部４１８、及び指令値生成部４１９の各機能を備える。尚、これらの機能は、演算装置１１のハードウエアによって、もしくは、ＣＰＵ１１１がメモリ１１２や記憶装置１１３に格納されているプログラムを実行することにより実現される。
【００３０】
また同図に示すように、演算装置１１は、計測値データベース４２１、及び接続状態管理データベース４２２を備える。尚、計測値データベース４２１、及び接続状態管理データベース４２２は、例えば演算装置１１において動作するＤＢＭＳ（Data Base Management System）によって管理される。
【００３１】
図４に示す機能のうち、自機計測部４１１は、計測装置１２から随時入力される電力系統２の周波数（以下、自機周波数と称する。）を取得し、取得した自機周波数を取得日時（タイムスタンプ）に対応づけて計測値データベース４２１に格納する。
【００３２】
また自機計測部４１１は、計測装置１２から随時入力される、当該計測指令装置１０の計測装置１２が担当する分散型電源３（自機）の現在の発電機出力（以下、自機出力と称する。）を、計測時刻（タイムスタンプ）に対応づけて計測値データベース４２１に格納する。
【００３３】
自機情報送信部４１２は、自機計測部４１１によって取得された自機周波数及び自機出力を、他の分散型電源３（他機）の全ての計測指令装置１０に随時送信（ブロードキャスト）する。尚、送信する情報には、自機の識別子及び自機の制約条件（後述）が付帯する。
【００３４】
他機情報取得部４１３は、通信ネットワーク５０を介して他の計測指令装置１０から随時送られてくる、他の計測指令装置１０が取得した電力系統２の周波数（以下、他機周波数と称する。）、及び他の計測指令装置１０が担当する分散型電源３の発電機出力（以下、他機出力と称する。）を、その分散型電源３の識別子及び制約条件とともに受信し、受信した他機発電機出力を、上記識別子、上記制約条件、及び当該発電機出力の計測時刻（タイムスタンプ）と対応づけて、計測値データベース４２１に格納する。
【００３５】
接続状態取得部４１４は、他機の電力系統２への接続状態を判断し、判断の結果を後述する接続状態管理データベース４２２に登録する。接続状態取得部４１４の詳細については後述する。
【００３６】
発電機出力合計部４１５は、自機計測部４１１によって計測された自機出力と、電力系統２に接続していると判断される全ての他の分散型電源３の他機出力とを合計し、電力系統２に注入される電力の合計（以下、発電量合計と称する。）を求める。尚、他機が電力系統２に接続しているか否かは、接続状態管理テータベース４２２を参照して判断する。
【００３７】
地域要求量算出部４１６は、自機計測部４１１によって取得された自機周波数（以下、現在周波数と称する。）と、発電機出力合計部４１５によって算出された発電量合計とに基づき、地域要求量ＡＲ（Area Requirement）を求める。尚、地域要求量ＡＲは、電力系統２の需給差（需要と供給のアンバランス）を表す量である。本実施形態では現在周波数と基準周波数（例えば５０Ｈｚ（関東）や６０Ｈｚ（関西））との差（以下、周波数偏差ΔＦと称する。）に系統周波数特性定数Ｋを乗算した値に、さらに発電量合計を乗算した値を地域要求量ＡＲとしている。
【００３８】
フィルタ処理部４１７は、地域要求量算出部４１６によって求められた地域要求量ＡＲについて、地域要求量ＡＲに含まれる極短周期成分を除去する平滑化処理、並びに微動成分を除去する不感帯処理を行う。
【００３９】
配分処理部４１８は、地域要求量算出部４１６によって求められた地域要求量ＡＲを、所定の配分条件に従い電力系統２に接続している各分散型電源３に配分する。配分条件としては、例えば、各分散型電源３に地域要求量ＡＲを均等に配分、即ち、地域要求量ＡＲに、１／（電力系統２に接続している運転中の分散型電源３の台数合計）を乗算した値を各分散型電源３に配分するという条件（以下、第１条件と称する。）、各分散型電源３の発電機出力の変化速度に応じて地域要求量ＡＲを各分散型電源３に配分、即ち、地域要求量ＡＲに、（その分散型電源３の変化速度）／（電力系統２に接続している運転中の分散型電源３の変化速度の合計）を乗算した値を各分散型電源３に配分するという条件（以下、第２条件と称する。）、各分散型電源３の経済性（コスト的な有利さ）に応じて地域要求量ＡＲを各分散型電源３に配分、即ち、地域要求量ＡＲに、（その分散型電源３の経済係数）／（電力系統２に接続している運転中の分散型電源３の経済係数の合計））を乗算した値を各分散型電源３に配分するという条件（以下、第３条件と称する。）等がある。
【００４０】
指令値生成部４１９は、配分処理部４１８によって自身が担当する分散型電源３に配分された地域要求量ＡＲに応じた指令値（例えばＰＩＤ演算（Proportional Integral Differential）によって求められるＬＦＣ制御量（LFC:Load Frequency Control（負荷周波数制御））を生成し、生成した指令値を制御装置１３に入力する。
【００４１】
図５Ａに計測値データベース４２１に格納されるデータのレコードの構成を示している。同図に示すように、このレコードは、計測値種別４２１１、識別子４２１２、計測値４２１３、取得日時４２１４、及び制約条件４２１５の各項目を含む。このうち計測値種別４２１１には、当該レコードに設定されている計測値が、電力系統２の周波数であるのか、分散型電源３の出力（発電機出力）であるのかを示す値が設定される。
【００４２】
識別子４２１２には、そのレコードが発電機出力についてのレコードである場合に、当該レコードに格納されている発電機出力がどの分散型電源３についてのものかを示す識別子（分散型電源３ごとに固有に付与される識別子）が設定される。計測値４２１３には、計測値（自機周波数、他機周波数、自機出力、及び他機出力のいずれか）が設定される。取得日時４２１４には、その計測値の取得日時（タイムスタンプ）が設定される。
【００４３】
制約条件４２１５には、他機周波数や他機出力とともに他機から送られてくる制約条件が設定される。ここで制約条件とは、当該他機の運転についての制約であり、例えば当該他機の出力可変域を示す情報（出力上限値又は出力下限値のうちの少なくともいずれかを含む）である。また他機がエンジン発電機又は燃料電池である場合には、現在出力を所定の範囲内で増減できるという制約条件が設定される。また他機が太陽電池である場合には、出力が上昇する方向の制御ができないが減少する方向の調整はできるという制約条件が設定される。また他機が蓄電池である場合は、出力上限値や負側の制御（充電）が可能であるという制約条件が設定される。
【００４４】
図５Ｂに接続状態管理データベース４２２に格納されるデータのレコード構成を示している。同図に示すように、このレコードは、識別子４２２１、及び接続状態４２２２の各項目を含む。識別子４２２１には、通信ネットワーク５０を介して自機と通信可能な他機の識別子（分散型電源３ごとに固有に付与される識別子）が設定される。接続状態４２２２には、その他機の電源系統２への接続状態を示す情報（例えば、「接続中」、「未接続」）が設定される。
【００４５】
図６は演算装置１１が行う処理（以下、自機指令値生成処理Ｓ７００と称する。）の概要を説明する図である。また図７は自機指令値生成処理Ｓ７００の詳細を説明するフローチャートである。以下、これらの図とともに、自機指令値生成処理Ｓ７００について説明する。
【００４６】
図７に示すように、演算装置１１は、自機の指令値を生成する機会が到来（例えば１０分毎）したか否かをリアルタイムに監視している（Ｓ７１１）。上記機会が到来すると（Ｓ７１１：ＹＥＳ）、演算装置１１の自機計測部４１１は、計測装置１２から、現在周波数を取得し、取得した現在周波数を計測値データベース４２１に格納する（Ｓ７１２、図６のＳ６１１）。また演算装置１１の自機計測部４１１は、計測装置１２から、自機出力を取得し、取得した自機出力を計測値データベース４２１に格納する（Ｓ７１３、図６のＳ６１２）。また自機情報送信部４１２は、取得した自機出力を他機の全ての計測指令装置１０に通知（ブロードキャスト）する（Ｓ７１４）。尚、各計測指令装置１０の演算装置１１は、他機の計測指令装置１０から他機出力が通知されると、通知された他機出力を自身の計測値データベース４２１に格納する。
【００４７】
次に演算装置１１の他機出力取得部４１３は、他の計測指令装置１０から、電力系統２に接続していると判断した全ての他機の他機出力を、通信ネットワーク５０を介して取得する（Ｓ７１５、図６のＳ６１３）。
【００４８】
次に演算装置１１の発電機出力合計部４１５は、計測した自機出力と、取得した全ての他機の他機出力とを合計して発電量合計を求める（Ｓ７１８、図６のＳ６１４）。
【００４９】
次に演算装置１１の地域要求量算出部４１６は、計測した現在周波数について周波数偏差ΔＦを求め（図６のＳ６１５）、求めた周波数偏差ΔＦに系統周波数特性定数Ｋを乗算し（図６のＳ６１６）、乗算した値にさらに発電量合計を乗算して（図６のＳ６１７）地域要求量ＡＲを求める（Ｓ７１９）。
【００５０】
次に演算装置１１のフィルタ処理部４１７は、求めた地域要求量ＡＲについてフィルタ処理、即ち、地域要求量ＡＲに含まれる極短周期成分を除去する平滑化処理、及び微動成分を除去する不感帯処理を行う（Ｓ７２０、図６のＳ６１８）。
【００５１】
次に演算装置１１の配分処理部４１８は、フィルタ処理された地域要求量ＡＲを、電力系統２に接続している各分散型電源３に課せられる条件（前述の制約条件や前述の第１乃至第３条件）に従い各分散型電源３に配分する（Ｓ７２１、図６のＳ６１９）。
【００５２】
次に演算装置１１の指令値入力部４１９は、配分処理部４１８によって自身が担当する分散型電源３に配分された地域要求量ＡＲに応じた指令値（例えばＬＦＣ制御量）を生成し、生成した指令値を制御装置１３に入力する（Ｓ７２２、図６のＳ６２０）。その後はＳ７１１に戻る。
【００５３】
＝電力系統への接続状態の判断＝
図４に示した演算装置１１の接続状態取得部４１４は、通信ネットワーク５０を介して自機と通信可能に接続している他機が電力系統２に接続しているか否か（電力系統２への電力の供給が可能な状態で電力系統２に接続しているか否か）を判断する。図４に示しているように、接続状態取得部４１４は、微小変動生成部４１４１、自機周波数変動算出部４１４２、他機周波数変動算出部４１４３、他局出力変動算出部４１４４、及び接続状態判断部４１４５を有する。
【００５４】
このうち微小変動生成部４１４１は、制御装置１３を制御することにより、自機出力に電力系統２の運用に殆ど影響を与えない程度の微小変動を与える。自機周波数変動算出部４１４２は、微小変動ΔＰに対する自機周波数の変動ΔＦを、ロックインアンプ１２４１を用いて算出する。他機周波数変動算出部４１４３は、微小変動ΔＰに対する他機周波数の変動ΔＦｉ（ｉ＝１，２，・・・ｎ：ｎは自機と通信可能な他機の数）を、ロックインアンプ１２４１を用いて算出する。他機出力変動算出部４１４４は、微小変動ΔＰに対する他機出力の変動ΔＰｉ（ｉ＝１，２，・・・ｎ）を、ロックインアンプ１２４１を用いて算出する。尚、図８に微小変動ΔＰ、自機周波数変動ΔＦ、他機周波数変動Ｆｉの関係を示す。
【００５５】
そして接続状態判断部４１４５は、自機周波数変動算出部４１４２により算出される自機周波数変動ΔＦと他機周波数変動算出部４１４３により算出される他機周波数変動ΔＦｉとを比較する第１の比較、及び、微小変動ΔＰと他機出力変動算出部４１４４により算出される他機出力変動ΔＰｉとを比較する第２の比較、のうちの少なくともいずれか（第１の比較と第２の比較の双方を行う場合を含む）を行うことにより、自機と通信可能に接続している他機が電力系統２に接続しているか否かを判断する。
【００５６】
図９にロックインアンプ１２４１の構成を示している。同図に示すように、このロックインアンプ１２４１は、測定信号を必要とされる電圧に増幅するプリアンプ９１１、測定信号に含まれている高調波を除去するバンドパスフィルタ９１２、参照信号を矩形波に整形する波形整形回路９１３、参照信号と測定信号との間の位相差を調整する位相回路９１４、同期検波による周波数変換を行う同期検波回路９１５（ＰＳＤ（Phase Sensitive Detecter））、及び同期検波回路９１５の出力信号から交流成分を除去し直流成分を取り出すローパスフィルタ９１６を備える。尚、ロックインアンプ１２４１は、同図に示した構成からなるものに限られない。例えばロックインアンプ１２４１として、位相調整が不要な２位相方式のロックインアンプ（Two Phase Lock-In Amplifier）を用いてもよい。  
【００５７】
次に自機周波数変動算出部４１４２が図９に示した構成からなるロックインアンプ１２４１を用いて自機周波数変動ΔＦを算出する仕組みについて説明する。尚、以下の説明では、ロックインアンプ１２４１に供給される測定信号及び参照信号を夫々次式のように表記する。
参照信号＝ΔＰ・ｓｉｎ（ωｔ＋α）            ・・・式２
測定信号＝Ｆ0・ｓｉｎ（ω０ｔ＋β０）＝Ｆ1・ｓｉｎ（ω１ｔ＋β１）＋Ｆ2・ｓｉｎ（ω２ｔ＋β２）＋・・・＋ΔＦ・ｓｉｎ（ωｔ＋β））      ・・・式３
【００５８】
尚、式２におけるΔＰは微小変動の振幅、ωは微小変動の角周波数、αは微小変動の位相、ｔは時間である。また式３におけるＦは測定信号の振幅、ω０は測定信号の角周波数、βは測定信号の位相である。
【００５９】
ここで式２の参照信号と式３の測定信号を乗算すれば次のようになる。
参照信号×測定信号＝ΔＰ・ｓｉｎ（ωｔ＋α）×Ｆ0・ｓｉｎ（ω０ｔ＋β０）＝（１／２）・ΔＰ・ΔＦｃｏｓ（α−β）−（１／２）・ΔＰ・ΔＦ・ｃｏｓ（２ωｔ＋α＋β）＋（１／２）・ΔＰ×Ｆ1ｃｏｓ（（ω−ω１）ｔ＋α−β）−（１／２）・ΔＰ・Ｆ1ｃｏｓ（（ω＋ω１）ｔ＋α＋β）＋・・・          ・・・式４
【００６０】
ここで上式において、Ｆ1・ｓｉｎ（ω１ｔ＋β１）、Ｆ2・ｓｉｎ（ω２ｔ＋β２）等は除去対象となる成分であり、ΔＦ・ｓｉｎ（ωｔ＋β）は測定対象成分である。上式において２ωｔ、ω１ｔ・・・についてはローパスフィルタ９１６によって除去される。また同期検波回路９１５によって参照信号と測定信号とが同期されることにより（α＝β）、式４は（１／２）・ΔＰ・ΔＦとなり、この値がＤＣ出力としてロックインアンプ１２４１から出力される。従って、このＤＣ出力を微小変動ΔＰで除算すれば自機周波数変動ΔＦを求めることができる。尚、以上と全く同様の方法で他機周波数変動ΔＦｉ、及び他機出力変動ΔＰｉを求めることができる。
【００６１】
図１０は、以上のようにして算出された自機周波数変動ΔＦ、他機周波数変動ΔＦｉ、及び他機出力変動ΔＰｉに基づき、他機が電力系統２に接続しているか否かを判断する処理（以下、接続状態判断処理Ｓ１０００と称する。）を説明するフローチャートである。
【００６２】
同図に示すように、まず接続状態取得部４１４が、他機を特定する変数ｉに０を設定し（Ｓ１０１１）、続いて変数ｉに１を加算する（Ｓ１０１２）。次に自機周波数変動算出部４１４２が自機周波数変動ΔＦを求める（Ｓ１０１３）。また他機周波数変動算出部４１４３が他機周波数変動ΔＦｉを求める（Ｓ１０１４）。さらに他機出力変動算出部４１４４が他機出力ΔＰｉを求める（Ｓ１０１５）。
【００６３】
次に接続状態判断部４１４５が、自機周波数変動ΔＦと他機周波数変動ΔＦｉとを比較する前述した第１の比較、及び、微小変動ΔＰと他機出力変動ΔＰｉとを比較する前述した第２の比較のうちの少なくともいずれか（第１の比較と第２の比較の双方を行う場合を含む）を行うことにより、他機（ｉで特定される他機）が電力系統２に接続しているか否かを判断する（Ｓ１０１６）。
【００６４】
ここで第１の比較のみによって判断する場合には、自機周波数変動ΔＦと他機周波数変動ΔＦｉとが一致すれば他機が電力系統２に接続していると判断し、自機周波数変動ΔＦと他機周波数変動ΔＦｉとが一致しなければ他機が電力系統２に接続していないと判断する。尚、この一致不一致の判断は、例えば自機周波数変動ΔＦと他機周波数変動ΔＦｉとの相関係数を求め、求めた相関係数が予め設定された閾値を超えるか否かを判断することにより行う。
【００６５】
また第２の比較のみによって判断する場合には、微小変動ΔＰと他機出力変動ΔＰｉとが一致すれば他機が電力系統２に接続していると判断し、一致していなければ他機が電力系統２に接続していないと判断する。尚、この一致不一致の判断は、例えば微小変動ΔＰと他機出力変動ΔＰｉとの相関係数を求め、求めた相関係数が予め設定された閾値を超えるか否かを判断することにより行う。
【００６６】
また第１の比較と第２の比較の双方を行って判断する場合には、自機周波数変動ΔＦと他機周波数変動ΔＦｉとが一致し、かつ、微小変動ΔＰと他機出力変動ΔＰｉとが一致すれば、他機が電力系統２に接続していると判断し、一方、自機周波数変動ΔＦと他機周波数変動ΔＦｉ、又は、微小変動ΔＰと他機出力変動ΔＰｉのうちの少なくとも一方が不一致であれば、他機は電力系統２に接続していないと判断する。尚、この場合における一致不一致の判断は前述と同様に相関係数を求めることにより行う。
【００６７】
図１０のＳ１０１６において、他機（ｉで特定される他機）が電力系統２に接続していると判断した場合は（Ｓ１０１６：一致）Ｓ１０１７に進み、電力系統２に接続していないと判断した場合は（Ｓ１０１６：不一致）Ｓ１０１８に進む。
【００６８】
Ｓ１０１７では、接続状態判断部４１４５が、接続状態管理テーブル４２２に、他機（ｉで特定される他機）が電力系統２に接続している旨を設定する。
【００６９】
Ｓ１０１８では、ｉ＝ｎ（自機と通信可能な他機の数）か否かを判断する。もしｉがｎよりも小さければ（Ｓ１０１８：ＮＯ）、Ｓ１０１２に戻る。一方、ｉ＝ｎであれば（Ｓ１０１８：ＹＥＳ）処理が終了する。
【００７０】
以上に説明したように、分散型電源３（計測指令装置１０）の夫々は、自機出力及び自機周波数を計測し、他の分散型電源３から送られてくる他機周波数及び他機出力を受信し、自機出力に微小変動を与え、微小変動に対する自機周波数の変動である自機周波数変動を取得し、微小変動に対する他機周波数の変動である他機周波数変動を取得し、自機周波数変動と他機周波数変動とを比較することにより、他の分散型電源３の電力系統２への接続状態を判断する。このため、分散型電源３の起動や停止、停電作業や運用変更等による系統の構成変更、各分散型電源３における出力調整しろの変更等により、電力系統２に接続する分散型電源３の接続状態に変化が生じた場合でも、分散型電源３（計測指令装置１０）の夫々において他の分散型電源３の接続状態を判断することができ、分散型電源３の接続状態に応じて自律的な需給制御を適切に行うことができる。
【００７１】
また分散型電源（計測指令装置１０）の夫々は、自機周波数変動と他機周波数変動とを比較するとともに、微小変動と他機出力変動とを比較することにより、他の分散型電源３の電力系統への接続状態を判断することで、他の分散型電源３の接続状態をより確実に判断することができる。
【００７２】
以上に説明した実施の形態は、本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定するものではない。本発明は、その趣旨を逸脱することなく、変更、改良され得ると共に、本発明にはその等価物が含まれることは勿論である。
【符号の説明】
【００７３】
１  電力供給システム
２  電力系統
３  分散型電源
４  負荷
１０  計測指令装置
１１  演算装置
１２  計測装置
１２４１  ロックインアンプ
１３  制御装置
５０  通信ネットワーク
４１１  自機計測部
４１２  自機情報送信部
４１３  他機情報取得部
４１４  接続状態取得部
４１４１  微小変動生成部
４１４２  自機周波数変動算出部
４１４３  他機周波数変動算出部
４１４４  他機出力変動算出部
４１４５  接続状態判断部
４１５  発電機出力合計部
４１６  地域要求量算出部
４１７  フィルタ処理部
４１８  配分処理部
４１９  指令値入力部
４２１  計測値データベース
４２２  接続状態管理データベース
Ｓ７００  自機指令値生成処理
Ｓ１０００  接続状態判断処理    
【図１】
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【図２】
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【図３Ａ】
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【図３Ｂ】
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【図３Ｃ】
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【図４】
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【図５Ａ】
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【図５Ｂ】
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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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