JP5402566B2 - マイクログリッドの需給制御装置およびマイクログリッドの需給制御方法 - Google Patents
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Description
本発明は、マイクログリッドの需給制御装置およびマイクログリッドの需給制御方法に関する。
電力系統においては、負荷と発電のバランス（需給バランス）が崩れると周波数変動が生じる。そのため、負荷変動の変動周期に応じた各種周波数制御によって、時々刻々変化する負荷と発電を常にバランスさせるように内燃力発電設備の発電機の出力増減調整を実施している。
負荷変動の変動周期に応じて、変動周期が１分程度の負荷変動に対しては、発電機の回転数をガバナフリー運転することにより制御を行う。
変動周期が２０分程度の負荷変動に対しては、負荷周波数制御（ＬＦＣ： Ｌｏａｄ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ）により制御を行う。
変動周期が２０分程度の負荷変動に対しては、負荷周波数制御（ＬＦＣ： Ｌｏａｄ Ｆｒｅｑｕｅｎｃｙ Ｃｏｎｔｒｏｌ）により制御を行う。
変動周期が６０分程度の変動に対しては、経済負荷配分制御（ＥＤＣ： Ｅｃｏｎｏｍｉｃ Ｄｉｓｐａｔｃｈｉｎｇ Ｃｏｎｔｒｏｌ）で上下限制約、出力変化率制約などの発電機の特性を考慮した上で経済性を考慮した制御を行う。
近年、太陽光発電設備や風力発電設備などの再生可能エネルギを利用した発電設備（以下、再生可能エネルギ利用発電設備と記す）を含むマイクログリッドの開発が増加している。
太陽光発電設備や風力発電設備などの再生可能エネルギを利用した発電設備は、日射量、風速などの自然条件に応じて時々刻々と出力が変動するため、特に電力過疎地域や離島など、脆弱な電力系統では系統の周波数や電圧の変動が生じ、運用上の技術的課題となることが想定される。
これに対し例えば、太陽光発電設備や風力発電設備などの再生可能エネルギを利用した発電設備による出力変動を、電力貯蔵装置に充放電を行わせることで、ローカルに電力系統を安定化させる電力安定化装置として非特許文献１があげられる。
株式会社オーム社、２００８年１１月１２日発行、「ＯＨＭ」、第９５巻、第１１号、Ｐ３７〜４２、「風力発電用電力安定化装置の開発」。
しかしながら、上述の非特許文献１の電力安定化装置はローカル制御であり、広範囲な周波数補償はできていなかった。
本発明の目的は、電力過疎地域や離島などのマイクログリッドの周波数の安定性を向上させることが可能なマイクログリッドの需給制御技術を提供することにある。
本発明の目的は、電力過疎地域や離島などのマイクログリッドの周波数の安定性を向上させることが可能なマイクログリッドの需給制御技術を提供することにある。
本発明の第１の観点は、内燃力発電設備と、再生可能エネルギ利用発電設備と、電力貯
蔵装置と、電力を消費する負荷と、を含むマイクログリッドの需給制御装置において、
気象予報値および需要実績から、長期需要予測値および短期需要予測値を演算する予測手段と、
前記長期需要予測値から、前記内燃力発電設備の起動・停止状態、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の蓄電出力を演算する需給計画手段と、
前記短期需要予測値から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する経済負荷配分制御手段と、
前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力、系統周波数、および外部の電力系統との連系線潮流から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する負荷周波数制御手段と、
を備えるマイクログリッドの需給制御装置を提供する。
蔵装置と、電力を消費する負荷と、を含むマイクログリッドの需給制御装置において、
気象予報値および需要実績から、長期需要予測値および短期需要予測値を演算する予測手段と、
前記長期需要予測値から、前記内燃力発電設備の起動・停止状態、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の蓄電出力を演算する需給計画手段と、
前記短期需要予測値から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する経済負荷配分制御手段と、
前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力、系統周波数、および外部の電力系統との連系線潮流から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する負荷周波数制御手段と、
を備えるマイクログリッドの需給制御装置を提供する。
本発明の第２の観点は、内燃力発電設備と、再生可能エネルギ利用発電設備と、電力貯蔵装置と、電力を消費する負荷と、を含むマイクログリッドの需給制御方法において、
気象予報値および需要実績から、長期需要予測値および短期需要予測値を演算する予測ステップと、
前記長期需要予測値から、前記内燃力発電設備の起動・停止状態、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の蓄電出力を演算する需給計画ステップと、
前記短期需要予測値から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する経済負荷配分制御ステップと、
前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力、系統周波数、および外部の電力系統との連系線潮流から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する負荷周波数制御ステップと、
を含むマイクログリッドの需給制御方法を提供する。
気象予報値および需要実績から、長期需要予測値および短期需要予測値を演算する予測ステップと、
前記長期需要予測値から、前記内燃力発電設備の起動・停止状態、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の蓄電出力を演算する需給計画ステップと、
前記短期需要予測値から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する経済負荷配分制御ステップと、
前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力、系統周波数、および外部の電力系統との連系線潮流から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する負荷周波数制御ステップと、
を含むマイクログリッドの需給制御方法を提供する。
本発明によれば、電力過疎地域や離島などのマイクログリッドの周波数の安定性を向上させることが可能なマイクログリッドの需給制御技術を提供することができる。
以下、図面を参照しながら、本発明の実施の形態について詳細に説明する。
図１は、本発明の一実施の形態であるマイクログリッドの需給制御方法を実施するマイクログリッドの需給制御装置の構成の一例を示す概念図である。
図１は、本発明の一実施の形態であるマイクログリッドの需給制御方法を実施するマイクログリッドの需給制御装置の構成の一例を示す概念図である。
この図１に例示されるように、本実施の形態のマイクログリッド１００は、送電網１１０と、これに接続される複数の負荷１２０、内燃力発電設備１３０、電力貯蔵装置１４０、再生可能エネルギ利用発電設備１５０で構成されている。
本実施の形態のマイクログリッド１００は、例えば、離島や、特定地域等に設定される比較的小規模な電力網である。
そして、マイクログリッド１００の送電網１１０には、外部の他のマイクログリッドや、商用電力網等の外部電力系統１８０が、連携線１１１を介して接続されており、必要に応じて、外部電力系統１８０から電力の融通を受けることが可能になっている。
そして、マイクログリッド１００の送電網１１０には、外部の他のマイクログリッドや、商用電力網等の外部電力系統１８０が、連携線１１１を介して接続されており、必要に応じて、外部電力系統１８０から電力の融通を受けることが可能になっている。
電力貯蔵装置１４０は、例えば、充放電可能な二次電池やキャパシタで構成される。本実施の形態では、一例として二次電池で構成されるものとする。
再生可能エネルギ利用発電設備１５０は、例えば、太陽光発電設備や風力発電設備などの再生可能エネルギを利用した発電設備である。
再生可能エネルギ利用発電設備１５０は、例えば、太陽光発電設備や風力発電設備などの再生可能エネルギを利用した発電設備である。
この再生可能エネルギ利用発電設備１５０の出力は、天候や季節等に影響されて変動するため、電力貯蔵装置１４０に対する充電、放電を行って出力を可能な限り平準化するとともに、必要に応じて内燃力発電設備１３０を起動して補うことにより、負荷１２０による電力需要と、再生可能エネルギ利用発電設備１５０等の出力との需給バランスを保つ必要がある。
そこで、本実施の形態の場合には、再生可能エネルギ利用発電設備１５０の出力の変動や、負荷１２０の消費電力の変動に応じて、マイクログリッド１００の平常の基準周波数ｆ０（例えば、５０Ｈｚまたは６０Ｈｚ）を可能な限り変化させることなく、内燃力発電設備１３０および電力貯蔵装置１４０の動作を制御するために、マイクログリッド需給制御システム２００が設けられている。
このマイクログリッド需給制御システム２００は、予測機能部２１０、需給計画部２２０、経済負荷配分制御部２３０、負荷周波数制御部２４０、実績データベース２５０、を備えている。
マイクログリッド需給制御システム２００は、例えば、コンピュータシステムで構成され、予測機能部２１０〜経済負荷配分制御部２３０、および負荷周波数制御部２４０の一部の機能は、コンピュータシステムの図示しないマイクロプロセッサ等で実行されるソフトウェアで実現される。また、負荷周波数制御部２４０の他の一部の機能は、コントローラ等のハードウェア回路で構成することができる。
また、実績データベース２５０は、マイクログリッド需給制御システム２００の内部に設けられた記憶装置、または、マイクログリッド需給制御システム２００の外部に設けられた専用のデータベースシステム等で構成することができる。
マイクログリッド需給制御システム２００の負荷周波数制御部２４０には、送電網１１０に接続された周波数検出器１６０で測定された当該送電網１１０の系統周波数ｆが入力される。
同様に、連携線１１１には、有効電力演算器１７０が設けられ、測定結果である連系線潮流ΔＰＴがマイクログリッド需給制御システム２００に入力される。
図２は、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システムにおける需給制御機能の構成例を示すブロック図である。
図２は、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システムにおける需給制御機能の構成例を示すブロック図である。
図２に例示されるように、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システム２００では、マイクログリッド需給制御機能は、予測機能部２１０、需給計画部２２０、経済負荷配分制御部２３０、負荷周波数制御部２４０で構成されている。
予測機能部２１０は、気象予報値２１１、需要実績２５１から長期需要予測値２１２、短期需要予測値２１３を演算する。
需給計画部２２０は、長期需要予測値２１２から内燃力発電設備１３０の起動・停止状態である内燃力発電機起動・停止状態２２３、内燃力発電設備の出力である内燃力発電機出力２２１、電力貯蔵装置１４０の蓄電池出力２２２を演算する。
需給計画部２２０は、長期需要予測値２１２から内燃力発電設備１３０の起動・停止状態である内燃力発電機起動・停止状態２２３、内燃力発電設備の出力である内燃力発電機出力２２１、電力貯蔵装置１４０の蓄電池出力２２２を演算する。
経済負荷配分制御部２３０は、需給計画部２２０から得られる内燃力発電機起動・停止状態２２３、内燃力発電機出力２２１、蓄電池出力２２２と、予測機能部２１０から得られる短期需要予測値２１３に基づいて、内燃力発電設備の出力である内燃力発電機出力２３１、電力貯蔵装置１４０の蓄電池出力２３２を演算する。
負荷周波数制御部２４０は、経済負荷配分制御部２３０から得られる内燃力発電機出力２３１、蓄電池出力２３２と、系統周波数ｆ、外部電力系統１８０との連携線１１１から得られる連系線潮流ΔＰＴから、内燃力発電設備１３０の出力である内燃力発電機出力２４１、電力貯蔵装置１４０の蓄電池出力２４２を演算して、内燃力発電設備１３０および電力貯蔵装置１４０の動作を制御する。
図３Ａは、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システムを構成する予測機能部の構成および作用の一例を説明する概念図である。
図３Ｂおよび図３Ｃは、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システムを構成する予測機能部の作用の一例を説明するグラフである。
図３Ｂおよび図３Ｃは、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システムを構成する予測機能部の作用の一例を説明するグラフである。
図３Ｂ、図３Ｃを参照して、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システム２００における予測機能部２１０によって、気象予報値２１１、需要実績２５１から演算された長期需要予測値２１２、短期需要予測値２１３の一例を示す。
図３Ｂにおける長期需要予測値２１２の例は、現在を起点とし未来２４時間先まで３０分刻みの需要予測値を表す。
図３Ｃにおける短期需要予測値２１３の例は、現在を起点とし未来１５分先まで１分刻みの需要予測値を表す。
図３Ｃにおける短期需要予測値２１３の例は、現在を起点とし未来１５分先まで１分刻みの需要予測値を表す。
図４は、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システムを構成する需給計画部の作用の一例を説明する概念図である。
図４では、需給計画部２２０が、長期需要予測値２１２から内燃力発電設備の起動・停止状態である内燃力発電機起動・停止状態２２３、内燃力発電設備の出力である内燃力発電機出力２２１、電力貯蔵装置１４０の蓄電池出力２２２を演算する例を示している。
図４では、需給計画部２２０が、長期需要予測値２１２から内燃力発電設備の起動・停止状態である内燃力発電機起動・停止状態２２３、内燃力発電設備の出力である内燃力発電機出力２２１、電力貯蔵装置１４０の蓄電池出力２２２を演算する例を示している。
需給計画部２２０は内燃力発電機出力上下限制約（すなわち、内燃力発電機出力上限制約３１１、内燃力発電機出力下限制約３１２）、内燃力発電機出力変化率制約３２０、蓄電池出力上下限制約（すなわち、蓄電池出力上限制約３３１、蓄電池出力下限制約３３２）、蓄電池出力変化率制約３４０、蓄電池電力量上下限制約（蓄電量制約、すなわち、蓄
電池電力量上限制約３５１、蓄電池電力量下限制約３５２）、需給バランス制約３６０の制約条件のもと、内燃力発電設備１３０の燃料費と起動費を最小化する演算を行う。
電池電力量上限制約３５１、蓄電池電力量下限制約３５２）、需給バランス制約３６０の制約条件のもと、内燃力発電設備１３０の燃料費と起動費を最小化する演算を行う。
すなわち、一例として、需給計画部２２０は、以下の式（１）および式（２）に例示される目的関数Ｆにて、燃料費と起動費を最小化する演算を行う。
Ｆ（ｔ）：時刻ｔの燃料費
Ｃｋ：内燃力発電機ｋの起動費
δｋ：内燃力発電機ｋの起動の有無
Ｍ：評価区間（時間）
Ｎ：内燃力，蓄電池の総台数
ａｋ，ｂｋ，ｃｋ：コスト係数
Ｐｋ（ｔ）：時刻ｔでの内燃力出力（内燃力発電機出力２２１），蓄電池出力（蓄電池出力２２２）
である。
また、制約条件として、一例として、以下の式（３）〜式（６）で示される制約がある。
式（３）は、Ｐｋ（ｔ）に関する内燃力・蓄電池出力上下限制約（すなわち、内燃力発電機出力上限制約３１１、内燃力発電機出力下限制約３１２）を示している。
式（３）は、Ｐｋ（ｔ）に関する内燃力・蓄電池出力上下限制約（すなわち、内燃力発電機出力上限制約３１１、内燃力発電機出力下限制約３１２）を示している。
Ｐｋ_L：内燃力，蓄電池出力の下限制約値
Ｐｋ_U：内燃力，蓄電池出力の上限制約値
である。
式（４）は、内燃力・蓄電池出力変化率制約（内燃力発電機出力変化率制約３２０、蓄電池出力変化率制約３４０）を示している。
ΔＰｋ（ｔ） ：時刻ｔの内燃力・蓄電池出力変化率
ΔＰｋ_L：内燃力・蓄電池出力変化率の下限制約値
ΔＰｋ_U：内燃力・蓄電池出力変化率の上限制約値
である。
式（５）は、電池電力量制約を示している。
Ｗｋ（ｔ）：時刻ｔの蓄電池電力量
Ｗｋ_L：蓄電池電力量の下限制約値
Ｗｋ_U：蓄電池電力量の上限制約値
Ｗ0ｋ：蓄電池電力量の初期値
である。
式（６）は、需給バランスの制約を示している。
ＰＬ（ｔ）：時刻ｔでの総負荷
である。
なお、上述の式（１）の目的関数Ｆによる燃料費と起動費を最小化する問題の求解としては、例えば、数理手法，メタヒューリスティク手法を用いることができる。具体的には、分枝限定法，遺伝的アルゴリズム（GA）とその改良手法、シミュレーティッドアニーリング（SA）とその改良手法、タブサーチ（以下TSと記す）とその改良手法およびParticle
Swarm Optimization（以下PSOと記す）とその改良手法などが用いることができる。
Swarm Optimization（以下PSOと記す）とその改良手法などが用いることができる。
図５は、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システムを構成する経済負荷配分制御部の作用の一例を説明する概念図である。
図５に例示されるように、本実施の形態の経済負荷配分制御部２３０は、予測機能部２１０から得られる短期需要予測値２１３と、需給計画部２２０から得られる内燃力発電機出力２２１、蓄電池出力２２２、内燃力発電機起動・停止状態２２３と、から内燃力発電設備の出力（内燃力発電機出力２３１）、電力貯蔵装置の蓄電池出力２３２を演算する。
図５に例示されるように、本実施の形態の経済負荷配分制御部２３０は、予測機能部２１０から得られる短期需要予測値２１３と、需給計画部２２０から得られる内燃力発電機出力２２１、蓄電池出力２２２、内燃力発電機起動・停止状態２２３と、から内燃力発電設備の出力（内燃力発電機出力２３１）、電力貯蔵装置の蓄電池出力２３２を演算する。
すなわち、本実施の形態の場合、一例として、経済負荷配分制御部２３０は、内燃力発電機出力上下限制約（内燃力発電機出力上限制約３１１、内燃力発電機出力下限制約３１２）、内燃力発電機出力変化率制約３２０、蓄電池出力上下限制約（蓄電池出力上限制約３３１、蓄電池出力下限制約３３２）、蓄電池出力変化率制約３４０、蓄電池電力量上下限制約（蓄電量制約：蓄電池電力量上限制約３５１、蓄電池電力量下限制約３５２）、需給バランス制約３６０の制約条件のもと、内燃力発電設備１３０の燃料費を最小化する。
本実施の形態の場合、経済負荷配分制御部２３０は、一例として、以下の式（７）に例示される目的関数Ｆを用いて内燃力発電設備１３０の燃料費を最小化する。
なお、この式（７）は、上述の式（１）における内燃力発電設備１３０の起動費に関する第２項を省略したものであり、制約条件等は、式（１）の場合と同様である。
なお、この式（７）は、上述の式（１）における内燃力発電設備１３０の起動費に関する第２項を省略したものであり、制約条件等は、式（１）の場合と同様である。
図６は、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システムを構成する負荷周波数制御部の構成例をさらに詳細に例示したブロック図である。
図６に例示されるように、本実施の形態の負荷周波数制御部２４０は、経済負荷配分制御部２３０から得られる内燃力発電機出力２３１および蓄電池出力２３２と、周波数検出器１６０から得られる系統周波数ｆと、外部電力系統１８０との連系線潮流ΔＰＴと、に基づいて、内燃力発電設備の出力（内燃力発電機出力２４１）、電力貯蔵装置１４０の蓄電池出力２４２を制御する。
図６に例示されるように、本実施の形態の負荷周波数制御部２４０は、経済負荷配分制御部２３０から得られる内燃力発電機出力２３１および蓄電池出力２３２と、周波数検出器１６０から得られる系統周波数ｆと、外部電力系統１８０との連系線潮流ΔＰＴと、に基づいて、内燃力発電設備の出力（内燃力発電機出力２４１）、電力貯蔵装置１４０の蓄電池出力２４２を制御する。
すなわち、本実施の形態の負荷周波数制御部２４０は、系統周波数判定機能２４３、ＬＰＦ（ローパスフィルタ）２４４ａ、ＬＰＦ２４４ｂ、加算器２４５ａ、加算器２４５ｂ、加算器２４５ｃ、不感帯設定器２４６ａ、不感帯設定器２４６ｂ、系統定数器２４６ｃ、リミッタ付きＰＩ制御器２４７、負荷周波数制御出力配分器２４８（ＫＧ１，・・・ＫＧＮ、およびＫＢ１，・・，ＫＢＮ）、変化率リミッタ２４９から構成される。
基準周波数ｆ０の入力経路には、加算器２４５ａ、不感帯設定器２４６ａ、系統定数器２４６ｃ、加算器２４５ｂが配置され、加算器２４５ｂの出力が、リミッタ付きＰＩ制御器２４７への入力となっている。
系統定数器２４６ｃには、不感帯設定器２４６ａからの出力に乗算される系統定数（Ｋ）が設定される。
そして、基準周波数ｆ０は、加算器２４５ａの加算入力となり、系統定数器２４６ｃの出力が加算器２４５ｂの減算入力となっている。
そして、基準周波数ｆ０は、加算器２４５ａの加算入力となり、系統定数器２４６ｃの出力が加算器２４５ｂの減算入力となっている。
系統周波数ｆの入力経路には、ＬＰＦ２４４ａ、系統周波数判定機能２４３、が配置され、系統周波数判定機能２４３のＬＦＣ常時制御出力２４３ａが、加算器２４５ａの減算入力となっている。
系統周波数判定機能２４３は、周波数−継続時間定義テーブル２４３ｔを備えており、入力される系統周波数ｆを、周波数−継続時間定義テーブル２４３ｔで判別することにより、ＬＦＣ常時制御出力２４３ａ、風力／太陽光発電出力抑制２４３ｂ、風力／太陽光発電解列２４３ｃ、負荷出力抑制２４３ｄ、負荷遮断２４３ｅを出力する判定機能を備えている。
連系線潮流ΔＰＴの入力経路には、ＬＰＦ２４４ａ、不感帯設定器２４６ｂが設けられ、不感帯設定器２４６ｂの出力が、加算器２４５ｂの加算入力となっている。
リミッタ付きＰＩ制御器２４７の出力側には、内燃力発電設備１３０の数（Ｇ１〜ＧＮ）と、電力貯蔵装置１４０の数（Ｂ１〜ＢＮ）の数だけ、負荷周波数制御出力配分器２４８、変化率リミッタ２４９、加算器２４５ｃが並列に接続されている。
リミッタ付きＰＩ制御器２４７の出力側には、内燃力発電設備１３０の数（Ｇ１〜ＧＮ）と、電力貯蔵装置１４０の数（Ｂ１〜ＢＮ）の数だけ、負荷周波数制御出力配分器２４８、変化率リミッタ２４９、加算器２４５ｃが並列に接続されている。
変化率リミッタ２４９の各々の出力は、加算器２４５ｃにおける加算入力となっている。
そして、負荷周波数制御出力配分器２４８の各々には、対応する内燃力発電設備１３０および電力貯蔵装置１４０の各々の内燃力発電機出力２３１および蓄電池出力２３２が接続され、同様に、加算器２４５ｃには、対応する内燃力発電機出力２３１および蓄電池出力２３２が加算入力として接続されている。
そして、負荷周波数制御出力配分器２４８の各々には、対応する内燃力発電設備１３０および電力貯蔵装置１４０の各々の内燃力発電機出力２３１および蓄電池出力２３２が接続され、同様に、加算器２４５ｃには、対応する内燃力発電機出力２３１および蓄電池出力２３２が加算入力として接続されている。
そして、負荷周波数制御部２４０において、系統周波数判定機能２４３は、基準周波数ｆ０に対して、系統周波数ｆが所定の変動範囲の場合には、ＬＦＣ常時制御出力２４３ａを加算器２４５ａに出力し、偏差が不感帯を逸脱する大きさになると、系統定数器２４６ｃを介して加算器２４５ｂに減算入力され、連系線潮流ΔＰＴ側の加算入力の和がリミッタ付きＰＩ制御器２４７に入力される。
リミッタ付きＰＩ制御器２４７は、比例・積分制御によって、個々の負荷周波数制御出力配分器２４８による内燃力発電機出力２３１および蓄電池出力２３２の配分率を制御する。
これにより、変化率リミッタ２４９によって変化の上限および下限が既定される範囲で、個々の内燃力発電設備１３０および電力貯蔵装置１４０の各々に対応して設けられた負荷設定器Ｇ１〜ＧＮおよび負荷設定器Ｂ１〜ＢＮの各々に対して、内燃力発電機出力２４１および蓄電池出力２４２を出力することで、個々の内燃力発電設備１３０および電力貯蔵装置１４０の動作を、が基準周波数ｆ０からの系統周波数ｆの逸脱量が所定の許容範囲に収まるように制御する。
また、系統周波数判定機能２４３は、系統周波数ｆが基準周波数ｆ０から所定の継続時間以上にわたって許容範囲を逸脱して変化した場合には、周波数−継続時間定義テーブル２４３ｔに基づいて、風力／太陽光発電出力抑制２４３ｂ、風力／太陽光発電解列２４３ｃ、負荷出力抑制２４３ｄ、負荷遮断２４３ｅの各制御を行う。
以下、本実施の形態のマイクログリッド１００を制御するマイクログリッド需給制御システム２００の作用を説明する。
図２に例示されるように、まず、予測機能部２１０は、実績データベース２５０から読み出される過去の需要実績２５１および気象予報値２１１等の情報に基づいて、長期需要予測値２１２および短期需要予測値２１３を、需給計画部２２０および経済負荷配分制御部２３０に出力する。
図２に例示されるように、まず、予測機能部２１０は、実績データベース２５０から読み出される過去の需要実績２５１および気象予報値２１１等の情報に基づいて、長期需要予測値２１２および短期需要予測値２１３を、需給計画部２２０および経済負荷配分制御部２３０に出力する。
需給計画部２２０では、長期需要予測値２１２に基づいて内燃力発電機出力２２１、蓄電池出力２２２、内燃力発電機起動・停止状態２２３の情報を経済負荷配分制御部２３０に出力する。
経済負荷配分制御部２３０は、予測機能部２１０から得られる短期需要予測値２１３と、需給計画部２２０から得られた内燃力発電機出力２２１、蓄電池出力２２２、内燃力発電機起動・停止状態２２３に基づいて、内燃力発電機出力２３１および蓄電池出力２３２の情報を負荷周波数制御部２４０に出力する。
負荷周波数制御部２４０は、経済負荷配分制御部２３０から得られる内燃力発電機出力２３１および蓄電池出力２３２に対して、マイクログリッド１００の現在の系統周波数ｆと、外部電力系統１８０の連系線潮流ΔＰＴに基づいて、マイクログリッド１００の系統周波数ｆの変動を所定の範囲に抑制して安定させつつ、内燃力発電設備１３０、電力貯蔵
装置１４０および再生可能エネルギ利用発電設備１５０と、負荷１２０との需給バランスを制御する。
装置１４０および再生可能エネルギ利用発電設備１５０と、負荷１２０との需給バランスを制御する。
図７は、本実施の形態のマイクログリッド需給制御システムにおける負荷周波数制御部における系統周波数判定機能の制御領域の一例を示す制御領域マップである。
すなわち、負荷周波数制御部２４０おいて、系統周波数判定機能２４３は、周波数−継続時間定義テーブル２４３ｔに基づいて、マイクログリッド１００の系統周波数ｆの基準周波数ｆ０に対する変動が所定の小さな範囲では、リミッタ付きＰＩ制御器２４７の制御系列により、負荷設定器Ｇ１〜ＧＮおよび負荷設定器Ｂ１〜ＢＮの各々に対する内燃力発電機出力２４１および蓄電池出力２４２の出力を制御する。
すなわち、負荷周波数制御部２４０おいて、系統周波数判定機能２４３は、周波数−継続時間定義テーブル２４３ｔに基づいて、マイクログリッド１００の系統周波数ｆの基準周波数ｆ０に対する変動が所定の小さな範囲では、リミッタ付きＰＩ制御器２４７の制御系列により、負荷設定器Ｇ１〜ＧＮおよび負荷設定器Ｂ１〜ＢＮの各々に対する内燃力発電機出力２４１および蓄電池出力２４２の出力を制御する。
これが、図７の負荷周波数常時制御（領域I）である。
また、系統周波数判定機能２４３は、周波数−継続時間定義テーブル２４３ｔに基づいて、系統周波数ｆが、上述の領域Iよりも所定の継続時間以上および所定値以上増大側に変動した場合には、風力／太陽光発電出力抑制２４３ｂを再生可能エネルギ利用発電設備１５０に出力して、太陽光発電設備や風力発電設備などの再生可能エネルギを利用した発電設備の出力抑制を行う（領域IIＯ）。
また、系統周波数判定機能２４３は、周波数−継続時間定義テーブル２４３ｔに基づいて、系統周波数ｆが、上述の領域Iよりも所定の継続時間以上および所定値以上増大側に変動した場合には、風力／太陽光発電出力抑制２４３ｂを再生可能エネルギ利用発電設備１５０に出力して、太陽光発電設備や風力発電設備などの再生可能エネルギを利用した発電設備の出力抑制を行う（領域IIＯ）。
また、系統周波数判定機能２４３は、領域IIＯよりもさらに、系統周波数ｆが、所定の継続時間以上および所定値以上増大側に変動した場合には、再生可能エネルギ利用発電設備１５０に対して風力／太陽光発電解列２４３ｃを出力し、太陽光発電設備や風力発電設備などの再生可能エネルギを利用した発電設備のマイクログリッド１００からの解列を行う（領域IIIＯ）。
また、系統周波数判定機能２４３は、周波数−継続時間定義テーブル２４３ｔに基づいて、系統周波数ｆが、上述の領域Iよりも所定の継続時間以上および所定値以上減少側に変動した場合には、負荷１２０に対して負荷出力抑制２４３ｄを出力することにより、負荷出力抑制を行う（領域IIＵ）。
また、系統周波数判定機能２４３は、系統周波数ｆが、領域IIＵよりもさらに所定の継続時間以上および所定値以上減少側に変動した場合には、負荷１２０に対して負荷遮断２４３ｅを出力して、負荷１２０をマイクログリッド１００から切り離す負荷遮断（領域IIIＵ）を行う。
このように、本実施の形態の場合には、例えば、電力過疎地域や離島などのマイクログリッド１００において、周波数の安定性を向上させつつ、マイクログリッドの需給制御を実現できる、という効果が得られる。
すなわち、本実施の形態によれば、内燃力発電設備１３０と、太陽光発電設備や風力発電設備などの再生可能エネルギを利用した再生可能エネルギ利用発電設備１５０、電力貯蔵装置１４０で構成されるマイクログリッド１００において、太陽光発電設備における日射量変動、風力発電設備における風速変動等による出力変動に対してマイクログリッド１００の周波数を安定化し、電力品質を向上させることが可能となる。
換言すれば、周波数変動等の電力品質の低下を懸念することなく、マイクログリッド１００に対する再生可能エネルギ利用発電設備１５０の接続数を増やして、自然エネルギ等の再生可能エネルギを利用した発電の割合を大きくすることにより、発電コストを引き下げることが可能になる。
なお、本発明は、上述の実施の形態に例示した構成に限らず、その趣旨を逸脱しない範
囲で種々変更可能であることは言うまでもない。
例えば、再生可能エネルギとしては、太陽光や風力に限らず、廃棄物やバイオマス等の燃焼エネルギ等も含むことができる。
囲で種々変更可能であることは言うまでもない。
例えば、再生可能エネルギとしては、太陽光や風力に限らず、廃棄物やバイオマス等の燃焼エネルギ等も含むことができる。
１００ マイクログリッド
１１０ 送電網
１１１ 連携線
１２０ 負荷
１３０ 内燃力発電設備
１４０ 電力貯蔵装置
１５０ 再生可能エネルギ利用発電設備
１６０ 周波数検出器
１７０ 有効電力演算器
１８０ 外部電力系統
２００ マイクログリッド需給制御システム
２１０ 予測機能部
２１１ 気象予報値
２１２ 長期需要予測値
２１３ 短期需要予測値
２２０ 需給計画部
２２１ 内燃力発電機出力
２２２ 蓄電池出力
２２３ 内燃力発電機起動・停止状態
２３０ 経済負荷配分制御部
２３１ 内燃力発電機出力
２３２ 蓄電池出力
２４０ 負荷周波数制御部
２４１ 内燃力発電機出力
２４２ 蓄電池出力
２４３ 系統周波数判定機能
２４３ａ ＬＦＣ常時制御出力
２４３ｂ 風力／太陽光発電出力抑制
２４３ｃ 風力／太陽光発電解列
２４３ｄ 負荷出力抑制
２４３ｅ 負荷遮断
２４３ｔ 周波数−継続時間定義テーブル
２４４ａ ＬＰＦ
２４４ｂ ＬＰＦ
２４５ａ 加算器
２４５ｂ 加算器
２４５ｃ 加算器
２４６ａ 不感帯設定器
２４６ｂ 不感帯設定器
２４６ｃ 系統定数器
２４７ リミッタ付きＰＩ制御器
２４８ 負荷周波数制御出力配分器
２４９ 変化率リミッタ
２５０ 実績データベース
２５１ 需要実績
３１１ 内燃力発電機出力上限制約
３１２ 内燃力発電機出力下限制約
３２０ 内燃力発電機出力変化率制約
３３１ 蓄電池出力上限制約
３３２ 蓄電池出力下限制約
３４０ 蓄電池出力変化率制約
３５１ 蓄電池電力量上限制約
３５２ 蓄電池電力量下限制約
３６０ 需給バランス制約
ｆ 系統周波数
ｆ０ 基準周波数
ΔＰＴ 連系線潮流
１１０ 送電網
１１１ 連携線
１２０ 負荷
１３０ 内燃力発電設備
１４０ 電力貯蔵装置
１５０ 再生可能エネルギ利用発電設備
１６０ 周波数検出器
１７０ 有効電力演算器
１８０ 外部電力系統
２００ マイクログリッド需給制御システム
２１０ 予測機能部
２１１ 気象予報値
２１２ 長期需要予測値
２１３ 短期需要予測値
２２０ 需給計画部
２２１ 内燃力発電機出力
２２２ 蓄電池出力
２２３ 内燃力発電機起動・停止状態
２３０ 経済負荷配分制御部
２３１ 内燃力発電機出力
２３２ 蓄電池出力
２４０ 負荷周波数制御部
２４１ 内燃力発電機出力
２４２ 蓄電池出力
２４３ 系統周波数判定機能
２４３ａ ＬＦＣ常時制御出力
２４３ｂ 風力／太陽光発電出力抑制
２４３ｃ 風力／太陽光発電解列
２４３ｄ 負荷出力抑制
２４３ｅ 負荷遮断
２４３ｔ 周波数−継続時間定義テーブル
２４４ａ ＬＰＦ
２４４ｂ ＬＰＦ
２４５ａ 加算器
２４５ｂ 加算器
２４５ｃ 加算器
２４６ａ 不感帯設定器
２４６ｂ 不感帯設定器
２４６ｃ 系統定数器
２４７ リミッタ付きＰＩ制御器
２４８ 負荷周波数制御出力配分器
２４９ 変化率リミッタ
２５０ 実績データベース
２５１ 需要実績
３１１ 内燃力発電機出力上限制約
３１２ 内燃力発電機出力下限制約
３２０ 内燃力発電機出力変化率制約
３３１ 蓄電池出力上限制約
３３２ 蓄電池出力下限制約
３４０ 蓄電池出力変化率制約
３５１ 蓄電池電力量上限制約
３５２ 蓄電池電力量下限制約
３６０ 需給バランス制約
ｆ 系統周波数
ｆ０ 基準周波数
ΔＰＴ 連系線潮流
Claims (9)
- 内燃力発電設備と、再生可能エネルギ利用発電設備と、電力貯蔵装置と、電力を消費する負荷と、を含むマイクログリッドの需給制御装置において、
気象予報値および需要実績から、長期需要予測値および短期需要予測値を演算する予測手段と、
前記長期需要予測値から、前記内燃力発電設備の起動・停止状態、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の蓄電出力を演算する需給計画手段と、
前記短期需要予測値から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する経済負荷配分制御手段と、
前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力、系統周波数、および外部の電力系統との連系線潮流から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する負荷周波数制御手段と、
を備えることを特徴とするマイクログリッドの需給制御装置。 - 請求項１記載のマイクログリッドの需給制御装置において、
前記需給計画手段は、目的関数として前記内燃力発電設備の燃料費および起動費を用い、
前記目的関数の制約条件として、
前記内燃力発電設備の前記出力の上限制約および下限制約、
前記内燃力発電設備の前記出力の変化率制約、
前記電力貯蔵装置の前記出力の上限制約および下限制約、
前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の変化率制約、
前記電力貯蔵装置の蓄電量の上限制約および下限制約、
前記内燃力発電設備の前記出力および前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の和と前記負荷との需給バランス制約、
を用いることを特徴とするマイクログリッドの需給制御装置。 - 請求項１記載のマイクログリッドの需給制御装置において、
前記経済負荷配分制御手段の目的関数に前記内燃力発電設備の燃料費を用い、
制約条件に前記内燃力発電設備の前記出力の上限制約および下限制約、
前記内燃力発電設備の前記出力の変化率制約、
前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の上限制約および下限制約、
前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の変化率制約、
前記電力貯蔵装置の蓄電量の上限制約および下限制約、
前記内燃力発電設備の前記出力および前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の和と前記負荷との需給バランス制約、
を用いることを特徴とするマイクログリッドの需給制御装置。 - 請求項１記載のマイクログリッドの需給制御装置において、
前記負荷周波数制御手段は、系統周波数判定手段と、ＰＩ（比例・積分）制御手段を含むことを特徴とするマイクログリッドの需給制御装置。 - 請求項４記載のマイクログリッドの需給制御装置において、
前記系統周波数判定手段は、系統周波数と、予め決められた前記系統周波数と継続時間の関係を定義したテーブルとから、前記再生可能エネルギ利用発電設備の出力抑制、前記再生可能エネルギ利用発電設備の解列、負荷出力抑制、負荷遮断を判別することを特徴とするマイクログリッドの需給制御装置。 - 内燃力発電設備と、再生可能エネルギ利用発電設備と、電力貯蔵装置と、電力を消費す
る負荷と、を含むマイクログリッドの需給制御方法において、
気象予報値および需要実績から、長期需要予測値および短期需要予測値を演算する予測ステップと、
前記長期需要予測値から、前記内燃力発電設備の起動・停止状態、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の蓄電出力を演算する需給計画ステップと、
前記短期需要予測値から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する経済負荷配分制御ステップと、
前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力、系統周波数、および外部の電力系統との連系線潮流から、前記内燃力発電設備の出力、前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力を演算する負荷周波数制御ステップと、
を含むことを特徴とするマイクログリッドの需給制御方法。 - 請求項６記載のマイクログリッドの需給制御方法において、
前記需給計画ステップでは目的関数として前記内燃力発電設備の燃料費および起動費を用い、
前記目的関数の制約条件として、
前記内燃力発電設備の前記出力の上限制約および下限制約、
前記内燃力発電設備の前記出力の変化率制約、
前記電力貯蔵装置の前記出力の上限制約および下限制約、
前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の変化率制約、
前記電力貯蔵装置の蓄電量の上限制約および下限制約、
前記内燃力発電設備の前記出力および前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の和と前記負荷との需給バランス制約、
を用いることを特徴とするマイクログリッドの需給制御方法。 - 請求項６記載のマイクログリッドの需給制御方法において、
前記経済負荷配分制御ステップでは、目的関数として前記内燃力発電設備の燃料費を用い、
制約条件に前記内燃力発電設備の前記出力の上限制約および下限制約、
前記内燃力発電設備の前記出力の変化率制約、
前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の上限制約および下限制約、
前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の変化率制約、
前記電力貯蔵装置の蓄電量の上限制約および下限制約、
前記内燃力発電設備の前記出力および前記電力貯蔵装置の前記蓄電出力の和と前記負荷との需給バランス制約、
を用いることを特徴とするマイクログリッドの需給制御方法。 - 請求項６記載のマイクログリッドの需給制御方法において、
前記負荷周波数制御ステップは、
系統周波数と、予め決められた前記系統周波数と継続時間の関係を定義したテーブルとから、前記再生可能エネルギ利用発電設備の出力抑制、前記再生可能エネルギ利用発電設備の解列、負荷出力抑制、負荷遮断を演算する系統周波数判定ステップを含むことを特徴とするマイクログリッドの需給制御方法。
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