JP5702000B2 - 電力系統安定化システム及び電力系統安定化方法 - Google Patents

Description

本発明は、電力系統安定化システム及び電力系統安定化方法に関する。

昨今、エネルギー安全保障の確保、及び地球環境の負荷軽減、という観点から、再生可能エネルギーの利用拡大が推進されている。再生可能エネルギーを利用する分散電源としては、例えば、太陽光発電（以下、ＰＶ（Photovoltaic）という）または風力発電などが知られている。

分散電源でもある上記の代表的な再生可能エネルギーは、一般には、従来の火力発電または水力発電等に比べて、出力が安定しない。従って、分散電源を電力系統に接続する場合は、急激な出力変動に対応するための技術的対策が必要となる。

第１の文献には、ＮＡＳ（ナトリウム硫黄）電池及びキャパシタを用いて、分散電源の出力変動を抑制するための構成が部分的に開示されている（特許文献１）。

第２の文献には、ピーク電力を平準化するための二次電池にキャパシタを並列に接続して、二次電池の充放電を補完する構成が開示されている（特許文献２）。

特開２００７−１３５３５５号公報 特開２００４−１２９４１２号公報

従来技術は、小容量の分散電源が電力系統に複数接続されている場合において、電力系統の変動にどのように対応すべきか、具体的な解決策を何ら示していない。
電力系統に接続された各二次電池または各キャパシタがそれぞれ別々に動作したのでは、電力系統の変動を抑制することができない可能性がある上に、無駄な充放電が繰り返されて二次電池等の寿命が低下する恐れもある。

そこで、本発明の目的は、電力系統に生じる擾乱を、複数の蓄電システムを用いて適切に抑制することができるようにした電力系統安定化システム及び電力系統安定化方法を提供することにある。

上記課題を解決すべく、本発明に係る電力系統安定化システムは、電力系統を安定化するためのシステムであって、電力系統に設けられる複数の蓄電システムと、複数の蓄電システムに通信ネットワークを介して接続される管理システムと、を備え、複数の蓄電システムは、蓄電装置と、蓄電装置を制御するための制御装置とを備え、制御装置は、自システムの性能を示す性能情報と、電力系統上の自システムの位置を示す位置情報と、擾乱発生箇所毎の自システムの動作順位を示す順位情報とを記憶する記憶部と、電力系統に擾乱が発生した場合は、位置情報及び順位情報に基づいて、所定の補償動作を実行する補償動作制御部と、を備える。

複数の蓄電システムは、電力系統に設定される所定の区域毎に予めグループ化されてもよい。複数の蓄電システムのうち、同一グループに属する複数の蓄電システムの記憶部は、位置情報及び順位情報を共有する。同一グループに属する複数の蓄電システムの補償動作制御部は、順位情報に示された動作順位に従って、所定の補償動作を実行する。
補償動作制御部は、擾乱が発生した場合に、順位情報に規定する動作順位が到来したか否かを示す情報を管理システムから取得し、動作順位が到来した場合は所定の補償動作を実行してもよい。

本発明の構成の少なくとも一部は、コンピュータプログラムまたはハードウェア回路として実現できるであろう。コンピュータプログラムは、例えば、インターネットのような通信媒体、ハードディスクまたはフラッシュメモリデバイスのような記録媒体を介して、配布することができる。

電力系統安定化システムを含む電力系統の構成図である。 電力系統に分散配置された複数の蓄電システムを管理システムが管理する様子を示す電力系統の構成図である。 蓄電システムに記憶される固有識別情報の構成例を示す。 蓄電システムに記憶される系統基本情報の構成例を示す。 蓄電システムに記憶されるスケジュール制御情報の構成例を示す。 蓄電システムに情報を設定するための処理を示すフローチャート。 蓄電システムが補償動作を行う処理を示すフローチャート。 管理システムが補償動作の順序を管理する処理のフローチャート。 蓄電システムがスケジュールに従って補償動作を実行する処理を示すフローチャート。 ループ状の構成に適用する場合の説明図。 複数の蓄電システムによる協調動作を説明するための説明図。 第２実施例に係り、管理システムと蓄電システムとの通信障害の有無に応じて動作モードを切り替える処理を示すフローチャート。 第３実施例に係り、傾向の異なる複数の擾乱が検出された場合に補償動作を禁止する処理を示すフローチャート。 第４実施例に係り、電力系統安定化システムを含む電力系統の構成図である。

以下、図面に基づいて、本発明の実施の形態を説明する。本実施形態では、以下に詳述するように、電力系統に分散して配置される複数の蓄電システムは、電力系統上の位置を示す位置情報と動作順位を示す順位情報とを共有している。これにより、本実施形態では、順位情報に規定される順番で、複数の蓄電システムの補償動作を協調させて実行させることができる。
複数の蓄電システムは、それぞれ自分が何番目の蓄電システムであるかを示す識別情報を備えている。また、電力系統に発生する擾乱の位置に応じて、各蓄電システムの動作順位は予め設定されている。擾乱発生箇所に近い蓄電システムから先に動作するように、動作順位が定められる。擾乱発生箇所から遠い蓄電システムほど、動作順位が低下する。ここで、擾乱発生箇所から近い、または遠いとは、電路構成上の遠近を意味する。

図１は、本実施例に係る電力系統安定化システム１を含む電力系統の構成図である。例えば、大規模集中発電所からの電力を所定電圧に変換して配電する変電所２には、送電線３が接続されており、送電線３からは複数の配電線４Ａ、４Ｂが分岐している。特に区別しない場合、配電線４Ａ、４Ｂを配電線４と呼ぶ。

送電線３または配電線４には、蓄電システム１０、５０が接続されている。蓄電システム１０は、本実施形態の制御対象である。他の蓄電システム５０は、本実施形態の制御対象ではないシステムであり、比較のために表示されている。蓄電システム１０の構成は、後述する。

分散電源２０は、送電線３または配電線４に接続されている。分散電源２０は、例えば、太陽光発電装置２１、または風力発電装置２２を含んで構成される。分散電源２０としては、太陽光または風力に限らず、例えば、太陽熱発電装置などでもよい。

負荷３０（１）、３０（２）は、需要家の有する各種の電気的負荷である。負荷３０（）１は、例えば、大型電動モータ等の比較的容量の大きい負荷であり、蓄電システム１０は、その大規模負荷３０（１）の起動及び停止のタイミングを知ることができるようになっている。なお、蓄電システム１０の監視対象となる負荷３０（１）は一つに限らない。蓄電システム１０は、複数の負荷３０（１）の起動及び停止を遠隔監視することができる。

他の負荷３０（２）は、例えば、一般家庭の各種電気製品、ビルディングの空調装置、照明装置、乗客コンベア装置などである。特に区別しない場合、負荷３０（１）、３０（２）を負荷３０と呼ぶ。

検出器４０は、電力系統の状態プロセス量を検出し、検出信号を蓄電システム１０に送信する。電力系統の状態プロセス量としては、周波数、位相、電圧がある。検出器４０は、例えば、計器用変圧器（ＶＴ）または計器用変流器（ＣＴ）のように構成することができる。図中では、検出器４０を一つだけ示すが、複数の検出器４０を蓄電システム１０に接続することができる。なお、電力系統は、複数の開閉器及び電圧調整器などを備えるが、本実施形態では図示を省略する。

蓄電システム１０の構成を説明する。蓄電システム１０は、図２で後述するように、電力系統に複数接続される。一つの蓄電システム１０は、例えば、蓄電装置（１１、１２）と、制御装置１００を備える。蓄電システム１０は、管理システム６０と通信ネットワークＣＮ１を介して双方向通信可能に接続されている。

蓄電装置（１１、１２）は、例えば、キャパシタ１１と、蓄電池１２を備える。キャパシタ１１は、例えば、リチウムイオンキャパシタのように構成することができる。リチウムイオンキャパシタに代えて、電気二重層コンデンサのような他のキャパシタを用いる構成でもよい。キャパシタ１１は、蓄電池に較べ応答性が高く、瞬時に大電力を充放電することができる。

蓄電池１２は、例えば、鉛蓄電池、リチウムイオン二次電池、ニッケル・水素二次電池、ナトリウム・硫黄二次電池（ＮＡＳ電池：登録商標）のように構成される。一般的に、蓄電池１２は、キャパシタ１１に比べて応答性能は低いが、比較的長時間にわたって充放電することができる。つまり、蓄電池１２は、充放電可能な全エネルギー量がキャパシタ１１よりも大きい構成が可能である。以下、蓄電装置（１１、１２）の符号を省略し、蓄電装置と呼ぶ場合がある。

本実施例の蓄電装置は、上述の通り、充放電特性の異なるキャパシタ１１と蓄電池１２とを組み合わせて構成されている。制御装置１００は、キャパシタ１１及び蓄電池１２を、補償動作の内容に応じて使用する。制御装置１００は、例えば、急激に変動する過渡応答にはキャパシタ１１の充放電で対応し、時間的に長い変動には蓄電池１２の充放電で対応する。キャパシタ１１及び蓄電池１２の充放電性能は、特に問わない。

制御装置１００は、電力系統に生じた擾乱を抑えて、電力系統を安定化させるために、所定の補償動作を実行するための装置である。制御装置１００は、例えば、マイクロプロセッサ（図中、ＣＰＵ：Central Processing Unit）１１０と、記憶部１２０と、入出力部（図中、Ｉ／Ｏ）１３０と、通信インターフェース部（図中、Ｉ／Ｆ）１４０とを備えて構成される。それら各回路１１０−１４０は、バス１５０に接続されている。

記憶部１２０は、例えば、ＲＯＭ（Read Only Memory）、ＲＡＭ（Random Access Memory）、ハードディスクデバイス、フラッシュメモリデバイス等を含んで構成することができる。記憶部１２０は、オペレーティングシステムのような基本プログラム（不図示）に加えて、充放電制御部Ｐ１０及び情報設定部Ｐ２０をそれぞれ実現するためのコンピュータプログラムを記憶する。マイクロプロセッサ１１０は、記憶部１２０からコンピュータプログラムを読み込んで実行することで、後述する機能を実現する。

記憶部１２０は、例えば、固有識別情報Ｔ１０と系統基本情報Ｔ１１とを記憶する。また、記憶部１２０は、図４で述べるトポロジ情報を記憶することができる。さらに、記憶部１２０は、図５で述べるスケジュール制御情報Ｔ１２を記憶することもできる。

入出力部１３０は、例えば、蓄電装置（１１、１２）、検出器４０、特定の負荷３０（１）、との間で信号を送受するための回路である。通信インターフェース部１４０は、通信ネットワークＣＮ１を介して管理システム６０と通信するための回路である。

管理システム６０は、複数の蓄電システム１０の補償動作を管理する。管理システム６０は、系統基本情報Ｔ１１を保持している。管理システム６０は、例えば、中央給電指令所の一部として構成してもよい。中央給電指令所とは、電力系統を管理する事業者により運営される制御システムである。管理システム６０は、中央給電指令所とは別のシステムとして構成してもよいし、複数の蓄電システム１０のうちの一つの蓄電システム１０内に、管理システム６０の機能を追加する構成でもよい。さらに、管理システム６０は、一つのコンピュータから構成することもできるし、複数のコンピュータを連携動作させて構成することもできる。

図２は、管理システム６０が複数の蓄電システム１０（１）、１０（２）、１０（３）と通信可能に接続されている様子を示す。特に区別しない場合、蓄電システム１０（１）〜１０（３）を蓄電システム１０と呼ぶ。

各蓄電システム１０は、通信ネットワークＣＮ１を介して管理システム６０に接続されている。各蓄電システム１０は、検出器４０にも接続されている。さらに、各蓄電システム１０は、監視対象の負荷３０（１）にも接続されている。

管理システム６０は、火力発電所等の大規模発電所（集中発電所）７０と通信することもできる。管理システム６０は、大規模発電所７０の作動と連携して、各蓄電システム１０の補償動作を制御することができる。

図３は、固有識別情報Ｔ１０の構成例を示す。固有識別情報Ｔ１０は、各蓄電システム１０を識別する情報であり、蓄電装置の性能情報を含む。固有識別情報Ｔ１０は、例えば、システム識別子Ｃ１００と、製造番号Ｃ１０１と、最大蓄電量Ｃ１０２と、充電性能Ｃ１０３と、放電性能Ｃ１０４と、充電残量（ＳｏＣ：Ｓｔａｔｅ ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）Ｃ１０５と、状態Ｃ１０６とを対応付けて管理する。

システム識別子Ｃ１００は、管理システム６０の管理下にある各蓄電システム１０を識別するための識別子である。システム識別子Ｃ１００は、蓄電システム１０の設置位置に対応付けることができる。システム識別子がわかれば、その蓄電システム１０が電力系統のどこに設置されているのか知ることができる。製造番号Ｃ１０１は、蓄電システム１０の製造番号を示す情報である。

最大蓄電量Ｃ１０２は、蓄電装置が蓄えることのできる電力量である。充電性能Ｃ１０３は、蓄電装置の充電性能である。放電性能Ｃ１０４は、蓄電装置の放電性能である。充電残量Ｃ１０５は、蓄電装置の現在の蓄電量である。ここでは、キャパシタ１１及び蓄電池１２を区別せずに表示する。実際には、キャパシタ１１と蓄電池１２とは、別々の装置として、それぞれの性能が管理される。

状態Ｃ１０６は、蓄電システム１０の状態を示す。状態としては、正常状態または異常状態、停止状態などがある。なお、図３に示す情報以外の情報、例えば、製造者名、製造年月日、バージョン情報なども固有識別情報Ｔ１０で管理することができる。

図４は、系統基本情報Ｔ１１の構成例である。系統基本情報Ｔ１１は、電力系統における蓄電システム１０の位置、状態、所属先グループ、動作順位及びスケジュール等を管理する。

系統基本情報Ｔ１１は、例えば、管理番号Ｃ１１０と、システム識別子Ｃ１１１と、製造番号及び付加情報Ｃ１１２と、存在フラグＣ１１３と、有効フラグＣ１１４と、トポロジ確認フラグＣ１１５と、グループ番号Ｃ１１６と、動作順位Ｃ１１７と、スケジュール制御Ｃ１１８とを含む。

管理番号Ｃ１１０は、各行の連続番号である。システム識別子Ｃ１１１は、各蓄電システム１０を識別する識別子であり、図３で述べた識別子Ｃ１００と同一内容である。製造番号及び付加情報Ｃ１１２は、蓄電システム１０の製造番号と、蓄電システムの充放電性能とを含む情報である。

存在フラグＣ１１３は、蓄電システム１０が現在存在しているか否かを示す。存在している場合は「１」が設定され、存在していない場合は「０」が設定される。例えば、蓄電システム１０が撤去されたような場合、存在フラグに「０」が設定される。

有効フラグＣ１１４は、蓄電システム１０が現在有効であるか否かを示す。有効の場合は「１」が設定され、無効な場合は「０」が設定される。蓄電システム１０が有効とは、蓄電システム１０が所定の補償動作を正常に実行しうる状態にあること、である。例えば、修理または点検等のために蓄電システム１０が停止している場合、有効フラグＣ１１４には「０」が設定される。例えば、蓄電システム１０に障害が発生している場合も、有効フラグＣ１１４には「０」が設定される。

トポロジ確認フラグＣ１１５は、蓄電システム１０が電力系統の構成であるトポロジ情報を確認して、記憶部１２０に記憶したか否かを示す。トポロジ情報は「位置情報」に該当する。トポロジ情報は、各蓄電システム１０及び負荷３０等がどの配電線のどこに接続されているかを示す情報である。

最新のトポロジ情報が蓄電システム１０の記憶部１２０に記憶されている場合、トポロジ確認フラグＣ１１５には「１」が設定される。蓄電システム１０の記憶部１２０に最新のトポロジ情報が記憶されていない場合、トポロジ確認フラグＣ１１５には「０」が設定される。

グループ番号Ｃ１１６は、蓄電システム１０の所属するグループを特定するための情報である。グループは、電力系統について予め設定される所定の区域を示す。例えば、「北部再開発地区」、「東部住宅地区」、「西部工業地区」等のように、電力系統の関与する地理的範囲を電気的特性に基づいて区分けすることで、複数のグループを設定することができる。例えば、地理的範囲を、変圧器、変電所、開閉器、遮断器などの設置位置で区分けしてグループを設定することができる。

動作順位Ｃ１１７は、蓄電システム１０が所定の補償動作を行う場合の順番を示す情報である。系統基本情報Ｔ１１の動作順位Ｃ１１７の欄は、「順位情報」に該当する。ここでは、順位「１」が最も順番が早く、番号が大きくなるほど順番が遅くなる場合を例に挙げる。

最も高い第１順位に設定された蓄電システム１０は、所属するグループ内で擾乱が発生した場合に、管理システム６０からの指示または通知を待つことなく、ただちに所定の補償動作を開始できる。第１順位以外の動作順位に設定された他の蓄電システム１０は、自システムの動作順位よりも若い動作順位を有する蓄電システム１０による補償動作が開始された後で、所定の補償動作を開始する。

ここで、擾乱とは、予め設定される閾値を超えて、電圧または周波数または位相が変動することを意味する。即ち、予め指定される状態プロセス量が、指定された許容範囲から外れた場合に、擾乱が発生したと判定される。

所定の補償動作とは、擾乱を抑えて電力系統を安定化するために必要な動作である。電力系統の電圧が電圧下限値以下に低下した場合、蓄電システム１０は、それに対する補償動作として、蓄電装置から電力系統に無効電力を供給する。電力系統の電圧が電圧上限値以上の場合、それとは逆の動作を補償動作として、蓄電システム１０は実行する。

電力系統の周波数が周波数下限値以下に低下した場合、蓄電システム１０は、それに対する補償動作として、蓄電装置から電力系統に有効電力を供給する。電力系統の周波数が周波数上限値以上の場合、それとは逆の動作を補償動作として、蓄電システム１０は実行する。

スケジュール制御Ｃ１１８は、蓄電システム１０に設定されるスケジュール制御情報Ｔ１２を特定するための情報である。

図５を参照して、スケジュール制御情報Ｔ１２の構成例を説明する。スケジュール制御情報Ｔ１２は、例えば、管理番号Ｃ１２０と、対象機器番号Ｃ１２１と、日時Ｃ１２２と、動作内容Ｃ１２３とを対応付けて管理する。

管理番号Ｃ１２０は、個別のスケジュールを管理する連続番号である。対象機器Ｃ１２１は、スケジュールに従って動作すべき蓄電素子（キャパシタ１１または蓄電池１２のいずれか）を特定するための情報である。日時Ｃ１２２は、対象の蓄電素子が動作すべき日時である。動作内容Ｃ１２３は、対象の蓄電素子の動作内容（放電または充電のいずれか）である。

例えば、住宅地区などで、平日の特定の時間帯（例えば７時頃）に炊飯の準備が始まり、炊飯器または電子レンジなどが一斉に動作することが事前にわかっている場合、その負荷変動を抑制するためのスケジュール制御が立案される。住宅地区のグループに属する各蓄電システム１０には、炊飯に起因する負荷変動を抑制するためのスケジュール制御が設定される。例えば、そのスケジュール制御では、高速応答可能なキャパシタ１１から先に放電させ、続いて、蓄電池１２から放電させる。これにより、住宅地区で定期的に発生する負荷変動を未然に抑制することができる。

別の例を説明する。例えば、工業地区などで、工場稼働日の特定の時間帯に、大型電動モーターまたは電気溶接機などが起動することが事前にわかっている場合、その負荷変動を抑制するためのスケジュール制御が立案される。工業地区のグループに属する各蓄電システム１０には、工場の電気機器（製造設備等）の起動または停止に起因する負荷変動を抑制するためのスケジュール制御が設定される。例えば、そのスケジュール制御では、高速応答可能なキャパシタ１１から先に放電させ、続いて蓄電池１２から放電させる。これにより、工業地区で定期的に発生する負荷変動を未然に抑制することができる。

このように、本実施例では、安定化対象の電力系統によって電力が供給される地域を、電気的特性（一般住宅用の電気供給を行う地区か、それとも工業用の高圧電気を供給する地区か等）に基づいて複数の地域に区分けし、各地域にグループを設定する。そして、各地域に配置されている蓄電システム１０を、その地域のグループに所属させる。

各グループは、安定化対象の電力系統により電力が供給される地域を電気的特性に従って区分けしたものであるから、各グループ毎に、それぞれの担当区域の電気的特性に応じた負荷変動が定期的に発生しうる。一般家庭の多い区域では、炊飯時及び入浴時等に電力消費量が増大し、昼間の電力消費量は比較的少ないという特質を有する。工場の多い区域では、工場の操業時間に合わせて電力消費量が変動するという特質を有する。

本実施例では、グループの担当する区域の特質に応じたスケジュール制御を、そのグループに属する各蓄電システム１０に予め設定するため、グループの担当区域での定期的な負荷変動を未然に抑制し、電力系統の安定を維持することができる。さらに、本実施例では、後述のように、グループ内の各蓄電システム１０に動作順位を予め設定し、かつ、第１順位の蓄電システム１０は直ちに補償動作を開始可能としている。従って、グループの担当する区域で、突発的な負荷変動（擾乱）が発生した場合でも、その不規則に発生した負荷変動を速やかに抑制して電力系統を安定化させることができる。

図６は、管理システム６０が各蓄電システム１０に対して所定の情報を設定するための処理を示すフローチャートである。

電力系統安定化システムの管理者（例えば、電力系統の管理者等）は、管理システム６０を介して、各蓄電システム１０に所定の情報を登録することができる。ここでは、１つの蓄電システム１０に情報を設定する場合を説明する。複数の蓄電システム１０に情報を設定する場合は、図６に示す処理を繰り返し実行すればよい。

管理システム６０は、情報を設定しようとする蓄電システムが管理対象の蓄電システム１０であるか判定する（Ｓ１０）。電力系統には、管理システム６０の管理対象ではない蓄電システム５０も含まれている可能性があるためである。

管理対象の蓄電システムではない場合（Ｓ１０：ＮＯ）、管理システム６０は、その蓄電システム５０を電力系統安定化システムから除外する（Ｓ１１）。電力系統安定化システムから除外するとは、電力系統に擾乱が発生した場合に、その管理対象外の蓄電システム５０が、その擾乱に対応する充放電動作をしないように禁止することを意味する。例えば、管理システム６０は、管理対象の蓄電システム５０の管理責任者などに、電子メール等の通知手段を用いて、擾乱に対応する充放電動作の禁止を要請する。

情報を設定しようとする蓄電システムが管理対象の蓄電システム１０である場合（Ｓ１０：ＹＥＳ）、管理システム６０は、その蓄電システム１０が利用可能であるかを判定する（Ｓ１２）。即ち、管理システム６０は、例えば、その蓄電システム１０が正常に稼働できる状態にあるか否か、さらに、その蓄電システム１０が補償動作に必要な充電残量（ＳｏＣ）を有するか否か、を判定する。

蓄電システム１０が正常稼働状態にないか、または、必要な充電残量を有さない場合、の少なくともいずれかである場合、管理システム６０は、その蓄電システム６０を利用できないと判定する（Ｓ１２：ＮＯ）。

管理システム６０は、利用できないと判定した蓄電システム１０を電力系統安定化システムから除外する（Ｓ１３）。電力系統安定化システムから除外するとは、擾乱発生時に、その蓄電システム１０による補償動作を行わないことを意味する。この場合、管理システム６０は、除外対象の蓄電システムについて、系統基本情報Ｔ１１の有効フラグＣ１１４に「０」を設定する。除外された蓄電システムの属するグループでは、正常な他の蓄電システムだけで、電力系統の擾乱に対応することになる。

情報を設定しようとする蓄電システム１０が利用可能である場合（Ｓ１２：ＹＥＳ）、管理システム６０は、記憶部１２０に、系統基本情報Ｔ１１及びスケジュール制御情報Ｔ１２を設定する（Ｓ１４）。

管理システム６０は、各蓄電システム１０に系統基本情報Ｔ１１等をほぼ同時に設定してもよいし、順番に設定してもよい。
既存の蓄電システム１０が撤去される場合を検討する。
撤去される蓄電システム１０の近くに予備の蓄電システム１０が設置されている場合、管理システム６０は、撤去される蓄電システム１０に設定されていた系統基本情報Ｔ１１等と同一内容の情報を、予備の蓄電システム１０の稼働前に、予備の蓄電システム１０に設定する。

図７は、蓄電システム１０で実行される補償動作処理のフローチャートである。蓄電システム１０は、検出器４０からの検出信号に基づいて、電力系統に擾乱が発生したか監視している（Ｓ２０）。ここでは、系統擾乱を単に擾乱と呼ぶ。

擾乱が発生した場合（Ｓ２０：ＹＥＳ）、蓄電システム１０は、検出器４０からの検出信号を解析することで、擾乱の発生した箇所を特定できたか判定する（Ｓ２１）。擾乱の発生点を特定できない場合（Ｓ２１：ＮＯ）、蓄電システムは管理システム６０に対して、擾乱の発生に関する情報を問い合わせる（Ｓ２２）。なお、例えば、擾乱への対応が急がれるような場合、擾乱の発生を検出した時点で（Ｓ２０：ＹＥＳ）、管理システム６０に擾乱の発生に関する情報を問い合わせてもよい（Ｓ２２）。

蓄電システム１０は、擾乱の発生点を確認した後（Ｓ２１：ＹＥＳ）、補償動作させる機器（キャパシタ１１、蓄電池１２）を決定する（Ｓ２２）。例えば、擾乱に速やかに対応する場合は、応答性の高いキャパシタ１１が選択される。

蓄電システム１０は、系統基本情報Ｔ１１の動作順位Ｃ１１７を参照して、自システムの動作順位を確認する（Ｓ２４）。自システムが動作すべき順番が来たことを確認した後（Ｓ２４：ＹＥＳ）、蓄電システム１０は、所定の補償動作を開始する（Ｓ２５）。

動作順位が第１順位の場合、蓄電システム１０は、所属するグループの担当区域で生じた擾乱に、最初に対応すべき蓄電システムである。従って、第１順位の蓄電システム１０は、管理システム６０からの通知を待つことなく、直ちに補償動作を開始し、擾乱を抑制または軽減する。

動作順位が第１順位以外の場合、蓄電システム１０は、管理システム６０からの通知を待ち、自システムの順番が到来したことを確認してから、補償動作を開始する。例えば、第３順位の蓄電システム１０の場合、第１順位の蓄電システムと第２順位の蓄電システムとがそれぞれ補償動作を開始した後で、補償動作を開始する。

蓄電システム１０は、補償動作が完了したかを判定する（Ｓ２６）。最初に選択された機器（例えばキャパシタ１１）の充放電動作だけで擾乱を解消できた場合（Ｓ２６：ＹＥＳ）、蓄電システム１０は、管理システム６０に通知する（Ｓ２７）。

最初の機器だけでは擾乱を解消できない場合（Ｓ２６：ＮＯ）、蓄電システム１０は、Ｓ２３に戻り、次に充放電動作させるべき機器（例えば蓄電池１２）を選択する。蓄電システム６０は、新たに選択された機器を用いて補償動作を開始する（Ｓ２５）。

蓄電システム１０が利用できる全ての機器（蓄電装置）を作動させた結果、擾乱が収まった場合、蓄電システム１０は、補償動作が完了したと判定し（Ｓ２６：ＹＥＳ）、管理システム６０に補償動作の完了を通知する（Ｓ２７）。

ここで、蓄電システム１０は、一つの機器（例えばキャパシタ１１）を充放電動作させた後で、その充放電動作による擾乱抑制効果を確認してから、次の機器（例えば蓄電池１２）を充放電動作させることができる（Ｓ２５、Ｓ２６）。

電力系統の構成、擾乱の発生した位置等によっては時定数が大きく、充放電によって擾乱が抑制されるまで多少の時間を要する場合があるためである。そのような場合に、直ちに他の機器を充放電させると、ハンチング現象が生じるおそれがある。そこで、充放電による補償の効果を確認するための系統固有の待機時間を設定し、系統固有の待機時間が経過するのを待ってから、次の機器を充放電させる構成としてもよい。

または、先の機器が充放電した後、所定の時間が経過するまで、強制的に充放電動作を禁止するモードに移行させてもよい。

一つの蓄電システム１０内において、複数の機器（キャパシタ１１、蓄電池１２）を切り替えて動作させる場合を述べたが、複数の蓄電システム間で補償動作を切り替える場合にも適用することができる。

例えば、或る蓄電システム１０の補償動作が実行された場合、所定の時間を待ってから、次の蓄電システム１０による補償動作を開始させることができる。第２順位以下の蓄電システム１０による補償動作の開始タイミングは、管理システム６０が調整する。

なお、各蓄電システム１０の動作順位及び補償動作の内容等は、事前のシミュレーション処理で決定することができる。例えば、管理システム６０は、種々の擾乱を想定し、擾乱毎に、その擾乱の近辺に設置された蓄電システム１０の補償動作の動作パターンを網羅する。管理システム６０は、網羅されたパターン毎に、補償動作による効果をそれぞれ予測して、系統基本情報Ｔ１１に、動作順位及び補償動作の内容を設定する。

図４の系統基本情報Ｔ１１では、説明の便宜上、動作順位を一つだけ示している。実際には、複数の擾乱のそれぞれについて、動作順位を設定することができる。例えば、或る蓄電システム１０は、一方の擾乱に関して第１順位で補償動作し、他方の擾乱については第３順位で補償動作する。

なお、管理システム６０は、シミュレーション処理を、定期的または不定期に実行して、系統基本情報Ｔ１１を適宜アップデートすることもできる。管理システム６０内で更新された最新の系統基本情報Ｔ１１は、管理下にある全ての蓄電システム１０に対し、ほぼ同時に設定されるのが好ましい。同時に更新できない場合、管理システム６０は、更新可能な蓄電システム１０から先に、系統基本情報Ｔ１１を更新させることができる。

図８は、管理システム６０による補償動作の順序を管理する処理を示すフローチャートである。管理システム６０は、蓄電システム１０から通信ネットワークＣＮ１を介して、補償動作の完了報告を受領する（Ｓ３０：ＹＥＳ）。

管理システム６０は、系統基本情報Ｔ１１を参照して、次に動作すべき蓄電システム１０が有るか確認する（Ｓ３１）。次に動作すべき蓄電システム１０が有る場合（Ｓ３１：ＹＥＳ）、管理システム６０は、その蓄電システム１０に対し、補償動作を開始できる旨を通知する（Ｓ３２）。

次に動作すべき蓄電システム１０が無い場合（Ｓ３１：ＮＯ）、管理システム６０は、本処理を終了する。グループ内の全ての利用可能な蓄電システム１０を作動させても、擾乱が収まらない場合、管理システム６０は、他のグループに属する蓄電システム１０の中から一つまたは複数の蓄電システム１０を選択して、補償動作を開始させてもよい。

他のグループ内の蓄電システム１０を利用しても擾乱が収まらない場合、または、他のグループ内に利用可能な蓄電システム１０が無い場合、管理システム１０は、電力系統を管理する中央給電指令所のコンピュータシステムに、協力を要請することもできる。その要請を受けた中央給電指令所は、例えば、擾乱の生じているある配電線４と電力系統との連系を遮断したり、大規模発電所７０の出力を調整したりする。

図９は、スケジュール制御処理を示すフローチャートである。図９は、起動または停止に関する動作情報を蓄電システム１０が取得可能な負荷３０（図１の負荷３０（１））を例に挙げて説明する。

蓄電システム１０は、スケジュール制御情報Ｔ１２を参照し、スケジュール制御情報Ｔ１２で予定されている所定タイミングが到来したか判定する（Ｓ４０）。

蓄電システム１０は、予定されたタイミングが到来すると（Ｓ４０：ＹＥＳ）、対象負荷３０の動的特性に応じた補償容量を算出したり、予め設定されている対応する参照データを読み取ったりする（Ｓ４１）。蓄電システム１０は、対象負荷３０の動作情報を取得する（Ｓ４２）。

蓄電システム１０は、対象負荷３０の起動を検出すると、所定の補償動作を開始する（Ｓ４３）。蓄電システム１０は、対象負荷３０が起動する前に、所定の補償動作を開始してもよい。負荷の種類等によっては、蓄電システム１０は、負荷３０の作動が停止した場合に、所定の補償動作を実行することもできる。

なお、負荷３０の動作情報を取得できない場合であっても、電力需給バランスの履歴または統計情報から、電力需要の変動が一定の確率以上で見込まれる場合もある。そのような場合についても、一つまたは複数の蓄電システム１０をスケジュール制御情報Ｔ１２に従って作動させることで、対応することができる。

図１０は、ループ状の電力系統において擾乱が発生した場合の対応方法を説明するための図である。蓄電システム１０（４）、１０（５）、１０（６）は、ループ状の電力系統に接続されている。

ループ状の電力系統の一部を構成する配電線４ｃのどこかで擾乱ＤＰが発生した場合を検討する。蓄電システム１０（５）と蓄電システム１０（６）は、その擾乱ＤＰを挟み込むようにして位置している。換言すれば、蓄電システム１０（５）と蓄電システム１０（６）の間で、擾乱ＤＰが発生したと仮定する。

その擾乱ＤＰについて、蓄電システム１０（５）の動作順位が第１位、蓄電システム１０（６）の動作順位が第２位の場合、第１位の蓄電システム１０（５）は、直ちに補償動作を開始する。第２位の蓄電システム１０（６）は、管理システム６０からの通知を待ってから、補償動作を開始する。

図１１は、電力系統に多数の分散電源２１（１）〜２１（５）、２２（１）〜２２（３）と、多数の負荷３０（３）〜３０（７）と、多数の蓄電システム１０（７）〜１０（１０）とが設けられている場合を示す。

例えば、図１１の下側に示す負荷３０（６）で電力需要が増大した場合、その負荷３０（６）に最も近く、第１順位の動作順位を有する蓄電システム１０（１０）が、矢印（Ｉ）で示すように、直ちに補償動作を開始する。

他の負荷３０（７）で電力需要が増大した場合を説明する。その負荷３０（７）に最も近く、かつ、第１順位の蓄電システム１０（１０）が、矢印（ＩＩ）で示すように、直ちに補償動作（放電）を開始する。蓄電システム１０（１０）の補償動作だけでは足りない場合、矢印（ＩＩＩ）で示すように、他の配電線４ｆに接続された蓄電システム１０（９）が、配電線４ｇに向けて電力を供給する。

蓄電システム１０と電力系統間での電力のやり取りにおいて、充電開始時点または放電開始時点における潮流の向きは一意的に定まる。従って、以下のように、位相を特定するものとする。

即ち、蓄電システム１０から電力系統に電力を送り込む場合（放電時）、同期条件が成立する位相差の尤度範囲を維持しつつ、蓄電システム１０の位相を電力系統の位相よりも少し進める。電力系統から蓄電システム１０に電力を送り込む場合（充電時）、同期条件が成立する位相差の尤度範囲を維持しつつ、蓄電システム１０の位相を電力系統の位相よりも少し遅らせる。このように位相を調整することで、放電時及び充電時の、電力の流れの方向に沿った制御結果を得ることができる。

図１１中の蓄電システム１０（８）のように、系統側に遮断器８０が設けられている場合を検討する。遮断器８０の両端が交流回路として存在しており、「同期投入操作」に該当する動作を行う場合、上述の位相調整を行う。遮断器８０の代わりにパワーコンディショナが電流の流れを制御している場合であっても、その両端側が交流回路であるならば、上述の位相調整を行う。

本実施例では、複数の蓄電システム１０が電力系統に分散して配置されており、面としての広がりを有する。さらに、複数の蓄電システム１０は、その設置場所でそれぞれ補償動作を行う。このように、本実施例では、複数の小規模な蓄電システム１０がそれぞれ補償動作するため、無駄な潮流の発生をできるだけ防止する。無駄な潮流を防止するために、遮断器投入タイミングも対象として、その充放電時には、上述の位相調整を実施する。

このように構成される本実施例では、擾乱が生じた場合に、その近傍に位置する蓄電システム１０が補償動作を開始するため、擾乱の影響範囲が広がるのを抑制できる。

本実施例では、複数の蓄電システム１０をグループ管理し、グループ内の各蓄電システム１０に動作順位を設定する。従って、本実施例では、電力系統に分散配置された複数の蓄電システム１０が協調して、電力系統を安定化することができる。ここで、動作順位の設定の考え方として、同一順位のものが複数あったとしても構わないものとする。なぜなら制御上の因果関係の混乱がなく、結果的に系統安定の制御効果が上がることが重要であるためである。

以上は、補償制御の効果を挙げるまでの手順説明である。系統が安定判断可能な領域に復帰するか、または、することが自明であるようなとき、擾乱の収束を、各制御装置及び管理システムは、認識しなければならない。従って、その判断と収束のシステム内宣言（制御動作不要となったタイミングの通知）を設けるものとする。その後、各蓄電システム個々の装置の充電状態を制御開始前の状態に復帰させるシーケンスに移行させる。これは、次なる制御アクションの要請が発動される場合のことを想定したリセット動作である。次の制御アクションに備えるために系統との相互作用がなされる。このため、その影響が大きすぎては元も子もない。従って、スタンバイ復帰のための充放電（リセット動作のための充放電）は、問題のない影響範囲での量的な制御下で行うものとする。特に、増減傾向が逆動作特性となるような蓄電システムが、近隣に存在するのであれば、それらの動作を系統上影響度では相殺可能なようにタイミングを合わせる等の工夫をする。

本実施例では、擾乱発生時に、第１順位の蓄電システム１０は、管理システム６０からの通知を待たずに直ちに補償動作を開始し、他の順位の蓄電システム１０は管理システム６０からの通知を待って補償動作を開始する。従って、擾乱に関連する複数の蓄電システム１０が個別に補償動作を開始するのを防止し、所定の順番通りに秩序だって補償動作を行うことができる。これにより、ハンチングまたはオーバーシュート等の発生を防止し、効果的に電力系統を安定化することができる。

図１２を参照して第２実施例を説明する。本実施例を含む以下の各実施例は、第１実施例の変形例に該当する。そこで、第１実施例との相違を中心に説明する。本実施例では、管理システム６０と蓄電システム１０との間に通信状態に応じて、動作モードを自動的に切り替える。

図１２は、蓄電システム１０により実行されるモード切替処理を示すフローチャートである。蓄電システム１０は、管理システム６０との間で、通信状態を判定するための通信を定期的に行っているものとする（Ｓ５０）。

蓄電システム１０は、通信障害の発生を検知すると（Ｓ５０：ＹＥＳ）、自律モードに移行する（Ｓ５１）。ここにいう自律モードとは、管理システム６０からの通知を待たずに、検出器４０で検出された擾乱に応じて、補償動作を開始することを意味する。管理システム６０との間の通信に障害が発生しており、管理システム６０からの通知を受け取ることができない可能性があるためである。

蓄電システム１０は、管理システム６０との間の通信が正常状態に復帰したことを検出すると（Ｓ５２：ＹＥＳ）、協調モードに移行する（Ｓ５３）。協調モードとは、グループ内の各蓄電システム１０と協調して補償動作を行うモードであり、その詳細は第１実施例で述べた通りである。

このように構成される本実施例も第１実施例と同様の効果を奏する。さらに、本実施例では、管理システム６０との間の通信に障害が発生した場合は、協調モードから自律モードに移行するため、管理システム６０からの通知をいたずらに待ち続けて、補償動作の開始が遅れるのを防止することができる。

なお、ハンチング等を防止するために、自律モードでの補償容量を、協調モードでの補償容量よりも少なく設定する構成でもよい。

図１３を参照して第３実施例を説明する。本実施例では、補償方法の異なる複数の擾乱が検出された場合の制御を説明する。

図１３は、本実施例による蓄電システム１０が実行する補償動作処理のフローチャートである。本処理は、図７に示す処理のＳ２０〜Ｓ２７を全て備える。さらに、本処理は、新規なステップＳ６０、Ｓ６１を備える。

蓄電システム１０は、例えば、擾乱の発生点を特定した後で（Ｓ２１：ＹＥＳ）、傾向の異なる他の擾乱が発生しているか判定する（Ｓ６０）。傾向の異なる他の擾乱とは、Ｓ２０で検出された擾乱と内容の異なる擾乱であり、求められる補償動作の内容が相違する擾乱である。る。例えば、一方の擾乱が、電力需要の増大に起因するもので、その補償動作として放電が求められていると仮定する。一方の擾乱と傾向の異なる他方の擾乱とは、例えば、電力需要の低下に起因するもので、その補償動作として充電が求められているような場合である。

このように、補償動作の異なる擾乱が同時に発生した場合、蓄電システム１０は、ロックモードに移行する（Ｓ６１）。ここでのロックモードとは、補償動作を行わないモードである。

このように構成される本実施例も第１実施例と同様の効果を奏する。さらに、本実施例では、傾向の異なる擾乱が同時に発生した場合、蓄電システム１０はロックモードに移行し、補償動作を行わない。これにより、いずれの擾乱も抑制できないが、少なくともいずれか一方の擾乱が拡大するのを防止することができる。

図１４を参照して第４実施例を説明する。本実施例では、管理システム６０の有する機能を、複数の蓄電システム１０のうち指定された蓄電システム内に設ける。管理システム６０の機能を有する蓄電システム１０は、指示された場合に、所定地域内の複数の蓄電システム１０の全体を管理する。

蓄電システム１０には、第２の管理システム６１が通信ネットワークＣＮ２を介して接続されている。管理者は、第２の管理システム６１を介して、複数の蓄電システム１０のうち所定の蓄電システム１０に所定の指示を与える。これにより、所定の蓄電システム１０は、他の蓄電システム１０を管理する管理システムとしての機能も発揮する。

なお、本発明は、上述した実施例に限定されない。当業者であれば、本発明の範囲内で、種々の追加や変更等を行うことができる。

例えば、本発明は、例えば、以下に記載するように、蓄電システムの発明として表現することもできる。

「表現１．電力系統を安定化するために設けられる蓄電システムであって、
蓄電装置と、
前記蓄電装置を制御するための制御装置とを備え、
前記制御装置は、
自システムの性能を示す性能情報と、電力系統上の自システムの位置を示す位置情報と、自システムの動作順位を示す順位情報とを記憶する記憶部と、
前記電力系統に擾乱が発生した場合は、前記位置情報及び前記順位情報に基づいて、所定の補償動作を実行する補償動作制御部と、
を備える蓄電システム。

表現２．予め設定されるグループに対応付けられており、
前記位置情報及び前記順位情報は、同一グループに属する他の蓄電システムとの間で共有されており、
前記補償動作制御部は、前記順位情報に示された前記動作順位に従って、前記所定の補償動作を実行する、
表現１に記載の蓄電システム。

表現３．前記補償動作制御部は、前記所定の補償動作を実行した旨を、通信ネットワークを介して管理システムに通知する、
表現３に記載の蓄電システム。」

なお、本発明は、擾乱発生点と最も近接した蓄電システムから順番に動作させ、電路構成上の遠方に向かって動作の順位を低く設定するようにした発明として表現することもできる。

１：電力系統安定化システム、１０：蓄電システム、２０：分散電源、３０：負荷、４０：検出器、６０：管理システム

Claims (20)

1. 電力系統を安定化するためのシステムであって、
   前記電力系統に設けられる複数の蓄電システムと、
   複数の前記蓄電システムに通信ネットワークを介して接続される管理システムと、
   を備え、
   複数の前記蓄電システムは、
   蓄電装置と、
   前記蓄電装置を制御するための制御装置とを備え、
   前記制御装置は、
   自システムの性能を示す性能情報と、電力系統上の自システムの位置を示す位置情報と、擾乱発生箇所毎の自システムの動作順位を示す順位情報とを記憶する記憶部と、
   前記電力系統に擾乱が発生した場合は、前記位置情報及び前記順位情報に基づいて、所定の補償動作を実行する補償動作制御部と、
   を備える電力系統安定化システム。
2. 複数の前記蓄電システムは、電力系統に設定される所定の区域毎に予めグループ化されており、
   複数の前記蓄電システムのうち、同一グループに属する複数の蓄電システムの記憶部は、前記位置情報及び前記順位情報を共有（同一内容を同時点で保持）しており、
   同一グループに属する複数の前記蓄電システムの前記補償動作制御部は、前記順位情報に示された前記動作順位に従って、前記所定の補償動作を実行する、
   請求項１に記載の電力系統安定化システム。
3. 前記補償動作制御部は、前記所定の補償動作を実行した旨を前記管理システムに対して通知する、
   請求項２に記載の電力系統安定化システム。
4. 前記補償動作制御部は、前記擾乱が発生した場合に、前記順位情報に規定する前記動作順位が到来したか否かを示す情報を前記管理システムから取得し、前記動作順位が到来した場合は前記所定の補償動作を実行する、
   請求項３に記載の電力系統安定化システム。
5. 前記記憶部には、さらに電力系統に接続された電気負荷の作動予定に関するスケジュール情報が記憶されており、
   前記補償動作制御部は、前記擾乱が検出される前であっても、前記スケジュール情報に従って、前記所定の補償動作を実行する、
   請求項４に記載の電力系統安定化システム。
6. 前記補償動作制御部は、前記電力系統に擾乱が発生した場合において、前記順位情報に規定されている自システムの動作順位が第１順位であるときは直ちに前記所定の補償動作を実行し、自システムの動作順位が第１順位以外の順位であるときは、前記管理システムから前記動作順位が到来したことを示す情報を取得した後で、前記所定の補償動作を実行する、請求項４に記載の電力系統安定化システム。
7. 前記補償動作制御部は、傾向の異なる複数の擾乱が検出された場合、前記所定の補償動作の実行を禁止する、
   請求項１〜６のいずれかに記載の電力系統安定化システム。
8. 前記補償動作制御部は、
   前記管理システムとの間の通信に障害が発生した場合、予め設定された自律モードに移行して、検出された擾乱を解消するための、予め設定された補償動作を実行し、
   前記管理システムとの間の通信が回復した場合は、前記自律モードから協調モードに移行して、前記位置情報及び前記順位情報に従って前記所定の補償動作を実行する、
   請求項１〜６のいずれかに記載の電力系統安定化システム。
9. 前記管理システムは、前記通信ネットワークを介して、複数の前記蓄電システムの前記記憶部に、前記位置情報及び前記順位情報を設定する、
   請求項１〜６のいずれかに記載の電力系統安定化システム。
10. 複数の前記蓄電システムの前記記憶部には、さらに前記補償動作制御部による前記所定の補償動作が有効であるかを示す有効判定情報が含まれており、
    前記管理システムは、複数の前記蓄電システムのうち、正常に動作し、かつ、前記蓄電装置が前記所定の補償動作に応じた蓄電量を有する蓄電池システムの記憶部に対して、前記有効判定情報を設定し、
    複数の前記蓄電システムの前記補償動作制御部は、前記有効判定情報に有効と設定されている場合にのみ、前記擾乱がされたときに前記所定の補償動作を実行する、
    請求項１〜６のいずれかに記載の電力系統安定化システム。
11. 前記蓄電装置には、比較的応答性能が高く、かつ、比較的大きな電力を充放電可能なキャパシタと、比較的応答性能が低く、かつ、比較的大きな電力量を充放電可能な蓄電池とが含まれており、
    前記補償動作制御部は、前記キャパシタ及び前記蓄電池のうち前記擾乱に適した蓄電池を選択して前記所定の補償動作を実行する、
    請求項１〜６のいずれかに記載の電力系統安定化システム。
12. 電力系統を安定化するための方法であって、
    前記電力系統に設けられる複数の蓄電システムは、蓄電装置と、前記蓄電装置を制御するための制御装置とを備えており、
    複数の前記蓄電システムに接続される管理システムにより、前記制御装置に対して、自システムの性能を示す性能情報と、電力系統上の自システムの位置を示す位置情報と、自システムの動作順位を示す順位情報とを設定する情報設定ステップと、
    前記電力系統に擾乱が発生したか検出する擾乱検出ステップと、
    前記擾乱が検出された場合、前記位置情報及び前記順位情報に基づいて、所定の補償動作を実行する補償動作ステップと、
    を実行する電力系統安定化方法。
13. 複数の前記蓄電システムは、電力系統に設定される所定の区域毎に予めグループ化されており、
    複数の前記蓄電システムのうち、同一グループに属する複数の蓄電システムの前記補償動作制御部は、前記順位情報に示された前記動作順位に従って、前記所定の補償動作を実行する、
    請求項１２に記載の電力系統安定化方法。
14. 前記補償動作ステップは、前記擾乱が発生した場合に、前記順位情報に規定する前記動作順位が到来したか否かを示す情報を前記管理システムから取得し、前記動作順位が到来した場合は前記所定の補償動作を実行する、
    請求項１３に記載の電力系統安定化方法。
15. 前記情報設定ステップでは、さらに、電力系統に接続された電気負荷の作動予定に関するスケジュール情報が前記制御装置に設定され、
    前記補償動作ステップは、前記擾乱が検出される前であっても、前記スケジュール情報に従って、前記所定の補償動作を実行する、
    請求項１４に記載の電力系統安定化方法。
16. 請求項１２〜１５のいずれかに記載の電力系統安定化方法において、
    補償制御動作後の次段制御概念として、系統との接続点における電圧または周波数のプロセス量に基く変動上限制約と設定を以って、予め設定しておいたリセット充電状態までの復帰動作を行う、電力系統安定化方法。
17. 請求項１６記載の電力系統安定化方法において、
    前記リセット充電状態までの復帰動作前の状態に関し、リセット状態の充電状態に対して過剰分と不足分がある場合に、全体として全充電電力の値と全放電電力の値を相殺するようにバランスさせるための制御目標を設定する、電力系統安定化方法。
18. 請求項１２〜１７のいずれかに記載の電力系統安定化方法において、
    前記管理システムの機能を前記制御装置のうちの指定された制御装置内で実現させ、指示により前記管理システムの機能を発揮して複数の前記蓄電システムを管理させる、電力系統安定化方法。
19. 請求項１８記載の電力系統安定化方法において、
    前記管理システムの前記機能を実現または発揮させる蓄電システムを指定するための所定の指示を発行することができる、電力系統安定化方法。
20. 請求項１８または１９のいずれかに記載の電力系統安定化方法において、
    第２の管理システムを設け、前記第２管理システムを介して、前記所定の指示を発行させる、電力系統安定化方法。

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