(57)【要約】【課題】電力系統において、負荷周波数制御（ＬＦＣ）の制御対象である発電機および蓄電池への制御指令値を算出する際に、蓄電池の残存容量を目標値に近づけるようにＬＦＣの制御対象発電機および蓄電池に指令値の配分を行う需給制御装置を提供する。【解決手段】電力系統の周波数を一定に保つために必要な発電電力を計算する地域要求量算出手段と、蓄電池の残存容量を目標値に近づけると共に、地域要求量を満たす発電機の出力指令値および前記蓄電池の充放電指令値を算出する電力指令値算出手段とを備える。【選択図】図１
2013212044.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
電力系統へ電力を供給する発電機および蓄電池をそれぞれ少なくとも一台以上を有する     電力系統の負荷周波数を制御する需給制御装置であって、
系統周波数と系統容量と基準周波数とを用いて地域要求量を算出する地域要求量算出手  段と、
前記地域要求量から前記発電機および前記蓄電池を制御する必要のある必要発電電力を  計算する必要電力変換部と、
前記蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけると共に、前記地域要求量を満たす前記  発電機の出力指令値および前記蓄電池の充放電指令値を前記必要発電電力から計算する  電力指令値配分量計算手段と、
を備えることを特徴とする需給制御装置。
【請求項２】
前記電力指令値配分量計算手段は、前記発電機の出力が前記必要発電電力に対して余裕  がある場合には、前記蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけるように前記出力指令  値および前記充放電指令値を計算することを特徴とする請求項１に記載の需給制御装    置。
【請求項３】
前記電力指令値配分量計算手段は、前記地域要求量が正のとき、かつ、前記蓄電池の残  存容量が前記所定の目標値より低い場合、かつ、前記発電機の出力増加量に余力がある  場合に、前記出力指令値を前記必要発電電力と前記蓄電池の充電電力の和を用いること  を特徴とする請求項１または２に記載の需給制御装置。
【請求項４】
前記電力指令値配分量計算手段は、前記地域要求量が負のとき、かつ、前記蓄電池の残  存容量が目標値より高い場合、かつ、前記発電機の出力減少量に余力がある場合に、需  給出力指令値を前記必要発電電力と前記蓄電池の放電電力の和を用いることを特徴とす  る請求項１または２に記載の需給数制御装置。
【請求項５】
前記地域要求量算出手段は、系統定数と前記系統容量と前記系統周波数及び前記基準周  波数の周波数偏差との積から前記地域要求量を求めることを特徴とする請求項１〜４の  いずれか一項に記載の需給制御装置。
【請求項６】
前記地域要求量算出手段は、系統定数と前記系統容量と前記系統周波数及び前記基準周  波数の周波数偏差の積とを連系点潮流偏差から引くことにより前記地域要求量を求める  ことを特徴とする請求項１〜４のいずれか一項に記載の需給制御装置。
【請求項７】
電力系統へ電力を供給する発電機および蓄電池をそれぞれ少なくとも一台以上を有する  電力系統の連系点潮流を制御する需給制御装置であって、
前記連系点潮流から地域要求量を算出する地域要求量算出手段と、
前記地域要求量より前記発電機および前記蓄電池を制御する必要のある必要発電電力を  計算する必要電力変換部と、
前記蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけると共に、前記地域要求量を満たす前記  発電機の出力指令値および前記蓄電池の充放電指令値を前記必要発電電力から計算する  電力指令値配分量計算手段と、
を備えることを特徴とする需給制御装置。
【請求項８】
前記電力指令値配分量計算手段は、前記蓄電池の残存容量が該残存容量の目標値に対す  る不感帯幅の内側である場合には、前記蓄電池の充放電量目標値に近づけるように前記  出力指令値および前記充放電指令値を計算することを特徴とする請求項１または７に記  載の需給制御装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力系統の電力の需給制御に係り、特に電力系統の発電機および蓄電池への制御指令値を算出し、その配分を行う需給制御装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統は、電力発電量（供給）と電力消費量（需要）のバランス（需給バランス）を保つことにより、所定の定格周波数（５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）を維持している。電力が供給不足となればタービン発電機の回転速度が低下して系統周波数は低下し、電力が供給過多となればタービン発電機の回転が上昇し、系統周波数は上昇してしまう。そのため、電力系統の周波数を定格周波数に制御するためには、電力発電量を電力消費量に追随させる必要がある。
【０００３】
電力系統の負荷周波数制御（ＬＦＣ：Load  Frequency  Control）とは、系統周波数の基準値（定格周波数）から周波数偏差を検出し、その周波数偏差を０に近づけるように指定された発電所に発電出力変化を割り当てるフィードバック制御のことである。
【０００４】
近年、ＣＯ２排出量削減等、環境問題への貢献を目的として、風力発電や太陽光発電等を用いた発電システムの普及が世界的に進んでいる。しかし、これらの発電システムは極めて短期間に発電量が変動する特徴がある。この変動は発電機の応答スピードよりも速い場合があるため、電力系統全体の需要と供給のバランスが崩れ、その結果、系統周波数の変動が引き起こされるという問題がある。この問題を解決するため、負荷周波数制御に発電機だけでなく二次電池（蓄電池）を利用してＬＦＣ調整容量を確保する手法が試みられている。例えば、負荷周波数制御に二次電池を利用する技術が下記の特許文献１、特許文献２、非特許文献１に記載されている。
【０００５】
特許文献１は、二次電池の残存容量の２０〜３０[％]まで放電されたとき、あるいは７０〜８０[％]まで充電されたときは二次電池の充放電を停止し、それ以後の負荷周波数制御は発電機だけで行なう技術について開示している。
【０００６】
特許文献２は、二次電池の充電深度が５０[％]になるように充電深度を補正する方法を開示している。
非特許文献１は、短周期の地域要求量(ＡＲ：Area Requirement）の変動を蓄電池に、長周期のＡＲの変動を既存電源に分担させることで協調したＬＦＣのロジックを開示している。また、非特許文献１は、複数の蓄電池を想定し蓄電池のロスを低減するために個々のＮＡＳ電池のＳＯＣ（State  of  Charge：残存容量）を均一化するように、蓄電池の充放電を制御する技術についても開示している。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００７】
【特許文献１】特開２００１−３７０８５号公報  （図２、図５  ７頁）
【特許文献２】特開２０１２−１６０７７号公報  （図２  ７頁）
【非特許文献１】「蓄電池の負荷周波数制御（ＬＦＣ）への活用に関する研究―既存電源と協調した制御方式とＬＦＣ運転時のロス低減方式の提案―」、電力中央研究所報告、財団法人電力中央研究所、平成23年7月、R10018、p.1-19
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００８】
しかしながら、特許文献１に記載された二次電池を含む電力系統の周波数制御方法およびその装置は、二次電池の残存容量の２０〜３０[％]まで放電されたとき、あるいは７０〜８０[％]まで充電されたときは二次電池の充放電を停止するため、二次電池が使用できない時間が存在する可能性がある。そのため、この文献に開示される発明は、電池が使用できない時間帯は発電機だけで自然エネルギーの大きな変動に対応しなければならず、需給バランスが取れなくなる可能性がある。
【０００９】
また、特許文献２に記載された電力系統の周波数制御装置では、蓄電池の残存容量を５０％に近づけるための制御を実施しているが、蓄電池の残存容量を制御するために、地域要求量を満足しない指令値を蓄電池に与えている。そのため、電力系統の周波数変動に少なからず影響を与えるという課題がある。
【００１０】
非特許文献１に開示される方式は、個々のＮＡＳ電池のＳＯＣ（残存容量）を均一化するよう蓄電池に充放電指令を与えているが、蓄電池システム全体として残存容量が０に近づいたとき、または満充電に近づいたときには、蓄電池システムは機能しなくなるという問題がある。その結果、この方式では、電力需給のバランスが保てなくなり、系統周波数が一定に保てなくなるという、特許文献１と同様の課題がある。
【００１１】
本発明は、上記課題を解決するためになされたもので、蓄電池の残存容量が０もしくは満充電とならないように、蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけると共に、地域要求量を満たすＬＦＣ対象発電機および蓄電池の指令値を制御する需給制御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】
【００１２】
前述した課題を解決するために本発明の需給制御装置は、電力系統へ電力を供給する発電機および蓄電池をそれぞれ少なくとも一台以上を有する電力系統の負荷周波数を制御する需給制御装置であって、系統周波数と系統容量と基準周波数とを用いて地域要求量を算出する地域要求量算出手段と、前記地域要求量より前記発電機および前記蓄電池を制御する必要のある必要発電電力を計算する必要電力変換部と、前記蓄電池の残存容量を所定の目標値に近づけると共に、前記地域要求量を満たす前記発電機の出力指令値および前記蓄電池の充放電指令値を前記必要発電電力から計算する電力指令値配分量計算手段とを備えることを特徴とする。
【００１３】
また、前記電力指令値配分量計算手段は、前記蓄電池の残存容量が該残存容量の不感帯幅の内側である場合には、前記蓄電池の充放電量目標値に近づけるように前記出力指令値および前記充放電指令値を計算することを特徴とする。
【発明の効果】
【００１４】
本発明の需給制御システムによれば、地域要求量を満たし、且つ蓄電池の残存容量を目標値に近づける制御を行なうので、蓄電池の残存容量が０または満充電となることを回避し、蓄電池の充放電能力を最大限利用することができ、中断することなく負荷周波数制御を実施することが可能になる。
【００１５】
また、蓄電池の残存容量が不感帯幅の内側にある場合は、地域要求量を満たし、且つ蓄電池の充放電量目標値に近づけるように蓄電池および発電機を制御するので、より効果的に蓄電池の充放電能力を利用することが可能になる。
【図面の簡単な説明】
【００１６】
【図１】需給制御装置の概略構成（第１の実施形態）を示す図である。
【図２】電力指令値配分量計算部の動作手順を示すフローチャート（その１）である。
【図３】電力指令値配分量計算部の動作手順を示すフローチャート（その２）である。
【図４】シミュレーション諸条件（第１の実施形態）を示す図である。
【図５】シミュレーション条件（第１の実施形態）を表す図である。
【図６】シミュレーション結果（第１の実施形態／その１）を表す図である。
【図７】シミュレーション結果（第１の実施形態／その２）を表す図である。
【図８】シミュレーション結果（第１の実施形態／その３）を表す図である。
【図９】シミュレーション結果（第１の実施形態／その４）を表す図である。
【図１０】需給制御装置の概略構成（第２の実施形態）を示す図である。
【図１１】電力指令値配分量計算部の動作手順を示すフローチャート（その１）である。
【図１２】電力指令値配分量計算部の動作手順を示すフローチャート（その２）である。
【図１３】シミュレーション諸条件（第２の実施形態）を示す図である。
【図１４】シミュレーション条件（第２の実施形態）を表す図である。
【図１５】シミュレーション結果（第２の実施形態／その１）を表す図である。
【図１６】シミュレーション結果（第２の実施形態／その２）を表す図である。
【発明を実施するための形態】
【００１７】
以下、本発明の実施形態の一例について図面を参照しながら説明する。
尚、本発明の実施形態の説明においては、１秒毎に発電機および蓄電池に指令を与える。即ち１秒周期での制御を前提とする。但し、この１秒周期での制御は一例であり、例えば３秒毎の制御周期であってもよい。
＜第１実施形態＞
以下、図１〜図９を参照して、本発明の第１の実施形態における需給制御装置について説明する。また、本実施形態と従来技術とのシミュレーション結果の相違点についても説明する。
【００１８】
図１は需給制御装置とその周辺装置、制御対象である発電機および蓄電池等の関係を概略的に示した図である。
需給制御装置５００は、周波数計測装置１００、連系点潮流計測装置２００、発電量計測装置３００および蓄電池残存容量計測装置４００から各種データを収集し、発電機６００および蓄電池７００への発電出力や充放電出力の指令を与える。需給制御装置５００は、汎用コンピュータやＰＬＣ(プログラマブルロジックコントローラ)のような計算機であり、地域要求量算出部５１０、必要電力変換部５２０、電力指令値配分量計算部５３０によって構成される。需給制御装置５００は、電力指令値配分量計算部５３０が蓄電池を残存容量の目標値に近づけるように、発電機および蓄電池への電力指令値を発電機指令値と蓄電池指令値とに配分する。尚、蓄電池の残存容量の目標値は、蓄電池の満充電容量に対する比率で表すことができ、例えば６０[％]のように設定する。これに限らず、［ｋＷｈ］等の単位を用いて表してもよい。
【００１９】
以下に、図１に示す各装置及び、その機能について詳しく説明する。
周波数計測装置１００は、電力系統の１点から周波数を計測する装置である。５０Ｈｚや６０Ｈｚの場合では、通常０.０１Ｈｚ単位で周波数を収集する。複数点の周波数を計測する場合は、例えばその平均値等の代表値を需給制御装置５００へ伝送する。
【００２０】
連系点潮流計測装置２００は、連系している電力系統との連系点における潮流を計測する装置である。
発電量計測装置３００は、発電機の発電量を計測する装置である。制御対象の発電機が複数台ある場合は、個別に計測し、個別に需給制御装置５００へ伝送する。
【００２１】
蓄電池残存容量計測装置４００は、蓄電池の残存容量を計測する装置である。残存容量を満充電容量に対する０〜１００[％]として計測してもよいし、[ｋＷｈ]などの単位で計測してもよい。制御対象の蓄電池が複数台ある場合は、個別に計測し、需給制御装置５００へ個別に伝送する。
【００２２】
尚、図１及び以降の説明においては、便宜上、発電量計測装置３００や蓄電池残存容量計測装置４００をそれぞれ一つとして示すが、複数の発電量計測装置や複数の蓄電池残存容量計測装置を具備する構成であっても構わない。需給制御装置５００は、特に図示しないが内部にメモリ、ＣＰＵおよびＬＡＮなどの伝送装置が実装されている。需給制御装置５００内に実装される地域要求量算出部５１０、必要電力変換部５２０、電力指令値配分量計算部５３０については、以下に説明する。
【００２３】
地域要求量算出部５１０は、系統周波数、基準周波数（定格周波数）および連系点潮流などから地域要求量ＡＲ（需給インバランス）を算出する機能である。ここで、地域要求量ＡＲは以下で定義され、以下３つの負荷周波数制御（ＬＦＣ）の方式により導出方法が異なる。
１．定周波数制御方式（Flat  Frequency  Control,ＦＦＣ)
ＡＲ[ｋＷ]＝−系統定数[％／Ｈｚ]×系統容量[ｋＷ]×周波数偏差[Ｈｚ]
周波数偏差は系統周波数と基準周波数（定格周波数）との差分で定義される。基準周波数は、日本では５０Ｈｚまたは６０Ｈｚである。系統周波数は、周波数計測装置１００にて計測された値である。系統定数および系統容量とは、対象の電力系統固有の定数である。
２．周波数偏倚連系線電力制御方式（Tie  Line  Load  Frequency  Control,ＴＢＣ）
ＡＲ[ｋＷ]＝−系統定数[％／Ｈｚ]×系統容量[ｋＷ]×周波数偏差[Ｈｚ]＋連系点潮流偏差[ｋＷ]
連系点潮流偏差は連系点潮流と連系点潮流目標値との差分で定義される。潮流は連系している系統から自系統に流れる向きを正とする。連系点潮流は、連系点潮流計測装置２００にて計測された値である。尚、連系点潮流目標値とは、連系する電力系統からの購入電力計画値もしくは電力系統への充電電力計画値である。
３．定連系線電力制御方式（Flat  Tie  Line  Control,ＦＴＣ)
ＡＲ[ｋＷ]＝連系点潮流偏差[ｋＷ]
連系点潮流偏差は、上記のＴＢＣと同様、連系点潮流と連系点潮流目標値との差分で定義される。
【００２４】
必要電力変換部５２０は、上記地域要求量算出部５１０で求めた地域要求量ＡＲに制御係数を掛け、ＬＦＣ対象発電機および蓄電池へ与える制御操作量（必要発電電力Ｐ）に変換する。例えば、負荷周波数制御をＰＩＤ制御にて行っている場合は、以下の式のように必要発電電力Ｐを計算する。
【００２５】
必要発電電力Ｐ＝制御係数（比例ゲインKp、積分ゲインKi、微分ゲインKd）×地域要求量ＡＲ
ここで必要発電電力Ｐは、発電機および蓄電池で必要となる電力の合計値とも言える。換言すれば、ここで言う“発電”は発電機の出力だけでなく、蓄電池の放電も一種の“発電”として扱うことを意味する。
【００２６】
電力指令値配分量計算部５３０は、上記必要電力変換部５２０にて計算された必要発電電力Ｐを、ＬＦＣ対象発電機および蓄電池へどう配分するか、その配分量を計算する。発電機指令値／蓄電池指令値とは、発電機／蓄電池に与える出力を増減させる指令値であり、単位は[ｋＷ]とする。発電機指令値／蓄電池指令値が正の値の場合は、出力を何[ｋＷ]増加／充電させる指令値のことであり、発電機指令値／蓄電池指令値が負の値の場合は、出力を何[ｋＷ]減少／放電させる指令値であることを意味する。
【００２７】
発電機／蓄電池を単位時間にどれだけ出力を変化させることができるかという出力変化率として、例えば１秒あたりに変化させることができる電力[ｋＷ]の場合、出力変化率の単位は[ｋＷ/ｓ]と表す。また、制御周期内に出力を増加させられる上限を“上げ代”、出力を減少させられる上限を“下げ代”と呼ぶこととする。上げ代および下げ代の単位は[ｋＷ]である。ここで、１秒周期で制御を行う場合、出力変化率[ｋＷ/ｓ]に１[ｓ]を掛けることによって、上げ代または下げ代を計算することができる。また、出力変化率が発電機の定格出力に対する[％]で表されている場合は、出力変化率[％]に発電機の定格出力を掛けることにより、発電機の上げ代または下げ代を計算する。
【００２８】
ＬＦＣ対象発電機および蓄電池へ必要発電電力Ｐを配分する際には、発電機および蓄電池の上げ代、下げ代を考慮して処理を行う。以降の説明では、発電機上げ代の符号は正の値とし、発電機下げ代の符号は負の値とする。
【００２９】
次に、図２および図３を参照して、電力指令値配分量計算部５３０の動作手順について詳しく説明する。尚、電力指令値配分量計算部５３０は、必要電力変換部５２０から必要発電電力Ｐを受け取り処理を開始する。
【００３０】
まず、電力指令値配分量計算部５３０は、ステップＳ１１にて必要発電電力Ｐが０以上の値か負の値かを判定し、必要発電電力Ｐが０以上の値の場合（ステップＳ１１、Ｙｅｓ）は、ステップＳ１２へ進む。必要発電電力Ｐが負の値の場合（ステップＳ１１、Ｎｏ）は、ステップＡへ進む。その後、後述する図３のフローチャートの処理を終えた後、ステップＢから、図２のフローチャートに戻り、処理を終了する。
【００３１】
ところで系統周波数を一定に保つためには、必要発電電力Ｐが０より大きい場合は発電機および蓄電池の合計出力を増加させる必要があり、必要発電電力Ｐが０より小さい場合は発電機および蓄電池の合計出力を減少させる必要がある。必要発電電力Ｐが０の場合は、系統周波数は一定に保たれているため、発電機および蓄電池の合計出力を変更する必要はない。尚、以下の本実施形態では必要発電電力Ｐが０の場合は、発電機および蓄電池の合計出力を変更することなく、蓄電池の残存容量を目標値に近づけるように発電機および蓄電池の出力配分を変更するものとする。
【００３２】
次に、ステップＳ１２にて、電力指令値配分量計算部５３０は、必要発電電力Ｐが発電機の上げ代以下か否かを判定する。必要発電電力Ｐが発電機の上げ代より大きい場合（ステップＳ１２、Ｎｏ）は、ステップＳ１３に進む。必要発電電力Ｐが発電機の上げ代以下の場合（ステップＳ１２、Ｙｅｓ）、ステップＳ１４へ進む。
【００３３】
ステップＳ１３では、電力指令値配分量計算部５３０は、必要発電電力Ｐを以下のように配分し、処理を終了する。
発電機指令値＝発電機上げ代
蓄電池指令値＝発電機上げ代−必要発電電力Ｐ
ステップＳ１４では、電力指令値配分量計算部５３０は、蓄電池の残存容量の計測値（ＳＯＣ計測値）と蓄電池の残存容量の目標値（ＳＯＣ目標値）との大小関係を判定する。ＳＯＣ目標値は運用者が設定する場合や発電機起動停止計画（ＵＣ：Unit  Commitment）や経済負荷配分制御(ＥＤＣ：Economic  load  Dispatching  Control)の計画値を用いてもよい。
【００３４】
ＳＯＣ計測値がＳＯＣ目標値より大きい場合（ステップＳ１４、Ｎｏ）、ステップＳ１５へ進み、電力指令値配分量計算部５３０は必要発電電力Ｐを以下のように配分し、処理を終了する。
【００３５】
発電機指令値＝必要発電電力Ｐ
蓄電池指令値＝０
ＳＯＣ計測値がＳＯＣ目標値以下の場合（ステップＳ１４、Ｙｅｓ）、ステップＳ１６へ進む。
【００３６】
ステップＳ１６では、電力指令値配分量計算部５３０は、ＳＯＣ目標値になるための蓄電池の充電電力ａを以下の式で計算する。
充電電力ａ[ｋＷ]＝（ＳＯＣ目標値[ｋＷｈ]−ＳＯＣ計測値[ｋＷｈ]）×３６００
本実施例での充電電力は、１秒間でＳＯＣ目標値へ充電するために必要な電力という意味である。そのため、[ｋＷｈ]から[ｋＷ]への単位変換のために３６００を掛けている。
【００３７】
尚、充電電力ａは０以上の値（負の値にはならない）とする。以降の説明でＳＯＣ目標値およびＳＯＣ計測値が[％]で表されていた場合は、満充電時の容量[ｋＷｈ]をＳＯＣ目標値およびＳＯＣ計測値に掛けることによって、[ｋＷｈ]表示に変換している。
【００３８】
次に、ステップＳ１７では、電力指令値配分量計算部５３０は、必要発電電力Ｐと充電電力ａの和と、発電機上げ代の大小関係を判定する。
発電機上げ代が必要発電電力Ｐと充電電力ａの和以上の場合（ステップＳ１７、Ｙｅｓ）、発電機上げ代で必要発電電力Ｐと充電電力ａの和に相当する電力をまかなうことが可能である。そこで電力指令値配分量計算部５３０は必要発電電力Ｐを以下のように配分（ステップＳ１８）し、処理を終了する。
【００３９】
発電機指令値＝必要発電電力Ｐ＋充電電力ａ
蓄電池指令値＝充電電力ａ
発電機上げ代が必要発電電力Ｐと充電電力ａの和より大きくなければ（ステップＳ１７、Ｎｏ）、発電機上げ代で必要発電電力Ｐと充電電力ａの和に相当する電力をまかなうことが不可能なので、電力指令値配分量計算部５３０は必要発電電力Ｐを以下のように配分（ステップＳ１９）し、処理を終了する。
【００４０】
発電機指令値＝発電機上げ代
蓄電池指令値＝発電機上げ代−必要発電電力Ｐ
ここで、図２のステップＡ（後述の図３）を説明する前に、ステップＳ１３、１５、１６、１８、１９の各処理の数値例について説明する。
【００４１】
図２のステップＳ１３の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部５３０が必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが１００[ｋＷ]、発電機上げ代が必要発電電力Ｐを下回る９０[ｋＷ]の場合は、発電機の出力には余裕がないので、蓄電池のＳＯＣ制御は行えない。この場合は、ステップＳ１１のＹｅｓ、ステップＳ１２のＮｏを経て、電力指令値配分量計算部５３０はステップＳ１３を以下のように計算する。
【００４２】
発電機指令値＝発電機上げ代＝９０[ｋＷ]
蓄電池指令値＝発電機上げ代−必要発電電力Ｐ＝９０−１００＝−１０[ｋＷ]
（蓄電池は放電、ＳＯＣ制御なし）
図２のステップＳ１５の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部５３０が必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが１００[ｋＷ]、発電機上げ代が必要発電電力Ｐを上回る１５０[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が６０[％]であった場合は、ステップＳ１１のＹｅｓ、ステップＳ１２のＹｅｓ、ステップＳ１４のＮｏを経て、電力指令値配分量計算部５３０はステップＳ１５を以下のように計算する。
【００４３】
発電機指令値＝必要発電電力Ｐ＝１００[ｋＷ]
蓄電池指令値＝０
（蓄電池に出力変化なし、ＳＯＣ制御なし）
図２のステップＳ１８の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部５３０が必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが１０[ｋＷ]、発電機上げ代が必要発電電力Ｐを上回る４００[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が４９.９[％]、蓄電池の満充電容量が１００[ｋＷｈ]の場合は、発電機の出力には３９０[ｋＷ]の余裕がある。このとき、蓄電池残存容量が目標値より小さいので、残存容量を目標値に近づけるためには蓄電池に充電させる指令を出す必要がある。ステップＳ１６にて蓄電池の残存容量が目標値となるためにどれだけ充電する必要があるか（充電電力ａ）を以下のように計算する。
【００４４】
充電電力ａ[ｋＷ]＝（ＳＯＣ目標値[ｋＷｈ]−ＳＯＣ計測値[ｋＷｈ]）×３６００
＝（０.５×１００[ｋＷｈ]−０.４９９×１００[ｋＷｈ]）×３６００
＝３６０[ｋＷ]
このような場合、ステップＳ１７にて必要発電電力Ｐ（１０[ｋＷ]）と充電電力ａ（３６０[ｋＷ]）の和と、発電機上げ代（４００[ｋＷ]）の大小関係を判定し、発電機は必要発電電力Ｐと充電電力ａの和に相当する電力をまかなうことが可能なので、ステップＳ１８にて以下のように計算する。
【００４５】
発電機指令値＝必要発電電力Ｐ＋充電電力ａ
＝１０＋３６０＝３７０[ｋＷ]
蓄電池指令値＝充電電力ａ＝３６０[ｋＷ]（蓄電池は充電、ＳＯＣ制御あり）
上記のように図２のステップＳ１８の場合は、発電機の出力増加量に余裕があるので、発電機の出力指令値を必要発電電力Ｐと蓄電池の充電電力ａの和とすることにより、蓄電池の残存容量を目標値に近づけることができる。
【００４６】
図２のステップＳ１９の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部５３０が必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが１００[ｋＷ]、発電機上げ代が必要発電電力Ｐを上回る１５０[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が４０[％]、蓄電池の満充電容量が１００[ｋＷｈ]の場合は、発電機の出力には５０[ｋＷ]の余裕がある。このとき、蓄電池残存容量が目標値より小さいので、残存容量を目標値に近づけるためには蓄電池に充電させる指令を出す必要がある。ステップＳ１６にて蓄電池の残存容量が目標値となるためにどれだけ充電する必要があるか（充電電力ａ）を以下のように計算する。
【００４７】
充電電力ａ[ｋＷ]＝（ＳＯＣ目標値[ｋＷｈ]−ＳＯＣ計測値[ｋＷｈ]）×３６００
＝（０.５×１００[ｋＷｈ]−０.４×１００[ｋＷｈ]）×３６００
＝３６０００[ｋＷ]
このような場合、ステップＳ１７にて必要発電電力Ｐ（１００[ｋＷ]）と充電電力ａ（３６０００[ｋＷ]）の和と、発電機上げ代（１５０[ｋＷ]）の大小関係を判定し、発電機は必要発電電力Ｐと充電電力ａの和に相当する電力をまかなうことが不可能なので、ステップＳ１９にて以下のように計算する。
【００４８】
発電機指令値＝発電機上げ代＝１５０[ｋＷ]
蓄電池指令値＝発電機上げ代−必要発電電力Ｐ＝１５０−１００
＝５０[ｋＷ]（蓄電池は充電、ＳＯＣ制御あり）
上記のように図２のステップＳ１９の場合は、発電機の出力増加量に余裕があるので、発電機の出力指令値を必要発電電力Ｐと蓄電池の充電電力ａの和とすることにより、蓄電池の残存容量を目標値に近づけることができる。
【００４９】
続けて、図２のステップＡ（図３）を説明する。図２において、電力指令値配分量計算部５３０は、ステップＳ１１にて必要発電電力Ｐが負の値の場合（ステップＳ１１、Ｎｏ）は、ステップＡ（図３）へ進む。図３に示す、ステップＳ２１では、電力指令値配分量計算部５３０は、必要発電電力Ｐ（負の値）と発電機の下げ代（負の値）の大小関係を判定し、必要発電電力Ｐが発電機の下げ代より小さい場合（ステップＳ２１、Ｎｏ）は、ステップＳ２２に進む。必要発電電力Ｐが発電機の下げ代より大きい場合（ステップＳ２１、Ｙｅｓ）、ステップＳ２３へ進む。
【００５０】
ステップＳ２２では、電力指令値配分量計算部５３０は、必要発電電力Ｐを以下のように配分し、ステップＢへ進み、図２の処理に戻り、その後処理を終了する。
発電機指令値＝発電機下げ代
蓄電池指令値＝発電機下げ代−必要発電電力Ｐ
ステップＳ２３では、電力指令値配分量計算部５３０は、ＳＯＣ計測値とＳＯＣ目標値の大小関係を判定する。
【００５１】
ＳＯＣ計測値がＳＯＣ目標値より小さい場合（ステップＳ２３、Ｎｏ）、ステップＳ２４へ進み、電力指令値配分量計算部５３０は必要発電電力Ｐを以下のように配分し、ステップＢへ進み、図２の処理に戻り、その後処理を終了する。
【００５２】
発電機指令値＝必要発電電力Ｐ
蓄電池指令値＝０
ＳＯＣ計測値がＳＯＣ目標値より大きい場合（ステップＳ２３、Ｙｅｓ）、ステップＳ２５へ進む。
【００５３】
ステップＳ２５では、電力指令値配分量計算部５３０は、ＳＯＣ目標値になるための蓄電池の放電電力ｂを充電電力ａと同様、以下の式にて計算する。
放電電力ｂ[ｋＷ]＝（ＳＯＣ目標値[ｋＷｈ]−ＳＯＣ計測値[ｋＷｈ]）×３６００
本実施形態での放電電力ｂは、１秒間でＳＯＣ目標値へ放電するために必要な電力という意味である。充電電力ｂが正の値であるのと逆に、充電電力ｂは負の値となる。
【００５４】
ステップＳ２６では、電力指令値配分量計算部５３０は、必要発電電力Ｐと放電電力ｂの和と、発電機下げ代の大小関係を判定する。
発電機下げ代が必要発電電力Ｐと放電電力ｂの和以下の場合（ステップＳ２６、Ｙｅｓ）、必要発電電力Ｐと放電電力ｂの和に相当する電力の出力を減少することが発電機下げ代で可能である。そこで電力指令値配分量計算部５３０は必要発電電力Ｐを以下のように配分（ステップＳ２７）し、ステップＢへ進み、図２の処理に戻り、その後処理を終了する。
【００５５】
発電機指令値＝必要発電電力Ｐ＋放電電力ｂ
蓄電池指令値＝放電電力ｂ
発電機下げ代が必要発電電力Ｐと放電電力ｂの和より大きければ（ステップＳ２６、Ｎｏ）、必要発電電力Ｐと放電電力ｂの和に相当する電力の出力を減少することが発電機下げ代では不可能なので、電力指令値配分量計算部５３０は必要発電電力Ｐを以下のように配分（ステップＳ２８）し、ステップＢへ進み、図２の処理に戻り、その後処理を終了する。
【００５６】
発電機指令値＝発電機下げ代
蓄電池指令値＝発電機下げ代−必要発電電力Ｐ
ここで、ステップＳ２２、２４、２７、２８の各処理の数値例について説明する。
図３のステップＳ２２の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部５３０が必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが−１００[ｋＷ]、発電機下げ代が必要発電電力Ｐを下回る−９０[ｋＷ]の場合は、発電機の出力には余裕がないので、蓄電池のＳＯＣ制御は行えない。この場合は、ステップＳ２１のＮｏを経て、電力指令値配分量計算部５３０はステップＳ２２を以下のように計算する。
【００５７】
発電機指令値＝発電機下げ代＝−９０[ｋＷ]
蓄電池指令値＝発電機下げ代−必要発電電力Ｐ＝−９０−（−１００）
＝１０[ｋＷ]（蓄電池は充電、ＳＯＣ制御なし）
図３のステップＳ２４の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部５３０が必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが−１００[ｋＷ]、発電機下げ代が必要発電電力Ｐを上回る−１５０[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が４０[％]の場合は、ステップＳ２１のＹｅｓ、ステップＳ２３のＮｏを経て、電力指令値配分量計算部５３０はステップＳ２４を以下のように計算する。
【００５８】
発電機指令値＝必要発電電力Ｐ＝−１００[ｋＷ]
蓄電池指令値＝０（蓄電池に出力変化なし、ＳＯＣ制御なし）
図３のステップＳ２７の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部５３０が必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが−１０[ｋＷ]、発電機下げ代が必要発電電力Ｐを上回る−４００[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が５０.１[％]、蓄電池の満充電容量が１００[ｋＷｈ]の場合は、発電機の出力には−３９０[ｋＷ]の余裕がある。このとき、蓄電池残存容量が目標値より大きいので、残存容量を目標値に近づけるためには蓄電池に放電の指令を出す必要がある。ステップＳ２５にて蓄電池の残存容量が目標値となるためにどれだけ放電する必要があるか（放電電力ｂ）を以下のように計算する。
【００５９】
放電電力ｂ[ｋＷ]＝（ＳＯＣ目標値[ｋＷｈ]−ＳＯＣ計測値[ｋＷｈ]）×３６００
＝（０.５×１００[ｋＷｈ]−０.５０１×１００[ｋＷｈ]）×３６００
＝−３６０[ｋＷ]
このような場合、ステップＳ２６にて必要発電電力Ｐ（−１０[ｋＷ]）と放電電力ｂ（−３６０[ｋＷ]）の和と、発電機下げ代（−４００[ｋＷ]）の大小関係を判定し、発電機は必要発電電力Ｐと放電電力の和に相当する電力の出力を減少することが可能なので、ステップＳ２７にて以下のように計算する。
【００６０】
発電機指令値＝必要発電電力Ｐ＋放電電力ｂ＝−１０＋（−３６０）＝−３７０[ｋＷ]
蓄電池指令値＝放電電力ｂ＝−３６０[ｋＷ]（蓄電池は放電、ＳＯＣ制御あり）
上記のように図３のステップＳ２７の場合は、発電機の出力減少量に余裕があるので、発電機の出力指令値を必要発電電力Ｐと蓄電池の放電電力ｂの和とすることにより、蓄電池の残存容量を目標値に近づけることができる。
【００６１】
図３のステップＳ２８の場合の数値例を説明する。電力指令値配分量計算部５３０が必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが−１００[ｋＷ]、発電機下げ代が必要発電電力Ｐを上回る−１５０[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が６０[％]、蓄電池の満充電容量が１００[ｋＷｈ]の場合は、発電機の出力には−５０[ｋＷ]の余裕がある。このとき、蓄電池残存容量が目標値より大きいので、残存容量を目標値に近づけるためには蓄電池に放電の指令を出す必要がある。ステップＳ２５にて蓄電池の残存容量が目標値となるためにどれだけ放電する必要があるか（放電電力ｂ）を以下のように計算する。
【００６２】
放電電力ｂ[ｋＷ]＝（ＳＯＣ目標値[ｋＷｈ]−ＳＯＣ計測値[ｋＷｈ]）×３６００
＝（０．５×１００[ｋＷｈ]−０．６×１００[ｋＷｈ]）×３６００
＝−３６０００[ｋＷ]
このような場合、ステップＳ２６にて必要発電電力Ｐ（−１００[ｋＷ]）と放電電力ｂ（−３６０００[ｋＷ]）の和と、発電機下げ代（−１５０[ｋＷ]）の大小関係を判定し、発電機は必要発電電力Ｐと放電電力ｂの和に相当する電力の出力を減少することが不可能なので、ステップＳ２８にて以下のように計算する。
【００６３】
発電機指令値＝発電機下げ代＝−１５０[ｋＷ]
蓄電池指令値＝発電機下げ代−必要発電電力Ｐ＝−１５０−（−１００）
＝−５０[ｋＷ]（蓄電池は放電、ＳＯＣ制御あり）
上記のように図３のステップＳ２８の場合は、発電機の出力減少量に余裕があるので、発電機の出力指令値を必要発電電力Ｐと蓄電池の放電電力ｂの和とすることによって、蓄電池の残存容量を目標値に近づけることができる。
【００６４】
また、ＬＦＣ対象の発電機が複数台ある場合は、発電機上げ代の算出方法と、発電機指令値を複数の発電機に振り分ける方法を考慮する必要がある。例えば、複数台の発電機上げ代の算出の仕方は、各発電機の上げ代を加算し、発電機群全体の上げ代とすればよい。また、電力指令値配分量計算部５３０で計算した発電機指令値を複数の発電機へ振り分ける方法としては、予め発電機に優先順位をつけておき、優先順位が上位の発電機から、出力の増減指令を与える方法が考えられる。
【００６５】
ＬＦＣ対象の蓄電池が複数台ある場合は、ＳＯＣ計測値の算出方法と、蓄電池指令値をどう複数台の蓄電池に振り分けるかを考慮する必要がある。複数の蓄電池のＳＯＣ計測値の算出方法は、各蓄電池のＳＯＣ計測値を計測し、その総和をとることで蓄電池群全体のＳＯＣ計測値とすることができる。また、電力指令値配分量計算部５３０で計算した蓄電池指令値を複数の蓄電池へ振り分ける方法としては、予め蓄電池に優先順位をつけておき、優先順位が上位の蓄電池から充放電の指令を与える方法や、各蓄電池の残存容量とＳＯＣ目標値の大小関係を考慮し、より残存容量が目標値に近づくように指令を振り分ける方法が考えられる。
【００６６】
次に図４〜図９では本実施形態の効果を検証したシミュレーションについて説明する。図４、図５はシミュレーションの条件を示したものである。図４に示すとおり、負荷周波数制御の定周波数制御方式を対象とし、系統容量は８０００[ｋＷ]とした。設備台数は発電機３台（ＬＦＣ対象発電機はそのうちの1台、ＥＤＣ対象発電機はそのうちの２台）、ＬＦＣ対象蓄電池1台とする。図４で示すシミュレーション諸条件の詳細な説明は省略する。尚、初期状態における蓄電池の容量は、最大貯蔵容量の７０[％]まで充電されているものとしてシミュレーションを実施した。また、負荷変動、風力発電による出力変動として図５のデータを使用し、長周期成分(ＥＤＣの調整範囲)についてはＥＤＣ対象発電機１およびＥＤＣ対象発電機２によって、需給が完全に一致している状態であるとしている。
【００６７】
図６〜図９に、本実施形態のシミュレーション結果を示す。それぞれ上段（ａ）に本実施形態の結果を、下段（ｂ）に従来技術（ＳＯＣ制御を実施しない場合）の結果を示している。図６から明らかなように、（ａ）で示される本実施形態では系統周波数を６０±０．１Ｈｚ以内に保てているが、（ｂ）で示される従来技術では１４５０[ｓ]近傍で系統周波数が６０±０．１[Ｈｚ]から逸脱している。これは、図９（ｂ）で示されるように従来技術は１４５０[ｓ]近傍で蓄電池が満充電となり、その結果、図８（ｂ）で示されるように蓄電池の出力が０となり機能を停止しているのが分る。一方で、本実施形態では、図９（ａ）で示されるように蓄電池のＳＯＣ（残存容量）が緩やかに５０［％］に近づいているのが分る。また、図８（ａ）で示されるように蓄電池の出力が０で留まる時間帯もなく、常に機能しているのが分る。尚、図７においては、本実施形態と従来技術とにおける優劣は見当たらないが、発電機も連動して動作していることが分る。
【００６８】
上記で説明した、需給制御装置５００は以下に示す効果を奏する。
本発明の需給制御装置５００によれば、蓄電池の残存容量を目標値に近づける制御を行なうことで、蓄電池残存容量が０[％]または１００[％]になる可能性が低くなり、蓄電池の出力が急激に変化することがなくなるため、負荷周波数制御は中断することなく実施される。加えて、地域要求量を考慮した制御であるので、系統周波数の乱れは生じない。
【００６９】
また、蓄電池の残存容量を制御しない場合と比べて、蓄電池の設備容量を小さくできるため、コスト低減や設置スペースの低減を図ることができる。
＜第２実施形態＞
以下、図１０〜図１６を参照して、本発明の第２の実施形態における需給制御装置、及びシミュレーション結果について説明する。
【００７０】
図１０は図１と同様に、需給制御装置とその周辺装置、制御対象である発電機および蓄電池等の関係を概略的に示した図である。第１の実施形態との相違点は、蓄電池７００の状態（情報）から充放電量を計測する蓄電池充放電量計測装置８００を有している点と、充放電量を用いた制御方法にある。蓄電池充放電量計測装置８００は、需給制御装置５００ａの電力指令値配分量計算部５３０ａに充放電量を伝送する。需給制御装置５００ａは不図示のメモリ等に予め蓄電池充放電量目標値を設けており、電力指令値配分量計算部５３０ａはこれを用いて電力指令値を計算する。電力指令値配分量計算部５３０ａの具体的な動作手順は後述するが、電力指令値配分量計算部５３０ａが電力指令値配分量計算部５３０と異なる点は、蓄電池の残存容量が目標値の不感帯幅に入っている場合は発電機に余力があっても、ＳＯＣ制御を実施せず蓄電池充放電量計測値が蓄電池充放電量目標値に近づくように、発電機および蓄電池へ出力増減指令値を配分する点にある。ここで不感帯とは、制御においてハンチング等を生じさせないようにするための緩衝帯であり、本実施形態での例は後述の図１６（ｂ）にて示す。
【００７１】
次に図１１および図１２を参照して、電力指令値配分量計算部５３０ａの動作手順について説明する。
電力指令値配分量計算部５３０ａは、必要電力変換部５２０から必要発電電力Ｐを受け取り処理を開始する。第１の実施形態（電力指令値配分量計算部５３０）との相違点は、以下の通りである。
【００７２】
・不感帯の処理を設けた点
・ＳＯＣ計測値が不感帯幅の内側にある場合、充放電量目標値に近づけるような処理
具体的には、図１１のステップＳ３４〜ステップＳ３７、図１２のステップＳ４３〜ステップＳ４６が該当し、これ以外の処理は第１の実施形態の図２及び図３と同様なので、同一の処理に関しては同じ符号を付し説明を省略する。
【００７３】
図１１のステップＳ３４〜ステップＳ３７を説明する。
ステップＳ３４では、電力指令値配分量計算部５３０ａは、ＳＯＣ計測値とＳＯＣ目標値の大小関係を判定する。さらに電力指令値配分量計算部５３０ａは、ＳＯＣ計測値が不感帯幅の外側であるか否かを判定する。尚、不感帯幅は任意に設定すればよく、例えば目標値±不感帯設定値[ｋＷｈ]とする。或いは、目標値±不感帯設定値[％]としても構わない。また不感帯にはヒステリシスを設けても構わない。要は、ヒステリシスは一種の感度設計であり具体例は後述の図１６（ｂ）で示すが、不感帯幅の外側から内側にＳＯＣ計測値が戻る際の不感帯幅を定めるものである。例えば通常の不感帯幅を“目標値±不感帯設定値[ｋＷｈ] ”とした場合、ヒステリシスは“目標値±不感帯設定値／２[ｋＷｈ] ”のように設定する。或いは、“目標値±不感帯設定値／２[％] ”のように設定しても構わない。いずれにせよ、不感帯幅を狭める方向での設定となる。
【００７４】
ＳＯＣ目標値は運用者が設定する場合や発電機起動停止計画（ＵＣ）や経済負荷配分制御(ＥＤＣ)の計画値を用いてもよい。
ＳＯＣ計測値がＳＯＣ目標値以下、且つＳＯＣ計測値が不感帯幅の外側である場合（ステップＳ３４、Ｙｅｓ）、電力指令値配分量計算部５３０ａはステップＳ１６へ進み、ＳＯＣ制御を実施する。また、それ以外の場合（ステップＳ３４、Ｎｏ）、ＳＯＣ制御を行わずステップＳ３５へ進む。
【００７５】
ステップＳ３５では、電力指令値配分量計算部５３０ａは、蓄電池の充放電量目標値と蓄電池の充放電量実績値の大小関係を判定する。蓄電池の充放電量目標値が蓄電池の充放電量実績値より小さければ（ステップＳ３５、Ｙｅｓ）、電力指令値配分量計算部５３０ａはステップＳ３６へ進み、蓄電池の充放電量目標値に近づけるために、蓄電池に放電方向となる出力増減指令値を与える。そこで、電力指令値配分量計算部５３０ａは必要発電電力Ｐを以下のように配分し、処理を終了する。
【００７６】
発電機指令値＝発電機下げ代
蓄電池指令値＝発電機下げ代−必要発電電力Ｐ
電力指令値配分量計算部５３０ａは、蓄電池の充放電量目標値が蓄電池の充放電量実績値より小さくなければ（ステップＳ３５、Ｎｏ）、ステップＳ３７へ進む。つまり、蓄電池の充放電量目標値に近づけるためには、蓄電池は充電方向に出力増減指令値を与える必要がある。そこで、電力指令値配分量計算部５３０は必要発電電力Ｐを以下のように配分し、処理を終了する。
【００７７】
発電機指令値＝発電機上げ代
蓄電池指令値＝発電機上げ代−必要発電電力Ｐ
ここで、図１１のステップＳ３６における電力指令値配分量計算部５３０ａの処理について具体的な数値をあげて説明する。電力指令値配分量計算部５３０ａが必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが１０[ｋＷ]、発電機上げ代が必要発電電力Ｐを上回る４００[ｋＷ]、発電機下げ代が−４００[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が４９.９[％]、不感帯幅は目標値±０．５[％]、蓄電池の満充電容量が１００[ｋＷｈ]、蓄電池の充放電量目標値が２０[ｋＷ]（充電）、蓄電池の充放電量実績値が５０[ｋＷ]（充電）の場合は、発電機の出力には３９０[ｋＷ]の余裕があるため、ステップＳ１２のＹｅｓ、を経て、ステップＳ３４にてＳＯＣ制御の実施可否を判定する。ＳＯＣ計測値は目標値−０．１[％]であるため、不感帯幅の内側である。そのため、ステップ３４はＮｏとなり、電力指令値配分量計算部５３０ａは、ＳＯＣ制御が実施されないステップＳ３５へと進む。このとき、蓄電池の充放電量実績値が蓄電池の充放電量目標値に近づくように発電機指令値と蓄電池指令値を算出する。
【００７８】
次に、電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ３５にて蓄電池の充放電量目標値（２０[ｋＷ]）と蓄電池の充放電量実績値（５０[ｋＷ]）の大小関係を判定する。この条件では蓄電池の充放電量目標値に近づけるためには、蓄電池に放電方向に出力増減指令を出す必要がある。そこで電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ３６にて以下のように計算する。
【００７９】
発電機指令値＝発電機下げ代＝−４００[ｋＷ]
蓄電池指令値＝発電機下げ代−必要発電電力Ｐ＝−４００−１０
＝−４１０[ｋＷ]（蓄電池は放電、ＳＯＣ制御なし）
上記のように図１１のステップＳ３６の場合、ＳＯＣ計測値が不感帯幅の内側であるため、電力指令値配分量計算部５３０ａはＳＯＣ制御は実施しない。しかし、上記のように指令値を与えることにより蓄電池の充放電量実績値を蓄電池の充放電量目標値に近づけることができる。
【００８０】
続いて図１１のステップＳ３７の場合における電力指令値配分量計算部５３０ａの処理について、具体的に数値をあげて説明する。電力指令値配分量計算部５３０ａが必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが１０[ｋＷ]、発電機上げ代が必要発電電力を上回る４００[ｋＷ]、発電機下げ代が−４００[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が４９.９[％]、不感帯幅は目標値±０．５[％]、蓄電池の満充電容量が１００[ｋＷｈ]、蓄電池の充放電量目標値が５０[ｋＷ]（充電）、蓄電池の充放電量実績値が２０[ｋＷ]（充電）の場合は、発電機の出力には３９０[ｋＷ]の余裕があるため、ステップＳ１２のＹｅｓ、を経て、ステップＳ３４にてＳＯＣ制御の実施可否を判定する。まず、ＳＯＣ計測値は目標値−０．１[％]であるため、不感帯幅の内側である。そのため、ステップ３４はＮｏとなり、電力指令値配分量計算部５３０ａはＳＯＣ制御を実施しないステップＳ３５へと進む。このとき電力指令値配分量計算部５３０ａは、蓄電池の充放電量実績値が蓄電池の充放電量目標値に近づくように発電機指令値と蓄電池指令値を算出する。
【００８１】
次に電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ３５にて蓄電池の充放電量目標値（５０[ｋＷ]）と蓄電池の充放電量実績値（２０[ｋＷ]）の大小関係を判定する。この条件では蓄電池の充放電量目標値に近づけるためには、蓄電池に充電方向に出力増減指令を出す必要がある。そこで電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ３７にて以下のように計算する。
【００８２】
発電機指令値＝発電機上げ代＝４００[ｋＷ]
蓄電池指令値＝発電機下げ代−必要発電電力Ｐ＝４００−１０
＝３９０[ｋＷ]（蓄電池は放電、ＳＯＣ制御なし）
上記のように図１１のステップＳ３７の場合は、ＳＯＣ計測値が不感帯幅の内側である。このため電力指令値配分量計算部５３０ａは、ＳＯＣ制御を実施しない。しかし、上記のように指令値を与えることにより蓄電池の充放電量実績値を蓄電池の充放電量目標値に近づけることができる。
【００８３】
続けて図１２のステップＳ４３〜ステップＳ４６を説明する。
ステップＳ４３で電力指令値配分量計算部５３０ａは、電力指令値配分量計算部５３０ａは、ＳＯＣ計測値とＳＯＣ目標値の大小関係を判定する。さらに、電力指令値配分量計算部５３０ａは、ＳＯＣ計測値が目標値±不感帯設定値[ｋＷｈ]外であるか否かを判定する。ＳＯＣ計測値がＳＯＣ目標値より大きくかつＳＯＣ計測値が目標値±不感帯設定値[ｋＷｈ]外である場合（ステップＳ４３、Ｙｅｓ）、電力指令値配分量計算部５３０ａはステップＳ２５へ進み、ＳＯＣ制御を実施する。また、それ以外の場合（ステップＳ４３、Ｎｏ）、ＳＯＣ制御を行わず、電力指令値配分量計算部５３０ａはステップＳ４４を経て、蓄電池の充放電量目標値に近づけるように、発電機および蓄電池へ電力指令値を配分する。
【００８４】
ステップＳ４４で電力指令値配分量計算部５３０ａは、蓄電池の充放電量目標値と蓄電池の充放電量実績値の大小関係を判定する。蓄電池の充放電量目標値が蓄電池の充放電量実績値より小さいと電力指令値配分量計算部５３０ａが判定したとき（ステップＳ４４、Ｙｅｓ）、電力指令値配分量計算部５３０ａは蓄電池の充放電量目標値に近づけるため、蓄電池に対して放電方向に出力増減指令値を与える必要がある。そこで、電力指令値配分量計算部５３０ａは、必要発電電力Ｐを以下のように配分（ステップＳ４５）し、ステップＢへ進み、図１１の処理に戻り、その後処理を終了する。
【００８５】
発電機指令値＝発電機下げ代
蓄電池指令値＝発電機下げ代−必要発電電力Ｐ
蓄電池の充放電量目標値が蓄電池の充放電量実績値より小さくなければ（ステップＳ４４、Ｎｏ）、電力指令値配分量計算部５３０ａは、蓄電池の充放電量目標値に近づけるため蓄電池に対して充電方向に出力増減指令値を与える必要がある。そこで、電力指令値配分量計算部５３０ａは必要発電電力Ｐを以下のように配分（ステップＳ４６）し、ステップＢへ進み、図１１の処理に戻り、その後処理を終了する。
【００８６】
発電機指令値＝発電機上げ代
蓄電池指令値＝発電機上げ代−必要発電電力Ｐ
ここで、図１２のステップＳ４５における電力指令値配分量計算部５３０ａの処理について、具体的に数値をあげて説明する。電力指令値配分量計算部５３０ａが必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが−１０[ｋＷ]、発電機下げ代が必要発電電力Ｐを上回る−４００[ｋＷ]、発電機上げ代が４００[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が５０.１[％]、不感帯幅は目標値±０．５[％]、蓄電池の満充電容量が１００[ｋＷｈ]、蓄電池の充放電量目標値が２０[ｋＷ]（充電）、蓄電池の充放電量実績値が５０[ｋＷ]（充電）の場合は、発電機の出力には−３９０[ｋＷ]の余裕がある。このため電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ２１のＹｅｓ、を経て、ステップＳ４３にてＳＯＣ制御の実施可否を判定する。
【００８７】
まず、ＳＯＣ計測値は目標値＋０．１[％]であるため、不感帯幅の内側である。そのため電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップ４３はＮｏとなり、ＳＯＣ制御が実施されないステップＳ４４へと進む。このとき電力指令値配分量計算部５３０ａは、蓄電池の充放電量実績値が蓄電池の充放電量目標値に近づくように発電機指令値と蓄電池指令値を算出する。
【００８８】
次に、電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ４４にて蓄電池の充放電量目標値（２０[ｋＷ]）と蓄電池の充放電量実績値（５０[ｋＷ]）の大小関係を判定する。この条件では蓄電池の充放電量目標値に近づけるため蓄電池に対して放電方向に出力増減指令を出す必要がある。電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ４５にて以下のように計算する。
【００８９】
発電機指令値＝発電機下げ代＝−４００[ｋＷ]
蓄電池指令値＝発電機下げ代−必要発電電力Ｐ＝−４００＋１０
＝−３９０[ｋＷ]（蓄電池は放電、ＳＯＣ制御なし）
上記のように図１２のステップＳ４５の場合は、ＳＯＣ計測値が不感帯幅の内側である。このため電力指令値配分量計算部５３０ａは、ＳＯＣ制御は実施しない。しかしながら、上記のように指令値を与えることにより蓄電池の充放電量実績値を蓄電池の充放電量目標値に近づけることができる。
【００９０】
続いて図１２のステップＳ４６における電力指令値配分量計算部５３０ａの処理について、具体的似数値をあげて説明する。電力指令値配分量計算部５３０ａが必要電力変換部５２０から受け取った必要発電電力Ｐが−１０[ｋＷ]、発電機下げ代が必要発電電力Ｐを上回る−４００[ｋＷ]、発電機上げ代が４００[ｋＷ]、ＳＯＣ目標値が５０[％]、ＳＯＣ計測値が５０.１[％]、不感帯幅は目標値±０．５[％]、蓄電池の満充電容量が１００[ｋＷｈ]、蓄電池の充放電量目標値が５０[ｋＷ]（充電）、蓄電池の充放電量実績値が２０[ｋＷ]（充電）の場合は、発電機の出力には−３９０[ｋＷ]の余裕がある。このため電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ２１のＹｅｓ、を経て、ステップＳ４３にてＳＯＣ制御の実施可否を判定する。
【００９１】
まず、ＳＯＣ計測値は目標値＋０．１[％]であるため、不感帯幅の内側である。そのため、ステップ４３はＮoとなり、電力指令値配分量計算部５３０ａは、ＳＯＣ制御が実施されないステップＳ４４へと進む。このとき、電力指令値配分量計算部５３０ａは、蓄電池の充放電量実績値が蓄電池の充放電量目標値に近づくように発電機指令値と蓄電池指令値を算出する。
【００９２】
次に電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ４４にて蓄電池の充放電量目標値（５０[ｋＷ]）と蓄電池の充放電量実績値（２０[ｋＷ]）の大小関係を判定する。この条件では蓄電池の充放電量目標値に近づけるため蓄電池に対して充電方向に出力増減指令を出す必要がある。このため、電力指令値配分量計算部５３０ａは、ステップＳ４６にて以下のように計算する。
【００９３】
発電機指令値＝発電機上げ代＝４００[ｋＷ]
蓄電池指令値＝発電機上げ代−必要発電電力Ｐ＝４００＋１０
＝４１０[ｋＷ]（蓄電池は放電、ＳＯＣ制御なし）
上記のように図１２のステップＳ４６の場合は、ＳＯＣ計測値が不感帯幅の内側である。このため電力指令値配分量計算部５３０ａは、ＳＯＣ制御は実施しない。しかしながら、上記のように指令値を与えることにより蓄電池の充放電量実績値を蓄電池の充放電量目標値に近づけることができる。
【００９４】
また、ＬＦＣ対象の発電機やＬＦＣ対象の蓄電池が複数台ある場合の動作も第１の実施形態と同様に考えることができる。
次に図１３〜図１６では本実施形態の効果を検証したシミュレーションについて説明する。図１３、図１４はシミュレーションの条件を示したものである。図１３に示すとおり、負荷周波数制御の定周波数制御方式を対象とし、系統容量は５００[ｋＷ]とした。設備台数は発電機３台（ＬＦＣ対象発電機はそのうちの２台、ＥＤＣ対象発電機はそのうちの１台）、ＬＦＣ対象蓄電池1台とする。図１３で示すシミュレーション諸条件の詳細な説明は省略する。
【００９５】
尚、初期状態における蓄電池の容量は、最大貯蔵容量の６０[％]まで充電されているものとしてシミュレーションを実施した。また、負荷変動、太陽光発電による出力変動として図１４のデータを使用した。尚、本実施形態では第１の実施形態における検証と異なり、長周期成分(ＥＤＣの調整範囲)についても考慮した検証となっている。
【００９６】
図１５〜図１６に、本実施形態のシミュレーション結果を示す。本実施形態では蓄電池のＳＯＣの目標値を６０[％]とし，不感帯幅は一段目が±２[％]、二段目が±１[％]とヒステリシスをつけた設定としている。また、蓄電池の充放電量目標値は０[ｋＷ]と設定した。図１５（ａ）から明らかなように、本実施形態では系統周波数を６０±０．１[Ｈｚ]以内にほぼ保てている。図１５（ｂ）は、各発電機の出力の様態を示している。本発明の特徴に直接的には関係しないが、発電コストを考慮した出力となっている。図１６（ａ）、（ｂ）から、蓄電池のＳＯＣ（残存容量）が不感帯の内側となっている時間帯は蓄電池の充放電量を目標値の０[ｋＷ]付近に制御していることが確認できる。
【００９７】
上記で説明した、需給制御装置５００ａは以下に示す効果を奏する。
本発明の需給制御装置５００ａによれば、第１の実施形態と同様に、蓄電池の残存容量を目標値に近づける制御を行なうことで、蓄電池残存容量が０[％]または１００[％]になる可能性が低くなり、蓄電池の出力が急激に変化することがなくなるため、負荷周波数制御は中断することなく実施される。さらに、ＳＯＣが不感帯の内側となっている場合に、蓄電池の充放電量を目標値に近づくように発電機および蓄電池に出力増減指令を与えるため、単に地域要求量を満たした制御では無く、ＵＣやＥＤＣなどの長周期成分の制御と協調した制御を実施することが可能となる。
【符号の説明】
【００９８】
１００  周波数計測装置
２００  連系点潮流計測装置
３００  発電量計測装置
４００  蓄電池残存容量計測装置
５００、５００ａ  需給制御装置
５１０  地域要求量算出部
５２０  必要電力変換部
５３０、５３０ａ  電力指令値配分量計算部
６００  発電機
７００  蓄電池
８００  蓄電池充放電量計測装置
【図１】
2013212044.tif 000003
【図２】
2013212044.tif 000004
【図３】
2013212044.tif 000005
【図４】
2013212044.tif 000006
【図５】
2013212044.tif 000007
【図６】
2013212044.tif 000008
【図７】
2013212044.tif 000009
【図８】
2013212044.tif 000010
【図９】
2013212044.tif 000011
【図１０】
2013212044.tif 000012
【図１１】
2013212044.tif 000013
【図１２】
2013212044.tif 000014
【図１３】
2013212044.tif 000015
【図１４】
2013212044.tif 000016
【図１５】
2013212044.tif 000017
【図１６】
2013212044.tif 000018