JP2007202346A - 電力系統負荷周波数制御システム - Google Patents
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Abstract
【課題】電力系統の制御性、経済性の向上に有効な負荷周波数制御システムを提供すること。
【解決手段】周波数変化量(ΔF)と連系線潮流変化量(ΔPT)とに基いて地域要求電力(AR)を算出し、発電ユニット毎に配分するように指令を出す負荷周波数制御システムにおいて、(a)現在から過去一定時間までの前記発電ユニットそれぞれの出力変動量に基き修正した出力変化速度を用いて配分する、(b) 前記地域要求電力(AR)の値が正であれば、発電ユニット出力と最大出力との差分に応じて、また負であれば、発電ユニット出力と最小出力との差分に応じて発電ユニットを選定する、(c) 個々の発電ユニットの燃料費に応じて配分する、(d) 前記地域要求電力(AR)の周期成分を区分けして配分する、の何れかによることを特徴とする負荷周波数制御システム。
【選択図】図1
【解決手段】周波数変化量(ΔF)と連系線潮流変化量(ΔPT)とに基いて地域要求電力(AR)を算出し、発電ユニット毎に配分するように指令を出す負荷周波数制御システムにおいて、(a)現在から過去一定時間までの前記発電ユニットそれぞれの出力変動量に基き修正した出力変化速度を用いて配分する、(b) 前記地域要求電力(AR)の値が正であれば、発電ユニット出力と最大出力との差分に応じて、また負であれば、発電ユニット出力と最小出力との差分に応じて発電ユニットを選定する、(c) 個々の発電ユニットの燃料費に応じて配分する、(d) 前記地域要求電力(AR)の周期成分を区分けして配分する、の何れかによることを特徴とする負荷周波数制御システム。
【選択図】図1
Description
本発明は、電力系統の周波数を制御するシステムに係り、とくに電力系統の制御性および経済性を向上させるものに関する。
負荷周波数制御とは、発電ユニット出力を調整することにより、系統全体の周波数を規定値に維持することである。現在、日本における負荷周波数制御は、周波数変化量(ΔF)を検出して、これを少なくするように発電ユニット出力を調整し、系統周波数のみを規定値に保とうとする定周波数制御方式(FFC)と、周波数変化量(ΔF)と連系線潮流変化量(ΔPT)とを検出し、これから地域要求電力(AR)を算出し、その量に応じて発電ユニット出力を調整する周波数バイアス連系線潮流制御(TBC)との2つの方式の何れかによって運転されている(非特許文献1参照)。
ここでは、現在、日本の殆どの電力会社にて行われている周波数バイアス連系線潮流制御(TBC)の例について説明する。
周波数バイアス連系線潮流制御(TBC)は、各電力会社の中央給電指令所から、各発電ユニットに対して出力調整のために指令(上げ/下げ指令、または数値指令)を行うものであり、以下の手順にて行われている。
1.周波数変化量(ΔF)と連系線潮流変化量(ΔPT)とを用いて地域要求電力(AR)を下記(1)式により算出する。
※ 地域要求電力(AR)の値が正であれば、系統全体として発電ユニット出力を上げる必要がある。逆に、負の値であれば、系統全体として発電ユニット出力を下げる必要がある。
2.地域要求電力(AR)をフィルタリングする際には、過去の地域要求電力(AR)を用いて指数平滑等によるフィルタリングを行い、地域要求電力(AR)を火力、水力の発電ユニットに別けて分担する。
3.フィルタリングした地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分する際には、火力、水力の発電ユニットに別けて、負荷周波数制御が行われている全ての発電ユニットに対して、各発電ユニットの出力変化速度比あるいは出力余裕比等として配分する。
4.発電ユニット毎の目標指令値を算出する際には、配分された地域要求電力(AR)と、経済負荷配分制御(ELD)にて算出したELDスケジュールを足し合わせる等により算出する。また、目標指令値には、ある基準値以上を逸脱しないように上下限値が設けられている。
5.(a)上げ/下げ指令の場合:発電ユニット毎に算出した目標指令値を発電ユニットが上げ/下げ指令を出すかの判定は、前回目標指令値に対して算出した目標指令値がある一定値以上の差を生じるか否かを基準として行う。
(b)数値指令の場合:手順4で作成した目標指令値を、各発電ユニットに指令する。
6.発電ユニットが中央給電指令所からの指令を受取り、発電ユニット出力が変動し、その結果、系統周波数、並びに連系線潮流が変化する。
7. 手順1.に戻る。
2.地域要求電力(AR)をフィルタリングする際には、過去の地域要求電力(AR)を用いて指数平滑等によるフィルタリングを行い、地域要求電力(AR)を火力、水力の発電ユニットに別けて分担する。
3.フィルタリングした地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分する際には、火力、水力の発電ユニットに別けて、負荷周波数制御が行われている全ての発電ユニットに対して、各発電ユニットの出力変化速度比あるいは出力余裕比等として配分する。
4.発電ユニット毎の目標指令値を算出する際には、配分された地域要求電力(AR)と、経済負荷配分制御(ELD)にて算出したELDスケジュールを足し合わせる等により算出する。また、目標指令値には、ある基準値以上を逸脱しないように上下限値が設けられている。
5.(a)上げ/下げ指令の場合:発電ユニット毎に算出した目標指令値を発電ユニットが上げ/下げ指令を出すかの判定は、前回目標指令値に対して算出した目標指令値がある一定値以上の差を生じるか否かを基準として行う。
(b)数値指令の場合:手順4で作成した目標指令値を、各発電ユニットに指令する。
6.発電ユニットが中央給電指令所からの指令を受取り、発電ユニット出力が変動し、その結果、系統周波数、並びに連系線潮流が変化する。
7. 手順1.に戻る。
上記処理方法に関して、過去に特許文献1や特許文献2などが報告されている。
特開2002-209336号公報
特開2001-238355号公報
電気学会技術報告第869号(「電力系統における常時及び緊急時の負荷周波数制御」電気学会 電力・エネルギー部門 電力系統技術委員会 133頁〜141頁)
上記したように、負荷周波数制御システムは、発電ユニット出力を調整することにより、系統全体の周波数を規定値に近付けようとしている。
しかしながら、短周期の需要の変動の場合、発電ユニットの上げまたは下げ指令は、頻繁に上げ、下げ指令が繰り返されて、発電ユニットの応動がハンチングを起こす恐れがある。そのため、系統全体の周波数も同様にハンチングを起こす恐れがある。
また、発電ユニット出力が最大出力、または最小出力の付近となっている場合に、中央給電指令所からの指令が行われると、発電ユニット出力が最大出力、または最小出力に張り付いてしまう可能性があり、地域要求電力(AR)を十分に配分し切れず、制御性や経済性を阻害することになる。
本発明は上述の点を考慮してなされたもので、電力系統の制御性、経済性の向上に有効な負荷周波数制御システムを提供することを目的とする。
上記目的達成のため、本発明は、
電力系統における周波数変化量(ΔF)を検出する手段と、前記電力系統に連系する電力線の連系線潮流変化量(ΔPT)を検出する手段と、前記周波数変化量(ΔF)および前記連系線潮流変化量(ΔPT)を用いて地域要求電力(AR)を算出する手段と、前記地域要求電力(AR)をフィルタリングするフィルタリング手段と、前記フィルタリング手段からの前記地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分するAR配分手段と、前記配分手段により配分された前記地域要求電力(AR)と経済負荷配分制御(ELD)により算出したELDスケジュールとから発電ユニット毎に目標指令値を算出する手段と、前記目標指令値を当該発電ユニットが上げ/下げ指令を出すか否かを判定し、当該発電ユニットに上げ/下げ指令として伝送するか、または前記目標指令値を数値指令として伝送する手段とをそなえた負荷周波数制御システムにおいて、
前記AR配分手段は、
(a) 現在から過去一定時間までの前記発電ユニットそれぞれの出力変動量に基き修正した出力変化速度を用いて配分する、
(b) 前記地域要求電力(AR)の値が正であれば、発電ユニット出力と最大出力との差分に応じて、また負であれば、発電ユニット出力と最小出力との差分に応じて発電ユニットを選定する、
(c) 個々の発電ユニットの燃料費に応じて配分する、
(d) 前記地域要求電力(AR)の周期成分を区分けして配分する、
の何れかによることを特徴とする負荷周波数制御システム、
を提供するものである。
電力系統における周波数変化量(ΔF)を検出する手段と、前記電力系統に連系する電力線の連系線潮流変化量(ΔPT)を検出する手段と、前記周波数変化量(ΔF)および前記連系線潮流変化量(ΔPT)を用いて地域要求電力(AR)を算出する手段と、前記地域要求電力(AR)をフィルタリングするフィルタリング手段と、前記フィルタリング手段からの前記地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分するAR配分手段と、前記配分手段により配分された前記地域要求電力(AR)と経済負荷配分制御(ELD)により算出したELDスケジュールとから発電ユニット毎に目標指令値を算出する手段と、前記目標指令値を当該発電ユニットが上げ/下げ指令を出すか否かを判定し、当該発電ユニットに上げ/下げ指令として伝送するか、または前記目標指令値を数値指令として伝送する手段とをそなえた負荷周波数制御システムにおいて、
前記AR配分手段は、
(a) 現在から過去一定時間までの前記発電ユニットそれぞれの出力変動量に基き修正した出力変化速度を用いて配分する、
(b) 前記地域要求電力(AR)の値が正であれば、発電ユニット出力と最大出力との差分に応じて、また負であれば、発電ユニット出力と最小出力との差分に応じて発電ユニットを選定する、
(c) 個々の発電ユニットの燃料費に応じて配分する、
(d) 前記地域要求電力(AR)の周期成分を区分けして配分する、
の何れかによることを特徴とする負荷周波数制御システム、
を提供するものである。
本発明は上述のように、地域要求電力の短周期需要変動に対して地域要求電力の配分を行うようにしたため、需要に見合った制御性を持ち、かつ経済性の良好な負荷周波数制御を行うことができる。
以下、添付図面を参照して本発明の実施形態を説明する。
(発明の概要)
図1は、本発明による電力系統負荷周波数制御システムを示す構成図である。この図1において、電力系統1は、その内部に複数の発電ユニットG1,G2,…,Gnを有し、他系統3との間で連系線4を介して連系されている。
図1は、本発明による電力系統負荷周波数制御システムを示す構成図である。この図1において、電力系統1は、その内部に複数の発電ユニットG1,G2,…,Gnを有し、他系統3との間で連系線4を介して連系されている。
発電ユニットG1,G2,…,Gnと計算機2とは、検出用信号線11と制御用信号線12とを介して、夫々の計算機内の発電ユニット出力信号入力部201,201,…,20n、上げ/下げ判定手段231,232,…,23nおよび数値指令伝送部241,242,…,24nに接続されている。
発電ユニット出力信号入力部201,202,…,20nからの情報は、それぞれ目標指令値作成部221,222,…,22nに伝送され、その後、各発電ユニット出力信号が作成されて、各別に上げ/下げ判定手段231,232,…23n、もしくは数値指令伝送部241,242,…,24nに伝送される(上げ/下げ判定手段および数値指令伝送部のどちらを選択するかは、電力会社(中央給電指令所)によって決められている。)。
AR計算部25は、電力系統のデータ検出部10から検出された周波数変化量(ΔF)と連系線潮流変化量(ΔPT)とを得てAR値の計算を行うものであり、その出力はARフィルタ部26に与えられる。そして、ARフィルタ部26からAR配分部27を経由して、各発電ユニットへの目標指令値作成部221,222,…,22nに入力される。
また、ARフィルタ部26にて作成されたELDスケジュールを補正するための補正値が、ELDスケジュール計算部31に入力される。
発電端総需要計算部28は、発電ユニット出力信号入力部201,202,…,20nからの発電ユニット出力を取り込んで発電端総需要を計算するもので、その出力がオンライン予測需要部29に与えられる。そして、オンライン予測需要部29と前日運転計画部30と、ARフィルタ部26にて作成されたELDスケジュールを補正するための補正値とが、ELDスケジュール計算部31に与えられる。
ELDスケジュール計算部31による経済負荷配分の計算結果(ELD値)は、目標指令値作成部221,222,…,22nへ与えられる。かくして、目標指令値作成部221,222,…,22nは、発電ユニット1の出力信号と、AR値と、ELD値とを入力として目標値を作成する。なお、5は、マンマシンインタフェース(MMI)を表している。
図2は、発電ユニットへの地域要求電力(AR)の配分条件を示すフローチャートである。先ず、電力系統から検出された周波数変化量(ΔF)および連系線潮流変化量(ΔPT)が計算機2内のAR計算部25に与えられ、地域要求電力(AR)が計算される(ステップS20)。
次いで、ARフィルタ部26によって地域要求電力(AR)がフィルタリングされる(ステップS21)。そして、AR配分部27にて各発電ユニット1〜nに対して地域要求電力(AR)の配分量が求められ(ステップS22)、目標指令値作成部22に入力される(ステップS23)。
その後、ステップS25の上げ/下げ判定手段23、またはステップS26の数値指令伝送部24に伝送され、各発電ユニット1〜nに指令を出すことになる(ステップS27)。
また、ARフィルタ部26にて作成されたELDスケジュールを補正するための補正値は、ELDスケジュール計算部31に入力される(ステップS21)。これに基き、ELDスケジュール計算部31による計算が行われる(ステップS202)。
一方、ステップS21で得られた運用データのオンライン需要予測および前日運転計画、ならびにステップS202で得られたELDスケジュール計算部31による経済負荷配分の計算結果(ELD値)が、各目標指令値作成部221,222,…,22nに入力されて目標指令値が作成される。
ここで、目標指令値作成部221,222,…,22nへの入力は、発電ユニット出力入力部201,202,…,20nの各出力と、AR配分部27からの配分量とELDスケジュール計算部31からの経済負荷配分の計算結果(ELD値)との3種類があり、またELDスケジュール計算部31へは、発電ユニット端総需要計算部28から求めたオンライン予測需要27と、前日運転計画30と、ARフィルタ部26にて作成したELDスケジュールを補正するための補正値との3種類が入力される。
(実態形態1)
図3および図4を参照して本発明の実施形態1を説明する。
図3および図4を参照して本発明の実施形態1を説明する。
実施形態1では、AR配分部27は、負荷周波数制御が行われる制御周期毎(例えば、T秒毎)に、フィルタリングした地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分する。その際、出力変化速度の情報が必要となるが、常時一定の値を用いるのではなく、時々刻々変化する発電ユニットの変化状況に応じて出力変化速度を修正する。
具体的には、現在から過去一定時間前(Nポイント前)までの発電ユニットの指令状況を考慮して、上げまたは下げ指令を行った回数に対する発電ユニットの変化量を算出し、単位時間(負荷周波数制御が行われる制御周期(例えば、T秒間))の出力変化速度を修正し、その修正した出力変化速度を用いて地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分する。
この実施形態1によれば、実際の発電ユニット1〜nの出力変化速度に基づいた単位出力変化速度で地域要求電力(AR)を配分することができ、制御残とか過制御が少なくなり、制御性能の向上となる。
(実態の形態2)
図5および図6を参照して本発明の実施形態2につき説明する。
図5および図6を参照して本発明の実施形態2につき説明する。
実施形態2では、AR配分部27は、負荷周波数制御が行われる制御周期毎(例えば、T秒毎)に、フィルタリングした地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分する。発電ユニット毎に配分する際には、地域要求電力(AR)の配分対象の発電ユニットのみに対して行うことになる。
一方、上げ/下げ指令を行っている場合、ある発電ユニットの現在出力が最大出力付近にいる場合に、更に出力を上げるような指令を行うと、最大出力の上限値に掛かってしまい、地域要求電力(AR)に対して、制御残となるような指令が行われることになる。そこで、発電ユニット出力と最大出力との差分に応じて、地域要求電力(AR)を配分する発電ユニットを選定するような方法を考える。
具体的には、地域要求電力(AR)の符号が正の場合、図5に示すように、地域要求電力(AR)の配分対象となる各発電ユニットに対して、最大出力と現在出力との差分を算出し、その差分が、負荷周波数制御が行われる制御周期(例えば、T秒毎)の間に変化できる量よりも小さければ、地域要求電力(AR)を配分しないようにする。
図6は、実施形態2におけるAR配分部27の動作を示すフローチャートである。
この実施形態2によれば、地域要求電力(AR)に対して、出力変化可能な発電ユニットに配分されることができ、制御残が少なくなることで、制御性能の向上となる。
(実態形態3)
図7および図8を参照して本発明の実施形態3を説明する。
図7および図8を参照して本発明の実施形態3を説明する。
実施形態3では、AR配分部27は、負荷周波数制御が行われる制御周期毎(例えば、T秒毎)に、フィルタリングした地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分する。発電ユニット毎に配分する際には、地域要求電力(AR)の配分対象の発電ユニットのみに対して行うことになるが、上げ/下げ指令を行っている場合、ある発電ユニットの現在出力が最小出力付近にいる場合に、更に出力を下げるような指令を行うと、最小出力の下限値に掛かってしまい、地域要求電力(AR)に対して、制御残となるような指令が行われることになる。
そこで、発電ユニット出力と最小出力の差分に応じて、地域要求電力(AR)を配分する発電ユニットを選定する。
具体的には、地域要求電力(AR)の符号が負の場合、図7に示すように、地域要求電力(AR)の配分対象となる各発電ユニット1〜nに対して、現在出力と最小出力との差分を算出し、その差分が、負荷周波数制御が行われる制御周期(例えば、T秒毎)の間に変化できる量よりも小さければ、地域要求電力(AR)を配分しないようにする。
図8は、本発明の実施形態3におけるAR配分部27の動作を示すフローチャートである。
この実施形態3によれば、地域要求電力(AR)に対して、出力変化可能な発電ユニットに配分されることができ、制御残が少なくなることで、制御性能の向上となる。
(実態形態4)
図9を参照して本発明の実施形態4を説明する。
図9を参照して本発明の実施形態4を説明する。
実施形態4では、AR配分部27は、負荷周波数制御が行われる制御周期毎(例えば、T秒毎)に、フィルタリングした地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分する。発電ユニット毎に配分する際には、地域要求電力(AR)の配分対象の発電ユニットのみに対して行うことになるが、ここでは、個々の発電ユニットの燃料費に着目し、最も経済的になるように配分する。
具体的には、通常、経済負荷配分制御(ELD)にて用いられる等増分燃料費法(等λ法)をそのまま用いることにより、最も経済的に地域要求電力(AR)を配分する。
いま、n台の発電ユニット1からnが、それぞれ地域要求電力(AR)を、AR1,AR2,・・・,ARnとして配分しようとするとき、
となる。ここで、各発電ユニットの所要燃料費をF1,F2,・・・,Fnとすれば、これらは各発電ユニット出力の関数として表すことができるので、この合計は、
となる。
すなわち、増分燃料費を等しくする配分が最経済となる。これを簡略化して5機の発電ユニットで表したのが図9となる。
この実施形態4によれば、最も経済的に地域要求電力(AR)を配分することができ、経済性の向上となる。
(実態形態5)
図10を参照して実施形態5につき説明する。
図10を参照して実施形態5につき説明する。
ARフィルタ部26、AR配分部27は、負荷周波数制御が行われる制御周期毎(例えばT秒毎)に、地域要求電力(AR)をフィルタリングし、発電ユニット毎に配分する。発電ユニット毎に配分する際には、地域要求電力(AR)の配分対象の発電ユニットのみに対して行うことになるが、ここでは、地域要求電力(AR)の変動周期成分に着目し、変動周期成分を区分けして地域要求電力(AR)を配分する。
具体的には、地域要求電力(AR)が数10秒周期から1,2分周期程度の短い周期成分は、制御性を優先させ、通常の方式(出力変化速度比、出力余裕比など)にて配分し、1,2分周期から数分周期の長い周期成分は、経済性を優先させる。そして、個々の発電ユニットの燃料費に着目して最も経済的になるように配分する。
地域要求電力(AR)を変動周期ごとに分ける手段は、例えば、特開2002-209336号公報(請求項2)および特開2001-238355号公報(請求項2)に記載のProny解析によればよい。また、経済負荷配分制御(ELD)にて算出したELDスケジュールが、ある一定期間、算出した目標指令値と大きくかけ離れている場合、地域要求電力(AR)は同符号となる頻度が多くなり、オフセットが残るため、オフセット分をELDスケジュールに補正することで、負荷周波数制御を行う周期時間(例えば、T秒毎)内に地域要求電力(AR)を十分に制御することができ、系統としての制御性の向上となる。
図10は、本発明の実施形態5におけるAR配分部27の動作を示すフローチャートである。
この実施形態5によれば、地域要求電力(AR)に対して、周期成分ごとに配分方式を変えることにより、制御性と経済性の両方を考慮した配分を行うことができ、制御性、経済性の向上となる。
1:電力系統、2:計算機、
221,222,・・・,22n:目標指令値作成部、
231,232,・・・,23n:上げ/下げ指令判定手段、
241,242,・・・,24n:数値指令伝送部、
25:AR計算部、26:ARフィルタ部、27:AR配分部、
28:発電端総需要計算部、29:オンライン予測需要、
30:前日運転計画、31:ELDスケジュール計算部、
3:他系統、4:連系線、5:MMI(マンマシンインターフェース)。
221,222,・・・,22n:目標指令値作成部、
231,232,・・・,23n:上げ/下げ指令判定手段、
241,242,・・・,24n:数値指令伝送部、
25:AR計算部、26:ARフィルタ部、27:AR配分部、
28:発電端総需要計算部、29:オンライン予測需要、
30:前日運転計画、31:ELDスケジュール計算部、
3:他系統、4:連系線、5:MMI(マンマシンインターフェース)。
Claims (4)
- 電力系統における周波数変化量(ΔF)を検出する手段と、前記電力系統に連系する電力線の連系線潮流変化量(ΔPT)を検出する手段と、前記周波数変化量(ΔF)および前記連系線潮流変化量(ΔPT)を用いて地域要求電力(AR)を算出する手段と、前記地域要求電力(AR)をフィルタリングするフィルタリング手段と、前記フィルタリング手段からの前記地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分するAR配分手段と、前記配分手段により配分された前記地域要求電力(AR)と経済負荷配分制御(ELD)により算出したELDスケジュールとから発電ユニット毎に目標指令値を算出する手段と、前記目標指令値を当該発電ユニットが上げ/下げ指令を出すか否かを判定して当該発電ユニットに上げ/下げ指令として伝送するか、または前記目標指令値を数値指令として伝送する手段とをそなえた負荷周波数制御システムにおいて、
前記AR配分手段は、現在から過去一定時間までの前記発電ユニットそれぞれの出力変動量に基き修正した出力変化速度を用いて配分することを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 電力系統における周波数変化量(ΔF)を検出する手段と、前記電力系統に連系する電力線の連系線潮流変化量(ΔPT)を検出する手段と、前記周波数変化量(ΔF)および前記連系線潮流変化量(ΔPT)を用いて地域要求電力(AR)を算出する手段と、前記地域要求電力(AR)をフィルタリングするフィルタリング手段と、前記フィルタリング手段からの前記地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分するAR配分手段と、前記配分手段により配分された前記地域要求電力(AR)と経済負荷配分制御(ELD)により算出したELDスケジュールとから発電ユニット毎に目標指令値を算出する手段と、前記目標指令値を当該発電ユニットが上げ/下げ指令を出すか否かを判定して当該発電ユニットに上げ/下げ指令するか、または前記目標指令値を数値指令として伝送する手段とをそなえた負荷周波数制御システムにおいて、
前記AR配分手段は、前記地域要求電力(AR)の値が正であれば、発電ユニット出力と最大出力との差分に応じて、また負であれば、発電ユニット出力と最小出力との差分に応じて、地域要求電力(AR)を配分する発電ユニットを選定することを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 電力系統における周波数変化量(ΔF)を検出する手段と、前記電力系統に連系する電力線の連系線潮流変化量(ΔPT)を検出する手段と、前記周波数変化量(ΔF)および前記連系線潮流変化量(ΔPT)を用いて地域要求電力(AR)を算出する手段と、前記地域要求電力(AR)をフィルタリングするフィルタリング手段と、前記フィルタリング手段からの前記地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分するAR配分手段と、前記配分手段により配分された前記地域要求電力(AR)と経済負荷配分制御(ELD)により算出したELDスケジュールとから発電ユニット毎に目標指令値を算出する手段と、前記目標指令値を当該発電ユニットが上げ/下げ指令を出すか否かを判定して当該発電ユニットに上げ/下げ指令として伝送するか、または前記目標指令値を数値指令として伝送する手段とをそなえた負荷周波数制御システムにおいて、
前記AR配分手段は、個々の発電ユニットの燃料費に応じて配分することを特徴とする負荷周波数制御システム。 - 電力系統における周波数変化量(ΔF)を検出する手段と、前記電力系統に連系する電力線の連系線潮流変化量(ΔPT)を検出する手段と、前記周波数変化量(ΔF)および前記連系線潮流変化量(ΔPT)を用いて地域要求電力(AR)を算出する手段と、前記地域要求電力(AR)をフィルタリングするフィルタリング手段と、前記フィルタリング手段からの前記地域要求電力(AR)を発電ユニット毎に配分するAR配分手段と、前記配分手段により配分された前記地域要求電力(AR)と経済負荷配分制御(ELD)により算出したELDスケジュールとから発電ユニット毎に目標指令値を算出する手段と、前記目標指令値を当該発電ユニットが上げ/下げ指令を出すか否かを判定し、当該発電ユニットに上げ/下げ指令として伝送するか、または前記目標指令値を数値指令として伝送する手段とをそなえた負荷周波数制御システムにおいて、
前記AR配分手段は、前記地域要求電力(AR)の周期成分を区分けして配分することを特徴とする負荷周波数制御システム。
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Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102227086A (zh) * | 2011-06-22 | 2011-10-26 | 重庆市电力公司 | 一种实时判定电力系统低频振荡辨识信号扰动的方法 |
JP2015037371A (ja) * | 2013-08-14 | 2015-02-23 | 富士電機株式会社 | 需給制御装置 |
JP2019187099A (ja) * | 2018-04-10 | 2019-10-24 | 株式会社東芝 | 電力需給制御システム、電力需給制御用プログラム及び電力需給制御方法 |
JP2021141700A (ja) * | 2020-03-04 | 2021-09-16 | 株式会社日立製作所 | 電力系統の需給調整装置、電力系統の負荷周波数制御装置、電力系統のバランシンググループ装置および電力系統の需給調整方法 |
-
2006
- 2006-01-27 JP JP2006019414A patent/JP2007202346A/ja active Pending
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