JP4860960B2 - 電力ネットワークの制御システム - Google Patents

Description

本発明は、特定区域に設けられた複数の分散型電源と負荷との間を送配電線により接続し、大規模送配電網に対して、連系系統または単独系統として運用される比較的小規模の電力ネットワークの制御システムに関する。

近年、電力会社等の大規模な送配電網にとは別に、複数の分散型電源や負荷、これらを接続する自営の送配電線網等で構成される特定区域の比較的小規模な電力ネットワークが用いられるようになってきた。これは、地方自治体など、所定地域（コミュニティ）内の分散型電源を備えた電力需要家を含む複数の電力需要家への配電と、これら需要家間の電力供給を低コストで行うことができるシステムである。

このようなシステムでは、所定地域（コミュニティ）内の分散型電源の供給電力合計とコミュニティ組織に加盟している需要家の需要合計をうまくバランスさせ、総合的な需給バランスを制御する必要がある。また、全需要に対して分散型電源の発電容量では補いきれない分は、他の売電事業者（例えば、電力会社等の電気事業者）からの高価な買電で補いつつ、コミュニティ組織が管轄する電力系統全体の需給バランスを取る。この場合、コミュニティ外部からの購入電力量は高価であるので、最低限の一定電力量で契約する方がコスト的に有利となる（例えば、特許文献１参照）。
特開２００２−１０５００号公報

しかしながら、従来方式では、複数の分散型電源や負荷を制御し、総合的に需給バランスを制御する方式であるため、制御対象機器が多くなり、需給情報や制御指令などやり取りする情報量が多くなる。これは、システム規模が大きくなる方向であり、システム規模が大きくなるとコスト面でも高くなり易く、また、メンテナンス性も悪くなり易い。

本発明の目的は、なるべく少ない情報で電力ネットワークを構成する分散型電源の制御量を算出でき、かつ、各分散型電源が自律的に出力制御を行うことが可能な電力ネットワークの制御システムを提供することにある。

本発明の電力ネットワークの制御システムは、特定区域に設けられた慣性特性を持たない、発電手法が互いに異なる複数の分散型電源と負荷との間を送配電線により接続し、大規模送配電網とは切り離された単独系統として運用される比較的小規模の電力ネットワークの制御システムであって、前記各分散型電源に設けられ、前記電力ネットワークにおける系統周波数の変動の大きさを検出する周波数検出手段と、前記各分散型電源に設けられ、前記電力ネットワーク内での電力需要と供給との需給アンバランスと系統周波数の変動の大きさとの関係から、前記需給アンバランスを回復するために各分散型電源が分担可能な発生電力の制御量を予め求め、この求められた制御量と前記系統周波数の変動の大きさとが対応付けられ、かつ前記発電手法の違いに基づく前記制御量の出力変化特性を有する制御特性を記憶しており、この制御特性に基づいて前記検出された系統周波数の変動の大きさに対応する制御量を求める制御量演算手段とを備え、前記電力ネットワークにおける需給アンバランスにより系統周波数の変動が生じた場合、前記各分散型電源は、前記制御量演算手段で求めた制御量により、この変動を抑制するように各分散型電源が自律的に発生電力を制御することを特徴とする。

本発明によれば、各分散型電源の制御量を算出する際に、演算に必要な計測量としては分散型電源自端で計測可能な系統周波数のみのため、演算に必要な情報量（計測量）が少なく、かつ、分散型電源が個々に自律的に出力制御を行える。

また、大規模送配電網と連系する場合は、電力ネットワーク内で負荷脱落等による需給アンバランスが生じても、系統周波数はほとんど変化しないので、系統周波数を用いた分散型電源の制御量の算出は行なわずに、連系線潮流を用いて分散型電源の制御量の算出を行う。この場合、演算に必要な計測量としては連系線潮流のみでよく、演算に必要な情報量（計測量）が少なく、かつ、分散型電源が個々に自律的に出力制御を行える。

更に、大規模送配電網との連系線接続状態情報を用いて、分散型電源の制御量の算出方法を切り換えることにより、連系状態によらず分散型電源の制御量を算出できる。

以下、本発明による電力ネットワークの制御システムの一実施の形態について図面を用いて詳細に説明する。

本発明が制御対象とする電力ネットワークの構成を、図１を用いて説明する。この電力ネットワーク１は、複数の分散型電源２１，２２，２３，２４，２５と負荷１４とが、送配電線１１により相互に接続された特定区域における比較的小規模の電力ネットワークである。この電力ネットワーク１は、電力会社などによる大規模送配電網１００と電気所１０に設けられた連系線用遮断機・断路器（以下、連系線開閉器と呼ぶ）１３により連系線１２を介して連系可能に構成されている。ただし、この実施の形態では、連系線開閉器１３が開いており、電力ネットワーク１は大規模送配電網１００とは切り離された単独系統として運用されているものとする。

また、前記分散型電源としては、例えば、二次電池２１、マイクロガスタービン２２、燃料電池２３、風力発電２４、同期発電機２５などが用いられる。同期発電機２５は、比較的大容量であり発電電力がそのまま出力されるため、周知のように慣性特性を有する。これに対し、それ以外の上記各電源２１，２２，２３，２４は、発電電力がインバータなどを介して出力されるため慣性特性を持たない。

この実施の形態では、送配電線１１に対して慣性特性を持たない上記各電源２１，２２，２３，２４のみが接続し、これらによって負荷１４に電力を供給しており、慣性特性を有する同期発電機２５は送配電網１１には接続していないものとする。

この実施の形態では、図１で示すように、電力ネットワーク１と電力会社等の大規模送配電網１００とは非連系で、電力ネットワーク１が単独系統として運用される。このような電力ネットワーク１内において、負荷脱落３や分散型電源の緊急停止などの外乱が生じ、電力需要と供給が釣り合わずに需給アンバランスΔＰが生じたとき、この実施の形態では需給アンバランスを系統周波数の変動の大きさでとらえ、需給アンバランスを回復させように制御する。

このために、各分散型電源２１，２２，２３，２４には、図３で示すように、電力ネットワーク１における系統周波数の変動の大きさΔｆを検出する周波数検出手段３１を設ける。すなわち、周波数検出手段３１には基準周波数ｆ_０と系統周波数ｆ（図１では４）が入力されており、これらから周波数変動の大きさΔｆが検出される。

また、系統周波数の変動の大きさΔｆに対応する各分散型電源２１，２２，２３，２４の制御量ΔＰＧを求める制御量演算手段３２を設けている。すなわち、制御量演算手段３２には、系統周波数の変動の大きさΔｆと、この系統周波数を所定値に回復させるための制御量ΔＰＧとの関係（Δｆ−ΔＰＧ制御特性）が、各分散型電源２１，２２，２３，２４について設定されており、この設定関係（Δｆ−ΔＰＧ制御特性）に基き、制御量ΔＰＧが求められる。

そして、電力ネットワーク１における電力の需給アンバランスにより系統周波数の変動が生じた場合、この変動を抑制するように各分散型電源２１，２２，２３，２４で自律的に発生電力の制御を行う。

以下、詳細に説明する。先ず、事前に各分散型電源２１，２２，２３，２４に記憶させる整定値を決める以下の作業を行う。

電力ネットワーク１内において、負荷脱落や分散型電源の緊急停止などの外乱により、電力需要と供給が釣り合わず需給アンバランスΔＰが生じたとき、系統周波数ｆがどの程度変動するかを把握する。これを電力ネットワーク１におけるΔＰ−Δｆ特性と呼ぶ。

このΔＰ−Δｆ特性、つまり、需給アンバランスΔＰが生じたときの周波数変化Δｆは、電源脱落時は以下の（１ａ）式により、負荷脱落時は（１ｂ）式により求められる。この他の方法として、実測するか、あるいは、シミュレーション等により求めてもよい。

ここで、Ｋ_Ｇは電源の周波数特性定数、Ｋ_Ｌは負荷の周波数特性定数で、単位は［％／Ｈｚ］。これは、周波数が１Ｈｚ変化したとき、電源あるいは負荷が何％変化するかを表すもので、この数値は経験的数値か既存の手法で求めた値を用いる。

次に、需給アンバランスΔＰを、どの分散型電源の出力ＰＧを制御して解消するかを決定する。どの分散型電源を制御するかは、分散型電源の制御優先順位、出力特性、効率、発電予備力等を考慮して決定する。

分散型電源の制御パターンの一例として、例えば、効率が良い分散型電源から制御する等の理由から、分散型電源の制御優先順位を決めて制御したい場合には、各分散型電源２１，２２，２３，２４の制御優先順位と、需給アンバランスΔＰを解消するために各分散型電源が負担する量（出力増加できる最大量ΔＰＧｍａｘと出力低下できる最大量ΔＰＧｍｉｎ）を決定する。そして、電力ネットワーク１におけるΔＰ−Δｆ特性と、分散型電源の制御優先順位と最大負担量（ΔＰＧｍａｘ、ΔＰＧｍｉｎ）とから、周波数変動が発生したときの各分散型電源２１，２２，２３，２４の制御パターンを決定する。つまり、周波数変化Δｆに対して、どの分散型電源の出力をいくら増減するか（出力増減量ΔＰＧ）を決める。これは前述のように、各分散型電源２１，２２，２３，２４のΔｆ−ΔＰＧ制御特性と呼ばれる。

図４は、電力ネットワーク１におけるΔＰ−Δｆ特性と、各分散型電源の負担量の一例を示す図で、電力ネットワーク１において、需給アンバランスΔＰが３５ｋＷ（負荷脱落時＝電力供給過剰側を正とし、電源脱落時＝電力供給不足側を負とする）生じるとき、Δｆは０．３５Ｈｚ変化することを示している。また、需給アンバランスΔＰを解消するための分散型電源の制御優先順位は、分散型電源２１（２次電池：ＢＴＲ）、分散型電源２２（マイクロガスタービン：ＭＧＴ）、分散型電源２３（燃料電池：ＦＣ）の順とする。そして、各分散型電源の最大負担量（ΔＰＧｍａｘ，ΔＰＧｍｉｎ）を、ＢＴＲ２１は、ΔＰＧｍａｘ＝＋１０ｋＷ、ΔＰＧｍｉｎ＝−１０ｋＷ、ＭＧＴ２２も同じくΔＰＧｍａｘ＝＋１０ｋＷ、ΔＰＧｍｉｎ＝−１０ｋＷ、ＦＣ２３は、ΔＰＧｍａｘ＝＋１５ｋＷ、ΔＰＧｍｉｎ＝−１５ｋＷとした例である。この場合の各分散型電源のΔｆ−ΔＰＧ制御特性は、図５ａ、図５ｂ、図５ｃに示す通りとなる。

すなわち、周波数の変動の大きさΔｆが＋０．１、−０．１までの間は、優先順位「１」のＢＴＲ２１が、−１０ｋＷ〜＋１０ｋＷの範囲で出力を変化させる。同様に、周波数の変動の大きさΔｆが＋０．１、−０．１を越えて＋０．２、−０．２までの間は、優先順位「２」のＭＧＴ２２が、−１０ｋＷ〜＋１０ｋＷの範囲で出力を変化させる。さらに、周波数の変動の大きさΔｆが＋０．２、−０．２を越えて＋０．３５、−０．３５までの間は、優先順位「３」のＦＣ２３が、−１５ｋＷ〜＋１５ｋＷの範囲で出力を変化させる。

以上のように求めた各分散型電源のΔｆ−ΔＰＧ制御特性を、対応する分散型電源２１，２２，２３，２４の制御量演算手段３２に事前に記憶させておく。

なお、分散型電源の他の制御パターンとして、各分散型電源２１，２２，２３を同時に制御したい場合には、各分散型電源２１，２２，２３のΔｆ−ΔＰＧ制御特性を、図６ａ、図６ｂ、図６ｃのように設定する。周波数変動が発生したら、ＢＴＲ、ＭＧＴ、ＦＣともに制御する（各分散型電源の最大負担量ΔＰＧｍａｘ、ΔＰＧｍｉｎは図５の例と同じ）。各分散型電源の負担量を電力ネットワーク１におけるΔＰ−Δｆ特性上で表すと図７のようになる。

更に、分散型電源の他の制御パターンとして、いち早く周波数変動を抑制したい場合には、制御優先順位や負担量を決めず、つまり、図５や図６のような制御特性を設定せずに、各分散型電源の出力応答特性に応じて動作するようにして、需給アンバランスを解消してもよい。この場合、応動の速い分散型電源が主体となって制御するとともに、最大出力あるいは最小出力まで出力を変化させることになる。

次に、実運用時の動作を図２のフローチャートを参照しながら説明する。まず、各分散型電源において、時々刻々と系統周波数ｆを計測し（ステップ２０１）、基準周波数ｆ_０からの変化分Δｆを算出する（ステップ２０２）。

ある時点で、負荷脱落や分散型電源の緊急停止などの外乱が発生すると、電力需要と供給が釣り合わずに需給アンバランスΔＰが生じ、系統周波数ｆが大きく変動（Δｆ大）する（ステップ２０３）。このため、予め設定したΔｆ−ΔＰＧ制御特性により周波数変化Δｆに応じた分散型電源の出力増減量（制御量）ΔＰＧを算出する（ステップ２０４）。そして、その結果を基に分散型電源の出力ＰＧを制御し（ステップ２０５）、電力ネットワーク１の需給アンバランスを解消して、系統周波数ｆを基準周波数ｆ_０に回復させる。Δｆに応じたΔＰＧの算出方法は、前記の通り求め各分散型電源に事前に記憶したΔｆ−ΔＰＧ制御特性と、算出したΔｆとから算出する。

上記説明は、分散型電源として慣性特性を持たない電源２１，２２，２３，２４のみを送配電網１１に接続した場合についてであるが、次に、慣性特性を有する同期発電機２５のみを送配電網に１１に接続し、同期発電機２５（図では１個示されているが複数個設けられているものとする）により負荷に電力を供給している場合を説明する。

この実施の形態は、電力ネットワーク１内において、負荷脱落３や分散型電源の緊急停止などの外乱が生じ、これにより、電力需要と供給が釣り合わず需給アンバランスΔＰが生じたとき、これを系統周波数の変化率によりとらえ、需給アンバランスを解消させるものである。

すなわち、需給アンバランスによる周波数変動が発生した場合、時々刻々と計測した系統周波数ｆの変化率ｄｆ／ｄｔを算出し、その変化率ｄｆ／ｄｔを用いて需給アンバランス量ΔＰを推定し、ΔＰ推定値と周波数変動発生前の分散型電源出力ＰＧ_０とから出力増減量（制御量）ΔＰＧを算出する。

ここで、需給アンバランス量ΔＰの推定方法と制御量ΔＰＧの算出方法は次のとおりである。すなわち、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ（＝Δｆ_ｃ）を用いて、以下の（２ａ）式により需給アンバランス量ΔＰを推定し、このΔＰと周波数変動発生前の分散型電源出力ＰＧ_０を用いて、（２ｂ）式により制御量ΔＰＧを算出する。

ここで、Δｆ_ｃは周波数変化率ｄｆ／ｄｔ、Ｍは等価縮約発電機の単位慣性定数［秒］で、電力ネットワーク１を一負荷一発電機の等価系統モデルに等価縮約したときの定数を、事前に求めて設定した値であり、電力ネットワーク内の各同期発電機の定格出力で加重平均した値である。ＰＧ_０は周波数変動発生前の各分散型電源の発電量［ＭＷ］である。

なお、（２ａ）式は、発電機の運動方程式から次のように導くことができる。電力ネットワーク１を一負荷一発電機の等価縮約系統モデルとして考え、同期発電機２５の機械入力をＰ_ｍ、電気出力をＰ_ｅ（＝負荷の消費電力Ｐ_Ｌ）、等価発電機の慣性定数をＭとすると、発電機の運動方程式より以下の（３）式が成り立つ。

（３）式について、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ＝Δｆ_ｃ、需給アンバランス量（Ｐ_ｍ−Ｐ_ｅ）＝ΔＰとすると、ΔＰは（２ａ）式で求めることができる。

（２ａ）式で推定される需給アンバランス量ΔＰは、例えば、周波数低下側を例にとって説明すると、等価発電機モデルの定常時の電気出力Ｐｅ（＝負荷の消費電力ＰＬ）を基準（１．０）としたときの発電量不足分である。周波数変化率ｄｆ／ｄｔ＝０．０１（ここでは仮に周波数低下側を正とし、１０ｍｓ間の変化分）、等価発電機モデルの単位慣性定数Ｍ＝５秒とすると、需給アンバランス量ΔＰは（２ａ）式から０．０１×５．０＝０．０５で、電力ネットワーク１内の総負荷量に対して総発電量が５％不足していることになる。よって、電力ネットワーク１内の総発電量の５％を増加させる、つまり、各分散型電源２５において５％出力を増加すれば、需給アンバランスが解消され周波数低下を抑制できる。

次に、ΔＰ推定値から各分散型電源の出力増減量ΔＰＧを算出する場合、例えば、分散型電源２５の周波数変動発生前の出力ＰＧ_０が５０ｋWの場合は、出力増減量ΔＰＧは、５０ｋＷの５％の＋２．５ｋＷとなる。

なお、電力ネットワーク１内の系統周波数は、ほぼ同じ様相で変動するので、各分散型電源端で推定したΔＰはほぼ同じとなる。したがって、分散型電源２５が電力ネットワーク１内に分散配置された構成でも、各分散型電源２５において一律５％の制御を実施できるので、電力ネットワーク１全体として５％の出力増加を行える。

次に、実運用時の動作を図８のフローチャートを参照しながら説明する。まず、各分散型電源２５において、時々刻々と系統周波数ｆを計測する（ステップ８０１）とともに、基準周波数ｆ_０からの変化分Δｆを算出する（ステップ８０２）。

ある時点で、負荷脱落や分散型電源の緊急停止などの外乱が発生すると、電力需要と供給が釣り合わず需給アンバランスが生じ、系統周波数ｆが大きく変動（Δｆ大）する（ステップ８０３）。このように周波数変動が発生した場合（Δｆ大）には、時々刻々と計測した系統周波数ｆの変化率ｄｆ／ｄｔを算出する（ステップ８０４）。さらに、その変化率ｄｆ／ｄｔを用いて需給アンバランス量ΔＰを推定する（ステップ８０５）。そして、ΔＰ推定値と周波数変動発生前の分散型電源出力ＰＧ_０とから出力増減量ΔＰＧを算出する（ステップ８０６）。このようにして求めた出力増減量（制御量）ΔＰＧにより、分散型電源２５の出力ＰＧを制御し（ステップ８０７）、電力ネットワーク１の需給アンバランスを解消して、系統周波数ｆを基準周波数ｆ_０に回復させる。

次に、電力ネットワーク１内の分散型電源として、慣性特性を有する同期発電機２５とそれ以外の種類の発電機器２１，２２，２３，２４が混在する場合について説明する。

この場合、同期発電機２５以外の慣性特性を持たない分散型電源、例えば、２次電池２１、マイクロガスタービン２２、燃料電池２３等では、図２で説明した手順で制御量を算出する。つまり、各分散型電源に事前に記憶したΔｆ−ΔＰＧ制御特性と、算出したΔｆとから、Δｆに応じたΔＰＧを算出する。

一方、慣性特性を有する同期発電機２５では、図８で説明した手順で制御量を算出する。つまり、周波数変化率ｄｆ／ｄｔ（＝Δｆ_ｃ）を用いて、（２ａ）式によりΔＰを推定し、ΔＰと周波数変動発生前の分散型電源ＰＧ_０を用いて、（２ｂ）式によりΔＰＧを算出する。

なお、各分散電源がΔＰＧの算出結果を基に出力ＰＧを制御している間は、周波数は外乱発生前の値に戻る方向で変化し、最終的には外乱発生前の値（定格周波数）に戻るので、定常周波数に戻るまでは各分散電源はΔＰＧの算出結果分の出力制御のみを行う。但し、定常周波数に戻るまでの間や、定常周波数に戻った後に、新たな外乱が発生し、周波数変化Δｆが大となれば、ΔＰＧの算出と出力制御を再度実施して、新たな外乱が発生しても常に周波数を定格周波数に制御する。

これらの実施の形態によれば、各分散型電源の制御量を算出する際に、演算に必要な計測量としては分散型電源自端で計測可能な系統周波数のみのため、演算に必要な情報量（計測量）が少なく、かつ、分散型電源が個々に自律的に出力制御を行える。

次に、図９で示すように、電力ネットワーク１と電力会社等の大規模送配電網１００とが、閉状態の連系線開閉器１３により連系線１２を介して接続し、連系系統として運用される場合について説明する。なお、平常時における連系線潮流量（連系線潮流基準値Ｐｔ_０）は、大規模送配電網１００を運営する電力会社等の電気事業者との契約により決まり、零か、ある一定値以下とする。

このような状態において、電力ネットワーク１内で、負荷脱落や分散型電源の緊急停止などの外乱により電力ネットワーク１内の電力需要と供給が変化し、不足分あるいは過剰分（需給アンバランス）が生じると、これらの電力が連系線１２を介して大規模送配電網１００との間で相互に授受される。このため、連系線潮流量は、前記連系線潮流基準値Ｐｔ_０に対して変化する。この場合、前述した電気事業者との契約条件から、連系線潮流量を外乱発生前の状態に早急に戻す必要がある。

また、電力ネットワーク１での前記外乱による需給アンバランス量は、大規模送配電網１００の系統容量に対して絶対的に小さいため、系統周波数はほとんど変化しない。そこで、この実施の形態では、電力ネットワーク１における需給アンバランスを連系線潮流量の変化としてとらえている。

このため、図９で示すように、連系線部分に連系線監視手段５を設け、電力ネットワーク１と大規模送配電網１００との間の連系線１２の接続有無（連系線開閉器１３の開閉状態）及び連系線接続時における連系線潮流を検出し、この連系線１２の接続有無及び連系線潮流量を各分散型電源２１，２２，２３，２４，２５に通知するように構成している。

また、各分散型電源２１，２２，２３，２４，２５には、図１１で示すように、連系線潮流基準値Ｐｔ_０と通知された連系線潮流量Ｐｔとから連系線潮流の変化分ΔＰｔを求める変化分検出手段４１を設けると共に制御量演算手段４２を設けている。制御量演算手段４２は、連系線潮流の変化分ΔＰｔを電力ネットワークの需給アンバランスΔＰとみなして、この需給アンバランスΔＰを回復するための発生電力の制御量ΔＰＧを、予め設定された関係（ΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性）を用いて算出し、出力する。

これにより、電力ネットワーク１における電力の需給アンバランスΔＰにより連系線潮流の変動（変化分ΔＰｔ）が生じた場合、この変動を抑制するように各分散型電源２１，２２，２３，２４，２５において自律的に発生電力の制御を行うことが出来る。

以下、詳細に説明する。先ず、事前に各分散型電源２１，２２，２３，２４，２５に記憶させる整定値を決める以下の作業を行う。

電力ネットワーク１内において、負荷脱落や分散型電源の緊急停止などの外乱が生じ、電力ネットワーク１内の電力需要と供給が変化すると、不足分あるは過剰分の電力、つまり、需給アンバランスΔＰ分の電力が連系線１２を介して大規模送配電網１００と授受される。需給アンバランスΔＰと連系線潮流変化分ΔＰｔはほぼ等しいので、電力ネットワーク１内の分散型電源の出力ＰＧをΔＰｔ分変化させれば需給アンバランスは解消する。そこで、どの分散型電源の出力ＰＧを制御して需給アンバランスを解消するかを決定する。どの分散型電源を制御するかは、分散型電源２１，２２，２３，２４，２５の制御優先順位、出力特性、効率、発電予備力等を考慮して決定する。

分散型電源の制御パターンの一例として、例えば、効率が良い分散型電源から制御する等の理由から、分散型電源の制御優先順位を決めて制御したい場合には、各分散型電源の制御優先順位と、需給アンバランスΔＰを解消するために各分散型電源が負担する量（出力増加できる最大量ΔＰＧｍａｘと出力低下できる最大量ΔＰＧｍｉｎ）を決定する。

そして、それを基に連系線潮流が変化したときの各分散型電源の制御パターンを決定する。つまり、連系線潮流変化分ΔＰｔに対して、どの分散型電源の出力をいくら増減するか、出力増減量ΔＰＧを決める。これは前述のように、各分散型電源のΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性と呼ばれる。

図１２は、連系線潮流の変化分ΔＰｔに対する、各分散型電源の負担量の一例を示す図で、電力ネットワーク１における需給アンバランスΔＰは、負荷脱落時＝電力供給過剰側を正とし、電源脱落時＝電力供給不足側を負とする。連系線潮流の変化分ΔＰｔは、大規模送配電網１００に送電する向きの潮流を正とする。この例では、需給アンバランスΔＰを解消するための分散型電源として、２次電池：ＢＴＲ２１、マイクロガスタービン：ＭＧＴ２２、燃料電池：ＦＣ２３を用いており、これらの制御優先順位は、ＢＴＲ、ＭＧＴ、ＦＣの順とする。そして、これら各分散型電源２１，２２，２３の最大負担量（ΔＰＧｍａｘ、ΔＰＧｍｉｎ）は、ＢＴＲ２１では、ΔＰＧｍａｘ＝＋１０ｋＷ、ΔＰＧｍｉｎ＝−１０ｋＷ、ＭＧＴ２２も同じくΔＰＧｍａｘ＝＋１０ｋＷ、ΔＰＧｍｉｎ＝−１０ｋＷ、ＦＣ２３は、ΔＰＧｍａｘ＝＋１５ｋＷ、ΔＰＧｍｉｎ＝−１５ｋＷとしている。この場合の各分散型電源２１，２２，２３のΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性は、図１３ａ、図１３ｂ、図１３ｃに示す通りとなる。

以上のように求めた各分散型電源のΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を、各分散型電源２１，２２，２３の制御量演算手段４２に事前に記憶させておくものとする。

なお、制御量の算出にΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を用いているので、分散型電源には慣性特性の有無にかかわらずどのようなものを用いてもよく、例えば、図１２におけるＦＣ２３をＳＧ２５に置き換えても問題はない。

他の分散型電源の制御パターンとして、各分散型電源とも同時に制御したい場合には、各分散型電源のΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を、図１４ａ、図１４ｂ、図１４ｃのように設定する。連系線潮流が変化した場合には、ＢＴＲ、ＭＧＴ、ＦＣともに制御する（各分散型電源の最大負担量ΔＰＧｍａｘ、ΔＰＧｍｉｎは図１３の例と同じ）。ΔＰｔに対する各分散型電源の負担量を表すと図１５のようになる。

更に、他の分散型電源の制御パターンとして、いち早く連系線潮流量を外乱発生前の状態に戻したい場合には、制御優先順位や負担量を決めず、つまり、図１３や図１４のような制御特性を設定せずに、分散型電源の出力応答特性に応じて動作するようにして、需給アンバランスを解消してもよい。この場合、応動の速い分散型電源が主体となって制御するとともに、最大出力あるいは最小出力まで出力を変化させることになる。

次に、実運用時の動作を図１０のフローチャートにより説明する。まず、大規模送電網１００との連系線の状態を監視する連系線監視装置５では、大規模送配電網１００と電力ネットワーク１とが連系しているかを確認する（ステップ１００１）。連系状態であれば連系線潮流Ｐｔ（連系線に流れる有効電力）を計測する（ステップ１００２）。そして、この連系線接続状態（連系線開閉器１３の閉状態）と連系線潮流Ｐｔの計測結果を各分散型電源へ送信する（ステップ１００３）。なお、非連系の場合は、連系線接続状態（連系線開閉器１３の開状態）のみを各分散型電源へ送信する。

各分散型電源では、連系線監視装置５から送られてくる連系線接続状態、連系線潮流Ｐｔを受信する（ステップ１０１１）とともに、連系線潮流基準値Ｐｔ_０からの変化分ΔＰｔを算出する（ステップ１０１２）。

ある時点で、電力ネットワーク１内で、負荷脱落や分散型電源の緊急停止などの外乱が発生すると、電力ネットワーク１内の電力需要と供給が変化し、不足分あるは過剰分の電力（＝需給アンバランスΔＰ）が連系線１２を介して大規模送配電網１００と授受される。このため、連系線潮流Ｐｔが大きく変化（ΔＰｔ大）する（ステップ１０１３）。この場合、連系線潮流の変化分ΔＰｔに応じた分散型電源の出力増減量ΔＰＧを、予め設定されたΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性により算出し（ステップ１０１４）、その結果を基に分散型電源の出力ＰＧを制御する（ステップ１０１５）。この結果、電力ネットワーク１の需給アンバランスを解消して、連系線潮流Ｐｔを外乱発生前の状態に戻すことが出来る。

このように、電力ネットワーク１が大規模送配電網１００と連系する場合は、電力ネットワーク１内で負荷脱落等による需給アンバランスが生じても、系統周波数はほとんど変化しないので、系統周波数を用いた分散型電源の制御量の算出は行わずに、連系線潮流の変化分を用いるので、分散型電源の制御量の算出が可能となる。また、演算に必要な計測量としては連系線潮流のみのため、演算に必要な情報量（計測量）が少なく、かつ、分散型電源が個々に自律的に出力制御を行える。

上記説明は、電力ネットワーク１が連系線１２により大規模送配電網１００と連系されている場合に付いて行ったが、この電力ネットワーク１と大規模送配電網１００とは、連系線１２に設けた連系線開閉器１３により任意に非連系状態に切り換えることが出来る。すなわち、電力ネットワーク１は、図９で示した電力会社等の大規模送配電網１００との連系系統の場合と、図１に示した大規模送配電網１００とは非連系で単独系統として運用される場合がある。

そして、大規模送配電網１００と非連系時は、連系線が開放されており潮流情報はなく、また、連系時は、電力ネットワーク１内において負荷脱落や分散型電源の緊急停止などの外乱が発生しても、系統容量が大きい大規模送配電網１００と連系しているため、系統周波数はほとんど変動しない。これらの場合に付いては、それぞれ各分散型電源における制御量の適切な求め方について、前述のように提案しているので、連系の有無に応じて制御量の求め方を適切に選択すればよい。

すなわち、各分散型電源に図３で示した周波数検出手段３１及びΔｆ−ΔＰ制御特性を設定した制御量演算手段３２や図１１で示した潮流変化分検出手段４１及びΔＰｔ−ΔＰ制御特性を設定した制御量演算手段４２などを設け、これらを、連系線監視装置５から送信される連系線接続状態に応じて選択し、適用すればよい。

以下、図１６の処理フローを参照しながら説明する。まず、大規模送電網１００との連系線の状態を監視する連系線監視装置５では、大規模送配電網１００と電力ネットワーク１とが連系しているかを確認する（ステップ１６０１）。連系状態であれば連系線潮流Ｐｔ（連系線に流れる有効電力）を計測する（ステップ１６０２）。そして、この連系線接続状態（連系線開閉器１３の閉状態）と連系線潮流Ｐｔの計測結果を各分散型電源へ送信する（ステップ１６０３）。なお、非連系の場合は、連系線接続状態（連系線開閉器１３の開状態）のみを各分散型電源へ送信する。

各分散型電源では、時々刻々と系統周波数ｆを計測する（ステップ１６１１）とともに、連系線監視装置５から送られてくる連系線接続状態、連系線潮流Ｐｔを受信する（ステップ１６１２）。

連系線接続状態情報により連系ありか非連系かを判断する（ステップ１６１３）。その結果、大規模送配電網１００と非連系の場合には、周波数変化に基づき、分散型電源の制御量を算出する（ステップ１６１４，１６１５，１６１６）。これに対し、大規模送配電網１００と連系している場合には、潮流の変化分に基づき分散型電源の制御量を算出する（ステップ１６２４，１６２５，１６２６）。そして、このようにして求めた制御量により、各分散型電源の出力制御を行う。

このように大規模送配電網１００との連系線接続状態情報を用いて、分散型電源の制御量の算出方法を切り換えることにより、連系状態によらず分散型電源の制御量を算出できる。

本発明による電力ネットワークの制御システムの一実施の形態を示す系統図である。 同上一実施の形態の動作を説明するフローチャートである。 同上一実施の形態の要部機能を示す機能ブロック図である。 同上一実施の形態における電力系統での電力需給アンバランスと系統周波数の変動の大きさとの関係を説明する特性図である。 同上一実施の形態における複数の分散型電源に優先順位を付けた場合の、分散型電源の１つである二次電池のΔｆ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上一実施の形態における複数の分散型電源に優先順位を付けた場合の、分散型電源の１つであるマイクロガスタービンのΔｆ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上一実施の形態における複数の分散型電源に優先順位を付けた場合の、分散型電源の１つである燃料電池のΔｆ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上一実施の形態における複数の分散型電源を同時に制御する場合の、分散型電源の１つである二次電池のΔｆ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上一実施の形態における複数の分散型電源を同時に制御する場合の、分散型電源の１つであるマイクロガスタービンのΔｆ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上一実施の形態における複数の分散型電源を同時に制御する場合の、分散型電源の１つである燃料電池のΔｆ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上一実施の形態における電力需給アンバランス対する系統周波数の変動を抑制すべく各分散型電源が出力制御する際の分担状況を表す特性図である。 本発明の電力需給アンバランスを系統周波数の変化率により推定する実施の形態の動作を説明するフローチャートである。 本発明の、大規模送配電網と連携した場合の実施の形態を示す系統図である。 同上実施の形態の動作を説明するフローチャートである。 同上実施の形態の要部機能を示す機能ブロック図である。 同上実施の形態における電力系統での電力需給アンバランスと連系線潮流変化との関係を説明する特性図である。 同上実施の形態における複数の分散型電源に優先順位を付けた場合の、分散型電源の１つである二次電池のΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上実施の形態における複数の分散型電源に優先順位を付けた場合の、分散型電源の１つであるマイクロガスタービンのΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上実施の形態における複数の分散型電源に優先順位を付けた場合の、分散型電源の１つである燃料電池のΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上実施の形態における複数の分散型電源を同時に制御する場合の、分散型電源の１つである二次電池のΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上実施の形態における複数の分散型電源を同時に制御する場合の、分散型電源の１つであるマイクロガスタービンのΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上実施の形態における複数の分散型電源を同時に制御する場合の、分散型電源の１つである燃料電池のΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を示す特性図である。 同上実施の形態における電力需給アンバランス対する連系線潮流の変動を抑制すべく各分散型電源が出力制御する際の分担状況を表す特性図である。 本発明の、連系線開閉器を任意に開閉できるようにした実施の形態における制御動作を説明するフローチャートである。

符号の説明

１ 電力ネットワーク
３ 負荷脱落
４ 系統周波数
５ 連系線監視装置
６ 連系線接続状態及び連系線潮流
１２ 連系線
１３ 連系線開閉器
１４ 負荷
２１ 分散型電源の１つである二次電池
２２ 分散型電源の１つであるマイクロガスタービン
２３ 分散型電源の１つである燃料電池
２４ 分散型電源の１つである風力発電
２５ 分散型電源の１つである同期発電機
３１ 周波数検出手段
３２ Δｆ−ΔＰＧ制御特性を有する制御量演算手段
４１ 連系線潮流の変化分検出手段
４２ ΔＰｔ−ΔＰＧ制御特性を有する制御量演算手段
１００ 大規模送配電網

Claims (1)

1. 特定区域に設けられた慣性特性を持たない、発電手法が互いに異なる複数の分散型電源と負荷との間を送配電線により接続し、大規模送配電網とは切り離された単独系統として運用される比較的小規模の電力ネットワークの制御システムであって、
   前記各分散型電源に設けられ、前記電力ネットワークにおける系統周波数の変動の大きさを検出する周波数検出手段と、
   前記各分散型電源に設けられ、前記電力ネットワーク内での電力需要と供給との需給アンバランスと系統周波数の変動の大きさとの関係から、前記需給アンバランスを回復するために各分散型電源が分担可能な発生電力の制御量を予め求め、この求められた制御量と前記系統周波数の変動の大きさとが対応付けられ、かつ前記発電手法の違いに基づく前記制御量の出力変化特性を有する制御特性を記憶しており、この制御特性に基づいて前記検出された系統周波数の変動の大きさに対応する制御量を求める制御量演算手段とを備え、
   前記電力ネットワークにおける需給アンバランスにより系統周波数の変動が生じた場合、前記各分散型電源は、前記制御量演算手段で求めた制御量により、この変動を抑制するように各分散型電源が自律的に発生電力を制御することを特徴とする電力ネットワークの制御システム。

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