JP2016032950A - 制御装置 - Google Patents

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征邦 明石
Yukikuni Akashi
征邦 明石
雅彦 村井
Masahiko Murai
雅彦 村井
正明 齋藤
Masaaki Saito
正明 齋藤
由美 花島
Yumi Hanashima
由美 花島
博之 金子
Hiroyuki Kaneko
博之 金子
京 三吉
Kyo Miyoshi
京 三吉
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株式会社東芝
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Abstract

【課題】蓄電装置を効率的に制御する。
【解決手段】実施形態の制御装置は、直流系統との間で電力の受け取り及び回生電力の受け渡しを行って力行する車両と、直流系統を介して車両から生じた回生電力を蓄電し、蓄電された電力を放電可能な蓄電装置と、を備える制御システムに設けられた制御装置であって、受信部と、推測部と、制御部と、を備える。受信部は、車両の駅設備からの発着が示されたダイヤ計画情報を受信する。推測部は、ダイヤ計画情報に従って車両が走行した際に、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移を算出し、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移に基づいて、蓄電装置の蓄電電力量及び放電電力量の推移を推測する。制御部は、推測部により推測された蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、蓄電装置を制御する。
【選択図】図1

Description

本発明の実施形態は、制御装置に関する。
近年、環境問題、エネルギー問題に端を発した省エネルギー化が課題となり、様々な分野においてエネルギー管理に関する研究が行われている。最近では、電力を多く使用する鉄道事業においても省エネルギー化が進められており、未利用エネルギーとしての回生余剰エネルギーに注目が集まっている。
例えば、鉄道事業において、列車で生じた回生電力は、当該列車の近傍で力行する列車で利用することができるが、現実的には、回生電力を列車間融通で利用できない余剰回生電力が生じている。この余剰回生電力は、使用されずに消失していた。
そこで、余剰の回生電力を蓄電装置に蓄電し、蓄電された電力を列車の力行や駅負荷で利用する技術がある。蓄電された電力を供給する際に、列車ダイヤに基づいて供給先を切り替え得る電力変換器を制御する技術が提案されている。
特開2006−34041号公報 特開2013−141374号公報
しかしながら、列車ダイヤでは列車の発着を把握できるが、当該列車の発着で列車がどのように電力を消費し且つ回生電力を提供できるのか把握できないため、供給先を適切に切り替えて蓄電池を効率的に利用することが難しかった。
実施形態の制御装置は、直流系統との間で電力の受け取り及び回生電力の受け渡しを行って力行する車両と、直流系統を介して車両から生じた回生電力を蓄電し、蓄電された電力を放電可能な蓄電装置と、を備える制御システムに設けられた制御装置であって、受信部と、推測部と、制御部と、を備える。受信部は、車両の駅設備からの発着が示されたダイヤ計画情報を受信する。推測部は、ダイヤ計画情報に従って車両が走行した際に、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移を算出し、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移に基づいて、蓄電装置の蓄電電力量及び放電電力量の推移を推測する。制御部は、推測部により推測された蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、蓄電装置を制御する。
図1は、実施形態にかかる電力管理システムの構成例を示した図である。 図2は、実施形態にかかる電力管理装置に設けられた各構成と、当該各構成間の命令の流れを示した図である。 図3は、実施形態にかかる電力管理装置及び駅蓄電池システムの構成、並びに構成間のデータの流れを例示した図である。 図4は、実施形態にかかる電力管理装置の構成、及び電力管理装置のき電シミュレーション部に関連するデータの流れを例示した図である。 図5は、実施形態にかかる駅蓄電池制御装置の構成例を示した図である。 図6は、実施形態の動作決定部の構成例を示した図である。 図7は、実施形態にかかるチョッパ制御部の構成例を示した図である。 図8は、変形例にかかるチョッパ制御部の構成例を示した図である。 図9は、実施形態にかかるPCS制御部の構成例を示した図である。 図10は、実施形態にかかる蓄電池切替部の構成例を示した図である。 図11は、実施形態にかかる切替器が蓄電池の切替先を、チョッパとPCSとの間で交互に切り替える場合の動作波形を例示した図である。 図12は、実施形態の駅蓄電池制御装置による制御で実行されるピークカットの例を示した図である。 図13は、実施形態にかかる電力管理装置における、電力の運用計画に従って制御するまでの処理の手順を示すフローチャートである。 図14は、実施形態にかかる電力管理装置の作成した充放電スケジュールに従って、駅蓄電池制御装置が制御した結果を例示した図である。 図15は、図14に示される電力の利用時における蓄電池の充電量SOCの遷移を示した図である。 図16は、30分単位の受電電力量の積算値の遷移を示した図である。 図17は、変形例にかかる駅蓄電池システムの構成例を示した図である。 図18は、変形例にかかる駅蓄電池システム制御装置を動作させた場合の各構成の動作波形を例示した図である。
図1は、実施形態にかかる電力管理システムの構成例を示した図である。図1に示されるように、鉄道EMS(Energy Management System)110と、電力管理装置150と、駅・電気鉄道システム100と、運行管理システム160と、で構成されている。なお、駅・電気鉄道システム100には、太陽光発電装置170と、運行管理システム160と、が接続されている。
駅・電気鉄道システム100は、受電変圧器109、配電変圧器116、変換器108、各駅設備106と、駅蓄電池システム103と、駅蓄電池制御装置104と、き電系統設備130と、で構成されている。また、駅・電気鉄道システム100の配電系統105は、配電系統105から各駅設備106に電力を供給するための系統とする。
本実施形態の駅・電気鉄道システム100のき電系統設備130は、直流き電方式電気鉄道とし、受電変圧器109および変換器108を介して、変電所180に接続されている。そして、変電所180は、電力会社の系統(商用系統)に接続されている。変電所180から受電された交流電力は、受電変圧器109および変換器108によって、適正な電圧に降圧されたうえで直流電力に整流され、き電線107を介して列車102に供給される。なお、本実施形態の直流き電方式鉄道では、変換器108としてシリコンダイオード整流器やサイリスタ整流器、PWM整流器などが利用される。
配電変圧器116は、受電変圧器109で受電した交流電力の適切な電圧に変換した上で、配電系統105を介して、空調や種々の機器などの各駅設備106に必要な交流電力として供給する。
なお、実際には、受電変圧器109、変換器108、及び配電変圧器116は、変電所180の内部に設置される場合も多い。さらには、変電所180(及び変電所180の内部に設けられた受電変圧器109、変換器108、及び配電変圧器116)は、必要に応じて路線沿線に沿って、適当な間隔で複数個所に設置してもよい。
本実施形態では、変換器108、き電線107、及びき電線107に接続される列車102で構成された設備を、き電系統設備130と称す。き電線107は、列車102に直流電力を供給する直流系統として機能する。列車102は、き電線107を介して供給される電力で力行し、回生で生じた回生電力をき電線107を介して、他の列車や、駅蓄電池システム103に供給する。
各駅設備106は、空調設備、駅内のエスカレータ、照明機器、OA機器などの負荷と太陽光発電などの電源を含んだ設備とする。
駅蓄電池制御装置104は、電力管理装置150からの命令に基づいて、駅蓄電池システム103を制御する。
駅蓄電池システム103は、駅蓄電池制御装置104からの命令に基づいて、蓄電池112の充放電を行うと共に、PCS111の電力授受とチョッパ113の電力授受を制御する。その際に、駅蓄電池システム103は、駅蓄電池制御装置104からの命令に従って、蓄電池112の接続先をPCS111又はチョッパ113に切り替えるための切替命令に従って、切替器114を動作させる。
また、駅蓄電池システム103は、駅蓄電池制御装置104からの命令に基づいて、蓄電池112の接続先をチョッパ113に切り替えられた際に、き電系統設備130内の列車102から生じた余剰回生電力を蓄電し、様々な設備で利用するための処理を行う。これにより、余剰回生電力を有効利用できる。
駅蓄電池システム103は、チョッパ113と、PCS111と、切替器114と、蓄電池112と、を備える。
チョッパ113は、き電線107から余剰回生電力を受電するとともに、き電線107の電圧を補償するための電力供給を行う。
蓄電池112は、き電線107を介して供給される余剰回生電力を貯める。
PCS(電力変換装置)111は、蓄電池112に貯められた直流電力を、各駅設備106で利用可能な交流電力に変換して配電系統105に供給するとともに、各駅設備106に電源や発電設備がある場合に各駅設備106で発生する余剰電力を、直流電力に変換して蓄電池112に蓄電する。
切替器114は、蓄電池112の接続先を、PCS111及びチョッパ113のいずれか一つ以上に切り替える。
運行管理システム160は、駅・電気鉄道システム100のき電系統設備130の列車102の現在及び未来の列車ダイヤを取得し、取得した列車ダイヤに基づいたダイヤ計画情報を生成し、生成したダイヤ計画データを電力管理装置150に送信する。
例えば、本実施形態の運行管理システム160は、列車102や踏切などのき電系統設備130の故障や天候の悪化等が生じ、列車102の列車ダイヤが変更された場合に、変更された列車ダイヤによるダイヤ計画データを生成し、電力管理装置150に送信する。これにより、電力管理装置150は、変更された列車ダイヤに基づいて、蓄電池112を制御できる。
ダイヤ計画データは、駅・電気鉄道システム100が管理するき電系統設備130内の路線の各駅において、少なくとも全ての列車102が発車する時刻を含む運行計画が示されたデータとする。
電力管理装置150は、配電EMS151と、き電系統EMS152と、駅EMS153と、通信制御部154と、き電シミュレーション部155と、運転計画部156と、で構成され、駅・電気鉄道システム100の電力を管理する。
通信制御部154は、駅・電気鉄道システム100の各構成と接続する通信I/Fを介して、駅・電気鉄道システム100の各構成との間で情報の送受信を行う。
そして、通信制御部154は、駅・電気鉄道システム100の各構成(例えば、蓄電池112、各駅設備106、き電系統設備130、運行管理システム160)から、各構成の状態を示す状態情報や、列車の各駅設備106からの発着が示されたダイヤ計画データを受信する。そして、受信した状態情報やダイヤ計画データを、各構成を管理するEMS(例えば、き電系統EMS152、又は駅EMS153)や、き電シミュレーション部155に受け渡す。
さらに、通信制御部154は、駅・電気鉄道システム100の各構成(例えば、蓄電池112、各駅設備106、及びき電系統設備130のうちいずれか一つ以上)の状態情報やダイヤ計画データに基づいて各EMSで定められた命令を、各構成に対して送信する。送信される命令には、切替器114に対する、各駅設備106及びき電系統設備130のいずれか一つ以上に蓄電池112に蓄電された電力の供給先を切り替える命令が含まれている。
従来、列車がブレーキをかけて停車する際に力行中の他の列車がいる場合、停車により発生する回生電力は、他の列車に回生電力が融通される。一方、力行中の他の列車がいない場合、回生電力が発生できないために回生ブレーキが使えず、機械的なブレーキで停車していた。これに対して、本実施形態においては、力行中の他の列車がいない場合に、駅蓄電池システム103が、チョッパ113を介して回生電力を蓄電池112に貯める。これにより、列車は、力行中の他の列車が存在しない場合に、回生ブレーキを有効に利用できる。機械的なブレーキを利用することなく、かつ余剰回生電力を貯めることができる。
き電シミュレーション部155は、列車102の列車ダイヤが変更された場合に、変更された列車ダイヤが示されたダイヤ計画データに従って列車102が走行した際に、時間遷移に伴う、(列車102を含む)き電系統設備130の電力負荷量及び回生電力量の推移を算出し、当該き電系統設備130の電力負荷量及び回生電力量の推移を示したき電統設備130の推移予測データを生成する。なお、き電シミュレーション部155は、各駅設備106の電力負荷量の推移を示した各駅設備106の推移予測データを、駅EMS153から受け取るが、き電シミュレーション部155が、各駅設備106の推移予測データを生成しても良い。
さらに、き電シミュレーション部155は、き電系統設備130の推移予測データと、各駅設備106の推移予測データと、に基づいて、時間遷移に伴う蓄電池112の蓄電電力量及び放電電力量の推移を推測し、蓄電池112の蓄電電力量及び放電電力量の推移を示した推移予測データを生成する。そして、き電シミュレーション部155は、き電系統設備130の推移予測データと、蓄電池112の推移予測データと、をき電系統EMS152及び駅EMS153に送信する。
運転計画部156は、き電系統EMS152から送信されたき電系統設備130の推移予測データや蓄電池112の推移予測データや、駅EMS153から送信された各駅設備106の推移予測データに基づいて、き電系統設備130や蓄電池112を制御するための運転計画を生成する。
図2は、電力管理装置150に設けられた各構成と、当該各構成間の命令の流れを示した図である。図2に示されるように、電力管理装置150の各構成は、鉄道EMS110からの命令に従って、駅・電気鉄道システム100内で担当する設備の電力を制御する。
配電EMS151は、鉄道EMS110からの時間帯別の省エネ指標値を受信し、き電系設備と各駅設備との間で省エネ指標値を配分する。そして、配電EMS151は、配分した省エネ指標値を、き電系統EMS152と駅EMS153とに送信する。省エネ指標値とは、駅・電気鉄道システム100で消費される電力量を調整するために設定された指標値とする。
省エネ指標値としては、例えば、所定時間内に消費される消費電力量(30分電力量など)や、電力量削減量、基準となる消費電力量に対する削減率などエネルギー削減量に関わる指標値を用いることができる。前述の基準となる消費電力量として、ある時点で予測された当日の消費電力量予測値を使用することができる。また、同様に30分平均電力や、その削減量、削減率などを用いても良い。
本実施形態では、き電系統EMS152及び駅EMS153が、省エネ指標値で設定された電力の消費量や、電力の削減量を満たすように、き電系統設備130や各駅設備106を制御する。これにより駅・電気鉄道システム100全体の省エネルギー化を図ることができる。
き電系統EMS152は、き電系統設備130の電力の管理、制御を行う。本実施形態にかかるき電系統EMS152は、き電系統設備130の状態情報、(例えば消費電力等の)計測値を受信し、き電系統設備130の現在の状態に応じて制御命令等を行う。
また、き電系統EMS152は、配電EMS151から省エネ指標値を受信した場合に、き電系統設備130の現在の状態に応じて、省エネ指標値を達成できるか否かを判定し、判定結果を省エネ指標値に対する応答として、配電EMS151に受け渡す。そして、き電系統EMS152は、省エネ指標値を達成できると判定し、当該応答を受け渡した後、省エネ指標値を達成するように、き電系統設備130に対して制御命令を送信する。
さらに、き電系統EMS152は、き電シミュレーション部155から、き電系統設備130の推移予測データ、及び蓄電池112の推移予測データを受信した場合に、き電系統設備130の推移予測データ、及び蓄電池112の推移予測データを、運転計画部156に送信する。そして、き電系統EMS152は、運転計画部156により生成された、き電系統設備130の推移予測データ、及び蓄電池112の推移予測データに基づいた運転計画に従って、き電系統設備130に対して制御命令を送信する。なお、運転計画は、運転計画部156により作成される。
駅EMS153は、各駅設備106の電力の管理、制御を行う。本実施形態にかかる駅EMS153は、各駅設備106の状態情報、(例えば消費電力等の)計測値を受信し、各駅設備106の現在の状態に応じて制御命令等を行う。
また、駅EMS153は、配電EMS151から省エネ指標値を受信した場合に、各駅設備106の現在の状態に応じて、省エネ指標値を達成できるか否かを判定し、判定結果を省エネ指標値に対する応答として、配電EMS151に受け渡す。そして、駅EMS153は、省エネ指標値を達成できると判定し、当該応答を受け渡した後、省エネ指標値を達成するように、各駅設備106に対して制御命令を送信する。
さらに、駅EMS153は、き電シミュレーション部155から、蓄電池112の推移予測データを受信した場合に、蓄電池112の推移予測データに基づいた運転計画に従って、各駅設備106に対して制御命令を送信する。なお、運転計画は、運転計画部156により作成される。
ところで、き電系統EMS152及び駅EMS153のうちいずれか一方で、配電EMS151から送信されてきた省エネ指標値を達成できない場合がある。このような場合に、き電系統EMS152及び駅EMS153のうちいずれか一方が、達成できない旨の応答を配電EMS151に送信する。達成できない旨の応答を受信した配電EMS151は、応答に基づいて再配分した省エネ指標値を、き電系統EMS152及び駅EMS153に送信する。当該処理を繰り返すことで、省エネ指標値の適切な配分を可能としている。
さらに、省エネ指標値に基づいた効率の良い電力制御を行うために、配電EMS151は、蓄電池112に蓄電されている電力を、き電系統設備130及び各駅設備106のうちどちらに供給するかを決定する。
そして、配電EMS151は、決定結果をき電系統EMS152及び駅EMS153に通知した上で、再配分した省エネ指標値を、き電系統EMS152及び駅EMS153に送信する。これにより、蓄電池112に蓄電されている電力を考慮した上で、省エネルギー化を実現できる。
図3は、電力管理装置150及び駅蓄電池システム103の構成、並びに構成間のデータの流れを例示した図である。図3に示されるように、き電系統EMS152は、データ保存部301と、負荷予測部302と、制御部303と、を備える。
データ保存部301は、き電系統設備130、及び駅蓄電池制御装置104から送信された状態情報、計測値を保存すると共に、今まで保存してきた状態情報、及び計測値から学習した1日あたりの電力負荷の推移パターンを保持する。
負荷予測部302は、データ保存部301に保存されている状態情報、計測値、及び推移パターンに基づいて、き電系統設備130の電力負荷量および回生電力量の推移予測データを生成する。生成された推移予測データにより、配電EMS151から送信されてきた省エネ指標値を達成できるか否かを判定できる。
本実施形態では、負荷予測部302は、通信制御部154が運行管理システム160からダイヤ計画データを受信し、列車102の列車ダイヤが変更されたことを認識した場合、データ保存部301に保存された推移パターンでは、き電系統設備130の消費電力量および回生電力量の推移を予測するのが難しい。そこで、負荷予測部302は、き電シミュレーション部155に対して、消費電力量及び回生電力量の推移の予測命令を送信する。
そして、負荷予測部302は、通信制御部154がダイヤの変更を受信しなかった場合に、データ保存部301に保存されている状態情報、計測値、及び推移パターンに基づいて、き電系統設備130の消費電力量および回生電力量の推移予測データを生成する。
き電系統設備130における消費電力量の推移予測データとは、例えば電力管理装置150が監視・制御対象とする各変電所の変換器108における30分単位の出力電力量を1日分推移させた予測値とする。
また、き電系統設備130における回生電力量の推移予測データとは、列車102によって発生する回生電力のうち、電力管理装置150が監視・制御対象とする駅蓄電池システム103によって回収可能な回生電力量の30分単位の電力量を1日分推移させた予測値とする。
つまり、変電所の電力供給区間を、所定の時間帯に走行する列車の本数は、列車ダイヤに依存している。このため、所定の時間帯で列車の走行に必要な、各変電所の変換器108の負荷電力量の推移は、列車ダイヤに基づいている。
また、列車が駅への停車や速度制限などによって減速を行う位置、発車する時刻、及び列車同士の間隔等も、列車ダイヤに依存している。このため、列車の走行により発生する回生電力量も、列車ダイヤに基づいている。
また、発生した回生電力は主に列車間で融通されるが、列車間で消費できない余剰回生電力は、駅蓄電池システム103に回収される。このため、駅蓄電池システム103で回収可能な回生電力量の推移も、列車ダイヤに基づいている。さらに、列車運行にともなう負荷電力は、これらの列車の走行に関わるもののほかに、列車内の照明や空調、各種機器の運転に要する補機電力が存在し、これらの補機電力は季節・気温・天候や日照状態、時間帯や乗車率などに大きな影響を受ける。このように、列車の補機電力は、季節・気温・天候や日照状態、時間帯や乗車率などの情報に基づいている。
負荷予測部302は、列車がダイヤ通りに運行されている場合、データ保存部301に保存されている季節・気温・天候、日照状態、時間帯や乗車率に対応する1日あたりの電力負荷の推移パターンに基づいて、変換器108の負荷電力量や駅蓄電池システム103に回収可能な回生電力量の推移を予測できる。
また、負荷予測部302は、配電EMS151から省エネ指標値を受信した場合、データ保存部に保存された情報(例えば、消費電力量や回生電力量の推移パターン)に従って、省エネ指標値に基づいて、列車の走行方法や空調・照明などの補機のき電系統設備130のいずれかの機器の運転方法を変更した場合のき電系統設備130の電力負荷量及び回生電力量の予測ができる。
例えば、省エネ指標値として、所定期間における電力量削減量(例えば30分電力量の削減量)が指定された場合、負荷予測部302は、所定期間(例えば30分)の間に電力削減を実施する変電所の給電区間を走行する列車の列車ダイヤと、当該所定期間(例えば30分)の気温、天候、日照、乗車率などの予測値と、現時点での車両の運転状態および車両内の照明・空調などの列車補機運転状態と、に基づいて、列車補機運転条件を変更することで、省エネ指標値を達成可能か否か判断する。列車補機運転条件としては、例えば、列車車両内の照明の減光、間引き消灯の可否、空調設定温度の緩和(冷房時は設定温度の上昇、暖房時は設定温度の低減)などが考えられる。
負荷予測部302は、列車補機運転条件の変更が可能な場合、データ保存部301に保存されている列車補機運転条件を変更した場合の電力負荷の推移パターンに従って、列車補機運転条件変更時における全列車の列車補機用電力量の予測値を算出し、列車補機運転条件を変更した場合の、全列車の列車補機用電力量の減少量の予測値を算出し、当該減少量の予測値が、省エネ指標値以上である場合に、省エネ指標値を達成可能と判定する。
省エネ指標値を達成不能の場合、負荷予測部302は、列車の走行方法を変更した場合の列車走行用電力量の削減可否を判定してもよい。例えば、上述した列車ダイヤから抽出した所定期間の間に、電力削減対象の変電所の給電区間を走行する列車のうち、走行速度を低減することが可能な列車が存在するか否かを判断することが考えられる。
このために、データ保存部301が、標準的な走行速度から5km/h低減した走行速度や、標準的な走行速度から10km/h低減した走行速度など複数の走行条件における、各駅間の駅間走行時間と各変電所の負荷電力量の推移パターンを記憶しておく。
そして、負荷予測部302が、データ保存部301を参照して、列車ダイヤ上の駅間走行時間と、走行速度低減時の駅間走行時間と、を比較することで走行速度の低減可能か否かを判断する。負荷予測部302が、走行速度の低減可能と判断した場合、当該列車の走行速度を低減したときの列車走行用電力量の削減量の予想値を算出する。負荷予測部302が、所定期間内で、走行速度を削減可能な全列車に対して実施することで、列車走行条件変更時における所定期間内の列車走行用電力量の削減量の予想値を求める。
そして、負荷予測部302が、列車の走行条件を変更した場合の列車走行用電力量の削減量の予測値と、列車の補機運転条件を変更した場合の列車補機用電力量の削減量の予測値と、の和が、省エネ指標値以上となるか否かを判断する。予測値の和が省エネ指標値より小さいと判断した場合、省エネ指標値を達成できないと判定する。
他にも、列車ダイヤの変更が可能か否かなどの判定を行っても良い。例えば、特定の駅への到着時刻を数十秒から数分程度遅らせて列車ダイヤの変更が可能か否かを判断した場合に、予めデータ保存部301に保存された、列車ダイヤの変更された場合の削減量の予想値に基づいて、省エネ指標値を達成できるか否かを判定してもよい。この場合、所定期間経過後に列車運転用電力量が増大する可能性があるため、当該所定の期間経過後についても省エネ指標値を達成可能か否かの確認を要する。
列車ダイヤの変更をともなう条件変更を行う場合、電力管理装置150は、運行管理システム160に対して運行情報変更の可否問合せを送信する。運行管理システム160は、運行情報変更の可否を判断し、判断結果である運行情報変更可否通知を電力管理装置150に送信する。運行情報変更可否通知で運行情報が変更可能であることを認識した場合、電力管理装置150は、運行管理システム160に対して運行情報変更依頼を送信する。運行管理システム160が、運行情報変更依頼に基づく列車ダイヤの変更を承認した場合、電力管理装置150に運行情報変更通知および変更された運行情報(列車ダイヤ)を送信する。電力管理装置150は、運行情報変更通知の受信により、運行情報の変更を完了する。
このように、負荷予測部302は、データ保存部301を参照して、列車の走行条件や列車の補機運転条件を変更した場合の負荷電力量や回生電力量の推移パターンに基づいて、配電EMS151から送信されてきた省エネ指標値を達成できるか否かを判定できる。
つまり、従来通りの列車ダイヤであれば、負荷予測部302は、データ保存部301に保存されている電力負荷量の推移パターンに従って、き電系統設備130の電力負荷量および回生電力量の推移を予測できる他、省エネ指標値を達成可能か否か判定できる。しかしながら、データ保存部301に保存されている電力負荷の推移は、列車がダイヤ通りに運行されている及び/又は少し遅らせた場合の推移パターンであるため、大幅に列車ダイヤが変更された場合、予測するのが難しくなる。そこで、本実施形態では、列車ダイヤが変更された場合に、負荷予測部302が、き電シミュレーション部155に対して、負荷電力量及び回生電力量の遷移を予測するための電力予測命令を送信することとした。
そして、き電シミュレーション部155は、電力予測命令を受信した場合に、変更された列車ダイヤによる、き電系統設備130の電力負荷量および回生電力量の推移予測データを生成する。
き電シミュレーション部155は、図3には図示されていない路線沿線の駅位置や勾配、曲線、トンネルなどに関わる路線条件や、車両の引張力特性、ブレーキ力特性、消費電力または電流に関する特性、回生電力または回生電流に関する特性などの車両条件、変電所や蓄電装置の定格出力や、き電系統の接続条件や線路抵抗、および列車ダイヤなどのデータに基づいて、き電シミュレーションを行い、き電系統設備130で生じる負荷電力量や回生電力量を予測し、き電系統設備130の推移予測データを生成する。
き電シミュレーション部155では、き電系統設備130、各駅設備106、駅蓄電池システム103を構成する駅・電気鉄道システム100に加えて、変電所180や太陽光発電装置170を含めた電力を供給するシステムを模擬し、列車ダイヤに従って時々刻々の列車の運行状態や、電力の供給状態を所望の演算式により計算し、駅・電気鉄道システム100に含まれる列車や各駅設備106等の1秒単位で遷移する負荷電力量や回生電力量を算出する。
このように、き電シミュレーション部155は、例えば事故などにより実際の列車ダイヤに変更があった場合に、より精度の高い予測をしたい場合に、負荷電力量および回生電力量の予測ができる。さらに、本実施形態は、き電シミュレーションを行うのを、ダイヤ変更があった場合に制限するものではなく、例えば、消費電力量削減のために駅間での列車の走行速度を変更する場合など、通常の負荷予測が困難な場合や予測精度を向上させたい場合に用いるものであればよい。
また、き電シミュレーション部155は、き電系統設備130の機器、例えば変換器108の運転台数や無負荷電圧の変更、可能な場合はき電電圧を制御した場合や、駅蓄電池システム103の充放電特性の変更を行った場合など、条件が変更された時に負荷予測を行ったり、蓄電池残量やき電線電圧などに応じた蓄電池充放電制御を模擬できる。これにより、より精度の高い電力負荷量および回生電力量の推移予測を行うことができる。
そして、き電シミュレーション部155は、き電系統設備130や蓄電池112の推移予測データを、負荷予測部302に送信する。
そして、負荷予測部302は、き電シミュレーション部155から、変更された列車ダイヤによる、き電系統設備130や蓄電池112の推移予測データを受け取る。そして、負荷予測部302は、受け取ったき電系統設備130や蓄電池112の推移予測データに基づいて、省エネ指標値を達成できるか否かの判定等を行う。また、ダイヤ変更がない場合は、負荷予測部302は、生成したき電系統設備130の推移予測データに基づいて、省エネ指標値を達成できるか否かの判定等を行う。
その後、負荷予測部302は、き電系統EMS152の負荷予測部302が省エネ指標値を達成できる旨を応答した後、き電系統設備130や蓄電池112の推移予測データを、運転計画部156に出力する。そして、運転計画部156が、き電系統設備130や蓄電池112の推移予測データに従うように運転計画を生成して、制御部303に送信する。
そして、制御部303は、生成された運転計画に従って、き電系統設備130の制御を行う。
図4は、実施形態にかかる電力管理装置150の構成、及び電力管理装置150のき電シミュレーション部155に関連するデータの流れを例示した図である。図4に示されるように、き電シミュレーション部155は、列車走行算出部1801と、電気回路計算部1802と、電気回路計算入力データ記憶部1803と、を備える。
き電シミュレーションによってき電系統の負荷予測を行う場合、負荷予測部302または負荷予測部312は、き電シミュレーション部155に対して電力予測命令を送信する。
列車走行算出部1801は、電力予測命令を受信した場合に、運行管理システム160から列車走行計算入力データを受け取り、当該列車ダイヤに示された列車毎の位置や、駅・電気鉄道システム100の各装置の動作状況等に基づいて、時間遷移に応じて変化する車両の運転状況を表した車両走行計算結果データを算出する。その際に、列車位置や駅・電気鉄道システム100の各構成の動作状況などに基づいて、閉塞システムや連動システム、信号システムや運行管理システムなどの地上システムの模擬処理を行ってもよい。
運行管理システム160から受け取った列車走行計算入力データには、車両データと、路線データと、列車運転曲線データと、列車ダイヤデータと、列車制御システムデータと、が含まれている。
車両データは、列車の性能に関する情報であって、速度及び加速度の組み合わせに対応する消費電力、及びある速度でブレーキを掛けた際に生じる回生電力等を導出するためのデータを格納する。さらに、車両データは、列車102の引張力特性、ブレーキ力特性、消費電力または電流に関する特性、回生電力または回生電流に関する特性などの車両条件を格納する。
路線データは、列車が移動する路線のデータであって、各駅間の距離等を格納している。列車運転曲線データは、主にグラフ化されたデータであり、列車の駅間の走行位置と走行速度で構成されている。列車運転曲線データにより、各駅を出発した後に所定の時間経過後における位置、時速、加速、減速状況を認識可能となる。列車ダイヤデータは、運行管理システム160から送信されてきたデータであって、各列車の駅毎の出発時間等を格納している。列車制御システムデータは、信号システムや運行管理システムなどの地上システムを模擬処理するために必要なデータを格納している。
算出された車両走行計算結果データには、車両走行推移予測データと、列車電力推移予測データと、が含まれている。車両走行推移予測データは、時間遷移に応じて推移する、各列車の存在する位置、速度、加速度、ブレーキ状況等を格納している。列車電力推移予測データは、時間遷移に応じて推移する、各列車の消費電力(負荷電力)、及び各列車から生じる回生電力の推移予測データとする。
電気回路計算部1802は、列車走行計算結果データと、電気回路計算入力データ記憶部403に格納された各種データと、に基づいて、電気回路計算結果データを導出する。また、電気回路計算部1802は、電気回路計算結果データを導出する際に、駅EMS153の負荷予測部312から、各駅設備106の負荷電力量の推移パターンや、変電所180や太陽光発電装置170から供給される電力量の推移パターンを取得し、当該推移パターンをさらに用いて、電気回路計算結果データを導出してもよい。
電気回路計算入力データ記憶部1803は、き電系統データと、変電所設備データと、蓄電池設備データと、を記憶している。
き電系統データは、き電系統に関する情報として、例えば、路線と駅蓄電池システム103とで構成される回路図(電気が流れる線)と、の間の位置関係等を格納している。さらに、き電系統データ1821は、路線沿線の駅位置、勾配、曲線、及びトンネルなどに関わる路線条件等を格納している。変電所設備データは、変電所毎の定格出力や、各変電所の位置等を格納している。蓄電池設備データは、時間毎に遷移する蓄電池112の性能(例えば、最大容量や、現在の蓄電量、定格出力)や、蓄電池112の位置等を格納している。
電気回路計算結果データには、変電所負荷推移予測データ、蓄電池充放電推移予測データ、PCS出力推移予測データ、チョッパ出力推移予測データ、及びき電系統設備推移予測データが含まれている。
変電所負荷推移予測データは、変電所180の電力負荷および回生電力の(例えば、1秒刻みでシミュレーションされた)推移の予測結果を示したデータとする。蓄電池充放電推移予測データは、蓄電池112の充放電の(例えば、1秒刻みでシミュレーションされた)推移の予測結果を示したデータとする。PCS出力推移予測データは、PCS111から出力される電力量の(例えば、1秒刻みでシミュレーションされた)推移の予測結果を示したデータとする。チョッパ出力推移予測データは、チョッパ113から出力される電力量の(例えば、1秒刻みでシミュレーションされた)推移の予測結果を示したデータとする。き電系統設備推移予測データは、き電系統設備130の消費電力及び回生電力の(例えば、1秒刻みでシミュレーションされた)推移の予測結果を示したデータとする。
また、電気回路計算結果データには、上述した推移予測データを実現するための蓄電池112の充放電量の設定や、切替器114に対する蓄電池112の電力の供給先の切り替えに関する設定等が含まれている。
そして、き電シミュレーション部155は、き電系統EMS152の負荷予測部302に対して、電気回路計算結果データ(き電系統設備130の推移予測データを含む)、及び車両走行計算結果データを送信する。同様に、き電シミュレーション部155は、駅EMS153の負荷予測部312に対して、電気回路計算結果データ、及び車両走行計算結果データを送信する。
これにより、負荷予測部302は、列車ダイヤが変更された場合に、受け取った電気回路計算結果データに基づいて、配電EMS151から送信されてきた省エネ指標値を達成できるか否かを判定できる。その後、負荷予測部302が、省エネ指標値を達成できると判断した場合、電気回路計算結果データを、運転計画部156に受け渡す。
そして、運転計画部156が、受け取った電気回路計算結果データ(き電系統設備130の推移予測データや、蓄電池112の推移予測データや、太陽光発電装置170等により発電された電力量を含む)に従って、各種構成を制御するための運転計画を生成する。
運転計画部156は、少なくとも現時点における蓄電池112の充電量SOC(State of Charge)と、負荷予測部302、312から受け取った、変電所180の電力量の推移予測データや、き電系統設備130の推移予測データ、各駅設備106の推移予測データ、太陽光発電装置170の発電電力量の推移予測データ、高圧配電電力量の推移予測データから、き電系統設備130、各駅設備106、蓄電池112および変換器114(チョッパ113およびPCS111)を制御するための運転計画を作成する。運転計画部156は、ピーク電力を削減するために、少なくとも消費電力量がピークとなる時間帯に蓄電池112から多くの電力量を供給し、変電所180からの供給される電力量を少なくするように、運転計画を作成する。
具体的には、運転計画部156は、電気回路計算結果データに従って、き電系統設備130を制御するための運転計画を生成し、き電系統EMS152の制御部303に生成した運転計画を受け渡す。
また、運転計画部156は、電気回路計算結果データに従って、各駅設備106を制御するための運転計画を生成し、駅EMS153の制御部313に生成した運転計画を受け渡す。
さらに、運転計画部156は、電気回路計算結果データに従って、蓄電池運転計画を生成し、駅蓄電池制御装置104に生成した蓄電池運転計画を受け渡す。
蓄電池運転計画は、30分毎の蓄電池112の充電率目標値の他に、チョッパ出力計画と、PCS出力計画と、切替器運転計画と、で構成されている。
チョッパ出力計画は、推移予測を実現するためのチョッパ113の充放電電力または電流の目標値や制御タイミング等が示されている。PCS出力計画は、推移予測を実現するためのPCS111の充放電電力または電流の目標値や制御タイミング等が示されている。切替器運転計画は、切替えを行うタイミング等が示されている。
駅蓄電池制御装置104は、チョッパ出力計画に従ってチョッパ113を操作し、PCS出力計画に従ってPCS111を操作し、切替器運転計画に従って切替器114を操作する。これにより、駅蓄電池制御装置104は、蓄電池112の充電率が蓄電池運転計画の充電率目標値に追従するように、蓄電池112の充放電を制御する。
そして、き電系統EMS152が省エネ指標値を達成できる旨を応答した後、き電系統EMS152の制御部303は、省エネ指標値を達成するように、き電系統設備130の制御を行う。き電系統設備130の制御は、例えば列車102の空調の停止や温度調整、照明の一部消灯や照度調整、状況が許す場合には、列車102の走行速度の調整や、到着時刻や出発時刻の調整、などを行うことが出来る。
本実施形態では、これにより、例えば事故などにより列車ダイヤに変更があった場合など、通常の負荷予測が困難な場合や、より精度の高い予測をしたい場合に、負荷および回生電力の予測を行うことができる。
一方、駅EMS153は、データ保存部311と、負荷予測部312と、制御部313と、を備える。
データ保存部311は、各駅設備106、及び駅蓄電池制御装置104から送信された状態情報、計測値を保存すると共に、今まで保存してきた状態情報、及び計測値から学習した電力負荷の推移パターンを保持する。
負荷予測部312は、データ保存部311に保存されている状態情報、計測値、及び推移パターンに基づいて、各駅設備106の電力負荷の推移を予測する。これにより、配電EMS151から送信されてきた省エネ指標値を達成できるか否かを判定できる。
また、負荷予測部312は、列車ダイヤが変更された場合に、負荷予測部302と同様に、き電シミュレーション部155に電力予測命令を出力することで、き電シミュレーション部155から、変更された列車ダイヤによる、蓄電池112等の推移予測データを受け取る。そして、負荷予測部302は、受け取った推移予測データに基づいて、省エネ指標値を達成できるか否かの判定等を行う。負荷予測部312は、省エネ指標値が達成できない場合には、各駅設備106等で使用される照明灯を消す等の考慮を行った後に、再度省エネ指標値を達成できるか否かを判定する。
そして、駅EMS153の負荷予測部312が省エネ指標値を達成できると判断した場合に、その旨を配電EMS151に通知した後、運転計画の作成するための指令(例えば、各駅設備106の電力負荷および回生電力の推移予測データ等でもよい)を、運転計画部156に受け渡す。
運転計画部156は、負荷予測部312から受け取った電気回路計算結果データ(き電系統設備130や各駅設備106の電力負荷量及び回生電力量の推移予測データや太陽光発電装置170等により発電された電力量を含む)に従って、各駅設備106を制御するための運転計画を生成し、駅EMS153の制御部313に生成した運転計画を受け渡す。
そして、駅EMS153の制御部313が、運転計画に従って、省エネ指標値を達成するように、各駅設備106の制御を行う。
これにより、本実施形態においては、省エネ指標値に基づいて、蓄電池112を利用することができると共に、き電系統設備130及び各駅設備106の制御を実現できる。
さらに、本実施形態では、太陽光発電装置で発電した電力量を考慮して、上述した電力負荷および回生電力を予測したり、太陽光発電装置の発電量を考慮して、運転計画を生成してもよい。
図5は、本実施形態にかかる駅蓄電池制御装置104の構成例を示した図である。なお、図1と同じ装置や構成については、同一の符号を割り当て、説明を省略する。
図5に示されるように、駅蓄電池制御装置104は、システム状態検出部401と、チョッパ制御部402と、蓄電池切替部403と、PCS制御部404と、動作決定部405と、データ送信部406と、データ受信部407と、を備えている。
駅・電気鉄道システム100には、PCS(電力変換装置)111を介して、太陽光発電装置170が接続されている。本実施形態では太陽光発電装置170で発電された電力は、変電所180で発電された電力と、同様に様々な用途に用いられる。例えば、太陽光発電装置170で発電された電力は、各駅設備106、又はき電系統設備130に利用されたり、蓄電池112に蓄電される。また、上述した運転計画も、太陽光発電装置170で発電する電力量を考慮した上で生成される。
システム状態検出部401は、PCS111の状態情報(例えば、接続点電圧、消費電力などの状態量)を取得する。また、システム状態検出部401は、蓄電池112の状態情報(例えば端子電圧、電流、充電量(SOC)などの状態量)を取得する。さらに、システム状態検出部401は、チョッパ113の状態情報(接続点電圧、消費電力などの状態量)を取得する。
そして、システム状態検出部401は、受信した状態情報について加工を行った上で、加工された後の状態情報を、チョッパ制御部402、蓄電池切替部403、PCS制御部404、動作決定部405、データ送信部406に受け渡す。そして、データ送信部406は、受け渡された状態情報を、電力管理装置150に送信する。
動作決定部405は、受信した命令、及び状態情報等に基づいて動作モードを選択し、選択された動作モードに従って、チョッパ制御部402、蓄電池切替部403、及びPCS制御部404に対して、動作モードに対応する各種制御パラメータを送信する。
動作決定部405が動作モードを変更するトリガーは、例えば、蓄電池112の接続先の切替命令を受け取った場合が考えられる。本実施形態にかかる動作決定部405は、受け取った切替命令の切替先に対応した動作モードを選択する。これにより、切替命令に対応した制御が行われることになる。
チョッパ制御部402は、システム状態検出部401から受け取った状態情報、及び動作決定部405から受け渡されるチョッパ制御用パラメータ等に基づいて、チョッパ113を制御する。例えば、状態情報として、チョッパ113の接続端電圧と電力、動作状態および蓄電池112の充電量(SOC)などの情報が、チョッパ制御部402に受け渡される。
蓄電池切替部403は、システム状態検出部401から受け取った状態情報、及び動作決定部405から受け渡される各種パラメータ等に基づいて、蓄電池112を制御する。例えば、状態情報として、蓄電池112の充電量(SOC)やチョッパ113、PCS111の動作状態などの情報が、蓄電池切替部403に受け渡される。また、電力管理装置150からの切替命令に従って動作モードが選択された場合、蓄電池切替部403は、当該動作モードに基づく切替命令を、切替器114に対して送信する。
PCS制御部404は、システム状態検出部401から受け取った状態情報、及び動作決定部405から受け渡されるPCS制御用パラメータ等に基づいて、PCS111を制御する。例えば、状態情報として、PCS111の接続点電圧や電力、動作状態および蓄電池112の充電量(SOC)などの情報が、PCS制御部404に受け渡される。
データ送信部406は、電力管理装置150から要求された状態情報を、予め定められた周期あるいは要求命令に応じて、電力管理装置150に送信する。
データ受信部407は、電力管理装置150からの命令を受信する。この命令には、蓄電池112の接続先の切替命令が含まれている。さらに、データ受信部407は、電力管理装置150から、動作決定部405、チョッパ制御部402、蓄電池切替部403、及びPCS制御部404で使用される制御パラメータ等を、予め定められた周期あるいは情報更新時に受信する。そして、受信した命令や制御パラメータは、動作決定部405に受け渡される。
図6は、本実施形態の動作決定部405の構成例を示した図である。図6に示されるように、動作決定部405は、設定データ保存部501と、設定データ格納部502と、動作モード選択部503と、チョッパ制御用パラメータ設定部504と、蓄電池切替用パラメータ設定部505と、PCS制御用パラメータ設定部506と、を備える。
設定データ格納部502は、データ受信部407から(動作決定部405、チョッパ制御部402、蓄電池切替部403、及びPCS制御部404で使用される)制御パラメータ等を受け取り、設定データ保存部501に保存する。設定データ保存部501に保存された場合、設定データ格納部502は、保存されている制御パラメータ等が更新されたことを、動作モード選択部503に通知する。
動作モード選択部503は、制御パラメータ等が更新された通知を受け付けた場合に、設定データ保存部501に保存されている制御パラメータ等に基づいて動作モードを選択する。動作モードを選択する際に、システム状態検出部401からの状態情報も判定条件として用いる。動作モードとは、チョッパ制御、蓄電池切り替え、PCS制御の各々に対して、制御を行うために予め定められたモードとする。設定データ保存部501に保存されている制御パラメータに基づいて動作モードを選択することで、省エネ指標値による省エネルギー化を達成できる。
そして、動作モード選択部503は、動作モードを選択し、選択された動作モードと、各種制御パラメータと、をチョッパ制御用パラメータ設定部504、蓄電池切替用パラメータ設定部505、及びPCS制御用パラメータ設定部506に送信する。
チョッパ制御用パラメータ設定部504は、動作モード選択部503で選択された動作モードと、各種制御パラメータとを受け取り、必要に応じて動作モードに合致する(チョッパ制御用の)制御パラメータ等を設定データ保存部501から読み出し、チョッパ制御用パラメータとして、チョッパ制御部402に送信する。
蓄電池切替用パラメータ設定部505は、動作モード選択部503からの選択された動作モードと、各種制御パラメータとを受け取り、必要に応じて動作モードに合致する(蓄電池切替用の)制御パラメータ等を設定データ保存部501から読み出し、状態量比較判別用パラメータとして、蓄電池切替部403に送信する。状態量比較判別用パラメータは、充電量SOC等と状態を比較するためのパラメータとする。
PCS制御用パラメータ設定部506は、動作モード選択部503からの選択された動作モードと、各種制御パラメータとを受け取り、必要に応じて動作モードに合致する(PCS制御用の)制御パラメータ等を設定データ保存部501から読み出し、PCS制御用パラメータとして、PCS制御部404に送信する。
図7は、本実施形態にかかるチョッパ制御部402の構成例を示した図である。図7に示されるように、チョッパ制御部402は、状態情報分配部601と、制御量演算部602と、制御用パラメータ分配部603と、制御量補正部604と、で構成されている。
状態情報分配部601は、システム状態検出部401から送信される状態情報を受け取り、その状態情報を制御量演算部602と制御量補正部604とに受け渡す。状態情報分配部601は、システム状態検出部401から送信されてきたチョッパ113の接続端電圧Vkdを制御量演算部602に受け渡す。また、状態情報分配部601は、システム状態検出部401から送信される蓄電池の充電量SOCを、制御量補正部604を受け渡す。
制御用パラメータ分配部603は、動作決定部405から送られてくるチョッパ制御用パラメータを受け取り、そのパラメータを制御量演算部602と制御量補正部604とに受け渡す。
図7に示される例では、制御用パラメータ分配部603は、電圧目標Vref、不感帯上下限−ChVl、ChVh、一次遅れ時定数ChT、ゲインChK、制御信号上下限リミットPchr、チョッパ定格出力、定格電圧を、制御量演算部602に送信する。また、制御用パラメータ分配部603は、蓄電池の充電量SOC、維持目標、放電末、充放電可能最大電力Bmaxを制御量補正部604に送信する。
制御量演算部602は、状態情報分配部601から送られてくる状態情報と、制御用パラメータ分配部603から送られてくるパラメータと、に基づいて、チョッパ113の制御量を演算する。図7に示される例では、制御量演算部602は、チョッパ113の接続端電圧Vkdを入力する。そして、制御量演算部602は、チョッパ113の接続端電圧Vkdから、定格電圧1.5kVを除算する。その後、制御量演算部602は、除算された後の接続端電圧Vkdから目標電圧Vref(pu)を減算し、偏差ΔVkを演算する。そして、制御量演算部602は、偏差ΔVkが不感帯上下限−ChVl、ChVhに含まれているか否かを判定する。制御量演算部602は、含まれていないと判定した場合に、偏差に対して、一次遅れ系の伝達関数(1/1+ts)を用いた演算や、ゲインK=ChKとの乗算を行った後、制御信号上下限リミット−Pchr〜Pchrの間に含まれているか中を判定する。制御信号上下限リミット−Pchr〜Pchrに含まれていると判定した場合に、チョッパ定格出力MWを乗算して導出した値を制御量Pchとする。これにより、チョッパの電力命令に伴う制御量Pchを得られる。本実施形態では、制御量Pch<0の場合に、き電線107に電力を供給し、制御量Pch=0の場合に、き電線107に電力を供給しない例とする。
そして、制御量補正部604は、制御量演算部602から送られるチョッパ電力命令の制御量Pchに対して、蓄電池112の充電状態および最大出力制限に基づく補正を行う。そして、補正後の制御量Pchを含むチョッパ電力命令を、チョッパ113に送信する。
図7に示す例では、制御量補正部604は、チョッパ電力命令に従ってき電線107に蓄電池112の電力を供給する際、蓄電池112の充電量SOCが維持目標以下又は放電末以下である場合、チョッパ電力命令の制御量Pchを0.0に設定し、き電線107に電力供給を行わないようにする。また、チョッパ電力命令に従ってき電線107へ蓄電池112の電力を供給する際、制御量Pchが蓄電池112の充放電可能最大電力Bmaxを超えている場合(Pch<−Bmax)、制御量Pchを充放電可能最大電力Bmaxに抑えるように補正する(Pch=−Bmax)。
なお、制御量Pchの補正手法は、図7に示される例に制限するものではなく、他の手法を用いても良い。そこで、制御量の補正の変形例について説明する。図8は、変形例にかかるチョッパ制御部701の構成例を示した図である。図8に示されるように、チョッパ制御部701は、状態情報分配部601と、制御量演算部602と、制御用パラメータ分配部603と、制御量補正部711と、で構成されている。なお、本実施形態と同様の構成については、同じ符号を割り当て、説明を省略する。
変形例の制御量補正部711は、状態情報分配部601からチョッパ113の接続端電圧Vkdと蓄電池112の充電量SOCを受け取る。また、制御量補正部711は、制御用パラメータ分配部603から電圧補償優先判定電圧偏差ChVI2、蓄電池112のSOC維持目標、及び放電末且つ充放電可能最大電力Bmaxを受け取る。さらに、制御量補正部711は、制御量演算部602からチョッパ電力命令と、き電電圧偏差ΔVkdを受け取る。そして、制御量補正部711は、き電線107に電力を供給し(制御量Pch<0)、蓄電池112の充電量SOCが放電末よりも大きく(SOC>放電末)、き電電圧偏差ΔVkdが電圧補償優先判定電圧偏差ChVI2を下回るか否かを判定する。
そして、制御量補正部711が、き電線107に電力を供給し(制御量Pch<0)、蓄電池112の充電量SOCが放電末よりも大きく(SOC>放電末)、き電電圧偏差ΔVkdが電圧補償優先判定電圧偏差−ChVI2を下回ると判定した場合(Yes)、SOC維持よりも電圧補償を優先させるようにチョッパ電力命令の制御量Pchを補正(Pch=−Bmax)する。
一方、制御量補正部711が、き電線107に電力を供給し(制御量Pch<0)、蓄電池112の充電量SOCが放電末よりも大きく(SOC>放電末)、き電電圧偏差ΔVkdが電圧補償優先判定電圧偏差−ChVI2以上と判定した場合(No)、実施形態と同様に、SOC維持目標を満足するようにチョッパ電力命令の制御量Pchを補正(Pch=0.0)する。
次に、本実施形態のPCS制御部404について説明する。図9は、本実施形態にかかるPCS制御部404の構成例を示した図である。図9に示されるように、PCS制御部404は、制御用パラメータ分配部801と、状態情報分配部802と、制御量演算部803とを備える。
状態情報分配部802は、システム状態検出部401から送られてくるPCS制御に必要な状態情報を受け取り、その状態情報を制御量演算部803へ送る。本実施形態では、蓄電池112の充電量SOCを制御量演算部803へ送っている。
制御用パラメータ分配部801は、動作決定部405から送られてくるPCS制御用パラメータを受け取り、そのパラメータを制御量演算部602へ送る。本実施形態では、PCS電力計画値Pcsp、蓄電池のSOC維持目標、放電末と充電末、および充放電可能最大電力Bmaxを送っている。
制御量演算部803は、状態情報分配部601から送られてくる状態情報と、制御用パラメータ分配部801から送られてくるパラメータと、を用いて、PCS111の出力電力命令を制御量として演算する。
図9では、制御量演算部803は、PCS111に電力を供給する計画値Pcspとチョッパ電力命令の制御量Pchとを入力する。そして、制御量演算部803は、チョッパ電力命令の制御量Pch≧0であるか否かを判定する(ステップS811)。制御量Pch<0であると判定した場合(ステップS811:No)、き電線107へ電力を供給する方向であり、き電線107への電力供給を優先させるため、PCS111に電力を供給する計画値Pcspを‘0’に設定した後(ステップS822)、PCS111への電力指令値Pcs=Pcspを設定して(ステップS823)、処理を終了する。
その後、制御量演算部803は、PCS111に電力を供給する計画値Pcspが‘0’より大きいか否か(PCS出力が供給側であるか否か)を判定する(ステップS812)。
そして、電力を供給する計画値Pcspが‘0’より大きくないと判定した場合(ステップS812:No)、制御量演算部803は、PCS111に電力を供給する計画値Pcspが‘0’より小さいか否か(PCS出力が供給側であるか否か)を判定する(ステップS813)。制御量演算部803は、PCS111に電力を供給する計画値Pcspが‘0’より小さくないと判定した場合(ステップS813:No)、PCS111に電力を供給する計画値Pcspを‘0’に設定した後(ステップS822)、PCS111への電力指令値Pcs=Pcspを設定して(ステップS823)、処理を終了する。
一方、ステップS813で、制御量演算部803は、PCS111に電力を供給する計画値Pcspが‘0’より小さいと判定した場合(ステップS813:Yes)、蓄電池112の充電量SOCが充電末より小さいか否かを判定する。充電量SOCが ‘0’より小さくないと判定した場合(ステップS815:No)、PCS111に電力を供給する計画値Pcspを‘0’に設定した後(ステップS822)、PCS111への電力指令値Pcs=Pcspを設定して(ステップS823)、処理を終了する。一方、充電量SOCが‘0’より小さいと判定した場合(ステップS815:Yes)、ステップS816に処理が進む。
ステップS812において、電力を供給する計画値Pcspが‘0’より大きいと判定した場合(ステップS812:Yes)、充電量SOCが維持目標より大きいか否かを判定する(ステップS814)。充電量SOCが維持目標より大きくないと判定した場合(ステップS814:No)、PCS111に電力を供給する計画値Pcspを‘0’に設定した後(ステップS822)、PCS111への電力指令値Pcs=Pcspを設定して(ステップS823)、処理を終了する。一方、充電量SOCが維持目標より大きいと判定した場合(ステップS814:Yes)、ステップS816に処理が進む。
そして、制御量演算部803は、PCS111の計画値Pcpsによる電力が蓄電池112の定格以下(Pcsp−Pch≦Bmax)か否かを判定する(ステップS816)。蓄電池112の定格より大きいと判定した場合(ステップS816:No)、定格以内に収まるように電力を抑制する(Pcsp=Bmax+Pcs)(ステップS817)。
そして、PCS111の計画値Pcpsによる電力が蓄電池112の定格以下の場合(ステップS816:Yes)、又は定格以内に収まるように電力を抑制した(ステップS817)後、制御量演算部803は、PCS111の計画値Pcpsによる電力が電力定格出力Pcsr以下(|Pcsp|≦Pcsr)であるか否かを判定する(ステップS818)。定格出力Pcsr以下であると判定した場合(ステップS818:Yes)、PCS111への電力指令値Pcs=Pcspを設定して(ステップS823)、処理を終了する。
また、制御量演算部803は、PCS111の計画値Pcpsによる電力が電力定格出力Pcsrより大きいと判定した場合(ステップS818:No)、さらにPCS111の計画値Pcpsが‘0’より大きいか否かを判定する(ステップS819)。そして、計画値Pcpsが‘0’より大きいと判定した場合(ステップS819:Yes)、PCS111の計画値Pcpsとして電力定格出力Pcsrを設定する(Pcsp=Pcsr)(ステップS820)。一方、そして、計画値Pcpsが‘0’以下であると判定した場合(ステップS819:No)、PCS111の計画値Pcpsとして電力定格出力−Pcsrを設定する(Pcsp=−Pcsr)(ステップS821)。その後、PCS111への電力指令値Pcs=Pcspを設定して(ステップS823)、処理を終了する。
次に、蓄電池切替部403について説明する。図10は、本実施形態にかかる蓄電池切替部403の構成例を示した図である。図10に示されるように、蓄電池切替部403は、比較判別部901と、状態決定部902と、信号出力部903と、を備える。
比較判別部901は、システム状態検出部401から送られる蓄電池112の充電量SOCと、動作決定部405から送られる状態量比較判別用パラメータと、を受け取る。そして、比較判別部901は、蓄電池112の充電量SOCと状態量比較判別用パラメータとを代入する比較判別式で、切替器114の状態を決定するためのパラメータを導出し、状態決定部902へ送る。
状態決定部902は、比較判別部901から送られたパラメータに基づいて、蓄電池112を、チョッパ113とPCS111とのどちらに接続するのか判定する。本実施形態の状態決定部902は、送られてきたパラメータが、予め設定された条件を満足したか否かに基づいて、時間帯毎の切替器114の切替先を導き出す。そして、当該時間帯で切替先を信号出力部903に送信する。
信号出力部903は、状態決定部902から切替器114の切替先を受け取り、切替先への切替信号を切替器114に出力する。
例えば、列車本数が少なく蓄電池112が満充電状態の場合、余剰回生電力を回収できるようにするために、列車本数が多くなる時間帯となる前に、蓄電池切替部403は、切替器114を介して蓄電池112の接続先をPCS111側に切り替えて、貯蔵された電力を高配側へ放出させておく。そして、蓄電池112を余剰回生電力を回収可能な状態にした後、蓄電池切替部403は、切替器114を介してチョッパ113側へ接続を切り替えさせる。
図11は、切替器114が蓄電池112の切替先を、チョッパ113とPCS111との間で交互に切り替える場合の動作波形を例示した図である。
まず、期間(1)においては、チョッパ113の接続端電圧Vkdが不感帯内のため、駅蓄電池制御装置104は、蓄電池112の充放電を行わない。なお、図11に示す導左派系では、説明を容易にするために、接続端電圧Vkdが不感帯内に含まれているか否かに基づいて、処理を切り替える例とするが、実際には、図7に示されるように偏差ΔVkが不感帯に含まれているか否かに応じて処理を切り替えても良い。なお、図11に示される例では、1.5(1+ChVh)〜1.5(1−ChVl2)までが不感帯とする。
期間(2)においては、チョッパ制御部402が、チョッパ113の接続端電圧Vkdが、不感帯上限を超えるので、チョッパ制御部402が、チョッパ113に対して、余剰回生電力を吸収するように制御する。これにより、蓄電池112が充電され、充電量SOCが増大する。この際に、蓄電池112の充電量SOCが維持目標を超えたものとする。
期間(3)においては、充電量SOCが維持目標を超えているが、チョッパ113の接続端電圧Vkdが不感帯内であるため、チョッパ制御部402が、チョッパ113に対して、蓄電池112からき電線107に電力供給をしないよう制御する。
期間(4)においては、接続端電圧Vkdが不感帯上限を超えるので、チョッパ制御部402は、チョッパ113に対して、蓄電池112が余剰回生電力を吸収するように制御する。これにより、蓄電池112が充電され、充電量SOCが上昇する。この際に、蓄電池112の充電量が充電末を超えたものとする。そこで、駅蓄電池制御装置104の蓄電池切替部403が、切替器114を制御して、PSC111と、蓄電池112と、の間の接続をオフからオンに切り替えさせる。
期間(5)においては、充電量SOCが充電末を超えているが、接続端電圧Vkdが不感帯内であるため、駅蓄電池制御装置104の蓄電池切替部403が、切替器114を制御して、チョッパ113と蓄電池112の接続をオンからオフに切り替えて、PCS111が各駅設備106へ電力供給を行う。その結果、蓄電池112が放電されて、充電量SOCが下降する。
期間(6)においては、接続端電圧Vkdは不感帯内であるが、充電量SOCが維持目標を超えており、チョッパ113と蓄電池112とが接続されておらず、PSC111と蓄電池112とが接続されている。このため、駅蓄電池制御装置104は、蓄電池112からPCS111を介して各駅設備106に電力供給を継続するように制御する。その結果、蓄電池112が放電されて、充電量SOCがさらに下降し、維持目標を下回る。このため、駅蓄電池制御装置104の蓄電池切替部403は、切替器114を介して、蓄電池112の接続先を、PCS111から、チョッパ113に切り替える。
期間(7)においては、充電量SOCが維持目標を下回っているが、接続端電圧Vkdは不感帯内であるため、駅蓄電池制御装置104のチョッパ制御部402は、チョッパ113がき電線107からの電力を蓄電池112に貯めるように制御を行わない。
期間(5)〜期間(7)に行われる制御により、充電末の蓄電池112を放電させることができ、蓄電池112に余剰回生電力を貯めさせるよう制御を行うことができる。
上述した処理を行うことで、き電系統設備130で生じた回生余剰電力の回収を行うことで、変電所180からの電力をピークカットさせることができる。
図12は、本実施形態の駅蓄電池制御装置104による制御で実行されるピークカットの例を示した図である。図12に示される例では、需要電力1201を満たすように、受電電力と、放電電力とを組み合わせる必要がある。このため、放電電量を利用しない場合に、ピーク時には受電電力Wh1が消費されることになる。しかしながら、本実施形態においては、ピーク時以外に、駅蓄電池制御装置104が、回生余剰電力を、充電電力1203として、蓄電池112に蓄電する制御を行うこととした。そして、ピーク時には、駅蓄電池制御装置104が、蓄電池112から放電電力1202を、き電系統設備130又は各駅設備106に供給するように制御する。これにより、ピーク時で受電電力Wh2に抑止することができる。
次に、本実施形態にかかる電力管理装置150における、電力の運用計画に従って制御するまでの処理について説明する。図13は、本実施形態にかかる電力管理装置150における上述した処理の手順を示すフローチャートである。
まず、電力管理装置150の配電EMS151は、き電系統EMS152又は駅EMS153を介して、蓄電池112に貯められる回生余剰電力を取得する(ステップS1301)。
次に、配電EMS151は、鉄道EMS110からの省エネ指標値を、き電系統EMS152と駅EMS153とに配分した上で、変電所180からの受電電力の上限を設定する(ステップS1302)。
そして、き電系統EMS152の負荷予測部302が、運行管理システム160から、ダイヤ計画の変更を受信したか否かを判定する(ステップS1303)。
ダイヤ計画の変更を受信していないと判定した場合(ステップS1303:No)、き電系統EMS152の負荷予測部302が、データ保存部に保存されている各種データに基づいて、き電系統設備130の電力負荷量および回生電力量の推移予測データを生成して、配電EMS151から送信されてきた省エネ指標値を達成できるような、き電系統設備130の電力負荷量および回生電力量の時間推移に伴う推移予測データを導出する(ステップS1304)。同様に、駅EMS153の負荷予測部312は、配電EMS151から送信されてきた省エネ指標値を達成できるような、各駅設備106の電力負荷量の時間推移に伴う推移予測データを導出する。
運転計画部156は、各構成の電力負荷量及び回生電力量等の推移予測データに合うように、各構成の電力量の運転計画を導出する(ステップS1305)。
その後、配電EMS151が、運転計画に従って制御された場合に、受電電力上限を逸脱しているか否かを判定する(ステップS1306)。配電EMS151が、逸脱していると判定した場合(ステップS1306:No)、配電EMS151が、省エネ指標値の配分を変更、又は充電電力の上限を修正した後(ステップS1307)、ステップS1304の処理から行う。
一方、配電EMS151が、逸脱していないと判定した場合(ステップS1306:Yes)、ステップS1312に遷移する。
一方、ダイヤ計画の変更を受信したと判定した場合(ステップS1303:Yes)、き電系統EMS152の負荷予測部302は、き電シミュレーション部155に対して、電力予測命令を送信する(ステップS1308)。同様に、駅EMS153の負荷予測部312も、き電シミュレーション部155に対して、電力予測命令を送信している。
そして、き電シミュレーション部155が、変更されたダイヤ計画データ等に基づいて、き電系統設備130、各駅設備106等を含む各構成の電力負荷及び回生電力の推移を示した推移予測データを生成する(ステップS1309)。
き電シミュレーション部155は、推移予測データを、き電系統EMS152の負荷予測部302、及び駅EMS153の負荷予測部312に出力する(ステップS1310)。そして、き電系統EMS152の負荷予測部302、及び駅EMS153の負荷予測部312は、推移予測データを運転計画部156に受け渡す。
そして、運転計画部156が、変電所180からの受電電力の上限を考慮して、入力された推移予測データ(例えば、1日あたりの電力負荷、回生電力の推移パターン)に基づいて、各構成の運用計画を作成する(ステップS1311)。
そして、き電系統EMS152の制御部303、駅EMS153の制御部313、及び駅蓄電池制御装置104が、作成された運転計画に従って、各種構成(例えば、駅蓄電池システム103、き電系統設備130、及び駅蓄電池システム103)の制御を行う(ステップS1312)。
これにより、1日の運用計画に従って、蓄電池112の充放電が行われる。図14は、本実施形態にかかる電力管理装置150の作成した充放電スケジュールに従って、駅蓄電池制御装置104が制御した結果を例示した図である。
図14に示されるように、回生余剰電力が生じている場合には、電力負荷に対する受電電力が低減される。さらに、余裕のある時間帯1411で蓄電池112に電力を充電することで、ピーク時に、蓄電池112に貯められた電力を利用することができる。
図15は、図14に示される電力の利用時における蓄電池112の充電量SOCの遷移を示した図である。図15に示されるように、電力管理装置150の作成した充放電スケジュールに従って、駅蓄電池制御装置104が、6時〜8時までの間に蓄電池112の充電を行うように制御することで、充電量SOCを向上させる。その後、ピーク時に該当する16時〜19時の間に、蓄電池112の放電を行うように制御することで、充電量SOCを低減させる。当該制御を毎日繰り返すことで、毎日の電力のピークカットを行うことができる。
図16は、30分単位の受電電力量の積算値の遷移を示した図である。図16に示されるように、受電電力量に、チョッパ113からの蓄電池112の放電電力量とPCS111からの出力電力量とを組み合わせることで、需要電力量を満たしている。
上述した実施形態では、切替器114が、蓄電池112の接続先をPCS111又はチョッパ113に切り替える例について説明した。しかしながら、切替器114が、蓄電池112の接続先をPCS111又はチョッパ113に切り替える例に制限するものではない。そこで、変形例として、切替器114による切替を行わない例について説明する。
図17は、変形例にかかる駅蓄電池システムの構成例を示した図である。図17に示されるように、駅蓄電池システム1701は、PCS111、チョッパ113、及び蓄電池112で構成される。そして、PCS111、チョッパ113、及び蓄電池112の間を同時に接続することで、蓄電池112は、PCS111、及びチョッパ113に対して同時に電力を供給することができる。なお、他の構成については、上述した実施形態と同様として説明を省略する。
図18は、変形例にかかる駅蓄電池システム1701を動作させた場合の各構成の動作波形を例示した図である。
まず、期間(1)においては、チョッパ113の接続端電圧Vkdが不感帯内のため、駅蓄電池制御装置104は、蓄電池112の充放電を行わない。
期間(2)においては、チョッパ制御部402が、チョッパ113の接続端電圧Vkdが、不感帯上限を超えるので、チョッパ制御部402が、チョッパ113に対して、余剰回生電力を吸収するように制御する。これにより充電量SOCは上昇するが、維持目標まで達しないものとする。
期間(3)においては、チョッパ113の接続端電圧Vkdが不感帯を下回っているが、充電量SOCが維持目標を超えていないため、チョッパ制御部402が、チョッパ113に対して、蓄電池112からき電線107に電力供給をしないよう制御する。
期間(4)においては、接続端電圧Vkdが不感帯上限を超えるので、チョッパ制御部402は、チョッパ113に対して、蓄電池112が余剰回生電力を吸収するように制御する。これにより、蓄電池112が充電され、充電量SOCが上昇する。この際に、蓄電池112の充電量が維持目標を超えたものとする。
期間(5)においては、充電量SOCが維持目標を超えているが、接続端電圧Vkdが不感帯内であるため、チョッパ113を介した電力の供給は‘0’となる。一方、充電量SOCは、維持目標を超えているので、駅蓄電池制御装置104は、PCS111から蓄電池112の電力を各駅設備106に供給するよう制御する。その結果、蓄電池112が放電されて、充電量SOCが下降する。
期間(6)においては、接続端電圧Vkdは不感帯を下回っており、且つ充電量SOCが維持目標に達していないが、駅蓄電池制御装置104が、き電系統設備130の電圧の維持のために、蓄電池112からき電線107に電力を供給する。
また、本変形例では、切替器を設けない例について説明したが、切替器を設けた上で、当該切替器が、蓄電池112、PCS111、及びチョッパ113を同時に接続するように切替を行っても良い。この場合に行われる制御は、変形例と同様のため、説明を省略する。
なお、事故時など列車ダイヤが変更された際に、運行管理システムなどから列車ダイヤを受信する構成とすれば、変更された列車ダイヤに基づくき電シミュレーションを行うことができ、ダイヤ乱れ時における負荷電力および回生電力の予測が可能となる。
本実施形態では、これにより、例えば事故などにより列車ダイヤに変更があった場合など、通常の負荷予測が困難な場合や、より精度の高い予測をしたい場合に、負荷および回生電力の予測を行うことができる。
上述した実施形態及び変形例によれば、駅蓄電池システムを構成する機器の状態を把握して、チョッパにより発生する余剰回生電力を可能な限り回収し、PCSとチョッパの協調制御により蓄電池の充電量を維持しながら、走行車両や駅負荷への電力供給を行うことができる。これにより、駅や変電所の受電電力ピークを抑え、さらに変電所からの受電電力量を低減させることができる。
上述した実施形態及び変形例によれば、機器の状態に応じて、駅蓄電池システムの蓄電池の接続先をPCS及びチョッパのいずれか一つ以上に切替を行うことで、余剰回生電力を効率良く蓄電池に蓄積し、必要に応じて各駅設備やき電系統設備に電力を供給可能とした。これにより、蓄電池に蓄電された電力を効率的に利用できる。
上述した実施形態及び変形例によれば、電力管理装置は、ダイヤの変更が生じた場合に、き電シミュレーション部155が変更されたダイヤに基づいたシミュレーションを行い、当該シミュレーション結果を考慮して、き電系統設備130や蓄電池112を制御するため、蓄電池112やき電系統設備130の効率的な制御を実現できる。これにより、ピーク時における消費電力量の低減等を図ることができる。
本発明のいくつかの実施形態を説明したが、これらの実施形態は、例として提示したものであり、発明の範囲を限定することは意図していない。これら新規な実施形態は、その他の様々な形態で実施されることが可能であり、発明の要旨を逸脱しない範囲で、種々の省略、置き換え、変更を行うことができる。これら実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれるとともに、特許請求の範囲に記載された発明とその均等の範囲に含まれる。
100…駅・電気鉄道システム、102…列車、103…駅蓄電池システム、104…駅蓄電池制御装置、105…配電系統、106…各駅設備、107…き電線、108…変換器、109…受電変圧器、110…鉄道EMS、112…蓄電池、113…チョッパ、114…切替器、116…配電変圧器、130…き電系統設備、150…電力管理装置、151…配電EMS、152…き電系統EMS、153…駅EMS、154…通信制御部、155…き電シミュレーション部、156…運転計画部、160…運行管理システム、170…太陽光発電装置、180…変電所、301…データ保存部、302…負荷予測部、303…制御部、311…データ保存部、312…負荷予測部、313…制御部、401…システム状態検出部、402…チョッパ制御部、403…蓄電池切替部、404…PCS制御部、405…動作決定部、406…データ送信部、407…データ受信部、501…設定データ保存部、502…設定データ格納部、503…動作モード選択部、504…チョッパ制御用パラメータ設定部、505…蓄電池切替用パラメータ設定部、506…PCS制御用パラメータ設定部、601…状態情報分配部、602…制御量演算部、603…制御用パラメータ分配部、604…制御量補正部、701…チョッパ制御部、711…制御量補正部、801…制御用パラメータ分配部、802…状態情報分配部、803…制御量演算部、901…比較判別部、902…状態決定部、903…信号出力部、1701…駅蓄電池システム、1801…列車走行算出部、1802…電気回路計算部、1803…電気回路計算入力データ記憶部。

Claims (3)

  1. 直流系統との間で電力の受け取り及び回生電力の受け渡しを行って力行する車両と、前記直流系統を介して前記車両から生じた回生電力を蓄電し、蓄電された電力を放電可能な蓄電装置と、を備える制御システムに設けられた制御装置であって、
    前記車両の前記駅設備からの発着が示されたダイヤ計画情報を受信する受信部と、
    前記ダイヤ計画情報に従って前記車両が走行した際に、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移を算出し、当該車両の消費電力量及び回生電力量の推移に基づいて、前記蓄電装置の蓄電電力量及び放電電力量の推移を推測する推測部と、
    前記推測部により推測された前記蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、前記蓄電装置を制御する制御部と、
    を備える制御装置。
  2. 前記車両がダイヤ通りに運行された場合の消費電力量及び回生電力量の推移を表した推移パターンを保持する保存部をさらに備え、
    前記制御部は、前記受信部がダイヤの変更を受信しなかった場合に、前記保存部に保存された前記推移パターンに基づいて、前記蓄電装置を制御し、前記受信部がダイヤの変更とともに前記ダイヤ計画情報を受信した場合に、前記推測部により推測された、前記蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、前記蓄電装置を制御する、
    請求項1に記載の制御装置。
  3. 前記蓄電装置で蓄電電力量及び放電電力量の推移に基づいて、前記蓄電装置の充電及び放電を行うスケジュールが示された運行計画を生成する計画部を、さらに備え、
    前記制御部は、当該運行計画に従って前記蓄電装置を制御する、
    請求項1又は2に記載の制御装置。
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