JP4445361B2 - 二次電池を用いた電力系統制御方法及び電力系統制御装置 - Google Patents

Description

本発明は、需要家側に設けられ、電力系統の制御に寄与する二次電池を用いた電力系統制御方法及び電力系統制御装置に関する。

需要家が導入する二次電池は、その導入目的に沿って需要家側で制御され、運用されている。従って、需要家構内の情報だけを取り込んで、その情報を元に導入目的を実現する二次電池の制御を実施している。そのため、二次電池の能力からすると、他の目的に十分貢献できる可能性を残している。以下に、従来の二次電池の基本的な機能について説明する。

（１．基本的な機能）
一般的には、電力会社と需要家の間における電気料金契約は年間を通しての需要家の最大需要を超過しない契約電力で契約する。一方、契約最大電力を超過して受電した場合には、ペナルティーとして追加料金が徴収される。従って、需要家が電気料金抑制のために二次電池を導入する場合、契約電力を超過しないように最大電力を抑制して余分なペナルティーを徴収されないようにすること、負荷平準化を図ることにより契約電力自体を下げて安い契約にすること、二次電池の電力を電力会社に売電して利益を得ることが考えられる。

（１．１ 需要家の最大需要を抑制する機能）
需要家は、年間最大需要（ピーク）を上回る値（契約電力）で電力会社と契約している。契約電力を上回る需要が発生すると、電力会社からペナルティー（割増料金）を徴収される。

図２９に、需要家における１日の需要カーブの例を示す。需要家は、１年間を通して最大需要Ｄ_ｍａｘが契約電力を超過しないように電力会社と契約電力Ｆを決定している。しかし、図３０に示すように設備増強等によって最大需要Ｄ_ｍａｘが契約電力Ｆを超過した場合、電力会社からはペナルティー（割増料金）を徴収されることになるために、電気料金が増大する。図３１に二次電池の制御方法を示す。負荷Ｌ１〜Ｌｎと並列に接続された二次電池１を制御する制御装置２は、配電系統５を介して受電端３に送電される電力を取り込み、設定された基準電力との比較を行い、図３２に示すような運転スケジュールで二次電池１を制御すると、図３３に示すように同じ設備状況においても契約電力Ｆを超過しないような需要Ｄに制御可能である。

しかしながら、図３２に示すように、一般には二次電池１は昼間の需要の高い時間帯に放電する傾向があり、全体としては二次電池１自体が保有するエネルギーは十分に残っている状態であることが多い。

（１．２ 需要家の負荷平準化機能）
需要家は、年間最大需要（ピーク）を上回る値である契約電力Ｆで電力会社と契約しているが、一般的には、契約電力Ｆが低ければ低いほど電気料金は低下する。従って、年間を通して最大電力を低減できれば、契約電力Ｆを下げて電気料金の抑制が可能である。また、時間帯別に電気料金が異なっており、一般的には昼間が高く、夜間が安価に設定されている。そのため、同じ電気を使用するにしても、夜間に多く使用して昼間に使用を抑制することによって更に電気料金を抑制することが可能である。

この場合、図３１に示す制御装置２は電気料金が安くなる時間帯になった時点で充電を開始し、電気料金が高くなる時間帯では充電を中止して受電端３の電力を検出し、設定された電力以上になった時点で放電を開始することにより、図３４に示すように二次電池１の出力になり、図３５に示すように同じ設備状況においても負荷の平準化が実現可能であり、契約電力を旧契約電力Ｆ_ｏｌｄから新契約電力Ｆ_ｎｅｗに低下させると共に昼間の電力を抑制することが出来る。

しかしながら、図３４に示すように、一般に二次電池１はある時間帯動作しておらず、二次電池１自体が保有するエネルギーは残っている状態である。また、二次電池１の運転時間に対する出力比特性を図３６に示すが、図３４のような運転パターンで二次電池１を使用していても、短時間であれば二次電池１を更に有効に活用することが可能であることがわかる。

（１．３ 電力供給者への売電機能）
二次電池１を導入する需要家の目的は、最大需要Ｄ_ｍａｘを抑制する機能、需要家の負荷平準化機能以外にも様々である。しかしながら、図３２や図３６に示すような二次電池１本来の能力を使い切っていない場合が多くある。

そこで、図３７に示したように二次電池１の使用していない部分に加えて、図３６に示すような二次電池１の短時間高出力能力を使用するなどにより、電力系統側にとってもメリットを得ることができると考えられる。

（２．基本的な電力流通設備）
電力系統は一般に、図３８に示す構成となっており、水力発電所１７、火力発電所１６、原子力発電所１８などの発電所で電気が生産され、送電線６０、変電所１１〜１５、配電線２７により輸送・分配される。そして需要家において消費されるという流通経路となっている。

（２．１ 電力系統の特徴）
電力系統は、熱エネルギーや運動エネルギーを電気エネルギーに変換し、輸送、分配、消費するシステムであるが、他のエネルギー供給システムと異なり、電気エネルギーは貯蔵することができないために、消費量の変化に応じて生産量を量的にも時間的にも合わせるようにコントロールする必要がある。

また、電気は社会活動や生産活動において不可欠なものとなっており、この電気を生産、輸送、分配、消費する電力系統は、周波数の変動が少ない、電圧の変動が少ない、停電が少ないなどの良質の電気を経済的に供給する社会的使命がある。この使命を果たすために、発電所、変電所、配電系統などの個々の構成要素での制御とともに、電力系統全体を把握して最適に制御することが重要であり、個々の制御と全体の制御とを調和させる必要がある。

（２．２ 電力系統運用の概要）
電力系統の運用を大別すると、需給運用と系統運用の二つ分けられる。

需給運用とは時々刻々変動する電力需要に対して電力供給力を確保し、バランスをとることによって安定な周波数を維持し、水力、火力、原子力などの電源や他の電力会社との電力融通を総合的に組み合わせて、最も経済的な運用とするものである。

一方、系統運用とは、発電所で発生した電力を消費地まで円滑に輸送するとともに適正電圧を維持できるように、送電・変電設備を制御し、電力系統を総合的・経済的に運用するものである。

（２．３ 電力系統の計画と制御）
次に、電力系統の運用と設備計画について、説明する。

（バンク過負荷）
電気は貯蔵できないために、需要量（消費量）に合わせて発電や電力系統を切り替えるなどの制御を行い最適な需給バランスを保つように制御する必要がある。ところが特定地域に需要が急速に増加すると電力流通設備である配電用変電所の変圧器（バンク）の通過電流が運用限度を超過する可能性がでてくる。このような場合、一次的な負荷増加は前日あるいは当日の発電計画において、最適な発電機の運転計画を作成し、発電機の持ち替えや系統切替など、効率を犠牲にしても過負荷を解消するような運用が行われる。また、継続的に負荷増加が見込まれる場合には設備計画段階で需要を推定し、将来時点においても電力の過不足が生じないように、バンク増設等の設備投資を行い電力系統の供給信頼度を維持している。

（配電線過負荷および配電線張替え）
配電線２７もバンク過負荷と同様に、設備計画段階で需要を予測し、使用する配電線２７の材質、太さを決めて敷設している。ところが当該配電線２７に接続されている負荷が増加すると配電線２７の通過許容値を超過する可能性がでてくる。このような場合、一時的には近傍配電線に負荷を分散したりするが、継続的に負荷増加が見込まれる場合には、通過許容値の大きい配電線２７へ張替え工事を実施して過負荷を回避するとともに送電損失を最小にしている。

（ロスミニ系統）
一般に電力系統の構成は、設備計画の段階で需要を予測し、各送電線２７の負荷バランスから計画断面で送電損失が最小となるような系統構成としている。しかし、負荷は時々刻々と変化しており、電力流通設備の送電損失を最小にする系統構成（最適なロスミニ系統）を実現するには、負荷状況に合わせてオンラインでの系統制御が必要になる。

（過負荷解消）
変電所１１〜１５間を結ぶ送電線６０は、電線自体の許容電流があるほか、送電線６０につながっている遮断器や断路器の許容電流から送電容量が定められて、それ以上になると、保護継電器が動作して、送電線６０が停止するようになっている。このため、送電線６０が過負荷にならないような送電ルートの決定や、各発電機１６〜１８の出力が決定されている。
特開２００３−２４３０１７号公報 セメスター大学講義 電力システム工学 丸善株式会社発行 小向敏彦、色川彰一、加藤政一著 電力系統工学 電気書院発行 関根泰次著

上述したように、従来、需要家が設置している二次電池１は、二次電池１の能力を必ずしも全て使い切っているとは言えず、余力を残している。電力系統側では従来技術に述べた制御が行われているが、より効率的に制御するには、需要家近傍で有効電力、無効電力、電圧をリソースとする装置の制御が可能であれば、その効果は大きい。以上より電力系統制御に二次電池１の余力を利用することが考えられる。

上記特許文献１には、オンラインによって二次電池１の充放電能力（以下、「制御余力」とも称する）をリアルタイムで把握する技術が開示されている。しかしながら、二次電池１の運転スケジュールを取り込む手段は従来無く、二次電池１の能力を最大限に活用した電力系統の制御は実施されていない。

本発明はこのような事情に鑑みてなされたものであり、二次電池の能力を活用することによって、電力系統をより効率的に制御することが可能な二次電池を用いた電力系統制御方法及び電力系統制御装置を提供することを目的とする。

上記の目的を達成するために、本発明では、以下のような手段を講じる。

すなわち、本発明の請求項１及び１０に係る発明は、電力を使用する需要家側に備えられ、前記需要家に電力を供給する電力系統に接続されるとともに、前記需要家のために充放電を行う二次電池を使用して、前記電力系統の潮流制御あるいは系統制御を行う方法及び装置であって、二次電池の充電量と予定運転スケジュールとを二次電池から取得し、需要予測に基づく電力系統への電力供給スケジュールを電力系統から取得し、取得した二次電池の充電量と予定運転スケジュールと電力供給スケジュールとを用いて二次電池の新たな予定運転スケジュールを決定し、決定した新たな予定運転スケジュールに基づいて二次電池を制御する。

従って、以上のような手段を講じることにより、電力系統に接続された二次電池の新たな予定運転スケジュールを電力系統側において決定し、更に決定した新たな予定運転スケジュールに基づいて二次電池を制御することができる。

本発明の請求項２に係る発明は、請求項１に記載の電力系統制御方法において、電力系統に備えられた配電用変電所の変圧器の通過電力が、予め定めた許容値を超過しそうな場合には、二次電池の予定運転スケジュールと充放電能力とを前記二次電池から取得し、取得した充放電能力と、取得した予定運転スケジュールとに基づいて、二次電池による充放電量を考慮して変圧器の通過電力を抑制するように二次電池の運転スケジュールを決定する。

従って、以上のような手段を講じることにより、決定した運転スケジュールにしたがって二次電池を運転することによって、変圧器の通過電力を抑制することが可能となる。

本発明の請求項３に係る発明は、請求項２に記載の電力系統制御方法において、取得した充放電能力に基づいて、二次電池による充放電量を考慮して変圧器の通過電力を抑制するように二次電池を制御する制御指令を作成し、制御指令に基づいて二次電池の充放電量を制御する。

従って、以上のような手段を講じることにより、変圧器の通過電力を抑制できるように、二次電池を制御することが可能となる。

本発明の請求項４に係る発明は、請求項２または請求項３に記載の電力系統制御方法において、取得した充電量及び予定運転スケジュール、又は取得した充放電能力に基づいて、電力系統の送電損失が最小となるような系統条件を計算し、系統条件と予定運転スケジュールとに基づいて二次電池の運転スケジュールを決定するか、又は系統条件と充放電能力とに基づいて二次電池の充放電量を決定する。

従って、以上のような手段を講じることにより、電力系統の送電損失が最小となるような系統条件を把握することができる。更に、その系統条件を満たすような運転スケジュール、または二次電池の充放電量を決定することが可能となる。

本発明の請求項５に係る発明は、請求項２乃至４のうち何れか１項に記載の電力系統制御方法において、電力系統に備えられた配電線の通過電力が、予め定めた許容値を超過しそうな場合には、充放電能力と予定運転スケジュールとに基づいて、二次電池による充放電量を考慮して配電線の通過電力を抑制するような二次電池の運転スケジュール、又は充放電量を決定する。

従って、以上のような手段を講じることにより決定された運転スケジュール又は二次電池の充放電量に基づいて二次電池を制御することにより、配電線の通過電力を抑制することが可能となる。

本発明の請求項１及び１０に係る発明によれば、電力系統に接続された二次電池の新たな予定運転スケジュールを電力系統側において決定し、更に決定した新たな予定運転スケジュールに基づいて二次電池を制御することができるので、二次電池の能力を活用することによって、電力系統をより効率的に制御することが可能となる。また、本発明の請求項６及び１１に係る発明によれば、電力系統の効率的な制御のために、各需要家側に備えられた複数の二次電池に対する充放電量を、各二次電池それぞれの電力系統への感度に従って決定することができる。また、本発明の請求項７及び１２に係る発明によれば、電力系統の効率的な制御のために、各需要家側に備えられた複数の二次電池に対する充放電量を、各二次電池それぞれの優先順位に従って決定することができる。また、本発明の請求項８及び１３に係る発明によれば、電力系統の効率的な制御のために、各需要家側に備えられた複数の二次電池に対する充放電量を、各二次電池それぞれの定格充放電能力のみならず、過負荷運転時の充放電能力をも考慮して決定することができる。また、本発明の請求項９及び１４に係る発明によれば、電力系統の効率的な制御のために、各需要家側に備えられた複数の二次電池に対する充放電量を、各二次電池それぞれの定格充放電能力のみならず、過負荷運転時の充放電能力をも考慮し、更に運転継続時間が最も長くなるように決定することができる。

以下に、本発明を実施するための最良の形態について図面を参照しながら説明する。

なお、以下の各形態の説明に用いる図中の符号は、図３１及び図３８と同一部分については同一符号を付して示すことにする。

（第１の実施の形態）
本発明の第１の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置は、電力を使用する需要家側に備えられ、需要家に電力を供給する電力系統に接続されるとともに、需要家のために充放電を行う二次電池を使用して、電力系統の潮流制御あるいは系統制御を行う装置である。このような電力系統制御装置によって制御される電力系統のブロック図を図１に示す。

図１に示すように、本実施の形態に係る電力系統制御装置によって制御される電力系統は、火力発電所１６、水力発電所１７、あるいは原子力発電所１８から電力が送電線６０を介して電送される１次又は２次の配電用変電所１１〜１５や、更にそこから配電線２７によって配電される需要家６２〜６４の設備構内に二次電池２１〜２４を分散配置している。配電線２７には適宜開閉器２５や区分開閉器２６が設けられている。

各二次電池２１〜２４の設置箇所には、図示しない中央給電指令所などの制御所との間に通信手段が設けられており、制御所からの出力調整信号を受けて、各箇所用の出力調整を行うことで電力系統へ貢献するようにしている。また、上記需要家６２〜６４については、電力会社が設置している光ファイバーケーブルなどの通信手段を兼用することで、情報を送受信することも可能である。

また、図２（ａ）は、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０の適用例を示すブロック図である。

電力系統制御装置３０は、負荷周波数制御のように電力系統１０の変化に追従して制御を行う制御機能３１と、翌日発電計画などを計画する計画機能３２とを具備している。この制御機能３１と計画機能３２とを実現するために、電力系統制御装置３０は、図２（ｂ）のブロック図に示すように取得部３０１と、決定部３０２と、制御部３０３と、表示部３０４と、系統条件計算部３０５とを備えている。

取得部３０１は、各二次電池４４の充電量や、充放電能力である制御余力を、各二次電池４４から取得する。また、電力系統１０の系統状態（電圧、電流）を、電力系統１０の各所に設けられた各検出器（図示せず）から取得する。なお、図２（ａ）には、１つの二次電池制御システム４０及び二次電池４４のみを代表的に記載しているが、実際には、電力系統制御装置３０は、複数の二次電池制御システム４０と接続しうる。また、変電所１１〜１５の変圧器の通過電力が、予め定めた許容値を超過しそうな場合には、予め定められた二次電池４４の予定運転スケジュールを、二次電池制御システム４０に保持された予定運転スケジュールデータベース４０ａから取得する。

決定部３０２は、取得部３０１によって取得された充電量や、制御余力を用いて二次電池４４の運転スケジュール又は二次電池４４の充放電量を決定する。また、変電所１１〜１５の変圧器の通過電力が、予め定めた許容値を超過しそうな場合には、取得部３０１によって取得された制御余力と予定運転スケジュールとに基づいて、二次電池４４による充放電量を考慮して変圧器の通過電力を抑制するような二次電池４４の運転スケジュールを決定する。更に、系統条件計算部３０５から、系統条件の計算結果が出力された場合には、この計算結果と、取得部３０１によって取得された予定運転スケジュールとに基づいて二次電池４４の運転スケジュールを決定するか、又は系統条件と制御余力とに基づいて二次電池４４の充放電量を決定する。更に、電力系統１０に備えられた配電線２７の通過電力が、予め定めた許容値を超過しそうな場合には、制御余力と予定運転スケジュールとに基づいて、二次電池４４による充放電量を考慮して配電線２７の通過電力を抑制するような二次電池４４の運転スケジュール、又は二次電池４４の充放電量を決定する。

また、決定部３０２は、予め定めた電流相関式を用いて、電力系統１０から供給される需要家６２〜６４における電力から、電力系統１０と需要家６２〜６４との間に存在する特定地点における電力を推定し、その推定結果を制御部３０３に出力する。更にまた、決定部３０２は、特定地点における電力と、特定地点における電力に対する二次電池４４の充放電量との感度を表す感度定数を用いて二次電池４４の充放電量を決定し、決定した充放電量を制御部３０３に出力する。

制御部３０３は、決定部３０２によって決定された運転スケジュール又は充放電量の制御指令を、対応する二次電池４４の二次電池制御システム４０に出力する。また、決定部３０２から、電力系統１０と需要家６２〜６４との間に存在する特定地点における推定電力が出力され、この推定電力が、特定地点に対して予め定めた許容値を超過しそうな場合には、特定地点における電力が、許容値を満足するような制御指令を作成し、この制御指令を二次電池制御システム４０に出力する。

表示部３０４は、決定部３０２によって決定された充放電量が、二次電池４４の現在の充放電量を超えている場合には、決定された充放電量から現在の充放電量を減じた値である不足量を表示する。

系統条件計算部３０５は、取得部３０１によって取得された充電量及び予定運転スケジュール、又は制御余力に基づいて、電力系統１０の送電損失が最小となるような系統条件を計算し、計算結果を決定部３０２に出力する。

二次電池制御システム４０は、電力系統制御装置３０の他に、遮断器４１及び検出器４２を介して電力系統１０に接続されている。二次電池制御システム４０は、電力系統制御装置３０から出力された制御指令に基づいて、自己が担当する二次電池４４を制御する。これにより電力系統制御装置３０に応動しつつ需要家側の負荷Ｌ１〜Ｌ３への負荷平準化を実施している。

なお、二次電池制御システム４０は、このようにして電力系統制御装置３０から送られる制御指令をＤＣ／ＡＣコンバータ４３を介して二次電池４４に送るためのインタフェースとして用いられている。これは、二次電池４４が受け付ける信号強度等に制約があるためであり、二次電池制御システム４０は、電力系統制御装置３０から送られた信号の強度がこの制約を超えている場合には、この信号強度を二次電池４４が受け付け可能な値に変換した後に、ＤＣ／ＡＣコンバータ４３に出力することによって、二次電池４４を保護している。したがって、電力系統制御装置３０からの信号の強度が、二次電池４４の許容値内である場合には、二次電池制御システム４０を省略し、電力系統制御装置３０とＤＣ／ＡＣコンバータ４３とを直接接続するようにしても良い。

検出器４２は、電力系統１０との連係点での電圧及び電流を計測し、その計測結果を二次電池制御システム４０に与えると供に、系統事故による異常を検出したときに、遮断器４１を開放し、需要家の構内設備を電力系統１０から切り離す。

次に、以上のように構成した本実施の形態に係る電力系統制御装置３０の制御機能３１の動作について図３に示すフローチャートを用いて説明する。

まず、取得部３０１によって、電力系統１０の各所に設けられた各検出器（図示せず）から電力系統１０の系統状態（電圧、電流）が取得され（ＳＰ０１）、各二次電池４４から充電量が取得される（ＳＰ０２）。

これら取得した情報は、取得部３０１から決定部３０２へと送られ、決定部３０２において、ＳＰ０２において取得された充電量が仮想発電量として設定される（最大発電量＝二次電池の放電可能量）（ＳＰ０３）。

そして、決定部３０２では更に、ＳＰ０１で取得された系統状態と、ＳＰ０３で設定された仮想発電量とに基づいて、二次電池数（ＳＰ０４）と二次電池の発電量（ＳＰ０５）とを変化させた時の目的関数による評価結果が計算される（ＳＰ０６）。この評価結果が最良解である場合（ＳＰ０７：Ｙｅｓ）には、その二次電池の出力が新たな運転パターンとして保存される（ＳＰ０８）。

その後、ＳＰ０６からＳＰ０８までの処理が、二次電池の発電量を変化させた状態で繰り返される（ＳＰ０９：Ｙｅｓ）。そして、二次電池の発電量を変化させた状態でのＳＰ０６からＳＰ０８までの処理を終了する（ＳＰ０９：Ｎｏ）と、別の二次電池を対象に、ＳＰ０５からＳＰ０９までの処理が繰り返される（ＳＰ１０：Ｎｏ）。これによって、ＳＰ０５からＳＰ０９までの処理が全ての二次電池を対象に行われる（ＳＰ１０：Ｙｅｓ）。

このようにして二次電池の運転組合せをすべてチェックした結果として、電力系統１０に貢献する目的が達成できる二次電池の運転パターンが得られれば（ＳＰ１１：Ｙｅｓ）、その運転パターンが制御部３０３から、対応する二次電池４４の二次電池制御システム４０へと出力され、二次電池４４は、この運転パターンに従って運転するように二次電池制御システム４０によって制御される（ＳＰ１２）。以上は最適解を得るための一例を示したが、他の最適化手法で行っても同様であることは言うまでもない。

また、ＳＰ１１において目的が達成できない場合（ＳＰ１１：Ｎｏ）には、その運転パターンがアラーム結果として、表示部３０４から表示され、電力系統１０の運転員に通知される（ＳＰ１３）。これらの動作を継続する（ＳＰ１４）ことによって、電力系統１０が随時監視制御される。

次に、以上のように構成した本実施の形態に係る電力系統制御装置３０の計画機能３２の動作について図４に示すフローチャートを用いて説明する。

電力系統制御装置３０によって二次電池４４の運転計画を立案する場合には、先ず取得部３０１によって、二次電池４４から充電量と運転スケジュールとが取得される（ＳＰ２１）。更に、取得部３０１によって、運転計画を立案する当該時間の電力系統１０の運転計画データ（需要予測に基づく電力系統への電力供給スケジュール）が電力系統１０から取得される（ＳＰ２３）。

次に、ＳＰ２１で取得部３０１によって取得された運転スケジュールから、決定部３０２によって、各二次電池４４の当該時間の運転スケジュールが取得される（ＳＰ２４）。そして、決定部３０２によって、各二次電池４４の当該運転スケジュールでの充放電量と充電量とが仮想発電量として設定される（最大発電量＝二次電池の放電可能量）（ＳＰ２５）。

そして、ＳＰ０４からＳＰ１１では、電力系統１０の情報と、ＳＰ２５で設定された仮想発電量とに基づいて、電力系統１０への貢献を目的とする二次電池４４の発電量が決定される。ＳＰ０４からＳＰ１１までの動作については、図３に示すものと同様であるので、ここでは説明を省略する。

このようにして二次電池の運転組合せをすべてチェックした結果として、電力系統１０に貢献する目的が達成できる二次電池の運転パターンが得られれば（ＳＰ１１：Ｙｅｓ）、その運転パターンが各二次電池４４の新しい運転スケジュールとして更新される。そして決定部３０２によって、当該二次電池４４の発電量として増加した分が充電量から減算され、新受電量が算出される（ＳＰ２６）。

一方、目的が達成できない場合（ＳＰ１１：Ｎｏ）には、その運転パターンがアラーム結果として、表示部３０４から表示され、電力系統１０の運転員に通知される（ＳＰ２７）。この処理は、運転計画として必要とする時間分繰り返される（ＳＰ２８：Ｎｏ→ＳＰ２２）。例えば、運転計画が翌日の計画作成であれば２４時間分であり、ｎ時間先の計画作成であればｎ時間分が処理される。

そして、計画作成が終了する（ＳＰ２８：Ｙｅｓ）と、制御部３０３から二次電池制御システム４０に対して、新しい運転スケジュールが出力される（ＳＰ２９）。このように立案される運転スケジュールは、予め定められた時間あるいは、定期的にｎ時間先の計画補正時などに起動されて処理される。したがって、引き続き次の時間ステップについても運転スケジュールを立案する場合（ＳＰ３０：Ｙｅｓ）には、ＳＰ２１から処理が繰り返される。なお、以上は最適解を得るための一例を示したが、他の最適化手法で行っても同様であることは言うまでもない。

電力系統１０へ貢献する二次電池４４は、上述したような制御機能３１及び計画機能３２によって、運転の制御および運転スケジュールの立案がなされる。尚、制御機能３１および計画機能３２は、電力系統制御装置３０に実装された場合を例に説明したが、これらの機能の一部又は全部を、二次電池制御システム４０に実装するようにしても良い。また、上記では、発電機と二次電池を分けて扱ったが、発電機と仮想発電機とをまとめて最適化する方法に対しても同様に適用できる。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０によれば、従来は、需要地域から離れた場所にあった発電機のみを制御することで、電力系統１０を制御していたが、需要地域に近い場所に設置されている二次電池４４をも制御することで、従来に比べより大きな効果が得られ、これまで以上に電力系統１０の電流制御を容易に実現することが可能となる。

（第２の実施の形態）
本発明の第２の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０は、図５に示すように信頼度運用計画機能３３を備えている点が、第１の実施の形態と異なる。したがって、ここでは、異なる点のみについて説明する。

この信頼度運用計画機能３３の動作について、図６に示すフローチャートを用いて説明する。すなわち、信頼度運用計画機能３３は、先ず総需要予測計算と負荷予測計算とを行うことによって需要予測を行い（ＳＰ４１）、次に経済負荷配分計算と適性予備配分計算とを行うことによって需給運用計画を立案する（ＳＰ４２）。そして、停止スケジュール調整計算を行うことにより主要流通設備に対する設備作業停止計画を立案し（ＳＰ４３）、更に、ＳＰ０２で取得された各二次電池４４からの充電量、およびＳＰ０３で設定された仮想発電量を用いて過負荷対策計算、周波数異常対策計算、及び電圧調整計画計算を行うことによって信頼度運用計算を行う（ＳＰ４４）。例えば、ＳＰ０２で取得された各二次電池４４からの充電量、およびＳＰ０３で設定された仮想発電量を用いて、バンク増容量抑制を目的とした最適化計算を実施することで、バンク過負荷を解消するような各二次電池の仮想発電量（充放電量）を決定する。また、上記の動作で発電機と二次電池を分けて扱ったが、発電機と仮想発電機とをまとめて最適化する方法に対しても同様に適用できる。

そして、ＳＰ４４でなされた信頼度運用計算の結果、系統運用上支障がないと判定した場合（ＳＰ４５：なし）には、この信頼度運用計算の結果が適正な運用計画とされ（ＳＰ４６）、この信頼度運用計画の結果が二次電池制御システム４０を介して二次電池４４へと出力される（Ｓ４７）。

一方、ＳＰ４４でなされた信頼度運用計算の結果、系統運用上支障があると判定した場合（Ｓ４５：あり）には、ＳＰ４２またはＳＰ４３またはＳＰ４４に戻る。系統運用上支障がある場合の中でも、過負荷対策は電力系統１０への事故へ波及する恐れがあるために、重要な対策項目である。通常、一時的な過負荷は、各発電機の発電量を制御することや系統を切替えることで対策を実施している。本実施の形態では、信頼度運用計画機能３３において、バンク過負荷（通過許容電流超過）により系統運用上支障ありと判定した場合には、従来の発電機のみの調整に加えて、仮想発電機を加えて最適化を図るようにしている。

図７に、ＳＰ４４で行われる最適化計算の１例として、最適潮流計算（ＯＰＦ：Optimal Power Flow）処理を行う場合のフローチャートを示す。しかしながら、ＳＰ４４で行われる最適化計算は、ＯＰＦに限定される訳ではないことを留意されたい。

ＯＰＦによる計算手法は、公知であるために、詳細な説明はここでは省略するが、ＯＰＦ計算は、線形化した系統運用条件でのＯＰＦ解と潮流計算を連続して繰り返すことで最適解を求める処理であり、概ね次の処理を行うことで、目的とする系統状態を導く。

まず、初期系統状態（ＳＰ４４ａ）を潮流計算解のケースとし、ＯＰＦの繰り返し毎（ＳＰ４４ｂ〜ＳＰ４４ｆ）に、線形化された制約に対する最適化により制御変数（各発電機の有効電力，無効電力）の新しい修正方向を決定する。その方向に移動が行われ、修正された制御変数の値が潮流計算（ＳＰ４４ｅ）に戻され、新しい点の系統状態を再計算し、制約条件の線形化を再び行う。途中、目的とする解が得られなければ、系統運用条件の優先度のレベルを下げて、制限をゆるくすることで、目的とする解の範囲となるような条件の調整を行う（ＳＰ４４ｇ，ＳＰ４４ｈ）。すべての制御変数の変化量が小さくなったときＯＰＦのプロセスが収束したとみなす（ＳＰ４４ｆ）。この最適潮流計算処理にて、系統運用上最適な各発電機の発電量や系統上の有効電力、無効電力が求まる。

その結果、系統運用上支障が無くなれば（ＳＰ４５：なし）、二次電池の出力を含めた各発電機の出力が適正な運用計画（ＳＰ４６）となる。その運転パターンを各二次電池に対して、出力要求（ＳＰ４７）を行うことで、適正な電力系統の運用構成とすることが可能となる。上記に述べた処理にて、バンクの通過許容電流の抑制が行える。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０によれば、従来、各発電機の発電量を制御することや電力系統１０を切替えることで対策を実施していたバンク通過電流の対策が、負荷に近い場所に設置されている二次電池４４を制御することで可能になる。このことにより、ピーク負荷が増加したことによりバンクを増設しなければならなかった設備増設の抑制も可能となる。

（第３の実施の形態）
本発明の第３の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０は、図８に示すように信頼度運用制御機能３４を備えている点が、第１の実施の形態と異なる。したがって、ここでは、異なる点のみについて説明する。

この信頼度運用制御機能３４の動作について、図９に示すフローチャートを用いて説明する。すなわち、信頼度運用制御機能３４は、時々刻々と変わる電力系統１０の系統運用状態に応じて、安定な系統運用を行うための制御機能である。中でも、過負荷対策は電力系統１０への事故へ波及する恐れがあるために、重要な対策項目である。通常、一時的な過負荷は、各発電機の発電量を制御することや系統を切替えることで対策を実施している。

すなわち、信頼度運用制御機能３４は、電力系統１０から電圧、電流等の状態を取り込む（ＳＰ８１）。そして、この取り込んだ電圧、電流等の状態に加えて、ＳＰ０２で取り込まれ、ＳＰ０３で仮想発電量として設定された充電量を用いて信頼度運用制御計算（ＳＰ８２）を実施した結果、バンク過負荷（通過許容電流超過）により系統運用上支障ありと判定した場合（ＳＰ８３：あり）には、従来の送電ルートを切替える調整に加えて、二次電池４４を仮想発電機として最適化を図る。つまり、バンク増容量抑制を目的とした最適化計算を実施することで、バンク過負荷を解消するような各二次電池の仮想発電量（充放電量）を決定する（ＳＰ８４）。この最適化計算はＳＰ４４で行われた最適化計算と同じものである。したがって、上記の動作で発電機と二次電池を分けて発電機と二次電池を分けて扱ったが、発電機と仮想発電機とをまとめて最適化する方法であっても同様である。

更に、その結果を二次電池制御システム４０を介して二次電池４４に対して出力要求する（ＳＰ８５）ことで、電力系統１０の適正な運用を行うことが可能となる。上記に述べた処理にて、オンラインでバンクの通過許容電流の抑制が行える。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０によれば、従来、各発電機の発電量を制御することや電力系統１０を切替えることで対策を実施していたバンク通過電流の対策が、負荷に近い場所に設置されている二次電池４４を制御することでより効率的に実現できる。このことにより、電力系統１０の安定運用に向けてバンクを増設しなければならなかった設備増設の抑制も可能となる。

（第４の実施の形態）
本発明の第４の実施の形態に係る電力系統制御方法は、図１０に示すように過負荷逐次抑制機能５１を備えた二次電池制御システム４０において、電力系統１０の制御を行う点が、第１の実施の形態と異なる。したがって、ここでは、異なる点のみについて説明する。

過負荷逐次抑制機能５１は、測定可能な地点の電流値と予め得られている電流相関式とからバンク負荷潮流を推定し、二次電池４４をローカルに制御する。この過負荷逐次抑制機能５１の動作について、図１１に示すフローチャートを用いて説明する。

バンク負荷潮流を推定するためには、まず、電流相関式を二次電池制御システム４０に予め登録する（ＳＰ５１）。この電流相関式は例えば、電力系統１０の構成から物理的に決まってしまうもの、電力系統１０を制御する図示しない系統制御システムで演算されたもの等種々考えられるが、これらどの方法で得られたものであっても以下の機能・動作は変わらない。

次に、過負荷逐次抑制機能５１は、二次電池４４の電力系統連係地点、あるいはその他の電流が測定可能で電流相関式が得られる地点での電流値を検出器４２から取得する（ＳＰ５２）。更に、ＳＰ５１で登録した電流相関式を用いて、ＳＰ５２で取得した電流値から、バンク電流の推定値を求める（ＳＰ５４）。

そして、ＳＰ５４で求められた推定値が、予め登録してある設定値内であるかをチェックする（ＳＰ５５）。このチェックの結果、推定値が設定値から逸脱している場合（ＳＰ５５：Ｎｏ）には、更に、二次電池４４の充電量が制御可能量あるかをチェック（ＳＰ５６）する。そして、二次電池４４の充電量が制御可能量である場合（ＳＰ５６：Ｙｅｓ）には、二次電池４４に対して一定量の放電制御を行う（ＳＰ５７）。

ＳＰ５４からＳＰ５７までの処理を繰り返し行う場合（ＳＰ５８：Ｙｅｓ）には、ＳＰ５７の処理の後に、ＳＰ５４の処理に戻り、そうでない場合（ＳＰ５８：Ｎｏ）には、処理を終了する。これによって、再度、上記地点での電流を取込み、バンク電流を推定し（ＳＰ５４）、バンク電流値が設定内になるまで繰り返し一定量放電制御を行う（ＳＰ５５〜ＳＰ５７）。なお、ＳＰ５４からＳＰ５７までの処理が繰り返し行われる場合、ＳＰ５７にて二次電池４４に対して制御する充放電量は、初回に＋α（値は任意に設定可能）増加した値を出力する。

これにより、ＳＰ５５のチェックにてバンクの電流推定値が設定範囲内になった場合（ＳＰ５５：Ｙｅｓ）には、処理を終了する（ＳＰ５９）。この過負荷逐次抑制機能５１は、定期的に動作して、ＳＰ５４からＳＰ５７までの処理を行うことによりバンク電流を推定し、抑制制御を行う。なお、次回起動時には、二次電池４４が、電力系統１０への貢献分の放電をしていれば停止する（ＳＰ６０：Ｙｅｓ）。一方、バンク電流の推定値が設定値を超過しそうな場合（ＳＰ６０：Ｎｏ）には、再度ＳＰ５４からＳＰ５７までの処理を行う。

なお、処理中に二次電池４４の充電量と比較して充放電量が多くなり、ＳＰ５６において、二次電池４４の充電量が制御不可であると判定した場合（ＳＰ５６：Ｎｏ）には、二次電池４４の充電量が不足により制御不可であることを、不足量とともに外部に通知（ＳＰ６１）する。そして、その後も制御を継続する場合（ＳＰ６２：Ｙｅｓ）には、ＳＰ５４の処理に戻り、制御を継続しない場合（ＳＰ６２：Ｎｏ）には、ＳＰ６０の処理に移る。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した二次電池制御システム４０によれば、二次電池４４をローカルに制御することによって、電力系統１０のバンク通過許容電流を抑制する制御が可能となる。また、二次電池４４の充放電量が一意に決められない場合でも逐次制御により、目的値まで近づけることが可能となる。さらに同一の電力系統１０上に複数の二次電池４４が設置されている場合でも、それぞれが独立して電力系統１０へ貢献することが可能となる。

（第５の実施の形態）
本発明の第５の実施の形態に係る電力系統制御方法は、図１２に示すように、フロー係数作成機能５４を備えた電力系統制御装置３０と、過負荷即時抑制機能５２を備えた二次電池制御システム４０とによって実現される点が、第１の実施の形態と異なる。したがって、ここでは、異なる点のみについて説明する。

フロー係数作成機能５４は、電力系統１０から必要な係数を受信し、その係数に基づいて、二次電池制御システム４０の過負荷即時抑制機能５２を介して二次電池４４を制御する。このような電力系統制御装置３０と二次電池制御システム４０とによってなされる動作について図１３のフローチャートを用いて説明する。なお、図１３に示すフローチャートにおいて、図１１に示すフローチャートと同一処理を行うステップについては同一のＳＰ番号を付している。

バンク負荷潮流を推定するためには、まず、電流相関式を二次電池制御システム４０に予め登録する（ＳＰ５１）。この電流相関式については、第４の実施の形態で説明した通りである。

次に、過負荷即時抑制機能５２は、二次電池４４の電力系統連係地点、あるいはその他の電流が測定可能で電流相関式が得られる地点での電流値を検出器４２から取得する（ＳＰ５２）。そして、ＳＰ５１で登録した電流相関式を用いて、ＳＰ５２で取得した電流値から、バンク電流の推定値を求める（ＳＰ５４）。

更に、過負荷即時抑制機能５２は、ＳＰ５４で求められた推定値が、予め登録してある設定値内であるかをチェックする（ＳＰ５５）。このチェックの結果、推定値が設定値から逸脱している場合（ＳＰ５５：Ｎｏ）には、以下に説明するＳＰ７３の処理を行い、バンクの電流推定値が設定範囲内になった場合（ＳＰ５５：Ｙｅｓ）には、処理を終了する（ＳＰ５９）。

一方、電力系統制御装置３０のフロー係数作成機能５４は、電力系統１０からバンク電流を取り込む（ＳＰ７１）。更に、電力系統１０の設備構成（各設備の接続構成と送電線のインピーダンス）から電気の等価回路を作成し、二次電池４４の出力量の微小変化に対する送電線潮流あるいは配電線潮流の微小変化の割合である感度定数を要素とする感度行列（以降、「フロー係数」と称す）を作成する（ＳＰ７２）。

このフロー係数の計算法には、ニュートン・ラプソン法等による厳密計算法や、近似的にアドミタンス行列を用いる方法等種々の方法が考えられ、これらどの方法であってもその動作・機能には変りが無い。なお、フロー係数の詳細については、非特許文献２の特に４５〜４６頁に詳しく記載されている。本実施の形態では、フロー係数作成機能５４は、二次電池４４の充放電量に対するバンクでの電流変化量を示すフロー係数を作成し、作成したフロー係数を二次電池制御システム４０の過負荷即時抑制機能５２へ送信する。この場合、他の二次電池のフロー係数はゼロとする。

尚、本実施の形態では、一箇所の二次電池４４で過負荷解消制御するケースを推定して説明しているが、複数の二次電池４４で協調制御を行うこともできる。この場合は、予め中央で計算するフロー係数に該二次電池４４の分担比率を設けるなどの幾つかの方法が考えられるが、動作においては同様である。

さて、過負荷即時抑制機能５２は、ＳＰ７３において、バンク推定電流値から設定値を減じて得られる抑制量を、ＳＰ７２にてフロー係数作成機能５４から送られたフロー係数で除することによって、二次電池４４の充放電量を求める（ＳＰ７３）。次に、二次電池４４の充電量が制御可能量であるかをチェックする（ＳＰ７４）。そして、二次電池４４の充電量が制御可能量である場合（ＳＰ７４：Ｙｅｓ）には、二次電池４４に対して放電制御を行う（ＳＰ７５）。

ＳＰ７５の後、ＳＰ５４、ＳＰ５５、ＳＰ７３、ＳＰ７４、及びＳＰ７５までの一連の処理を繰り返し行う場合（ＳＰ７６：Ｙｅｓ）には、ＳＰ５４の処理に戻り、そうでない場合（ＳＰ７６：Ｎｏ）には、処理を終了する。これによって、再度、上記地点での電流を取込み、バンク電流を推定し（ＳＰ５４）、バンク電流値が設定内になるまで繰り返し一定量放電制御を行う（ＳＰ５５、ＳＰ７３、ＳＰ７４、及びＳＰ７５）。

一方、二次電池４４の充電量が制御不可であると判定した場合（ＳＰ７４：Ｎｏ）には、二次電池４４の充電量が不足しており制御不可であることを、不足量とともに外部に通知（ＳＰ６１）する。そして、その後も制御を継続する場合（ＳＰ６２：Ｙｅｓ）には、ＳＰ５４の処理に戻り、制御を継続しない場合（ＳＰ６２：Ｎｏ）には、二次電池４４に対して放電制御を行う（ＳＰ７７）。そして、次回起動時には、二次電池４４が、電力系統１０への貢献分の放電をしていれば停止する（ＳＰ６０：Ｙｅｓ）。一方、バンク電流の推定値が設定値を超過しそうな場合（ＳＰ６０：Ｎｏ）には、ＳＰ５４の処理に移る。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法によれば、二次電池制御システム４０において、電力系統１０のバンク通過許容電流を抑制する制御が可能となる。また、フロー係数を用いることによって、二次電池４４の充放電量を、一度の計算によって求めることが可能となる。

（第６の実施の形態）
第６の実施の形態に係る電力系統制御方法は、第２乃至第５の形態に係る電力系統制御方法を、配電線２７の張り替え、すなわち配電線２７の過負荷を抑制することに適用したものである。したがって、本実施の形態に係る電力系統制御方法を、図５、図８、図１０、及び図１２にその構成を示す装置と、それら装置の動作を示している図６と図７、図９、図１１、及び図１３の各フローチャートを用いて説明する。

まず、図５にその構成を示す電力系統制御装置３０において、図６と図７におけるＳＰ４４の信頼度運用計画計算にて配電線過負荷であれば、配電線過負荷を抑制する目的で、二次電池４４の配分計算を実施することで、配電線２７の張替え（配電線過負荷抑制）を抑制する二次電池４４の最適運転スケジュールを決定することが可能となる。

また、図８にその構成を示す電力系統制御装置３０において、図９におけるＳＰ８２の信頼度運用制御計算にて配電線過負荷であれば、配電線過負荷を抑制する目的で、二次電池４４の配分計算を実施することで、配電線２７の張替え（配電線過負荷抑制）を抑制する二次電池４４の最適運転スケジュールを決定することが可能となる。

また、図１０にその構成を示す二次電池制御システム４０において、図１０におけるＳＰ５１において、二次電池４４と接続地点との電流相関式を過負荷逐次抑制機能５１に登録するようにする。この電流相関式は、配電線２７の過負荷抑制を目的とするものであり、バンク電流の代わりに、配電線２７の過負荷抑制を目的として配電線のある地点の電流を取り込む。そして、この地点の電流と、二次電池４４の電流との相関をとることによって得られるものである。

そして、二次電池制御システム４０の過負荷逐次抑制機能５１では、配電線２７の過負荷抑制を目的に、ＳＰ５２で取得した当該地点電流と、ＳＰ５１で登録した電流相関式とから、ＳＰ５４において、目的とする配電線２７のある地点の電流を推定する。そして、配電線２７の電流値が、設定を逸脱していれば二次電池４４から一定量の放電を実施することで配電線２７の張替え（配電線過負荷抑制）を抑制する二次電池４４の最適運転スケジュールを決定することが可能となる。

同様に、図１２にその構成を示す二次電池制御システム４０において、図１３に示すＳＰ５１で、バンク電流の代わりに配電線電流とした電流相関式を過負荷即時抑制機能５２に登録する一方、電力系統制御装置３０のフロー係数作成機能５４によって、図１３に示すＳＰ７２において、同じく二次電池接続地点での配電線電流に対するフォロー係数を作成し、過負荷即時抑制機能５２に通知するようにする。

これによって、二次電池制御システム４０では、電流相関式を用いることで当該地点電流から配電線電流を推定し、その抑制量から二次電池４４の出力量が算出可能となり、配電線２７の張替え（配電線過負荷抑制）を抑制する二次電池４４の最適運転スケジュールを決定することが可能となる。

以上説明したように、本実施の形態によれば、従来は、配電線２７の過負荷運用を防止するために配電線２７を張替ることや、配電線２７の系統構成を変更することで対応してきたのに対して、二次電池４４を制御することで、負荷を二次電池４４が分担できるようになり、配電線２７の張替えを抑制することが可能となる。

（第７の実施の形態）
第７の実施の形態に係る電力系統制御方法は、第２乃至第３の実施の形態に係る電力系統制御方法を、送電線６０の送電損失を最小にすることに適用したものである。したがって、本実施の形態に係る電力系統制御方法を、図５及び図８にその構成を示す装置と、それら装置の動作を示している図６と図７、及び図９の各フローチャートを用いて説明する。

まず、図５にその構成を示す電力系統制御装置３０において、図６と図７におけるＳＰ４４の信頼度運用計画計算にて送電線６０の送電損失が、設定値を超過しそうであれば、送電線６０の送電損失が最小となるような二次電池４４への配分計算を実施することで、送電線６０の送電損失を最小とする二次電池４４の最適運転スケジュールを決定する。

送電線６０の送電損失を最小とする計算方法（ロスミニ計算）は、本実施の形態では限定しないが、例えば図１４のフローチャートに示す方法を用いることで実現が可能となる。その処理手順は、次の通りとなる。

まず、監視点の電圧、無効電力、発電機の電圧、無効電力、調相設備（電力用コンデンサ、分路リアクトルなど）の投入状態、負荷時タップ切替変圧器のタップ位置や、送電損失計算の対象となる端子電圧、線路潮流のデータ収集を行う（ＳＰ９０）。

次に、ＳＰ０２で取得された二次電池４４の充電量と、ＳＰ０３で設定された仮想発電量とを用いて、発電機の無効出力、調相設備の投入・開放および変圧器タップなどロスミニ計算対象の電圧、調相設備の変化に対する監視点や送電損失対象線路の電圧、無効電力の変化比率を計算する（ＳＰ９１）。

そして、監視点電圧、連系線無効潮流の許容範囲に収めるために、電力系統１０全体の偏差φの大きさを判定する関数として、以下に示す（１）式
φ＝Σ△Ｅ_ｉ ^２ ・・・（１）式
ここで、△Ｅ_ｉ：ｉ監視点の電圧または無効電力潮流の偏差
を定義し、これを減少させるように調整する（ＳＰ９２）。

そして、監視点の電圧または無効電力が許容範囲に入ったか、あるいは以下に示す（２）式を満足するようになるまで計算を繰り返す（ＳＰ９３：Ｎｏ，ＳＰ９４）。
φ_ｏｌｄ−φ_ｎｅｗ＜ε ・・・（２）式
ここで、ε：十分小さな定数、φ_ｏｌｄ：直前計算で得られた偏差、φ_ｎｅｗ：新たに計算された偏差である。

そして、監視点の電圧または無効電力が許容範囲に入ったか、あるいは上記（２）式を満足するようになった場合（Ｓ９３：Ｙｅｓ）には、以下に示す（３）式に従って、送電損失Ｌが最小になるように計算を行う（ＳＰ９５）。
Ｌ＝Σ（Ｐ^２＋Ｑ^２）×Ｒ／Ｖ^２ ・・・（３）式
ここで、Ｒ：抵抗、Ｐ：有効電力、Ｑ：無効電力、Ｖ：電力である。

さらに、これを監視点の電圧または無効電力潮流が許容範囲を超えないようにしながら、以下に示す（４）式を満足するようになるまでＳＰ９５の計算を繰り返す。
Ｌ_ｏｌｄ−Ｌ_ｎｅｗ＜ε ・・・（４）式
ここで、ε：十分小さな定数、Ｌ_ｏｌｄ：直前計算で得られた損失、Ｌ_ｎｅｗ：新たに計算された損失である（ＳＰ９６：Ｎｏ，ＳＰ９７）。

そして、上記（４）式を満足するようになった場合（Ｓ９６：Ｙｅｓ）には、発電計画が決定される。すなわち、これを１日分実施することで、翌日の発電計画が決定する。また、該時間の二次電池４４の充放電量が二次電池４４の最適運転スケジュールとなる。

その後、図８にその構成を示す電力系統制御装置３０の信頼度運用制御機能３４によって、上記の計算を調整量に従って定周期（例えば１分程度）で実施し、オンラインにて調整機器を制御する処理を行うとともに、電力系統１０への貢献を行う二次電池出力量を二次電池４４に対して出力する（ＳＰ９８）。

その後、次に制御をするタイミングまで時間待ちを行い（ＳＰ９９）、次のタイミングにおいて再び制御計算を行う場合（ＳＰ１００：Ｙｅｓ）には、ＳＰ９０に戻り、上述した処理を繰り返す。一方、制御計算を行わない場合（ＳＰ１００：Ｎｏ）には、処理を終了する。

以上説明したように、本実施の形態によれば、従来は、送電線６０の送電ロスを最小とする電力系統を計画し、それに合わせて電力系統の系統構成を変更することで対応してきたことが、二次電池４４を制御することで、現在の電力系統１０を送電ロスが最小となる系統とすることが可能となる。

（第８の実施の形態）
第８の実施の形態に係る電力系統制御方法は、第２乃至第３の実施の形態に係る電力系統制御方法を、送電線６０の混雑解消（送電線過負荷抑制）を抑制することに適用したものである。したがって、本実施の形態に係る電力系統制御方法を、図５及び図８にその構成を示す装置と、それら装置の動作を示している図６と図７、及び図９の各フローチャートを用いて説明する。

すなわち、図５にその構成を示す電力系統制御装置３０において、図６と図７におけるＳＰ４４の信頼度運用計画計算にて送電線６０が過負荷であれば、二次電池４４の充電量を仮想発電量として、送電線６０の混雑解消（送電線過負荷抑制）を行う二次電池４４の最適運転スケジュールを決定する。

また、図８にその構成を示す電力系統制御装置３０において、図９におけるＳＰ８２の信頼度運用制御計算にて送電線６０が過負荷であれば、二次電池４４の充電量を仮想発電量として、送電線６０の混雑解消（送電線過負荷抑制）を行う二次電池４４の最適運転スケジュールを決定する。

以上説明したように、本実施の形態によれば、従来は、送電線６０の過負荷運用を防止するために電力系統の構成を変更することや、発電機の出力量を変更することで対応してきたことが、二次電池４４を制御することで、負荷を二次電池４４が分担することで、より効果的な送電線６０の混雑解消が可能となる。

（第９の実施の形態）
本発明の第９の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０もまた同様に、電力を使用する需要家側に備えられ、需要家に電力を供給する電力系統に接続されるとともに、需要家のために充放電を行う二次電池を使用して、電力系統の潮流制御あるいは系統制御を行う装置であり、図１５中に示す中央給電指令所５０内に設けられる。

中央給電指令所５０は、電力系統制御装置３０の他に、通信装置２９を備えている。一方、各二次電池２１〜２４も図示しない通信装置を備えている。中央給電指令所５０と各二次電池２１〜２４とは、これら通信装置を介することによって、制御データや計測データ等のデータ授受を可能としている。例えば、中央給電指令所５０が、電力系統制御装置３０からの制御データを通信装置２９から、各二次電池２１〜２４の通信装置に向けて送信することにより、各二次電池２１〜２４が、この制御データに従って負荷周波数制御や過負荷解消制御等が行われるようにしている。

中央給電指令所５０の通信装置２９と、各二次電池２１〜２４の通信装置間の通信経路としては、無線であっても、あるいは電力会社が設置している光ファイバーケーブルのような有線であっても良い。

図１６は、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０の構成例を示すブロック図である。すなわち、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０は、制御量演算部３１１と、記憶部３１２と、配分量演算部３１３とを備えている。

制御量演算部３１１は、通信装置２９を介して、各二次電池２１〜２４から充放電量を取得する。また、電力系統１０から、系統内各部の系統状態量（例えば、送電線潮流や周波数等）を取得する。そして、これら取得した情報から、電力系統１０の制御に必要な二次電池による合計の制御量（充放電量）を計算する。

記憶部３１２は、後述するように配分量演算部３１３が行う配分計算に必要な配分方法、及び各二次電池２１〜２４の充放電能力である制御余力を記憶している。

配分量演算部３１３は、制御量演算部３１１によって計算された合計充放電量を、記憶部３１２に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御余力を考慮し、記憶部３１２に格納されている配分方法に従って各二次電池２１〜２４に配分するための配分計算を行う。この配分計算によって得られた結果が、各二次電池２１〜２４の出力調整量となる。例えば、負荷周波数制御の目的であれば、周波数の基準値からの逸脱量に応じて、系統定数Ｋを掛けることで必要調整量を計算する。この計算方法については公知であり、非特許文献１（特に７章）に記載されている。また、特定送電設備の過負荷解消であれば、当該設備の過負荷量に応じた量を一方で増加（放電）、もう一方で減少（充電）させるような調整量となる。これら調整量は、通信装置２９を介して、各二次電池２１〜２４へと送信されるようにしている。

各二次電池２１〜２４では、このようにして送信された出力調整量を受信する。そして、受信した出力調整量に従って、出力が制御されるようにしている。

次に、以上のように構成した本実施の形態に係る電力系統制御装置３０の動作について図１７に示すフローチャートを用いて説明する。

すなわち、本実施の形態に係る電力系統制御装置３０によって、各二次電池２１〜２４を制御することによって電力系統１０の制御を行う場合には、まず通信装置２９によって、各二次電池２１〜２４からそれぞれの充放電量が取得される。また、電力系統１０から、系統内各部の系統状態量が取得される（ＳＰ１１１）。

次に、ＳＰ１１１で取得された情報に基づいて、制御量演算部３１１によって、電力系統１０の制御に必要な全ての二次電池による合計制御量（充放電量）が計算される（ＳＰ１１２）。

そして、配分量演算部３１３では、制御量演算部３１１によって計算された合計充放電量が、記憶部３１２に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御余力によって考慮され、更に記憶部３１２に格納されている配分方法に従って配分計算されることにより、各二次電池２１〜２４に配分するための出力調整量がそれぞれ計算される（ＳＰ１１３）。

そして、これら各出力調整量が、通信装置２９から、各二次電池２１〜２４に向けてそれぞれ送信される。これによって、各二次電池２１〜２４は、この出力調整量に従って、出力が制御される（ＳＰ１１４）。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０によれば、従来は、電力会社が保有する電源のみを制御することで、電力系統１０を制御していたが、需要家が保有する二次電池２１〜２４を制御することで、電源を制御するのと同等の効果が得られ、自ら保有する電源のみならず需要家が保有する二次電池２１〜２４まで制御するので，制御余力は増加し，これまで以上に電力流通設備の制御が容易に可能となる。

（第１０の実施の形態）
本発明の第１０の実施の形態は、第９の実施の形態の一具体例である。したがって、ここでは、第９の実施の形態と異なる点のみについて説明する。本実施の形態では、配分量演算部３１３では、記憶部３１２に記憶された各二次電池２１〜２４の制御余力を用いて、以下の方法で各二次電池２１〜２４の出力調整量を計算する。

すなわち、各二次電池２１〜２４による合計の制御量（充放電量）をＸ、記憶部３１２に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御余力をＡ_ｉとすれば、各二次電池２１〜２４の出力調整量（指令値）Ｘ_ｉは、以下に示す（５）式の通りとなる。

Ｘ_ｉ＝Ａ_ｉ＊Ｘ／ΣＡ_ｉ ・・・（５）式
ここで、Σは全ての二次電池２１〜２４の和をとることを意味している。そして、最終的に、上記（５）式に従って得られた各二次電池２１〜２４のそれぞれの出力調整量が、各二次電池２１〜２４に対して指令されることになる。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０によれば、従来は、電力会社が保有する電源のみを制御することで、電力系統１０を制御していたが、需要家が保有する二次電池２１〜２４をその能力に応じて出力を配分・制御することで、電源を制御するのと同等の効果が得られ、自ら保有する電源のみならず需要家が保有する二次電池２１〜２４まで制御するので、制御余力は増加し、なおかつ需要家の二次電池２１〜２４を一部の電池に配分が偏ることなく公平に制御することが可能となる。

（第１１の実施の形態）
本発明の第１１の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０は、その構成例を図１８に示すように、図１６に示す第９の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０に、効果演算部３１４と、記憶部３１５とを付加した構成としている。したがって、ここでは、第９の実施の形態と異なる点について説明する。

効果演算部３１４は、各二次電池２１〜２４の電力系統１０に対する制御効果（ｅ_ｉ：単位量の出力調整による対象制御目標の効果）を計算し、計算結果を記憶部３１５に記憶させる。制御効果としては、例えば、各二次電池２１〜２４の電力系統１０への感度が相当する。負荷周波数制御の場合、二次電池の設置場所にかかわらず制御効果は一定となり、出力調整量そのものが制御効果となる。すなわち、ｅ_ｉ＝１（単位量）となる。

記憶部３１５は、効果演算部３１４で計算された制御効果を記憶する。

配分量演算部３１３は、制御量演算部３１１によって計算された合計充放電量Ｘを、記憶部３１２に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御余力と、記憶部３１５に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御効果とを考慮し、記憶部３１２に格納されている配分方法に従って各二次電池２１〜２４に配分するための配分計算を行い、各二次電池２１〜２４の出力調整量を求める。すなわち、配分量演算部３１３は、記憶部３１２に記憶された各二次電池２１〜２４の制御余力ｒ_ｉと、記憶部３１５に記憶された制御効果ｅ_ｉとを用いて、以下に示す（６）式に従って各二次電池２１〜２４の出力調整量Ｘ_ｉを求める。
Ｘ_ｉ＝ｅ_ｉ＊ｒ_ｉ＊Ｘ／Σｅ_ｉ＊ｒ_ｉ＝Ｘ＊ｒ_ｉ／Σｒ_ｉ ・・・（６）式
ここで、Σは制御可能な全ての二次電池２１〜２４の和を取ることを意味する。

次に、以上のように構成した本実施の形態に係る電力系統制御装置３０を用いて負荷周波数制御を行う場合の動作について図１９に示すフローチャートを用いて説明する。

すなわち、本実施の形態に係る電力系統制御装置３０によって、各二次電池２１〜２４を制御することによって電力系統１０の負荷周波数制御を行う場合には、まず通信装置２９によって、各二次電池２１〜２４からそれぞれの充放電量が取得される。また、電力系統１０から、系統内各部の系統状態量（例えば、送電線潮流や周波数）が取得される（ＳＰ１２１）。

そして、ＳＰ１２１で取得された系統状態量から、制御量演算部３１１において、電力系統１０の制御に必要な二次電池による合計の制御量（充放電量）Ｘが計算される（ＳＰ１２２）。また、効果演算部３１４によって、各二次電池２１〜２４の電力系統１０に対する制御効果が計算され、その計算結果が記憶部３１５に記憶される（ＳＰ１２３）。

次に、配分量演算部３１３によって、記憶部３１２に格納されている配分方法に従って、制御量演算部３１１によって計算された合計充放電量Ｘを各二次電池２１〜２４に配分するための配分計算が行われる。この配分計算には、記憶部３１２に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御余力と、記憶部３１５に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御効果とが考慮される（ＳＰ１２４）。

そして、これら各出力調整量が、通信装置２９から、各二次電池２１〜２４に向けてそれぞれ送信される。これによって、各二次電池２１〜２４は、この出力調整量に従って、出力が制御される（ＳＰ１２５）。

次に、以上のように構成した本実施の形態に係る電力系統制御装置３０を用いて過負荷解消制御を行う場合の動作について図２０に示すフローチャートを用いて説明する。

すなわち、本実施の形態に係る電力系統制御装置３０によって、各二次電池２１〜２４を制御することによって電力系統１０の過負荷解消制御を行う場合には、まず通信装置２９によって、各二次電池２１〜２４からそれぞれの充放電量が取得される。また、電力系統１０から、系統内各部の系統状態量（例えば、送電線潮流や周波数）が取得される（ＳＰ１３１）。そして、ＳＰ１３１で取得された系統状態量から、制御量演算部３１１において、電力系統１０の制御に必要な全ての二次電池による合計制御量（充放電量）Ｘが計算される（ＳＰ１３２）。

また、効果演算部３１４によって、各二次電池２１〜２４の電力系統１０に対する制御効果ｅ_ｉが計算され、その計算結果が記憶部３１５に記憶される（ＳＰ１３３）。過負荷解消制御の場合、各二次電池２１〜２４の電力系統１０に対する制御効果ｅ_ｉは、各二次電池２１〜２４の設置場所により異なる。これは例えば、当該送電線６０の潮流感度（二次電池２１〜２４の出力を単位量変化させたときの当該送電線６０の潮流変化量）を計算することによって行われる。

次に、配分量演算部３１３によって、記憶部３１２に記憶された各二次電池２１〜２４の制御余力ｒ_ｉが用いられ、絶対的な制御効果ｅ_ｉが大きい順に二次電池の出力調整量（指令値）Ｘ_ｉを Ｘ_ｉ＝ｒ_ｉとし（ＳＰ１３４）、ｅ_ｉ＊ｒ_ｉの総和が過負荷解消に必要な制御量Ｘに達するまで繰り返す（ＳＰ１３５〜ＳＰ１３８）。そして、最終的に、この様にして得られた各二次電池の出力調整量Ｘ_ｉが各二次電池２１〜２４に対して指令される（ＳＰ１３９）。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０によれば、従来は、電力会社が保有する電源のみを制御することで、電力系統１０を制御していたが、需要家が保有する二次電池２１〜２４をその能力や効果に応じて出力を配分・制御することで、電源を制御するのと同等の効果が得られ、また、需要家が保有する二次電池２１〜２４を目的とする制御目標に対し、効果が最大となる二次電池から優先的に制御することができるので、最少量の調整で電力流通設備を制御することが可能となる。

また、制御効果ｅ_ｉとして、あらかじめ決めた一定の閾値以下の二次電池を制御対象としない事で、制御効果ｅ_ｉの小さな二次電池の制御を避ける事ができる。特に、制御効果ｅ_ｉが小さいものの、制御余力が大きい二次電池に対しては、ｅ_ｉ＊ｒ_ｉが大きくなるため、大きな調整量が配分される可能性を避けることができ、もって、より効果的な制御が可能となる。

（第１２の実施の形態）
本発明の第１２の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０は、その構成例を図２１に示すように、図１６に示す第９の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０に、記憶部３１６を付加した構成としている。したがって、ここでは、第９の実施の形態と異なる点について説明する。

記憶部３１６は、各二次電池２１〜２４の制御優先順位を記憶している。

配分量演算部３１３は、各二次電池２１〜２４の出力調整量を求める際に、制御量演算部３１１によって計算された合計充放電量と、記憶部３１２に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御余力とに加えて、記憶部３１６に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御優先順位を考慮して、記憶部３１２に格納されている配分方法に従って各二次電池２１〜２４に配分するための配分計算を行い、各二次電池２１〜２４に対する出力調整量を計算する。

次に、以上のように構成した本実施の形態に係る電力系統制御装置３０の動作について図２２に示すフローチャートを用いて説明する。

すなわち、本実施の形態に係る電力系統制御装置３０によって、各二次電池２１〜２４を制御する場合には、まず通信装置２９によって、各二次電池２１〜２４からそれぞれの充放電量が取得される。また、電力系統１０から、系統内各部の系統状態量（例えば、送電線潮流や周波数）が取得される（ＳＰ１４１）。そして、ＳＰ１４１で取得された系統状態量から、制御量演算部３１１において、電力系統１０の制御に必要な二次電池による合計の制御量（充放電量）Ｘが計算される（ＳＰ１４２）。

次に、配分量演算部３１３によって、制御量演算部３１１によって計算された合計充放電量と、記憶部３１２に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御余力とに加えて、記憶部３１６に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御優先順位が考慮され、記憶部３１２に格納されている配分方法に従って各二次電池２１〜２４に配分するための配分計算が行われる（ＳＰ１４３）。この場合、対象とする制御に対して、制御優先順位の高い二次電池から、記憶部３１２に記憶された制御余力いっぱいの出力を配分するようにする。これを、配分量の総和が必要な合計制御量に達するまで繰り返す（ＳＰ１４４〜ＳＰ１４７）。そして、この様にして得られた各二次電池２１〜２４の出力調整量が各二次電池２１〜２４に対して指令される（ＳＰ１４８）。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０によれば、従来は、電力会社が保有する電源のみを制御することで、電力系統１０を制御していたが、需要家が保有する二次電池２１〜２４をその能力に応じて出力を配分・制御することで、電源を制御するのと同等の効果が得られ、また、需要家が保有する二次電池２１〜２４を優先順位、すなわち制御にかかるコストなど、二次電池を保有する需要家にとっての都合に応じて、目的とする制御目標に対して最適に制御するので、需要家にとっての不都合を最小化する事ができる。あるいは、制御に必要なコストを最少化することができる。

なお、制御優先順位を、電力系統制御装置３０から二次電池２１〜２４を制御するのに要するコストと考えた場合、需要家側の二次電池を単位量調整するのに必要な必要なコストｃ_ｉを用いて、第１１の実施の形態で説明したｅ_ｉ＊ｒ_ｉの代わりに、ｅ_ｉ＊ｒ_ｉ＊ｃ_ｉを用いることによって、所定の目標を最少のコストで制御することが可能となる．
（第１３の実施の形態）
本発明の第１３の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０は、その構成例を図２３に示すように、図１６に示す第９の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０に、制御余力演算部３１７と、記憶部３１８と、過負荷余力演算部３１９とを付加した構成としている。したがって、ここでは、第９の実施の形態と異なる点について説明する。

制御余力演算部３１７は、記憶部３１２に記憶された各二次電池２１〜２４の制御余力を用いて、各二次電池２１〜２４による制御余力の総和を計算する。

記憶部３１８は、各二次電池２１〜２４毎に、例えば図２４に示すような過負荷運転時の制御余力と運転可能時間との関係を示すデータを記憶している。

過負荷余力演算部３１９は、各二次電池２１〜２４に対して、記憶部３１８に記憶された過負荷運転時の制御余力の総和を計算する。

配分量演算部３１３は、制御量演算部３１１、制御余力演算部３１７、及び過負荷余力演算部３１９からの情報を用いて各二次電池２１〜２４の出力配分計算を行い、各二次電池２１〜２４に対する出力調整量を決定する。

次に、以上のように構成した本実施の形態に係る電力系統制御装置３０の動作について図２５に示すフローチャートを用いて説明する。

すなわち、本実施の形態に係る電力系統制御装置３０によって、各二次電池２１〜２４を制御する場合には、まず通信装置２９によって、各二次電池２１〜２４からそれぞれの充放電量が取得される。また、電力系統１０から、系統内各部の系統状態量（例えば、送電線潮流や周波数）が取得される（ＳＰ１５１）。そして、ＳＰ１５１で取得された系統状態量から、制御量演算部３１１において、電力系統１０の制御に必要な二次電池による合計の制御量（充放電量）Ｘが計算される（ＳＰ１５２）。

また、制御余力演算部３１７によって、記憶部３１２に記憶された各二次電池２１〜２４の制御余力が取得される（ＳＰ１５３）。そして、その制御余力を用いて、定格運転時の制御余力の総和が計算される（ＳＰ１５４）。

その後、配分量演算部３１３では、ＳＰ１５２で計算された合計制御量と、ＳＰ１５４で計算された定格運転時の制御余力とが比較される。そして、ＳＰ１５２で計算された合計制御量が、ＳＰ１５４で計算された定格運転時の制御余力よりも大きい場合（ＳＰ１５５：Ｎｏ）には、この合計制御量が、過負荷余力演算部３１９によって計算されるｉ倍過負荷制御余力と比較される（ＳＰ１５６）。

一方、ＳＰ１５７では、過負荷余力演算部３１９によって、記憶部３１８に記憶された過負荷運転時の制御余力と運転可能時間との関係を示すデータが用いられ、必要な合計制御量を確保するためのｉ倍過負荷運転（ｉ＝２，３，・・・ｎ）時の制御余力の総和が計算される。

したがって、配分量演算部３１３で行われるＳＰ１５６の処理では、ＳＰ１５２で計算された合計制御量と、ＳＰ１５７で計算された２倍過負荷運転時（ｉ＝２）の制御余力の総和とが先ず比較される。そして、合計制御量が、２倍過負荷運転時の制御余力よりも小さい場合（ＳＰ１５６：Ｙｅｓ）にはＳＰ１５８に進む。一方、小さくない場合（ＳＰ１５６：Ｎｏ）にはＳＰ１５７に進み、過負荷余力演算部３１９によって、ｉを２から３にインクリメントした３倍過負荷運転時（ｉ＝３）の制御余力の総和が計算される。そして、今度はＳＰ１５６において、ＳＰ１５２で計算された合計制御量と、ＳＰ１５７で計算された３倍負荷運転時（ｉ＝３）の制御余力の総和とが比較される。このようにして、過負荷制御余力の総和が、合計制御量よりも大きくなるまでＳＰ１５６とＳＰ１５７の処理を繰り返すことによって、何倍の過負荷運転を行うかが決定される。

その後、配分量演算部３１３によって、この過負荷運転条件にしたがって各二次電池２１〜２４に対する出力配分計算が行われる（ＳＰ１５８）。そして、この出力配分計算によって決定された各二次電池２１〜２４の出力調整量が、各二次電池２１〜２４に対して指令される（ＳＰ１５９）。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０によれば、従来は、電力会社が保有する電源のみを制御することで、電力系統１０を制御していたが、需要家が保有する二次電池２１〜２４をその能力に応じて出力を配分・制御することで、電源を制御するのと同等の効果が得られる。また、需要家が保有する二次電池２１〜２４の定格運転のみでは必要な制御量が得られないときには過負荷運転まで考慮して出力調整を行うので、目的とする制御目標に対して柔軟に制御することが可能となる。

なお、第９乃至第１２の実施の形態で示した電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置では、全ての二次電池２１〜２４の制御余力の総和が、合計制御量を下回っている場合、いずれの構成でも、出力指令値は制御余力を上回る値になってしまう。このような出力指令値が得られた際、当該二次電池のみ過負荷運転を行う。これにより、必要な合計制御量を確保し、不必要な過負荷運転を行わなくとも済むという効果が得られる。

（第１４の実施の形態）
本発明の第１４の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０は、その構成例を図２６に示すように、図１６に示す第９の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０に、記憶部３２０と、演算部３２１とを付加した構成としている。したがって、ここでは、第９の実施の形態と異なる点について説明する。

記憶部３２０は、図２３に示す記憶部３１８と同様に、各二次電池２１〜２４毎に、例えば図２４に示すような過負荷運転時の制御余力と運転可能時間との関係を示すデータを記憶している。

演算部３２１は、配分量演算部３１３によってなされた各二次電池２１〜２４に対する出力の配分計算結果と、記憶部３２０に記憶されたデータとを比較して、運転継続時間が最大となる出力調整量を計算する。

次に、以上のように構成した本実施の形態に係る電力系統制御装置３０の動作について図２７に示すフローチャートを用いて説明する。

すなわち、本実施の形態に係る電力系統制御装置３０によって、各二次電池２１〜２４を制御することによって電力系統１０の制御を行う場合には、まず通信装置２９によって、各二次電池２１〜２４からそれぞれの充放電量が取得される。また、電力系統１０から、系統内各部の系統状態量が取得される（ＳＰ１６１）。

次に、ＳＰ１６１で取得された情報に基づいて、制御量演算部３１１によって、電力系統１０の制御に必要な二次電池による合計制御量が計算される（ＳＰ１６２）。

そして、配分量演算部３１３では、制御量演算部３１１によって計算された合計充放電量が、記憶部３１２に記憶されている各二次電池２１〜２４の制御余力を考慮し、更に記憶部３１２に格納されている配分方法に従って計算されることにより、各二次電池２１〜２４に配分するための出力がそれぞれ計算され（ＳＰ１６３）、更に、各二次電池２１〜２４の定格運転時の制御余力を上回った量が計算される（Ｓ１６４）。

次に、演算部３２１によって、ＳＰ１６３及びＳＰ１６４の計算結果と、記憶部３２０に記憶されている過負荷運転時（２倍定格以上の運転）の制御余力と運転可能時間とのデータとが用いられ、以下のようにして配分出力値が修正される。

すなわち、先ず、定格運転時の制御余力を上回った二次電池が選択される（Ｓ１６５）。次に、定格運用を上回った配分出力が最も大きい二次電池の出力超過量の全量又は一部が、過負荷運転継続時間が最も長い二次電池に割り振られる（Ｓ１６６）。更に、この二次電池の運転状態が過負荷運転状態とされるとともに、制御余力が割り振られたものとして修正される（ＳＰ１６７）。そして、超過量が存在しそうな場合（ＳＰ１６８：Ｙｅｓ）には、ＳＰ１６６に戻り、超過量が存在しそうもない場合（ＳＰ１６８：Ｎｏ）には、ＳＰ１６９に進む。

ＳＰ１６９では、例えば２倍定格で運転されている二次電池に対しては、３倍、すなわち、そのひとつ上の過負荷運転で対応できる余力までとし、もし割り振る出力がこの過負荷運転のみで対応できない場合（ＳＰ１６９：Ｎｏ）は、その出力は、その次に長い継続時間の二次電池に割り振られる（ＳＰ１７０）。また、自らの二次電池の過負荷継続時間が最も長い場合は、この二次電池は、自らの１つ上の過負荷運転で対応される。

このようにしてＳＰ１６９において全ての二次電池の超過量がゼロになった場合（ＳＰ１６９：Ｙｅｓ）に、配分計算を終了する（ＳＰ１７１）。そして、この配分計算の結果に基づいて、二次電池２１〜２４に配分するための出力調整量がそれぞれ決定され、各二次電池２１〜２４は、この出力調整量に従って、出力が制御される（ＳＰ１７２）。

次に、上述したような出力調整方法を、図２８に示すような制御余力と運転継続時間との関係を持った３つの二次電池（二次電池Ａ、二次電池Ｂ、二次電池Ｃ）を対象になされる場合を例に具体的に説明する。

前提条件として、必要な合計制御量は１２０であり、かつ配分量演算部３１３において、二次電池Ａ、二次電池Ｂ、及び二次電池Ｃの定格運転能力に用いた配分値が、それぞれ６０，３０，３０になったとする。定格運転を考えると、それぞれ４０，２０，２０が定格運転での制御余力を上回っていることになる．
そこで、最も大きい二次電池Ａの配分量を過負荷運転で賄うようにする。過負荷運転で最も継続時間が長いのは二次電池Ａの２倍定格運転である。そこで、二次電池Ａを２倍定格運転とし、４０のうちの３０を２倍定格で配分する。この時、二次電池Ａの２倍定格の制御余力は０、３倍定格の制御余力は３０に修正される。更に不足している１０を、次に継続時間の長い二次電池Ｂの２倍定格運転で配分する。この結果、二次電池Ｂの制御余力は、２倍定格で１０、３倍定格で３０となる。

次に、二次電池Ｂで不足している２０を過負荷運転で対応する。最も継続時間の長い二次電池は二次電池Ｂの２倍定格運転でその時の余力は１０である。そこで、１０を二次電池Ｂの２倍定格で対応する。この時、二次電池Ｂの２倍定格の制御余力は０、３倍定格の制御余力は２０になる。不足した１０は次に継続時間の長い二次電池Ａの３倍定格運転で分担する。この結果、二次電池Ａの３倍定格の制御余力は２０になる。

更に、残った二次電池Ｃで不足している２０を過負荷運転で対応する。最も継続時間の長い二次電池Ａの３倍定格運転で制御余力分の２０を分担し、その結果、全ての必要制御量が配分される。

すなわち、必要な合計制御量１２０に対して、二次電池Ａは３倍定格運転で８０、二次電池Ｂは２倍定格運転で３０、二次電池Ｃは定格運転で１０配分されることになり、この時の運転継続時間は１時間となる。

単純に全ての二次電池を同じ過負荷運転をしようとすると、２倍定格運転では１１５の制御量しか確保できない。このため、例えば３倍運転で最も継続時間の長い二次電池Ａを３倍定格、二次電池Ｂ及び二次電池Ｃを２倍定格で運転すると継続時間は３０分で、上記アルゴリズムより継続時間は短くなってしまう。

上述したように、本実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置３０によれば、従来は、電力会社が保有する電源のみを制御することで、電力系統１０を制御していたが、需要家が保有する二次電池２１〜２４をその能力に応じて出力を配分・制御することで、電源を制御するのと同等の効果が得られ、また、需要家が保有する二次電池２１〜２４の定格運転のみでは必要な制御量が得られないときには過負荷運転まで考慮して、必要な合計制御量を運転継続時間が最大となるように各二次電池に配分できるという効果があるので、できるだけ長い時間、系統制御することが可能となる。

以上、本発明を実施するための最良の形態について、添付図面を参照しながら説明した。本発明によって奏される上述したような作用効果の延長として、更に、需要家の最大需要を抑制したり、あるいは深夜帯の電気料金が安価な電気を用いて二次電池を充電し、電気料金が高価な昼間に放電することによって需要を平準化すること、あるいは余剰電力を電力系統に電力を供給することで、様々な電力系統側への貢献をも可能となる。

なお、本発明は、上記各実施の形態で説明した構成に限定されない。特許請求の範囲の発明された技術的思想の範疇において、当業者であれば、各種の変更例及び修正例に想到し得るものであり、それら変更例及び修正例についても本発明の技術的範囲に属するものと了解される。

第１の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置によって制御される電力系統の構成例を示すブロック図。 第１の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 第１の実施の形態に係る電力系統制御装置の制御機能の動作を示すフローチャート。 第１の実施の形態に係る電力系統制御装置の計画機能の動作を示すフローチャート。 第２の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 第２の実施の形態に係る電力系統制御装置の信頼度運用計画機能の動作を示すフローチャート。 図６における信頼度運用計画計算の詳細処理を示すフローチャート。 第３の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 第３の実施の形態に係る電力系統制御装置の信頼度運用制御機能の動作を示すフローチャート。 第４の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 第４の実施の形態に係る電力系統制御装置の過負荷逐次抑制機能の動作を示すフローチャート。 第５の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 第５の実施の形態におけるフロー係数作成機能および過負荷即時抑制機能の動作を示すフローチャート。 送電線の送電損失を最小とする計算方法（ロスミニ計算）の一例を示すフローチャート。 第９の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置によって制御される電力系統の構成例を示すブロック図。 第９の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 第９の実施の形態に係る電力系統制御装置の動作を示すフローチャート。 第１１の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 第１１の実施の形態に係る電力系統制御装置を用いて負荷周波数制御を行う場合の動作を示すフローチャート。 第１１の実施の形態に係る電力系統制御装置を用いて過負荷解消制御を行う場合の動作を示すフローチャート。 第１２の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 第１２の実施の形態に係る電力系統制御装置の動作を示すフローチャート。 第１３の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 過負荷運転時の制御余力と運転可能時間との関係を示すデータの一例を示す図。 第１３の実施の形態に係る電力系統制御装置の動作を示すフローチャート。 第１３の実施の形態に係る電力系統制御方法を適用した電力系統制御装置の適用例を示すブロック図。 第１４の実施の形態に係る電力系統制御装置の動作を示すフローチャート。 二次電池の制御余力と運転継続時間との関係を示すデータの一例を示す図。 需要家における１日の需要カーブの例を示す図。 最大電力が契約電力を超えた日の需要カーブの一例を示す図。 従来技術による二次電池の制御方法を示すブロック図。 二次電池の出力例を示す図。 二次電池により出力変動を抑えた状態の一例を示す図。 二次電池の出力例を示す図。 二次電池の導入による契約電力変更を説明するための図。 二次電池の出力特性を示す図。 二次電池の潜在能力を説明するための図。 一般的な電力系統の構成例を示すブロック図。

符号の説明

１…二次電池、２…制御装置、３…受電端、５…配電系統、１０…電力系統、１１〜１５…変電所、１６…火力発電所、１７…水力発電所、１８…原子力発電所、２１〜２４…二次電池、２５…開閉器、２６…区分開閉器、２７…配電線、２９…通信装置、３０…電力系統制御装置、３１…制御機能、３２…計画機能、３３…信頼度運用計画機能、３４…信頼度運用制御機能、４０…二次電池制御システム、４０ａ…予定運転スケジュールデータベース、４１…遮断器、４２…検出器、４３…ＤＣ／ＡＣコンバータ、４４…二次電池、５０…中央給電指令所、５１…過負荷逐次抑制機能、５２…過負荷即時抑制機能、５４…フロー係数作成機能、６０…送電線、６１〜６４…需要家、３０１…取得部、３０２…決定部、３０３…制御部、３０４…表示部、３０５…系統条件計算部、３１１…制御量演算部、３１２，３１５，３１６，３１８，３２０…記憶部、３１３…配分量演算部、３１４…効果演算部、３１７…制御余力演算部、３１９…過負荷余力演算部、３２１…演算部

Claims (6)

1. 電力を使用する需要家側に備えられ、前記需要家に電力を供給する電力系統に接続されるとともに、前記需要家のために充放電を行う二次電池を使用して、前記電力系統の潮流制御あるいは系統制御を行う方法であって、
   前記二次電池の充電量と予定運転スケジュールとを前記二次電池から取得することと、
   需要予測に基づく前記電力系統への電力供給スケジュールを前記電力系統から取得することと、
   前記取得した前記二次電池の前記充電量と前記予定運転スケジュールと前記電力供給スケジュールとを用いて前記二次電池の新たな予定運転スケジュールを決定することと、
   前記決定した前記新たな予定運転スケジュールに基づいて前記二次電池を制御することと
   を備えた電力系統制御方法。
2. 請求項１に記載の電力系統制御方法において、
   前記電力系統に備えられた配電用変電所の変圧器の通過電力が、予め定めた許容値を超過しそうな場合には、
   前記二次電池の前記予定運転スケジュールと充放電能力とを前記二次電池から取得することと、
   前記取得した充放電能力と、前記取得した予定運転スケジュールとに基づいて、前記二次電池による充放電量を考慮して前記変圧器の通過電力を抑制するように前記二次電池の運転スケジュールを決定することと
   を更に備えた電力系統制御方法。
3. 請求項２に記載の電力系統制御方法において、
   前記取得した充放電能力に基づいて、前記二次電池による充放電量を考慮して前記変圧器の通過電力を抑制するように前記二次電池を制御する制御指令を作成することと、
   前記作成した制御指令に基づいて、前記二次電池の充放電量を制御することと
   を更に備えた電力系統制御方法。
4. 請求項２または請求項３に記載の電力系統制御方法において、
   前記取得した充電量及び前記予定運転スケジュール、又は前記取得した充放電能力に基づいて、前記電力系統の送電損失が最小となるような系統条件を計算することと、
   前記系統条件と前記予定運転スケジュールとに基づいて前記二次電池の運転スケジュールを決定するか、又は前記系統条件と前記充放電能力とに基づいて前記二次電池の充放電量を決定することと
   を備えた電力系統制御方法。
5. 請求項２乃至４のうち何れか１項に記載の電力系統制御方法において、
   前記電力系統に備えられた配電線の通過電力が、予め定めた許容値を超過しそうな場合には、前記充放電能力と前記予定運転スケジュールとに基づいて、前記二次電池による充放電量を考慮して前記配電線の通過電力を抑制するような前記二次電池の運転スケジュール、又は前記充放電量を決定することを更に備えた電力系統制御方法。
6. 電力を使用する需要家側に備えられ、前記需要家に電力を供給する電力系統に接続されるとともに、前記需要家のために充放電を行う二次電池を使用して、前記電力系統の潮流制御あるいは系統制御を行う装置であって、
   前記二次電池の充電量と予定運転スケジュールとを前記二次電池から取得すると共に、需要予測に基づく前記電力系統への電力供給スケジュールを前記電力系統から取得する取得手段と、
   前記取得手段によって取得された前記二次電池の前記充電量と前記予定運転スケジュールと前記電力供給スケジュールとを用いて前記二次電池の新たな予定運転スケジュールを決定する決定手段と、
   前記決定手段によって決定された前記新たな予定運転スケジュールに基づいて前記二次電池を制御する制御手段と
   を備えた電力系統制御装置。

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