電力系統制御システム及び電力系統制御方法
【課題】電力系統全体で効率的な送電を行うことができる電力系統制御システムを提供する。
【解決手段】系統制御サーバＧＳの指令値算出部ＧＳａは、電力系統Ｌｓ上の任意ノードｉでの同時刻の電圧Ｖi及び位相θiを取得し、該取得値から任意ノードｉの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiを取得する。これら同時刻の電圧Ｖi、位相θi、有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiから任意ノードｉ，ｊ間の配線損失Ｌijを算出し、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを取得する。そして、制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対し、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌが小となるような無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0を算出し、制御対象の制御を実施する。
【解決手段】系統制御サーバＧＳの指令値算出部ＧＳａは、電力系統Ｌｓ上の任意ノードｉでの同時刻の電圧Ｖi及び位相θiを取得し、該取得値から任意ノードｉの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiを取得する。これら同時刻の電圧Ｖi、位相θi、有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiから任意ノードｉ，ｊ間の配線損失Ｌijを算出し、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを取得する。そして、制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対し、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌが小となるような無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0を算出し、制御対象の制御を実施する。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力系統全体の高効率な運用を目的とした電力系統制御システム及び電力系統制御方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来の主たる電力供給は、火力、水力、原子力発電所に設置される大型の発電機から需要家側に略一方向に行われている。この電力供給には、需要家側で消費される有効電力の他に、需要家側での電圧を維持するための無効電力が含まれている。しかしながら、先の発電所は需要家から地理的に遠い場所にあるため、需要家までの送電距離が長く、無効電力に伴う位相ずれによる力率の低下が大きい。そのため、需要家近傍において、調相リアクトルや調相コンデンサ等の調相器を用いて力率の改善が行われている。また、無効電力の長距離送電を行うと系統配線での損失が大きくなる他、系統配線の容量が決まっていることから、送電可能な有効電力量が低下してしまう。
【０００３】
また近年では、太陽光等の再生可能エネルギーから電力を得る分散型電源が数多く電力系統に連系されつつあり、分散型電源に備えられる電力変換装置（パワーコンディショナ）から発電に伴う電力が需要家側から系統に逆潮流されるようになってきている。しかしながら、このような逆潮流が多くなると、分散型電源の系統との連系点にて電圧値が上昇するといった問題が懸念されるようになってきた。電圧値が上昇すると、先の調相器で電圧上昇を抑制しようと動作するが、その調整量には限度がある。例えば日中に太陽光発電出力が大きくなると（太陽光発電が大量導入された地域では特に）、調相器の調整可能な容量を超えてしまう場合が想定される。この場合、電圧値上昇の許容範囲の逸脱を回避するため、分散型電源にて出力抑制するように動作するが、当然ながら系統への出力機会損失となる。
【０００４】
そこで、例えば特許文献１において、分散型電源が無効電力を系統に出力することが提案されている。需要家に設置された分散型電源は、系統との連系点の電圧値に応じて、通常運転、無効電力出力、出力抑制、解列等の判定閾値を設定している。そして、通常運転時に連系点の電圧値が上昇すると、出力抑制の前に無効電力を出力する制御に切り替え、出力機会損失が極力生じないようになっている。また同文献１では、系統上の起点位置からの需要家の距離に応じて判定閾値を異なるものとし、需要家の地理的な違いから出力機会（売電機会）に不公平感が生じないようにしている。
【０００５】
また、例えば特許文献２において、分散型電源が系統に出力する有効電力に応じた無効電力を出力する提案もなされている。つまり、同文献２では、出力する有効電力が系統電圧に及ぼす影響（電圧変動）を小さくする無効電力の算出が行われ、該算出に基づく無効電力の注入により系統電圧の安定化が可能になるとしている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特許第４２６６００３号公報
【特許文献２】特開２００９−１７７８８２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
ところで、太陽光、風力を用いるソーラープラントやウインドファームといった大規模な再生可能エネルギーの発電所から系統に電力を供給するような場合では、系統電圧の維持を図るために必要な無効電力の多くを火力発電所から供給することになる。上記したように、遠隔地にある火力発電所からの無効電力の送電は損失が大きく有効電力の送電量増大の妨げとなるため、こういった大規模な再生可能エネルギーの発電を行う場合も考慮して、電力系統全体で効率的な送電を行うことを考慮する必要があった。
【０００８】
そういった観点で特許文献１，２を見てみると、特許文献１に開示の技術では、系統の他の分散型電源の挙動を考慮して、通常運転、無効電力出力、出力抑制、解列等の判定閾値を需要家の距離に応じて変更しているものの、分散型電源以外の他の電力機器の挙動や配線損失までは考慮されてはいない。電力系統全体で効果的な無効電力の制御が行われているとは言えなかった。
【０００９】
また特許文献２に開示の技術においても、系統の他の分散型電源（太陽光発電システム）の挙動や分散型電源以外の他の電力機器の挙動、配線損失等の考慮がなされていないため、こちらの技術においても電力系統全体で効果的な無効電力の制御が行われているとは言えなかった。
【００１０】
本発明は、上記課題を解決するためになされたものであって、その目的は、電力系統全体で効率的な送電を行うことができる電力系統制御システム及び電力系統制御方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記課題を解決するために、請求項１に記載の発明は、所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得する測定値取得手段と、前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得する電力値取得手段と、前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出し、前記電力系統の総配線損失を取得する配線損失取得手段と、前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、前記電力系統の総配線損失が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出する出力指令値算出手段と、前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御する系統制御手段とを備えたことをその要旨とする。
【００１２】
この発明では、電力系統上の任意ノードでの同時刻の電圧及び位相が少なくとも取得され、該取得値から任意ノードの有効電力及び無効電力が取得される。これら同時刻の少なくとも電圧、位相、有効電力及び無効電力から任意ノード間の配線損失が算出され、電力系統の総配線損失の取得が可能となる。そして、有効電力又は無効電力の系統出力が可能な制御対象に対し、電力系統の総配線損失が小となるような出力指令値が算出され、該出力指令値に基づいて制御対象が制御される。これにより、各制御対象では電力系統の総配線損失が小となるような出力制御がなされるため、電力系統の送電効率の向上が可能となる。
【００１３】
請求項２に記載の発明は、請求項１に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象は、有効電力及び無効電力の系統出力が可能な分散型電源、無効電力の系統出力が可能な調相器を含み、前記出力指令値算出手段は、前記分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、前記分散型電源が出力する無効電力、前記調相器が出力する無効電力、前記電力系統の総配線損失が最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することをその要旨とする。
【００１４】
この発明では、制御対象として分散型電源及び調相器が含まれ、分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、分散型電源が出力する無効電力、調相器が出力する無効電力、電力系統の総配線損失が最小化するような制御対象の出力指令値が算出され、制御対象が制御される。これにより、電力消費地の近隣に配置されることが多い分散型電源や調相器から好適に無効電力が注入されて電力系統の総配線損失を低減させつつ、分散型電源が出力する有効電力量を増加させることが可能となる。
【００１５】
請求項３に記載の発明は、請求項１に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象は、有効電力及び無効電力の系統出力が可能な分散型電源、無効電力の系統出力が可能な調相器を含み、前記出力指令値算出手段は、前記分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、前記調相器が出力する無効電力、前記電力系統の総配線損失が最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することをその要旨とする。
【００１６】
この発明では、制御対象として分散型電源及び調相器が含まれ、分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、調相器が出力する無効電力、電力系統の総配線損失が最小化するような制御対象の出力指令値が算出され、制御対象が制御される。これにより、電力消費地の近隣に配置されることが多い調相器から好適に無効電力が注入されて電力系統の総配線損失を低減させつつ、分散型電源が出力する有効電力量を増加させることが可能となる。この場合、調相器が出力する無効電力の負担が増加する分、分散型電源が出力する有効電力量を増加できる。
【００１７】
請求項４に記載の発明は、請求項２又は３に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象は、更に化石燃料を使用する発電所発電設備を含み、前記出力指令値算出手段は、前記発電所発電設備が出力する有効電力及び無効電力を含んで最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することをその要旨とする。
【００１８】
この発明では、制御対象として更に化石燃料を使用する発電所発電設備が含まれ、発電所発電設備が出力する有効電力及び無効電力を含んで最小化するような制御対象の出力指令値が算出され、制御対象が制御される。これにより、化石燃料を使用する発電所発電機の出力の最小化が図られることから、化石燃料の使用量削減、二酸化炭素の排出削減に大きく寄与できる。
【００１９】
請求項５に記載の発明は、請求項１〜４のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記出力指令値算出手段は、前記取得した任意ノードの電圧、有効電力、無効電力を少なくとも用い、その有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量を加味して最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することをその要旨とする。
【００２０】
この発明では、任意ノードの有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量が加味されて最小化するような制御対象の出力指令値が算出され、制御対象が制御される。これにより、系統事故等による系統電圧低下が発生した場合であっても、速やかに反応して制御対象を通じて速やかな系統電圧復帰が可能となる。
【００２１】
請求項６に記載の発明は、請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象の出力指令値は、無効電力指令値であることをその要旨とする。
この発明では、無効電力指令値を通じて各制御対象に対して電力系統の総配線損失が小となるような出力制御がなされ、電力系統の送電効率の向上が図られる。また、出力指令値として無効電力指令値のみとすれば、指令値の算出、制御対象への指令値の出力が容易となる。
【００２２】
請求項７に記載の発明は、請求項１〜６のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象は、分散型電源として太陽光発電システムを含むことをその要旨とする。
【００２３】
この発明では、制御対象の分散型電源として太陽光発電システムが制御対象に含まれ、太陽光発電システムを通じて電力系統の送電効率の向上が図られる。また、導入が進む太陽光発電システムを制御対象とすることで、制御の効果は大きい。
【００２４】
請求項８に記載の発明は、請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記測定値取得手段は、前記任意ノードでの同時刻の電圧及び位相を取得することをその要旨とする。
【００２５】
この発明では、任意ノードでの同時刻の電圧及び位相の取得が実施され、電流及び位相の取得は実施されない。つまり、アドミタンスの実数・虚数成分等を系統係数データとして取得・保持しておけば、電流及び位相を測定しなくとも、有効電力、無効電力、配線損失等の算出が可能である。この場合、電流測定手段が不要である。
【００２６】
請求項９に記載の発明は、請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記測定値取得手段は、前記任意ノードでの同時刻の電圧及び位相、並びに電流及び位相を取得することをその要旨とする。
【００２７】
この発明では、任意ノードでの同時刻の電圧及び位相、並びに電流及び位相の取得が実施される。つまり、電圧及び位相の測定に加え、電流及び位相を測定することで、各測定値から有効電力、無効電力、配線損失等の算出が可能である。この場合、アドミタンスの実数・虚数成分等を系統係数データとして取得・保持する必要がなく、またこれに係る演算負荷が軽減される。
【００２８】
請求項１０に記載の発明は、所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の電圧及び位相を少なくとも取得し、前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得し、前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出して前記電力系統の総配線損失を取得し、前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、前記電力系統の総配線損失が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出し、前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御する電力系統制御方法である。
【００２９】
この発明では、請求項１と同様に、電力系統の送電効率の向上が可能となる。
【発明の効果】
【００３０】
本発明によれば、電力系統全体で効率的な送電を行うことができる電力系統制御システム及び電力系統制御方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００３１】
【図１】一実施形態における電力系統の概略構成図である。
【図２】系統制御の態様を説明するためのフロー図である。
【図３】別例における系統制御の態様を説明するためのフロー図である。
【発明を実施するための形態】
【００３２】
以下、本発明を具体化した一実施形態を図面に従って説明する。
図１に示す本実施形態の電力系統Ｌｓは、火力発電所発電機Ｇ１にて発電された系統周波数の三相交流電力が第１系統Ｌｓ１、第２系統Ｌｓ２、第３系統Ｌｓ３に順次送電されるようになっている。第１系統Ｌｓ１には分散型電源として太陽光発電システムＧ２が連系され、第２系統Ｌｓ２には負荷（図示略）が連系され、第３系統Ｌｓ３には無効電力補償装置（ＳＶＣ）Ｇ３が連系されている。
【００３３】
第１系統Ｌｓ１に連系されている太陽光発電システムＧ２は、再生可能エネルギーである太陽光から電力を得る太陽光パネルと電力変換装置（パワーコンディショナ）とを備えている（共に図示略）。太陽光発電システムＧ２は、太陽光パネルにて発電した直流発電電力を電力変換装置にて系統周波数の三相出力電力に変換して第１系統Ｌｓ１に出力する。第３系統Ｌｓ３に連系されている無効電力補償装置Ｇ３は、系統電圧・周波数維持を図るべくその時々に適切な無効電力を生成して第３系統Ｌｓ３に出力する。これら太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３は、系統制御サーバＧＳと通信可能に接続され、該系統制御サーバＧＳにて制御されている。
【００３４】
系統制御サーバＧＳには、電力系統Ｌｓ上の任意ノードｉの同時刻に測定した電圧Ｖi及び位相θiが入力される。具体的には、図１の電力系統Ｌｓでは４箇所のノードｎ１〜ｎ４、この場合、発電所発電機Ｇ１が連系されるノードｎ１、太陽光発電システムＧ２が連系されるノードｎ２、負荷が連系されるノードｎ３、及び無効電力補償装置Ｇ３が連系されるノードｎ４のそれぞれから、ＧＰＳ等を用いた時刻同期手段にて時刻同期を図った上での同時刻の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の各測定値が入力される。因みに、電力系統Ｌｓには変圧器や開閉器等が多数配備されており、各ノードｎ１〜ｎ４の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の測定を行う測定器は、各ノードｎ１〜ｎ４に存在する変圧器や開閉器等に設置することで対応できる。測定器は、ＧＰＳ信号を受けて時刻同期測定を実施し、その測定値を系統制御サーバＧＳに送信可能に構成される。
【００３５】
また、系統制御サーバＧＳには、太陽光発電システムＧ２が出力する有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2の測定値と、無効電力補償装置Ｇ３が出力する無効電力ＱG3の測定値とが入力される。有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2，ＱG3の測定についても、時刻同期手段にて時刻同期を図った上で、先の電圧位相測定と同時刻で行われる。そして、系統制御サーバＧＳは、入力される各測定値に基づいて、太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対して電力系統Ｌｓの全体を考慮した制御を行う。
【００３６】
系統制御サーバＧＳは、潮流方程式の演算を行って制御対象、本実施形態では太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対する指令値の算出を行う指令値算出部ＧＳａを備えている。指令値算出部ＧＳａには、各ノードｎ１〜ｎ４の時刻同期させた電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の各測定値が入力され、また制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３からは有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2，ＱG3の各測定値が同じく時刻同期で入力される。指令値算出部ＧＳａは、同時刻に測定された各測定値に基づいてこの電力系統Ｌｓでの送電効率が最大となるように、制御対象である太陽光発電システムＧ２と無効電力補償装置Ｇ３とがそれぞれ出力すべき無効電力とする無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0の算出を行っている。
【００３７】
ここで、理論的な考察を行ってみる。電力系統の任意ノードｉにおいての有効電力Ｐiと無効電力Ｑiとの算出に関し、先ず任意ノードｉに任意ノードｊから流入する電流Ｉijを求める。電流Ｉijは、ノードｊの電圧をＶj、ノードｉ，ｊ間のアドミタンスをＹijとすると（太字表記はベクトル）、次式が成立する。
【００３８】
【数１】
【００３９】
ノードｉに流入する全電流Ｉiは、総和をとる次式から求められる。
【００４０】
【数２】
【００４１】
ノードｉ，ｊ間のアドミタンスＹijは、実部成分をＧij、虚部成分をＢijとすると、
【００４２】
【数３】
【００４３】
である。尚、この実部成分Ｇij及び虚部成分Ｂijは、系統係数データより比較的容易に入手可能である。ノードｊにおける位相をθjとすると、電圧Ｖjは次式で表される。
【００４４】
【数４】
【００４５】
ノードｉでの電圧をＶiとすると（太字表記はベクトル）、ノードｉの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiは、
【００４６】
【数５】
【００４７】
と表すことができる。従って、係数比較により、有効電力Ｐiは、次式、
【００４８】
【数６】
【００４９】
で求めることができる。また、無効電力Ｑiは、次式、
【００５０】
【数７】
【００５１】
で求めることができる。尚、［数６］［数７］にて電力系統のノードｉでの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiを求めるには、ノードｉ，ｊ間の位相差が必要である。位相値は時々刻々と変化するため、上記したＧＰＳ等の時刻同期手段を用いた各種測定値の同時計測が必要である。
【００５２】
次いで、ノードｉに接続される発電機の出力有効電力をＰGi、出力無効電力をＱGi、太陽光発電システムの出力有効電力をＰPVi、出力無効電力をＱPVi、無効電力補償装置の出力無効電力をＱSVCi、負荷が消費する有効電力をＰLi、無効電力をＱLiとすると、（ａ）発電機ノード、（ｂ）太陽光発電システムノード、（ｃ）ＳＶＣノード、（ｄ）負荷ノード、及びこれらが混在する場合の（ｅ）混在ノードでの「潮流方程式」は以下のようになる。Ｐi，Ｑiは、［数６］［数７］にて表される。
【００５３】
（ａ）発電機ノード
【数８】
【００５４】
（ｂ）太陽光発電システムノード
【数９】
【００５５】
（ｃ）ＳＶＣノード
【数１０】
【００５６】
（ｄ）負荷ノード
【数１１】
【００５７】
（ｅ）混在ノード
【数１２】
【００５８】
次いで、上記の「潮流方程式」を解くには、電力系統の「系統運用条件」や、同系統に連系される電力機器（太陽光発電システム、無効電力補償装置等）の「機器制約条件」といった「束縛条件」を考慮する必要がある。
【００５９】
「系統運用条件」としては、（ａ）線路容量制約、（ｂ）母線電圧制約がある。尚、線路容量をＰCi、容量上限値をＰCimaxとする。また、電圧下限値をＶimin、電圧上限値をＶimaxとする。
【００６０】
（ａ）線路容量制約
【数１３】
【００６１】
（ｂ）母線電圧制約
【数１４】
【００６２】
「機器制約条件」としては、（ａ）機器容量制約、（ｂ）力率制約がある。尚、電力系統に連系される電力機器として、この場合、太陽光発電システム、無効電力補償装置とする。ノードｉに接続される太陽光発電システムの機器容量をＳPVi、その容量上限値をＳPVimax、力率をΦ、無効電力補償装置の機器容量をＳSVCi、その容量上限値をＳSVCimaxとする。
【００６３】
（ａ）機器容量制約
【数１５】
【００６４】
（ｂ）力率制約
【数１６】
【００６５】
尚、太陽光発電システムの機器容量ＳPViは、出力制御以外でも日射変動により時々刻々と変化するものである。
【００６６】
次いで、電力系統の配線損失を考えてみる。ノードｉ，ｊ間の配線抵抗をｒij、配線損失をＬijとすると、配線損失Ｌijは次式で表される。
【００６７】
【数１７】
【００６８】
また、ノードｉ，ｊ間を導通してノードｉに流入する有効電力をＰij、無効電力をＱijとすれば、配線損失Ｌijは次式のように変形できる。因みに、有効電力Ｐij及び無効電力Ｑijは、上記した有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiの導出過程で求めることができるため、演算が省力化できる。
【００６９】
【数１８】
【００７０】
従って、電力系統における総配線損失Ｌは、重複分（配線の往復分）を考慮すると、次式のようになる。
【００７１】
【数１９】
【００７２】
そして、電力系統の送電効率を最大化するという目的において、例えば制御対象を太陽光発電システム及び無効電力補償装置とした場合の目的関数Ｆの最大化演算（MaximizeＦ）を行うことで、その目的の達成が可能となる。
【００７３】
【数２０】
【００７４】
因みに、［数２０］の演算式では、太陽光発電システムの出力有効電力ＰPViを最大に、一方で太陽光発電システムの出力無効電力ＱPVi、無効電力補償装置の出力無効電力ＱSVCi、電力系統の総配線損失Ｌを最小にする演算が行われる。
【００７５】
上記を踏まえ、本実施形態の系統制御サーバＧＳの指令値算出部ＧＳａには、上記各種の目的関数Ｆの最大化演算式やその関連式、電力系統Ｌｓの束縛条件（系統運用条件、機器制約条件）が格納されている。
【００７６】
そして、指令値算出部ＧＳａは、電力系統Ｌｓの各ノードｎ１〜ｎ４にて得られる同時刻の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4を用い、束縛条件を満足しつつ各種演算式による演算を都度実施して、その時々で電力系統Ｌｓ全体の無効電力が最適となる各ノードｎ１〜ｎ４の有効電力Ｐ1〜Ｐ4及び無効電力Ｑ1〜Ｑ4の算出を行っている。指令値算出部ＧＳａは、電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4と同時刻に得られた太陽光発電システムＧ２（ＰＶ）及び無効電力補償装置Ｇ３（ＳＶＣ）からの有効電力ＰG2（ＰPVi）及び無効電力ＱG2（ＱPVi），ＱG3（ＱSVCi）に基づいて、先の無効電力Ｑ2の算出値から制御対象の太陽光発電システムＧ２に対する無効電力指令値ＱG2_0と、無効電力Ｑ3の算出値から制御対象の無効電力補償装置Ｇ３に対する無効電力指令値ＱG3_0とを算出している。指令値算出部ＧＳａは、各無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0をそれぞれ対応する太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対して送信する。
【００７７】
太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３は、指令値算出部ＧＳａから送信されてきた無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0を受信し、該指令値ＱG2_0，ＱG3_0に基づいた制御を実施する。太陽光発電システムＧ２は、無効電力指令値ＱG2_0に基づく制御にて生成した出力電力（有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2）を電力系統Ｌｓ１に出力する。無効電力補償装置Ｇ３は、無効電力指令値ＱG3_0に基づく制御にて生成した無効電力ＱG3を電力系統Ｌｓ３に出力する。
【００７８】
こうして、電力系統Ｌｓには、電力消費地の近隣に配置されることが多い太陽光発電システムＧ２や無効電力補償装置Ｇ３から無効電力ＱG2，ＱG3が注入され、遠隔地に設置され送電損失が大きくなる発電所発電機Ｇ１からの無効電力の注入が低減される。つまり、電力系統Ｌｓの総配線損失（Ｌ）が最小化され、電力系統Ｌｓの送電効率の最大化が図られる。またこの場合の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３の無効電力ＱG2，ＱG3は電力系統Ｌｓの総配線損失（Ｌ）と合わせて最小化されることから、太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３の無効電力ＱG2，ＱG3の出力は極力抑えられる。
【００７９】
従って、太陽光発電システムＧ２にて生成される有効電力ＰG2の最大化が可能となり、売電可能な電力の最大化が可能となる。また、電力系統Ｌｓに複数の太陽光発電システムＧ２が別個に連系している場合でも、公平な無効電力ＱG2の出力指令が行われるため、各太陽光発電システムＧ２にて生成される売電対象の有効電力ＰG2が公平に最大化される。また、発電所発電機Ｇ１にて生成する無効電力が低減されることから、発電機Ｇ１の運転の効率化や発電機Ｇ１の容量削減（小型化）に大きく寄与する。
【００８０】
本実施形態の電力系統Ｌｓの送電効率を最大化する運用については、図２に示すフローに示す通りである。ＧＰＳ等の時刻同期手段を用い、所定タイミング毎に随時実施される。
【００８１】
ステップＳ１において、電力系統Ｌｓの各ノードｎ１〜ｎ４での同時刻の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の測定が行われる。また、制御対象（分散型電源、調相器、発電設備等）における同時刻の有効電力、無効電力の測定が行われる。本実施形態では、太陽光発電システムＧ２（分散型電源）及び無効電力補償装置Ｇ３（調相器）を制御対象としており、太陽光発電システムＧ２の有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2の測定と、無効電力補償装置Ｇ３の測定とが行われる。尚、後述するが、制御対象に火力発電所発電機Ｇ１（発電設備）を加えてもよい。
【００８２】
ステップＳ２では、測定した同時刻のｎ１〜ｎ４の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の各測定が系統制御サーバＧＳに向けて送信される。同じく制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３からも、測定した同時刻の有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2，ＱG3の各測定値が系統制御サーバＧＳに向けて送信される。
【００８３】
ステップＳ３では、送信されてきた各測定値を用い、系統制御サーバＧＳの指令値算出部ＧＳａにて目的関数Ｆの最大化演算式等の潮流方程式の演算が行われる。
ステップＳ４では、ステップＳ３での演算に基づいて、電力系統Ｌｓ全体の無効電力が最適となる各ノードｎ１〜ｎ４の有効電力Ｐ1〜Ｐ4及び無効電力Ｑ1〜Ｑ4が算出され、無効電力Ｑ2の算出値から制御対象の太陽光発電システムＧ２に対する無効電力指令値ＱG2_0と、無効電力Ｑ3の算出値から制御対象の無効電力補償装置Ｇ３に対する無効電力指令値ＱG3_0とが算出される。
【００８４】
ステップＳ５では、ステップＳ４で算出された各無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0が制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対して送信される。
ステップＳ６では、各制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３がそれぞれの無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0に基づいて個別に制御を実施し、太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３からは、その時々で電力系統Ｌｓにおいて適切な無効電力ＱG2，ＱG3の出力がなされる。これにより、電力系統Ｌｓの送電効率の最大化が図られるようになっている。
【００８５】
次に、本実施形態の特徴的な効果を記載する。
（１）系統制御サーバＧＳ（指令値算出部ＧＳａ）において、電力系統Ｌｓ上の任意ノードｉでの同時刻の電圧Ｖi及び位相θiが取得され、該取得値から任意ノードｉの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiが取得される。これら同時刻の電圧Ｖi、位相θi、有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiから任意ノードｉ，ｊ間の配線損失Ｌijが算出され、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌの取得が可能となる。そして、本実施形態にて制御対象とした太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対し、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌが小となるような出力指令値（無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0）が算出され、該出力指令値に基づいて制御対象の制御が実施されるようになっている。これにより、各制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３では電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌが小となるような出力制御がなされるため、電力系統Ｌｓの送電効率の向上を図ることができる。
【００８６】
（２）太陽光発電システムＧ２が出力する有効電力ＰG2を最大化する一方、太陽光発電システムＧ２が出力する無効電力ＱG2，ＱG3、無効電力補償装置Ｇ３が出力する無効電力ＱG、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌが最小化するような制御対象の出力指令値（無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0）が算出され、制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３の制御が行われる。これにより、電力消費地の近隣に配置されることが多い太陽光発電システムＧ２や無効電力補償装置Ｇ３から好適に無効電力ＱG2，ＱG3が注入されて電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを低減させつつ、太陽光発電システムＧ２が出力する有効電力ＰG2を増加させることができる。
【００８７】
（３）制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３の出力指令値として無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0のみが算出され出力されることから、その算出、出力を容易に行うことができる。
【００８８】
（４）導入が進む太陽光発電システムＧ２を制御対象とすることで、制御の効果は大きい。
（５）任意ノードｉでの同時刻の電圧Ｖi及び位相θiの取得が実施され、電流及び位相の取得は実施されない。つまり、アドミタンスＹijの実数・虚数成分Ｇij，Ｂij等を系統係数データとして取得し指令値算出部ＧＳａに保持しておけば、電流及び位相を測定しなくとも、有効電力Ｐi、無効電力Ｑi、配線損失Ｌ等の算出が可能である。本実施形態では、電流測定手段を必要としない。
【００８９】
尚、本発明の実施形態は、以下のように変更してもよい。
・上記実施形態に用いる時刻同期を図る手段は、ＧＰＳ以外であってもよい。例えば、電力系統Ｌｓに併設して専用の時刻同期を図る手段を構築してもよい。
【００９０】
・上記実施形態では、系統制御サーバＧＳの制御対象として、分散型電源に太陽光発電システムＧ２、調相器に無効電力補償装置Ｇ３を対応させたが、これに限定されるものではない。例えば、分散型電源として太陽光発電システムＧ２の他、風力発電システム、コージェネレーションシステム等、需要家にて備えられる他の発電システムでもよい。調相器として無効電力補償装置Ｇ３の他、調相リアクトル、調相コンデンサ等でもよい。また、制御対象に火力発電所発電機Ｇ１や水力発電所発電機等の発電設備を加えてもよい。
【００９１】
・上記実施形態では、目的関数Ｆとして［数２０］に示すように、太陽光発電システムＧ２の出力有効電力ＰG2（ＰPVi）を最大に、一方で太陽光発電システムＧ２の出力無効電力ＱG2（ＱPVi）、無効電力補償装置Ｇ３の出力無効電力ＱG3（ＱSVCi）、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを最小にする関数を用いたが、目的関数Ｆを適宜変更してもよい。
【００９２】
例えば次式［数２１］に示す目的関数Ｆは、太陽光発電システムＧ２の出力有効電力ＰG2（ＰPVi）を最大に、一方で無効電力補償装置Ｇ３の出力無効電力ＱG3（ＱSVCi）、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを最小にする関数である。
【００９３】
【数２１】
【００９４】
この目的関数Ｆを用いれば、無効電力補償装置Ｇ３が出力する無効電力ＱG3（ＱSVCi）が増加し、負担分が増加するものの、太陽光発電システムＧ２が出力する無効電力ＱG2（ＱPVi）が無くなることから、太陽光発電システムＧ２が出力する有効電力ＰG2（ＰPVi）を更に増加させることが可能となる。
【００９５】
また、例えば次式［数２２］に示す目的関数Ｆは、太陽光発電システムＧ２の出力有効電力ＰG2（ＰPVi）を最大に、一方で無効電力補償装置Ｇ３の出力無効電力ＱG3（ＱSVCi）、火力発電所発電機Ｇ１（発電設備）の出力有効電力ＰGi及び無効電力ＱGi、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを最小にする関数である。
【００９６】
【数２２】
【００９７】
制御対象に発電設備としての火力発電所発電機Ｇ１を含めたこの目的関数Ｆを用いれば、火力発電所発電機Ｇ１の出力の最小化が図られることから、化石燃料の使用量削減、二酸化炭素の排出削減に大きく寄与することができる。尚、この場合も太陽光発電システムＧ２が出力する無効電力ＱG2（ＱPVi）を制御対象に加えてもよい。
【００９８】
また、例えば次式［数２３］に示す目的関数Ｆは、電力系統Ｌｓの任意ノードｉの電圧Ｖi、有効電力Ｐi、無効電力Ｑiを用いて表されるノードｉでの有効電力Ｐiの時間変化量及び無効電力Ｑiの時間変化量を最小にする関数である。
【００９９】
【数２３】
【０１００】
この目的関数Ｆを用いれば、系統事故等による系統電圧低下が発生した場合であっても、速やかに反応して無効電力Ｑiの出力が可能になり、その結果、速やかな系統電圧復帰が可能となる。また、電力系統Ｌｓに同期発電機が接続されていれば、系統電圧復帰の結果、事故等により低下した同期化力がより速やかに回復することから、この点でも系統安定化に大きく寄与することができる。尚、有効電力Ｐiの時間変化量、無効電力Ｑiの時間変化量の両者を用いず、いずれか一方を用いてもよい。
【０１０１】
また、上記以外の目的関数Ｆを設定してもよい。更に、定常状態ではある目的関数Ｆを設定し、事故等、系統Ｌｓ上で何らかの大きな変動を検出した場合は別の目的関数Ｆに切り替えたり、太陽光発電の行われる昼間と発電の行われない夜間とで別々の目的関数Ｆに切り替えるようにしてもよい。つまり、同一のハードウェア構成で、目的関数Ｆを変更するソフト的な変更でそれぞれの要求に適した電力システムを構築することが可能となる。これは、電力事情が大きく異なる世界各国で同一のハードウェアシステムを用いながらも、より柔軟で利用効率の高いシステム運用が可能であることを示している。
【０１０２】
・上記実施形態では、電力系統Ｌｓの任意ノードｉの電圧Ｖi、位相θi、有効電力Ｐi、無効電力Ｑiから電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを取得し、総配線損失Ｌが小となるような制御対象の制御が行われたが、制御までを行うシステム構成でなくてもよい。例えば、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌまでのステップを用い、総配線損失Ｌを含む種々の電力系統情報を潮流マップとして作成するシステム等に適用してもよい。
【０１０３】
・上記実施形態では、電圧及びその位相を電圧測定手段にて測定し、測定値から電流値の算出を行ったが、電流及びその位相を測定する電流測定手段を用い、電流値を直接取得するようにしてもよい。三相電力平衡条件を用い、相電流をＩPi、相電圧をＶPi、ノードｉにおける電圧に対する電流の位相差をΦiとすると、ノードｉにおける有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiは次式で表される。
【０１０４】
【数２４】
【０１０５】
又は、線間電流をＩLi、線間電圧をＶLiとすれば、次式で表される。
【０１０６】
【数２５】
【０１０７】
［数２４］若しくは［数２５］にて電力系統Ｌｓのノードｉでの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiを求めるには、電圧・電流間の位相差が必要である。位相値は時々刻々と変化するため、上記と同様にＧＰＳ等の時刻同期手段を用いた各種測定値の同時計測が必要である。このように時刻同期可能な電流測定手段を用いることで、［数６］［数７］等にて示す系統係数データであるアドミタンスＹijの実部成分Ｇijや虚部成分Ｂijの取得・保持は不要となり、またこれに係る演算負荷が軽減される。因みに、電力系統Ｌｓの送電効率を最大化処理するフローは、図２に示したステップＳ１が図３に示すステップＳ１’に置換され、電流及びその位相の同時測定が追加される。
【０１０８】
次に、上記実施形態及び別例から把握できる技術的思想を以下に追記する。
（イ） 所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得する測定値取得手段と、
前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得する電力値取得手段と、
前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、有効電力及び無効電力を少なくとも用いてその一方又は両者の時間変化量を算出する電力変化量算出手段と、
前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、その有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出する出力指令値算出手段と、
前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御する系統制御手段と
を備えたことを特徴とする電力系統制御システム。
【０１０９】
この構成では、任意ノードの有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量が加味されて最小化するような制御対象の出力指令値が算出される。これにより、系統事故等による系統電圧低下が発生した場合であっても、速やかに反応して制御対象を通じて速やかな系統電圧復帰が可能となる。
【０１１０】
（ロ） 所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得し、
前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得し、
前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出し、前記電力系統の総配線損失を取得するようにしたことを特徴とする電力系統情報取得方法。
【０１１１】
この構成では、電力系統の任意ノードの電圧、位相等の測定値、有効電力、無効電力から電力系統の総配線損失が取得される。これにより、総配線損失を含む種々の電力系統情報を潮流マップとして作成するシステム等に適用することができる。
【符号の説明】
【０１１２】
Ｌｓ 電力系統
Ｌ 総配線損失
Ｌij 配線損失
ｎ１〜ｎ４ ノード（ｉ，ｊ 任意ノード）
Ｖ1〜Ｖ4 電圧（Ｖi 電圧）（測定値）
θ1〜θ4 位相（θi 位相）（測定値）
ＩPi 相電流（測定値）
ＶPi 相電圧（測定値）
ＩLi 線間電流（測定値）
ＶLi 線間電圧（測定値）
Φi 位相差（測定値）
ＰG2 有効電力（Ｐi 有効電力）
ＱG2，ＱG3 無効電力（Ｑi 無効電力）
ＱG2_0 無効電力指令値（出力指令値）
ＱG3_0 無効電力指令値（出力指令値）
Ｇ１ 火力発電所発電機（発電設備、制御対象）
Ｇ２ 太陽光発電システム（分散型電源、制御対象）
Ｇ３ 無効電力補償装置（調相器、制御対象）
ＧＳ 系統制御サーバ
ＧＳａ 指令値算出部（測定値取得手段、電力値取得手段、配線損失取得手段、出力指令値算出手段、系統制御手段）
【技術分野】
【０００１】
本発明は、電力系統全体の高効率な運用を目的とした電力系統制御システム及び電力系統制御方法に関するものである。
【背景技術】
【０００２】
従来の主たる電力供給は、火力、水力、原子力発電所に設置される大型の発電機から需要家側に略一方向に行われている。この電力供給には、需要家側で消費される有効電力の他に、需要家側での電圧を維持するための無効電力が含まれている。しかしながら、先の発電所は需要家から地理的に遠い場所にあるため、需要家までの送電距離が長く、無効電力に伴う位相ずれによる力率の低下が大きい。そのため、需要家近傍において、調相リアクトルや調相コンデンサ等の調相器を用いて力率の改善が行われている。また、無効電力の長距離送電を行うと系統配線での損失が大きくなる他、系統配線の容量が決まっていることから、送電可能な有効電力量が低下してしまう。
【０００３】
また近年では、太陽光等の再生可能エネルギーから電力を得る分散型電源が数多く電力系統に連系されつつあり、分散型電源に備えられる電力変換装置（パワーコンディショナ）から発電に伴う電力が需要家側から系統に逆潮流されるようになってきている。しかしながら、このような逆潮流が多くなると、分散型電源の系統との連系点にて電圧値が上昇するといった問題が懸念されるようになってきた。電圧値が上昇すると、先の調相器で電圧上昇を抑制しようと動作するが、その調整量には限度がある。例えば日中に太陽光発電出力が大きくなると（太陽光発電が大量導入された地域では特に）、調相器の調整可能な容量を超えてしまう場合が想定される。この場合、電圧値上昇の許容範囲の逸脱を回避するため、分散型電源にて出力抑制するように動作するが、当然ながら系統への出力機会損失となる。
【０００４】
そこで、例えば特許文献１において、分散型電源が無効電力を系統に出力することが提案されている。需要家に設置された分散型電源は、系統との連系点の電圧値に応じて、通常運転、無効電力出力、出力抑制、解列等の判定閾値を設定している。そして、通常運転時に連系点の電圧値が上昇すると、出力抑制の前に無効電力を出力する制御に切り替え、出力機会損失が極力生じないようになっている。また同文献１では、系統上の起点位置からの需要家の距離に応じて判定閾値を異なるものとし、需要家の地理的な違いから出力機会（売電機会）に不公平感が生じないようにしている。
【０００５】
また、例えば特許文献２において、分散型電源が系統に出力する有効電力に応じた無効電力を出力する提案もなされている。つまり、同文献２では、出力する有効電力が系統電圧に及ぼす影響（電圧変動）を小さくする無効電力の算出が行われ、該算出に基づく無効電力の注入により系統電圧の安定化が可能になるとしている。
【先行技術文献】
【特許文献】
【０００６】
【特許文献１】特許第４２６６００３号公報
【特許文献２】特開２００９−１７７８８２号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【０００７】
ところで、太陽光、風力を用いるソーラープラントやウインドファームといった大規模な再生可能エネルギーの発電所から系統に電力を供給するような場合では、系統電圧の維持を図るために必要な無効電力の多くを火力発電所から供給することになる。上記したように、遠隔地にある火力発電所からの無効電力の送電は損失が大きく有効電力の送電量増大の妨げとなるため、こういった大規模な再生可能エネルギーの発電を行う場合も考慮して、電力系統全体で効率的な送電を行うことを考慮する必要があった。
【０００８】
そういった観点で特許文献１，２を見てみると、特許文献１に開示の技術では、系統の他の分散型電源の挙動を考慮して、通常運転、無効電力出力、出力抑制、解列等の判定閾値を需要家の距離に応じて変更しているものの、分散型電源以外の他の電力機器の挙動や配線損失までは考慮されてはいない。電力系統全体で効果的な無効電力の制御が行われているとは言えなかった。
【０００９】
また特許文献２に開示の技術においても、系統の他の分散型電源（太陽光発電システム）の挙動や分散型電源以外の他の電力機器の挙動、配線損失等の考慮がなされていないため、こちらの技術においても電力系統全体で効果的な無効電力の制御が行われているとは言えなかった。
【００１０】
本発明は、上記課題を解決するためになされたものであって、その目的は、電力系統全体で効率的な送電を行うことができる電力系統制御システム及び電力系統制御方法を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１１】
上記課題を解決するために、請求項１に記載の発明は、所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得する測定値取得手段と、前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得する電力値取得手段と、前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出し、前記電力系統の総配線損失を取得する配線損失取得手段と、前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、前記電力系統の総配線損失が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出する出力指令値算出手段と、前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御する系統制御手段とを備えたことをその要旨とする。
【００１２】
この発明では、電力系統上の任意ノードでの同時刻の電圧及び位相が少なくとも取得され、該取得値から任意ノードの有効電力及び無効電力が取得される。これら同時刻の少なくとも電圧、位相、有効電力及び無効電力から任意ノード間の配線損失が算出され、電力系統の総配線損失の取得が可能となる。そして、有効電力又は無効電力の系統出力が可能な制御対象に対し、電力系統の総配線損失が小となるような出力指令値が算出され、該出力指令値に基づいて制御対象が制御される。これにより、各制御対象では電力系統の総配線損失が小となるような出力制御がなされるため、電力系統の送電効率の向上が可能となる。
【００１３】
請求項２に記載の発明は、請求項１に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象は、有効電力及び無効電力の系統出力が可能な分散型電源、無効電力の系統出力が可能な調相器を含み、前記出力指令値算出手段は、前記分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、前記分散型電源が出力する無効電力、前記調相器が出力する無効電力、前記電力系統の総配線損失が最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することをその要旨とする。
【００１４】
この発明では、制御対象として分散型電源及び調相器が含まれ、分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、分散型電源が出力する無効電力、調相器が出力する無効電力、電力系統の総配線損失が最小化するような制御対象の出力指令値が算出され、制御対象が制御される。これにより、電力消費地の近隣に配置されることが多い分散型電源や調相器から好適に無効電力が注入されて電力系統の総配線損失を低減させつつ、分散型電源が出力する有効電力量を増加させることが可能となる。
【００１５】
請求項３に記載の発明は、請求項１に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象は、有効電力及び無効電力の系統出力が可能な分散型電源、無効電力の系統出力が可能な調相器を含み、前記出力指令値算出手段は、前記分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、前記調相器が出力する無効電力、前記電力系統の総配線損失が最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することをその要旨とする。
【００１６】
この発明では、制御対象として分散型電源及び調相器が含まれ、分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、調相器が出力する無効電力、電力系統の総配線損失が最小化するような制御対象の出力指令値が算出され、制御対象が制御される。これにより、電力消費地の近隣に配置されることが多い調相器から好適に無効電力が注入されて電力系統の総配線損失を低減させつつ、分散型電源が出力する有効電力量を増加させることが可能となる。この場合、調相器が出力する無効電力の負担が増加する分、分散型電源が出力する有効電力量を増加できる。
【００１７】
請求項４に記載の発明は、請求項２又は３に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象は、更に化石燃料を使用する発電所発電設備を含み、前記出力指令値算出手段は、前記発電所発電設備が出力する有効電力及び無効電力を含んで最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することをその要旨とする。
【００１８】
この発明では、制御対象として更に化石燃料を使用する発電所発電設備が含まれ、発電所発電設備が出力する有効電力及び無効電力を含んで最小化するような制御対象の出力指令値が算出され、制御対象が制御される。これにより、化石燃料を使用する発電所発電機の出力の最小化が図られることから、化石燃料の使用量削減、二酸化炭素の排出削減に大きく寄与できる。
【００１９】
請求項５に記載の発明は、請求項１〜４のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記出力指令値算出手段は、前記取得した任意ノードの電圧、有効電力、無効電力を少なくとも用い、その有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量を加味して最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することをその要旨とする。
【００２０】
この発明では、任意ノードの有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量が加味されて最小化するような制御対象の出力指令値が算出され、制御対象が制御される。これにより、系統事故等による系統電圧低下が発生した場合であっても、速やかに反応して制御対象を通じて速やかな系統電圧復帰が可能となる。
【００２１】
請求項６に記載の発明は、請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象の出力指令値は、無効電力指令値であることをその要旨とする。
この発明では、無効電力指令値を通じて各制御対象に対して電力系統の総配線損失が小となるような出力制御がなされ、電力系統の送電効率の向上が図られる。また、出力指令値として無効電力指令値のみとすれば、指令値の算出、制御対象への指令値の出力が容易となる。
【００２２】
請求項７に記載の発明は、請求項１〜６のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記制御対象は、分散型電源として太陽光発電システムを含むことをその要旨とする。
【００２３】
この発明では、制御対象の分散型電源として太陽光発電システムが制御対象に含まれ、太陽光発電システムを通じて電力系統の送電効率の向上が図られる。また、導入が進む太陽光発電システムを制御対象とすることで、制御の効果は大きい。
【００２４】
請求項８に記載の発明は、請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記測定値取得手段は、前記任意ノードでの同時刻の電圧及び位相を取得することをその要旨とする。
【００２５】
この発明では、任意ノードでの同時刻の電圧及び位相の取得が実施され、電流及び位相の取得は実施されない。つまり、アドミタンスの実数・虚数成分等を系統係数データとして取得・保持しておけば、電流及び位相を測定しなくとも、有効電力、無効電力、配線損失等の算出が可能である。この場合、電流測定手段が不要である。
【００２６】
請求項９に記載の発明は、請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、前記測定値取得手段は、前記任意ノードでの同時刻の電圧及び位相、並びに電流及び位相を取得することをその要旨とする。
【００２７】
この発明では、任意ノードでの同時刻の電圧及び位相、並びに電流及び位相の取得が実施される。つまり、電圧及び位相の測定に加え、電流及び位相を測定することで、各測定値から有効電力、無効電力、配線損失等の算出が可能である。この場合、アドミタンスの実数・虚数成分等を系統係数データとして取得・保持する必要がなく、またこれに係る演算負荷が軽減される。
【００２８】
請求項１０に記載の発明は、所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の電圧及び位相を少なくとも取得し、前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得し、前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出して前記電力系統の総配線損失を取得し、前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、前記電力系統の総配線損失が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出し、前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御する電力系統制御方法である。
【００２９】
この発明では、請求項１と同様に、電力系統の送電効率の向上が可能となる。
【発明の効果】
【００３０】
本発明によれば、電力系統全体で効率的な送電を行うことができる電力系統制御システム及び電力系統制御方法を提供することができる。
【図面の簡単な説明】
【００３１】
【図１】一実施形態における電力系統の概略構成図である。
【図２】系統制御の態様を説明するためのフロー図である。
【図３】別例における系統制御の態様を説明するためのフロー図である。
【発明を実施するための形態】
【００３２】
以下、本発明を具体化した一実施形態を図面に従って説明する。
図１に示す本実施形態の電力系統Ｌｓは、火力発電所発電機Ｇ１にて発電された系統周波数の三相交流電力が第１系統Ｌｓ１、第２系統Ｌｓ２、第３系統Ｌｓ３に順次送電されるようになっている。第１系統Ｌｓ１には分散型電源として太陽光発電システムＧ２が連系され、第２系統Ｌｓ２には負荷（図示略）が連系され、第３系統Ｌｓ３には無効電力補償装置（ＳＶＣ）Ｇ３が連系されている。
【００３３】
第１系統Ｌｓ１に連系されている太陽光発電システムＧ２は、再生可能エネルギーである太陽光から電力を得る太陽光パネルと電力変換装置（パワーコンディショナ）とを備えている（共に図示略）。太陽光発電システムＧ２は、太陽光パネルにて発電した直流発電電力を電力変換装置にて系統周波数の三相出力電力に変換して第１系統Ｌｓ１に出力する。第３系統Ｌｓ３に連系されている無効電力補償装置Ｇ３は、系統電圧・周波数維持を図るべくその時々に適切な無効電力を生成して第３系統Ｌｓ３に出力する。これら太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３は、系統制御サーバＧＳと通信可能に接続され、該系統制御サーバＧＳにて制御されている。
【００３４】
系統制御サーバＧＳには、電力系統Ｌｓ上の任意ノードｉの同時刻に測定した電圧Ｖi及び位相θiが入力される。具体的には、図１の電力系統Ｌｓでは４箇所のノードｎ１〜ｎ４、この場合、発電所発電機Ｇ１が連系されるノードｎ１、太陽光発電システムＧ２が連系されるノードｎ２、負荷が連系されるノードｎ３、及び無効電力補償装置Ｇ３が連系されるノードｎ４のそれぞれから、ＧＰＳ等を用いた時刻同期手段にて時刻同期を図った上での同時刻の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の各測定値が入力される。因みに、電力系統Ｌｓには変圧器や開閉器等が多数配備されており、各ノードｎ１〜ｎ４の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の測定を行う測定器は、各ノードｎ１〜ｎ４に存在する変圧器や開閉器等に設置することで対応できる。測定器は、ＧＰＳ信号を受けて時刻同期測定を実施し、その測定値を系統制御サーバＧＳに送信可能に構成される。
【００３５】
また、系統制御サーバＧＳには、太陽光発電システムＧ２が出力する有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2の測定値と、無効電力補償装置Ｇ３が出力する無効電力ＱG3の測定値とが入力される。有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2，ＱG3の測定についても、時刻同期手段にて時刻同期を図った上で、先の電圧位相測定と同時刻で行われる。そして、系統制御サーバＧＳは、入力される各測定値に基づいて、太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対して電力系統Ｌｓの全体を考慮した制御を行う。
【００３６】
系統制御サーバＧＳは、潮流方程式の演算を行って制御対象、本実施形態では太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対する指令値の算出を行う指令値算出部ＧＳａを備えている。指令値算出部ＧＳａには、各ノードｎ１〜ｎ４の時刻同期させた電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の各測定値が入力され、また制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３からは有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2，ＱG3の各測定値が同じく時刻同期で入力される。指令値算出部ＧＳａは、同時刻に測定された各測定値に基づいてこの電力系統Ｌｓでの送電効率が最大となるように、制御対象である太陽光発電システムＧ２と無効電力補償装置Ｇ３とがそれぞれ出力すべき無効電力とする無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0の算出を行っている。
【００３７】
ここで、理論的な考察を行ってみる。電力系統の任意ノードｉにおいての有効電力Ｐiと無効電力Ｑiとの算出に関し、先ず任意ノードｉに任意ノードｊから流入する電流Ｉijを求める。電流Ｉijは、ノードｊの電圧をＶj、ノードｉ，ｊ間のアドミタンスをＹijとすると（太字表記はベクトル）、次式が成立する。
【００３８】
【数１】
【００３９】
ノードｉに流入する全電流Ｉiは、総和をとる次式から求められる。
【００４０】
【数２】
【００４１】
ノードｉ，ｊ間のアドミタンスＹijは、実部成分をＧij、虚部成分をＢijとすると、
【００４２】
【数３】
【００４３】
である。尚、この実部成分Ｇij及び虚部成分Ｂijは、系統係数データより比較的容易に入手可能である。ノードｊにおける位相をθjとすると、電圧Ｖjは次式で表される。
【００４４】
【数４】
【００４５】
ノードｉでの電圧をＶiとすると（太字表記はベクトル）、ノードｉの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiは、
【００４６】
【数５】
【００４７】
と表すことができる。従って、係数比較により、有効電力Ｐiは、次式、
【００４８】
【数６】
【００４９】
で求めることができる。また、無効電力Ｑiは、次式、
【００５０】
【数７】
【００５１】
で求めることができる。尚、［数６］［数７］にて電力系統のノードｉでの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiを求めるには、ノードｉ，ｊ間の位相差が必要である。位相値は時々刻々と変化するため、上記したＧＰＳ等の時刻同期手段を用いた各種測定値の同時計測が必要である。
【００５２】
次いで、ノードｉに接続される発電機の出力有効電力をＰGi、出力無効電力をＱGi、太陽光発電システムの出力有効電力をＰPVi、出力無効電力をＱPVi、無効電力補償装置の出力無効電力をＱSVCi、負荷が消費する有効電力をＰLi、無効電力をＱLiとすると、（ａ）発電機ノード、（ｂ）太陽光発電システムノード、（ｃ）ＳＶＣノード、（ｄ）負荷ノード、及びこれらが混在する場合の（ｅ）混在ノードでの「潮流方程式」は以下のようになる。Ｐi，Ｑiは、［数６］［数７］にて表される。
【００５３】
（ａ）発電機ノード
【数８】
【００５４】
（ｂ）太陽光発電システムノード
【数９】
【００５５】
（ｃ）ＳＶＣノード
【数１０】
【００５６】
（ｄ）負荷ノード
【数１１】
【００５７】
（ｅ）混在ノード
【数１２】
【００５８】
次いで、上記の「潮流方程式」を解くには、電力系統の「系統運用条件」や、同系統に連系される電力機器（太陽光発電システム、無効電力補償装置等）の「機器制約条件」といった「束縛条件」を考慮する必要がある。
【００５９】
「系統運用条件」としては、（ａ）線路容量制約、（ｂ）母線電圧制約がある。尚、線路容量をＰCi、容量上限値をＰCimaxとする。また、電圧下限値をＶimin、電圧上限値をＶimaxとする。
【００６０】
（ａ）線路容量制約
【数１３】
【００６１】
（ｂ）母線電圧制約
【数１４】
【００６２】
「機器制約条件」としては、（ａ）機器容量制約、（ｂ）力率制約がある。尚、電力系統に連系される電力機器として、この場合、太陽光発電システム、無効電力補償装置とする。ノードｉに接続される太陽光発電システムの機器容量をＳPVi、その容量上限値をＳPVimax、力率をΦ、無効電力補償装置の機器容量をＳSVCi、その容量上限値をＳSVCimaxとする。
【００６３】
（ａ）機器容量制約
【数１５】
【００６４】
（ｂ）力率制約
【数１６】
【００６５】
尚、太陽光発電システムの機器容量ＳPViは、出力制御以外でも日射変動により時々刻々と変化するものである。
【００６６】
次いで、電力系統の配線損失を考えてみる。ノードｉ，ｊ間の配線抵抗をｒij、配線損失をＬijとすると、配線損失Ｌijは次式で表される。
【００６７】
【数１７】
【００６８】
また、ノードｉ，ｊ間を導通してノードｉに流入する有効電力をＰij、無効電力をＱijとすれば、配線損失Ｌijは次式のように変形できる。因みに、有効電力Ｐij及び無効電力Ｑijは、上記した有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiの導出過程で求めることができるため、演算が省力化できる。
【００６９】
【数１８】
【００７０】
従って、電力系統における総配線損失Ｌは、重複分（配線の往復分）を考慮すると、次式のようになる。
【００７１】
【数１９】
【００７２】
そして、電力系統の送電効率を最大化するという目的において、例えば制御対象を太陽光発電システム及び無効電力補償装置とした場合の目的関数Ｆの最大化演算（MaximizeＦ）を行うことで、その目的の達成が可能となる。
【００７３】
【数２０】
【００７４】
因みに、［数２０］の演算式では、太陽光発電システムの出力有効電力ＰPViを最大に、一方で太陽光発電システムの出力無効電力ＱPVi、無効電力補償装置の出力無効電力ＱSVCi、電力系統の総配線損失Ｌを最小にする演算が行われる。
【００７５】
上記を踏まえ、本実施形態の系統制御サーバＧＳの指令値算出部ＧＳａには、上記各種の目的関数Ｆの最大化演算式やその関連式、電力系統Ｌｓの束縛条件（系統運用条件、機器制約条件）が格納されている。
【００７６】
そして、指令値算出部ＧＳａは、電力系統Ｌｓの各ノードｎ１〜ｎ４にて得られる同時刻の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4を用い、束縛条件を満足しつつ各種演算式による演算を都度実施して、その時々で電力系統Ｌｓ全体の無効電力が最適となる各ノードｎ１〜ｎ４の有効電力Ｐ1〜Ｐ4及び無効電力Ｑ1〜Ｑ4の算出を行っている。指令値算出部ＧＳａは、電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4と同時刻に得られた太陽光発電システムＧ２（ＰＶ）及び無効電力補償装置Ｇ３（ＳＶＣ）からの有効電力ＰG2（ＰPVi）及び無効電力ＱG2（ＱPVi），ＱG3（ＱSVCi）に基づいて、先の無効電力Ｑ2の算出値から制御対象の太陽光発電システムＧ２に対する無効電力指令値ＱG2_0と、無効電力Ｑ3の算出値から制御対象の無効電力補償装置Ｇ３に対する無効電力指令値ＱG3_0とを算出している。指令値算出部ＧＳａは、各無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0をそれぞれ対応する太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対して送信する。
【００７７】
太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３は、指令値算出部ＧＳａから送信されてきた無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0を受信し、該指令値ＱG2_0，ＱG3_0に基づいた制御を実施する。太陽光発電システムＧ２は、無効電力指令値ＱG2_0に基づく制御にて生成した出力電力（有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2）を電力系統Ｌｓ１に出力する。無効電力補償装置Ｇ３は、無効電力指令値ＱG3_0に基づく制御にて生成した無効電力ＱG3を電力系統Ｌｓ３に出力する。
【００７８】
こうして、電力系統Ｌｓには、電力消費地の近隣に配置されることが多い太陽光発電システムＧ２や無効電力補償装置Ｇ３から無効電力ＱG2，ＱG3が注入され、遠隔地に設置され送電損失が大きくなる発電所発電機Ｇ１からの無効電力の注入が低減される。つまり、電力系統Ｌｓの総配線損失（Ｌ）が最小化され、電力系統Ｌｓの送電効率の最大化が図られる。またこの場合の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３の無効電力ＱG2，ＱG3は電力系統Ｌｓの総配線損失（Ｌ）と合わせて最小化されることから、太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３の無効電力ＱG2，ＱG3の出力は極力抑えられる。
【００７９】
従って、太陽光発電システムＧ２にて生成される有効電力ＰG2の最大化が可能となり、売電可能な電力の最大化が可能となる。また、電力系統Ｌｓに複数の太陽光発電システムＧ２が別個に連系している場合でも、公平な無効電力ＱG2の出力指令が行われるため、各太陽光発電システムＧ２にて生成される売電対象の有効電力ＰG2が公平に最大化される。また、発電所発電機Ｇ１にて生成する無効電力が低減されることから、発電機Ｇ１の運転の効率化や発電機Ｇ１の容量削減（小型化）に大きく寄与する。
【００８０】
本実施形態の電力系統Ｌｓの送電効率を最大化する運用については、図２に示すフローに示す通りである。ＧＰＳ等の時刻同期手段を用い、所定タイミング毎に随時実施される。
【００８１】
ステップＳ１において、電力系統Ｌｓの各ノードｎ１〜ｎ４での同時刻の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の測定が行われる。また、制御対象（分散型電源、調相器、発電設備等）における同時刻の有効電力、無効電力の測定が行われる。本実施形態では、太陽光発電システムＧ２（分散型電源）及び無効電力補償装置Ｇ３（調相器）を制御対象としており、太陽光発電システムＧ２の有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2の測定と、無効電力補償装置Ｇ３の測定とが行われる。尚、後述するが、制御対象に火力発電所発電機Ｇ１（発電設備）を加えてもよい。
【００８２】
ステップＳ２では、測定した同時刻のｎ１〜ｎ４の電圧Ｖ1〜Ｖ4及び位相θ1〜θ4の各測定が系統制御サーバＧＳに向けて送信される。同じく制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３からも、測定した同時刻の有効電力ＰG2及び無効電力ＱG2，ＱG3の各測定値が系統制御サーバＧＳに向けて送信される。
【００８３】
ステップＳ３では、送信されてきた各測定値を用い、系統制御サーバＧＳの指令値算出部ＧＳａにて目的関数Ｆの最大化演算式等の潮流方程式の演算が行われる。
ステップＳ４では、ステップＳ３での演算に基づいて、電力系統Ｌｓ全体の無効電力が最適となる各ノードｎ１〜ｎ４の有効電力Ｐ1〜Ｐ4及び無効電力Ｑ1〜Ｑ4が算出され、無効電力Ｑ2の算出値から制御対象の太陽光発電システムＧ２に対する無効電力指令値ＱG2_0と、無効電力Ｑ3の算出値から制御対象の無効電力補償装置Ｇ３に対する無効電力指令値ＱG3_0とが算出される。
【００８４】
ステップＳ５では、ステップＳ４で算出された各無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0が制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対して送信される。
ステップＳ６では、各制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３がそれぞれの無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0に基づいて個別に制御を実施し、太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３からは、その時々で電力系統Ｌｓにおいて適切な無効電力ＱG2，ＱG3の出力がなされる。これにより、電力系統Ｌｓの送電効率の最大化が図られるようになっている。
【００８５】
次に、本実施形態の特徴的な効果を記載する。
（１）系統制御サーバＧＳ（指令値算出部ＧＳａ）において、電力系統Ｌｓ上の任意ノードｉでの同時刻の電圧Ｖi及び位相θiが取得され、該取得値から任意ノードｉの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiが取得される。これら同時刻の電圧Ｖi、位相θi、有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiから任意ノードｉ，ｊ間の配線損失Ｌijが算出され、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌの取得が可能となる。そして、本実施形態にて制御対象とした太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３に対し、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌが小となるような出力指令値（無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0）が算出され、該出力指令値に基づいて制御対象の制御が実施されるようになっている。これにより、各制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３では電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌが小となるような出力制御がなされるため、電力系統Ｌｓの送電効率の向上を図ることができる。
【００８６】
（２）太陽光発電システムＧ２が出力する有効電力ＰG2を最大化する一方、太陽光発電システムＧ２が出力する無効電力ＱG2，ＱG3、無効電力補償装置Ｇ３が出力する無効電力ＱG、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌが最小化するような制御対象の出力指令値（無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0）が算出され、制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３の制御が行われる。これにより、電力消費地の近隣に配置されることが多い太陽光発電システムＧ２や無効電力補償装置Ｇ３から好適に無効電力ＱG2，ＱG3が注入されて電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを低減させつつ、太陽光発電システムＧ２が出力する有効電力ＰG2を増加させることができる。
【００８７】
（３）制御対象の太陽光発電システムＧ２及び無効電力補償装置Ｇ３の出力指令値として無効電力指令値ＱG2_0，ＱG3_0のみが算出され出力されることから、その算出、出力を容易に行うことができる。
【００８８】
（４）導入が進む太陽光発電システムＧ２を制御対象とすることで、制御の効果は大きい。
（５）任意ノードｉでの同時刻の電圧Ｖi及び位相θiの取得が実施され、電流及び位相の取得は実施されない。つまり、アドミタンスＹijの実数・虚数成分Ｇij，Ｂij等を系統係数データとして取得し指令値算出部ＧＳａに保持しておけば、電流及び位相を測定しなくとも、有効電力Ｐi、無効電力Ｑi、配線損失Ｌ等の算出が可能である。本実施形態では、電流測定手段を必要としない。
【００８９】
尚、本発明の実施形態は、以下のように変更してもよい。
・上記実施形態に用いる時刻同期を図る手段は、ＧＰＳ以外であってもよい。例えば、電力系統Ｌｓに併設して専用の時刻同期を図る手段を構築してもよい。
【００９０】
・上記実施形態では、系統制御サーバＧＳの制御対象として、分散型電源に太陽光発電システムＧ２、調相器に無効電力補償装置Ｇ３を対応させたが、これに限定されるものではない。例えば、分散型電源として太陽光発電システムＧ２の他、風力発電システム、コージェネレーションシステム等、需要家にて備えられる他の発電システムでもよい。調相器として無効電力補償装置Ｇ３の他、調相リアクトル、調相コンデンサ等でもよい。また、制御対象に火力発電所発電機Ｇ１や水力発電所発電機等の発電設備を加えてもよい。
【００９１】
・上記実施形態では、目的関数Ｆとして［数２０］に示すように、太陽光発電システムＧ２の出力有効電力ＰG2（ＰPVi）を最大に、一方で太陽光発電システムＧ２の出力無効電力ＱG2（ＱPVi）、無効電力補償装置Ｇ３の出力無効電力ＱG3（ＱSVCi）、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを最小にする関数を用いたが、目的関数Ｆを適宜変更してもよい。
【００９２】
例えば次式［数２１］に示す目的関数Ｆは、太陽光発電システムＧ２の出力有効電力ＰG2（ＰPVi）を最大に、一方で無効電力補償装置Ｇ３の出力無効電力ＱG3（ＱSVCi）、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを最小にする関数である。
【００９３】
【数２１】
【００９４】
この目的関数Ｆを用いれば、無効電力補償装置Ｇ３が出力する無効電力ＱG3（ＱSVCi）が増加し、負担分が増加するものの、太陽光発電システムＧ２が出力する無効電力ＱG2（ＱPVi）が無くなることから、太陽光発電システムＧ２が出力する有効電力ＰG2（ＰPVi）を更に増加させることが可能となる。
【００９５】
また、例えば次式［数２２］に示す目的関数Ｆは、太陽光発電システムＧ２の出力有効電力ＰG2（ＰPVi）を最大に、一方で無効電力補償装置Ｇ３の出力無効電力ＱG3（ＱSVCi）、火力発電所発電機Ｇ１（発電設備）の出力有効電力ＰGi及び無効電力ＱGi、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを最小にする関数である。
【００９６】
【数２２】
【００９７】
制御対象に発電設備としての火力発電所発電機Ｇ１を含めたこの目的関数Ｆを用いれば、火力発電所発電機Ｇ１の出力の最小化が図られることから、化石燃料の使用量削減、二酸化炭素の排出削減に大きく寄与することができる。尚、この場合も太陽光発電システムＧ２が出力する無効電力ＱG2（ＱPVi）を制御対象に加えてもよい。
【００９８】
また、例えば次式［数２３］に示す目的関数Ｆは、電力系統Ｌｓの任意ノードｉの電圧Ｖi、有効電力Ｐi、無効電力Ｑiを用いて表されるノードｉでの有効電力Ｐiの時間変化量及び無効電力Ｑiの時間変化量を最小にする関数である。
【００９９】
【数２３】
【０１００】
この目的関数Ｆを用いれば、系統事故等による系統電圧低下が発生した場合であっても、速やかに反応して無効電力Ｑiの出力が可能になり、その結果、速やかな系統電圧復帰が可能となる。また、電力系統Ｌｓに同期発電機が接続されていれば、系統電圧復帰の結果、事故等により低下した同期化力がより速やかに回復することから、この点でも系統安定化に大きく寄与することができる。尚、有効電力Ｐiの時間変化量、無効電力Ｑiの時間変化量の両者を用いず、いずれか一方を用いてもよい。
【０１０１】
また、上記以外の目的関数Ｆを設定してもよい。更に、定常状態ではある目的関数Ｆを設定し、事故等、系統Ｌｓ上で何らかの大きな変動を検出した場合は別の目的関数Ｆに切り替えたり、太陽光発電の行われる昼間と発電の行われない夜間とで別々の目的関数Ｆに切り替えるようにしてもよい。つまり、同一のハードウェア構成で、目的関数Ｆを変更するソフト的な変更でそれぞれの要求に適した電力システムを構築することが可能となる。これは、電力事情が大きく異なる世界各国で同一のハードウェアシステムを用いながらも、より柔軟で利用効率の高いシステム運用が可能であることを示している。
【０１０２】
・上記実施形態では、電力系統Ｌｓの任意ノードｉの電圧Ｖi、位相θi、有効電力Ｐi、無効電力Ｑiから電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌを取得し、総配線損失Ｌが小となるような制御対象の制御が行われたが、制御までを行うシステム構成でなくてもよい。例えば、電力系統Ｌｓの総配線損失Ｌまでのステップを用い、総配線損失Ｌを含む種々の電力系統情報を潮流マップとして作成するシステム等に適用してもよい。
【０１０３】
・上記実施形態では、電圧及びその位相を電圧測定手段にて測定し、測定値から電流値の算出を行ったが、電流及びその位相を測定する電流測定手段を用い、電流値を直接取得するようにしてもよい。三相電力平衡条件を用い、相電流をＩPi、相電圧をＶPi、ノードｉにおける電圧に対する電流の位相差をΦiとすると、ノードｉにおける有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiは次式で表される。
【０１０４】
【数２４】
【０１０５】
又は、線間電流をＩLi、線間電圧をＶLiとすれば、次式で表される。
【０１０６】
【数２５】
【０１０７】
［数２４］若しくは［数２５］にて電力系統Ｌｓのノードｉでの有効電力Ｐi及び無効電力Ｑiを求めるには、電圧・電流間の位相差が必要である。位相値は時々刻々と変化するため、上記と同様にＧＰＳ等の時刻同期手段を用いた各種測定値の同時計測が必要である。このように時刻同期可能な電流測定手段を用いることで、［数６］［数７］等にて示す系統係数データであるアドミタンスＹijの実部成分Ｇijや虚部成分Ｂijの取得・保持は不要となり、またこれに係る演算負荷が軽減される。因みに、電力系統Ｌｓの送電効率を最大化処理するフローは、図２に示したステップＳ１が図３に示すステップＳ１’に置換され、電流及びその位相の同時測定が追加される。
【０１０８】
次に、上記実施形態及び別例から把握できる技術的思想を以下に追記する。
（イ） 所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得する測定値取得手段と、
前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得する電力値取得手段と、
前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、有効電力及び無効電力を少なくとも用いてその一方又は両者の時間変化量を算出する電力変化量算出手段と、
前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、その有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出する出力指令値算出手段と、
前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御する系統制御手段と
を備えたことを特徴とする電力系統制御システム。
【０１０９】
この構成では、任意ノードの有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量が加味されて最小化するような制御対象の出力指令値が算出される。これにより、系統事故等による系統電圧低下が発生した場合であっても、速やかに反応して制御対象を通じて速やかな系統電圧復帰が可能となる。
【０１１０】
（ロ） 所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得し、
前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得し、
前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出し、前記電力系統の総配線損失を取得するようにしたことを特徴とする電力系統情報取得方法。
【０１１１】
この構成では、電力系統の任意ノードの電圧、位相等の測定値、有効電力、無効電力から電力系統の総配線損失が取得される。これにより、総配線損失を含む種々の電力系統情報を潮流マップとして作成するシステム等に適用することができる。
【符号の説明】
【０１１２】
Ｌｓ 電力系統
Ｌ 総配線損失
Ｌij 配線損失
ｎ１〜ｎ４ ノード（ｉ，ｊ 任意ノード）
Ｖ1〜Ｖ4 電圧（Ｖi 電圧）（測定値）
θ1〜θ4 位相（θi 位相）（測定値）
ＩPi 相電流（測定値）
ＶPi 相電圧（測定値）
ＩLi 線間電流（測定値）
ＶLi 線間電圧（測定値）
Φi 位相差（測定値）
ＰG2 有効電力（Ｐi 有効電力）
ＱG2，ＱG3 無効電力（Ｑi 無効電力）
ＱG2_0 無効電力指令値（出力指令値）
ＱG3_0 無効電力指令値（出力指令値）
Ｇ１ 火力発電所発電機（発電設備、制御対象）
Ｇ２ 太陽光発電システム（分散型電源、制御対象）
Ｇ３ 無効電力補償装置（調相器、制御対象）
ＧＳ 系統制御サーバ
ＧＳａ 指令値算出部（測定値取得手段、電力値取得手段、配線損失取得手段、出力指令値算出手段、系統制御手段）
【特許請求の範囲】
【請求項１】
所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得する測定値取得手段と、
前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得する電力値取得手段と、
前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出し、前記電力系統の総配線損失を取得する配線損失取得手段と、
前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、前記電力系統の総配線損失が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出する出力指令値算出手段と、
前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御する系統制御手段と
を備えたことを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項２】
請求項１に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象は、有効電力及び無効電力の系統出力が可能な分散型電源、無効電力の系統出力が可能な調相器を含み、
前記出力指令値算出手段は、前記分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、前記分散型電源が出力する無効電力、前記調相器が出力する無効電力、前記電力系統の総配線損失が最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項３】
請求項１に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象は、有効電力及び無効電力の系統出力が可能な分散型電源、無効電力の系統出力が可能な調相器を含み、
前記出力指令値算出手段は、前記分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、前記調相器が出力する無効電力、前記電力系統の総配線損失が最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項４】
請求項２又は３に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象は、更に化石燃料を使用する発電所発電設備を含み、
前記出力指令値算出手段は、前記発電所発電設備が出力する有効電力及び無効電力を含んで最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項５】
請求項１〜４のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記出力指令値算出手段は、前記取得した任意ノードの電圧、有効電力、無効電力を少なくとも用い、その有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量を加味して最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項６】
請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象の出力指令値は、無効電力指令値であることを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項７】
請求項１〜６のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象は、分散型電源として太陽光発電システムを含むことを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項８】
請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記測定値取得手段は、前記任意ノードでの同時刻の電圧及び位相を取得することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項９】
請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記測定値取得手段は、前記任意ノードでの同時刻の電圧及び位相、並びに電流及び位相を取得することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項１０】
所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得し、
前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得し、
前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出して前記電力系統の総配線損失を取得し、
前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、前記電力系統の総配線損失が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出し、
前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御することを特徴とする電力系統制御方法。
【請求項１】
所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得する測定値取得手段と、
前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得する電力値取得手段と、
前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出し、前記電力系統の総配線損失を取得する配線損失取得手段と、
前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、前記電力系統の総配線損失が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出する出力指令値算出手段と、
前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御する系統制御手段と
を備えたことを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項２】
請求項１に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象は、有効電力及び無効電力の系統出力が可能な分散型電源、無効電力の系統出力が可能な調相器を含み、
前記出力指令値算出手段は、前記分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、前記分散型電源が出力する無効電力、前記調相器が出力する無効電力、前記電力系統の総配線損失が最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項３】
請求項１に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象は、有効電力及び無効電力の系統出力が可能な分散型電源、無効電力の系統出力が可能な調相器を含み、
前記出力指令値算出手段は、前記分散型電源が出力する有効電力を最大化する一方、前記調相器が出力する無効電力、前記電力系統の総配線損失が最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項４】
請求項２又は３に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象は、更に化石燃料を使用する発電所発電設備を含み、
前記出力指令値算出手段は、前記発電所発電設備が出力する有効電力及び無効電力を含んで最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項５】
請求項１〜４のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記出力指令値算出手段は、前記取得した任意ノードの電圧、有効電力、無効電力を少なくとも用い、その有効電力及び無効電力の一方又は両者の時間変化量を加味して最小化するような前記制御対象の出力指令値を算出することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項６】
請求項１〜５のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象の出力指令値は、無効電力指令値であることを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項７】
請求項１〜６のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記制御対象は、分散型電源として太陽光発電システムを含むことを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項８】
請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記測定値取得手段は、前記任意ノードでの同時刻の電圧及び位相を取得することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項９】
請求項１〜７のいずれか１項に記載の電力系統制御システムにおいて、
前記測定値取得手段は、前記任意ノードでの同時刻の電圧及び位相、並びに電流及び位相を取得することを特徴とする電力系統制御システム。
【請求項１０】
所定電力系統上の任意ノードでの時刻同期測定による同時刻の少なくとも電圧及び位相を取得し、
前記取得した同時刻の電圧及び位相を少なくとも用いて前記任意ノードの有効電力及び無効電力を取得し、
前記取得した任意ノードの同時刻の電圧、位相、有効電力及び無効電力を少なくとも用いて任意ノード間の配線損失を算出して前記電力系統の総配線損失を取得し、
前記電力系統への有効電力又は無効電力の出力が可能な制御対象の出力指令値であり、前記電力系統の総配線損失が小となるような前記制御対象の出力指令値を算出し、
前記算出した出力指令値に基づいて前記制御対象を制御することを特徴とする電力系統制御方法。
【図１】
【図２】
【図３】
【図２】
【図３】
【公開番号】特開２０１３−９９１３２（Ｐ２０１３−９９１３２Ａ）
【公開日】平成２５年５月２０日（２０１３．５．２０）
【国際特許分類】
【出願番号】特願２０１１−２４０３３６（Ｐ２０１１−２４０３３６）
【出願日】平成２３年１１月１日（２０１１．１１．１）
【出願人】（００００００２６２）株式会社ダイヘン (990)
【Ｆターム（参考）】
【公開日】平成２５年５月２０日（２０１３．５．２０）
【国際特許分類】
【出願日】平成２３年１１月１日（２０１１．１１．１）
【出願人】（００００００２６２）株式会社ダイヘン (990)
【Ｆターム（参考）】
[ Back to top ]