JP5104991B1 - 電力安定化制御装置、電力安定化プログラム - Google Patents

Abstract

【課題】大容量の電力貯蔵装置を用いることなく自然エネルギー発電設備の発電電力の変動に起因する影響を抑制することが可能な制御装置を提供する。
【解決手段】自然エネルギーを利用して発電する第１発電装置と、電力系統に電力を供給する第２発電装置と、電力系統に電力を供給するか電力系統からの電力を貯蔵する電力貯蔵装置と、を備える電力系統における第２発電装置及び電力貯蔵装置を制御する制御装置は、第２発電装置が発電する電力の目標となる目標値を第１発電装置が発電する電力の変動を相殺するようにする目標値出力部と、第２発電装置が発電する電力の値が目標値となるよう第２発電装置を制御する第１制御部と、第２発電装置が発電する電力の値が目標値より高い場合、電力貯蔵装置が電力系統の電力を貯蔵し、第２発電装置が発電する電力の値が目標値より低い場合、電力貯蔵装置が電力系統に電力を供給するように制御する第２制御部と、を備える。
【選択図】図１

Description

本発明は、電力安定化制御装置、電力安定化プログラムに関する。

近年、太陽光や風力等の自然エネルギーを利用した自然エネルギー発電設備の数が増加している。自然エネルギー発電設備が発電する電力は、周辺環境等によって時々刻々と変動するため、自然エネルギー発電設備が電力系統に接続されると、電力系統の周波数や電圧が変動してしまうことがある。
このような自然エネルギー発電設備の発電電力の変動に起因する影響を抑制するために、電力系統に蓄電池やキャパシタ等を含む電力貯蔵装置が接続されることがある（例えば、特許文献１参照）。

特開２００９−６５８２０号公報

ところで、自然エネルギー発電設備が発電する電力は、周辺環境等によって時々刻々と変動する。したがって、電力貯蔵装置を用いて自然エネルギー発電設備の発電電力の変動に起因する影響を抑制することで、周波数や電圧を調整する電力系統への影響を軽減しようとする場合、一般に容量の大きな電力貯蔵装置を用いなければならないという問題がある。
本発明は上記課題を鑑みてなされたものであり、大きな容量の電力貯蔵装置を用いることなく自然エネルギー発電設備の発電電力の変動に起因する影響を抑制することが可能な電力安定化制御装置を提供することを目的とする。

上記目的を達成するため、本発明の一つの側面に係る、自然エネルギーを利用して発電するとともに発電した電力を電力系統に供給する第１発電装置と、前記電力系統に電力を供給する第２発電装置と、前記電力系統に電力を供給するか前記電力系統からの電力を貯蔵する電力貯蔵装置と、を備える前記電力系統における前記第２発電装置及び前記電力貯蔵装置を制御する電力安定化制御装置であって、前記第２発電装置が発電する電力の目標となる目標値を前記第１発電装置が発電する電力の増加に応じて低下させて出力し、前記目標値を前記第１発電装置が発電する電力の減少に応じて上昇させて出力する目標値出力部と、前記第２発電装置が発電する電力の値と前記目標値とに基づいて、前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値となるよう前記第２発電装置を制御する第１制御部と、前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より高い場合、前記電力貯蔵装置が前記電力系統の電力を貯蔵し、前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より低い場合、前記電力貯蔵装置が前記電力系統に電力を供給するよう前記電力貯蔵装置を制御する第２制御部と、を備える。

大きな容量の電力貯蔵装置を用いることなく自然エネルギー発電設備の発電電力の変動に起因する影響を抑制することが可能な電力安定化制御装置を提供することができる。

構内電力系統１０及び電力安定化装置４０を説明するための図である。 変動補償目標値演算部６２及び変動補償指令値演算部６３の一例を示す図である。 発電電力目標値演算部６４、発電電力差分値演算部６５、及び発電電力指令値演算部６６の一例を示す図である。 電力安定化装置の第２の実施形態である電力安定化装置４１を説明するための図である。 蓄電量補正電力指令値演算部８０及び電力貯蔵設備有効電力指令値演算部８１の一例を示す図である。 基準発電電力指令値演算部８２の一例を示す図である。 発電電力下限リミッタ１１２の下限値について説明するための図である。 発電電力上限リミッタ１１３の上限値について説明するための図である。 基準発電電力指令値Ｐｏが生成される際の基準発電電力指令値演算部８２の主要な信号の波形を示す図である。 電力安定化装置の第３の実施形態である電力安定化装置４２を説明するための図である。 受電電力一定制御装置５５及び受電電力目標値無効化装置５６の一例を示す図である。 電力安定化装置の第４の実施形態である電力安定化装置４３を説明するための図である。 有効電力変動補償装置５７の一例を示す図である。 変動補償目標値演算部１６１及び変動補償指令値演算部１６２の一例を示す図である。 電力安定化装置の第５の実施形態である電力安定化装置４４を説明するための図である。

本明細書および添付図面の記載により、少なくとも以下の事項が明らかとなる。

＜＜構内電力系統１０の構成について＞＞
図１は、電力需要家または電力供給者の構内に設けられた構内電力系統１０の構成を示す図である。構内電力系統１０は、構外電力系統１５（例えば一般の送配電系統）に接続（系統連系）されており、母線２０、自然エネルギー発電設備２１、内燃力発電設備２２、電力貯蔵設備２３、及び変圧器２５〜２７を含んで構成される。なお、変圧器２５〜２７は、電圧の調整（変圧）や電気絶縁などの必要がなければ省略できる。

母線２０には、構外電力系統１５や各種発電設備等が接続され、構外電力系統１５等からの電力が供給される。

自然エネルギー発電設備２１（第１発電装置）は、例えば太陽光や風力等の自然エネルギーを利用して電力を発電する設備であり、変圧器２５を介して発電した電力を母線２０に供給する。

内燃力発電設備２２（第２発電装置）は、例えば油あるいはガスなどを燃料として発電する設備であり、変圧器２６を介して発電した電力を母線２０に供給する。

電力貯蔵設備２３（電力貯蔵装置）は、変圧器２７を介して母線２０からの電力を貯蔵するか、貯蔵された電力を母線２０に供給する設備である。また、電力貯蔵設備２３は、電力を貯蔵する蓄電池３０と、電力変換器３１とを含んで構成される。なお、本実施形態では、電力を貯蔵する電力貯蔵装置として蓄電池３０を用いることとしたが、例えばキャパシタやフライホイール等であっても良い。

電力変換器３１（充放電制御装置）は、有効電力指令値Ｐｂｃに応じた電力を、蓄電池３０から放電または蓄電池３０に充電する装置であり、例えば、インバータ装置等を含んで構成される。具体的な一例としては、電力変換器３１は、有効電力指令値Ｐｂｃが“正”の場合、有効電力指令値Ｐｂｃに応じた電力で蓄電池３０を放電する。一方、電力変換器３１は、有効電力指令値Ｐｂｃが“負”の場合、有効電力指令値Ｐｂｃに応じた電力で蓄電池３０を充電する。

また、構内電力系統１０には、計測用変圧器ＶＴ１，ＶＴ２、変流器ＣＴ１，ＣＴ２、及び電力安定化装置４０が設けられている。

計測用変圧器ＶＴ１は、自然エネルギー発電設備２１からの電力を母線２０に供給するための電線２８の電圧を測定し、変流器ＣＴ１は、電線２８の電流を測定する。

計測用変圧器ＶＴ２は、内燃力発電設備２２からの電力を母線２０に供給するための電線２９の電圧を測定し、変流器ＣＴ１は、電線２９の電流を測定する。

電力安定化装置４０（電力安定化制御装置）は、自然エネルギー発電設備２１および内燃力発電設備２２の夫々の有効電力に基づいて、構内電力系統１０と構外電力系統１５の連系点における電力を安定させるための装置であり、有効電力変動補償装置５０、ガバナ制御装置５１、及び調整装置５２を含んで構成される。また、有効電力変動補償装置５０、ガバナ制御装置５１、及び調整装置５２は、例えば、それぞれに設けられたメモリ等の記憶装置（不図示）に記憶されたプログラムを実行することにより各種機能を実現する。

＜＜電力安定化装置４０（第１の実施形態）の詳細＞＞
有効電力変動補償装置５０には、有効電力検出部６０，６１、変動補償目標値演算部６２、変動補償指令値演算部６３、発電電力目標値演算部６４、発電電力差分値演算部６５、及び発電電力指令値演算部６６が実現される。なお、有効電力検出部６０、変動補償目標値演算部６２、変動補償指令値演算部６３、及び発電電力目標値演算部６４は、目標値出力部に相当する。

有効電力検出部６０は、計測用変圧器ＶＴ１及び変流器ＣＴ１からの計測値に基づいて、自然エネルギー発電設備２１の有効電力を検出する。また、有効電力検出部６０は、検出した自然エネルギー発電設備２１の有効電力を、有効電力計測値Ｐｔとして出力する。

有効電力検出部６１は、計測用変圧器ＶＴ２及び変流器ＣＴ２からの計測値に基づいて、内燃力発電設備２２の有効電力を検出する。また、有効電力検出部６１は、検出した自然内燃力発電設備２２の有効電力を、発電電力計測値Ｐｇとして出力する。

変動補償目標値演算部６２及び変動補償指令値演算部６３は、有効電力計測値Ｐｔの変動値に応じた信号を生成する。図２は、変動補償目標値演算部６２及び変動補償指令値演算部６３の一例を示す図である。

変動補償目標値演算部６２は、有効電力計測値Ｐｔの変動成分のうち、低周波成分のみを通過させる有効電力変動成分除去フィルタ７０（低域通過フィルタ）である。なお、有効電力計測値Ｐｔの変動成分のうち低周波成分は、変動補償目標値Ｐａとして出力される。

変動補償指令値演算部６３（変動演算部）は、減算部７１及びリミッタ７２を含んで構成される。減算部７１は、変動補償目標値Ｐａから有効電力計測値Ｐｔを減算する。

リミッタ７２は、減算部７１からの出力を、所定の下限値から所定の上限値の間で制限し、変動補償指令値Ｐｄとして出力する。なお、リミッタ７２の所定の上限値には補償される電力変動の最大値が設定され、所定の下限値には補償される電力変動の最小値が設定される。

図３は、発電電力目標値演算部６４、発電電力差分値演算部６５、及び発電電力指令値演算部６６の一例を示す図である。

発電電力目標値演算部６４（目標値演算部）は、内燃力発電設備２２が発電する電力の目標となる発電電力目標値Ｐｇａ（目標値）を生成し、加算部７３及びリミッタ７４を含んで構成される。

加算部７３は、内燃力発電設備２２が発電する電力の基準値となる基準発電電力指令値Ｐｏと、変動補償指令値Ｐｄとを加算する。

リミッタ７４は、加算部７３からの出力を、所定の下限値から所定の上限値の間で制限し、発電電力目標値Ｐｇａとして出力する。なお、リミッタ７４の所定の上限値には内燃力発電設備２２の発電電力の最大値が設定され、所定の下限値には内燃力発電設備２２の発電電力の最小値が設定される。

発電電力差分値演算部６５は、発電電力目標値Ｐｇａと発電電力計測値Ｐｇとの差を計算する減算部７５である。そして、減算部７５からは、減算結果として発電電力差分値ΔＰｇが出力される。

発電電力指令値演算部６６（発電電力指令値生成部）は、内燃力発電設備２２の発電電力をフィードバック制御し、発電電力計測値Ｐｇを発電電力目標値Ｐｇａとするためのブロックである。発電電力指令値演算部６６は、ＰＩ調整部７６であり、発電電力差分値ΔＰｇを増幅しつつ積分し、発電電力計測値Ｐｇを発電電力目標値Ｐｇａとするための発電電力指令値Ｐｇｃを出力する。具体的には、ＰＩ調整部７６は、発電電力差分値ΔＰｇが“正”の値である場合、発電電力指令値Ｐｇｃを増加させて出力し、発電電力差分値ΔＰｇが“負”の値である場合、発電電力指令値Ｐｇｃを減少させて出力する。

図１に示すガバナ制御装置５１は、発電電力指令値Ｐｇｃに基づいて、発電電力計測値Ｐｇが発電電力目標値Ｐｇａとなるよう内燃力発電設備２２を制御する。具体的には、ガバナ制御装置５１は、発電電力指令値Ｐｇｃが発電電力計測値Ｐｇよりも大きい場合、内燃力発電設備２２の有効電力が増加するように内燃力発電設備２２を制御し、発電電力指令値Ｐｇｃが発電電力計測値Ｐｇよりも小さい場合、内燃力発電設備２２の有効電力が減少するように内燃力発電設備２２を制御する。

調整装置５２は、例えば、発電電力差分値ΔＰｇを有効電力指令値Ｐｂｃとして出力する。したがって、発電電力計測値Ｐｇが発電電力目標値Ｐｇａより低く、発電電力差分値ΔＰｇ（＝Ｐｇａ−Ｐｇ）が“正”の値である場合、有効電力指令値Ｐｂｃは“正”となる。この際には、前述のように、電力変換器３１は、有効電力指令値Ｐｂｃに応じた電力で蓄電池３０を放電する。

一方、発電電力計測値Ｐｇが発電電力目標値Ｐｇａより高く、発電電力差分値ΔＰｇ（＝Ｐｇａ−Ｐｇ）が“負”の値である場合、有効電力指令値Ｐｂｃは“負”となる。したがって、この際には、電力変換器３１は、有効電力指令値Ｐｂｃに応じた電力で蓄電池３０を充電する。

なお、有効電力検出部６１、発電電力差分値演算部６５、発電電力指令値演算部６６、及びガバナ制御装置５１は、第１制御部に相当し、発電電力差分値演算部６５及び調整装置５２は、第２制御部に相当する。

＜＜構内電力系統１０の状態の電力安定化について＞＞
ここで、自然エネルギー発電設備２１の発電量が変化した際の有効電力変動補償装置５０、ガバナ制御装置５１、及び調整装置５２の動作について説明する。

なお、ここでは基準発電電力指令値Ｐｏとしては、１００ｋＷ（キロワット）が設定され、内燃力発電設備２２の有効電力（発電電力計測値Ｐｇ）も１００ｋＷであることとする。

まず、自然エネルギー発電設備２１の有効電力が５０ｋＷから６０ｋＷに急増すると、有効電力計測値Ｐｔも５０ｋＷから６０ｋＷに急増する。ただし、前述のように、図２に示す有効電力変動成分除去フィルタ７０は低域通過フィルタであるため、有効電力計測値Ｐｔが５０ｋＷから６０ｋＷに急増した場合であっても、変動補償目標値Ｐａは直ちに変化しない。つまり、有効電力計測値Ｐｔが５０ｋＷから６０ｋＷに急増した直後は、変動補償目標値Ｐａとしては５０ｋＷが出力され続ける。このため、減算部７１からは、−１０ｋＷ（Ｐａ−Ｐｔ＝５０−６０）を示す演算結果が出力される。ここでは、リミッタ７２には、前述の演算結果（−１０ｋＷ）が制限されないような下限値が設定されているため、変動補償指令値Ｐｄは−１０ｋＷとなる。

また、図３の加算部７３では、基準発電電力指令値Ｐｏ（１００ｋＷ）と変動補償指令値Ｐｄ（−１０ｋＷ）とが加算されるため、加算結果は９０ｋＷとなる。ここでは、リミッタ７４には、前述の加算結果（９０ｋＷ）が制限されないような下限値が設定されているため、発電電力目標値Ｐｇａも９０ｋＷとなる。減算部７５は、発電電力目標値Ｐｇａ（９０ｋＷ）と発電電力計測値Ｐｇ（１００ｋＷ）との差を計算するため、発電電力差分値ΔＰｇ（＝Ｐｇａ−Ｐｇ）は、−１０ｋＷとなる。

ＰＩ調整部７６は、発電電力差分値ΔＰｇが“負”の値であるため発電電力指令値Ｐｇｃを減少させて出力する。そして、減少された発電電力指令値Ｐｇｃに基づいて、ガバナ制御装置５１は、内燃力発電設備２２の有効電力（発電電力計測値Ｐｇ）が“１００ｋＷ”から“９０ｋＷ”に減少するように内燃力発電設備２２を制御する。

また、図１の調整装置５２は、“負”の値の発電電力差分値ΔＰｇに基づいて、母線２０からの電力が蓄電池３１に供給（充電）されるよう電力変換器３１を制御する。

このように、自然エネルギー発電設備２１の有効電力が５０ｋＷから６０ｋＷに急増した場合には、内燃力発電設備２２の発電電力は減少し、母線２０からの電力は蓄電池３１に充電され、母線２０に供給される電力の増加は抑制される。したがって、構内電力系統１０と構外電力系統１５の連系点における電力が安定化されるため、周波数や電圧を調整する構外電力系統１５への影響を軽減できる。

なお、ここでは、自然エネルギー発電設備２１の有効電力が５０ｋＷから６０ｋＷに急増した場合を説明したが、例えば、自然エネルギー発電設備２１の有効電力が５０ｋＷから４０ｋＷに急減した場合には、前述とは逆に、内燃力発電設備２２の発電電力は増加し、蓄電池３１の電力は放電される。この結果、自然エネルギー発電設備２１の有効電力が５０ｋＷから４０ｋＷに急減した場合であっても構内電力系統１と構外電力系統１５の連系点における安定化される。

＜＜電力安定化装置４１（第２の実施形態）の詳細＞＞
図４は、構内電力系統１０に設けられた電力安定化装置の第２の実施形態を説明するための図である。電力安定化装置４１は、有効電力変動補償装置５０、ガバナ制御装置５１、出力分担調整装置５３、及び基準発電電力調整装置５４を含んで構成される。図４と、図１では、同じ符号の付されたブロックは同じであるため、ここでは、出力分担調整装置５３、及び基準発電電力調整装置５４について説明する。

出力分担調整装置５３は、発電電力差分値ΔＰｇに基づいて電力変換器３１を制御し、蓄電池３０を充放電させるとともに、蓄電池３０の蓄電量に応じた蓄電量補正電力指令値Ｐｃを出力する。出力分担調整装置５３は、蓄電量補正電力指令値演算部８０、電力貯蔵設備有効電力指令値演算部８１を含んで構成される。

図５に示すように、蓄電量補正電力指令値演算部８０は、蓄電池３０の蓄電量を示す蓄電量検出値Ｓｂと、蓄電量の目標となる蓄電量目標値Ｓｂａとの差に応じた蓄電量補正電力指令値Ｐｃを生成する。蓄電量補正電力指令値演算部８０は、差分演算部１００、ゲイン調整部１０１、及び選択部１０２を含んで構成される。

差分演算部１００（差分演算部）は、蓄電量検出値Ｓｂと蓄電量目標値Ｓｂａとの差分値を演算する。なお、差分演算部１００の差分値は、蓄電量検出値Ｓｂが蓄電量目標値Ｓｂａより高い場合（Ｓｂ＞Ｓｂａ）、“正”の値となり、蓄電量検出値Ｓｂが蓄電量目標値Ｓｂａより低い場合（Ｓｂ＜Ｓｂａ）、“負”の値となる。

ゲイン調整部１０１は、差分演算部１００の差分を所定のゲイン倍するとともに、電力値に変換して出力する。また、ゲイン調整部１０１は、差分演算部１００の差分値が“正”の値の場合、蓄電池３０を放電させる“正”の電力値を出力し、差分演算部１００の差分値が“負”の値の場合、蓄電池３０を充電させる“負”の電力値を出力する。

選択部１０２は、マイコン等（不図示）の指示に基づいて、ゲイン調整部１０１の出力、または均等充電指令値の何れかを選択し、蓄電量補正電力指令値Ｐｃとして出力する。なお、選択部１０２は、ゲイン調整部１０１の出力を選択している。また、蓄電池３０が運用上均等充電を要しない場合は、選択部１０２と均等充電指令値を省略できる。

電力貯蔵設備有効電力指令値演算部８１（電力指令値出力部）は，発電電力差分値ΔＰｇに蓄電量補正電力指令値Ｐｃを加算する加算部１０３であり、加算結果として有効電力指令値Ｐｂｃを生成する。なお、ゲイン調整部１０１、選択部１０２、及び加算部１０３は、補正部に相当する。

ここで、例えば、蓄電量検出値Ｓｂが“５０％”であり、蓄電量目標値Ｓｂａが“５５％”であることとする。また、ゲイン調整部１０１には、“１％”の差分値が“１ｋＷ”の電力値となるようなゲインが設定されていることとする。

この場合、差分演算部１００の差分値は、“−５％”（＝５０％−５５％）となるため、ゲイン調整部１０１から出力される電力値及び蓄電量補正電力指令値Ｐｃは“−５ｋＷ”となる。

ここで、例えば、発電電力目標値Ｐｇａが発電電力計測値Ｐｇより高く、発電電力差分値ΔＰｇが“正”（例えば、２０ｋＷ）の場合、有効電力指令値Ｐｂｃは“１５ｋＷ”（２０ｋＷ−５ｋＷ）となる。有効電力指令値Ｐｂｃが“１５ｋＷ”に応じた電力は、蓄電量補正電力指令値Ｐｃが発電電力差分値ΔＰｇに加算されることにより、有効電力指令値Ｐｂｃが“２０ｋＷ”に応じた電力よりも小さくなり、蓄電池３０の放電量は抑制される。このように、本実施形態では、蓄電量検出値Ｓｂが蓄電量目標値Ｓｂａより低い場合、蓄電池３０が過放電とならないよう、蓄電量補正電力指令値Ｐｃが補正される。

一方、蓄電量検出値Ｓｂが蓄電量目標値Ｓｂａより高い場合、前述の場合とは逆に、蓄電池３０が過充電とならないよう、蓄電量補正電力指令値Ｐｃが補正される。このように、本実施形態では、蓄電量補正電力指令値Ｐｃが補正されることにより、蓄電量検出値Ｓｂと蓄電量目標値Ｓｂａとの差分が抑制されるため、蓄電池３０の過放電、過充電の発生が抑制される。

なお、仮に発電電力目標値Ｐｇａと発電電力計測値Ｐｇとが同じであり、発電電力差分値ΔＰｇがゼロの場合には、有効電力指令値Ｐｂｃは蓄電量補正電力指令値Ｐｃとなる。このため、このような場合には、蓄電量検出値Ｓｂが蓄電力目標値Ｓｂａとなるように蓄電池３０は充放電される。

図６は、基準発電電力調整装置５４に実現される基準発電電力指令値演算部８２の一例を示す図である。なお、ここで基準発電電力指令値演算部８２は、自然エネルギー発電設備２１が太陽光発電システムである場合の一例である。

基準発電電力指令値演算部８２（基準指令値出力部）は、リミッタ１１０、減算部１１１，１２３，１３０、基準発電電力下限リミッタ１１２、基準発電電力上限リミッタ１１３、基準発電電力平滑化フィルタ１１４、日射量計算部１２０、天候係数演算部１２１、太陽光発電システム出力計算方法１２２、及び加算部１２４を含んで構成される。なお、基準発電電力下限リミッタ１１２、基準発電電力上限リミッタ１１３、基準発電電力平滑化フィルタ１１４は、出力部に相当する。

リミッタ１１０は、蓄電量補正電力指令値Ｐｃの負の成分である、指令値Ｐｃ´を出力する。
減算部１１１（算出部）は、高効率発電電力設定値Ｐｅから蓄電量補正電力指令値Ｐｃの負の成分の指令値Ｐｃ´を減算する。そして、減算部１１１の減算結果（Ｐｅ−Ｐｃ´）は、基準発電電力下限リミッタ１１２と、基準発電電力上限リミッタ１１３とを介して基準発電電力平滑化フィルタ１１４に出力される。

基準発電電力平滑化フィルタ１１４は、基準発電電力上限リミッタ１１３からの出力を平滑化し、基準発電電力指令値Ｐｏとして出力する。なお、基準発電電力平滑化フィルタ１１４の時定数は、有効電力変動成分除去フィルタ７０の時定数と等価な値が設定されているため、基準発電電力指令値Ｐｏ（基準発電電力）の時間変化が電力系統に電力の変動として現れない。

ここで、基準発電電力指令値演算部８２の出力である基準発電電力指令値Ｐｏは，変動補償動作が行われない場合における内燃力発電設備２２のベース電力成分に対する指令値である。そのため，基準発電電力指令値Ｐｏの大きさを極力小さい値とすることで、燃料消費量を抑えた運用が望まれる。しかし、基準発電電力指令値Ｐｏは，内燃力発電設備２２の発電電力のうち変動補償成分の中心値に相当するため、大きさに過不足があると変動補償の不足が発生してしまう。

ここで、基準発電電力指令値Ｐｏが小さすぎる場合，有効電力計測値Ｐｔが急増すると，内燃力発電設備２２の発電電力が下限にかかり，変動補償が行われない可能性が生じる。具体的には、仮に、基準発電電力指令値Ｐｏ（内燃力発電設備２２の有効電力）が１０ｋＷの場合に、自然エネルギー発電設備２１の有効電力が１０ｋＷ以上増加すると、内燃力発電設備２２は、１０ｋＷしか有効電力を減少することができない。このような変動補償の不足を回避するためには，基準発電電力指令値Ｐｏは，内燃力発電設備２２の発電電力の最小値にかからない大きさである必要がある。したがって、本実施形態では、このような現象を防ぐために、発電電力下限リミッタ１１２が設けられている。

発電電力下限リミッタ１１２の設定値について図７を適宜参照しつつ説明する。
有効電力計測値Ｐｔの急増成分は、太陽光発電設備の最大発電電力を計算し、太陽光発電設備の発電電力計測値で減算することで見込むことができる。そこで、基準発電電力指令値演算部８２には、有効電力計測値Ｐｔの急増成分を計算するために、日射量計算部１２０、天候係数演算部１２１、太陽光発電システム出力計算方法１２２が設けられている。

日射量計算部１２０は、太陽光発電システムの現在の時刻と、緯度と経度の位置情報から日射強度計算を行なう。
天候係数演算部１２１は、日射量計算部１２０で計算された日射強度に現在の時刻の天候係数を乗算し、最大日射量計算値を計算する。

太陽光発電システム出力計算方法１２２は、最大日射量計算値、外気温度計測値、電力変換効率や傾斜角度などを考慮した上で一般的な太陽光発電システム出力計算を行い、理論上の発電電力を算出する。なお、太陽光発電システム出力計算方法１２２で算出される
理論上の発電電力を太陽光発電最大出力計算値Ｐｍとする。

減算部１２３は、現在の太陽光発電最大出力計算値Ｐｍと有効電力計測値Ｐｔの差分を計算する。なお、図７に示すように、減算部１２３で得られる差分は、有効電力計測値Ｐｔが急増する可能性のある電力に相当する。したがって、ここでは、太陽光発電最大出力計算値Ｐｍと有効電力計測値Ｐｔの差分（Ｐｍ−Ｐｔ）を、急増見込み電力Ｐｔｐとする。

ところで、前述のように、基準発電電力指令値Ｐｏは、急増見込み電力Ｐｔｐが大きく急増が発生した場合に、内燃力発電設備２２が発電可能な電力の最小値ＬＬＧにかかると停止してしまう場合がある。そのため、基準発電電力指令値Ｐｏは急増見込み電力Ｐｔｐに最小値ＬＬＧを加算した大きさ以上である必要がある。そこで、本実施形態では、加算部１２４において、急増見込み電力Ｐｔｐと最小値ＬＬＧとの和が演算される。なお、加算部１２４の加算結果を、基準発電電力最小値ＬＬＧＢとする。そして、加算部１２４は、基準発電電力最小値ＬＬＧＢを、基準発電電力下限リミッタ１１２の下限値に設定する。このため、有効電力計測値Ｐｔが急増した場合であっても、有効電力計測値Ｐｔが急増した成分を確実に内燃力発電設備２２が補償できる。

また、前述の場合とは逆に、基準発電電力指令値Ｐｏが大きすぎる場合，有効電力計測値Ｐｔが急減すると，内燃力発電設備２２の発電電力が上限にかかり，変動補償が行われない可能性が生じる。このような変動補償の不足を回避するためには，基準発電電力指令値Ｐｏは，内燃力発電設備２２の発電電力の上限にかからない値である必要がある。したがって、本実施形態では、このような現象を防ぐために、基準発電電力上限リミッタ１１３が設けられている。

ここで、基準発電電力上限リミッタ１１３に設定される設定値について図８を参照しつつ説明する。
まず、有効電力計測値Ｐｔは、有効電力計測値Ｐｔが急減する場合の変動補償電力の最大値（Ｐｔｍ）に相当する。そのため、内燃力発電設備２２の発電電力の最大値ＨＬＧから有効電力計測値Ｐｔを減算した成分が、変動補償の不足を回避するために必要最低限の基準発電電力指令値Ｐｏに相当する。

したがって、本実施形態では、減算部１３０が、最大値ＨＬＧから有効電力計測値Ｐｔを減算する。そして、減算部１３０は、減算結果である基準発電電力最大値ＨＬＧＢを、基準発電電力上限リミッタ１１３の上限値に設定する。このため、有効電力計測値Ｐｔが急減した場合（例えば、有効電力計測値Ｐｔがゼロとなる場合）であっても、有効電力計測値Ｐｔが急減した成分を確実に内燃力発電設備２２が補償できる。

図９は、基準発電電力指令値Ｐｏが生成される際の基準発電電力指令値演算部８２の主要な信号の波形を示す図である。
前述のように、まず、蓄電量補正電力指令値Ｐｃの負の成分である指令値Ｐｃ´が生成され、減算部１１１ではＰｅ−Ｐｃ´が演算される。そして、減算部１１１の演算結果であるＰｅ−Ｐｃ´は、基準発電電力下限リミッタ１１２のリミッタ値である基準発電電力最小値ＬＬＧＢで制限される。さらに、基準発電電力下限リミッタ１１２の出力は、基準発電電力上限リミッタ１１３の基準発電電力最大値ＨＬＧＢで制限される。この結果、基準発電電力上限リミッタ１１３からは、図９の実線に示すような基準発電電力指令値Ｐｏが出力されることになる。

このように、本実施形態では、蓄電量補正電力指令値Ｐｃが負の値では、蓄電池３０を充電する方向の電力指令となり、基準発電電力指令値Ｐｏは増加する。このため、内燃力発電設備２２の発電電力により蓄電池３０は充電される。逆に、蓄電量補正電力指令値Ｐｃが正の値、すなわち蓄電池３０を放電する方向の電力指令となっている場合、基準発電電力指令値Ｐｏを増加させることは無い。したがって、蓄電量検出値Ｓｂが蓄電量目標値Ｓｂａより低い場合、内燃力発電設備２２の発電電力により蓄電池３０は確実に充電される。

＜＜電力安定化装置４２（第３の実施形態）の詳細＞＞
図１０は、構内電力系統１０に設けられた電力安定化装置の第３の実施形態を説明するための図である。電力安定化装置４２は、有効電力変動補償装置５０、ガバナ制御装置５１、出力分担調整装置５３、基準発電電力調整装置５４、受電電力一定制御装置５５、及び受電電力目標値無効化装置５６を含んで構成される。図１０と、図４では、同じ符号の付されたブロックは同じであるため、ここでは、受電電力一定制御装置５５、及び受電電力目標値無効化装置５６について説明する。

受電電力一定制御装置５５は本来、構内電力系統１０と構外電力系統１５との連系点における受電電力が一定（目標値）となるような指令を、ガバナ制御装置５１に出力する装置である。ただし、前述のように本実施形態では、ガバナ制御装置５１は、自然エネルギー発電設備２１の有効電力に基づいて内燃力発電設備２２を制御する必要がある。
そこで、電力安定化装置４２では、ガバナ制御装置５１が発電電力指令値Ｐｇｃに基づいて制御されるよう、受電電力目標値無効化装置５６を設けている。

図１１は、受電電力一定制御装置５５、及び受電電力目標値無効化装置５６の一例を示す図である。
受電電力目標値無効化装置５６は、受電電力目標値相殺指令値加算部１４０及びリミッタ１４１を含んで構成される。

受電電力目標値相殺指令値加算部１４０（加算部）は、発電電力指令値Ｐｇｃに受電電力目標値相殺指令値Ｐｒｃ´を加算する。
リミッタ１４１は、受電電力目標値相殺指令値加算部１４０からの出力を、所定の下限値から所定の上限値の間で制限し、受電電力換算値Ｐｍｒとして出力する。なお、リミッタ１４１の所定の上限値には受電電力一定制御装置５５の受電電力最大値に相当する電力値が設定され、所定の下限値には受電電力一定制御装置５５の受電電力最小値に相当する電力値が設定される。

受電電力一定制御装置５５は、受電電力換算値Ｐｍｒから、受電電力目標値Ｐｒｃを減算する減算部１４２である。なお、減算部１４２の減算結果を、受電電力差分値ΔＰｒとする。

ここで、本実施形態では、受電電力目標値相殺指令値Ｐｒｃ´を，受電電力目標値Ｐｒｃと等しい値に設定している。このため、ガバナ制御装置５１に入力される受電電力差分値ΔＰｒは、発電電力指令値Ｐｇｃと等しい値となる。したがって、例えば、電力安定化装置４２のように、受電電力一定制御装置５５が設けられている場合であっても、電力安定化装置４２ではガバナ制御装置５１を発電電力指令値Ｐｇｃに基づいて制御できる。なお、受電電力一定制御装置５５及びガバナ制御装置５１は、発電装置制御部に相当する。

＜＜電力安定化装置４３（第４の実施形態）の詳細＞＞
図１２は、構内電力系統１１に設けられた電力安定化装置の第４の実施形態を説明するための図である。なお、構内電力系統１１では、例えば図１０の構内電力系統１０とは異なり、構外電力系統１５が自然エネルギー発電設備２１側に接続されていることとする。また、電力安定化装置４３では、図１０の電力安定化装置４２の有効電力変動補償装置５０の代わりに、有効電力変動補償装置５７が設けられている。さらに、構内電力系統１１においては、連系点における電圧を測定する計測用変圧器ＶＴ３と、連系点における母線２０に流れる電流を測定する変流器ＣＴ３が設けられている。

図１３は、有効電力変動補償装置５７の一例を示す図である。有効電力変動補償装置５７には、有効電力検出部６１，１６０、変動補償目標値演算部１６１、変動補償指令値演算部１６２、発電電力目標値演算部６４、発電電力差分値演算部６５、及び発電電力指令値演算部６６が実現される。なお、有効電力検出部１６０、変動補償目標値演算部１６１、変動補償指令値演算部１６２以外のブロックは、有効電力変動補償装置５０に実現されるブロックと同様であるため、詳細な説明は省略する。

有効電力検出部１６０は、計測用変圧器ＶＴ３及び変流器ＣＴ３からの出力に基づいて、連系点の電力（受電電力）を検出する。また、有効電力検出部１６０は、検出した受電電力を、有効電力計測値Ｐｔ´として出力する。

変動補償目標値演算部１６１及び変動補償指令値演算部１６２は、有効電力計測値Ｐｔ´の変動値に応じた信号を生成する。図１４は、変動補償目標値演算部１６１及び変動補償指令値演算部１６２の一例を示す図である。

変動補償目標値演算部１６１は、有効電力計測値Ｐｔ´の変動成分のうち、低周波成分のみを通過させる有効電力変動成分除去フィルタ１８０である。なお、有効電力計測値Ｐｔの変動成分のうち低周波成分は、変動補償目標値Ｐａ´として出力される。

変動補償指令値演算部１６２（変動演算部）は、減算部１８１、ＰＤ調整部１８２、及びリミッタ１８３を含んで構成される。

減算部１８１は、有効電力計測値Ｐｔ´から有効電力計測値Ｐｔ´を減算する。ＰＤ調整部１８２は、減算部１８１の減算結果を増幅しつつ微分して出力する。

リミッタ１８３は、ＰＤ調整部１８２からの出力を、所定の下限値から所定の上限値の間で制限し、変動補償指令値Ｐｄ´として出力する。なお、リミッタ１８３の所定の上限値には補償される電力変動の最大値が設定され、所定の下限値には補償される電力変動の最小値が設定される。

変動補償指令値演算部１６２からの変動補償指令値Ｐｄ´は、受電電力が急増すると“正”の値となり、受電電力が急減すると“負”の値となる、したがって、変動補償指令値演算部１６２からの変動補償指令値Ｐｄ´も、変動補償指令値演算部６３からの変動補償指令値Ｐｄと同様に変化する。

したがって、有効電力変動補償装置５０の代わりに、有効電力変動補償装置５７を用いた場合であっても、連系点の電力変動（受電電力の変動）を、内燃力発電設備２２と電力貯蔵設備２３により補償することができる。つまり、電力安定化装置４３を用いることによって、構内電力系統１１の電力の変動を抑制できる。

＜＜電力安定化装置４４（第５の実施形態）の詳細＞＞
図１５は、構内電力系統１１に設けられた電力安定化装置の第５の実施形態を説明するための図である。図１５の電力安定化装置４４では、図１２の電力安定化装置４３に設けられていた受電電力一定制御装置５５、及び受電電力目標値無効化装置５６が用いられていない。このような場合であっても、電力安定化装置４４は、図４に示す電力安定化装置４１と同様に動作するため、構内電力系統１１と構外電力系統１５の連系点における電力を安定化することができる。

以上、本実施形態の電力安定化装置４０〜４４について説明した。構内電力系統１０においては、自然エネルギー発電設備２１の発電電力が変動した際には、構内電力系統１０の電力を内燃力発電設備２２と電力貯蔵設備２３とが補償する。このため、大きな容量の電力貯蔵設備２３を用いることなく構内電力系統１０の電力の変動を抑制できる。

また、有効電力変動補償装置５０では、有効電力計測値Ｐｔの低周波成分を示す変動補償目標値Ｐａと、有効電力計測値Ｐｔとの差が算出されるため、精度よく有効電力計測値Ｐｔの変化を検出することができる。

また、構内電力系統１１及び構外電力系統１５の連系点の電力（受電電力）を検出することにより、自然エネルギー発電設備２１の発電電力の変動値を取得しても良い。このような構成とすることで、構内電力系統１１に複数の自然エネルギー発電設備がある場合であっても、精度良く構内電力系統１１と構外電力系統１５の連系点における電力を安定化できる。

また、出力分担調整装置５３は、蓄電池３０の蓄電量を示す蓄電量検出値Ｓｂと、蓄電量の目標となる蓄電量目標値Ｓｂａとに基づいて、有効電力指令値Ｐｂｃを補正する。このため、蓄電池３０の過放電、過充電が抑制される。

また、蓄電池３０の蓄電量が少ない場合、基準発電電力指令値Ｐｏは高くなる。したがって、内燃力発電設備２２の発電量は増加し、蓄電池３０は充電される。

また、基準発電電力指令値Ｐｏは、基準発電電力最小値ＬＬＧＢより低くなることは無い。したがって、有効電力計測値Ｐｔが急増した場合であっても、有効電力計測値Ｐｔが急増した成分を確実に内燃力発電設備２２が補償できる。

また、基準発電電力指令値Ｐｏは、基準発電電力最大値ＨＬＧＢより高くなることは無い。このため、有効電力計測値Ｐｔが急減した場合であっても、有効電力計測値Ｐｔが急減した成分を確実に内燃力発電設備２２が補償できる。

また、受電電力一定制御装置５５が設けられている電力安定化装置４２には、受電電力目標値Ｐｒｃを無効化するための受電電力目標値無効化装置５６が設けられている。このため、電力安定化装置４２を用いた場合であっても、構内電力系統１０と構外電力系統１５の連系点における電力を安定化することができる。

また、例えば、受電電力目標値相殺指令値Ｐｒｃ´と、受電電力目標値Ｐｒｃとを等しい値にすることで、精度よく受電電力目標値Ｐｒｃの影響を抑制することができる。

なお、上記実施例は本発明の理解を容易にするためのものであり、本発明を限定して解釈するためのものではない。本発明は、その趣旨を逸脱することなく、変更、改良され得ると共に、本発明にはその等価物も含まれる。

また、例えば、日射量がない夜間など、太陽光発電による発電電力が得られない時間帯においては、内燃力発電設備２２と電力貯蔵設備２３の運転を停止することで、運転に伴うエネルギー損失を削減でき、経済的な運用が可能となる。

なお、本実施形態では、有効電力検出部６０等はプログラムが実行されることにより実現されることとしたが、例えば、有効電力検出部６０等をハードウエアで構成しても良い。

１０，１１ 構内電力系統
１５ 構外電力系統
２０ 母線
２１ 自然エネルギー発電設備
２２ 内燃力発電設備
２３ 電力貯蔵設備
２５〜２７ 変圧器
３０ 蓄電池
３１ 電力変換器
４０〜４４ 電力安定化装置
５０，５７ 有効電力変動補償装置
５１ ガバナ制御装置
５２ 調整装置
５３ 出力分担調整装置
５４ 基準発電電力調整装置
５５ 受電電力一定制御装置
５６ 受電電力目標値無効化装置
６０，６１，１６０ 有効電力検出部
６２，１６１ 変動補償目標値演算部
６３，１６２ 変動補償指令値演算部
６４ 発電電力目標値演算部
６５ 発電電力差分値演算部
６６ 発電電力指令値演算部
８０ 蓄電量補正電力指令値演算部
８１ 電力貯蔵設備有効電力指令値演算部
８２ 基準発電電力指令値演算部

Claims (10)

1. 自然エネルギーを利用して発電するとともに発電した電力を電力系統に供給する第１発電装置と、前記電力系統に電力を供給する第２発電装置と、前記電力系統に電力を供給するか前記電力系統からの電力を貯蔵する電力貯蔵装置と、を備える前記電力系統における前記第２発電装置及び前記電力貯蔵装置を制御する電力安定化制御装置であって、
   前記第２発電装置が発電する電力の目標となる目標値を前記第１発電装置が発電する電力の増加に応じて低下させて出力し、前記目標値を前記第１発電装置が発電する電力の減少に応じて上昇させて出力する目標値出力部と、
   前記第２発電装置が発電する電力の値と前記目標値とに基づいて、前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値となるよう前記第２発電装置を制御する第１制御部と、
   前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より高い場合、前記電力貯蔵装置が前記電力系統の電力を貯蔵し、前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より低い場合、前記電力貯蔵装置が前記電力系統に電力を供給するよう前記電力貯蔵装置を制御する第２制御部と、
   を備えることを特徴とする電力安定化制御装置。
2. 請求項１に記載の電力安定化制御装置であって、
   前記目標値出力部は、
   前記第１発電装置が発電する電力を検出する検出部と、
   前記検出部で検出された電力の低域成分を通過させる低域通過フィルタと、
   前記低域通過フィルタの出力から前記検出部で検出された電力を減算し、前記第１発電装置が発電する電力の変動値を演算する変動値演算部と、
   前記第２発電装置が発電する電力の基準値となる基準指令値を出力する基準指令値出力部と、
   前記変動値及び前記基準指令値を加算して、前記目標値を出力する目標値演算部と、
   を含むことを特徴とする電力安定化制御装置。
3. 請求項１に記載の電力安定化制御装置であって、
   前記目標値出力部は、
   前記電力系統の受電電力を検出する検出部と、
   前記検出部で検出された電力の低域成分を通過させる低域通過フィルタと、
   前記低域通過フィルタの出力から前記検出部で検出された電力を減算し、前記受電電力の変動値を演算する変動値演算部と、
   前記第２発電装置が発電する電力の基準値となる基準指令値を出力する基準指令値出力部と、
   前記変動値及び前記基準指令値を加算して、前記目標値を出力する目標値演算部と、
   を含むことを特徴とする電力安定化制御装置。
4. 請求項１〜３の何れか一項に記載の電力安定化制御装置であって、
   前記電力貯蔵装置は、
   蓄電池と、
   電力指令値に応じた電力を、前記蓄電池から放電または前記蓄電池に充電する充放電装置を含み、
   前記第２制御部は、
   前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より高い場合、前記充放電装置に前記蓄電池を充電させるための前記電力指令値を出力し、前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より低い場合、前記充放電装置に前記蓄電池を放電させるための前記電力指令値を出力する電力指令値出力部と、
   前記蓄電池の蓄電量と、前記蓄電量の目標となる蓄電量目標値との差分を演算する差分演算部と、
   前記蓄電池が充放電されている際に、前記差分に基づいて前記差分が抑制されるよう前記電力指令値を補正する補正部と、
   を備えることを特徴する電力安定化制御装置。
5. 請求項４に記載の電力安定化制御装置であって、
   前記基準指令値出力部は、
   前記差分に基づいて、前記蓄電量が前記蓄電量目標値より少ない場合、前記目標値が高くなるよう前記基準指令値を変化させて出力すること、
   を特徴とする電力安定化制御装置。
6. 請求項５に記載の電力安定化制御装置であって、
   前記基準指令値出力部は、
   前記蓄電量が前記蓄電量目標値より少ない場合における前記差分の値と、所定値とを加算して前記基準指令値を算出する算出部と、
   前記第１発電装置が現在発電可能な最大の電力と、前記第１発電装置の現在発電している電力と、前記第２発電装置の最小の発電電力と、に基づいて定まる第１の値より、前記算出部で算出された前記基準指令値が低い場合、前記第１の値の前記基準指令値を出力し、前記第１の値より前記算出部で算出された前記基準指令値が高い場合、前記算出部で算出された前記基準指令値を出力する出力部と、
   を含むことを特徴とする電力安定化制御装置。
7. 請求項６に記載の電力安定化制御装置であって、
   前記出力部は、
   前記第１発電装置の現在発電している電力と、前記第２発電装置の最大の発電電力と、に基づいて定まる第２の値より、前記算出部で算出された前記基準指令値が高い場合、前記第２の値の前記基準指令値を出力し、前記第２の値より前記算出部で算出された前記基準指令値が低い場合、前記算出部で算出された前記基準指令値を出力すること、
   を特徴とする電力安定化制御装置。
8. 請求項１に記載の電力安定化制御装置であって、
   前記第１制御部は、
   前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より高い場合、前記第２発電装置が発電する電力の値を減少させるための発電電力指令値を生成し、前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より低い場合、前記第２発電装置が発電する電力の値を増加させるための前記発電電力指令値を生成する発電電力指令値生成部と、
   前記電力系統の受電電力の目標となる受電電力目標値に応じた所定値を、前記発電電力指令値に加算する加算部と、
   前記加算部の加算結果と前記受電電力目標値との差に基づいて、前記第２発電装置を制御する発電装置制御部と、
   を含むこと、
   を特徴とする電力安定化制御装置。
9. 請求項８に記載の電力安定化制御装置であって、
   前記所定値は、前記受電電力目標値と等しいこと、
   を特徴とする電力安定化制御装置。
10. 自然エネルギーを利用して発電するとともに発電した電力を電力系統に供給する第１発電装置と、前記電力系統に電力を供給する第２発電装置と、前記電力系統に電力を供給するか前記電力系統からの電力を貯蔵する電力貯蔵装置と、を備える前記電力系統における前記第２発電装置及び前記電力貯蔵装置を制御するコンピュータに、
    前記第２発電装置が発電する電力の目標となる目標値を前記第１発電装置が発電する電力の増加に応じて低下させて出力し、前記目標値を前記第１発電装置が発電する電力の減少に応じて上昇させて出力する機能と、
    前記第２発電装置が発電する電力の値と前記目標値とに基づいて、前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値となるよう前記第２発電装置を制御する機能と、
    前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より高い場合、前記電力貯蔵装置が前記電力系統の電力を貯蔵し、前記第２発電装置が発電する電力の値が前記目標値より低い場合、前記電力貯蔵装置が前記電力系統に電力を供給するよう前記電力貯蔵装置を制御する機能と、
    を実現させる電力安定化プログラム。

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