(57)【要約】      （修正有）【課題】周波数バイアス連系線潮流制御方式において、地域要求量の計算に必要な諸量の計測時刻を一致させて、正確な地域要求量を算出し、精度の高い調整を行う。【解決手段】計測手段３によって潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差ΔｆをＧＰＳ時計に基づいて同一の時刻で計測し、これらΔＰおよびΔｆの計測値に計測時刻を付与した情報、発電機出力Ｐ情報を送信手段３２、３ｇにより伝送網４を経由して周波数調整装置に送信し、受信手段５１により伝送されてきたΔＰ、ΔｆおよびＰを受信してその受信結果を保存し、地域要求量計算手段５２により保存されている情報の中から同一時刻のΔＰおよびΔｆの計測値の組合せを求めて地域要求量ＡＲを算出し、指令作成手段５３によりＡＲおよび発電機状態に基づいて各発電機への出力上昇または下降の指令を作成し、信号送出手段５４により発電所７の発電機に対し出力上昇または下降指令により電力系統の周波数を調整する。【選択図】図２
2009112148.tif 000002
【特許請求の範囲】
【請求項１】
周波数バイアス連系線潮流制御方式による電力系統の周波数調整方法において、
周波数調整対象系統に設けられた計測手段によって連系線潮流偏差および系統周波数偏差をＧＰＳ時計に基づいて同一の時刻で計測し、
これら連系線潮流偏差および系統周波数偏差の計測値に計測時刻を付与した情報、発電機出力情報を送信手段により伝送網を経由して給電指令機関に送信し、
前記給電指令機関では、受信手段により前記伝送網を経由して伝送されてきた連系線潮流偏差、系統周波数偏差および発電機出力を受信してその受信結果を複数期間時系列に保存し、
地域要求量計算手段により前記保存されている情報の中から同一時刻の連系線潮流偏差および系統周波数偏差の計測値の組合せを求めて地域要求量を算出し、
指令作成手段により前記算出された地域要求量および発電機状態に基づいて各発電機への出力上昇または下降の指令を作成し、
信号送出手段により前記作成された指令に基づいて発電所に対し発電機出力上昇または下降指令を送出することにより電力系統の周波数を調整するようにしたことを特徴とする電力系統の周波数調整方法。
【請求項２】
周波数バイアス連系線潮流制御方式による電力系統の周波数調整方法において、
周波数調整対象系統に設けられた計測手段により連系線潮流偏差を計測し、
連系線潮流偏差の計測値情報および調整対象発電機の発電機出力情報を送信手段により伝送網を経由して給電指令機関に送信し、
前記給電指令機関では、受信手段により前記伝送網を経由して伝送されてきた連系線潮流偏差情報および発電機出力情報と、当該給電指令機関内に設けられた前記周波数偏差検出手段で検出された周波数偏差とを受信してその受信結果を複数期間時系列に保存し、
地域要求量計算手段により前記保存されている連系線潮流偏差情報および当該連系線潮流偏差情報よりも伝送遅れ時間の短い系統周波数偏差情報を用い、しかも連系線潮流偏差情報の伝送遅れ時間と系統周波数偏差情報の伝送遅れ時間との差分だけ伝送遅れ時間の短い周波数偏差Δｆを補正して双方の情報の計測時刻を一致させたうえで地域要求量を計算する系統周波数偏差の計測値の組合せを求めて地域要求量を算出し、
前記算出された地域要求量および発電機状態に基づいて指令作成手段により各発電機への出力上昇または下降指令を作成し、
前記作成された指令に基づいて信号送出手段により発電所に対し発電機出力上昇または下降指令を送出することにより電力系統の周波数を調整するようにしたことを特徴とする電力系統の周波数調整方法。
【請求項３】
互いに連系されている各電力会社の給電指令機関に設けられた前記周波数調整装置から、計測の同時性が保証された連系線潮流偏差ΔＰ、周波数偏差Δｆ、総需要Ｓおよび地域要求量ＡＲを共同体に取り込んで地域要求量ＡＲの計算式（ＡＲ＝ΣＰ−ＫΔｆ、ここでＫ＝α×Ｓ）を用いて系統定数Ｋを定義する％系統定数αを再計算し、当該再計算された％系統定数αを前記各電力会社の給電指令機関に設けられた前記周波数調整装置に配信することを特徴とする請求項１または２のいずれかに記載の電力系統の周波数調整方法。
【請求項４】
前記地域要求量に基づく指令方向と、その時の発電機の出力変化方向とが逆となるケースが予定時間内に予定割合以上発生する場合、当該発電機への地域要求量の配分を休止することを特徴とする請求項１または２のいずれかに記載の電力系統の周波数調整方法。
【請求項５】
地域要求量に基づく指令方向と、その時の発電機の出力変化方向とが逆となるケースが予め定めた回数以上連続して発生する場合、当該発電機への地域要求量の配分を休止することを特徴とする請求項１または２のいずれかに記載の電力系統の周波数調整方法。
【請求項６】
地域要求量に基づく指令方向と、その時の発電機の出力変化方向の時間変化が、同一周期かつ遅れがＴ／２（Ｔ；周期）に近い場合、当該発電機への地域要求量の配分を休止することを特徴とする請求項１または２のいずれかに記載の電力系統の周波数制御方法。
【請求項７】
発電機出力、線路潮流および総需要予想値を元に経済負荷配分計算を行って各発電機のベース出力を求め、この発電機のベース出力を前記指令作成手段に入力することにより、地域要求量計算手段により求められた地域要求量に基づく指令方向とその時の発電機の出力変化の条件により当該発電機への地域要求量の配分を休止する際でも、ベース需要変化の配分を行えるようにしたことを特徴とする請求項４、５または６のいずれか１項に記載の電力系統の周波数制御方法。
【請求項８】
地域要求量に基づく指令方向と、その時の発電機の出力変化の条件により当該発電機への地域要求量の配分を休止する際、ベース負荷の方向を考慮して逆行する方向の配分のみを休止する指令作成手段を有することを特徴とする請求項４、５または６のいずれか１項に記載の電力系統の周波数調整方法。
【請求項９】
地域要求量に基づく指令方向と、その時の発電機の出力変化の条件により当該発電機への配分を休止した後、地域要求量の動揺周期を監視して周期が長くなった時には当該休止されている発電機への地域要求量配分の再度配分を行うことを特徴とする請求項４、５または６のいずれか１項に記載の電力系統の周波数調整方法。
【請求項１０】
地域要求量に基づく指令方向と、その時の発電機の出力変化方向が一致する発電機への配分優先度を上げる機能を備えたことを特徴とする請求項１記載の電力系統の周波数調整方法。
【請求項１１】
地域要求量ＡＲの計算に用いる系統定数Ｋを定義する％系統定数αを再計算する際、周波数偏差を積分して時差を求め、この時差が拡大している時には％系統定数αの再計算周期を短くする機能を備えていることを特徴とする請求項３に記載の電力系統の周波数調整方法。
【請求項１２】
地域要求量ＡＲの計算に用いる系統定数Ｋを定義する％系統定数αを再計算する際、周波数偏差を一定時間積分して時差を求め、かつ％系統定数αを周波数偏差の＋と−に応じて２つ（α＋およびα−）持ち、時差＋の時はα＋を小、α−を大とし、時差−の時はα＋を大、α−を小とする機能を備えたことを特徴とする請求項３に記載の電力系統の周波数調整方法。
【請求項１３】
周波数バイアス連系線潮流制御方式による電力系統の周波数調整システムにおいて、
周波数調整対象系統に設けられ、連系線潮流偏差および系統周波数偏差をＧＰＳ時計に基づいて同一の時刻で計測する計測手段と、
これら連系線潮流偏差および系統周波数偏差の計測値に計測時刻を付与した情報、発電機出力情報を伝送網経由給電指令機関に送信する送信手段と、
前記給電指令機関に設けられ、前記伝送網を経由して送信されてきた連系線潮流偏差、系統周波数偏差および発電機出力を受信してその受信結果を複数期間時系列に保存する受信手段と、
前記保存されている情報の中から同一時刻の連系線潮流偏差および系統周波数偏差の計測値の組合せを求めて地域要求量を算出する地域要求量計算手段と、
前記算出された地域要求量および発電機状態に基づいて各発電機への出力上昇または下降の指令を作成する指令作成手段と、
前記作成された指令に基づき発電所に対し発電機出力上昇指令または下降指令を送出する信号送出手段と、
から成ることを特徴とする電力系統の周波数調整システム。
【請求項１４】
周波数バイアス連系線潮流制御方式による電力系統の周波数調整システムにおいて、
周波数調整対象系統に設けられ、連系線潮流偏差を計測する計測手段と、
連系線潮流偏差の計測値情報、発電機出力情報を伝送網経由給電指令機関に送信する送信手段と、
電力系統の周波数偏差を求める周波数偏差検出手段と、
前記給電指令機関に設けられ、前記伝送網を経由して伝送されてきた連系線潮流偏差、発電機出力情報、および前記給電指令機関に設けられた前記周波数偏差検出手段からの周波数偏差を受信して、その受信結果を複数期間時系列に保存する受信手段と、
前記保存されている連系線潮流偏差情報および当該連系線潮流偏差情報よりも伝送遅れ時間の短い系統周波数偏差情報を用い、しかも連系線潮流偏差情報の伝送遅れ時間と系統周波数偏差情報の伝送遅れ時間との差分だけ伝送遅れ時間の短い周波数偏差Δｆを補正して双方の情報の計測時刻を一致させたうえで地域要求量を計算する地域要求量計算手段と、
前記計算された地域要求量および発電機状態から各発電機への出力上昇または下降指令を作成する指令作成手段と、
前記作成された指令に基づき発電所に対し発電機出力上昇または下降指令を送出する信号送出手段と、
から成ることを特徴とする電力系統の周波数調整システム。
【請求項１５】
互いに連系されている各電力会社の給電指令機関に設けられた前記周波数調整装置から、計測の同時性が保証された連系線潮流偏差ΔＰ、周波数偏差Δｆ、総需要Ｓおよび地域要求量ＡＲを共同体に取り込み、当該共同体は、前記取り込んだ連系線潮流偏差ΔＰ、周波数偏差Δｆ、総需要Ｓおよび地域要求量ＡＲを用いて地域要求量ＡＲの計算式（ＡＲ＝ΣＰ−ＫΔｆ、ここでＫ＝α×Ｓ）により系統定数Ｋを定義する％系統定数αを再計算する％系統定数α計算手段と、当該％系統定数α計算手段により再計算された％系統定数αを前記各電力会社の給電指令機関に設けられた前記周波数調整装置に配信する配信手段と、を備えたことを特徴とする請求項１３または１４に記載の電力系統の周波数調整システム。
【請求項１６】
前記指令作成手段は、前記地域要求量計算手段により求められた地域要求量と発電機出力Ｄ４とから指令値を作成する指令作成部と、当該指令作成部で作成した指令の方向およびその指令作成時の発電機出力の変化の方向を所定期間保存しておくデータ保存部と、当該データ保存部に保存されている過去の所定周期間における指令の方向およびその指令作成時の発電機出力の変化の方向が互いに逆の状態にある場合が予定値を超えた場合、当該発電機への地域要求量配分を休止する制御性判定部とから構成されたことを特徴とする請求項１３または１４に記載の電力系統の周波数調整システム。
【請求項１７】
前記指令作成手段は、前記地域要求量計算手段により求められた地域要求量に基づく指令方向と、その時の発電機の出力変化方向とが同じか否かを判定する方向性判定手段と、この方向性判定手段によって地域要求量に基づく指令方向とその時の発電機の出力変化方向とが逆となるケースが予め定めた回数以上連続して発生するか否かを判定する頻度判定手段と、この頻度判定手段によって地域要求量に基づく指令方向とその時の発電機の出力変化方向とが逆となるケースが予め定めた回数以上連続して発生したと判定された場合、当該発電機への配分を休止する配分休止手段と、を有することを特徴とする請求項１３または１４に記載の電力系統の周波数調整システム。
【請求項１８】
総需要予想値を予想する負荷予想手段と、発電機出力、線路潮流および前記負荷予想手段にて求められた総需要予想値を元に経済負荷配分計算を行うＥＬＤ計算手段とを備え、当該ＥＬＤ計算手段から出力された発電機のベース出力を前記指令作成手段に入力することにより、当該指令作成手段によって、地域要求量に基づく指令方向とその時の発電機の出力変化の条件により当該発電機への配分を休止する際、地域要求量の配分を休止しベース需要変化のみの配分を行うことを特徴とする請求項１６あるいは請求項１７に記載の電力系統の周波数調整システム。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、複数の系統を連系線で連系してなる電力系統における周波数調整方法および装置に係り、特に周波数バイアス連系線潮流制御による周波数調整方法および周波数調整システムに関する。
【背景技術】
【０００２】
電力系統を運用する場合、負荷変動があっても常に系統周波数を規定値に保持する必要があり、そのために負荷変動に応じて発電機の出力を調整するようにしている。これを周波数調整という。
【０００３】
ところで、電力系統の周波数調整方法およびシステムの一つとして、周波数バイアス連系線潮流制御方式（別称、周波数偏倚連系線電力制御；Tie Line Bias Control（以下、ＴＢＣ方式と略称する））がある。
【０００４】
このＴＢＣ方式は、負荷変動に基づく周波数偏差Δｆと系統間を連携する連系線に流れる潮流偏差（連系線潮流偏差）ΔＰとを同時に検出し、検出された周波数偏差Δｆと連系線潮流偏差ΔＰとを用いて自系統内の負荷変動量を調整するために必要な需給調整量である地域要求電力（以下、地域要求量ＡＲと記載する）を算出し、この算出した地域要求量ＡＲに応じて自系統内の発電機の出力を調整することにより、自系統全体の周波数と連絡線潮流とを規定値に維持ようにした周波数調整システムである（例えば、特許文献１−３、非特許文献１、２参照）。
【０００５】
なお、このＴＢＣ方式は、連系する他系統内での負荷変化に対しては、周波数偏差Δｆに比例して連系線潮流制御の設定値を自動的に変更して応援電力を送り出し、相手系統の周波数調整に協力するようにも機能する。
【０００６】
このＴＢＣ方式は、前記地域要求電力ＡＲを、周波数偏差Δｆと連系線潮流偏差ΔＰとを用いた次式（１）により算出する。
【数１】
2009112148.tif 000003
【０００７】
この式（１）の意味するところは、地域要求電力ＡＲが正の値、すなわち連系線潮流偏差ΔＰが周波数偏差Δｆと系統定数Ｋとの積（Ｋ・Δｆ）よりも大（ΔＰ＞Ｋ・Δｆ）のときは、自系統の発電機出力を上昇させ、逆に、地域要求電力ＡＲが負の値、すなわち連系線潮流偏差ΔＰが周波数偏差Δｆと系統定数Ｋとの積（Ｋ・Δｆ）よりも小（ΔＰ＜Ｋ・Δｆ）のときは、自系統の発電機出力を下降させるということである。
【０００８】
上記地域要求電力ＡＲは、過去の地域要求電力ＡＲを用いて指数平滑等によりフィルタリングされ、負荷周波数調整が行われている全ての発電機に対して、その発電機の出力変化速度比あるいは、出力余裕比等に応じて配分される。
【特許文献１】特開２００１−２３８３５５号公報、
【特許文献２】特開２００２−２０９３３６号公報、
【特許文献３】特開２００５−２０９１６号公報、
【非特許文献１】電気学会編、電気工学ハンドブック、第１８編、第３章電力系統の運用、ｐ９４８−９５１、昭和４８年発行、
【非特許文献２】インターネット電力講座“電力の需給予想と周波数調整”、東京電力技術開発研究所  系統技術グループ、＜URL: http://www.tepco.co.jp/kouza/jyukyu/jyuku-j.swf＞
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００９】
上述したＴＢＣ方式は、地域要求量ＡＲの算出を行う際に用いられる連系線潮流偏差ΔＰと系統周波数偏差Δｆとを同時刻に計測するのが原則であるが、計測時刻に不揃いの場合があり、また、例え計測時刻が同時刻であったとしても、中央給電指令所からそれぞれの計測箇所までの距離が異なる場合、計測データを伝送する際の伝送遅れ時間に差が生じる関係で、中央給電指令所に計測データの到達する時刻が不一致となる場合がある。条件によっては、周波数偏差Δｆや連系線潮流偏差ΔＰの周期成分（ＴＣ）と伝送遅れ時間（ＴＤ）の関係がＴＤ＝ＴＣ／２のように逆位相となることも考えられる。
【００１０】
また、地域要求量ＡＲを前掲の（１）式で算出する際、％系統定数αの値は、一般に０．１すなわち１０％ ＭＷ／Ｈｚという固定値が用いられるが、本来αは可変値であり、時々刻々と変化するものである。％系統定数αは並列する発電機と負荷の特性によって決まるものであるが、固定値として用いると地域要求量ＡＲを構成する周波数偏差Δｆによる項と、連系線潮流偏差ΔＰによる項とのバランスが崩れた状態で地域要求量ＡＲの算出が行われ、制御が正しく行われない可能性がある。
【００１１】
例えば、連系系統の他者に要因がある変動時には、本来、自系統にとっては周波数偏差Δｆの項と連系線潮流偏差ΔＰとの項は相殺されて制御不要のケースであっても、％系統定数が正しくない場合、誤った地域要求量ＡＲが算出され、必要のない制御を行う可能性がある。
また、地域要求量ＡＲと各発電機への制御指令やその応動において、前述した伝送遅れ時間により逆位相の関係となって正しい制御が行われない可能性がある。
【００１２】
そこで、本発明の目的は、上記事情に鑑みて、地域要求量の計算に必要な諸量の計測時刻を一致させることにより正確な地域要求量を算出し、精度の高い制御を行うことのできる電力系統の周波数調整方法および周波数調整システムを提供することにある。
【００１３】
また、本発明の他の目的は、地域要求量ＡＲと発電機の応動を監視して位相が不一致となる発電機への制御を休止したり、効果の高い発電機へ優先して制御を行うことのできる電力系統の周波数調整方法および周波数調整システムを提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１４】
上記の目的を達成するために、請求項１に係る発明は、周波数バイアス連系線潮流制御方式による電力系統の周波数調整方法において、周波数調整対象系統に設けられた計測手段によって連系線潮流偏差および系統周波数偏差をＧＰＳ時計に基づいて同一の時刻で計測し、これら連系線潮流偏差および系統周波数偏差の計測値に計測時刻を付与した情報、発電機出力情報を送信手段により伝送網を経由して給電指令機関に送信し、前記給電指令機関では、受信手段により前記伝送網を経由して伝送されてきた連系線潮流偏差、系統周波数偏差および発電機出力を受信してその受信結果を複数期間時系列に保存し、地域要求量計算手段により前記保存されている情報の中から同一時刻の連系線潮流偏差および系統周波数偏差の計測値の組合せを求めて地域要求量を算出し、指令作成手段により前記算出された地域要求量および発電機状態に基づいて各発電機への出力上昇または下降の指令を作成し、信号送出手段により前記作成された指令に基づいて発電所に対し発電機出力上昇または下降指令を送出することにより電力系統の周波数を調整するようにしたことを特徴とする。
【００１５】
また、請求項２に係る発明は、周波数バイアス連系線潮流制御方式による電力系統の周波数調整方法において、周波数調整対象系統に設けられた計測手段により連系線潮流偏差を計測し、連系線潮流偏差の計測値情報および調整対象発電機の発電機出力情報を送信手段により伝送網を経由して給電指令機関に送信し、前記給電指令機関では、受信手段により前記伝送網を経由して伝送されてきた連系線潮流偏差情報および発電機出力情報と、当該給電指令機関内に設けられた前記周波数偏差検出手段で検出された周波数偏差とを受信してその受信結果を複数期間時系列に保存し、地域要求量計算手段により前記保存されている連系線潮流偏差情報および当該連系線潮流偏差情報よりも伝送遅れ時間の短い系統周波数偏差情報を用い、しかも連系線潮流偏差情報の伝送遅れ時間と系統周波数偏差情報の伝送遅れ時間との差分だけ伝送遅れ時間の短い周波数偏差Δｆを補正して双方の情報の計測時刻を一致させたうえで地域要求量を計算する系統周波数偏差の計測値の組合せを求めて地域要求量を算出し、前記算出された地域要求量および発電機状態に基づいて指令作成手段により各発電機への出力上昇または下降指令を作成し、前記作成された指令に基づいて信号送出手段により発電所に対し発電機出力上昇または下降指令を送出することにより電力系統の周波数を調整するようにしたことを特徴とする。
【００１６】
また、請求項１３に係る発明は、周波数バイアス連系線潮流制御方式による電力系統の周波数調整システムにおいて、周波数調整対象系統に設けられ、連系線潮流偏差を計測する計測手段と、連系線潮流偏差の計測値情報、発電機出力情報を伝送網経由給電指令機関に送信する送信手段と、電力系統の周波数偏差を求める周波数偏差検出手段と、前記給電指令機関に設けられ、前記伝送網を経由して伝送されてきた連系線潮流偏差、発電機出力情報、および前記給電指令機関に設けられた前記周波数偏差検出手段からの周波数偏差を受信して、その受信結果を複数期間時系列に保存する受信手段と、前記保存されている連系線潮流偏差情報および当該連系線潮流偏差情報よりも伝送遅れ時間の短い系統周波数偏差情報を用い、しかも連系線潮流偏差情報の伝送遅れ時間と系統周波数偏差情報の伝送遅れ時間との差分だけ伝送遅れ時間の短い周波数偏差Δｆを補正して双方の情報の計測時刻を一致させたうえで地域要求量を計算する地域要求量計算手段と、前記計算された地域要求量および発電機状態から各発電機への出力上昇または下降指令を作成する指令作成手段と、前記作成された指令に基づき発電所に対し発電機出力上昇または下降指令を送出する信号送出手段と、から成ることを特徴とする。
【００１７】
さらに、請求項１４に係る発明は、周波数バイアス連系線潮流制御方式による電力系統の周波数調整システムにおいて、周波数調整対象系統に設けられ、連系線潮流偏差を計測する計測手段と、連系線潮流偏差の計測値情報、発電機出力情報を伝送網経由給電指令機関に送信する送信手段と、電力系統の周波数偏差を求める周波数偏差検出手段と、前記給電指令機関に設けられ、前記伝送網を経由して伝送されてきた連系線潮流偏差、発電機出力情報、および前記給電指令機関に設けられた前記周波数偏差検出手段からの周波数偏差を受信して、その受信結果を複数期間時系列に保存する受信手段と、前記保存されている連系線潮流偏差情報および当該連系線潮流偏差情報よりも伝送遅れ時間の短い系統周波数偏差情報を用い、しかも連系線潮流偏差情報の伝送遅れ時間と系統周波数偏差情報の伝送遅れ時間との差分だけ伝送遅れ時間の短い周波数偏差Δｆを補正して双方の情報の計測時刻を一致させたうえで地域要求量を計算する地域要求量計算手段と、前記計算された地域要求量および発電機状態から各発電機への出力上昇または下降指令を作成する指令作成手段と、前記作成された指令に基づき発電所に対し発電機出力上昇または下降指令を送出する信号送出手段と、から成ることを特徴とする。
【発明の効果】
【００１８】
本発明によれば、ＧＰＳ時計の時刻に基づいて調整対象系統内の周波数偏差と連系線の潮流偏差とを同一時刻に計測して地域要求量を求めるようにしたので、この地域要求量に基づく発電機指令値により精度の高い電力系統の周波数調整が行える電力系統の周波数調整方法および周波数調整システムを提供することができる。
【発明を実施するための最良の形態】
【００１９】
以下、本発明の実施形態について図面を参照して説明する。
なお、各図を通して共通する要素や部位には同一または関連する符号を付けることにより、重複する説明は適宜省略する。
【００２０】
（第１の実施形態）
図１は本発明による電力系統の周波数調整方法を実現する周波数調整システムに係る第１の実施形態を説明する概念図、図２は本実施形態の処理の流れを示す図、また、図３および図４は保存ファイルに保存されているデータの保存状態を示す図である。
【００２１】
（構成）
まず、図１を参照して電力系統の周波数調整システムの構成について説明する。
この第１の実施形態における電力系統の周波数調整方法を実現するための周波数調整システムは、複数（図１では２つ）の系統１−１、１−２間を連系線２で連系してなる電力系統に適用されるもので、大きく分けて周波数調整の対象系統に設置された計測装置３と、この計測装置３からのテレメータ情報ΔＰ、Δｆに基づいて地域要求量ＡＲを算出し、調整対象発電機に指令を与える周波数調整装置５とから構成されている。
【００２２】
以下、計測装置３および周波数調整装置５について詳しく説明する。
まず、計測装置３は、周波数調整の対象系統１−１内の任意箇所、例えば発電所７の近傍に設けられて周波数偏差Δｆを検出する計測手段（周波数偏差検出手段）３１ｆおよびこの周波数偏差Δｆを伝送網４に向けて送信する送信手段３２ｆを備えた計測装置３ｆと、前記連系線２の近傍に設けられ連系線２に流れる潮流偏差ΔＰを検出する計測手段（潮流偏差計測手段）３１ｐおよびこの潮流偏差ΔＰを伝送網４に向けて送信する送信手段３２ｐを備えた計測装置３ｐと、発電所７内に設けられて発電機出力を伝送網４に向けて送信するとともに、伝送網４からの発電機出力指令信号を受信する発電所送受信手段３ｇとから構成されている。
【００２３】
一方、周波数調整装置５は、給電指令機関の一つである例えば中央給電指令所（以下の説明では、給電指令機関を全て中央給電指令所という）内に設けられており、伝送網４を経由して伝送されてくるテレメータ情報を受信して地域要求量ＡＲを算出し、この算出した地域要求量ＡＲに応じた発電機出力指令を発電所７に送信して調整対象になっている発電機の出力を調整する機能を備えている。
【００２４】
この周波数調整装置５は、具体的には次の５１から５４の手段を備えている。すなわち、周波数調整対象系統１−１から伝送網４を経て伝送されてきた時刻付きのテレメータ情報である周波数偏差Δｆ、連系線潮流偏差ΔＰおよび発電機出力Ｐの３種類のテレメータ情報を受信し、このうち連系線潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差Δｆを保存ファイル５１Ｆ１に保存し、もう一つのテレメータ情報である発電機出力Ｐを保存ファイル５１Ｆ２に保存するように機能する受信手段５１を設けている。
【００２５】
また、この保存ファイル５１Ｆ１に保存されている連系線潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差Δｆを用いて前記式（１）により地域要求量ＡＲを算出し、その算出結果を保存ファイル５２Ｆに保存する地域要求量ＡＲ計算手段５２を設けている。
【００２６】
さらに、この算出された地域要求量ＡＲおよび発電機出力Ｐを基にして周波数調整対象系統１−１内の調整対象発電機に対する出力指令を作成し、その結果を指令保存ファイル５３Ｆに保存する指令作成手段５３と、この指令保存ファイル５３Ｆに保存されている指令指令値を伝送網４を経由して当該発電機の所属する発電所７向けに送信する指令送出手段５４と、を設けている。
【００２７】
この周波数調整装置５は、一例として中央演算処理装置（ＣＰＵ）、入力装置、記憶装置等のハードウェアとソフトウェアとを組み合わせたコンピュータシステムによって構成されており、ＣＰＵの演算処理によって以下述べる手段を順次実行することによって、ＴＣＢ方式を実現している。なお、以下述べる手段をコンピュータシステムによらず独立した電子回路で実現するようにしてもよいことは勿論である。
【００２８】
なお、６は計測手段３１ｐおよび３１ｆがそれぞれ潮流偏差ΔＰ、周波数偏差Δｆを計測する際の時刻すなわち、ＧＰＳ時刻情報を付与するＧＰＳ（Global Positioning System）衛星である。
【００２９】
（作用）
以下、図２を参照して計測装置３および周波数調整装置５における処理流れについて説明する。
まず、図２中に破線の枠で示した３は、図１に記載の計測装置３ｆおよび３ｐを統合的に表したものであり、このため図中の「計測手段」３１は周波数偏差検出手段３１ｆおよび潮流偏差計測手段３１ｐを統合的に表し、また、「送信手段」３２は送信手段３２ｆおよび送信手段３２ｐを統合的に表している。
【００３０】
計測手段３１（３１ｆ、３１ｐ）は、ＧＰＳ衛星６から受信した高精度の時刻情報に基づいて、予め決められた時刻に周波数調整対象系統１−１から周波数偏差Δｆおよび潮流偏差ΔＰを計測する。
【００３１】
また、送信手段３２（３２ｆ、３２ｐ）は、計測時刻が付与された計測値（周波数偏差Δｆ、潮流偏差ΔＰ）をテレメータ情報として伝送網４を経由して中央給電指令所内に設けられた周波数調整装置５に向けて送信し、発電所送受信手段３ｇは発電機出力Ｐをテレメータ情報として伝送網４を経由して周波数調整装置５に向けて送信する。
【００３２】
次に、周波数調整装置５において、受信手段５１は計測装置３（３ｐ、３ｆ）から伝送されてきた時刻情報付き計測値データと、発電所送受信手段３ｇから伝送されてきた発電機出力データとを受信すると、連系線潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差ΔｆをデータＤ１として受信データファイル５１Ｆ１に保存し、また、発電機出力データをデータＤ４として受信データファイル５１Ｆ２に保存する。
【００３３】
ここで、送信手段３２（３２Ｆ、３２Ｐ）および発電所送受信手段３ｇと周波数調整装置５の受信手段５１の間の送受信はサイクリックディジタル伝送（ＣＤＴ）方式にて多数の計測値情報を常時ある一定の順序に従ってサイクリックに繰り返し行っているため数秒の遅れが発生する。また各計測値を受信するタイミングも現実には異なるため、計測時刻が同一のデータであっても任意のタイミングで両者が最新の計測データで揃っているとは限らず、一方は１周期古いデータしか入手していない状態があり得る。
【００３４】
図３は、受信手段５１が取り込んだ連絡線潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差Δｆのデータ列を示す。図３中の太線枠で示すデータは、取り込んだデータの中で最新のデータであるが、連絡線潮流偏差ΔＰの時刻と、周波数偏差Δｆの時刻とが一致していないことを示している。因みに、先頭のデータはΔＰの計測時刻が（10ｈ30ｍ00ｓ）で、Δｆの計測時刻は（10ｈ30ｍ03ｓ）である。
【００３５】
地域要求量ＡＲ計算手段５２は、受信データファイル５１Ｆ１に保存されているデータＤ１と前掲した式（１）とを用いて地域要求量ＡＲを算出し、その算出結果を地域要求量ＡＲデータＤ２としてＡＲデータファイル５２Ｆに保存する。なお、このとき地域要求量ＡＲの計算に使用する連系線潮流偏差ΔＰのデータおよび周波数偏差Δｆのデータは、図４中に太線枠で示すように、前記受信データファイル５１Ｆ１に保存されている同一時刻のデータの組合せの中から、最新の時刻（10ｈ30ｍ00ｓ）のデータを使用する。
【００３６】
指令作成手段５３は、周波数調整対象系統１−１内の発電所７の発電機Ｇに対し、保存ファイル５１Ｆ２に保存されている発電機出力Ｄ４および発電機の運転特性等を考慮して、地域要求量ＡＲデータＤ２を配分し、指令値Ｄ３を作成し、ファイル５３Ｆに保存する。
【００３７】
指令送出手段５４はファイル５３Ｆに保存されている指令値Ｄ３に基づいて発電機出力指令信号を伝送網４経由で周波数調整対象系統１−１内の調整対象発電機が所属する発電所７に送出する。
【００３８】
（効果）
以上述べたように、第１の実施形態によれば、ＧＰＳ衛星から受信した時刻情報に基づいて連系線潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差Δｆを計測し、この時刻情報の付与された計測値を中央給電指令所に送信するようにし、中央給電指令所では同一時刻情報が付与された連系線潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差Δｆの情報を用いて地域要求量ＡＲを算出するようにしたので、この地域要求量ＡＲに基づく発電機指令値によって精度の高い電力系統の周波数調整を行うことができる。
【００３９】
（第２の実施形態）
図５は本発明による電力系統の周波数調整システムに係る第２の実施形態の処理の流れを示す図である。なお、本実施形態では、図１に相当する概念図を省略している。
【００４０】
（構成）
第２の実施形態が、前述した第１の実施形態と特に異なるところは、高精度のＧＰＳ時刻情報に基づいて連系線潮流偏差ΔＰと周波数偏差Δｆを計測せずに中央給電指令所側に伝送し、中央給電指令所側で連系線潮流偏差ΔＰと周波数偏差Δｆとの計測時刻を一致させる処理を行うようにした点にある。
【００４１】
このため、第２の実施形態による計測手段３１は連系線潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差Δｆの計測値にＧＰＳの時刻情報を付与しないで出力するように構成され、また、送信手段３２は計測時刻付き計測値を扱わないように構成されている。
【００４２】
またさらに、周波数調整装置５の指令作成手段５３および指令送出手段５４の構成および機能については第１の実施形態（図２）の場合と同じであるが、受信手段５１および地域要求量ＡＲ計算手段５２については以下述べるように機能が若干異なる。
【００４３】
すなわち、この第２の実施形態による受信手段５１は、計測装置３（３ｐ）から伝送されてきた情報を受信し保存することに加え、中央給電指令所内に設置した周波数計８で測定された周波数ｆに基づいて算出された周波数偏差Δｆを直接取り込んで保存するように構成されている。
【００４４】
ここで、「直接取り込んで」とは、「伝送網４を経由せずに周波数調整装置５の受信手段５１に入力する」という意味である。なお、周波数偏差Δｆの計測箇所については、周波数調整装置５に直接取り込むことができる給電指令機関であれば何処でも良く、中央給電指令所に限定されるものではない。
【００４５】
（作用）
ところで、本実施形態の場合においても連系線潮流偏差ΔＰはＣＤＴを用いて送受信される。一般に、ΔＰ、Δｆの計測箇所は中央給電指令所から遠方にあるため、受信手段５１が計測値を受信するまでに数秒の時間がかかる。
【００４６】
ここでは、図６で示すように連系線潮流偏差ΔＰの計測周期を５秒と仮定し、計測時点から中央給電指令所内の受信手段５１が受信するまでの遅れ時間を８秒と仮定する。
一方、周波数偏差Δｆについては計測周期を１秒と仮定し、受信手段５１に取り込まれるまでの遅れ時間を１秒と仮定する。
【００４７】
また、地域要求量ＡＲ計算手段５２にて地域要求量ＡＲ計算を行う周期を５秒と仮定する。そして、受信手段５１が連系線潮流偏差ΔＰを受信した５秒後に地域要求量ＡＲ計算を行うように地域要求量ＡＲ計算手段５２の動作タイミングを設定すれば、地域要求量ＡＲ計算手段５２は８秒前の連系線潮流偏差ΔＰを用いて計算を行うこととなる。
【００４８】
すると、前述したように周波数偏差Δｆは１秒周期で受信手段５１に取り込まれるので、連系線潮流偏差ΔＰと同じ８秒前の周波数偏差Δｆで地域要求量ＡＲを計算するためには受信手段５１が７秒前（８秒−１秒）に取り込んで保存ファイル５１Ｆ１に保存されている周波数偏差Δｆを使用すれば良いことがわかる。
【００４９】
すなわち、異なる伝送遅れ時間を有するΔＰおよびΔｆ各々の計測値の計測時刻が異なる場合、伝送遅れ時間の短い方のデータ（この場合、周波数偏差Δｆ）を予め規定した遅れ時間の差分だけ補正し、計測時刻を図７中の太枠内の８秒前のデータ（ΔＰ；１００と、Δｆ；-０．０１）のように一致させて、前記（１）式により地域要求量ＡＲを計算すればよい。
【００５０】
（効果）
以上述べたように、第２の実施形態によれば、連系線潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差ΔｆをＧＰＳ衛星からの時刻に基づいて計測せず、しかも周波数偏差Δｆを伝送網を介さずに直接周波数調整装置５内に取り込み、この周波数偏差Δｆの取り込みに要した時間と、伝送網を通して伝送されてくる連系線潮流偏差ΔＰの伝送遅れ時間との差分を予め求めておき、この差分だけ伝送遅れの短い情報である周波数偏差Δｆを補正することにより、地域要求量ＡＲ計算に使用する連系線潮流偏差ΔＰと周波数偏差Δｆとの計測時刻を容易に一致させることができる。
この結果、本実施形態においても、前述した第１の実施形態と同様に精度の高い電力系統の周波数調整を行うことができる。
【００５１】
（第３の実施形態）
図８は本発明による電力系統の周波数調整システムに係る第３の実施形態を説明する概念図、図９は本実施形態による周波数調整装置および共同体の構成、処理流れを示す図、図１０は共通の％系統定数αの計算式を導く際の説明図である。
【００５２】
本実施形態は、複数の電力会社がそれぞれ所轄する電力系統から計測の同時性を保証した総需要Ｓ、地域要求量ＡＲ、周波数偏差Δｆおよび連系線潮流偏差ΔＰを共同体９に取り込み、これらの情報をもとに共通の％系統定数αを計算し、その結果を各電力会社に配信するようにした電力系統の周波数調整システムである。
【００５３】
図８において、共同体９は％系統定数α再計算手段９−１と、送受信手段９−２とを備えている。一方、複数の電力会社すなわちＡ電力会社、Ｂ電力会社およびＣ電力会社はそれぞれ、第１の実施形態あるいは第２の実施形態と同様に、所轄管内の電力系統１−Ａ、１−Ｂ、１−Ｃに対する給電指令業務を行う中央給電指令所と、その中央給電指令所内に周波数調整装置５−Ａ、５−Ｂ、５−Ｃを備えている。
【００５４】
そして、各電力会社所轄管内の電力系統１−Ａ、１−Ｂおよび１−Ｃでは、第１の実施形態の計測手段３１と同様の計測手段３−Ａ、３−Ｂ、３−Ｃで計測されたＧＰＳ時刻付の連系線潮流偏差ΔＰおよび周波数偏差Δｆと、発電機出力Ｐとをテレメータ情報として中央給電指令所内の周波数調整装置５−Ａ、５−Ｂ、５−Ｃに送信するとともに、周波数調整装置５−Ａ、５−Ｂ、５−Ｃから発電機指令を受信するように構成されている。
【００５５】
図９において、共同体９は、％系統定数αの初期値を送受信手段９−２によってＡ電力会社、Ｂ電力会社およびＣ電力会社それぞれの中央給電指令所に設けられた周波数調整装置５−Ａ、５−Ｂ、５−Ｃに送信する（ステップＳＴ１）。各周波数調整装置５−Ａ、５−Ｂ、５−Ｃは、それぞれの電力系統１−Ａ、１−Ｂ、１−Ｃから受信した周波数偏差Δｆ１〜３、連系線潮流偏差ΔＰ１〜３、総需要Ｓ１〜３、および共同体９から配信された共通の％系統定数αを用いて地域要求量ＡＲ１〜３を計算する（ステップＳＴ２）。
【００５６】
ここで計算された地域要求量ＡＲ１〜３を用いて周波数調整の対象になっている各発電機の出力を調整し、自系統内の周波数制御を行う（ステップＳＴ３）。そして、この時点のＡＲ１〜３、ΔＰ１〜３、Ｓ１〜３、Δｆ１〜３を共同体９に向けて送信する（ステップＳＴ４）。
【００５７】
共同体９では、送受信手段９−２でこれを受信し、％系統定数α再計算手段９−１で以下述べる（２）式〜（４）式を用いて％系統定数αを再計算し（ステップＳＴ５）、その再計算された％系統定数αを再び送受信手段９−２からＡ電力会社、Ｂ電力会社およびＣ電力会社の周波数調整装置５−Ａ、５−Ｂ、５−Ｃに配信する。
【００５８】
Ａ電力会社、Ｂ電力会社およびＣ電力会社の周波数調整装置５−Ａ、５−Ｂ、５−Ｃでは再度配信された共通の％系統定数αを用いて地域要求量ＡＲ１〜３を再計算し、地域要求量ＡＲ１〜３を用いて周波数調整を行う。この処理を何度か繰り返し行うことによって精度の高い％系統定数αが求められる。この精度の高い％系統定数αを用いた地域要求量ＡＲを計算して発電機に出力することにより、精度の高い周波数調整を行うことができる。
【００５９】
以下、図１０を参照して共通の％系統定数αの計算方法について説明する。
図１０では、３つの系統１−Ａ、１−Ｂおよび１−Ｃ各々における地域要求量ＡＲ１〜３を次の（式２）で求める。
【数２】
2009112148.tif 000004
この（式２）において、３つの系統１−Ａ、１−Ｂおよび１−Ｃの左辺の和、右辺の和をそれぞれとり、Ｐｉｊ＝−Ｐｊｉであることから、
【数３】
2009112148.tif 000005
なることを考慮すると、次の（式３）が得られる。
【００６０】
【数４】
2009112148.tif 000006
また、地域要求量ＡＲ１〜３の算出に用いるＫ（系統定数）は（式１）で既に表されている。ちなみに現在はα＝０．１（すなわち１０％ＭＷ／Ｈｚ）としている。（式２）と（式１）とから、％系統定数αは（式４）のように求められる。
【数５】
2009112148.tif 000007
【００６１】
以上述べたように、第３の実施形態によれば、各電力会社における計測の同時性が保証された総需要Ｓ１〜Ｓ３、地域要求量ＡＲ１〜ＡＲ３、周波数偏差Δｆ１〜Δｆ３および連系線潮流偏差ΔＰ１〜ΔＰ３をもとに（式４）により計算された％系統定数αを用いて、各電力会社の中央給電指令所に設けられた周波数調整装置５−Ａ、５−Ｂ、５−Ｃが地域要求量ＡＲ１〜３を繰り返し計算して発電機に出力することで、より精度の高い周波数調整が可能となる。
【００６２】
（第４の実施形態）
図１１は本発明による電力系統の周波数調整システムに係る第４の実施形態の処理の流れを示す図である。なお、本実施形態の場合も、計測装置３については図示を省略している。
【００６３】
本実施形態は、周波数調整装置５から複数の周波数調整対象の発電機を見て、制御性の悪い発電機に地域要求量ＡＲの配信を休止することができるようにした電力系統の周波数調整システムである。
【００６４】
図１１に示した周波数調整装置５は、指令作成手段５３Ｚ以外の手段、すなわち受信手段５１、ＡＲ計算手段５２および指令送出手段５４は既に説明した実施形態と同じであるためその説明を省略し、指令作成手段５３Ｚのみについて詳細に説明する。
【００６５】
本実施形態の指令作成手段５３Ｚは、調整対象発電機群の中から発電機の制御性の良否を判定することが可能とするために、指令作成部５３１と、データ保存部５３２と、発電機の制御性の良否を判定する制御性判断部５３３とから構成されている。
【００６６】
ここで、指令作成部５３１は、地域要求量ＡＲと発電機出力Ｄ４とから指令値を作成するもので、図２、図５で既に説明した指令作成手段５３と実質的に同一構成・機能を有している。
データ保存部５３２は、指令作成部５３１で作成した指令の方向およびその指令作成時の発電機出力の変化の方向を所定期間保存しておく記録手段である。
【００６７】
制御性判定部５３３は、データ保存部５３２に保存されている過去Ｎ周期間における指令の方向およびその指令作成時の発電機出力の変化の方向が互いに逆の場合に論理値「１」、逆でない場合（同じ場合を含む）に論理値「０」とし、論理値「１」のカウント値が所定の割合（Ｎ周期間中における所定値）を超えた場合、当該発電機への地域要求量ＡＲ配分を休止する機能を有している。論理値「１」が所定の割合を超えていない発電機に対して地域要求量ＡＲ配分を実施する機能を有している。
【００６８】
図１２は地域要求量ＡＲおよび発電機出力Ｄ４が動揺しているときの位相と制御性の良否判定を説明するための図であり、（ａ）は動揺波形図、（ｂ）は発電機の制御性の良否を判定する図である。
【００６９】
図１２（ａ）、（ｂ）において、地域要求量ＡＲおよび発電機出力指令Ｄ４の動揺（増加／減少）を調べ、両者の符合（＋、−）が逆になる範囲（図中にハッチングで示した[2]および[4]）を逆位相と判定する。
ある発電機について、逆位相となる状態が多い場合、その発電機は制御性が良くないと判断できる。
【００７０】
図１３は、データ保存部５３２に保存されている過去Ｎ周期間における各発電機に対する地域要求量ＡＲに基づく指令方向と、そのときの発電機の出力変化方向の一致／不一致状態のデータ構成を示す図である。この図１３から、複数の発電機毎に制御性良否判定手段５３３で過去Ｎ周期間における逆位相の状態になる割合が規定値を超えるか否かを判定できる。「１」の状態すなわち、地域要求量ＡＲとＰとが逆位相の状態になる割合が規定値を超えた発電機については、制御性が悪いと判定して、地域要求量ＡＲの配分を休止し、「０」の状態すなわち、逆位相の状態になる割合が規定値を超えない発電機については、制御性が良いと判定して、地域要求量ＡＲを配分する。この結果、精度の高い周波数調整をすることができる。
なお、指令作成手段５３Ｚのデータ保存部５３２および制御性判断部５３３は、次のように構成してもよい。
【００７１】
すなわち、データ保存部５３２は、指令作成部５３１で作成した指令の方向およびその指令作成時の発電機出力の変化の方向が互いに逆の場合に論理値「１」、逆でない場合（同じ場合を含む）に論理値「０」として所定期間保存しておくように構成する。一方、制御性判断部５３３は、データ保存部５３２に保存されている過去Ｎ周期間における論理値「１」の数をカウントし、このカウント値が所定の割合（Ｎ周期間中における所定値）を超えた場合、当該発電機への地域要求量ＡＲ配分を休止するように構成する。
【００７２】
以上述べたように、本実施形態によれば、制御性の良くない発電機への地域要求量ＡＲの配分を休止するようにしたので、結果として制御性の良い発電機に地域要求量ＡＲを配分することができるので、精度の高い周波数調整をすることができる。
【００７３】
（第５の実施形態）
図１４は本発明に係る電力系統の周波数調整システムの第５の実施形態による周波数調整方法を説明する処理の流れを示す図である。
【００７４】
本実施形態は、第４の実施形態の変形例を示すものであって、地域要求量ＡＲに基づく指令方向と、その時の発電機出力変化方向に着目して、双方の変化方向が一致しない状態が予め定めた規定回数を超えて連続する場合に、当該発電機への地域要求量ＡＲ配分を休止するものである。
【００７５】
すなわち、地域要求量ＡＲ計算手段５２での地域要求量ＡＲの計算処理（ステップＳＴ１１）を行ったのち、次のステップＳＴ１２で地域要求量ＡＲに基づく指令方向と発電機出力変化方向が同じか否かを判定する。このステップＳＴ１２は、一種の「方向性判定手段」である。
【００７６】
ステップＳＴ１２の方向性判定手段が、変化方向が同じ（Ｙｅｓ）と判定した場合、カウンタをクリア（ＳＴ１３）して次のステップＳＴ５に進む。ステップＳＴ１２での判定結果がＮｏの場合、ステップＳＴ１４でカウンタ値に１を加え、次のスッテプＳＴ１５に進む。
【００７７】
ステップＳＴ１５では、カウンタ値が規定値以下（すなわち、カウンタ値≦規定値）か否かを判定する。このステップＳＴ１５は、一種の「頻度判定手段」である。このステップＳＴ１５による頻度判定の結果がＮｏ（カウンタ値が規定値以下ではない）であれば、当該発電機への配分を休止する（ステップＳＴ１６）。このステップＳＴ１６は、一種の「配分休止手段」である。ステップＳＴ１６で当該発電機への配分休止を決定したのち、ステップＳＴ１７で指令出力処理を行う。一方、ステップＳＴ１５でＹｅｓ（カウンタ値≦規定値）と判定した場合は、直ちに指令出力処理（ＳＴ１７）を行う。
【００７８】
以上のように本実施形態によれば、第４の実施形態と同様に、制御性の良くない発電機への地域要求量ＡＲの配分を休止するので、結果として制御性の良い発電機に制御を行うことができ、より精度の高い周波数調整をすることができる。
【００７９】
（第６の実施形態）
図１５は本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第６の実施形態を説明するための図である。
第６の実施形態は、地域要求量ＡＲおよび発電機出力Ｄ４の動揺が同一周期で逆位相の状態を検出し、同一周期で逆位相と判定された発電機に対しては、制御性が良くないと判定し、地域要求量ＡＲの配分を休止するようにしたものである。
【００８０】
図１５は、地域要求量ＡＲまたは発電機出力Ｄ４の符号を定周期でチェックし、正符号を１、負符号を−１として、同一符号が継続する間カウントアップし、また、カウントした値は符号が変化する都度新しいエリアに格納していく様子を示した図である。
【００８１】
なお、新しいエリアに格納していく際、現在値すなわち最新のカウンタ値が配列の先頭になるように格納する。この方法で地域要求量ＡＲと発電機出力Ｄ４について各々データを作成し、両者のカウンタの対応する配列同士を足し合わせるものとする。
【００８２】
図１６は地域要求量ＡＲおよび発電機出力Ｄ４の動揺が、同一周期でかつ同位相の場合を示す図である。この図１６の場合、上記の方法で求められた対応する配列同士を足し合わせた結果、合計カウント値は０にならず２倍になることを表している。
【００８３】
図１７は地域要求量ＡＲおよび発電機出力Ｄ４の動揺が、同一周期でかつほぼ逆位相の場合を示す図であり、同一周期で逆位相（周期が１／２ずれ）の場合は、各々のカウンタ値を足し合わせた結果、合計カウント値は０になることを表している。
【００８４】
図１８は同一周期で位相のズレが同位相と逆位相の中間の場合を示す図である。この場合のように、同一周期で位相のずれがあっても、逆位相でない場合は各々のカウント値を足し合わせた結果、すなわち合計カウント値は０にならないことを表している。
【００８５】
また、図１９は地域要求量ＡＲと発電機出力Ｄ４との周期が異なる場合を示す図であり、周期が異なる場合は各々のカウント値を足し合わせた結果、すなわち合計カウント値は０にならないことを表している。
【００８６】
これら図１７ないし図１９からわかるように、同一周期で逆位相の場合（図１７の場合）にのみ上記の方法で求められた配列同士を足し合わせた結果が０になることが分かる。本実施形態では、図１７のように地域要求量ＡＲおよび発電機出力Ｄ４の動揺が同一周期で逆位相の状態を検出し、同一周期で逆位相と判定された発電機に対しては、地域要求量ＡＲの配分を休止する。
以上のようにこの第６の実施形態によれば、第４の実施形態と同様の効果を奏することができる。
【００８７】
（第７の実施形態）
図２０は本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第７の実施形態を説明するためのブロック図であり、図２１は本実施形態を説明するための各発電機出力図である。
本実施の形態が第１ないし第６の実施形態と異なる点は、各発電機についてベース出力と現在出力との差からベース需要変化分による配分を行う機能が追加された点である。
【００８８】
すなわち、図２０において、本実施の形態は、負荷予想手段５６にて求められた総需要予想値５７と、発電機出力Ｄ４と、線路潮流Ｐとを元にＥＬＤ計算手段５５でＥＬＤ（Economic Load Dispatch：経済負荷配分）計算を行って各発電機のベース出力５８を求め、この発電機のベース出力５８を指令作成手段５３に入力するように構成したものである。
【００８９】
指令作成手段５３は、第１ないし第６の実施形態と同様にして地域要求量ＡＲの配分を行うとともに、各発電機についてベース出力５８と現在出力Ｄ４との差からベース需要変化分による配分も併せて行うように機能する。
【００９０】
ここで、地域要求量ＡＲに基づく指令方向とその時の発電機の出力変化の条件により制御性の良くない発電機を抽出する機能は、第４の実施の形態ないし第６の実施の形態と同様である。ただし、第４の実施形態ないし第６の実施形態の場合、抽出された発電機については配分を休止して一切の制御指令を行わないのに対し、本実施の形態においては、当該発電機について地域要求量ＡＲの配分のみを休止し、ベース需要変化による配分は実施する。
【００９１】
すなわち、図２１において、発電機１、２、・・・５のうち、発電機２および４が制御性が良くないとして抽出された場合、当該発電機２および４に対しては現在出力にベース需要変化分による配分のみが加算され、他の発電機１、３および発電機５に対しては、それぞれ現在出力にベース需要変化分による配分と地域要求量ＡＲによる配分とが加算される様子を示している。
【００９２】
以上のように第７の実施形態によれば、制御性が良くないとして抽出された発電機については地域要求量ＡＲの配分を休止しても、ベース需要変化による配分を実施するようにしたので第４の実施形態の奏する効果をより一層高めることができる。
【００９３】
（第８の実施形態）
図２２は本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第８の実施形態を説明するための図である。
本実施の形態は、第７の実施の形態の改良に関する。
【００９４】
第７の実施形態では、制御性が良くないとして抽出された発電機について地域要求量ＡＲの配分のみを休止し、ベース需要変化による配分は実施するようにしたが、本実施の形態では、ベース需要の変化に着目し、ベース需要の変化方向に逆行する方向の配分のみを休止するようにしたものである。
【００９５】
すなわち、地域要求量ＡＲ不足の場合は上げ方向の指令となるため、ベース需要増加局面（図２２ａ参照）においては第４の実施形態ないし第６の実施形態の条件で抽出された発電機２および発電機４であっても地域要求量ＡＲの配分を休止しない。一方、ベース需要減少局面（図２２ｂ参照）であれば抽出された発電機２および発電機４に対して地域要求量ＡＲの配分を休止する。
【００９６】
なお、図２２では示していないが、地域要求量ＡＲ過剰の場合は下げ方向の指令となるため、ベース需要増加局面においては第４の実施形態あるいは第５の実施形態あるいは第６の実施形態の条件で抽出された発電機に対し配分を休止する。一方、これがベース需要減少局面であれば抽出された発電機に対しても配分を休止しない。
以上のように、第８の実施形態によれば、第４の実施形態と同様の効果をより有効なものにできる。
【００９７】
（第９の実施形態）
図２３は本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第９の実施形態を説明するための図である。
ここで、地域要求量ＡＲに基づく指令方向と、その時の発電機の出力変化の条件により該当する発電機を抽出する機能は、第４の実施形態ないし第６の実施形態と同じである。
【００９８】
第４の実施形態ないし第６の実施形態では抽出された発電機については配分を休止し、その発電機を再度配分対象とする場合は人間系にて操作を行うものであるが、この第９の実施形態においては、図２３に示す方法で地域要求量ＡＲの動揺周期を監視し、その周期が予め定めた規定値を超えて長くなった場合、地域要求量ＡＲの配分を休止していた発電機について、自動的に配分対象に復帰させ、地域要求量ＡＲの再度配分を行うようにしたものである。
以上のように第９の実施形態によれば、第４の実施形態と同様の効果をより有効なものにできる。
【００９９】
（第１０の実施形態）
図２４は本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第１０の実施形態を説明するための図である。
この第１０の実施形態では、図２４で示すように地域要求量ＡＲに基づく指令方向とその時の発電機の出力変化方向が一致する発電機３および４への地域要求量ＡＲ配分優先度を上げる。すなわち、地域要求量ＡＲ不足により上げ方向の指令を行う場合は、出力増加傾向にある発電機へ優先的に配分する。逆に、地域要求量ＡＲ過剰により下げ方向の指令を行う場合は、出力減少傾向にある発電機へ優先的に配分する。
以上のような実施形態によれば、第４の実施形態と同様の効果を奏するものである。
【０１００】
（第１１の実施形態）
図２５は本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第１１の実施形態を説明するための図である。
第１１の実施形態では、連系する電力会社から入手した総需要Ｓ、地域要求量ＡＲおよび周波数偏差Δｆと自系で求められた総需要Ｓ、地域要求量ＡＲおよび周波数偏差Δｆとから％系統定数を計算する機能を有する点は第３の実施形態と同じであるが、この％系統定数の計算周期を可変とする点が異なる。
【０１０１】
すなわち、周波数偏差Δｆを積分して時差を求め、時差拡大局面においては、時差が拡大する原因として％系統定数の精度不足が考えられることから、％系統定数の計算周期を通常より短くして％系統定数の精度向上を図る。逆に時差減少局面にある場合は、％系統定数が適切に求められていると考えられることから、通常の％系統定数計算周期を維持する。
【０１０２】
以上のような実施形態によれば、第３の実施形態と同様の効果をより有効なものにすることができる。
【０１０３】
（第１２の実施形態）
図２６は本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第１２の実施形態を説明するための図である。
第３の実施形態では、％系統定数を１つだけ計算していたが、この第１２の実施形態では、％系統定数を周波数偏差Δｆの正負により２種類持ち、さらにそれを条件に応じて調整することで、％系統定数をより正確な値に近づけようとするものである。
【０１０４】
すなわち、％系統定数としてα＋とα−の２種類を用意し、周波数偏差Δｆが正の場合はα＋を、周波数偏差Δｆが負の場合はα−を計算し、各電力会社がこれを用いるものとする。各電力会社では、周波数偏差Δｆをある一定時間積分して時差を求め、時差が＋の場合は周波数高めの制御が行われていることになり地域要求量ＡＲが過大に計算されている可能性があるため、α＋を小、α−を大に調整する。反対に時差が−の場合は、周波数低めの制御が行われていることになり地域要求量ＡＲが過小に計算されている可能性があるため、α＋を大、α−を小に調整する。
【０１０５】
以上のように本実施形態によれば、第３の実施形態と同様の効果をより有効なものにすることができる。
【図面の簡単な説明】
【０１０６】
【図１】本発明に係る電力系統の周波数調整方法を実現する周波数調整システムの第１の実施形態の概念図。
【図２】本発明の第１の実施形態の構成および処理の流れを示す図。
【図３】図２に示すΔＰおよびΔｆのデータＤ１の構成の一例を示す図。
【図４】図２に示すΔＰおよびΔｆのデータＤ１の構成の他の例を示す図。
【図５】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第２の実施形態の構成および処理の流れを示す図。
【図６】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第２の実施形態におけるΔＰおよびΔｆ各々の計測時刻と中央給電所でのデータ入手時刻の関係を示す図。
【図７】図５に示すΔＰ、ΔｆのデータＤ１の構成を示す図で、図６で同一計測時刻となるΔＰとΔｆの組合せを示す図。
【図８】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第３の実施形態の主要部の概念構成図。
【図９】本発明の第３の実施形態における周波数調整装置および共同体の構成、処理流れを示す図。
【図１０】本発明第３の実施形態における％系統定数αの計算式を導く際の説明図。
【図１１】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第４の実施形態の構成および処理の流れを示す図。
【図１２】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第４の実施形態における地域要求量ＡＲおよび発電機出力の動揺における位相と制御性の良否を示す図。
【図１３】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第４の実施形態における各発電機について地域要求量ＡＲに基づく指令方向とその時の発電機の出力変化方向の一致／不一致を過去Ｎ周期間保存しておくデータの構成を示す図。
【図１４】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第５の実施形態の処理の流れを示す図。
【図１５】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第６の実施形態において、地域要求量ＡＲまたは発電機出力変化量の動揺の周期および位相を定量化するためのデータ構成を示す図。
【図１６】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第６の実施形態において、地域要求量ＡＲと発電機出力変化量の動揺が同一周期で同位相の場合の例を示す図。
【図１７】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第６の実施形態において、地域要求量ＡＲと発電機出力変化量の動揺が同一周期で逆位相の場合の例を示す図。
【図１８】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第６の実施形態において、地域要求量ＡＲと発電機出力変化量の動揺が同一周期で位相のズレはあるが完全な逆位相ではない場合の例を示す図。
【図１９】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第６の実施形態において、地域要求量ＡＲと発電機出力変化量の動揺の周期が異なる場合の例を示す図。
【図２０】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第７の実施形態の構成および処理の流れを示す図。
【図２１】本発明の第７の実施形態において、休止対象発電機について地域要求量ＡＲ配分のみ休止しベース需要変化分による配分は実施することを示す図。
【図２２】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第８の実施形態において、休止対象発電機についてベース負荷の方向と逆行する方向の配分のみを休止することを示す図。
【図２３】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第９の実施形態において、地域要求量ＡＲの動揺周期が長くなったことを定量的に表すデータの構成を示す図。
【図２４】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第１０の実施形態において、地域要求量ＡＲに基づく指令方向とその時の発電機の出力変化方向が一致する発電機への配分優先度を上げることを示す図。
【図２５】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第１１の実施形態における時差の考え方を示す図。
【図２６】本発明に係る電力系統の周波数調整方法の第１２の実施形態における時差による％系統定数の調整の考え方を示す図。
【符号の説明】
【０１０７】
１、１−１、１−２、１−Ａ、１−Ｂ、１−Ｃ…電力系統、２…連系線、３、３−Ａ、３−Ｂ、３−ｃ…計測装置、３１…計測手段、３２…送信手段、４…伝送網、５、５−Ａ、５−Ｂ、５−Ｃ、…周波数調整装置、５１…受信手段、５１Ｆ１、５１Ｆ２…受信データファイル、５２…地域要求量ＡＲ計算手段、５２Ｆ…ＡＲデータファイル、５３、５３Ｚ…指令作成手段、５３１…指令作成部、５３２…データ保存部、５３３…制御性判定部、５３Ｆ…ファイル、５４…指令送出手段、５５…ＥＬＤ計算手段、５６…負荷予想手段、６…ＧＰＳ衛星、７…発電所、８…周波数計、９…共同体、９−１…％系統定数再計算手段、９−２…送受信手段。
【図１】
2009112148.tif 000008
【図２】
2009112148.tif 000009
【図３】
2009112148.tif 000010
【図４】
2009112148.tif 000011
【図５】
2009112148.tif 000012
【図６】
2009112148.tif 000013
【図７】
2009112148.tif 000014
【図８】
2009112148.tif 000015
【図９】
2009112148.tif 000016
【図１０】
2009112148.tif 000017
【図１１】
2009112148.tif 000018
【図１２】
2009112148.tif 000019
【図１３】
2009112148.tif 000020
【図１４】
2009112148.tif 000021
【図１５】
2009112148.tif 000022
【図１６】
2009112148.tif 000023
【図１７】
2009112148.tif 000024
【図１８】
2009112148.tif 000025
【図１９】
2009112148.tif 000026
【図２０】
2009112148.tif 000027
【図２１】
2009112148.tif 000028
【図２２】
2009112148.tif 000029
【図２３】
2009112148.tif 000030
【図２４】
2009112148.tif 000031
【図２５】
2009112148.tif 000032
【図２６】
2009112148.tif 000033