JP4527092B2 - System stabilization device - Google Patents
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Description
この発明は、系統安定化装置に係る発明であり、特に、安定した出力電力の供給を可能にすることができる系統安定化装置に関するものである。 The present invention relates to a system stabilization apparatus, and more particularly to a system stabilization apparatus capable of supplying a stable output power.
太陽光発電や風力発電等の自然エネルギーを対象とした従来の系統安定化装置では、たとえば特許文献1に記載されているように、自然エネルギーの出力変動を補償するために蓄電池や内燃力焼発電機等の出力を指令している。そして、電力系統に流出する自然エネルギーと補償出力との合成出力電力が、予め決められた目標値(一定値)と一致するように制御されている。
In a conventional system stabilizing device for natural energy such as solar power generation or wind power generation, as described in
また、特許文献2には、需要設備に対して2台以上の発電設備で電力を供給する場合に、需要予測誤差を想定して確率的にコスト最小となる運転台数を決定する、発電設備の運転計画方法が記載されている。 Further, in Patent Document 2, when power is supplied to a demand facility with two or more power generation facilities, the number of operating units that probabilistically minimize the cost is determined assuming a demand prediction error. The operation planning method is described.
特許文献1に係わる自然エネルギーの系統安定化装置では、合成出力電力の目標値を事前に決定する必要がある。ここで、特許文献1に係わる技術では、当該目標値は、気象予測情報に基づく自然エネルギーの発電予測値のみに基づいて決定される。
In the natural energy system stabilizing device according to
しかし、自然エネルギーの発電予測値は、必ずしも正確に予測されるとは言えない。したがって、当該自然エネルギーの発電予測値のみに基づいて上記目標値を決定しただけでは、実際の自然エネルギー発電電力と上記予測値との間で誤差(予測誤差)が発生した場合(特に、当該予測誤差が大きい場合)に、蓄電池や内燃力発電機を調節しても予め電力会社に通告した目標値を保つことができなくなる可能性があった。 However, the power generation prediction value of natural energy is not necessarily predicted accurately. Therefore, when the target value is determined only based on the power generation predicted value of the natural energy, an error (prediction error) occurs between the actual natural energy generated power and the predicted value (in particular, the prediction). When the error is large), there is a possibility that the target value notified in advance to the electric power company cannot be maintained even if the storage battery or the internal combustion power generator is adjusted.
ここで、蓄電池等を調節しても予め通告した目標値を保つことができなくなると、系統に悪影響を与えるため、電力会社にペナルティー料金を支払う必要がある。したがって、合成出力電力が頻繁に、上記目標値を保つことができなくなると、これに応じて上記ペナルティー料金が増加する。換言すれば、系統安定化装置を備える企業における電力売電の売り上げ(売電収入)が減少する。 Here, even if the storage battery or the like is adjusted, if the target value notified in advance cannot be maintained, the system will be adversely affected, so it is necessary to pay a penalty fee to the power company. Therefore, if the combined output power cannot keep the target value frequently, the penalty fee increases accordingly. In other words, the sales of electric power sales (revenue of electric power sales) in a company equipped with a system stabilizing device is reduced.
なお、特許文献2に係わる技術は、需要予測誤差が発生した場合に、確率的にコスト最小となるよう発電機の運転台数をに決める方法に関する発明である。当該特許文献2に係わる技術においても、上記したように、実際の自然エネルギー発電電力と上記予測値との間で誤差(予測誤差)が発生した場合(特に、当該予測誤差が大きい場合)に、蓄電池や内燃力発電機を調節しても予め電力会社に通告した目標値を保つことができなくなる可能性があった(結果として、売電収入の減少を引き起こす)。 The technique related to Patent Document 2 is an invention relating to a method for determining the number of operating generators so that the cost is stochastically minimized when a demand prediction error occurs. Even in the technology related to Patent Document 2, as described above, when an error (prediction error) occurs between the actual natural energy generated power and the predicted value (particularly, when the prediction error is large), Even if the storage battery or the internal combustion power generator is adjusted, the target value notified to the electric power company in advance may not be maintained (resulting in a decrease in power sales revenue).
そこで、本発明は、上記のような問題点を解決するためになされたものであり、自然エネルギー発電機から系統へ流れ込む電力を通告値と一致させることができる、系統安定化装置を提供することを目的とする。 Accordingly, the present invention has been made to solve the above-described problems, and provides a system stabilization device capable of matching the power flowing from the natural energy generator into the system with the notification value. With the goal.
上記の目的を達成するために、本発明に係る請求項1に記載の系統安定化装置は、出力補償装置である第1の電源部から出力される第1の出力電力と、自然エネルギー発電機である第2の電源部から出力される第2の出力電力とを組み合わせた、合成出力電力の出力値を略一定にすることが可能な系統安定化装置であって、前記第2の電源部から過去に出力された前記第2の出力電力と、前記過去に予め設定された前記第2の出力電力の予測値とに基づいて、前記予測値の各値毎に、前記予測値に対する前記第2の出力電力の誤差の分布を示す予測誤差分布を生成する予測誤差分析装置と、前記予測誤差分布と、前記第1の電源部における前記第1の出力電力の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、前記合成出力電力の目標値を設定する、需給制御装置とを、備えている。
In order to achieve the above object, a system stabilizing device according to
本発明の請求項1に記載の系統安定化装置は、出力補償装置である第1の電源部から出力される第1の出力電力と、自然エネルギー発電機である第2の電源部から出力される第2の出力電力とを組み合わせた、合成出力電力の出力値を略一定にすることが可能な系統安定化装置であって、前記第2の電源部から過去に出力された前記第2の出力電力と、前記過去に予め設定された前記第2の出力電力の予測値とに基づいて、前記予測値の各値毎に、予測誤差分布を生成する所定の分析装置と、前記予測誤差分布と、前記第1の電源部における前記第1の出力電力の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、前記合成出力電力の目標値を設定する、需給制御装置とを、備えている。
The system stabilizing device according to
つまり、自然エネルギー発電機から系統へ流れ込む電力を通告値と一致させることができる系統安定化装置を提供することができる。したがって、合成出力電力が目標値から大きく外れることにより発生し得るペナルティー料金の発生を考慮した、目標値の設定が可能となる。換言すれば、売電収入が最大となるような目標値を設定することができる。したがって、請求項1に係わる発明を適用することにより、売電収入の減少を抑制することができる系統安定化装置を提供することができる。
That is, it is possible to provide a system stabilizing device that can match the power flowing from the natural energy generator into the system with the notification value. Therefore, the target value can be set in consideration of the generation of a penalty fee that can be generated when the combined output power deviates greatly from the target value. In other words, it is possible to set a target value that maximizes the power sales revenue. Therefore, by applying the invention according to
以下、この発明をその実施の形態を示す図面に基づいて具体的に説明する。 Hereinafter, the present invention will be specifically described with reference to the drawings showing embodiments thereof.
<実施の形態1>
図1は、本発明の実施の形態1係わる系統安定化装置等の構成を示すブロック図である。
<
FIG. 1 is a block diagram showing a configuration of a system stabilizing device and the like according to
図1に示すように、系統安定化装置1は、出力補償装置11、需給制御装置12、および予測誤差分析装置13から構成されている。また図1には、系統安定化装置1の他に、自然エネルギー発電機2、電力系統3、自然エネルギー予測装置4、および電力会社5をも図示している(つまり、系統安定化装置1、自然エネルギー発電機2、電力系統3、自然エネルギー予測装置4、および電力会社5により、系統安定化システムが構築されている)。
As shown in FIG. 1, the
出力補償装置(第1の電源部と把握できる)11は、指令による補償出力(第1の出力電力と把握できる)22の制御がかのうである。つまり、出力補償装置11から出力される補償出力22は、出力値が指令値に一致する。なお、出力補償装置11として、電力貯蔵装置や内燃力発電機等を採用できる。ここで、電力貯蔵装置には、蓄電池、キャパシタ、フライホイール等を含む(以下、電力貯蔵装置が蓄電池であるとして話を進める)。
The output compensator (which can be grasped as the first power supply unit) 11 controls the compensation output (which can be grasped as the first output power) 22 according to the command. That is, the output value of the
他方、自然エネルギー発電機(第2の電源部と把握できる)2は、自然エネルギー出力(第2の出力電力と把握できる)21を出力する。ここで、自然エネルギー出力21は、補償出力22と比べて出力を制御できない(つまり、自然の成り行き任せであり制御不能である)。なお、自然エネルギー発電機2として、風力発電や太陽光発電等を採用することができる。
On the other hand, the natural energy generator (which can be grasped as the second power supply unit) 2 outputs a natural energy output (which can be grasped as the second output power) 21. Here, the output of the
系統安定化装置1は、自然エネルギーを電力系統に連系する際に用いられる。つまり、当該系統安定化装置1は、補償出力22と自然エネルギー出力21とを組み合わせた合成出力(合成出力電力と把握できる)23の、当該出力を略一定(略安定)にすることが可能な装置である。
The
また、系統安定化装置1内に配設される予測誤差分析装置13は、自然エネルギー発電機2から出力された自然エネルギー出力21と、自然エネルギー予測装置4において予め設定された自然エネルギー予測値41とに基づいて、当該予測値41に対する自然エネルギー出力21のズレの確率を示す予測誤差分布(以下、予測誤差分析結果131と称する)を生成する。
The prediction
ここで、自然エネルギー予測値41は、たとえば、季節、天候、風速、風向、気温などの自然エネルギー予測値と相関関係のあるデータ、および地形データ等に基づいて決定される。
Here, the predicted
また、系統安定化装置1内に配設される需給制御装置12は、自然エネルギー予測値41および予測誤差分析結果131を用いて、合成出力23の目標値を設定する。より具体的には、需給制御装置12は、自然エネルギー予測値41と、予測誤差分析結果131と、出力補償装置11における補償出力22の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、合成出力23の目標値を設定する。
Further, the supply and
図1に示す系統安定化装置1は、将来(たとえば当日および翌日)の自然エネルギー予測値41を、自然エネルギー予測装置4から入力される。より具体的には、この自然エネルギー予測値41は、需給制御装置12および予測誤差分析装置13に入力される。なお、需給制御装置12には、予測誤差分析装置13から出力される予測誤差分析結果131も入力される。
The
需給制御装置12は、入力された自然エネルギー予測値41、予測誤差分析結果131、および上記補償出力22の出力変化可能幅等に基づいて、将来(たとえば当日および翌日)の1時間ごとの通告電力値122を決定し電力会社5に事前通告する。また、需給制御装置12は、1時間ごとの当該通告電力値122に基づき、現在の目標出力値(以下、単に目標値と称する)121を出力補正装置11に送信する。
The supply and
つまり、需給制御装置12は、予測誤差分析結果131等に基づいて、将来の目標値121となる値を決定する。そして、需給制御装置12は、当該目標値121に基づいて合成出力電力23の出力制御に先立って、電力会社5に当該目標値121を事前に送信する(当該事前に電力会社5に送信される目標値を、通告電力値122と称している)。そして、当該電力値122の事前送信後、需給制御装置12は、目標値121に基づいて合成出力電力23の出力を制御する。
That is, the supply and
出力補償装置11は、自然エネルギー発電機2の自然エネルギー出力21と自己の補償出力22との合計値である合成出力23が、目標出力値121と一致するよう補償出力22を調整する。
The
次に、本実施の形態1に係わる予測誤差分析装置13の詳細な構成および動作について説明する。図2は、予測誤差分析装置13の内部構成の一例を示すブロック図である。
Next, a detailed configuration and operation of the prediction
図2に示すように、予測誤差分析装置13は、実績分析装置132、分析結果出力装置133、出力実績値蓄積装置134、予測値蓄積装置135、および分析結果蓄積装置136により構成されている。
As shown in FIG. 2, the prediction
出力実績値蓄積装置134には、たとえば合成出力電力制御当日の1日分の自然エネルギー出力21の情報である出力実績値が蓄積される(図3参照)。また、予測値蓄積装置135には、合成出力電力制御前日に、たとえば1日分の自然エネルギー予測値41が蓄積される(図4参照)。ここで、自然エネルギー予測値41は、通常30分ないし1時間程度の時間間隔ごとに変化し、当該時間間隔の間は一定である。
In the output record
実績分析装置132では、出力実績値1341と予測実績値1351とに基づいて、各自然エネルギー予測値41に対する自然エネルギー出力21の誤差の分布を分析する。当該分析は、周期的に実施される。
The
ここで、分析の対象となる、出力実績値1341と予測実績値1351とは共に、過去におけるデータである。たとえば、出力実績値1341は過去における1日分の自然エネルギー出力21の出力実績値であり、予測実績値135は事前に予測した過去の1日分の自然エネルギー予測値41である。また、実績分析装置132では、たとえば1日に一度、上記誤差の分布の分析を行う。図5は、実績分析装置132における分析結果の一例を示す図である。図5に示すように、自然エネルギー予測値41が異なると、当該自然エネルギー予測値に対する自然エネルギー出力21の分布の仕方が異なる(つまり、予測値41の各値毎に、前記予測値に対する自然エネルギー出力21の誤差の分布を作成する。換言すれば、後述する図6の集まりのデータと把握できる)。
Here, both the
実績分析装置132は、当該誤差の分布の分析結果である実績分析情報1321を、分析結果蓄積装置136に向けて送信する。分析結果蓄積装置136では、たとえば1年分の上記実績分析情報1321が蓄積される。
The
分析結果出力装置133には、分析結果蓄積装置135から送信される、たとえば1年分の実績分析情報1321である分析結果蓄積情報1361と、自然エネルギー予測値41とが入力される。そして、分析結果出力装置133では、上記分析結果蓄積情報1361の中から、入力された自然エネルギー予測値41に最も近い自然エネルギー予測値41と、当該最も近い自然エネルギー予測値41に対する自然エネルギー出力21の誤差の分布を抽出する。そして、分析結果出力装置133は、当該抽出した前記データから構成される分析結果を予測誤差分析結果131として、需給制御装置12に向けて送信する。
The analysis
図6に予測誤差分析結果(予測誤差分布)131の一例を示す。図6に示す予測誤差とは、自然エネルギー予測値41に対する自然エネルギー出力21の誤差である。図6に示すように、一般的に、自然エネルギー予測値41と自然エネルギー出力21とが一致する確率が最も高く、上記予測誤差が大きくなるつれて、当該予測誤差が発生する確率は減少する。
FIG. 6 shows an example of the prediction error analysis result (prediction error distribution) 131. The prediction error shown in FIG. 6 is an error of the
以上のように、予測誤差分析装置13では、事前に決定された自然エネルギー予測値41と実際の自然エネルギー出力21とに基づいて、予測誤差分布結果131(図6)を導出し、当該予測誤差分布結果131を需給制御装置12に向けて送信する。
As described above, the prediction
なお、上記予測誤差分析結果131は、図6に示すように予測誤差に対する分析結果であっても、各時刻の電力値(kW)を用いた分析結果であっても、あるいは、ある一定の時間の電力量値(kWh)を用いた分析の分析結果であっても良い。つまり、図6の横軸は、予測誤差であっても、電力値(kW)であっても、あるいは電力量値(kWh)であっても良い。
Note that the prediction
たとえば、予測誤差分析装置(出力電力分布分析装置と把握できる)13は、自然エネルギー発電機2から過去に出力された出力電力(出力実績値蓄積装置134に格納される過去の自然エネルギー出力21の出力実績値)と、過去に予め設定された上記予測値(予測値蓄積装置135に格納されている自然エネルギー予測値41)41とに基づいて、前記予測値41の各値毎に、自然エネルギー発電機2からの出力電力の分布を示す出力電力分布を生成する。当該生成された出力電力分布を図7(横軸がkW表示)に示す。
For example, the prediction error analysis device (which can be grasped as an output power distribution analysis device) 13 outputs the output power previously output from the natural energy generator 2 (the past
つまり、予測誤差分析装置(出力電力分布分析装置と把握できる)13は、出力実績値蓄積装置134に格納される過去の自然エネルギー出力21の出力実績値と、予測値蓄積装置135に格納されている過去の自然エネルギー予測値41とに基づいて、図5に示すようなデータを作成する。そして、図5に示すようデータを参照して、出力電力分布分析装置13は、現在希望する予測値41に対する出力21の分布を求める。これが図7(横軸がkW表示)である。
In other words, the prediction error analysis device (which can be grasped as an output power distribution analysis device) 13 is stored in the output actual value of the past
次に、本実施の形態1に係わる需給制御装置12の動作について説明する。
Next, operation | movement of the supply-and-
蓄電池等の出力補償装置11を調節しても、合成出力23が予め通告した目標値121から大きくズレると、系統安定化装置1を有する企業は、電力会社5にペナルティー料金を支払う必要が生じる得る(結果的に、売電収入が減少する)。したがって、出力補償装置11を調節して極力、合成出力23を予め通告した目標値121に保つことが重要である。
Even if the
そのために、上記目標値121を決定するに際して、出力補償装置11の出力変化可能幅(図7の符号221)および、ペナルティー料金の発生を極力抑制をすること(換言すると、売電収入の期待値を最大にすること)を考慮する必要がある。
Therefore, when determining the
そこで、本実施の形態1に係わる需給制御装置12では、予測誤差分析結果131(上記期待値計算の観点から必要)と、出力補償装置(第1の電源部と把握できる)11における出力電力の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、合成出力電力23の目標値121を設定する。
Therefore, in the supply and
ここで、当該目標値121は、予測誤差分析結果131と出力補償装置11の出力変化可能幅とを用いて、売電収入の期待値が最大になるように、決定される。また、上述したように、当該目標値は、電力会社5等へ事前に通告される通告電力値122であるとも把握できる。
Here, the
さらに詳述すると、当該需給制御装置12では、自然エネルギー予測値41、予測誤差分析結果131、電力を売電するときの単価、通告電力に不足する場合のペナルティー単価、通告電力より余剰となる場合のペナルティー単価、および出力補償装置11の運転条件(最大出力値や最大出力量、蓄電池の場合充放電効率)の情報を用いて、売電収入の期待値を最大とするように、目標値121を決定する。
More specifically, in the supply and
ここで、合成出力電力23は、電力会社、PPS事業者、取引スポットへ売電される。また、電力を売電するときの単価、ペナルティー単価、運転条件等は、予め需給制御装置12に記録されている。
Here, the combined
図7および図8を用いて、目標値121決定までの処理の流れを示す。ここで、図7,8では、予測誤差分析結果131として電力値[kW]の分析結果を用いている。
The flow of processing until the
図7は、出力補償装置11の出力制御可能な範囲が出力変化可能幅221の時に、自然エネルギー出力予測41が与えられ、ある目標出力121に対する収入計算を行うことを説明した図である。
FIG. 7 is a diagram illustrating that when the output controllable range of the
自然エネルギー発電機2の出力21が出力補償装置11の出力変化可能幅221の範囲内であれば、目標値121通りに電力を売電し、出力変化可能幅221の範囲を超えれば、不足もしくは余剰のペナルティー料金が発生する。
If the
売電金額は、予測誤差分析結果131のうち出力変化可能幅221の範囲の面積(確率)に、売電単価を乗じた金額である。目標値121を変化させた場合の当該売電金額の変化を図示すると、図8の売電金額カーブ1261のようになる。
The power sale amount is an amount obtained by multiplying the area (probability) in the range of the output
また、自然エネルギー発電機2からの自然エネルギー出力21が出力変化可能幅221の最小値Aよりも小さい確率は、図7の不足確率(出力補償装置11では、合成出力電力23を目標値121に一致させることができない領域)124である。したがって、不足ペナルティー金額は、上記領域124に不足時ペナルティー単価を乗じることにより、得られる。目標値121を変化させた場合の当該不足ペナルティー金額の変化を図示すると、図8の不足ペナルティー金額カーブ1262となる。
Further, the probability that the
また、自然エネルギー発電機2からの自然エネルギー出力21が出力変化可能幅221の最大値Bよりも大きい確率は、図7の余剰確率(出力補償装置11では、合成出力電力23を目標値121に一致させることができない領域)125である。したがって、余剰ペナルティー金額は、上記領域125に余剰時ペナルティー単価を乗じることにより、得られる。目標値121を変化させた場合の当該余剰ペナルティー金額の変化を図示すると、図8の不足ペナルティー金額カーブ1263となる。
Further, the probability that the
売電収入(売電収入の期待値)は、売電金額と二つのペナルティー金額との合計であるので、図8の各カーブ1261,1262,1263より、売電収入の期待値は、図8の売電収入期待値カーブ126となる。
Since the power sales revenue (expected value of power sales revenue) is the sum of the power sales amount and the two penalty amounts, the expected value of power sales revenue is shown in FIG. 8 from the
需給制御装置12は、上述のように、売電収入期待値が最大となるような目標値121を選択し、事前に電力会社5等へ当該決定した目標値121を通告電力値122として通告すると共に、合成出力電力の制御当日には当該決定した目標値121を出力補償装置11へ送信する。
As described above, the supply and
なお、図7の例は、不足ペナルティー単価の方が余剰ペナルティー単価よりも大きな場合である。したがって、不足が発生する確率を小さくするために、売電収入期待値を最大とする目標値121は、自然エネルギー予測値41よりも小さくなっている。
In the example of FIG. 7, the shortage penalty unit price is larger than the surplus penalty unit price. Therefore, the
上述の説明は、単独の時刻断面での説明であり、実際には時間のつながりや出力補償装置11の運転条件等のさまざまな運用制約がある。したがって、二次計画法、組合せ法、または最適化手法などを用いて、複数時刻断面の目標値121を一括して求める。
The above description is an explanation in a single time section, and actually there are various operation restrictions such as time connection and operating conditions of the
たとえば、出力補償装置11が蓄電池から構成される場合は、次のような数式(1)〜(5)を二次計画法等の最適化手法で解くことにより、各時刻の目標値(x(t))を求めることができる。ここで、予測誤差分析結果131として電力値[kW]の分析結果を用いている。
For example, when the
x(t)+C<p(t)+nσ (1)
x(t)−C>p(t)−nσ (2)
y(t)=y(t−1)+{p(t)−x(t)}×K(x(t)) (3)
Ymin<y(t)<Ymax (4)
maximinzeΣf(x(t)) (5)
ここで、数式(1)から(4)は、目標値121を決定する際に考慮する制約条件である。また、数式(5)により、たとえば図8に示した売電収入期待値カーブ126の最大値となる目標値121が決定される。
x (t) + C <p (t) + nσ (1)
x (t) -C> p (t) -nσ (2)
y (t) = y (t−1) + {p (t) −x (t)} × K (x (t)) (3)
Ymin <y (t) <Ymax (4)
maximize Σf (x (t)) (5)
Here, Equations (1) to (4) are constraint conditions to be considered when determining the
なお、上式において、tは、時刻を示す。x(t)は、目標値121である。p(t)は、自然エネルギー予測値41である。Cは、蓄電池の出力変化可能幅221であり、当該出力変化可能幅221は、予め需給制御装置12に記憶されている。σは、予測誤差分析結果131の電力値[kW]分布情報である。nは、リスク考慮のための係数であり、当該係数は、予め需給制御装置12に記憶されている。
In the above formula, t represents time. x (t) is the
さらに、y(t)は、蓄電池残量であり、需給制御装置12は、当該蓄電池残量に関する情報を出力補償装置11から受信する。K(x(t))は、蓄電池充放電効率であり、当該蓄電池充放電効率は、予め需給制御装置12に記憶されている。Yminは、蓄電池の最低蓄電電力量であり、Ymaxは、蓄電池の最大蓄電電力量である。当該蓄電池の最低(最大)蓄電電力量は、予め需給制御装置12に記憶されている。また、f(x(t))は、図6で例示した売電収入期待値カーブ126である。
Furthermore, y (t) is a remaining battery level, and the supply and
なお、上記(出力補償装置11が蓄電池の場合)において、予測誤差分析結果131として電力量情報[kWh]と電力情報[kW]と合わせて用いる場合、制約条件式である(1)〜(4)は、たとえば下式(6)〜(9)のようになる。
Note that in the above (when the
x(t)+C<p(t)+nσ1 (6)
x(t)−C>p(t)−nσ1 (7)
y(t)=y(t−1)+{p(t)−x(t)}×K(x(t)) (8)
Ymin+nσ2<y(t)<Ymax−nσ2 (9)
ここで、σ1は、予測誤差分析結果131の電力値[kW]分布情報である。σ2は、予測誤差分析結果131の電力量値[kWh]分布情報である。
x (t) + C <p (t) + nσ1 (6)
x (t) -C> p (t) -nσ1 (7)
y (t) = y (t−1) + {p (t) −x (t)} × K (x (t)) (8)
Ymin + nσ2 <y (t) <Ymax−nσ2 (9)
Here, σ1 is the power value [kW] distribution information of the prediction
また、出力補償装置11が内燃力発電機から構成される場合は、次のような数式(10)〜(13)を二次計画法等の最適化手法で解くことにより、各時刻の目標値(x(t))を求めることができる。ここで、予測誤差分析結果131として電力値[kW]の分析結果を用いている。
When the
x(t)+Dmax<p(t)+nσ (10)
x(t)+Dmin>p(t)−nσ (11)
p(t−1)−x(t)−E<p(t)−x(t)<
p(t−1)−x(t)+E (12)
maximinzeΣf(x(t)) (13)
ここで、数式(10)から(12)は、目標値121を決定する際に考慮する制約条件である。また、数式(13)により、たとえば図8に示した売電収入期待値カーブ126の最大値となる目標値121が決定される。
x (t) + Dmax <p (t) + nσ (10)
x (t) + Dmin> p (t) -nσ (11)
p (t-1) -x (t) -E <p (t) -x (t) <
p (t-1) -x (t) + E (12)
maximize Σf (x (t)) (13)
Here, Expressions (10) to (12) are constraint conditions to be considered when determining the
なお、上式において、Dmaxは、内燃力発電機の最大出力である。Dminは、内燃力発電機の最小出力である。Eは、内燃力発電機の単位時間あたりの最大出力変化可能幅である。ここで、上記Dmax、DminおよびEは、予め需給制御装置12に記憶されている。
In the above equation, Dmax is the maximum output of the internal combustion power generator. Dmin is the minimum output of the internal combustion power generator. E is the maximum output changeable width per unit time of the internal combustion power generator. Here, the Dmax, Dmin, and E are stored in the supply and
なお、需給制御装置12から送信された目標値121を受信する出力補償装置11では、当該受信した目標値121と合成出力電力23との差を検出し、たとえば比例積分回路を用いたフィードバック制御を行うことで、補償出力22を決定する。
The
以上のように、本実施の形態に係わる系統安定化装置1では、需給制御装置12は、予測誤差分析結果(予測誤差分布)131と出力補償装置1の出力変化可能幅221とを用いて、前記合成出力電力の目標値121を設定(決定)している。
As described above, in the
したがって、不確定な自然エネルギー予測値に対して予測誤差の発生するリスク(たとえばペナルティー料金が発生するリスク)を考慮して、目標値121を決定することができる。よって、売電収入(売電収入期待値)の減少を抑制することができる系統安定化装置1を提供することができる。
Therefore, the
<実施の形態2>
本実施の形態2に係わる系統安定化装置1を含むシステムの構成を、図9に示す。図1の構成と図9の構成との比較から分かるように、図1と図9とは、下記の点において相違している。
<Embodiment 2>
FIG. 9 shows the configuration of a system including the
つまり、本実施の形態2では、需給制御装置12は、出力補償装置(第1の電源部と把握できる)11の種類および/または出力性能等の所定の属性に応じて、自然エネルギー出力(第2の出力電力と把握できる)の最大出力制限値を決定する。そして、自然エネルギー発電機(第2の電源部と把握できる)2に対して、当該決定した自然エネルギー出力の最大出力制限値を送信する。
That is, in the second embodiment, the supply and
したがって、図9に示す構成では、需給制御装置12と自然エネルギー発電機2とは所定の伝達手段により接続されている。そして、当該伝達手段を介して、需給制御装置12から自然エネルギー発電機2へと、上記自然エネルギー出力の最大出力制限値123が伝達される。
Therefore, in the configuration shown in FIG. 9, the supply and
上記のように、自然エネルギー出力の最大出力制限値123が伝達されることにより、本実施の形態2に係わる系統安定化装置1(より具体的には、需給制御装置12)は、自然エネルギー発電機2の出力の最大出力制限値を外部から制御することができる。
As described above, when the maximum
その他の構成は、実施の形態1に係わる系統安定化装置と同じである。したがって、当該同じ構成については、ここでの詳細な説明は省略する。 Other configurations are the same as those of the system stabilizing apparatus according to the first embodiment. Therefore, detailed description of the same configuration is omitted here.
次に、需給制御装置12における最大出力制限値123の決定方法について説明する。
Next, a method for determining the maximum
まず、図9に示す構成において、出力補償装置11が蓄電池である場合について説明する。
First, the case where the
蓄電池が満充電状態でない場合には、蓄電池は自然エネルギー発電機2からの電力を充電できるので、需給制御装置12では、自然エネルギーの最大出力制限値123は次のように決定される。つまり、自然エネルギーの最大出力制限値123=目標値121+蓄電池の出力変化可能幅、である。
When the storage battery is not fully charged, the storage battery can be charged with electric power from the natural energy generator 2, so the supply /
また、蓄電池が満充電状態である場合には、蓄電池は自然エネルギー発電機2からの電力を充電できないので、需給制御装置12では、自然エネルギーの最大出力制限値123は次のように決定される。つまり、自然エネルギーの最大出力制限値123=目標値121、である。
In addition, when the storage battery is in a fully charged state, the storage battery cannot charge power from the natural energy generator 2, so the supply /
次に、図9に示す構成において、出力補償装置11が内燃力発電機である場合について説明する。
Next, the case where the
当該場合には、需給制御装置12では、自然エネルギーの最大出力制限値123は次のように決定される。つまり、自然エネルギーの最大出力制限値123=min(目標値121−内燃力発電機最低出力値,自然エネルギー現在出力+内燃力発電機単位時間変化量)、である。ここで、前式min(A,B)とは、A,Bのうち、最小のものという意味である。
In this case, in the supply and
自然エネルギー発電機2は、入力された自然エネルギーの最大出力制限値123と、当該入力時における自己の自然エネルギー出力21とを比較する。そして、当該自然エネルギー出力21が入力された自然エネルギーの最大出力制限値123よりも大きい場合には、自然エネルギー発電機2において以下の制御がなされる。
The natural energy generator 2 compares the input maximum
たとえば、自然エネルギー発電機2が風力発電装置である場合には、たとえば風車羽のピッチ角度の調整や運転台数の調整等により、自然エネルギー出力21が減少するように、当該自然エネルギー発電機2が抑制される。また、たとえば、自然エネルギー発電機2が太陽光発電装置の場合には、たとえば運転電圧調整による出力抑制等により、自然エネルギー出力21が減少するように、当該自然エネルギー発電機2が抑制される。
For example, when the natural energy generator 2 is a wind power generator, the natural energy generator 2 is reduced so that the
以上のように本実施の形態2に係わる系統安定化装置1は構成されているので、事前に決定された目標値121よりも合成出力23が大きくなることによる余剰ペナルティー(電力会社より受けるペナルティーであり、図7の領域125)の発生を考慮する必要がなくなる。したがって、系統安定化装置1の構成要素である出力補償装置11の設備容量を小さくすることができる。
As described above, since the
<実施の形態3>
本実施の形態3に係わる系統安定化装置1では、当該系統安定化装置1内部に配設されている出力補償装置11(第1の電源部と把握できる)は、蓄電池と内燃力発電機とから構成されている。つまり、本実施の形態では、自然エネルギー発電機2の出力変動を補償する出力補償装置11として、蓄電池と内燃力発電機とを併用する。その他の構成は、実施の形態1,2(図1,9)と同じである。
<
In the
出力補償装置11は、合成出力23と目標値121との差分を0とするように補償出力22を出力(制御)する。ここで、たとえば図10に示すように、この制御を比例積分制御とし、比例制御を蓄電池112、積分制御を内燃力発電機113に分担させる(もしくは、比例制御を主として蓄電池に、積分制御を主として内燃力発電機に分担させる)。
The
本実施の形態では、出力補償装置11は、蓄電池と内燃力発電機とで構成されている。したがって、たとえば補償出力22の制御が比例積分制御である場合には、上記出力分担を行う(つまり、短時間の応答は蓄電池、長時間の応答は内燃力発電機に分担させる)ことにより、蓄電池の設置コストを抑えることが可能となる(つまり、制御性能を悪化させることなく蓄電池容量を削減することが可能となる)。なぜなら、比例制御を主に蓄電池が分担することにより、当該蓄電池は瞬間的な電力容量は必要であるが、時間的な電力量容量は少なくて済むからである。
In the present embodiment, the
<実施の形態4>
本実施の形態4に係わる系統安定化装置1では、当該系統安定化装置1内部に配設されている出力補償装置11(第1の電源部と把握できる)は、性能の異なる少なくとも2以上の蓄電池から構成されている。その他の構成は、実施の形態1,2(図1,9)と同じである。
<Embodiment 4>
In the
本実施の形態4に係わる出力補償装置11において、電力容量としてx[kW](図11の符号116)、電力量容量としてy[kWh](図11の符号115)が必要となる場合を想定する。さらに、蓄電池としては、電力量容量は小さいが電力容量の大きな蓄電池A(図11の符号114)と、電力量容量の大きな蓄電池B(図11の符号115)が存在し、蓄電池Bは電力容量xを提供すれば、当該蓄電池Bの電力量容量は上記yに対して十分に大きくなる場合を想定する。
In the
当該場合において、もし蓄電池Bだけで出力補償装置11を構成すると、電力量容量には余剰が発生する。したがって、蓄電池Aと蓄電池Bとで電力容量xを満たし、蓄電池Bは電力量容量yを満たすように、性能の異なる蓄電池A,Bを組み合わせる。
In this case, if the
このような組合せを行えば、必要以上に大きな蓄電池Bを構成要素として持つことなく、出力補償装置11を構成することができる。換言すれば、蓄電池の特性(性能)に応じて、短時間の応答と長時間の応答とを切り替えることにより、長時間の応答に必要な蓄電池の容量を削減することが可能となる。したがって、蓄電池の設置コストを抑えることが可能となる。
If such a combination is performed, the
上述の考察から明白なように、電力容量および電力量容量の観点から、本実施の形態に係わる出力補償装置11を、性能の異なる3つ以上の蓄電池を組み合わせて構成することもできる。
As is clear from the above consideration, from the viewpoint of power capacity and power capacity, the
なお、上記各実施の形態において、系統安定化装置1内には、出力補償装置11、需給制御装置12、および予測誤差分析装置13が配設されていた。しかし、系統安定化装置1内に需給制御装置12および予測誤差分析装置13を配設し、系統安定化装置1からの遠隔の場所において出力補償装置11を設置しても良い。この場合、系統安定化装置1と出力補償装置11とは、無線、有線等伝達手段を用いて接続される。
In each of the above embodiments, the
1 系統安定化装置、2 自然エネルギー発電機、3 電力系統、4 自然エネルギー予測装置、5 電力会社、11 出力補償装置、12 需給制御装置、13 予測誤差分析装置、21 自然エネルギー出力、22 補償出力、23 合成出力電力、41 自然エネルギー予測値、112 蓄電池出力、113 内燃力発電機出力、114,115 蓄電池の電力量、116 必要電力値、121 目標値、122 通告電力値、123 (自然エネルギーの)最大出力制限値、124 不足確率、125 余剰確率、126 売電収入期待値カーブ、131 予測誤差分布(予測誤差分析結果)、132 実績分析装置、133 分析結果出力装置、134 出力実績値蓄積装置、135 予測値蓄積装置、136 分析結果蓄積装置、221 出力変化可能幅、1261 売電金額カーブ、1262 不足ペナルティー金額カーブ、1263 余剰ペナルティー金額カーブ、1321 実績分析情報、1341 出力実績値、1351 予測実績値、1361 分析結果蓄積情報。
DESCRIPTION OF
Claims (4)
前記第2の電源部から過去に出力された前記第2の出力電力と、前記過去に予め設定された前記第2の出力電力の予測値とに基づいて、前記予測値の各値毎に、前記予測値に対する前記第2の出力電力の誤差の分布を示す予測誤差分布を生成する予測誤差分析装置と、
前記予測誤差分布と、前記第1の電源部における前記第1の出力電力の制御可能な出力電力範囲である出力変化可能幅とを用いて、前記合成出力電力の目標値を設定する、需給制御装置とを、備えている、
ことを特徴とする系統安定化装置。 The combined output power is a combination of the first output power output from the first power supply unit that is the output compensation device and the second output power output from the second power supply unit that is the natural energy generator. A system stabilizing device capable of making the output value substantially constant,
Based on the second output power output in the past from the second power supply unit and the predicted value of the second output power preset in the past, for each value of the predicted value, A prediction error analysis device that generates a prediction error distribution indicating a distribution of an error of the second output power with respect to the prediction value;
Supply / demand control that sets a target value of the combined output power using the prediction error distribution and an output changeable range that is a controllable output power range of the first output power in the first power supply unit A device,
A system stabilizing device characterized by that.
前記出力補償装置における前記第1の電源部の所定の属性に応じて決定される、前記自然エネルギー発電機における前記第2の出力電力の最大出力制限値を、前記自然エネルギー発電機に対して送信する、
ことを特徴とする請求項1に記載の系統安定化装置。 The supply and demand control device
A maximum output limit value of the second output power in the natural energy generator determined according to a predetermined attribute of the first power supply unit in the output compensation device is transmitted to the natural energy generator. To
The system stabilization apparatus of Claim 1 characterized by the above-mentioned.
電力貯蔵装置と内燃力発電機とから構成されている、
ことを特徴とする請求項1または請求項2に記載の系統安定化装置。 The first power supply unit
It consists of a power storage device and an internal combustion power generator,
The system stabilization apparatus of Claim 1 or Claim 2 characterized by the above-mentioned.
性能の異なる少なくとも2以上の電力貯蔵装置から構成されている、
ことを特徴とする請求項1または請求項2に記載の系統安定化装置。
The first power supply unit
Consists of at least two or more power storage devices with different performance,
The system stabilization apparatus of Claim 1 or Claim 2 characterized by the above-mentioned.
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