JP4864803B2 - 電力需給制御装置およびその方法 - Google Patents

Description

本発明は、小規模電力系統の電力需給制御を行う装置および方法に係わり、とくに複数種類の分散型電源を包含する小規模電力系統の電力需給制御を行う装置および方法に関する。

特定地域内の電力系統として、当該地域内に設置されるエンジン発電機、タービン発電機、電力貯蔵装置、燃料電池、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギー発電装置等の複数種類の分散型電源を用いて、特定地域内の需要家に電力を供給するマイクログリッド等と呼ばれる小規模電力系統がある。

小規模電力系統を電力会社の商用電力系統に連系する場合、商用電力系統から受電する順潮流とする場合と、商用電力系統に対して電力を供給する逆潮流とする場合とがあり、いずれの場合においても電力系統上のある任意の箇所の電力潮流、または小規模電力系統内の負荷電力と発電出力との偏差を一定に保つ小規模系統内の分散型電源の電力需給制御が必要である。

複数の分散型電源による電力需給制御を実現するには、負荷電力を予測し、予測した負荷電力と発電出力との偏差が一定となる分散型電源の総発電出力を算出し、総発電出力を各分散型電源の発電出力目標として配分する。

例えば特許文献１では、複数の発電設備からなる発電設備群から１以上の需要家を含んだ需要家群への電力供給において、需要家群全体の総予測受電量に一致し、且つ発電設備群全体の総計画発電量に対する総調整余力が所定の設定総調整余力以上となることを制約条件として、制約条件を満たしながら所定の評価値が最適化されるように、各発電設備の計画発電量を計画する発電計画方法が開示されている。

小規模系統内に日射や風況等の自然環境に発電出力が左右される自然エネルギー発電装置が含まれる場合には、自然エネルギー発電装置の発電出力の予測値と負荷電力の予測値とを考慮し、自然エネルギー発電装置以外の分散型電源の総発電出力を算出する。

例えば特許文献２では、日照および風力に関する気象情報を収集して、前日およびリアルタイムに、太陽光発電および風力発電による領域毎の発電量の予測を行う気象情報から発電量予測を実現する方法が開示されている。

分散型電源の総発電出力を実現する分散型電源の個々の発電出力として、複数通りの発電出力の配分が存在する。エンジン発電機やタービン発電機などの分散型電源においては、発電出力が大きいほどエネルギー効率が高く経済的である等の理由から、できる限り高い負荷率での運転が要求され、複数通りの発電出力配分による燃料費等の経済性を評価して経済性が高くなる各分散型電源の各発電出力を決定し、この各発電出力を各分散型電源に発電出力指令値として与えて電力需給制御が実現される。

この経済性を考慮した発電出力指令値を生成する部分は、経済負荷配分やＥＬＤ（Ｅｃｏｎｏｍｉｃａｌ Ｌｏａｄ Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ、以下ＥＬＤと表記）等と呼ばれており、例えば特許文献３には、発電機の出力変化速度の制約からくる発電機出力の追従不良を解消しながら経済負荷配分するＥＬＤ装置が開示されている。

このように、電力系統上のある任意の箇所の電力潮流または小規模電力系統内の負荷電力と発電出力との偏差を一定に保つため、分散型電源の電力需給制御を行う。この分散型電源の発電出力指令値は、負荷および自然エネルギー発電装置の発電出力の予測を基に対象系統内の分散型電源の総発電出力を算出し、経済性が高く総発電出力を実現する分散型電源個々の各発電出力指令値をＥＬＤにより算出する流れで決定されている。
特開２００４−４８８５２号公報 特開２００４−２８９９１８号公報 特開平６−１４４６４号公報

特定地域内における小規模な電力需給制御の制御性能の向上には、負荷電力や自然エネルギー発電装置の発電出力の各予測値の精度向上や、各分散型電源の応答特性や発電予備力を考慮したＥＬＤが必要となる。

しかし、負荷量や自然エネルギー発電装置の発電出力の予測精度の向上は、予測処理に利用する情報の計測点や計測量を増やすなど多大なコストが必要であり、かつ地域や自然エネルギー発電装置毎に異なる予測手法を採用しなければならない等、実現は困難である。

また、負荷や自然エネルギー発電装置の発電出力の予測精度が十分でない場合、ＥＬＤによる各分散型電源の発電出力指令と発電出力指令を受けた各分散型電源の実際の発電出力とが異なることとなり経済性が高い発電出力にならないことや、負荷や自然エネルギー発電装置の発電出力の変動を各分散型電源の発電出力が補償するのに必要となる発電予備力を確保した発電出力にならない場合や、発電予備力を確保してＥＬＤを行うと経済性が低下する場合などがあり、電力需給制御の制御性能が低下する問題がある。

本発明は上述の点を考慮してなされたもので、分散型電源を含んだ小規模電力系統の電力需給制御を円滑かつ効率的に行う制御装置および方法を提供することを目的とする。

上記目的達成のため、本発明では、
電力系統内に接続される複数の分散型電源の発電出力を調整して前記電力系統内に接続される発電装置の総発電出力と負荷電力との偏差を一定にする電力需給制御装置において、
前記電力系統内に接続される発電装置の発電出力または前記負荷電力の予測値および予測値の信頼度を出力する予測手段と、
前記予測値および前記電力系統の任意の箇所の電力潮流目標値を用いて前記複数の分散型電源の総発電出力を求める発電総出力演算手段と、
前記予測値の信頼度に応じて前記複数の分散型電源の負荷配分を算出する負荷配分算出法を選択する負荷配分切替え手段と、
前記負荷配分切替え手段により選択された負荷配分算出法により前記分散型電源の総発電出力から前記複数の分散型電源の各発電出力目標値を生成する負荷配分手段と、
を備えることを特徴とする電力需給制御装置、
および
電力系統内に接続される複数の分散型電源の発電出力を調整して前記電力系統内に接続される発電装置の総発電出力と負荷電力との偏差を一定にする電力需給制御方法において、
前記電力系統内に接続される発電装置の発電出力または前記負荷電力の予測値および予測値の信頼度を出力し、
前記予測値および前記電力系統の任意の箇所の電力潮流目標値を用いて前記複数の分散型電源の総発電出力を求め、
前記予測値の信頼度に応じて前記複数の分散型電源の負荷配分を算出する負荷配分算出法を選択し、
前記選択された負荷配分算出法により前記分散型電源の総発電出力から前記複数の分散型電源の各発電出力目標値を生成する
ことを特徴とする電力需給制御方法、
を提供する。

本発明は上述のように、分散型電源を含む電力系統内に接続される発電装置の発電出力および負荷電力の予測値および予測値の信頼度を求め、予測値および電力潮流目標値を用いて送発電出力を求め、予測値の信頼度に応じて負荷配分算出法を選択し、選択された負荷配分算出法により分散型電源の総発電出力を求め、予測値の信頼度に応じて負荷配分算出法を選択し、この負荷配分算出法により分散型電源の発電出力目標値を決めることにしたため、分散型電源を含んだ小規模電力系統の電力需給制御を円滑かつ効率的に行うことができる。

以下、添付図面を参照して本発明の実施の形態を説明する。

図１は、本発明の実施例１の構成を示すブロック線図である。ここでは、本発明による電力需給制御装置あるいは電力需給制御方法により電力需給制御を行う対象電力系統内に、発電出力を可変制御できない装置、例えば太陽光発電装置や風力発電装置等の自然エネルギー発電装置が２台設置されていると仮定し、それらを自然エネルギー発電装置Ａおよび自然エネルギー発電装置Ｂと呼ぶ。

また、対象系統と外部の電力系統とは１つの連系点で接続されており、連系点を通過する設定時間内の有効電力量が目標電力量となるように、対象系統内の発電出力が可変制御可能なｎ台の分散型電源により電力需給制御が行われると想定して実施例１を説明する。なお、連系点の有効電力の符号は、対象系統が外部の電力系統から有効電力を受ける場合を正とする。

（構成）
図１に示す実施例１では、電力需給制御装置１が、対象電力系統内に設置されたｎ台の発電出力が可変制御可能な分散型電源２ａ，２ｎの電力需給制御を行う。分散型電源２ａ，２ｎとしては、エンジン発電機、タービン発電機、電力貯蔵装置、燃料電池等がある。

電力需給制御を行う１つの対象電力系統に対して、電力需給制御装置１は１台設置するものとし、電力需給制御装置１の設置箇所は対象電力系統の外でもよく、電力需給制御装置１が入出力する各信号が伝送できる箇所であればよい。

電力需給制御装置１の内部の信号名には、添字ｋおよび添字ｔを用いて説明する。添字ｋの信号は、添字ｔの信号に比してサンプリング時間が必ず大きいものとする。また、同じ添字ｋまたは同じ添字ｔの場合は、各々同一のサンプリング時間とする。サンプリング時間は概ね２通りであり、添字ｋの信号のサンプリング時間は数秒から数分の範囲を想定し、添字ｔの信号のサンプリング時間は数ミリ秒から数秒の範囲を想定する。

自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａは、自然エネルギー発電装置Ａの添字ｋ−１のサンプリング時間で過去α個の発電出力ＧＡ＿Ｐｋ−１，ＧＡ＿Ｐｋ−２，…ＧＡ＿Ｐｋ−αを入力し、１期先の時点ｋにおける自然エネルギー発電装置Ａの発電出力の期待値ＧＡ＿Ｐｋおよび分散ＧＡ＿σｋを出力する。

自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂは、自然エネルギー発電装置Ｂの添字ｋ−１のサンプリング時間で過去β個の発電出力ＧＢ＿Ｐｋ−１，ＧＢ＿Ｐｋ−２，…ＧＢ＿Ｐｋ−βを入力し、１期先の時点ｋにおける自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力の期待値ＧＢ＿Ｐｋおよび分散ＧＢ＿σｋを出力する。

負荷量予測手段１２は、対象電力系統内の総負荷電力を添字ｋ−１を付して表わしたサンプリング時間で収集した、過去γ個の負荷電力Ｌ＿Ｐｋ−１，Ｌ＿Ｐｋ−２，…Ｌ＿Ｐｋ−γが入力され、１期先の時点ｋにおける総負荷電力の期待値Ｌ＿Ｐｋおよび分散Ｌ＿σｋを出力する。

発電出力予測手段１１Ａおよび１１Ｂと負荷量予測手段１２とが出力した１期先の時点ｋにおける期待値ＧＡ＿Ｐｋ、ＧＢ＿ＰｋおよびＬ＿Ｐｋは、発電総出力演算器１３に入力される。発電総出力演算器１３では、期待値ＧＡ＿Ｐｋ，ＧＢ＿ＰｋおよびＬ＿Ｐｋと、電力需給制御装置１内に設定記憶されている対象系統と外部の系統間の連系点を通過する時点ｋにおける電力潮流目標値Ｐｆ ｋとが入力され、Ｌ＿ＰｋからＧＡ＿Ｐｋ、ＧＢ＿ＰｋおよびＰｆ ｋが差し引かれたＧ＿ａｌｌ ｋが出力される。

Ｇ＿ａｌｌ ｋは、対象系統内のｎ台の分散型電源２ａ，…，２ｎの時点ｋにおける発電電力合計の目標値である。発電総出力演算器１３の出力Ｇ＿ａｌｌ ｋは、負荷配分手段１４に入力される。

発電出力予測手段１１Ａ，１１Ｂおよび負荷量予測手段１２が出力した１期先の時点ｋにおける分散ＧＡ＿σｋ、ＧＢ＿σｋおよびＬ＿σｋは、負荷配分法切替え手段１５に入力される。負荷配分法切替え手段１５の出力は、負荷配分手段１４に入力される。

負荷配分手段１４には、発電総出力演算器１３の出力Ｇ＿ａｌｌ ｋと負荷配分法切替え手段１５の出力とが入力される。負荷配分手段１４では、負荷配分法切替え手段１５の出力に対応して１つの負荷配分法を選択し、選択した負荷配分法に従い、Ｇ＿ａｌｌ ｋをｎ台の分散型電源２ａ，…，２ｎのｋ時点におけるｎ個の各発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋに配分して出力する。

減算器１６では、時点ｋにおける電力潮流目標値Ｐｆ ｋから時点ｔ−１に計測して電力需給制御装置１に入力した対象系統と外部系統との間の連系点の通過電力潮流Ｐｆ ｔ−１を減じたＰｆ ｋ−Ｐｆ ｔ−１ を発電出力補正手段１７に送る。

発電出力補正手段１７では、入力されたＰｆ ｋ−Ｐｆ ｔ−１から、分散型電源２ａ〜２ｎのｋ時点における各発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋに対する目標補正量Ｇ１＿ｃｍｐ ｔ，…，Ｇｎ＿ｃｍｐｔを算出する。

加算器１８ａ〜１８ｎでは、それぞれ分散型電源２ａ〜２ｎの各発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋと目標補正量Ｇ１＿ｃｍｐ ｔ，…，Ｇｎ＿ｃｍｐ ｔとを加算し、時点ｔにおける各分散型電源２ａ〜２ｎの発電出力指令Ｇ１＿ｒｅｆ ｔ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｔをＧ１＿ｒｅｆ ｔ＝Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ＋Ｇ１＿ｃｍｐ ｔ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｔ＝Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋ＋Ｇｎ＿ｃｍｐ ｔとして算出し、需給制御装置１から各分散電源２ａ、〜，２ｎにサンプリング時間ｔの間継続的にＧ１＿ｒｅｆ ｔ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｔが一定値で出力される。

（作用）
自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ、自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂおよび負荷量予測手段１２について説明する。これら発電出力予測手段１１Ａ，１１Ｂおよび負荷量予測手段１２は、入力信号と出力信号とが異なるが、その内部構造である予測モデルの構造は同一である。

発電出力予測手段１１Ａ，１１Ｂおよび負荷量予測手段１２で予測を行う変量は、発電出力予測手段１１Ａでは自然エネルギー発電装置Ａの発電出力であり、発電出力予測手段１１Ｂでは自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力であり、負荷量予測手段１２では対象電力系統内の総負荷電力である。

発電出力予測手段１１Ａ，１１Ｂおよび負荷量予測手段１２は、ともに変量の１期先である時点ｋの期待値および分散を、過去の変量の線形結合によって推定する予測モデルを備えている。このような予測モデルで公知のものとして、ＡＲ−ＧＡＲＣＨモデルが知られており、発電出力予測手段１１Ａ，１１Ｂおよび負荷量予測手段１２は、ともにＡＲ−ＧＡＲＣＨモデルを採用するものとする。

なお、他の予測モデルであっても、変量の期待値と変量の分散などの期待値の信頼度を定量的に出力する予測モデルであれば、上記と同様に適用できる。ＡＲ−ＧＡＲＣＨモデルは、ＡＲモデルとＧＡＲＣＨモデルとを結合したものである。

自己回帰（ＡＲ）モデルでは、時点ｋの変量Ｘ_ｋを下式（１）で表す。
Ｘ _ｋ ＝ ａ_０ ＋ ａ_１・Ｘ_ｋ−１ ＋ ａ_２・Ｘ_ｋ−２ ＋ … ＋ ａ_ｍ・Ｘ_ｋ−ｍ ＋ ε_ｋ （１）
ここでｍ：ＡＲ次数、ａ _ｋ：ＡＲ係数、ε_ｋ：残差 である。

またＧＡＲＣＨ（１，１）モデルは、ＡＲモデル残差をε_ｋ＝σ_ｋ・ｄＺ _ｋとおけば（ｄＺ _ｋ ：例えば標準ブラウン運動の増分）、時点ｋの分散σ_ｋ ^２が下式（２）に従うとするものである。
σ_ｋ ^２＝ｒ・σ^２＋ｐ・ε_ｋ−_１ ^２＋ｑ・σ_ｋ−_１ ^２ （２）
ここで、ｐ，ｑ，ｒは非負の定数で、かつｐ＋ｑ＋ｒ＝１、σ^２は平均分散である。

このように、ＡＲ−ＧＡＲＣＨモデルでは、過去のｍ個の変量Ｘ_ｋ−１ ，Ｘ_ｋ−２ ，…，Ｘ_ｋ−ｍを入力すると、上式（１）および（２）により時点ｋでの期待値Ｘ _ｋおよび分散σ_ｋ ^２が出力される。

上式（１）および式（２）の定数ｍ、ならびにａ_０ ，ａ_１，… ，ａ_ｍ，ｐ，ｑ，ｒ，σ^２は、例えば自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａに用いるものであれば、前日等にサンプリング時間ｋで１日測定した自然エネルギー発電装置Ａの発電出力の時系列データを利用すれば、公知の方法で各定数ｍおよびａ_０ ，ａ_１，… ，ａ_ｍ，ｐ，ｑ，ｒ，σ^２が決定できる。自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂや負荷量予測手段１２も、同様である。

この各定数ｍおよびａ_０ ，ａ_１，… ，ａ_ｍ，ｐ，ｑ，ｒ，σ^２を、自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ内の上式（１）および（２）に、例えば１日間毎に更新して設定するとよい。本発明では、上記各定数の更新の周期を限定しない。自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａおよび自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂならびに負荷量予測手段１２に各々入力される過去の変量時系列データの点数は、上記で決定した定数ｍからｍ点となり、一般的に発電出力予測手段１１Ａ，１１Ｂおよび負荷量予測手段１２ではそれぞれ定数ｍは異なる値となる。

このように、自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａでは、自然エネルギー発電装置Ａの過去の発電出力の時系列データを利用して、時点ｋにおける自然エネルギー発電装置Ａの発電出力の期待値および分散を出力する。

自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂでは、自然エネルギー発電装置Ｂの過去の発電出力の時系列データを利用して、時点ｋにおける自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力の期待値および分散を出力する。

負荷量予測手段１２は、対象系統内の過去の時点毎の負荷電力合計値の時系列データを利用して、時点ｋにおける対象系統内の総負荷電力の期待値および分散を出力する。

各期待値は時点ｋにおける予測値であり、各分散は時点ｋにおける予測値の信頼度と見なせる。分散値が大きい場合は、期待値のバラつきが多いことから期待値の信頼度が低く、分散値が小さい場合は、期待値の信頼度が高い評価となる。

次に、負荷配分法切替え手段１５について説明する。負荷配分法切替え手段１５には、自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ、自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂおよび負荷量予測手段１２がそれぞれ出力する時点ｋにおける分散ＧＡ＿σｋ，ＧＢ＿σｋおよびＬ＿σｋが入力される。負荷配分法切替え手段１５では、入力される信号数と同一個数の値が設定されている。

実施例１の説明では、入力信号数はＧＡ＿σｋ，ＧＢ＿σｋおよびＬ＿σｋの３個であるので、値は３個設定されている。この値を、Ａ，ＢおよびＣとして説明する。値Ａ，ＢおよびＣは、ＧＡ＿σｋ，ＧＢ＿σｋおよびＬ＿σｋに対する閾値として作用し、閾値を１つでも超える場合には、負荷配分法切替え手段１５は１を出力する。

すなわちＧＡ＿σｋがＡより大きい場合、ＧＢ＿σｋがＢより大きい場合またはＬ＿σｋがＣより大きい場合には、負荷配分法切替え手段１５の出力は１となる。これに対し、ＧＡ＿σｋ，ＧＢ＿σｋおよびＬ＿σｋが、閾値Ａ， ＢおよびＣを超えない場合は０を出力する。

したがって、負荷配分法切替え手段１５は、自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ、自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂおよび負荷量予測手段１２がそれぞれ出力する時点ｋの各分散が、閾値Ａ，ＢまたはＣを越える大きな値となるような場合、また自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ、自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂおよび負荷量予測手段１２が出力する時点ｋの期待値の信頼度が低い場合に、負荷配分法切替え手段１５は１を出力する。逆に、時点ｋの期待値の信頼度が高い場合、負荷配分法切替え手段１５は０を出力する。

次に、負荷配分手段１４について説明する。負荷配分手段１４は、負荷配分法切替え手段１５が出力する１または０の信号と発電総出力演算器１３が出力する対象系統内のｎ台の分散型電源２ａ，…，２ｎの時点ｋにおける発電電力合計の目標値Ｇ＿ａｌｌ ｋが与えられて、分散型電源２ａ〜２ｎのｋ時点における各発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋを出力する。負荷配分手段１４では、２つの負荷配分法を備えている。１つ目は経済負荷配分法であり、２つ目は予備力確保配分法である。

まず、「経済負荷配分法」について説明する。経済負荷配分法は、時点ｋにおける発電電力合計の目標値Ｇ＿ａｌｌ ｋをｎ台の分散型電源の発電出力に配分する際に、ｎ台の分散型電源の燃料コストを最も低廉にする各分散型電源の発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋを求めるものである。各分散型電源の発電出力Ｇｐに対する燃料費の関数ｆｉ（Ｇｐ）（ｉは１からｎ）をそれぞれ設定すると、下式（３）および（４）、すなわち
Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ＋ … ＋ Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋ ＝ Ｇ＿ａｌｌ ｋ （３）
Ｇ１ｐｍｉｎ ≦ Ｇ１＿ｒｅｆ ≦ Ｇ１ｐｍａｘ
…
Ｇｎｐｍｉｎ ≦ Ｇｎ＿ｒｅｆ ≦ Ｇｎｐｍａｘ （４）
ただし、Ｇｉｐｍｉｎはｉ番目（ｉは１からｎ）の分散型電源の最小発電出力、
Ｇｉｐｍａｘはｉ番目（ｉは１からｎ）の分散型電源の最大発電出力。
で表わせる。

上式（３）および（４）の制約条件の下で、総燃料コスト、すなわち下式（５）で示す関係式Ｆ１、
Ｆ１ ＝ ｆ_１（Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ）＋ … ＋ｆ_ｎ（Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋ） （５）
を最小化するＧ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋを求める。

この最適解は、公知であるラグランジュの未定乗数法で求めることができ、求めたｎ台の各分散型電源の発電出力目標をＧ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋとする。

次に、「予備力確保配分法」について説明する。予備力確保配分法は、時点ｋにおける発電電力合計の目標値Ｇ＿ａｌｌｋをｎ台の分散型電源の発電出力で実現する際に、図２に示すように、ｎ台の分散型電源の各発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋをそれぞれの分散型電源の出力最小値Ｇｉｐｍｉｎ（ｉは１からｎ）と出力最大値Ｇｉｐｍａｘ（ｉは１からｎ）との中間値近くの値とし、それぞれの分散型電源の出力最小値Ｇｉｐｍｉｎ（ｉは１からｎ）と出力最大値Ｇｉｐｍａｘ（ｉは１からｎ）の範囲の中で、各発電出力を増減できる発電予備力を大きく確保するものである。

数式で表現すると、制約条件は、上式（３）および（４）の下で下式（６）により示される関数Ｆ２、すなわち

を最小化するＧ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋを求める。

関数Ｆ２は、ｎ台の各分散型電源の出力最大値Ｇｉｐｍａｘ（ｉは１からｎ）と出力最小値Ｇｉｐｍｉｎ（ｉは１からｎ）との中間値と、各発電出力目標Ｇｉ＿ｒｅｆ（ｉ＝１からｎ）との各距離の総和である。この最適解は、公知であるラグランジュの未定乗数法で求めることができ、求めた各分散型電源の発電出力目標をＧ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋとする。

ここまでの説明で、経済負荷配分法または予備力確保配分法であっても、負荷配分手段１４の出力として各分散型電源の発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋが得られることが判る。

負荷配分手段１４では、負荷配分法切替え手段１５の出力が０の場合には、経済負荷配分法によりｎ台の各分散型電源の発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋを算出して出力する。

一方、負荷配分法切替え手段１５の出力が１の場合には、予備力確保配分法によりｎ台の各分散型電源の発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋを算出して出力する。すなわち、自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ、自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂおよび負荷量予測手段１２が出力する時点ｋの期待値の信頼度が低い場合においては、負荷配分法切替え手段１５は１を出力し、このとき、負荷配分手段１４では予備力確保配分法でｎ台の各分散型電源の発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆｋを算出して出力する。

自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ、自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂおよび負荷量予測手段１２が出力する時点ｋの期待値の信頼度が高い場合においては、負荷配分法切替え手段１５は０を出力し、このとき、負荷配分手段１４では経済負荷配分法でｎ台の各分散型電源の発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆｋを算出して出力する。

次に、発電出力補正手段１７について説明する。時点ｋにおける電力潮流目標値Ｐｆ ｋから、時点ｔ−１に計測して電力需給制御装置１に入力した対象系統と外部系統との間の連系点の通過電力潮流Ｐｆ ｔ−１を減じたＰｆ ｋ−Ｐｆ ｔ−１ を入力し、ｎ台の分散型電源の発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆｋのそれぞれに対する目標補正量Ｇ１＿ｃｍｐ ｔ，…，Ｇｎ＿ｃｍｐｔを出力する。発電出力補正手段１７の内部は、同時同量制御を行うものである。

すなわち、３０分間の電力量［Ｗｈ］を３０分間の目標電力量に一致させる３０分同時同量であるならば、下式（７）

が０となるように、目標補正量Ｇ１＿ｃｍｐ ｔ，…，Ｇｎ＿ｃｍｐｔを出力する。

なお、３０分同時同量の場合、上式（７）の積分の状態量は、３０分毎にゼロにリセットする。式（７）がゼロとなるように、現在ｔ時の式（７）の値に設定するゲインを乗じた値を、さらにｎ台の分散型電源の容量比で配分して目標補正量Ｇ１＿ｃｍｐ ｔ，…，Ｇｎ＿ｃｍｐ ｔを生成する。

また、発電出力補正手段１７の内部の処理は同時同量制御であればよく、上記以外の方法であっても入力信号および出力信号が適用できればよい。

算出された目標補正量Ｇ１＿ｃｍｐ ｔ，…，Ｇｎ＿ｃｍｐ ｔは、加算器１８ａ〜１８ｎで各発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆ ｋ，…，Ｇｎ＿ｒｅｆ ｋと加算され、各分散型電源２ａ，２ｎに出力される。

各分散型電源２ａ，２ｎでは、各発電出力指令Ｇｉ＿ｒｅｆ ｋ＋Ｇｉ＿ｃｍｐ ｔ（ｉは１からｎ）の発電出力となるように、各分散型電源２ａ，２ｎの内部に備えられている発電出力制御回路などで各発電出力が制御される。

なお、実施例１の説明では自然エネルギー発電装置を２台として説明したが、１台であっても３台以上であっても２台の場合から容易に拡張できることは明らかである。

また、自然エネルギー発電装置の一部の発電出力予測や負荷電力予測を行わない場合には、例えば各計測データを特定時間で移動平均処理した値を実施例１の発電出力予測手段１１Ａ，１１Ｂおよび負荷量予測手段１２の期待値出力の代用とし、かつ分散出力を省略することで対応できる。

また、対象電力系統内に発電出力一定運転の分散型電源がある場合には、電力需給制御装置１の出力による需給制御を行わなくてもよいが、この際、電力需給制御装置１内の発電総出力演算器１３で発電出力一定運転の分散型電源の発電出力値を考慮する必要があることは容易に類推できるであろう。

（効果）
上述のように、本発明では、電力需給制御する対象電力系統内の負荷電力や自然エネルギー発電装置の発電出力の予測値である期待値と、期待値の信頼度を表す分散とを基に、予測値の信頼度が高い場合には経済負荷配分により燃料費が最小となる経済性の高い各分散型電源の各発電出力目標を算出し、一方、予測値の信頼度が低い場合には分散型電源の発電予備力を確保し各分散電源の発電出力の増減可能な範囲を大きくする各分散型電源の各発電出力目標を算出する。

したがって、系統規模が小さい、または自然エネルギー発電装置の導入量が多いことから電力変動が大きく電力需給バランス制御が難しい電力系統において、負荷電力や自然エネルギー発電装置の発電出力の予測精度が低い場合にも電力需給制御の性能を低下させることなく、かつ、予測精度が高い場合には経済性が高くかつ電力需給制御の性能が高い分散型電源の運転が可能となる。

（構成）
実施例２の構成は、図１に示す電力需給制御装置１の構成と同じであり、負荷配分法切替え機能１５の内部の処理が異なる。

（作用）
負荷配分法切替え手段１５には、自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ、自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂおよび負荷量予測手段１２がそれぞれ出力する時点ｋにおける分散ＧＡ＿σｋ，ＧＢ＿σｋおよびＬ＿σｋが与えられる。負荷配分法切替え手段１５では、内部で入力される信号数と同一個数の値と１つの動作時限値とが設定されている。

実施例２の説明では、入力信号数はＧＡ＿σｋ，ＧＢ＿σｋおよびＬ＿σｋの３個であるので、値は３個設定されているとして説明する。値をＡ，ＢまたはＣとし、動作時限値をＸとして説明する。値Ａ，Ｂ，ＣはＧＡ＿σｋ，ＧＢ＿σｋおよびＬ＿σｋに対する閾値として作用し、閾値を超えた値Ｓ１，Ｓ２，Ｓ３を次式（８）のように算出する。
ＧＡ＿σｋ＞Ａ の場合は Ｓ１＝ＧＡ＿σｋ − Ａ
ＧＡ＿σｋ≦Ａ の場合は Ｓ１＝０
ＧＢ＿σｋ＞Ｂ の場合は Ｓ２＝ＧＢ＿σｋ − Ｂ （８）
ＧＡ＿σｋ≦Ｂ の場合は Ｓ２＝０
Ｌ＿σｋ＞Ｃ の場合は Ｓ３＝Ｌ＿σｋ−Ｃ
Ｌ＿σｋ≦Ｃ の場合は Ｓ３＝０

次に、下式（９）によりＳ１，Ｓ２，Ｓ３の各値に、添字ｋのサンプリング時間を乗じて加算したＳ１ｓ，Ｓ２ｓ，Ｓ３ｓを算出する。
Ｓ１ｓ＝Ｓ１ × 添字ｋのサンプリング時間＋Ｓ１ｓ
Ｓ２ｓ＝Ｓ２ × 添字ｋのサンプリング時間＋Ｓ２ｓ （９）
Ｓ３ｓ＝Ｓ３ × 添字ｋのサンプリング時間＋Ｓ３ｓ
なお、Ｓ１ｓ，Ｓ２ｓ，Ｓ３ｓとも初期値はゼロとする。

上式（９）の、Ｓ１ｓ，Ｓ２ｓまたはＳ３ｓの何れか１つでもＸより大きくなった場合には、負荷配分法切替え手段１５は１を出力する。また、同時にＳ１ｓ，Ｓ２ｓおよびＳ３ｓをゼロにリセットする。Ｓ１ｓ，Ｓ２ｓおよびＳ３ｓの全てがＸより小さい場合には、負荷配分法切替え手段１５は０を出力する。

したがって負荷配分法切替え手段１５は、自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ、自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂおよび負荷量予測手段１２が出力する時点ｋの分散が、閾値Ａ、ＢまたはＣを越えかつその時間積分値が動作時限値を超える場合、ならびに自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段１１Ａ、自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段１１Ｂおよび負荷量予測手段１２が出力する時点ｋの期待値の信頼度が低い状態がある時間継続する場合は、負荷配分法切替え手段１５は１を出力し、逆に時点ｋの期待値の信頼度が高い場合には負荷配分法切替え手段１５は０を出力する。

（効果）
予測する期待値の分散がある時間継続して動作時限を越える場合に、負荷配分法切替え手段の０または１出力が切り替わるため切替え頻度が少なくなり、負荷配分手段１４で使用する経済負荷配分法または予備力確保配分法の切替え頻度が少なくなる。このため、各分散型電源２ａ，２ｎの発電出力目標Ｇ１＿ｒｅｆｋ，Ｇｎ＿ｒｅｆｋの変化が小さくなり、各分散型電源の発電出力が安定する効果がある。

（構成）
実施例３は、図１に示す電力需給制御装置１の構成と同じであり、負荷配分手段１４の内部の処理が異なる。

（作用）
実施例３では、負荷配分手段１４の内部での処理のうち、実施例１で説明した予備力確保配分法の処理が異なり、処理が異なる部分についてのみ説明する。

実施例３では、実施例１の説明において、式（６）で述べた関数Ｆ２が異なったものとなる。実施例３では、関数Ｆ２を式（１０）で示すＦ３として説明する。制約条件の上式（３）および（４）、ならびに最適解の解法は、実施例１と同じである。

関数Ｆ３は、ｎ台の各分散型電源の最大出力Ｇｎｐｍａｘおよび最小出力Ｇｎｐｍｉｎの中間値と、発電出力目標値Ｇｎ＿ｒｅｆとの距離に正の重み定数Ｗｉ（ｉは１からｎ）を乗じたものである。正の重み定数Ｗｉは、事前に負荷配分手段１４に保存記憶させておく。

図３を用いて、実施例３の説明を行う。例えば、ｎ＝３として３台の分散型電源の負荷配分を具体的な例とする。３台の分散型電源の各最大出力Ｇｉｐｍａｘ（ｉは１から３）および各最小出力Ｇｉｐｍｉｎ（ｉは１から３）は、同一値であるとする。

この条件下で、実施例１の関数Ｆ２を使用すると、図３が示すように制約条件（３）を満足するように、発電電力合計の目標値Ｇ＿ａｌｌ ｋが３台で等価に按分された発電出力となり、必ずしも発電予備力を大きくしたものとはならない。

このような場合には、関数Ｆ３を利用すると、重み定数を大きくした分散型電源ほど、発電出力目標値を最大出力Ｇｉｐｍａｘと最小出力Ｇｉｐｍｉｎとの中間値に近付けることができ、関数Ｆ２を使用した場合よりも発電予備力を大きくすることができる。

（効果）
このように、実施例による予備力確保配分法では、重み付けをした特定の分散型電源の発電出力目標値を当該分散型電源の最大出力値と最小出力値との中間値に近付けることができ、分散型電源の発電予備力を大きく確保することが可能となる。

電力需給制御装置の構成図。 本発明の実施例１における負荷配分手段内の予備力確保配分法の説明図。 本発明の実施例３における負荷配分手段内の予備力確保配分法の説明図。

符号の説明

１…電力需給制御装置、２ａ、２ｎ…分散型電源、
１１Ａ…自然エネルギー発電装置Ａの発電出力予測手段、
１１Ｂ…自然エネルギー発電装置Ｂの発電出力予測手段、１２…負荷量予測手段、
１３…発電総出力演算器、１４…負荷配分手段、１５…負荷配分法切替え手段、
１６…減算器、１７…発電出力補正手段、１８ａ〜１８ｎ…加算器。

Claims (9)

1. 電力系統内に接続される複数の分散型電源の発電出力を調整して前記電力系統内に接続される発電装置の総発電出力と負荷電力との偏差を一定にする電力需給制御装置において、
   前記電力系統内に接続される発電装置の発電出力または前記負荷電力の予測値および予測値の信頼度を出力する予測手段と、
   前記予測値および前記電力系統の任意の箇所の電力潮流目標値を用いて前記複数の分散型電源の総発電出力を求める発電総出力演算手段と、
   前記予測値の信頼度に応じて前記複数の分散型電源の負荷配分を算出する負荷配分算出法を選択する負荷配分切替え手段と、
   前記負荷配分切替え手段により選択された負荷配分算出法により前記分散型電源の総発電出力から前記複数の分散型電源の各発電出力目標値を生成する負荷配分手段と、
   を備えたことを特徴とする電力需給制御装置。
2. 請求項１記載の電力需給制御装置において、
   前記予測手段は、予測モデルをＡＲ−ＧＡＲＣＨモデルとし前記予測値の信頼度を予測する変量の分散とすることを特徴とする電力需給制御装置。
3. 請求項１記載の電力需給制御装置において、
   前記負荷配分切替え手段は、前記予測する変量の分散が設定する閾値を超えた場合には発電予備力確保負荷配分法を選択し、前記予測する変量の分散が前記閾値以下の場合には経済負荷配分法を選択することを特徴とする電力需給制御装置。
4. 請求項３記載の電力需給制御装置において、
   前記負荷配分切替え手段は、前記複数の分散型電源の各最大発電出力と各最小発電出力との各中間値と前記複数の分散型電源の各発電出力目標値との各偏差の２乗和を最小化する発電予備力確保負荷配分法を用いることを特徴とする電力需給制御装置。
5. 請求項３記載の電力需給制御装置において、
   前記負荷配分切替え手段は、前記複数の分散型電源の各最大発電出力と各最小発電出力との各中間値と前記複数の分散型電源の各発電出力目標値との各偏差の２乗値に前記複数の分散型電源各々に対する重み定数をそれぞれ乗じて加算した値を最小化する発電予備力確保負荷配分法を用いることを特徴とする電力需給制御装置。
6. 請求項１記載の電力需給制御装置において、
   前記負荷配分切替え手段は、前記予測する変量の分散が設定する閾値を超えた時間積分値が時限閾値を超えた場合には発電予備力確保負荷配分法を選択し、前記時間積分値が前記時限閾値を超えない場合には経済負荷配分法を選択することを特徴とする電力需給制御装置。
7. 請求項６記載の電力需給制御装置において、
   前記負荷配分切替え手段は、前記複数の分散型電源の各最大発電出力と各最小発電出力との各中間値と前記複数の分散型電源の各発電出力目標値との各偏差の２乗和を最小化する発電予備力確保負荷配分法を用いることを特徴とする電力需給制御装置。
8. 請求項６記載の電力需給制御装置において、
   前記負荷配分切替え手段は、前記複数の分散型電源の各最大発電出力と各最小発電出力との各中間値と前記複数の分散型電源の各発電出力目標値との各偏差の２乗値に前記複数の分散型電源各々に対する重み定数をそれぞれ乗じて加算した値を最小化する発電予備力確保負荷配分法を用いることを特徴とする電力需給制御装置。
9. 電力系統内に接続される複数の分散型電源の発電出力を調整して前記電力系統内に接続される発電装置の総発電出力と負荷電力との偏差を一定にする電力需給制御方法において、
   前記電力系統内に接続される発電装置の発電出力または前記負荷電力の予測値および予測値の信頼度を出力し、
   前記予測値および前記電力系統の任意の箇所の電力潮流目標値を用いて前記複数の分散型電源の総発電出力を求め、
   前記予測値の信頼度に応じて前記複数の分散型電源の負荷配分を算出する負荷配分算出法を選択し、
   前記選択された負荷配分算出法により前記分散型電源の総発電出力から前記複数の分散型電源の各発電出力目標値を生成する
   ことを特徴とする電力需給制御方法。

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