(57)【要約】【課題】連系線の潮流の変動を抑制し、同時同量制御をより確実に実現する小規模電力系統の制御方法および制御装置を提供すること。【解決手段】商用系統に連系され複数の制御可能な発電機を有する小規模電力系統内の負荷および前記発電機の発電電力の大きさを予測し、この予測に基き需給制御を行う小規模電力系統の需給制御方法において、前記負荷および自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の少なくとも一方の大きさを予測する予測周期、ならびに前記発電機に対し出力指令を出す指令時間間隔を変更することを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法、および装置。【選択図】図２
2008136268.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
商用系統に連系され複数の制御可能な発電機を有する小規模電力系統内の負荷または自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の大きさを予測し、この予測に基き需給制御を行う小規模電力系統の需給制御方法において、
前記負荷および前記自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の少なくとも一方の大きさを予測する予測周期、および前記発電機に対し出力指令を出す指令時間間隔を変更する
ことを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法。
【請求項２】
請求項１記載の小規模電力系統の需給制御方法において、
前記予測周期ならびに前記指令時間間隔を、個々に変更可能とする
ことを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法。
【請求項３】
請求項１記載の小規模電力系統の需給制御方法において、
前記負荷または前記自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測値と実績値との予測誤差を逐次計算し、
前記予測誤差が大きいときは、前記予測周期および前記指令時間間隔を短くし、
前記予測誤差が小さいときは、前記予測周期および前記指令時間間隔を長くする
ことを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法。
【請求項４】
請求項１記載の小規模電力系統の需給制御方法において、
前記小規模電力系統とこの小規模電力系統と連系する商用系統との連系線の潮流を観測し、
前記連系線の潮流の変動が大きいときは、全体的に、前記予測周期および前記指令時間間隔を短くし、
前記連系線の潮流の変動が小さいときは、全体的に、前記予測周期および前記指令時間間隔を長くすることを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法。
【請求項５】
請求項１記載の小規模電力系統の需給制御方法において、
前記小規模電力系統が自立運転している時は、前記小規模電力系統内の周波数の変動を見て、
周波数の変動が大きいときは全体的に、前記予測周期および前記指令時間間隔を短くし、
周波数の変動が小さいときは全体的に前記予測周期および前記指令時間間隔を長くすることを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法。
【請求項６】
請求項１記載の小規模電力系統の需給制御方法において、
前記小規模電力系統と前記商用系統との連系線の潮流の目標値と実績値との差分を検出し、
前記差分を前記発電機の容量比にしたがって各発電機に配分するように出力指令を与える
ことを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法。
【請求項７】
請求項６記載の小規模電力系統の需給制御方法において、
前記複数の発電機における制御可能な発電機に加え、出力を制御可能な蓄電装置を利用し、
前記機器の容量比にしたがって出力指令を配分して与える
ことを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法。
【請求項８】
請求項６記載の小規模電力系統の需給制御方法において、
前記連系線の潮流の目標値と実績値との差分を検出し、
この差分をいくつかの周波数成分に分離し、
その周波数成分の周波数に対応した応答速度の機器に出力指令値を配分する
ことを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法。
【請求項９】
請求項６記載の小規模電力系統の需給制御方法において、
前記連系線の潮流の目標値と実績値との差分を検出し、
この差分を周波数の高い成分と周波数の低い成分に分離し、
周波数の高い成分を応答速度の速い機器に、
周波数の低い成分を応答速度の遅い機器に、
前記出力指令として配分する
ことを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法。
【請求項１０】
複数台の発電機を有し商用系統と連系運転する小規模電力系統を運転制御する小規模電力系統の運転制御装置において、
連系線潮流の目標値と実績値との差を求める第１の加算器と、
前記発電機の容量比に応じて前記第１の加算器の出力の配分内容を決定する第１のスカラ配分器と、
前記複数の発電機の出力予測を第１の周期で出力する予測器と、
前記複数の発電機の容量比に応じて前記複数の発電機が出力すべき出力予測値の配分内容を決定する第２のスカラ配分器と、
前記第１のスカラ配分器による配分内容と前記第２のスカラ配分器の配分内容とを統合して出力指令を形成する第２の加算器と、
この第２の加算器からの出力指令を第２の周期で出力する出力指令器と
を備え、前記第１および第２の周期を変更することを特徴とする小規模電力系統の需給制御装置。
【請求項１１】
請求項１０記載の小規模電力系統の需給制御装置において、
前記第１の加算器の出力を所望倍にするゲイン調整器をそなえたことを特徴とする小規模電力系統の需給制御装置。
【請求項１２】
請求項１０記載の小規模電力系統の需給制御装置において、
前記加算器からの前記出力指令に、前記小規模電力系統内の周波数と基準周波数との差分を加算して前記出力指令を修正する補助加算器をそなえたことを特徴とする小規模電力系統の需給制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、小規模電力系統、すなわち、負荷、この負荷に給電するための自然エネルギーで運転する発電量を制御できない発電機および発電量を制御可能な発電機により構成される小規模の電力系統であって商用系統に連系される電力系統の需給を制御するための需給制御方法および装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
小規模電力系統を商用系統と連系させるには、小規模電力系統と商用系統とを連系する連系線の潮流の変動を小さく保ち、さらにある時間内で商用系統からの電力の授受を同量にする同時同量条件を満たす必要がある。すなわち、電力会社の送電網を利用して送電するには、事業者は、当該事業者と契約するお客様の電力使用量と送電網への電力供給量とを所定時間（例えば３０分）毎に±３％の範囲内でマッチングさせる義務がある。
【０００３】
そこで、電力会社との契約に則り、その契約内に収まるように連系線の潮流を制御することになるが、契約を逸脱した場合、反則金を要求される可能性がある。また小規模電力系統を商用系統から切り離して自立運転を行なう場合、小規模電力系統内で適切に電力の需給バランスをとらなければ、小規模電力系統内の周波数が変動し、小規模電力系統内に電力を安定に供給することができなくなる。
【０００４】
従来の小規模電力系統の需給制御では、上記問題の対策として、負荷や自然エネルギーを利用した発電電力を予測（監視）し、一定の時間間隔で需給のバランスをとるための出力指令を発電機に与える方法などが採られている（例えば、特許文献１参照）。
【特許文献１】特開２００５−１０２３６４号公報
【特許文献２】特開２００５−１５７６８５号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
しかしながら、上記方法では、負荷や自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測値と実績値とで差があると、連系線の潮流の変動が大きくなったり、同時同量制御が悪化したりする可能性がある。
【０００６】
以上のことから、小規模電力系統において、系統内の電力需給バランスを制御する需給制御は、系統内への電力安定供給を実現するために不可欠な機能である。
【０００７】
本発明は上述の点を考慮してなされたものであり、連系線の潮流の変動を抑制し、同時同量制御をより確実に実現する小規模電力系統の制御方法および装置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】
【０００８】
上記目的達成のため、本発明では、下記第１および第２の発明を提供する。
【０００９】
第１の発明は、
商用系統に連系され複数の制御可能な発電機を有する小規模電力系統内の負荷の消費電力、または前記自然エネルギーで運転する発電機の発電電力を予測し、この予測に基き需給制御を行う小規模電力系統の需給制御方法において、
前記負荷の消費電力および前記自然エネルギーで運転する発電機の発電電力の少なくとも一方の大きさを予測する予測周期、および前記制御可能な発電機に対し出力指令を出す指令時間間隔を変更する
ことを特徴とする小規模電力系統の需給制御方法、
である。
【００１０】
また第２の発明は、
複数台の発電機を有し商用系統と連系運転する小規模電力系統を運転制御する小規模電力系統の運転制御装置において、
連系線潮流の目標値と実績値との差を求める第１の加算器と、
前記発電機の容量比に応じて前記第１の加算器の出力の配分内容を決定する第１のスカラ配分器と、
前記複数の発電機の出力予測を第１の周期で出力する予測器と、
前記複数の発電機の容量比に応じて前記複数の発電機が出力すべき出力予測値の配分内容を決定する第２のスカラ配分器と、
前記第１のスカラ配分器による配分内容と前記第２のスカラ配分器の配分内容とを統合して出力指令を形成する第２の加算器と、
この第２の加算器からの出力指令を第２の周期で出力する出力指令器と
を備え、前記第１および第２の周期を変更することを特徴とする小規模電力系統の需給制御装置、
である。
【発明の効果】
【００１１】
本発明によれば、負荷の大きさまたは発電機の発電電力を予測する周期および出力指令の指令時間間隔を変更することにより、系統に最適な周期で予測して連系線の潮流の変動を抑え、同時同量制御を達成することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１２】
以下、本発明の実施の形態について、添付図面を参照して説明する。
【００１３】
（第１の実施例）
図１は、本発明の第１の実施例における負荷変動の様子を示す説明図である。ここでは、１台以上の制御可能な発電機と、１台以上の需要家（負荷）と、前記発電機の発電電力を制御する需給制御装置、および商用系統と連系するための連系線から構成される小規模電力系統において、前記需給制御装置で需要家や自然エネルギーを利用した発電機の発電電力を予測し、この予測値を需給制御に使う。
【００１４】
そして、この第１の実施例では、図１に示すように、負荷および自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測周期（＝発電機への出力指令間隔）および制御可能な発電機に出力指令を出す指令時間間隔を適宜変更する方法について述べる。
【００１５】
なお、図１は、実線が負荷の変動を表しており、この予測値を●で表し、予測値を繋いだものが予測した負荷変動を表していて破線で示されている。
【００１６】
需給制御装置は、小規模電力系統が商用系統と連系しているときは、連系線の潮流がその目標値となるように制御を行い、小規模電力系統が商用系統と切り離されて自立運転をしているときは、小規模電力系統内の電力の需給バランスをとるような制御を行なう。
【００１７】
図２は、この需給制御装置の構成を示すブロック線図である。この図２では、説明を簡略化するため、制御可能な発電機は７Ａ〜７Ｄの４台のみを示しているが、４台限定とするものではない。小規模電力系統と商用系統との連系線の潮流の目標値と実績値との差分ΔＰｔを加算器１で求め、それをスカラ配分器２に入力する。
【００１８】
スカラ配分器２では、制御可能な発電機７Ａ〜７Ｄの容量比にしたがってΔＰｔを配分し、それぞれゲイン調整器３Ａ〜３Ｄに出力する。ゲイン調整器３Ａ〜３Ｄでは、入力された信号をそれぞれゲイン倍して加算器５Ａ〜５Ｄに出力する。
【００１９】
一方、負荷や自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測を行なった場合、制御可能な発電機が出力しなくてはならない出力予測値Ｐｐをスカラ配分器４に与える。スカラ配分器４では、スカラ配分器２と同様に、制御可能な発電機７Ａ〜７Ｄの容量比にしたがってＰｐを配分し、それぞれ加算器５Ａ〜５Ｄに出力する。加算器５Ａ〜５Ｄでは、ゲイン調整器３Ａ〜３Ｄの出力とスカラ配分器４の出力とをそれぞれ加算し、出力する。
【００２０】
なお、この出力信号が需給制御装置１０からの出力指令となる。そして、この出力信号と、基準周波数と小規模電力系統内の周波数との差分Δｆを加算器６Ａ〜６Ｄで加算したものが、制御可能な発電機７Ａ〜７Ｄに与える最終的な出力指令値となる。
【００２１】
ここで、負荷および自然エネルギー発電機の発電電力の予測を行なわない場合は、予測値Ｐｐが０となることから、スカラ配分器４からの出力は０となり、ΔＰｔによる制御のみが需給制御から出力される。
【００２２】
また、小規模電力系統が自立運転しているときは、連系線の潮流の目標値と実績値とがともに０になるので、ΔＰｔは０となることから、Ｐｐによる制御のみが需給制御から出力される。
【００２３】
したがって、小規模電力系統が自立運転を行い、かつ負荷および自然エネルギー発電の出力予測を行わない場合、需給制御からの出力指令は常に０となり、制御可能な発電機７Ａ〜７ＤはΔｆによる制御信号のみが与えられる。
【００２４】
図３は、本発明による小規模電力系統の需給制御における負荷および自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測、および制御のタイミングを示している。図３では、説明を簡単にするため、負荷の予測について予測周期を一定とした例を示している。
【００２５】
この図３において、実線が負荷の変動を表しており、これを予測して負荷の予測値の計算を終了したタイミングを白抜きの○、△等の記号で、この計算結果を発電機の出力指令に使うタイミングを黒塗りの●、▲等の記号で表している。そして、この黒塗りの●、▲等の記号を繋いだものが予測した負荷変動を表し、破線で表している。
【００２６】
この破線が負荷変動の予測内容となるので、これが小規模電力系統内の需要予測となり、小規模電力系統内の発電機に与える発電計画となる。予測周期は、予測の計算に必要な時間と同じかそれより長い時間とする。
【００２７】
図４は、負荷予測に基く発電機の運転フローチャートである。例として、図３における断面１１１から断面１１２の間での制御について説明する。
【００２８】
断面１１１になると同時に、予測計算（Ｓ２０１）により、断面１１３時点での負荷および自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測値を計算する（Ｓ２０２）。そして、その計算が終わると、断面１１２から断面１１３の間の制御可能な発電機が発電すべき量を断面１１２の予測値と断面１１３の予測値とから算出し、制御可能な発電機に出力指令を与える（Ｓ２０３）。制御可能な発電機が発電すべき量をＰｐ、負荷の予測値をＰｌ、自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測値をＰｎとすると、下式（１）で表すことができる。
【数１】
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【００２９】
なお、制御可能な発電機が発電すべき量Ppは、図２の制御ブロックのスカラ配分器４に入力するＰｐである。そして、運転を継続する場合、つまり運転終了（Ｓ２０４）でない場合は、予測計算（Ｓ２０１）に戻る。
【００３０】
本発明に用いる予測の計算方法については、天候などを基にニューラルネットワークで予測する方法（例えば特許文献２）のように、一般的に知られた手法などを用いる。因みに、図３は、負荷についてのみ記載しているが、これは自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測についても同様である。
【００３１】
本発明は、図１に示すように、予測周期を変えて需給制御を行なうものである。予測周期および制御可能な発電機に出力指令を与える指令時間間隔を、短くまたは長くすることによる利点を次に示す。
【００３２】
予測の周期および制御可能な発電機に出力指令を与える指令時間間隔を短くすることにより、負荷と負荷予測との差を小さくできる。
【００３３】
図５（ａ），（ｂ）は、負荷と負荷予測との関係を示した説明図であり、図５（ａ）は予測周期が長い場合、図５（ｂ）は予測周期が短い場合を示している。予測周期とは、図５に示すように、断面１２１ａ，１２２ａ，１２３ａ，１２４ａあるいは１２１ａ，１２１ｂ，１２２ａ，１２２ｂ，１２３ａ，１２３ｂ，１２４ａの間の期間を指す。
【００３４】
なお、説明を簡単にするため、負荷予測が負荷と完全に一致した場合について説明する。
【００３５】
予測周期および制御可能な発電機に出力指令を与える指令時間間隔が短いほど、負荷の予測値と実績値との差（図５中の斜線部分）が小さくなるが、この差が小さいほど負荷予測が当たっており、予測による需給制御が負荷に追従していることを示している。したがって、連系線の潮流の変動や同時同量を改善させることが可能となる。
【００３６】
図６（ａ），（ｂ）は、予測周期の長短による負荷と負荷予測との差を示す説明図である。図６（ａ）は予測周期が長い場合、図６（ｂ）は予測周期が短い場合を示している。この図６に示すように、予測周期を短くすることにより、ある程度の予測の精度があれば、予測が負荷の実績と多少ずれても予測が短い周期で行なわれることから、負荷や自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の変動のトレンドを捉えることができ、長い時間で見ると連系線の潮流の同時同量を改善させることが可能となる。
【００３７】
予測の周期および制御可能な発電機に出力指令を与える指令時間間隔を長くする場合、予測計算に用いる過去データのサンプリング間隔を変えずに予測計算に使う過去データを多くすれば、計算に要する時間は長くなるが、予測の計算精度を上げることができる。この場合、計算に要する時間が長くなるものの、予測周期が長くなったことにより予測周期内に計算を終了させることが可能である。
【００３８】
また、負荷および自然エネルギーによる発電電力の予測を自分では行なわず、外部の業者から購入するケースも考えられるが、この場合、データの購入数を減らすことができるので、予測に必要なコストを下げることができる。
【００３９】
（第２の実施例）
図７ないし図１０は、本発明の第２の実施例を説明するための系統図（図７、図８）、負荷発電電力予測―発電機出力指令関係図（図９）、および発電機運転フローチャート（図１０）である。
【００４０】
第２の実施例では、第１の実施例に記載の、負荷および自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測周期を、それぞれ個別に設定・変更する機能を付加する。例を挙げると、図７に示すように、負荷は３０分、自然エネルギー発電機Ａは１５分、自然エネルギー発電機Ｂは１０分としたり、図８に示すように、自然エネルギー発電機Ａと自然エネルギー発電機Ｂとをまとめて、自然エネルギーグループとして一括で１０分、負荷を負荷グループＡと負荷グループＢとに分割して、負荷グループＡは３０分とし、負荷グループＢは２０分とするというように、各機器で予測周期を設定・変更する。
【００４１】
図９は、例として図７のグループ分けとした場合の予測値と制御可能な発電機への出力指令値との関係を示している。断面１３１の時点で、負荷については断面１３１〜１３７の予測値は既に求められており、断面１３７までの間に断面１３７〜１４３の予測値を求める。
【００４２】
自然エネルギー発電機Ａについては、断面１３１〜１３４の予測値は既に求められており、断面１３４までの間に断面１３４〜１３７の予測値を求める。一方、自然エネルギー発電機Ｂについては、断面１３１〜１３３の予測値は既に求められており、断面１３３までの間に断面１３３から１３５の予測値を求める。
【００４３】
今、負荷および自然エネルギー発電機Ａおよび自然エネルギー発電機Ｂの予測値が揃っているのは断面１３１〜１３３であるので、負荷の予測値Ｐｌ、自然エネルギー発電機Ａの発電予測値Ｐｇａ、自然エネルギー発電機Ｂの発電予測値Ｐｇｂ、制御可能な発電機への出力指令値をＰｐとすると、
【数２】
2008136268.tif 000004
で、断面１３１〜１３３の制御可能な発電機への出力指令値Ｐｐが算出される。断面１３３になると、自然エネルギー発電機Ｂの断面１３３〜１３５の予測値が求められているので、新たに断面１３３〜１３４の予測値が揃う。
【００４４】
これにより、断面１３３〜１３４の制御可能な発電機への出力指令値が算出できる。断面１３４以降も同様に、負荷、自然エネルギー発電機Ａ、自然エネルギー発電機Ｂの全ての予測値が揃った時間について、制御可能な発電機への出力指令値を随時算出する。
【００４５】
図１０は、負荷予測およびこれに基く発電機の運転フローチャートを示している。これは、第１の実施例の動作を示すフローチャート（図４）に、判断ステップ（Ｓ２０５）の処理を追加したものである。
【００４６】
判断ステップ（Ｓ２０５）では、ある１つの機器が予測計算を終了して、上記のように全ての予測値が揃ったか否かを判断し、揃った時間について発電機出力指令値を計算して（Ｓ２０２）発電機に指令し（Ｓ２０３）運転を継続する、つまり運転を終了（Ｓ２０４）でない場合は予測計算（Ｓ２０１）に戻る。一方、予測値が揃っていない場合、例えば予測周期が同じものが２つあり、一方は予測計算を終了し、もう一方がまだ予測計算を終了していない等の場合は予測計算（Ｓ２０１）に戻る。
【００４７】
これにより、短時間の変動が大きいか、または予測が外れ易いものを短周期で予測を行い、短時間の変動が小さいか、または予測が合い易いものを長周期で予測を行なうことが可能となる。これによる利点を、次に示す。
【００４８】
短周期で予測を行なうことにより、第１の実施例に示すように、連系線の潮流の変動を小さくできる。また、各機器について適切な予測周期で予測を行なうことが可能となり、第１の実施例よりも連系線の潮流の変動を小さくでき、同時同量も改善できる。
【００４９】
一方、長周期で予測を行なう場合、予測計算の方法により、得られる効果を変えることができる。代表的な例を、次に示す。第１の方法として、第１の実施例に示すように、過去のデータのサンプリング間隔を変えずに、予測計算に使う過去データを多くする方法がある。これによる効果は、第１の実施例に示すように、予測精度を上げられることである。
【００５０】
第２の方法として、過去データのサンプリング間隔を伸ばし、予測計算に使う過去データの数を、元の予測周期のものと同程度にする方法がある。
【００５１】
この場合、計算に要する時間は殆ど変わらないが、予測周期を伸ばしたことにより、計算機の計算能力に余裕ができる。この余裕ができた分を他の予測計算に当てることにより、他の予測計算を早く終了させることが可能となる。これにより、第１の実施例よりも、最短の予測周期を短くでき、連系線潮流の変動を小さくして同時同量を改善することが可能となる。
【００５２】
（第３の実施例）
図１１および図１２を参照して本発明の第３の実施例を説明する。第１の実施例または第２の実施例において、負荷および自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測値と実績値との差分を逐次計算し、予測誤差が大きい場合は予測周期を短くし、予測誤差が小さいときは予測周期を長くする機能を付加する。この機能を実現するための、予測値と実績値との差分の評価方法を次に示す。
【００５３】
負荷の実績値をｌｒｔ、負荷の予測値をｌｐｔ、予測周期をＴｐとする。さらに予測周期が変更になることを考慮して、誤差評価の単位時間をＴｃとする。これらを用いて評価値Ｅを表すと、下式（３）となる。
【数３】
2008136268.tif 000005
【００５４】
予測周期補正用の項Ｔｃ／Ｔｐでは、仮に単位時間を１時間、予測周期を３０分とした場合、１／０．５＝２となり、予測周期３０分の場合の評価値Ｅは２倍となり、単位時間である１時間相当に換算した値となる。
【００５５】
ここで実際の機器では、サンプリングを行なって負荷の実績値と負荷の予測値とを比較する。この場合、上式（３）は下式（４）として考える。なお、下式（４）では予測周期Ｔｐ間でのサンプリング数をＴｓとしている。
【数４】
2008136268.tif 000006
【００５６】
上式（３）,（４）とも、評価値Ｅは、負荷の実績値および予測値の差分の絶対値を積算しているので、評価値Ｅが大きいほど、負荷の実績値と予測値とで差があることを示す。
【００５７】
この評価値Ｅは、図５の斜線部分により示されている。この値が閾値を超えた場合、予測周期を変更する。閾値の設定の仕方であるが、連系線の潮流で、同時同量を満たせる限界の値を閾値として設定する。
【００５８】
例えば、５分同時同量で±５％以内という仕様があった場合、この仕様を満たせる限界がＥ＝０．５であれば、０．５が閾値となる。また逆に、予測周期を長くする場合については、下限の閾値を下回った場合に予測周期を長くする。
【００５９】
この下限の閾値は、予測周期変更後に同時同量の仕様を満たせるように設定する。例えば、上限の閾値をＥ＝０．５、下限の閾値をＥ＝０．１とした場合、Ｅが下限の閾値を下回ったことにより予測周期を長くしても、Ｅが上限の閾値である０．５を超えなければ、Ｅ＝０．１を下限の閾値とすることができる。
【００６０】
なお、評価値Ｅの上、下限の値であるが、制御可能な発電機の運転状況等と対応したものをデータベースで持ち、それを参照する。なお、負荷の実績値を得るには、全ての負荷に電力計を設置したり、連系線の潮流と各発電機の発電出力から計算したりすればよい。計算により負荷の値Ｐｌを出す場合は、連系線の潮流をＰｔ、各発電機の出力をＰｇ１〜Ｐｇｎとすると、下式（５）で得られる。
【数５】
2008136268.tif 000007
【００６１】
上式（５）において、小規模電力系統が自立運転をしている時はＰｔ＝０とすればよい。前者の方法であれば後者の方法より正確な値が得られ、後者の方法であれば前者の方法より初期コストを下げられる。
【００６２】
次に予測値と実績値との差分を逐次計算し、予測周期を随時変更する場合の負荷、および自然エネルギーを利用した発電機の発電電力の予測、および制御のタイミングを図１１に示す。
【００６３】
図１１は、図３と同じように、実線が負荷の変動を表し、白抜き記号が予測計算終了タイミング、黒塗り記号が予測の計算結果を出力指令に使うタイミング、黒塗り記号を繋いだ破線が予測した負荷変動を表している。断面１５３において、評価値Ｅが上限閾値を超える。このとき予測周期を短くするが、次の断面１５４の予測値が既に算出されていることから、予測周期を短くして制御を行なうタイミングは次の断面である断面１５４以降となる。そして、この短くなった予測周期で暫く予測を行なう。なお、予測計算で使う予測周期Ｔおよびサンプル数Ｔｓは、予測計算において即座に利用する。
【００６４】
断面１５６では、評価値Ｅが下限の閾値を下回る。このとき予測周期を長くするが、予測周期を長くするタイミングは、予測周期を短くするときと同様に、次の断面１５７の予測値が既に算出されていることから、次の断面である断面１５７以降となり、予測周期Ｔｐおよびサンプル数Ｔｓも同様に、即座に予測計算に利用する。
【００６５】
図１２は、これをフローチャートで示したものである。例として、断面１５２から断面１５３の間での制御について説明する。断面１５２になると同時に、負荷での消費電力または自然エネルギーを利用した発電機の発電電力を測定（サンプリング）ステップ（Ｓ２１１）で測定し、その値を用いて評価値Ｅ計算ステップ（Ｓ２１２）で逐次評価値Ｅを計算する。
【００６６】
そして、判断ステップ（Ｓ２１３）で予測周期分の評価値Ｅの計算が終了したかを判断し、終了していなければ測定（Ｓ２１１）に戻り、終了していれば次の判断ステップ（Ｓ２１４）に移る。判断ステップ（Ｓ２１４）では、評価値Ｅが上限を超えているか（Ｓ２１５）、および下限を下回っているか（Ｓ２１６）の判断を行い、上限を超えた場合は予測周期を短くし、下限を下回った場合は予測周期を長くし、それ以外の場合は予測周期を変更しない。この結果を、予測周期変更指令ステップ（Ｓ２１７）で即座に、次の予測周期である断面１２２から断面１２４での予測計算に反映する。
【００６７】
予測計算のフローチャートについては、図１２の右半分に示すように、図１０のフローチャートに、上述の予測周期の結果を反映する予測周期変更（Ｓ２０６）を追加したものとなる。したがって、断面１５２から断面１５３の評価値Ｅの結果から予測周期変更が反映されるタイミングは、断面１５４となる。
【００６８】
以上説明したように、評価値Ｅを逐次計算することにより、随時自動で予測周期と制御可能な発電機への出力指令値を出す指令時間間隔を変更でき、自動的に最適な予測周期と制御可能な発電機への出力指令値を出す指令時間間隔で、需給制御を行なうことが可能となる。
【００６９】
（第４の実施例）
図１３は、本発明の第４の実施例の動作を示すフローチャートである。この第４の実施例は、第１ないし第３の実施例の何れかにおける小規模電力系統と商用系統との連系線の潮流を観測し、連系線の潮流の変動が大きい場合は、全体的に予測周期を短くし、変動が小さい場合は、全体的に予測周期を長くする機能を付加したものである。
【００７０】
例を挙げると、第２の実施例を示す図７において、予測周期変更前の各予測周期は、負荷は３０分、自然エネルギー発電機Ａは１５分、自然エネルギー発電機Ｂは１０分であるが、これを負荷２５分、自然エネルギー発電機Ａは１０分、自然エネルギー発電機Ｂは５分と、全ての機器の予測周期を変更する。
【００７１】
なお予測周期は、前述のように一律の時間で変更してもよいし、負荷２４分、自然エネルギー発電機Ａは８分、自然エネルギー発電機Ｂは１２分と、変更前の予測周期に対し一律の割合で変更してもよい。
【００７２】
予測周期の変更方法は、上記の方法に限定されるものではなく、種々の変更方法で予測周期を変更することが可能である。そして、予測周期変更の判断には、連系線の潮流の瞬間的な変動が許容値に収まっているか、同時同量が満たせているか等の指標を用いる。
【００７３】
図１３は、この制御動作を示すフローチャートである。この図１３は、図１２に示した評価値Ｅの計算部分のみを抜き出したものであり、図１２と共通の部分は図１２と同じ処理を行なうので説明を省略する。
【００７４】
唯一違う部分は、Ｅ判定２１４と予測周期変更指令（Ｓ２１７）との間に、判断ステップ（Ｓ２１９）以降の処理が追加されている点である。この処理は、測定ステップ（Ｓ２１１）から判断ステップ（Ｓ２１９）までの間に、上記指標を満たせなかった場合に全ての機器の予測周期を変更するものである。
【００７５】
以上説明したように、全体的に予測周期を短くすることにより、連系線の潮流の変動を小さくでき、同時同量を改善することが可能となる。また逆に、全体的に予測周期を長くすることにより、予測の精度を上げたり、予測データを購入する際のコストを下げたりすることができる。そして、全体の予測周期を一括して変更するため、第３の実施例よりも大きな効果を得ることが可能となる。
【００７６】
（第５の実施例）
本発明の第５の実施例は、第４の実施例を改良したものである。第４の実施例の制御を行なおうとした場合、小規模電力系統が自立運転をしているときは連系線の潮流が０であるので、第４の実施例の制御を行なうことができない。第５の実施例は、それを解決するものである。
【００７７】
第１の実施例ないし第３の実施例の何れかにおいて、小規模系統内の周波数を観測することにより、予測周期を変更する機能を付加する。小規模電力系統内の周波数と基準周波数（５０Ｈｚ又は６０Ｈｚ）との差が大きい場合は全体的に予測周期を短くし、基準周波数との差が小さい場合は全体的に予測周期を長くする。予測周期の変更方法については、第４の実施例と同じであるので説明を省略する。
【００７８】
なお、予測周期変更の判断となるものとして、周波数の瞬間的な変動が許容値に収まっているか、周波数が基準周波数から連続で下回った時間、上回った時間が許容値よりも長くないか等の指標を用いる。制御のフローチャートについては、第４の実施例の動作を示した図１３と同じなので説明を省略する。
【００７９】
以上説明したように、小規模電力系統が自立運転をしている場合であっても、第４の実施例と同じ制御を行なうことが可能となる。
【００８０】
（第６の実施例）
本発明の第６の実施例は、制御により電力を出力し得るという点で制御可能な発電装置として、蓄電装置を用いて構成した例である。第１の実施例記載の構成において、発電電力は制御可能な発電機に出力指令が与えられるが、制御可能な発電機だけではなく、二次電池等の蓄電装置に出力指令を与える。この場合、制御ブロック線図は、図２における制御可能な発電機の一部を蓄電装置に交換したものである。蓄電装置は、需給制御装置からの出力指令に従い、放電または充電する。
【００８１】
このように蓄電装置を利用することにより、蓄電装置は一般的に制御可能な発電機よりも応答速度が速いので、制御可能な発電機のみの構成よりも需給バランスを取り易くなり、連系線の潮流の変動を小さくすることができ、同時同量も改善できる。
【００８２】
（第７の実施例）
図１４は、本発明の第７の実施例の構成を示したものである。この第７の実施例では、第６の実施例におけるΔＰｔを、周波数分離用のフィルタを通して周波数の高い成分と周波数の低い成分とに分離し、この分離したΔＰｔをそれぞれ配分する機能を付加する。
【００８３】
このときの制御装置の構成を、図１４を参照して説明する。なお、図１４では説明を簡略化するため、制御可能な発電機は７Ａ〜７Ｄの４台しかないが、４台限定とするものではない。また、フィルタを通した後の処理についても、７Ａと７Ｂ、７Ｃと７Ｄというように、２台ずつ限定で制御するものではない。
【００８４】
この図１４は、基本的な構成は図２と同じであるが、これに周波数分離用のフィルタ１１Ａ，１１Ｂを追加し、フィルタＡでは周波数の高い成分をスカラ配分器２Ａに出力し、フィルタＢでは周波数の低い成分をスカラ配分器２Ｂに出力する。
【００８５】
そして、スカラ配分器２Ａ，２Ｂでは、それぞれフィルタで分離されたΔＰｔから、スカラ配分器２Ａでは制御可能発電機７Ａおよび７Ｂに、スカラ配分器２Ｂでは制御可能な発電機７Ｃおよび７Ｄに、それぞれに与える配分量を決定する。
【００８６】
なお、本発明は、周波数を高い、低い、の二者択一で分離するだけでなく、帯域通過フィルタを用いて特定の周波数に分離する方法でもよい。この場合、低周波、高周波に加え、特定の周波数帯のΔＰｔを制御に用いることができる
これにより、連系線の潮流の変動を周波数で分離できるので、周波数ごとに制御することができ、変動周波数に適した応答速度を持つ発電機に出力を割り振ることができる。したがって、第６の実施例よりも連系線の潮流の変動を小さくすることができる。
【図面の簡単な説明】
【００８７】
【図１】本発明の第１の実施例における制御方法を示す説明図。
【図２】本発明の第１の実施例の構成を示すブロック線図。
【図３】本発明の第１の実施例における制御方法をより具体的に示す説明図。
【図４】本発明の第１の実施例の動作を説明するフローチャート。
【図５】図５（ａ）は、本発明の第１の実施例における予測周期が長い場合の動作を示す説明図、図５（ｂ）は同じく予測周期が短い場合の動作を示す説明図。
【図６】図６（ａ）は、本発明の第１の実施例における予測周期が長い場合の動作を示す説明図、図６（ｂ）は、同じく予測周期が短い場合の動作を示す説明図。
【図７】本発明の第２の実施例における負荷配分を示す系統図。
【図８】本発明の第２の実施例におけるもう一つの負荷配分を示す系統図。
【図９】本発明の第２の実施例における負荷配分の時間的経緯を示すタイムチャート。
【図１０】本発明の第２の実施例の動作を示すフローチャート。
【図１１】本発明の第３の実施例の動作を詳細に示す説明図。
【図１２】本発明の第３の実施例の動作を示すフローチャート。
【図１３】本発明の第４および第５の実施例の動作を示すフローチャート。
【図１４】本発明の第７の実施例の構成を示すブロック線図。
【符号の説明】
【００８８】
１… 加算器
２，２Ａ，２Ｂ… スカラ配分器
３Ａ，３Ｂ，３Ｃ，３Ｄ… ゲイン調整器
４… スカラ配分器
５Ａ，５Ｂ，５Ｃ，５Ｄ… 加算器
６Ａ，６Ｂ，６Ｃ，６Ｄ… 加算器
７Ａ，７Ｂ，７Ｃ，７Ｄ… 発電量を制御可能な発電機または出力を制御可能な蓄電装置
１０… 需給制御装置
１１Ａ，１１Ｂ… 周波数分離フィルタ。
【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】
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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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