JP5647329B2 - New energy power plant group control system and control method thereof - Google Patents
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Description
本発明は、電力系統に接続される複数の風力発電所や太陽光発電所で構成される新エネルギー発電所群の出力電力調整および電圧調整を行う技術に関する。 The present invention relates to a technique for adjusting output power and voltage of a new energy power plant group composed of a plurality of wind power plants and solar power plants connected to an electric power system.
近年、地球温暖化や酸性雨をはじめとする地球規模での環境問題の顕在化、石油や石炭などの化石資源の枯渇、およびエネルギーセキュリティーの確保等への対応策として、風力や太陽光といった自然エネルギーを利用した風力発電や太陽光発電などの発電設備の導入が進んでいる。このうち、風力発電は技術的に実用段階に達しており、すでに国内外で商業運転が行われている状況にあるが、今後、設置コストの削減や発電効率の向上のために、発電設備における単機容量の増加やウィンドファーム化などにより、自然エネルギーによる発電設備のさらなる大規模化が進展すると予想される。 In recent years, natural resources such as wind and sunlight have been used as countermeasures against the emergence of global environmental issues such as global warming and acid rain, the depletion of fossil resources such as oil and coal, and ensuring energy security. Introduction of power generation facilities such as wind power generation and solar power generation using energy is progressing. Of these, wind power generation has reached a technically practical stage and is already in commercial operation in Japan and overseas. In the future, in order to reduce installation costs and improve power generation efficiency, With the increase in single-unit capacity and wind farms, the scale of power generation facilities using natural energy is expected to increase.
また、太陽光発電については、導入量を拡大させるための有効な手段の一つとして、出力電力が数MW以上の大規模発電所(いわゆるメガソーラ)への期待が高まっている。すでに欧州を中心にメガソーラの導入事例があるなか、国内も含めて多くの建設計画が発表されており、今後はより一層メガソーラの導入が進展すると予想される。さらには、政府の主導によって、電力会社が買い取る太陽光発電の買取価格を高めに設定するなどして、各家庭への太陽光発電の普及を促進させている。 As for solar power generation, as one of effective means for expanding the amount of introduction, there is an increasing expectation for a large-scale power plant (so-called mega solar) whose output power is several MW or more. Many construction plans have been announced, including those in Japan, where there are already examples of megasolar installations, particularly in Europe, and the introduction of megasolars is expected to progress further in the future. Furthermore, under the initiative of the government, the purchase price of photovoltaic power generation purchased by electric power companies is set higher, and so on, so that the spread of photovoltaic power generation to each home is promoted.
このような風力発電や太陽光発電は、風速あるいは日射の強弱によって発電出力が変動するため、商用電力系統や自家発電電力系統などを含めた総合的な電力系統の安定運用の面から、これらの多数の自然エネルギー発電所における発電出力の変動が、電力系統の電力品質(電圧、周波数)に与える影響を軽減させることが必要となる。例えば、風力発電電力量の比率が10%以上と極めて高いスペインにおいて、10MW以上の複数の風力発電所を遠隔地で監視しながら発電出力を適正に制御する電力系統制御が行われており、このような風力発電と電力系統制御に関する技術が報告されている(例えば、非特許文献1参照)。また、複数の自然エネルギー電源に対して、出力電力が可変な調整用電源や蓄電池を組合せることにより、電力会社側の商用電力系統の需給調整力に依存することなく、自然エネルギー電源側において需給調整を行う技術も開示されている(例えば、特許文献1参照)。 In such wind power generation and solar power generation, the power generation output fluctuates depending on the wind speed or the intensity of solar radiation. Therefore, from the viewpoint of stable operation of the total power system including commercial power systems and private power generation systems, It is necessary to reduce the influence of fluctuations in power generation output at many natural energy power plants on the power quality (voltage, frequency) of the power system. For example, in Spain, where the ratio of the amount of wind power generation is extremely high at 10% or more, power system control is performed to appropriately control the power generation output while remotely monitoring a plurality of wind power plants of 10 MW or more. Techniques relating to such wind power generation and power system control have been reported (for example, see Non-Patent Document 1). In addition, by combining adjustment power supplies and storage batteries with variable output power to multiple natural energy power supplies, the supply and demand on the natural energy power supply side is not dependent on the supply and demand adjustment capabilities of the commercial power system on the power company side. A technique for performing the adjustment is also disclosed (for example, see Patent Document 1).
なお、風力や太陽光などの自然エネルギーを利用した風力発電や太陽光発電は、NEDO(New Energy and Industrial Technology Development Organization:新エネルギー・産業技術総合開発機構)によって新エネルギー発電と称されているので、この発明においては、風力発電や太陽光発電などの自然エネルギー発電を新エネルギー発電と呼ぶことにする。 Wind power generation and solar power generation using natural energy such as wind power and solar power are called new energy power generation by NEDO (New Energy and Industrial Technology Development Organization). In the present invention, natural energy power generation such as wind power generation and solar power generation is referred to as new energy power generation.
しかしながら、上記の先行技術文献で開示されている技術は、定常的な気象条件の変化、すなわち風速の定常的な変化や日射条件の定常的な変化によって生じる新エネルギー発電所の発電出力の変動(例えば、定格出力の数10%程度の比較的緩やかな発電出力の変動)に対して、特定のエリア内における電力の需給バランスを保つように制御するものである。一方、新エネルギー発電所では、上述の定常的な出力変動に加えて、気象条件の急激な変化や系統擾乱の影響によって発電所自体が運転を停止し、発電出力が大きくかつ急激に変化することがある。 However, the technology disclosed in the above-mentioned prior art documents is a variation in the power output of a new energy power plant caused by a steady change in weather conditions, that is, a steady change in wind speed and a steady change in solar radiation conditions ( For example, control is performed so as to maintain a power supply / demand balance in a specific area against a relatively gradual fluctuation in power generation output (several tens of percent of the rated output). On the other hand, in the new energy power plant, in addition to the steady output fluctuations described above, the power plant itself will be shut down due to sudden changes in weather conditions and system disturbances, resulting in large and sudden changes in power generation output. There is.
例えば、風力発電所では、風速があらかじめ設定した最大風速を超えてさらに増加すると、機器を保護するために風力発電所の運転を停止させる。このようなエマージェンシー(危急)な運転停止はカットアウト制御と呼ばれ、風力発電所を運転停止する風速の閾値は、一般的には、風車の羽根部分にあたるブレードに作用する機械的負荷によって構成要素が疲労限界に達しないようなレベルに設定されている。このようなカットアウト制御によって風力発電所の運転停止が発生すると、発電出力は定格出力から急激にゼロに絞り込まれるため、大きな出力急変が発生する。また、瞬時電圧低下などの系統擾乱によっても新エネルギー発電所は出力停止の状態となることがある。 For example, in a wind power plant, if the wind speed further increases beyond a preset maximum wind speed, the operation of the wind power plant is stopped to protect the equipment. Such emergency shutdown is called cutout control, and the wind speed threshold at which a wind farm is shut down is generally determined by the mechanical load acting on the blades of the wind turbine blades. Is set to a level that does not reach the fatigue limit. When the operation of the wind power plant is stopped by such cutout control, the power generation output is suddenly narrowed from the rated output to zero, and a large output sudden change occurs. In addition, a new energy power plant may be in an output stopped state due to a system disturbance such as an instantaneous voltage drop.
このような現象が一つの風力発電所だけでなく、複数の風力発電所で連鎖的に発生すると、エリア全体では大きな出力急変が発生するおそれがある。特許文献1および非特許文献1の技術では、電力系統側の周波数を維持するために電力の調整予備力の増加を引き起こすか、あるいは、定格の100%相当の出力変化を吸収するために、風力発電所の発電出力と同容量の蓄電池等の電力調整装置が必要となる。
If such a phenomenon occurs not only in one wind power plant but also in a plurality of wind power plants, a large sudden output change may occur in the entire area. In the techniques of
すなわち、第1の課題として、気象条件の急激な変化や系統擾乱の影響によって新エネルギー発電所自体が運転を停止したときには、別途用意した電力調整装置などによって電力系統側の電力の需給バランスを行わなければならない。そのため、運転停止を引き起こす新エネルギー発電所が多くなれば、必然的に電力調整装置のトータル発電電力を多くしなければならないので、結果的に、発電出力の調整を行うための電力調整装置にかかる設備コストが高騰化してしまう。 That is, as a first problem, when the new energy power plant itself stops operation due to a sudden change in weather conditions or the influence of grid disturbance, the power supply / demand balance on the power grid side is performed using a separately prepared power adjustment device. There must be. Therefore, if there are more new energy power plants that cause shutdown, the total power generated by the power conditioner must inevitably be increased, resulting in a power conditioner that adjusts the power generation output. Equipment costs will rise.
また、電力系統の電圧変動の問題については、エリア全体ではなくローカルな系統単位で電圧変動が発生する現象であるため、エリア全体で出力変動が抑制されるとしても、個々の新エネルギー発電所の系統連系点においては電圧変動が発生する。このような電圧変動の現象に対し、上記の特許文献1および非特許文献1には解決策が記載されておらず、結局のところ、電力系統側の電圧調整機能に依存しないと、安定運転を継続するための適正電圧を維持することができなくなる。すなわち、第2の課題として、気象条件の急激な変化や系統擾乱の影響によって新エネルギー発電所自体が運転を停止したときには、電力系統側の電圧調整機能に依存しないと電力系統の電圧変動を吸収することができない。
In addition, the voltage fluctuation problem in the power system is a phenomenon in which voltage fluctuations occur not in the entire area but in the local grid unit, so even if output fluctuations are suppressed in the entire area, each new energy power plant Voltage fluctuation occurs at the grid connection point. No solution is described in the above-mentioned
本発明はこのような問題点に鑑みてなされたものであり、気象条件の急変や系統擾乱時の運転停止等による新エネルギー発電所の出力急変時においても、電力系統を適切に制御できる新エネルギー発電所群の制御システムおよびその制御方法を提供することを目的とする。 The present invention has been made in view of such problems, and a new energy that can appropriately control the power system even when the output of the new energy power plant suddenly changes due to a sudden change in weather conditions or a suspension of operation when the system is disturbed. It is an object of the present invention to provide a power plant group control system and a control method therefor.
上記目的を達成するために、本発明に係る新エネルギー発電所の制御システムは、電力系統に接続され、気象条件に応じて発電出力が変動する複数の風力発電所および太陽光発電所からなる新エネルギー発電所群と、発電出力が制御可能な出力調整装置と、前記電力系統の需給バランスを制御するための給電指令所と、前記電力系統の電圧および無効電力を調整する変電所とに、通信線を介して接続され、前記新エネルギー発電所群および前記出力調整装置の発電出力の調整を行う新エネルギー発電所群の制御システムであって、前記変電所から伝送された電圧管理目標値と、複数の新エネルギー発電所の電圧計測情報と、逐次計算される複数の前記新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力による電圧調整感度とを用いて、無効電力指令を演算する無効電力指令演算手段と、前記電圧管理目標値と前記電圧計測情報とに基づいて、複数の前記新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力とその無効電力による電圧変化分との相関係数を演算する相関係数演算手段と、前記相関係数演算手段が演算した相関係数に基づいて、前記電圧調整感度を演算する電圧調整感度演算手段と、を備え、前記無効電力指令演算手段は、前記電圧調整感度演算手段が演算した前記電圧調整感度を用いて、無効電力指令を演算することを特徴とする。 In order to achieve the above object, a control system for a new energy power plant according to the present invention is a new power plant that is connected to an electric power system and includes a plurality of wind power plants and solar power plants whose power generation output varies according to weather conditions. An energy power station group, an output adjustment device capable of controlling the power generation output, a power supply command station for controlling the supply and demand balance of the power system, and a substation for adjusting the voltage and reactive power of the power system, is connected via a line, said a control system of the new energy plant group to adjust the power output of the renewable energy power plant group and the output adjusting device, voltage management target value transmitted from the previous SL substation and Using the voltage measurement information of a plurality of new energy power plants and the voltage adjustment sensitivity due to reactive power at the grid interconnection points of the plurality of new energy power plants calculated sequentially, the reactive power And reactive power command computing means for computing a command, on the basis of the voltage management target value and to said voltage measuring information, and the voltage change due to the reactive power and its the reactive power by the grid interconnection point of said plurality of new energy power plant Correlation coefficient calculation means for calculating the correlation coefficient, and voltage adjustment sensitivity calculation means for calculating the voltage adjustment sensitivity based on the correlation coefficient calculated by the correlation coefficient calculation means. The command calculation means calculates a reactive power command using the voltage adjustment sensitivity calculated by the voltage adjustment sensitivity calculation means .
また、本発明に係る新エネルギー発電所群の制御方法は、電力系統に接続され、気象条件に応じて発電出力が変動する複数の風力発電所および太陽光発電所からなる新エネルギー発電所群と、発電出力が制御可能な出力調整装置と、前記電力系統の需給バランスを制御するための給電指令所と、前記電力系統の電圧および無効電力を調整する変電所とに、通信線を介して接続され、前記新エネルギー発電所群および前記出力調整装置の発電出力の調整を行う制御システムの新エネルギー発電所群の制御方法であって、前記変電所から伝送された電圧管理目標値と複数の新エネルギー発電所の電圧計測情報とに基づいて、複数の前記新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力とその無効電力による電圧変化分との相関係数を演算する第1のステップと、前記第1のステップで演算された相関係数に基づいて前記無効電力による電圧調整感度を演算する第2のステップと、前記第2のステップで演算された前記無効電力による電圧調整感度を用いて無効電力指令を演算する第3のステップとを含むことを特徴とする。 The new energy power plant group control method according to the present invention includes a new energy power plant group composed of a plurality of wind power plants and solar power plants that are connected to an electric power system and whose power generation output varies according to weather conditions. An output adjustment device capable of controlling the power generation output, a power supply command station for controlling the supply and demand balance of the power system, and a substation for adjusting the voltage and reactive power of the power system via a communication line And a control method for a new energy power plant group of a control system that adjusts the power generation output of the new energy power plant group and the output adjusting device, the voltage management target value transmitted from the substation and a plurality of new Calculating a correlation coefficient between the reactive power at the grid interconnection points of the plurality of new energy power plants and the voltage change caused by the reactive power based on the voltage measurement information of the energy power plant. A second step of calculating a voltage adjustment sensitivity by the reactive power based on the correlation coefficient calculated in the first step, and a voltage adjustment by the reactive power calculated in the second step And a third step of calculating a reactive power command using sensitivity.
本発明に係る新エネルギー発電所群の制御システムによれば、気象条件の急変や系統擾乱時の運転停止等による新エネルギー発電所の出力急変時においても、電力系統を適切に制御できる新エネルギー発電所群の制御システムおよびその制御方法を提供することができる。 According to the control system for a new energy power plant group according to the present invention, a new energy power generation capable of appropriately controlling the power system even when the output of the new energy power plant is suddenly changed due to a sudden change in weather conditions or a suspension of operation when the system is disturbed. A group control system and a control method thereof can be provided.
以下、本発明に係る新エネルギー発電所群の制御システムの実施形態について、図面を参照して詳細に説明する。なお、本実施形態を説明するための全図において、同一要素は原則として同一の符号を付し、その繰り返しの説明は省略する。 DESCRIPTION OF EMBODIMENTS Hereinafter, embodiments of a control system for a new energy power plant group according to the present invention will be described in detail with reference to the drawings. Note that components having the same function are denoted by the same reference symbols throughout the drawings for describing the embodiment, and the repetitive description thereof will be omitted.
図1は、本発明の一実施形態に係る新エネルギー発電所群の概略的な構成を示す構成図である。図1において、気象条件に応じて発電出力が変動する風力発電所5A、5B、5C、および太陽光発電所6A、6Bからなる新エネルギー発電所群G、当該新エネルギー発電群Gに属する各新エネルギー発電所5A、5B、5C、6A、6B(5A〜6B)の発電出力を調整するための出力調整センタ7とが、それぞれ、受電設備53A、53B、53C、63A、63B、73を介して電力系統1の送電線2に接続されている。なお、電力系統1は、電力会社の商用電力系統でもよいし、自家発電による固有の電力系統でもよいが、以下の説明では商用電力系統を想定している。
FIG. 1 is a configuration diagram showing a schematic configuration of a new energy power plant group according to an embodiment of the present invention. In FIG. 1, a new energy power plant group G composed of
各新エネルギー発電所5A〜6Bの発電出力は、送電線2を介して、電力系統1に接続されている需要家(図示せず)に供給される。これらの新エネルギー発電所5A〜6Bは、特定のエリア内に集中して設置されている必要はなく、それぞれ風況あるいは日射条件の良い場所に分散して設置されていてもよい。
The power generation output of each of the new
また、新エネルギー発電所群Gとして、図1では簡単のため風力発電所5A、5B、5C、太陽光発電所6A、6Bのみであるとしているが、実際にはさらに多数の発電所が接続されることが想定される。また、新エネルギー発電所5A〜6Bおよび電力系統1を構成する要素としては、本実施形態の説明に必要な最小限の要素のみを記載している。
In addition, as a new energy power plant group G, only
新エネルギー発電所群Gを構成する風力発電所5A、5B、5C(5A〜5C)、および太陽光発電所6A、6Bは、新エネルギー発電所群Gを制御する制御システム8と通信線(通信網)92を介して接続されており、各新エネルギー発電所5A〜6Bと制御システム8との間の情報の入出力は通信線92を介して行われる。また、制御システム8は、電力系統1において需要電力と火力発電や原子力発電といった大規模集中発電所(図示せず)の発電電力との需給バランスを制御するための給電指令所4、電力系統1の電圧および無効電力の適正維持を行う機能を有する変電所31、32、33、34(31〜34)、および気象情報サーバ10との間で通信線91、92を介して接続されている。
The
新エネルギー発電所群Gを構成する風力発電所5A〜5Cは、それぞれ、複数の風車、発電機、および連系用電力変換器等からなる風力発電システム群51A、51B、51C(51A〜51C)と、それらの風力発電システム群51A〜51Cの発電出力、系統連系点の電圧等の電気特性と気象特性(風速・風向、気温など)の計測、および制御システム8から伝送される出力調整指令と無効電力調整指令とを個々の風力発電システムに伝送する機能を有する計測・制御端末52A、52B、52Cとによって構成されている。
The
同様にして、太陽光発電所6A、6Bは、それぞれ、複数の太陽光パネル、および連系用電力変換器等からなる太陽光発電システム群61A、61Bと、それらの太陽光発電システム群61A、61Bの発電出力、系統連系点の電圧等の電気特性と気象特性(風速・風向、気温、日射量など)の計測、および制御システム8から伝送される無効電力調整指令を個々の太陽光発電システムに伝送する機能を有する計測・制御端末62A、62Bとによって構成されている。
Similarly, the
出力調整センタ7は、発電出力を制御可能なガスタービン発電機やディーゼル発電機等の発電装置、あるいは蓄電池等の電力貯蔵装置からなる出力調整装置71と、前記出力調整装置71の発電出力等の電気特性の計測、および制御システム8から伝送される出力調整指令および無効電力調整指令を前記出力調整装置71へ伝送する機能を有する計測・制御端末72と、制御システム8とによって構成されている。なお、図1では、制御システム8は、出力調整センタ7の中に設けられているが、新エネルギー発電所群Gを構成するシステムの中に独立して存在させてもよい。
The
制御システム8は、給電指令所4からの出力調整指令と、変電所31〜34からの目標電圧指令と、風力発電所5A〜5C、太陽光発電所6A、6B、および出力調整装置71の各計測・制御端末52A、52B、52C、62A、62B、72(52A〜72)を介して収集した計測情報とに基づいて、出力調整および電圧調整を行うための制御指令を演算し、演算した制御指令を新エネルギー発電所5A〜6Bおよび出力調整センタ7の出力調整装置71へ伝送する機能を有する。
The
図2は、図1に示す制御システム8の機能を示す構成図である。図2において、制御システム8は、前記新エネルギー発電所5A〜6Bおよび出力調整センタ7の出力調整装置71へ伝送する制御指令を演算する制御演算装置81、オペレータが操作指令を入力するための入力装置82、オペレータが運転状況等を確認するための表示装置83、制御指令や計測情報の送受信を制御するための通信装置84、および前記新エネルギー発電所5A〜6Bと出力調整装置71の計測情報や制御指令の履歴などを保存するデータ格納装置85によって構成されている。
FIG. 2 is a block diagram showing functions of the
通信装置84は、通信線91、92を介して、前記新エネルギー発電所5A〜6B、出力調整センタ7、給電指令所4、および変電所31〜34との間で情報通信を行う。制御演算装置81は、出力調整機能811と電圧調整機能812とによって構成されている。
The
制御演算装置81における出力調整機能811は、新エネルギー発電所5A〜6Bのうち出力が急変する発電所とその発生時刻を予測するための出力急変予測部(出力急変予測手段)8111と、前記出力急変予測部8111の予測結果に基づいて、出力急変しない発電所および出力調整装置71の出力調整指令値を演算する出力制御演算部(発電出力調整手段)8112とによって構成されている。
The
また、制御演算装置81における電圧調整機能812は、個々の新エネルギー発電所5A〜6Bにおける無効電力と電圧との相関関係を評価するための相関係数演算部(相関係数演算手段)8121と、無効電力による電圧の調整感度を算出するための電圧調整感度演算部(電圧調整感度演算手段)8122と、前記電圧調整感度演算部8122が演算した調整感度を用いて各新エネルギー発電所5A〜6Bの無効電力指令値を算出するための無効電力指令演算部(無効電力指令演算手段)8123とによって構成されている。
Moreover, the
次に、制御システム8の処理の流れについて説明する。図3は、図2に示す制御システム8が行う処理の流れを示すフローチャートである。したがって、図1および図2を参照しながら、図3のフローチャートの流れに沿って制御システム8の処理の流れを説明する。
Next, the process flow of the
まず、処理S1では、(1)新エネルギー発電所5A〜6Bおよび出力調整装置71の計測情報の読み込みを行うと共に、(2)給電指令所4および変電所31〜34の系統指令情報の読み込みを行う。すなわち、(1)風力発電所5A〜5C、太陽光発電所6A、6B、および出力調整装置71に設置されるそれぞれの計測・制御端末52A〜72によって定期的に計測されて伝送される電気特性データおよび気象情報サーバ10から伝送される気象特性データをデータ格納装置85から読み込むと共に、(2)給電指令所4から定期的に伝送される出力目標指令値、および変電所31〜34から定期的に伝送される電圧目標指令値をデータ格納装置85から読み込む。
First, in process S1, (1) while reading the measurement information of the new
次に、処理S2では、新エネルギー発電所5A〜6Bの運転/停止情報に対して割り込み出力をかける。すなわち、新エネルギー発電所群Gで定期的に実施される計測・伝送周期に関係なく、各新エネルギー発電所5A〜6Bの運転/停止状態が変化した時に、それぞれの計測・制御端末52A〜62Bから非定期に伝送される運転/停止状態の情報を読み込み、出力調整処理S3および電圧調整処理S4へ割り込み信号として出力する。
Next, in process S2, an interrupt output is applied to the operation / stop information of the new
ここで、出力調整処理S3では、新エネルギー発電所5A〜6Bの運転/停止状態情報に基づいて、新エネルギー発電所5A〜6Bのうち次に出力が急変する新エネルギー発電所を予測し(処理S31)、前記出力急変予測の結果に基づいて各新エネルギー発電所5A〜6Bおよび出力調整装置71へ伝送する出力調整指令値を計算する(処理S32)。さらに、通信装置84を介して、処理S32で計算した出力調整指令値を新エネルギー発電所5A〜6B、および出力調整装置71へ伝送する(処理S33)。
Here, in the output adjustment processing S3, a new energy power plant whose output changes suddenly next is predicted from the new
また、電圧調整処理S4では、新エネルギー発電所5A〜6Bにおける系統連系点の電圧と無効電力との相関関係を利用して電圧調整感度ΔV/ΔQを算出する(処理S41)。なお、ΔVは電圧の変化分、ΔQは無効電力の変化分である。さらに、各新エネルギー発電所5A〜6Bの電圧計測値と、変電所31〜34から伝送される各新エネルギー発電所5A〜6Bの電圧目標値との電圧偏差を計算し(処理S42)、両者(すなわち、電圧調整感度と電圧偏差)を用いて各発電所の無効電力調整指令値を計算し(処理S43)、通信装置84を介して、計算された無効電力調整指令値を前記新エネルギー発電所5A〜6B、および出力調整装置71へ伝送する(処理S44)。
In the voltage adjustment process S4, the voltage adjustment sensitivity ΔV / ΔQ is calculated using the correlation between the voltage at the grid connection point and the reactive power in the new
なお、ここで言う新エネルギー発電所5A〜6Bの出力急変とは、前述したように、気象条件の急変や系統擾乱時に新エネルギー発電所5A〜6Bの運転停止により短時間に定格出力相当の大きな出力変動が発生する現象を指しており、複数の新エネルギー発電所5A〜6Bで連鎖的に運転停止状態が発生するような場合を想定している。このような出力急変の要因として、風力発電では風速の増加に伴うカットアウト停止が挙げられる。
The sudden change in output of the new
図4は、一般的な風力発電装置の風速と発電出力との関係を表す特性図であり、横軸に風速(m/s)を示し、縦軸に発電出力(%)を示している。また、図5は、風力発電装置にカットアウト停止が断続的に発生した場合の発電出力特性の一例を示す特性図であり、横軸に時刻(時)、左縦軸に風速(m/s)、右縦軸に発電出力(%)を示している。 FIG. 4 is a characteristic diagram showing the relationship between the wind speed and the power generation output of a general wind power generator. The horizontal axis indicates the wind speed (m / s), and the vertical axis indicates the power generation output (%). FIG. 5 is a characteristic diagram showing an example of power generation output characteristics when cutout stops occur intermittently in the wind turbine generator, with the horizontal axis representing time (hours) and the left vertical axis representing wind speed (m / s). ), And the right vertical axis indicates the power generation output (%).
図4に示すように、一般的に、風力発電システムは風速が3m/s(カットイン風速)を超えると風力発電を開始する。なお、風力発電システムの発電出力Pは次の式(1)を用いて求められる。 As shown in FIG. 4, generally, a wind power generation system starts wind power generation when the wind speed exceeds 3 m / s (cut-in wind speed). In addition, the electric power generation output P of a wind power generation system is calculated | required using following Formula (1).
P=(1/2)・ρ・A・v3・η (1)
ここで、Pは発電出力(W)、ρは空気密度(kg/m3)、Aは受風面積(m2)、
vは風速(m/s)、ηは発電効率(%)である。
P = (1/2) · ρ · A · v 3 · η (1)
Here, P is the power generation output (W), ρ is the air density (kg / m 3 ), A is the wind receiving area (m 2 ),
v is the wind speed (m / s), and η is the power generation efficiency (%).
したがって、図4に示すように、風力発電システムでは、風速vが定格値12m/sに到達するまでは、風速vの3乗に比例して発電出力Pが増加する。さらに風速vが12m/s以上に増加すると、風力発電システムでは、回転周波数を制御することにより定格出力を維持するように定格運転が行われる。ところが、風速vが25m/s(カットアウト風速)を超えると、風力発電システムの機器を保護するために運転を停止するようになっている。 Therefore, as shown in FIG. 4, in the wind power generation system, the power generation output P increases in proportion to the cube of the wind speed v until the wind speed v reaches the rated value 12 m / s. When the wind speed v further increases to 12 m / s or more, the wind power generation system performs rated operation so as to maintain the rated output by controlling the rotation frequency. However, when the wind speed v exceeds 25 m / s (cutout wind speed), the operation is stopped in order to protect the equipment of the wind power generation system.
このようにして、瞬間的に風速vが25m/s以上になって風力発電システムにカットアウト停止が発生すると、図5に示すように、定格相当の発電出力が短時間でゼロになる。このとき、風況にもよるが、一旦風力発電システムの運転が停止すると、数10分程度以上は停止状態が継続される。このようなカットアウト現象が風力発電所5A〜5Cのうち複数で連鎖的に発生すると、電力系統の調整予備力に影響する大きな出力変化になるため、電力系統1としては、このような出力変化にも対応できるように調整予備力を確保しておく必要がある。
In this way, when the wind speed v instantaneously exceeds 25 m / s and the cutout stop occurs in the wind power generation system, as shown in FIG. 5, the power generation output corresponding to the rating becomes zero in a short time. At this time, although depending on the wind conditions, once the operation of the wind power generation system is stopped, the stopped state is continued for about several tens of minutes or more. When such a cut-out phenomenon occurs in a chain among a plurality of
一方、太陽光発電においても、雲の動きによって日射量が急変し、定格相当の発電出力からゼロ付近にまで発電出力が変化することがある。しかし、太陽光発電の場合は、一般には数分で発電出力が復帰する場合が多いため、複数の太陽光発電所で同時あるいは連鎖的に大きな出力低下が継続して発生する可能性は低いと考えられる。 On the other hand, in solar power generation, the amount of solar radiation changes suddenly due to the movement of clouds, and the power generation output may change from the power generation output corresponding to the rating to near zero. However, in the case of photovoltaic power generation, the power generation output generally returns in a few minutes, so it is unlikely that a large decrease in output will occur simultaneously or chained at multiple solar power plants. Conceivable.
そこで、気象条件の急変による出力変化の予測は、風力発電所5A〜5Cのカットアウト停止を対象に行うことが効果的と考えられる。また、瞬時電圧低下などの系統擾乱によって、風力発電、太陽光発電にかかわらず新エネルギー発電所5A〜6Bの単位で運転停止となる可能性があり、この場合も大きな出力変化が発生する。
Therefore, it is considered effective to predict the change in output due to a sudden change in weather conditions with the cut-out stop of the
次に、図6のフローチャートを参照しながら、図3に示した制御システムの全体処理フローについて各部の具体的な処理内容を説明する。図6は、本発明の実施形態に係る制御システムが行う風力発電所の出力急変の予測処理に関するフローチャートである。なお、この処理では運転停止が予想される新エネルギー発電所5A〜6Bとその発生時刻を予測する処理の流れを示している。
Next, with reference to the flowchart of FIG. 6, the specific processing content of each part in the overall processing flow of the control system shown in FIG. 3 will be described. FIG. 6 is a flowchart relating to a prediction process of a sudden change in output of a wind power plant performed by the control system according to the embodiment of the present invention. In addition, this process has shown the flow of the process which estimates new
図6において、制御システム8が新エネルギー発電所5A〜6Bの計測情報を取得したら、まず、処理S11で、新エネルギー発電所5A〜6Bのうち運転を停止している発電所の有無を判定する。ここで、新エネルギー発電所5A〜6Bのうち運転を停止している発電所がなければ(S11→無)、通常の出力調整制御を行うために出力急変予測処理を終了する(END)。すなわち、図3のフローチャートの出力調整処理(処理S3)における処理S32、S33を実行する。
In FIG. 6, when the
一方、処理S11において、新エネルギー発電所5A〜6Bのうち運転を停止している発電所があれば処理S12を実行する。処理S12では、停止している発電所の保護リレーの動作履歴および気象特性データから、瞬時電圧低下の発生(系統擾乱発生)の有無を判定する。ここで、停止している発電所が、瞬時電圧低下の発生(系統擾乱発生)による停止と判定された場合は(処理S12で系統擾乱発生「有」の場合は)、処理S13において、停止している発電所から例えば半径R(km)以内に位置する運転中の発電所を、新エネルギー発電所5A〜6Bのうち停止する可能性がある発電所として設定すると共に、それらの予測発生時刻を瞬時に設定し、出力急変予測処理を終了する(END)。すなわち、図3のフローチャートの出力調整処理(処理S3)における処理S32、S33を実行する。
On the other hand, in process S11, if there is a power station that has stopped operating among the new
一方、処理S12の判定において、瞬時電圧低下の発生(系統擾乱発生)による発電所の停止ではないと判定された場合は(処理S12で系統擾乱発生「無」の場合は)、処理S14へ進む。 On the other hand, if it is determined in the process S12 that the power plant is not stopped due to the occurrence of an instantaneous voltage drop (system disturbance occurrence) (if the system disturbance has not occurred in process S12), the process proceeds to process S14. .
処理S14以降の処理は、風力発電所5A〜5Cのカットアウト停止を想定したものであり、風力発電所5A〜5Cのうち現在停止している発電所の情報から次に停止する可能性のある発電所を予測する処理を行うものである。すなわち、本実施形態の基本的な考え方は、風力発電所5A〜5Cのうち現在停止中の発電所の過去数時間分の発電出力と現在運転中の発電所の発電出力の相関関係に着目したものであり、風力発電所5A〜5Cのうち現在停止中および現在運転中の発電所の発電出力の時間軸を移動させながら相関係数を計算し、その相関係数が閾値以上であれば相関ありと判定して相関係数が最大となる移動時間を用いて停止発生時刻を予測するというものである。
The process after process S14 assumes the cut-out stop of the
すなわち、処理S14以降の具体的な処理は次のようになる。風力発電所5A〜5Cのうち停止中の発電所の現在時刻Tpから過去T時間前の過去時刻Toまでの発電出力をPs(t)に代入する(処理S14)。なお、Ps(t)は、風力発電所5A〜5Cのうち現在停止している発電所の過去T時間前までの合計発電出力である。
That is, the specific process after process S14 is as follows. Of the
同様にして、風力発電所5A〜5Cのうち運転中の発電所の現在時刻(Tp−δT・j)から過去T時間前の過去時刻(To−δT・j)までの発電出力をPo(ta)に代入する(処理S15)。なお、Po(ta)は、風力発電所5A〜5Cのうち現在運転している発電所の過去T時間前までの合計発電出力である。また、δT・jは、風力発電所5A〜5Cのうち運転中の発電所の現在時刻Tp(または過去時刻To)をδT時間刻み(例えば、5分刻み)でj回だけ過去にずらすときの『シフト時間』である。そして、停止中の風量発電所の発電出力Ps(t)と、風力発電所5A〜5Cのうち運転中の発電所の発電出力Po(ta)との相関係数CRso_jを計算する(処理S16)。
Similarly, the power generation output from the current time (Tp-δT · j) of the operating power plant among the
次に、処理S16で計算した相関係数CRso_jの最大値CRmaxとそのときの時間シフト量(シフト時間)ΔTを求める(処理S17)。ここで、処理S15から処理S17までの処理を、風力発電所5A〜5Cのうち運転中の発電所の発電出力を刻み時間δTずつ過去にずらしながら繰り返し行う。すなわち、風力発電所5A〜5Cのうち運転中の全ての発電所について、刻み時間δTをj=1〜nまで繰り返して処理S15から処理S17を実行する(処理S17a)。
Next, the maximum value CRmax of the correlation coefficient CRso_j calculated in process S16 and the time shift amount (shift time) ΔT at that time are obtained (process S17). Here, the processing from processing S15 to processing S17 is repeatedly performed while shifting the power generation output of the operating power plant among the
すなわち、nは刻み時間δTをずらす回数であって、次の式(2)で表される自然数である。
n=T/δT (2)
ただし、Tは過去時刻Toと現在時刻Tpとの間の時間、δTは刻み時間である。
That is, n is the number of shifts of the step time δT, and is a natural number represented by the following equation (2).
n = T / δT (2)
However, T is the time between the past time To and the current time Tp, and δT is the step time.
次に、相関係数CRso_jの最大値CRmaxが所定の閾値εよりも大きいか否かを判定し(処理S18)、CRmaxが所定の閾値εより大きい(CRmax>εの)場合には(処理S18でYesのときは)、風力発電所5A〜5Cのうち停止中の発電所の発電出力Ps(t)と運転中の発電所の発電出力Po(ta)との間には相関ありと判断する。すなわち、風力発電所5A〜5Cのうち該当する運転中の発電所は発電出力が急変する可能性がある発電所であると判断して、現在時刻Tpにシフト時間ΔTを加えて(Tp+ΔT)を、発電出力が急変する可能性がある発電所の予測発生時刻とする(処理S19)。以上のような処理を運転中のすべての風力発電所5A〜5Cについて行うことにより、発電出力が急変する可能性のある新エネルギー発電所5A〜6B(風力発電所5A〜5C)とその発生時刻を予測することが可能となる。
Next, it is determined whether or not the maximum value CRmax of the correlation coefficient CRso_j is larger than a predetermined threshold ε (processing S18). If CRmax is larger than the predetermined threshold ε (CRmax> ε) (processing S18). In the case of Yes), it is determined that there is a correlation between the power generation output Ps (t) of the stationary power plant among the
次に、図6の処理S14〜S17の動作例について、図7および図8を用いて詳細に説明する。図7は、本実施形態の出力調整機能における出力急変予測の動作を説明するための風速と発電出力との関係を示す特性図であり、(a)は風力発電所5Aの風速と発電出力との関係、(b)は風力発電所5Bの風速と発電出力との関係、(c)は風力発電所5Cの風速と発電出力との関係を示し、いずれも横軸に時間、縦軸にそれぞれ風速と発電出力を表わしている。ただし、単位は基準の風速と発電出力でそれぞれ正規化した単位法の(pu)でともに表している。
また、図8は、2つの風力発電所の相互間の相関係数を示す特性図であり、横軸にシフト時間、縦軸に相関係数を表わしている。
Next, an exemplary operation of steps S14 to S17 in FIG. 6 will be described in detail with reference to FIGS. FIG. 7 is a characteristic diagram showing the relationship between the wind speed and the power generation output for explaining the operation of the output sudden change prediction in the output adjustment function of this embodiment, and (a) shows the wind speed and the power generation output of the
FIG. 8 is a characteristic diagram showing the correlation coefficient between the two wind power plants, with the horizontal axis representing the shift time and the vertical axis representing the correlation coefficient.
図7(a)、(b)に示すように、風力発電所5Aおよび風力発電所5Bでは比較的風が強く、いずれの発電所も風速が定格を超過してカットアウト風速を超えたり戻ったりしており、それに応じて発電出力が定格相当からゼロに低下する現象が発生している。
As shown in FIGS. 7 (a) and 7 (b), the
すなわち、風力発電所5Bは、時間差ΔTだけ遅れて風力発電所5Aと同様の風速現象が発生している。また、現在時刻Tpでは、風力発電所5Aはカットアウト風速を超えたために発電を停止している。一方、現在時刻Tpでは、風力発電所5Bはカットアウト風速を超えていないために発電運転を行っている。ところが、風力発電所5Bは時間差ΔTの後にカットアウト風速を超えて発電を停止することが予測される。言い換えると、風力発電所5Bは、時間差ΔTだけ時間をシフトさせたときに、風力発電所5Aと相関関係をもって風力発電所5Aと同様の現象が発生すると予測される。
That is, in the
また、図7(c)に示すように、風力発電所5Cは、風速が定格風速より高いけれどもカットアウト風速に達していないので、定格の発電出力を過去時刻Toから現在時刻Tpまで継続して送出している。すなわち、風力発電所5Cは、時間をシフトさせても風力発電所5Aとは何の相関関係も存在ない。
In addition, as shown in FIG. 7C, the
このとき、図6のフローチャートで説明した処理内容にしたがって、風力発電所5Aの発電出力に対して風力発電所5Bおよび風力発電所5Cの発電出力の時間をずらしながら相関係数を計算すると、図8に示すような時間差と相関係数との関係を示す特性図になる。
At this time, if the correlation coefficient is calculated while shifting the time of the power generation output of the
すなわち、図8に示すように、風力発電所5Aと風力発電所5Cについては無相関であるため相関係数は閾値εを大きく下回る結果となるのに対し、風力発電所5Aと風力発電所5Bの相関係数については閾値ε(例えば0.7)を超える時間差が存在し、相関係数が最大となるシフト時間を風力発電所5Aと風力発電所5Bの発電出力の時間差ΔTと定義する。すなわち、時間差ΔTとしたところで5Aと5B間の相関係数が最大になる。
なお、風力発電所5A〜5Cを図8においてはそれぞれ風力発電所A、B、Cと表記している。
That is, as shown in FIG. 8, since the
Note that the
図9は、本発明の実施形態に係る制御システムが行う出力制御処理に関するフローチャートである。従って、図9に示す制御システム8が行う出力制御処理のフローチャートを用いて、出力制御演算の処理内容について説明する。図9において、まず、図6のフローチャートで説明した出力急変発電所および発生時刻の予測結果を用いて、出力急変に対する出力調整の要否を判定する(処理S21)。
FIG. 9 is a flowchart regarding output control processing performed by the control system according to the embodiment of the present invention. Therefore, the processing content of the output control calculation will be described using the flowchart of the output control processing performed by the
ここで、出力急変に対する出力調整が不要の場合には(処理S21で否)、通常の出力目標値制御により出力指令値を計算する(処理S22)。なお、通常の出力目標値制御とは、新エネルギー発電所群Gの合成出力を給電指令所4から指令された目標値にするために偏差を最小化するように、新エネルギー発電所群Gの出力制限値と出力調整装置71の出力とを調整するものである。
Here, when the output adjustment for the sudden output change is unnecessary (No in Step S21), the output command value is calculated by the normal output target value control (Step S22). The normal output target value control means that the deviation of the new energy power plant group G is minimized so that the combined output of the new energy power plant group G becomes the target value commanded from the power
一方、処理S21の判定において出力急変に対する出力調整の処理が必要な場合には(処理S21で要)、新エネルギー発電所5A〜6Bのうち出力急変の可能性ありと予測された発電所について、出力急変の発生予測時刻を用いて出力制限パターン、すなわち時刻tにおける出力制限値を生成する(処理S23)。具体的には、次の式(3)により時刻tにおける出力制限値を設定する。
On the other hand, when the process of the output adjustment for the output sudden change is necessary in the determination of the process S21 (necessary in the process S21), the power plant that is predicted to have a sudden output change among the new
Pi(t)=(ts−t)(Pi(tp)/(ts−tp)) (3)
但し、iは新エネルギー発電所5A〜6Bのうち出力急変の可能性ありと予測された発電所の番号、tsは出力急変発生予測時刻、tpは現在時刻、Pi(t)は任意の時刻tにおいて出力急変が予測されるi番目の発電所の発電出力、Pi(tp)は現在時刻におけるi番目の発電所の発電出力である。
Pi (t) = (ts−t) (Pi (tp) / (ts−tp)) (3)
However, i is the number of the power plant that is predicted to have a sudden output change among the new
次に、エリア全体の新エネルギー発電所群Gにおける合成出力の制限パターンを次の式(4)により生成する(処理S24)。
P(t)=ΣPi(t) (4)
Next, a combined output restriction pattern in the new energy power plant group G in the entire area is generated by the following equation (4) (processing S24).
P (t) = ΣPi (t) (4)
ここで、式(4)で求めた出力制限値P(t)の分だけエリア全体の合成出力が減少することになるため、新エネルギー発電所5A〜6Bのうちこの不足出力を補うように出力増加が可能な発電所(停止中および出力急変発生が予測された発電所以外の発電所)と出力調整装置71の発電出力を増加させる。すなわち、エリア全体における合成出力の増加パターンを生成し(処理S25)、エリア全体の中から出力増加が可能な発電所と出力調整装置71を抽出する(処理S26)。そして、抽出した発電所と出力調整装置71とに基づいて出力増加パターンを生成する(処理S27)。
Here, since the combined output of the entire area is reduced by the output limit value P (t) obtained by the equation (4), the output is made up to compensate for the insufficient output of the new
言い換えると、処理S25〜S27では、新エネルギー発電所5A〜6Bのうち出力増加可能な発電所を抽出し、出力制限値P(t)をこれらに配分して、出力調整指令とする。出力増加可能な発電所は、出力急変の可能性なしと判定されている発電所のうち、現在時刻の出力が定格出力よりも小さい発電所を抽出する。出力増加量の配分の方法としては、例えば、出力増加量が大きい発電所から順次割り当てて行くなどの方法を採り、出力調整装置71の発電出力を不足出力分に割り当てる優先順位は最後とする。
In other words, in the processes S25 to S27, power plants that can increase the output are extracted from the new
次に、新エネルギー発電所5A〜6Bのうち停止中の発電所について、処理S21〜S27までの間に風況などによって出力を再開した発電所の有無を判定し(処理S28)、運転を再開した発電所がある場合には(処理S28で有)、再度、処理S21〜S27の処理を行い、運転を再開した発電所がない場合には(処理S28で無)、前述の処理S23及びS27で求めた出力調整指令(出力制限指令と出力増加指令)を各新エネルギー発電所5A〜6Bへ伝送する(処理S29)。そして、処理S21に戻って、前述の各処理を繰り返す。
Next, of the new
図10は、出力調整機能の出力制御動作を説明するための発電出力の模式的なグラフである。すなわち、図10(a)は、新エネルギー発電所5A〜6Bの出力急変を考慮しない従来技術による出力調整動作時の発電出力を示し、同図(b)は、本発明の実施形態に係る新エネルギー発電所5A〜6Bの出力急変を考慮したときの出力調整動作時の発電出力を示している。
FIG. 10 is a schematic graph of the power generation output for explaining the output control operation of the output adjustment function. That is, FIG. 10 (a) shows the power generation output during the output adjustment operation according to the prior art that does not take into account the sudden change in output of the new
図10(a)に示すように、新エネルギー発電所5A〜6Bの出力急変を考慮しない従来技術では、ある発電所で発電出力の急変(急激な低下)が発生した瞬間に、エリア全体の発電出力が急激に低下している。一方、同図(b)に示すように、新エネルギー発電所5A〜6Bの出力急変を予測した本発明の実施形態によれば、出力急変が発生する前の現在時刻Tpにおいて出力急変を予測しているので、出力急変の発生が予測される発生予測時刻Tsまでには、出力急変しない発電所および出力調整装置71によって発電出力の持ち換えを行うことができる。そのため、出力急変の影響を軽減させてエリア全体の合成発電出力を目標値に維持することができる。
As shown in FIG. 10 (a), in the conventional technology that does not take into account the sudden change in output of the new
すなわち、図10(b)に示すように、出力急変を予測した現在時刻Tp以降において出力が急変する発電所iの発電出力Pi(t)が減少するのに伴って、出力が急変しない発電所および出力調整装置71の発電出力P(t)が上昇して行くので、エリア全体の合成発電出力は出力急変の発生予測時刻Ts以降においても継続して目標値を維持している。
That is, as shown in FIG. 10B, the power plant whose output does not change suddenly as the power generation output Pi (t) of the power plant i whose output suddenly changes after the current time Tp at which the sudden output change is predicted decreases. Since the power generation output P (t) of the
次に、図3のフローチャートにおける処理S41〜S43に示した電圧調整機能の処理内容について図11のフローチャートを用いて具体的に説明する。図11は、本発明の実施形態に係る制御システムの電圧調整機能が行う無効電力と電圧の調整感度算出処理に関するフローチャートである。 Next, the processing contents of the voltage adjustment function shown in steps S41 to S43 in the flowchart of FIG. 3 will be specifically described with reference to the flowchart of FIG. FIG. 11 is a flowchart regarding reactive power and voltage adjustment sensitivity calculation processing performed by the voltage adjustment function of the control system according to the embodiment of the present invention.
図11のフローチャートの処理では、新エネルギー発電所5A〜6B自体の出力変動により発生する系統連系点の電圧変動を抑制するのに加えて、電力系統の電圧プロファイルを適正に維持するために、平均電圧を変電所31〜34から伝送された目標電圧に維持する処理を行う。
In the process of the flowchart of FIG. 11, in addition to suppressing the voltage fluctuation at the grid connection point caused by the output fluctuation of the new
すなわち、新エネルギー発電所5A〜6Bの出力変動により発生する電圧変動は、有効電力に対する無効電力の比率を系統インピーダンスから求まる最適な比率に設定しておくことで抑制することができる。なお、有効電力に対する無効電力の比率は、インバータによって電圧と電流の位相を可変したり、調相器によってコンデンサ(C)やインダクタンス(L)の比率を変えてインピーダンスを可変したりすることにより、所望の値に設定することができる。
That is, the voltage fluctuation generated by the output fluctuation of the new
また、新エネルギー発電所5A〜6Bの平均電圧を目標値にするためには発電出力以外の要因による電圧変化の影響を抑制する必要があるが、新エネルギー発電所5A〜6Bから出力される無効電力の平均値のレベルを調整することで、系統連系点の平均電圧を調整することができる。したがって、本実施形態では新エネルギー発電所5A〜6Bで調整する無効電力Qは次の式(5)によって求めるものとする。
In addition, in order to set the average voltage of the new
Q=a・P+QA (5)
但し、Pは新エネルギー発電所の発電出力、Qは新エネルギー発電所の発電出力の無効電力、QAは新エネルギー発電所の発電出力の無効電力の平均レベル、aは有効電力と無効電力の比例定数(=r/x)、rは系統インピーダンスの抵抗分、xは系統インピーダンスのリアクタンス分である。
なお、ここでは、無効電力の位相は電力系統から見て遅れ方向を正(プラス)とする。
Q = a · P + Q A (5)
Where P is the power output of the new energy power plant, Q is the reactive power of the power output of the new energy power plant, Q A is the average level of reactive power of the power output of the new energy power plant, a is the active power and reactive power The proportionality constant (= r / x), r is the resistance component of the system impedance, and x is the reactance component of the system impedance.
Here, the phase of reactive power is positive (plus) in the delay direction as seen from the power system.
次に、制御システム8において、各新エネルギー発電所5A〜6Bに対する無効電力の平均レベルQAを適切に決めるためには、各発電所の系統連系点における無効電力による電圧調整感度が必要となる。この電圧調整感度は系統の構成や潮流状態によって変わるため、逐次評価しながら制御する必要がある。具体的には、各新エネルギー発電所5A〜6Bの無効電力だけが変化したときの電圧変化を捉えて電圧調整感度を評価する。
Next, in the
そこで、図11のフローチャートでは、制御システム8は、新エネルギー発電所5A〜6Bの計測情報および目標電圧値を変電所31〜34から取得する処理を行う(処理S50)。次に、所定時間分の電圧Vおよび無効電力Qから、ローパスフィルタを介した後の無効電力QFと電圧変動分VFを抽出する(処理S51)。次に、式(6)により、無効電力QFと電圧変動分VFの相関係数CRqvを計算する(処理S52)。
次に、式(6)で算出した相関係数CRqvが負値をとること、および、その絶対値が閾値ξよりも大きいか否かを判定する(処理S53)。相関係数CRqvが負値であって、かつその絶対値が閾値ξよりも大きい場合のみ(処理S53でYes)、新エネルギー発電所5A〜6Bの電圧調整感度を計算し、更新する(処理S54)。
Next, it is determined whether or not the correlation coefficient CRqv calculated by Expression (6) takes a negative value and whether the absolute value is larger than a threshold value ξ (processing S53). Only when the correlation coefficient CRqv is a negative value and the absolute value is larger than the threshold value ξ (Yes in process S53), the voltage adjustment sensitivities of the new
ここで、新エネルギー発電所5A〜6Bの電圧調整感度を計算する処理S54について、図12に示す本発明の実施形態に係る電圧調整機能の無効電力の調整感度算出動作を説明するための模式的なグラフを用いて説明する。なお、図12のグラフは、いずれも、横軸は時間t、縦軸は無効電力QFおよび電圧変動分VFを表わしている。
Here, with regard to the process S54 for calculating the voltage adjustment sensitivity of the new
すなわち、図12(a)に示すように、無効電力QFの増加に伴って電圧変動分VFが減少し、無効電力QFの減少とともに電圧変動分VFが増加するような負の相関を持つ場合には、外乱が影響していないと考えられるため、正しく電圧調整感度を計算することができる。なお、電力系統から見て無効電力が遅れ位相の場合をプラスとした場合は、遅れの無効電力が増加すると電圧が低下する傾向にある。 That is, as shown in FIG. 12 (a), reduces the voltage change V F with an increase of the reactive power Q F, the reactive power Q F decreases correlation negative as the voltage variation V F increases with the If it has, it is considered that the disturbance is not affected, so that the voltage adjustment sensitivity can be calculated correctly. Note that when the reactive power is in a delayed phase as viewed from the power system, the voltage tends to decrease as the delayed reactive power increases.
しかし、図12(b)に示すように、無効電力QFと電圧変動分VFに相関関係がない場合や正の相関を持つ場合には、負荷等の影響によって電圧が変化していると考えられるため、新エネルギー発電所5A〜6Bの無効電力による電圧調整感度は正しく計算することができない。
However, as shown in FIG. 12 (b), if having a correlation, or if positive is no correlation reactive power Q F and the voltage variation V F, when the voltage is changed by the influence of the load, etc. Therefore, the voltage adjustment sensitivity due to reactive power of the new
ここで、電圧調整感度VQscは、所定時間内の無効電力の最大値と最小値の差として求めた無効電力の変化分ΔQFと、同じく電圧変動分の最大値と最小値の差として求めた電圧変動分の変化分ΔVFを用いて、次の式(7)を用いて計算する。
VQsc=ΔVF/ΔQF (7)
このような式(7)の計算を全ての新エネルギー発電所5A〜6Bを対象にして行い、電圧調整感度VQscを求める。
Here, the voltage adjustment sensitivity VQsc is obtained as the difference between the reactive power change ΔQ F obtained as the difference between the maximum value and the minimum value of the reactive power within a predetermined time, and the difference between the maximum value and the minimum value of the voltage fluctuation. Using the change ΔV F for the voltage fluctuation, calculation is performed using the following equation (7).
VQsc = ΔV F / ΔQ F (7)
Such calculation of Expression (7) is performed for all the new
再び、図11のフローチャートに戻る。変電所31〜34から伝送された連系点の目標電圧値Voと現在時刻Tpにおける電圧平均値Vaveの電圧偏差を計算する(処理S55)。この処理S55で計算した電圧偏差(Vave−Vo)と、処理S54で計算した電圧調整感度VQsc、を用いて、無効電力のレベル調整値の修正量QLを次の式(8)によって計算する(処理S56)。
QL=(Vave−Vo)/VQsc (8)
Again, it returns to the flowchart of FIG. A voltage deviation between the target voltage value Vo of the interconnection point transmitted from the
Q L = (Vave−Vo) / VQsc (8)
なお、相関係数CRqvが負値でない場合、あるいは負値であっても相関係数CRqvの絶対値が閾値ξ以下の場合は(処理S53でNo)、現在値の電圧調整感度を使用し、式(8)によって無効電力のレベル調整値の修正量QLを計算する(処理S56)。 When the correlation coefficient CRqv is not a negative value, or even if it is a negative value, if the absolute value of the correlation coefficient CRqv is less than or equal to the threshold ξ (No in step S53), the current value voltage adjustment sensitivity is used. The correction amount Q L of the reactive power level adjustment value is calculated by equation (8) (processing S56).
すなわち、電圧平均値Vaveが目標電圧値Voよりも高い場合には、電力系統から見て遅れの無効電力を増加させ、逆に電圧平均値Vaveが目標電圧値Voよりも低い場合には、電力系統から見て遅れの無効電力を減少させる。そして、この無効電力のレベル調整値の修正量QLを各新エネルギー発電所5A〜6Bに伝送し(処理S57)、それぞれの新エネルギー発電所5A〜6B側で現在の無効電力平均レベルQAに加算する。
That is, when the voltage average value Vave is higher than the target voltage value Vo, the reactive power that is delayed from the viewpoint of the power system is increased. Conversely, when the voltage average value Vave is lower than the target voltage value Vo, the power Reducing reactive power that is delayed from the viewpoint of the grid. Then, the reactive power level adjustment value correction amount Q L is transmitted to each of the new
図13は、本発明の実施形態に係る電圧調整動作の優位性を説明するための連系点電圧の模式的なグラフである。すなわち、図13は、本実施形態による電圧調整の動作を従来技術と比較したグラフを示している。図13に示すように、従来技術では、特に新エネルギー発電所5A〜6B側に電圧調整装置を設置していない場合には出力変動によって電圧変動がダイレクトに生じ、かつ平均電圧も目標値に調整することはできない。一方、本実施形態によれば、出力変動による電圧変動を抑制し、かつ平均電圧を目標値に制御することができるため、電力系統の電圧管理に貢献することが可能となる。
FIG. 13 is a schematic graph of a connection point voltage for explaining the superiority of the voltage adjustment operation according to the embodiment of the present invention. That is, FIG. 13 shows a graph comparing the voltage adjustment operation according to the present embodiment with the prior art. As shown in FIG. 13, in the prior art, especially when no voltage regulator is installed on the side of the new
以上、本実施形態によれば、気象条件の急変や系統擾乱時の運転停止等による新エネルギー発電所5A〜6Bの出力急変時においても、電力系統の電力調整予備力を増加させることなく、新エネルギー発電所5A〜6Bの出力を目標値に維持することができるため、電力系統の安定した周波数維持に貢献することが可能となる。また、電力系統側の電圧調整設備に負担をかけることなく、新エネルギー発電所5A〜6Bの系統連系点の電圧を適正な範囲に維持することができるため、電力系統の電圧管理に貢献することが可能となる。
As described above, according to the present embodiment, even when the output of the new
また、以上において、本発明に係る新エネルギー発電所群Gの制御システムを具体的な実施形態に基づいて詳細に説明したが、本発明は前記の実施形態の内容に限定されるものではなく、その要旨を逸脱しない範囲で種々の変更が可能である。 Further, in the above, the control system for the new energy power plant group G according to the present invention has been described in detail based on a specific embodiment, but the present invention is not limited to the content of the above embodiment, Various modifications can be made without departing from the scope of the invention.
本発明によれば、各電力会社と新エネルギー発電所群Gを運営する電力供給会社との系統連系に有効に利用することができるのはもちろんであるが、各電力会社と各家庭の太陽光発電との連系にも利用することが可能である。 According to the present invention, it can be effectively used for grid connection between each power company and the power supply company that operates the new energy power plant group G. It can also be used for interconnection with photovoltaic power generation.
G 新エネルギー発電所群
1 電力系統
2 送電線
3(31〜34) 変電所
4 給電指令所
5(5A、5B、5C) 風力発電所、新エネルギー発電所
51A、51B、51C 風力発電システム
52A、52B、52C 計測制御端末
53A、53B、53C、63A、63B、73 受電設備
6(6A、6B) 太陽光発電所、新エネルギー発電所
61A,61B 太陽光発電システム
62A、62B 計測制御端末
7 出力調整センタ
71 出力調整装置
72 計測制御端末
8 制御システム
81 制御演算装置
811 出力調整機能
8111 出力急変予測部(出力急変予測手段)
8112 出力制御演算部(発電出力調整手段)
812 電圧調整機能
8121 相関係数演算部(相関係数演算手段)
8122 電圧調整感度演算部(電圧調整感度演算手段)
8123 無効電力指令演算部(無効電力指令演算手段)
82 入力装置
83 表示装置
84 通信装置
85 データ格納装置
9(91、92) 通信線、通信網
10 気象情報サーバ
G New energy
8112 Output control calculation unit (power generation output adjustment means)
812
8122 Voltage adjustment sensitivity calculation unit (voltage adjustment sensitivity calculation means)
8123 Reactive power command calculation unit (Reactive power command calculation means)
82
Claims (6)
前記変電所から伝送された電圧管理目標値と、複数の新エネルギー発電所の電圧計測情報と、逐次計算される複数の前記新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力による電圧調整感度とを用いて、無効電力指令を演算する無効電力指令演算手段と、
前記電圧管理目標値と前記電圧計測情報とに基づいて、複数の前記新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力とその無効電力による電圧変化分との相関係数を演算する相関係数演算手段と、
前記相関係数演算手段が演算した相関係数に基づいて、前記電圧調整感度を演算する電圧調整感度演算手段と、
を備え、
前記無効電力指令演算手段は、前記電圧調整感度演算手段が演算した前記電圧調整感度を用いて、無効電力指令を演算することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。 A new energy power plant group consisting of a plurality of wind power plants and solar power plants connected to the power system and whose power generation output fluctuates according to weather conditions, an output regulator capable of controlling the power generation output, and the power system A power supply command station for controlling the supply and demand balance and a substation for adjusting the voltage and reactive power of the power system are connected via a communication line, and the power generation output of the new energy power station group and the output regulator a control system of new energy power plant group to carry out the adjustment,
And voltage management target value transmitted from the previous SL substation, a voltage measurement information of the plurality of new energy power plant, and a voltage adjusting sensitivity by reactive power in a plurality of system interconnection point of the new energy plant to be sequentially calculated Reactive power command calculation means for calculating reactive power command using,
Based on the voltage management target value and the voltage measurement information, a correlation coefficient calculation that calculates a correlation coefficient between a reactive power at a grid interconnection point of the plurality of new energy power plants and a voltage change due to the reactive power Means,
Voltage adjustment sensitivity calculation means for calculating the voltage adjustment sensitivity based on the correlation coefficient calculated by the correlation coefficient calculation means;
With
The reactive power command calculation means calculates a reactive power command using the voltage adjustment sensitivity calculated by the voltage adjustment sensitivity calculation means .
前記電圧調整感度演算手段は、前記相関係数演算手段が演算した電圧変化分と無効電力の計測情報との相関関係に基づいて、前記新エネルギー発電所の無効電力による電圧調整感度の演算の可否を判定することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。 In the control system of the new energy power plant group according to claim 1 ,
The voltage adjustment sensitivity calculation means determines whether or not the voltage adjustment sensitivity can be calculated by the reactive power of the new energy power plant based on the correlation between the voltage change calculated by the correlation coefficient calculation means and the reactive power measurement information. A control system for a new energy power plant group, characterized in that
前記電圧調整感度演算手段は、前記相関係数演算手段が演算した相関係数が負値であって、かつ前記相関係数の絶対値が閾値より大きい場合に、前記電圧調整感度を演算することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御システム。 The control system for a new energy power plant group according to claim 2 ,
The voltage adjustment sensitivity calculation means calculates the voltage adjustment sensitivity when the correlation coefficient calculated by the correlation coefficient calculation means is a negative value and the absolute value of the correlation coefficient is greater than a threshold value. A new energy power plant control system.
前記変電所から伝送された電圧管理目標値と複数の新エネルギー発電所の電圧計測情報とに基づいて、複数の前記新エネルギー発電所の系統連系点における無効電力とその無効電力による電圧変化分との相関係数を演算する第1のステップと、
前記第1のステップで演算された相関係数に基づいて前記無効電力による電圧調整感度を演算する第2のステップと、
前記第2のステップで演算された前記無効電力による電圧調整感度を用いて無効電力指令を演算する第3のステップと
を含むことを特徴とする新エネルギー発電所群の制御方法。 A new energy power plant group consisting of a plurality of wind power plants and solar power plants connected to the power system and whose power generation output fluctuates according to weather conditions, an output regulator capable of controlling the power generation output, and the power system A power supply command station for controlling the supply and demand balance and a substation for adjusting the voltage and reactive power of the power system are connected via a communication line, and the power generation output of the new energy power station group and the output regulator A control method for a new energy power plant group of a control system for adjusting
Based on the voltage management target value transmitted from the substation and the voltage measurement information of a plurality of new energy power plants, the reactive power at the grid interconnection points of the plurality of new energy power plants and the voltage change due to the reactive power A first step of calculating a correlation coefficient with
A second step of calculating a voltage adjustment sensitivity due to the reactive power based on the correlation coefficient calculated in the first step;
And a third step of calculating a reactive power command using the voltage adjustment sensitivity based on the reactive power calculated in the second step.
前記第2のステップにおいては、前記第1のステップで演算された電圧変化分と無効電力の計測情報との相関関係に基づいて、前記新エネルギー発電所の無効電力による電圧調整感度の演算の可否を判定することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御方法。 In the control method of the new energy power plant group according to claim 4 ,
In the second step, based on the correlation between the voltage change calculated in the first step and the reactive power measurement information, the possibility of calculating the voltage adjustment sensitivity by the reactive power of the new energy power plant A control method for a new energy power plant group, characterized in that
前記第2のステップにおいては、前記第1のステップで演算された相関係数が負値であって、かつ前記相関係数の絶対値が閾値より大きい場合に、前記無効電力による電圧調整感度を演算することを特徴とする新エネルギー発電所群の制御方法。 In the control method of the new energy power plant group according to claim 5 ,
In the second step, when the correlation coefficient calculated in the first step is a negative value and the absolute value of the correlation coefficient is larger than a threshold value, the voltage adjustment sensitivity by the reactive power is increased. A control method for a new energy power plant group characterized by calculating.
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