JP2018107919A - Power supply-demand control system, computer program for power supply-demand control and power supply-demand control method - Google Patents
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Abstract
Description
本実施形態は、電力系統の需給制御を行う電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法に関する。 The present embodiment relates to a power supply and demand control system that performs power supply and demand control, a power supply and demand control computer program, and a power supply and demand control method.
電力を安定供給するためには電力系統の需給制御を行うことが必要とされる。この種の電力系統の需給制御システムとしては、負荷周波数制御および経済負荷配分制御を用いて需給制御を行う電力需給制御システムが知られている。 In order to supply power stably, it is necessary to control supply and demand of the power system. As this type of power supply and demand control system, a power supply and demand control system that performs supply and demand control using load frequency control and economic load distribution control is known.
従来から電力需給制御には、負荷周波数制御および経済負荷配分制御が用いられることが一般的であった。昨今の電力自由化により、新規電力事業者が電力事業に参入し、きめ細かな電力料金の管理が必要とされるようになった。このため短い時間での電力需要量と供給量を一致させる電力需給制御を行うことが要求されるようになった。 Conventionally, load frequency control and economic load distribution control have been generally used for power supply and demand control. With the recent liberalization of power, new power companies have entered the power business, and fine-tuned management of power charges has become necessary. For this reason, it has been required to perform power supply and demand control that matches the power demand and supply in a short time.
しかし従来の負荷周波数制御では、発電設備が所望の発電量を発電するまでに一定の応答時間を要するため、需要に合致した供給電力となるまでに時間遅れが発生した。このような電力供給の時間遅れは、電力系統の電圧および周波数の不安定を招くだけでなく、発電機の出力が発電機の指令に対してハンチング現象を誘発する恐れもあった。 However, in the conventional load frequency control, since a certain response time is required until the power generation facility generates a desired power generation amount, a time delay occurs until the supplied power meets the demand. Such a time delay of power supply not only causes instability of the voltage and frequency of the power system, but also the output of the generator may induce a hunting phenomenon with respect to the command of the generator.
本実施形態は、発電機の出力が発電機の指令に対してハンチング現象を起こしにくく、電力系統の電圧および周波数の安定性を向上させることができ、経済性の優れた電力需給制御を行うことができる電力需給制御システム、電力需給制御用コンピュータプログラムおよび電力需給制御方法を提供することを目的とする。 In this embodiment, the output of the generator is less likely to cause a hunting phenomenon with respect to the command of the generator, the voltage and frequency stability of the power system can be improved, and power supply and demand control with excellent economic efficiency is performed. An object is to provide a power supply and demand control system, a computer program for power supply and demand control, and a power supply and demand control method.
本実施形態の電力需給制御システムは次のような構成を有することを特徴とする。
(1)電力系統に電力を供給する複数の発電設備。
(2)前記電力系統に電力を供給する自然エネルギー発電設備。
(3)前記電力系統の周波数変化量、連系潮流電力変化量および融通電力量を測定する検出装置。
The power supply and demand control system of this embodiment has the following configuration.
(1) A plurality of power generation facilities that supply power to the power system.
(2) A natural energy power generation facility for supplying power to the power system.
(3) A detection device that measures a frequency change amount, a connected tidal power change amount, and a flexible power amount of the power system.
(4)以下を備えた、前記複数の発電設備に発電目標値を指示する制御装置。
(4−1)前記検出装置により検出された前記周波数変化量、前記連系潮流電力変化量および前記融通電力量に基づき地域要求電力(AR値)を算出するAR算出部。
(4−2)前記AR算出部により算出された前記地域要求電力(AR値)を周波数分解するAR平滑部。
(4−3)前記AR平滑部により周波数分解された地域要求電力(AR値)に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出する目標値作成部。
(4−4)前記地域要求電力(AR値)は、前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される。
(4) A control device for instructing a power generation target value to the plurality of power generation facilities, comprising:
(4-1) An AR calculation unit that calculates an area required power (AR value) based on the frequency change amount, the interconnection power flow change amount, and the interchanged power amount detected by the detection device.
(4-2) An AR smoothing unit that frequency-resolves the regional required power (AR value) calculated by the AR calculation unit.
(4-3) A target value creation unit that calculates the power generation target value for each of the plurality of power generation facilities based on the regional required power (AR value) frequency-resolved by the AR smoothing unit.
(4-4) The regional required power (AR value) is calculated including the predicted change amount of the accommodation power amount based on the accommodation power amount detected by the detection device.
[第1実施形態]
[1−1.構成]
図1を参照して本実施形態の一例として、電力需給制御システムについて説明する。なお、本実施形態において、同一構成の装置や部材が複数ある場合にはそれらについて同一の番号を付して説明を行い、また、同一構成の個々の装置や部材についてそれぞれを説明する場合に、共通する番号にアルファベットの添え字を付けることで区別する。
[First Embodiment]
[1-1. Constitution]
A power supply and demand control system will be described as an example of this embodiment with reference to FIG. In the present embodiment, when there are a plurality of devices and members having the same configuration, the same numbers are given for explanation, and when each device and member having the same configuration is described, Distinguish common numbers by adding alphabetic suffixes.
(1)システムの全体構成
本電力需給制御システムは、電力系統9aに接続された複数の発電設備1、自然エネルギー発電設備2、検出装置3、制御装置4を有する。電力系統9aは、連系線9cを介し他の電力系統9b(以下、他系統9bと総称する)に接続される。また、各発電設備1は、検出用の信号線7および制御用の信号線8にて制御装置4に接続される。
(1) Overall configuration of the system This power supply and demand control system includes a plurality of
本電力需給制御システムにおいて、以下のデータが、入力、出力、送受信または記憶される。また、以降、「地域要求電力」を「AR」、「経済負荷配分」を「ELD」と呼ぶ場合がある。「需要実績値」とは、実際に供給した電力ではなく、実際に要求された電力の値をいう。
a1.発電設備1ごとの発電電力値
b1.自然エネルギー発電設備2ごとの発電電力値
c1.周波数変化量:ΔF
c2.他系統9bとの連系線における潮流電力変化量:ΔPT
c3.電力系統9aの融通電力:P0
d1.発電目標値
f1.平滑前AR値
f2.平滑後AR値
f3.配分されたAR値
g1.当日需要実績値
g2.前日需要予測値
g3.当日自然エネルギー実績値(当日の自然エネルギーの出力値)
g4.前日自然エネルギー予測値
g5.ELD値(経済負荷配分の計算結果)
In the power supply and demand control system, the following data is input, output, transmitted / received, or stored. Further, hereinafter, “regional required power” may be referred to as “AR”, and “economic load distribution” may be referred to as “ELD”. The “demand actual value” refers to the value of the actually requested power, not the actually supplied power.
a1. Generated power value for each
c2. Tidal power change amount in interconnection line with other system 9b: ΔPT
c3. Power interchangeable power system 9a: P0
d1. Power generation target value f1. AR value before smoothing f2. AR value after smoothing f3. The allocated AR value g1. Actual demand on the day g2. Previous day demand forecast value g3. Natural energy actual value on the day (output value of natural energy on the day)
g4. Predicted natural energy the day before g5. ELD value (calculation result of economic load distribution)
(2)発電設備1
発電設備1は、発電機にて発電し電力系統9aに電力を供給する電力供給設備である。発電設備1aは、出力変化速度の速い、例えば水力機等の高速機により構成される。発電設備1bは、出力変化速度のやや遅い、例えば石油火力機等の中速機により構成される。発電設備1nは、出力変化速度の極めて遅い、例えば石炭火力機等の低速機により構成される。発電設備1は、信号線7を介し制御装置4に、a1のデータを送信する。発電設備1は、制御線8を介し制御装置4から発電電力を制御される。
(2)
The
(3)自然エネルギー発電設備2
自然エネルギー発電設備2は、太陽光発電装置にて発電し電力系統9aに電力を供給する電力供給設備である。自然エネルギー発電設備2は、制御装置4にb1のデータを送信する。
(3) Natural energy
The natural energy
(4)検出装置3
検出装置3は、電力系統9aの電気量を検出する測定装置である。検出装置3は、電力系統9aに配置される。検出装置3は、電力系統9aに関するc1〜c3の項目を検出し制御装置4に報知する。
(4)
The
(5)制御装置4
制御装置4は、パーソナルコンピュータ等により構成される。制御装置4は、電力の監視制御を行う制御室等に配置される。制御装置4は、発電設備1から送信される上記a1のデータ、自然エネルギー発電設備2から送信される上記b1のデータ、検出装置3から送信される電力系統9aに関する上記c1〜c3のデータが、入力される。制御装置4は、需給制御に関する演算を行い発電設備1に対し、d1のデータを送信する。
(5)
The
制御装置4は、入力部41、出力部42、目標値作成部43、AR算出部44、AR平滑部45、AR配分部46、総需要算出部47、記憶部48、ELDスケジュール算出部49を有する。制御装置4の上記の入力部41、出力部42、は、ハードウェアで構成される。目標値作成部43、AR算出部44、AR平滑部45、AR配分部46、総需要算出部47、記憶部48、ELDスケジュール算出部49は、機能ブロックとしてソフトウェアモジュールで構成される。
The
入力部41は、受信回路により構成される。入力部41は、入力側が信号線7を介し発電設備1に、出力側が目標値作成部43に接続される。入力部41は、発電設備1から送信されたa1のデータが入力される。入力部41は、発電設備1ごとのa1のデータを目標値作成部43に出力する。
The input unit 41 is configured by a receiving circuit. The input unit 41 has an input side connected to the
出力部42は、送信回路により構成される。出力部42は、入力側が目標値作成部43に、出力側が制御線8を介し発電設備1に接続される。出力部42は、目標値作成部43から送信されたd1のデータが入力され、発電設備1に出力する。
The output unit 42 includes a transmission circuit. The output unit 42 is connected to the target value creation unit 43 on the input side and to the
目標値作成部43は、制御装置4内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。目標値作成部43は、発電設備1からa1のデータ、AR配分部46からf3のデータ、ELDスケジュール算出部49からg5のデータが入力される。
The target value creation unit 43 is a functional block configured by a software module in the
目標値作成部43は、上記a1,f3,g5のデータに基づき、出力部42に対しd1のデータを出力する。 The target value creation unit 43 outputs d1 data to the output unit 42 based on the data a1, f3, and g5.
AR算出部44は、制御装置4内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。AR算出部44は、自然エネルギー発電設備2からb1のデータ、検出装置3からc1〜c3のデータが入力される。
The
AR算出部44は、上記b1,c1〜c3のデータに基づき、AR値を算出し、AR平滑部45に対しf1のデータを出力する。
The
AR平滑部45は、制御装置4内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。AR平滑部45は、AR算出部44からf1のデータが入力される。AR平滑部45は、f1のデータに基づき、周波数分解を行いAR配分部46に対しf2のデータを出力する。
The
AR配分部46は、制御装置4内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。AR配分部46は、AR平滑部45からf2のデータが入力される。AR平滑部45は、f2のデータに基づき、発電設備1ごとの発電配分を算出し、各目標値作成部43に対しf3のデータを出力する。
The
総需要算出部47は、制御装置4内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。総需要算出部47は、各発電設備1からから送信されたa1のデータ、各自然エネルギー発電設備2から送信されたb1のデータが入力される。
The total
総需要算出部47は、上記a1およびb1のデータを累積加算により算出し日ごとの発電端総需要値および需要予測値を算出する。そしてg1〜g4のデータを作成し、逐次、記憶部48に対し出力する。
The total
記憶部48は、導体メモリやハードディスクのような記憶媒体にて構成される。記憶部48は、上記のg1〜g4のデータを記憶する。上記の各データは、データ作成時刻とともに記憶される。
The
ELDスケジュール算出部49は、制御装置4内にソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックである。ELDスケジュール算出部49は、記憶部48に記憶された上記のg1〜g4のデータに基づき経済負荷配分を行い、g5のデータを作成し各目標値作成部43に出力する。
The ELD
[1−2.作用]
最初に一般的な、電力需給制御と本実施形態の関係について説明する。
[1-2. Action]
First, a general relationship between power supply and demand control and this embodiment will be described.
電力系統の負荷は、季節や時刻に応じ変動している。電力系統の負荷変動は、以下の(イ)(ロ)(ハ)の3つに区分して考えることができる。
(イ)サイクリック分:数秒から数分周期までの微小周期の負荷変動をサイクリック分と呼ぶ。変動幅の小さい種々の振動周期を持った脈動成分や、不規則な変動成分が重畳したものと考えられる。
(ロ)フリンジ分:数分から10数分程度までの短周期の負荷変動をフリンジ分と呼ぶ。
(ハ)サステンド分:10数分以上の長周期の負荷変動をサステンド分と呼ぶ。
The load on the power system fluctuates according to the season and time. Load fluctuations in the electric power system can be considered by dividing into the following three (a), (b), and (c).
(A) Cyclic portion: A minute cycle load fluctuation from a few seconds to a few minutes is called a cyclic portion. It is considered that pulsation components having various vibration periods with small fluctuation widths and irregular fluctuation components are superimposed.
(B) Fringe portion: A short-cycle load fluctuation from several minutes to about 10 and several minutes is called a fringe portion.
(C) Sustained portion: A long-period load fluctuation of 10 or more minutes is called a sustained portion.
微小周期の負荷変動であるサイクリック分のうち、ごく微小である周期の負荷変動は、系統の負荷特性より調整される。サイクリック分のうち、前述の周期以上の負荷変動は、ガバナフリー運転されている発電所の調速機により調整される。サイクリック分のうち、さらに前述の周期以上の負荷変動は、電力会社の中央給電指令所に設置された制御装置による制御により調整される。 Of the cyclic amount that is a minute cycle load variation, the very minute cycle load variation is adjusted by the load characteristics of the system. Of the cyclic amount, the load fluctuation exceeding the above-mentioned period is adjusted by the governor of the power plant in which the governor is operated. In the cyclic portion, the load fluctuation more than the above-mentioned period is adjusted by the control by the control device installed at the central power supply command center of the electric power company.
短周期の負荷変動であるフリンジ分の負荷変動は、サイクリック分に比べ変動量が大きいためガバナフリーだけでは調整することができない。フリンジ分の負荷変動は、負荷周波数制御(LFC:Load Frequency Control)により、周波数偏差、電力変動量が検出され発電機の出力が制御されることにより調整される。 The fringe load fluctuation, which is a short-cycle load fluctuation, has a larger fluctuation amount than the cyclic fluctuation and cannot be adjusted only by the governor-free. The load fluctuation for the fringe is adjusted by detecting the frequency deviation and the amount of power fluctuation and controlling the output of the generator by load frequency control (LFC).
長周期の負荷変動であるサステンド分の負荷変動は、負荷変動の変動量が大きく、1日の負荷曲線における負荷変動の一部と考えることができる。サステンド分の負荷変動は、負荷周波数制御では、発電設備の発電能力が不足しており、所望の発電量に調整することができない。サステンド分の負荷変動は、発電所の経済運用である経済負荷配分制御(ELD:Economic Load Dispatch)により調整される。 Sustained load fluctuation, which is a long-period load fluctuation, has a large fluctuation amount of the load fluctuation and can be considered as a part of the load fluctuation in the daily load curve. The load fluctuation for the sustain amount cannot be adjusted to a desired power generation amount because the power generation capacity of the power generation facility is insufficient in the load frequency control. Sustained load fluctuations are adjusted by economic load distribution (ELD), which is the economic operation of the power plant.
負荷周波数制御および経済負荷配分制御は、電力会社における中央給電指令所の重要機能である。負荷周波数制御(LFC)は、連系線潮流、系統周波数を一定に維持することを目的とする。経済負荷配分制御(ELD)は、最経済となる電力運用を行うことを目的とする。以下、負荷周波数制御(LFC)と経済負荷配分制御(ELD)を合わせて需給制御と呼ぶ。 Load frequency control and economic load distribution control are important functions of a central power supply command center in an electric power company. The purpose of the load frequency control (LFC) is to keep the grid line flow and the system frequency constant. Economic load distribution control (ELD) is intended to perform the most economical power operation. Hereinafter, load frequency control (LFC) and economic load distribution control (ELD) are collectively referred to as supply and demand control.
負荷周波数制御(LFC)は、系統の周波数および他系統との連系線における潮流電力に応じた各発電設備の出力調整により行われる。負荷周波数制御(LFC)の出力調整は、全ての発電設備に対して行われるのではなく、比較的速い出力変動に対応することができる水力機のような高速機や石油火力機のような中速機に対して行われる。石炭火力機のような低速機や原子力ユニットまたは運用上出力変動を避けたい発電設備に対して、負荷周波数制御(LFC)の出力調整は、行われない。負荷周波数制御(LFC)は、中央給電指令所から出力調整が行われるものであり、出力が、所望の出力に変動するまでには数十秒程度の遅れが発生する。 The load frequency control (LFC) is performed by adjusting the output of each power generation facility in accordance with the frequency of the system and the tidal power on the interconnection line with another system. Load frequency control (LFC) output adjustment is not performed for all power generation facilities, but it can be used for high-speed machines such as hydraulic machines and oil-fired thermal machines that can handle relatively fast output fluctuations. To the speed machine. Load frequency control (LFC) output adjustment is not performed for low-speed aircraft such as coal-fired power plants, nuclear power units, or power generation facilities that want to avoid output fluctuations in operation. In load frequency control (LFC), output adjustment is performed from a central power supply command station, and a delay of about several tens of seconds occurs until the output changes to a desired output.
負荷周波数制御(LFC)は、以下の3方式に区分される。
(a)定周波数制御(FFC):周波数変化量(ΔF)を検出して、ΔFを少なくするように発電設備の出力を調整し、系統の周波数のみを規定値に保つように制御する制御方式。
(b)定連系電力制御(FTC):連系線における潮流電力の変化量(ΔPT)を検出して、ΔPTを少なくするように発電設備の出力を調整し、連系線における潮流電力のみを規定値に保つように制御する制御方式。
(c)周波数バイアス連係線電力制御(TBC):周波数変化量(ΔF)と連系線における潮流電力の変化量(ΔPT)とを検出し、地域要求電力(AR)を算出し、地域要求電力(AR)に応じて発電設備の出力を制御する制御方式。
Load frequency control (LFC) is divided into the following three methods.
(A) Constant frequency control (FFC): A control method that detects the frequency change amount (ΔF), adjusts the output of the power generation equipment so as to reduce ΔF, and controls to keep only the frequency of the system at a specified value. .
(B) Constant grid power control (FTC): detects the amount of change (ΔPT) in the tidal power on the grid line, adjusts the output of the power generation equipment to reduce ΔPT, and only the tidal power on the grid line Control method that controls to keep the value at the specified value.
(C) Frequency bias link line power control (TBC): A frequency change amount (ΔF) and a tidal power change amount (ΔPT) in the interconnection line are detected to calculate a regional required power (AR), and a local required power A control method for controlling the output of the power generation equipment according to (AR).
現在、周波数バイアス連係線電力制御(TBC)が、日本の殆どの電力会社にて採用されている。本実施形態は、周波数バイアス連係線電力制御(TBC)にかかる制御を行うものである。 Currently, frequency bias link power control (TBC) is employed by most Japanese power companies. In the present embodiment, control related to frequency bias link line power control (TBC) is performed.
[制御装置4全体の動作概要]
次に、本実施形態の電力需給制御システムの動作の概要を説明する。図2は、制御装置4に内蔵された電力需給制御用コンピュータプログラムのフロー図である。制御装置4は、下記の手順にて動作および演算を行う。
[Overall Operation of Control Device 4]
Next, the outline | summary of operation | movement of the electric power supply-and-demand control system of this embodiment is demonstrated. FIG. 2 is a flowchart of a power supply / demand control computer program built in the
(ステップS20:AR算出部44によるf1「平滑前AR値」の算出)
AR算出部44には、通信部(図中不示)を介し、以下の信号が入力される。
自然エネルギー発電設備2から送信された以下の信号
b1.自然エネルギー発電設備2ごとの発電電力値
検出装置3から送信された以下の信号
c1.周波数変化量:ΔF
c2.他系統9bとの連系線における潮流電力変化量:ΔPT
c3.電力系統9aの融通電力:P0
(Step S20: Calculation of f1 “AR value before smoothing” by AR calculation unit 44)
The following signals are input to the
The following signals transmitted from the natural energy
c2. Tidal power change amount in interconnection line with other system 9b: ΔPT
c3. Power interchangeable power system 9a: P0
上記b1,c1〜c3のパラメータに基づき、AR算出部44によりf1「平滑前AR値」が算出される。f1「平滑前AR値」は以下に示す演算式(1)により算出される。
平滑前AR値=−K・ΔF+ΔPT+(P0(n+1)−P0(n))・・・(1)
AR値:地域要求電力[MW]
K:系統定数[MW/Hz]
ΔF:周波数偏差[Hz]
ΔPT:連系線における潮流電力の変化量
P0(n):現時刻(n)における融通電力量P0の値[MW]
P0(n+1):次のP0更新時刻(n+1)における融通電力量P0の値[MW]
上記(1)式では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。(P0(n+1)−P0(n))は融通電力量の予測変化量となる。
Based on the parameters b1, c1 to c3, the
AR value before smoothing = −K · ΔF + ΔPT + (P0 (n + 1) −P0 (n)) (1)
AR value: Regional power requirement [MW]
K: System constant [MW / Hz]
ΔF: Frequency deviation [Hz]
ΔPT: Amount of change in tidal power on the interconnection line P0 (n): Value of the interchangeable power amount P0 at the current time (n) [MW]
P0 (n + 1): value of interchangeable power P0 at the next P0 update time (n + 1) [MW]
In the above equation (1), the flow direction of power flowing into the own system is a positive value. (P0 (n + 1) −P0 (n)) is a predicted change amount of the interchangeable electric energy.
(ステップS21:AR平滑部45によるf2「平滑後AR値」の算出)
ステップ20でAR算出部44により算出されたf1「平滑前AR値」に基づき、AR平滑部45により、f2「平滑後AR値」が算出される。f2「平滑後AR値」は、f1「平滑前AR値」が、フーリエ展開により周波数分解されることにより算出される。
(Step S21: Calculation of f2 “AR value after smoothing” by AR smoothing unit 45)
Based on f1 “AR value before smoothing” calculated by the
(ステップS22:AR配分部46によるf3「配分されたAR値」の算出)
ステップ21で、AR平滑部45により周波数分解されたf2「平滑後AR値」に基づき、AR配分部46により、f3「配分されたAR値」が算出される。f3「配分されたAR値」は、各発電設備1への配分量であり、発電設備1の出力応答速度または出力余裕度に応じ算出される。上記周波数配分の動作については後述する。
(Step S22: Calculation of f3 “Allocated AR Value” by AR Distribution Unit 46)
In step 21, based on f2 “smoothed AR value” frequency-resolved by the
(ステップS31:総需要算出部47による需要算出)
上記のステップ20〜22に並行して、総需要算出部47により、需要算出にかかる演算が行われる。総需要算出部47は、以下の信号が入力される。
各発電設備1からから送信された以下の信号
a1.発電設備1ごとの発電電力値
各自然エネルギー発電設備2から送信された以下の信号
b1.自然エネルギー発電設備2ごとの発電電力値
(Step S31: Demand calculation by total demand calculation unit 47)
In parallel with the
The following signals transmitted from each
上記a1およびb1のデータが累積加算され、総需要算出部47により日ごとに以下のデータが作成され、逐次記憶部48に記憶される。
g1.当日需要実績値
g2.前日需要予測値
g3.当日自然エネルギー実績値(当日の自然エネルギーの出力値)
g4.前日自然エネルギー予測値
The a1 and b1 data are cumulatively added, and the total
g1. Actual demand on the day g2. Previous day demand forecast value g3. Natural energy actual value on the day (output value of natural energy on the day)
g4. Predicted natural energy the day before
(ステップS32:ELDスケジュール算出部49によるELDスケジュール算出)
次にステップ31で記憶部48に記憶された上記g1〜g4およびステップ21でAR平滑部45により周波数分解されたf2「平滑後AR値」に基づき、ELDスケジュール算出部49により、各発電設備1に対する経済負荷配分が行われ、発電設備1ごとに以下の値が算出される。
g5.ELD値
上記g5「ELD値」は、電力需給制御システム全体として経済的になるよう発電設備1ごとにスケジュール配分された発電電力値である。
(Step S32: ELD schedule calculation by ELD schedule calculation unit 49)
Next, on the basis of the above g1 to g4 stored in the
g5. ELD Value The g5 “ELD value” is a generated power value that is scheduled for each
(ステップS23:目標値作成部43によるd1「発電目標値」の算出)
各目標値作成部43(43a,43b,43n)には、以下の信号が入力される。
入力部41から出力された以下のデータ
a1.発電設備1ごとの発電電力値
ステップ22でAR配分部46により算出された発電設備1ごとの以下のデータ
f3.配分されたAR値
ステップ32でELDスケジュール算出49により算出された以下のデータ
g5.ELD値
(Step S23: Calculation of d1 “Power Generation Target Value” by Target Value Creation Unit 43)
The following signals are input to each target value creation unit 43 (43a, 43b, 43n).
The following data output from the input unit 41 a1. Generated power value for each
各目標値作成部43により、上記a1,f3,g5に基づき、各発電設備1に対するd1「発電目標値」が算出される。
Each target value creation unit 43 calculates d1 “power generation target value” for each
(ステップS24:出力部42によるd1「発電目標値」の送出)
ステップS23で算出されたd1「発電目標値」は、出力部42により、各発電設備1に送出される。
(Step S24: Output of d1 “power generation target value” by the output unit 42)
The d1 “power generation target value” calculated in step S23 is sent to each
[AR平滑部45の動作]
次に、AR配分部46の動作を説明する。図3は、ソフトウェアモジュールにて構成された機能ブロックであるAR配分部46のコンピュータプログラムのフロー図である。
[Operation of AR smoothing unit 45]
Next, the operation of the
(ステップS41:f2「平滑後AR値」の取得)
ステップS21で、AR平滑部45により周波数分解されたf2「平滑後AR値」を取得する。このf2「平滑後AR値」は、ステップS21でAR平滑部45によりフーリエ展開により地域要求電力(AR)値が、周波数分解され算出された値である。
(Step S41: Acquisition of f2 “AR value after smoothing”)
In step S <b> 21, f <b> 2 “smoothed AR value” frequency-resolved by the
(ステップS42:10秒〜2分周期であるかの判断)
ステップS41で取得されたf2「平滑後AR値」のうち、10秒〜2分周期である地域要求電力(AR)値分が判断される。f2「平滑後AR値」のうち、10秒〜2分周期である地域要求電力(AR)値分(S42の「YES」)は、ステップS43に移行し処理が行われる。一方f2「平滑後AR値」のうち、10秒〜2分周期に該当しない地域要求電力(AR)値分(S43の「NO」)は、ステップS44に移行し処理が行われる。
(Step S42: Judgment whether the cycle is 10 seconds to 2 minutes)
Of the f2 “smoothed AR value” acquired in step S41, an area required power (AR) value having a period of 10 seconds to 2 minutes is determined. Of f2 “AR value after smoothing”, the area required power (AR) value (“YES” in S42) having a period of 10 seconds to 2 minutes is shifted to step S43 and processed. On the other hand, among f2 “AR value after smoothing”, the area required power (AR) value (“NO” in S43) that does not correspond to the 10 second to 2 minute period shifts to step S44 and is processed.
(ステップS43:高速発電機に分担する)
ステップS42にて、f2「平滑後AR値」のうち10秒〜2分周期であると判断された地域要求電力(AR)値分は、高速発電機(例えば水力機)にて発電を行うように分担される。
(Step S43: Share to the high-speed generator)
In step S42, the area required power (AR) value determined to have a period of 10 seconds to 2 minutes out of f2 “AR value after smoothing” is generated by a high-speed generator (for example, a hydropower machine). To be shared.
(ステップS44:2分〜10分周期であるかの判断)
ステップ42でf2「平滑後AR値」のうち、10秒〜2分周期に該当しないと判断された地域要求電力(AR)値分は、f2「平滑後AR値」のうち、2分〜10分周期である地域要求電力(AR)値分が判断される。f2「平滑後AR値」のうち、2分〜10分周期である地域要求電力(AR)値分(S44の「YES」)は、ステップS45に移行し処理が行われる。一方f2「平滑後AR値」のうち、2分〜10分周期に該当しない地域要求電力(AR)値分(S43の「NO」)は、ステップS46に移行し処理が行われる。
(Step S44: Judgment of 2 to 10 minute cycles)
Of the f2 “AR value after smoothing” in step 42, the regional required power (AR) value determined not to correspond to the 10 second to 2 minute period is 2 minutes to 10 of the f2 “AR value after smoothing”. A regional required power (AR) value that is a minute cycle is determined. Of the f2 “AR value after smoothing”, the area required power (AR) value (“YES” in S44) having a period of 2 to 10 minutes is shifted to step S45 to be processed. On the other hand, among f2 “AR value after smoothing”, the area required power (AR) value (“NO” in S43) that does not correspond to the 2 to 10 minute period shifts to step S46 and is processed.
(ステップS45:中速発電機に分担する)
ステップ44にて、f2「平滑後AR値」のうち2分〜10分周期であると判断された地域要求電力(AR)値分は、中速発電機(例えば石油火力機)にて発電を行うように分担される。
(Step S45: Share to medium speed generator)
In
(ステップS46:低速発電機に分担する)
ステップ44にて、f2「平滑後AR値」のうち2分〜10分周期に該当しないと判断された地域要求電力(AR)値分は、低速発電機(例えば石炭火力機)にて発電を行うように分担される。
(Step S46: Share to low speed generator)
In
[AR算出部44の動作]
次に、AR算出部44の動作詳細について動作原理を含め説明する。AR算出部44は、以下のb1,c1,c2,c3のデータに基づきf1「平滑前AR値」を算出する。
b1.自然エネルギー発電設備2ごとの発電電力値
c1.周波数変化量:ΔF
c2.他系統9bとの連系線における潮流電力変化量:ΔPT
c3.電力系統9aの融通電力:P0
[Operation of AR Calculation Unit 44]
Next, details of the operation of the
b1. Generated power value for each natural energy
c2. Tidal power change amount in interconnection line with other system 9b: ΔPT
c3. Power interchangeable power system 9a: P0
f1「平滑前AR値」は、AR算出部44により式(1)により算出される。
平滑前AR値=−K・ΔF+ΔPT+(P0(n+1)−P0(n))・・・(1)
AR値:地域要求電力[MW]
K:系統定数[MW/Hz]
ΔF:周波数偏差[Hz]
ΔPT:連系線における潮流電力の変化量
P0(n):現時刻(n)における融通電力量P0の値[MW]
P0(n+1):次のP0更新時刻(n+1)における融通電力量P0の値[MW]
ここでP0は融通電力である。融通電力とは、電力系統の電力の過不足に応じ、他の電力系統9bから電力系統9aに重畳させる電力をいう。各電力事業者は、電力の発電計画を公表している。この発電計画により、次の更新時刻(n+1)における融通電力量であるP0(n+1)を予測することができる。上記(1)式では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。(P0(n+1)−P0(n))は融通電力量の予測変化量となる。
The f1 “AR value before smoothing” is calculated by the
AR value before smoothing = −K · ΔF + ΔPT + (P0 (n + 1) −P0 (n)) (1)
AR value: Regional power requirement [MW]
K: System constant [MW / Hz]
ΔF: Frequency deviation [Hz]
ΔPT: Amount of change in tidal power on the interconnection line P0 (n): Value of the interchangeable power amount P0 at the current time (n) [MW]
P0 (n + 1): value of interchangeable power P0 at the next P0 update time (n + 1) [MW]
Here, P0 is accommodation power. Accommodated power refers to power that is superimposed on the power system 9a from another power system 9b in response to excess or deficiency of power in the power system. Each power company has announced its power generation plan. With this power generation plan, it is possible to predict P0 (n + 1) that is the amount of interchangeable power at the next update time (n + 1). In the above equation (1), the flow direction of power flowing into the own system is a positive value. (P0 (n + 1) −P0 (n)) is a predicted change amount of the interchangeable electric energy.
昨今の電力自由化に伴い、電力系統間の融通電力量の更新周期が短くなる傾向にある。更新周期が短くなり、比較的短い時間で融通電力量の増加および減少が行われる場合、融通電力量の更新時のタイミングにて連系線潮流変化量(ΔPT)が急激に変化し、需給アンバランス量の増大が発生する。これに伴い、地域要求電力(AR値)も短時間(融通量の更新周期)で急激な増加または減少を行う制御が要求される。 With the recent liberalization of power, the update period of the interchangeable power amount between power systems tends to be shortened. When the renewal cycle is shortened, and the increase and decrease of the interchangeable power amount are performed in a relatively short time, the change in the grid power flow (ΔPT) changes abruptly at the timing when the interchangeable power amount is updated, and the supply / demand balance An increase in the balance amount occurs. Along with this, it is required to control the area required power (AR value) to increase or decrease rapidly in a short time (accommodation amount update cycle).
しかし、発電設備1の発電出力の追従性が遅いため、発電量を減少すべき時に発電量が増加してしまうハンチング現象を誘発する場合がある。例えば5分程度の短周期で発電量の増加現象の制御が繰り返された場合、このハンチング現象が発生しやすい。
However, since the follow-up performance of the power generation output of the
このハンチング現象を解消するために、式(1)のように融通電力量P0が変化する前に、予めP0の変化分を含めたf1「平滑前AR値」を算出する。そして、このf1「平滑前AR値」に基づいたd1「発電目標値」を、発電設備1に指令することで、急激な連系線潮流変化量(ΔPT)の変化を避ける。即ち、融通電力量P0の変化量を予め予測し、発電設備1に融通電力量の予測変化量を含めたd1「発電目標値」を送信する。
In order to eliminate this hunting phenomenon, f1 “pre-smooth AR value” including the change in P0 is calculated in advance before the interchangeable power amount P0 changes as in equation (1). Then, d1 “power generation target value” based on this f1 “AR value before smoothing” is commanded to the
より具体的に図4〜図7を用いて説明する。図4〜7において横軸は時間、縦軸は、要求される融通電力量P0および発電設備1の発電量を示す。
This will be described more specifically with reference to FIGS. 4 to 7, the horizontal axis represents time, and the vertical axis represents the required interchangeable power amount P0 and the power generation amount of the
図4は、30分間隔で需給制御が行われた場合のタイムチャートである。30分間隔で需給制御が行われた場合、更新時には需給アンバランスが一時的に大きくなるが、次の更新時である30分後には発電設備1の発電量が、要求される融通電力量P0に追従したものとなる。
FIG. 4 is a time chart when supply and demand control is performed at 30-minute intervals. When supply and demand control is performed at intervals of 30 minutes, the supply and demand imbalance temporarily increases at the time of update, but after 30 minutes, which is the next update time, the power generation amount of the
図5は、5分間隔で需給制御を行った場合のタイムチャートである。5分間隔で需給制御が行われた場合、次の更新時である5分後に、発電設備1の発電量が、要求される融通電力量P0に追従していない。このため、制御装置4から発電設備1への指令が、逆指令(ハンチング現象)となる場合がある。
FIG. 5 is a time chart when supply and demand control is performed at intervals of 5 minutes. When supply and demand control is performed at intervals of 5 minutes, the power generation amount of the
融通電力量P0の変化量を予測し、融通電力量P0が変化する前に、式(1)のように融通電力量の予測変化量を含めたf1「平滑前AR値」を算出する。予測は、現時刻(n)における融通電力量P0(n)と、次のP0更新時刻(n+1)における融通電力量P0(n+1)との差分に基づき算出される。式(1)に基づきd1「発電目標値」を算出し発電設備1の発電量を制御した場合の、要求される融通電力量P0および発電設備1の発電量の関係を、図6に示す。
A change amount of the accommodation power amount P0 is predicted, and before the accommodation power amount P0 changes, f1 “AR value before smoothing” including the prediction change amount of the accommodation power amount is calculated as in Expression (1). The prediction is calculated based on the difference between the accommodation power amount P0 (n) at the current time (n) and the accommodation power amount P0 (n + 1) at the next P0 update time (n + 1). FIG. 6 shows the relationship between the required interchange power amount P0 and the power generation amount of the
[総需要算出部47の動作]
次に、総需要算出部47の動作詳細について動作原理を含め説明する。総需要算出部47は、以下のa1,b1の信号に基づきg1〜g4を算出する。
a1.発電設備1ごとの発電電力値
b1.自然エネルギー発電設備2ごとの発電電力値
g1.当日需要実績値
g2.前日需要予測値
g3.当日自然エネルギー実績値(当日の自然エネルギーの出力値)
g4.前日自然エネルギー予測値
[Operation of Total Demand Calculation Unit 47]
Next, details of the operation of the total
a1. Generated power value for each
g4. Predicted natural energy the day before
総需要電力は、図8に示すように、発電設備1a〜1nにより発電された電力と、自然エネルギー発電設備2a〜2nにより発電された電力の総和となる。従って、自然エネルギー発電設備2a〜2nにより発電された電力を考慮した、発電設備1a〜1nによる経済性の優れた発電が必要とされる。 As shown in FIG. 8, the total demand power is the sum of the power generated by the power generation facilities 1 a to 1 n and the power generated by the natural energy power generation facilities 2 a to 2 n. Therefore, it is necessary to generate power with excellent economic efficiency by the power generation facilities 1a to 1n in consideration of the power generated by the natural energy power generation facilities 2a to 2n.
自然エネルギー発電設備2a〜2nにより発電された電力を考慮したELD総需要の予測値は、次式のようになる。
ELD総需要(t)=需要予測値(t)−自然エネルギー予測値(t)・・・(2)
ELD総需要(t):時刻tに必要とされることが予測される発電設備1a〜1n
の発電電力の合計値[MW]
需要予測値:時刻tに必要とされることが予測される総需要電力値[MW]
自然エネルギー予測値:時刻tに必要とされることが予測される自然エネルギー
発電設備2a〜2nの発電電力の合計値[MW]
なお、需要予測値および自然エネルギー予測値は、5分ごとに算出され新たな需要予測値および自然エネルギー予測値に更新される。その結果、ELD総需要も5分ごとに新たなELD総需要に更新される。
The predicted value of the ELD total demand in consideration of the electric power generated by the natural energy power generation facilities 2a to 2n is as follows.
ELD total demand (t) = demand forecast value (t) -natural energy forecast value (t) (2)
ELD total demand (t): power generation facilities 1a to 1n predicted to be required at time t
Total value of generated power [MW]
Demand forecast value: Total demand power value [MW] predicted to be required at time t
Natural energy predicted value: Natural energy predicted to be required at time t
Total value [MW] of the generated power of the power generation facilities 2a to 2n
The demand forecast value and the natural energy forecast value are calculated every five minutes and updated to new demand forecast values and natural energy forecast values. As a result, the ELD total demand is also updated to a new ELD total demand every 5 minutes.
式(2)のようにELD総需要は、需要予測値および自然エネルギー予測値により算出される。需要予測値は、g2「前日需要予測値」がg1「当日需要実績値」により補正されることにより算出される。自然エネルギー予測値は、g4「前日自然エネルギー予測値」がg3「当日自然エネルギー実績値」により補正されることにより算出される。なおg1「当日需要実績値」は、1日の終了時に算出されるものであり、当日の実績値の算出は未完である。そこで、発電設備1a〜1nの総出力をg1「当日需要実績値」とする。なお、上記において「需要実績値」とは、実際に供給した電力ではなく、実際に要求された電力の値をいう。 The ELD total demand is calculated from the demand forecast value and the natural energy forecast value as in Expression (2). The demand forecast value is calculated by correcting g2 “previous day demand forecast value” by g1 “current demand actual value”. The natural energy predicted value is calculated by correcting g4 “previous day natural energy predicted value” with g3 “current day natural energy actual value”. Note that g1 “actual demand value on the day” is calculated at the end of the day, and the actual value for the day is not yet calculated. Therefore, the total output of the power generation facilities 1a to 1n is defined as g1 “actual demand actual value on the day”. In the above description, the “demand actual value” is not the actually supplied power but the value of the actually requested power.
次に需要予測値の算出方法につき図9を参照して説明する。需要予測値の算出は5分ごとに行われ更新される。 Next, a method for calculating the demand forecast value will be described with reference to FIG. The demand forecast value is calculated and updated every 5 minutes.
図9には、10分前に算出された需要予測値、5分前に算出された需要予測値、現在時刻において実際に要求されている電力である需要実績が示されている。なお、需要実績は現在時刻において5分後まで要求されている。 FIG. 9 shows a demand forecast value calculated 10 minutes ago, a demand forecast value calculated 5 minutes ago, and a demand record that is actually requested power at the current time. Note that the actual demand is required up to 5 minutes after the current time.
10分前に算出された需要予測値と需要実績との差をΔP2とする。5分前に算出された需要予測値と需要実績との差をΔP1とする。現在時刻において実際に要求されている電力である需要実績に、ΔP1とΔP2から算出された後述する補正値ΔPmを加えた値が、現在時刻にて算出された新たな需要予測値とされる。 The difference between the demand forecast value calculated 10 minutes ago and the demand record is ΔP2. The difference between the demand forecast value calculated five minutes ago and the actual demand is ΔP1. A value obtained by adding a later-described correction value ΔPm calculated from ΔP1 and ΔP2 to the actual demand actually required at the current time is set as a new demand prediction value calculated at the current time.
需要予測値(t)は次式のようになる。
需要予測値(t)=現在時刻における需要実績−ΔPm ・・・(3)
上式により算出された需要予測値(t)を、図9に示すように新たな需要予測値(t)とする。
The demand forecast value (t) is as follows.
Demand forecast value (t) = actual demand at the current time-ΔPm (3)
The demand forecast value (t) calculated by the above formula is set as a new demand forecast value (t) as shown in FIG.
補正値ΔPmの算出は、次式により行われる。
ΔPm=α1×ΔP1+α2×ΔP2 ・・・(4)
ΔP1:5分前に算出された需要予測値(t)と需要実績との差
ΔP2:10分前に算出された需要予測値(t)と需要実績との差
α1:重み係数
α2:重み係数
ここで、α1+α2=1、α1>α2となることが望ましい。10分前より5分前に算出された需要予測値と需要実績との差の方が、信頼性が高いと考えられるためである。
The correction value ΔPm is calculated by the following equation.
ΔPm = α1 × ΔP1 + α2 × ΔP2 (4)
ΔP1: Difference between the demand forecast value (t) calculated 5 minutes ago and the actual demand ΔP2: Difference between the demand forecast value (t) calculated 10 minutes ago and the actual demand
α1: Weight coefficient
α2: Weight coefficient Here, α1 + α2 = 1 and α1> α2 are desirable. This is because the difference between the demand forecast value calculated five minutes before the ten minutes ago and the actual demand is considered to be more reliable.
次に自然エネルギー予測値の算出方法につき図10を参照して説明する。自然エネルギー予測値の算出は5分ごとに行われ更新される。 Next, a method for calculating a predicted natural energy value will be described with reference to FIG. The calculation of the predicted natural energy value is performed and updated every 5 minutes.
図10には、10分前に算出された自然エネルギー予測値、5分前に算出された自然エネルギー予測値、現在時刻において実際に要求されている電力である自然エネルギー需要実績が示されている。なお、自然エネルギー実績は現在時刻において5分後まで要求されている。 FIG. 10 shows the predicted natural energy value calculated 10 minutes ago, the predicted natural energy value calculated 5 minutes ago, and the actual demand for natural energy, which is the power actually requested at the current time. . In addition, the natural energy performance is requested | required until 5 minutes after the present time.
10分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績との差をΔR2とする。5分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績との差をΔR1とする。現在時刻において実際に要求されている電力である自然エネルギー需要実績に、ΔR1とΔR2から算出された後述する補正値ΔRmを加えた値が、現在時刻にて算出された新たな自然エネルギー予測値とされる。 Let ΔR2 be the difference between the predicted natural energy value calculated 10 minutes ago and the actual demand for natural energy. Let ΔR1 be the difference between the predicted natural energy value calculated five minutes ago and the actual demand for natural energy. A value obtained by adding a later-described correction value ΔRm calculated from ΔR1 and ΔR2 to the actual demand for natural energy, which is the power actually requested at the current time, is a new predicted natural energy value calculated at the current time. Is done.
自然エネルギー予測値(t)は次式のようになる。
自然エネルギー予測値(t)=現在時刻における自然エネルギー需要実績
−ΔRm ・・・(5)
上式により算出された自然エネルギー予測値(t)を、図10に示すように新たな自然エネルギー予測値(t)とする。
The natural energy predicted value (t) is as follows.
Natural energy predicted value (t) = Natural energy demand at the current time
-ΔRm (5)
The natural energy predicted value (t) calculated by the above equation is set as a new natural energy predicted value (t) as shown in FIG.
補正値ΔRmの算出は、次式より行われる。
ΔRm=β1×ΔR1+β2×ΔR2 ・・・(6)
ΔR1:5分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績との差
ΔR2:10分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績の差
β1:重み係数
β2:重み係数
ここで、β1+β2=1、β1>β2となることが望ましい。10分前より5分前に算出された自然エネルギー予測値と自然エネルギー需要実績との差の方が、信頼性が高いと考えられるためである。
The correction value ΔRm is calculated from the following equation.
ΔRm = β1 × ΔR1 + β2 × ΔR2 (6)
ΔR1: Difference between the predicted natural energy value calculated 5 minutes ago and the actual demand for natural energy ΔR2: Difference between the predicted natural energy value calculated 10 minutes ago and the actual demand for natural energy β1: Weight coefficient β2: Weight coefficient here Therefore, it is desirable that β1 + β2 = 1 and β1> β2. This is because the difference between the predicted natural energy value calculated five minutes before the ten minutes before and the actual demand for natural energy is considered to be more reliable.
上記により算出された新たな需要予測値(t)と自然エネルギー予測値(t)により、式(2)により新たにELD総需要(t)が算出される。 The ELD total demand (t) is newly calculated by the equation (2) using the new demand predicted value (t) and the natural energy predicted value (t) calculated as described above.
[1−3.効果]
(1)本実施形態によれば、地域要求電力(AR値)は、検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出されるので、発電機の出力が発電機の指令に対してハンチング現象を起こしにくく、電力系統の電圧および周波数の安定性が向上した電力需給制御を行うことができる。電力供給の時間遅れに起因する、電力系統の電圧および周波数の不安定およびハンチング現象の誘発を軽減することができる。
(2)本実施形態によれば、経済負荷配分(ELD)総需要は、需要実績と過去の需要予測の値および自然エネルギー需要実績と過去の自然エネルギー予測値との差分に基づき算出されるので、自然エネルギーによる発電設備が導入された電力系統でも経済性が優れた電力需給制御を行うことができる。
(3)本実施形態によれば、経済負荷配分(ELD)総需要は、検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出されるので、経済性が優れた、電力系統の電圧および周波数の安定性が向上した電力需給制御を行うことができる。
[1-3. effect]
(1) According to the present embodiment, the regional required power (AR value) is calculated including the predicted change amount of the interchangeable power amount based on the interchangeable power amount detected by the detection device. It is possible to perform power supply and demand control that is less likely to cause a hunting phenomenon with respect to a generator command and has improved stability of voltage and frequency of the power system. Instability of voltage and frequency of the power system and induction of hunting phenomenon due to time delay of power supply can be reduced.
(2) According to the present embodiment, the total economic load distribution (ELD) demand is calculated based on the difference between the actual demand and the past demand forecast value and the natural energy demand past and the past natural energy forecast value. Even in an electric power system in which a power generation facility using natural energy is introduced, it is possible to perform power supply and demand control with excellent economic efficiency.
(3) According to the present embodiment, the economic load distribution (ELD) total demand is calculated including the predicted change amount of the interchangeable power amount based on the interchangeable power amount detected by the detection device, so that the economy is excellent. In addition, power supply and demand control with improved voltage and frequency stability of the power system can be performed.
[他の実施形態]
本発明の変形例を含めた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って、発明の範囲を限定することを意図していない。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、種々の省略や置き換え、変更を行うことができる。これらの実施形態やその変形は、発明の範囲や要旨に含まれると同様に、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。以下は、その一例である。
[Other Embodiments]
Although embodiments including modifications of the present invention have been described, these embodiments have been presented by way of example and are not intended to limit the scope of the invention. These embodiments can be implemented in various other forms, and various omissions, replacements, and changes can be made without departing from the spirit of the invention. These embodiments and modifications thereof are included in the invention described in the claims and equivalents thereof as well as included in the scope and gist of the invention. The following is an example.
(1)上記実施形態では、式(2)で(f1)「平滑前AR値」を算出するものとしたが、次式(7)にて算出するようにしてもよい。
平滑前AR値=−K・ΔF+ΔPT
+(P0(n+1)−P0(n))×(SUMT/T) ・・・(7)
AR値:地域要求電力[MW]
K:系統定数[MW/Hz]
ΔF:周波数偏差[Hz]
ΔPT:連系線における潮流電力の変化量
P0(n):現時刻(n)における融通電力量P0の値[MW]
P0(n+1):次のP0更新時刻(n+1)における融通電力量P0の値[MW]
T:融通電力量P0の更新周期[s]
SUMT:融通電力量P0更新時からの経過時間[s]
上記の式(7)では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。(P0(n+1)−P0(n))は融通電力量の予測変化量となる。
(1) In the above embodiment, (f1) “pre-smooth AR value” is calculated by equation (2), but may be calculated by the following equation (7).
AR value before smoothing = −K · ΔF + ΔPT
+ (P0 (n + 1) −P0 (n)) × (SUMT / T) (7)
AR value: Regional power requirement [MW]
K: System constant [MW / Hz]
ΔF: Frequency deviation [Hz]
ΔPT: Amount of change in tidal power on the interconnection line P0 (n): Value of the interchangeable power amount P0 at the current time (n) [MW]
P0 (n + 1): value of interchangeable power P0 at the next P0 update time (n + 1) [MW]
T: Update period [s] of the power consumption P0
SUMT: Elapsed time [s] since the update of the power consumption amount P0
In the above equation (7), the flow direction of the electric power flowing into the own system is a positive value. (P0 (n + 1) −P0 (n)) is a predicted change amount of the interchangeable electric energy.
式(7)に基づきd1「発電目標値」を算出し発電設備1の発電量を制御した場合の融通電力量P0および発電設備1の発電量の関係を、図7に示す。地域要求量(AR)としてのd1「発電目標値」は、一括ではなく、段階的に発電設備1に指示される。つまり地域要求量(AR)としてのd1「発電目標値」のうち、融通電力量の予測変化量である(P0(n+1)−P0(n))の部分が、融通電力量P0の更新周期時間内に達成されるように、段階的に発電設備1に算出される。その結果、段階的に発電設備1が発電を行うので、更新時の一時的な需給アンバランスを抑制することができる。
FIG. 7 shows the relationship between the interchangeable power amount P0 and the power generation amount of the
(2)上記実施形態では、ELD総需要は式(2)にて算出するものとした。ELD総需要は式(8)により算出されるものとしてもよい。
ELD総需要(t)=需要予測値(t)−自然エネルギー予測値(t)
+(P0(n+1)−P0(n)) ・・・(8)
ELD総需要(t):時刻tに必要とされることが予測される発電設備1a,1b,
1b,1nの発電電力の合計値[MW]
需要予測値:時刻tに必要とされることが予測される総需要電力値[MW]
自然エネルギー予測値:時刻tに必要とされることが予測される自然エネルギー
発電設備2a,2b、2nの発電電力の合計値[MW]
P0(n):現時刻(n)における融通電力量P0の値[MW]
P0(n+1):次のP0更新時刻(n+1)における融通電力量P0の値[MW]
上記の式(8)では、自系統に流入する電力の潮流方向を正の値としている。(P0(n+1)−P0(n))は融通電力量の予測変化量となる。融通電力量P0の値の変化分を予測してELD総需要の算出を行うので、より経済性に優れた発電設備1による発電を行うことができる。
(2) In the above embodiment, the ELD total demand is calculated by the equation (2). The ELD total demand may be calculated by equation (8).
ELD total demand (t) = demand forecast value (t) -natural energy forecast value (t)
+ (P0 (n + 1) -P0 (n)) (8)
ELD total demand (t):
Total value [MW] of 1b, 1n generated power
Demand forecast value: Total demand power value [MW] predicted to be required at time t
Natural energy predicted value: Natural energy predicted to be required at time t
Total value [MW] of the generated power of the
P0 (n): Value of interchangeable electric energy P0 at the current time (n) [MW]
P0 (n + 1): value of interchangeable power P0 at the next P0 update time (n + 1) [MW]
In the above equation (8), the flow direction of the electric power flowing into the own system is a positive value. (P0 (n + 1) −P0 (n)) is a predicted change amount of the interchangeable electric energy. Since the ELD total demand is calculated by predicting the change in the value of the interchangeable power amount P0, it is possible to generate power with the
(3)上記実施形態では予測値であるELD総需要、需要予測値、自然エネルギー予測値の算出は5分ごとに行われるものとしたが算出の時間周期はこれに限られない。例えば2分または10分周期で前述の算出が行われるようにしてもよい。 (3) In the above embodiment, the calculation of the ELD total demand, the demand prediction value, and the natural energy prediction value, which are prediction values, is performed every 5 minutes, but the calculation time period is not limited to this. For example, the above-described calculation may be performed at a cycle of 2 minutes or 10 minutes.
(4)上記実施形態では、自然エネルギー発電設備2は、太陽光発電装置としたがこれに限られない。自然エネルギー発電設備2は、風力発電、海流発電、地熱発電でもよい。
(4) In the above embodiment, the natural energy
(5)上記実施形態では、入力部41は、受信回路としたがこれに限られない。入力部41は、メモリポートやキーボードによる入力装置でもよい。 (5) In the above embodiment, the input unit 41 is a receiving circuit, but is not limited thereto. The input unit 41 may be an input device using a memory port or a keyboard.
1,1a〜1n・・・発電設備
2,2a〜2n・・・自然エネルギー発電設備
3・・・検出装置
4・・・制御装置
7,7a〜7n・・・検出用の信号線
8,8a〜8n・・・制御用の信号線
9,9a・・・電力系統
9b・・・他の電力系統
9c・・・連系線
41,41a〜41n・・・入力部
42,42a〜42n・・・出力部
43・・・目標値作成部
44・・・AR算出部
45・・・AR平滑部
46・・・AR配分部
47・・・総需要算出部
48・・・記憶部
49・・・ELDスケジュール算出部
DESCRIPTION OF
Claims (10)
前記電力系統に電力を供給する自然エネルギー発電設備と、
前記電力系統の周波数変化量、連系潮流電力変化量および融通電力量を測定する検出装置と、
前記複数の発電設備に発電目標値を指示する制御装置と、を有し、
前記制御装置は、
前記検出装置により検出された前記周波数変化量、前記連系潮流電力変化量および前記融通電力量に基づき地域要求電力(AR値)を算出するAR算出部と、
前記AR算出部により算出された前記地域要求電力(AR値)を周波数分解するAR平滑部と、
前記AR平滑部により周波数分解された地域要求電力(AR値)に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出する目標値作成部と、を備え、
前記地域要求電力(AR値)は、前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
電力需給制御システム。 A plurality of power generation facilities for supplying power to the power system;
A natural energy power generation facility for supplying power to the power system;
A detection device for measuring a frequency change amount of the power system, a connected tidal current power change amount, and a flexible power amount;
A control device for instructing a power generation target value to the plurality of power generation facilities,
The controller is
An AR calculation unit that calculates an area required power (AR value) based on the frequency change amount detected by the detection device, the interconnection power flow change amount, and the accommodation power amount;
An AR smoothing unit for frequency-resolving the regional required power (AR value) calculated by the AR calculation unit;
A target value creation unit that calculates the power generation target value for each of the plurality of power generation facilities based on the regional required power (AR value) frequency-resolved by the AR smoothing unit;
The regional required power (AR value) is calculated including a predicted change amount of the accommodation power amount based on the accommodation power amount detected by the detection device.
Electric power supply and demand control system.
請求項1記載の電力需給制御システム。 The regional required power (AR value) is calculated in stages so that the predicted change amount of the accommodation power amount is achieved within the update cycle time of the accommodation power amount.
The power supply and demand control system according to claim 1.
需要予測値と前記自然エネルギー発電設備により発電される自然エネルギー予測値に基づき経済負荷配分(ELD)総需要を算出する総需要算出部を備え、
前記目標値作成部は、前記周波数分解された地域要求電力(AR値)に加え前記総需要算出部により算出された経済負荷配分(ELD)総需要に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出し、
前記経済負荷配分(ELD)総需要は、需要実績と過去の需要予測の値および自然エネルギー需要実績と過去の自然エネルギー予測値との差分に基づき算出される、
請求項1または2記載の電力需給制御システム。 The controller is
A total demand calculating unit that calculates an economic load distribution (ELD) total demand based on a demand predicted value and a natural energy predicted value generated by the natural energy power generation facility;
The target value creation unit is configured to generate the power generation for each of the plurality of power generation facilities based on the economic demand distribution (ELD) total demand calculated by the total demand calculation unit in addition to the frequency-resolved regional demand power (AR value). Calculate the target value,
The economic load distribution (ELD) total demand is calculated based on the difference between the demand record and the past demand forecast value and the natural energy demand record and the past natural energy forecast value.
The power supply and demand control system according to claim 1 or 2.
前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
請求項3記載の電力需給制御システム。 The economic load distribution (ELD) total demand is
Calculated including a predicted change amount of the interchangeable power amount based on the interchangeable power amount detected by the detection device,
The power supply and demand control system according to claim 3.
前記AR算出モジュールにより算出された前記地域要求電力(AR値)を周波数分解するAR平滑モジュールと、
前記AR平滑モジュールにより周波数分解された地域要求電力(AR値)に基づき、複数の発電設備ごとの発電目標値を算出する目標値作成モジュールと、を備え、
前記地域要求電力(AR値)は、前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
電力需給制御用コンピュータプログラム。 An AR calculation module that calculates a regional required power (AR value) based on a frequency change amount detected by a detection device installed in the power system, an interconnection power flow change amount, and a flexible power amount;
An AR smoothing module for frequency-resolving the regional required power (AR value) calculated by the AR calculation module;
A target value creation module that calculates a power generation target value for each of a plurality of power generation facilities based on the regional required power (AR value) frequency-resolved by the AR smoothing module;
The regional required power (AR value) is calculated including a predicted change amount of the accommodation power amount based on the accommodation power amount detected by the detection device.
Computer program for power supply and demand control.
前記目標値作成モジュールは、前記周波数分解された地域要求電力(AR値)に加え前記総需要算出モジュールにより算出された経済負荷配分(ELD)総需要に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出し、
前記経済負荷配分(ELD)総需要は、需要実績と過去の需要予測の値および自然エネルギー需要実績と過去の自然エネルギー予測値との差分に基づき算出される、
請求項5記載の電力需給制御用コンピュータプログラム。 A total demand calculation module that calculates economic load distribution (ELD) total demand based on the demand forecast value and the natural energy forecast value generated by the natural energy power generation facility;
The target value creation module is configured to generate the power generation for each of the plurality of power generation facilities based on the economic demand distribution (ELD) total demand calculated by the total demand calculation module in addition to the frequency-resolved regional demand power (AR value). Calculate the target value,
The economic load distribution (ELD) total demand is calculated based on the difference between the demand record and the past demand forecast value and the natural energy demand record and the past natural energy forecast value.
The computer program for power supply and demand control according to claim 5.
前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
請求項6記載の電力需給制御用コンピュータプログラム。 The economic load distribution (ELD) total demand is
Calculated including a predicted change amount of the interchangeable power amount based on the interchangeable power amount detected by the detection device,
The computer program for power supply and demand control according to claim 6.
前記AR算出モジュールにより算出された前記地域要求電力(AR値)を周波数分解するAR平滑手順と、
前記AR平滑モジュールにより周波数分解された地域要求電力(AR値)に基づき、複数の発電設備ごとの発電目標値を算出する目標値作成手順と、を有し、
前記地域要求電力(AR値)は、前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
電力需給制御方法。 An AR calculation procedure for calculating a regional required power (AR value) based on a frequency change amount detected by a detection device installed in the power system, a connected tidal power change amount, and a flexible power amount;
An AR smoothing procedure for frequency-resolving the regional required power (AR value) calculated by the AR calculation module;
A target value creation procedure for calculating a power generation target value for each of a plurality of power generation facilities based on the regional required power (AR value) frequency-resolved by the AR smoothing module;
The regional required power (AR value) is calculated including a predicted change amount of the accommodation power amount based on the accommodation power amount detected by the detection device.
Electricity supply and demand control method.
前記目標値作成手順は、前記周波数分解された地域要求電力(AR値)に加え前記総需要算出手順により算出された経済負荷配分(ELD)総需要に基づき、前記複数の発電設備ごとの前記発電目標値を算出し、
前記経済負荷配分(ELD)総需要は、需要実績と過去の需要予測の値および自然エネルギー需要実績と過去の自然エネルギー予測値との差分に基づき算出される、
請求項8記載の電力需給制御方法。 A total demand calculation procedure for calculating an economic load distribution (ELD) total demand based on the predicted demand value and the predicted natural energy generated by the natural energy power generation facility;
The target value creation procedure includes the power generation for each of the plurality of power generation facilities based on the total demand for economic load (ELD) calculated by the total demand calculation procedure in addition to the frequency-resolved regional demand power (AR value). Calculate the target value,
The economic load distribution (ELD) total demand is calculated based on the difference between the demand record and the past demand forecast value and the natural energy demand record and the past natural energy forecast value.
The power supply and demand control method according to claim 8.
前記検出装置により検出された融通電力量に基づいた融通電力量の予測変化量を含め算出される、
請求項9記載の電力需給制御方法。
The economic load distribution (ELD) total demand is
Calculated including a predicted change amount of the interchangeable power amount based on the interchangeable power amount detected by the detection device,
The power supply and demand control method according to claim 9.
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