JP2012029414A - Power system interconnection monitoring device - Google Patents
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Abstract
Description
本発明の実施形態は、連系された電力系統を監視する電力系統連系監視装置に関する。 Embodiments described herein relate generally to a power grid interconnection monitoring device that monitors a linked power grid.
一般に、自然エネルギー利用発電、燃料補給型発電、又は再生可能エネルギー利用発電などの分散型電源を用いた電力系統が知られている。自然エネルギー利用発電とは、太陽光発電又は風力発電などである。燃料補給型発電とは、燃料電池又はガスエンジン発電装置などである。再生可能エネルギー利用発電とは、バイオマス発電又は水力発電などである。このような分散型電源を用いた電力系統を、電力会社の所有する電力系統に連系させるために、電力系統連系監視装置が設置されることがある。 In general, a power system using a distributed power source such as a natural energy-based power generation, a fuel supply-type power generation, or a renewable energy-based power generation is known. Natural energy-based power generation is solar power generation or wind power generation. The fuel supply type power generation is a fuel cell or a gas engine power generation device. Renewable energy-based power generation is biomass power generation or hydropower generation. In order to link an electric power system using such a distributed power supply to an electric power system owned by an electric power company, an electric power system interconnection monitoring device may be installed.
分散型電源の電力系統連系監視装置の役割としては、次のようなものがある。電力系統連系監視装置は、電力会社の電力系統と連系して、発電電力を電力系統へ流通させる。電力系統連系監視装置は、電力系統で発生する事故等から保護して、安全に分散型電源を運転する。電力系統連系監視装置は、公共設備とも言うべき電力系統への影響を最小限に抑える働きをする。このような働きとしては、電力系統連系監視装置は、保安上の問題から電力系統での単独運転を防止し、又は分散型電源自身の故障による電力系統への事故波及の防止等をする。 The role of the power system interconnection monitoring device of the distributed power supply is as follows. The power grid interconnection monitoring device is linked to the power grid of the power company and distributes the generated power to the power grid. The power grid interconnection monitoring device operates a distributed power source safely, protecting it from accidents occurring in the power grid. The power grid interconnection monitoring device works to minimize the influence on the power grid, which can be called public facilities. As such a function, the power system interconnection monitoring device prevents an isolated operation in the power system from a safety problem, or prevents an accident spread to the power system due to a failure of the distributed power source itself.
また、電力系統連系監視装置は、複数の分散型電源と電力需要負荷が混在する小規模電力系統を電力会社の電力系統と連系する電力系統に適用される場合がある。この場合、電力系統連系監視装置は、電力会社の電力系統と小規模電力系統との連系点有効電力が一定範囲になるように制御し、かつ、エネルギーコスト低減を目的として、電力需要と供給電力(発電電力)とを調整する制御をする機能を備えるものもある。 The power system interconnection monitoring device may be applied to a power system that links a small-scale power system in which a plurality of distributed power sources and power demand loads are mixed with a power system of a power company. In this case, the power system interconnection monitoring device controls the power demand of the power company so that the effective power at the connection point between the power system and the small-scale power system is within a certain range, and for the purpose of reducing energy costs. Some have a function of controlling supply power (generated power).
近年、太陽光発電や風力発電等の自然エネルギー利用発電の導入拡大が進み、出力安定化を図るための蓄電池が併設された電源システムが増えている。また、このような電源システムに、燃料補給型発電を自家用発電装置として併設する一般需要家もある。このように多様な発電装置と需要負荷が混在するシステムを商用系統と連系して運用する場合は、商用系統への「逆潮流なし」で契約することが多い。しかし、最近では、太陽光発電や風力発電等の余剰電力を電力会社へ売電するために、逆潮流ありで契約する場合も増えている。さらに、太陽光発電を普及させるために、太陽光発電由来の電力買取価格を引き上げる動きもある。 In recent years, the introduction and expansion of power generation using natural energy such as solar power generation and wind power generation has progressed, and the number of power supply systems provided with a storage battery for stabilizing output has increased. In addition, there is a general consumer who installs fuel-supplemented power generation as a private power generator in such a power supply system. When a system in which various power generation devices and demand loads are mixed and operated in this way is often contracted with “no reverse power flow” to the commercial system. However, recently, in order to sell surplus power such as solar power generation and wind power generation to electric power companies, there is an increasing number of contracts with reverse power flow. Furthermore, in order to popularize solar power generation, there is a movement to raise the purchase price of power derived from solar power generation.
しかしながら、上述した電力系統連系監視装置は、貯蔵電力や逆潮流電力の由来を判別することはできない。このため、商用系統へ逆潮流させた場合、電力系統連系監視装置は、逆潮流電力のうち特定の発電装置により発電された電力量がどの程度の量なのかを判別することはできない。このため、「逆潮流あり」で電力会社と契約しても、特定の発電装置による電力であるとして、その発電装置の電力買取価格で売電することができないことになる。 However, the power grid interconnection monitoring apparatus described above cannot determine the origin of stored power or reverse power flow. For this reason, when the reverse flow is caused to flow into the commercial system, the power grid interconnection monitoring device cannot determine how much of the reverse flow power is generated by a specific power generation device. For this reason, even if a contract is made with an electric power company with “reverse power flow”, it is not possible to sell power at the power purchase price of the power generation device, assuming that the power is generated by a specific power generation device.
そこで、本発明の実施形態による目的は、他の電力系統と連系し、発電装置及び電力貯蔵装置を備える電力系統に適用され、他の電力系統への逆潮流電力の発電由来を識別することのできる電力系統連系監視装置を提供することにある。 Therefore, an object according to an embodiment of the present invention is applied to a power system that is linked to another power system and includes a power generation device and a power storage device, and identifies the power generation origin of reverse power flow to the other power system. An object of the present invention is to provide a power system interconnection monitoring device capable of performing the above.
本発明の観点に従った電力系統連系監視装置は、他の電力系統と連系し、前記他の電力系統、第1の発電由来による第1の発電装置、又は第2の発電由来による第2の発電装置から供給される電力を負荷に供給し、電力を貯蔵する電力貯蔵装置を備える電力系統を監視する電力系統連系監視装置であって、前記他の電力系統との潮流電力を計測する潮流電力計測手段と、前記第1の発電装置から供給される前記第1の発電由来の電力を計測する第1の電力計測手段と、前記第2の発電装置から供給される前記第2の発電由来の電力を計測する第2の電力計測手段と、前記電力貯蔵装置の充放電電力を計測する充放電電力計測手段と、前記負荷に供給する負荷電力を計測する負荷電力計測手段と、前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第1の電力計測手段により計測された前記第1の発電由来の電力、前記第2の電力計測手段により計測された前記第2の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、及び前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力に基づいて、前記電力貯蔵装置に蓄電される蓄電電力の発電由来の内訳を演算する蓄電電力発電由来内訳演算手段と、前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第1の電力計測手段により計測された前記第1の発電由来の電力、前記第2の電力計測手段により計測された前記第2の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力、及び前記蓄電電力発電由来内訳演算手段により演算された前記蓄電電力の発電由来の内訳に基づいて、前記他の電力系統に逆潮流する逆潮流電力の発電由来の内訳を演算する逆潮流電力発電由来内訳演算手段とを備えている。 A power system interconnection monitoring device according to an aspect of the present invention is connected to another power system, and the other power system, the first power generation device derived from the first power generation, or the second power generation derived from the second power generation. A power grid interconnection monitoring device for monitoring a power system including a power storage device that supplies power supplied from the power generator of 2 to a load and stores the power, and measures power flow with the other power system Tidal power measuring means, first power measuring means for measuring power derived from the first power generation supplied from the first power generator, and the second power supplied from the second power generator. Second power measurement means for measuring power derived from power generation, charge / discharge power measurement means for measuring charge / discharge power of the power storage device, load power measurement means for measuring load power supplied to the load, The tide measured by the tidal power measuring means Electric power, electric power derived from the first electric power generation measured by the first electric power measuring means, electric power derived from the second electric power generation measured by the second electric power measuring means, measured by the charge / discharge electric power measuring means A storage power generation derived breakdown calculation means for calculating a breakdown derived from power generation of the stored power stored in the power storage device based on the charged / discharged power and the load power measured by the load power measurement means; , The tidal power measured by the tidal power measuring means, the power derived from the first power generation measured by the first power measuring means, and the second power generation measured by the second power measuring means. Derived power, the charge / discharge power measured by the charge / discharge power measurement means, the load power measured by the load power measurement means, and the stored power generation derived breakdown calculation means Based on the more breakdown from power generation of the computed the stored power, and a backward flow power generation from breakdown calculation means for calculating a breakdown from power generation of the backward flow power that flows reversely to the other electric power system.
以下図面を参照して、本発明の実施形態を説明する。 Embodiments of the present invention will be described below with reference to the drawings.
(第1の実施形態)
図1は、本発明の第1の実施形態に係る電力系統連系監視装置1の適用される電力系統の構成を示す構成図である。なお、以降の図における同一部分には同一符号を付してその詳しい説明を省略し、異なる部分について主に述べる。以降の実施形態も同様にして重複する説明を省略する。
(First embodiment)
FIG. 1 is a configuration diagram showing a configuration of a power system to which the power system interconnection monitoring device 1 according to the first embodiment of the present invention is applied. In addition, the same code | symbol is attached | subjected to the same part in subsequent figures, the detailed description is abbreviate | omitted, and a different part is mainly described. In the following embodiments, the same description is omitted.
電力系統連系監視装置1の適用される電力系統は、商用系統2と、2つの自然エネルギー利用発電装置4A,4Bと、2つの発電装置5A,5Bと、2つの電力貯蔵装置6A,6Bと、2つの電力需要負荷7A,7Bとが母線3に接続されている。本電力系統には、電力検出器8S,8NA,8NB,8GA,8GB,8BA,8BB,8LA,8LB(以下、「電力検出器8S〜8LB」と示す。)が設けられている。
The power grid to which the power grid interconnection monitoring device 1 is applied includes a
電力系統連系監視装置1は、電力検出器8S〜8LBにより検出されたそれぞれの有効電力に基づいて、商用系統2への逆潮流電力の発電由来を識別する。電力系統連系監視装置1は、コンピュータ10で構成されている。
The power grid interconnection monitoring device 1 identifies the power generation origin of the reverse power flow to the
図2は、本実施形態に係る電力系統連系監視装置1を構成するコンピュータ10の概要を示す構成図である。
FIG. 2 is a configuration diagram showing an outline of the
コンピュータ10の基本的な構成は、入力部91と、出力部92と、インタフェース93と、演算部94と、メモリ95と、記憶装置96と、バス97とを備えている。入力部91及び出力部92は、インタフェース93を介して、バス97と接続されている。
The basic configuration of the
バス97には、演算部94、メモリ95、及び記憶装置96が接続されている。入力部91は、キーボード又はマウスなどである。出力部92は、ディスプレイ又はプリンタなどである。演算部94は、中央処理装置又はチップセットなどである。メモリ95は、演算部94による演算を行うために一時的に情報を記憶するためのキャッシュメモリなどである。記憶装置96は、情報を記憶するためのハードディスクなどである。
A calculation unit 94, a
商用系統2は、例えば電力会社の電力系統である。
The
自然エネルギー利用発電装置4A,4Bは、太陽光発電又は風力発電のような自然エネルギーを利用する発電装置である。
The natural energy utilization
発電装置5A,5Bは、自然エネルギーを利用しない発電装置である。
The
電力貯蔵装置6A,6Bは、電力をエネルギーとして蓄える装置である。例えば、電力貯蔵装置6A,6Bは、二次電池である。電力貯蔵装置6A,6Bは、必要に応じて、蓄えた電気エネルギーを放電する。
The
電力需要負荷7A,7Bは、母線3から供給される電力を消費する負荷である。 The power demand loads 7 </ b> A and 7 </ b> B are loads that consume power supplied from the bus 3.
電力検出器8Sは、商用系統2から母線3に供給される有効電力(潮流電力)PSを検出する。電力検出器8Sは、商用系統2へ逆潮流している場合、有効電力PSを負の値として検出する。電力検出器8Sは、検出した有効電力PSを電力系統連系監視装置1に出力する。
The
電力検出器8NA,8NBは、それぞれ自然エネルギー利用発電装置4A,4Bから母線3に供給される有効電力(発電電力)PNA,PNBを検出する。電力検出器8NA,8NBは、検出した有効電力PNA,PNBを電力系統連系監視装置1に出力する。
The power detectors 8NA and 8NB detect active power (generated power) PNA and PNB supplied to the bus 3 from the natural energy utilization
電力検出器8GA,8GBは、それぞれ発電装置5A,5Bから母線3に供給される有効電力(発電電力)PGA,PGBを検出する。電力検出器8GA,8GBは、検出した有効電力PGA,PGBを電力系統連系監視装置1に出力する。
The power detectors 8GA and 8GB detect active power (generated power) PGA and PGB supplied to the bus 3 from the
電力検出器8BA,8BBは、それぞれ電力貯蔵装置6A,6Bから母線3に供給される有効電力(充放電電力)PBA,PBBを検出する。電力検出器8BA,8BBは、放電している場合、有効電力PBA,PBBを正の値として検出する。電力検出器8BA,8BBは、充電している場合、有効電力PBA,PBBを負の値として検出する。電力検出器8BA,8BBは、検出した有効電力PGA,PGBを電力系統連系監視装置1に出力する。
Power detectors 8BA and 8BB detect active power (charge / discharge power) PBA and PBB supplied to power bus 3 from
電力検出器8LA,8LBは、母線3からそれぞれ電力需要負荷7A,7Bに供給される有効電力(負荷電力)PLA,PLBを検出する。電力検出器8LA,8LBは、検出した有効電力PLA,PLBを電力系統連系監視装置1に出力する。 The power detectors 8LA and 8LB detect active power (load power) PLA and PLB supplied from the bus 3 to the power demand loads 7A and 7B, respectively. The power detectors 8LA and 8LB output the detected active power PLA and PLB to the power grid interconnection monitoring device 1.
電力系統連系監視装置1は、商用系統電力計測値算出部11と、自然エネルギー電力計測値算出部12と、発電装置電力計測値算出部13と、充放電電力計測値算出部14と、負荷電力計測値算出部15と、逆潮流内訳算出部16と、蓄電電力内訳算定部17と、結果処理部18と、結果出力表示部19と、データ記録部20と、伝送部21とを備えている。
The power grid interconnection monitoring device 1 includes a commercial grid power measurement
商用系統電力計測値算出部11は、電力検出器8Sにより検出された有効電力PSを算出する。従って、有効電力PSは、商用受電由来の有効電力である。商用系統電力計測値算出部11は、予め設定された時間範囲の有効電力PSの計測データの平均値PSvを算出する。商用系統電力計測値算出部11は、算出した有効電力PS及び平均値PSvを逆潮流内訳算出部16及び蓄電電力内訳算定部17に出力する。
The commercial grid power measurement
自然エネルギー電力計測値算出部12は、2つの電力検出器8NA,8NBによりそれぞれ検出された2つの自然エネルギー利用発電装置4A,4Bの有効電力PNA,PNBの合計の有効電力PNを算出する。有効電力PNは、自然エネルギー発電由来の有効電力の合計値である。自然エネルギー電力計測値算出部12は、予め設定された時間範囲の有効電力PNの計測データの平均値PNvを算出する。自然エネルギー電力計測値算出部12は、算出した有効電力PN及び平均値PNvを逆潮流内訳算出部16及び蓄電電力内訳算定部17に出力する。
The natural energy power measurement
発電装置電力計測値算出部13は、2つの電力検出器8GA,8GBによりそれぞれ検出された2つの発電装置5A,5Bの有効電力PGA,PGBの合計の有効電力PGを算出する。有効電力PGは、発電装置由来の有効電力の合計値である。発電装置電力計測値算出部13は、予め設定された時間範囲の有効電力PGの計測データの平均値PGvを算出する。発電装置電力計測値算出部13は、算出した有効電力PG及び平均値PGvを逆潮流内訳算出部16及び蓄電電力内訳算定部17に出力する。
The power generation device power measurement
充放電電力計測値算出部14は、2つの電力検出器8BA,8BBによりそれぞれ検出された2つの電力貯蔵装置6A,6Bの有効電力PBA,PBBの合計の有効電力PBを算出する。有効電力PBは、電力貯蔵装置6A,6Bの有効電力の合計値である。充放電電力計測値算出部14は、予め設定された時間範囲の有効電力PBの計測データの平均値PBvを算出する。充放電電力計測値算出部14は、算出した有効電力PB及び平均値PBvを逆潮流内訳算出部16及び蓄電電力内訳算定部17に出力する。
The charge / discharge power measurement
負荷電力計測値算出部15は、2つの電力検出器8LA,8LBによりそれぞれ検出された2つの電力需要負荷7A,7Bの有効電力PLA,PLBの合計の有効電力PLを算出する。有効電力PLは、電力需要負荷7A,7Bの有効電力の合計値である。負荷電力計測値算出部15は、予め設定された時間範囲の有効電力PLの計測データの平均値PLvを算出する。負荷電力計測値算出部15は、算出した有効電力PL及び平均値PLvを逆潮流内訳算出部16及び蓄電電力内訳算定部17に出力する。
The load power measurement
蓄電電力内訳算定部17には、商用系統電力計測値算出部11により算出された有効電力PS及び平均値PSv、自然エネルギー電力計測値算出部12により算出された有効電力PN及び平均値PNv、発電装置電力計測値算出部13により算出された有効電力PG及び平均値PGv、充放電電力計測値算出部14により算出された有効電力PB及び平均値PBv、及び負荷電力計測値算出部15により算出された有効電力PL及び平均値PLvが入力される。
The stored power breakdown calculation unit 17 includes an active power PS and an average value PSv calculated by the commercial grid power measurement
蓄電電力内訳算定部17は、発電由来毎の有効電力PS,PN,PG,PB,PL及び発電由来毎の有効電力の平均値PSv,PNv,PGv,PBv,PLvに基づいて、電力貯蔵装置6A,6Bに蓄電されている電気エネルギーの発電由来元及びその割合を、蓄電電力の発電由来別の内訳として算出する。蓄電電力内訳算定部17は、算出した蓄電電力の発電由来別の内訳を記録する。蓄電電力内訳算定部17は、記録した蓄電電力の発電由来別の内訳を、必要に応じて、逆潮流内訳算出部16及び結果処理部18に出力する。その他に、蓄電電力内訳算定部17は、演算結果を結果処理部18に出力する。
The stored power breakdown calculation unit 17 determines the
逆潮流内訳算出部16には、商用系統電力計測値算出部11により算出された有効電力PS及び平均値PSv、自然エネルギー電力計測値算出部12により算出された有効電力PN及び平均値PNv、発電装置電力計測値算出部13により算出された有効電力PG及び平均値PGv、充放電電力計測値算出部14により算出された有効電力PB及び平均値PBv、及び負荷電力計測値算出部15により算出された有効電力PL及び平均値PLvが入力される。逆潮流内訳算出部16は、必要に応じて、蓄電電力内訳算定部17から蓄電電力の発電由来別の内訳を取得する。
The reverse power flow
逆潮流内訳算出部16は、発電由来毎の有効電力PS,PN,PG,PB,PL、発電由来毎の有効電力の平均値PSv,PNv,PGv,PBv,PLv、及び蓄電電力内訳算定部17から取得する蓄電電力の発電由来別の内訳に基づいて、有効電力PSが逆潮流(PS<0)となっている場合に、有効電力PSの発電由来元とその割合を、逆潮流の発電由来別の内訳として算出する。逆潮流内訳算出部16は、算出した逆潮流の発電由来別の内訳を結果処理部18に出力する。その他に、逆潮流内訳算出部16は、演算結果を結果処理部18に出力する。
The reverse power flow
結果処理部18には、逆潮流内訳算出部16により算出された逆潮流の発電由来別の内訳などの演算結果情報及び蓄電電力内訳算定部17により算出された蓄電電力の発電由来別の内訳などの演算結果情報が入力される。
The
結果処理部18は、入力された各種の情報を出力先の形式に合わせるための加工をする。例えば、結果処理部18は、モニター等の画面表示用のフォーマット、データ記録装置へ記録するためのフォーマット、又は情報伝送のためのフォーマットなどに加工する。結果処理部18は、画面表示用のフォーマットに加工した情報を結果出力表示部19に出力する。結果処理部18は、記録するためのフォーマットに加工した情報をデータ記録部20に出力する。結果処理部18は、情報伝送のためのフォーマットに加工した情報を伝送部21に出力する。
The
結果出力表示部19は、結果処理部18により加工されたフォーマットに従って結果情報などを表示する。
The result
データ記録部20は、結果処理部18により加工されたフォーマットに従って結果情報などを記憶媒体に記録する。
The
伝送部21は、結果処理部18により加工された結果を、他の計算機又はサーバーなどの情報伝送先に情報ネットワーク経由で伝送する。
The
図3は、本実施形態に係る蓄電電力内訳算定部17による処理手順を示すフローチャートである。 FIG. 3 is a flowchart showing a processing procedure by the stored power breakdown calculation unit 17 according to the present embodiment.
商用系統2との間で取引される有効電力PSvは、電力系統連系監視装置1の適用される電力系統側で発生する有効電力の総和と理論的には同じになる。従って、計測された各有効電力PSv,PNv,PGv,PBv,PLvは、理論的には次式の関係が成立する。ここで、各有効電力の値は、図中に用いる符号で示す。同様に、以降の式においても、各有効電力の値は適宜符号で示す。
The active power PSv traded with the
PSv=PLv−(PNv+PGv+PBv) 式(1)
ここで、各有効電力の計測値には誤差が含まれる。このため、蓄電電力内訳算定部17は、式(1)の右辺の値PPvを次式で計算する。
PSv = PLv− (PNv + PGv + PBv) Formula (1)
Here, the measurement value of each active power includes an error. For this reason, the stored power breakdown calculation unit 17 calculates the value PPv on the right side of the equation (1) by the following equation.
PPv=PLv−(PNv+PGv+PBv) 式(2)
蓄電電力内訳算定部17は、次式に示すように、PPvとPSvとの差分の絶対値が、予め設定した許容誤差範囲ε1以内であるか否かをチェックする(ステップS101)。
PPv = PLv− (PNv + PGv + PBv) Equation (2)
The stored power breakdown calculation unit 17 checks whether or not the absolute value of the difference between PPv and PSv is within a preset allowable error range ε1 as shown in the following equation (step S101).
|PSv−PPv|≦ε1 式(3)
式(3)が成立しない場合は、蓄電電力内訳算定部17は、計測値の何れかに異常があると判断する。蓄電電力内訳算定部17は、異常があると判断した場合、計測データ異常を通知するための結果情報を結果処理部18に送信する(ステップS101のYes、ステップS102)。
| PSv−PPv | ≦ ε1 Formula (3)
When Expression (3) does not hold, the stored power breakdown calculation unit 17 determines that any of the measured values is abnormal. When the stored power breakdown calculation unit 17 determines that there is an abnormality, the result information for notifying the measurement data abnormality is transmitted to the result processing unit 18 (Yes in step S101, step S102).
式(3)が成立する場合は、蓄電電力内訳算定部17は、次の処理に進む(ステップS101のNo、ステップS103)。 When Expression (3) is established, the stored power breakdown calculation unit 17 proceeds to the next process (No in step S101, step S103).
蓄電電力内訳算定部17は、電力貯蔵装置6A,6Bが放電中(PBv>0)か否かを判断する(ステップS103)。
The stored power breakdown calculation unit 17 determines whether or not the
蓄電電力内訳算定部17は、電力貯蔵装置6A,6Bが放電中であると判断した場合は、放電電力の発電由来別の内訳を演算する(ステップS103のYes、ステップS104)。
When it is determined that the
蓄電電力内訳算定部17は、電力貯蔵装置6A,6Bが放電中でない(充電中である)と判断した場合は、次の処理に進む(ステップS103のNo、ステップS105)。
When the stored power breakdown calculation unit 17 determines that the
蓄電電力内訳算定部17は、商用系統2へ逆潮流している(PSv<0)か否かを判断する(ステップS105)。 The stored power breakdown calculation unit 17 determines whether or not a reverse power is flowing to the commercial grid 2 (PSv <0) (step S105).
蓄電電力内訳算定部17は、商用系統2へ逆潮流していると判断した場合は、商用系統2からの充電が無い場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算をする(ステップS105のYes、ステップS106)。
If the stored power breakdown calculation unit 17 determines that there is a reverse flow to the
蓄電電力内訳算定部17は、商用系統2へ逆潮流していないと判断した場合は、次の処理に進む(ステップS105のNo、ステップS107)。
When the stored power breakdown calculation unit 17 determines that no reverse power flow has been made to the
蓄電電力内訳算定部17は、負荷電力が商用系統2から受電する有効電力以上(PLv≧PSv)か否かを判断する(ステップS107)。 The stored power breakdown calculation unit 17 determines whether or not the load power is greater than or equal to the active power received from the commercial grid 2 (PLv ≧ PSv) (step S107).
蓄電電力内訳算定部17は、負荷電力が商用系統2から受電する有効電力以上と判断した場合は、商用系統2からの充電が無い場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算をする(ステップS107のYes、ステップS106)。
When the stored power breakdown calculation unit 17 determines that the load power is greater than or equal to the active power received from the
蓄電電力内訳算定部17は、負荷電力が商用系統2から受電する有効電力より少ないと判断した場合は、商用系統2からの充電が有る場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算をする(ステップS107のNo、ステップS108)。
When the stored power breakdown calculation unit 17 determines that the load power is less than the active power received from the
次に、放電電力の発電由来別の内訳の計算方法(ステップS104)について説明する。 Next, the calculation method (step S104) of the breakdown according to the generation of discharge power will be described.
放電直前までに電力貯蔵装置6A,6Bに充電された蓄電電力量WBは、自然エネルギー発電由来の充電量WN、発電装置由来の充電量WG、商用受電由来の充電量WSの合計である。
The stored power amount WB charged in the
これらの充電量WN,WG,WSは、蓄電電力内訳算定部17により演算されている。これらの充電量WN,WG,WSで、放電電力PBvが分担されている。全ての発電由来の充電量WN,WG,WSがある場合(WN>0、WG>0、WS>0の全てが成り立つ場合)、各発電由来の放電電力は、次式を用いて求める。 These charged amounts WN, WG, WS are calculated by the stored power breakdown calculation unit 17. The discharge power PBv is shared by these charge amounts WN, WG, WS. When there are charge amounts WN, WG, WS derived from all power generations (when all of WN> 0, WG> 0, WS> 0 are satisfied), the discharge power derived from each power generation is obtained using the following equation.
PBvND=Kn×PBv 式(4)
PBvGD=Kg×PBv 式(5)
PBvSD=Ks×PBv 式(6)
ここで、PBvNDは、自然エネルギー発電由来の充電量WNからの放電電力を表している。PBvGDは、発電装置由来の充電量WGからの放電電力を表している。PBvSDは、商用受電由来の充電量WSからの放電電力を表している。Knは、自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Kgは、発電装置由来の分担係数を表している。Ksは、商用受電由来の分担係数を表している。これらの分担係数Kn,Kg,Ksは、Kn+Kg+Ks=1、Kn>0、Kg>0、Ks>0が成り立つように決められている。
PBvND = Kn × PBv Formula (4)
PBvGD = Kg × PBv Formula (5)
PBvSD = Ks × PBv Formula (6)
Here, PBvND represents the discharge power from the charge amount WN derived from natural energy power generation. PBvGD represents the discharge power from the charge amount WG derived from the power generation device. PBvSD represents the discharge power from the charge amount WS derived from commercial power reception. Kn represents a sharing coefficient derived from natural energy power generation. Kg represents a sharing coefficient derived from the power generation device. Ks represents a sharing coefficient derived from commercial power reception. These sharing coefficients Kn, Kg, and Ks are determined so that Kn + Kg + Ks = 1, Kn> 0, Kg> 0, and Ks> 0.
次に、いずれかの発電由来の充電量WN,WG,WSの1つがゼロの場合、そのゼロである発電由来の充電量が分担する分担係数をゼロとする。ゼロでない発電由来の充電量が分担する分担係数は、これらの分担係数の合計が1になるように、均一に補正される。 Next, when one of the charged amounts WN, WG, WS derived from any power generation is zero, the sharing coefficient shared by the charged amount derived from the power generation, which is zero, is set to zero. The sharing coefficient that is shared by the charge amount derived from non-zero power generation is uniformly corrected so that the total of these sharing coefficients is 1.
例えば、予め設定された分担係数Kn,Kg,Ksが、それぞれ、Kn=0.3、Kg=0.5、Ks=0.2であり、商用受電由来の充電量WSがゼロになったとする。この場合は、蓄電電力内訳算定部17は、商用受電由来の分担係数Ksをゼロにする。残りの分担係数Kn,Kgは、次式を用いて補正する。 For example, it is assumed that preset sharing coefficients Kn, Kg, and Ks are Kn = 0.3, Kg = 0.5, and Ks = 0.2, respectively, and the charging amount WS derived from commercial power reception becomes zero. . In this case, the stored power breakdown calculation unit 17 sets the distribution coefficient Ks derived from commercial power reception to zero. The remaining sharing coefficients Kn and Kg are corrected using the following equations.
Kn1=Kn+Ks×Kn/(Kn+Kg) 式(7)
Kg1=Kg+Ks×Kg/(Kn+Kg) 式(8)
ここで、Kn1は、補正後の自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Kg1は、補正後の発電装置由来の分担係数を表している。
Kn1 = Kn + Ks × Kn / (Kn + Kg) Equation (7)
Kg1 = Kg + Ks × Kg / (Kn + Kg) Formula (8)
Here, Kn1 represents a shared coefficient derived from the corrected natural energy power generation. Kg1 represents a shared coefficient derived from the power generator after correction.
これにより、補正後の分担係数は、Kn1=0.375、Kg1=0.625となる。 Thus, the corrected sharing coefficients are Kn1 = 0.375 and Kg1 = 0.625.
分担係数Kn1は、式(4)の分担係数Knに代入して、自然エネルギー発電由来の放電電力PBvNDを演算する。分担係数Kg1は、式(5)の分担係数Kgに代入して、発電装置由来の放電電力PBvGDを演算する。なお、分担係数Ksはゼロであるため、式(6)により、商用受電由来の放電電力PBvSDもゼロとなる。 The sharing coefficient Kn1 is substituted into the sharing coefficient Kn in the equation (4) to calculate the discharge power PBvND derived from natural energy power generation. The sharing coefficient Kg1 is substituted for the sharing coefficient Kg in the equation (5) to calculate the discharge power PBvGD derived from the power generator. In addition, since the sharing coefficient Ks is zero, the discharge power PBvSD derived from commercial power reception is also zero according to the equation (6).
蓄電電力内訳算定部17は、演算した各発電由来の放電電力PBvND,PBvGD,PBvSDに基づいて、放電後の電力貯蔵装置6A,6Bの蓄電電力量WBの発電由来別の内訳を演算する。具体的には、次式に示すように、放電前の各発電由来の充電量WN,WG,WSからそれぞれ各発電由来の放電電力PBvND,PBvGD,PBvSDに放電時間ΔTdを積算した値を減算する。
Based on the calculated discharge power PBvND, PBvGD, and PBvSD derived from each power generation, the stored power breakdown calculation unit 17 calculates a breakdown of the stored power amount WB of the
WNn=WN−PBvND×ΔTd 式(9)
WGn=WG−PBvGD×ΔTd 式(10)
WSn=WS−PBvSD×ΔTd 式(11)
ここで、WNnは、放電後の自然エネルギー発電由来の充電量を表している。WGnは、放電後の発電装置由来の充電量を表している。WSnは、放電後の商用受電由来の充電量を表している。このとき、WBnを放電後の電力貯蔵装置6A,6Bの充電量とすると、次式が成り立つ。
WNn = WN−PBvND × ΔTd Equation (9)
WGn = WG-PBvGD × ΔTd Formula (10)
WSn = WS−PBvSD × ΔTd Formula (11)
Here, WNn represents the amount of charge derived from natural energy power generation after discharge. WGn represents the amount of charge derived from the power generation device after discharging. WSn represents the amount of charge derived from commercial power reception after discharge. At this time, when WBn is the charge amount of the
WBn=WNn+WGn+WSn 式(12)
次に、商用系統2からの充電が無い場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算方法(ステップS106)について説明する。
WBn = WNn + WGn + WSn Formula (12)
Next, the calculation method (step S106) of the breakdown according to generation of charging power when there is no charging from the
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、自然エネルギー利用発電装置4A,4B及び発電装置5A,5Bで、電力需要負荷7A,7Bへの有効電力PLvから商用系統2の受電有効電力PSv(逆潮流している場合は、PSv<0)を引いた差分の有効電力(PLv−PSv)を分担している状態である。従って、電力貯蔵装置6A,6Bは、自然エネルギー利用発電装置4A,4B及び発電装置5A,5Bの余剰電力で充電されていることになる。この場合、電力貯蔵装置6A,6Bの充電電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求まる。
The state of the power system when this calculation method is performed is that the natural power generation
PBvNC=PNv−Kn×(PLv−PSv) 式(13)
PBvGC=PGv−Kg×(PLv−PSv) 式(14)
ここで、PBvNCは、電力貯蔵装置6A,6Bからの充電電力を表している。PBvGCは、発電装置5A,5Bからの充電電力を表している。Knは、自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Kgは、発電装置由来の分担係数を表している。これらの分担係数Kn,Kgは、Kn+Kg=1、Kn>0、Kg>0が成り立つように決められている。
PBvNC = PNv−Kn × (PLv−PSv) Formula (13)
PBvGC = PGv−Kg × (PLv−PSv) Formula (14)
Here, PBvNC represents charging power from the
蓄電電力内訳算定部17は、演算した各発電由来の充電電力PBvNC,PBvGCに基づいて、充電後の電力貯蔵装置6A,6Bの蓄電電力量の発電由来別の内訳を演算する。具体的には、次式に示すように、蓄電電力内訳算定部17は、充電前の各発電由来の充電量WN,WGに、それぞれ各発電由来の充電電力PBvNC,PBvGCに充電時間ΔTcを積算した値を加算する。
Based on the calculated charging power PBvNC and PBvGC derived from each power generation, the stored power breakdown calculation unit 17 calculates a breakdown of the stored power amounts of the
WNn=WN+PBvNC×ΔTc 式(15)
WGn=WG+PBvGC×ΔTc 式(16)
ここで、WNnは、充電後の自然エネルギー発電由来の充電量を表している。WGnは、充電後の発電装置由来の充電量を表している。このとき、WBnを充電後の電力貯蔵装置6A,6Bの充電量、及びWSを商用受電由来の充電量とすると、次式が成り立つ。
WNn = WN + PBvNC × ΔTc Equation (15)
WGn = WG + PBvGC × ΔTc Equation (16)
Here, WNn represents the amount of charge derived from natural energy power generation after charging. WGn represents the amount of charge derived from the power generator after charging. At this time, if WBn is the charge amount of the
WBn=WNn+WGn+WS 式(17)
次に、商用系統2からの充電が有る場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算方法(ステップS108)について説明する。
WBn = WNn + WGn + WS Formula (17)
Next, the calculation method (step S108) of the breakdown according to the generation of the charging power when the
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、自然エネルギー利用発電装置4A,4B、発電装置5A,5B、及び商用系統2の余剰電力により、電力貯蔵装置6A,6Bが充電されている状態である。このとき、電力貯蔵装置6A,6Bは、自然エネルギー利用発電装置4A,4B及び発電装置5A,5Bの全ての発電電力と、商用系統2の受電有効電力PSvから電力需要負荷7A,7Bの有効電力PLvからを引いた差分の有効電力(PSv−PLv)を充電する。この場合、電力貯蔵装置6A,6Bの充電電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求める。
The state of the power system when this calculation method is performed is a state in which the
PBvNC=PNv 式(18)
PBvGC=PGv 式(19)
PBvSC=PSv−PLv 式(20)
蓄電電力内訳算定部17は、演算した各発電由来の充電電力PBvNC,PBvGC,PBvSCに基づいて、充電後の電力貯蔵装置6A,6Bの蓄電電力量の発電由来別の内訳を演算する。具体的には、次式に示すように、蓄電電力内訳算定部17は、充電前の各発電由来の充電量WN,WG,WSに、それぞれ各発電由来の充電電力PBvNC,PBvGC,PBvGCに充電時間ΔTcを積算した値を加算する。
PBvNC = PNv Formula (18)
PBvGC = PGv Formula (19)
PBvSC = PSv-PLv Formula (20)
Based on the calculated charging power PBvNC, PBvGC, and PBvSC derived from each power generation, the stored power breakdown calculation unit 17 calculates the breakdown of the stored power amounts of the
WNn=WN+PBvNC×ΔTc 式(21)
WGn=WG+PBvGC×ΔTc 式(22)
WSn=WS+PBvSC×ΔTc 式(23)
ここで、WNnは、充電後の自然エネルギー発電由来の充電量を表している。WGnは、充電後の発電装置由来の充電量を表している。WSnは、充電後の商用受電由来の充電量を表している。
WNn = WN + PBvNC × ΔTc Equation (21)
WGn = WG + PBvGC × ΔTc Equation (22)
WSn = WS + PBvSC × ΔTc Equation (23)
Here, WNn represents the amount of charge derived from natural energy power generation after charging. WGn represents the amount of charge derived from the power generator after charging. WSn represents the amount of charge derived from commercial power reception after charging.
このとき、WBnを充電後の電力貯蔵装置6A,6Bの充電量とすると、次式が成り立つ。
At this time, when WBn is the charge amount of the
WBn=WNn+WGn+WSn 式(24)
図4は、本実施形態に係る逆潮流内訳算出部16による処理手順を示すフローチャートである。
WBn = WNn + WGn + WSn Formula (24)
FIG. 4 is a flowchart showing a processing procedure by the reverse power flow
計測された各有効電力PSv,PNv,PGv,PBv,PLvは、理論的には次式の関係が成立する。 The measured active powers PSv, PNv, PGv, PBv, and PLv theoretically hold the following relationship.
PSv=PLv−(PNv+PGv+PBv) 式(25)
ここで、各有効電力の計測値には誤差が含まれる。このため、逆潮流内訳算出部16は、式(25)の右辺の値PPvを次式で計算する。
PSv = PLv− (PNv + PGv + PBv) Formula (25)
Here, the measurement value of each active power includes an error. Therefore, the reverse power flow
PPv=PLv−(PNv+PGv+PBv) 式(26)
逆潮流内訳算出部16は、次式に示すように、PPvとPSvとの差分の絶対値が、予め設定した許容誤差範囲ε1以内であるか否かをチェックする(ステップS201)。
PPv = PLv− (PNv + PGv + PBv) Equation (26)
The reverse power flow
|PSv−PPv|≦ε1 式(27)
式(27)が成立しない場合は、逆潮流内訳算出部16は、計測値の何れかに異常があると判断する。逆潮流内訳算出部16は、異常があると判断した場合、計測データ異常を通知するための結果情報を結果処理部18に送信する(ステップS201のYes、ステップS202)。
| PSv−PPv | ≦ ε1 Formula (27)
When Expression (27) does not hold, the reverse power flow
式(27)が成立する場合は、逆潮流内訳算出部16は、次の処理に進む(ステップS201のNo、ステップS203)。
When Expression (27) is satisfied, the reverse power flow
逆潮流内訳算出部16は、商用系統2へ逆潮流している(PSv<0)か否かを判断する(ステップS203)。
The reverse flow
逆潮流内訳算出部16は、商用系統2へ逆潮流していない(PSv≦0)と判断した場合は、逆潮流していないことを結果処理部18に通知する(ステップS203のNo、ステップS204)。
When the reverse flow
逆潮流内訳算出部16は、商用系統2へ逆潮流していると判断した場合は、次の処理に進む(ステップS203のYes、ステップS205)。
If the reverse flow
逆潮流内訳算出部16は、電力貯蔵装置6A,6Bが放電中(PBv>0)か否かを判断する(ステップS205)。
The reverse power flow
逆潮流内訳算出部16は、電力貯蔵装置6A,6Bが放電中であると判断した場合は、放電電力が有る場合における逆潮流の発電由来別の内訳を演算する(ステップS205のYes、ステップS206)。
When it is determined that the
逆潮流内訳算出部16は、電力貯蔵装置6A,6Bが放電中でない(充電中である)と判断した場合は、放電電力が無い場合における逆潮流の発電由来別の内訳を演算する(ステップS205のNo、ステップS207)。
When the reverse power flow
次に、放電電力が有る場合における逆潮流電力の発電由来別の内訳の計算方法(ステップS206)について説明する。 Next, the calculation method (step S206) of the breakdown according to the power generation origin of the reverse power flow when there is discharge power will be described.
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、逆潮流が有り(PSv<0)、かつ電力貯蔵装置6A,6Bが放電中(PBv>0)の状態である。
The state of the power system when performing this calculation method is a state in which there is a reverse power flow (PSv <0) and the
逆潮流が有ることから、式(25)より、次式が成り立つ。 Since there is a reverse power flow, the following equation holds from Equation (25).
PLv<PNv+PGv+PBv 式(28)
また、電力貯蔵装置6A,6Bが放電中(PBv>0)であることから、自然エネルギー利用発電装置4A,4B、発電装置5A,5B、及び電力貯蔵装置6A,6Bで、電力需要負荷7A,7Bへの有効電力PLvが分担されていることになる。また、電力需要負荷7A,7Bへの電力供給の余剰電力が商用系統2へ逆潮流していることになる。
PLv <PNv + PGv + PBv Formula (28)
Further, since the
逆潮流内訳算出部16は、電力貯蔵装置6A,6Bの各発電由来の放電電力PBvND,PBvGD,PBvSDを、蓄電電力内訳算定部17から受信する。逆潮流内訳算出部16は、次式を用いて、本電力系統内に供給される有効電力の発電由来別の内訳を求める。
The reverse power flow
PNt=PNv+PBvND 式(29)
PGt=PGv+PBvGD 式(30)
PSt=PBvSD 式(31)
ここで、PNtは、自然エネルギー発電由来の合計有効電力を表している。PGtは、発電装置由来の合計有効電力を表している。PStは、商用受電由来の合計有効電力を表している。
PNt = PNv + PBvND Formula (29)
PGt = PGv + PBvGD Formula (30)
PSt = PBvSD Formula (31)
Here, PNt represents total active power derived from natural energy power generation. PGt represents the total active power derived from the power generator. PSt represents the total active power derived from commercial power reception.
逆潮流内訳算出部16は、演算した各発電由来の合計有効電力PNt,PGt,PStに基づいて、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。具体的には、電力需要負荷7A,7Bへの電力供給が、発電由来毎に予め決められた割合で分担され、その余剰電力が逆潮流電力であるとする。この条件の下で、逆潮流内訳算出部16は、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。この演算方法による逆潮流電力の発電由来別の内訳は、次式のようになる。
The reverse power flow
PSvN=PNt−Ksn×PLv 式(32)
PSvG=PGt−Ksg×PLv 式(33)
PSvS=PSt−Kss×PLv 式(34)
ここで、PSvNは、自然エネルギー発電由来の逆潮流電力を表している。PSvGは、発電装置由来の逆潮流電力を表している。PSvSは、蓄電された商用受電由来の逆潮流電力を表している。Ksnは、自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Ksgは、発電装置由来の分担係数を表している。Kssは、商用受電由来の分担係数を表している。これらの分担係数Ksn,Ksg,Kssは、Ksn+Ksg+Kss=1、Ksn>0、Ksg>0、Kss>0が成り立つように決められている。
PSvN = PNt−Ksn × PLv Equation (32)
PSvG = PGt−Ksg × PLv Formula (33)
PSvS = PSt−Kss × PLv Equation (34)
Here, PSvN represents reverse flow power derived from natural energy power generation. PSvG represents the reverse power flow derived from the power generation device. PSvS represents the reverse power flow derived from stored commercial power. Ksn represents a sharing coefficient derived from natural energy power generation. Ksg represents a sharing coefficient derived from the power generation device. Kss represents a sharing coefficient derived from commercial power reception. These sharing coefficients Ksn, Ksg, and Kss are determined so that Ksn + Ksg + Kss = 1, Ksn> 0, Ksg> 0, and Kss> 0.
いずれかの発電由来の逆潮流電力がゼロの場合、蓄電電力内訳算定部17で各発電由来の放電電力を求めるときの分担係数Kn,Kg,Ksの補正と同様に、分担係数Ksn,Ksg,Kssを補正する。 When the reverse flow power derived from any power generation is zero, the sharing coefficients Ksn, Ksg, as well as the correction of the sharing coefficients Kn, Kg, Ks when the stored power breakdown calculation unit 17 calculates the discharge power derived from each power generation, Correct Kss.
次に、放電電力が無い場合における逆潮流電力の発電由来別の内訳の計算方法(ステップS207)について説明する。 Next, a calculation method (step S207) of breakdown according to power generation origin of reverse power flow when there is no discharge power will be described.
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、逆潮流が有り(PSv<0)、かつ充電中(PBv<0)の状態である。 The state of the power system when this calculation method is performed is a state where there is a reverse power flow (PSv <0) and charging (PBv <0).
電力貯蔵装置6A,6Bが充電中であり、かつ商用系統2へ逆潮流していることから、自然エネルギー利用発電装置4A,4B及び発電装置5A,5Bで、電力需要負荷7A,7Bへの有効電力PLvの分担及び電力貯蔵装置6A,6Bの充電がされていることになる。従って、商用系統2への逆潮流電力は、電力需要負荷7A,7B及び電力貯蔵装置6A,6Bに供給される電力の余剰電力となる。
Since the
逆潮流内訳算出部16は、電力貯蔵装置6A,6Bの各発電由来による充電電力PBvNC,PBvGCを、蓄電電力内訳算定部17から受信する。逆潮流内訳算出部16は、各発電由来による供給電力PNv,PGvから各発電由来による充電電力PBvNC,PBvGCを減算して、本電力系統内に供給される有効電力の発電由来別の内訳を求める。この演算を式で表すと、次式のようになる。
The reverse power flow
PNt=PNv−PBvNC 式(35)
PGt=PGv−PBvGC 式(36)
ここで、PNtは、自然エネルギー発電由来の合計有効電力を表している。PGtは、発電装置由来の合計有効電力を表している。
PNt = PNv−PBvNC Formula (35)
PGt = PGv−PBvGC Formula (36)
Here, PNt represents total active power derived from natural energy power generation. PGt represents the total active power derived from the power generator.
逆潮流内訳算出部16は、演算した各発電由来の合計有効電力PNt,PGtに基づいて、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。具体的には、電力需要負荷7A,7Bへの電力供給が、発電由来毎に予め決められた割合で分担され、その余剰電力が逆潮流電力であるとする。この条件の下で、逆潮流内訳算出部16は、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。この演算方法による逆潮流電力の発電由来別の内訳は、次式のようになる。
The reverse power flow
PSvN=PNt−Ksn×PLv 式(37)
PSvG=PGt−Ksg×PLv 式(38)
ここで、Ksnは、自然エネルギー発電由来の分担係数を表している。Ksgは、発電装置由来の分担係数を表している。これらの分担係数Ksn,Ksgは、Ksn+Ksg=1、Ksn>0、Ksg>0が成り立つように決められている。
PSvN = PNt−Ksn × PLv Formula (37)
PSvG = PGt−Ksg × PLv Formula (38)
Here, Ksn represents a sharing coefficient derived from natural energy power generation. Ksg represents a sharing coefficient derived from the power generation device. These sharing coefficients Ksn and Ksg are determined so that Ksn + Ksg = 1, Ksn> 0, and Ksg> 0.
本実施形態によれば、電力系統における発電由来毎の有効電力を計測することで、電力貯蔵装置6A,6Bの蓄電電力量の発電由来別の内訳及び商用系統2への逆潮流電力の発電由来別の内訳を算定することができる。
According to the present embodiment, by measuring the effective power for each power generation in the power system, the breakdown by power generation of the stored power amount of the
従って、複数の種類の発電装置4A,4B,5A,5B、電力貯蔵装置6A,6B、及び電力需要負荷7A,7Bにより構成される電力系統システムにおいて、電力系統連系監視装置1を適用することで、商用系統2への逆潮流電力の発電由来を識別することができる。
Accordingly, the power grid interconnection monitoring device 1 is applied in a power grid system including a plurality of types of
(第2の実施形態)
図5は、本発明の第2の実施形態に係る電力系統連系監視装置1Aの適用される電力系統の構成を示す構成図である。
(Second Embodiment)
FIG. 5: is a block diagram which shows the structure of the electric power system with which 1 A of electric power grid connection monitoring apparatuses which concern on the 2nd Embodiment of this invention are applied.
電力系統連系監視装置1Aは、図1に示す第1の実施形態に係る電力系統連系監視装置1において、逆潮流内訳算出部16及び蓄電電力内訳算出部17をそれぞれ逆潮流内訳算出部16A及び蓄電電力内訳算出部17Aに代えた構成である。その他の点については、電力系統連系監視装置1Aは、第1の実施形態と同様である。
In the power grid interconnection monitoring apparatus 1 according to the first embodiment shown in FIG. 1, the power grid
図6は、本実施形態に係る蓄電電力内訳算出部17Aによる処理手順を示すフローチャートである。
FIG. 6 is a flowchart showing a processing procedure by the stored power
蓄電電力内訳算出部17Aによる処理手順は、図3に示す第1の実施形態に係る蓄電電力内訳算出部17Aによる処理手順において、ステップS104及びステップS106の処理内容を、それぞれステップS104A及びステップS106Aの処理内容に代えた手順である。その他の点については、蓄電電力内訳算出部17Aによる処理手順は、第1の実施形態と同様である。
The processing procedure by the stored power
次に、放電電力の発電由来別の内訳の計算方法(ステップS104A)について説明する。 Next, the calculation method (step S104A) of the breakdown by discharge power generation origin will be described.
放電直前までに電力貯蔵装置6A,6Bに充電された蓄電電力量WBは、自然エネルギー発電由来の充電量WN、発電装置由来の充電量WG、商用受電由来の充電量WSの合計である。これらの充電量WN,WG,WSは、蓄電電力内訳算定部17Aにより演算されている。
The stored power amount WB charged in the
これらの充電量WN,WG,WSで放電電力PBvが分担されている。各発電由来の放電電力は、予め設定された発電由来の優先順に切り替え、各発電由来の充電量がそれぞれ順次にゼロになるまで放電するものとして求める。ここでは、優先順を自然エネルギー発電由来、発電装置由来、商用受電由来の順番とする。本方法による演算は、次の3つの式を順次に各発電由来の充電量がゼロになるまで演算する。 The discharge power PBv is shared by these charge amounts WN, WG, WS. The discharge power derived from each power generation is obtained by switching in the order of priority derived from power generation set in advance and discharging until the charge amount derived from each power generation sequentially becomes zero. Here, the order of priority is derived from natural energy power generation, power generation device, and commercial power reception. In this method, the following three equations are sequentially calculated until the amount of charge derived from each power generation becomes zero.
WNn=WN−PBv×ΔTd1 式(39)
WGn=WG−PBv×ΔTd2 式(40)
WSn=WS−PBv×ΔTd3 式(41)
ここで、WNnは、放電後の自然エネルギー発電由来の充電量を表している。WGnは、放電後の発電装置由来の充電量を表している。WSnは、放電後の商用受電由来の充電量を表している。
WNn = WN−PBv × ΔTd1 Formula (39)
WGn = WG−PBv × ΔTd2 Formula (40)
WSn = WS−PBv × ΔTd3 Formula (41)
Here, WNn represents the amount of charge derived from natural energy power generation after discharge. WGn represents the amount of charge derived from the power generation device after discharging. WSn represents the amount of charge derived from commercial power reception after discharge.
このとき、WBnを放電後の電力貯蔵装置6A,6Bの充電量とすると、次式が成り立つ。
At this time, when WBn is the charge amount of the
WBn=WNn+WGn+WSn 式(42)
また、ΔTd1は、自然エネルギー発電由来の蓄電電力を放電している時間(充電量がゼロになるまでの時間)を表している。ΔTd2は、発電装置由来の蓄電電力を放電している時間を表している。ΔTd3は、商用受電由来の蓄電電力を放電している時間を表している。
WBn = WNn + WGn + WSn Formula (42)
Further, ΔTd1 represents a time during which the stored power derived from natural energy power generation is discharged (a time until the charge amount becomes zero). ΔTd2 represents the time during which the stored power derived from the power generator is discharged. ΔTd3 represents the time during which the stored power derived from commercial power reception is being discharged.
このとき、電力貯蔵装置6A,6Bの放電時間をΔTdとすると、次式が成り立つ。
At this time, if the discharge time of the
ΔTd=ΔTd1+ΔTd2+ΔTd3 式(43)
即ち、蓄電電力内訳算出部17Aによる演算手順は、次のようになる。
ΔTd = ΔTd1 + ΔTd2 + ΔTd3 Formula (43)
That is, the calculation procedure by the stored power
蓄電電力内訳算定部17Aは、自然エネルギー発電由来の充電量WNがゼロになるまで(放電開始から放電時間ΔTd1が経過するまで)、式(39)による演算を行う。自然エネルギー発電由来の充電量WNがゼロになる前に放電時間ΔTdが経過した場合(ΔTd1=ΔTd)、蓄電電力内訳算定部17Aは、演算を終了する。自然エネルギー発電由来の充電量WNがゼロになっても、放電時間ΔTdが経過していない場合(ΔTd1<ΔTd)、蓄電電力内訳算定部17Aは、次の演算を行う。
The stored power
自然エネルギー発電由来の放電時間ΔTd1経過後、蓄電電力内訳算定部17Aは、発電装置由来の充電量WGがゼロになるまで(放電時間ΔTd1経過後、放電時間ΔTd2が経過するまで)、式(40)による演算を行う。発電装置由来の充電量WGがゼロになる前に放電時間ΔTdが経過した場合(ΔTd1+ΔTd2=ΔTd)、蓄電電力内訳算定部17Aは、演算を終了する。発電装置由来の充電量WGがゼロになっても、放電時間ΔTdが経過していない場合(ΔTd1+ΔTd2<ΔTd)、蓄電電力内訳算定部17Aは、次の演算を行う。
After the discharge time ΔTd1 derived from the natural energy power generation has elapsed, the stored power
発電装置由来の放電時間ΔTd2経過後、蓄電電力内訳算定部17Aは、放電時間ΔTd3が経過するまで、式(41)による演算を行う。
After the discharge time ΔTd2 derived from the power generation device has elapsed, the stored power
放電時間ΔTdの経過後、蓄電電力内訳算定部17Aは、算出された各発電由来の充電量WNn,WGn,WSnを、放電後の電力貯蔵装置6A,6Bの蓄電電力量WBnの発電由来別の内訳として記録する。
After the elapse of the discharge time ΔTd, the stored power
次に、商用系統2からの充電が無い場合における充電電力の発電由来別の内訳の計算方法(ステップS106A)について説明する。
Next, the calculation method (step S106A) of the breakdown according to the generation of charging power when there is no charging from the
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、自然エネルギー利用発電装置4A,4B及び発電装置5A,5Bで、電力需要負荷7A,7Bへの有効電力PLvから商用系統2の受電有効電力PSv(逆潮流している場合は、PSv<0)を引いた差分の有効電力(PLv−PSv)を分担している状態である。従って、電力貯蔵装置6A,6Bは、自然エネルギー利用発電装置4A,4B及び発電装置5A,5Bの余剰電力で充電されていることになる。
The state of the power system when this calculation method is performed is that the natural power generation
蓄電電力内訳算定部17Aは、自然エネルギー利用発電装置4A,4Bによる有効電力PNvを優先的に電力貯蔵装置6A,6Bに充電するものとして演算する。この場合、電力貯蔵装置6A,6Bの充電電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求まる。
The stored power
PGv≧(PLv−PSv)の場合、
PBvNC=PNv 式(44)
PBvGC=PGv−(PLv−PSv) 式(45)
PGv<(PLv−PSv)の場合、
PBvNC=PNv+PGv−(PLv−PSv) 式(46)
PBvGC=0 式(47)
ここで、PBvNCは、電力貯蔵装置6A,6Bからの充電電力を表している。PBvGCは、発電装置5A,5Bからの充電電力を表している。
When PGv ≧ (PLv−PSv),
PBvNC = PNv Formula (44)
PBvGC = PGv− (PLv−PSv) Formula (45)
When PGv <(PLv−PSv),
PBvNC = PNv + PGv− (PLv−PSv) Equation (46)
PBvGC = 0 Formula (47)
Here, PBvNC represents charging power from the
蓄電電力内訳算定部17Aは、第1の実施形態と同様に、式(15)及び式(16)を用いて、演算した各発電由来の充電電力PBvNC,PBvGCに基づいて、充電後の電力貯蔵装置6A,6Bの蓄電電力量WBnの発電由来別の内訳を演算する。
The stored power
図7は、本実施形態に係る逆潮流内訳算出部16Aによる処理手順を示すフローチャートである。
FIG. 7 is a flowchart showing a processing procedure by the reverse power flow
逆潮流内訳算出部16Aによる処理手順は、図4に示す第1の実施形態に係る本実施形態に係る逆潮流内訳算出部16Aによる処理手順において、ステップS206及びステップS207の処理内容を、それぞれステップS206A及びステップS207Aの処理内容に代えた手順である。その他の点については、本実施形態に係る逆潮流内訳算出部16Aによる処理手順は、第1の実施形態と同様である。
The processing procedure by the reverse flow
次に、放電電力が有る場合における逆潮流電力の発電由来別の内訳の計算方法(ステップS206A)について説明する。 Next, the calculation method (step S206A) of the breakdown according to the power generation origin of the reverse power flow when there is discharge power will be described.
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、逆潮流が有り(PSv<0)、かつ電力貯蔵装置6A,6Bが放電中(PBv>0)の状態である。
The state of the power system when performing this calculation method is a state in which there is a reverse power flow (PSv <0) and the
電力貯蔵装置6A,6Bが放電中(PBv>0)であることから、自然エネルギー利用発電装置4A,4B、発電装置5A,5B、及び電力貯蔵装置6A,6Bで、電力需要負荷7A,7Bへの有効電力PLvが分担されていることになる。また、電力需要負荷7A,7Bへの電力供給の余剰電力が商用系統2へ逆潮流していることになる。
Since the
逆潮流内訳算出部16は、第1の実施形態と同様に、式(29)、式(30)、及び式(31)を用いて演算した各発電由来の合計有効電力PNt,PGt,PStに基づいて、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。具体的には、逆潮流内訳算出部16は、予め設定された発電由来からの有効電力を優先的に逆潮流電力として供給されているものとして、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。ここでは、自然エネルギー発電由来の有効電力PNtを優先的に逆潮流電力としている。この演算方法による逆潮流電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求める。
Similarly to the first embodiment, the reverse power flow
PGt+PSt≧PLvの場合
PSvN=PNt 式(48)
PSvG=PGt−Ksg×PLv 式(49)
PSvS=PSt−Kss×PLv 式(50)
PGt+PSt<PLvの場合
PSvN=PNt+PGt+PSt−PLv 式(51)
PSvG=0 式(52)
PSvS=0 式(53)
ここで、PSvNは、自然エネルギー発電由来の逆潮流電力を表している。PSvGは、発電装置由来の逆潮流電力を表している。PSvSは、蓄電された商用受電由来の逆潮流電力を表している。Ksgは、発電装置由来の分担係数を表している。Kssは、商用受電由来の分担係数を表している。これらの分担係数Ksg,Kssは、Ksg+Kss=1、Ksg>0、Kss>0が成り立つように決められている。
When PGt + PSt ≧ PLv PSvN = PNt Formula (48)
PSvG = PGt−Ksg × PLv Formula (49)
PSvS = PSt−Kss × PLv Formula (50)
When PGt + PSt <PLv PSvN = PNt + PGt + PSt−PLv Equation (51)
PSvG = 0 Formula (52)
PSvS = 0 Formula (53)
Here, PSvN represents reverse flow power derived from natural energy power generation. PSvG represents the reverse power flow derived from the power generation device. PSvS represents the reverse power flow derived from stored commercial power. Ksg represents a sharing coefficient derived from the power generation device. Kss represents a sharing coefficient derived from commercial power reception. These sharing coefficients Ksg and Kss are determined so that Ksg + Kss = 1, Ksg> 0, and Kss> 0.
次に、放電電力が無い場合における逆潮流電力の発電由来別の内訳の計算方法(ステップS207A)について説明する。 Next, the calculation method (step S207A) of the breakdown according to the power generation origin of the reverse power flow when there is no discharge power will be described.
この計算方法を行う場合の電力系統の状態とは、逆潮流が有り(PSv<0)、かつ充電中(PBv<0)の状態である。 The state of the power system when this calculation method is performed is a state where there is a reverse power flow (PSv <0) and charging (PBv <0).
電力貯蔵装置6A,6Bが充電中であり、かつ商用系統2へ逆潮流していることから、自然エネルギー利用発電装置4A,4B及び発電装置5A,5Bで、電力需要負荷7A,7Bへの有効電力PLvの分担及び電力貯蔵装置6A,6Bの充電がされていることになる。従って、商用系統2への逆潮流電力は、電力需要負荷7A,7B及び電力貯蔵装置6A,6Bに供給される電力の余剰電力となる。
Since the
逆潮流内訳算出部16は、第1の実施形態と同様に、式(35)及び式(36)を用いて演算した各発電由来の合計有効電力PNt,PGtに基づいて、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。具体的には、逆潮流内訳算出部16は、予め設定された発電由来からの有効電力を優先的に逆潮流電力として供給されているものとして、逆潮流電力の発電由来別の内訳を求める。ここでは、自然エネルギー発電由来の有効電力PNtを優先的に逆潮流電力としている。この演算方法による逆潮流電力の発電由来別の内訳は、次式を用いて求める。
Similarly to the first embodiment, the reverse flow
PGt≧PLvの場合
PSvN=PNt 式(54)
PSvG=PGt−PLv 式(55)
PGt<PLvの場合
PSvN=PNt+PGt−PLv 式(56)
PSvG=0 式(57)
ここで、PSvNは、自然エネルギー発電由来の逆潮流電力を表している。PSvGは、発電装置由来の逆潮流電力を表している。
When PGt ≧ PLv PSvN = PNt Formula (54)
PSvG = PGt-PLv Formula (55)
When PGt <PLv PSvN = PNt + PGt−PLv Formula (56)
PSvG = 0 Formula (57)
Here, PSvN represents reverse flow power derived from natural energy power generation. PSvG represents the reverse power flow derived from the power generation device.
本実施形態によれば、第1の実施形態と同様の作用効果を得ることができる。 According to this embodiment, the same effect as that of the first embodiment can be obtained.
また、予め設定された発電由来の有効電力を優先的に逆潮流電力とした逆潮流電力の発電由来別の内訳を算定することができる。従って、設定する発電由来を任意に設定することで、電力を売る側(例えば、一般需要者)又は電力を買う側(例えば、電力会社)の要望に適した電力の売買取引をすることができる。 In addition, it is possible to calculate the breakdown of the reverse power flow by power generation, with the active power derived from power generation set in advance as the reverse power flow. Therefore, by arbitrarily setting the power generation origin to be set, it is possible to make a power trading transaction suitable for the demands of the power selling side (for example, general consumers) or the power purchasing side (for example, the power company). .
なお、電力系統連系監視装置1を構成するコンピュータ10は、どのような機種及び構成でも構わない。コンピュータ10は、パーソナルコンピュータでもマイクロコンピュータでもよい。入力部91及び出力部92は、それぞれの機能を合わせ持つ機器でもよい。コンピュータを構成する部分は、ソフトウェア及びハードウェアをどのように組み合わせてもよい。
The
各実施形態において、電力を貯蔵する装置として、二次電池を用いて説明したが、これに限らない。電気をエネルギーとして蓄え、蓄えたエネルギーを電気として供給できるものであれば、どのように電力を貯蔵するものでも良い。従って、電気を、運動エネルギー、位置エネルギー、又は熱エネルギー等に変換して貯蔵する装置でもよい。 In each embodiment, although the secondary battery was demonstrated as an apparatus which stores electric power, it is not restricted to this. As long as electricity can be stored as energy and the stored energy can be supplied as electricity, any method may be used for storing electric power. Therefore, it may be a device that converts electricity into kinetic energy, potential energy, thermal energy, or the like and stores it.
なお、本発明は上記実施形態そのままに限定されるものではなく、実施段階ではその要旨を逸脱しない範囲で構成要素を変形して具体化できる。また、上記実施形態に開示されている複数の構成要素の適宜な組合せにより、種々の発明を形成できる。例えば、実施形態に示される全構成要素から幾つかの構成要素を削除してもよい。さらに、異なる実施形態にわたる構成要素を適宜組み合わせてもよい。 Note that the present invention is not limited to the above-described embodiment as it is, and can be embodied by modifying the constituent elements without departing from the scope of the invention in the implementation stage. Moreover, various inventions can be formed by appropriately combining a plurality of constituent elements disclosed in the embodiment. For example, some components may be deleted from all the components shown in the embodiment. Furthermore, constituent elements over different embodiments may be appropriately combined.
1…電力系統連系監視装置、2…商用系統、3…母線、4A,4B…自然エネルギー利用発電装置、5A,5B…発電装置、6A,6B…電力貯蔵装置、7A,7B…電力需要負荷、8S,8NA,8NB,8GA,8GB,8BA,8BB,8LA,8LB…電力検出器、11…商用系統電力計測値算出部、12…自然エネルギー電力計測値算出部、13…発電装置電力計測値算出部、14…充放電電力計測値算出部、15…負荷電力計測値算出部、16…逆潮流内訳算出部、17…蓄電電力内訳算定部、18…結果処理部、19…結果出力表示部、20…データ記録部、21…伝送部。 DESCRIPTION OF SYMBOLS 1 ... Electric power grid connection monitoring apparatus, 2 ... Commercial system, 3 ... Bus, 4A, 4B ... Natural energy utilization power generation device, 5A, 5B ... Power generation device, 6A, 6B ... Power storage device, 7A, 7B ... Power demand load , 8S, 8NA, 8NB, 8GA, 8GB, 8BA, 8BB, 8LA, 8LB ... power detector, 11 ... commercial power measurement value calculation unit, 12 ... natural energy power measurement value calculation unit, 13 ... power generation device power measurement value Calculation unit, 14 ... Charge / discharge power measurement value calculation unit, 15 ... Load power measurement value calculation unit, 16 ... Reverse power flow breakdown calculation unit, 17 ... Storage power breakdown calculation unit, 18 ... Result processing unit, 19 ... Result output display unit , 20 ... data recording unit, 21 ... transmission unit.
Claims (8)
前記他の電力系統との潮流電力を計測する潮流電力計測手段と、
前記第1の発電装置から供給される前記第1の発電由来の電力を計測する第1の電力計測手段と、
前記第2の発電装置から供給される前記第2の発電由来の電力を計測する第2の電力計測手段と、
前記電力貯蔵装置の充放電電力を計測する充放電電力計測手段と、
前記負荷に供給する負荷電力を計測する負荷電力計測手段と、
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第1の電力計測手段により計測された前記第1の発電由来の電力、前記第2の電力計測手段により計測された前記第2の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、及び前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力に基づいて、前記電力貯蔵装置に蓄電される蓄電電力の発電由来の内訳を演算する蓄電電力発電由来内訳演算手段と、
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第1の電力計測手段により計測された前記第1の発電由来の電力、前記第2の電力計測手段により計測された前記第2の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力、及び前記蓄電電力発電由来内訳演算手段により演算された前記蓄電電力の発電由来の内訳に基づいて、前記他の電力系統に逆潮流する逆潮流電力の発電由来の内訳を演算する逆潮流電力発電由来内訳演算手段と
を備えたことを特徴とする電力系統連系監視装置。 Linked with another power system, supplying power supplied from the other power system, the first power generation device derived from the first power generation, or the second power generation device derived from the second power generation to the load, A power grid interconnection monitoring device for monitoring a power grid including a power storage device for storing power,
Tidal power measuring means for measuring tidal power with the other power system;
First power measuring means for measuring power derived from the first power generation supplied from the first power generation device;
Second power measuring means for measuring the power derived from the second power generation supplied from the second power generation device;
Charge / discharge power measuring means for measuring charge / discharge power of the power storage device;
Load power measuring means for measuring load power supplied to the load;
The tidal power measured by the tidal power measuring means, the power derived from the first power generation measured by the first power measuring means, and derived from the second power generation measured by the second power measuring means Of power stored in the power storage device based on the power of the power, the charge / discharge power measured by the charge / discharge power measurement means, and the load power measured by the load power measurement means A storage power generation-derived breakdown calculation means for calculating
The tidal power measured by the tidal power measuring means, the power derived from the first power generation measured by the first power measuring means, and derived from the second power generation measured by the second power measuring means Power, the charge / discharge power measured by the charge / discharge power measurement means, the load power measured by the load power measurement means, and the power generation derived from the stored power calculated by the power storage power generation breakdown calculation means A power grid interconnection monitoring device, comprising: a reverse power flow power generation-derived breakdown calculation means for calculating a breakdown derived from power generation of reverse flow power flowing backward to the other power system based on the breakdown of the power flow.
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力と前記系統側電力演算手段により演算された前記系統側電力との差分を演算する差分演算手段と、
前記差分演算手段により演算された差分が所定の範囲内にない場合、異常と判断する異常判断手段と
を備えたことを特徴とする請求項1に記載の電力系統連系監視装置。 The power derived from the first power generation measured by the first power measuring means, the power derived from the second power generation measured by the second power measuring means, and measured by the charge / discharge power measuring means. System power calculation means for calculating system power that is the difference between the total power with the charge / discharge power and the load power measured by the load power measurement means;
Difference calculating means for calculating a difference between the tidal power measured by the tidal power measuring means and the power on the grid calculated by the grid power calculating means;
The power grid interconnection monitoring apparatus according to claim 1, further comprising: an abnormality determination unit that determines that an abnormality is detected when the difference calculated by the difference calculation unit is not within a predetermined range.
を特徴とする請求項1に記載の電力系統連系監視装置。 2. The power grid link according to claim 1, wherein the stored power generation derived breakdown calculation unit calculates a breakdown that shares a large amount of power derived from power generation that is prioritized according to a predetermined priority order. System monitoring device.
を特徴とする請求項1に記載の電力系統連系監視装置。 The power grid interconnection monitoring device according to claim 1, wherein the storage power generation-derived breakdown calculation means calculates a breakdown of sharing the storage power according to a sharing ratio determined in advance for each generation of power generation.
を特徴とする請求項1に記載の電力系統連系監視装置。 2. The power according to claim 1, wherein the reverse flow power generation-derived breakdown calculation unit calculates a breakdown that largely shares the power derived from the power generation that is given priority to the reverse flow power according to a predetermined priority order. Grid connection monitoring device.
を特徴とする請求項1に記載の電力系統連系監視装置。 2. The power grid interconnection monitoring device according to claim 1, wherein the reverse flow power generation-derived breakdown calculation unit calculates a breakdown of sharing the reverse flow power according to a sharing ratio determined in advance for each generation of power generation. .
前記他の電力系統との潮流電力を計測するステップと、
前記第1の発電装置から供給される前記第1の発電由来の電力を計測するステップと、
前記第2の発電装置から供給される前記第2の発電由来の電力を計測するステップと、
前記電力貯蔵装置の充放電電力を計測するステップと、
前記負荷に供給する負荷電力を計測するステップと、
計測された前記潮流電力、計測された前記第1の発電由来の電力、計測された前記第2の発電由来の電力、計測された前記充放電電力、及び計測された前記負荷電力に基づいて、前記電力貯蔵装置に蓄電される蓄電電力の発電由来の内訳を演算するステップと、
計測された前記潮流電力、計測された前記第1の発電由来の電力、計測された前記第2の発電由来の電力、計測された前記充放電電力、計測された前記負荷電力、及び演算された前記蓄電電力の発電由来の内訳に基づいて、前記他の電力系統に逆潮流する逆潮流電力の発電由来の内訳を演算するステップと
を含むことを特徴とする電力系統連系監視方法。 Linked with another power system, supplying power supplied from the other power system, the first power generation device derived from the first power generation, or the second power generation device derived from the second power generation to the load, A power grid interconnection monitoring method for monitoring a power grid provided with a power storage device for storing power,
Measuring tidal power with the other power system;
Measuring the power derived from the first power generation supplied from the first power generation device;
Measuring the power derived from the second power generation supplied from the second power generation device;
Measuring charge / discharge power of the power storage device;
Measuring load power supplied to the load;
Based on the measured tidal power, the measured power from the first power generation, the measured power from the second power generation, the measured charge / discharge power, and the measured load power, Calculating a breakdown derived from power generation of the stored power stored in the power storage device;
The measured tidal current power, the measured power derived from the first power generation, the measured power derived from the second power generation, the measured charge / discharge power, the measured load power, and the calculated A power system interconnection monitoring method comprising: calculating a breakdown derived from power generation of reverse flow power flowing backward to the other power system based on a breakdown derived from power generation of the stored power.
コンピュータを、
前記他の電力系統との潮流電力を計測する潮流電力計測手段と、
前記第1の発電装置から供給される前記第1の発電由来の電力を計測する第1の電力計測手段と、
前記第2の発電装置から供給される前記第2の発電由来の電力を計測する第2の電力計測手段と、
前記電力貯蔵装置の充放電電力を計測する充放電電力計測手段と、
前記負荷に供給する負荷電力を計測する負荷電力計測手段と、
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第1の電力計測手段により計測された前記第1の発電由来の電力、前記第2の電力計測手段により計測された前記第2の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、及び前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力に基づいて、前記電力貯蔵装置に蓄電される蓄電電力の発電由来の内訳を演算する蓄電電力発電由来内訳演算手段と、
前記潮流電力計測手段により計測された前記潮流電力、前記第1の電力計測手段により計測された前記第1の発電由来の電力、前記第2の電力計測手段により計測された前記第2の発電由来の電力、前記充放電電力計測手段により計測された前記充放電電力、前記負荷電力計測手段により計測された前記負荷電力、及び前記蓄電電力発電由来内訳演算手段により演算された前記蓄電電力の発電由来の内訳に基づいて、前記他の電力系統に逆潮流する逆潮流電力の発電由来の内訳を演算する逆潮流電力発電由来内訳演算手段
として機能させるための電力系統連系監視プログラム。 Linked with another power system, supplying power supplied from the other power system, the first power generation device derived from the first power generation, or the second power generation device derived from the second power generation to the load, A power grid interconnection monitoring program for monitoring a power grid equipped with a power storage device for storing power,
Computer
Tidal power measuring means for measuring tidal power with the other power system;
First power measuring means for measuring power derived from the first power generation supplied from the first power generation device;
Second power measuring means for measuring the power derived from the second power generation supplied from the second power generation device;
Charge / discharge power measuring means for measuring charge / discharge power of the power storage device;
Load power measuring means for measuring load power supplied to the load;
The tidal power measured by the tidal power measuring means, the power derived from the first power generation measured by the first power measuring means, and derived from the second power generation measured by the second power measuring means Of power stored in the power storage device based on the power of the power, the charge / discharge power measured by the charge / discharge power measurement means, and the load power measured by the load power measurement means A storage power generation-derived breakdown calculation means for calculating
The tidal power measured by the tidal power measuring means, the power derived from the first power generation measured by the first power measuring means, and derived from the second power generation measured by the second power measuring means Power, the charge / discharge power measured by the charge / discharge power measurement means, the load power measured by the load power measurement means, and the power generation derived from the stored power calculated by the power storage power generation breakdown calculation means A power grid interconnection monitoring program for functioning as a reverse flow power generation derived breakdown calculation means for calculating a breakdown derived from the generation of reverse flow power that flows backward to the other power system based on the breakdown.
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Legal Events
Date | Code | Title | Description |
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A300 | Withdrawal of application because of no request for examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A300 Effective date: 20131001 |