JP2020089175A - Frequency controller and frequency controlling method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、電力系統に適用可能な周波数制御装置および周波数制御方法に関する。 The present invention relates to a frequency control device and a frequency control method applicable to a power system.
電力系統において負荷変動などにより需給アンバランスが発生すると、周波数変動が発生する。負荷周波数制御(Load Frequency Control:以下、LFCと言う)では、数分〜20分程度の負荷変動(再生可能エネルギー(以下、再エネと言う)変動を含む)に対して、中央給電指令所で負荷変動量を計算し、この負荷変動量に追従する発電量を各発電機に指令することで、系統周波数を許容範囲に抑制する。この負荷変動量を地域要求量(Area Requirement:以下、ARと言う)と定義し、このARを満たすように発電機に対し出力指令することで、需給平衡を保つことができる。 When a supply and demand imbalance occurs due to load fluctuations in the power system, frequency fluctuations occur. In load frequency control (hereinafter, referred to as LFC), load fluctuation (including renewable energy (hereinafter, referred to as renewable energy) fluctuation) of several minutes to 20 minutes is performed at the central power supply command station. By calculating the load fluctuation amount and instructing each generator to generate power that follows this load fluctuation amount, the system frequency is suppressed within an allowable range. This load fluctuation amount is defined as a regional requirement amount (hereinafter referred to as AR), and an output command is issued to the generator so as to satisfy this AR, so that the demand-supply balance can be maintained.
出力指令は全ての発電機に出されるわけでなく、短周期で出力を変更できる発電機(以下、LFC対象発電機と言う)に対して出される。なお、通常の運用では、数分〜20分程度の負荷変動の調整力(以下、LFC調整力と言う)は、系統容量の1〜2%程度が確保される。連系された各電力系統では、主に以下の2つのLFC方式が採用される。 The output command is not issued to all generators, but is issued to a generator whose output can be changed in a short cycle (hereinafter, referred to as LFC target generator). Note that in normal operation, the load fluctuation adjusting power for several minutes to 20 minutes (hereinafter referred to as LFC adjusting power) is secured at about 1 to 2% of the system capacity. The following two LFC methods are mainly used in each of the interconnected power systems.
1つ目のLFC方式は、定周波数制御方式(Flat Frequency Control:以下、FFC方式と言う)である。FFC方式では、系統周波数偏差Δfを検出し、系統周波数偏差Δfを低減すべくLFC対象発電機に対して発電機出力指令を送ることで、周波数を規定値に保つ。 The first LFC method is a constant frequency control method (Flat Frequency Control: hereinafter referred to as FFC method). In the FFC method, the system frequency deviation Δf is detected, and a generator output command is sent to the LFC target generator to reduce the system frequency deviation Δf, so that the frequency is maintained at a specified value.
2つ目のLFC方式は、周波数バイアス連系線潮流制御方式(Tie Line Bias Control、以下、TBC方式と言う)である。TBC方式では、系統周波数偏差Δfと連系線潮流偏差ΔPtを検出し、系統周波数偏差Δfと連系線潮流偏差ΔPtで定まる値を低減すべくLFC対象発電機に対して発電機出力指令を送ることで、自エリア内の周波数を規定値に保つ。TBC方式におけるARは以下の(1)式で算出される。(1)式においてKは系統定数である。なお、FFC方式では、TBC方式の(1)式から周波数偏差Δfを省略することでARが算出される。 The second LFC method is a frequency bias interconnection line power flow control method (Tie Line Bias Control, hereinafter referred to as TBC method). In the TBC method, the system frequency deviation Δf and the interconnection power flow deviation ΔPt are detected, and a generator output command is sent to the LFC target generator to reduce the value determined by the system frequency deviation Δf and the interconnection power flow deviation ΔPt. By doing so, the frequency within its own area is maintained at the specified value. The AR in the TBC method is calculated by the following equation (1). In the equation (1), K is a system constant. In the FFC method, the AR is calculated by omitting the frequency deviation Δf from the TBC method (1).
AR=−K×Δf+ΔPt・・・(1) AR=−K×Δf+ΔPt (1)
(1)式で算出したARを変化速度ごとなどに火力発電機や水力発電機に分担させることで、需給バランスを取る。ここで、太陽光発電および風力発電などによる再エネが電力系統に大量に導入され、それに伴う需給アンバランスが大きくなると、周波数変動を防止できない恐れがある。 The demand-supply balance is maintained by sharing the AR calculated by the equation (1) with the thermal power generator or the hydroelectric power generator for each changing speed. Here, if a large amount of renewable energy such as solar power generation and wind power generation is introduced into the electric power system, and the supply-demand imbalance increases accordingly, there is a possibility that frequency fluctuation cannot be prevented.
また、今後は調整力の取引を行う需給調整市場が創設され、一般送配電事業者は、この需給調整市場において調整力を調達することになる。周波数の安定性を維持するためには、多様化する調整力の特徴を踏まえて、周波数を管理目標範囲内に維持しつつコストを低減する必要がある。 Further, in the future, a supply and demand adjustment market will be created for trading adjustment power, and general power transmission and distribution companies will procure adjustment power in this supply and demand adjustment market. In order to maintain the stability of the frequency, it is necessary to reduce the cost while maintaining the frequency within the management target range, in consideration of the characteristics of the diversifying adjusting power.
LFCに関し、特許文献1に開示された方式が知られている。特許文献1には、電力系統負荷周波数制御システムにおいて、ARを計算して各発電機G1〜Gnに配分すると記載されている。
Regarding LFC, the method disclosed in
しかしながら、特許文献1の電力系統負荷周波数制御方法では、多様化する調整力の特徴を踏まえて管理目標範囲内に周波数を維持しつつコストを低減できない可能性がある。
However, the power system load frequency control method of
本発明は、上記事情に鑑みなされたものであり、その目的は、電力系統の負荷周波数制御における出力配分の柔軟性を向上させることが可能な周波数制御装置および周波数制御方法を提供することにある。 The present invention has been made in view of the above circumstances, and an object thereof is to provide a frequency control device and a frequency control method capable of improving flexibility of output distribution in load frequency control of a power system. ..
上記目的を達成するため、第1の観点に係る周波数制御装置は、電力の出力配分を示す出力配分重み付けパラメータに基づいて、負荷周波数制御のシミュレーションを実施するシミュレーション部と、前記負荷周波数制御のシミュレーション結果に基づいて、前記出力配分重み付けパラメータを決定するパラメータ決定部と、前記負荷周波数制御に用いられる地域要求量を計算するAR計算部と、前記パラメータ決定部で決定された出力配分重み付けパラメータと、前記AR計算部で計算された地域要求量に基づいて、前記出力配分を決定する出力配分部とを備える。 In order to achieve the above object, a frequency control device according to a first aspect includes a simulation unit that performs a simulation of load frequency control based on an output distribution weighting parameter that indicates an output distribution of electric power, and a simulation of the load frequency control. A parameter determination unit that determines the output distribution weighting parameter based on the result, an AR calculation unit that calculates the regional requirement amount used for the load frequency control, and an output distribution weighting parameter determined by the parameter determination unit, And an output distribution unit that determines the output distribution based on the area demand calculated by the AR calculation unit.
本発明によれば、電力系統の負荷周波数制御における出力配分の柔軟性を向上させることができる。 According to the present invention, flexibility of output distribution in load frequency control of a power system can be improved.
実施形態について、図面を参照して説明する。なお、以下に説明する実施形態は特許請求の範囲に係る発明を限定するものではなく、また、実施形態の中で説明されている諸要素およびその組み合わせの全てが発明の解決手段に必須であるとは限らない。 Embodiments will be described with reference to the drawings. Note that the embodiments described below do not limit the invention according to the claims, and all of the elements and combinations thereof described in the embodiments are essential to the solution means of the invention. Not necessarily.
図1は、第1実施形態に係る電力系統に接続された周波数制御装置のハードウェア構成を示すブロック図である。
図1において、周波数制御装置10Aは、例えば、計算機システムで構成される。このとき、周波数制御装置10Aは、出力部21、入力部22、通信部23、プロセッサ24、メモリ25および記憶装置26を備えることができる。表示部21、入力部22、通信部23、プロセッサ24、メモリ25および記憶装置26は、バス27を介して接続されている。
FIG. 1 is a block diagram showing a hardware configuration of a frequency control device connected to a power system according to the first embodiment.
In FIG. 1, the
表示部21は、周波数制御装置10A内で扱われるパラメータおよび周波数制御装置10A内での処理結果などを表示する。表示部21は、ディスプレイ装置であってもよいし、ディスプレイ装置とともにプリンタ装置または音声出力装置などを用いてもよい。
The
入力部22は、周波数制御装置10Aを動作させるための各種条件などを入力する。入力部22は、キーボードおよびマウスなどを使用できる他、タッチパネルまたは音声指示装置などの少なくともいずれか一つを備えるようにしてもよい。
The input unit 22 inputs various conditions for operating the
通信部23は、通信ネットワーク300に接続するための回路および通信プロトコルを備える。通信ネットワーク300は、インターネットなどのWAN(Wide Area Network)であってもよいし、WiFiなどのLAN(Local Area Network)であってもよいし、WANとLANが混在していてもよい。
The
プロセッサ24は、コンピュータプログラムを実行し、記憶装置26に記憶されている各種データベース内のデータの検索、処理結果の表示指示、電力系統20の負荷周波数制御に関する処理などを行う。プロセッサ24は、CPU(Central Processing Unit)であってもよいし、GPU(Graphics Processing Unit)であってもよい。プロセッサ24は、シングルコアロセッサであってもよいし、マルチコアロセッサであってもよい。プロセッサ24は、処理の一部または全部を行うハードウェア回路(例えばFPGA(Field−Programmable Gate Array)またはASIC(Application Specific Integrated Circuit))を備えていてもよい。プロセッサ24は、ニューラルネットワークを備えていてもよい。プロセッサ24は、1つまたは複数の半導体チップとして構成してもよいし、計算サーバのようなコンピュータ装置として構成してもよい。
The
メモリ25は、例えば、RAM(Random Access Memory)として構成され、コンピュータプログラムおよび計算結果データを記憶したり、各処理に必要なワークエリアをプロセッサ24に提供したりする。
The
記憶装置26は、大容量の記憶容量を有する記憶デバイスであり、例えば、ハードディスク装置やSSD(Solid State Drive)である。記憶装置26は、各種プログラムの実行ファイルやプログラムの実行に用いられるデータを保持することができる。記憶装置26は、需要データベースDB1、再エネ出力データベースDB2、系統解析条件データベースDB3、調整力電源データベースDB4、シミュレーション結果データベースDB5および出力指令値データベースDB6を保持することができる。また、記憶装置26は、周波数制御プログラムを保持することができる。周波数制御プログラムは、周波数制御装置10Aにインストール可能なソフトウェアであってもよいし、周波数制御装置10Aにファームウェアとして組み込まれていてもよい。
The
需要データベースDB1は、電力需要の実績値または予測値を格納する。再エネ出力データベースDB2は、再エネ出力の実績値または予測値を格納する。系統解析条件データベースDB3は、統解析条件である発電機の並解列スケジュールおよび増分燃料費を格納する。調整力電源データベースDB4は、調整力電源の属性である電力の市場価格、出力変化速度および容量を格納する。シミュレーション結果データベースDB5は、周波数変動とコストと出力配分重み付けパラメータなどの負荷周波数制御のシミュレーション結果を格納する。ここで言うコストは、調整力電源の燃料コストの他、調達コストを含んでいてもよい。出力指令値データベースDB6は、各調整力電源への出力指令値を格納する。本明細書では、負荷周波数制御における出力配分の分配先を調整力電源と言う。調整力電源は、発電機、蓄電池およびデマンドレスポンスの少なくともいずれか1つから選択することができる。 The demand database DB1 stores the actual value or predicted value of the power demand. The renewable energy output database DB2 stores the actual value or predicted value of the renewable energy output. The system analysis condition database DB3 stores the parallel analysis schedule of the generators and the incremental fuel cost, which are the general analysis conditions. The regulating power source database DB4 stores the market price of electric power, the output change speed, and the capacity, which are attributes of the regulating power source. The simulation result database DB5 stores load frequency control simulation results such as frequency fluctuations, costs, and output distribution weighting parameters. The cost here may include the procurement cost as well as the fuel cost of the regulated power source. The output command value database DB6 stores the output command value to each adjusting power source. In this specification, the distribution destination of the output distribution in the load frequency control is referred to as a regulated power source. The adjustable power source can be selected from at least one of a generator, a storage battery, and a demand response.
周波数制御装置10Aは、通信ネットワーク300を介して、電力系統20の計測情報などにアクセスすることができる。電力系統20は、複数の発電機23A〜23Dおよび負荷25A、25B、25D〜25Fが、母線(ノード)21A〜21F、変圧器22A〜22Dおよび送電線路(ブランチ)24A〜24Eなどを介して相互に連系されたシステムである。ここで言う発電機23A〜23Dは、例えば、火力発電機、水力発電機または原子力発電機である。ノード21A〜21Fには、電力系統20の保護、制御および監視のための各種の計測器が設置されている。また、各ノード21A〜21Dには、蓄電池26A〜26Dおよび再エネ発電機27A〜27Dが接続されている。再エネ発電機27A〜27Dは、例えば、太陽光発電機、太陽熱発電機または風力発電機である。
The
周波数制御装置10Aは、必要に応じて、計測器で検知した信号などに、通信ネットワーク300を介してアクセスし、系統周波数偏差Δfおよび連系線潮流偏差ΔPtを取得することができる。
The
プロセッサ24が周波数制御プログラムをメモリ25に読み出し、周波数制御プログラムを実行することにより、電力の出力配分を示す出力配分重み付けパラメータに基づいて、LFCのシミュレーションを実施し、LFCのシミュレーション結果に基づいて、出力配分重み付けパラメータを決定し、LFCに用いられるARを計算し、出力配分重み付けパラメータとARに基づいて、調整力電源への出力配分を決定することができる。出力配分は、発電機23A〜23D、蓄電池26A〜26Dおよびデマンドレスポンスに割り当てることができる。
The
ARの計算には、FFC方式を用いてもよいし、TBC方式を用いてもよい。TBC方式では、(1)式からARを計算することができる。FFC方式では、TBC方式の(1)式から周波数偏差Δfを省略することでARを計算することができる。なお、系統周波数偏差Δfおよび連系線潮流偏差ΔPtのうち、系統周波数偏差Δfのみを用いてARを計算するようにしてもよい。 The FFC method or the TBC method may be used to calculate the AR. In the TBC method, AR can be calculated from equation (1). In the FFC method, the AR can be calculated by omitting the frequency deviation Δf from the TBC method (1). Of the system frequency deviation Δf and the interconnection power flow deviation ΔPt, the AR may be calculated using only the system frequency deviation Δf.
出力配分重み付けパラメータの決定では、プロセッサ24は、調整力電源の属性に基づいて出力配分重み付けパラメータを作成し、負荷周波数制御のシミュレーション結果に基づいて出力配分重み付けパラメータを選択することができる。
In determining the power distribution weighting parameter, the
出力配分重み付けパラメータの選択では、プロセッサ24は、作成した複数の出力配分重み付けパラメータのうち、LFCのシミュレーション結果から得られる周波数が管理目標範囲内かつコストが最小である出力配分重み付けパラメータを選択することができる。
In the selection of the output distribution weighting parameter, the
これにより、調整力電源の出力配分を変化させた時に電力系統20の周波数変動およびコストがどのように変化するかをLFCのシミュレーションにて予測し、そのシミュレーション結果に基づいて調整力電源の実際の出力配分を決定することができる。このLFCのシミュレーションでは、再エネ出力、電力需要、発電機の増分燃料費および調整力電源の市場価格などを参照することができる。このため、再エネ出力や需給調整市場における調整力の取引が増大した場合においても、電力系統20の周波数の安定性を維持しつつコストを低減可能な出力配分を決定することができる。
Thereby, how the frequency fluctuation and the cost of the
なお、周波数制御プログラムの実行は、複数のプロセッサやコンピュータに分担させてもよい。あるいは、プロセッサ24は、通信ネットワーク300を介してクラウドコンピュータなどに周波数制御プログラムの全部または一部の実行を指示し、その実行結果を受け取るようにしてもよい。
The execution of the frequency control program may be shared by a plurality of processors or computers. Alternatively, the
また、図1では、周波数制御装置10Aが、需要データベースDB1、再エネ出力データベースDB2、系統解析条件データベースDB3、調整力電源データベースDB4、シミュレーション結果データベースDB5および出力指令値データベースDB6を保持する例を示したが、需要データベースDB1、再エネ出力データベースDB2、系統解析条件データベースDB3、調整力電源データベースDB4、シミュレーション結果データベースDB5および出力指令値データベースDB6の少なくともいずれか1つをクラウドサーバに保持させるようにしてもよい。
Further, FIG. 1 shows an example in which the
図2は、第1実施形態に係る周波数制御装置の機能的な構成を示すブロック図である。
図2において、周波数制御装置10Aは、需要データベースDB1、再エネ出力データベースDB2、系統解析条件データベースDB3、調整力電源データベースDB4、シミュレーション結果データベースDB5、出力指令値データベースDB6、出力配分重み付けパラメータ作成部11、負荷周波数制御シミュレーション部12、出力配分重み付けパラメータ選択部13、AR計算部14および出力配分部15を備える。
FIG. 2 is a block diagram showing a functional configuration of the frequency control device according to the first embodiment.
In FIG. 2, the
出力配分重み付けパラメータ作成部11は、調整力電源データベースDB4に格納されている市場価格と出力変化速度と容量などを入力として、出力配分重み付けパラメータを作成し、負荷周波数制御シミュレーション部12に出力する。
The output distribution weighting
負荷周波数制御シミュレーション部12は、LFCのシミュレーションを実施し、周波数変動とコストと出力配分重み付けパラメータなどのシミュレーション結果を出力配分重み付けパラメータ選択部13および出力指令値データベースDB6に出力する。LFCのシミュレーションでは、電力系統20の数分〜20分程度の負荷変動に対して負荷変動量を計算し、この負荷変動量に追従させる調整力の出力配分を予測する。LFCのシミュレーションでは、負荷周波数制御シミュレーション部12は、需要データベースDB1に格納されている電力需要と、再エネ出力データベースDB2に格納されている再エネ出力と、系統解析条件データベースDB3に格納されている発電機の発電機の並解列スケジュールと増分燃料費と、出力配分重み付けパラメータを入力として用いる。なお、電力需要と再エネ出力は、過去データから得られた実績値を用いるようにしてもよいし、予測値を用いるようにしてもよい。
The load frequency
出力配分重み付けパラメータ選択部13は、LFCのシミュレーション結果を入力として、出力配分重み付けパラメータ作成部11で作成された出力配分重み付けパラメータの中から、周波数を管理目標範囲内に維持しつつコストを低減可能な出力配分重み付けパラメータを選択し、出力配分部15に出力する。
The output distribution weighting
AR計算部14は、周波数変動Δfおよび連系線潮流変動ΔPtを入力として、ARを計算し、出力配分部15に出力する。ARの計算には、AR計算部14は、(1)式を用いることができる。なお、ARの計算では、系統周波数偏差Δfおよび連系線潮流偏差ΔPtのうち、両方を用いるようにしてもよいし、どちらか一方を用いるようにしてもよい。
The
出力配分部15は、出力配分重み付けパラメータ選択部13で選択された出力配分重み付けパラメータと、AR計算部14で計算されたARを入力として、各調整力電源への出力指令値を計算し、出力指令値を出力する。また、出力配分部15は、各調整力電源への出力指令値を出力指令値データベースDB6に格納する。
The
図3は、図2の周波数制御装置の処理を示すフローチャートである。
図3において、ステップS1では、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、図2の調整力電源データベースDB4を参照し、各調整力電源の市場価格、出力変化速度および容量などを用いて出力配分重み付けパラメータを作成する。このとき、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、出力配分重み付けパラメータを調整力電源ごとに変化させた複数のパターンを作成することができる。出力配分重み付けパラメータは、調整力電源ごとにランダムに変化させてもよいし、一部の調整力電源については出力配分重み付けパラメータを固定し、残りの調整力電源について出力配分重み付けパラメータを変化させるようにしてもよい。そして、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、出力配分重み付けパラメータとともに調整力電源の市場価格、出力変化速度および容量などの情報を調整用パラメータとして負荷周波数制御シミュレーション部12に出力する。
FIG. 3 is a flowchart showing the processing of the frequency control device of FIG.
3, in step S1, the output distribution weighting
ここで、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、電力系統20の負荷周波数制御を実際に実施する必要がある時刻までに、負荷周波数制御シミュレーション部12におけるシミュレーションが完了するように、出力配分重み付けパラメータを調整力電源ごとに変化させたパターンの数を設定する。例えば、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、電力系統20の負荷周波数制御が実際に実施される周期ごとに、出力配分重み付けパラメータを調整力電源ごとに変化させたパターンを数十個から数百個作成することができる。
Here, the output distribution weighting
ステップS2では、負荷周波数制御シミュレーション部12は、図2の需要データベースDB1、再エネ出力データベースDB2および系統解析条件データベースDB3を参照し、電力需要と再エネ出力と系統解析条件と出力配分重み付けパラメータを用いてLFCのシミュレーションを実施する。電力需要と再エネ出力については、リアルタイム情報を可能な限り模擬するために、直近の過去データを用いてもよいし、過去データを基に予測したデータを用いてもよい。出力配分重み付けパラメータについては、ステップS1で決定した全てのパラメータ(調整用パラメータ1、2、・・・)においてシミュレーションを実施する。なお、LFCのシミュレーションにおける実施間隔や実施時間は、適宜決めることができる。
In step S2, the load frequency
ステップS3では、出力配分重み付けパラメータ選択部13は、LFCのシミュレーション結果より、全てのパラメータの中から出力配分重み付けパラメータを選択する。例えば、出力配分重み付けパラメータ選択部13は、周波数が管理目標範囲内かつコストが最小となる出力配分重み付けパラメータを選択する。
In step S3, the output distribution weighting
ステップS4では、AR計算部14は、例えば、TBC方式における系統周波数偏差Δfと連系線潮流偏差ΔPtを用いてARを計算する。
In step S4, the
ステップS5では、出力配分部15は、出力配分重み付けパラメータを基にARを配分し、各調整力電源への出力指令値を決定する。
In step S5, the
図4は、図3の出力配分重み付けパラメータ作成処理を示すフローチャートである。
図4において、ステップS1Aでは、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、各調整力電源の市場価格、出力変化速度および容量などのデータを取り込む。
FIG. 4 is a flowchart showing the output distribution weighting parameter creation processing of FIG.
In FIG. 4, in step S1A, the output distribution weighting
ステップS1Bでは、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、調整用パラメータの項目を決定する。調整用パラメータの項目は、各調整力電源の市場価格、出力変化速度および容量などである。調整用パラメータの項目は、手動で決定してもよく、何らかの手法によって自動で決定してもよい。
In step S1B, the output distribution weighting
ステップS1Cでは、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、調整用パラメータの刻みを決定する。調整用パラメータの刻みは、ARを分担する調整力電源に割り当てられる出力配分の最小単位を示すことができる。調整用パラメータの刻みは、手動で決定してもよく、何らかの手法によって自動で決定してもよい。
In step S1C, the output distribution weighting
図5は、図4の出力配分重み付けパラメータ作成処理で用いられる調整用パラメータの一例を示す図である。なお、図5では、調整用パラメータの項目として、各調整力電源の市場価格、出力変化速度および容量が設定され、調整用パラメータの刻みが、出力配分重み付けパラメータの10%に設定されている例を示した。 FIG. 5 is a diagram showing an example of adjustment parameters used in the output distribution weighting parameter creation process of FIG. In FIG. 5, an example in which the market price, the output change speed, and the capacity of each adjusting power source are set as the adjustment parameter items, and the adjustment parameter interval is set to 10% of the output distribution weighting parameter showed that.
図5において、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、調整力電源として、電源A、B、デマンドレスポンスDRAおよび蓄電池DA、DBを選択したものとする。このとき、調整用パラメータ1では、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、電源A、B、デマンドレスポンスDRAおよび蓄電池DA、DBのそれぞれに対して、例えば、出力配分重み付けパラメータを60%、10%、10%、10%および10%に設定することができる。ここで、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、調整用パラメータ1について、出力配分重み付けパラメータの合計が100%になるようにして、10%刻みで出力配分を設定する。
In FIG. 5, it is assumed that the output distribution weighting
また、調整用パラメータ2では、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、電源A、B、デマンドレスポンスDRAおよび蓄電池DA、DBのそれぞれに対して、例えば、出力配分重み付けパラメータを50%、20%、10%、10%および10%に設定することができる。ここで、出力配分重み付けパラメータ作成部11は、調整用パラメータ2について、出力配分重み付けパラメータの合計が100%になるようにして、10%刻みで出力配分を設定する。
Further, in the adjustment parameter 2, the output distribution weighting
出力配分重み付けパラメータ作成部11にて設定された出力配分重み付けパラメータは、負荷周波数制御シミュレーション部12に入力される。負荷周波数制御シミュレーション部12は、電力需要と再エネ出力と系統解析条件と出力配分重み付けパラメータを用いてLFCのシミュレーションを実施することにより、電力系統20の周波数変動およびコストを出力する。
The output distribution weighting parameter set by the output distribution weighting
出力配分重み付けパラメータ選択部13は、負荷周波数制御シミュレーション部12から出力された周波数変動およびコストに基づいて、電源A、B、デマンドレスポンスDRAおよび蓄電池DA、DBのそれぞれについての出力配分重み付けパラメータを選択することができる。
The output distribution weighting
図1の表示部21は、出力配分重み付けパラメータ作成部11で作成された調整用パラメータ1、2、・・・および負荷周波数制御シミュレーション部12で計算された周波数変動およびコストを表示することができる。このとき、ユーザは、表示部21に表示された周波数変動およびコストを参照し、出力配分重み付けパラメータを選択するようにしてもよい。
The
以上説明したように、上述した第1実施形態によれば、調整力電源のデータを基に作成した出力配分重み付けパラメータを入力とした事前シミュレーションにより、周波数が管理目標範囲内かつコストが最小の出力配分重み付けパラメータを決定することができ、管理目標範囲内に周波数を維持しつつコストを低減することができる。 As described above, according to the above-described first embodiment, the output with the frequency within the management target range and the minimum cost is obtained by the preliminary simulation using the output distribution weighting parameter created based on the data of the regulated power source. The allocation weighting parameter can be determined, and the cost can be reduced while maintaining the frequency within the management target range.
図6は、第2実施形態に係る周波数制御装置の機能的な構成を示すブロック図である。
図6において、周波数制御装置10Bは、図2の周波数制御装置10Aの構成に加え、最適モデル作成部16を備える。最適モデル作成部16は、出力配分重み付けパラメータ作成部11で作成される出力配分重み付けパラメータを最適化する最適モデルを作成し、その最適モデルで最適化された出力配分重み付けパラメータを出力配分重み付けパラメータ作成部11に出力する。最適モデルの作成では、最適モデル作成部16は、需要データベースDB1に格納されている電力需要と、再エネ出力データベースDB2に格納されている再エネ出力と、系統解析条件データベースDB3に格納されている発電機の並解列スケジュールと増分燃料費と、調整力電源データベースDB4に格納されている調整力電源の市場価格と出力変化速度と容量を入力として用いる。
FIG. 6 is a block diagram showing a functional configuration of the frequency control device according to the second embodiment.
6, the
最適モデル作成部16は、電力需要と、再エネ出力と、発電機の並解列スケジュールおよび増分燃料費と、調整力電源の市場価格、出力変化速度および容量などの過去のデータを機械学習し、調整力電源の出力配分重み付けパラメータの最適範囲または最適値を決定することができる。あるいは、最適モデル作成部16は、重回帰分析などに基づいて最適モデルを作成するようにしてもよい。
The optimum
例えば、図5の電源Aの出力配分重み付けパラメータが60%であるときが、電源Aの出力配分重み付けパラメータの最適値であるものとする。このとき、負荷周波数制御シミュレーション部12は、電源Aの出力配分重み付けパラメータを60%に固定して、LFCのシミュレーションを実施することができる。このため、負荷周波数制御シミュレーション部12は、電源Aの出力配分重み付けパラメータが50%である調整用パラメータ2については、LFCのシミュレーションを実施する必要がなくなり、シミュレーション時間を短縮することができる。
For example, when the output distribution weighting parameter of the power supply A in FIG. 5 is 60%, it is assumed that the output distribution weighting parameter of the power supply A is the optimum value. At this time, the load frequency
以上説明したように、上述した第2実施形態によれば、管理目標範囲内に周波数を維持しつつコストを低減できる可能性がある出力配分重み付けパラメータの付近を重点的に事前シミュレーションすることができる。このため、管理目標範囲内に周波数を維持しつつコストを低減することが可能となるとともに、シミュレーション時間を削減することができる。 As described above, according to the above-described second embodiment, it is possible to preliminarily perform a preliminary simulation in the vicinity of the output distribution weighting parameter that can reduce the cost while maintaining the frequency within the management target range. .. Therefore, the cost can be reduced while maintaining the frequency within the management target range, and the simulation time can be reduced.
図7は、図6の最適モデル作成部で作成される最適モデルを説明する図である。
図7において、最適モデル作成部16は、LFCのシミュレーション結果または実システムの運用結果における各調整力電源の出力配分重み付けパラメータ、電力需要、再エネ出力、系統解析条件、周波数変動およびコストを入力として、最適モデルを作成する。最適モデル作成部16は、LFCのシミュレーションの実施のための出力配分重み付けパラメータ候補を作成する場合、作成した最適モデルを参照する。そして、最適モデル作成部16は、周波数を管理目標範囲内に維持しつつコストを低減できる可能性がある出力配分重み付けパラメータ付近を重点的にパラメータ候補として選択する。
FIG. 7 is a diagram for explaining the optimum model created by the optimum model creation unit in FIG.
In FIG. 7, the optimum
例えば、最適モデル作成部16は、重回帰分析に基づいて、電源Aおよび蓄電池DBのそれぞれの出力配分重み付けパラメータと周波数変動の関係を示す最適モデル31を作成したものとする。このとき、周波数変動の管理目標値がMであるもとすると、最適モデル作成部16は、周波数変動が管理目標値M以内の出力配分重み付けパラメータの範囲32からパラメータ候補を選択し、電源Aおよび蓄電池DBについては、そのパラメータ候補を用いるように出力配分重み付けパラメータ作成部11に指示することができる。
For example, it is assumed that the optimum
図8は、第3実施形態に係る周波数制御装置の機能的な構成を示すブロック図である。
図8において、周波数制御装置10Cは、図2の周波数制御装置10Aの構成に加え、シミュレーション結果比較部17およびシミュレーション比較結果データベースDB7を備える。
FIG. 8 is a block diagram showing a functional configuration of the frequency control device according to the third embodiment.
8, the
シミュレーション結果比較部17は、負荷周波数制御シミュレーション部12で得られたシミュレーション結果と、出力配分部15で決定された出力配分に応じたARを調整力電源に分担させた時に得られた実績値を比較する。例えば、シミュレーション結果比較部17は、LFCのシミュレーション結果から得られた周波数変動およびコストを、実システムにおける周波数変動およびコストと比較することができる。ここで言う実システムは、図1の電力系統20である。このとき、シミュレーション結果比較部17には、負荷周波数制御シミュレーション部12で得られたシミュレーション結果と、実システムにおける系統周波数偏差ΔfおよびコストCTが入力される。実システムにおける周波数変動として、系統周波数偏差Δfを用いることができる。シミュレーション比較結果データベースDB7は、シミュレーション結果と実システムにおける周波数変動とコストなどの比較結果を格納する。図1の表示部21は、シミュレーション結果と実システムにおける周波数変動とコストなどの比較結果を表示することができる。
The simulation
以上説明したように、上述した第3実施形態によれば、シミュレーション結果と実システムにおける周波数変動とコストの結果を比較し、その比較結果を確認できるようにすることで、周波数制御装置10Cの出力配分重み付けパラメータの予測精度を把握することができる。
As described above, according to the above-described third embodiment, the output of the
図9は、図8のシミュレーション結果比較部による比較結果の一例を示す図である。なお、図9では、出力配分重み付けパラメータが30分ごとに決定される例を示した。
図9において、シミュレーション結果比較部17は、シミュレーション結果と実システムにおける周波数変動(最大周波数変動など)とコスト(調整力の価格)をそれぞれ比較し、両者の周波数変動とコストの差分を比較結果として出力する。
FIG. 9 is a diagram showing an example of a comparison result by the simulation result comparison unit of FIG. Note that FIG. 9 shows an example in which the output distribution weighting parameter is determined every 30 minutes.
In FIG. 9, the simulation
ここで、シミュレーション結果と実システムにおける周波数変動とコストの差分が発生した場合、シミュレーションに用いた電力需要または再エネ出力が、実システムから得られた電力需要または再エネ出力に一致していないことが想定される。このため、シミュレーションに用いる電力需要および再エネ出力のリアルタイム性または予測精度を向上させることで、シミュレーション結果と実システムにおける周波数変動とコストの差分を減少させることができる。 If there is a difference between the simulation result and the frequency fluctuation and cost in the actual system, the power demand or the renewable energy output used in the simulation does not match the power demand or the renewable energy output obtained from the actual system. Is assumed. Therefore, it is possible to reduce the difference between the frequency variation and the cost in the simulation result and the actual system by improving the real-time property or the prediction accuracy of the power demand and the renewable energy output used for the simulation.
DB1 需要データベース、DB2 再エネ出力データベース、DB3 系統解析条件データベース、DB4 調整力電源データベース、DB5 シミュレーション結果データベース、DB6 出力指令値データベース、DB7 シミュレーション比較結果データベース、1 電力系統、10A〜10C 周波数制御装置、11 出力配分重み付けパラメータ作成部、12 周波数制御シミュレーション部、13 出力配分重み付けパラメータ選択部、14 AR計算部、15 出力配分部、16 最適モデル作成部、17 シミュレーション結果比較部、21 表示部、22 入力部、23 通信部、24 CPU、25 メモリ、26 記憶装置、27 バス、110 ノード、120 変圧器、130 発電機、140 送電線路、150 負荷、300 通信ネットワーク
DB1 demand database, DB2 renewable energy output database, DB3 system analysis condition database, DB4 adjusting power source database, DB5 simulation result database, DB6 output command value database, DB7 simulation comparison result database, 1 power system, 10A to 10C frequency control device, 11 output distribution weighting parameter creation unit, 12 frequency control simulation unit, 13 output distribution weighting parameter selection unit, 14 AR calculation unit, 15 output distribution unit, 16 optimal model creation unit, 17 simulation result comparison unit, 21 display unit, 22 input Section, 23 communication section, 24 CPU, 25 memory, 26 storage device, 27 bus, 110 node, 120 transformer, 130 generator, 140 power transmission line, 150 load, 300 communication network
Claims (13)
前記負荷周波数制御のシミュレーション結果に基づいて、前記出力配分重み付けパラメータを決定するパラメータ決定部と、
前記負荷周波数制御に用いられる地域要求量を計算するAR計算部と、
前記パラメータ決定部で決定された出力配分重み付けパラメータと、前記AR計算部で計算された地域要求量に基づいて、前記出力配分を決定する出力配分部とを備える周波数制御装置。 Based on the output distribution weighting parameter indicating the output distribution of power, a simulation unit that performs a simulation of load frequency control,
A parameter determination unit that determines the output distribution weighting parameter based on a simulation result of the load frequency control,
An AR calculation unit that calculates a regional demand amount used for the load frequency control;
A frequency control device comprising: an output distribution weighting parameter determined by the parameter determination unit; and an output distribution unit that determines the output distribution based on the regional requirement amount calculated by the AR calculation unit.
前記出力配分に応じた前記地域要求量を分担する調整力電源の属性に基づいて、前記出力配分重み付けパラメータを作成するパラメータ作成部と、
前記負荷周波数制御のシミュレーション結果に基づいて、前記出力配分重み付けパラメータを選択するパラメータ選択部とを備える請求項1に記載の周波数制御装置。 The parameter determination unit,
A parameter creation unit that creates the output distribution weighting parameter based on the attribute of the adjustment power source that shares the regional requirement amount according to the output distribution,
The frequency control device according to claim 1, further comprising a parameter selection unit that selects the output distribution weighting parameter based on a simulation result of the load frequency control.
前記再生可能エネルギー出力の実績値または予測値を格納する再エネ出力データベースと、
前記系統解析条件である発電機の並解列スケジュールおよび増分燃料費を格納する系統解析条件データベースと、
前記調整力電源の属性である電力の市場価格、出力変化速度および容量を格納する調整力電源データベースとを備える請求項7に記載の周波数制御装置。 A demand database that stores actual values or predicted values of the power demand,
A renewable energy output database that stores actual or predicted values of the renewable energy output,
A system analysis condition database that stores the parallel array schedule and incremental fuel cost of the generator that is the system analysis condition,
The frequency control device according to claim 7, further comprising: a regulation power source database that stores a market price of electric power, an output change speed, and a capacity that are attributes of the regulation power source.
前記プロセッサは、
電力の出力配分を示す出力配分重み付けパラメータに基づいて、負荷周波数制御のシミュレーションを実施し、
前記負荷周波数制御のシミュレーション結果に基づいて、前記出力配分重み付けパラメータを決定し、
前記負荷周波数制御に用いられる地域要求量を計算し、
前記出力配分重み付けパラメータと前記地域要求量に基づいて、前記出力配分を決定する周波数制御方法。
A frequency control method executed by a processor, comprising:
The processor is
Based on the output distribution weighting parameter indicating the output distribution of electric power, a simulation of load frequency control is performed,
Based on the simulation result of the load frequency control, determine the output distribution weighting parameter,
Calculate the regional demand used for the load frequency control,
A frequency control method for determining the output distribution based on the output distribution weighting parameter and the regional requirement amount.
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