JP2017060325A - 負荷周波数制御装置、負荷周波数制御方法、及びプログラム - Google Patents

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廣政 勝利
Katsutoshi Hiromasa
勝利 廣政
芳樹 高林
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芳樹 高林
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Abstract

【課題】各発電機の出力を適切に調整する。【解決手段】実施形態の負荷周波数制御装置は、電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出部と、前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御部と、を有する。【選択図】図3

Description

本発明の実施形態は、負荷周波数制御装置、負荷周波数制御方法、及びプログラムに関する。

電力系統の需要(負荷)は、季節的、時間的、瞬間的に時々刻々絶えず変動している。この負荷変動は、変化幅の小さい種々の振動と周期を有する脈動成分や、不規則な変動成分が重畳したものと考えられる。例えば、この負荷変動は、数分周期の微小変動分(サイクリック分)、数分から10数分程度の短周期変動分(フリンジ分)、10数分以上の長周期変動分(サステンド分)の3つの成分に分けられる。

上記の負荷変動のうち、サイクリック分のような極めて短周期の成分は、系統の負荷特性により、それ以上の数分程度の周期変動の成分は、ガバナフリー運転による発電所の調速機の特性を適正にすることで、自動的に調整することが可能である。また、それ以上の周期成分に対しては、電力会社の中央給電指令所により各周期成分を対象とした制御分担が行われている。

中央給電指令所では、例えば負荷周波数制御(LFC:Load Frequency Control)により発電機の出力を調整している。このLFCには、いくつかの方式がある。当該方式としては、系統の周波数変化量(△F)と他系統との連系線潮流変化量(△PT)とを検出し、需給アンバランス分である地域要求電力(AR)を算出して、発電機の出力を調整する周波数バイアス連系線電力制御(TBC)等が知られている。

特開2001−238355号公報 特開2007−306770号公報

ところで、自然エネルギーの増加に伴い、今後は太陽光発電、風力発電等の出力制御ができない供給源が増えることが予想される。しかしながら、従来技術においては、この自然エネルギー等の出力制御ができない供給源については考慮されていない。したがって、自然エネルギー等の出力変動により需給アンバランスが増大した場合に、各発電機に対する出力を適切に調整することができなかった。

本発明は、上記に鑑みてなされたものであって、各発電機の出力を適切に調整する負荷周波数制御装置、負荷周波数制御方法、及びプログラムを提供する。

実施形態の負荷周波数制御装置は、電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出部と、前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御部と、を有する。

図1は、第1の実施形態の電力系統負荷周波数制御システムの構成図である。 図2は、第1の実施形態の負荷周波数制御の処理内容を示すフローチャートである。 図3は、AR計算部の構成を例示した図である。 図4は、ARを各発電機に配分する処理を示すフローチャートである。 図5は、LFC対象発電機を切り替える処理内容を示すフローチャートである。 図6は、ARの標準偏差に対応させてLFC対象発電機を増加させる例を説明する図(その1)である。 図7は、ARの標準偏差に対応させてLFC対象発電機を増加させる例を説明する図(その2)である。 図8は、ARの標準偏差に対応させてLFC対象発電機を減少させる例を説明する図(その1)である。 図9は、ARの標準偏差に対応させてLFC対象発電機を減少させる例を説明する図(その2)である。 図10は、運用者の決定による優先順位モードを設定する処理内容を示すフローチャートである。

(第1の実施形態)
図1は、第1の実施形態における電力系統負荷周波数制御システムの構成図である。図1に示す電力系統負荷周波数制御システム1は、電力系統2と、負荷周波数制御装置の一例としての計算機10と、MMI(Man Machine Interface)20とを有する。

電力系統2は、他系統3と連系線4を介して連系している。電力系統2は、1又は複数の発電機G1〜Gn(以下、適宜「発電機G」と称する)と、データ検出部5と、自然エネルギー検出部6−1〜6−x(以下、適宜「自然エネルギー検出部6」と称する)とを有する。

データ検出部5は、電力系統2における周波数変化量(△F)を検出する△F検出部と、電力系統2が他系統3と連系する電力線である連系線4から連系線潮流変化量(△PT)を検出する△PT検出部とを有する。

自然エネルギー検出部6は、電力系統2に並列する太陽光発電(PV:Photovoltaic)や、風力発電、地熱等の自然エネルギーから得られる出力値(電力量)を検出する。

電力系統2の発電機G1〜Gnと計算機10とは、例えば発電機G1〜Gnの出力信号を検出する検出用信号線7と、発電機G1〜Gnの出力を制御する制御用信号線8とを介して接続されている。

計算機10は、記憶部に記憶されたプログラムを実行することで、電力系統負荷周波数制御システム1全体を制御する。

例えば、計算機10は、プログラムを実行することで、発電機出力信号入力部30−1〜30−n(以下、適宜「発電機出力信号入力部30」と称する)と、算出部の一例であるAR(地域要求電力)計算部31と、AR配分部32と、目標指令値作成部33−1〜33−n(以下、適宜「目標指令値作成部33」と称する)と、指令値伝送部34−1〜34−n(以下、適宜「指令値伝送部34」と称する)と、の構成を実現する。例えば、AR配分部32と、目標指令値作成部33とは、制御部の一例である。以下、上述した構成をプログラムで実行する例について説明するが、コンピュータ等のハードウェア構成で実現しても良い。

発電機出力信号入力部30−1〜30−nは、発電機G1〜Gnに対応して設けられる。発電機出力信号入力部30は、発電機Gの検出用信号線7を介して発電機Gの現在の出力値(出力電力)を示す出力信号を入力する。発電機出力信号入力部30は、発電機Gから入力した出力信号を目標指令値作成部33に出力する。

AR計算部31は、AR(地域要求電力)を算出する。本実施形態のAR計算部31は、電力系統2のデータ検出部5から検出される△F、△PT等を取得する他に、自然エネルギー検出部6から検出される自然エネルギーの出力値(電力量)を取得する。

従来の負荷周波数制御(LFC:Load Frequency Control)において、周波数バイアス連系線電力制御(TBC)は、△F(周波数変化量)と、△PT(連系線潮流変化量)とを検出し、ARを算出する。これに対して、本実施形態では、△F、△PTの他に、自然エネルギーの出力値(電力量)を用いて、ARを算出する。

なお、ARは、地域で要求される電力である。本実施形態の電力系統負荷周波数制御システム1で算出の対象となるARは、電力系統2で要求される電力である。

AR計算部31は、ARを計算する際に、取得した△F、△PT、及び自然エネルギーの出力値(電力量)に対して平滑化処理を行うが、本実施形態では、△F、△PTと、自然エネルギーの出力値(電力量)とは、それぞれ異なる平滑化処理を行う。つまり、自然エネルギーは、短時間で急激な出力変動を生じる場合があり、この出力変動をとらえるために、自然エネルギーの出力値(電力量)に対しては、△F、△PTと異なる平滑化処理を行う。

例えば、AR計算部31は、取得した△F、△PTに対して第1の平滑化処理を実行する。また、AR計算部31は、自然エネルギーの出力値に対して上記第1の平滑化処理と異なる第2の平滑化処理を実行する。

AR計算部31は、第1の平滑化処理を実行した△Fや△PT(第1の平滑化処理結果)、及び第2の平滑化処理を実行した自然エネルギーの出力値(第2の平滑化処理結果)を用いてARを算出する。このようにして、AR計算部31は、自然エネルギーの出力を考慮したARの算出を行う。

AR配分部32は、AR計算部31により算出されたARに基づき、発電機G1〜Gnそれぞれに対するARの配分量を算出する。

目標指令値作成部33−1〜33−nは、発電機G1〜Gnに対応して設けられる。目標指令値作成部33は、発電機出力信号入力部30から取得した発電機Gの現在の出力値と、AR配分部32から取得した発電機GごとのARの配分量とに基づき、発電機Gそれぞれに出力させる目標指令値を作成する。

なお、目標指令値作成部33は、発電機Gの現在の出力値やARの配分量の他、経済負荷配分(ELDスケジュール)に基づき、発電機Gの目標指令値を作成しても良い。なお、ELD(Economic Load Dispatch:経済負荷配分制御)とは、発電所の経済運用が主体となり、最経済となるような運用計画を定めて給電を調整する方法である。

指令値伝送部34−1〜34−nは、発電機G1〜Gnに対応して設けられる。指令値伝送部34は、発電機G1〜Gnに制御用信号線8を介して目標指令値作成部33から取得した目標指令値を伝送する。

MMI20は、例えば運用者からの指示を受け付けたり、計算機10による処理結果を表示したりするインターフェースである。運用者等は、MMI20に表示された画面等を用いて計算機10に対して所定の処理を実行させ、その結果を取得することが可能である。

(負荷周波数制御の処理内容)
図2は、第1の実施形態における負荷周波数制御の処理内容を示すフローチャートである。図2の例では、AR計算部31は、電力系統2のデータ検出部5から検出された△Fや△PT、自然エネルギー検出部6から検出される自然エネルギーの出力値を取得し、ARを計算する(S10)。

S10の処理では、AR計算部31は、第1の平滑化処理を実行した△Fや△PT(第1の平滑化処理結果)、第2の平滑化処理を実行した自然エネルギーの出力値(第2の平滑化処理結果)に基づいてARを算出する。

なお、従来のARの計算は、以下の式(1)を用いて算出する。
AR=−K・△F+△PT・・・(1)
(K:系統定数、△PT:自系統に流入する潮流がプラス方向)
これに対して、本実施形態では、更に自然エネルギーの出力値を用いて、ARを算出する。

上述したARの値が正(プラス)であれば、系統全体として発電機G1〜Gnの出力を上げる必要があり、ARの値が負(マイナス)であれば、系統全体として発電機G1〜Gnの出力を下げる必要がある。

次に、AR配分部32は、S10の処理で得られたARを周波数分解して、発電機G1〜Gnそれぞれに対するARの配分量を算出する(S11)。

次に、目標指令値作成部33は、S11の処理で得られたARの配分量や、発電機出力信号入力部30から取得した出力信号等に基づき、発電機G1〜Gnに対する目標指令値を作成する(S12)。

次に、指令値伝送部34は、S12の処理で得られた目標指令値を、発電機G1〜Gnに伝送し(S13)、発電機G1〜Gnに対して指令を行い(S14)、発電機G1〜Gnにおける出力を制御する。

(自然エネルギーの出力を考慮したARの算出処理)
次に、上述したS10で示した自然エネルギーの出力を考慮したARの算出処理の一例について説明する。

図3は、AR計算部の構成を例示した図である。図3に示すように、AR計算部31は、系統定数(K)演算部41と、第1の演算部42と、第2の演算部43と、第3の演算部44と、第4の演算部45と、第5の演算部46と、第6の演算部47と、第7の演算部48と、第8の演算部49と、第1の平滑化処理部50と、第2の平滑化処理部51とを有する。

本実施形態のAR計算部31は、上述した構成で、自然エネルギーの出力を考慮したARの算出を行う。なお、第1の演算部42、第2の演算部43、第3の演算部44、第4の演算部45、第5の演算部46、第6の演算部47、第7の演算部48、及び第8の演算部49において、「+」は各矢印で示された値に対する加算(和)を示し、「−」は減算(差)を示している。

第1の平滑化処理部50は、第1の平滑化処理を行う。第2の平滑化処理部51は、グループ1平滑化処理部52と、グループ2平滑化処理部53と、グループ3平滑化処理部54とを有する。グループ1平滑化処理部52、グループ2平滑化処理部53、及びグループ3平滑化処理部54は、自然エネルギーのグループごとに異なる平滑化処理を行うことが可能である。

上述したように、太陽光発電や、風力発電、地熱等の自然エネルギーは、短時間で急激な出力変動が生じる場合があるが、その出力を制御することができない。したがって、例えば自然エネルギーにおいて急激に出力が増加した場合には、ARの値を早急に下げることで、各発電機Gの出力を下げることが望まれる。

これに対して、上述した△Fや△PTから算出される一般負荷による需要変動は、発電機Gを頻繁に上げ下げするのを避けるために、例えば短周期成分(例えば、10秒以下)を除去するような平滑化処理を行う。そのため、自然エネルギーの出力変動に対して、一般負荷による需要変動と同様の平滑化処理を行うと、ARの変動が緩やかなものとなり、結果として発電機Gへの出力追従が遅れてしまう。

そこで、図3に示すように、AR計算部31は、△Fや△PTから算出される一般負荷による需要変動と、自然エネルギーによる出力変動とを分離し、それぞれに異なる平滑化処理を行うことでARを計算する。

第1の平滑化処理部50は、△Fや△PTに対して、例えば10秒以下の短周期成分を除去する平滑化処理を行う。第2の平滑化処理部51は、自然エネルギーの出力値に対して、例えば2秒以下の短周期成分を除去する平滑化処理を行う。これにより、自然エネルギーによる急激な出力変動を捉えたARを算出することが可能となる。

なお、AR計算部31は、自然エネルギーの発電機Gが設置されている場所(地域)や種類(太陽光、風力、地熱等)によってグループ分けをして(図3の例では、Gr.1〜Gr.3)、平滑化処理を行っても良い。これにより、自然エネルギーの地域ごとや自然エネルギーの種類ごとに対応した平滑化処理を行うことが可能となる。

また、図3の例では、自然エネルギーに対してグループ単位で平滑化処理を行うがこれに限定されるものではなく、複数のグループをまとめて平滑化処理を行っても良い。また、直接、自然エネルギーの出力を計測できない場合には、自然エネルギーの出力予測値等を用いることも可能である。

(ARを各発電機Gに配分する処理)
次に、上述したS11の処理における発電機G1〜Gnに対するARの配分量を算出する例について、フローチャートを用いて説明する。図4は、ARを各発電機に配分する処理を示すフローチャートである。

図4の例では、計算機10のAR配分部32は、AR計算部31からARを取得すると、取得したARに対して周波数分解を行う(S20)。AR配分部32は、S20の処理により周波数分解されたARのうち、変動周期成分が短いもの(例えば、数10秒〜1、2分周期)があるかを判断する(S21)。AR配分部32は、例えば数10秒〜1、2分周期の成分があると判断した場合(S21において、YES)、高速発電機(例えば、水力機)に分担させる(S22)。

また、AR配分部32は、例えば数10秒〜1、2分周期の成分ではないと判断したARの成分については(S21において、NO)は、変動周期成分がS21の処理で設定した変動周期成分より長いもの(例えば、1、2分〜数分周期)があるかを判断する(S23)。AR配分部32は、例えば1、2分〜数分周期の成分があると判断した場合(S23において、YES)、低速発電機(例えば、火力機)に分担させる(S24)。

また、AR配分部32は、例えば1、2分〜数分周期の成分ではないと判断したARの成分については(S23において、NO)、更に変動周期成分がS23の処理で設定した変動周期成分より長いもの(数分周期以上)と判断して、ELDを対象とするELD対象発電機に分担させ(S25)、処理を終了する。このように、AR配分部32は、ARの変動周期成分に応じて、発電機Gに対するARの配分量を算出する。

上述したように、自然エネルギーによる出力変動と一般負荷による需要変動とを分離してARを算出し、発電機G1〜Gnそれぞれに対するARの配分量を算出する。これにより、自然エネルギーの急激な出力変動に対してもLFCの対象となる発電機Gの出力追従が可能となり、電力系統への制御性能を高めることが可能となる。

次に、上述した自然エネルギーの出力変動を考慮したARに基づき、発電機G1〜GnにARを配分する際に、LFCを対象とする発電機G(LFC対象発電機G)とLFCを対象としない発電機G(LFC除外発電機G)とを自動的に切り替える方法について説明する。

例えば、LFC対象発電機GにARを配分する際、ARが比較的に大きい時間帯において、LFC対象発電機Gの台数が少ない場合や、LFC対象発電機Gの余力(現在出力と最大出力との差、現在出力と最小出力との差)が少ない場合がある。このような場合には、ARを十分に配分しきれないため、電力系統への制御性能を低下させてしまうこともある。また、ARが急激に大きくなり大幅な調整(各発電機Gに対する配分量)が必要になる場合もある。

上述した場合には、LFC対象発電機Gの台数を増やす(例えば、LFC除外発電機GをLFC対象発電機Gに切り替える)ことによりARの増大を防ぐことが必要となる。

例えば運用者により、上述した切り替えを手動で行うと、常時、運用者がARの変動を見て切り替えを行う必要があるため、業務の負担が大きくなる。また、LFC対象発電機Gへの切り替えタイミングが遅れることで、ARを十分に配分しきれずに、電力系統への制御性能を低下させてしまうこともある。

また、例えばLFC対象発電機Gの並列台数が多い昼間の時間帯に、ARが比較的小さく変動することもある。このような場合、LFC対象発電機Gは、少ない台数でも配分可能である。しかしながら、例えばELDスケジュールに基づく規定値(ベース出力)から出力変動させたくない発電機GにARを配分してしまうと、規定値から外れて経済性を考慮できなくなる場合もある。

そこで、第1の実施形態では、過去のARの変動量が、所定の閾値を超えた場合には、1又は複数のLFC除外発電機Gを、LFC対象発電機Gに自動的に切り替える。また、過去のARの変動量が、所定の閾値を下回る場合には、1又は複数のLFC対象発電機Gを、LFC除外発電機Gに自動的に切り替える。

なお、過去のARの変動量とは、例えば現在から過去の所定期間において、AR計算部31等にて計算され、記憶されているARの値(時系列の値)から得られる差分や変化量である。なお、所定期間とは、ARの変動の傾向が得られる期間である。過去のARの変動量は、例えばARに基づく所定期間におけるARの絶対値を用いた平均値(絶対値平均値)、標準偏差等を用いることができるが、これに限定されるものではない。この過去のARの変動量を用いて、ARの配分可能なLFC対象発電機Gの台数を増加させたり減少させたりする。

図5は、LFC対象発電機を切り替える処理内容を示すフローチャートである。図5の例において、計算機10のAR配分部32は、過去のARの変動量の一例として、AR計算部31により計算されたARの標準偏差が、予め設定した閾値A(第1の閾値)を超えているかを判断する(S30)。AR配分部32は、ARの標準偏差が予め設定した閾値Aを超えていると判断すると(S30において、YES)、LFC対象発電機Gの台数を増加させる(S31)。

また、AR配分部32は、ARの標準偏差が閾値Aを超えていないと判断すると(S30において、NO)、ARの標準偏差が閾値B(第2の閾値)を下回るかを判断する(S32)。AR配分部32は、ARの標準偏差が閾値Bを下回ると判断すると(S32において、YES)、LFC対象発電機Gの台数を減少させる(S33)。また、AR配分部32は、ARの標準偏差が閾値Bを下回っていないと判断すると(S32において、NO)、処理を終了する。

(LFC対象発電機Gを増加させる例)
次に、過去のARの変動量の一例としてARの標準偏差を用いて、LFC対象発電機Gを増加させる例について説明する。図6及び図7は、ARの標準偏差に対応させてLFC対象発電機を増加させる例を説明する図(その1及びその2)である。図6、図7に示す横軸は、時間を示している。図6、図7に示す縦軸は、ARの変動と、各閾値に対するARの標準偏差とを示している。図6、図7の例では、通常時に基本となるLFC対象発電機Gの台数を例えば3台として運用する。

図6の例では、例えば閾値を1つ設定した例を示している。図6に示すように、ARの標準偏差が閾値Aを超えた場合には、基本となるLFC対象発電機Gの台数を増加し、LFC対象発電機Gの台数を増加する期間は、ARの標準偏差が閾値Aを超えている期間とする。また、ARの標準偏差が閾値Aを下回った場合には、基本となるLFC対象発電機Gの台数に戻す。

また、図7の例では、例えば閾値を2つ設定した例を示している。図7に示すように、ARの標準偏差が閾値A’を超えた場合には、LFC対象発電機Gの台数を予め設定された基本の台数から1台増加させる(基本+1台)。また、ARの標準偏差が閾値Aを超えた場合には、LFC対象発電機Gを予め設定された基本の台数から2台増加させる(基本+2台)。第1の実施形態では、図7の例のように、複数の閾値を設けることで、段階的にLFC対象発電機Gの台数を増やすことが可能となる。

(LFC対象発電機Gを減少させる例)
次に、ARの標準偏差を用いて、LFC対象発電機Gを減少させる例について説明する。図8及び図9は、ARの標準偏差に対応させてLFC対象発電機を減少させる例を説明する図(その1及びその2)である。図8、図9に示す横軸は、時間を表している。また、図8、図9に示す横軸は、ARの変動と、各閾値に対するARの標準偏差とを示している。

図8の例では、例えば閾値を1つ設定した例を示している。図8に示すように、ARの標準偏差が閾値Bを超えた場合には、基本となるLFC対象発電機Gの台数とし、ARの標準偏差が閾値Bを下回った場合には、LFC対象発電機Gの台数を減少させる。また、LFC対象発電機Gの台数を減少させる期間は、ARの標準偏差が閾値Bを下回っている期間とする。

また、図9の例では、例えば閾値を2つ設定した例を示している。図9に示すように、ARの標準偏差が閾値B’を下回った場合には、LFC対象発電機Gの台数を、予め設定された基本となる台数から1台減少させる(基本−1台)。また、ARの標準偏差が閾値Bを下回った場合には、LFC対象発電機Gの台数を予め設定された基本となる台数から2台減少させる(基本−2台)。第1の実施形態では、図9に示すように、閾値を複数設けることで、段階的にLFC対象発電機Gの台数を減らすことが可能となる。

上述したLFC除外発電機Gのうち、LFC対象発電機Gに切り替え可能な発電機Gは、事前に選択可能としたり、例えば運用者により任意に選択可能としたりしても良い。また、上述した例では、基本となるLFC対象発電機Gの台数を増減させた例を示したがこれには限定されず、例えば発電機Gの出力変化速度、出力余裕比等に基づいて、LFC対象発電機Gを選択可能としても良い。

上述したように、第1の実施形態では、時々刻々に変動する負荷周波数制御を行う上で、自然エネルギーの出力変動を考慮したARに基づき、LFC対象発電機GとLFC除外発電機Gとを自動的に切り替え、各発電機Gの出力を適切に調整する。

したがって、第1の実施形態によれば、発電機Gへの出力指令の遅れを少なくし、ARの変動量が閾値以上となった場合にはLFC対象発電機Gの台数を増やすことで、ARを配分しきれない状況を防ぎ、電力系統への制御性能を高めることが可能となる。また、ELDスケジュール等のベース出力付近の発電機に対してARを配分しないことで、最経済に近い運用が可能となり、経済性を向上させることが可能となる。

また、第1の実施形態では、過去のARの変動量に基づいて、LFC対象発電機GとLFC除外発電機Gとを自動的に切り替える。例えば、時々刻々のARの大きさに基づいて切り替えた場合には、変動周期が短く頻繁に切り替えが発生してしまうため、発電機Gの劣化を招く可能性がある。また、実際には発電機Gの応動遅れがあるため、台数変更のタイミングで発電機Gの台数を減らして(LFC除外とする)、制御性能を悪化させる可能性もある。

これに対して、過去の所定期間に計算されたARの値から得られる変動の傾向から切り替えを行うことで、頻繁な切り替えを防ぎ、長期的なARの変動から適切な切り替えを行うことが可能となる。

また、第1の実施形態によれば、自動的にLFC対象発電機Gの台数の調整が可能となり運用者の負担を軽減することが可能となる。

(第2の実施形態)
次に、第2の実施形態について説明する。第2の実施形態では、上述した第1の実施形態のように、例えば1又は複数の発電機GをLFC対象発電機GやLFC除外発電機Gに切り替える際、例えば燃料費に応じて経済的になるように優先順位を決定する。

例えば、上述したELDスケジュールは、通常、最経済運用となるように出力が決定されているため、ELDスケジュールに基づき運用することが望ましい。例えば増分燃料費の高い発電機Gは、LFC対象発電機Gとして設定しない方が経済的である。

したがって、LFC対象発電機Gへの切り替え対象の発電機Gは、例えば燃料費の安い発電機Gから順に優先順位を設定すると良い。また、LFC除外発電機Gへの切り替え対象の発電機Gは、増分燃料費の高い発電機Gから順に優先順位を設定すると良い。

第2の実施形態によれば、該当するLFC対象又は除外となる発電機を燃料費に応じて優先順位を設けることで、より経済的な運用が可能となる。

(第3の実施形態)
次に、第3の実施形態について説明する。第3の実施形態では、上述した第1の実施形態のように、例えば1又は複数の発電機GをLFC対象発電機GやLFC除外発電機Gに切り替える際、切り替える発電機Gの優先順位を運用者等により任意に決定可能とする。また、LFC対象発電機GやLFC除外発電機Gへの切り替え対象又は切り替えない対象とする発電機Gを任意に決定可能とする。

図10は、運用者の任意による優先順位モードを設定する処理内容を示すフローチャートである。図10の例では、計算機10は、AR配分部32により、LFC対象発電機G又はLFC除外発電機Gが1台かを判断する(S40)。AR配分部32は、LFC対象発電機G又はLFC除外発電機Gが1台であると判断すると(S40において、YES)、通常モードと判断する(S41)。なお、通常モードとは、予め設定されたモードであり、例えば上述した第1の実施形態又は第2の実施形態に対応した処理を行う。

また、AR配分部32は、LFC対象発電機G又はLFC除外発電機Gが1台ではないと判断すると(S40において、NO)、運用者の任意による優先順位モードと判断し(S42)、MMI20から得られた運用者の指示(優先順位)を参照して、LFC対象発電機GやLFC除外発電機Gへの切り替えを行い、処理を終了する。

第3の実施形態によれば、LFC対象発電機GやLFC除外発電機Gを任意に選択することが可能となる。これにより、例えばメンテナンス中の発電機Gを切り替え対象から外したりすることが可能となり、運転状況に応じた運用が可能となる。

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ものである。

1 電力系統負荷周波数制御システム
2 電力系統
3 他系統
4 連系線
5 データ検出部
6 自然エネルギー検出部
7 検出用信号線
8 制御用信号線
10 計算機
20 MMI
30 発電機出力信号入力部
31 AR計算部
32 AR配分部
33 目標指令値作成部
34 指令値伝送部
41 系統定数(K)演算部
42 第1の演算部
43 第2の演算部
44 第3の演算部
45 第4の演算部
46 第5の演算部
47 第6の演算部
48 第7の演算部
49 第8の演算部
50 第1の平滑化処理部
51 第2の平滑化処理部
52 グループ1平滑化処理部
53 グループ2平滑化処理部
54 グループ3平滑化処理部

Claims (13)

  1. 電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出部と、
    前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御部と、
    を有する負荷周波数制御装置。
  2. 前記算出部は、
    前記周波数変化量及び前記連系線潮流変化量のうちいずれか一つ以上に対して第1の平滑化処理を実行し、前記自然エネルギーから得られる電力量に対して前記第1の平滑化処理と異なる第2の平滑化処理を実行し、前記第1の平滑化処理結果及び前記第2の平滑化処理結果を用いて、前記地域要求電力を算出する、
    請求項1に記載の負荷周波数制御装置。
  3. 前記算出部は、
    前記第2の平滑化処理として、前記第1の平滑化処理よりも短い周期成分を除去する、
    請求項2に記載の負荷周波数制御装置。
  4. 前記制御部は、
    前記閾値を複数設定し、それぞれの閾値に基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する、
    請求項1乃至3のいずれか一項に記載の負荷周波数制御装置。
  5. 前記地域要求電力の変動量は、
    前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の絶対値平均値又は標準偏差である、
    請求項1乃至4のいずれか一項に記載の負荷周波数制御装置。
  6. 前記制御部は、
    予め設定された運用者からの指示に基づき、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する、
    請求項1乃至5のいずれか一項に記載の負荷周波数制御装置。
  7. 電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出ステップと、
    前記地域要求電力に基づいて所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御ステップと、
    を有する負荷周波数制御方法。
  8. 前記算出ステップは、
    前記周波数変化量及び前記連系線潮流変化量のうちいずれか一つ以上に対して第1の平滑化処理を実行し、前記自然エネルギーから得られる電力量に対して前記第1の平滑化処理と異なる第2の平滑化処理を実行し、前記第1の平滑化処理結果及び前記第2の平滑化処理結果を用いて、前記地域要求電力を算出する、
    請求項7に記載の負荷周波数制御方法。
  9. 前記算出ステップは、
    前記第2の平滑化処理として、前記第1の平滑化処理よりも短い周期成分を除去する、
    請求項8に記載の負荷周波数制御方法。
  10. 前記制御ステップは、
    前記閾値を複数設定し、それぞれの閾値に基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する、
    請求項7乃至9のいずれか一項に記載の負荷周波数制御方法。
  11. 前記地域要求電力の変動量は、
    前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の絶対値平均値又は標準偏差である、
    請求項7乃至10のいずれか一項に記載の負荷周波数制御方法。
  12. 前記制御ステップは、
    予め設定された運用者からの指示に基づき、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する、
    請求項7乃至11のいずれか一項に記載の負荷周波数制御方法。
  13. コンピュータを、
    電力系統において検出された周波数変化量と、前記電力系統に連系する電力線から検出された連系線潮流変化量と、自然エネルギーから得られる電力量と、に基づいて地域要求電力を算出する算出部、及び
    前記地域要求電力に基づいた所定期間における、前記地域要求電力の変動量と、予め設定された閾値とに基づいて、前記地域要求電力を配分する対象の発電機を決定する制御部として機能させるためのプログラム。
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